Эксплуатационные проблемы магистральных нефтепроводов Западного Казахстана

 

Статья посвящена вопросам обеспечения надежности и продления срока службы эксплуатируемых нефтепроводов, проанализированы условия эксплуатации нефтепроводной системы, ее надежность в условиях перегруженности экспортных маршрутов транспортировки. Авторы обосновывают преимущества оценки несущей способности нефтепроводов — непосредственные измерения, контроль фактических напряжения и деформаций.

Ключевые слова: добыча нефти, линейная часть, надежность, транспортировки нефти, оценка несущей способности, диагностика.

 

Нефтяная отрасль Казахстана — одна из основных отраслей экономики Казахстана. Годом добычи первой казахстанской нефти считается ноябрь 1899г. в месторождении Карашунгул. Добыча нефти в Казахстане в 1992г. составила 25,8 млн. тонн, в 2010г. составила 79,5 млн. тонн, в 2012 г. — 82,5 млн. тонн. По запасам углеводородного сырья Казахстан входит в десятку ведущих стран мира, занимая в СНГ второе место после России. Общая площадь действующих и перспективных нефтегазоносных районов республики составляет 1700 тыс. км, или более 62 % всей территории [1]. Объемы добычи нефти и природного газа в Казахстане представлены в табл. 1.

 

Таблица 1

Объемы добычи нефти и природного газа в Казахстане, включая газовый конденсат

Показатели	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
Нефть и газовый конденсат, млн. тонн	72,0	76,5	79,5	80,2	82,5
-нефть	63,7	64,3	67,9	69,3	70,1
- газовый конденсат	6,3	12,1	11,6	12,6	12,9
Природный газ, млрд. м3	18,7	35,6	37,1	38,4	39,4

 

На территории Республики Казахстан основными нефтедобывающими компаниями являются ТОО «Тенгизшевройл» (22,5 млн. тонн), ТОО «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б. В». (11,9 млн. тонн), АО «РД «КазМунайГаз» (8,9 млн. тонн), АО «Мангистаумунайгаз» (5,7 млн. тонн) и АО «СНПС-Актобемунайгаз» (6 млн. тонн). Основные запасы нефти в Казахстане (более 90 %) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях — Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Северные Бузачи, Алибекмола, Центральная и Восточная Прорва, Кенбай, Королевское, а половина — в двух гигантских нефтяных месторождениях Кашаган и Тенгиз [1].

Большая часть месторождений находится на территории Западного Казахстана.

Рис. 1. Вклад территорий в нефтедобычу Республики Казахстан

 

Казахстан — страна, не имеющая выхода к мировому океану. Поэтому ключевое значение для республики имеет доступ к экспортным рынкам в первую очередь при помощи магистральных трубопроводов.

Система магистральных нефтепроводов Казахстана формировалась на протяжении длительного времени. И в настоящее время находится в состоянии постоянного развития и изменения. Основной причиной динамики системы является то, что одни месторождения нефти со временем истощаются, а другие открываются и обустраиваются. В настоящее время объемы нефти, перекачиваемые по системе магистральных нефтепроводов, ниже того уровня, на который система создавалась. Это привело к неравномерной загруженности различных нефтепроводов. Концентрация потоков в Западном регионе Казахстана обуславливает более интенсивную загрузку транзитных нефтепроводов по сравнению с внутри региональными. Несмотря на общее снижение объемов добычи нефти имеются трубопроводы, по которым загрузка высока (экспортные потоки).

Одной из ведущих компаний, занимающейся транспортировкой нефти является АО «КазТрансОйл». За 14-летний период деятельности компания существенно усилила свои позиции на рынке транспортировки нефти. За эти годы модернизированы действующие магистральные нефтепроводы, реализованы масштабные проекты по расширению пропускной способности и интеграции нефтетранспортных систем и диверсификации направлений транспортировки нефти. На сегодня грузоотправителями по трубопроводной системе «КазТрансОйл» являются более 70 нефтедобывающих компаний Казахстана.

На сегодняшний день по трубопроводной системе транспортируется более 80 % всей добываемой в республике нефти. Разветвленная сеть трубопроводов проходит по территории восьми областей Казахстана. Это основные нефтяные маршруты: Узень — Атырау — Самара, Каламкас — Каражанбас — Актау, Жанажол — Кенкияк — Орск, Омск — Павлодар — Шымкент — Чарджоу. В 2003 г. введен нефтепровод Кумколь — Джусалы; в начале 2005 г. закончился проект расширения нефтепровода Атырау — Самара; в 2006 г. введен нефтепровод Кумколь — Аральск — Кенкияк [1].

Основные действующие экспортные маршруты казахстанской нефти находятся в Западном регионе Казахстана: трубопровод Атырау-Самара (АО «КазТрансОйл»- 100 %); трубопровод КТК (АО НК «КазМунайГаз»-20,75 %); трубопровод Атасу-Алашанькоу (АО «КазТрансОйл»-50 %); морской терминал Актау.

