Как транспортируют газ и нефть: Как перевозят нефть и нефтепродукты — Как перевозят продукты растительного происхождения. раздел 2 — Как перевозят мои грузы? — Рекомендации по перевозкам

Содержание

Транспортировка нефти альтернативными способами в США достигла рекордных объемов

Энергетическая промышленность США ищет пути решения проблемы дефицита нефтепроводов для транспортировки сырья из новых скважин на нефтеперерабатывающие заводы. Активное использование для поставок различных видов транспорта — автомобильного, железнодорожного и водного — привело к тому, что объем таких перевозок достиг рекордного уровня за всю историю сбора подобной статистики — с 1981 г.

Этот импровизированный подход создает новые возможности для транспортных компаний, однако перегружает дороги и вызывает недовольство регуляторов. Но вскоре наступят перемены: объем инвестиций в строительство нефтепроводов, которые появятся на свет в ближайшие годы, превысил $40 млрд, сообщила консалтинговая компания Wood Mackenzie. «Мы, по сути, опутываем трубопроводами страну», — улыбается Курт Анастасио, генеральный директор оператора трубопроводов и нефтяных терминалов NuStar Energy. По его словам, нефть сейчас «хлещет в разные стороны и из разных мест».

Добыча нефти в США достигла максимальных объемов за последние 20 лет. Ее импорт быстро сокращается. Однако инфраструктура транспортировки нефти в США рассчитана именно на импорт и на доставку нефти на НПЗ в береговой зоне. Что в этой ситуации делать с нефтью из Техаса, Северной Дакоты и канадской Алберты — непонятно. «Все нефтепроводы ведут не туда, — говорит Харолд Йорк из Wood Mackenzie. — Очевидно, что уже в следующие 10-15 лет нефтяная промышленность США встанет с ног на голову».

При ценах на нефть выше $100 за баррель у добывающих компаний нет времени ждать транспортников. Для перевозки нефти они используют грузовики, поезда и баржи.

По данным Администрации энергетической информации США, в период с 2011 по 2012 гг. объемы доставки нефти на НПЗ грузовиками выросли на 38%, баржами — на 53%, поездами — на 300%. Несмотря на это нефтепроводы и морские танкеры по-прежнему остаются основным методом транспортировки нефти.

В 2009 г. на большом южнотехасском нефтяном месторождении «Игл Форд» добывалось всего 1000 баррелей нефти в день. Сейчас добыча составляет 500 000 баррелей в день. Чтобы обеспечить транспортировку этого потока, необходимо изменить всю систему доставки нефти.

Например, в прошлом году NuStar использовала нефтепровод, предназначенный для транспортировки импортируемой из Африки и Европы нефти на север через порт Корпус Кристи, в реверсном режиме. Сейчас поток идет на юг, собирая нефть из сотен скважин. Примерно 175 000 баррелей в день перегоняются по нефтепроводу на баржи в Корпус Кристи и доставляются на НПЗ неподалеку от Хьюстона.

Ранее в этом году Phillips 66 (бывшее подразделение транспортировки и нефтепереработки ConocoPhillips, выделенное в 2012 г. в отдельную компанию) начала доставлять нефть на НПЗ в Линден, штат Нью-Джерси, морским путем вокруг Флориды.

Тем временем тяжелые грузовики создают пробки на дорогах в «Игл Форд», вызывая головную боль у местных жителей, а также у чиновников. «Это же сельские дороги, по которым может передвигаться максимум 10 машин в час. Сейчас по ним ездит по 100 машин в час, и 75 из них — грузовики массой более 36 т, — признает Том Волькель, президент Dupre Logistics, которая с ноября 2011 г. занимается перевозкой нефти (в регионе у нее штат из 100 с лишним водителей).

В этом году техасские законодатели выделили $450 млн для ремонта и благоустройства дорог штата. «Этого совершенно не достаточно, — говорит Дэрил Фаулер, высокопоставленный чиновник из Куэро, штат Техас. — У нас одни заторы. Дороги разрушаются».

Чтобы снизить стоимость ремонта и замедлить трафик, департамент транспорта Техаса в июле принял решение снять асфальт со 130 км дорог штата, засыпав их гравием.

Грузовики с нефтью из «Игл Форда» также движутся на запад к каналу, предназначенному для транспортировки баржами. Первая баржа вышла из порта в сентябре 2011 г., держа курс на Мексиканский залив и хьюстонские НПЗ. Сейчас по каналу перевозится 1,6 млн баррелей в месяц, говорит Дженнифер Стастни, заместитель исполнительного директора порта «Виктория». «Представьте, что пятилетний ребенок ложится спать и просыпается уже 16-летним. С соответствующим аппетитом и запросами» — говорит она.

В Северной Дакоте по железным дорогам каждый день перевозится более двух третей из всей добываемой в штате нефти (800 000 баррелей). Нефтяники ценят возможности железной дороги доставлять нефть непосредственно самым платежеспособным покупателям.

Насколько рискованны такие перевозки, стало ясно лишь после июльской катастрофы в Квебеке, которая привела к смерти как минимум 47 человек. Федеральные власти готовят новые правила транспортировки нефти по железной дороге. Ассоциация американских железных дорог заявляет, что готова к росту нефтяных перевозок. Она уже давно занимается транспортировкой опасных грузов. В 2008 г. по основным железным дорогам США было перевезено 9500 вагонов нефти. В этом году их число составит 389 000.

По мнению аналитиков, железнодорожные перевозки нефти сохранятся, а объемы транспортировок грузовиками и баржами начнут падать, как только будут запущены новые нефтепроводы.

Экологи критикуют некоторые проекты нефтепроводов, включая Keystone, который должен обеспечить поставку канадской нефти на побережье Мексиканского залива. Федеральные власти пока не дали официального разрешения на его строительство.

Правительственные организации тщательно проверяют новые проекты.

Уменьшение импорта, инвестиции в инфраструктуру и рост промышленности — это лишь некоторые преимущества от расцвета энергетического сектора, считает Стив Кин, президент и директор по операционной деятельности оператора нефтепроводов Kinder Morgan: «Это, пожалуй, лучшее, что произошло в нашей экономике за последние 10 лет. Это даже лучше, чем iPad».

Перевела Наталья Тихонова

Системы транспорта углеводородов в Арктике. Лонгрид РСМД

1. Congressional Report Service. Электронный ресурс. URL: [https://www.fas.org/].

2. Review of the Ikhil Gas Development and Pipeline Regulatory and Environmental Process: Lessons Learned. // Правительство Канады.. Январь 2007 г. Электронный ресурс. URL: [http://publications.gc.ca/collections/collection_2008/neb-one/NE22-4-161E.pdf]. (дата обращения: 12.03.2016)

3. The Van Horne Institute. Alberta to Alaska Railway. Pre-Feasibility Study. Электронный ресурс. URL: [http://vanhorne.info/files/vanhorne/alberta-to-alaska-railway-pre-feasibility-study.pdf].

4. Ежегодный отчет о нефтегазовой отрасли на севере Канады за 2011 г. // Официальный сайт правительства Канады. Департамент по делам Севера и коренных народов. Электронный ресурс. URL: [https://www.aadnc-aandc.gc.ca/eng/1335971994893/1335972853094].

5. Морские перевозки России. Грузооборот морских портов Арктического бассейна за 2014 г. Электронный ресурс. URL: [http://www.transrussia.net/analytics/2014/12/Arctic.aspx].

6. Морские перевозки России. Перевозки российских грузов через морские порты России, Балтии и Украины за 2014 г. Электронный ресурс. URL: [http://www.transrussia.net/analytics/2014/12/analytics.aspx].

7. Официальный сайт Trans-Alaska Pipeline System. Электронный ресурс. URL: [http://www.alyeska-pipe.com/].

8. Официальный сайт города Валдез. Trans-Alaska Pipeline. Электронный ресурс. URL: [http://www.ci.valdez.ak.us/].

9. Официальный сайт компании BP. Электронный ресурс. URL: [http://www.bp.com/].

10. Официальный сайт компании Eni Norge. Электронный ресурс. URL: [http://www.eninorge.com/].

11. Официальный сайт компании Statoil. Электронный ресурс. URL: [http://www.statoil.com/].

12. Официальный сайт МИД России. Электронный ресурс. URL: [www.archive.mid.ru].

13. Официальный сайт ОАО «НК «Транснефть». Электронный ресурс. URL: [http://www.transneft.ru/].

14. Официальный сайт ОАО «РЖД». Электронный ресурс. URL: [http://szd.rzd.ru/].

15. Официальный сайт ООО «Газпром нефть шельф». Электронный ресурс. URL: [http://shelf-neft.gazprom.ru/].

16. Официальный сайт ООО «Газпром экспорт». Электронный ресурс. URL: [http://www.gazpromexport.ru/].

17. Официальный сайт ПАО «Газпром». Электронный ресурс. URL: [http://www.gazprom.ru/].

18. Официальный сайт ПАО «ЛУКОЙЛ». Электронный ресурс. URL: [http://www.lukoil.ru/].

19. Официальный сайт порта г. Черчилль. Электронный ресурс. URL: [http://www.portofchurchill.ca/].

20. Официальный сайт правительства Норвегии. Электронный ресурс. URL: [https://www.regjeringen.no/].

21. Официальный сайт правительства территории Юкон. Электронный ресурс. URL: [http://www.emr.gov.yk.ca/].

22. Официальный сайт проекта «Печора СПГ». Электронный ресурс. URL: [http://www.pechoralng.com/].

23. Официальный сайт проекта «Ямал СПГ». Электронный ресурс. URL: [http://yamallng.ru/].

24. Официальный сайт Рабочей группы Арктического совета по реализации программы арктического мониторинга и оценки. Электронный ресурс. URL: [http://www.amap.no/].

25. Природные ресурсы Канады. Режим регулирования трубопроводного транспорта в Северо-западных территориях. // Официальный сайт правительства Канады. Электронный ресурс. URL: [http://www.nrcan.gc.ca/energy/infrastructure/pipeline-safety-regime/16449].

26. Топливно-энергетический комплекс России 2000-2009 гг. Справочно-аналитический обзор.

27. Топливно-энергетический комплекс России 2000-2009 гг. Справочно-аналитический обзор. Электронный ресурс. URL: [https://books.google.ru/books?id=Bw_5rLoCgY4C&printsec=frontcover&hl=ru#v=onepage&q&f=false].

28. A. Jørgensen-Dah. Arctic Resources and Shipping of Oil, Gas and Ore along the Northwest Passage. Электронный ресурс. URL: [http://www.arctis-search.com/Arctic+Resources+and+Shipping+of+Oil,+Gas+and+Ore+along+the+Northwest+Passage].

29. Бамбуляк А., Францен Б. Транспортировка нефти из российской части Баренцева региона. Электронный ресурс. URL: [http://www.nhm.uio.no/fakta/zoologi/fugl/ringmerking/PDF/Part_1.pdf].

30. Богоявленский В.И. Нефтегазотранспортные системы в Арктическом регионе России. // Арктический вестник № 2(6)/2013.

31. Конторович А.Э. Нефть и газ российской Арктики: история освоения в XX веке, ресурсы, стратегия на XXI век. // Наука из первых рук. 30.03.2015, т. 61, №1. Электронный ресурс. URL: [http://scfh.ru/papers/neft-i-gaz-rossiyskoy-arktiki-istoriya-osvoeniya-v-xkh-veke-resursy-strategiya-na-xxi-vek/].

32. Паничкин И.В. Освоение арктических углеводородных ресурсов: текущая ситуация и перспективы. // Российский совет по международным делам (РСМД). Электронный ресурс. URL: [http://russiancouncil.ru/arcticoil].

