Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Методика обоснования экономической эффективности схем транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов

2. Особенности транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов

2.1 Краткая технико-экономическая характеристика транспорта газа, нефти и нефтепродуктов

2.2 Экономическая оценка транспорта газа, нефти и нефтепродуктов по альтернативным схемам транспорта

3. Оценка влияния рисков на экономическую эффективность транспорта газа, нефти, нефтепродуктов

3.1 Влияние природных рисков на эффективность транспорта газа, нефти, нефтепродуктов

3.2 Оценка количественного влияния финансовых рисков

4. Обоснование выбора рационального варианта транспорта газа, нефти, нефтепродуктов

Заключение

Список литературы

Введение

Сложное финансовое состояние нефтегазовой отрасли, падение добычи газа и нефти на основных месторождениях в связи с их естественным истощением и недостаток транспортных мощностей в случае существенного роста объемов газа и нефти, добываемого независимыми производителями, обусловливают неотложность решения вопросов, связанных с инвестиционной деятельностью. Необходимость активизации инвестиционной деятельности в нефтегазовой отрасли предопределяется ее высокой капиталоемкостью, инвестиционной инерционностью и состоянием основных фондов.

Основным источником инвестиций в нефтяном комплексе продолжают оставаться собственные средства. Их доля, включая заемные средства, доходит до 90 %, из которых более 3/4 приходится на амортизацию и 1/8 часть - на прибыль. Кредиты банков по международным кредитным соглашениям составляют менее 2 % от общего объема инвестиций. Рассматривая структуру инвестиций в основной капитал по отраслям экономики и по видам основных фондов, можно сделать вывод как о незначительности самих инвестиций (средний уровень 12,6%) так и о незначительном удельном весе инвестиций в машины и оборудование- среднее значение за период 35,6%.

Для перехода российской экономики на траекторию устойчивого развития важным является проведение отечественными предприятиями мероприятий, адекватных меняющимся условиям их хозяйственной деятельности и способствующих повышению результативности и конкурентоспособности производства. На практике появляются значительные трудности при осуществлении планирования мероприятий в этом направлении. В результате чего должным образом не увязанные между собой мероприятия подвергаются «двойному учету», что искажает фактические результаты их реализации, преемственность планов, а консервативный подход к их формированию приводит к накоплению ошибок прошлых лет и, как следствие, в них не находят адекватного отражения происходящие и ожидаемые изменения во внутренней и внешней среде нефтегазового транспорта.

Производитель нефти выбирает маршрут транспортировки, который обеспечивает максимальное значение цены нефти на скважине. Цена нефти на скважине это разница между ценой ее на рынке, куда поставляется нефть и транспортными расходами. Как видим, ЦНС является хорошим критерием для выбора оптимального маршрута поставки, так как учитывает все факторы, влияющие на прибыль производителя нефти.

Таким образом, цена зависит не только от величины трубопроводного тарифа, но и от рационального варианта транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов. Поэтому в современных условиях весьма актуальными становятся исследования, направленные на разработку выбора наиболее рационального варианта транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов.

Объект работы - рациональный вариант транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов.

Предмет работы - особенности транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов.

Цель данной работы - исследование экономической оценки выбора наиболее рационального варианта транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов.

Задачи:

1) изучить методику обоснования экономической эффективности схем транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов;

2) выявить особенности транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов;

3) рассмотреть оценку влияния рисков на экономическую эффективность транспорта газа, нефти, нефтепродуктов;

4) обосновать выбор рационального варианта транспорта газа, нефти, нефтепродуктов.

Среди исследователей, занимающихся данной проблемой, выделяются следующие: Бирюкова В.В., Крайнова Э.А., Бройде И.М., Зубарева В.Д., Саркисов А.С., Хорошилов Ф.В. и др.

1. Методика обоснования экономической эффективности схем транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов

Месторождения Восточной Сибири группируются в вытянутые зоны нефтегазонакопления, что позволяет минимизировать затраты на их освоение и создать единый коридор для транспорта нефти и газа. На сегодняшний день известен ряд вариантов трасс строительства магистральных трубопроводов как для обеспечения потребностей Восточной Сибири и Дальнего Востока в нефти и газе, так и для экспорта углеводородов в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2003 г. ОАО «Газпром» разработало Проект программы создания единой системы добычи газа, его транспортировки и газоснабжения Восточной Сибири и Дальнего Востока с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР на базе реcурсов Сибирской платформы. Проектом предусматривается освоение Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) и Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) со строительством магистрального газопровода (МГП) в направлении Ленек - Олекминск - Алдан - Тында - Сковородино - Благовещенск - Хабаровск - Владивосток - Находка. В районе Хабаровска к МГП подключается новый газопровод Сахалин - Хабаровск.

Кроме того, есть несколько предложений по строительству магистральных нефтепроводов (МНП): НК «ЮКОС» предлагает вариант нефтепровода Ангарск - Дацин, ОАО «АК «Транснефть» - вариант Тайшет - Находка». Существует также вариант их объединения.

Нефтепровод Ангарск - Дацин (вариант 1) будет иметь значительную протяженность на территории Китая, а на российской стороне на всем протяжении пройдет в зоне высокой сейсмичности и сложного рельефа, пересечет заповедные территории. Проектируемый объем перекачки нефти - 30 млн т в год. Проект рассчитан на монопольного зарубежного потребителя.

Нефтепровод Тайшет -- Находка (вариант 2) планируется проложить по маршруту Тайшет (действующий нефтепровод системы «Транснефти») - Казачинское, вдоль трассы БАМа до Тынды и далее через Сковородино, Благовещенск, Хабаровск, Владивосток до Находки. Проектируемый объем перекачки нефти - 80 млн. т в год. Недостатки данного проекта связаны с чрезвычайно сложным рельефом местности на участках вдоль БАМа, где сейсмичность достигает 7-9 баллов, и с прохождением в зоне сезонного водосбора оз. Байкал, что повышает требования к экологической безопасности. Проектом предусматривается, что трасса пройдет в 150 км севернее БАМа, - это в некоторой степени снижает, но не устраняет полностью потенциальную опасность для экологии оз. Байкал. Существенным недостатком данного маршрута нефтепровода является также то, что он практически не устраняет необходимость строительства весьма протяженных подводящих нефтепроводов от месторождений до МНП, причем по мере выявления месторождений на перспективных участках их протяженность будет нарастать.

