Рубрика: Вопросы и ответы

Транспортировка нефти и нефтепродуктов железнодорожным транспортом
Транспортировка нефти и нефтепродуктов водным транспортом
Транспортировка нефти и нефтепродуктов автомобильным транспортом
Транспортировка нефти и нефтепродуктов трубопроводным транспортом
Транспортирование нефти по трубопроводу. Учебный фильм

Добыча, сбор и подготовка нефти к транспортировке. Учебный фильм

Общие сведения о транспорте и нефтепродуктах

Развитие народного хозяйства связано со значительным ростом потребления нефти, нефтепродуктов и газа. Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов нефтепродуктов в виде горючего и смазочных масел. Газ используют в металлургии, на электростанциях и в других областях как наиболее дешевый вид топлива. Бесперебойная работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной поставки нефтепродуктов.

Доставка и распределение нефтепродуктов осуществляется трубопроводным, водным, железнодорожным и автомобильным транспортом, а также сетью нефтебаз, газохранилищ, бензогазораздаточных станций.

Каждый вид транспорта используется в зависимости от развития соответствующих транспортных путей, от объема перевозок, характера нефтегрузов, от расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), нефтебаз и основных потребителей. При этом во всех случаях выбора вида транспорта преследуется цель: при минимальных затратах сократить сроки доставки и полностью исключить нерациональные перевозки.

При выборе вида транспорта во внимание принимаются как недостатки, так и преимущества данного вида. Известно, что удельные затраты тем меньше, чем больше мощность транспортной магистрали. Однако нельзя пренебрегать и такими факторами, как сезонность работы и расстояние перевозки. Например, водным транспортом, который дешевле железнодорожного, можно перевозить только в навигационный период, автомобильным — в некоторых районах до наступления распутицы, а железнодорожным и трубопроводным — практически круглый год. При перевозках на короткие расстояния достаточно экономично пользоваться автомобильным транспортом. В случае доставки нефтепродуктов на весьма большие расстояния, когда не удается ограничиться одним видом транспорта, приходится передавать нефтегруз с одного вида транспорта на другой. Перемещение грузов несколькими видами транспорта называется смешанными перевозками.

Железнодорожный транспорт. Общая характеристика

Железнодорожным транспортом перевозят все виды нефтепродуктов, нефть и сжиженные газы. В общем объеме перевозок на его долю приходится около 40 %. Нефть и нефтепродукты перевозятся по железным дорогам, как правило, в вагонах-цистернах. Только небольшая часть, около 2 %, транспортируется в мелкой таре — в бочках, контейнерах и бидонах.

Для транспортировки отдельных видов масел, смазок и небольших партий светлых и темных нефтепродуктов используются крытые вагоны. Отличительная особенность железнодорожных перевозок — это возможность доставки нефтегрузов в любое время года, благодаря чему большинство распределительных баз расположено на железнодорожных магистралях. Однако железнодорожный транспорт имеет существенные недостатки. К ним относятся: большие капиталовложения при строительстве новых и реконструкции действующих путей; относительно высокие эксплуатационные расходы на перевозку нефти по сравнению с другими видами транспорта (в 2-4 раза дороже водного и трубопроводного).

Нефть и нефтепродукты перевозятся в железнодорожных цистернах грузоподъемностью 25, 50, 60, 90 и 120 т. Наибольшее распространение имеют четырехосные цистерны объемом 50 и 60 м³. Вагоны-цистерны формируют в поезда, называемыми наливными маршрутами. Цистерны оборудуются универсальными сливными приборами. Они устанавливаются в нижней части котла цистерны и обеспечивают полный слив нефтепродукта.

Для ограничения максимально допустимого давления и вакуума в железнодорожных цистернах, сверх которых могут возникнуть опасные напряжения в стенке котла, цистерны снабжают пружинными предохранительными клапанами.

Цистерны, предназначенные для перевозки высоковязких застывающих нефтепродуктов, оборудуют наружными паровыми рубашками или внутренними устройствами для подогрева. Паровая рубашка обеспечивает подогрев (подплавление) пограничного слоя застывшего нефтепродукта без разогрева остальной его массы. Цистерны с внутренними подогревателями обычно снабжены наружной теплоизоляцией (цистерны-термосы) для уменьшения тепловых потерь, когда цистерна находится в пути.

Для перевозки битума как весьма тугоплавкого нефтепродукта применяют специальные железнодорожные вагоны, называемые бункерными полувагонами. Особенность их заключается в том, что они состоят из четырех бункеров с паровой рубашкой (объемом по 11,8 м³), установленных на раме вагона.

