Магистральные нефтепроводы

Технологические трубопроводы

К технологическим трубопроводам относятся сети, состоящие из труб и оборудования, которые применяются на промышленных предприятиях для транспортировки жидких, сыпучих и газообразных сред. При их проектировании, монтаже и эксплуатации обязательно должны строго соблюдаться правила техники безопасности. Трубы в составе таких линий используются для переправки сырьевых компонентов, готовой и промежуточной продукции, отходов, стоков и других компонентов, принимающих участие в производстве.

Классификация трубопроводов

Классифицировать трубопроводные сети можно по нескольким критериям: назначение, технические характеристики и способ монтажа. Но существуют и другие параметры, по которым также можно распределить трубопроводы на несколько видов. По типу транспортируемого продукта (токсичность, температура и другие характеристики) коммуникации делятся на такие разновидности:

• Монтаж технологических трубопроводов может осуществляться по территории одного производственного цеха, предприятия или между несколькими объектами.

• В зависимости от уровня внутреннего давления различают транспортные сети вакуумного типа, а также высокого и низкого давления.

• По особенностям прокладки коммуникации делятся на подземные, полуподземные и наземные.

• По материалу изготовления выделяют стальные технологические трубопроводы и трубопроводные линии из неметаллических материалов.

Трубопроводы горячей воды и пара

По таким трубопроводным системам транспортируют горячую воду и пар (насыщенный или перегретый). Энергетические коммуникации делятся на несколько категорий в зависимости от температуры и давления рабочей среды. Они могут применяться для перемещения веществ, температура которых составляет выше 115 °С, без ограничения по значению давления.

Водопроводы

Коммуникационные системы используются для подачи воды на промышленные и бытовые объекты. По выполняемым функциям они бывают производственными, противопожарными, хозяйственно-питьевыми, поливными. Условия эксплуатации технологических трубопроводов такого типа различаются, что требует применения для каждой разновидности своих правил и норм монтажа, настройки, прокладки, эксплуатации.

Магистральный водопровод

Такие сети отличаются достаточно высокой протяженностью и транспортирующей способностью. Они рассчитаны на перемещение значительных объемов рабочей среды на большие расстояния. Обычно их используют при прокладке коммуникаций от источника водоснабжения на распределительные узлы или напрямую к крупным потребителям.

Нефтепроводы

Применяются для транспортировки нефти и продуктов ее переработки – мазута, бензина, керосина и т. д. Системы, которые перемещают нефтепродукты между оборудованием переработки и нефтяными скважинами, называются промысловыми.

Магистральный нефтепровод

Магистральные сети прокладывают для транспортировки нефти и ее продуктов на значительные расстояния. Для строительства таких коммуникаций используются трубы большого диаметра, разработанные с учетом особенностей рабочей среды.

Газопроводы

Газопроводные системы

Газопроводные системы используются для транспортировки различных газов от их месторождений к потребителям. Различают газопроводы с различными параметрами давления, классифицируемые по типу потребителя.

Магистральные газопроводы

Магистральные сети используются для перемещения газообразной среды от месторождений к участкам переработки или распределительным станциям. Для этого используются трубы большого диаметра, рассчитанные на передачу значительных объемов вещества.

Канализационные трубопроводы

Основная функция таких трубопроводных сетей – отвод и сброс отходов бытового и технологического характера. Они делятся на напорные, в которых рабочая среда перемещается принудительно, и безнапорные, в которых вещество транспортируется самотеком.

Канализационные коммуникации также делятся по назначению на бытовые, производственные, универсальные и внутренние.

Состав и материалы

Устройство технологических трубопроводов предполагает наличие в составе сетей таких компонентов, как участки с прямыми трубами, арматура для организации разветвлений, переходов, отводов, системы крепления в виде опор и подвесок, крепежные детали, запорно-регулирующие компоненты, контрольно-измерительные приборы, системы управления, изоляционные материалы и т. д.

