В 2010 году ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" отмечает свое тридцатипятилетие. Одно из основных направлений деятельности предприятия - транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам Уса - Ухта и Ухта - Ярославль. О том, как она осуществляется сегодня, журналу "Регион" рассказал заместитель генерального директора по ТТО Михаил Назаренко.
-Как обстоят дела на участке магистрального нефтепровода Ухта - Ярославль? Ведь его диаметр больше, чем у нефтепровода Уса- Ухта, и по идее, пропускная способность может быть выше?
- Нефтепровод состоит из двух участков с трубами разных диаметров: 720 миллиметров у трубопровода от Усы до Ухты и 820 миллиметров — от Ухты до Ярославля. На северном участке после реализованной программы "Р-24" - строительства двух новых НПС, пропускная способность трубопровода была доведена до 24,2 миллиона тонн нефти.
Распределение потока перекачиваемой нефти в системе ОАО "СМН" происходит следующим образом. Получив на северном участке более 24 миллионов тонн нефти, в Ухте мы отдаем на ООО "ЛУ КО Й Л-Ухтенефте пере работка" для переработки примерно 3,6 миллиона тонн, остальной объем транспортируется в Ярославль. На ПСП "Ухта"ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" завершило строительство объектов модернизации системы сдачи добытой нефти в магистральный нефтепровод Ухта -Ярославль для планируемого увеличения приема смеси нефтей от 000 "ЛУКОЙЛ-Коми" с Ярегского и Тэбукского месторождений. Для этого и мы своевременно реализуем технические мероприятия по обеспечению приема нефти в нефтепровод Ухта - Ярославль. Но и на этом участке от Ухты нефтяной поток дробится: на нефтеперекачивающей станции "Приводино" 000 "РН - Северная нефть" производит отбор нефти с последующей загрузкой в железнодорожные цистерны, а на НПС"Грязовец" Вологодской области уже компания "РосОйл >¦ производит отбор нефти с последующей загрузкой в железнодорожные цистерны. Далее поток идет уже без изменений до Ярославля. Здесь мы частично сдаем сырье на Ярославский НПЗ, но основной объем нашей нефти, смешиваясь с потоками из других регионов, поступает в порт Приморск Ленинградской области для отгрузки в танкеры.
-Как сегодня строится система взаимоотношений ОАО "СМН" с вашими партнерами — нефтедобывающими компаниями? Насколько вас удовлетворяет сдаваемая ими продукция?
-Сегодня мы от всех недропользователей принимаем товарную нефть только через построенные ими автоматические системы учета — в Усинске, Чикшино и Зеленоборске. До этого года оставался лишь один участок, где мы принимали тэбукскую нефть в свои резервуары. Сегодня мы принимаем в эксплуатацию СЙКН (систему измерений количества и качества нефти) от ТПП "ЛУКОЙЛ - Ухта нефте газ" - подразделения компании "ЛУКОЙЛ-Коми", и уже в апреле полностью уйдем от прежней системы приема нефти в резервуары. Они останутся в качестве резерва для сдачи нефти на нефтеперерабатывающий завод в Ухте.
Надо отдать должное нефтедобытчикам: сейчас и подготовка, и качество сдаваемой в нефтяную магистраль нефти намного лучше, чем было несколько лет назад. Эти процессы усовершенствовались, отвечают современным требованиям "Транснефти". И теперьу нас на головной нефтеперекачивающей станции "Уса" (Усинское РНУ) отпала нужда в сепарации и дополнительной подготовке нефти, недропользователи на своих установках на месторождениях доводят нефть до нужных кондиций.
-Все, о чем вы рассказали, относится к крупным предприятиям. А как взаимодействуют с вами небольшие недропользователи?
-Все недропользователи имеют доступ к "трубе" на основе реализуемого в ОАО "АК "Транснефть" принципа равного доступа. Недропользователи, не имеющие своих узлов учета, сдают нефть через узлы "ЛУКОЙЛА", 000 "Енисей", 000 "Северное сияние", 000 "Колванефть" и 000 "Нефтус" согласно техническим условиям ОАО "АК "Транснефть".
-Бывают ли у ваших партнеров-нефтедобытчиков претензии к АК "Транснефть"?