Прохождение трасс, предполагаемых двумя рассмотренными вариантами МНП, вдали от разведанных месторождений и перспективных нефтеносных участков юга Сибирской платформы в границах Восточной Сибири повышает вероятность низкой загрузки трубопроводов восточно-сибирской нефтью. В связи с этим актуальным является анализ альтернативных вариантов трасс, нивелирующих большинство указанных выше негативных моментов. К ним относятся варианты 3 и 4.

Вариант 3 предусматривает строительство нефтепровода от Нижней Поймы (действующая система «Транснефти») через Богучаны, Юрубчено-Тохомское, Верхнечонское, Чаяндинское нефтегазоконденсатные месторождения на Ленск, Олекминск, Алдан, Тынду и далее на Сковородино, Благовещенск, Хабаровск, Владивосток до Находки.

Вариант 4 предполагает прохождение МНП по маршруту Тайшет - Усть-Кут - Верхнечонское НГКМ и далее, как в варианте 3. Этот нефтепровод полнее охватывает ресурсную базу Иркутской области, но он более удален от ресурсной базы Эвенкийского АО и Красноярского края.

Трассы, предусматриваемые вариантами 3 и 4, при несколько большей общей протяженности имеют значительно меньше участков, проходящих в зоне высокой сейсмичности по сравнению с проектом «Транснефти», и геоморфологический характер трассы в этих случаях преимущественно равнинный. Кроме того, положительной стороной вариантов 3 и 4 является возможность совмещения трасс нефте- и газопроводов в едином коридоре. Это весьма важно, так как большинство месторождений региона являются нефтегазовыми, что обусловливает необходимость комплексного подхода к их освоению.

Авторы провели оценку сравнительной социально-экономической эффективности четырех вариантов трасс Восточного коридора магистральных нефтепроводов с учетом мультипликативных эффектов развития Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса (ВСНГК) на базе ресурсов Сибирской платформы и развития Красноярского края, Эвенкийского АО, Иркутской области и Республики Саха (Якутия). При этом принималась во внимание возможность транспорта природного газа Якутии на экспорт в страны АТР в едином трубопроводном коридоре Чаяндинское НГКМ - Находка.

Комплексное обоснование оптимального варианта магистрального транспорта восточно-сибирской нефти проведено на базе показателя интегрального народно-хозяйственного эффекта, отражающего социально-экономическую эффективность проекта для общества в целом. По своему содержанию он представляет собой сумму чистых дисконтированных доходов (ЧДД) от инвестиций в добычу, магистральный транспорт, проекты развития смежных отраслей и налоговых поступлений в бюджетную систему России от реализации проекта.

Анализ составляющих комплексного показателя и его интегральная оценка осуществлялись при следующих предпосылках:

* в расчете денежных потоков, связанных с разработкой месторождений, учитывались затраты на подготовку запасов, капиталовложения и текущие затраты на разработку месторождений, затраты на строительство нефтепровода-подключения и текущие затраты на перекачку нефти до МНП;

* при оценке инвестиций и текущих затрат были взяты постоянные цены 2003 г. в долларах США, при оценке выручки (дохода) - постоянные транспортные тарифы на перекачку нефти и газа, принятые равными 6,6 долл./1000 т-км и 10 долл./1 млн. куб. м-км соответственно. Предполагалось, что нефть полностью поступает на экспорт по цене 120 долл./т без учета тарифа на транспорт и перевалку экспортируемой нефти;

* показатели эффективности рассчитывались для условий действующего налогообложения при ставке дисконтирования 10%. Продолжительность расчетного периода - 45 лет с выделением основных этапов реализации программы развития нефтедобычи: 2010, 2015, 2025 гг.

За прошедшие десятилетия в Красноярском крае, Республике Саха (Якутия) и Иркутской области сформирована значительная сырьевая база нефтяной и газовой промышленности: выявлено около 50 месторождений нефти и газа, в том числе уникальные по запасам газа Чаяндинское в Якутии и Ковыктинское в Иркутской области; уникальное по запасам нефти, но слабо изученное Юрубчено-Тохомское месторождение в Эвенкийском АО; целый ряд крупных по запасам нефти месторождений, таких как Верхнечонское, Талаканское, Куюмбинское.

Разведанные и предварительно оцененные извлекаемые запасы нефти Сибирской платформы по категориям С1+С2 составляют 3,85 млрд т, в том числе на долю Республики Саха (Якутия) приходится 1295 млн. т, Иркутской области - 877 млн., Эвенкийского АО - 1683 млн т. Извлекаемые ресурсы нефти категории С3 в Восточной Сибири оцениваются в 1,4 млрд т. Объем прогнозных извлекаемых ресурсов нефти категории D1 в этом регионе составляет 8,8 млрд. т. Разведанные и предварительно оцененные извлекаемые запасы газа в Восточной Сибири по категориям С1+С2 составляют 5,7 трлн. куб.м, в том числе в Республике Саха (Якутия) - 2,3 трлн. куб-М. в Иркутской области - 2,33 трлн. в Эвенкийском АО и Красноярском крае-1,12 трлн. куб.м.

Таким образом, сырьевая база позволяет приступить к осуществлению крупных проектов по освоению месторождений и поставкам нефти и газа российским и зарубежным потребителям. Следует отметить, что запасы месторождений природного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) в значительной мере обеспечивают устойчивость газовых проектов, предусматривающих ежегодную поставку потребителям до 100 млрд. куб. м газа до 2040 г., а запасы нефти достаточны для ежегодного объема добычи около 30 млн. т. Для реализации эффективных нефтяных проектов с суммарным объемом поставок не менее 50 млн. т в год требуется наращивание извлекаемых запасов нефти до 2 млрд. т.

