Pipeline transport of Russia Transneft

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Державні освітні установи




Реферат з дисципліни «Англійська мова»
Pipeline transport of Russia. Transneft. Трубопровідний транспорт Росії. Транснефть ".


Лебедєва О.О.
Студент гр.2233
Новіков О.М.
· Великий Новгород
· 2007


1. Введення. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... 2
2. Pipeline transport of Russia. Transneft ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... ... 3
2.1 History of pipeline transport of Russia ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... .. 3
2.2 Provision of environmental safety of the Baltic Pipeline System ... ... ... ... ... .. 8
3. Трубопровідний транспорт Росії. Транснефть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .11
3.1 Історія трубопровідного транспорту Росії ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 11
3.2 Забезпечення екологічної безпеки Балтійської трубопровідної системи ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 17
4. Висновок ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 22
5. Glossary ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 23
6. Бібліографічний список ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... ... 24

Магістральний трубопровідний транспорт - найважливіша і невід'ємна складова паливно-енергетичного комплексу Росії. У країні створена розгалужена мережа магістральних газо-, нафто-і продуктопроводів, які проходять по території практично всіх суб'єктів Федерації.
Системи трубопровідного транспорту - це той важіль, який дозволяє державі регулювати поставки нафтопродуктів на внутрішній і зовнішній ринки. Експорт газу, нафти і нафтопродуктів в основному здійснюється трубопровідним транспортом, у тому числі через морські термінали. Морські термінали в Новоросійську і Туапсе можуть забезпечити вивезення сирої нафти в обсязі 45 млн тонн на рік. Ступенем надійності трубопроводів багато в чому визначається стабільність забезпечення регіонів Росії найважливішими паливно-енергетичними ресурсами. Російські трубопровідні системи найбільш активно розвивалися в 60-80-і роки. В даний час 35% трубопроводів експлуатується більш 20 років, що вимагає підвищеної уваги до їх експлуатаційної надійності та технічної безпеки
History of pipeline transport of Russia
After the war, the intensive growth of oil production in the Volga and Urals region and in the new regions demanded the soonest development of transport communications. Already in the fourth five-year-plan period, new oil pipelines were built. One of them became the Tujmazy - Ufa (Naryshevo) - Ufa cracking plant. The decision on the start of construction was adopted by the former USSR Council of People's Commissars on January 7, 1946. The Tsentr-Spetsprojekt Institute designed in 1946 a 350 mm in diameter and 182.8 km long pipeline with a throughput capacity 2 million tons a year and a growth option of up to 3 million tons. The construction was entrusted to the Central Department of the USSR People's Commissariat for Internal Affairs, which was later reorganized into Glavneftegazstroj (Central Committee for Oil and Gas Construction) of the USSR Council of Ministers.
Preparation of the pipeline route was started on April 10, 1946 near the Subkhankulovo village. Construction works were implemented by the Vostoknefteprovodstroj Trust, assemblage works - by the Construction-Assemblage Department No. 74 of the Glavneftegazstroj Trust No. 7, in-water crossings - by the Wet Excavations Department (EPRON).
This construction was vitally important at that period and employed over 20 thousand people. In two summer months of 1946 they succeeded in digging a 137 km long trench, which was ѕ of the route total length. Nearly all linear parts of the pipeline were built by hand: ground works, welding of pipes, laying of the anticorrosive bitumen-based coating. The pipes were laid down by cranes and tripods, but more often were slid down to the trench bottom by means of wooden heavers (levers). Simultaneously with that, the oil pump stations and houses were built in the Naryshevo and Subkhankulovo villages. The first foundation pit was dug on July 6, 1946, near the Subkhankulovo village and on August 23, 1946, the foundations of the diesel pump station and a housing block were laid down.
Some of the areas began to be filled with water and compacted in May 1947, and the pipeline molding was completed in August with the start of operations of the Naryshevo station equipped with NG-30/320 piston pumps and with 260 kW motor drives. In the molding process, 44 pipeline breakings were discovered, which was explained by low-quality pipes supplied by the Chelyabinsk pipe-rolling plant. By pumping oil into the pipeline, they gradually forced out the water divssure. The first batch of the Tujmazy Devonian oil arrived at the Ufa cracking plant on September 3, 1947, which marked the start date of its regular supplies. This day is considered a birthday of the system of the Ural-Siberian oil and oil products trunk pipelines. In 1949, the 300 mm diameter and 133 km long Tujmazy-Buguruslan pipeline was laid down. Other shorter pipelines were also built: Assake-Vakovsky, Majli-Assake, Kumdag-Vyshka in Middle Asia; Vojvozh-Ukhta in the North and in the Saratov and Kujbyshev regions. The Turmen oil outputs were steadily rising, and the railroad could not cope with them. It was needed to prolong the Kumdag-Vyshka oil pipeline to Krasnovodsk, and in 1947-1949 a nearly 180 km long Vyshka-Krasnovodsk pipeline was built.
In early '50s, oil production in the Romashkinsky field surpassed expectations of the prospectors. The oil-field workers hardly had any time to construct field facilities, stock oil tanks and oil-gathering stations, and to lay down field pipeline communications. The oil flow literally overfilled the area between the Sheshma and Stepnoj Zaj rivers. The available pipelines could hardly pump oil, which had put to the surface the question of construction of branches of the Almetjevsk-Karabash, Karabash-Romashkino, Karabash-Bavly and Romashkino-Shugury-Klyavlino pipelines. Besides, it was decided to lay down and additional Almetjevsk-Minnibajevo-Romashkino pipeline with an intermediary oil-pumping station in Minnibajevo. However, the temporary oil transfer scheme "field - pipeline - railroad (or river) - consumer" already could not solve all the problems. The burgeoning oil volumes could not be transferred by the railroad or river transport.
The very principle of oil transfer required radical changes: to start construction of trunk pipelines which were capable of linking the fields with the oil consumers - refineries or petrochemical combines. By the order of the USSR Oil Minister, the Directorate of Trunk Pipelines to be built in Tataria territory was launched in March 1953 in Bugulma. It was supervised by the Central Commodity-Transport Department of the Oil Ministry, which allowed to drastically accelerate the construction tempos of the new subsoil pipelines.
In 1946-50, the foundation was laid for launching of the USSR pipeline system, which was capable of connecting the basic oil production and refine stations with the basic consumption areas. By 1950, the total length of the oil pipelines was around 5,400 km, and by late 1955, it nearly doubled and was over 10,000 km. In five years, the number of commissioned pipelines became equal with the number of pipelines built in the 1878-1950 period. In the fifth five-year-plan period, the largest Tujmazy - Omsk, 530 mm, 1,332 km long pipeline (this diameter pipes were used for the first time) and the Ufa-Omsk oil products pipeline, 350 mm, 1,180 km long, were built.
In accordance with the USSR Council of Ministers Resolution of May 25, 1949, and the Order of the Oil Minister of May 31, 1949, the All-Union Tsentrspetsstrojprojekt Trust had developed a project for construction of the second Tujmazy-Ufa oil pipeline. Construction of the oil pipeline was implemented in several phases. It was planned to prolong the 350 mm pipeline and to raise the two pipelines throughput capacity up to 4 million tons, then to build an intermediary oil pumping station in Yazykovo, and having boosted the pipeline throughput capacity up to 5 million tons and used the intermediary station for the two pipelines, to reach a throughput capacity of 6 million tons a year.
The General Contractor for construction of the second Tujmazy-Ufa oil pipeline was the Vostoknefteprovodstroj Trust. Construction and assemblage works were mechanized: ground works were made by excavators and bulldozers, welding - by divssure-gas machines; the pipes were mechanically cleaned from rust and dirt, the anticorrosive insulation was applied by the insulation machines. The second pipeline was laid down in the trench of the first, which allowed to commission the pipeline by separate segments which played the roles of the first pipeline loopings.
The Tujmazy - Ufa-2 pipeline was commissioned in late September 1950.
In the first phase, pumping along the Tujmazy - Ufa pipeline was made by the Subkhankulovo diesel pump station. In 1951, the electric pump station equipped with three AYAP-150 pumps were commissioned. A full throughput capacity was reached after the commissioning in 1954 of the pump station in the Yazykovo intermediary station equipped with four NT-45 pistol pumps powered by the Scoda 6S-350 diesel motor drives.
The Resolutions of the USSR Council of Ministers of June 1930, 1947 and February 25, 1948 allowed the construction of the Ufa-Omsk 350 mm oil products trunk pipeline.
In 1949, a Department for construction of a gasoline line was launched at the Central Department for Oil Marketing of the USSR Oil Ministry. Construction of the products pipeline was implemented by Vostoknefteprovodstroj, Nefteprovodmontazh (Ufa) and Benzinoprovodstroj (Chelyabinsk). The Ufa - Chelyabinsk segment was constructed basically by hand, as that period construction equipment was not adapted for mining works.