33. Половкин В.Н., Фомичев А.Б. Перспективные направления и проблемы развития арктической транспортной системы Российской Федерации в XXI веке. // Арктика: экология и экономика. – 2011 — №3(7).

34. Following North Slope Crude: From the ground to the gas station. // Аналитический журнал Alaska Business Monthly. Электронный ресурс. URL: [http://www.akbizmag.com/Alaska-Business-Monthly/May-2012/Following-North-Slope-Crude-From-the-ground-to-the-gas-station/].

35. Hammerfest Exports LNG Cargo (Norway) // Информационное агентство LNG World News. Электронный ресурс. URL: [http://www.lngworldnews.com/hammerfest-exports-lng-cargo-norway/].

36. ODs elektrifiserings-anslag: 421 kroner per tonn CO2. Statoil: 2000 kroner. // Аналитический еженедельник TU (Teknisk Ukeblad). Электронный ресурс. URL: [http://www.tu.no/artikler/ods-elektrifiserings-anslag-421-kroner-per-tonn-co2-statoil-2000-kroner/231352].

37. Pumping Stations at Work: Trans-Alaska Pipeline. // Новостное агентство Rigzone. Электронный ресурс. URL: [http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=344].

38. Газовоз «Река Обь» с грузом СПГ прошел по СМП. // Информационный ресурс LNGas.RU: Сжиженный природный газ. Электронный ресурс. URL: [http://lngas.ru/news-lng/tanker-gazovoz-reka-ob-gruz-spg-severnyi-morskoi-put-smp.html].

39. «В Карском море построен первый российский арктический нефтяной терминал». // Новостное агентство «Вести». Электронный ресурс. URL: [http://www.vesti.ru/doc.html?id=2668521].

40. «Игорь Сечин вышел к Баренцеву морю». // Аналитическое новостное издание «Коммерсант». Электронный ресурс. URL: [http://www.kommersant.ru/doc/2476899].

41. «СМТП – морской порт города Северодвинска». // Новостной сайт «Северный порт». Электронный ресурс. URL: [http://nordport.ru/index.php?option=com_content&task=view&id=70&Itemid=43].

42. «Транснефть теряет интерес к трубопроводу Харьянга-Индига». // Новостное агентство «Росбалт». Электронный ресурс. URL: [http://www.rosbalt.ru/main/2007/01/06/281207.html].

НЕФТЕГАЗОТРАНСПОРТНЫЕ СИСТЕМЫ В АРКТИЧЕСКОМ РЕГИОНЕ РОССИИ

НЕФТЕГАЗОТРАНСПОРТНЫЕ СИСТЕМЫ В АРКТИЧЕСКОМ РЕГИОНЕ РОССИИ

Отгрузка нефти с терминала «Варандей» на танкер «Тимофей Гуженко» (Photo: Aker Arctic)

Специфика природно-климатических и геологических условий России заключается в том, что наиболее богатые природными ресурсами территории расположены в аркти¬ческих и субарктических регионах. Около двух третей тер¬ритории суши характеризуется наличием вечной мерзлоты, которая распространяется и на значительную часть аквато¬рии арктических морей, осложняя освоение месторождений углеводородного (УВ) сырья. Распределение ресурсов УВ по акваториям РФ крайне неравномерно – около 75% об¬щих ресурсов и 86% ресурсов северных морей сосредоточе¬ны в недрах Западной Арктики – в Баренцевом, Печорском и Карском морях. В значительной степени это зависит от региональных геологических особенностей и большой пло¬щади данных акваторий (суммарно около 50% арктического шельфа РФ) [1, 2, 3, 6]. В этих же морях открыты и все мор¬ские месторождения Арктики. В морях Восточной Арктики (Лаптевых, Восточно-Сибирском, Чукотском) до сих пор не пробурено ни одной нефтегазопоисковой скважины.

Производство нефти и газа в Арктике давно является основой экономического развития некоторых внутригосу¬дарственных регионов, например, Аляски, Ямало-Ненец¬кого автономного округа (ЯНАО), Ненецкого автономного округа (НАО), достигая в двух указанных российских ре¬гионах по данным местной администрации, соответственно 83 и 98% валового продукта. Однако освоение ресурсов УВ шельфа Арктики и, тем более, континентального склона Се¬верного Ледовитого океана развивается гораздо медленнее, чем в большинстве других регионов Мирового океана, что в основном связано с экстремально сложными природно- климатическими условиями, экологической уязвимостью и (в меньшей степени) наличием спорных участков аквато¬рий в арктическом регионе.

Нефтегазотранспортные системы Арктики включают в себя системы локальных и магистральных нефте- и газо¬проводов, системы транспортных перевозок по железным дорогам и морским танкерным флотом. Наличие Северного морского пути (СМП) и атомного ледокольного флота по¬зволяет транспортировать жидкие УВ (нефть, конденсат, нефтепродукты и сжиженный газ) в западном и восточном направлениях на рынки Европы, США и в страны Тихоо¬кеанского региона. Танкерный вывоз УВ осуществляет¬ся из ряда терминалов Мурманска, Витино, Архангельска и Варандея. При этом в первые три порта УВ до¬ставляются по железной дороге, что ограничивает объемы грузопотока.

Доля вывоза жидких УВ через «арктические ворота» по сравнению с их общероссийским вывозом морским пу¬тем невелика – всего лишь 6,3% в 2011 г. и 4,8% в 2012 г. В 2012 г. из арктических морских портов вывезено на экс¬порт 14,9 млн т нефти с конденсатом и нефтепродуктов – на 20% меньше, чем в 2011 г., что обусловлено изменением схемы транспортировки [5].

Мурманский морской порт (Photo: Vasiliy Bogoyavlensky)Основные объемы добываемых в России УВ транспор¬тируются до потребителей по системам магистральных тру¬бопроводов. На рис. 2 показано расположение на суше и море Арктики месторождений УВ и основных нефте- и газопрово¬дов (зеленый и красный цвета). Также показан проектируе¬мый газопровод от Штокмановского газоконденсатного ме¬сторождения в Баренцевом море. В 2012 г. после длительных подготовительных работ и переговоров о начале инвестиций в проект разработки Штокмановского месторождения, пар¬тнеры ОАО «Газпром», Total S.A. и Statoil ASA отложили на¬чало его разработки на неопределенный срок.

 

Инфраструктура нефтегазовой промышленности в Арктике Первая добыча газа на суше российской Арктики на¬чалась в 1969 г. на севере Красноярского края на месторож¬дении Мессояхское, от которого за два года был построен самый северный в мире магистральный газопровод длиной 671 км для газоснабжения г. Норильска и предприятия «Но¬рильский никель». В 1972 г. в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) на месторождении Медвежье началась до¬быча газа, транспортируемого в европейскую часть России и в Европу. Таким образом, нефтегазотранспортная система российской Арктики начала работать на 5–8 лет раньше, чем на Аляске по Трансаляскинскому нефтепроводу, постро¬енному в 1977 г. для переброски нефти месторождений Се-верного склона Аляски (зона Prudhoe Bay) до порта Валдиз в южной части Аляски. За четыре десятилетия в ЯНАО до¬быто и транспортировано в западном направлении свыше 16 трлн м3 газа, из которых около половины добыто за По¬лярным кругом. Общий объем добытых и транспортирован¬ных арктических (заполярных) УВ в нефтяном эквиваленте примерно в 3,5 раза больше, чем на Северном склоне Аляски.

23 октября 2012 г. началась транспортировка газа уни¬кального по запасам Бованенковского нефтегазоконденсат¬ного (НГКМ)месторождения ОАО «Газпром» по новому ма¬гистральному газопроводу «Ямал – Ухта» диаметром 1420 мм и длиной около 1100 км. Максимальный проектный уровень добычи данного месторождения достигнет 115–140 млрд м3. При строительстве трубопровода выполнен сложный пере¬ход через Байдарацкую губу, в дно которой заглублены две линии труб диаметром 1219 мм для защиты от повреждений ледовыми торосами и стамухами. В дальнейшем к данному трубопроводу подсоединятся другие месторождения полу¬ острова Ямал, транзитной зоны суша – море (Харасавэйское, Крузенштернское и др.) и прилегающего шельфа Карского моря (Ленинградское, Русановское и др.). Часть газа с место¬рождений в южной части Ямала (Каменномысское-море, Се¬веро-Каменомысское и др.) будет транспортироваться через инфраструктуру Ямбургского месторождения.

На севере Ямала по проекту ОАО «Ямал СПГ» око¬ло порта Сабетта началось обустройство крупного завода по сжижению газа (СПГ), включающего три линии мощностью по 5,5 млн т – всего 16,5 млн т. Планируется, что отсю¬да с 2016–2018 годах СПГ будет транспортироваться танкера¬ми газовозами по СМП в западном и восточном направлени¬ях. Предполагается, что потребуется построить 10 гигантских (длиной до 300 м) газовозов ледового класса грузовместимостью СПГ 170 тыс. м3 (около 77 тыс. т при средней плотно¬сти 0,45 г/cм3). При производительности завода по сжижению газа в порту Сабетта от 16,5 до 25 млн т (последнее с учетом планируемого вклада Газпрома) потребуется от 214 до 325 за¬ходов газовозов в год, которые в своем большинстве должны транспортировать СПГ по СМП в восточном направлении – иначе возникнет конкуренция с газом ОАО «Газпром», транс¬портируемым в Европу по трубопроводам, и с СПГ, который будет экспортироваться из США.

Проект завода и терминала СПГ в порту Сабетта [ОАО «Ямал СПГ»] Новый газодобывающий регион на Ямале должен обеспечить к 2030 г. общую годовую добычу и отгрузку газа до 360 млрд м3. С учетом функционирования как минимум еще трех нефтяных и газовых терминалов Варандей, При¬разломное, «Печора СПГ» обеспечение безопасности широ¬комасштабных нефтегазоперевозок в арктических условиях требует самой тщательной проработки, что осложняется от-сутствием мирового опыта и завершающихся сроков служ¬бы атомных ледоколов (в настоящее время началось строи¬тельство атомного ледокола нового поколения).

Северный морской путь пролегает через моря россий¬ской Арктики и является кратчайшим маршрутом движе¬ния судов, связывающим европейскую и дальневосточную части России, а также страны Европы и Азиатско-Тихооке¬анского региона. СМП имеет стратегическое значе¬ние для России в качестве одного из важнейших экспорт¬ных коридоров, позволяющих эффективно переправлять огромные объемы грузов, в первую очередь минерального сырья. Путь из Санкт-Петербурга во Владивосток составля¬ет 14 тыс. км, что на 9 тыс. км меньше, чем по Южному мор¬скому пути (ЮМП) через Суэцкий канал и на 16 тыс. км меньше, чем через мыс Доброй Надежды (Южная Афри¬ка). Путь из Роттердама в Йокогаму по СМП (13,5 тыс. км) в 1,5 раза короче, чем по ЮМП (20,7 тыс. км), а из Мурман¬ска в Йокогаму – короче в 2,2 раза (10,7 и 23,8 тыс. км). Это однозначно свидетельствует о высокой эффективности ис¬пользования СМП для экспорта российских углеводородов и других минеральных ресурсов.

Впервые весь СМП был пройден на деревянном ки¬тобойном пароходе «Вега» шведской экспедиции Нильса Норденшельда за два навигационных сезона 1878–1879 го¬дов с одной зимовкой в пути. Первый проход по СМП в один навигационный сезон за два месяца и три дня осу¬ществлен ледоколом «Александр Сибиряков» в 1932 г. под руководством О.Ю. Шмидта, однако при этом он получил ряд серьезных повреждений. Этот год в России офици¬ально признан началом действия СМП. В 1936 г. по СМП осуществлен переход двух эскадренных миноносцев «Во¬йков» и «Сталин» (из Ленинграда – 2.06.36 во Владивосток – 17.09.36). Грузопоток на различных участках СМП достиг максимального объема 6,6 млн т в 1987 г., после чего после¬довало его значительное снижение до 1,46 млн т в 1998 г., обусловленное общим кризисным состоянием российской экономики [7].

