Добыча нефти в Якутии в первом квартале выросла на 11% по сравнению с тем же периодом прошлого года и составила 5,1 млн тонн. До конца текущего года в республике планируют добыть 18,9 млн тонн нефти.
Как сообщили EastRussia в пресс-службе министерства промышленности и геологии Якутии, планомерное увеличение производства связано с объемами добычи на Чаяндинском месторождении. К 2030 году в регионе планируют нарастить производство энергоресурсов более чем в три раза.
В 2022 году Якутия достигла рекордных показателей добычи нефти – более 18 млн тонн. В 2021 году на Чаяндинском месторождении подключили новый нефтепровод. Ранее нефть вывозилась автотранспортом. Чаяндинское месторождение является важнейшей ресурсной базой «Силы Сибири».
В начале текущего года возникают проблемы с продажей добываемых на Дальнем Востоке углеводородов за рубеж. При этом все еще не решен вопрос о принадлежности доли одного из крупных в прошлом акционеров сахалинского шельфового проекта. В угледобыче планируется увеличение объемов производства, тем не менее существует ряд ограничений для роста экспорта.
Нефть
В прошлом месяце правительство РФ скорректировало требования к потенциальному покупателю доли в шельфовом нефтегазовом проекте «Сахалин-2»[1]. Согласно ним, претендент должен обладать опытом международной торговли сжиженным природным газом, тогда как прежде такое условие не было предусмотрено. Кроме того, претендент должен иметь действующие договоры поставки СПГ со сроком действия более пяти лет. Также от покупателя, помимо опыта эксплуатации завода по производству СПГ с объемом производства более 4 млн тонн в год и суммарно накопленного объема производства около 40 млн тонн, требуется иметь опыт продаж подобных объемов. Из документа исключено требование о наличии действующих договоров фрахтования судов-газовозов с общим объемом грузовместимости более 4 млн куб. м.
Еще в апреле прошлого года правительство разрешило ПАО «НОВАТЭК» приобрести долю в 27,5% в операторе проекта – ООО «Сахалинская энергия». Ранее она принадлежала британско-нидерландской Shell. На сегодняшний день сделка все еще не закрыта. При этом «НОВАТЭК» соответствует установленным правительством критериям для потенциального покупателя. Исключение требования по судам-газовозам связано с проблемами, которые «НОВАТЭК» испытывает в настоящее время в вопросе поставок танкеров ледового класса[2]. ООО «Сахалинская энергия» тем временем сократило производство СПГ с 11,5 млн тонн в 2022 г. до 10 млн тонн в 2023 г. Суточная производительность завода по производству СПГ в рамках проекта составляет около 32 тыс. тонн.
В этих условиях «Сахалинская энергия» рассчитывает реализовать СПГ на китайском рынке. Китайским покупателям предлагается заключить контракт на 12 партий СПГ в год (около 1 млн тонн) на срок 3-5 лет (начиная с августа текущего года). Объявлен соответствующий тендер. Цена будет привязана к цене на нефть Brent, и при ее стоимости в 83 доллара за баррель может составить 356 долларов за 1 тыс. куб. м.
В целом в 2023 г. «Сахалин-2» экспортировал 10,2 млн тонн СПГ, включая почти 6 млн тонн в Японию, 2,58 млн тонн в Китай, 1,65 млн тонн в Республику Корея. При этом до 90% партий реализуются по долгосрочным контрактам. Японские предприятия, прежде выступавшие основными покупателями СПГ с сахалинского проекта, не были приглашены для участия в объявленном новом тендере.
Кроме того, у Shell, несмотря на выход из проекта, сохраняется offtake-контракт на получение до 1 млн тонн СПГ в год с «Сахалина-2» до 2028 г. После фактического прекращения участия Shell в проекте данный объем продавался на спотовом рынке. Намерение «Сахалинской энергии» законтрактовать сопоставимый объем газа с покупателями в КНР (на долгосрочной основе) может быть следствием снижения спотовых цен на газ.
Следует отметить, что в феврале Госдумой в третьем чтении был принят, а Советом Федерации одобрен законопроект, вносящий поправки в Налоговый кодекс РФ и выводящий ряд компаний из-под повышенного НДПИ на газ[3]. В том числе от повышенного НДПИ освобождены объемы газа, которые будут получены Россией в рамках проекта «Сахалин-2» в счет роялти для реализации его потребителям.
Индия продолжает снижать закупки российской нефти, добываемой на востоке страны. Потенциальным покупателем данных объемов может стать Китай. Отгрузки нефти Sokol (премиальная марка, «Сахалин-1») в Индию прекратились в конце прошлого года на фоне разногласий сторон по поводу условий контракта с государственной индийской компанией Indian Oil. Часть нефти проекта «Сахалин-1», изначально предназначавшаяся для поставки в Индию, в феврале была перенаправлена в КНР. Танкеры Viktor Titov и Viktor Konetsky доставили партии нефти в китайские порты провинции Шаньдун и порт Тяньцзинь.
Китай приобрел два груза Sokol со скидкой по отношению к нефти сорта Brent в 1 доллар за баррель. Прежде Sokol торговался на азиатском рынке с премией к Brent. Цены на Sokol в Де-Кастри (Хабаровский край) тогда могли находиться на уровне 65-68 долларов за баррель (выше ценового потолка, но дешевле сорта ВСТО). Всего в КНР было поставлено пять партий нефти Sokol, что стало наиболее высоким показателем экспорта данного сорта в Китай с марта 2021 г.
Часть поставок все же была направлена в Индию. Танкер Jaguar разгрузился в индийском порту Вадинар, груз предназначался для НПЗ Nayara Energy, наиболее крупным акционером которого является «Роснефть». Танкер Seagull направлен в порт Мумбаи для поставки на завод BPCL (Bharat Petroleum). Танкер Rani проследовал в направлении Вишакхапатнама, где расположен НПЗ дочерней структуры ONGC (акционер «Сахалина-1», имеет 20%). Индия также снижает закупки нефти сорта ВСТО (также премиальный), в то время как его поставки китайским покупателям в данном случае могут увеличиться.
При этом приостановка поставок нефти Sokol компенсировалась увеличением прокачки по нефтепроводу ВСТО («Восточная Сибирь – Тихий океан») в КНР. Еженедельный объем поставок составил 3,5 млн баррелей в сутки (рост на 365 тыс. баррелей в сутки).
В макрорегионе действуют угольные проекты, увеличивающие объемы добычи. При этом для экспортных поставок существуют инфраструктурные ограничения. В феврале президент РФ В.Путин поручил главе правительства М.Мишустину и главе ОАО «РЖД» О.Белозерову принять меры по обеспечению вывоза угольной продукции на экспорт из Кемеровской области, Бурятии, Хакасии, Якутии, Тувы и Иркутской области в восточном направлении в объемах, определенных соглашениями между «РЖД» и главами регионов. Напомним, что объемы, указанные в соглашениях «РЖД» с регионами, получают право на проезд на восток прежде, чем большинство других грузов.