In August 1951, a temporary pump station in Ufa, a segment of the products pipeline from Ufa to Berdjaush (Chelyabinsk region) and the Berdjaush filling station with a platform for simultaneous filling up of eight tetra-axial RVS-2000 tanks and a pump- filling station with two 5NDV pumps were commissioned, accompanied in December тисяча дев'ятсот п'ятьдесят-один by construction of a head station in Ufa with a pump station equipped with 8МB9х2 pumping units and ЗV200х2 support stations with a goods park of 1914 RVS-4600 tankers made of unkilled steel. At the same time, the Berdjaush - Sineglazovo segment and the Sineglazovo station with a filling platform, pump station and three 8NDV and 12 RVS-4600 units made of unkilled steel were commissioned. The product pipeline segment till Petropavlovsk was put into operation in 1953 together with an intermediary Kropachevo station and a filling Petropavlovsk station with a gallery-type platform, a pump station with two 8NDV units and a 6 tanker RVS-3200 and RVS-2000 park.
Construction of the linear part of the products pipeline (1176 km) was totally completed in 1954.
The intermediary Petropavlovsk pump station equipped with five NТ-45 pumps with the Scoda 65-350 diesel motor drives were commissioned in 1956. This pipeline throughput capacity reached its planned value of 2 million tons. By decision of the USSR Government, it was planned to boost this pipeline throughput capacity up to 3.9 million tons a year in the Ufa - Chelyabinsk segment and up to 3.5 million in the Chelybinsk - Omsk segment. To achieve this, pump stations were built: in 1957 - Asha and Travniki; in 1959 - Khokhly and Suslove; in 1960 - Isil-Kul. Commissioning of these stations marked a round-up of the total projected construction complex of the first Ufa - Omsk products pipeline. In late '40s - early '50s several oil fields of the Tujmazy and Ishimbaj type were prospected and partially explored.
This was followed by a decision on construction of the Tujmazy - Omsk oil pipeline, its project was endorsed by the USR Council of Ministers Resolution of March 28, 1951. The route went parallelly to the first Tujmazy - Ufa pipeline and the Ufa-Omsk products pipeline. Construction of an oil pipeline was commenced in February 1952. In winter period, only welding of pipes at the stationary plants was performed, and in May ground and insulation works had a good start.
On December 30, 1952, the Naryshevo - Subkhankulovo (127 km) and an experimental pump station at Node No. 1 of the head constructions in Subkhankulovo were put into operation, and the newly manufactured 8ND10х5 pumps were tried. The segment was looped to the first and second Tujmazy - Ufa oil pipelines.
In November 1954, the commission accepted a segment of the Tujmazy - Omsk pipeline (127 - 261 km), the Cherkassy oil pump station and a 350 mm dam form the head (Ufa) oil products pump station to the Cherkassy oil pump station.
In the same period, small length pipelines were built: Shkapovo - Ishimbaj, Almetjevsk - Kujbyshev, Bavly - Kujbyshev, Karabash - Bavly, Kujbyshev - Saratov, Vyshka - Krasnovodsk (second line), Pokrovsky - Syzran, Minnibajevo - Bavly, Romashkino - Klyavlino , Buguruslan - Kujbyshev, Ozek - Suat - Grozny, etc. The 144 km long Ozek - Suat - Grozny pipeline was commissioned in 1955. This was the first Soviet "hot" pipeline for pumping of high-viscosity heated oil.
As of January 1, 1957 (40th anniversary of the Great October Revolution), 11,500 km of trunk pipelines with 101 pump stations were operated.
Year 1957 saw the start of construction of the Trans-Siberian 720 mm, 3,662 km long Tujmazy - Irkutsk oil pipeline. The pipeline was constructed in two phases: Tujmazy - Omsk (1332 km); Omsk - Novosibirsk - Irkutsk (1639 km).
The first two segments of this pipeline were commissioned in 1959. In the same year, construction works on the second 530 mm, 1083 km long Ufa - Omsk oil pipeline were completed. In 1956, the 530 mm, 110 km long Almetjevsk - Aznakajevo - Subkhankulovo oil pipeline was constructed. It brought the Almetjevsk oil to Subhankulovo and further on to the Tujmazy - Omsk - Novosibirsk trunk pipeline. Before the end of construction of the 530 mm, 579 km long Almetjevsk - Gorky pipeline, oil was pumped along the first segment up to Chistopolsky quay on the Kama river. Then it was loaded on the tankers and delivered to the Gorky and Yaroslavl refineries. When the pipeline was commissioned, water shipments had been noticeably reduced.
In the sixth five-year-plan period, the 350 mm, 446 km long Almetjevsk - Perm and not very long Mukhanovo - Kujbyshev, Serny Vody - Krotovka, Chekmagush - Ufa (later part of the Ufa Kambarka product pipeline), Kaltasy-Ufa , Almetjevsk - Subkhankulovo - Orsk, Zhirnoje - Volgograd, Krotovka - Kujbyshev, Shkapovo - Subkhankulovo, Cheleken - Belek, Belek - Krasnovodsk pipelines were constructed.
In the sixth five-year-plan period the already known Astrakhan - Urbakh - Saratov product pipeline received a new life. It became an oil pipeline and changed its pumping orientation. The development of oil refine industry in the eastern region has removed the demand in the oil product supplies to these regions, and the pipeline load went down to 30%. Upon commissioning of the Kujbyshev - Saratov pipeline, a 49 km long branch was built to connect it with the Urbakh pump station, which transferred oil to the southern plants. This pipeline further exploitation had demonstrated its high reliability and allowed to unload the railroad transport. The 65 km long Urbakh - Saratov segment was now used for pumping of the Stepanovsky field oil.
In 1959, the Council for Mutual Economic Assistance (SEV) adopted a decision on construction of a unique trunk pipeline from the USSR into Poland, Czechoslovakia, GDR and Hungary. The total length of this pipeline with all of its branches exceeded 6,000 km. It started in the Kujbyshev region (Lopatino pump station) and segmented into two parts near Mozyr in Belarus. Its northern 700 km long segment went across Poland to GDR, its southern 400 km long segment - across Czechoslovakia into Hungary. It was planned to build one more branch to the Ventspils port. Each country was to supply all necessary construction materials, machinery and equipment. All construction works were mechanized. Over 730 thousand tons of 530, 630, 720, 820 and 1020 mm pipes were laid. 31 pump stations with the fully automated controls were built to ensure normal functioning of the pipeline.
In 1962, first oil was brought by this pipeline to Czechoslovakia, in September 1963 - to Hungary, and in November 1963 - to Poland, and, in December the same year - to GDR. The whole of the pipeline was put into operation in October 1964. Its route crossed the mountain ranges and navigable rivers - the Volga, Dnepr, Danube and Tisza. Oil from Tataria and the Kujbushev region fields was the first to be pumped.
In the seventh five-year-plan period, the last segment of the Tujmazy - Irkutsk oil pipeline was commissioned in 1964. Construction of the 530 mm, 750 km long Penza - Bryansk product pipeline was brought to completion, as well as construction of small length oil pipelines: Gorky - Ryazan, Ozek - Suat - Grozny (second line), Kamenny Log - Perm, Almetjevsk - Kujbushev, Ryazan - Moscow and others in 1961-65.
By the end of the seventh five-year-plan period, development of the West Siberian fields was commenced. In 1965, around 1 million tons of oil were tapped there. The greatest problem in development of this region was absence of the oil transportation routes. The only route was along the Ob and Irtysh rivers whose navigation periods lasted for less than 6 months. Therefore, together with boosting of the oil output, it was planned to start construction of the pipelines regarded as the most economically and technically feasible oil supply routes. Already in late 1965, construction of the first Siberian Shaim - Tyumen, 530 ... 720 mm, 410 km long oil pipeline was accomplished.
From 1961, oil production in Kazakhstan was growing. By 1965, the Uzen and Zhetybaj fields had been put into commercial operation. The same year saw the start of construction of the 142 km long Uzen - Shevchenko oil pipeline, which was put into operation in April 1966. Further, oil to the Gurjevsky refinery was still delivered by the railroad. In total in 1961-65, around 11,000 km of pipelines were built, and by the end of 1965, the total length of the pipelines accounted for 28.5 thousand km.
The eighth five-year-plan period saw construction of the Uzen - Guriev - Kujbyshev pipeline for pumping of extra-heavy crude oil from the Kazakhstan fields. The Mangyshlak highly paraffinic crude oil (chilling temperature 30 ... 32 ° С) was pumped along the 1,020 mm heated pipeline. 18 heating stations were built for that purpose. The timely commissioning of this pipeline had allowed to boost oil production more than 10-fold and to reach 20 million tons by 1975. In 1970, construction of the third line of the 820 mm, 580 km Almetjevsk - Gorky line was completed. A pipeline now went from Gorky to Yaroslavl and further on to Kirishi.
At that period, the Druzhba oil pipeline was further prolonged by another 2,000 km, the pipes diameter was basically 1,020 mm. Its total length approached 8,000 km at the expense of parallel lines. By the end of 1970, Druzhba pumped the oils of Tataria, Bashkiria, Udmurtia, Mangyshlak, the Kujbyshev region and Western Siberia. Two new oil pipelines were built in Western Siberia. The 1,020 mm, 950 km Ust-Balyk - Omsk pipeline was put into operation in 1967. Water crossings were laid across the Ob and Irtysh rivers. Due to absence of roads, the pipes were brought to the construction site by means of transport aircraft. The 720 mm, 250 km Nizhnevartovsk - Ust-Balyk oil pipeline was none the worth than the first one, judging by the construction conditions. Its route went across the marshes, big and small rivers, streams and ravines. The 1.8 km crossing across the Ob river was very difficult to construct.