Северный и Южный морские пути

 В 2011 г. СМП работал с 29 июня по 18 ноября. По данным ФГУП «Атомфлот» общий объем грузоперевозок составил 2,17 млн тонн [8], (по данным Мурманского мор¬ского пароходства – 3,3 млн т), бо’льшая часть перевозок со¬провождалась атомными ледоколами. При этом транзитом по всей трассе СМП перевезено около 835 тыс. т грузов и прошло 34 судна (по другим данным 41 судно [7]). В 2012 г. грузопоток значительно вырос, по предварительным дан¬ным до 3,7 млн т, включая 1,26 млн т транзитом через весь СМП [9], из которых большая часть грузов (около 71%) – жидкие УВ. При этом по СМП прошло 46 судов. Для сравнения отметим, что для 2011 г. по количеству судов это в 524 раза меньше, чем прошло через Суэцкий канал, а в докризисном 2008 г. через Суэцкий канал прошло более 21 тыс. судов. Несмотря на успех СМП в 2011–2012 годах, объем транзитных грузоперевозок составил всего около 0,2–0,3% перевозок через Суэцкий канал. Серьезной про¬блемой функционирования СМП является то, что транзит¬ный путь с востока на запад большая часть судов проходит без груза.

Для проводки глубоководных танкеров с осадкой более 12 м в 2011 г. освоен новый путь в обход Новоси¬бирских островов с севера (вместо мелководного пролива Санникова). Проводка первого танкера Perseverance со¬провождалась двумя ледоколами – «Ямал» и «Таймыр». Данный танкер имеет длину 228 м, ширину 32 м, осадку в носовой части 12,4 м, объем танков – 60 тыс. т конден¬сата. 23–30 августа весь СМП пройден за рекордный срок 7,5 суток (средняя скорость 14 узлов) самым крупным тан¬кером ОАО «Совкомфлот» «Владимир Тихонов» дедвей¬
том 162,4 тыс. т с грузом конденсата 120,8 тыс. т [8]. Размеры танкера составляют: длина – 280 м, ширина – 50 м, осадка – 13 м. Всего за 2011 г. прошло 9 танкеров, пе¬ревезших около 686 тыс. т конденсата ОАО «НОВАТЭК» из порта Витино в Южную Корею, Китай и Таиланд. Для сравнения в 2001 г. по СМП проведено всего три танкера с конденсатом по 60 тыс. т в сопровождении ледоколами «Ямал» и «Таймыр».

В 2012 г. кроме транспортировки нефти, конден¬сата и нефтепродуктов по СМП впервые был перевезен сжиженный природный газ (СПГ – LNG) на газовозе «Ob River» в объеме 134,5 тыс. м3, проследовавшем по марш¬руту Мелкоя (Хаммерфест, Новрегия) – порт Тобата (Япония).

Эффективное круглогодичное функционирование СМП как международного транзитного коридора невоз¬можно без применения атомных ледоколов, многолетний опыт строительства и эксплуатации которых имеется толь¬ко у России (первый атомный ледокол «Ленин» построен в 1954 г.). В настоящее время в строю ФГУП «Атомфлот» находятся шесть атомных ледоколов: «50 лет Победы», «Ямал», «Россия», «Советский Союз», «Таймыр» и «Вай¬гач», из которых после 2020 г. продолжат работу только первые два (рис. 6). В 2013 г. началось строительство ново¬го универсального двухосадочного ледокола мощностью до 60 Мвт (проект ЛК-60Я), способного преодолевать много¬летние льды толщиной 2–3 м.

 

Выгрузка нефти с танкера «Тимофей Гуженко» на нефтехранилище «Белокаменка» Начиная с 1985 г. ведется добыча легкой, малосер¬нистой нефти из залежи в песчаниках нижнего триаса Песчаноозерского нефтяного месторождения (откры¬то в 1982 г.), расположенного в восточной части острова Колгуев. В 2001 г. достигнут максимум добычи 125,4 тыс. тонн, после чего она неуклонно снижается. По состоянию на начало 2012 г. накопленная добыча превысила 1,9 млн тонн. Нефть накапливается в береговых нефтехранилищах объемом до 60 тыс. тонн и транспортируется в летне-осен¬ний сезон на экспорт в Роттердам танкерами дедвейтом около 30 тыс. тонн. Лицензиями на разработку владеют два недропользователя – ФГУП АМНГР (ООО «Зару¬бежнефть») и ЗАО «Арктикнефть» (с 2005 г. принадлежит Urals Energy).

Для экспорта нефти из Тимано-Печорской провин¬ции по проекту «Северные территории» ОАО «Лукойл» по¬строило уникальный стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП) «Варандей», дей¬ствующий круглогодично и являющийся самым северным нефтяным терминалом в мире (широта 69°05′), что зафик¬ сировано в Книге рекордов Гиннеса. Одной из причин его строительства явился тот факт, что путь экспорта нефти из данного региона до Нью-Йорка почти в три раза короче, чем из Персидского залива, что повышает конкурентоспособ¬ность проекта «Северные территории». В подготовке тех¬нического проекта СМЛОП «Варандей» были задейство¬ваны российские организации и ОАО «ЦКБ Коралл» из Севастополя, а его строительство осуществлено на россий¬ском заводе металлоконструкций ООО «ЛУКОЙЛ-Кали¬нинградморнефть» в Калининградской области. Основание СМЛОП транспортировано на борту специализированной баржи AMT Trader (Нидерланды) летом 2007 г. морским путем длиной около 4700 км через Атлантический океан и Баренцево море и установлено в Печорском море в 22 км от берега на глубине воды 17,3 м. Восьмигранное стальное основание терминала, имеющего вес 9,8 тыс. тонн и высоту 35 м, скреплено с донными породами для предот-вращения его смещений под действием дрейфующего льда 24 мощными сваями, забитыми на глубину 40 м. На осно¬ вание терминала краном «Станислав Юдин» установлена отгрузочная стрела с вертолетной площадкой общим весом 1,3 тыс. тонн. Она способна поворачиваться на 3600 за счет использования специального подшипника диаметром 7 м, изготовленного в Германии. Основная палуба терминала находится на высоте 18 м от уровня моря, а высота всей кон¬струкции от дна – 50 м. Общий вес терминала превышает 11 тыс. тонн.

СМЛОП «Варандей» рассчитан на круглогодичную работу с пропускной способностью до 12,5 млн тонн нефти в год и скоростью отгрузки 8 тыс. м3 в час. Подача нефти на СМЛОП осуществляется от береговых накопителей объ¬емом до 325 тыс. т по двум трубопроводам длиной 22,6 км и диаметром 820 мм (заглублены в грунт на 1,5 м), кото¬рые используются в перерыве между загрузкой танкеров для рециркуляции нефти с ее подогревом до 60ºС на берегу для предотвращения от застывания. Нефть Южно-Хыл¬чуюсского НГКМ обладает лучшим качеством, она содер¬жит почти в два раза меньше серы (0,7%) и легче на 2,1%, чем традиционная Urals Blend – ее плотность 0,847 г/ см3 (35,5ºAPI) против 0,865 г/см3 (32ºAPI). В ходе освоения Южно-Хылчуюсского НГКМ выяснилось, что его извле¬каемые запасы оказались сильно завышенными (в 3,5 раза [10]), что привело к резкому падению нефтедобычи с почти 7 млн т в 2009 г. до 1,2 млн т в 2012 г. и недозагруженности Варандейского терминала. В 2012 г. СМЛОП «Варандей» было отгружено всего 3,1 млн т нефти – 41,6% максималь¬ной отгрузки 7,46 млн т в 2010 г. и 24,8% его пропускной способности. С 2013 г. ожидается увеличение грузопотока через данный терминал за счет транспортировки нефти дру¬гих месторождений НАО.

Вывоз нефти с терминала «Варандей» осуществляет¬ся тремя арктическими челночными танкерами ОАО «Со¬вкомфлот» «Василий Динков», «Капитан Готский» и «Ти¬мофей Гуженко» длиной 258 м, осадкой 14 м и дедвейтом 72,7 тыс. тонн (вместимость 85,3 тыс. м3 нефти), специально построенными в 2007–2009 годах по технологии «Aker Arc¬tic» в Корее на верфи Sumsung Heavy Industries. По¬грузка нефти проводится через носовую систему, принима¬ющую до 10 тыс. м3 нефти в час. Это первые в мире танкеры, способные самостоятельно, без ледокольного сопровожде¬ния двигаться во льдах толщиной до 1,5 м. При необходимо¬сти движение вперед возможно как носом, так и кормой, что обеспечивается поворотом на 180º двух движителей мощно¬стью по 10 МВт типа «Azipod». Челночные танкеры достав¬ляют и перегружают нефть в самый крупный в России пла¬вающий танкер-накопитель «Белокаменка» (длина 340,5 м, ширина 65 м, высота борта 31,5 м, дедвейт 360 тыс. тонн, см. рис. 8), стоящий в незамерзающем Кольском заливе, для по¬следующего экспорта в Европу и Северную Америку более крупными танкерами дедвейтом 150 тыс. тонн. При работе СМЛОП на полную мощность потребуется около 180 захо¬дов танкеров.

В 2010 г. ФГУП ПО «Севмаш» по заказу ООО «Газ¬пром нефть шельф» завершило строительство в Северодвинске морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная». В 2011 г. МЛСП была установлена на Приразломном нефтяном месторождении (ОАО «Газпром»), расположенном в 60 км от берега на шельфе Печорского моря и закрытом льдом большую часть года (7–8 месяцев). Здесь в зимнее время температура воз¬духа достигает -500С, а толщина льда – 1,6 м. Это накла¬дывает на компанию-оператора особые требования по обе¬спечению безопасности для окружающей среды. В 2013 г. планируется начать разработку месторождения по проекту, предусматривающему бурение около 40 разнонаправлен¬ных наклонных скважин с горизонтальным окончанием (глубина по вертикали 2400 м), включая 19 эксплуатацион¬ных и 16 водонагнетательных. Отдельная скважина предна¬значена для закачивания отходов бурения в песчаный пласт в триасе. Предусматривается использование до 95% попут¬ного нефтяного газа для собственных нужд.

МЛСП «Приразломная» имеет опорное основание стального кессона 126х126 м и общий эксплуатационный вес с балластом после установки на месторождении 506 тыс. тонн. МЛСП имеет резервуары для накапливания и хране¬ния до 100 тыс. м3 нефти, вывозимой танкерами усиленного ледового класса ЛУ6 «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лав¬ров», построенными в 2008–2010 годах на российском пред¬приятии «Адмиралтейские верфи» по проекту Aker Arctic (AARC). Танкеры имеют длину 257 м, осадку 14 м и дедвейт 70 тыс. т нефти (объем танков 87 тыс. м3). Они могут само¬стоятельно двигаться через лед толщиной до 1,2 м носом и кормой вперед (два движителя типа «Azipod»). Кроме того, в носовой части имеются два подруливающих винта, облег¬чающие маневрирование и проход через ледовые поля.

При максимальной годовой добыче нефти на Прира¬ломном месторождении 6,5 млн т и использовании танкеров дедвейтом 70 тыс. т (вместимость около 87 тыс. м3) потре¬буется не менее 93 судозаходов. Транспортировка нефти планируется до действующего экспортного терминала в Кольском заливе или «Печенга», строительство которого планируется вблизи границы с Норвегией. Кроме того, аме¬риканская компания Jacob Stolt Noelson предусмотритель¬ но планирует построить к 2016 г. тер¬минал мощностью около 20 млн т в год в незамерзающем Киркенесе для пере¬грузки российской арктической нефти с небольших танкеров ледового класса на танкеры дедвейтом до 300 тыс. т.

