Нефтепровод от усы до ухты

АО «Транснефть – Север»

Деятельность

АО «Транснефть-Север» — базовое предприятие государственной компании «Транснефть» на Европейском Северо-Западе страны, имеющее стратегическое значение для всей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

АО «Транснефть-Север» – это магистральные нефтепроводы «Уса – Ухта» и «Ухта – Ярославль». Предприятие создавалось в первой половине 70-х годов прошлого века, в период интенсивного освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. 12 мая 1975 года на базе Ухтинского РНУ (районного нефтепроводного управления) было организовано Управление северными магистральными нефтепроводами. Эта дата считается временем основания предприятия. С 9 октября 2014 года ОАО «СМН» переименовано в АО «Транснефть-Север».

АО «Транснефть-Север» эксплуатирует более 1560 км трассы магистральных нефтепроводов, пролегающих по Республике Коми, Архангельской, Вологодской, Ярославской области.

На предприятии трудятся более 2800 работников.

Основные направления деятельности АО «Транснефть-Север»

• Эксплуатация магистрального трубопроводного транспорта.
• Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам.
• Профилактика, диагностика и ремонт объектов и сооружений, входящих в состав магистральных нефтепроводов.
• Эксплуатация систем управления объектами магистральных нефтепроводов.
• Проектирование и строительство зданий и сооружений производственных объектов магистрального транспорта нефти.
• Организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах объектов нефтяной промышленности.
• Хранение нефти.

Система АО «Транснефть-Север»

• Магистральные нефтепроводы Уса – Ухта и Ухта – Ярославль.
• Нефтепровод ГНПС «Ухта-1» – ПСУ «Ухта», обеспечивающий транспортировку нефти на НПЗ «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка».
• 3 районных нефтепроводных управления: Усинское, Ухтинское, Вологодское, в состав которых входят 14 нефтеперекачивающих станций.
• 4 резервуарных парка общей вместимостью около 350 тыс. куб. м.
• 14 двуниточных и 12 однониточных переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды.

В АО «Транснефть-Север» реализуется Комплексная программа технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов. Обществом выполняется Перспективная программа замены линейных участков магистральных нефтепроводов, в соответствии с которой в период до 2017 года запланировано замена трубы участков МН «Ухта – Ярославль», построенных в 70-х годах прошлого столетия. В период с 2014 по 2020 годы планируется заменить около 325 км.

В перспективе планируется увеличение пропускных способностей МН :

— на участке «Ухта –Ярославль» (строительство пункта подогрева нефти, замена электродвигателей и роторов);

— на участке «Уса-Ухта» (строительство одной НПС, замена роторов).

Осуществляется программа по реконструкции и строительству новых резервуарных емкостей. В 2014 г. завершено строительство нового РВС 10 000 куб.м. № 2 на ГНПС «Ухта-1».

Реализуется программа по приведению в нормативное состояние подводных переходов. Осуществлена реконструкция электроснабжения ППМН на реках Уса, Вымь, Виледь, Сев. Двина, Сухона, Волга.

В 2017 году произведена полная замена релейных систем автоматики всех НПС на микропроцессорные системы, и реализована программа замены 25 электродвигателей магистральных насосных агрегатов на энергоэффективные.

С 2003 году между Республикой Коми и ПАО «Транснефть» действует Соглашение о взаимном сотрудничестве, в котором обозначены приоритетные направления совместной деятельности – развитие производственной и социальной инфраструктуры на территории Республики Коми.

Источник статьи: http://north.transneft.ru/info/history/

«Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2»

Магистральные газопроводы «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2» предназначены для транспортировки газа с полуострова Ямал в Единую систему газоснабжения России. «Газпром» формирует на Ямале принципиально новый центр газодобычи, который в перспективе станет одним из основных для развития отечественной газовой промышленности. В настоящее время добыча газа на полуострове ведется на самом крупном ямальском месторождении — Бованенковском.

Видеоролик о мегапроекте «Ямал», 3 минуты

Схема газопроводов «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2»

Цифры и факты

Протяженность каждого газопровода — около 1200 км (с учетом резервных ниток подводных переходов).