По материалу изготовления технологические коммуникации делятся на несколько видов. Для производства используются:

• Сталь
• Пластик
• Чугун
• Асбестоцементные трубы

Мытищинский трубный завод производит и поставляет трубы для различных сфер промышленности. Ассортимент включает поставку трубных изделий для газонефтепроводов, тепловых и водных сетей, строительных водоводов, факельных линий, транспортировочных линий для атомной энергетики, пищевой и целлюлозно-бумажной промышленности.

Все трубы, арматура и другие компоненты для технологических трубопроводов производства Мытищинского трубного завода изготавливаются в соответствии с требованиями ГОСТов и проходят строгий поэтапный контроль на производстве. Для изготовления трубопроводных деталей используется сталь российских производителей, что позволяет предлагать доступные цены на трубопрокатную продукцию для различных видов коммуникационных систем.

Надземная прокладка трубопроводов

Надземная прокладка трубопроводов

Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований п. 1.1.

В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.

Положения по проектированию трубопроводов

7.2. При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие проход поршня для очистки полости трубопровода и разделительной головки (для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов).

Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований разд. 8.

7.3. При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании в проекте допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.

Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями разд. 8.

7.4. В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

7.5. При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

В балочных системах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следует предусматривать мероприятия по обеспечению проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

7.6. Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор.

7.7. Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы следует принимать в соответствии с требованиями СНиП -89-80*, но не менее 0,5 м.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках, где предусматривается использование вечномерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом.

При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

Правила прокладки трубопроводов

При прокладке трубопроводов через препятствия, включая овраги и балки, необходимо соблюдать определенные расстояния.

рокладка через различные препятствия

• Овраги и балки: не менее 0,5 м от уровня воды при 5%-ной обеспеченности;
• Несудоходные, несплавные реки и большие овраги: не менее 0,2 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;
• Судоходные и сплавные реки: в соответствии с нормами проектирования подмостовых габаритов и требованиями к расположению мостов.

При прокладке через несудоходные и несплавные реки с заломами или корчехода, возвышение низа трубы или пролетных строений должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод.

рокладка через железные дороги

При прокладке через железные дороги общей сети, расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов должно соответствовать требованиям габарита С по ГОСТ 9238—83.

адземные переходы

Для надземных переходов через ручьи, овраги и другие препятствия необходимо предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие защиту от тепловых и механических воздействий.

Расчет трубопроводов

ыбор методов расчета

При расчете трубопроводов необходимо учитывать использование ЭВМ.

опротивление материалов

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений должны соответствовать значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по стандартам.

асчетные сопротивления

Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R1 и R2 определяются с учетом коэффициентов условий работы, надежности по материалу и назначению трубопровода.

Значение коэффициента надежности по материалу:

1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы;
2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, а также бесшовные из катаной или кованой заготовки.

3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами

4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы

Примечание. Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двуслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту 1 ; .

Значение коэффициента надежности по материалу 2

Бесшовные из малоуглеродистых сталей

Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой стали и низколегированной стали с отношением

Сварные из высокопрочной стали с отношением

Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн

Условный диаметр трубопровода, ммдля газопроводов в зависимости от внутреннего давления р

р 55 кгс/см255 < р 75 кгс/см27,4 < р 9,8 МПа75 < р 100 кгс/см2

500 и менее

8.4. Основные физические характеристики стали для труб следует принимать по табл. 12.

Физическая характеристика и обозначение стали Величина и размерность

206 000 МПа (2100 000 кгс/см2)

Коэффициент линейного расширения

Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла:

По п. 8.25

8.5*. Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

8.6. Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке надлежит принимать по табл. 13*. Допускается принимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в табл. 13* при соответствующем обосновании, исходя из условий эксплуатации трубопровода.

8.7. Рабочее (нормативное) давление — наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода.

При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

8.8. Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

плотность газа, кг/м3 (при 0 °С и 1013 гПа);

ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;

абсолютное давление газа в газопроводе, МПа;

внутренний диаметр трубы, см;

коэффициент сжимаемости газа;

абсолютная температура, К ( Т = 273 + t, где t – температура газа, °С).

