Нефть в движении

Крупнейшей в мире трубопроводной компании ПАО «Транснефть» в 2023 году исполняется 30 лет. За этот срок она смогла создать надежную и эффективную систему транспортировки нефти, ежегодно вкладывая миллиарды рублей в ее поддержание и развитие. Но до сих пор перед корпорацией встают новые вызовы, которые требуют взвешенных решений.

История нефтедобычи в России насчитывает больше полутора веков, когда начались первые попытки разработки месторождений жидких углеводородов. И хотя сырье с наземных проявлений собирали еще в XVI веке, первая в мире нефтяная скважина была пробурена на Биби-Айбатском месторождении около Баку в 1846 году. Тогда же встал вопрос о способах транспортировки как самой нефти, так и продукта ее переработки — керосина. Первые опыты в этой сфере были самые неожиданные вплоть до перевозки сырья и горючего на верблюдах.

Идею прокладки стационарной системы нефтепроводов и продуктопроводов в 1863 году высказал ученый-химик Дмитрий Менделеев. Предложенный им принцип ее работы несильно отличался от современного: нефть по трубам должна была течь от скважины до нефтеперерабатывающего завода, а полученная при перегонке продукция отгружалась бы специальными судами по воде. Он также считал необходимым заменить используемые тогда бурдюки на цистерны, а заводы располагать ближе к потребителям или портам.

И хотя в 1870-х первый опыт строительства подобных систем уже был воплощен в США, в России монографию Дмитрия Менделеева о межконтинентальных нефтепроводах посчитали нереализуемой выдумкой. Большинство, но не предприниматель Людвиг Нобель (брат основателя одноименной премии Альфреда Нобеля). Осенью 1879 года он вместе с инженером Александром Бари, участвовавшим в создании павильонов Всемирной выставки в Филадельфии, а также «русским Леонардо» конструктором Владимиром Шуховым начинает строительство нефтепровода Балаханы—Черный Город с нефтепромыслов Апшеронского полуострова с заводами в районе Баку. При помощи парового насоса он перекачивал 1,28 тыс. тонн нефти в сутки.

Первый российский нефтепровод был длиной всего 10 км и диаметром около 8 см, зато проект включал в себя огромное количество инноваций. Например, для него Владимир Шухов разработал первые в мире цилиндрические клепаные резервуары-нефтехранилища, особые трубы с постоянной толщиной стенок, не зависящей от диаметра, а также способ перекачки нефтяных остатков с подогревом, уменьшающим их вязкость. Таким образом, с нуля была создана научная теория проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, перешедшая в практику. Помимо этого был запатентован процесс крекинга нефти (разложение нефтяного сырья в специальных установках при высоких температурах под определенным давлением) как способа получения нефтепродуктов. Он позволил в течение следующих лет активно наращивать переработку: с 1876 года к 1879 году перекачка керосина выросла почти в 100 раз — с 6 тыс. до 550 тыс. пудов.

В том же году в эксплуатацию был запущен еще один нефтепровод по маршруту Балаханы—Черный Город (длина 12,9 км, диаметр 70 мм). Проектировал его также Владимир Шухов, но уже по заказу другого предпринимателя — промышленника и мецената Георгия Лианозова. К концу XIX века в окрестностях Баку работали уже 25 нефтепроводов общей протяженностью 300 км и мощностью 20 тыс. тонн нефти в сутки. А в 1907 году был запущен совместный проект Нобелей и французских банкиров Ротшильдов по транспортировке керосина. Хотя изначально вместо первого в России продуктопровода, который на тот момент стал самым длинным трубопроводным маршрутом (длина — 883 км, диаметр — 200 мм, пропускная способность — 1 млн тонн в год), Владимир Шухов еще в 1884 году по заказу бизнесменов разработал план магистрального нефтепровода Баку—Батум. Окончательные параметры керосинопровода разработал профессор Санкт-Петербургского технологического института Николай Щукин. Еще одним мегапроектом, которому пришлось несколько десятилетий пылиться на полке, стал запущенный в 1928 году маршрут прокачки нефти из Грозного в порт Туапсе.

Следующие годы строительство нефтепроводов нарастало огромными темпами. И к 1941 году в СССР было проложено около 4,1 тыс. труб для прокачки нефти и нефтепродуктов. По сравнению с дореволюционным периодом протяженность выросла в 6,7 раза, а пропускная способность — почти в 20 раз, до 7,9 млн тонн в год.

В период Второй мировой войны система доставки сырья и топлива стала для России жизненно необходимой, так что, несмотря ни на что, продолжала развиваться, иногда вопреки всем законам физики. Одним из таких проектов, реализация которых казалась невозможной, стала прокладка подводного продуктопровода по дну Ладожского озера для снабжения блокадного Ленинграда. Опыт прокладки трубы под водой в СССР к тому моменту уже существовал: в марте 1942 года на Сахалине была создана нитка 10 км. Но там маршрут шел по дну пролива, а на Ладоге предстояло меньше чем за два месяца проложить бензинопровод длиной 21 км на открытой воде на глубине до 13 м под постоянными обстрелами. И несмотря ни на что, построенный менее чем за 50 дней трубопровод 19 июня 1942 года уже был принят правительственной комиссией. Это во многом спасло осажденный город, обеспечив топливом транспорт его основных служб, военной техники и авиации.

Очередной масштабный этап развития нефтепроводной системы в стране начался в 1960-е годы после восстановления ее от войны. В 1960 году началось строительство самой длинной в мире нефтепроводной системы «Дружба» в направлении Европы (завершено в 1974 году). Строительство новых маршрутов активизировали геологические открытия. Так, в 1961 году в Сибири была обнаружена первая промышленная нефть, а уже в 1965 году — запущен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Шаим—Тюмень для доставки сырья из новой провинции. Учитывая это, к концу десятой пятилетки (1976–1980 годы) нефтепроводная система СССР становится крупнейшей в мире, протянувшись почти на 50 тыс. км.