Наибольший объем казахстанской нефти в 2012 г. экспортирован по нефтепроводу КТК — 29,9 млн. тонн и Атырау-Самара — 15,4 млн. тонн. В китайском направлении транспортировано — 10,9 млн. тонн. Морской экспорт составил — 9,3 млн. тонн. Существующие возможности трубопроводной системы стали недостаточны для осуществления транспортировки увеличивающихся объемов добычи казахстанской нефти. В 2012 г. экспорт нефти достиг 88,0 млн. тонн. Увеличение экспорта нефти в западном направлении постепенно приводит к перегруженности экспортных маршрутов транспортировки.

Нефтепровод Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) является единственным частным магистральным трубопроводом на территории РФ и РК. Маршрут трубопровода составляет 1 511 км, и проходит по следующим направлениям: Тенгиз (Казахстан) — Новороссийск (Россия). Первая очередь нефтепроводной системы КТК была сдана в штатную эксплуатацию в 2003 г. и к концу 2009 г. пропускная способность достигла 34, 574 млн. тонн, из которых объем казахстанской нефти составил 27,5 млн. тонн — 79,5 % от общего объема поставленной нефти. В 2010 г. было транспортировано 34,9 млн. тонн нефти.

Казахстанская каспийская система транспортировки (ККСТ) является одним из ключевых проектов по диверсификации транспортных путей для экспорта нефти казахстанского содержания за рубеж.

Второй по объемам транспортировки экспортной нефти магистральным нефтепроводом в Казахстане является нефтепровод Узень — Атырау — Самара. Нефть поставляется через систему нефтепроводов ОАО «АК «ТрансНефть» и стран СНГ на терминалы черноморского региона (в порты городов Одесса, Новороссийск, Южный), Балтийского моря (в г. Приморск и Гданьск), а также на рынки стран Восточной Европы (Польша, Германия, Венгрия, Словакия, Чехия и др.).

Казахстанская система магистральных нефтепроводов весьма протяженная, при этом большая часть трубопроводов была спроектирована и построена еще в советские времена. Эффективность процесса транспортировки в первую очередь зависит от состояния фонда эксплуатационных трубопроводов. В построенную в конце 70-х и в начале 80-х годов прошлого века магистральную систему заложен значительный запас прочности. Тем не менее практика показывает, что по истечении 10–15 лет эксплуатации магистральных нефтепроводов, вследствие их физического износа и естественного старения, возможен рост отказов и аварий.

Рис. 2. Возрастная структура магистральных нефтепроводов АО «КазТрансОйл» на 31.12.2010 год (общая протяженность — 5309,7 км)

 

Один из основных элементов магистральных нефтепроводов — линейная часть, для которого характерна определенная вероятность потери работоспособности. Нарушение работы линейной части магистрального нефтепровода приводит в результате к неисправностям и отказам [2].

Линейная часть магистральных трубопроводов характеризуется отсутствием большого разнообразия деталей и чрезвычайно высокой ценой одного отказа.

Надежность линейной части отражает достигнутый высокий технический уровень в проектировании, строительстве и эксплуатации трубопровода. Оценить надежность элементов магистрального нефтепровода возможно при наличии данных о физических свойствах материалов и конструктивных характеристиках труб. В процессе эксплуатации нефтепроводы подвергаются воздействию поперечных и продольных сил, изменяют свое первоначальное положение, что приводит к появлению в материале труб чрезмерных напряжений и деформаций, а в локальных участках — к концентрации напряжений и, как следствие, к их разрушению. Скорости течения этих процессов зависят как от внутренних процессов в материале труб, так и от внешних условий работы: давления, температуры, химического состава, окружающей среды и т. д.

Поэтому при эксплуатации нефтепроводов для оценки их несущей способности главным является — непосредственные измерения, контроль фактических напряжения и деформаций.

В связи с этим важное значение имеет оценка работоспособного состояния и долговечности нефтепроводов на основе оперативного контроля и мониторинга напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков в полевых условиях.

Таким образом, стабильность функционирования магистральных нефтепроводов может быть обеспечена благодаря внедрению прогрессивных методов диагностики, проведению планово-предупредительных и ремонтных работ. Объективным свидетельством этому является снижение количества категорийных аварий на линейной части магистральных нефтепроводов.

 

Литература:

 

1.                  Мухтаров, Д. Статусы трубопроводных проектов в Казхстане на декабрь 2014 года: [Электронный ресурс] / Д. Мухтаров. — Режим доступа: http://www.oilru.com/news/443925/. Дата обращения: 24.11.2015.

2.                  Гумеров, С. А., Гумеров Р. С., Гумеров К. М. Методы оценки ресурса элементов линейной части магистральных нефтепроводов / С. А. Гумеров, Р. С. Гумеров, К. М. Гумеров // Нефт. хоз-во.— 1992.— № 8.— С. 36–37.

3.                  Проблемы и перспективы эффективного использования трубопроводного транспорта // II Туркестанский интеграционный форум стран Центральной Азии «Модернизация межгосударственных интеграционных связей Центральноазиатских стран». Туркестан, МКТУ, 2006.- С.73–77.

4.                  Байназаров, Р. Ф. Оценка прочности нефтепроводов по результатам диагностических обследований. Строительный вестник Тюменской области 2 / Р. Ф. Байназаров, 2002,- С.56–57.