Максимально возможный прирост извлекаемых запасов нефти промышленных категорий после проведения необходимых геологоразведочных работ может составить: в Республике Саха (Якутия) -900 млн. т, в Иркутской области - 1900 млн., в Эвенкийском АО и Красноярском крае -1700 млн. т. Однако экономически эффективным будет освоение лишь части этих запасов, поскольку месторождения находятся далеко от магистральных нефтепроводов. Поэтому очевидно, что ресурсная база в четырех оцениваемых вариантах магистрального транспорта углеводородов существенно различается.

С целью обоснования ресурсной базы для каждого варианта трассы было оценено 53 ресурсных блока, выделенных Сибирским научно-исследовательским институтом геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) для геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. На базе этой оценки для каждого блока определены предельно рентабельные расстояния от магистрального нефтепровода. Расчеты проводились с использованием разработанного в СНИИГГиМС программного комплекса «Стратегия» для геолого-экономической оценки ресурсных блоков углеводородного сырья.

Оценка ресурсной базы нефтедобычи для вариантов трасс нефтепроводов производилась путем сопоставления расстояний от границы ресурсных блоков до оцениваемой трассы с расчетными предельно рентабельными расстояниями до МНП.

Наименьший охват ресурсов нефти Восточной Сибири обеспечивается вариантом 1, поскольку предполагаемая им трасса продолжает существующий нефтепровод до Ангарска и пролегает в стороне от территорий, перспективных на нефть. Строительство нефтепроводов-подключений большой протяженности рентабельно только для ресурсных блоков, в которые входят крупнейшие базовые месторождения Сибирской платформы - Талаканское, Верхнечонское, Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское (общий объем экономически эффективных извлекаемых запасов нефти составляет 1230 млн. т).

Трасса нефтепровода, предусматриваемая вариантом 2, помимо уже указанных ресурсных блоков охватывает ряд блоков на юге Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) на территории Иркутской области (объем экономически эффективных извлекаемых запасов нефти увеличивается до 1590 млн. т).

По варианту 4 трасса нефтепровода проходит по наиболее перспективным на нефть территориям Непско-Ботуобинокой НГО, поэтому охватываемая ресурсная база нефтедобычи существенно больше и составляет 1140 млн. т. Трасса, предполагаемая вариантом 3, помимо перспективных на нефть территорий Непско-Ботуобинской НГО проходит также вблизи наиболее перспективных блоков Байкитской и Катангской нефтегазоносных областей (ресурсная база достигает 3600 млн. т).

Таким образом, реализация 3-го или 4-го вариантов строительства нефтепровода обеспечивает вовлечение в хозяйственный оборот основных ресурсов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Это позволит увеличить объемы транспортировки нефти до 80 млн. т, что вдвое превышает проектируемые объемы перекачки нефти, предусматриваемые вариантом 2.

Для рассматриваемых вариантов трассы магистрального нефтепровода был разработан прогноз основных технико-экономических показателей изучения, разведки и освоения нефтеносных блоков Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), охватываемых каждым вариантом трассы, с учетом изученности блоков, их добычных возможностей и пропускной способности проектируемого нефтепровода. Прогноз предусматривает, что за период 2005-2025 гг. по варианту 1 максимальный объем добычи нефти составит 30 млн. т в год, накопленный - 380 млн. т; по варианту 2 - соответственно 50 млн. и 470 млн. т; по вариантам 3 и 4 -около 80 млн. и 930-950 млн. т.

Оценка коммерческой и бюджетной эффективности развития нефтедобычи по вариантам проведена на основе утвержденных методических рекомендаций, соответствующих мировой практике оценки экономической эффективности инвестиционных проектов. Лучшие показатели как коммерческой, так и бюджетной эффективности добычи нефти на Сибирской платформе обеспечивает вариант 3, так как он охватывает наибольший объем ресурсов нефти и соответственно затраты на транспорт нефти от месторождений до МНП в этом случае наименьшие.

В рамках этого варианта к 2025 г. накопленный чистый дисконтированный доход недропользователей прогнозируется в объеме 5,5 млрд. долл. США, а дисконтированные бюджетные поступления должны составить более 10 млрд. долл. Несколько ниже соответствующие показатели по варианту 4 (Тайшет - Верхнечонское НГКМ - Ленек - Тында - Находка). Вариант 2 (Тайшет - Находка) имеет показатели эффективности вдвое ниже, чем по вариантам 3 и 4, а у варианта 1 (Ангарск - Дацин) они ниже почти в 3 раза.

Для вариантов трасс, проходящих по территории Республики Саха (Якутия), осуществлен также прогноз показателей эффективности развития газовой промышленности республики в соответствии с программой ОАО «Газпром» и транспорта природного газа на экспорт в страны АТР в едином коридоре с МНП (варианты 3 и 4). В Вилюйском районе в 2003 г. добыча природного газа составила 1232,7 млн. куб.м, конденсата - 69,4 млн. т [8]. В случае формирования в республике нефтегазового комплекса, здесь предполагается постепенный рост добычи газа к 2014 г. и выход на максимальный уровень 4,5 млрд. куб. м. В Чаяндинском районе предполагается начать добычу с 2008 г. и достичь максимального уровня 30,7 млрд. куб. м к 2018 г. Такой уровень добычи газа по Якутии поддерживается до конца расчетного периода.

Опенка экономической эффективности развития газодобывающего комплекса Республики Саха (Якутия) показала, что вовлечение в хозяйственный оборот газоконденсатных месторождений может внести существенный вклад в развитие экономики этого региона, а также Восточной Сибири к целом. К 2025 г. накопленный ЧДД недропользователей от добычи к переработки природного газа с выделением гелия прогнозируется в объеме 2,9 млрд. долл. США, а дисконтированные поступления в бюджеты всех уровней к указанному сроку составят 4,9 млрд. долл.

Расчет основных технико-экономических показателей и оценка эффективности вариантов трасс трубопроводов проведены с помощью динамической имитационной модели финансово-экономической оценки строительства и функционирования трубопроводов в период 2005-2025 гг., разработанной в Институте экономики и организации промышленного производства СО РАН. Приняты следующие исходные посылки:

- загрузка трубопроводов сбалансирована в динамике с приведенными прогнозируемыми объемами добычи нефти и газа Сибирской платформы с учетом поставок нефти из Западной Сибири на экспорт в страны АТР;

- экспорт нефти из Западной Сибири в 2010 г. ожидается в объеме 25-35 млн. т. По мере роста добычи нефти в восточных районах России и выхода на мировые рынки поставки западносибирской нефти к 2025 г. снизятся до 0 (вариант 3) - 17 млн. т (вариант 2);

- средний срок строительства линейной части трубопроводов составляет 3-4 года, выход на проектную мощность МНП обеспечивается в течение трех лет после окончания строительства, расчетный период оценки эффективности - 22 года.

