ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" - самое северное дочернее общество государственной акционерной компании "Транснефть". Магистральные нефтепроводы предприятия Уса - Ухта и Ухта - Ярославль создавались в первой половине 70-х годов прошлого века, в период начавшегося интенсивного освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В 1975 году на базе Ухтинского РНУ (районного нефтепроводного управления) было организовано Управление северными магистральными нефтепроводами. Так что в нынешнем году ОАО "СМН" отмечает свое тридцатипятилетие.
После обвального падения в кризисные 90-е годы, в первом десятилетии XXI века добыча нефти в Тимано-Печоре, особенно в ее северной части, вновь стала расти быстрыми темпами, что связано с приходом в этот регион крупнейших нефтяных компаний. Нарастающий поток северной нефти потребовал кардинальных мер по увеличению пропускной способности трубопровода Уса - Ухта. В сжатые сроки в ОАО "СМН" была реализована Программа "Р-24" по увеличению пропускной способности нефтепровода Уса - Ухта, которая включала строительство новых объектов и реконструкцию действующих, в результате чего годовая мощность нефтепровода увеличилась на 8 миллионов тонн и сегодня превышает 24 миллиона тонн нефти.
Одно из основных направлений деятельности предприятия - транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам Уса - Ухта и Ухта - Ярославль. Как развивалась она в постсоветскую эпоху - в сложный период рыночных реформ? Об этом - в интервью журналу "Регион" рассказал Сергей Ефремов, который в 90-е годы минувшего века был заместителем генерального директора по ТТО.
-Я работал на предприятии с 1974 по 2000 годы в разных должностях, с 1980 до 1995 года возглавлял диспетчерскую службу, а затем пять лет был заместителем генерального директора до прихода сюда новой команды. Следовательно, становление УСМН, затем ОАО "СМН", проходило на моих глазах и с моим участием.
Условно можно разделить этот период на 4 этапа:
- этап бурного роста объемов добычи нефти и соответственно объемов перекачки (1975-1980 годы). Добыча за этот период выросла с 7 до 18 миллионов тонн в год;
- этап стабилизации добычи на уровне 17-18 миллионов тонн (1980-1987 годы). В этот период был достигнут максимум загрузки нефтепровода Уса - Ухта - 90 процентов, а участка Ухта - Ярославль - 60 процентов от проектной;
- этап снижения добычи в период 1988-1992 годы с 18 миллионов тонн до 12 миллионов тонн и обвальное падение в 1993 году - до 8,5 миллиона тонн. Этот уровень сохранялся до 1995 года. Произошло это по ряду причин: из-за снижения потребления нефтепродуктов в России, падения мировых цен на нефть, крупнейшей в России аварии на внутрипромысловом нефтепроводе Возей - Уса;
- этап постепенного роста с 1996 года. Лишь к 2004 году добыча достигла уровня 18,7 миллиона тонн.
На каждом этапе вставали свои задачи. Так, на первом этапе параллельно с ростом объемов транспортировки опережающими темпами велись строительство и ввод в эксплуатацию нефтеперекачивающих станций и расширение резервуарного парка, их освоение, набор персонала и формирование коллектива. Второй этап характеризуется стабильной работой по модернизаии и техническому перевооружению. Третий этап наиболее тяжелый в нашей истории. В этот период основной задачей было выжить, сохранить коллектив, производственные мощности и обеспечить должный уровень технического обслуживания и капремонта технологического оборудования и линейной части нефтепровода. В периоде 1993 по 1996 годы в работе из 12 НПС оставались только три.
До 1992 года тарифной политики в сфере транспорта нефти не существовало. Все нефтепроводы России входили в единую организацию Глав-транснефть Министерства нефтяной промышленности страны, в 1993 году она была преобразована в акционерную компанию "Транснефть" в форме открытого акционерного общества. Главтранснефть, помимо выполнения транспортных функций, выступала как снабженческо-сбытовая организация, скупая по госцене всю добытую нефть и реализуя ее потребителям также по установленной государством цене, обеспечивая централизованное снабжение нефтеперерабатывающих заводов и экспортные поставки. Конечно, при такой организации дела никакой нефтяной рынок возникнуть не мог.