Объемы вывоза по соглашениям с регионами на 2023 г. не раскрывались. По предварительным данным, квота на 2023 г. составляла 93,7 млн тонн, в том числе на Кузбасс приходилось 53,1 млн тонн, на Якутию – 26 млн тонн, на Бурятию – 8,1 млн тонн, на Хакасию – 6,1 млн тонн, а на Туву – 0,4 млн тонн. Тем не менее вывоз по квотам из Кузбасса фактически был ниже и составил 52,7 млн тонн. В текущем году квота увеличена на 6%. Так, из Кемеровской области планируется вывезти 54,1 млн тонн, из Якутии – 26,3 млн тонн, из Бурятии – 8,5 млн тонн, из Хакасии – 6,5 млн тонн, из Иркутской области – 3,3 млн тонн, из Тувы – 0,65 млн тонн.
Несмотря на то, что азиатские рынки сбыта в настоящее время не являются убыточными, отмечается снижение стоимости угля при экспорте через порты Дальнего Востока – на 10% по сравнению с четвертым кварталом 2023 г. и примерно на треть по сравнению с четвертым кварталом 2022 г. Ожидается дальнейшее уменьшение цен из-за сокращения спроса и введения в январе импортных пошлин на российский уголь в Китае. Кроме того, с 1 марта правительство РФ вновь ввело курсовые экспортные пошлины на вывоз угля – от 4% до 7% в зависимости от курса (нулевая при курсе менее 80 рублей за доллар). Мера будет действовать до 28 февраля 2025 г.[4] Минфин в феврале также предлагал установить плоскую надбавку к ставкам НДПИ на уголь в размере 380 рублей на тонну[5].
Рост угледобычи продолжает фиксироваться на Чукотке. В январе текущего года добыча угля в регионе выросла на 9% по сравнению с январем 2023 г., составив 124 тыс. тонн. Добычу каменного угля осуществляет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal). За отчетный период на месторождении Фандюшкинское поле недропользователь получил 120,6 тыс. тонн. Результат ОАО «Шахта Угольная» составил 3,4 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении.
В Амурской области ООО «УК «Эльга» планирует в 2028 г. запустить обогатительный комплекс на Огоджинском угольном месторождении (Селемджинский район)[6]. Производительность комплекса должна составить 32 млн тонн угля в год. Намечено начало строительства первой фабрики производительностью 2 млн тонн, ее ввод в эксплуатацию должен состояться в 2025 г. До 2028 г. в состав комплекса войдут еще шесть обогатительных фабрик (производительность каждой – 5 млн тонн угля в год).
В рамках проекта продолжается строительство железной дороги от Огоджинского месторождения до станции Февральск на БАМе. Протяженность первой очереди должна составить 72 км, к настоящему времени проложено 27,6 км железнодорожного полотна. Окончание работ намечено на сентябрь 2024 г., пусконаладочные работы предполагается начать в конце 2024 г.[7]
В 2023 г. на Огоджинском месторождении было добыто 1,4 млн тонн угля, что в три раза превысило результат 2022 г. Суммарные запасы месторождения оцениваются в 1,5 млрд тонн угля. Перевалку угля месторождения планировалось проводить в порту Вера[8] в Приморском крае (мыс Открытый, в 130 км от Владивостока). Но структуры А.Авдоляна намерены продать данный портовый актив.
Тем временем на Сахалине ООО «Восточная горнорудная компания» (ВГК) в феврале начало испытания магистрального угольного конвейера, соединяющего Солнцевский угольный разрез (Углегорский район) и морской порт Шахтерск. Весной текущего года планируется завершить пусконаладочные работы всего конвейера. Его протяженность составляет 23 км, с помощью него предполагается снизить негативное воздействие на экологию и нагрузку на автодорожную сеть при перевозке угля в порт.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на шельфе Сахалина. Японские корпорации Mitsui и Mitsubishi получили в «Сахалинской энергии» доли в 12,5% и 10% соответственно.
[2] В текущем году «НОВАТЭК» может получить от одного до трех танкеров класса Arc7 с южнокорейской верфи Hanwha Ocean (бывшая DSME). Еще часть танкеров не может быть поставлена из-за санкций. Танкеры с судоверфи «Звезда» в текущем году поставлены не будут.
[3] Повышение налога введено с 1 января 2024 г. в целях изъятия в бюджет дополнительных доходов, полученных газодобывающими компаниями от индексации тарифов на газ. Формула расчета учитывает совокупный объем реализации газа в месяце, предшествующем налоговому периоду, на территории конкретного субъекта РФ (за исключением определенных категорий организаций и населения). Первоначально действие закона не распространялось только на газ, поставляемый населению, котельным и ТЭЦ, а также на предприятия, которые ведут переработку попутного нефтяного газа.
[4] Ранее курсовая экспортная пошлина на уголь вводилась с 1 октября 2023 г., в конце декабря 2023 г. уголь был освобожден от нее.
[5] Для компенсации выпадающих доходов бюджета от отмены экспортной пошлины.
[6] ООО «Огоджинская угольная компания».
[7] Строительство ведет новосибирская компания ООО «ТехВэб» А.Будникова.
[8] Мощность перевалки – 9 млн тонн, в 2023 г. было перевалено 7,3 млн тонн.
Сотрудникам со статусом «молодой специалист» в сфере транспорта нефти положен целый ряд весомых льгот и бонусов. Даже одна из главных внеслужебных возможностей — участие в Международной научно-технической конференции (МНТКМ) — помогает молодым расти профессионально и делать большие шаги по карьерной лестнице. И это оправдано: конкурсные проекты решают актуальные рабочие задачи. Свежие идеи и инновации, успешность которых показывает практика, внедряются в производство и патентуются.
Как сэкономить миллиард
26–летний Илья Козенко, инженер отдела сопровождения программно-аппаратных средств (ОСПАС) «Транснефти — Дальний Восток», придумал, как усовершенствовать контроль и управление баком-дозатором, который входит в систему автоматического пожаротушения. Такое оборудование есть на каждом площадочном объекте компании «Транснефть» по всей России. Иначе говоря, практически во всей отрасли.
Разработка Ильи исключила из технологической цепочки дорогостоящий элемент — шкаф автоматики. А алгоритмы управления баком перевела из локальной системы автоматики (кстати, отечественного, но стороннего производителя) в более отказоустойчивую «родную» микропроцессорную противопожарную систему нефтеперекачивающей станции (НПС). Это повысило надежность ее работы.