МЛСП «Приразломная» [ООО «Газпром»]

Многолетний опыт эксплуата¬ции самых современных технических средств в различных отраслях промышленности показал, что даже с самыми надежными из них иногда возникают проблемы. Наряду с возможными поломками технических средств негативную роль играет и человеческий фактор, от которого не могут застраховать даже самые современные технологии и технические средства. Серьезными пробле¬мами в области освоения морских месторождений нефти и газа на российском шельфе являются возникший в послед¬ние годы и постоянно увеличивающийся дефицит квалифи-цированных специалистов («кадровый голод») и рост вли¬яния человеческого фактора в происходящих негативных событиях.

На основе мирового опыта в работе [4] показано, что именно транспортировка УВ танкерами несет наибольшую угрозу экосистеме Мирового океана и тем более акваториям Арктики. Известно, что объемы аварийных разливов нефти при ее транспортировке в 23–26 раз выше, чем при морской добыче [4]. При этом объемы транспортируемой нефти превышают 1,5 млрд т в год – почти 40% мировой добычи. Согласно имеющейся международной статистике аварий танкеров, повлекших разливы нефти, 84–88% событий свя¬зано с человеческим фактором и сложными условиями на¬вигации [4]. При этом посадка на мель происходит в 27% случаев, столкновения с судами или береговыми сооруже¬ниями в около 49% случаев. Данная статистика составлена для гораздо более благоприятных условий танкерных пере¬возок, чем в акваториях Арктики, в которых существуют до¬полнительные проблемы судоходства (ледовая обстановка, обледенение судов, плохая видимость из-за частых туманов и протяженного зимнего периода с ограниченным светопо¬током и др.).

Подтверждением сказанного служит то, что в 1989 г. у южного побережья Аляски, прилегающая ак-ватория которого характеризующегося гораздо более спокойными условиями судоходства, чем в арктических широтах, произошла одна из самых крупных катастроф в мире – разлив свыше 40 тыс. тонн нефти из севшего на мель танкера Exxon Valdiz (человеческий фактор) с за¬грязнением более 1500 км побережья (ущерб оценивает¬ся в 6–9 млрд долларов в ценах 1982 г.). В США в 1990 г. после ряда крупных аварий и катастроф с танкерами по решению Президента Джорджа Буша (старшего) приня¬ли новый закон о загрязнениях нефтью («Oil pollution act of 1990») и работы на многих морских площадях прио¬становили. В течение нескольких лет создавалась нацио¬нальная система профилактики и ликвидации аварийных разливов, включающая единую сеть спутниковой комму¬никации и контроля, технические базы с необходимым оборудованием.

В России проводятся аналогичные работы, созда¬ются и совершенствуются системы контроля движения судов, в том числе из космоса, снижающие влияние че¬ловеческого фактора. Специалисты РАН принимали ак¬тивное участие в обосновании и создании многоцелевой космической системы (МКС) «Арктика» для мониторин¬га различной обстановки в северных широтах и работают над созданием системы дистанционного (космического) мониторинга естественных и техногенных выходов УВ на поверхность акваторий России. Согласно поручению Совета Безопасности РФ от 17.03.10 МКС «Арктика», включая два космических аппарата с радиолокационным мониторингом ледовой обстановки и положения судов в режиме реального времени, должна приступить к рабо¬те до 2015 г.

В.И. Богоявленский,
член-корреспондент РАН,
заместитель директора Института проблем нефти и газа РАН по науке
(Аpктика и Мировой океан)

Список литературы

1. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Поиск, разведка и освоение месторождений нефти и газа на шельфе Арктики // Бурение и нефть. – 2011. – № 7-8. – С. 24–28.

2. Богоявленский В.И. Освоение месторождений нефти и газа в Арктике // Арктические ведомости. – 2012. – № 4. – С. 82–95.

3. Богоявленский В.И., Лаверов Н.П. Стратегия освоения морских месторождений нефти и газа Арктики // Морской сборник. –2012, № 6. – С. 50–58.

4. Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И. Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. – М.: Ин-Октаво, 2005. – 368 с.

5. Все грузы России. Обзор перевозок грузов через морские порты России, Балтии, Украины за 2012 г. // Морские порты. – 2013. – № 1 (112). – С. 63–71.

6. Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов арктического шельфа России //Арктика: экология и экономика. – 2011. – № 1. – С. 26–37.

7. Половинкин В.Н., Фомичев А.Б. Перспективные направления и проблемы развития арктической транспортной системы Российской Федерации в ХХI веке //Арктика: экология и экономика. – 2011 – № 3(7). – С. 74–83.

8. Экономическое развитие арктического региона и атомный ледокольный флот России / В.В. Рукша, А.А. Смирнов, С.А. Головинский и др. // Арктика: экология и экономика. – 2012. – № 1 (5). – С. 16–25.

9. Рукша В.В., Смирнов А.А., Головинский С.А. Атомный ледокольный флот России и перспективы развития Северного морского пути // Арктика: экология, экономика. – 2013. – № 1 (9). – С. 78–83.

10. Oil & Gas Journal Russia. – 2013. – № 4. – С. 65.

11. Oil & Gas Eurasia. – 2010. – № 11.

Как и куда течет нефть


Фото: Юрий Смитюк / ТАСС

Большинство нефтепромыслов находятся далеко от мест переработки или сбыта, поэтому быстрая и экономичная доставка нефти для них жизненно важна.

Самый дешевый и экологически безопасный способ транспортировки нефти — трубопроводы. Преимуществ у них множество: они функционируют круглый год, отличаются высокой производительностью, потери при транспортировке минимальны, магистраль можно проложить по кратчайшему расстоянию практически вне зависимости от рельефа и других особенностей территории. А для России с ее огромными территориями этот транспорт вообще незаменим.

Протяженность действующих трубопроводов компании «Транснефть» составляет более 72 тыс. км, из которых более 19 тыс. км приходятся на нефтепродуктопроводы. Компания транспортирует около 90% добываемой в России нефти и около 25% производимых в стране нефтепродуктов, а также значительные объемы углеводородного сырья стран СНГ.

Нефть и нефтепродукты сами по себе по трубе не текут — их перекачивают около 2400 магистральных насосов. Во всей системе «Транснефти» почти 500 нефтеперекачивающих станций. В резервуарах компании могут храниться более 23 млн куб. м.

Среднее расстояние, которое нефть преодолевает в пути от отправителя к получателю, — 3 тыс. км. Средняя скорость движения сырья в магистральном трубопроводе — 10 — 12 км/ч. Но делить расстояние на скорость, чтобы узнать, когда потребитель получит нефть, не нужно, она придет к нему гораздо раньше. Это произойдет благодаря тому, что «Транснефть» — единая трубопроводная система, которая применяет компаундирование — технологию управляемого смешения нефти. Несколько потоков соединяются в один, он движется непрерывно и так же непрерывно поступает в различные точки страны.

А сейчас — несколько интересных фактов о транспортировке нефти и нефтепродуктов.

* * *

Теоретические и практические основы строительства нефтепроводов разработал знаменитый инженер Владимир Шухов, автор проекта телевизионной башни в Москве на Шаболовке. Под его руководством в 1879 году на Апшеронском полуострове создали первый в Российской империи промысловый трубопровод для доставки сырья с Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Его длина составила 12 км. А в 1907 году также по проекту Шухова построили первую нефтемагистраль протяженностью 813 км, соединившую Баку и Батуми. Она работает по сей день.

* * *

В начале трубопровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтепромысла. ГНПС отличается от обычной нефтеперекачивающей станции (НПС) наличием резервуарного парка объемом, равным двух-трехсуточной пропускной способности магистрали. Группы таких резервуаров получили название резервуарных парков. С их помощью можно компенсировать неравномерность нефтяного потока на границах участков транспортной цепочки, создавать буфер, связывающий несколько трубопроводных систем и многое другое. Самые большие резервуары, которые использует «Транснефть», могут вместить за один раз до 50 тыс. т нефти. На производственной площадке «Самара» действует самый большой резервуарный парк в Европе: здесь сосредоточены 70 резервуаров суммарной вместимостью 1,666 млн куб. м.

* * *

Сырье по трубопроводам движется под воздействием разницы в давлении, создаваемой перекачивающими станциями. Перекачивающие, они же насосные, станции нефтемагистралей и продуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводами. НПС устанавливают с интервалом в 70-150 км в зависимости от рельефа трассы.

* * *

Самое холодное место российской нефтепроводной системы находится недалеко от сибирского города Олекминска, где расположены перекачивающая станция «Олекминск» и подводный переход через реку Лену. Абсолютный минимум температуры, зафиксированный в этих местах, минус 60,1 градуса. Правда, было это в самом начале прошлого века. Но и в наши дни столбик термометра зимой нередко опускается ниже минус 50-55 градусов.

* * *

Нулевой километр нефтепровода Уса — Ухта («Транснефть — Север») находится всего в 70 километрах от Полярного круга. Однако скоро самым северным объектом в трубопроводном мире станет ГНПС «Заполярье», строящаяся по проекту «Заполярье — Пурпе». Она сооружается в десятках километров за Полярным кругом. Самая восточная точка «Транснефти» — НПС, расположенная недалеко от Хабаровска. Самые южные объекты — НПС «Самур» в Дагестане и «Транснефть — Порт Козьмино» на Дальнем Востоке. Эти две точки на целый градус ближе к экватору, чем субтропический Сочи.

* * *

Самый протяженный в мире нефтепровод — это ТС ВСТО. Расстояние от ее начальной точки (ГНПС N 1 «Тайшет») до конечной (пункт приема нефти в порту Козьмино) превышает 4700 км.

* * *

Самое крупное дочернее предприятие «Транснефти» — «Транснефть — Сибирь». Оно эксплуатирует 27 нефтепроводов общей протяженностью около 9,5 тыс. км. Перекачка по ним осуществляется при помощи 87 НПС, а суммарная вместимость 22 резервуарных парков превышает 2,7 млн куб. м.

* * *

Самый молодой и, как считают эксперты, перспективный сорт нефти в трубопроводах «Транснефти» — ESPO («ВСТО»). Это качественная малосернистая смесь, получаемая из нефти Восточной и Западной Сибири. В последнее время этот сорт пользуется устойчивой популярностью на рынках Азиатско-Тихоокеанского региона и, по мнению многих специалистов, имеет все возможности стать маркерным — использоваться в качестве ценового эталона.

Запад намерен обойтись без нефти и газа из России. Почему это не получится

Призыв Маска

Гендиректор Tesla и SpaceX Илон Маск усомнился в возможности сиюминутного замещения российского нефтегазового экспорта в мире. По словам американского миллиардера, ведущим сырьевым поставщикам уже сейчас необходимо задуматься над увеличением добычи полезных ископаемых. Ставка на возобновляемые источники энергии, по его мнению, не способна в полной мере стать достойной альтернативой нефти и газу.

Накануне руководство США заявило о намерении снизить потребление российских энергоносителей и рассмотреть перспективу полного отказа от них. Схожие планы американцы пытаются навязать и Европе.

В начале 2022 года Штаты уже начали активно замещать российский газ в ЕС. Из 101 партии американского сжиженного природного газа (СПГ) более трети прибыло в европейские терминалы. В 2021 году Евросоюз закупил у Вашингтона рекордные 22 млрд кубометров топлива на €12 млрд. В начале 2022-го — еще на €4,4 млрд.

