История развития транспорта нефти и газа

Способы транспортировки  нефти

С ростом добычи увеличивались объемы транспортировки  нефтепродуктов, совершенствовались способы  доставки. Долгое время это делалось весьма примитивно, караванным способом. Деревянные бочонки и бурдюки  наполнялись нефтью или керосином, грузились на повозки и таким  образом доставлялись до места. Или  же по воде - в дубовых, а позже  стальных бочках. Такой способ транспортировки  был очень дорог, стоимость нефтепродуктов была слишком высока. В итоге, первой начав производство керосина, Россия оказалась не в состоянии поставлять его по приемлемым ценам даже на внутренний рынок: керосин закупался  в Америке. В 1863 году этой проблемой  заинтересовался Д.И. Менделеев. В  качестве выхода он предложил перевозить нефтепродукты не в бочках, а в  специально оборудованных трюмах судов  методом налива. Этот метод перевозки  получил название "русский способ". Через десять лет, когда идея была реализована братьями Артемьевыми  и полностью себя оправдала, способ, предложенный великим русским ученым, стал применяться повсеместно.

Ещё одним удобным способом транспортировки  нефтепродуктов стал железнодорожный  транспорт. В 1878 году, с целью удовлетворения стремительно растущего спроса на нефтепродукты, был издан указ о создании железнодорожной  ветки Баку - Сураханы - Сабунчи длиной 20 км. Ее строительство было закончено 20 января 1880 года. Нефть впервые стали перевозить в специальных цистернах. География железнодорожных нефтеперевозок от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы, в хранилища или потребителям, привязана к так называемых нефтегазовым бассейнам. Некоторые железнодорожные направления - такие как Уральское, Нефтекамское, Восточно-Сибирское, Бакинское, практически полностью загружены подвижными составами с грузами нефти и ГСМ. Объемы таких перевозок чрезвычайно велики: на настоящее время только по Азербайджанской железной дороге перевозят ежегодно до 14 млн. тонн нефти и нефтепродуктов. Более того, наблюдается рост объемов перевозок. Так в 2005 году ОАО "РЖД" доставило в Китай 9,3 млн тонн нефтепродуктов, в 2006 - 10,2 млн. тонн. Пропускная способность границы позволяет РЖД поставить в 2007 году 15 млн. тонн нефти и ГСМ в Китай. Общемировой объем железнодорожных нефтеперевозок возрастает каждый год на 3-4 %, а в России этот показатель достигает 6%.

Несмотря на удобство железнодорожного способа перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, нефтепродукты - такие как бензин, ДТ, или сжиженный  газ - на небольшие расстояния до места  реализации оптимально доставлять автоцистернами. Перевозка топлива таким способом заметно повышает его потребительскую  стоимость. Рентабельность автоперевозок  ограничивается расстоянием в 300-400 километров, что определяет их локальный  характер - от нефтебазы до заправочной  станции и обратно. У каждого  вида транспортировки имеются свои плюсы и минусы. Наиболее быстрый  воздушный способ очень дорог, требует  особых мер безопасности, потому этим способом доставки пользуются редко - в случаях экстренной необходимости  или невозможности доставить  ГСМ иным путем. Например, в военных  целях или в случаях фактической  недоступности местности для  иных, кроме воздушного, видов транспорта.

Большинство нефтепромыслов находится  далеко от мест переработки или сбыта  нефти, поэтому быстрая и экономичная  доставка «черного золота» жизненно важна для процветания отрасли.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти  являются нефтепроводы. Нефть в них  движется со скоростью до 3 м/сек  под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают  задвижки, позволяющие перекрыть  отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Нефтепроводы бывают подземными и  наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче  обнаружить и устранить повреждение  на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений  погодных условий, что особенно важно  для России, где разница зимних и летних температур в некоторых  регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших  затрат, большие пространства нефть  пересекает при помощи танкеров, а  подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в  пределах одного нефтедобывающего комплекса.

Различают три вида нефтепроводов. Промысловые, как понятно из названия, соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения к  другому, магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту, находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти  от месторождений до мест перевалки  и потребления, к которым, в том  числе, относятся нефтебазы, нефтеналивные  терминалы, нефтеперерабатывающие  заводы.