Наибольшие показатели экономической эффективности имеет вариант 3 (см. таблицу 1), обеспечивающий максимальный радиус рентабельного сбора нефти с месторождений Сибирской платформы в магистральный нефтепровод. Инвестиции в размере 10,5 млрд. долл. США окупаются за 9лет благодаря максимальным объемам загрузки - 80 млн. т в год. Чистый дисконтированный доход составляет 5,08 млрд. долл. США, а внутренняя норма доходности инвестиций 20,2% против нормативной 10-12%. Капитал риска, определяемый как спрос на заемные инвестиции на стадии строительства нефтепровода, оценивается в 4,5 млрд. долл. США, что составляет 42% от стоимости проекта.

Таблица 1. Эффективность инвестиций в строительство трасс трубопроводов за период 2015-2025 п.

Показатель	Нефтепроводы	Газопровод
	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4
Максимальная загрузка, млн. т/год	30	50	80	77	34
Грузооборот, млрд. т- км	806	3717	6470	6246	1780
Кап. вложения, млрд. долл. США	3,93	9,29	10,51	10,50	9,51
Чистый доход, млрд. долл. США	2,54	13,28	22,20	22,80	10,10
ЧДД, млрд. долл. США	-0,01	2,77	5,08	4,74	0,64
Срок окупаемости, лет	10	7,5	9	9	9
Внутренняя норма доходности, %	9,9	18,2	20,2	20,0	11,9
Капитал риска, млрд. долл. США	1,60	4,58	4,52	4,75	5,00
Бюджетные поступления, млрд. долл. США	2,36	10,40	15,00	14,50	8,03
Дисконтированный бюджетный эффект, млрд. долл. США	0,78	3,74	5,10	4,90	2,34

Вариант 4 незначительно уступает варианту 3. Следовательно, варианты 3 и 4 обладают высоким запасом эффективности при условии интенсивной доразведки и подготовки к освоению месторождений нефти Сибирской платформы в 2015-2015 гг. и создания благоприятного инвестиционного климата инвесторам нефтедобывающей промышленности.

Несмотря на то, что по варианту 2 объем инвестиций, направляемых на строительство нефтепровода, на 1,22 млрд. долл. США меньше по сравнению с вариантом 3, вариант 2 менее эффективен, так как по нему масштаб рентабельного сбора ресурсов нефти Сибирской платформы вдвое меньше, а соответственно грузооборот ниже в 1,7 раза. В то же время показатели эффективности варианта 2 приемлемы для частных инвесторов, да и сроки окупаемости у него на 1,5 года меньше. В случае замедления сроков подготовки запасов нефти Сибирской платформы может быть реализован этот вариант. Но в дальнейшем его осуществление потребует от недропользователей дополнительных затрат на подключение месторождений Эвенкии и Якутии. И уж совсем не выдерживает конкуренции с другими вариантами нефтепроводов вариант 1.

В случае реализации вариантов 3 или 4 появится возможность строительства в едином коридоре магистрального газопровода Чаяндинское НГКМ - Находка, что обеспечит инвесторам МГП приемлемые нормы доходности и сроки окупаемости, тогда как вне единого коридора при существующем налогообложении строительство МГП для инвестора экономически неэффективно.

Бюджетная эффективность вариантов 2,3 и 4 достаточно высокая: отношение совокупных налоговых поступлений в бюджеты разных уровней к величине чистого дохода инвестора составит 78% по варианту 2 и 67% по вариантам 3 и 4. Совокупные доходы по всем видам налогов в бюджетную систему от эксплуатации нефтепроводов за период 2015-2025 гг. по варианту 2 составят 10,4 млрд. долл., по вариантам 3 и 4 - соответственно 15 и 14 млрд. долл., по газопроводу Чаяндинское - Находка - 8,03 млрд. долл.

По показателю прироста доходов региональных бюджетов варианты 3 и 4 равнозначны для Республики Саха (Якутия), тогда как для Красноярского края предпочтителен вариант 3, для Иркутской области - вариант 4, по которому доходы ее консолидированного бюджета втрое выше в сравнении с вариантом 3.

Мультипликативный эффект реализации проектов развития транспортной инфраструктуры нефтегазового сектора выражается в приросте масштабов добычи и транспорта нефти и газа Сибирской платформы и в развитии смежных отраслей в районах прохождения трассы, что влечет за собой приросты занятости населения и валовых региональных продуктов.

Диверсификация нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) различна в исследуемых вариантах. В вариантах 1 и 2 к 2015 г. предусматривается ввод в действие нефтегазоперерабатывающих заводов регионального значения общей мощностью 3,7 млн. т в п. Богучаны, городах Усть-Кут или Киренск и г. Ленске. В названных пунктах вариантами 3 и 4 предусматривается создание нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью 9 млн. т. С учетом приведенных выше гипотез до 2025 г. прогнозируется прирост занятых в ВСНГК и смежных отраслях по вариантам 1 и 2 - на уровне 130 тыс. чел., по вариантам 3 и 4 - 200 тыс. чел. Наибольший косвенный эффект (свыше 14 млрд. долл. США за 20 лет) могут дать магистральные нефтепроводы, предусматриваемые вариантами 3 и 4, проходящие через уникальные Юрубчено-Тохомское, Верхнечонское месторождения и месторождения Республики Саха (Якутия), причем около половины косвенного эффекта создается в экономике Якутии.

Сравнительный анализ интегральных показателей социально-экономической эффективности вариантов трасс нефтепроводов наглядно демонстрирует преимущества комплексного подхода к выбору трассы с учетом ее влияния на масштабы освоения нефтяных и газовых ресурсов Сибирской платформы. По всем параметрам экономической эффективности и социально-экономическим последствиям реализации проектов трубопроводов за период 2015-2025 гг. наилучшие показатели имеет вариант 3. Ожидаемый дисконтированный интегральный народно-хозяйственный эффект данного проекта составит 40,4 млрд. долл. США, а с учетом развития газовой промышленности в Республике Саха (Якутия) вследствие формирования единого транспортного коридора и строительства газопровода -54,8 млрд.

