Каталог магистральных трубопроводов

Нефтепроводное строительство в России

Нефтепровод — это трубопроводное инженерно-техническое сооружение, по которому транспортируют нефть с места ее добычи на нефтеперерабатывающие предприятия и затем потребителям.

История строительства

С момента своего создания компания Транснефть реализовала более десятка масштабных трубопроводных проектов, каждый из которых был уникален в своем роде. На всех создаваемых нефтепроводах компания применяла инновационные технологии, отрабатывала новые принципы управления строительством, создавала передовое оборудование, что позволяло строить их в кратчайшие сроки, при этом постоянно повышая безопасность.

Проекты

1. Год начала строительства 2006

   • Диаметр: 1020 мм, 1220 мм
   • Пропускная способность: 140.00 млрд куб. м в год.

2. Год начала строительства 2008

   • Диаметр: 1420 мм
   • Пропускная способность: 38.00 млрд куб. м в год.

3. Год начала строительства 2014

   • Диаметр: 1020 мм

4. Год начала строительства 2010

   • Диаметр: 1020 мм, 1220 мм
   • Пропускная способность: 31.00 млрд куб. м в год.

5. Год начала строительства 1977

   • Диаметр: 820 мм, 1020 мм
   • Диаметр: 530 мм, 720 мм

6. Год начала строительства 2012

   • Диаметр: 500 мм
   • Пропускная способность: 55.00 млрд куб. м в год.

7. Год начала строительства 2005

   • Пропускная способность: 55.00 млрд куб. м в год.

8. Год начала строительства 2011

   • Диаметр: 153 мм
   • Пропускная способность: 45.00 млрд куб. м в год.
   • Диаметр: 1420 мм, 1220 мм
   • Пропускная способность: 16.00 млрд куб. м в год.

9. Год начала строительства 1998

   • Пропускная способность: 28.50 млрд куб. м в год.
   • Диаметр: 1420 мм

10. Год начала строительства 1995

    • Диаметр: 720 мм

11. Год начала строительства 1997

Показаны записи 1-20 из 265

Основные конкурентные преимущества

Компания занимает монопольное положение на рынке трубопроводного транспорта нефти, а также имеет низкие операционные затраты по отношению к общему объему транспортируемой нефти по сравнению с железнодорожным и водным транспортом.

Конкурентные особенности

• Стабильность бизнеса: Тарифы на услуги по транспортировке нефти и нефтепродуктов устанавливаются ФАС России и стабильны вне зависимы от рыночной конъюнктуры на рынке нефти.

• Индексация тарифов: Согласно распоряжению Правительства РФ, тарифы ежегодно индексируются по принципу инфляция минус 0,1%.

Учитывая, что большая часть капитала Транснефти находится во владении государства РФ, нефтяным компаниям не выгодно снижать тарифы, а следовательно — прибыль и дивиденды монополии остаются высокими.

Низкие удельные операционные расходы.

За вычетом амортизации и налогов в составе себестоимости удельные операционные расходы при транспортировке нефти и нефтепродуктов составляют около $0,32 на 100 тонно-километров (ткм) за транспортировку нефти и $0,99 на 100 ткм за транспортировку нефтепродуктов. Это почти в четыре и более чем в полтора раза ниже медианного значения зарубежных аналогов — 1,24 и 1,53 доллара США на 100 ткм соответственно.

Низкие тарифы.

Это указывает на возможную перспективу их повышения. Монополия оказывает услуги в среднем в 2,5 раза дешевле, чем иностранные компании-аналоги. С учетом структуры акционеров в долгосрочной перспективе государству целесообразно повысить тарифы Транснефти до рыночного уровня, чтобы нивелировать искусственный дисбаланс в отрасли, возникший в пользу нефтяных компаний.

Дата актуализации

Обозначение: ГОСТ 34950-2023

Название рус.:Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Участки магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов. Проектирование

Название англ.:Trunk pipeline transport of oil and oil products. Oil pipeline and petroleum product pipeline, laid on the territory of cities and settlements. Design

Дата актуализации текста:01.07.2023

Дата актуализации описания:01.07.2023

Нормативные ссылки:ГОСТ 9544;ГОСТ 19179;ГОСТ 31565;ГОСТ 32144;ГОСТ 33382;ГОСТ 34563

Область применения:

Настоящий стандарт распространяется на проектирование участков новых и реконструкцию действующих участков магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, предназначенных для транспортировки нефти, нефтепродуктов (дизельного топлива, автомобильных бензинов, топлива для реактивных двигателей), прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов.