Основной диаметр труб — 1420 мм.

Рабочее давление — 120 атмосфер.

Количество компрессорных станций — 9.

Суммарная проектная производительность двух газопроводов равна 115 млрд куб. м в год.

Сварка первого стыка газопровода «Бованенково — Ухта»

Реализация проекта

Строительство газопровода «Бованенково — Ухта» началось в 2008 году. Линейная часть газопровода и первоочередные компрессорные станции введены в эксплуатацию в 2012 году. Строительство остальных компрессорных станций завершено в 2013–2014 годах.

Сооружение газопровода «Бованенково — Ухта — 2» началось в 2012 году. В 2017 году газопровод был введен в эксплуатацию.

Технологии

Создание газотранспортного коридора от Бованенковского месторождения на Ямале до Ухты является одним из самых масштабных и сложных проектов за всю историю трубопроводного строительства в мировой и отечественной практике. При его реализации применяются инновационные технологии и оборудование повышенной надежности.

Компрессорная станция «Байдарацкая»

Специально для строительства газопроводов нового поколения российские трубные заводы освоили производство уникальных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием. Они рассчитаны на рекордное для сухопутных газопроводов давление — 120 атм. Это позволяет значительно снизить металлоемкость проекта и повысить эффективность транспортировки газа.

Трасса газопроводов преодолевает Байдарацкую губу — залив Карского моря, большую часть года покрытого льдом. Здесь используются обетонированные стальные трубы диаметром 1219 мм, рассчитанные на давление 120 атм. Прокладка газопроводов с такими техническими параметрами в столь суровых природных условиях была осуществлена впервые в мире.

Строительство подводного перехода через Байдарацкую губу

На компрессорных станциях установлены, в том числе, газоперекачивающие агрегаты (ГПА) «Ладога-32» (мощность 32 МВт). Их отличает высокий для российских ГПА промышленного типа КПД — 36%, а также низкий уровень выбросов и значительный ресурс работы.

Экология

Для минимизации воздействия на окружающую среду еще на этапе подготовки к строительству «Газпром» сделал выбор в пользу малолюдных технологий, предполагающих высокий уровень автоматизации газотранспортных объектов. Места размещения компрессорных станций определялись специально на значительном удалении от населенных пунктов. Был предусмотрен подземный способ прокладки труб с последующей рекультивацией земель, при котором сохраняется возможность для свободной миграции оленей. Для защиты вечной мерзлоты от таяния температура транспортируемого газа не превышает −2 градусов по Цельсию. В дополнение постоянно проводятся производственный экологический мониторинг состояния окружающей среды и геотехнический мониторинг объектов.

Источник статьи: http://www.gazprom.ru/projects/bovanenkovo-ukhta/

Нефтепровод от усы до ухты

31 мая 2005 года, 11:31

Федеральная служба по тарифам /ФСТ/ установила с 1 июня 2005 г новую ставку договорного тарифа на транспортировку нефти по нефтепроводу Уса-Ухта в размере 76,9358 руб/100 ткм без НДС. Об этом сообщает пресс-служба ведомства.

Напомним, трубопровод Уса-Ухта обслуживается ОАО Северные магистральные нефтепроводы / СМН /, которое входит в ОАО АК Транснефть . Протяженность трубопровода 409,1 км.

Новая ставка тарифа установлена для ускорения введения новых мощностей нефтепровода Уса-Ухта с целью обеспечения потребностей Тимано-Печорского региона в транспортных мощностях.

Как ранее сообщал Комиинформ , СМН планирует увеличить пропускную способность нефтепровода до 23,3 млн т в год. На сегодня она составляет 18,2 млн т в год.

Прежний договорный тариф Правление ФСТ утвердило 15 февраля 2005 г в размере 79,6291 руб за 100 ткм и предписывало ввести его в действие с 1 сентября 2005 г на срок 1 год.