Статус молодого специалиста в компании «Транснефть» получают выпускники вузов, техникумов и лицеев в возрасте до 35 лет и со стажем работы менее 5 лет
Со своим проектом Илья Козенко вошел в число призеров второго тура конференции ПАО «Транснефть». Экспертная комиссия присудила хабаровчанину второе место в секции «Автоматизация систем управления технологическими процессами и связь». Сыграл свою роль высокий экономический эффект, считает Илья.
— Если мы внедряем это техническое решение, то выгода для типовой промежуточной НПС составит 1,7 миллиона рублей, для НПС с резервуарным парком — 3,5 миллиона. Внедрение в «Транснефти — Дальний Восток» даст свыше 33 миллионов экономии, а для всех объектов компании — почти 1,1 миллиарда рублей, — говорит Илья Козенко. — Мне кажется, этим тема и понравилась комиссии.
От Амура до Волги
Конкуренция во втором туре научной конференции была серьезная. Тематические секции проходили в восьми городах страны: Тюмени, Нижнем Новгороде, Казани, Самаре, Уфе, Омске, Санкт-Петербурге, Москве. В каждой участвовало порядка 20 конкурсантов. Илья Козенко презентовал свой проект на базе «Транснефти — Верхняя Волга» в Нижнем Новгороде. Волнение присутствовало несмотря на то, что за плечами у Ильи несколько конференций молодежи «Транснефти». Начинал он в 2019-ом еще студентом Дальневосточного федерального университета, взял «бронзу» в студенческой секции. Его заметили.
— Бакалавриат у меня по нефтегазовому делу, а магистратуру я оканчивал по специальности «Автоматизация технологических процессов», — рассказывает инженер. — Мне кажется, один из факторов, почему меня приняли на работу в ОСПАС, это сплав двух специальностей. Отделу своему я очень благодарен за безграничную поддержку. Каждый из его сотрудников внес пусть небольшой, но вклад в мою работу, в то, что удалось занять призовое место.
В ОСПАСе говорят, Илья полностью оправдал их ожидания. Он быстро стал важной частью команды. Всегда готов прийти на помощь коллегам, трудолюбив, схватывает информацию «на лету» и быстро решает поставленные задачи. Также оперативно и качественно Илье удалось подготовить работу для участия в конференции: от идеи до готового проекта. С выбором перспективной темы ему помогли более опытные «оспасовцы», и, вникнув в суть вопроса, Илья понял его важность и полностью самостоятельно реализовал его технически.
— На сегодня это не просто идея, а готовое решение, которое проверено на реальной системе, — поясняет наставник Козенко, начальник отдела Алексей Алефанов. — Его работа полностью вписывается в концепцию системы развития «Транснефть — Оптимум». Она сейчас внедряется по всей стране, так как позволяет оптимизировать затраты предприятия и при этом повысить надежность системы пожаротушения в целом.
Подняли планку
Уровень подготовки разработок молодежи растет с каждым годом и с каждым этапом. Молодые специалисты подкрепляют свои идеи математическим анализом и элементами моделирования, используют нейросеть. Недавний пример: в финале предыдущей конференции ярко проявил себя инженер-программист «Транснефти — Дальний Восток» Андрей Чирков. Он победил в номинации «Лучшая инновационная идея».
Работа Андрея называлась «Модель определения предотказных состояний оборудования по сообщениям системы диспетчерского контроля управления микропроцессорной системы автоматики». Это программный продукт, который на основе анализа нейросетью исторических данных о работе основного и вспомогательного оборудования НПС позволит повысить надежность их функционирования. Также система позволит проводить оценку технического состояния нефтеперекачивающих станций.
104 молодых специалиста трудятся сегодня в ООО «Транснефть — Дальний Восток»
В мае этого года, на базе «Транснефти — Дальний Восток», в Хабаровске пройдет финальный тур МНТКМ. Впервые за всю историю конкурса и за историю работы предприятия встреча проходит на Дальнем Востоке. Уже разработана программа конференции. Помимо официальной части с презентацией работ для конкурсантов будут организованы экскурсии по городу, прогулка по Амуру. Делегация из участников, наставников, жюри, гостей конференции будет солидная — около 150 человек. Многие Дальний Восток посетят впервые. Ждут гостей из Казахстана, Ирана, Сербии, республики Беларусь.
— Я очень жду ребят, участвовавших моей тематической секции в Нижнем Новгороде, это команда «Транснефти — Приволга», у них очень достойная работа, — признается Илья. — Так сказать, попробую взять реванш у них здесь на финальном этапе. Ну и надеюсь, что родные стены помогут. Постараюсь не упасть в грязь лицом и достойно представить свое предприятие. Ну, и, конечно, рассчитываю только на победу, иначе никак.
Компетентно
Виталий Степанов, генеральный директор ООО «Транснефть — Дальний Восток»:
— Проведение финального этапа МНТКМ — очень почетная и очень важная миссия. Я считаю, что мы заслужили доверие со стороны ПАО «Транснефть» и должны его оправдать, организовать все на высшем уровне. Во-первых, на Дальнем Востоке ни разу таких мероприятий не проводилось, во-вторых, я уверен, что гостям будет интересно посетить самое молодое и самое инновационно-развитое предприятие нефтетранспортной отрасли. Наши технологии уникальны, ну и, самое главное, у нас очень талантливый и ответственный коллектив.
Гостям мы всегда рады. Тем более, что этот год для нас особенный. Предприятию исполняется 15 лет. Уверен, что всем понравится и Хабаровск, и Дальний Восток. Поддерживать будем всех, а болеть — за нашего конкурсанта Илью Козенко. Желаю ему всяческих успехов!
На нефтеперекачивающей станции №34 второй очереди нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО-2) появились два новых резервуара под порядковыми номерами 5 и 6. Это не просто емкости для нефти объемом 50 тысяч кубометров каждая, а высокотехнологичные сооружения с плавающими крышами и интересной инженерной «начинкой»: автоматизированными системами контроля, управления, пожарной безопасности, устройством размыва донных отложений с говорящим названием «Диоген». На ввод «пятидесятитысячников» в эксплуатацию нефтетранспортники пригласили журналистов хабаровских СМИ.
Курс на восток
Важное для предприятия событие прошло в рабочем порядке. В операторной, которую тут принято называть «мозгом» нефтеперекачивающей станции, оператор НПС-34 Дмитрий Малахов под прицелами телекамер спокойно доложил руководству: «Работы по строительству, техническому подключению и гидравлическим испытаниям новых резервуаров 5; 6 окончены». Невозмутимо принял приказ о запуске в работу, несколько раз щелкнул «мышью» и оценил, как меняется картинка на мониторе.
«РВСПК (резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей) №5 поставлен на сдачу, РВСПК №6 поставлен на прием», – не повышая голоса, отчитался оператор. За скупой производственной терминологией – задача государственной важности, обеспечение надежности транспортировки нефти в стратегически важном сегодня восточном направлении. По ВСТО-2 «Транснефть – Дальний Восток» перекачивается сырье на Комсомольский (КНПЗ) и Хабаровский (ХНПЗ) нефтеперерабатывающие заводы и в порт «Козьмино», откуда углеводороды идут на экспорт.