• Номинальный диаметр до DN 500 (включительно) с рабочим давлением в стационарном режиме не более 2,5 МПа (включительно).
• Номинальный диаметр от DN 500 до DN 1200 (включительно) с рабочим давлением в стационарном режиме не более 1,2 МПа (включительно), расположенных в селитебной территории городов и других населенных пунктов.
• Номинальный диаметр от DN 500 до DN 1200 (включительно) с рабочим давлением в стационарном режиме не более 2,5 МПа (включительно), прокладываемых за пределами селитебной территории.
• Номинальный диаметр до DN 1200 (включительно) с рабочим давлением в стационарном режиме от 2,5 МПа до 7,5 МПа (включительно), прокладываемых за пределами селитебной территории.

При выборе и обосновании набора мероприятий следует руководствоваться требованиями национальных нормативных документов государств – членов СНГ.

Реконструкция действующих трубопроводов

При реконструкции действующих магистральных трубопроводов положения настоящего стандарта распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть объекта в границах участка проектирования.

Исключения

Настоящий стандарт не распространяется на проектирование трубопроводов:

• Предназначенных для транспортировки нефтепродуктов с давлением насыщенных паров выше 93,1 кПа.
• Прокладываемых в зонах с сейсмичностью выше 8 баллов и в многолетнемерзлых грунтах.
• Предназначенных для технологических процессов переработки углеводородного сырья.

Границы трубопровода

Границами трубопровода, на которые распространяется данный документ, следует считать:

• Запорную или регулирующую арматуру, устанавливаемую на трубопроводе от границы застройки городов или других населенных пунктов на расстоянии не менее 200 м с внешней стороны.
• Входную (выходную) запорную или регулирующую арматуру, устанавливаемую в пределах существующей территории или охранной зоны предприятия – поставщика или потребителя нефтепродуктов.

Магистральные нефтепроводы являются основными магистралями, по которым транспортируется нефть от месторождений к точкам потребления или экспорта. Они имеют большую длину и пропускную способность, что позволяет им обслуживать крупные объемы перекачки нефти.

Технологические

Технологические нефтепроводы используются для транспортировки нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, мазут и т. д.) между различными объектами нефтегазовой промышленности: нефтеперерабатывающими заводами, хранилищами и т. д. Они обеспечивают внутриобъектовые потоки и не имеют такой большой протяженности, как магистральные нефтепроводы.

Заключение

Развитие нефтепроводной системы в России имеет стратегическое значение для обеспечения энергетической безопасности страны и увеличения экспортных возможностей. Проекты по расширению и модернизации нефтепроводов позволяют эффективно управлять производством и транспортировкой нефти и нефтепродуктов, что способствует устойчивому развитию российской нефтяной отрасли.

Это трубопроводы, отличающиеся внушительной производительностью и предназначенные для переправки нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающие заводы, нефтебазы, самостоятельные индустриальные предприятия. Пропускная способность таких магистралей высокая, что обеспечивается их техническими параметрами: диаметр труб — 219–1400 мм, давление рабочей среды — 12–100 кгс/см2.

Технологические

Трубопроводные системы, по которым нефтепродукты перемещаются внутри предприятия, называются технологическими трубопроводами. По ним транспортируют сырье, нефтепродукты, являющиеся результатом индустриальной деятельности компании или промежуточной продукцией, задействованные в технологических процессах или необходимые для функционирования оборудования.

Пурпе—Самотлор

С расширением географии добычи в России росла и нефтепроводная сеть. Очередным шагом в этом направлении стало строительство маршрута транспортировки Заполярье—Пурпе—Самотлор. Решение о его создании правительство утвердило в апреле 2010 года. Трубопровод должен был обеспечить прием в систему «Транснефти» сырья с новых месторождений Ямало-Ненецкого округа. Он связал сырьевую базу северных районов Красноярского края и Ямала с нефтеперерабатывающими мощностями на юге Сибири, а также нефтепроводом ВСТО.

Всего за полтора года после сварки первого стыка была построена южная часть магистрали Пурпе—Самотлор длиной 429 км и мощностью 25 млн тонн. Она обеспечила сдачу всей нефти с крупного Ванкорского месторождения (принадлежит «Роснефти»).