• Печаль 0
• Радость 0
• Гнев 0
• Удивление 0
• Восторг 0

Нефтепровод Уса—Ухта требует модернизации

Многолетний рост добычи в России привел к тому, что недропользователи различных регионов начали добывать больше нефти, чем могут пропустить магистральные нефтепроводы Транснефти . Такая ситуация, к примеру, сложилась в Тимано-Печорской нефтяной провинции, которую с Транснефтью связывает трубопровод Уса—Ухта. Основным нефтедобытчиком в этом регионе является ЛУКОЙЛ — именно его Транснефть недавно обвинила в том, что он недопоставил в ее систему в этом году 3 млн т нефти. ЛУКОЙЛ же связывает нарушение своих обязательств, в частности, с низкой пропускной способностью нефтепровода Уса—Ухта.

Трубопровод Уса—Ухта был построен в 1973 году после открытия крупнейшего в Коми Усинского месторождения. В 1975 году была введена первая очередь нефтепровода Ухта—Ярославль. Проектная мощность магистрального трубопровода Уса—Ухта составляет 16,4 млн т нефти в год, трубопровода Ухта—Ярославль — 20,3 млн т. На проектную мощность оба нефтепровода вышли в 1982 году, когда в Коми добывалось 19 млн т нефти в год. Оба маршрута эксплуатирует входящая в Транснефть компания Северные магистральные нефтепроводы . В начале 1990-х годов в период резкого спада добычи в регионе по Северным магистральным нефтепроводам транспортировалось 7-8 млн т в год. Загрузка начала увеличиваться в 2000 году, причем в этом году объемы транспортировки выросли на четверть.

С июля транспортная монополия начала закачивать в нефтепровод Уса—Ухта антитурбулентные присадки, которые позволят прокачивать по нему до 18,2 млн т нефти в год, что на 1,8 млн больше, чем мог пропустить трубопровод без их использования. Однако если добыча в регионе будет расти и дальше, этой меры хватит ненадолго. За счет ввода новых месторождений в Ненецком АО объемы добычи в Тимано-Печоре в этом году могут достигнуть 20 млн т.

По данным заместителя министра промышленности Республики Коми Сергея Потрясова, за пять месяцев этого года нефтяными компаниями, зарегистрированными в Коми, добыто 6,3 млн т нефти (рост к уровню 2003 года составил 21%). Ожидается, что в этом году добыча в республике достигнет 10 млн т, примерно столько же — в НАО. По прогнозу территориального отделения Центральной комиссии по разработке нефтегазовых месторождений Минпромэнерго, добыча нефти в Тимано-Печоре к 2006 году должна составить 24-25 млн т.

В Федеральном агентстве по энергетике (ФАЭ) прошло совещание, на котором обсуждалось, как и за чей счет можно увеличить прокачку нефти по Северным магистральным нефтепроводам . В течение одного-двух лет мощность нефтепровода Уса—Ухта должна быть наращена до 23,3 млн т в год. Стоимость работ оценивается приблизительно в 5 млрд руб. Проблема в том, на чьи деньги они будут производиться. В ФАЭ принято решение разработать проект соглашения на условиях качай или плати и сделать расчет базовой и текущей составляющих тарифа. Таким образом, Транснефть будет модернизировать трубопровод за свой счет, но заявленные объемы будут оплачивать нефтяники вне зависимости от того, поставят они нефть в трубопровод или нет.

Отметим, что еще 19 октября глава Транснефти Семен Вайншток заявлял журналистам, что основным недопоставщиком нефти в систему Транснефти является ЛУКОЙЛ, сдавший почти на 3 млн т меньше заявленного объема. Высокопоставленный сотрудник ЛУКОЙЛа в беседе с корреспондентом Ъ признал, что его компания добыла меньше нефти, чем планировала, однако он обвиняет в этом саму Транснефть . ЛУКОЙЛ очень часто вынужден отказываться от финансирования добычных проектов из-за того, что его дочерние компании не могут договориться с ‘Транснефтью’ об увеличении объемов прокачки. Такая ситуация, например, складывается на нефтепроводе Уса—Ухта, и ЛУКОЙЛ вынужден сдерживать рост добычи на месторождениях в Республике Коми. Подобные проблемы испытывают и другие компании — 50 млн т нефти, которые идут по альтернативным маршрутам, и есть показатель реального дефицита экспортных трубопроводных мощностей ,— заявил Ъ представитель ЛУКОЙЛа.