Модернизация на собственной базе
Для расширения резервуарного парка на НПС-34 было дополнительно отведено 2,5 гектара (общая территория станции выросла до 37,6 Га). Строительство новых емкостей высотой почти 19 и диаметром 60 метров велось изолированно от функционирующих производственных площадок. Оно шло с весны 2022 года. И, хотя местность вокруг НПС очень болотистая, реализация проекта, по словам нефтетранспортников, сложностей не составила – помог опыт.
Резервуары, которые уже подключены к единой системе управления ВСТО-2, по конструкции такие же, как и те, что работают здесь с момента сооружения станции – РВСПК. Плавающая крыша, которая поднимается и опускается в зависимости от заполнения емкости нефтью, доказала свою практичность. Эта технология позволяет минимизировать испарение нефти, а также предотвратить выброс паров в атмосферу, что делает эксплуатацию оборудования и транспортировку нефти наиболее экологичными. При этом новые емкости отличает важная особенность.
– На «пятерке» и «шестерке» использовано отечественное оборудование. Реализован ряд технических новшеств. Одними из первых мы используем модернизированные устройства размыва донных отложений «Диоген», которые изготавливает завод «Транснефти» – ТОМЗЭЛ в Томске, – рассказывает корреспондентам начальник филиала ООО «Транснефть – Дальний Восток» Михаил Литевский.
ВСТО значит гарантия
Новые резервуары прошли комплексную проверку: гидроиспытания, дефектоскопию. Эксперты подтвердили – все в норме. Пожаробезопасность также на высоте. Ее традиционно обеспечивает автоматика. Емкости оснащены современной системой подслойного пожаротушения и подсоединены к соответствующей системе станции. К слову, на ее территории работает отдельное пожарное депо со специализированной техникой. Заполнение РВСПК нефтью состоялось в конце ноября, также в штатном режиме.
По ВСТО-2 транспортируется уникальная по свойствам легкая нефть одноименного с магистралью сорта ВСТО (ESPO). Контроль качества нефти проводится в химико-аналитической лаборатории (ХАЛ) здесь же, на НПС-34: и при транспортировке до порта Козьмино, и перед сдачей на Хабаровский нефтеперерабатывающий завод. Журналистам показали, как определяется содержание серы в нефти.
– Этот показатель является базовой характеристикой любого сорта нефти. В зависимости от ресурсной базы грузопотока, массовая доля серы варьируется в широком диапазоне от 0,1 до 3,3 процента. Экспортная нефть ВСТО характеризуется невысоким содержанием серы. Сейчас я устанавливаю образец, – поясняет свои действия журналистам инженер-химик ХАЛ НПС-34 Ксения Патрушева. – Он сканируется рентгеновским излучением и результат выводится на дисплей. Проведение испытания вместе с выдачей результата занимает 100 секунд. Видите? Результат – 0,58%. Все отлично!
Чистая работа
Чтобы узнать, насколько хорошо работают природоохранные технологии и на резервуарах, и на станции, и вообще на всех производственных объектах компании, нефтетранспортники задействуют собственные эколаборатории. Одна из них базируется также на НПС-34, и журналисты увидели, как проводится один из самых зрелищных анализов – проверка воды на массовую концентрацию хлорид-ионов. Проба после добавления прозрачного индикатора быстро окрасилась в насыщенный фиолетовый цвет.
– Такой анализ позволяет узнать, не превышено ли содержание хлоридов в природной воде, – говорит сотрудник эколого-аналитической лаборатории Яна Надточина. – Но превышений у нас не было ни разу, у нас хорошие очистные, и мы их тщательно контролируем. А вообще мы ведем постоянный мониторинг объектов окружающей среды, связанных с производственной деятельностью нашего предприятия.
В лаборатории проверяют питьевую (в том числе и из артезианских скважин) и сточную воду, атмосферный воздух, почву, донные отложения. Она аккредитована и оснащена современным исследовательским оборудованием. Лаборанты и инженеры-экологи имеют здесь высокую квалификацию и охотно осваивают новинки. В минувшем году, например, научились выполнять новый вид исследований – измерение загрязняющих веществ в промышленных выбросах на отечественном многокомпонентном газоанализаторе «Полар».
Большие возможности
Теперь НПС-34 стала станцией с самым большим резервуарным парком в «Транснефти – Дальний Восток». На этом развитие ВСТО-2 не завершено.
Модернизация, как и транспортировка нефти, процесс непрерывный. На НПС-41 в Приморском крае идёт возведение еще двух новых резервуаров. Проект планируется реализовать в будущем году. Ведутся работы и на линейной части ВСТО-2. Завершается строительство резервной нитки подводного перехода через реку Хор. Набирает обороты стройка на р. Большая Уссурка, далее в планах резервная нитка через реку Уссури. Все эти проекты призваны повысить эксплуатационную надежность нефтетрансопртной магистрали. С 2019 года вторая очередь трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» работает на максимальной проектной мощности.
Сохраняются планы по развитию шельфовых проектов на Сахалине. Также «Газпром» рассчитывает добиться увеличения объемов экспорта газа в КНР, но переговоры по существенному увеличению поставок пока продвигаются медленно. Газ предполагается поставлять для нужд крупных дальневосточных промышленных проектов. Прорабатываются планы создания новых перерабатывающих мощностей.
На Дальнем Востоке в рамках сахалинских шельфовых проектов пока не решенным в полной мере остается вопрос об определении принадлежности долей ушедших инвесторов. В октябре было подписано правительственное постановление, утверждающее правила проведения оценки и продажи доли Exxon Neftegaz Limited (дочернее предприятие американской компании ExxonMobil) в размере 30% в нефтегазовом шельфовом проекте «Сахалин-1»[1] российскому юридическому лицу. Оценку доли должна осуществить компания «Б1-Консалт». Далее документация будет передана на утверждение правительству РФ.
Сделку по продаже должно обеспечить Росимущество, которому предстоит провести отбор претендующих на долю компаний. Победителем станет юрлицо, предложившее наибольшую цену. В случае поступления только одной заявки или же в случае допуска только одного юридического лица по существующим критериям, конкурентный отбор проводиться не будет, единственному участнику в данном случае перейдет доля в проекте «Сахалин-1» по начальной цене.
Напомним, что на сегодняшний день в проекте участвуют «Роснефть» через свои организации «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%), японский консорциум Sodeco (30%) и индийская государственная нефтяная компания ONGC Videsh (20%). Новым оператором выступает ООО «Сахалин-2», управляемый компанией «Сахалинморнефтегаз-Шельф».