Слагаемые общественной эффективности варианта 3 следующие:

- максимальный охват ареалов концентрации перспективных запасов нефти и газа Сибирской платформы, расширение зоны рентабельности поиска и разведки залежей углеводородов, что обеспечивает экономически благоприятные условия для подготовки запасов высокими темпами;

- интенсивное развитие нефтедобычи на крупных месторождениях Эвенкийского АО, Красноярского края, Иркутской области и Республики Саха (Якутия);

- создание благоприятных условий для прокладки в едином коридоре с нефтепроводом газопровода от Чаяндинского месторождения

- развитие нефтегазоперерабатывающей промышленности для удовлетворения внутрирегионального спроса.

Обустройство морских месторождений характеризуется числом сооружаемых на шельфе стационарных платформ (МСП) с установленным на них технологическим оборудованием, числом и протяженностью трубопроводов, транспортирующих нефть, газ и другие технологические жидкости. Потоки флюидов могут транспортироваться как между платформами и береговыми сооружениями, так и обратно.

Поскольку трубопроводы, в основном, обеспечивают выполнение транспортной задачи "промысел - потребитель", выбор конструктивной схемы системы трубопроводов является весьма ответственным решением в обеспечении эксплуатационной надежности и безопасности транспорта нефти и газа.

В соответствии с количеством технологических потоков определяется число ниток трубопроводов, осуществляющих их транспорт. Наличие нескольких платформ позволяет создать более гибкую, надежную и эффективную схему трубопроводного транспорта продукции на берег. Количество ниток трубопроводов, обеспечивающих транспорт технологических жидкостей на берег или с берега, как правило, составляет от двух до четырех. При этом в общем случае (при отсутствии резервных трубопроводов) необходимое количество трубопроводов определяется по формуле:

nтр. = nпт. * nсп..

где: nсп и nпт - количество МСП и транспортируемых с них на берег (или, наоборот, с берега на платформы) технологических потоков, соответственно.

Число nтр. включает трубопроводы, идущие с платформ на беpeг и соединяющие платформы между собой. Имея ввиду, что обычно расстояния между платформами значительно меньше расстояний от платформ до берега, прокладка трубопроводов между платформами является эффективным способом повышения надежности транспортной трубопроводной системы при сравнительно невысоких дополнительных затратах.

Пусть разработка месторождения осуществляется с помощью двух МСП, связанных с береговым комплексом подготовки (БКП) тремя технологическими потоками: нефть и попутный газ на берег, а также газ высокого давления, транспортируемый с берега на МСП для целей газлифта. Общее количество трубопроводов, необходимое для транспорта всех потоков с обеих МСП составляет:

nтр.= nсп. * nпт. = 6

В качестве альтернативы рассмотрим две схемы транспорта продукции на берег:

1. Традиционная схема, предусматривающая транспорт всех потоков с одной МСП на другую, откуда все компоненты в полном объеме транспортируются на берег.

2. Кольцевая схема, предусматривающая связь обеих МСП с береговыми сооружениями и между собой. В соответствии с этой схемой транспорт основного компонента (нефти) на берег осуществляется непосредственно с каждой МСП, а два других компонента в полном объеме - через одну из МСП.

Общее количество трубопроводов в обоих вариантах одинаково и равно шести, но в варианте 2 их общая протяженность больше, следовательно, выше и затраты. С другой стороны, вариант 2 представляется более надежным. Так одновременный отказ в варианте 2 двух параллельных трубопроводов, связывающих одну из МСП с БКП, вследствие неблагоприятных природных воздействий позволяет осуществлять транспорт с обеих МСП на берег двух компонентов из трех, в то время, как одновременный отказ с той же вероятностью трех трубопроводов соединяющих МСП с берегом в варианте 1, приведет к полной изоляции обеих платформ, т.е. к их функциональному отказу.

Одним из критериев надежности функционирования систем добычи, подготовки и транспорта продукции является количество трубопроводов, связывающих МСП с берегом непосредственно или транзитом через соседние МСП.

В варианте 1 количество связей для обеих платформ равно трем, в варианте 2 - четырем.

При равноценности платформ (т.е. одинаковом количестве добываемой на них продукции) следует стремиться, чтобы количество связей у платформ было бы одинаковым, а сумма их была максимальной.

В соответствии с вышеприведенными соображениями при выборе схемы транспорта продукции с МСП на БКП следует руководствоваться следующими правилами:

1. Суммарное количество трубопроводов, идущих с МСП на БКП или соседнюю МСП, должно быть не меньше числа компонентов транспортируемой продукции.

2. При необходимости создания двух технологических потоков для обеспечения технологического процесса добычи и транспорта основного компонента продукции (нефти или газа) количество трубопроводов, идущих с каждой МСП на БКП, должно быть не меньше двух.

С учетом этих правил наиболее рациональной схемой для двух МСП и трех компонентов представляется вариант 2. Это предположение можно проверить расчётами.

В рассматриваемой схеме для обеспечения добычи и транспорта основного компонента требуется наличие двух технологических потоков (нефти, транспортируемой с моря на берег, и газа для целей газлифта - в обратном направлении). Данная система характеризуется следующими параметрами: протяженность трубопровода от МСП до БКП - L1, км; протяженность трубопровода между МСП - L2, км; параметр потока отказов трубопроводов, вызванных внутренними причинами (коррозия, дефекты изготовления и монтажа) - 1,1/км год; параметр потока одновременных отказов двух или более трубопроводов, проложенных в близости друг от друга, вызванных внешними воздействиями природной среды (например, воздействием ледовых торосов) - 2,1/км год; параметр потока восстановлений трубопроводов 1/км год (принимается стратегия ограниченного обслуживания).