В 1992 году страна перешла на рыночные отношения в экономике. Стал создаваться и нефтяной рынок сбыта, когда добывающие компании получили возможность продавать ее потребителям через заключение с ними прямых контрактов. В этих условиях мы перешли на работу, оплачиваемую грузоотправителями нефти по тарифам за оказанные нами транспортные услуги. Размеры тарифов утверждались после их защиты в Федеральной энергетической комиссии. Помню, в сентябре 1995 года я вступил в должность заместителя генерального директора по товарно-транспортной работе, а уже в ноябре поехал в Москву на первую для себя защиту тарифов на перекачку нефти, и это была весьма непростая процедура.
Появление нефтяного рынка и введение системы тарифов привели к значительному усложнению товарного учета нефти, но никаких преимуществ на тот момент нам это не дало. Чего стоило, например, появление вместо одной нефтедобывающей организации "Коминефть" множества различных АО, СП и прочих предприятий. Кроме того, помимо производителей, появилась большая армия грузоотправителей, занимающаяся перекупкой нефти и поставкой ее на переработку.
С 1992 года мы стали самостоятельно защищать тарифы в Федеральной энергетической комиссии — защита по каждой строке сметы, графики, расчеты, пояснительные записки по 100 листов объемом... Тогда, в 90-е годы, у нашего предприятия были самые высокие тарифы в "Транснефти", поскольку загрузка нефтепроводов была низкая, далекая от проектной. Но независимо от объемов перекачки, необходимо было иметь полагающийся персонал, производить обслуживание оборудования и ремонт линейной части нефтепровода, нести прочие расходы. Словом, выживали.
В этих условиях, кроме технической готовности оборудования, особая роль по выполнению заданий по перекачке нефти отводилась диспетчерской и товарно-транспортной службам. На них возлагались функции планирования и оперативного управления транспортом и организация товарно-коммерческого учета нефти, принимаемой от производителей и сдаваемой потребителям.
Сегодняшний учет нефти и "вчерашний" имеют огромные отличия. Мы, например, начинали с того, что единственными техническими средствами измерения у нас были калиброванные резервуары, рулетки и переносные пробоотборники. Поэтому труд товарных операторов на пунктах сдачи и приема нефти (ПСП) был очень нелегким. Кстати, на всех ПСП эти обязанности выполняли женщины и справлялись с ними успешно. Тогда у нас было три ПСП — в Усинске, Ухте и Ярославле. В Усинске мы принимали нефть отУсинскогоНГДУ, в Ухте — от Войвожского и Тэбукского НГДУ, а также ярегскую тяжелую нефть, которая проходила по документам через нас на Ухтинский нефтеперерабатывающий завод. Государственные цены, по которым мы приобретали и реализовали нефть, были в 80-е годы таковы, что наше предприятие в то время было дотационным. Это было связано с тем, что госцены на нефть, закупаемую от объединения "Коминефть", были выше цен ее реализации на НПЗ.
Наиболее тяжелым с точки зрения проведения товарно-коммерческих операций являлся ПСП вУсинске. Это было связано с качеством нефти, сдаваемой "Коминефтью", а затем и многочисленными ОАО и СП. Нефть с УПН поступала в резервуарный паркУса с содержанием воды 3-4 процента и значительным содержанием газа. В этих условиях окончательная доподготовка проводилась в резервуарах УСМН. Аэто в свою очередь приводило к снижению полезной ем-
кости резервуарного парка, снижению межремонтных сроков резервуаров (до 2 лет), невозможности ритмичной работы нефтепровода Уса - Ухта. На протяжении всего этого периода нами велась упорная борьба по наведению порядка в этом вопросе. Велась переписка на всех уровнях, вводились ограничения по приему нефти, однако действенных результатов мы так и не добились.
В советское время нам указывали, что стране нужна нефть, приоритет отдавался добыче, а транспорт был вторичен. В 90-е годы появилась другая сторона этой проблемы. Мы понимали, что ограничение приема нефти, особенно в зимний период, неминуемо приведет к невосполнимым потерям объемов добычи и как следствие - к снижению грузооборота и тарифной выручки. Объективности ради необходимо отметить, что нефтяники в этот период были также на грани выживания.