В январе 2022 года США впервые за долгое время обогнали России по сырьевому экспорту в Европу — 10,36 млрд кубов против 7,2 млрд. Однако перспективы по замещению нефтегазового потенциала Москвы на глобальном уровне по-прежнему остаются под большим вопросом.

Нефть

Возможных претендентов на замещение России на нефтяном рыке в мире немного. С большими оговорками среди них можно назвать три — США, Венесуэла и Иран. Однако Каракас и Тегеран уже продолжительное время находятся под плотным покровом международных санкций, подчеркнул в беседе с «Газетой.Ru» директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Громов.

По его словам, Россия с учетом санкционного давления Запада из-за военной спецоперации на Украине серьезно сократила объемы поставок нефти. Но даже при таком раскладе у США, Венесуэлы и Ирана остается крайне мало шансов заместить Москву к декабрю 2022 года.

«Объемы экспорта российских нефтепродуктов до недавнего времени оценивались примерно в 7,3-7,6 млн баррелей в сутки. Ситуация вокруг Украины привела к их сокращению на треть — на 2,5 млн баррелей. Полное же эмбарго моментально подтолкнет биржевые цены на нефть выше $150 за баррель», — предостерег Громов.

В случае снятия нефтяных санкций с Венесуэлы и Ирана, эти страны к декабрю смогут увеличить сырьевое предложение в мире на 2,5 млн баррелей в сутки. Сланцевая нефть из США сможет добавить к этим показателям еще 1,5 млн.

«Иран уже давно ждет снятия нефтяных санкций и планирует в ближайшее время выйти на докризисный уровень добычи 4 млн баррелей в сутки. Сейчас уровень добычи в стране — 2,5 млн баррелей. Запуск новых мощностей возможен в ближайшие три—восемь месяцев», — объяснил эксперт.

В случае с Венесуэлой этот процесс может затянуться на многие годы из-за тотальной нехватки инвестиций в сырьевую отрасль. Впрочем, резкое снижение финансирования нефтяного сектора наблюдалось последние два года и в США.

«До пандемии уровень реинвестирования в нефть превышал 79%. В 2020-21 годах показатели снизились до менее 30%. То есть почти все деньги шли на погашение долговых обязательств сланцевых компаний и выплаты дивидендов», — отметил Громов.

Среди ведущих нефтяных экспортеров есть еще три ближневосточные страны, которые при желании могли бы в совокупности увеличить мировое предложение нефти на несколько миллионов баррелей в сутки. Это Саудовская Аравия, ОАЭ и Кувейт, добавил он.

«Проблема в том, что все три государства входят в ОПЕК+. Текущий уровень ежемесячного увеличения добычи на 400 тыс. баррелей в сутки их полностью устраивает. Тем более, ряд стран, включая Россию, с трудом справляются с выполнением нынешних квот. Демарш одного из участников сделки автоматически поставит под сомнение существование всего соглашения», — резюмировал Громов.

Трубопроводный газ

Заместить трубопроводный экспорт российского газа будет невозможно — в мире попросту нет достойных альтернатив. Все ведущие мировые поставщики уже работают на износ. Из новых проектов можно выделить только газопроводы Midcat и Baltic Pipe. Первый должен увеличить поставки топлива в Испанию из Алжира и Марокко. Второй соединит подводной трубой Норвегию с Польшей и страны Балтии с Финляндией, отметил старший эксперт Института энергетики и финансов Сергей Кондратьев.

По его словам, к следующей зиме Осло может поставить в Европу дополнительные 10 млрд кубометров газа. Midcat прибавит к этим объемам еще 7-10 млрд кубов. Но эти цифры не идут ни в какое сравнение с экспортными мощностями Москвы — в одну только Европу в прошлом году с учетом Турции ушло около 178 млрд кубометров.

Еще более пессимистично оценил потенциал поставок норвежского газа замгендиректора Института национальной энергетики Александр Фролов.

«Из 125 млрд кубов произведенного в стране топлива на внешние рынки ежегодно уходят порядка 120 млрд. Резерва внутренних мощностей скандинавской страны не хватит даже на незначительное увеличение мирового предложения», — пояснил он.

Не лучше выглядят и экспортные перспективы Нидерландов, где находится крупнейшее газовое месторождение ЕС — Гронинген. С началом его разработки в 1963 году суммарные мощности оценивались в 2,9 трлн газа. На данный момент объект находится под угрозой закрытия, подчеркнул Кондратьев.

«В идеале Гронинген мог бы до конца 2022 года дать европейцам дополнительно 25-30 млрд кубов. Но из-за сейсмической опасности местные власти планируют полностью остановить добычу уже в 2024-м. Сейчас некогда одно из самых крупных мировых месторождений почти исчерпало себя», — указал аналитик.

Еще одним вариантом замещения российского газового экспорта мог бы стать Азербайджан. Но и в этой стране резкое увеличение экспорта газа практически невозможно, отметил Фролов. Причина — недостаточный уровень инвестирования в транзитную инфраструктуру. Общие запасы на местном месторождении Шах-Дениз оцениваются примерно в 1,2 трлн кубометров. Однако из них лишь небольшая часть может отправиться на экспорт.

«Баку и ЕС связывает единственная труба общей мощностью 16 млрд кубов в год. 6 млрд из них предназначаются Турции. 2 млрд идут на Балканы и 8 млрд — в Италию. Даже если бы Азербайджан нашел возможность взять дополнительные 10 млрд кубов, он не смог бы их транспортировать за границу», — резюмировал Фролов.

СПГ

СПГ — единственный сырьевой сектор, который может частично потеснить российский газовый экспорт. Здесь очень многое будет зависеть от США и Катара — именно эти страны в ближайшее время могут нарастить поставки сжиженного топлива за рубеж, подчеркнул Громов.

По его словам, Катар сейчас может ежегодно производить 77,7 млн тонн (одна тонна СПГ эквивалентна 1,4 тыс. кубометров природного газа — «Газета.Ru»). Главная проблема в том, что 85% этих объемов уже законтрактованы. Из них 70% — ориентированы на азиатский рынок. У США базовые мощности на конец 2021-го составляли 72 млн тонн, пиковые же показатели достигали 87 млн тонн.

«До 2026 года поставки катарского СПГ в Европу могут увеличиться максимум на 16-17 млрд кубометров. К концу 2023 года мощности американских СПГ-заводов вырастут на 30 млн тонн. Сейчас свободными у Штатов остаются порядка 19 млрд кубов или 14 млн тонн», — объяснил Громов.

Поэтому уже в ближайшие месяцы США и Катар могут в совокупности отправить на мировой рынок СПГ дополнительные 35 млрд кубометров газа. Но даже эти показатели все равно будут в разы меньше российского газового экспорта, который оценивается в около 200 млрд кубов ежегодно, заключил он.

Раскрыт план отказа Европы от российских нефти и газа

Заявление Путина о том, что расчеты за поставки газа в Европу будут в кратчайшие сроки переведены в рубли, вызвало немалый резонанс в западных СМИ, которые пытаются понять, чем чреват такой неожиданный ход.

The New York Times: «В среду президент России Владимир Путин придумал способ заставить своих оппонентов помочь поддержать его валюту, потребовав, чтобы «недружественные страны» использовали рубли для покупки российской нефти и газа…

Клаус Вистесен, главный экономист Pantheon Macroeconomics по еврозоне, говорит: это действие означает, что каждый раз, когда западная страна покупает баррель нефти, это будет «поддерживать российскую валюту». «Если вам выставляют счет в рублях, вы должны пойти и купить рубли, — сказал экономист. – Я не знаю, есть ли обходной путь».

The Washington Post: «Европа по-прежнему сильно зависит от экспорта российского газа для поддержки своей экономики, при этом российская энергия составляет до 70 или 80 процентов поставок топлива в некоторых странах Восточной Европы. Ранее в этом месяце Еврокомиссия представила планы по сокращению импорта российского газа на две трети в этом году, но эти усилия сталкиваются с логистическими проблемами, связанных с диверсификацией источников энергии в Европе.

Производство СПГ в США — природного газа, охлажденного до гораздо меньшего объема, чтобы его можно было транспортировать, — стало очевидной потенциальной временной мерой, но получить достаточное количество СПГ, чтобы компенсировать резкое падение производства энергии в России, будет сложно».

New York Post: «Усилия по экономической изоляции России осложняются тем фактом, что Европейский союз зависит от Москвы в отношении нефти и природного газа, которые зимой используются для обогрева домов.

В связи с затягиванием финансовой петли и расколом в Европейском союзе по вопросу о том, следует ли вводить санкции в отношении российского энергетического сектора, Путин ответил четким посланием: если вам нужен наш газ, покупайте нашу валюту…

На российский газ приходится около 40% общего потребления газа в Европе и импорта газа ЕС из России. Возможность того, что смена валюты может вызвать беспорядок в этой торговле, привела к тому, что оптовые цены на газ в некоторых европейских странах в среду выросли на 30%».

POLITICO: «Замораживание активов российского центрального банка в долларах, евро и других ведущих валютах было особенно агрессивным. Оно было разработано, чтобы обрушить рубль и вызвать панику среди граждан и компаний, обеспокоенных доступом к собственным сбережениям в иностранной валюте.

Вот только это на самом деле не сработало. Рубль действительно упал на 40% по отношению к доллару за неделю после заморозки резервов, но через 10 дней восстановил более половины этой потери. Рубль сейчас упал менее чем на 25% по отношению к доллару и только на 18% по отношению к евро с 25 февраля. По данным Института международных финансов в Вашингтоне, финансовые условия в России также значительно улучшились…

Одно можно сказать наверняка: в режиме санкций есть две большие дыры, которые его фундаментально подрывают. Во-первых, России по-прежнему разрешено продавать любое ископаемое топливо, которое она хочет, а во-вторых, похоже, что она может использовать долларовую выручку от этих продаж для поддержания курса рубля, если захочет…

Масштабы продолжающегося экспорта энергоносителей и способность ЦБ РФ получать и распределять возникающий в результате поток иностранной валюты означают, что отрезание от его существующих резервов не так уж болезненно.

Эти факты в сочетании с контролем за движением капитала объясняют, почему рубль не только не рухнул, но и восстановился после своего минимума».

Die Welt: «Сотрудники Еврокомиссии планируют, как к концу года ЕС сможет обойтись полностью без российского природного газа. Без трудностей не получится, в том числе и для потребителей. И атомные электростанции Германии играют важную роль в расчете.

Давление на страны ЕС с целью введения эмбарго на поставки энергоносителей из России усиливается. Главы государств и правительств, собравшиеся в четверг в Брюсселе, также снова будут спорить по этому поводу. Маловероятно, что на этой неделе они согласятся на газовое эмбарго. Но давление останется. Таким образом, Европейская комиссия, могущественная администрация ЕС, уже готовится к возможному замораживанию поставок нефти и газа из России — даже в том случае, если Россия прекратит поставки по собственному желанию.

Сотрудники комиссара ЕС по промышленности и внутреннему рынку Тьерри Бретона разработали сценарий того, как к концу года ЕС может стать независимым от поставок газа из России. Бретон заявил Welt: «Это включает в себя полный запрет на поставки российского газа и даже всех других ископаемых видов топлива, которые мы оттуда получаем. Нам нужно подготовить и обсудить сценарий нулевого использования ископаемого топлива из России». 

Планы содержат некоторые уже известные меры. Сюда входит дополнительный импорт сжиженного природного газа (СПГ), прежде всего из США и Катара. Он мог бы заменить 50 миллиардов кубометров российского газа. Однако большая проблема заключается в том, чтобы направить дополнительные поставки туда, где возникают проблемы с российским газом.

В Испании много терминалов СПГ, но в настоящее время они не подключены к газовой сети остальной части ЕС. Строительство новых терминалов в Северной Европе займет несколько лет.