Между тем «Газпром» не отказывается от планов разработки Южно-Киринского месторождения на сахалинском шельфе (проект «Сахалин-3», Киринский участок). Изначально его планировалось начать эксплуатировать в 2025 г., но время запуска несколько раз корректировалось. Проблемы в проекте возникли после того, как в 2015 г. месторождение оказалось под санкциями США, закрывшими доступ к поставщикам оборудования для организации подводной добычи.
Южно-Киринское является наиболее крупным на Сахалине месторождением по объему запасов – 814,5 млрд куб. м газа и 130 млн тонн конденсата (по категории С1+С2). Ожидается, что после его запуска добыча составит 5 млрд куб. м в год. «Газпром» рассчитывал экспортировать газ в КНР, но в сентябре в компании сообщили о планах направить газ на сжижение в рамках СПГ-проекта «Сахалин-2». Тем временем энергоснабжение Киринского и Южно-Киринского газоконденсатных месторождений может быть организовано с помощью плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ) мощностью до 116 МВт. Такую возможность «Газпром» обсуждает с ГК «Росатом». Стоимость строительства одного блока может составить 45-50 млрд рублей. Проект включен в схему и программу развития электроэнергетики Сахалинской области на 2023-27 гг.
«Газпром» пытается решить вопрос об увеличения экспорта газа в КНР. В октябре компания подписала дополнительное соглашение к договору купли-продажи газа в КНР по газопроводу «Сила Сибири»[2]. Известно, что до конца текущего года китайская CNPC должна получить дополнительный объем газа к оговоренным ранее 22 млрд куб. м. Тем не менее точные объемы дополнительных поставок стороны не раскрыли. В 2022 г. по «Силе Сибири» в КНР было поставлено 15,5 млрд куб. м газа, что в 1,5 раза больше по сравнению с 2021 г. Напомним, что проектная мощность «Силы Сибири» составляет 38 млрд куб. м в год.
Также на полях Петербургского международного газового форума «Газпром» подписал соглашение с Китайской государственной нефтегазовой корпорацией (CNPC) и Китайской национальной трубопроводной корпорацией (PipeChina) о проектировании и строительстве трансграничного газопровода через Уссури в районе приморского города Дальнереченск и китайского города Хулинь – для поставок по так называемому «Дальневосточному» маршруту (10 млрд куб. м в год). Поставки по данному маршруту «Газпром» рассчитывает начать не позднее 2027 г. При этом «Газпрому» так и не удалось достигнуть договоренности по вопросу строительства крупного экспортного газопровода «Сила Сибири-2» (газопровод мощностью 50 млрд куб. м в год планируется построить через территорию Монголии).
В Иркутской области компания «Верхнечонскнефтегаз» (ВЧНГ, «Роснефть») в октябре приступила к разработке Преображенского горизонта на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении[3] (Катангский район). За счет бурения и реконструкции более чем 200 скважин компания увеличила потенциал добычи на 4 млн тонн нефти[4]. Начальные извлекаемые запасы Преображенского горизонта превышают 28 млн т нефти. К настоящему времени в эксплуатацию введено 10 скважин, их дебит в среднем составляет 49 т нефти в сутки.
Реализуются проекты по обеспечению газом отдельных промышленных объектов на Дальнем Востоке. В октябре Главгосэкспертиза РФ выдала положительное заключение на строительство газопровода-отвода к Накынскому рудному полю Мирнинско-Нюрбинского горно-обогатительного комбината ПАО АК «АЛРОСА» в Якутии (Мирнинский район).
Протяженность газопровода-отвода составит 160 км. Газ будет поставляться до производственной площадки Накынского рудного поля со Среднетюнгского газоконденсатного месторождения. Срок эксплуатации объекта составляет 20 лет. На территории Мирнинско-Нюрбинского ГОКа должна быть запущена газовая установка по выработке электроэнергии. Ввод газопровода в эксплуатацию намечен на 2025 г.
В сфере создания перерабатывающих мощностей «Росатом» в 2026 г. рассчитывает запустить первую очередь завода по производству водорода в Сахалинской области (методом паровой конверсии метана) на основе сырья проектов «Газпрома» (соглашение заключено в 2021 г.). В компании готовят обоснование инвестиций. Производственная мощность первой очереди завода должна составить 30 тыс. тонн водорода, после выхода на полную мощность в 2030 г. на заводе планируется производить 100 тыс. тонн водорода в год. В 2022 г. «Росатом» сообщал о планах экспорта низкоуглеродного водорода в КНР («Росатом» заключил в прошлом году соглашения о сотрудничестве в области сбыта водорода с китайскими China Energy Group и HangZhou Oxygen Pant Group Co. Ltd.). Эксплуатантом сахалинского предприятия станет компания «Русатом Оверсиз», подписавшая на ВЭФ также соглашения о поставках продукции в Республику Корея.
Ранее в сахалинском проекте намеревалась участвовать французская компания Air Liquide. Соответствующий меморандум был подписан компанией с сахалинским правительством весной 2021 г. В сентябре 2022 г. Air Liquide объявила о прекращении деятельности в РФ.
Между тем «Газпром» в ближайшее время рассчитывает приступить к разработке обоснования инвестиций в проект по строительству на Сахалине нефтеперерабатывающего завода мощностью 4,5 млн тонн нефтепродуктов в год (в районе Поронайского морского порта, восточное побережье Сахалина). Прежде обоснование собирались подготовить к марту текущего года, после чего предполагалось принять окончательное решение о реализации проекта.
Наконец, в Иркутской области Иркутский завод полимеров, входящий в газовый проект «Иркутской нефтяной компании» (ИНК), достиг готовности в 79,9%. Инвестор рассчитывает запустить завод в Усть-Куте в декабре 2024 г. и вывести на проектную мощность в течение 2025 г. На предприятии завершены монтажные работы печей пиролиза, подано напряжение на подстанции этилена и полиэтилена, возведены контуры большинства административных и производственных зданий. Проект Иркутского завода полимеров оценивается в 250 млрд рублей (весь газовый проект ИНК – в 450 млрд рублей). Газовый проект ИНК включает освоение Ярактинского и Марковского нефтегазоконденсатных месторождений, строительство Усть-Кутского газоперерабатывающего завода и Иркутского завода полимеров.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Месторождения Чайво, Одопту-море, Аркутун-Даги, Лебединское на северо-восточном шельфе Сахалина в акватории Охотского моря.
[2] Ресурсная база – Чаяндинское месторождение в Якутии и Ковыктинское месторождение в Иркутской области.
[3] Входит в Даниловский кластер, объединяющий Северо-Даниловское, Южно-Даниловское, Верхнеичерское и им. Лисовского месторождения. Их суммарные извлекаемые запасы нефти и газового конденсата по категориям С1+С2 составляют 320 млн тонн.
[4] По итогам 2021 г. добыча ВЧНГ составила 6,712 млн тонн нефти и 1,24 млрд куб. м газа.