В марте 2012 года началось строительство второй части этого маршрута — от Заполярья до Пурпе — пропускной способностью 32 млн тонн в год (длина — 488 км). В рамках проекта также были запущены две нефтеперекачивающие станции. Нефтепровод был сдан в 2016 году и дал импульс к развитию более десяти новых месторождений Мессояхской и Уренгойской групп и месторождений Большехетской впадины («Газпром нефть», ЛУКОЙЛ). Первой в него поступила нефть с Пякяхинского месторождения ЛУКОЙЛа.

Проект стал первым в России магистральным нефтепроводом, значительная часть которого пролегает за Северным полярным кругом. Сюда поступает нефть с разных месторождений с разным качеством и с температурой застывания нефти от –2 до –75 градусов. Из-за высокой вязкости сырья и низких температур окружающей среды нефть пришлось подогревать до +60°C. Но в то же время было необходимо сохранять мерзлоту, которая обеспечивала несущую способность грунтов и стабильность всех сооружений. Для этого 315 км трубопровода проложены над землей на опорах, здания и сооружения площадочных сооружений возведены на свайных основаниях с вентилируемым подпольем. Для того чтобы конструкции соответствовали особенностям изменения грунта и условиям сильных перепадов температур, опоры построены специальным образом. Часть из них имеет неподвижные основания, часть перемещается в одной плоскости, а некоторые могут двигаться в нескольких плоскостях. Помимо прочего в них встроены термостабилизаторы, которые охлаждают территорию вокруг них и предохраняют мерзлые грунты от вытаивания. Научно-исследовательскими и опытно-конструкторскими работами для строительства нефтепровода занимался НИИ Транснефть.

При реализации проекта были учтены и экологические особенности региона. Так, в местах миграции северных оленей на участках нефтепровода Заполярье—Пурпе—Самотлор предусмотрены специальные оградительные конструкции, которые обеспечивают беспрепятственный проход животных, предотвращая их травмирование, а также повреждение трубы. По итогам реализации проекта самого северного в России нефтепровода «Транснефть» получила 25 патентов на изобретения и 17 патентов на полезные модели. Часть специалистов отмечена премией правительства РФ.

Балтийская трубопроводная система. Вторая очередь

В 2009 году диверсификация экспортных маршрутов в направлении Европы продолжилась благодаря созданию второй очереди Балтийской трубопроводной системы (БТС-2). Идея ее прокладки возникла после конфликта вокруг пошлины на транзит России и Белоруссии в начале января 2007 года. Тогда Минск на три дня, с 8 по 11 января, перекрыл российские транзитные потоки нефти в Европу по трубопроводу «Дружба». Строительство стартовало 10 июня 2009 года и было завершено на полгода быстрее изначального плана, запуск нового маршрута произошел в марте 2012 года. Магистральный нефтепровод протяженностью более 1 тыс. км прошел по территории Брянской, Смоленской, Тверской, Новгородской, Ленинградской областей и связал нефтепровод «Дружба» с терминалом в порту Усть-Луга. Мощность трубы составляет 30 млн тонн. С его запуском Россия впервые получила профицит нефтепроводных мощностей.

Но изначально далеко не всем нравилась идея дорогостоящего трубопроводного проекта, который мог испортить отношения со странами, лишавшимися транзитных доходов от перекачки российской нефти по своей территории. По планам «Транснефти» БТС-2 должна была снизить прокачку сырья через Белоруссию с 79 млн тонн в 2009 году до 27 млн тонн к 2015 году, что позволило бы обеспечить поставками НПЗ Чехии (5 млн тонн в год), Словакии (6 млн тонн), Венгрии (7 млн тонн), а также загрузить нефтепровод Одесса—Броды в направлении порта Южный (9 млн тонн в год). При этом рассматривались и различные варианты маршрута. Согласно одному из них, трубопровод должен был идти, как и его первая очередь, до Приморска с ответвлением на Усть-Лугу.

Но в итоге порт стал не только новой эффективной точкой нефтяного экспорта, но и площадкой для внедрения передовых экологических технологий. Например, здесь применяется отечественная инновационная станция биологической очистки хозяйственно-бытовых сточных вод. Она работает с применением биореактора с биопленочным подвижным слоем — биочипами.