By the end of 1970, three Siberian oil pipelines steadily delivered over 30 million tons of oil to the basic routes and refineries. The total length of pipelines with account of those built in the eighth five-year-plan period was 38.5 thousand km. In 1971-1975, construction of the oil pipelines became even more intensive, and around 19,000 km were built. This was the largest reached figure in all five-year-plan periods. The most noteworthy was construction of the 1,020 ... 1,220 mm, 2,100 km Ust-Balyk - Ufa - Almetjevsk pipeline commissioned in May 1973. Its construction lasted for 18 months during which the online operations method was used for the first time, which further on became mandatory. It was along this pipeline that the Tyumen oil was brought to the European part of the country and further to the Novorossijsk port along the 1,020 ... 1,220 mm, 1,550 km Kujbyshev Tikhoretsky - Novorossijsk pipeline commissioned in the same period. In 1973, West Siberia took the leader position in the whole of the USSR in the volumes of oil production, while the latter were still growing. Therefore, year 1974 saw a start of construction of one more 1,120 mm, 2,150 km Nizhnevartovsk - Kujbyshev pipeline in Siberia. The construction of the 1,180 km segment was completed by the end of 1975 and connected by a dam with the Ust-Balyk - Almetjevsk oil pipeline.
The 1,220 mm, 817 km Alexandrovskoje - Anzhero-Sudzhensk was built in Siberia and further prolonged to Irkutsk.
In August 1973, the 377 mm Usa - Ukhta oil pipeline was put into operation in the north of the USSR, in 1975 it was prolonged to Yaroslavl and Moscow, while its total length was 1,850 km. The Druzhba pipeline was further developed. Commissioning of its second phase helped to prolong it up to 10,000 km. In 1976-80, one of the principal challenges was to expand the trunk pipeline network. Only the construction of new and expansion of old pipelines could help to develop the numerous oil fields. 1976 saw the end of construction of the Nizhnevartovsk - Kujbyshev oil pipeline and construction of an oil pipeline going along the so-called Northern Surgut - Polotsk, 1,020 mm, 3,250 km, corridor. The construction was implemented phase-by-phase in 1977-81. 32 pump stations were built along with around 1,450 crossings which helped to overcome on-path natural and artificial blocks, over 400 km of the marshes were overcome. In June 1976, the 820 mm and 250 km long Kholmogory - Surgut oil pipeline was commissioned. Oil from remote Kholmogory fields was brought along this pipeline into the general oil pipeline system.
In 1980-85, the country's oil pipeline network was expanded by 10.6 thousand km of oil pipelines and by 5.8 thousand km of product pipelines. In 1983, the 820 mm, 1,600 km Pavlodar - Chimkent, the 720 mm, 600 km Grozny - Baku pipelines and a segment of the new 1,120 mm, 519 km Kholmogory - Klin pipeline were commissioned.
The new twelfth five-year-plan period was not brought to a finish, the plans of oil pipeline construction were also not fulfilled. The period 1985-90 saw only the end of construction of the oil pipelines, and above all of the pump stations commissioned in the divvious five-year-plan period. By 1987, 94 thousand km of the oil and products trunk pipelines were built and commissioned in the USSR. They were managed by the Central Department for Oil Transportation and Supplies (Glavtransneft). It included 16 departments, which by 1990 serviced over 70 thousand km of the oil trunk pipelines. Apart from that, Glavtransneft included the Start-Adjustment Department, Directorate for Construction of Oil Pipelines and other departments. Glavtransneft was responsible for oil supplies to exports.
By 1990, the economic and political changes in the life of the country had led to a stop in construction of the new trunk pipelines. In late 1991, the USSR disappeared from the map of the world. Fifteen new states had distributed between themselves common property, including oil pipelines. The universal oil pipeline system was left only in Russia. In some of the countries only part of the trunk pipelines were left. Other countries were engaged in the Russian oil transit, which was accompanied by complete reorganization of the oil industry, Russia included. Glavtransneft was being reorganized into the Transneft joint-stock company. By that time, Transneft was operating 49.6 thousand km of oil trunk pipelines with diameters 400 ... 1220 mm, 404 pump stations, 934 tankers with the total capacity 13.2 million m3. The operation of the oil pipeline system was implemented by 11 joint-stock companies of the oil trunk pipelines. From 1992, the company rendered services related to the oil transportation in accordance with the tariffs established by the federal executive power structures. The introduction of tariffs had ensured steady operations in the changing economic conditions, whereas all oil producers enjoyed equal rights in their oil transportation along the trunk pipelines. However, the load of АК Transneft trunk pipelines accounted at the time for mere 45% of the planned load.
Year 1992 is believed to be the start of the new epoch in the new Russia's pipeline transportation system.
The 20th century is over now. In the changing political and economic situation in the country, the system of AK Transneft oil trunk pipelines guarantees steady pumping of oil volumes as it is required by the Russian economics.
Provision of environmental safety of the Baltic Pipeline System
Special attention is paid by joint-stock company Transneft to providing highest environmental safety of the BPS's facilities at all stages of the project implementation - from investment planning to production facilities construction and operation.
The fact that the BPS project involves not only Russia's interests but also those of a number of the Baltic and Northern Seas countries, has required to consider the environmental norms and standards of all countries concerned, irrespective of material differences between them, to choose appropriate standards .
Strictest ecological norms have been used in the divparation of the Project Environmental Feasibility Report - be they Russian, European or International. Such approach was simple and easy to understand, helping solve in principle the legal problem of compliance with various environmental standards to satisfy as fully as possible public demands in respect of the environment protection.
In addition to Russian specialists, a number of foreign western companies have been actively involved in the project development - German, Finnish, Danish, Dutch, US and UK. The project has been partially funded by the World Bank and the EU TASIS program.
At the same time, priority has been given to Russian norms, Russia's nature protection legislation being more strict as compared with similar norms of the international ecological organizations and the European Union.
Moreover, basic international documents and agreements have been used in the project divparation, such as
- Convention for the Prevention of Pollution from Ships (MARPOL 1998), with amendments as per Protocols 1997, 1998
- Convention on the Protection of the Marine Environment of the Baltic Sea, Helsinki, 1974
- Conversion on the Protection of the Marine Environment of the Baltic Sea (HELCOM 1992)
- Convention on Environmental Impact Assessment in a Transboundary Context, 1991.
- Convention on Transboundary Effects of Industrial Accidents, 1992.
- Operational Directive 4.01 of the World Bank. Environmental Assessment, 1991
- Environmental Procedures, EBRD (BDS96-23, Rev.3), 1996.
- Convention on oil pollution divparedness, response and cooperation 1990, as amended by Protocol 1999.
Comdivhensive ecological studies have been completed as a result of project work:
Assessment of Environmental Impact procedures within the framework of the BPS have been carried out both under Russian and International standards under the aegis of the IBRD, which fact is being undivcedented and evidencing Transneft's concern over the environment and commitment to solving ecological problems.
In developing the Feasibility Report for the 1st and 2nd stages of the BPS, a set of environmental measures was envisaged in section 'Environmental Protection' considering not only the conclusions and recommendations made by various expert bodies but also those resulting from consultations with public.
As a result, a full set of administrative, technical and environmental measures has been developed aimed at minimizing an adverse impact on the environment and diminution of their after-effects on both natural and social environment, such as:
- Optimum route has been chosen providing that 80% of the pipeline should run along the technical corridors of the existing oil-and gas pipelines, which would substantially minimize damage to soil, plants and animals. At the same time, in order to comply with the established norms the route is well distanced from native and water zones and inhabited localities that are being put under special protection by law.
- The tank farms of the oil pumping stations and the tanks of the oil loading terminal are equipped with pontoons and floating tank roofs, diminishing the emissions by 95% -97%. In the construction of the tank farm of the Port of Primorsk, for the first time ever in Russia, a sheet-by-sheet tanks assembling method and higher grade 09U2C steel have been used, the first sheet of 28 mm exceeding by 10 mm the standard made. The corrosion protection of tanks complies with the ISO 8501, the coating used is Amercoat, with a 20-year quality guaranty.
Oil spills non-penetration into soil is guarantied, as surface under the tanks and tanks protective installations are waterproof. Diking is made of reinforced concrete framing, which makes it completely impossible for the oil to overstep the borders of the tank protective installation.
- Directional drilling method has been used in respect of main rivers underwater crossings enabling to eliminate oil penetration into the waterways in emergency situation or adverse impact on the river bed during the pipeline construction. In addition, pipes made of higher strength steel and of higher wall thickness provided with manufacturer's insulation have been used for all of the pipeline sections passing through the water supply points of the Neva river and the Ladoga lake. The helipads are provided along the pipeline route. Electrified gates are installed every 20 km, equipped with telemechanics and automation systems.