Теоретические и практические основы строительства нефтепроводов разработал знаменитый инженер В.Г. Шухов, автор  проекта телевизионной башни  на Шаболовке. Под его руководством в 1879 году на Апшеронском полуострове  создали первый в Российской империи  промысловый нефтепровод для  доставки нефти с Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Его длина составила 12 километров. А в 1907 году также по проекту В.Г. Шухова построили первый магистральный нефтепровод длиной 813 километров, соединивший Баку и Батуми. Он эксплуатируется по сей день. Сегодня общая протяженность магистральных нефтепроводов в нашей стране составляет около 50 тысяч километров. Отдельные нефтепроводы часто объединяются в крупные системы. Наиболее протяженная из них - «Дружба», построенная в 1960-е годы для доставки нефти из Восточной Сибири в Восточную Европу (8 900 км). В Книгу рекордов Гиннеса внесен самый длинный на сегодня трубопровод в мире, длина которого составляет 3 787,2 километра. Он принадлежит компании Интерпровиншл Пайплайн Инкорпорейтед (Interprovincial Pipe Line Inc.) и протягивается через весь Североамериканский континент от Эдмонтона в канадской провинции Альберта до Чикаго и далее до Монреаля. Однако этот результат недолго будет сохранять лидерские позиции. Длина строящегося в настоящее время нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий Океан» (ВСТО) составит 4 770 километров. Проект был разработан и реализуется корпорацией «Транснефть». Нефтепровод пройдет вблизи от месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, что даст стимул для более эффективной работы нефтедобывающих комплексов, развития инфраструктуры и создания новых рабочих мест. Нефть крупнейших российских компаний, таких как «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР» и «Газпром нефть», будет доставляться к потребителям в Азиатско-Тихоокеанском регионе, где экономика развивается наиболее динамично и постоянно растут потребности в энергоресурсах. По масштабам и значению для развития экономики страны ВСТО сопоставим с Байкало-Амурской железнодорожной магистралью.

Поскольку применение трубопроводов  экономически выгодно, а работают они  в любую погоду и в любое  время года, это средство транспортировки  нефти действительно незаменимо - особенно для России, с ее огромными  территориями и сезонными ограничениями  на использование водного транспорта. Тем не менее, основной объем международных  перевозок нефти осуществляют танкеры.

Удобным транспортом для перевозки  нефти и топлива являются морские  и речные танкеры. Речные нефтеперевозки, в сравнении с железнодорожными, снижают затраты на 10-15%, и на 40% в сравнении с автомобильными.

Малотоннажные танкеры используются для специальных целей - в том  числе для перевозок битумов; танкеры общего назначения, обладающие дедвейтом (общим весом грузов, которые  принимает судно) в 16 500-24 999 тонн, применяются  для перевозки нефтепродуктов; среднетоннажные танкеры (25 000-44 999 тонн) - для доставки как нефтепродуктов, так и нефти. Крупнотоннажными считаются танкеры дедвейтом более 45 000 тонн, и на них приходится основная нагрузка по транспортировке нефти морским путем. Для транспортировки нефти по речным артериям используют баржи дедвейтом 2 000 - 5 000 тонн. Первый в мире танкер, «наливной пароход» под именем «Зороастр», был построен в 1877 году по заказу «Товарищества братьев Нобель» на верфях шведского города Мотала. Пароход грузоподъемностью 15 тысяч пудов (около 250 тонн) использовался для доставки керосина наливом из Баку в Царицын (ныне Волгоград) и Астрахань. Современные танкеры - это гигантские суда. Впечатляющие размеры объясняются экономическим «эффектом масштаба». Стоимость перевозки одного барреля нефти на морских судах обратно пропорциональна их размерам. Кроме того, число членов экипажа большого и среднего танкера примерно одинаково. Поэтому корабли-гиганты значительно сокращают расходы компаний на транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так, например, большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130-150 тысяч тонн.

Грузовые помещения танкера  разделены несколькими поперечными  и одной-тремя продольными переборками  на резервуары - танки. Некоторые из них служат только для приема водного  балласта. Доступ к танкам можно  получить с палубы - через горловины  небольшого размера с плотными крышками. Для снижения риска утечки нефти  и нефтепродуктов в результате аварий в 2003 году Международная морская  организация одобрила предложения  Евросоюза об ускорении вывода из эксплуатации однокорпусных нефтяных танкеров. Уже с апреля 2008 года запрещены  перевозки всех тяжелых видов  топлива на судах, не оборудованных  двойным корпусом.

Нефть и нефтепродукты загружают  в танкеры с берега, а разгрузку  ведут при помощи корабельных  насосов и трубопроводов, проложенных  в танках и вдоль палубы. Однако супертанкеры дедвейтом более 250 тысяч  тонн, как правило, просто не могут  зайти в порт, будучи полностью  загруженными. Их заполняют с морских  платформ и разгружают, перекачивая  жидкое содержимое на танкеры меньшего размера.

Сегодня моря и океаны мира бороздят более 4000 танкеров. Большинство из них  принадлежат независимым судоходным компаниям. Нефтяные корпорации заключают  с ними договоры фрахтования, получая  право на использование судна.

Хранение нефти и газа

Нефтехранилище -- искусственный резервуар  для хранения нефти или продуктов  ее переработки. По расположению различают  резервуары наземные, полуподземные  и подземные; по материалам, из которых  они изготовляются, -- металлические, железобетонные, а также подземные (сооружаемые в толще отложений  каменной соли). В России распространены наземные металлические, полуподземные  железобетонные резервуары.