Опорные точки бункера расположены таким образом, что в заполненном состоянии его центр тяжести находится выше этих точек, и бункер легко опрокидывается (при освобождении захватов). Битум вываливается в затвердевшем виде на разгрузочную площадку, а затем после опорожнения бункер возвращается в первоначальное вертикальное положение.

По железной дороге нефтепродукты перевозят также и в контейнерах. Контейнеры представляют собой небольшие цистерны грузоподъемностью 2,5 и 5 т. Их устанавливают на железнодорожных платформах и по прибытии к месту назначения в заполненном виде перегружают кранами на грузовые машины. В цистернах-контейнерах перевозят главным образом масла и смазки. Поскольку масла и смазки имеют высокую вязкость, контейнеры снабжены паровыми рубашками для подогрева нефтепродуктов при их опорожнении.

Слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, прибывающие на нефтебазу, производится на специальных сливно-наливных устройствах (эстакадах).

На нефтебазу цистерны подают по подъездным железнодорожным путям, которые примыкают к железнодорожным магистралям у ближайшей станции. В зависимости от характера проводимых операций подъездные железнодорожные пути разделяют на основные, предназначенные для слива и налива нефти и нефтепродуктов; вспомогательные — для разгрузки или погрузки тарных грузов и других вспомогательных материалов; обгонные — для маневровых работ. На основных железнодорожных путях размещают устройства для сливно-наливных операций, которые вместе с ними называются сливно-наливным фронтом.

Нефтепродукты всех видов перевозят по железным дорогам в соответствии с «Правилами перевозок грузов» МПС. Этими правилами предусмотрен порядок формирования железнодорожных цистерн в маршруты, условия перевозок нефтегрузов, подачи железнодорожных маршрутов под слив и налив на эстакады, правила сдачи наполненных маршрутов по железной дороге, нормы времени на погрузочно-разгрузочные операции, а также основные требования к технической эксплуатации.

Водный транспорт

Водным транспортом перевозят нефть, нефтепродукты и сжиженные газы.

Водный транспорт подразделяется на морской и речной. Он осуществляет перевозку нефти и нефтепродуктов как внутри страны, так и за ее пределами. На долю водного транспорта приходится около 13 % от общего объема перевозок нефтегрузов.

По сравнению с железнодорожным водный транспорт требует меньшего расхода топлива на единицу перевозок, характеризуется небольшой численностью обслуживающего персонала, меньшими затратами металла на единицу грузоподъемности и небольшой собственной массой по отношению к массе перевозимого груза.

Морским транспортом внутри России основные перевозки нефтепродуктов осуществляются в Каспийском, Черном, Азовском, Балтийском, Японском и Охотском морях.

К преимуществам морского транспорта относятся низкая себестоимость перевозки нефти за счет использования судов большой грузоподъемности на дальние расстояния.

Речным транспортом доставляются нефтепродукты на многие нефтебазы, расположенные на реках.

Протяженность судоходных рек в России составляет около 150 тыс. км.

К преимуществам речного транспорта относится высокая пропускная способность речных путей и возможность перебрасывать флот из одного речного бассейна в другой. Для отдельных районов Якутии, Тюмени, Омской и Новосибирской областей речной транспорт является основным способом доставки нефтепродуктов.

К отрицательным свойствам речного транспорта можно отнести то, что на зимний период прекращаются речные перевозки. Это приводит к созданию межнавигационных запасов нефти в перевалочных пунктах или у потребителей. Приходится сооружать крупные резервуарные емкости на промыслах, НПЗ и водных нефтебазах для соответствующего накопления и длительного хранения нефти.

К недостаткам речного транспорта также относятся несовпадения географического расположения сети с наполнением нефтяных грузопотоков, что удлиняет расстояние перевозки, и малая скорость нефтеналивных судов по сравнению с другими видами транспорта.

Нефтеналивные суда подразделяют на морские (танкеры), речные, озерные и смешанного плавания, а также самоходные и несамоходные.

Самоходные (танкеры) имеют машинные отделения; несамоходные суда (баржи) передвигаются при помощи буксиров различной мощности.