Проект «Юг»

При этом если проект «Север» создавался во многом на основе уже готовой инфраструктуры, то бОльшая часть «Юга» строилась с нуля. Его задачей было обеспечение поставок дизтоплива на внутренний рынок Краснодарского края и на экспорт в страны Европы через порт Новороссийск. Проект включал строительство магистрали Волгоградский НПЗ—Тингута—Тихорецк, а также расширение участка от Тихорецка до Новороссийска до 6 млн тонн в год. Именно оно стало первым этапом создания нового маршрута. В 2017 году в его рамках существующие параллельные участки были соединены со строительством 90 км линейной части трубопровода, была построена новая и модернизированы существующие перекачивающие станции, а также построены и реконструированы резервуары.

Второй этап предполагал прокладку трубопровода пропускной способностью до 6 млн тонн в год протяженностью 498 км, строительство двух перекачивающих станций с резервуарным парком и сливной железнодорожной эстакады. И уже в 2017 году была обеспечена возможность приема до 4 млн тонн дизельного топлива с Волгоградского НПЗ в год и его транспортировка по новому трубопроводу в порт Новороссийск. Еще через год «Транснефть» завершила строительство сливной железнодорожной эстакады на ГПС «Тингута», позволяющей принимать в систему магистральных трубопроводов ежегодно еще до 2 млн тонн нефтепродуктов с транспортировкой в том же направлении.

Акции

Компания включена в перечень стратегических компаний России и находится под полным государственным контролем — 100% ее голосующих акций принадлежат государству в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом. Привилегированные акции Транснефти, составляющие около 21,4% уставного капитала компании, включены в первый уровень листинга и свободно обращаются на Московской бирже. С учетом привилегированных акций доля Российской Федерации в составе акционеров составляет около 78,6%.

Привилегированные акции не являются голосующими и предоставляют право только на получение дивидендов. При этом, согласно последним раскрытым данным, около 15% привилегированных акций находятся во владении РФПИ и суверенного фонда Саудовской Аравии, а также пенсионном фонде Газпрома и структуры Газпромбанка. Отсутствие крупных акционеров из недружественных стран снимает опасения по поводу возможной заморозки дивидендов.

Уставный капитал ПАО «Транснефть» и структура его владения.

Прогноз

Учитывая заявление менеджмента главы компании об увеличении объема прокачки и индексацию тарифов, Транснефть могла завершить 2022 год с уверенным ростом финансовых показателей. Росимущество 3 июля одобрило дивиденды в размере 16 665,2 рубля на акцию, и доходность к котировкам на тот день составила 11,7%. При этом есть небольшая вероятность, что в дальнейшем компания может повысить коэффициент дивидендных выплат для увеличения поступлений в бюджет России.

Данный справочный и аналитический материал подготовлен компанией ООО «Ньютон Инвестиции» исключительно в информационных целях. Оценки, прогнозы в отношении финансовых инструментов, изменении их стоимости являются выражением мнения, сформированного в результате аналитических исследований сотрудников ООО «Ньютон Инвестиции», не являются и не могут толковаться в качестве гарантий или обещаний получения дохода от инвестирования в упомянутые финансовые инструменты. Не является рекламой ценных бумаг. Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией и предложением финансовых инструментов. Несмотря на всю тщательность подготовки информационных материалов, ООО «Ньютон Инвестиции» не гарантирует и не несет ответственности за их точность, полноту и достоверность.

Балтийская трубопроводная система. Первая очередь

Балтийская трубопроводная система (БТС) стала первым крупным нефтепроводным проектом, который был реализован на территории Российской Федерации после длительного перерыва. Она создавалась для транспортировки российской нефти с месторождений Западной Сибири, Тимано-Печоры и Урало-Поволжья в Западную Европу через порт Приморск в обход транзитных территорий. Постановление правительства о строительстве нефтепровода было подписано 16 октября 1997 года. Фактически стартовало оно спустя три года, а уже к 2001 году была завершена прокладка магистральной части длиной в 283 км и трех перекачивающих станций. Помимо этого в декабре 2001 года была запущена первая очередь приморского нефтеналивного порта с двумя причалами. До его создания у России на Балтике было четыре порта (Калининград, Санкт-Петербург, Выборг и Высоцк), но нефть через них не переваливалась. Вся транспортировка российского сырья шла через иностранные порты в Прибалтике. Вторая и третья очереди портового комплекса были сданы в 2004 и 2006 годах, количество причалов для танкеров увеличилось до четырех. Также в рамках порта был открыт терминал по перегрузке светлых нефтепродуктов. Порт рассчитан на обслуживание танкеров дедвейтом до 150 тыс. тонн с осадкой 15,5 м, которая близка к максимальным параметрам кораблей, способных заходить из океана в Балтийское море.