Для природного газа допускается принимать

где ррабочее (нормативное) давление, МПа;

обозначение то же, что в формуле (6).

Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода qпрод, Н/м, следует определять по формуле

где нплотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м3;

обозначения те же, что в формуле (6) .

Характер нагрузки и Нагрузка и воздействиеСпособ прокладки трубопровода

Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств

Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)

Давление (вес) грунта

Гидростатическое давление воды

Внутреннее давление для газопроводов

Внутреннее давление для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700—1200 мм с промежуточными НП без подключения емкостей

Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700—1200 мм без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм

Масса продукта или воды

Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры

Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта

Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств

Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов

Воздействие селевых потоков и оползней

Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах

Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых грунтов при оттаивании)

Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов

Примечания: Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак "-" — не учитываются. 2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции. 3. Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц. 4. Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно в газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта. 5*. Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более на всех промежуточных нефтеперекачивающих насосных станциях, работающих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубопроводов от воздействия переходных процессов.

8.9. Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы qлед, Н/м, следует определять по формуле

где bтолщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85;

наружный диаметр трубы, см.

8.10. Нормативную снеговую нагрузку

Н/м2, на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СНиП 2.01.07-85.

При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода Сс принимается равным 0,4.

8.11. Нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е. когда фиксируется статически неопределимая система). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков , II и III, IV категорий.

8.12. Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

Принятые в расчете максимальная и минимальная температуры, при которых фиксируется расчетная схема трубопровода, максимально и минимально допустимая температура продукта на выходе из КС и НПС должны указываться в проекте.

8.13. При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность, устойчивость и выборе типа изоляции следует учитывать температуру газа, нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортировки продукта. .

8.14*. Выталкивающая сила воды qв, Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3;

обозначение то же, что в формуле (6) .

Примечание. При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидко-пластическое состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.

8.15. Нормативную ветровую нагрузку на 1 м qвет, Н/м трубопровода, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле

нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07-85;

нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07-85 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

обозначение то же, что в формуле(10).

8.16. Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, оползнями, перемещением опор и т.д., должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.

8.17. Обвязочные трубопроводы КС и НПС следует дополнительно рассчитывать на динамические нагрузки от пульсации давления, а для надземных трубопроводов, подвергающихся очистке полости, следует дополнительно производить расчет на динамические воздействия от поршней и других очистных устройств.

8.18. Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивность возможных землетрясений для различных участков трубопроводов определяется согласно СНиП -7-81*, по картам сейсмического районирования СССР и списку населенных пунктов СССР, расположенных в сейсмических районах, с учетом данных сейсмомикрорайонирования.

8.19. При проведении сейсмического микрорайонирования необходимо уточнить данные о тектонике района вдоль всего опасного участка трассы в коридоре, границы которого отстоят от трубопровода не менее, чем на 15 км.

8.20. Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводов назначается согласно СНиП -7-81*.

Расчетная сейсмичность подземных магистральных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубления трубопровода как для сооружений, расположенных на поверхности земли.

8.21. При назначении расчетной интенсивности землетрясения для участков трубопровода необходимо учитывать помимо сейсмичности площадки строительства степень ответственности трубопровода, устанавливаемую введением в расчет к коэффициенту надежности по нагрузке коэффициента 0, принимаемого в соответствии с п. 8.59 в зависимости от характеристики трубопровода.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ

8.22*. Расчетную толщину стенки трубопровода , см, следует определять по формуле

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

где nкоэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13*;

обозначение то же, что в формуле (7);

наружный диаметр трубы, см;

обозначение то же, что в формуле (4);

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле

продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

Толщину стенки труб, определенную по формулам (12) и (13), следует принимать не менее 1/140 Dн, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм — для труб условным диаметром свыше 200 мм.

При этом толщина стенки должна удовлетворять условию (66) , чтобы величина давления, определяемая по п. 13.16, была бы не менее величины рабочего (нормативного) давления.