Нефтеналивное судно характеризуется следующими показателями:
1) осадкой судна — глубиной, на которую погрузилось судно; осадку определяют по положению ватерлинии. Ватерлиния делит судно на надводную и подводную части и называется порожней (легкой) ватерлинией, соответствующей порожнему судну; ватерлиния, соответствующая осадке судна с максимальным грузом, называется грузовой ватерлинией;
2) водоизмещением — равным массе воды, вытесненной груженым судном до грузовой ватерлинии (при суммарной массе судна и груза);
3) грузоподъемностью — массой транспортируемого груза;
4) дедвейтом — полной массой груза, включающей транспортируемую массу и груз для собственных нужд (вода, топливо, багаж и продовольствие), который может быть принят судном без потери своей плавучести и остойчивости и при сохранении скорости хода;
5) остойчивостью — способностью судна не переворачиваться, а возвращаться в свое положение при крене, в которое оно приводится волной, ветром или неравномерной нагрузкой. Наклон судна в поперечном направлении, т.е. в сторону одного из его бортов, называется креном, а наклон в продольном направлении, т.е. в сторону носа или кормы — дифферентом;
6) непотопляемостью — способностью судна держаться на воде при пробоинах в корпусе. Она тем больше, чем больше в нем перегородок, разделяющих судно на отдельные герметичные отсеки. При отсутствии перегородок жидкий груз при крене или дифференте получает возможность перетекать в сторону наклона судна, увеличивая крен за пределы, обеспечивающие остойчивость, что в результате может привести к переворачиванию судна. Во избежание крена загрузку и выгрузку отсеков (танков) производят по определенной очередности.

Танкеры и баржи различаются как по грузоподъемности, так и по их конструкции. По конструктивной схеме нефтеналивное судно представляет собой стальной каркас (с поперечными и продольными связями), к которому крепится обшивка. В корпусе танкера различают три основные части — среднюю, носовую, кормовую.

Средняя часть танкера в связи с пожарной безопасностью отделена от носа и кормы сдвоенными непроницаемыми переборками, образующими свободную полость, которая называется коффердамом. Коффердам заливают обычной водой, чтобы создать надежную изоляцию опасной зоны судна от других его частей. Средняя часть танкера при помощи непроницаемых перегородок разделена на отсеки (танки), в которые заливают нефтепродукт. Танки сообщаются между собой через специальные клинкеты, установленные в нижней части перегородок, которые открываются во время налива или выкачки нефтегруза. Управление клинкетами выведено на палубу судна.

Наличие отдельных отсеков повышает остойчивость танкера. При аварии с одним танком (пробоина или пожар) остальные танки остаются в защищенном состоянии.

Для выполнения операций по выкачке нефтегрузов, а также для внутренних перекачек служит насосное (машинное) отделение, которое оборудовано грузовыми насосами. В носовой части имеются сухогрузный трюм для перевозки нефтепродуктов в таре и сухих грузов, а также отделение для хозяйственных грузов.

Налив и откачка нефтепродуктов производится по системе трубопроводов, соединяющих машинное отделение с отсеками. При наливе следят, чтобы танки были залиты полностью во избежание самопроизвольного перемещения нефтепродуктов при перекачке танкера. Перемещение нефтепродукта при перекачке может вызвать большие гидравлические удары и вероятность нарушения прочности стенок. На корме размещены машинное отделение, топливные баки, жилые помещения.

Озерно-речные танкеры в отличие от морских имеют меньшую осадку (вследствие малых речных глубин), чем и объясняется их малая грузоподъемность (10-12 тыс.).

Танкеры не имеют возможности причаливать к берегу и стоят в рейде. В этом случае нефтегрузы перегружают на лихтеры, грузоподъемность которых достигает 100 т. Лихтеры бывают самоходные и несамоходные.

Для перевозки вязких нефтепродуктов баржи оборудованы подогревателями, причем пар для этих целей подается с буксира или специальных плавучих насосных станций.

В настоящее время применяют смешанные перевозки. Разновидность грузовых судов смешанного плавания — нефтерудовозы. Руду загружают в центральный трюм, а нефтепродукты заливают в бортовые цистерны — по четыре с каждого борта. У нефтерудовоза нет «холостых» пробегов, неизбежных для танкера или рудовоза. Так, в Швецию они доставляют нефть, а обратно возвращаются с рудой.

При перевозке нефтепродуктов по водным магистралям соблюдаются правила Министерства морского и речного флота. Этими правилами предусмотрены порядок подготовки судна к наливу, погрузочно-разгрузочных операций, условия перевозки при различных температурных режимах, требования к герметичности систем и другим мерам технической эксплуатации; установлен также порядок замера количества груза и оформления грузовых документов.

Автомобильный транспорт

Автотранспорт широко используется при перевозках нефтепродуктов с распределительных нефтебаз непосредственно потребителю. Наиболее эффективно он используется в районах, куда невозможно доставить нефтепродукты железнодорожным или водным путями сообщения. Основное назначение автотранспорта — доставка готовых нефтепродуктов с крупных нефтебаз на мелкие и далее к потребителю. Доставка производится автоцистернами, топливозаправщиками путем перекачки по местным трубопроводам. Широко применяются контейнерные и тарные перевозки в специальных контейнерах, бочках и мелкой таре.