Новая страница истории российского трубопроводного транспорта началась после развала СССР. В 1993 году правительство создает современного оператора нефтетранспортной системы — ПАО «Транснефть». Отныне трубопроводы объединились в самостоятельную отрасль под управлением одной компании, которая взяла на себя контроль за оставшейся в наследие от СССР трубопроводной инфраструктурой. При этом «Транснефть» не остановилась на достигнутом в советском прошлом и с 2000 года начала активно строить новые маршруты, отвечая на запросы добывающих компаний. Первой в новой истории была заложена Балтийская трубопроводная система, которая наконец позволила России не зависеть от транзита по сопредельным странам в северо-западном направлении.

А после 2006 года старты строительства или вводы уже готовых трубопроводов стали почти ежегодным событием. Они соединили крупнейшие российские нефтяные месторождения с перерабатывающими заводами, внешними рынками Европы и Азии напрямую или через морские порты. Там «Транснефти» также пришлось построить или существенно модернизировать существующие перевалочные терминалы. С нуля были построены три нефтеналивных порта: в Приморске, Усть-Луге и Находке. Помимо этого наращивание мощностей по переработке нефти потребовало развития системы для транспортировки нефтепродуктов. За последние 15 лет инвестиции в модернизацию системы и новое строительство превысили 4 трлн руб. Например, в прошлом году по программе долгосрочного развития «Транснефть» выделила примерно 190 млрд руб. на замену линейной части нефтепроводов, реконструкцию резервуаров, оборудование узлов систем измерения количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов, автоматизированных систем управления технологическим процессом и др. Помимо этого компания завершила крупный проект по расширению трубопроводных мощностей в направлении порта Новороссийск, что позволит экспортировать до 40 млн тонн малосернистой нефти. На 2023 год инвестиции запланированы на уровне 230 млрд руб.

Благодаря высоким темпам развития нефтетранспортной инфраструктуры за 30 лет протяженность магистральных трубопроводов и количество насосных станций в распоряжении «Транснефти» увеличилось более чем в 1,5 раза, до 67 тыс. км и 500 штук соответственно, а объем резервуарных мощностей вырос почти в 1,9 раза, до 24,5 млн кубометров. Это позволило по итогам 2022 года транспортировать более 463 млн тонн нефти (около 80% от добываемого объема) и 39 млн тонн нефтепродуктов (30%). С учетом подобных масштабов инфраструктуры одним из ключевых вопросов ее надежной работы является эффективное управление. Для этого еще до распада Советского Союза началось создание Единой автоматизированной системы управления нефтепроводным транспортом. Для этого в 1992 году в главном офисе АК «Главтранснефть» была установлена локальная вычислительная сеть, а в 1993 году 12 локальных сетей в России, Казахстане и на Украине были объединены в единую глобальную систему. Следующим шагом стало расширение проекта и вовлечение районных нефтепроводных управлений. Это позволило в режиме реального времени получать всю необходимую информацию о состоянии системы не только специалистам «Транснефти», но и нефтедобывающим компаниям и заказчикам.

А в 1998 году была запущена в работу Система диспетчерского контроля и управления технологическим процессом транспортировки нефти по системе магистральных нефтепроводов. Она взяла под контроль тысячи систем автоматики и телемеханики, экранных форм, задвижек на линейной части, а также сотни перекачивающих станций и резервуарных парков. Аналогов подобной системы в мире не существует до сих пор. В год введения в эксплуатацию проект занял первое место во всемирном конкурсе Microsoft. Современная версия системы включает в себя более 300 функций, которые сгруппированы в 13 подсистем: от различных справочников (организаций, договоров, тарифов, объектов контроля) до банка качества нефти.

Это особенно важно с учетом того, что «Транснефть» напрямую отвечает за качество поставляемого сырья. Внутри ее системы формируется три различных сорта нефти. Это сернистый сорт Urals, который идет на экспорт через порты Усть-Луга, Приморск, Новороссийск, по нефтепроводам «Дружба» и Омск—Павлодар, а также малосернистые Siberian Light (порт Новороссийск) и ESPO (порт Козьмино и нефтепровод Сковородино—Мохэ). Контроль показателей ведется в 103 испытательных лабораториях. Образцы нефти берутся при приеме, транспортировке и сдаче сырья грузополучателям. Для повышения эффективности их работы «Транснефть» в 2019–2022 годах провела цифровизацию, внедрив Единую лабораторную информационную систему. Новый механизм помог компании решить сразу несколько стратегических задач: повысить доверие к данным проверок и их точность, помог в анализе данных и их интерпретации, исключил человеческий фактор и возможные ошибки, а также обеспечил системный подход в ключевых операциях (мониторинг, обмен и хранение данных).

Еще одним критически важным аспектом работы «Транснефти» является безопасность поставок. Концепция развития упреждающей системы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов была принята еще в 1990 году. Она базируется на внутритрубной диагностике дефектоскопами, которая стала основным способом определения технического состояния труб. И с тех пор механизмы контроля за состоянием системы постоянно совершенствуются. Это позволило минимизировать количество чрезвычайных происшествий на нефтепроводах и других элементах транспортной инфраструктуры.

Такой комплексный подход во всех направлениях деятельности «Транснефти» и внимание к каждой детали делают работу крупнейшей в мире трубопроводной системы безопасной и эффективной. Тем более что ее активное развитие продолжается. На фоне необходимости увеличивать поставки энергоресурсов на Восток, перспектив разработки новых месторождений в Арктике и других регионах перед компанией будут вставать все новые вызовы, на которые предстоит достойно ответить.