Широко обсуждаемый вариант — плавучие терминалы СПГ, которые можно развернуть быстрее. Нечто подобное планируется в Вильгельмсхафене в Нижней Саксонии и может быть готово к использованию к концу 2023 года, как сообщил Welt земельный министр окружающей среды Олаф Лис. Кроме того, планируется увеличить поставки по другим существующим трубопроводам, например, в Азербайджан, Алжир и Марокко. Они используются не полностью или даже простаивают из-за политических споров. В некоторых случаях уже согласованы более высокие объемы поставок, например, с Норвегией. По расчетам, дополнительные поставки могут заменить десять миллиардов кубометров российского газа».

Отчаяние Зеленского и веселье НАТО: драматичные кадры саммита

Смотрите фотогалерею по теме

Когда в России закончатся газ и нефть

Проект «Северный поток» стартовал десять лет назад, когда была введена в эксплуатацию первая нитка газопровода. Накануне 8 ноября, юбилейной даты, эксперты «Парламентской газеты» рассуждают, надолго ли России хватит голубого топлива.

Население Земли, несмотря на все кризисы и проблемы с продовольствием, отсутствием в должном количестве питьевой воды и приемлемых условий жизни, тем не менее неуклонно прибавляет в весе и, по прогнозам экспертов, к 2050 году должно увеличится примерно на два миллиарда человек. А с ними вместе умножатся и потребности в товарах и еде, которые пока еще из воздуха делать не научились. Их по-прежнему производят промышленным способом, а значит, будет расти спрос на энергоносители.

И хотя в Европе решительно настроены «озеленить» лет через тридцать половину своих энергомощностей, технологии производства электричества за счет ветра и солнца не дешевы и нет оснований думать, что в ближайшие десятилетия ситуация изменится. А это значит, что отказываться европейцам от более привычного энергоносителя — природного газа и нефти — преждевременно. А России — тем более. Напротив, нужно разумно пользовать ресурсы, а получаемые доходы направлять в крупные инфраструктурные проекты, образование и науку.

Растет население, растет и потребление

Многие развивающиеся экономики сегодня переживают исторически интенсивный период урбанизации и индустриализации. Им всем нужна энергия, причем в большом количестве и сейчас, а не через годы.

А если учесть, что заявленный переход на «зеленую» энергетику потребует половину годового планетарного ВВП (примерно в 40 триллионов долларов), то неясно, как совмещать растущие потребности с экологической повесткой. Взять деньги на переустройство энергосистем одномоментно неоткуда, а риски нехватки тепла и света без традиционного углеводородного сырья возникают постоянно.

Это подтверждают и события последних месяцев, когда европейцы вынуждены были расконсервировать угольные теплоэлектростанции, чтобы покрыть энергетический дефицит. Не совсем, прямо скажем, соответствует «зеленой» теме.

Словом, одних желаний мало, а прогнозы с отдаленными горизонтами планирования снижения углеродного следа, неизбежно сопряжены с ошибками.

Россия в этом плане более сдержанна: признавая полезность общемировой «зеленой» повестки, тем не менее прагматично наращивает энергетический потенциал, который выгоден и нам, и Европе. «Северный поток — 1», а следом и завершённый недавно «Северный поток — 2» — прямое тому доказательство.

Строительство «Северного потока-2». © Nord Stream 2 / Axel Schmidt

По мнению Игоря Ковалева, профессора, первого замдекана факультета мировой экономики и мировой политики ВШЭ, мощный газопровод для России можно расценивать сегодня как важнейший транспортный маршрут, позволяющий значительно сократить риски, и прежде всего политические, «связанные с существующими маршрутами, в частности, газотранспортной системой Украины».

«Помним газовые войны, попытки отбирать несанкционированные объемы газа из трубы, — перечисляет эксперт. — А есть еще и неполитические риски — ветхая украинская газораспределительная система, износ которой, по разным оценкам, составляет от 80 до 90 процентов. И никто деньги не вкладывает в модернизацию, реконструкцию и ремонт».

Поэтому Россия в ближайшие годы свои позиции наверняка сохранит, уверен Ковалев, в том числе, потому что трубопроводный газ значительно экологичнее природного сжиженного газа. «Северный поток — 2» — важнейший инструмент для сохранения и усиления наших позиций на мировом и европейском газовых рынках, отметил он.

Постиндустриальное голодание

И все-таки система энергопотребления в Европе мало-помалу трансформируется. Помимо внедрения технологий энергосбережения также меняется и структура экономики. Большинство западноевропейских стран — это страны постиндустриальные.

«Есть Германия — крупный производитель товаров, машин и оборудования, а есть Великобритания, где финансовый сектор дает более 80 процентов всего валового национального продукта. А промышленный сектор многие десятилетия здесь неуклонно сокращается. И понятно, что для содержания офиса банка нужно гораздо меньше электроэнергии, чем для работы предприятия по сбору автомобилей», — отметил Игорь Ковалев.

Поэтому необходимы сложные расчеты, чтобы оценить перспективы дальнейшего энергопотребления Старого света. Хотя и с твердостью можно сказать, что на ближайшие годы нет опасностей замены трубопроводного природного газа из России, уточнил эксперт.

«Альтернативная энергетика существенно дороже газовой и требует серьезных дотаций. В условиях экономического кризиса, который вызван пандемией, тех проблем, которые мы каждый день видим по телевизору, я не думаю, что будет слишком много возможностей вкладывать дополнительные ресурсы и компенсировать эту дорогую зеленую энергетику», — отметил ученый.

Судьба энергоносителей, взгляд из Европы

Игорь Ковалев напомнил, что к 2040 году европейские страны намерены в значительной степени перейти на зеленую энергетику, и эта тема с повестки не снимается. Так, с 2023 года ЕС вводит углеродный налог на импортную продукцию с большими выбросами парниковых газов.

Но сможет ли Европа перенастроить свою энергосистему на новый лад в сжатые сроки? Однозначного ответа нет. Международное энергетическое агентство выпустило недавно доклад, в котором представило три сценария развития события на международном энергетическом рынке.

Согласно документу, спрос на нефть в конечном итоге снижается во всех сценариях, хотя сроки и скорость падения сильно различаются. По одному из прогнозов, наивысший уровень спроса достигается в середине 2030-х годов, и снижение происходит постепенно. В другом сценарии за пиком вскоре после 2025 года следует снижение до 75 миллионов баррелей в сутки к 2050 году. Сейчас, по данным ОПЕК, ежесуточный спрос достигает 100 миллионов баррелей.

Между тем спрос на природный газ, про прогнозам международных специалистов, увеличивается во всех сценариях в течение следующих пяти лет, но после этого наблюдаются резкие расхождения. Многие факторы влияют на то, в какой степени и как долго природный газ сохранит свое место в различных секторах по мере ускорения перехода к чистой энергии.

К тому же не следует забывать о потенциальных уязвимостях энергосистем, отмечается в докладе. Экстремальные погодные явления за последний год высветили риски неконтролируемого изменения климата, и энергетический сектор почувствует их последствия.

«Сегодня мировая энергетическая инфраструктура уже сталкивается с растущими физическими рисками, связанными с изменением климата, что подчеркивает настоятельную необходимость повышения устойчивости энергетических систем», — говорится в докладе.

На наш век газа хватит

Михаил Делягин, депутат Госдумы («Справедливая Россия — За правду») уверен, что, если не произойдет никаких катаклизмов, спрос на газ в физическом выражении будет только расти.

«Но никто не знает, откуда возьмется 45% нефти и газа, которые предполагается потреблять в Европе в 2040 году. Ведь к тому времени месторождения выработаются», — прогнозирует политик.

В целом же, по словам Михаила Делягина, газа «на наш век хватит».

А с «Северным потоком» достанется еще и европейцам, причем по выгодным для России ценам, уверен Игорь Ковалев. «Никто не будет строить дорогу, если у вас нет автомобилей. Так и здесь — никто бы не строил газопровод, если бы не было уверенности, что разведанных и перспективных месторождений хватит для того, чтобы заполнить трубу», — пояснил он.

По словам эксперта, проект газопровода просчитан и на ближайшие десятилетия запасов газа в России «явно хватит на то, чтобы его поставлять».

Михаил Делягин. © Тимур Ханов/ПГ

Относительно возможной постройки новых транспортных нефте- или газопроводов в Европу Ковалев предложил на этот вопрос не торопиться отвечать.

«Все будет зависеть от того, насколько «зеленая» повестка в странах Евросоюза будет активно продвигаться в направлении развития альтернативной энергетики, — пояснил он. — Имеется ввиду ветровая и солнечная генерации. Нужно посмотреть, насколько меняться будет в связи с этим потребность стран Западной Европы в углеводородном сырье, в том числе и природном газе».

Однако сырье не бесконечно, нужна геологоразведка

Гендиректор «Росгеологии» Сергей Горьков призывает не торопиться заявлять об истощении запасов нефти в России и в мире в целом. Нефти хватит на столько, насколько будут развиты технологии, сказал он в интервью РБК.

По его словам, в последнее время не обнаруживается крупных месторождений-гигантов, но компании еще не начинали добычу нефти на шельфе на глубине больше 500 метров. А изученность Мирового океана — всего 10%. То есть человечество, в принципе, не понимает до конца, какими обладает богатствами.

При нынешних уровнях добычи в России запасов нефти хватит на 59 лет, газа — на 103 года, считает глава Минприроды Александр Козлов. Но, по его словам, запасы можно увеличить, если вкладываться в геологоразведку.

С этим пока туговато. В «Росгеологии» сообщают, что за минувшие четверть века разведали в десять раз меньше, чем за предыдущие годы, многие еще советские месторождения истощаются. По оценкам специалистов, газа хватит на 70 лет, нефти — на тридцать. Об этом пишет РИА «Новости».

По данным РБК, в 2019 году Россия побила постсоветский рекорд, добыв 568 миллионов тонн нефти и конденсата. Добыча газа составила 692,33 миллиарда кубометров.

А в прошлом году добыча нефти и газового конденсата снизилась на 8,6%, до 512,68 миллиона тонн. Это следует из данных Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК).

В начале апреля 2021 года на тот момент глава Роснедр Евгений Киселев в интервью «Российской газете» говорил, что запасов нефти в России хватит на 58 лет, из них рентабельных — только на 19 лет.

Читайте также:

• Европейский ёжик в газовом дурмане • Кабмин допускает утрату Россией глобального лидерства по экспорту газа к 2024 году

Михаил Делягин напомнил, что единственное новое крупное месторождение нефти, которое сейчас разрабатывается, — это «Восток Ойл» в Красноярском крае.

Оно включает в себя действующие месторождения: Ванкорское, Сузунское, Тагульское и Лодочное, а также новые уникальные по запасам месторождения — Пайяхское, Западно-Иркинское и другие. Общая ресурсная база по проекту «Восток Ойл» превышает 6 миллиардов тонн нефти. По качественным характеристикам нефть с этих месторождений превосходит сорт Brent.

Справка

«Северный поток —1»

В декабре 2000 года решением Европейской комиссии проекту «Северный поток» был присвоен статус TEN (Трансъевропейские сети), который был подтвержден в 2006 году. Это означает, что «Северный поток» имеет ключевое значение для обеспечения устойчивого развития и энергобезопасности Европы. В апреле 2010 года в Балтийском море началось строительство газопровода. В ноябре 2011 года состоялся ввод в эксплуатацию первой нитки «Северного потока», в октябре 2012 года — второй. Их совокупная мощность — 55 миллиардов кубических метров газа в год. Протяженность — 1224 километра.