Первоначальная проектная мощность БТС-1 на базе существующих нефтепроводов Харьяга—Усинск—Ухта—Ярославль—Кириши составляла всего 12 млн тонн в год, но впоследствии стала активно увеличиваться за счет нового строительства. Так, уже к концу 2003 года пропускная способность маршрута выросла до 30 млн тонн, а еще через год, после строительства дополнительных 232 км трубопровода и трех нефтеперекачивающих станций, она достигла 50 млн тонн в год. В 2006 году благодаря строительству еще одного участка в 31 км и новой НПС мощность нефтепровода вышла на планку в 74 млн тонн в год. Ее общая протяженность составила 1439 км.

Система изначально была спроектирована так, что потоки нефти могли поступать в нее не с конкретного месторождения или нефтегазовой провинции, а из любой точки сдачи нефти Севера, Сибири, Поволжья, Татарстана и Башкирии. Для обеспечения безопасной эксплуатации системы применялись не просто новые, но и уникальные технологии. При этом со строительства трубопровода начался процесс импортозамещения в «Транснефти»: приоритет в изготовлении материалов и оборудования отдавался отечественным производителям.

В рамках строительства БТС-1 фактически формировались новые принципы в области проектирования и строительства нефтепроводов в современной России. Например, компания разработала собственные механизмы управления строительством, включавшие быструю перебазировку сотрудников и техники, строгий контроль, а также создание резерва из строительных подразделений своих дочерних предприятий, которые привлекались к возведению объектов БТС в случае острой необходимости. Все эти механизмы применялись впоследствии при реализации других масштабных проектов «Транснефти». А накопленный в рамках строительства опыт был учтен при разработке новой и корректировке существующей нормативно-технической документации компании.

Трубы для нефтепроводов при прокладке магистральных трубопроводов

Производство магистральных труб для нефтепроводных сетей ведут из материалов, отвечающих следующим условиям:

Всем указанным требованиям соответствует сталь.

Типы труб по технологии производства:

Такие параметры, как толщина стенки трубы и ее внешний диаметр, стандартизованы.

Так как нефтепроводные сети прокладывают и используют в разных климатических условиях, предлагается два вида исполнения труб — обычное и севернее:

Для каждого климатического исполнения полагается выбирать соответствующую марку стального сплава. В изготовлении труб для магистральных трубопроводов применяют углеродистые стали и сплавы с низким содержанием легирующих присадок.

Классы и категории магистральных нефтепроводов

Помимо классов, указанных в СНиП, существует деление на категории, которые так же обозначаются римскими цифрами и информируют о такой характеристики, как прочность трубы на любом участке:

Классы и категории учитывают при обустройстве нефтепроводов, чтобы была обеспечена прочность и неразрушимость трубы на всех участках. Для климатических зон северных территорий рекомендована третья категория нефтепроводов. Это требование справедливо в отношении как всей трубопроводной системы, так и ее каждого отдельного участка. Классификация введена, чтобы правильно учитывать природно-климатические условия местности, где будет эксплуатироваться инженерное сооружения, и были четко описаны последствия, если произойдет разрушение конструкции.

Существует еще несколько категорий: В — высшая, I и II:

Разрешено прокладывать трубопроводы в технических коридорах, регламентированных СНиП 27.05.06-85: это ветки, проложенные параллельно друг другу, в рамках одной трассы.

Отвод на Китай Сковородино—Мохэ

Параллельно созданию ВСТО в рамках межправительственного соглашения с Китаем от апреля 2009 года от Сковородино до границы КНР у реки Амур начал строиться еще один маршрут. К этому времени как раз было завершено строительство линейной части первой очереди ВСТО. Длина трубы составила 64 км с пропускной способностью 15 млн тонн в год. В 2013–2017 годах ее мощность выросла до 30 млн тонн за счет реконструкции НПС и ПСП Джалинда, а также расширения резервуарного парка.

Перевалочный комплекс «Шесхарис»

Но развитие нефтепроводной системы было бы невозможно без модернизации портовых мощностей. Большим шагом в этом направлении для «Транснефти» стала реконструкция перевалочного терминала «Шесхарис» в районе Новороссийска, где нефть накапливается для перевалки через порт. Комплекс является конечной точкой магистральных нефтепроводов компании в Краснодарском крае, обеспечивающих транспортировку нефти месторождений Западной Сибири, Азербайджана, Казахстана.