Оценка надежности системы производится путем определения вероятностей пребывания ее во всех возможных состояниях. Эти состояния характеризуются количеством отказавших трубопроводов. В качестве таких состояний могут быть рассмотрены следующие:

0 - система исправна (отсутствуют отказавшие трубопроводы);

1 - отказ одного из трубопроводов, осуществляющих транспорт с МСП на БКП;

2 - отказ одного из трубопроводов, связывающих две МСП между собой;

1, 2 - морские стационарные платформы

БКП - береговой комплекс подготовки

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТОКИ:

n - нефть

гп - газ попутный

гг - газ на газлифт

Эти состояния могут быть объединены в группы по характеру последствий для транспортной системы, к которым приводят отказы трубопроводов. Для рассматриваемой системы таких групп пять:

0 - отказавших трубопроводов нет; система исправна и полностью работоспособна;

1 - отказ одного из трубопроводов; два потока (нефть и газ на газлифт) транспортируются с обеих МСП (и на обе МСП); третий (попутный газ) - с одной МСП; попутный газ, добываемый на другой МСП сжигается на факеле;

2 - отказ двух трубопроводов; нефть транспортируется на берег с обеих МСП, газ на обеих МСП сжигается на факеле;

3 - отказ трех или четырех трубопроводов; нефть транспортируется на берег с одной из МСП, газ сжигается на факеле;

4 - отказавших трубопроводов может быть от трех до пяти; не может осуществляться добыча или транспорт нефти и газа ни с одной из МСП; функциональный отказ системы.

Таким образом, рассматриваемые группы событий характеризуют:

0 - исправное состояние системы;

1, 2, 3 - система функционирует с параметрическими отказами;

4 - система находился в состоянии функционального отказа.

Определение вероятностей пребывания трубопроводной системы в том или ином состоянии производится методами теории массового обслуживания с использованием вероятной схемы "гибели и размножения".

Вероятности (интенсивности) перехода системы из состояния 1 в состояние 2 - определяются следующим образом.

Предположим, в начальный момент времени система исправна и работоспособна (состояние 0). Она может перейти:

- в состоянии 1 в случае отказа одного из четырех трубопроводов, связывающих МСП с береговыми сооружениями;

- в состоянии 2 в случае одновременного отказа двух трубопроводов, связывающих одну из МСП с БКП.

В случае восстановления (ремонта) поврежденного трубопровода, система может перейти из состояния 1 в состояние 0.

Поскольку мы рассматриваем систему с ограниченным восстановлением (работает одна ремонтная бригада) система может перейти в состояние 0 только из состояния 1. Из состояния 2 она может непосредственно перейти только в состояния 1 соответственно.

Аналогичным образом вычисляются и остальные интенсивности перехода системы во все возможные состояния. Затем для данной системы составляются уравнения Эрланга, отражающие связь между вероятностями состояний системы. Поскольку система может находиться в 5 состояниях, то составляется 5 линейных уравнений, с 5-ю неизвестными. Такая система уравнений может быть решена с использованием ЭВМ, поскольку при решении уравнений через определители количество слагаемых равно n, где n - количество уравнений в системе. В системе из 5 уравнений таких слагаемых будет 5--= 1,3 х 10.

2. Особенности транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов

2.1 Краткая технико-экономическая характеристика транспорта газа, нефти и нефтепродуктов

транспортировка газ нефть риск

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей, включая газопродуктопроводы, - 151 тыс. км, нефтепроводных - 46,7 тыс. км, нефтепродуктопроводных - 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса трубопроводным транспортом составляет 30 % общего объема грузооборота. По системе магистрального транспорта перемещается 100 % добываемого газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки. В общем объеме транспортной работы (грузооборота) доля газа составляет 55,4 %, нефти - 40,3 %, нефтепродуктов - 4,3 %. На магистральных газопроводах и в подземных хранилищах единой системы газоснабжения эксплуатируется 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата общей установленной мощностью 42 млн. кВт. Подачу газа потребителям обеспечивают 3300 газораспределительных станций. В состав сооружений магистральных нефтепроводов входят 387 нефтеперекачивающих станций, в состав нефтепродуктопроводов - 100 перекачивающих станций, резервуарные парки общей вместимостью 17,43 млн. м3. Надежность систем магистрального трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа является важнейшим фактором стабильности и роста экономического потенциала России.

Системы трубопроводного транспорта - это тот рычаг, который позволяет государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки. Экспорт газа, нефти и нефтепродуктов в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том числе через морские терминалы. Морские терминалы в Новороссийске и Туапсе могут обеспечить вывоз сырой нефти в объеме 45 млн. тонн в год. Степенью надежности трубопроводов во многом определяется стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Российские трубопроводные системы наиболее активно развивались в 60-80-е годы. В настоящее время 35 % трубопроводов эксплуатируется более 20 лет, что требует повышенного внимания к их эксплуатационной надежности и технической безопасности.

На магистральных нефтепроводах эти проблемы стоят особенно остро. Сегодня, несмотря на снижение загрузки нефтепроводов более чем в полтора раза по сравнению с максимально возможной, опасность аварийных ситуаций не снижается, что ведет к увеличению объема работ по ремонту, реконструкции и техническому перевооружению. В настоящее время возрастной состав магистральных нефтепроводов следующий (в %):

менее 10 лет - 7;

10...20 лет - 25;

20...30 лет - 34;

свыше 30 лет - 34.

По уровню надежности магистральные нефтепроводы можно разделить на три группы:

Нефтепроводы, построенные до 1970 года. Вводились в эксплуатацию в основном без активной защиты от коррозии. Пассивная защита (битумная изоляция) была рассчитана на срок службы 8...12 лет. Фасонные детали нефтепроводов выполняли только сваркой на трассе.

Нефтепроводы, построенные в 1970-1975 годы. Нефтепроводы преимущественно большого диаметра (1020 и 1220 мм). В проектах уже предусматривались средства электрохимзащиты. Фасонные изделия трубопроводов частично были заводского изготовления. Время предпусковых испытаний для нефтепроводов большого диаметра было увеличено с 6 до 24 часов.

Нефтепроводы, построенные после 1975 года. При строительстве использовали фасонные детали только заводского изготовления. Во время предпусковых испытаний (24 ч) давление было повышено до заводского испытательного давления, вызывающего в металле труб напряжение, равное 0,90...0,95 нормативного предела текучести. Повышается категорийность отдельных участков нефтепроводов, предусматривается строительство трассовых ЛЭП.