-А когда появились многочисленные нефтедобывающие фирмы, разные СП, как вы от них принимали нефть, через кого они ее сдавали?
-С переходом на рыночные отношения для нас в этом вопросе ничего не изменилось. Нефть со всех предприятий сходилась на установку комплексной подготовки общим потоком, а затем ее сдавали нам, выделяя из общего объема сдачи объемы отдельных производителей. Такое положение сохранялось до 2000 года. А потом в Усинске каждая компания построила свои узлы коммерческого учета, и сегодня он и сдают в ОАО "СМН" товарную нефть, имеющую все требуемые кондиции.
-Очевидно, в период падения добычи нефти, развала отрасли, снижения зарплат и безработицы вам пришлось решать и эти проблемы?
-Мы пережили ужасные времена, когда мировая цена за баррель нефти падала до 9 долларов, и у нефтяников все производство разваливалось. В тот тяжелый период нам удалось сохранить коллектив, проведя минимальное сокращение персонала. Из-за резкого снижения объемов перекачки нефти многие наши нефтеперекачивающие станции и агрегаты бездействовали. Их мы консервировали, тоже стремились сохранить для будущего. Зарплату своим работникам ни разу не задержали. Уровень зарплаты и социальной защищенности всегда находился на высоком уровне. Поэтому персонал никуда не разбежался. Коллектив оставался стабильным, текучки кадров мы не знали. Ведь большинство пришло на предприятие в 70-е годы, в молодом возрасте, некоторые трудятся здесь и по сей день. Работа у нас всегда была интересной, за нее держались.
-В 70-90-е годы у вас уже возникали сложности, связанные с особенностями нашей северной нефти, скажем, с большим содержанием парафина?
-В первый период эксплуатации нефтепроводов содержание в общем потоке высокопарафинистой и тяжелой нефти было незначительным. По мере роста объемов перекачки и увеличения доли высоковязкой нефти мы справлялись с негативными явлениями за счет достаточно высокой температуры нефти, перекачиваемой по нефтепроводу, связанной с высокой скоростью потока в трубопроводах. Но вот в 90-е годы, в период резкого снижения объемов перекачки и постоянного роста доли высоковязкой нефти, мы в полной мере ощутили на себе эти проблемы. Одной из серьезных проблем транспорта нефти Тимано-Печорского региона являлись высокая вязкость и высокая температура застывания, превышающая температуру окружающей среды, смесей перекачиваемой нефти. Одним из вариантов решения этих проблем являлось строительство пунктов подогрева нефти на промежуточных станциях. И такой проект был уже разработан. Но это решение было слишком затратным при его реализации и энергоемким при эксплуатации, что привело бы к значительному росту тарифов на перекачку. Поэтому на протяжении нескольких лет велась работа по поиску альтернативного способа решения данной проблемы. И оно было найдено.
В 1995 году эта проблема была успешно решена. Группой специалистов СМН совместно с учеными РГУ имени И.М. Губкина подобрана депрессорная присадка ДПН-1 и разработана технология ее ввода. Внедрение этой технологии позволило снизить расход электроэнергии на перекачку, снизить пусковые давления после длительных остановок нефтепровода, исключить опасность его замораживания во время длительных остановок. За счет этого возросла надежность нефтепровода. Внедрение этой технологии позволило отказаться от строительства печей подогрева.
После ввода созданной присадки мы получили снижение температуры застывания смеси прокачиваемой нефти с плюс 8 до минус 8-12 градусов. Иными словами, полностью решили проблему застывания транспортируемой нефти.
Эта технология применения присадок в те годы была первой и единственной в "Транснефти", и она очень помогла предприятию в кризисный период, когда объемы транспорта были незначительными и порой нефтепровод сутками стоял из-за отсутствия ресурсов. Выходить потом на заданный режим перекачки приходилось неделями, так как нефть застывала. Введение присадки помогло облегчить эту работу.
Кстати, подобных проблем с вязкостью нефти в других регионах не было. Да и нефти с такими аномальными свойствами, как в Тимано-Печоре, в России нигде больше нет.
-На предприятии знали, куда поступала наша северная нефть?