В Сахалинской области завершилась работа трехдневного Дальневосточного энергетического форума «Нефть и газ Сахалина». Ежегодное мероприятие, посвященное, по уже 27-летней традиции, развитию ТЭК на островах, предстало перед постоянными и новыми участниками в обновленном формате. На площадках форума вновь обсуждали нефтегазовые проекты, но совершенно в ином контексте: расширение влияния через борьбу с зависимостью от иностранных технологий, инженерных решений и даже (со временем) техники. С полей «Нефти и газа Сахалина-2023» ключевые темы и итоги собрал спецкорреспондент EastRussia.
Курс на независимость
Основной тренд в повестке 27-го форума «Нефть и газ Сахалина» прозвучал еще на Восточном экономическом форуме в начале сентября. Глава государства Владимир Путин, обсуждая многослойный вопрос импортозамещения в промышленности, подчеркнул важность развития таких процессов, как полный цикл переработки добываемых в России природных ресурсов, с развитием многоуровневых производств и спектра услуг на территории регионов, где ведется разработка недр. Очевидно, что для Сахалина, драйвером экономики которого были и остаются шельфовые нефтегазовые проекты, задача состояла в расширении перечня так называемых «вторичных» предприятий — тех, которые займутся техническим, логистическим, кадровым и инженерным обслуживанием платформ и береговых баз «Сахалина-1», «Сахалина-2» и «Сахалина-3».
Задел для этой глобальной работы у островного региона есть: год назад, в 2022-м, на территории Южно-Сахалинска начали строить нефтегазовый индустриальный парк. Многоэтапный проект, по сути, должен стать единым кластером профильной отрасли и обеспечить локализацию нефтесервисных услуг полного цикла в пределах области. Первую очередь парка строит оператор нефтегазового проекта — ООО «Сахалинская энергия», остальные две возведет Корпорация развития Сахалинской области. Она же выступает управляющей компанией новой территории. И, как отметил руководитель КРСО Дмитрий Вдовин, выступая на форуме «Нефть и газ Сахалина», уже сейчас можно говорить о том, что сработанная на опережение затея оказалась не только своевременной, но и потенциально даже более успешной, чем прогнозировалось.
«На сегодняшний день 12 резидентов уже подписали соглашения о сотрудничестве, и 7 из них приступили к строительству своих объектов Мы надеемся, что уже к началу следующего форума „Нефть и газ Сахалина“, который состоится в 2024 году, эти резиденты разрежут ленточку, а мы запустим данные проекты. Кроме того, мы активно привлекаем партнеров на реализацию второй очереди нефтегазового индустриального парка. Уже запланировано 22 тыс. кв. м. лабораторно-офисных корпусов, а также ряд производств. К настоящему времени заполняемость земельных участков на второй очереди практически полная — осталось лишь три свободных места. С такими темпами мы скоро начнем распределять третью очередь», — поделился исполнительный директор Корпорации по развитию Сахалинской области Дмитрий Вдовин.
Запланированные к реализации в рамках парка сервисные проекты разнообразны: компании-резиденты собираются выпускать трубное оборудование по уникальным отечественным технологиям, испытывать новые способы максимально безопасного бурения в осложненных территориальных условиях. Уже заявлены ноу-хау завода по производству металлоконструкций для облегчения логистики, комплексная сертификация работ и технических решений, лабораторные и исследовательские мощности, а также собственный технический университет. Его планируют открыть для повышения квалификации и профессиональной подготовки сотрудников, преимущественно сахалинцев и курильчан.
«Компания „Интра“ оказывает комплекс инжиниринговых услуг по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и трубопроводов на предприятиях ТЭК. Наше предприятие — владелец технологий, которые становятся научной базой для обучения специалистов. Поэтому мы готовы предоставить такую услугу как подготовка кадров, в формате запуска собственного технического университета при поддержке других резидентов нефтегазового парка и КРСО. Мы станем провайдером продвижения собственных технологий, а на выходе люди получат новую профессию», — рассказал президент сервисной компании «Интра» Александр Шилов.
Развитие — в новациях
Уже не первый год одной из непременных тем форума «Нефть и газ Сахалина» становится климатический эксперимент. Специальный режим, благодаря которому островной регион стал пилотным в практическом воплощении стратегии низкоуглеродного развития, позволяет тестировать и в дальнейшем полноценно запускать проекты по снижению парниковых выбросов, которые относительно новы даже на международном рынке.
«В 2022 году мы первыми в стране провели биржевую сделку по продаже углеродных единиц. Сейчас в России и другие подобные сделки реализуются, но первая была у нас. В этом году было тоже ряд событий со словом „первый“. У нас запустился лесоклиматический проект. Раньше что-то похожее было в стране, но так, чтобы это был верифицированный проект, с инвестором, зарегистрированный в углеродном реестре, — это было впервые. Этот проект рассчитан на десятки лет, будут высажены более 20 млн деревьев в Поронайском лесничестве, и этим занимается частный инвестор. Это большой полигон зеленых насаждений, поглощающих СО2. Мы первыми в России на уровне региона снизили максимальную планку выбросов углекислого газа для компаний со 150 до 20 тысяч тонн. И теперь мы утвердили официально квоты для компаний, которые будут действовать с 2024 по 2028 годы. Это ограничения, выше которых нельзя допускать выбросы. Иначе им надо будет приобретать те самые углеродные единицы. И это как раз сформирует рынок углеродных единиц, как это уже существует в некоторых странах, в том числе в Азии. Мы сейчас с ними выстраиваем плотные связи, с тем же Китаем, они тоже двигаются по этому пути», — поделился зампред правительства Сахалинской области Вячеслав Аленьков.
Обсуждая на профильной сессии нефтегазового форума дальнейший потенциал работы в климатической повестке, участники обсудили и такой важный вопрос как достижение баланса между снижением выбросов углекислого газа и ростом его поглощения. Так, существующий на Сахалине карбоновый полигон теперь стал тестовой площадкой не только для апробации лесоклиматических проектов, но и для работы с водно-болотными системами. Известно, что низинные водоемы выделяют в атмосферу почти вдвое больше СО2, чем поглощают. Но их осушение приводит к тому, что вместе с углекислым газом в воздух попадают метан и оксид азота, которые являются вредными, так как усиливают парниковый эффект. Поэтому Сахалинской области предстоит колоссальная работа, чтобы достичь планки углеродно нейтрального региона. Поддержку островным властям здесь окажут «Газпромбанк», который является инициатором создания реестра углеродных единиц, Сбер, АО «Контур», которое является владельцем углеродной системы. Научными изысканиями занимаются СахГУ и институт глобальной экологии и климата имени Израэля, а стандартизацию и сверку будет проводить Росверификация.