В настоящее время магистральные нефтепроводы имеют битумные, полимерные и комбинированные покрытия, нанесенные в трассовых условиях. Нефтепроводы диаметром 1020...1220 мм с полимерными и мастичными (битумными) покрытиями, имеющие срок эксплуатации более 15 лет, отнесены к участкам повышенного риска. Общая протяженность таких участков составляет 7,8 тыс. км. Гарантированный срок службы изоляционных покрытий для нефтепроводов диаметром 820 мм и менее определен в 20 лет, по истечении которого требуются их периодическое обследование и выборочный ремонт. Общая вместимость резервуарного парка системы магистральных нефтепроводов составляет 12,8 млн м3. Для обеспечения технологических процессов по транспортировке и хранению нефти применяется более 10 типов резервуаров. По данным ЦНИИпроектстальконструкция им. Мельникова, 70,5 % резервуаров имеют срок эксплуатации более 20 лет. В связи с этим проводятся их комплексное обсл Система нефтепродуктопроводов способна обеспечить транспортировку на региональные рынки страны 54,5 млн. тонн нефтепродуктов в год от 13 (из 25) НПЗ России.

В настоящее время загрузка системы сохраняется на уровне 21 млн. тонн в год в основном за счет экспорта нефтепродуктов от 12 НПЗ России по нефтепродуктопроводам Унеча - Полоцк - Вентспилс (с участием СП «ЛатРосТранс») и Кириши - Санкт-Петербург, а также с использованием железнодорожных наливных пунктов «Никольское», «Брянск», «Гомель» и «Новоград-Волынский». Кризис в экономике страны, снижение платежеспособности внутреннего товарного рынка, сокращение добычи нефти и производства нефтепродуктов явились объективными причинами сравнительно невысокой среднесетевой загрузки нефтепродуктопроводов, которая в 2005 году составила только 38,6 % от мощности установленного оборудования. Надежность, экологическая безопасность и снижение аварийности нефтепродуктопроводов обеспечиваются за счет:

- диагностики и капитального ремонта линейной части, резервуаров и оборудования;

- технического перевооружения и реконструкции технологического оборудования, систем автоматизации насосных станций, резервуарных парков и телемеханизации линейной части магистральных нефтепродуктопроводов;

- модернизации существующих и внедрения новых систем пожаротушения резервуарных парков. Однако из-за дефицита средств объемы работ недостаточны. Как показывает анализ современного состояния нефтепродуктопроводов, для увеличения их загрузки, повышения технического уровня и улучшения финансового состояния всех дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефтепродукт» необходимы:

- привлечение к транспортировке дополнительных объемов нефтепродуктов внутреннего рынка и экспорта;

- создание оптимального технологического запаса нефтепродуктов для сокращения сроков доставки топлива;

- увеличение разветвленности сети и объемов реконструкции действующей системы;

- расширение номенклатуры транспортируемых нефтепродуктов;

- диверсификация основных фондов;

- увеличение объемов реализации нефтепродуктов на наливных пунктах и раздаточных блоках.

Решение этих задач будет способствовать повышению эффективности, конкурентоспособности и привлекательности нефтепродуктопроводов. Система магистрального трубопроводного транспорта газа обеспечивает транспортировку всего добываемого в стране газа. В ОАО «Газпром» вопрос технического перевооружения газоперекачивающих станций стоит достаточно остро. До 30 % компрессорных станций физически и морально устарели, более 15 % станций эксплуатируется свыше 25 лет. Вследствие того, что КПД эксплуатируемого парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) в ОАО «Газпром» 23...30 %, на собственные нужды расходуется до 10 % транспортируемого газа. Поэтому до 2015 года предполагается повысить КПД газотурбинных установок (ГТУ) до 31...36 %, парогазовых - до 37...40 %. Перспективное развитие трубопроводного транспорта.

Вернемся к нашему примеру. Трубопроводная система, включающая три МСП и три технологических потока, описывается системой из 50-60 уравнений, для решения которой требуется сложить 1,27 х 10 слагаемых. Решение такой задачи требует определенных затрат машинного времени. Для упрощения данной задачи можно ограничиться вычислением только вероятностей групп состояний, тем более что как раз они нас и интересуют с точки зрения последствий для рассматриваемой системы. В этом случае придется иметь дело с пятью состояниями системы, которые описываются пятью уравнениями.

Система будет находиться в состоянии Р(0), если при нахождении ее в этом состоянии не произойдет за элементарный отрезок времени отказов одного или двух трубопроводов с интенсивностями, соответственно, или при нахождении ее в состоянии P(1) за тот же промежуток времени произойдет восстановление (ремонт) отказавшего трубопровода с интенсивностью

Последнее уравнение системы записывается, исходя из условия, что сумма вероятностей пребывания системы во всех возможных состояниях равна 1, т.е.:

Р(0) + Р(1) + Р(2) + Р(3) + Р(4) = 1

По полученным формулам вычисляются вероятности отсутствия или наличия в системе тех или иных параметрических отказов. Затем производится уточнение вычисленных приближенно вероятностей пребывания системы в отдельных состояниях: 0, и интенсивностей перехода системы из одной группы состояний в другую.

Практика расчетов показала, что можно ограничиться однократным пересчетом этих значений в связи с тем, что допускаемая ошибка в определении превышает 5%.

В соответствии с вышеописанной методикой были произведены расчеты по определению вероятности пребывания обеих сравниваемых транспортных систем в каждом из возможных состояний. Следует отметить, что транспортная система, соответствующая первому варианту схемы характеризуется несколько иными группами возможных состояний:

0 - система исправна и работает в номинальном режиме;

1 - нефть транспортируется с обеих МСП, газ - с одной;

2 - нефть транспортируется с обеих МСП, газ на обеих МСП сжигается на факеле;

3 - нефть и газ транспортируются с одной МСП;

4 - нефть транспортируется с одной МСП;

5 - функциональный отказ системы.

