ПАО «Транснефть». Годовые отчёты за 2016-2008 год - часть 58

Таким образом, первым пусковым комплексом нефтепроводной системы ВСТО

предусматривается строительство 2 694 км. линейной части диаметром 1067/1220 мм,
7 нефтеперекачивающих станций, резервуарного парка общим объемом 800 тыс.куб.м.,
СМНП «Козьмино» с резервуарным парком – 350 тыс.куб.м.

Во исполнение указанного поручения ОАО «АК «Транснефть» с апреля 2006 года

приступило к непосредственному строительству объектов первого этапа трубопроводной
системы ВСТО с одновременным выполнением проектно-изыскательских работ на
участках перетрассировки.

По состоянию на 31.12.2008 на объекты 1-го пускового комплекса ВСТО

поставлено 2 694 км трубы, подготовлено 2 446 км трассы, построено 2 234 км.

На объектах первого этапа задействовано более 7 700 человек, из них около 3 000

местных жителей, а также около 3 300 единиц техники.

В октябре 2008 года введен в эксплуатацию в реверсивном режиме участок

«Талаканское месторождение – г.Тайшет» в целях обеспечения транспортировки нефти,
добываемой ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «ТНК-ВР» с Талаканского и Верхнечонского
месторождений.

Общая протяженность участка нефтепровода «Талаканское месторождения –

г.Тайшет» составила 1 094 км, трасса проходит по территории Иркутской области и
Республики Саха (Якутия).

Введены в эксплуатацию головная нефтеперекачивающая станция №1 «Тайшет»,

нефтеперекачивающие станции №4 «Речушка», №17 «Алдан», по НПС №10 «Талакан»
проводится рабочая комиссия. Ведутся работы на НПС № 8 «Киренск», НПС № 14
«Олекминск», НПС № 21 «Сковородино».

По спецморнефтепорту «Козьмино» в 2008 году производился комплекс

строительно-монтажных работ по площадке железнодорожных эстакад, нефтебазе,
включая резервуарный парк и очистные сооружения, а также коридору коммуникаций
спецморнефтепорта. Выполнялись работы по объектам береговых и морских сооружений.

Строительство объектов ТС ВСТО ведется в крайне сложных природно-

климатических  условиях  при  практически  полном  отсутствии  дорог,  линий
электропередач, удаленности от населенных пунктов. Так, более четверти протяженности
трассы  приходится  на  скальные  грунты,  свыше 20 % - на  вечную  мерзлоту,  каждый
десятый  километр – болота,  поймы  рек,  мари.  Трубопровод  пересекает  около 530
водотоков,  в  том  числе  Усть-Илимское  водохранилище,  такие  многоводные  реки  как
Ангара, Лена, Алдан, Чульман и другие.

В январе 2008 года ОАО «АК «Транснефть» утверждено техническое задание,

предусматривающее строительство трубопроводной системы ВСТО-2.

Разработана Декларация о намерениях (ДОН) строительства трубопроводной

системы ВСТО-2, проведены презентации ДОН в Администрациях регионов прохождения
трассы с оформлением необходимых распоряжений.

В период с 16.05.2008 по 30.07.2008 проведены процедуры общественных

слушаний по материалам ОВОС в рамках ТЭО (проекта) ВСТО-2.

В декабре 2008 года завершена разработка технико – экономического обоснования

(ТЭО (проект)) и в соответствии с действующим законодательством ТЭО (проект)
передано на государственную экспертизу.

Балтийская трубопроводная система - 2

Развитие системы магистральных нефтепроводов в северо-западном направлении

обеспечивается посредством реализации проекта Балтийской трубопроводной системы
(БТС), начальная производительность которой, составлявшая 12 млн.тонн в год,
последовательно доведена до 74 млн.тонн в год.

Реализация проекта БТС позволила диверсифицировать экспортные потоки

российской нефти, что явилось одним из решений по снижению транспортных рисков
России от стран Балтии и позволило отказаться от использования прибалтийских портов в
качестве транзитных пунктов.

С целью управления транзитными рисками поставок углеводородов европейским

В рамках 1-го этапа предусматривается строительство нефтепровода «НПС Унеча –

терминал Усть-Луга» протяженностью 998 км, диаметром 1067 / 1020 мм, двух НПС -
№3,7, реконструкция НПС №1 Унеча, № 5 Андреаполь, строительство ПСП «Усть-Луга».

В рамках 2-го этапа - увеличение поставки нефти до 38 млн.тонн в год на Усть-

Лугу, строительство четырех НПС - №2, 4, 6, 8 и реконструкция НПС №7 с резервуарным
парком объемом 80 тыс.куб.м, а также строительство отвода на Киришский НПЗ для
обеспечения поставки 12 млн.тонн нефти в год.

проведены презентации ДОН в администрациях Ленинградской и Новгородской областей.

На участке НПС № 7 – ПСП «Усть-Луга» проведены изыскания, завершаются

работы по разработке проектной документации, ведется подготовка к практической
реализации проекта.