- Considering exceptional importance of the Neva river as being the main source of water supply for Saint-Petersburg, micro-tunneling method has been used for laying the underwater crossing to be located 10 m under the washout line, providing for the construction of a 777 m tunnel of 2000 mm reinforced concrete framing; laying a 1220x15.2 mm protective casing in which a 720x16 mm working pipeline is laid equipped with manufacturer's insulation.
The most advanced telemecanics technology is being used - a leakage control system has been installed enabling to immediately discover even the smallest oil leaks. Application of this method having no analog worldwide makes it possible to avoid water pollution in case of emergency.
To provide safe navigation in the area of ​​the oil loading terminal, the port of Primorsk and all access to the port, as well as the fairways and ships are being put under the control of a regional system of navigation control to allow keeping track of tankers movement accurate to 10 m.
A 3.8 sq. km Company's responsibility zone has been established in the waters of the Gulf of Finland. Repair and Recovery Services have been established to eliminate possible oil spills in this territory including 120 highly qualified certified specialists (the IMO certificates). The services are equipped with 11 km of booms and 11 oil-gathering systems to collect 1160 cub.m of spilled oil per hour. In addition, environmental fleet of 7ships has been built including a booms installation boat, an oil skimmer, a sewage collector and an oil tank barge. Icebreaker-type tugs are being built.
The Oil Spills Elimination Plan has been developed and agreed upon with all controlling bodies by Spetzmornefteport Primorsk pursuant to current Russian legislation. Should more than 700 t be spilled, the Plan provides for involvement of regional and federal Emergency Ministry and Ministry of Transport forces. Mathematic modeling of possible scenarios for oil spills behavior has been carried out in various climate regimes. 46 environmental sensitivity maps have been worked out and priority protection zones have been determined.
Fire safe operation of the tank farm and mooring facilities is achieved by the use of an up-to-date automate fire-extinguishing system that can immediately identify any fire that will be extinguished in 10 minutes, irrespective of the fire complexity degree. Specialized fire-fighting service comprised of 47 persons has been established which regularly conducts firefighting and emergency training exercises.
High capacity industrial and sewage waters treatment facilities have been put into operation to divvent the environmental pollution. The unique technology applied by Transneft permits to comply with strict sewage treatment standards for all the range of pollutants.
From the very beginning of operation, an independent eco-analytical laboratory has been put into operation by Spetzmornefteport Primorsk accredited under the RF Gosstandart (the RF State Standards Committee), keeping continuous control over the treating facilities operation, air state and condition of the Gulf of Finland waters and coastal strip.
Decision has been made by Transneft to provide additional environmental control over the state of the isolated ballast waters discharged from tankers in the process of loading the crude oil.
To this end, special regulations have been worked out determining the requirements to the content of the ballast waters and analytical control procedures have been approved, according to which permission by the ecological services for ballast discharge is only given if chemical analysis for all samples are in full compliance with the established oil product content standards - 0.05 mg / cub.m. Today, the port of Primorsk is the only port worldwide where such strict environmental control requirements have been introduced.
After the port began operating, over 6000 control analyses of ballast waters were carried out and 12 tankers were identified with impermissible pollutant concentrations. 124137 cub.m of dirty ballast water, in sealed tanks, together with the tankers were sent back to the ports of departure.
Prevention of the Baltic Sea waters pollution is also supported by the Regulations of JOINT-STOCK COMPANY AK Transneft containing an explicit prohibition for the tankers that do not comply with the international safe navigation requirements to enter the port of Primorsk to be loaded there.
Number of environmental eco-analytical analyses carried out in the port of Primorsk in 2002-2003
№ Type of eco-analytical control Number of selected samples Total analyses
1 Pooled treated waters flow 101 2525
2 Waters of the port (the Bierkesund Channel) 180 3240
3 Collector and drain waters 78 тисячі п'ятсот вісімдесят дев'ять
4 Tankers isolated ballast 6343 6343
5 Industrial emissions 70 437
6 Air of working zone 71 203
7 Soil 32 32
In October 2002, Spetzmornefteport Primorsk obtained the IQNET, EVROCERT (Belgrad) and OQS (Vienna) certificates evidencing that the implemented set of environmental measures was in conformity with the ISO-14000 international ecological standards. In autumn 2003, an international inspection team confirmed the certification.
Today, we are confident that the set of environmental measures that have been taken during the construction of the Baltic Pipeline System and continuously used in its operation will provide in full the environmentally safe functioning of the production facilities, minimizing impact on the environment and, thus , helping harmonize Russia's economy development and environmentally safe living of people.
Історія трубопровідного транспорту Росії.
Після війни інтенсивне зростання обсягів нафтовидобутку в районі між Волгою і Уралом і в нових районах вимагав якнайшвидшого розвитку транспортних комунікацій. Вже в четвертій п'ятирічці були побудовані нові нафтопроводи. Одним з них став магістральний нафтопровід Туймази - Уфа (Наришево - Уфимський крекінг-завод). Рішення про будівництво ухвалила Рада Народних Комісарів СРСР 7 січня 1946 року. Інститут «Центр-спецпроект» в 1946 році спроектував нафтопровід протяжністю 182,8 км, діаметром 350 мм, пропускною здатністю 2 млн тонн на рік, з можливістю її збільшення до 3 млн тонн на рік. На ГУ АС НКВС СРСР, пізніше реорганізоване в Главнефтегазстрой при Раді Міністрів СРСР, поклали будівництво.
Підготовка траси нафтопроводу почалася 10 квітня 1946 біля села Субханкулово. Будівельні роботи виконував трест «Востокнефтепроводстрой», монтажні-БМУ-74 тресту № 7 Главнефтегазстроя, переходи через водні перешкоди - Управління підводних робіт (Епрон).
Це будівництво було найважливішою в той час. Більше 20 тисяч чоловік працювало на будівництві. За два літні місяці 1946 року була вирита траншея довжиною 137 км, це три чверті всій протяжності траси. Майже вся лінійна частина нафтопроводу виконувалася вручну: земляні роботи, зварювання труб, нанесення антикорозійного бітумної ізоляції. Труби укладали за допомогою кранів і триноги, але частіше скачували на дно траншеї дерев'яними вагамі (важелями). Одночасно будували нафтоперегонні станції і житло в селах Наришево, Субханкулово. Перший котлован вирили 6 липня 1946 біля села Субханкулово і там же 23 серпня 1946 заклали фундаменти під дизельну насосну і житловий комплекс.
Заповнювати окремі ділянки водою і спресовувати їх почали в травні 1947 року, а опресовування всього трубопроводу закінчили в серпні, коли запрацювала нафтоперекачувальна станція «Наришево», обладнана поршневими насосами НГ-30/320 з приводом від електродвигунів потужністю 260 кВт. У процесі обпресування було виявлено 44 розриву труби, так як Челябінський трубопрокатний завод поставив труби низької якості. Закачуючи нафту в трубопровід, поступово витісняли обпресувальний воду. Перша партія Туймазінський девонської нафти прибула на Уфимський крекінг-завод 3 вересня 1947 року, і з того часу почалась її регулярна поставка. Цей день вважається днем ​​народження системи Урало-Сибірських магістральних нафто-і продуктопроводів. У 1949 році проклали нафтопровід Туймази - Бугу-Руслан, протяжністю 133 км, діаметром 300 мм. Були побудовані нафтопроводи невеликої протяжності: Ас-саке - ВАКівським, Майлі - Ассаке, Кумдаг - Вишка в Середній Азії; Войвож - Ухта на Півночі, а також у Саратовській і Куйбишевської областях. Видобуток туркменської нафти зростала, залізнична дорога не справлялася з її перевезеннями. Необхідно було продовжити нафтопровід Кумдаг - Вишка до Красноводська, і в 1947-1949 роках побудували нафтопровід Вишка - Красноводськ, протяжністю близько 180 км.
На початку 50-х років нафтовидобуток на Ромашкинского родовищі перевищила припущення геологорозвідувальників. Нафтовики-промисловики ледве встигали облаштовувати промисли, споруджувати мірники і нефтесбор-ні пункти, прокладати внутріпромисловие транспортні комунікації. Нафтовий потік буквально захлеснув межиріччі Шешми і Степового Зая. Існуючі нафтопроводи не встигали перекачувати видобуту нафту. Тому постало питання про спорудження других ниток нафтопроводів Альметьєвськ - Карабаш, Карабаш - Ромашкіно, Карабаш - бавлю і Ромашкіно - Шугуров - Клявлін. Крім того, вирішили прокласти додатковий нафтопровід Алмет'евськ - Міннібаево - Ромашкіно з проміжною нафтоперекачувальної станцією в Міннібаево. Однак тимчасова схема транспортування нафти «промисел - нафтопровід - залізниця (або річка) - споживач» вже не вирішувала проблеми. З збільшенням обсягів видобутої нафти не впоралися б ні залізничний транспорт, ні річковий танкерний флот.