Автоцистерны оснащены комплектом оборудования, включающим патрубок для налива нефтепродукта, дыхательный клапан, стержневой указатель уровня, клиновую быстродействующую задвижку для слива топлива, два шланга с наконечниками и насос с механическим приводом. Объем отдельных автоцистерн достигает 25 м³. Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении автомашины.

Для обеспечения пожарной безопасности на автоцистернах установлены огнетушители и устройства для заземления цистерн и шлангов для отвода статического электричества, которое может образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов.

Автотопливозаправщиками называются автоцистерны, оборудованные комплектом насосно-раздаточных устройств. Автозаправщики предназначены для заправки топливом автомашин, а также сельскохозяйственных машин и самолетов. Автотопливозаправщики используют преимущественно для снабжения нефтепродуктом потребителей или автоколонн, работающих в отдалении от нефтебаз и заправочных станций.

Автозаправщики обычно монтируют на шасси грузовых машин и оборудуют раздаточным насосом, трубопроводной обвязкой, приемо-раздаточными шлангами, водовоздухоотделителями, фильтрами, счетчиками и другими контрольно-измерительными приборами. Оборудование автозаправщика приводится в действие водителем из кабины управления.

Автомаслозаправщики предназначены для транспортировки масел с нефтебаз и заправки транспортных средств маслом в стационарных и полевых условиях. Они оборудованы специальным подогревателем для нагрева масла.

Маслозаправщик состоит из шасси автомобиля и смонтированного на нем оборудования. Кроме котла установлены насос с приводом, фильтр, счетчик, приемо-раздаточные шланги, кабина управления с контрольно-измерительной аппаратурой и средства пожаротушения.

Масло подогревается в котле-цистерне при помощи форсунок. Высокая температура масла сохраняется длительное время благодаря теплоизоляции котла. Во избежание подгорания масла в трубчатке (змеевике) в процессе подогрева масло циркулируется при помощи насоса со скоростью не менее 2 м/с.

Автотранспортом осуществляется также перевозка нефтепродуктов в контейнерах и в мелкой таре.

Контейнерами называются емкости небольшого объема (1-5 м³), в которых нефтепродукты доставляются потребителю без перекачки в стационарные хранилища. Контейнеры сгружают с машин при помощи кранов. Контейнерные емкости не закрепляются за автомашиной и попеременно могут служить транспортной емкостью и временным хранилищем. Контейнерные перевозки весьма удобны для отдаленных районов и при организации полевых передвижных складов. В качестве контейнеров используют металлические или эластичные резинотканевые емкости объемом 2,5 и 4 м³. Их устанавливают обычно на грузовых автомобилях ГАЗ-51 или ЗИЛ-164, причем заполняют их непосредственно в кузове автомобиля.

Из мелкой тары наиболее распространены бочки и бидоны. Различают два основных вида бочек — металлические для транспорта жидкого топлива (бензина, керосина и др.) и фанерные (штампованные), используемые в основном для консистентных смазок. Металлические бочки бывают объемом 50-500 л, а фанерные — 50 л.

Бидоны применяют двух типов: металлические и фанерные. Металлические бидоны изготавливают из белой жести прямоугольной и цилиндрической формы объемом 5-62 л. Металлофанерные бидоны для консистентных смазок изготавливают объемом 16 л, корпус у них фанерный, а днище металлическое штампованное. Эти бидоны, покрытые изнутри бензостойким материалом, используются также под масло.

Трубопроводный транспорт

Нефтепродуктопроводы протяженностью более 50 км и диаметром более 219 мм называются магистральными. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы и ответвления от них в соответствии со Строительными нормами и правилами (СНиП П-45-75) сооружают диаметром до 1620 мм с избыточным давлением не выше 10 МПа (100 ат.). Они предназначаются для транспортировки нефти и нефтепродуктов из районов их добычи, производства или хранения до мест потребления — нефтебаз, пунктов налива и отдельных промышленных предприятий.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса:
к I классу относятся трубопроводы диаметром 1620-1000 мм;
ко II классу — трубопроводы диаметром 1000—500 мм;
к III классу — трубопроводы диаметром 500—300 мм;
к IV классу — трубопроводы диаметром менее 300 мм.

Первый трубопровод протяженностью 12 км, диаметром 3 дюйма (73,5 мм) был построен в 1872 г. и предназначался для перекачки нефти с Балахнинских промыслов на Бакинские нефтеперегонные заводы.

Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы по устройству в принципе одинаковы и состоят из трубопровода и насосных станций, располагаемых вдоль трассы трубопровода. Различаются они только отдельными элементами технологических схем магистрального трубопровода.