Магистральный нефтепродуктопровод
«Сызрань – Саратов – Волгоград – Новороссийск» (проект «Юг»)

Целью проекта «Юг» является создание трубопроводной системы для экспорта

светлых  нефтепродуктов  от  Черноморского  побережья  в  Западную  и  Южную  Европу  и
другие  страны.  Реализация  проекта  позволяет  значительно  увеличить  экспорт  светлых
нефтепродуктов  и  способствует  укреплению  энергетической  безопасности  и  экономики
России.

Протяженность трассы магистрального нефтепродуктопровода диаметром Ду500

составляет 1450 км и проходит по территории шести субъектов Российской Федерации:
Самарской, Ульяновской, Саратовской, Волгоградской, Ростовской областей и
Краснодарского края.

Объем транспортировки составит 8,7 млн.т в год дизельного топлива, из них

8,1 млн.т – экспортной продукции и 0,6 млн.т – для потребителей внутреннего рынка.

В состав объектов магистрального нефтепродуктопровода входят три головных

перекачивающих станций (ГПС «Журавлинская», ГПС «Саратов» и ГПС «Волгоград»),
семь промежуточных перекачивающих станций (ППС), соединительные трубопроводы
общей протяженностью 89 км от существующей ЛПДС «Сызрань», от Саратовского НПЗ и
от Волгоградского НПЗ. Конечный пункт нефтепродуктопровода - ПНБ «Грушовая».

Перевалку дизельного топлива предполагается осуществлять на существующих

причалах ПНБ «Шесхарис». Суммарная емкость резервуарных парков на объектах
магистрального нефтепродуктопровода составляет 370 тыс.куб.м.

В 2008 году была разработана Декларация о намерениях (ДОН) строительства

нефтепродуктопроводной системы «ЮГ», проведены презентации ДОН в администрациях
регионов прохождения трассы.

Нефтепровод «Бургас – Александруполис»

Реализация проекта нефтепровода «Бургас–Александруполис» создаст новый

маршрут, который позволит транспортировать российскую и каспийскую нефть из портов
Черного моря до порта Бургас (Болгария) танкерами, а затем по нефтепроводу - в порт
Александруполис (Греция) с дальнейшей перевалкой в танкеры и транспортировкой на
мировые рынки.

Предложенная схема служит укреплению энергобезопасности Европы, а также

позволит снизить объем транспортировки нефти танкерами через перегруженные проливы
Босфор и Дарданеллы.

Основанием для разработки проекта является подписанное в марте 2007 году в

Афинах Соглашение между Правительством Российской Федерации, Правительством
Республики Болгария и Правительством Греческой Республики о сотрудничестве при
сооружении и эксплуатации нефтепровода «Бургас – Александруполис».

Собственником объектов нефтепровода «Бургас-Александруполис» будет являться

зарегистрированная

Амстердаме

(Нидерланды)

компания

«Транс-

Балкан Пайплайн Б.В.». Учредителями компании являются ООО «Трубопроводный
консорциум «Бургас - Александруполис» (Россия) – 51 %, «Проектная компания «Бургас-
Александруполис БГ» (Болгария) – 24,5 %, компания «Хелпе-Траки» АЕ (Греция) –
23,5 %, Правительство Греческой Республики – 1 %.

Учредителями российского участника ООО «Трубопроводный консорциум «Бургас

- Александруполис» являются ОАО «Роснефть» - 33,33 %, ОАО «Газпром нефть» -
33,33 %, ОАО «АК «Транснефть» - 33,34 %.

Общая протяженность трассы нефтепровода «Бургас-Александруполис» составит

около 300 км. Возможный объем прокачки нефти на первом этапе ориентировочно
составит 35 млн.тонн в год, с возможностью увеличения до 50 млн.тонн.

11.2. Строительство волоконно-оптических линий связи для построения
Единой информационной системы ОАО «АК «Транснефть»

1. цифровая радиорелейная линия связи «Анжеро-Судженск – Тайшет» – 793 км;
2. волоконно-оптическая линия связи «Самара – Тихорецк – Новороссийск» – 1 686 км.

Кроме того, выполнено проектирование нового строительства ЦРРЛ связи

«Демьянск-Томск», 1 пусковой комплекс – «Томск-Парабель» протяжённостью 316 км.

Также в соответствии с Комплексной программой диагностики, технического

перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных
нефтепроводов, в 2008 году осуществлено техническое перевооружение 2 323 км.
магистральных линий связи с переходом на цифровые технологии передачи данных.

В 2009 году запланировано окончание строительства и ввод в эксплуатацию ВОЛС

«Самара – Тихорецк – Новороссийск», I этап, уч.«Самара - Кузьмичи» – 871 км. Ввод в
эксплуатацию ЦРРЛ «Анжеро-Судженск – Тайшет» – 793 км. запланирован в 2010 году.

Реализация плана развития корпоративной сети передачи данных для построения

ЕИС ОАО «АК «Транснефть» позволит решить вопросы обеспечения высокоскоростными
цифровыми каналами связи производственных объектов.

содержание .. 56 57 58