Треба було змінити принцип транспортування: перейти до спорудження магістральних нафтопроводів, які з'єднали б промисли з споживачами нафти - нафтопереробними заводами або нафтохімічними комбінатами. Наказом міністра нафтової промисловості СРСР у березні 1953 року в Бугульмі була створена Дирекція магістральних нафтопроводів, що будуються на території Татарії. Вона була підпорядкована Головному товарно-транспортному управлінню міністерства, що дозволило відразу різко підняти темпи спорудження нових підземних магістралей.
У 1946-1950 роках був підготовлений фундамент для створення трубопровідної системи СРСР, яка б з'єднала головні пункти нафтовидобутку і нафтопереробки з основними районами споживання. К1950 року загальна протяжність трубопроводів склала близько 5400 км, а до кінця 1955 року вона збільшилася удвічі і досягла більше 10000 км. За п'ять років ввели в експлуатацію стільки трубопроводів, скільки їх побудували з 1878 по 1950 рік. У п'ятій п'ятирічці споруджені найбільший нафтопровід Туймази - Омськ, протяжністю 1332 км, діаметром 530 мм (труби такого діаметра використовували вперше) та нафтопродуктопровід Уфа - Омськ, протяжністю 1180 км, діаметром 350 мм.
Згідно з Постановою Ради Міністрів СРСР від 25 травня 1949 року та наказу міністра нафтової промисловості від 31 травня 1949 року, Державний союзний трест «Центрспецстройпроект» розробив проект другого нафтопроводу Туймази - Уфа. Будівництво нафтопроводу здійснювалось у декілька черг. Передбачалося спочатку продовжити нафтопровід діаметром 350 мм і довести пропускну здатність двох нафтопроводів до 4 млн тонн. Потім побудувати проміжну станцію перекачки нафти в Мовно, збільшивши пропускну спроможність нафтопроводу до 5 млн тонн, потім, використовуючи проміжну станцію для двох нафтопроводів, довести її до 6 млн тонн на рік.
Генпідрядником будівництва другого нафтопроводу Туймази - Уфа був трест «Востокнефтепроводстрой». Будівельні та монтажні роботи механізували: земляні роботи виконували екскаваторами і бульдозерами, зварювання - газопрессовая машинами, від іржі та забруднень труби очищали механічним способом, антикорозійну ізоляцію завдавали ізоляційними машинами. Другий нафтопровід прокладали по трасі першого, що дозволило вводити нафтопровід в експлуатацію окремими ділянками в якості лупінгів до першого.
У промислову експлуатацію нафтопровід Туймази - Уфа-2 був введений в кінці вересня 1950 року.
На першому етапі перекачування по нафтопроводу Туймази - Уфа проводилася дизель-насосної нафтоперекачувальної станцією «Субханкулово». У 1951 році ввели в експлуатацію електронасосні, оснащену трьома насосами Аяп-150. Пізніше встановили ще два насоси Аяп. Повної пропускної здатності вдалося досягти після пуску в 1954 році насосної на проміжній станції «Мовно», обладнаній чотирма поршневими насосами НТ-45 з приводом від дизелів «Шкода» 6S-350.
Постановами Ради Міністрів СРСР від 30 червня 1947 року і 25 лютого 1948 дозволялося будівництво магістрального продуктопроводу Уфа - Омськ, діаметром 350 мм.
У 1949 році в Главнефтесбите Міннафтопрому було створено Управління з будівництва бензопроводу. Будівництво продуктопроводу здійснювали трести «Востокнефтепроводстрой», «Нефтепроводмонтаж» (Уфа) і «Бензінопроводстрой» (Челябінськ). Ділянка Уфа - Челябінськ споруджували переважно вручну, так як будівельна техніка того часу не була пристосована для роботи в гірських умовах.
У серпні 1951 року ввели в експлуатацію тимчасову перекачувальних станцій в Уфі, ділянка продуктопроводу від Уфи до Бердяуш (Челябінська область) та наливну станцію «Бердяуш» з естакадою для одночасного наливу восьми чотиривісних цистерн, з чотирма резервуарами РВС-2000 і наливної насосної з двома насосами 5НДВ, а в грудні 1951 року - головний станцію в Уфі з насосної, оснащеної перекачувальними агрегатами 8МБ9х2 та підпірними ЗВ200х2, з товарним парком з 14 резервуарів РВС-4600, виготовлених з «киплячій» стали. Тоді ж здали в експлуатацію ділянку Бердяуш - Сі-неглазово і станцію «Сінеглазово» з наливний естакадою, насосної з трьома агрегатами 8НДВ і 12 резервуарами РВС-4600, виготовленими з «киплячій» стали. Ділянка продуктопроводу до міста Петропавловська був введений в експлуатацію в 1953 році. У тому ж році була здана в експлуатацію проміжна станція «Кропачево» і наливна станція «Петропавловськ» з естакадою гале-батарейного типу, насосної з двома агрегатами 8НДВ і резер-вуарним парком з 6 резервуарів РВС-3200 і РВС-2000.
Будівництво лінійної частини продуктопроводу (1176 км) було повністю закінчено в 1954 році.
Проміжну перекачувальних станцій «Петропавловськ», обладнану п'ятьма насосами типу НТ-45 з приводом від дизелів «Шкода» 65-350, ввели в експлуатацію в 1956 році. Пропускна здатність продуктопроводу досягла проектної величини - 2 млн тонн. За рішенням Уряду СРСР, передбачалося збільшити пропускну здатність продуктопроводу до 3,9 млн тонн на рік на ділянці Уфа - Челябінськ і до 3,5 млн тонн на рік на ділянці Челябінськ - Омськ. Для цього були побудовані перекачувальні станції: у 1957 році - «Аша», «Травники»; в 1959 році - «Хохли» і «Суслова»; в 1960 році - «Ісіль-Куль». З введенням в експлуатацію цих станцій було завершено весь передбачений проектами комплекс споруд першого продуктопроводу Уфа - Омськ. В кінці 40-х - початку 50-х років було відкрито і частково розвідано декілька родовищ типу Туйма-зінского і Ішимбайського.
У зв'язку з цим було прийнято рішення про будівництво нафтопроводу Туймази - Омськ, його проект затверджений Постановою Ради Міністрів СРСР 28 березня 1951 року. Траса йшла паралельно першому нафтопроводом Туймази - Уфа і продуктопроводу Уфа - Омськ. Будівництво нафтопроводу почали в лютому 1952 року. У зимовий період виробляли лише зварювання труб на стаціонарних установках, а з травня на трасі розгорнулися земляні та ізоляційні роботи.
30 грудня 1952 були прийняті в експлуатацію ділянку Наришево - Субханкулово (127 км) і експериментальна насосна на вузлі № 1 головних споруд у Субханкулово. Тут випробовувалися новостворені насоси 8НД10х5. Ділянка була підключений як лупінга до першого і другого нафтопроводами Туймази - Уфа.
У листопаді 1954 року комісія прийняла ділянку нафтопроводу Туймази - Омськ (127 - 261 км), нафтоперекачувальну станцію «Черкаси» і перемичку діаметром 350 мм від головного (місто Уфа) нефтепродуктоперекачивающей станції до нафтоперекачувальної станції «Черкаси».
У ті ж роки побудовані трубопроводи невеликої протяжності: Шкапово - Ішимбай, Альметьевск-Куйбишев, бавлю - Куйбишев, Карабаш - бавлю, Куйбишев - Саратов, Вишка - Красноводськ (друга нитка), Покровське - Сизрань, Міннібаево - бавлю, Ромашкіно-Клявлін, Бугуруслан - Куйбишев, Озек-Суат - Грозний та інші. Нафтопровід Озек-Суат - Грозний, протяжністю 144 км, введений в експлуатацію в 1955 році. Це перший радянський «гарячий» нафтопровід - для перекачування високов'язкої нафти з підігрівом.
На 1 січня 1957 року (рік сорокаліття Жовтневої революції) в експлуатації знаходилося 11500 км магістральних трубопроводів з 101 перекачувальної станцією.
У 1957 році починається будівництво Транссибірської магістралі Туймази - Іркутськ, протяжністю 3662 км, діаметром 720 мм. Трубопровід будували поетапно: Туймази - Омськ (1332 км); Омськ - Новосибірськ - Іркутськ (1639 км). Перші дві ділянки нафтопроводу ввели в експлуатацію в 1959 році. У тому ж році завершили будівельні роботи на другому нафтопродуктопроводу Уфа - Омськ, протяжністю 1083 км, діаметром 530 мм. У 1956 році споруджено нафтопровід Алмет'евськ - Азнакаево - Субханкуло-во, протяжністю 110 км, діаметром 530 мм. По ньому Альметьєвська нафта надходила в Субханкулово і далі в магістраль Туймази - Омськ - Новосибірськ. До закінчення будівництва нафтопроводу Алмет'евськ - Горький, протяжністю 579 км, діаметром 530 мм, нафту перекачували з першої ділянки до Чистопольській пристані на річці Камі. Потім її вантажили на танкери і доставляли на заводи Горького і Ярославля. З пуском всього трубопроводу водні перевезення значно скоротилися.