Увеличение толщины стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной по формуле (12) , должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ И

НАЗЕМНЫХ (В НАСЫПИ) ТРУБОПРОВОДОВ

8.23. Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

8.24. Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия

где пр.Nпродольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25;

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (пр.N 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (пр.N < 0) определяемый по формуле

обозначение то же, что в формуле (4);

кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле

где nобозначение то же, что в формуле (12);

обозначение то же, что в формуле (7);

обозначение то же, что в формуле (6);

номинальная толщина стенки трубы, см.

8.25. Продольные осевые напряжения пр.N МПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. Расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтом.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле

коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1;

переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;

переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

обозначение то же, что в формуле (12);

обозначение то же, что в формуле (7);

обозначение то же, что в формуле (6);

обозначение то же, что в формуле (17);

интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая по формуле

; (21)

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.

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.

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).

Развитие

В рамках проектов поэтапного увеличения пропускной способности магистральных нефтепроводов Транснефть в период с 2015 по 2022 гг. построила и реконструировало ряд объектов. В частности, до 80 млн т/год повышена мощность нефтепровода ВСТО (Восточная Сибирь — Тихий Океан) на участке от месторождений в Сибири до перекачивающей станции «Сковородино» в Амурской области, откуда далее основная ветка нефтепровода идет в дальневосточный морской порт Козьмино, а вторая — в Китай. Кроме того:

К 2026 году мощности магистральных нефтепроводов к портам в Усть-Луге, Новороссийске и Приморске планируется расширить еще на 32 млн т/год в рамках переориентации поставок и с 40 52 млн т/год увеличить экспортные мощности порта Новороссийск. Всего будет построено 600 км нефтепроводов.

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. Кроме этого, к важным конкурентным особенностям бизнеса относятся следующие.

Высокая стабильность и предсказуемость бизнеса. Тарифы на услуги по транспортировке нефти и нефтепродуктов устанавливаются ФАС России и стабильны вне зависимы от рыночной конъюнктуры на рынке нефти. Экспортные цены на российскую нефть и нефтепродукты никак не влияют на доходы Транснефти — растет цена или падает — тарифы компании фиксированы. Кроме того, согласно распоряжению Правительства РФ, они ежегодно индексируются по принципу «инфляция минус 0,1%». Учитывая, что большая часть капитала Транснефти находится во владении государства, РФ не выгодно снижать тарифы, а следовательно — прибыль и дивиденды монополии в пользу нефтяных компаний.

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.

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.

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.

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.

Магистральные газонефтепроводы предназначены для транспортировки больших объемов веществ на дальние расстояния. По ним перемещаются рабочие среды различной плотности и состава. Такие системы имеют особенности в зависимости от места прокладки, условий эксплуатации, характеристик транспортируемого вещества. На «Мытищинском трубном заводе» производят трубы для магистральных трубопроводов различного типоразмера и назначения. Ассортимент включает металлоизделия с большой пропускной способностью, диаметр которых – от 530 мм. Вся продукция производится в соответствии с требованиями ГОСТ и ОСТ, сопровождается паспортами качества.

Особенности магистральных трубопроводов

Стальные магистральные трубы используются на стратегически важных объектах. Такие метизделия предназначены для поставки газа и нефти, а также продуктов их переработки в разные точки страны. К подобным коммуникационным системам предъявляются высокие требования в отношении надежности, безопасности, производительности. Они должны обеспечивать транспортировку веществ в бесперебойном режиме с возможностью проведения ремонта и технического обслуживания.

В составе трубопроводов, помимо труб, используется специальное трубное оборудование:

Для удобства обслуживания и проведения ремонтных работ трубопроводы дополняются мостами и тоннелями, насосными системами, станциями техобслуживания.

Применение магистральных трубных систем – эффективное решение для транспортировки продуктов нефте- и газопереработки. Они позволяют эффективно поставлять сырье на предприятия напрямую с мест добычи без привлечения водного или ж/д транспорта. Современные трубопроводы могут использоваться в различных климатических условиях.