Наземные резервуары выполняют, как  правило, металлическими (сварными). По форме бывают цилиндрические (вертикальные, горизонтальные), сферические и каплевидные.

Стальные вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления («атмосферного» типа) изготавливают с конусной кровлей, щитовой кровлей, сферическим покрытием. Резервуары с конусной кровлей изготовляются емкостью от 100 до 5000 мі и предназначаются для хранения нефти и нефтепродуктов плотностью 0,9-1,0 т/мі и внутренним давлением в газовом пространстве резервуаров 27 кн/мІ. Емкость резервуаров с щитовой кровлей от 100 до 20000 мі, в них хранят нефтепродукты плотностью до 0,9 т/мі. Резервуары со сферическим покрытием крупнее по объему до 50000 мі и предназначены для хранения нефтепродуктов с плотностью до 0,9 т/мі. К резервуарам повышенного давления относятся вертикальные цилиндрические резервуары, в которых внутреннее давление в газовом пространстве от 27 до 93 кн/мІ. В стальных резервуарах специальных конструкций с плавающими стальными покрытиями, синтетическими понтонами, плавающей крышей, антикоррозионным покрытием и теплоизоляцией хранят светлые нефтепродукты.

Сферические резервуары применяются  для хранения сжиженных газов  и жидкостей. Для хранения газов  под высоким давлением они  сооружаются многослойными. В России строятся сферические резервуары емкостью от 300 до 4000 мі, рассчитанные на давление 0,25-1,8 Мн/смі с внутренним диаметром от 9 до 20 м и толщиной стенки до 38 мм. Наибольшее распространение в нашей стране получили сферические резервуары емкостью 600 мі.

Полуподземные резервуары сооружают  обычно из железобетона емкостью от 500 до 30000 мі. Конструктивно они выполняются цилиндрическими (монолитные или со сборными стенкой и кровлей) и прямоугольными со сборными стенками и покрытием, а также траншейного типа.

Для межсезонного хранения нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин) большое значение приобретают подземные  емкости, сооружаемые в отложениях каменной соли на глубине от 100 м и ниже. Такие хранилища создаются путем размыва (выщелачивания) соли водой через скважины, которые используются впоследствии при эксплуатации хранилища. Максимальный объем подземной емкости в России - 150 тыс. мі. Освобождение хранилища от нефтепродуктов осуществляется закачкой насыщенного раствора соли.

Газовое хранилище, природный или  искусственный резервуар для  хранения газа. Различают наземные и подземные. Основное промышленное значение имеют подземные, способные  вмещать сотни млн. м3 (иногда млрд. м3) газа. Они менее опасны и во много раз экономически эффективнее, чем наземные. Удельный расход металла  на их сооружение в 20--25 раз меньше. В  отличие от газгольдеров, предназначенных  для сглаживания суточной неравномерности  потребления газа, подземные газовые  хранилища обеспечивают сглаживание  сезонной неравномерности. В зиму 1968--69 из подземных газовых хранилищах в Москву в сутки подавалось до 20 млн. м3 природного газа, а из газгольдеров -- только 1 млн. м3. Летом, когда резко  уменьшается расход газа, особенно за счёт отопления, его накапливают  в Г. х., а зимой, когда потребность  в газе резко возрастает, газ из хранилищ отбирают. Кроме того, подземные  хранилища служат аварийным резервом топлива и химического сырья.

Газотранспортная система, рассчитанная на максимальную потребность в газе, на протяжении года будет не загружена, если же исходить из минимальной подачи, то город в отдельные месяцы не будет полностью обеспечен газом. Поэтому газотранспортную систему  сооружают исходя из средней её производительности, а вблизи крупных потребителей газа создают хранилища. Сезонную неравномерность  потребления газа частично выравнивают  с помощью т. н. буферных потребителей, которые летом переводятся на газ, а зимой используют др. вид  топлива (обычно мазут или уголь).

Подземные газовые хранилища сооружаются  двух типов: в пористых породах и  в полостях горных пород. К первому  типу относятся хранилища в истощённых нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах. В них природный газ обычно хранится в газообразном состоянии. Ко второму типу относятся хранилища, созданные в заброшенных шахтах, старых туннелях, в пещерах, а также  в специальных горных выработках, которые сооружаются в плотных  горных породах (известняках, гранитах, глинах, каменной соли и др.). В полостях горных пород газы хранятся преимущественно  в сжиженном состоянии при  температуре окружающей среды и  при давлении порядка 0,8--1,0 Мн/м2 (8--10кгс/см2)и более. Обычно это пропан, бутан и их смеси. С начала 60-х гг. применяется в промышленных масштабах подземное и наземное хранение природного газа в жидком состоянии при атмосферном давлении и низкой температуре (т. н. изотермические хранилища).