У шостій п'ятирічці побудували нафтопроводи Альметьєвськ - Перм, протяжністю 446 км, діаметром 350 мм, і невеликі за протяжністю Муханова - Куйбишев, Сірчані Води - Кротівка, Чекмагуш - Уфа (в майбутньому частина продуктопроводу Уфа - Камбарка), Калтаси-Уфа, Альметьєвськ - Субханкулово - Орськ, Жирне - Волгоград, Кротівка - Куйбишев, Шкапово - Субханкулово, Челекен - Белек, Белек - Красноводськ і інші.
Нове життя в шостій п'ятирічці отримує вже відомий продуктопровід Астрахань - Урбах - Саратов. Він переходить в розряд нафтопроводів і змінює напрямок перекачування. З розвитком нафтопереробної промисловості у східних районах відпала потреба поставки нафтопродуктів в ці райони, тому завантаження трубопроводу знизилася до 30%. Після введення в експлуатацію нафтопроводу Куйбишев - Саратов від нього до насосної станції «Урбах» побудували відгалуження довжиною 49 км і стали перекачувати нафту з східних нафтових районів на заводи півдня. Подальша експлуатація нафтопроводу показала високу надійність його роботи. Залізничний транспорт був значно розвантажено. А ділянка Урбах - Саратов, довжиною 65 км, стали використовувати для перекачування нафти Степанівської родовища.
У 1959 році Рада Економічної Взаємодопомоги прийняв рішення про будівництво магістрального нафтопроводу з СРСР до Польщі, Чехословаччини, НДР і Угорщини. Рівних цим нафтопроводом в світі не було. Загальна протяжність нафтопроводу з усіма відгалуженнями перевищувала 6000 км. Він починався в Куйбишевській області (НПС «Лопатіно») і біля міста Мозиря (Білорусь) ділився на дві частини. Північна частина, довжиною 700 км, проходила через Польщу в НДР, південна (400 км) - через Чехословаччину до Угорщини. Припускали побудувати ще одне відгалуження до порту Вентспілс. Кожна країна повинна була поставити необхідні для будівництва нафтопроводу матеріали, машини та обладнання. Усі будівельні роботи були механізовані. Було укладено понад 730 тисяч тонн труб діаметром 530, 630, 720, 820 і 1020 мм. Для забезпечення нормальної роботи нафтопроводу побудували 31 насосну станцію з повністю автоматизованим управлінням.
У 1962 році нафта по нафтопроводу надійшла до Чехословаччини, у вересні 1963 року - до Угорщини, в листопаді 1963 року - до Польщі і, нарешті, у грудні того ж року - в НДР. Повністю нафтопровід був введений в дію в жовтні 1964 року. Траса нафтопроводу перетинала гірські масиви і судноплавні річки Волгу, Дніпро, Дунай і Тису. Спочатку по нафтопроводу перекачували нафти родовищ Татарії і Куйбишевської області.
У сьомий п'ятирічці, в 1964 році, був зданий в експлуатацію остання ділянка нафтопроводу Туймази - Іркутськ. Завершено будівництво продуктопроводу Пенза - Брянськ, довжиною 750 км, діаметром 530 мм. З 1961 по 1965 рік було завершено будівництво невеликих по протяжності нафтопроводів: Горький - Рязань, Озек-Суат - Грозний (друга нитка), Кам'яний Лог - Перм, Альметьєвськ - Куйбишев, Рязань - Москва і інших.
До кінця сьомий п'ятирічки починається розробка родовищ Західного Сибіру. У 1965 році там було видобуто близько 1 млн тонн нафти. Відсутність транспортних шляхів постачання нафти на нафтопереробні заводи було найбільшою проблемою в освоєнні цього регіону. Єдиний шлях - по річках Об і Іртиш, навігаційний період яких триває менше 6 місяців. Тому поряд із збільшенням нафтовидобутку планувалося і будівництво трубопроводів як найбільш економічних і технічно досконалих способів доставки нафти. Вже в кінці 1965 року був завершений перший сибірський нафтопровід Шаім - Тюмень, протяжністю 410 км, діаметром 530 ... 720 мм.
З 1961 року зростає видобуток нафти в Казахстані. До 1965 року в промислову експлуатацію вступили родовища Узень і Жетибай. У тому ж році починається будівництво нафтопроводу Узень - Шевченко, протяжністю 142 км, який був зданий в експлуатацію в квітні 1966 року. Далі, на Гурьевский нафтопереробний завод, нафту доставляли поки залізницею. Всього за 1961-1965 роки побудували близько 11000 км, і до кінця 1965 року загальна протяжність трубопроводів склала 28,5 тисячі кілометрів.
У восьмій п'ятирічці починається будівництво нафтопроводу Узень - Гур'єв - Куйбишев для перекачування високов'язкої нафти родовищ Казахстану. Ман-гишлакскую високопа нафту (температура застигання 30 ... 32 ° С) перекачували по трубопроводу діаметром 1020 мм з підігрівом. Для підігріву було побудовано 18 станцій. Своєчасний пуск в експлуатацію цього нафтопроводу дозволив збільшити видобуток нафти більш ніж в 10 разів і до 1975 року довести її до 20 млн тонн. У 1970 році закінчили будівництво третьої нитки нафтопроводу Алмет'евськ - Горький, діаметром 820 мм і довжиною 580 км. Від Горького проклали трубопровід до Ярославля і далі, в Кіриші.
У ці роки протяжність нафтопроводу «Дружба» збільшується ще на 2000 км, основний діаметр труб 1020 мм. Його загальна протяжність наближається до 8000 км за рахунок введення паралельних ниток. До кінця 1970 року по нафтопроводу «Дружба» перекачували нафти Татарії, Башкирії, Удмуртії, Мангишлака, Куйбишевської області та Західного Сибіру. У Західному Сибіру теж з'явилося два нових нафтопроводу. Нафтопровід Усть-Ба-лик - Омськ, протяжністю понад 950 км, діаметром 1020 мм, прийняли в експлуатацію в 1967 році. Через Об і Іртиш були прокладені водні переходи. Через відсутність доріг труби на будівництво підвозили транспортною авіацією. Нафтопровід Нижньовартовськ - Усть-Ба-лик, протяжністю 250 км, діаметром 720 мм, за умовами прокладки не поступався першому. Траса цього нафтопроводу проходила через болота, великі і малі річки, струмки та яри. Складним був перехід протяжністю 1,8 км через річку Об.
До кінця 1970 року три сибірських нафтопроводу забезпечили доставку до основних трасах і нафтопереробним заводам понад 30 млн тонн нафти. Загальна протяжність трубопроводів з урахуванням побудованих у восьмій п'ятирічці склала 38,5 тисячі кілометрів. У 1971-1975 роках будівництво нафтопроводів тривало з ще більшою інтенсивністю. У ці роки побудували близько 19000 км трубопроводів. Це найбільший показник за всі п'ятирічки. Найбільш помітним було будівництво нафтопроводу Усть-Балик - Уфа - Алмет'евськ, протяжністю 2100 км, діаметром 1020 ... 1220 мм, введеного в експлуатацію в травні 1973 року. Будівництво його тривало 18 місяців. Вперше використовували потоковий метод ведення робіт, який згодом став обов'язковим. Саме по цьому трубопроводу Тюменська нафту прийшла в європейську частину країни і далі в Новоросійський порт по введеному в експлуатацію в ці ж роки нафтопроводом Куйбишев - Тихорєцька - Новоросійськ, протяжністю близько 1550 км, діаметром 1020 ... 1220 мм. У 1973 році Західна Сибір виходить на перше місце за обсягом видобутку нафти в СРСР, але видобуток продовжують нарощувати. Тому в 1974 році починається будівництво ще одного сибірського нафтопроводу Нижньовартовськ - Куйбишев, протяжністю 2150 км, діаметром 1220 мм. Ділянка довжиною 1180 км завершили вже до кінця 1975 року і з'єднали перемичкою з нафтопроводом Усть-Балик - Альметьєвськ.
У Сибіру побудували трубопровід Олександрівське-Анжеро-Судженськ, протяжністю 817 км, діаметром 1220 мм, продовживши його до Іркутська.
У серпні 1973 року на півночі СРСР введено в експлуатацію нафтопровід Уса - Ухта, діаметром 377 мм. У 1975 році цей нафтопровід продовжили до Ярославля і Москви, і загальна його протяжність становила 1850 км. Продовжує розвиватися і нафтопровід «Дружба». З пуском другої черги його протяжність доходить до 10000 км. У 1976-1980 роках завдання збільшення мережі магістральних нафтопроводів була однією з головних. Лише будівництво нових і розширення старих нафтопроводів допомогло б освоїти численні нафтові родовища. У 1976 році завершилося будівництво нафтопроводу Нижньовартовськ - Куйбишев. Тоді ж будується нафтопровід, що проходить по так званому північному коридору, Сургут - Полоцьк, протяжністю 3250 км, діаметром 1020 мм. Будівництво велося поетапно, з 1977 по 1981 рік. Було зведено 32 перекачувальні станції, виконано близько 1450 переходів через природні та штучні перешкоди, подолано більше 400 км боліт. У червні 1976 року ввели в експлуатацію нафтопровід Хол-могори - Сургут, діаметром 820 мм і завдовжки 250 км. Нафта з віддалених холмогорских промислів по цьому нафтопроводу була введена в загальну нафтопровід-ную систему.