Новороссийск благодаря своему выгодному географическому положению еще в конце XIX века стал крупным пунктом перевалки нефти на экспорт. Датой ввода в эксплуатацию нефтебазы Шесхарис является 1964 год, но фактически история терминала берет начало еще с расположенных близ Новороссийска нефтяных складов братьев Нобель. Здесь они создали предтече современного комплекса. Он включал 95-километровый нефтепровод, сливную эстакаду для железнодорожных цистерн, резервуары, один из которых функционировал до 1988 года, насосное оборудование и морской причал. Последующие десятилетия порт активно развивался вместе со всей системой российских нефтепроводов. И уже в XXI столетии выросшие объемы транспортировки потребовали его масштабной модернизации.

Современный перевалочный комплекс с 2012 года помимо терминала «Шесхарис» включает в себя еще одну расположенную в 12 км от него площадку с резервуарами для хранения нефти и нефтепродуктов — «Грушовая». В ее емкости попадает продукция из систем магистральных нефтепроводов Тихорецк—Новороссийск-2, Тихорецк—Новороссийск-3 и Крымск—Грушовая. Также прием нефтепродуктов ведется по магистральному трубопроводу Тихорецк—Новороссийск-1 и из вагонов-цистерн, поступающих на площадку «Грушовая» по железной дороге. Движение нефти и нефтепродуктов по трубопроводам между «Грушовой» и «Шесхарисом» происходит самотеком за счет разности высотных отметок Северного и Южного порталов в 56 м.

Комплексная реконструкция двух площадок началась в 2012 году. На данный момент «Транснефть» завершила ее третий этап, по итогам которого обновлены практически все технологические мощности, участвующие в перевалке нефти и нефтепродуктов, а также выполнена замена вспомогательного оборудования, проведено благоустройство площадки. Модернизация коснулась трубопроводов, резервуаров, котельных, дорог, систем управления и автоматики, защитных сооружений и средств охраны природы. В результате товарная емкость резервуарного парка площадки «Грушовая» выросла с 1,2 млн до 1,55 млн тонн. Помимо этого с учетом изменения конъюнктуры рынка резервуарный парк расширил перечень продуктов перевалки. Сейчас комплекс способен принимать и отгружать нефть, мазут, дизельное топливо и бензин. Завершить реконструкцию перевалочного комплекса «Шесхарис» планируется в 2025 году.

Восточная Сибирь—Тихий океан. Две очереди

Развитием трубопроводной системы «Транснефти» в противоположный конец света стало строительство маршрута Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО). Нефтепровод в рамках задач Энергетической стратегии до 2020 года должен был обеспечить поставки восточносибирской нефти на российские нефтеперерабатывающие заводы и на экспорт через порт Козьмино в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, прежде всего в Китай.

Задолго до начала строительства ВСТО, в июле 2001 года, премьер-министр России Михаил Касьянов и председатель КНР Цзян Цзэминь договорились о разработке подобного маршрута. Но идти он должен был из Ангарска в Дацин. Но «Транснефть» не хотела замыкать масштабный проект на одном потребителе, так что предложила альтернативный вариант прокладки трубы из Ангарска в Находку с ответвлением на Китай. Но проект не смог пройти экологическую комиссию Минприроды, так что его начальная точка была изменена на Тайшет, а конечная — на бухту Козьмина.

В таком виде правительство утвердило новый экспортный маршрут в последний день 2004 года. Но первый стык нефтепровода в районе города Тайшет был сварен только весной 2006 года. За пару дней до этого президент Владимир Путин поручил снова скорректировать маршрут и вывести его за пределы водозаборной зоны озера Байкал. Это удлинило нефтепровод примерно на 400 км.

Строительство трубы велось в два этапа. Маршрут первой очереди трубопровода пролегал от ГНПС «Тайшет» до НПС «Сковородино» (мощность — 30 млн тонн в год) и был сдан в 2009 году. Протяженность этого участка составила почти 2,7 тыс. км, что потребовало создания семи перекачивающих станций. Из Сковородино нефть под маркой ESPO по железной дороге транспортировалась до нефтеналивного порта в бухте Козьмина до завершения строительства второй нитки трубы. Она продлила маршрут еще более чем на 2 тыс. км, до терминала пропускной способностью 30 млн тонн на Тихом океане. Строительство второй очереди было завершено в 2012 году. Благодаря строительству пяти дополнительных НПС мощность участка от Тайшета до Сковородино увеличилась до 50 млн тонн в год. С этого момента «Транснефть» вела последовательное наращивание этого показателя.