-Претензий с их стороны нет, потому что согласно техническим условиям "Транснефти" они обязаны — и большей частью это соблюдается — сдавать предназначенные для транспорта объемы нефти соответствующего качества. Хотя на некоторых пунктах сдачи случаются отклонения от товарных кондиций нефти по содержанию в ней воды. Эту проблему мы решаем вместе с нефтяниками, и случаев остановки узлов сдачи из-за некондиционности нефти становится все меньше. Не думаю, чтобы из-за этого к нам были претензии, ведь это нормальные требования с нашей стороны.
-Нефтепроводы ОАО "СМН" являются частью Балтийской трубопроводной системы. Что это значит для предприятия?
-Только жесткие требования: на экспорт мы должны поставлять нефть в объемах, которые дают нам нефтяники, строго установленного качества. Для этого мы производим компаундирование, то есть смешение нефтей с различным содержанием парафина, чтобы транспортируемая в Приморск смесь соответствовала экспортной норме по этому показателю. А для нефтедобывающих компаний создание БТС оказалось выгодным: они получили возможность экспортасвоей продукции.
-Что можно сказать о сегодняшнем уровне автоматизации управления производственными процессами на предприятии?
-Первую АСУ ТП у нас внедряли в середине 80-х годов. Сейчас на предприятии современная система автоматического слежения за давлением, пуском и управлением насосных агрегатов, а также за регулировкой пропускной способности нефтепровода и расходом электроэнергии на всех участках. Автоматика позволяет контролировать все показатели и управлятьвсем нефтепроводом из Ухты, где находится единый территориальный диспетчерский пункт ОАО "СМН", всеми пунктами приема и сдачи нефти. Диспетчер центральной диспетчерской службы может закрыть или открыть задвижку на линейной части нефтепровода, на пунктах приема и станциях, а также запустить нефтеперекачивающие агрегаты, увеличивая или уменьшая их число в работе по каждой НПС в зависимости от режима работы трубопровода.
Автоматика дает возможность следить за целостностью и герметичностью нефтепроводной системы. Словом, диспетчер с помощью автоматики контролирует все звенья технологического процесса, работу всех участков транспортной системы, начиная с приема нефти от добывающих компаний.
-Если заглянуть в ближайшее будущее, то оно характеризуется увеличением добычи нефти в северной части Тимано-Печорской провинции, главным образом в НАО, и рост этот, по прогнозам, будет ускоряться. Хотелось бы узнать ваше мнение о возможности дальнейшего увеличения пропускной способности нефтепроводной системы ОАО -СМИ". Есть ли в этом необходимость?
-Прогнозы роста добычи нефти до 2015-2020 годов практикой последних трех лет пока не подтверждаются. Правда, на участке нефтепровода Ухта - Ярославль такая перспектива просматривается в связи с планами "ЛУКОЙЛа" увеличить добычу тяжелой нефти на Ярегском месторождении и намерением через два года ввести еще один пункт сдачи нефти на НПС "Ухта". И тогда нам, очевидно, придется принимать меры по увеличению пропускной способности нефтепровода Ухта -Ярославль.
Что касается северной магистрали, в ближайшее время недавно пришедшая вТимано-Печору компания "Русвьетпетро" начнет добычу нефти в Ненецком автономном округе, которая будет транспортироваться по нефтепроводу Харьяга-Уса для сдачи в нашу систему. Очевидно, появятся другие новые поставщики нефти. Но ее объемы будут не столь большими, чтобы создавать для "Северных МН" проблему.
Кроме того, "ЛУКОЙЛ" два года назад построил нефтепровод Южное Хыльчую - Варандей, к которому подсоединено крупное Южно-Хыльчуюское месторождение, недавно введенное в эксплуатацию. Этот нефтепровод рассчитан на перекачку нефти объемом до 12 миллионов тонн в год. В компании "Транснефть" тоже в свое время был разработано технико-экономическое обоснование строительства нефтепровода от Харьяги до бухты Индига на западном побережье Баренцева моря. Наш проект не потерял свою инвестиционную привлекательность, но, поскольку "ЛУКОЙЛ " уже имеет свой нефтепровод на территории НАО и на сегодняшний день большая часть месторождений в округе закреплена за этой компанией, его реализация отложена до начала разработки новых месторождений.