«Северный поток — 2»

В октябре 2012 года акционеры «Северного потока» приняли решение, что строительство третьей и четвертой нитки газопровода — экономически целесообразно и технически осуществимо, сообщается на сайте «Газпрома». Позже проект строительства получил название «Северный поток — 2». В апреле 2017 года Nord Stream 2 AG подписала с компаниями ENGIE, OMV, Royal Dutch Shell, Uniper и Wintershall соглашения о финансировании проекта газопровода. Пять европейских компаний предоставят долгосрочное финансирование в объеме 50% от общей стоимости проекта. Ранее, в 2016 году, «Ведомости» сообщали, что строительство газопровода обойдется в 8 миллиардов евро. Совокупная мощность двух ниток «Северного потока — 2» — 55 миллиардов кубических метров газа в год. Таким образом, суммарная проектная мощность «Северного потока» и «Северного потока — 2» составляет 110 миллиардов кубометров газа в год.

«Сила Сибири»

В настоящее время магистральный газопровод «Сила Сибири» транспортирует газ с Чаяндинского месторождения — базового для Якутского центра газодобычи — российским потребителям на Дальнем Востоке и в Китай. В конце 2022 года подача газа в «Силу Сибири» начнется еще с одного месторождения — Ковыктинского, на основе которого формируется Иркутский центр газодобычи. Протяженность газопровода — около 3000 километров, экспортная производительность — 38 миллиардов кубометров в год. Трасса газопровода проходит по территориям трех субъектов РФ: Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и Амурской области.

«Турецкий поток»

Новый экспортный газопровод из России в Турцию через Черное море. Первая из двух ниток газопровода предназначена для поставок газа турецким потребителям, вторая — для газоснабжения стран Южной и Юго-Восточной Европы. Суммарная мощность «Турецкого потока» составляет 31,5 миллиарда кубических метров (по 15,75 миллиарда кубометров каждая нитка). Поставки газа по «Турецкому потоку» начались в январе 2020 года.

Как транспортируется нефть? Петро Онлайн

Добыча нефти — это одна задача, но ее транспортировка из пункта А в пункт Б — это совершенно другая отрасль со своими уникальными проблемами и сложностями. Перемещение нефти, известное как промежуточный процесс, требует различных методов транспортировки и решений для хранения. Если нефть добывается в удаленном месте, далеком от того места, где она будет перерабатываться, продаваться и потребляться, ключевое значение имеют сложные транспортные сети.

Как правило, нефть транспортируют четырьмя способами: трубопроводным, железнодорожным, морским и автомобильным.Рассмотрим подробнее, как работает каждый метод.

Трубопровод Трубопроводы

— один из самых быстрых, простых и экономичных способов транспортировки нефти. Только в Северной Америке имеется около 380 000 километров трубопроводов для сырой нефти, это самая длинная сеть в мире. Как правило, трубопроводы используются для транспортировки нефти от устьев скважин к резервуарам для хранения, перерабатывающим предприятиям или погрузочным докам. Построенные трубопроводы имеют низкий углеродный след и требуют гораздо меньше энергии для работы, чем грузовики, поезда или корабли.Конечно, трубопроводы обременены изрядной долей противоречий, а такие проекты, как Keystone XL, вызывают резкую критику со стороны экологов.

Рельс

Транспортировка нефти по железной дороге – еще одно распространенное и экономичное решение. Низкие строительные и капитальные затраты делают железнодорожный транспорт идеальным для транспортировки нефти по таким крупным странам, как США и Канада. Большие поезда часто тянут до 100 вагонов, каждый из которых может перевозить 700 баррелей нефти. Аварии и разливы являются одним из основных недостатков, как и высокие выбросы углерода.

Корабль

Когда нефть должна переправиться через океаны, на помощь приходит судоходство. В среднем баржи-цистерны на 30 000 баррелей могут перевозить то же количество нефти, что и 45 железнодорожных цистерн, за небольшую часть стоимости. Доставка также дешевле, чем по трубопроводу, часто до 35%. Скорость является одним из основных недостатков, а выбросы при транспортировке также являются проблемой. Разливы также вызывают серьезную озабоченность, поскольку загрязнение от нефтяных танкеров наносит серьезный ущерб прибрежным экосистемам, местам обитания диких животных и местным сообществам.

Грузовик

Несмотря на то, что грузовые автомобили не обладают огромной вместимостью, они чрезвычайно гибки в отношении пунктов назначения. Они часто используются на последних этапах транспортировки, когда нефть перемещается в относительно близкие резервуары для хранения или транспортные порты.

В конечном счете, стоимость, скорость и расстояние являются основными факторами, которые учитываются при выборе метода транспортировки. По мере эскалации изменения климата все большую озабоченность вызывает и экологическая ответственность.Чтобы узнать больше о том, как отрасль работает над сокращением выбросов, не пропустите «Обязательный мониторинг метана».

Как транспортируются нефть, газ и нефтепродукты? — Пользовательский грузовик One Source

Редко мы останавливаемся, чтобы задаться вопросом, откуда берется топливо. Но распределительная сеть нефти, газа и нефтепродуктов работает непрерывно, тихо и незаметно, чтобы наши дома оставались теплыми, наши души были горячими, а наши автомобили работали. Более пристальный взгляд на эту огромную сеть, которая пересекает всю страну и перемещает нефть и газ от скважин к нефтеперерабатывающим заводам, а затем к потребителям, таким как мы, может внушать благоговейный трепет.

Согласно Forbes, вкратце транспортная диаграмма выглядит так:

  • 100% природного газа в США транспортируется по трубопроводу.
  • 70% сырой нефти и нефтепродуктов также транспортируется по трубопроводу.
  • 23% отгрузок нефти осуществляется танкерами и баржами.
  • 4% грузов перевозится на грузовиках.
  • 3% отправлений перемещается по железной дороге.

# 1: Трубопроводы

Трубопроводы являются рабочими лошадками системы транспортировки топлива и выполняют львиную долю работы.В Соединенных Штатах имеется трубопровод протяженностью более 200 000 миль, по которому природный газ, сырая нефть и нефтепродукты транспортируются от источника к конечному потребителю. (По оценкам, если бы все газопроводы в США были соединены встык, полученной длины хватило бы, чтобы совершить три рейса до Луны и обратно!)

По разным трубопроводам транспортируются разные продукты для разных целей, диаметром от 2 дюймов до 4 футов. Например, нефтепроводы транспортируют сырье с месторождения на нефтеперерабатывающие заводы.Те, которые используются для природного газа, производятся для транспортировки материала от добывающих скважин на нефтеперерабатывающие заводы. Распределение готовых продуктов переработки затем завершается через трубопровод третьего типа.

Однако мы их не так часто видим, потому что трубопроводы в основном проложены под землей. Если не считать случайного обнаружения надземного запорного клапана или знака, предупреждающего о недопустимости копания, мы можем даже не знать об их существовании.

По этой причине чрезвычайно важны протоколы технического обслуживания и безопасности трубопроводов

.Трубопроводы для газа и опасных жидкостей (сырой нефти, нефтепродуктов и других жидких нефтепродуктов) укрепляются, чтобы быть максимально прочными и долговечными. Это связано с тем, что случайные утечки и разливы могут иметь далеко идущие последствия загрязнения. Постоянное техническое обслуживание с использованием таких устройств, как датчики для осмотра трубопроводов, которые направляются по трубопроводам для осмотра внутренних частей и очистки от мусора, помогает предвидеть потенциальные угрозы целостности трубопровода.

Тем не менее, по данным Национального совета по транспорту и безопасности, трубопроводы по-прежнему являются самым безопасным способом транспортировки нефти и природного газа.

# 2: Корабли

Морские суда являются вторым наиболее рентабельным видом транспорта как внутри страны, так и за рубежом.

Крупные танкеры, вмещающие в среднем 2 миллиона баррелей сырой нефти за один рейс, перевозят «грязные» грузы, такие как сырая нефть и неочищенные товары. Небольшие суда обслуживают перевозки «чистых», очищенных материалов, таких как дизельное топливо, бензин и реактивное топливо.

# 3: Грузовики

Преимущества грузовиков для перевозок на короткие расстояния очевидны.Планирование отгрузок грузовым автомобилем более гибкое. В отличие от трубопроводов или поездов, грузовики могут загружать и выгружать товары в разных местах. Небольшие партии материала на каждом грузовике также облегчают управление потенциальными повреждениями в результате утечек или аварий.

Будучи видом транспорта, расположенным дальше по воронке сбыта, они менее эффективны и рентабельны. На данном этапе они обычно используются только тогда, когда устья скважин находятся слишком далеко от железных дорог и трубопроводов. Это связано с тем, что количество сырой нефти, которое может перевозить средний грузовик, составляет всего 200-250 баррелей за одно движение.

Тем не менее, грузовики играют очень важную роль в конце транспортного цикла. Как правило, они доставляют топливо на заправочные станции или доставляют топливо непосредственно потребителю. Это то, чего не может сделать ни один из трех других видов транспорта.

№ 4: Железные дороги

На протяжении более 150 лет железнодорожный транспорт был основным способом транспортировки нефти по стране. Даже сегодня железнодорожная сеть США, протянувшаяся на 155 342 мили, отводит 80% своей инфраструктуры грузовым линиям, по которым транспортируются энергетические продукты, такие как сырая нефть, этанол, пропан, асфальт и другие нефтепродукты.

В то время, когда трубопроводов не хватало для удовлетворения спроса, нефтяная промышленность использовала железные дороги для транспортировки сырой нефти. Но идея транспортировки природного газа таким путем в больших масштабах в настоящее время является предметом горячих споров из-за множества потенциальных факторов риска.

 

ELI: Энергия: Вспомогательные материалы: Ископаемое топливо

 

Транспортировка ископаемого топлива

Несмотря на негативное воздействие на окружающую среду, ископаемое топливо по-прежнему пользуется большим спросом.Это означает, что их нужно перевозить по стране, а иногда и по всему миру.

Нефть (сырая нефть) Природный газ Уголь
Нефть (сырую нефть) относительно легко транспортировать, но ее разлив может нанести катастрофический ущерб. Самый безопасный и дешевый способ транспортировки больших объемов нефти (сырой нефти) по суше — это трубопроводы.Строительство, размещение трубопровода и контроль над трубопроводом часто играют важную роль в политике между государствами и странами. Когда нефть (сырую нефть) необходимо переправить за границу, используются нефтяные танкеры. Природный газ легко транспортировать по суше по трубопроводам, но трудно транспортировать по океану из-за его низкой плотности и, следовательно, большого объема. Все чаще страны импортируют и экспортируют природный газ в сжиженном виде. Если природный газ охладить примерно до -260°F, он переходит в жидкую форму и может легко транспортироваться и храниться.Он занимает гораздо меньше места и может быть загружен в куполообразные резервуары, подобные тем, что изображены на танкере выше. Резервуары хранят газ в сжиженном виде до тех пор, пока он не понадобится, затем он снова превращается в газ и направляется по трубопроводам потребителям. Транспортировка угля может быть дорогостоящей, но есть много способов сделать это. Большая часть угля в США перевозится поездами, по крайней мере часть пути от шахты до рынка. Рядом с шахтой уголь можно перемещать грузовиками и конвейерами. Речные баржи и корабли часто являются более дешевым транспортным средством, чем поезда, но очевидно, что их возможности ограничены.Наконец, если уголь измельчить и смешать с водой, он может пройти даже по трубопроводу!

 

 

Мировая нефтегазовая транспортная отрасль: статистика и факты


Обзор рынка торговли нефтью и газом

Ежегодно в мире продается примерно 1,3 триллиона кубометров природного газа. Большая часть перемещается по трубопроводам. Трубопроводы часто считаются самым безопасным и наиболее эффективным средством транспортировки нефтегазовых продуктов, однако их строительство является огромным мероприятием и не обошлось без разногласий, как спор Keystone XL в США.показал С. Там, где расстояния слишком велики или где политические и топографические проблемы делают трубопроводы нежизнеспособными, для транспортировки соответствующих продуктов используются нефтяные танкеры и суда для СПГ. Объем транспортировки сырой нефти морским транспортом в 2020 году составил 1,86 млрд метрических тонн.