-Да, мы четко знали, куда шла перекачиваемая нами нефть: это Ухтинский нефтеперерабатывающий завод, Ярославский и Московский НПЗ. На Кириш-ский завод в Лениградской области мы в первые годы много отгружали нефти цистернами, для этого была построена железнодорожная эстакада (сейчас ее уже нет). В Киришах действовала установка по производству кормовых дрожжей, и для нее нужна была наша вы-сокопарафинистая нефть в чистом виде. Ярегская тяжелая нефть по железнодорожной ветке поступала для переработки на Ухтинский завод. Разрабатывался проект нефтепровода от Яреги до Ухты, но не был реализован.
-Как развивалась на предприятии система управления производством, что делалось для ее улучшения, применения средств автоматики?
-Технической модернизацией и тех-перевооружением мы занимались с первых дней работы нефтепроводов, эта работа началась еще на этапе монтажа и наладки оборудования, и затем эта деятельность продолжалась постоянно. Динамика этих работ определялась только финансовыми возможностями. К примеру, мы поменяли три типа уровнемеров на всех резервуарах, поскольку ни один из них не работал надежно. Лишь в 1996-97 годах нам удалось приобрести и впервые в "Транснефти" внедрить импортные радарные уровнемеры в резервуарных парках ПСП Уса и Ухта-2. Надежность и высокая точность позволили перевести их на коммерческий учет, что значительно облегчило работу товарных операторов на ПСП. Уровнемеры до сих пор работают безотказно.
Пытались мы помочь в тяжелой и опасной работе нашим товарным операторам путем внедрения двух автоматических узлов учета нефти: в Ухте и Усинске. Но цели добиться не удалось, поскольку сдаваемые нам нефти были очень высоковязкими, а оборудование узлов учета в то время не было рассчитано на такую специфическую работу, они начинали давать непредсказуемую погрешность в показаниях, поэтому мы так и не смогли тогда перейти на коммерческий учет сдаваемой нефти. Узлы эти демонтировали. Такое положение сохранялось до 2000 года.
В целом же, по тому времени, у нас было самое современное оборудование: на промежуточных станциях устанавливались надежные венгерские системы релейной автоматики, а на головных нефтеперекачивающих станциях мы одними из первых в "Транснефти"
смонтировали системы на базе диодно-транзисторной логики, которая работала уже на электронных элементах. Успешно работали автоматические системы защиты, в том числе "от дурака".
Очень важным вопросом была автоматизация технологических процессов перекачки нефти — АСУ ТП. Вспоминаю, когда в 1980 году я пришел в диспетчерскую службу предприятия, там стоял большой стол, был телефон на три номера, селекторная связь очень плохого качества, два больших журнала для учета показателей перекачки нефти и расхода электроэнергии, авторучка и лист суточного графика. Вот и все.
Мое назначение руководителем диспетчерской службы как раз и было связано с началом телемеханизации НПС и линейной части нефтепроводов и созданием АСУ ТП. При этом учитывались мой опыт по внедрению систем местной автоматики, знания механо-технологического и энергетического оборудования и технологии перекачки, приобретенные в предыдущие годы работы в должности старшего инженера по автоматике и телемеханике. С этого периода начался новый этап диспетчеризации нефтепровода. Появился мнемощит, на котором в реальном масштабе времени диспетчер видел состояние всех насосных агрегатов по всем НПС. На экранах мониторов ДМ 2000 появилось отображение параметров работы нефтепровода. Ушел в небытие суточный журнал учета движения нефти, его заменила электронная сводка. А к 1987 году мы создали первую АСУ ТП, эта система обеспечивала диспетчера не только всей необходимой информацией, но и позволяла ему управлять процессом перекачки вплоть до того, что у нас впервые в "Транснефти" был успешно применен программно-автоматический запуск нефтепровода, то есть автоматический вывод его на требуемый режим. У нас была лучшая АСУ ТП в "Транснефти".
В дальнейшем система управления производством продолжала совершенствоваться, сейчас на предприятии действуют новые, более современные версии АСУ ТП. При этом решается много прикладных задач, которые нам тогда были не под силу, хотя мы этого и хотели: технические возможности не позволяли.
