54
стоит отметить, что при помощи специального дистанционного
оборудования преступникам удавалось выкачивать нефть из магистрали без
заметных перепадов давления. Просуществовал подпольный нефтяной
консорциум почти пять месяцев, украденную нефть перерабатывали в
топливо и продавали. По оценке правоохранительных органов, преступники
забрали из трубы нефть на 114 млн. рублей. И это совсем не рекорд. Так,
ущерб от аналогичной ОПГ в Самарской области, также ликвидированной в
2017 году, оценивается в 400 млн. рублей.
Рисунок 3.1. Количество врезок в магистральные нефтепроводы
и нефтепродукты 2007-2017 гг.
Случаи эти далеко не единичные. За 2017 год на магистральных
нефтепроводах и нефтепродуктопроводах «Транснефти» зафиксировано 289
нелегальных врезок. Согласно статистике, количество их падает, но, к
сожалению, с каждым годом повышается уровень технического
оборудования преступников. Самая серьезная ситуация с врезками на
сегодняшний день сложилась в Московской области, где за 10 лет их
количество увеличилось в 59 раз.
За 2017 год на магистральных нефтепроводах и
нефтепродуктопроводах «Транснефти» зафиксировано 289 нелегальных
врезок. Если раньше лидерами по количеству врезок были Дагестан,
Иркутская, Самарская и Челябинская области, то теперь впереди всех
55
Московская и Ленинградские области. Где воруют уже не нефть, а
нефтепродукты. Особой популярностью пользуется дизель. Причем, что
печально, воровство процветает часто под прикрытием правоохранительных
органов. Летом прошлого года в Ленинградской области была раскрыта
преступная группировка под покровительством начальника отделения
полиции по Киришскому району.
С 2013 года количество врезок в нефтепроводы на порядок ниже, чем
в нефтепродуктопроводы. В 2017 году соотношение было 62 против 227
соответственно. Подобную тенденцию можно достаточно просто объяснить:
готовое топливо не нужно перерабатывать, а можно сразу же продавать
Причем увеличение объемов прокачки нефтепродуктов через трубу, как уже
было сказано, играет только на руку преступникам. В 2016 году Росстатом
были проверены 1 536 АЗС, нарушения были выявлены на 18% из них.
Уровень нарушений на нефтебазах составил 21,5%. По оценке президента
Российского топливного союза Евгения Аркуши, сделанной им в 2017 году,
эти цифры сильно занижены, а объем контрафактного дизельного топлива
составляет минимум 30-40%. Понятно, что речь не идет о том, что все это
топливо слито из трубопроводов «Транснефти», но некоторая часть его
получена именно таким путем.
С проблемой врезок в трубопроводы связаны также часто
возникающие из-за них разливы нефти и нефтепродуктов. По статистике,
каждая 10-я врезка приводит к разливу. Самый известный за последнее время
случай произошел в июле 2016 года в Подольском районе Московской
области, когда из-за нелегальной врезки произошел разлив 12 тонн дизеля.
Площадь загрязнения превысила 41 тыс. кв. м, и сотрудникам МЧС
пришлось удалить с этого участка всю растительность. Также тогда
нефтепродукты попали в местную речку, для очистки которой пришлось
откачать из нее около 500 куб. м воды.
56
Следующей проблемой так же является недовольство европейских
потребителей повышением уровня серы в Urals. Существуют проблемы
снижения прокачки нефти в связи со сделкой ОПЕК+, а также заполнения
магистральных трубопроводов, запущенных совсем недавно, - Заполярье-
Пурпе и Куюмба-Тайшет, и, как следствие, огромные финансовые потери из-
за уменьшения объемов сдачи нефти в трубу. На период с 2015 по 2020 год
они составят 38 млрд. рублей только на маршруте Куюмба-Тайшет и 183
млрд. рублей на маршруте Заполярье-Пурпе. Причем эти цифры посчитаны
исходя из заявок нефтедобывающих компаний, сделанных в октябре 2017
года. Относительно заявок, сделанных в 2012 году, потери составляют 119 и
389 млрд. рублей соответственно. Здесь слишком велико влияние
внешнеэкономических факторов, над которыми «Транснефть» не властна, и
говорить о потерях компании в результате кризиса нефтяных цен и снижения
производства особого смысла нет
До 2020 года должно быть завершено расширение ВСТО-1 до 80 млн.