Основными сооружениями магистрального нефтепровода являются: головная перекачивающая станция, которую размещают на начальном участке трубопровода (в районе нефтепромыслов), она служит для приема нефти с последующей подачей ее в трубопровод; промежуточные перекачивающие станции, которые обеспечивают дальнейшее передвижение нефти по трубопроводу; нефтебаза, где осуществляется прием нефти из трубопровода для дальнейшей отправки потребителю, и трубопровод с ответвлениями и линейными сооружениями, к которым относятся дома линейных ремонтников и аварийно-ремонтные пункты, устройства линейной и станционной связи, установки коррозионной защиты и др.

В состав перекачивающих станций входят: резервуарный парк, устройства для пуска скребков или разделителей, установки для фильтров, а также отдельные емкости для сброса утечек и приема жидкости из предохранительных систем защиты.

По принципу перекачки на практике применяют две системы — постанционную и транзитную (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Системы перекачек:
а — постанционная; б — через резервуар; в — с подключенным резервуаром; г — из насоса в насос; 1 — насосная станция; 2 — резервуар

Постанционная перекачка характеризуется тем, что нефть поступает в резервуар промежуточной перекачивающей станции до его заполнения, а затем из него откачивают нефть для подачи на следующую станцию (рис. 1.1, а).

Для обеспечения непрерывности работы трубопровода на станциях предусматривается не менее двух резервуаров. Причем в один резервуар производится закачка, а из другого одновременно осуществляется откачка для подачи в трубопровод. По этой схеме требуется большее число резервуаров, что связано с усложнением условий эксплуатации и дополнительными затратами. Постанционная перекачка применяется только в отдельных случаях: при наладке нефтепровода; выявлении пропускной способности отдельных его перегонов и др.

В основном применяют транзитную перекачку (рис. 1.1, б-г). При такой перекачке поступающий в резервуар продукт немедленно всасывается насосами и перекачивается на следующую станцию. Резервуар одновременно включен и на прием продукта предыдущей станции, и на всасывание насосов для дальнейшей его перекачки.

В зависимости от способа включения самого резервуара различают следующие системы транзитной перекачки:
а) через резервуар;
б) с подключенным резервуаром;
в) из насоса в насос.

Рассмотрим каждую из этих систем в отдельности.

Перекачка «через резервуар». При последовательном включении резервуара жидкость, поступающая с предыдущей станции, прежде чем попасть на прием насосов, проходит через резервуар (см. рис. 1.1, б).
Усиленное движение нефтепродукта способствует интенсивному испарению. Перекачка «через резервуар» применяется в случаях необходимости освобождения перекачиваемой жидкости от воздуха и газа до поступления её в насос или для отстоя перекачиваемого продукта от воды на ходу перекачки. Не рекомендуется для перекачки нефти и светлых нефтепродуктов.

Перекачка «с подключенным резервуаром». Перекачиваемая жидкость поступает в насосы непосредственно из трубопровода, минуя резервуар, включенный в магистраль параллельно (см. рис. 1.1, в). Из трубопровода в резервуар или наоборот жидкость поступает лишь в периоды нарушения согласованности в работе перекачивающих станций. Потери от испарения из резервуаров значительно снижаются, так как в резервуары попадает лишь часть перекачиваемого продукта; основное же количество его проходит из начального пункта нефтепровода в конечный, не заходя в резервуары промежуточных станций.

Перекачка «из насоса в насос» является наиболее совершенной в отношении предотвращения потерь продукта от испарения (см. рис. 1.1, г).

В качестве перекачивающих агрегатов наиболее эффективны центробежные насосы, так как они легко поддаются синхронизации и автоматическому регулированию. Кроме того, в отличие от поршневых они не дают опасного повышения давления даже при полном закрытии задвижки на нагнетании. Использование поршневых насосов может привести к тяжелой аварии вследствие недопустимого давления на выкиде насосов предыдущей станции. В этом случае обязательна установка предохранительных клапанов на приеме и выкиде, отрегулированных на допустимый избыток давления. Для приема избытка продукта из предохранительных клапанов предусматривают специальные резервуары. [Коннова Г.В. Оборудование транспорта и хранения нефти и газа]

В настоящее время роль Рос­сии в обеспече­нии глобального мира первичной энергией интригует всех. Несмотря на кризис, программы энергоэффектив­ности и развитие возобновляемой энер­гетики, спрос на углеводороды в мире растёт. Основные причины просты: прежде всего, это стремительный рост народонаселения, бурное развитие эко­номик догоняющих Запад новых цент­ров силы вроде Китая и Индии, истоще­ние традиционных месторождений неф­ти и газа и необходимость перехода к извлечению полезных ископаемых из труд­нодоступных районов земного шара вро­де глубоководных океанских месторож­дений. Все это позволяет сделать следую­щий вывод: несмотря на неизбежные це­новые перепады, в среднесрочной пер­спективе нефть и газ будут товарами до­рогими. Потому что они востребованы.