У 1980-1985 роках трубопровідна мережа країни збільшилася на 10,6 тисячі кілометрів нафтопроводів і 5,8 тисячі кілометрів продуктопроводів. У 1983 році здано в експлуатацію нафтопровід Павлодар - Чимкент, протяжністю 1600 км і діаметром 820 мм, і нафтопровід Грозний - Баку, протяжністю 600 км і діаметром 720 мм, ділянку нового нафтопроводу Холмогори - Клин, протяжністю 519 км і діаметром 1120 мм.
Розпочата дванадцяту п'ятирічку було незавершеним, не були виконані і плани будівництва нафтопроводів. З 1985 по 1990 рік лише добудовували введені в експлуатацію в попередній п'ятирічці нафтопроводи, перш за все насосні станції. До 1987 року в СРСР було побудовано і введено в дію 94 000 кілометрів магістральних нафто-та нафтопродуктопроводів. Управління ними здійснювало Головне управління з транспорту і постачання нафти (Главтранснефть). У нього входило 16 управлінь, які до 1990 року обслуговували понад 70 тисяч кілометрів магістральних нафтопроводів. Крім того, в Главтранснефть входили Управління пусконалагоджувальних робіт, Дирекція з будівництва нафтопроводів, загін підводних робіт та інші підрозділи. Главтранснефть здійснювала також постачання нафти за кордон.
До 1990 року змінилася політичне життя та економічні зміни призвели до зупинки будівництва нових магістралей. В кінці 1991 року з політичної карти світу зникає СРСР. П'ятнадцять нових держав розділили між собою спільне майно, в тому числі і нафтопроводи. Єдина нафтопровідна система залишилася тільки в Росії. У деяких країнах - лише частина магістральних нафтопроводів. Інші країни здійснюють транзит російської нафти. Відбувається повна реорганізація нафтової промисловості і в Росії. Главтранснефть перетвориться в акціонерну компанію «Транснефть». До того часу акціонерна компанія «Транснефть» експлуатувала 49,6 тисячі кілометрів магістральних нафтопроводів діаметром від 400 ... 1220 мм, 404 насосні станції, 934 резервуара загальною місткістю 13200 тисяч м3. Експлуатацію системи нафтопроводів здійснювали 11 акціонерних товариств магістральних нафтопроводів. З 1992 року Компанія надає послуги з транспорту нафти за тарифами, що встановлюються федеральними органами виконавчої влади. Введення тарифів забезпечило стабільну роботу в мінливих економічних умовах. При цьому всі виробники нафти мають рівні права на транспорт своєї нафти по магістральних нафтопроводах. Однак завантаження магістральних нафтопроводів АК «Транснефть» у цей час становила 45% від проектної.
1992 вважається початком епохи трубопровідного транспорту нової Росії
Закінчився XX століття. При постійно мінливій політичній та економічній ситуації в країні система нафтопроводів АК «Транснефть» забезпечує стабільну перекачування нафти в необхідних для економіки Росії обсягах.
Забезпечення екологічної безпеки Балтійської трубопровідної системи
ВАТ «Транснефть» приділяє особливу увагу забезпеченню найбільш високого рівня екологічної безпеки об'єктів БТС на всіх етапах реалізації проекту-від формування інвестиційного задуму до будівництва та експлуатації промислових об'єктів.
Проект БТС зачіпає не тільки інтереси Росії, але і низки європейських країн, розташованих у регіонах Балтійського та Північного морів. Ця обставина визначила необхідність врахування екологічних норм і стандартів усіх зацікавлених держав, незважаючи на їх суттєві відмінності і проблему вибору відповідних стандартів.
При розробці екологічного обгрунтування проекту застосовувалися найбільш жорсткі екологічні нормативи, будь то російські, європейські або міжнародні. Такий підхід є досить простим і зрозумілим, в принципі вирішує правову проблему відповідності різних екологічних стандартів і забезпечує найбільш повне задоволення запитів суспільства в галузі охорони навколишнього середовища.
У розробці проекту, поряд з російськими фахівцями, активну участь брали західні фірми з Німеччини, Фінляндії, Данії, Голландії, США і Великобританії, при частковому фінансуванні проекту Світовим банком і Європейським союзом через програму ТАСІС.
У теж час, пріоритет був відданий російським нормам, оскільки природоохоронне законодавство Росії пред'являє, як правило, більш жорсткі вимоги в порівнянні з аналогічними вимогами міжнародних екологічних організацій та Європейського Союзу.
Разом з тим при розробці проекту і його реалізації використані також основні міжнародні документи та угоди:
- Конвенція по запобіганню забруднення суден 1973 р. (MARPOL 73/78), змінена протоколами 1997 і1998 рр.
- Конвенція по захисту морського середовища Балтійського моря. («Балтійська» або «Гельсінська»). Гельсінкі 1974
- Конвенція про захист морського навколишнього середовища Балтійського моря (ХЕЛКОМ). 1992
- Конвенція про оцінку впливу на навколишнє середовище у транскордонному контексте.1991г.
- Конвенція про транскордонний вплив промислових аварій.1992 р.
- Оперативна директива 4.01 Світового Банку. Екологічна оценка.1991
- «Екологічні процедури». Документ ЄБРР (BDS96-23, Rev.3) .1996 р.
- Конвенція по боротьбі з нафтовими забрудненнями та співробітництва 1990 р, змінена Протоколом 1999
У результаті проектних робіт був проведений всебічний комплекс екологічних досліджень:
Процедура ОВНС у рамках проекту БТС була виконана двічі-як за російськими, так і за міжнародними стандартами під егідою МБРР. Саме по собі ця обставина є безпрецедентним і свідчить про розуміння Компанією «Транснефть» важливості екологічних проблем і серйозний підхід до їх вирішення.
При розробці «Техніко-економічного обгрунтування» (ТЕО-проект) будівництва 1-ої та 2-ої черги БТС, в розділі «Охорона навколишнього середовища» (ООС) був передбачений комплекс природоохоронних заходів, що враховує не тільки висновки і рекомендації різних експертних органів, але і результати консультацій з громадськістю.
У результаті був розроблений повний комплекс організаційних, технічних та природоохоронних заходів, спрямованих на мінімізацію масштабів несприятливих екологічних впливів і зменшення їх наслідків для навколишнього середовища і соціальної сфери. Зокрема:
-Запропоновано оптимальний маршрут траси-понад 80% протяжності нафтопроводу на ділянках нового будівництва проходить в технічних коридорах існуючих нафто-і газопроводів, що дозволяє істотно знизити збитки земельних ресурсів, рослинності і тваринному світу. При цьому суворо дотримуються нормативні відстані від меж особливо-охоронюваних природних територій (ООПТ), водоохоронних зон та населених пунктів.
- У резервуарних парках НПС і нафтоналивного терміналу резервуари оснащені понтоном і плаваючою дахом, що знижує викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря до 95-97%. При будівництві резервуарного парку Приморська вперше в Росії застосована полистовая збірка резервуарів і більш якісна сталь 09Г2С, з товщиною стінки першого поясу 28 мм, що на 10 мм більше, ніж у звичайному виконанні. Антикорозійний захист резервуарів виконана за міжнародним стандартом ІСО 8501, із застосуванням матеріалів «Амеркоут», з 20-ти річної банківською гарантією якості покриття.
Виключено проникнення аварійно нафти, що розлилася в грунт, тому що поверхня під резервуаром і в каре гідроізолювати. Стінки обвалування виконані з залізобетонних конструкцій, що повністю виключає можливість виходу нафти за межі каре.
- Підводні переходи через основні річки, що перетинаються трасою нафтопроводу, виконані методом похило-спрямованого буріння, що дозволило виключити можливість надходження нафти у водотік у разі аварійної ситуації, а також уникнути негативного впливу на ложі і русло річки при будівництві нафтопроводу. Крім цього на всьому 130 км ділянці трубопроводу, що проходить по водозабірного руслу річки Неви і Ладозького озера застосовані труби підвищеної міцності стали зі збільшеною товщиною стінки, що мають заводську ізоляцію. По всій трасі трубопроводу передбачені вертолітні майданчики, через кожні 20 км. встановлені електрофікованого і обладнані системами телемеханіки і автоматики лінійні засувки.
- З огляду на виняткову важливість річки Неви, як основного джерела водопостачання м. Санкт-Петербурга, підводний перехід виконано методом мікротунелювання з глибиною залягання більш 10 м. нижче лінії розмиву, який передбачає будівництво тунелю протяжністю 777 м. із залізобетонних конструкцій внутрішнім діаметром 2000 мм.; прокладку захисного кожуха діаметром 1220х15, 2 мм, в якому прокладається робочий трубопровід діаметром 720х16мм з прямошовних труб із заводською ізоляцією. У відповідності з останніми досягненнями телемеханіки передбачена система виявлення витоків, що дозволяє миттєво виявити саму незначну витік нафти. Застосування даного методу, що не має аналогів у світовій практиці, дозволяє повністю виключити можливість забруднення водного середовища при аварійній ситуації.