Морская торговля

Вместимость нефтяных танкеров в мире увеличилась более чем вдвое с начала 2000-х годов. Нефтяные танкеры перевозят либо сырую нефть, либо уже очищенные нефтепродукты и бывают разных классов дедвейтом до 550 000 тонн.Что касается мировых мощностей танкеров СПГ, то по состоянию на 2020 год их совокупная эксплуатационная мощность составляла 95,2 млн кубометров. Торговля природным газом в сжиженном виде увеличилась за последнее десятилетие, особенно в газодобывающих странах, таких как Катар и Австралия, которые далеко удалены от крупных потребительских рынков и почти полностью зависят от морского судоходства для внешней торговли.

Трубопроводная торговля

Большая часть мировых мощностей газопроводов сосредоточена в Северной Америке, причем в Соединенных Штатах сеть газопроводов примерно в три раза больше, чем в России.Тем не менее, российский государственный гигант по добыче природного газа «Газпром» является ведущим разработчиком газопроводов в мире, предложивший добавить более 13 000 километров к уже существующей трубопроводной сети.

Этот текст содержит общую информацию. Statista предполагает, что нет ответственность за полноту или правильность предоставленной информации. Из-за различных циклов обновления статистика может отображать более актуальную информацию. данных, чем указано в тексте.

Технологии, которые могут повысить безопасность логистики и транспортировки газа/нефти

Около 70 % сырой нефти и нефтепродуктов транспортируется по трубопроводам, 23 % — танкерами и баржами по воде, 3 % — по железной дороге и 4 % — автомобильным транспортом. Транспортировка газа и нефти — сложный бизнес, требующий специального оборудования, обширного протокола безопасности и соблюдения правил. Задержки, разливы и несчастные случаи приводят к перебоям в работе и поставкам, что стоит денег, в то время как серьезные травмы и даже смерть приводят к потерям персонала.Кроме того, несчастные случаи также могут нанести ущерб окружающей среде. К счастью, за последние несколько десятилетий технологии быстро развивались, помогая секторам логистики и транспорта безопасно доставлять товары к месту назначения.

Автоматизация и «умные» транспортные средства

Нефтегазовые операции зависят от фундаментальной логистики, такой как автоперевозки и складирование. Хотя общее количество несчастных случаев с 18-колесными транспортными средствами с годами снизилось, они часто становятся предметом судебных разбирательств, и еще есть возможности для улучшения.Аварии и разливы не только уносят человеческие жизни и наносят ущерб окружающей среде; они также представляют собой финансовые потери в виде медицинских расходов, судебных издержек и потерянной заработной платы. Следовательно, повышение безопасности грузовых автомобилей жизненно важно для обеспечения непрерывности работы нефтегазовой отрасли.

Один из способов сделать это — использовать усовершенствованную систему глобального позиционирования (GPS), помогая разочаровавшимся водителям найти дорогу и улучшая цепочку поставок. Другой вариант — использовать автономные грузовики и дроны, чтобы повысить эффективность процесса доставки.Интернет вещей (IoT) и радиочастотная идентификация (RFID) также позволят сократить расходы и избежать рисков. Датчики могут быть установлены на грузовых судах, поездах и грузовиках, которые будут подключены к системе сигнализации или центральной системе, которая отслеживает и контролирует ход перевозки.

Кроме того, «умные» транспортные средства, оснащенные последними технологическими достижениями, включая системы автоматического торможения, адаптивный круиз-контроль, датчики и системы оповещения, могут повысить безопасность 18-колесных транспортных средств на американских дорогах.Для железнодорожного транспорта улучшенные тормозные системы и использование детекторов дефектов грузовых вагонов рядом с путями могут повысить безопасность товаров, перевозимых этим методом. Кроме того, исследователи также совершенствуют конструкции вагонов-цистерн, чтобы они соответствовали жестким федеральным стандартам и оптимизировали транспортировку. Ожидается, что помимо усовершенствованных тормозных систем новые технологии ускорят работу по очистке окружающей среды. Например, исследователи из Университета штата Пенсильвания разработали запатентованную технологию Petro-SAP, которая поглощает нефть из окружающей среды после разлива.

Системы управления транспортом и большие данные

Автоматизированный инструмент, который может помочь в управлении и упрощении отгрузок, — это система управления транспортировкой (TMS). Он предлагает ценную информацию о цепочке поставок, определяя пробелы, выявляя узкие места и отслеживая новые возможности для экономии. TMS позволит вам сэкономить деньги за счет оптимизации загрузки, консолидации грузов и исключения транзитных перевозок.

Точно так же использование больших данных при транспортировке нефти и газа включает не только приложения в буровых и производственных операциях, но и в повышении эффективности судоходства и транспорта.Охрана труда, которая является серьезной проблемой в нефтегазовой отрасли, может быть улучшена. Используя сложные алгоритмы, экономические факторы и даже погодные условия для анализа производственных и транспортных затрат, большие данные могут определить, как, когда и куда безопасно перемещать продукты.

Транспортировка газа и нефти может стать сложной и опасной без надежной системы. Хорошая новость заключается в том, что безопасность транспортировки газа и нефти можно повысить с помощью новейших технологических приложений.

3 способа, которыми технологии будут формировать нефтегазовую промышленность. Бесплатная загрузка сегодня

Нефтяные и газовые операции обычно проводятся в отдаленных местах, вдали от штаб-квартиры компании. Теперь можно контролировать работу насосов, сопоставлять и анализировать сейсмические данные, а также отслеживать сотрудников по всему миру практически из любой точки мира. Независимо от того, находятся ли сотрудники в офисе или на выезде, Интернет и связанные с ним приложения обеспечивают более широкий разнонаправленный поток информации и контроль, чем когда-либо прежде.

Как российская нефть течет в Европу

Транспорт является крупнейшим потребителем нефти в ЕС, а ЕС на 97% зависит от импорта своих нефтепродуктов. Каждый четвертый баррель сырой нефти, поставляемой в Блок, поступает из России. В контексте вторжения Российской Федерации в Украину в этом брифинге собрана ключевая информация о зависимости ЕС от российской нефти.

Зависимость от российской нефти неравномерна по всему континенту: Словакия является наиболее зависимым государством-членом, четыре из пяти баррелей всех нефтепродуктов происходят из России, а зависимость Польши, Финляндии и Литвы составляет более двух трети.С 2004 по 2017 год импорт нефтепродуктов из России был относительно постоянным, превышая 200 млн т в год. Российский импорт сократился с 2016 г., при этом импорт в 2020 г. является самым низким с 2000 г.

ЕС и Великобритания являются крупнейшими торговыми партнерами России по топливным продуктам (нефть, газ и уголь), на который приходится 50% доходов в 2019 году. В недавнем контексте войны на Украине Россия была синонимом газа, но на самом деле нефть приносит стране самые большие доходы.В 2021 году нефтепродукты, продаваемые на мировом рынке, принесли России в три раза больше денег, чем газ. Это в значительной степени соответствует стоимости импорта ЕС.

ЕС связан трубопроводами с российской нефтью, но большая часть импорта в Блок осуществляется через нефтяные танкеры и порты. Около 70-85% импортируемой из России сырой нефти отгружается из ее западных портов на Балтийском и Черном морях и в меньших объемах с ее терминалов в Арктике, а остальная часть доставляется напрямую по трубопроводу «Дружба».В 2019 году сырая нефть, поступающая по трубопроводу, составляла от 4% до 8% от общего объема импорта сырой нефти в ЕС. Трубопровод «Дружба» снабжает нефтеперерабатывающие заводы Польши, Германии, Венгрии, Словакии и Чехии. Странами с наибольшим импортом российской нефти являются Нидерланды, Италия, Франция и Финляндия. Только на 10 крупнейших портов, импортирующих российскую нефть, приходится 51% всего импорта по морю.

В заключение, Европейская комиссия должна включить российскую нефть в свою будущую стратегию энергетической независимости.Хотя ЕС сильно зависит от российской нефти, он также является одним из основных источников доходов от российского экспорта и помогает финансировать свои вооруженные силы.

Чем такие трубопроводы, как Линия 3, отличаются от других способов транспортировки нефти с точки зрения безопасности и эффективности? — Minnesotans for Line 3

Чем такие трубопроводы, как Line 3, отличаются от других способов транспортировки нефти с точки зрения безопасности и эффективности?

Когда дело доходит до транспортировки нефти, трубопроводы оказались гораздо более безопасными, чем автомобильный или железнодорожный транспорт, а с уменьшением пропускной способности трубопровода все чаще используется железнодорожный транспорт, что приводит к более высокому риску разлива или инцидента, например, в Июнь 2018 года, когда около 230 000 галлонов сырой нефти попало в паводковые воды на северо-западе Айовы в результате крушения поезда.

 Исследование Манхэттенского института пришло к выводу, что транспортировка нефти и газа по трубопроводам приводит к меньшему количеству случаев разлива и травм, чем автомобильный и железнодорожный транспорт, и отметило, что «американцы с большей вероятностью будут поражены молнией, чем погибнут в результате аварии на трубопроводе. ”

Было обнаружено, что автомобильный транспорт имеет самый высокий уровень несчастных случаев (19,95 на миллиард тонн миль в год), затем следует железнодорожный транспорт с 2,08, газопроводы с 0,89 и трубопроводы для опасных жидкостей с 0.58. В исследовании сделан вывод: «Доказательства очевидны: транспортировка нефти и природного газа по трубопроводам безопасна. Кроме того, транспортировка по трубопроводу безопаснее, чем транспортировка автомобильным, железнодорожным транспортом или баржей, если судить по количеству происшествий, травм и смертельных случаев, даже несмотря на то, что о большем количестве автомобильных и железнодорожных происшествий не сообщается».

Исследование, проведенное Институтом Фрейзера , также подтвердило этот вывод, отметив, что  железная дорога более чем в 4,5 раза чаще сталкивается с авариями при транспортировке нефти.

Почему трубопроводы намного безопаснее? Трубопроводные компании принимают активные превентивные меры, обеспечивая постоянный учет вопросов безопасности и охраны окружающей среды на всех этапах планирования, проектирования, строительства и эксплуатации. Это включает в себя текущие программы управления целостностью, которые включают оценку, проверку и техническое обслуживание линий. Сегодня трубопроводы строятся лучше, чем когда-либо, и становятся еще безопаснее благодаря использованию новых технологий контроля и профилактики. В результате с 2011 года количество серьезных инцидентов с трубопроводами сократилось на 32%. С 2008 по 2017 год компания Enbridge перевезла более 22 миллиардов баррелей сырой нефти и жидких углеводородов с показателем безопасной доставки 99,99966%.

В то время, когда вопросы, связанные с климатом и окружающей средой, имеют большое значение, трубопроводы имеют меньший углеродный след, чем железнодорожный транспорт нефти. Исследование, проведенное Университетом Альберты , показало, что трубопроводы создают на 61–77 процентов меньше выбросов парниковых газов, чем железная дорога, при транспортировке больших объемов сырой нефти на большие расстояния.

К сожалению, из-за сокращения пропускной способности линии 3 и задержек с проектом замены объемы транспортировки нефти по железной дороге сейчас находятся на рекордно высоком уровне.

Нефть, от которой зависят жители Миннесоты, будет транспортироваться сюда по линии 3 или без нее. Беглый взгляд на эти факты снова показывает, что имеет смысл перевозить ее максимально безопасным способом: по современной линии 3. замена трубопровода.

Дополнительная информация:

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.