В связи с этим довольно ясно вырисо­вывается и энергетическая стратегия России. Наша задача: удержать традици­онные рынки сбыта, прежде всего Евро­пу, Турцию и постсоветское пространст­во, а также постараться выйти на новые. Кстати, про атлантический можно пока на время забыть из-за бума вокруг добы­чи нетрадиционных углеводородов. А вот Азия — весьма перспективный и ла­комый кусочек, и мы делаем правиль­ный вывод: именно страны АТР, а также Европа оказываются в наиболее серьёз­ной сырьевой ловушке. Собственных ре­сурсов у них крайне мало, при этом Ев­ропа сталкивается с резким падением добычи нефти и газа на собственной тер­ритории, а, скажем, Китай и Индия — со слишком быстрым ростом спроса.

Отсюда — наши цели: создание усло­вий для увеличения производства угле­водородов на российской территории, вовлечение в добычу новых регионов вроде Восточной Сибири и шельфа, раз­витие инфраструктуры для экспорта пер­вичных энергоносителей в страны АТР, которые доселе не были для нас приори­тетным рынком.

Широко известно, что в России приня­то всегда все усложнять, когда мы видим стремление замедлить растущую добычу углеводородов. Данное явление объясняется пресловутой дивер­сификацией экономики и необходимо­стью перенаправить инвестиции из сырьевого комплекса в обрабатываю­щую промышленность. Возник даже хит­рый термин — «налоговый манёвр». Расшифровывается он просто: нарастить налоговую нагрузку, главным образом на производителей углеводородов, и со­кратить налоги на другие отрасли, что якобы приведёт к «перетеканию» инве­стиций.

Это, конечно, не соответствует дейст­вительности. Ибо если вы запретите же­лающим инвестировать в нефтегазовый комплекс, то они не будут вкладывать деньги в производство роботов на Ямале или в сборку компьютеров в Якутии. Они просто выведут деньги из страны, а инвестиции направят в Китай, Индию или Бразилию. Такие манёвры приведут к обрушению нефтегазовой промышленности — построить же на «её костях» но­вую экономику вряд ли удастся. То, что рост добычи российской нефти в последние годы находился уже в пределах статисти­ческой погрешности, никого не смуща­ет. Более того, правительство пытается выдать этот факт за давно спланиро­ванный ориентир. Дескать, не стоит рас­ширять добычу.

На просьбы нефтяников радикально пересмотреть налоговый режим с целью стимулирования инвестиций в новые ре­гионы нефтедобычи государство отвеча­ет намерением эти налоги увеличи­вать. Ан­тон Силуанов заявил о том, что собирается и дальше наращи­вать НДПИ на газ. Не ждёт ничего хоро­шего в этом плане и нефтяников.

Словом, заинтересованности в росте добычи нефти государство пока не про­являет. По газу ситуация иная: на словах провозглашаются грандиозные планы увеличения до 2030 г. производства «го­лубого топлива», а осуществляемые на деле налоговые шаги говорят об обрат­ном.

В то же время полным ходом идёт «вы­талкивание» нефтяных компаний за пре­делы Российской Федерации, да и сами на­ши ВИНК не прочь поиграть в глобаль­ность. Практически все они реализуют планы по развитию upstream-бизнеса в разных точках планеты. Часто даже выби­раются регионы с политической точки зре­ния поэкзотичнее да позаковыристее, — следовательно, лёгкой жизни ждать не приходится. Считается, видимо, что та­ким образом только усиливается вес Рос­сии и её политическое влияние в мире.

Все Мейджоры делают одно и то же. Все западные компании ведут добычу в огромном количестве стран с самыми разными налоговыми системами и уров­нями политических рисков. Собственно, именно в такой разветвлённости видит­ся залог успеха — неудача в одном месте менее заметна, если в других регионах наблюдается хорошая динамика. Выхо­дит, и российским ВИНК, если они хотят быть в высшей лиге нефтегазового биз­неса, нужно перенимать эту стратегию. Однако в данном случае «чужая колея» нам абсолютно не под­ходит. А сравнение с западными Мейд­жорами — совершенно неуместно. Объ­яснение предельно просто. Дело в том, что в странах проживания базовых ак­ционеров западных компаний весьма тя­жёлая ситуация с доказанными запаса­ми. Именно это и вынуждает их рыскать по миру в поисках добычи.