тонн в год и ВСТО-2 до 50 млн. тонн в год, что позволит отечественным
компаниям существенно нарастить экспорт в страны АТР. Дальнейшие
перспективы компании связаны с развитием сети нефтепродуктопроводов. В
ближайшем будущем это касается проектов «Юг» и «Север».
В планах компании довести к 2020 году объем транспортировки
светлых нефтепродуктов до 56 млн. тонн в год. Реализация в этом году
второго этапа проекта «Север» предусматривает экспорт светлых
нефтепродуктов российских НПЗ через порты Балтийского моря в объеме до
25 млн. тонн в год. Завершение реализации проекта «Юг» позволит
экспортировать аналогичный товар через порт Новороссийск в объеме до 11
млн. тонн в год к 2025 году. Сейчас его пропускная способность составляет
до 6 млн. тонн в год. Помимо этого, в текущем году компанией
запланирована реконструкция системы магистральных трубопроводов в
57
Московском регионе для увеличения объемов транспортировки
нефтепродуктов.
В планах компании довести к 2020 году объем транспортировки
светлых нефтепродуктов до 56 млн. тонн в год.
Несмотря на все озвученные выше проблемы, издержки, потери и
неприятности, «Транснефть» остается одной из самых успешных и
эффективных российских компаний. Стоит также отметить, что в области
импортозамещения «Транснефть» один из лидеров в отрасли - уже сейчас
93% оборудования, используемого в работе компании, отечественного
производства. Возможно, что добиться такого результата «Транснефти» было
проще, чем нефтедобывающим компаниям, технологические запросы
которых все же сложней, особенно в области ГРР и добычи ТРИЗ, но факт
остается фактом. Показательно еще то, что, невзирая на не самую хорошую
внешнюю конъюнктуру на нефтяном рынке, компания реализовала
большинство намеченных проектов, а оставшиеся планирует завершить в
скором времени. Споры и трения с нефтедобывающими компаниями у
«Транснефти» едва ли исчезнут в ближайшие годы, но искусство нахождения
компромиссных решений - одна из добродетелей бизнеса, и, как показала
практика, руководство компании неплохо им владеет. По крайней мере,
достаточно для того, чтобы «Транснефть» оставалась одним из лидеров
российской экономики.
3.2. Пути совершенствования организации и планирования процесса
транспортирования, хранения, сбыта нефти и нефтепродуктов на
примере ПАО "Транснефть"
Транспортировка нефти и газа по магистральным трубопроводам
вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных
систем. Внештатные ситуации на линейных объектах нефтегазовой отрасли
могут нанести не только большой экономический ущерб из-за потерь
продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных
58
отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды,
возникновением пожаров и даже быть угрозой жизни людей. При
транспортировке больших объемов нефти и газа высокого давления
необходимо обеспечивать надежность магистральных трубопроводов.
Естественное старение трубопроводов и в связи с этим значительное
повышение требований к их экологической безопасности – характерные
особенности условий работы трубопроводного транспорта. Эти моменты и
определяют основные направления совершенствования системы
предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли. К одному
из таких направлений относят внедрение систем мониторинга технического
состояния магистральных трубопроводов и их объектов.
Процессы взаимодействия газопроводов и нефтепроводов с
окружающей средой идут на больших территориях. Оперативно оценить их
масштабы и состояние можно лишь на основе применения дистанционных, в
первую очередь, аэрокосмических методов, позволяющих получать
принципиально новую по качеству и полноте информацию не только в
контрольных точках, но, что особенно важно, по всей трассе в целом.