- Для запобігання забруднення прибережних акваторій побудовані і введені в експлуатацію високопродуктивні очисні споруди з прийому та очищення промислових і побутових стічних вод на нафтоналивному терміналі міста Приморська сумарною продуктивністю 770 м3/добу ..
- Для забезпечення навігаційної безпеки нафтоналивного терміналу Приморськ і всі підходи до нього, фарватери і судна, що знаходяться на них знаходяться під контролем регіональної системи управління рухом суден (РСУДС), що дозволяє відслідковувати рух танкерів з точністю до 10 метрів
В акваторії Фінської затоки встановлена ​​зона відповідальності Компанії площею рівною 3,8 кв. км. Для ліквідації можливих аварійних розливів нафти на цій території створено Аварійно-відновлювальна служба в складі 120 висококваліфікованих атестованих фахівців, що мають сертифікати Міжнародної морської організації (IМО). Даний підрозділ оснащено 11 км бонових загороджень, 22-ма нафтозбірні системами, що дозволяють збирати розлиту нафту в обсязі 1160 м3 на годину. Крім цього побудовано 7 суден природоохоронного флоту, що включає в себе бонопостановника, нафтосміттєзбирач, складальник лляльних вод, нафтоналивну баржу. Ведеться будівництво буксирів льодового класу.
Відповідно до чинного Російським законодавством для ТОВ «Спецморнефтепорт Приморськ» розроблений і узгоджений зі всіма контролюючими інстанціями «План ліквідації аварійних розливів нафти». При аварійному розливі понад 700 тонн регіональним Планом визначено порядок залучення до ліквідації розливу регіональних і федеральних сил МНС та Міністерства транспорту Російської Федерації. Вироблено математичне моделювання можливих сценаріїв характеру зміни розливів нафти з урахуванням кліматичних сезонів. Розроблено 46 карт екологічної чутливості, визначені пріоритетні захисні зони.
Для забезпечення пожежної безпеки резервуарний парк і причальні споруди забезпечені сучасною автоматичною системою пожежогасіння, яка здатна миттєво виявити і протягом 10 хвилин автоматично загасити пожежу будь-якого ступеня складності. Створено спеціалізоване протипожежний підрозділ у складі 47 чоловік, в якому систематично проводяться протипожежні та аварійні вчення.
Для запобігання забруднення навколишнього середовища введені в експлуатацію високопродуктивні очисні споруди промислових і побутових стічних вод. Унікальна технологія дозволяє забезпечити відповідність ступеня очищення стічних вод жорстким нормативним природоохоронним вимогам по всьому спектру забруднюючих речовин.
З перших днів експлуатації ТОВ «Спецморнефтепорт Приморськ» введена в дію незалежна акредитована Держстандартом Російської Федерації лабораторія еко-аналітичного контролю, яка здійснює безперервний контроль за роботою очисних споруд, станом атмосферного повітря, акваторії Фінської затоки та прибережної смуги.
Компанія «Транснефть» прийняла рішення забезпечити додатковий екологічний контроль за станом ізольованих баластних вод, що скидаються з танкерів під час завантаження нафти.
Для цього був розроблений регламент, в якому визначені вимоги до складу баластних вод, затверджено порядок аналітичного контролю. Дозвіл на скидання баласту видається екологічними службами тільки при повній відповідності хімічних аналізів всіх проб встановленим нормативом вмісту нафтопродуктів - 0,05 мг/м3. Подібний жорсткий контроль на сьогоднішній день відсутня в портах інших країн світу і здійснюється тільки в Приморську.
З початку експлуатації порту вироблено понад 6 тисяч контрольних аналізів баластних вод, у результаті чого виявлено 12 танкерів з перевищенням допустимої концентрації. Заборонена до скидання забруднених баластних вода загальним обсягом 124137 м3 в опломбованих танках повернена з судами в вихідні пункти.
Запобігання забруднення акваторії Балтійського моря забезпечує і категоричну заборону, введену Регламентом ВАТ «АК« Транснефть »на захід у порт Приморськ і налив нафти в танкери, які не відповідають міжнародним вимогам безпеки мореплавання.
Кількість виконаних аналізів екоаналітіческого контролю навколишнього середовища порту "Приморськ" за 2002 - 2003 р.р.
№ п / п Вид екоаналітіческого контролю Кількість відібраних проб Всього аналізів
1 Об'єднаний потік очищених вод - випуск № 1101 2525
2 Акваторія порту (протоку Б'еркезунд) 180 3240
3 колекторно-дренажні води - випуск № лютого 1978 1589
4 Ізольований баласт танкерів 6343 6343
5 Промислові викиди в атмосферу 70 437
6 Повітря робочої зони 71 203
7 Грунт 32 32
У жовтні 2002 року ТОВ «Спецморнефтепорт Приморськ» отримав сертифікати IQNET, EVROCERT (Белград) і ЦQS (Відень), що підтверджують відповідність реалізованого комплексу природоохоронних заходів міжнародним екологічним стандартам серії ISO-14000. Восени 2003 року цей сертифікат підтверджено міжнародним інспекційним контролем
На даний момент можна з упевненістю стверджувати, що комплекс природоохоронних заходів, реалізований при будівництві Балтійської трубопровідної системи, і безперервно здійснюваний при її експлуатації в повній мірі забезпечує екологічну безпеку промислових об'єктів, робить мінімальної ступінь впливу процесів виробництва на навколишнє середовище, надає реальну можливість оптимального поєднання економічного розвитку країни та екологічно безпечного якості життя її громадян.

Сьогодні важко собі уявити, як розвивалося б суспільство, якби не відкриття родовищ нафти і газу, розробка способів їх транспортування, переробки та використання продуктів переробки у всіх галузях господарської діяльності. Нафта і газ - одні з основних природних багатств Росії, від раціонального використання яких залежить її могутність і процвітання. Очевидно, що успішний розвиток не тільки нафтової та газової галузей, але і всієї промисловості країни залежить від надійного забезпечення підприємств нафтою, нафтопродуктами і газом. Трубопровідний транспорт, зародження і розвиток якого пов'язане практично з початком видобутку нафти і газу, є основою енергозабезпечення країни.

halt - зупинка
due - належний
climb - підйом

property - власність

slap - грюкнути
shipment - відвантаження
doubling - подвоєння
interruption - переривання
data - дані
fear - страх
unexpectedly - несподівано
upbet - підведений
election - вибір
gross - брутто
domestic - внутрішній
looming - невиразне обрис
banner - банер
volatility - мінливість
reached - досягнутий
expanded - розширений
major - головний
consider - розглянути
former - колишній
rising - підвищення
capacity - здатність
duties - мита
annually - щорічно
dedicated - присвячений
below - нижче
average - середнє число
battle - бій
fiscal - фінансовий
long-term - довгостроковий
pipeline - трубопровід
cheap - дешевий
launch - пуск
broker - брокер
pump - насос
explosive - вибухонебезпечний
growing - зростання
proceed - перейти
exhibition - виставка
similar - подібний
target - мета
agreement - угода
square - квадрат

Бібліографічний список
Truboprovodny transport nefti (Oil Pipelines), No. 2, 2001
Словник на сайті www.mail.ru
Електронний словник PROMT Family

The main pipeline transport is major and integral component of fuel and energy complex of Russia. The ramified network main gas, and oil products of wires which pass on territory practically all subjects of Federation is created in the country.
With the help of pipeline system the state can adjust deliveries of mineral oil to the internal and external markets. Export gas, oil and mineral oil is carried out basically by pipeline transport, including through marine terminals. The degree of reliability pipelines determines stability of maintenance regions of Russia by the major fuel and energy resources. The Russian pipeline systems most actively developed in 60-80-З years. Now 35% of pipelines are maintained more than 20 years that demands enhanced attention to their operational reliability and technical safety.
The history of pipeline transport of Russia has gone through main changes. First, in a postwar period many oil fields were open. It promoted creation of new pipeline strings. Second, the changed political life and economic changes have led to increase in an oil recovery for the purpose its deliveries in other countries.
1992 year is believed to be the start of the new epoch in the new Russia's pipeline transportation system.
The 20th century is over now. In the changing political and economic situation in the country, the system of Transneft oil trunk pipelines guarantees steady pumping of oil volumes as it is required by the Russian economics.
Provision of environmental safety of the Baltic Pipeline System
Special attention is paid by joint-stock company Transneft to providing highest environmental safety of the BPS's facilities at all stages of the project implementation - from investment planning to production facilities construction and operation.
High capacity industrial and sewage waters treatment facilities have been put into operation to divvent the environmental pollution. The unique technology applied by Transneft permits to comply with strict sewage treatment standards for all the range of pollutants.
Decision has been made by Transneft to provide additional environmental control over the state of the isolated ballast waters discharged from tankers in the process of loading the crude oil
In the conclusion it would be desirable to tell, that pipeline transport, origin and which development it is connected to beginning of oil and gas extraction, is a basis power supply of the country.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Іноземні мови і мовознавство | Реферат
116.3кб. | скачати

Схожі роботи:
Economy of Russia and Economic crisis
Система оптимізації фондового портфеля від Siemens Business Services Russia
© Усі права захищені
написати до нас