Собственно, по той же самой причине энергетической экспансией занимаются китайские и индийские компании. Эко­номики их стран задушены чрезмерной зависимостью от угля, а собственных нефти и газа не хватает. Добыча внутри Китая и Индии драматично отстаёт от роста потребления углеводородов, фор­мируя простую задачу — любой ценой выйти на зарубежные проекты. Но Россия запасами, слава богу, не об­делена. Более того, у неё есть потенциал их прироста — как минимум, в Восточной Сибири и на шельфе, включая арктиче­ский. Понятно, что разрабатывать ме­сторождения в этих регионах непросто. Однако расширять добычу нефти и газа на собственной территории вполне ре­ально. Но если российские компании, вместо того чтобы вкладывать средства в освоение собственных территорий, бу­дут делать это в Африке и Латинской Америке, тогда, понятное дело, падение добычи в РФ станет вопросом самого ближайшего времени.

При этом сплошь и рядом раздаются голоса о том, что вроде бы у нас нефть скоро кончится и мы уже готовы добы­вать её в других странах. Стоит поэтому напомнить, что запасы — вещь изменчи­вая и при грамотной геологоразведке, применении современных технологий и хорошей ценовой конъюнктуре они бу­дут неуклонно расти. Даже приблизи­тельные оценки западных экспертов по­казывают: основные запасы нефти и осо­бенно газа в Арктике находятся как раз в российской зоне.

Интересно вспомнить, что раньше российские компании старались вкла­дывать деньги в проекты downstream за рубежом. И эта стратегия была совер­шенно логичной, потому что позволяла предлагать конечный продукт финаль­ному потребителю, тем самым повышая маржу своего бизнеса. Кстати, пора раз­облачить и ещё одно заблуждение: мы, дескать, предприниматели недалёкого ума, раз возим в Европу сырую нефть, когда надо строить НПЗ и экспортиро­вать бензин. Но Европа и так насыщена объектами downstream, причём маржа нефтеперерабатывающего бизнеса край­не незначительна. Так что российский бензин Европе особенно и не нужен. А вот покупка там перерабатывающих за­водов стала бы весьма разумным реше­нием. И в рамках единой производст­венной цепочки такие активы способны давать только прибыль, тем более что маржа в среднесрочной перспективе бу­дет расти.

Однако в последнее время наши кон­церны вдруг переключились исключи­тельно на добычные активы. А это уже совсем другое дело. Можно привести це­лый ряд аргументов против этого. Во-первых, вложенные в зарубежные проекты деньги — не что иное, как инвести­ции, для страны потерянные, так как они фактически направлены в пользу Запада и не способствуют развитию про­ектов на российской территории. В ре­зультате инвестиции идут за рубеж, там же платятся налоги, там же создаются рабочие места, там же осваиваются но­вые территории, там же, наконец, фор­мируется спрос на трубы и продукцию машиностроения. Посмотрите на стати­стику бегства капитала из России. А представьте, что будет, если и нефтега­зовый комплекс начнёт активно выво­дить средства за рубеж. Добавьте сюда ассиметричное развитие российских территорий на востоке и севере. А ведь освоение нефтегазовых «Гринфилдов» там могло бы устранить имеющие дис­пропорции.

Кроме того, за рубежом отечествен­ные компании вынуждены весьма часто платить только за сам факт доступа к ме­сторождениям. Так, например, созданный для работы на венесуэльском месторождении нефтяной консорциум, включающий пять российских ВИНК, только за право на нём работать запла­тил «дружественной» Венесуэле бонус в размере 600 млн долларов ещё до при­нятия инвестиционного решения. Кста­ти, после этого придётся раскошелиться ещё на 400 млн А получит данный кон­сорциум в указанном проекте лишь 40%. Практически на таких же условиях «Рос­нефть» входит в другой проект — Карабобо-2 — в нефтеносном поясе реки Орино­ко. Но там упомянутый бонус вырос уже до 1,1 млрд долларов! А ведь кроме это­го «Роснефть» должна предоставить кре­дит в 1,5 млрд долларов «на развитие» го­сударственной Petroleos de Venezuela.

Удивляют аргументы: за рубежом мы получим уникальный опыт работы на сложных месторождениях, который по­том перенесём в Россию. Что мешает то­гда пробовать и развивать эти техноло­гии на российской земле? И зачем пере­носить то, что можно сразу же приобре­тать на месте. Сумела же Норвегия соз­дать современную нефтегазовую промышленность с нуля, ничего и ниотку­да не перенося. Вот и Бразилия сама соз­дала технологии добычи на глубоковод­ном шельфе. Причём интересно: она за­крывала свои зарубежные проекты, что­бы сконцентрироваться на развитии собственных.