В 2014 году ввод в эксплуатацию еще трех перекачивающих станций позволил увеличить его на этом участке до 58 млн тонн в год. При этом на второй ветке годом ранее за счет реконструкции одной из НПС прокачка выросла до 34 млн тонн в год. В 2017 году «Транснефть» запустила четыре новые станции, позволившие нарастить транспортировку до 73 млн тонн в рамках первой очереди и до 45 млн тонн в год — в рамках второй. На полную мощность 80 млн тонн и 50 млн тонн соответственно две ветки ВСТО вышли в 2019 году. При этом с годами и на фоне изменения политической ситуации значимость трубопровода только возрастает.

Куюмба—Тайшет

Еще одним маршрутом транспортировки нефти из Красноярского края стал нефтепровод Куюмба—Тайшет. Он позволил доставлять нефть с Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений в трубопроводную систему Восточная Сибирь—Тихий океан в Иркутской области и далее на экспорт. Его строительство началось по распоряжению правительства в 2012 году. Маршрут был далеко не самым протяженным — около 700 км линейной части со строительством двух нефтеперекачивающих станций, но его прокладка оказалась одной из самых трудных. Трасса нефтепровода проходит через тайгу по территориям Эвенкийского, Богучанского и Нижнеингашского районов Красноярского края и Тайшетского района Иркутской области, пересекает 113 малых и 7 крупных рек. Помимо этого магистрали пришлось огибать многочисленные карстовые пустоты на пути его прокладки. Сотни километров до Куюмбы можно было преодолеть только в холодное время года по зимнику, летом единственным транспортным средством становился вертолет. С учетом этого строительство изначально было распланировано по временам года: зимой строили на заболоченной и обводненной местности, которая замерзала, летом — на сухих участках и площадочных объектах.

Текущая мощность трубы составляет 8,6 млн тонн в год. При этом строительство еще двух НПС увеличит пропускную способность нефтепровода до 15 млн тонн в год. Но пока у нефтекомпаний, сдающих нефть в трубу по этому маршруту, нет такой необходимости. Так что решение о дальнейшем развитии будет приниматься при условии роста прогнозных объемов сдачи нефти в Куюмба—Тайшет.

Активы

Портфель активов Транснефти включает практически всю трубопроводную магистральную систему России — от самой западной до самой восточной части страны, предназначенную для транспортировки нефти и нефтепродуктов. В частности, это более 67 тыс. километров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром от 530 до 1220 мм, более 500 перекачивающих станций и 24 млн куб. м. резервуарных емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. Кроме того, Транснефти также принадлежит контрольный пакет акций НМТП, который, в свою очередь, владеет двумя крупнейшими по грузообороту портами России — в Новороссийске и в Приморске.

Магистральные трубопроводы связывают крупнейшие российские месторождения нефти непосредственно с нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ), а через морские порты России и трубопроводы других стран — с внешними рынками в Европе, Азии и пр.

Направления экспортного сбыта.

При этом подавляющее большинство активов Транснефти находится вне зон сплошного распространения вечной мерзлоты, что упрощает эксплуатацию и экономит энергоресурсы в процессе перекачки нефти. Так, Транснефть входит в число мировых лидеров по наименьшему удельному расходу электроэнергии при транспортировке нефти — около 11,34 кВт*ч/1000 км при медиане в 13,36 кВт*ч/1000 км у зарубежных аналогов. При этом уровень электрификации производственной деятельности Транснефти составляет более 85% (доля электроэнергии в общем потреблении энергоресурсов).

Финансовые показатели

Правительство ограничило раскрытие информации «Транснефтью» до июля 2024 года. По этой причине компания приостановила публикацию финансовой отчетности, скрыла на сайте раскрытия информации ранее размещенные там документы и до настоящего времени не представила результатов деятельности за 2021–2022 гг. Однако по некоторым косвенным факторам можно предположить, что у компании стабильные положение и растущий денежный поток:

С учетом увеличения объемов транспортировки нефти и нефтепродуктов в 2022 году и первой половине 2023 года, вероятно, увеличилась выручка монополии за указанный период. При условии контроля расходов, возможно, Транснефть могла завершить 2022 год с уверенным ростом операционной и скорректированной на неденежные составляющие чистой прибыли.