Классификация магистральных трубопроводов

Трубы делят на несколько основных видов по техническим характеристикам и способу монтажа.

По техническим характеристикам

Для транспортировки газа и нефти трубы, используемые в составе коммуникаций, должны обладать определенными техническими характеристиками.

Магистральная газовая труба предназначена для перемещения газообразных веществ. В зависимости от параметров внутреннего давления такие системы могут быть нескольких видов:

Степень кривизны конструктивных элементов не должна превышать 1,5 мм на каждый метр длины.

Для строительства газопроводов используются прямошовные электросварные и бесшовные стальные трубы. Диаметр магистральных труб варьируется в диапазоне 530–2420 мм. Толщина стенок такого трубопроката – от 4 до 24 мм.

Магистральные трубы для нефтепровода – это чаще всего металлоизделия с прямым или спиралевидным швом. В состав нефтепроводной системы входит целый комплекс дополнительных элементов:

Диаметр магистральных нефтепроводов может составлять 300 мм и более.

При прокладке магистралей должна быть обеспечена надежная система защиты трубопроводов, которая будет способствовать продолжительной безаварийной работе систем. Для протекции от коррозии применяются различные виды изоляции на основе жидких составов, а также специальных пленок. Чтобы предотвратить воздействие веществ в составе почвы на металл, используют электрополяризованные, электродренажные, катодные протекторы. Для повышения прочности магистральных труб применяют материал, который дополнительно подвергают термообработке. Защита от порывов в результате внутреннего давления обеспечивается применением задвижек и предохранительных клапанов.

По способу монтажа

По способу прокладки коммуникации могут быть наземного и подземного типа. В первом случае при установке используются опоры или висячие конструкции. Во втором – монтаж выполняется в канавы или тоннели. Для защиты труб от негативных факторов внешней среды используются различные технологии – обработка специальными составами, нанесение защитной оболочки и т. д. При необходимости прокладки трубопровода в водоеме или на поверхности воды применяют подводные и плавающие конструкции.

Материалы изготовления труб магистральных трубопроводов

Сталь – один из самых популярных и практичных материалов для изготовления магистральных газонефтепроводов. Стальные конструкции отличаются высокой прочностью, технологичностью, устойчивостью к воздействию факторов среды, продолжительным сроком службы. Для повышения эксплуатационных свойств материал перед изготовлением труб подвергается различным методам обработки.

Для изготовления коммуникаций чаще всего используют качественные стальные сплавы, например углеродистые, низколегированные с повышенными характеристиками прочности, легированные, нержавеющие. Допустимое рабочее давление трубопроводных конструкций определяется технологией изготовления.

«Мытищинский трубный завод» производит и поставляет трубы большого диаметра для магистральных газонефтепроводов. Продукция изготавливается в соответствии с требованиями ГОСТ и ОСТ, условиями эксплуатации и индивидуальными пожеланиями заказчика. Производственные мощности предприятия позволяют выпускать большой ассортимент типоразмеров электросварных прямошовных труб для магистральных сетей. В качестве заготовок используется листовой металл, подвергающийся вальцовке и последующей автоматической сварке под слоем флюса. При этом на сварных швах образуется защитная пленка, которая препятствует проникновению в металл воздуха.

Для улучшения свойств металла, повышения его прочности и устойчивости к факторам среды, снятия остаточных напряжений, сохранения механических характеристик применяется технология термообработки.

Трубы магистральных газонефтепроводов «Мытищинского трубного завода» отличаются высокими эксплуатационными свойствами. Вся продукция проходит строгий технологический контроль на каждом производственном этапе, что позволяет гарантировать высокое качество каждого поставляемого металлоизделия. Чтобы оформить заказ на изготовление трубопроката, позвоните по телефону, указанному на сайте. Наши специалисты смогут сориентировать вас по стоимости, а также ответят на вопросы, связанные с выпуском метизов. Мы доставляем готовую продукцию по Москве, Московской области, а также другим регионам России.