В то же время несколько преувеличе­ны и политические выгоды от работы за пределами России. Ведь даже в совет­ские времена мы так и не смогли на­учиться конвертировать экономические вливания в политическое влияние, то есть размер трат был совершенно не со­поставим с выигрышем. Кстати, чрез­мерная помощь якобы дружественным режимам стала одной из причин бюд­жетного кризиса в СССР, который, в ко­нечном счёте, немало поспособствовал его развалу. А сегодня Россия, словно спе­циально выбирая государства с полити­ческими рисками, набивает впоследст­вии одну шишку за другой и совершенно не извлекает каких-ли­бо уроков из поражений.

На сегодняшний день наиболее яркую стратегию выхода на зарубежные рын­ки демонстрирует «ЛУКОЙЛ». Компания рассчитывает на 50% увеличить рост до­бычи к 2021 г. Причём 17% её объёма бу­дет приходиться на международные про­екты. Но эти шаги — это вынужденный ответ на проводимую государством политику в нефтегазовой промышленности — дис­криминацию частных компаний в поль­зу государственных.

Рискнём при случае вспомнить о кон­цепции «несправедливого распределе­ния ресурсов по планете»: согласно ей страны, якобы производящие 80% ми­рового ВВП, имеют всего 20% ресур­сов. Несправедливо! А тут ещё на па­мять приходит весьма основательный список военных конфликтов в богатых углеводородами странах. Опять же на­стораживают последние по времени статистические данные Стокгольмско­го института исследований проблем ми­ра (SIPRI), ведущего мониторинг миро­вого рынка вооружений. Так вот, исхо­дя из них, самые круп­ные поставки вооружений в мире приходятся на Азию и Океанию — 44%. При­мечательно и другое: именно в Азии фантастическими темпами растёт спрос на углеводороды. Что же, страны воору­жаются для того, чтобы локтями расталкивать к ним дорогу. Делайте выво­ды!

Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:
• — сбор нефти с поверхности водоемов;
• — обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;
• — извлечение нефти из ям и колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоемов — это, по-видимому, одни из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирин до нашей эры, в Сицилии в 1-ом веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745 г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1858 г. на о. Челекен и в 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, с целью се извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в XV в.: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помешали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833…1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии — древней области между Ассирией и Мидией — в V в. до н.э. нефть добывали с помощью кожаных ведер — бурдюков.

На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу XVII в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5…2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6 м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

Нa Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен производилась с помощью шеста, к которому привязывали войлок или пучок, сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в колодец, а затем выжимали нефть в подготовленную посуду.

На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с VIII в. н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м — не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца составляло около 3100 м³. Далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками. В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.

В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И. Лерхе писал: «… в Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей (1 сажень — 2,1 м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 батманов нефти…» (1 батман — 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40…50 м, а диаметр пли сторона квадрата сечения колодца 0,7…1 м.

В 1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колодца в море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добывалась из них много лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разбиты и затоплены водами Каспия.

К моменту подписания Гюлистанского мирного договора между Россией и Персией (декабрь 1813 г.), когда Бакинское и Дербентское ханства влились в состав нашей страны, на Апшеронском полуострове насчитывалось 116 колодцев с черной нефтью и один с «белой», ежегодно дававших около 2400 т этого ценного продукта. В 1825 г. в районе Баку из колодцев было добыто уже 4126 т нефти.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836… 1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г.

Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше.

Свою отрицательную роль сыграло высказывание посетившего Баку в 1864 г. академика Г.В. Абиха о том, что бурение нефтяных скважин здесь не оправдывает ожиданий, и что «… как теория, так и опыт одинаково подтверждают мнение о необходимости увеличения числа колодцев…»

Аналогичное мнение существовало в отношении бурения некоторое время и в США. Так, в местности, где Э. Дрейк пробурил свою первую нефтяную скважину, полагали, что «нефть является жидкостью, вытекающей каплями из угля, залегающего в ближних холмах, что для ее добычи бесполезно бурить землю и что единственный способ её собрать — это отрыть траншей, где она бы скапливалась».

Тем не менее практические результаты бурения скважин постепенно изменили это мнение. Кроме того и статистические данные о влиянии глубины колодцев на добычу нефти свидетельствовали о необходимости развития бурения: в 1872 г. среднесуточная добыча нефти из одного колодца глубиной 10…11 м составляла 816 кг, в 14…16 м — 3081 кг, а глубиной свыше 20 м — уже 11200 кг.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. па участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З.Л. Тагиева в Биби-Эйбате. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано — всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при давлении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием.

Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи нефти были выполнены в США в 1865 г. В России этот способ начали применять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком и нефтепромышленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальиый: в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах XIX в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. Другой способ добычи нефти — газлифт — предложил М.М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м. [Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела.]

Видеофильм. Общая схема добычи нефти