Таблица 2. Сравнение показателей надежности альтернативных вариантов трубопроводной системы

Вариант	Вероятности обеспечения транспорта технологических потоков	Вероятность наступления в течение 1 года функционального отказа системы
	Нефть с двух МСП Газ с одной МСП Р(0) + Р(1)	Нефть с двух МСП Р(0) + Р(1) + Р(2)
1	0.9576	0.9957	0.0093
2	0.992	0.9945	0.0005

Что соответствует заглублению трубопроводов в грунт на глубину 3 м. Приведенные исходные параметры соответствуют условиям Пильтун-Астохского нефтегазового месторождения на шельфе северного Сахалина.

Вероятности пребывания трубопроводной транспортной системы в каждом из возможных состояний характеризовались следующими значениями:

Вариант 1

Р(0) = 0.9466

Р(1) = 0.011

P(2) = 0.038

P(3) = 0.00277

Р(4) = 0.000495

Р(5) = 0.000923

Вариант 2

Р(0) = 0.933

P(1) = 0.0059

Р(2) = 0.00749

P(3) = 0.000332

P(4) = 0.000147

Как видно вариант 2 схемы проигрывает варианту 1 только по вероятности пребывания системы в номинальном состоянии, что объясняется большей протяженностью трубопроводов в схеме варианта 2 и, следовательно, более высокой их повреждаемостью. По остальным показателям схема варианта 2 предпочтительнее.

2.2 Экономическая оценка транспорта газа, нефти и нефтепродуктов по альтернативным схемам транспорта

В целях обеспечения стратегических и экономических интересов России планомерно и комплексно прорабатываются четыре направления экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморско-средиземноморское, центрально-европейское и восточно-сибирское. По прогнозам, предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России. В ближайшее время планируется увеличить добычу нефти в Тимано-Печорском регионе, а в более отдаленной перспективе - в Каспийском регионе и Восточной Сибири. Проблема экспорта российской нефти из новых регионов может быть решена за счет развития:

- на западе страны - нового северобалтийского направления;

- на востоке - тихоокеанского (в ближайшее время) и восточно-сибирского направлений (в долгосрочной перспективе);

на юге - каспийско-черноморского направления.

Cтратегические и экономические интересы России тесно связаны с увеличением объемов транзита нефти стран СНГ.

Транзит нефти будет способствовать как загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов, так и строительству новых трубопроводов.

Каспийско-черноморско-средиземноморское направление позволит обеспечить транзит нефти Азербайджана, Казахстана, Туркмении через территорию России и увеличить объем экспорта российской нефти через нефтяные терминалы в Новороссийске (Шесхарис), Новороссийске-II (Южная Озерейка), Туапсе. Планируется довести пропускную способность нефтепровода Баку - Тихорецк до 17 млн. т нефти в год, реконструировать терминал «Шесхарис» и участок нефтепровода Тихорецк - Новороссийск, завершить строительство нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума.

Проект Балтийской трубопроводной системы (БТС) имеет большое значение не только для ОАО «АК «Транснефть», но и для всей российской экономики, поскольку создается новое экспортное направление для транспортировки российской нефти и транзита нефти стран СНГ. БТС позволит уменьшить затраты добывающих компаний на транспорт нефти на экспорт.

Центрально-европейское направление традиционно для России. Нефть транспортируется по двум маршрутам: северному - в Польшу и Германию, и южному - на нефтеперерабатывающие заводы Чехии, Словакии, Венгрии, Хорватии и Югославии. Планируется продлить маршрут через порт Омишаль на рынок Средиземноморья по системе нефтепроводов «Дружба» и «Адрия».

Перспективу развития северного маршрута нефтепровода «Дружба» при недостаточной сырьевой базе в России целесообразно рассматривать в связи с транспортировкой нефти Прикаспийского региона (Казахстана). Кроме того, в связи со стабилизацией (около 28 млн. тонн в год) потребления российской нефти нефтеперерабатывающими заводами Германии и Польши дальнейшее развитие северного маршрута нефтепровода «Дружба» целесообразно лишь при условии поставок на европейский рынок нефти из стран СНГ.

Восточно-сибирское направление связано с бурным развитием промышленности стран Азиатско-Тихоокеанского региона, прежде всего Китая, и возникновением здесь нового платежеспособного рынка. Поэтому весьма перспективной представляется реализация проекта поставки российской нефти в Китай. Основные направления развития нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт» до 2020 года определены на основании прогнозных оценок объемов добычи и переработки нефти, производства и потребления нефтепродуктов, представленных в Энергетической стратегии России до 2020 года.

Строительство новых нефтепродуктопроводов и развитие морских терминалов обеспечат для производителей снижение затрат на экспорт нефтепродуктов. С учетом расположения нефтеперерабатывающих заводов и конфигурации нефтепродуктопроводной сети обозначены основные грузопотоки светлых нефтепродуктов:

- к портам Черного моря - от Волгоградского, Сызранского, Саратовского, Уфимского, Омского и Лисичанского нефтеперерабатывающих заводов;

- к портам Балтийского моря - от Ярославского, Пермского, Уфимских, Самарских, Рязанского, Московского и Киришского нефтеперерабатывающих заводов. Реализация этих инвестиционных предложений позволит не только повысить загрузку действующей трубопроводной сети ОАО «АК «Транснефтепродукт», но и подключить к ней предполагаемые к строительству новые нефтепродуктопроводы:

- в южном направлении - магистральный нефтепродуктопровод Сызрань - Саратов - Волгоград - Туапсе (Новороссийск). Протяженность трассы - около 1600 км, объем транспортировки нефтепродуктов - до 6 млн. тонн;

- в северо-западном направлении - магистральный нефтепродуктопровод Ярославль - Солнечногорск - Тверь - Батарейная. Протяженность трассы - около 1400 км, объем транспортировки - до 5 млн. тонн;

- нефтепродуктопровод Красный Бор - Бронка. Протяженность - 80 км, объем транспортировки светлых нефтепродуктов - 3 млн. тонн;

- нефтепродуктопровод Пермь - Альметьевск - Запад. Протяженность трассы - 530 км, объем транспортировки - до 5 млн. тонн.

Использование трубопроводного транспорта нефтепродуктов экономически целесообразно. Тарифы на транспорт по системе трубопроводов останутся ниже тарифов на железнодорожные перевозки, что позволит: