Балтийская трубопроводная система
Казалось бы, нефтепровод в европейской части России строить намного проще, чем в условиях Восточной Сибири, но в случае с БТС-2 это не так. На протяжении маршрута было около 350 км болот и множество водных преград, включая такие могучие реки, как Двина и Днепр. А часто строителям приходилось идти в буквальном смысле слова по минному полю. Сейчас места строительства в основном малолюдны, но во время Великой Отечественной войны здесь сталкивались массы солдат и техники. Поэтому строительство предваряла масштабная работа саперов. Количество мин и снарядов, извлеченных перед строительством, было таково, что их можно было вывозить грузовиками. Работали и поисковые группы (всего около 200 человек), которые выявляли захоронения времен войны.
Длительный период подготовки, обусловленный разминированием и поисковыми работами, должны были компенсировать особо быстрые темпы строительства. Было занято более 5 тысяч человек и более 3 тысяч единиц техники, но только количеством рабочей силы невозможно было принципиально ускорить процесс. Один из приемов, позволивших сократить сроки, ⎯ это создание трубосварочной базы. Две стандартные трубы сваривали вместе и после этого отправляли на маршрут. Сварка в условиях базы занимала 20 минут вместо часа, который требуется в открытом поле. Если учесть, что протяженность нефтепровода около 1300 км, а значит, необходимо сварить почти 120 тысяч стандартных 11-метровых труб, то очевиден грандиозный выигрыш во времени. Благодаря этому скорость строительства в отдельные моменты превышала 3 км в день. В итоге БТС-2 была создана даже раньше срока (I квартал 2012 года вместо III квартала 2012 года).
Параллельно шло строительство нефтеналивного терминала в порту Усть-Луга. Это новый порт, который начал работу с открытия угольного терминала в конце 2001 года. Через 10 лет там появился терминал для нефтепродуктов, а в марте 2012 года ⎯ терминал для сырой нефти. Тогда же фактически начала работу БТС-2: танкер «Невский проспект» водоизмещением 100 тысяч тонн был загружен нефтью, которая пришла из Западной Сибири по системам «Дружба» и БТС-2, и отправился в Европу.
Сейчас БТС-2 полностью заменила северную ветку «Дружбы», которая после аварии в 2006 году не использовалась. Так Россия застраховала себя от трений со странами Балтии по поводу транзита. Примерно то же можно сказать и про Белоруссию: БТС-2 обеспечила обходной путь, не требующий транзита через эту страну. В следующем году по транзитным участкам «Дружбы» пройдет только 27 млн тонн нефти против 79 млн тонн в 2011 году. Кроме того, после запуска БТС-2 отпадает необходимость использования нефтепровода «Одесса⎯Броды», проект которого в России воспринимали со скепсисом.
Строительство балтийской трубопроводной системы
Развитие трубопроводного транспорта нефти в рамках Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 года (данные представлены по состоянию на 28.10.2010 г.)
Компания для обеспечения развития трубопроводного транспорта и надежности эксплуатируемой системы магистральных нефтепроводов реализует инвестиционные проекты и программу технического перевооружения модернизации и ремонта объектов трубопроводной системы.
В рамках инвестиционной программы за период с 2010 по 2013 год планируется построить 3539 км трубопроводов и 18 НПС. На реализацию указанной программы запланировано освоение средств в сумме 509,6 млрд.руб.
Компанией также разработана долгосрочная, на период до 2017 года, программа модернизации и ремонта объектов трубопроводного транспорта, в рамках которой планируется заменить 6872,6 км трубы, в том числе 157,6 км подводных переходов, выполнить ремонт и реконструкцию резервуаров в количестве 563 шт общей емкостью 9906 тыс.м3, выполнить реконструкцию 105 НПС с заменой технологических трубопроводов и систем автоматики.
В 2010 году на реализацию Программы планируется затратить 78,9 млрд.руб., в 2011 году – 76,9 млрд.руб. До 2017 года на реализацию Программы планируется затрачивать в среднем 78,9 млрд.руб. ежегодно.
Реализуемые в настоящее время инвестиционные проекты:
Трубопроводная система ВСТО-II
Трубопроводная система ВСТО-II на участке Сковородино–СМНП «Козьмино» пропускной способностью 30 млн. т/год: строительство 2046 км линейной части и 8 НПС.
Расширение трубопроводной системы ВСТО-I
Расширение трубопроводной системы ВСТО-I с 30 до 50 млн. тонн в год: строится 5 нефтеперекачивающих станций.
В октябре 2010 года завершено строительство нефтепровода Сковородино граница КНР, обеспечивающего поставку нефти в Китай.
В ноябре 2010 года планируется начало заполнения нефтью китайского участка трубопровода.
Нефтепровод «Пурпе-Самотлор»
В Ханты-Мансийском автономном округе осуществляется строительство нефтепровода Пурпе-Самотлор, которое включает 430 км линейной части и строительство 2-х НПС.
Балтийская трубопроводная система БТС-2
В Северо-Западном регионе осуществляется строительство нефтепровода БТС-2. Это 1000 км линейной части, строительство 2 НПС и нефтебазы в Усть-Луге.
Планируемый срок завершения строительства 2012 год.
Раздел развития трубопроводного транспорта нефти в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли до 2020 года разработан для уровня добычи 505 млн.тонн в год.
Генеральной схемой развития нефтяной отрасли до 2020 года предусматривается:
Для обеспечения приема нефти новых месторождений в систему магистральных нефтепроводов предусматривается реализация следующих проектов:
Нефтепровод «Заполярье-Пурпе»
Для транспортировки нефти новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края планируется строительство нефтепровода Заполярье–Пурпе проектной пропускной способностью до 45 млн. т/год.
Общая протяженность нефтепровода около 500 км. Кроме того, нефтяным компаниям потребуется строительство подводящих трубопроводов общей протяженностью около 1200 км.
Предполагается поэтапный ввод нефтепровода в эксплуатацию:
1 этап в декабре 2013 года, 2 этап – в декабре 2014 года, 3 этап – в декабре 2015 года.
Расчетная стоимость строительства составляет 120 млрд. руб.
Расширение нефтепровода «Пурпе-Самотлор»
Расширение пропускной способности нефтепровода Пурпе–Самотлор с 25 до 40 млн. тонн к 2017 году.
В рамках данного проекта предусматривается строительство 2-х НПС.
Расчетная стоимость расширения 6,5 млрд. руб.
Нефтепровод для транспортировки нефти месторождений Красноярского края
Строительство нефтепровода для транспортировки нефти от новых месторождений Красноярского края (Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений) до ВСТО-1.
Проект предполагает строительство нефтепровода протяженностью около 600 км пропускной способностью до 18 млн. тонн в год.
Ориентировочная стоимость строительства 63 млрд. руб.
Расширение пропускной способности нефтепровода Баку – Тихорецк
Расширение пропускной способности нефтепровода Баку–Тихорецк для обеспечения приема нефти месторождений Северного Каспия, разрабатываемых российскими нефтяными компаниями с 7,1 до 11,0 млн. т/год.
Планируется строительство 3-х НПС.
Расчетная стоимость расширения составляет 10 млрд. руб.
Расширение пропускной способности нефтепровода Уса-Ухта-Ярославль
Расширение пропускной способности нефтепровода Уса–Ухта–Ярославль по участкам с 20,3 до 25,6 млн. тонн в год для приема нефти с месторождений ОАО «Зарубежнефть».
Планируется строительство 2-х НПС и 3-х пунктов подогрева нефти.
Расчетная стоимость расширения 7,3 млрд. руб.
Для обеспечения увеличения поставок нефти на НПЗ предусматривается реализация следующих проектов:
Строительство нефтепровода Тихорецк–Туапсе-2 и расширение пропускной способности нефтепровода Лисичанск-Тихорецк для обеспечения увеличения транспортировки нефти на Туапсинский НПЗ до 12 млн. тонн к 2012 году.
Планируется строительство 295 км линейной части и реконструкция 3 НПС.
Расчетная стоимость строительства составит 19,8 млрд. руб.
По состоянию на 28.10.2010 разработана проектная документация, получено положительное заключение Главгосэкспертизы. По договору с ОАО «НК «Роснефть» до конца 2010 года планируется приступить к реализации проекта. Продолжительность строительства составит 2 года.
Расширение пропускной способности нефтепровода Калейкино–Нижнекамский НПЗ для увеличения поставок нефти на Нижнекамский НПЗ с 7 до 14 млн. т/год.
Планируется реконструкция 1 НПС.
Расчетная стоимость расширения составит 1,8 млрд. руб.
Для обеспечения перераспределения объемов для подачи нефти на НПЗ из магистральных нефтепроводов предусмотрено следующее:
Расширение ТС ВСТО
Расширение пропускной способности ТС ВСТО для обеспечения поставки нефти на Комсомольский НПЗ в объеме 6 млн. т/год, Хабаровский НПЗ в объеме 6 млн. т/год и Приморский НПЗ в объеме 5 млн. т/год.
Для подключения Комсомольского НПЗ и Хабаровского НПЗ в 2015 году потребуется строительство 9 НПС.
Для подключения Приморского НПЗ в 2017 году потребуется строительство еще 4 НПС.
Расчетная стоимость расширения составит 172,2 млрд. руб.
Инвестиционные затраты на развитие нефтепроводного транспорта
Инвестиционные затраты на развитие нефтепроводного транспорта к 2020 с разбивкой по годам представлены на слайде. Общая сумма инвестиций составляет 400,7 млрд. руб.
Возможные источники финансирования строительства и расширения нефтепроводов
Цели строительства и расширения пропускной способности системы магистральных нефтепроводов:
Строительство нефтепродуктопровода Ачинск-Кемерово-Сокур и расширение участка Сокур-Омск-Уфа-Прибой
Для обеспечения подключения действующих НПЗ и увеличения приема светлых нефтепродуктов с НПЗ, подключенных к системе магистральных нефтепродуктопроводов, предусматривается:
Строительство нефтепродуктопровода Ачинск-Кемерово-Сокур с расширением пропускной способности эксплуатируемых продуктопроводов с 8,8 до 16,0 млн. т/год для приема в систему нефтепродуктов с Ачинского НПЗ в объеме 4,0 млн. т/год и увеличения приема с Омского НПЗ, Уфимской группы НПЗ и Салаватнефтеоргсинтеза. Общая протяженность нефтепродуктопроводов составит 1409 км. Потребуется строительство 3 ППС и реконструкция 18 ППС.
Расчетная стоимость строительства – 46,1 млрд. руб.
Проект «Юг»
Инвестиционные затраты на развитие нефтепродуктопроводного транспорта
Инвестиционные затраты нефтепродуктопроводного транспорта с разбивкой по годам приведены на данном слайде. Общая сумма инвестиций составляет 126,5млрд. руб.
Запланированное развитие инфраструктуры транспорта нефти и нефтепродуктов по инвестиционным проектам, а также объемы реконструкции и модернизации эксплуатируемых объектов магистральных нефтепроводов полностью соответствует Генеральной схеме развития нефтяной отрасли до 2020 года.
По материалам доклада президента Н.П. Токарева на совещании Правительства РФ по вопросу «О проекте Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года», состоявшемся в г. Новокуйбышевске 28 октября 2010 года
Балтийская трубопроводная система: 20 лет
К 20-летию БТС журнал «Трубопроводный транспорт нефти» публикует цикл интервью с Президентом ПАО «Транснефть» Н.П. Токаревым, а также участниками строительства
Николай Токарев, Президент компании «Транснефть»
– Николай Петрович, как Вы оцениваете реализацию проекта «Балтийская трубопроводная система» («БТС») с точки зрения его геополитического значения, как экономического, так и расширения влияния и обеспечения энергонезависимости российского государства? Насколько сложным был период подготовки проекта «БТС» и принятия решения о его реализации, учитывая, что у него было немало противников как за рубежом, так и внутри страны?
– Важность проекта «БТС» для Российской Федерации вряд ли можно переоценить, тем более с учетом сегодняшнего значения и востребованности этого направления. Но, как ни парадоксально, в тот момент многие выступали против строительства трубопроводной системы.
Проект получил важную государственную поддержку, без которой его реализация вряд ли была бы возможна. В 1993 году вышло Распоряжение Совета Министров Правительства Российской Федерации «Об ускорении развития транспортных систем, обеспечивающих внешнеэкономические интересы Российской Федерации». А уже в 1994–1996 годах «Транснефть» разработала Декларацию о намерениях по строительству БТС. В 1997 году Президент Российской Федерации подписал Указ «Об обеспечении транзита грузов через прибрежные территории Финского залива», и чуть позже вышло Постановление Правительства Российской Федерации «О проектировании, строительстве и эксплуатации Балтийской трубопроводной системы», которое и стало отправной точкой в реализации проекта.
Конечно, кропотливая работа по началу реализации проекта велась на постоянной основе, в том числе с непосредственным взаимодействием с правительством страны, федеральными органами исполнительной власти, субъектами Российской Федерации и нефтяными компаниями. Кроме того, необходимость в новых маршрутах транспортировки постоянно подогревалась в связи с освоением новых нефтяных запасов страны, что требовало учета интереса всех заинтересованных сторон.
– Как повлияла реализация БТС на дальнейшее развитие компании? Стал ли проект толчком для масштабного обновления производственных мощностей и развития трубопроводной системы?
– Балтийская трубопроводная система стала первым крупным нефтепроводным проектом, который был реализован на территории Российской Федерации после длительного перерыва. Он стал показательным для «Транснефти», закрепил за ней имидж компании, для которой на первом месте стоят интересы государства, компании, работающей на благо Российской Федерации. Успешная реализация проекта «БТС» показала, что компания может решать самые сложные производственные задачи. Эта стройка стала фундаментом для реализации будущих больших проектов. Ведь объем транспортировки нефти по Балтийской трубопроводной системе все равно не мог удовлетворить всех потребностей Российской Федерации в экспорте нефти. Нужны были новые маршруты. Поэтому появились такие масштабные проекты, как «ВСТО» и «БТС-2», а в дальнейшем проекты по транспортировке в российские порты дизельного топлива для последующего экспорта в зарубежные страны. Новые маршруты обеспечили независимость России как экспортера нефти и нефтепродуктов. Но, повторюсь, первым шагом к этому была именно БТС.
– Насколько опыт БТС помог компании в реализации других масштабных проектов? ПАО «Транснефть» за период 2007–2016 годов реализовало крупнейшие трубопроводные проекты, не имеющие мировых аналогов. Использовались ли наработки, подходы, опыт при строительстве ВСТО, БТС-2 и других трубопроводных систем?
– Реализация проекта «Балтийская трубопроводная система» осуществлялась в период становления Российской Федерации после распада СССР и изменения принципов и подходов в области проектирования и строительства. В процессе выполнения работ по реализации БТС строительные подразделения «Транснефти» сталкивались с новыми вопросами, требующими нестандартных решений во многих аспектах, в том числе применения новых, в некоторых случаях уникальных технологий для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации трубопроводной системы.
В ходе реализации проекта компания использовала собственные механизмы управления строительством, заключающиеся в быстрой перебазировке людских и технических ресурсов, строгом контроле, оперативном решении любых возникающих вопросов и создании резерва из строительных подразделений своих дочерних предприятий, которые привлекались к возведению объектов БТС в случае острой необходимости. Все эти механизмы зарекомендовали себя с лучшей стороны и в итоге были применены при реализации следующих масштабных проектов ПАО «Транснефть». Кроме того, нюансы строительства были учтены при разработке новой и корректировке существующей нормативно-технической документации ПАО «Транснефть».
– До ввода БТС «Транснефть» фактически осуществляла отгрузку нефти из одного морского порта в Новороссийске. Насколько новое направление стало востребовано нефтяниками?
– О востребованности БТС говорят цифры и динамика роста объемов транспортировки по системе. Практически сразу после завершения первой очереди проекта, в 2002 году, началось поэтапное расширение трубопроводной системы и увеличение ее производительности сначала до 18 млн т нефти в год, потом до 30 млн т и так далее. В итоге уже в 2007 году объемы транспортировки по системе возросли более чем в шесть раз и превысили 74 млн т в год. Несколько лет они держались на уровне свыше 70 млн т, пока ввод в эксплуатацию БТС-2 не позволил нам снизить нагрузку на этом направлении и перераспределить потоки.
– Насколько сегодня для «Транснефти» важно это экспортное направление?
– В настоящее время компания «Транснефть» имеет в своем активе диверсифицированную систему трубопроводного транспорта, которая позволяет быстро реагировать и подстраиваться под новые условия и потребности. При этом каждый километр трубопровода безусловно важен для компании, особенно такое экспортное направление, как Балтийская трубопроводная система.
– Как сегодня идет работа на объектах Балтийской трубопроводной системы? Какие меры принимает компания для социальной поддержки регионов прохождения БТС?
– В настоящее время масштабные строительные проекты ПАО «Транснефть» завершены, и компания сконцентрировала силы на поддержании системы трубопроводного транспорта в надлежащем безопасном техническом состоянии.
Что касается социальной поддержки регионов присутствия, то «Транснефть» традиционно уделяет отдельное внимание данному вопросу, в том числе на территории субъектов Российской Федерации, на которых располагаются объекты Балтийской трубопроводной системы. Это постоянная помощь в сфере образования, культуры, здравоохранения и спорта. В качестве примеров можно привести строительство Новгородской технической школы, музея «Ржевская битва» в Тверской области, капитальный ремонт зданий ГОБУЗ «Шимская центральная районная больница» и ГОБУЗ «Новгородская центральная районная больница» в Новгородской области, строительство выставочного центра музея-заповедника «Изборск» в Псковской области, обустройство хоккейного корта в поселке Михайловский Ярославского района. Вся эта работа ведется в тесном сотрудничестве с региональными и местными властями.
Юрий Лисин, вице-президент компании «Транснефть» в 1997-2015 годах
– Юрий Викторович, какие решения, принятые на первых этапах проекта, сыграли, на Ваш взгляд, главную роль в успехе сооружения БТС?
– Не все помнят, что изначально рассматривалось несколько маршрутов БТС, и среди них был вариант сделать конечной точкой трубопровода порт на финском побережье Балтийского моря. Но в итоге было принято решение о том, что порт будет строиться в Приморске, и это решение было абсолютно правильным.
Важен и уникальный для того времени подход к транспортировке. Система изначально была спроектирована так, что потоки нефти могли поступать в нее не с конкретного месторождения или нефтегазовой провинции, а, по сути, с любых месторождений страны – Севера, Сибири, Поволжья, Татарстана и Башкирии. Сразу была просчитана экономическая выгода маршрута, и все выполнено таким образом, чтобы он был максимально удобным и выгодным для поставщиков нефти.
– Какие ресурсы использовала компания при разработке и реализации проекта?
– Вся технологическая часть разрабатывалась специалистами компании. В реализации и разработке технических решений принимали участие не только специалисты проектного института «Гипротрубопровод» и ООО «Балтнефтепровод» (ООО «Транснефть – Балтика»), но и специалисты других дочерних обществ – например, ОАО «Верхневолжскнефтепровод» (АО «Транснефть – Верхняя Волга»), ОАО «Уралсибнефтепровод» (АО «Транснефть – Урал»). Невозможно отметить всех, кто внес вклад в проект, но не могу не назвать Виктора Александрова – первого генерального директора «Балтнефтепровода»; Александра Поспелова – первого главного инженера предприятия; Александра Груздева – главного инженера «Верхневолжскнефтепровода»; специалистов «Гипротрубопровода» – Леонида Беккера и Михаила Медведева.
Впервые в таком объеме был использован промышленный потенциал страны. Приоритет в изготовлении материалов и оборудования отдавался отечественным производителям, и мы постепенно отказывались от импортного оборудования. Можно утверждать, что именно БТС послужила толчком, благодаря которому сегодня мы можем сказать, что «Транснефть» является лидером импортозамещения. В настоящее время компания использует 96% отечественного оборудования. Запорная арматура, насосное оборудование, регуляторы давления и многое другое из того, что обеспечивает безопасность и надежность трубопроводной системы, – все это производится сегодня в России. А основа этому была заложена 20 лет назад при строительстве Балтийской трубопроводной системы.
– Какие уникальные технические решения использовались?
– На этом проекте многое было впервые. Впервые трубы больших диаметров поставлялись с заводской изоляцией, что позволило значительно ускорить строительство и практически исключить дефекты, связанные с коррозионным повреждением трубопровода. Впервые на нефтебазе в Приморске резервуары объемом 50 тыс. куб. м строили с применением технологии полистовой сборки, что позволило оптимально обеспечить геометрические параметры и надежность емкостей и увеличить срок их эксплуатации до 50 лет.
Впервые была применена система подслойного пожаротушения, которая обеспечивала подачу пены не традиционным способом сверху, а через слой нефти, что позволяло практически мгновенно ликвидировать возгорание резервуара.
На БТС впервые была применена система виброгасителей, которая устанавливалась на насосные агрегаты. Это, кстати, тоже разработка специалистов компании, за которую была присуждена премия Правительства Российской Федерации в области науки и техники. Впервые была применена система внутритрубной диагностики на воде. Трубопроводы проверялись всеми типами внутритрубных приборов до заполнения нефтью, и выявленные дефекты сразу же устранялись – и это одна из причин последующей безаварийной работы системы. Я перечислил одни из самых значимых технических решений, а их было гораздо больше, и все они в итоге доказали свою эффективность и в последующем нашли развитие и применение на других объектах компании.
— Проект был реализован в рекордные сроки. За счет чего это удалось сделать?
– Если коротко, то это опять же правильные технические решения, а также обеспечение высокого уровня организации строительства. Маршрут изначально был выбран с использованием уже существующих трубопроводов на участке Ярославль – Кириши, и это дало возможность сэкономить время и значительные средства при строительстве. Впервые в системе «Транснефти» вместо традиционных четырех агрегатов были установлены дополнительные – пятые, шестые насосные агрегаты на станциях «Песь» и «Правдино». Это позволило не строить новые здания, коммуникации и системы пожаротушения.
Еще один важный момент, также отразившийся на сроках строительства: на проекте работали высококвалифицированные специалисты, которые могли на месте решать любые возникающие вопросы, просчитать вперед, работать на опережение. Порой то, что кажется правильным на бумаге, в реальности может потребовать корректировки, и очень важно, когда на месте есть профессионалы, способные в рабочем порядке, не останавливая стройку, принимать взвешенные, надежные решения.
— Какие меры по обеспечению экологической безопасности были реализованы?
– Обеспечение экологической безопасности в ходе реализации проекта было для компании приоритетной задачей. Основное внимание было уделено порту Приморск. Там изначально был установлен жесткий контроль за сбросом танкерами балластных вод.
В порту построили современные очистные сооружения, которые обеспечивают очистку воды до показателей 0,025 мг/л нефтепродуктов и до 0,3 мг/л взвешенных частиц. В каре каждого резервуара уложена непроницаемая защитная пленка, которая в случае возникновения нештатной ситуации исключает малейший выход нефти за его пределы. Воздействие на окружающую среду строго контролируется построенной в порту экологической лабораторией. Такого контроля, как в Приморске, нет ни в одном порту мира, и это подтверждается результатами. Качество воды в акватории порта улучшилось – благодаря строгим мерам она очистилась.
– А если говорить об экологической безопасности на линейной части?
– Как пример можно привести строительство подводного перехода через Неву, где были обеспечены беспрецедентные меры экологической безопасности. При строительстве мы использовали уникальный метод микротоннелирования. На глубине семи метров ниже линии предельного размыва был построен железобетонный тоннель протяженностью почти восемьсот метров. Рабочую трубу протягивали в защитном кожухе, а межтрубное пространство заполнили азотом под давлением. Состояние подводного перехода строго контролируется автоматической системой, которая заведена в общую систему управления нефтепроводами, и при нештатной ситуации предусмотрено аварийное отключение. Уникальная река, уникальный подводный переход, уникальные технические решения.
– В чем, на Ваш взгляд, значимость проекта «БТС»?
– Балтийская трубопроводная система является одним из важнейших трубопроводных активов России. О политической значимости проекта сказано много, и уверен, много еще скажут. Не вызывает сомнений и его экономическая важность. Но проект важен не только с точки зрения политики и экономики, он ценен техническими решениями, которые были применены в ходе его реализации. Многие из них были уникальны. Они не только позволили реализовать проект с самой высокой степенью безопасности – как промышленной, так и экологической, – но и послужили основой для реализации последующих проектов компании. Эти решения до сих пор позволяют бесперебойно и безопасно транспортировать нефть по Балтийской трубопроводной системе, и за 20 лет ее эксплуатации не было ни одного сколько-нибудь существенного инцидента.
– Сергей Рафаэлович, Балтийская трубопроводная система – сложный проект. Были какие-то специфические трудности, с которыми компании пришлось столкнуться впервые?
– Строить нефтепроводы – наша профессия, и в этом как раз ничего мудреного не было. А вот при возведении терминала в Приморске мы наткнулись на неожиданные вещи. Нам пришлось вникать в сферы деятельности, с которыми никогда до этого не сталкивались. Пришлось взять на себя вопросы, связанные с организацией работы портовых служб, системой навигации и безопасности судов. Мы обустроили пограничный пункт и пункт таможенного контроля. Причем занимались всеми деталями – и юридическими, и техническими. Не буду вдаваться в подробности, но в итоге мы построили не просто терминал с резервуарным парком, а полноценный порт со всем необходимым техническим сопровождением.
– И построили за восемнадцать месяцев. Это действительно небывалые сроки для такого проекта?
– Вместо ответа расскажу один случай. У меня были хорошие деловые отношения с министром транспорта Сергеем Оттовичем Франком, который присутствовал на церемонии запуска БТС в порту Приморск. В какой-то момент он отвел меня в сторону и сказал: «Сергей, я глазам своим не верю». – «Почему, – спрашиваю, – не верите? Вот порт. Вот президент кнопку нажимает. Вот танкер наливается». – «Потому что, – говорит, – так не бывает. Я профессионал в этом деле и знаю, что порты такого уровня в лучшей мировой практике строятся за пять лет. А вы в полтора года уложились».
– Что помогло справиться с масштабным проектом в сжатые сроки? За счет каких ресурсов, не имея опыта реализации крупных трубопроводных проектов, удалось построить БТС и добиться максимальных значений транспортировки и перевалки нефти?
– Одна из основных составляющих успеха – правильный подбор подрядчиков. Мы поработали с каждым отдельно, изучили их материальную базу, инженерный и технический потенциал и выбрали лучших. При этом отмечу, что соблюдались все необходимые процедуры, определенные законодательством.
У подрядчика и заказчика на первый взгляд разные функции – один строит, другой проектирует, занимается организацией, поставляет материалы. Но для самого процесса строительства не имеет значения формальное распределение функций между подрядчиком и заказчиком. Строительство принимает только скоординированную работу всех участников, и только при этом условии проект будет успешен.
Нам повезло: мы нашли подрядчиков, которые исходили из того же, из чего и мы, – понимали значимость стройки и делали все в ее интересах, не обращая внимания на формальные разграничения обязанностей. Наше сотрудничество было основано на взаимопонимании, при котором мы никогда не поступались нормативными требованиями, техническими или юридическими нормами. Мы всегда друг друга слышали и находили оптимальные решения. Даже с моим большим опытом в строительстве могу сказать, что это был редчайший случай. Я бы даже сказал – счастливый случай.
– Можете привести пример такого неформального подхода к работе со стороны строителей?
– Трасса проходила по местам тяжелейших боев времен Великой Отечественной войны. Строители не раз обнаруживали братские и одиночные могилы солдат и сами договаривались с местными администрациями, организовывали перезахоронения останков, согласовывали места захоронения. Никто этого не афишировал, хотя это тоже расходы, которые они брали на себя. И поначалу мы даже не знали об этом. Скажу честно, такое отношение тронуло даже меня – человека сурового и несентиментального. Там встречались не только могилы. Попадались участки, где грунты были буквально напичканы металлом, обломками техники, снарядов, и здесь они тоже отрабатывали сами – организовывали необходимые мероприятия, привлекали специальную технику.
– Вы ощущали государственную поддержку?
– У БТС было немало недоброжелателей, и без поддержки государства «Транснефти» трудно было бы справиться со всеми нюансами, которые сопровождали проект вначале. И именно государство сыграло ключевую роль в том, чтобы нефтеналивной терминал находился на территории России.
Дело в том, что изначально был вариант строительства трубопроводной системы до порта на финском побережье, и у этой идеи были влиятельные лоббисты. Но это никак не вписывалось в государственную концепцию. Главная ценность проекта была как раз в том, чтобы он был полностью управляем Россией. Здесь руководство страны проявило решимость, в какой-то момент категорически высказавшись за строительство терминала на нашей территории, чем положило конец дискуссиям на эту тему.
– Противники нередко пользовались критикой проекта с экологических позиций. Насколько принятые при строительстве линейной части, нефтеперекачивающих станций и нефтепорта меры экологической безопасности отвечали международным требованиям?
– Мы следовали всем экологическим нормам и правилам. Проект был согласован с российскими природоохранными службами. Но мы все равно старались подстраховаться. Например, в дополнение к стандартным заключениям провели независимую экологическую экспертизу проекта силами иностранных экологов, привлекая две авторитетных компании из США и Германии. Очень плотно с ними работали, с полным погружением во все экологические нормы и правила.
И в итоге получили действительно независимую оценку. И это было верное решение, так как, когда проект запустили в эксплуатацию, пошел новый вал критики со стороны разного рода экологических организаций. И мы предоставили эту оценку, которая пресекла нападки еще в самом начале.
– Было ли на этой стройке что-то, что удивило Вас – бывалого строителя с большим опытом советских трубопроводных строек?
– Да, это строительство резервуарного парка в Приморске, где люди сотворили, в моем понимании, невероятное. По сути, они за год – от лета до лета – возвели резервуарный парк на 500 тыс. куб. м. В то время резервуары объемом 50 тыс. куб. м были невероятной редкостью и строительство одного уже считалось большой стройкой. А им удалось за короткое время возвести сразу десять таких емкостей. Строили все резервуары одновременно, и когда шла стройка, это было грандиозное зрелище – десятки подъемных кранов на небольшой территории. Я до сих пор считаю это одним из чудес. Аналогов этому у нас в стране тогда не было.
– Как Вы оцениваете роль компании в реализации проекта?
– Заслуга «Транснефти» в реализации БТС огромна. Компания в полной мере взяла на себя осуществление сложнейшего проекта: это сама идея, ее разработка и привлечение финансовых ресурсов, подбор подрядчиков, организация строительного процесса и полное его сопровождение и, наконец, запуск и эксплуатация. Если бы не «Транснефть» с ее организационными возможностями, гибкостью и одновременно устойчивостью, этот проект долго бы не состоялся.
Я уверен: в то время вряд ли другая компания сумела бы построить и ввести в эксплуатацию объекты такого масштаба в сжатые сроки.