Не без водорода
АО «Русатом Оверсиз» с учетом заинтересованности в совместных водородных проектах уже может считаться не просто постоянным, а чуть ли не почетным гостем форума «Нефть и газ Сахалина». Делегация компании в этот раз приняла участие в профильной сессии, провела совещание с губернатором по поводу ближайших планов работы, а также проявила интерес к возможному участию в расширении нефтегазового индустриального парка. Как отметила руководитель направления «Русатом Оверсиз» Юлия Соловьева, такой формат работы, какой предлагает островной регион — с объединением нефтесервисных услуг и предприятий второй ступени переработки углеводородов, — крайне перспективен как с точки зрения федеральной повестки, так и в контексте сотрудничества компаний отрасли.
«Углубление степени переработки продукции невозможно без развития технологичных проектов, инфраструктуры и сервисных предприятий — это потребность и для локального региона, и всей Российской Федерации. Это стратегия, которая сопровождает любое развитие. Потому что без развития технологий, без развития инноваций не бывает реального прогресса в бизнесе. Это понимает и правительство Сахалинской области — они строят нефтегазовый индустриальный парк. Для нас одной из стратегических задач по водородной тематике является освоение технологии по всей цепочке передела водорода, от производства до его потребления. Мы заинтересованы в том, чтобы развивать технологии, с которыми мы можем произвести водород — к ним могут относиться технологии электролиза, например, которым мы тоже активно занимаемся. Но мы активно анализируем и технологии, которые связаны с потреблением водорода — к примеру, организация заправочной инфраструктуры. Это может быть автомобильный транспорт, это может быть ж/д транспорт. Но так выстраивается цепочка от производства к потреблению», — поделилась руководитель направления АО «Русатом Оверсиз» Юлия Соловьева.
Сейчас Сахалин ожидает инвестиционное решение по началу строительства водородного завода. Как уже сообщала редакция EastRussia, об амбициозных планах открыть полноценный кластер, ядром которого станет производство этого газа, на ВЭФ-2023 заявил зампред Аленьков.
Им интересен Сахалин
Одной из самых интересных — и едва ли не самой объемной в программе форума — стала сессия, посвященная как раз позиционированию Сахалина как центра в сети нефтегазовых производств. Здесь говорили не столько о реализации уже намеченных проектов, сколько о том, чем гости из других регионов России могут удивить и поддержать островных нефтепромышленников. А предложенных решений было немало — от программного обеспечения и технологий судового обслуживания морских платформ до передовых научных разработок, которые по точности и качеству оказались на голову выше даже мировых стандартов Shell. Достижения отечественной науки в своем докладе представил заведующей лабораторией молекулярного и элементного анализа Института химии ДВО РАН Святослав Суховерхов.
«Наши лабораторные методики позволяют обнаружить в образцах, взятых на месте геологоразведочных работ, следы полимерных соединений, которые могут негативно отразиться на качестве добываемой нефти, негативно повлиять на оборудование, в том числе спровоцировать коррозию труб и выход из строя всей установки. Более того, при более низкой стоимости реактивов и самого исследовательского процесса результаты исследований гораздо точнее, чем стандарты всемирно известной Shell, а погрешность существенно ниже — до 15-19% против 40-42% у британцев. Они не верили, что такое возможно, но мы представили результаты исследований и доказали, что так можно работать. И мы готовы работать с Сахалином в этом направлении. Единственное, в чем сложность — это финансирование. Мы, представители научного сообщества, трудимся в бюджетном учреждении. Свои разработки даже по заказам бизнеса ведем без авансирования и с задержкой по оплате счетов на 30-90 суток. Если бы для нас рассмотрели возможность авансирования в размере 50% от стоимости работ и оплаты счетов в течение двух недель, наша работа была бы куда быстрее и эффективнее», — посетовал ученый.
Представитель ЗАО «Си Проект» Александр Гончаров уверен, что нефтегазовым проектам Сахалина пригодится программное обеспечение, разработанное отечественными специалистами в сфере управления жизненным циклом техники. Пакет софта создали на базе Linux, проанализировав передовые аналогичные решения иностранных партнеров. Адаптация ПО под нефтегазовый профиль не займет много времени, но станет, безусловно, полезной в обслуживании оборудования и прогнозировании плановых ремонтов, отметил эксперт.
Еще одно интересное решение в сфере цифровых платформ представили гости из Фонда «Сколково». Они создали виртуальную биржу, где заказчики и подрядчики могут заключать контракты на любой спектр технологических услуг, подписывать договора, отчитываться о выполнении технических заданий и вести финансовые документы. По мнению руководителя портфеля проектов нефти и газа Фонда «Сколково» Андрея Мельника, такая платформа станет актуальной и для операторов шельфовых проектов Сахалина, и для их подрядчиков.
В обсуждении нашлось место и важному вопросу сертификации услуг, производств и инжиниринговых разработок в энергетической отрасли. С этим Сахалинскому нефтегазовому индустриальному парку готовы помочь эксперты Института нефтегазовых технологических инициатив. Его руководитель Алексей Фадеев выразил заинтересованность в сотрудничестве в научно-технических разработках — учреждение разработало и утвердило несколько сотен стандартов, по которым соответствие нормам технологического процесса проверяют ведущие компании России, в том числе «Газпром» и «Роснефть».
Рекорд вопреки
Ещё один вектор, с которым правительство Сахалинской области организовывало 27-й форум «Нефть и газ Сахалина», касался неудержимого прогресса энергетической отрасли как страны, так и островного региона вопреки антироссийским санкциям. В обсуждении этого трека приняли участие иностранные делегаты. В островной регион прилетели представители КНР, Индии и Вьетнама. И они были не просто наблюдателями.
«Мы предоставляем возможности для покупателей в мировой торговле и приводим наших клиентов в мировую торговлю. Конкретно на этом форуме мы ищем стратегические возможности для обеих наших стран для внедрения специализированных инвестиционных стратегий и международной торговли. В данный момент наша организация работает с такими российскими компаниями, как „Газпром“, „Роснефть“, „Лукойл“. Планируем сотрудничать и с оператором „Сахалинская энергия“», — поделилась генеральный менеджер компании GL consulting Лиао На.
Можно сколь угодно скептически относиться к таким заявлениям, но факт остается фактом: прошедшее мероприятие стало рекордным по численности делегатов — их было более 1000. 850 человек лично посетили площадку, еще 270 присоединились по видеосвязи. И, с учетом того, что Сахалин уже не в первый раз рвется за новыми проектами впереди России всей, нельзя не предположить, что через несколько лет с такими амбициями островной нефтегазовый форум по масштабности и статусности гостей всерьез поспорит с ВЭФ.
Девять миллионов литров воды и давление, на четверть превышающее расчетное рабочее. В Хабаровском крае успешно завершены гидравлические испытания строящейся резервной нитки подводного перехода (ППМН) второй очереди нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» через Хор. В течение суток объект проверяли на прочность и еще 12 часов - на герметичность. Испытания подтвердили: переход надежен.