Оборудование нефтепроводов

Магистральный трубопровод, как базовый элемент нефтепровода, прокладывается на расчетной глубине. Она зависит от следующих факторов:

От организаций, эксплуатирующих магистральные трубопроводы, требуют соблюдать правила безопасности. Монтируя трубопроводную ветку, в обязательном порядке предусматривают ее оснащение контрольными датчиками. На них возложена функция мониторинга всех компонентов магистрали сети.

Дивиденды

Транснефть является компанией с государственным участием в капитале. Согласно распоряжению Правительства РФ, все государственные компании обязаны направлять на выплату дивидендов не менее 50% от скорректированной чистой прибыли. Хотя цели этой меры направлены на пополнение государственной казны, этот факт также позитивно сказывается и на миноритарных акционерах, включая частных инвесторов.

Таким образом, компания направляет на выплату дивидендов не менее чем половину нормализованной (очищенной на ключевые неденежные составляющие) чистой прибыли, равновесно распределенных на общее количество обыкновенных и привилегированных акций. При этом государство — единственный владелец 100% голосующих акций Транснефти — может принять решение о выплате дивидендов в ином размере.

К текущему моменту Транснефть завершила период интенсивного развития трубопроводной системы и до настоящего времени не анонсировала новых крупных проектов. Это означает, что деньги для развития в ближайшее время компании не понадобятся. При этом бюджет России за первые четыре месяца 2023 года был исполнен с дефицитом 3,049 трлн рублей, что составляет 105% от всего запланированного на этот год дефицита (2,9 трлн).

Учитывая, что почти 80% всех дивидендов получает федеральный бюджет, потенциально это может повлиять на решение государства по вопросу выплаты дивидендов и привести к увеличению коэффициент выплаты дивидендов с текущих 50% в этом или следующем году.

При этом размер дивиденда, выплачиваемого на одну привилегированную акцию миноритарным акционерам, согласно Уставу Транснефти, не может быть меньше размера дивиденда, выплачиваемого на одну обыкновенную акцию государству. По итогам 2021 года компания выплатила по 10 497,36 рубля на бумагу каждого типа.

Состав магистрального нефтепровода

Трубопроводная система — это комплекс взаимосвязанных компонентов, в него входят:

Это сложнейший механизм, функционирование которого зависит от стабильной работы каждого компонента системы.

О компании

Транснефть является крупнейшей нефтепроводной компанией в мире — ее грузооборот более чем в семь раз превышает показатель грузооборота ближайших аналогов — Enbridge и Colonial. По протяженности нефтепроводов Транснефть также занимает первое место, превышая медианное значение более чем в 6,6 раза.

Помимо транспортировки нефти и нефтепродуктов по территории России, у Транснефти есть свои представительства в Венгрии, Словакии, Республике Беларусь и других. Компания оказывает услуги по хранению нефти и нефтепродуктов в системе магистральных трубопроводов, компаундированию нефти (технология управляемого смешения нескольких потоков разных сортов нефти в один установленного качества), реализации нефти и нефтепродуктов.

С 2017 года компания имеет аккредитацию в Банке России на выполнение функций оператора товарных поставок и предоставляет услугу по хранению нефтепродуктов с гарантией передачи права собственности на товар по итогам биржевой сделки.

В мире отсутствуют аналог ПАО «Транснефть», сопоставимые по масштабам трубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов.

Трубопроводная арматура

Чтобы регулировать, контролировать и перекрывать поток нефтепродуктов в системе, предназначена трубопроводная арматура. По свои функциям она разделяется на следующие виды:

К запорной арматуре нефтепровода относятся задвижки, принцип действия которых заключается в перекрывании тока среды за счет поступательного движения запирающего элемента перпендикулярно течению нефти. Конструкция задвижки:

Виды задвижек по типу затвора:

Для магистральных трубопроводов предназначены задвижки с электрическим приводом.

Регулирующая арматура поддерживает напор рабочей среды в заданном диапазоне значений. Существует два типа регуляторов:

К предохранительной арматуре относятся клапаны, способные сбросить давление в системе, если оно превышает критическое и возникает риск прорыва. Устройства, устанавливаемые на трубопроводах, принадлежат к типу закрытых полно- и малоподъемных. Принцип их работы заключается в стравливании некоторого объема рабочей среды с участка, где выявлено повышение давления. Жидкости сбрасывается в особый сборный коллектор.