Аэро и космосъемка местности применяется как для непрерывного
одновременного контроля над загрязнением природной среды (земной
поверхности, водных акваторий и приземной атмосферы), так и для контроля
технического состояния объектов на всём протяжении тысячекилометровых
водных и наземных нефтяных и газовых трасс. Кроме того, данные
дистанционного мониторинга дают возможность оперативно выявлять и
точно определять координаты неожиданно случающихся крупных аварий на
нефте- и газопроводах, зон опасного проявления стихийных природных
процессов, которые могут привести к таким авариям, а также отслеживать и
прогнозировать чреватые разрывами магистральных трубопроводов
медленные однонаправленные геодинамические деформации земной
поверхности.
59
Среди основных задач, решаемых с помощью аэро- и космосъёмки,
можно выделить следующие:
• выявление нарушений технического состояния объекта:
разрывов, трещин, коррозийных зон, повреждений гидро- и теплоизоляции и
др.;
• контроль экологического состояния природной среды вдоль
трассы магистрального трубопровода, выявление мест и объёмов подземных
и наземных утечек углеводородов, областей загрязнений и др.;
• анализ участков перехода трубопроводов через водные преграды,
автодорожные и железнодорожные переходы;
• изучение активных разломов, трещиноватости и современных
движений земной коры, их влияния на трубопровод, а также напряженно-
деформационного состояния околотрубной среды;
• составление карт грунтов, зон подтоплений, обводнённых
участков, областей засолений, коррозионно опасных сред, промерзающих и
оттаивающих грунтов и др.;
• исследование современных экзогенных процессов (сели, оползни,
обвалы и др.);
• ранжирование участков по степени опасности, выделение
участков для первоочередного диагностического исследования.
Для повышения надёжности решения задач диагностики объектов
целесообразно проводить их одновременное наблюдение с помощью
нескольких видов съёмки, использующих специфические свойства излучений
различными длинами волн и применяемых для мониторинга магистральных
трубопроводов.
Видеосъёмка в видимом диапазоне спектра
Данный вид съёмки, производимый с помощью ТВ-камер,
установленных на пилотируемые и беспилотные летательные аппараты,
применяется для наиболее оперативного визуального исследования
60
местности вдоль трассы трубопровода. По получаемому видеофайлу, не
требующему специальной постобработки, можно за несколько минут
просмотреть весь многокилометровый маршрут в хорошем качестве съемки.
Многоканальная съёмка цифровой фотокамерой
Важным природным фактором, вызывающим преждевременную
коррозию и разрушение трубопроводов, является избыточная увлажнённость
(подтопление) грунта. Наличие коррозии объекта может быть обнаружено
специальной спектрометрической обработкой снимка по наличию
спектральных компонентов оксидов железа. Избыточная увлажнённость
хорошо фиксируется в коротковолновом участке видимого диапазона (0,4 –
0,5 мкм).
Кроме того, фотоснимки имеют неоспоримое преимущество по
сравнению с обычной видеосъемкой ввиду более высокого разрешения –
видео стандарт PAL поддерживает 720*576 пикс, в то время как разрешение
фотоснимка 5184*3456 пикс.
Инфракрасная съемка
Причинами возникновения температурных контрастов на земной
поверхности, связанных с наличием магистральных трубопроводов и
динамикой их состояния, являются различие в интенсивности поглощения
солнечной радиации материалом самого зондируемого объекта и
покрывающего его грунта, различие свойств грунта на трассе трубопровода
или в районе расположения подземного хранилища по сравнению со
смежными участками почвы, передача тепла от подповерхностного объекта
поверхностному слою почвы и различие в характере растительности в районе
расположения объекта техносферы.
Характерной особенностью спектрального излучения нефтепродуктов
является повышенная излучательная способность в дальнем инфракрасном
диапазоне, связанная с нагревом углеводородов под воздействием солнечной
радиации.
61
При наличии утечек перепады температуры вблизи прохождения
трасс нефте- и газопроводов составляют от 2 до 2,5 К. Такие объекты,
расположенные на глубине до 1 м, уверенно обнаруживаются на снимках
теплового диапазона волн (10 - 12 мкм), обладающих чувствительностью
около 0,2 K.
При аварийном разливе нефти на акваториях температурный контраст
границы "нефть - вода" достигает 1,5 K. В ночное время этот контраст
отрицательный (нефть холоднее воды), а в дневное - положительный,
поскольку пленка сильнее поглощает солнечное излучение и становится
более теплой, чем поверхность.
Каждый из способов позволяет выявить различные свойства
обследуемых объектов, комплексная обработка всей полученной первичной
информации позволяет провести наиболее полную диагностику объекта и
окружающей обстановки.
Возможность проведения всех вышеуказанных видов съемки за
короткий промежуток времени в сочетании с минимальными финансовыми
затратами на выполнение всех видов работ обеспечивают беспилотные
летательные аппараты (БПЛА). Методы дистанционной диагностики
трубопровода с применением БПЛА являются, по сути, частным случаем
современного развития аэрокосмических методов диагностики
трубопроводных систем. Данная диагностика выполняется в три этапа:
а) этап предполетной подготовки, включающий в себя:
• изучение проектной, строительной, эксплуатационной
документации на объекты обследования;
• решение вопросов подбора целевого оборудования и летательных
аппаратов;
• калибровка и юстировка съемочного оборудования;
• подбор или создание картографической основы для полетных
карт;
62
• разработка и согласование программы практических полетов.
б) этап натурных исследований, включающий в себя:
• решение организационных вопросов в эксплуатирующих
подразделениях Заказчика;
• выполнение наземной рекогносцировки, уточнение точек
стартов;
• тестовые полеты БПЛА;
• выполнение различных видов цифровой аэрофотосъемки (фото-,
видеосъёмка, съёмка тепловизором);
• получение и оперативная оценка качества получаемых
результатов;
в) этап обработки данных, включающий в себя:
• систематизацию данных;
• интерпретацию телеметрической информации;
• геопространственную привязку и геометрическую коррекцию
результатов съемки;
• дешифрирование полученных материалов; фотограмметрические
измерения и обработка их результатов в ГИС программах для БПЛА;
• комплексный анализ данных предыдущих обследований,
результатов выполненных работ, снимков ДЗЗ в фирменном программном
продукте для анализа изображений с БПЛА Finco Piper с возможностью
сетевого подключения пользователей;
• создание отчетных материалов в различных форматах, в том
числе оцифровка снимков в программах MapInfo, Panorama, AutoCAD.
В процессе дистанционного мониторинга газо- и нефтепроводов
могут быть выявлены дефекты следующих типов:
• участки отклонения глубины заложения трубопроводов от
проектного значения с потерей устойчивости (всплывшие и оголенные
участки);
63
• участки выхода труб на поверхность;
• участки обводнения трубы;
• места размыва и заболачивания;
• негативные природные факторы гидрогеологического генезиса
(карстовые формы, подземные водотоки (перетоки), обводненные участки
трассы);
• техногенные нарушения;
• разливы нефти, нефтепродуктов и подтоварной воды;
• места несанкционированных врезок;
• места несанкционированных действий третьими лицами на
подконтрольных объектах;
• возгорания лесных массивов, торфяников в районах прохождения
трубопроводов;
• места захламлений вдоль трассового проезда;
• места несанкционированного складирования строительных
материалов и труб в охранных зонах;
• места нахождения посторонних лиц и транспортных средств в
охранных зонах;
• повреждение земляного покрова, зарастание трасс трубопроводов
древесно-кустарниковой растительностью, размыв и оголение
трубопроводов, участков трубопроводов с непроектной глубиной заложения.
Для повышения эффективности деятельности компании предлагается
внедрить дистанционного контроля состояния нефтепроводов на таких
дочерних компаниях как АО «Транснефть – Верхняя Волга», АО
«Гипротрубопровод», ООО «Транснефть – Балтика». Данные дочерние
компании расположены в регионах с высоким уровнем потери нефти нефти и
нефтепродуктов из их системы.
Разработка мероприятия состоит из двух этапов: аналитического и
этапа принятия управленческих решений. На первом этапе выявляются