Дальневосточная восьмерка
Резервные подводные переходы прокладываются только на «сложных» реках - чтобы повысить эксплуатационную надежность нефтяной магистрали. Это емкое понятие подразумевает не только безаварийную и бесперебойную транспортировку углеводородного сырья, но и удобство контроля и обслуживания трубопровода, а также экологическую безопасность производства.
ВСТО-2, трасса которого проходит по Амурской области, ЕАО, Хабаровскому и Приморскому краям, пересекает множество ручьев и проток, озер и стариц, малых и больших рек. На 51 из них сооружены подводные переходы общей протяженностью 200 километров. Это практически десятая часть всей длины нефтепровода. Резервными нитками пока оснащены два – через Амур неподалеку от Хабаровска и через Биру в Еврейской автономии.
– Сейчас в финальную стадию вошла прокладка резервного перехода через Хор, – рассказывает Александр Минаков начальник управления капитального строительства ООО «Транснефть – Дальний Восток». – Завершается и строительство резервной нитки подводного перехода через Тунгуску в ЕАО. В 2024-м начнутся работы на Большой Уссурке и Уссури в Приморском крае, а в 2025-м – в Приамурье: на реках Зея и Бурея.
Прокладка ППМН – одна из самых трудных задач при сооружении объектов нефтетранспортной сферы.
Егор Ищенко, начальник отдела эксплуатации нефтепроводов ООО «Транснефть – Дальний Восток»:
– Для обеспечения контроля и безопасности подводных переходов в круглосуточном режиме проводится мониторинг с помощью автоматизированных систем управления магистрального нефтепровода. За каждой нефтеперекачивающей станцией закреплены зоны обслуживания магистрального нефтепровода и подводные переходы. На четырех наиболее крупных и сложных переходах есть специальные базы, так называемые «дома обходчиков», где также круглосуточное дежурство осуществляют сотрудники, ведущие непосредственный мониторинг ситуации на ППМН.
Приручая «чёрта»
– Когда строили основную нитку через Бурею, согласовывали работы с энергетиками: там расположена ГЭС, которая производит сброс воды и может замыть траншею, – вспоминает Марат Искандаров, заместитель начальника отдела капитального строительства ООО «Транснефть – Дальний Восток». - Сейчас на этой реке уже две ГЭС, и меры предосторожности возрастают. Зея – судоходная река, здесь необходимы согласования с местным речным пароходством. Уссури и Уссурка очень зависимы от паводков.
На Тунгуске при строительстве подводного перехода было обнаружено cелище, относящееся к культуре амурских чжурчжэней VIII-XII веков.
Пока археологи вели раскопки на обнаруженном селище чжурчжэней, работы были перенесены на другие участки. Хор – один из крупнейших притоков Уссури. Его название в переводе с языка местного аборигенного народа – удэгейского – означает «черт, злой дух». Помимо основного русла, которое он может менять, Хор имеет десятки проток.
Специалисты тщательно отслеживают русловые процессы на этой реке. И не зря: свежий пример – в прошлом году русло Хора сдвинулось в сторону так, что пришлось укреплять берега и ликвидировать размывы в створе подводного перехода на основной нитке. Поэтому проект резервной нитки ППМН разработали с учетом характера реки. Было решено разработать единую траншею и проложить основной дюкер не только через главное русло, но и через восемь проток.
Таким образом длина основного дюкера (часть трубопровода, которая находится под водой), состоящего из 11 плетей (несколько труб, сваренных «в нитку»), составила 2160 метров. К слову, ширина собственно русла Хора в месте перехода всего 135 метров. Кроме того, в проект вошла прокладка еще одного дюкера - через реку Кия (310 метров), обустройство камер пуска и приема средств очистки и диагностики трубопровода, а также двух узлов запорной арматуры.
Проверено и испытано
После каждого этапа – экспертный контроль качества работ, его ведут специалисты АО «Транснефть – Подводсервис». Качество сварки плетей также проверяют не раз, каждый шов. Потом для каждой плети проводят гидроиспытания.
– Затем каждая плеть диагностируется инспекционным прибором методом сухой протяжки специалистами «Транснефть – Диаскан». – продолжает Марат Искандаров. – Это необходимо для проверки качества сварных соединений. Также исследуется качество каждого сварного шва, которым плети дюкера соединяются при протяжке. Она начинается только после того, как проведена съемка, сняты отметки и подтверждены проектным институтом. Параллельно ведутся работы по инженерной защите берегов.
Для укладки дюкера в траншею к первой его плети приваривают оголовок, к которому прикреплен трос. Протаскивание идет с помощью лебедки. После того, как конструкция займет положенное место, оголовок отсоединяют. Чтобы дюкер во время эксплуатации не всплыл, его пригружают полукольцами из чугуна. Снова сверка проектных отметок, частичная присыпка – и второй этап гидроиспытаний. Затем дюкер засыпают.
На весь период строительства на площадках на берегах Хора организован производственный экологический контроль – чтобы минимизировать воздействие производственных объектов на окружающую природную среду. Дважды в год, с начала мая до конца июня и с сентября до конца октября работы выполняются с поправкой на нерест – люди и техника перемещаются из воды и охранной зоны рек на площадочные объекты.
Привести планету в порядок
Решение о строительстве резервных ниток на подводных переходах второй очереди магистрального трубопровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» компания «Транснефть» приняла в 2016 году. Тогда уже шло расширение пропускной способности магистрали. Первой ласточкой проекта, который реализуется в рамках программы технического перевооружения и капитального ремонта, стал резервный переход через Амур. Он был введен в строй в 2019 году, как раз к выходу нефтепровода на проектную мощность.
Проект резервной нитки через Хор разработал институт «Тюменьгипротрубопровод». Его заказчиком выступила «Транснефть – Дальний Восток», предприятие-эксплуатант ВСТО-2. Строительные работы начались летом 2021 года. Общая протяженность нового перехода с включением пойменных участков составила 11,3 километра. Помимо этого, построены две перемычки, соединяющие основную и резервную нитки ППМН.
– После завершения строительства резервной нитки подводного перехода и соединения всех ее участков будет выполнена внутритрубная диагностика с очисткой полости трубопровода, пропуском профилемеров и диагностических приборов, – подводит итог Александр Минаков. – После вытеснения воды трубопровод подключат к основной нитке, заполнят нефтью и приступят к комплексному опробованию.
Сейчас объект готовится к вводу в эксплуатацию. Среди заключительных дел – рекультивация. Сначала техническая – на место вернут плодородный слой почвы, который был снят перед началом строительства, вывезут мусор, укрепят откосы. Потом биологическая – посев трав, подходящих к местным почвенно-климатическим условиям. Завершить строительство резервной нитки планируется к концу текущего года.