Привязка нефтяных компаний к альтернативным маршрутам со временем приведет к определенному снижению роли нынешних нефтепроводов Транснефти в обеспечении экспортных потребностей нефтекомпаний. Предполагается, что до 2010 года пропускная способность нефтепровода Уса—Ухта может быть доведена до 30 млн т в год. Вместе с тем в Транснефти отмечают, что говорить сейчас о далеких перспективах расширения Северных магистральных нефтепроводов вряд ли уместно. Отметим, что крупнейшие недропользователи по мере освоения Тимано-Печоры все больше ориентируются на поворот нефтяных потоков не в сторону Балтики, как это планировалось при строительстве входящей в Транснефть Балтийской трубопроводной системы, а на север, где добывающие компании создают собственную инфраструктуру для перевалки нефти. ЛУКОЙЛ — через терминал Варандей, Роснефть — через Архангельск и танкер-накопитель Белокаменка , стоящий под Мурманском.

Но главное, все недропользователи Тимано-Печоры рассчитывают, что в течение ближайших лет через этот регион пройдет нефтепровод из Западной Сибири в сторону Баренцева моря (в Транснефти сейчас рассматривают маршруты Сургут—мыс Святой Нос и Сургут—мыс Большой Румяничный). Именно с ним нефтяники и связывают глобальное решение проблемы вывоза нефти из Тимано-Печоры.

Экскурс в историю нефтепроводного транспорта

После распада СССР многие республики столкнулись с проблемами в экономическом развитии. Страны не смогли поддерживать доставшуюся им в наследство от союзного государства инфраструктуру. Сильный удар был нанесен по нефтепроводной отрасли. Не имея собственной сырьевой базы, бывшие республики вынуждены были стать транзитерами. В свою очередь, российская нефтепроводная отрасль смогла не только сохранить былое величие, но и преумножить его за счет запуска крупнейших проектов, позволивших в несколько раз расширить географию экспортных направлений.

Нефтепроводная история с кавказскими корнями

История нефтепроводного транспорта РФ берет свое начало еще в конце XIX века. Первые нефтяные промыслы в России начали развиваться в районе Баку и Грозного. Соответственно, там же появились и первые нефтепроводы. Изначально это были небольшие нефтепроводы, по которым нефть транспортировалась из промысловых регионов до ближайшего города. Длина первого нефтепровода составляла всего 10 км, а мощность не превышала 0,47 млн. тонн в год.

Несмотря на явные преимущества нефтепроводного транспорта, которые стали очевидны после запуска первых трубопроводов, развитие нефтепроводной системы в России шло медленно. Владельцы железных дорог, которые занимались перевозкой нефти, имели мощное лобби в правительстве, что тормозило развитие трубопроводного транспорта. К концу 1914 году в России было построено лишь около 1,2 тыс. км. нефтепроводов. Для сравнения – в США к этому году протяженность нефтепроводов составляла уже 14 тыс. км.

Первая мировая война, революция, гражданская война не способствовали развитию нефтяной промышленности в целом и трубопроводного транспорта, в частности. В результате до 1926 года строительство магистральных нефтепроводов практически не велось. Однако необходимость в эффективной транспортировки нефти была очевидна, особенно после возобновления роста объемов нефтедобычи. В результате в 30-40 годы ХХ века возобновилось активное строительство нефтепроводов на юге России. Основной целью была доставка нефти к берегам Черного и Каспийского морей.

Также в начале 30-х годов началась добыча нефти на территории Казахстана, что способствовало началу развития нефтепроводного транспорта и в этом регионе. В 40-е годы были открыты нефтяные месторождения в Башкирии, началось активное освоение территорий между Волгой и Уралом. Развитие именно волго-уральского бассейна стимулировала начавшаяся Великая Отечественная война, практически полностью разрушила трубопроводную систему на юге России.

Ориентация — экспорт

В послевоенные годы именно волго-уральский бассейн стал ключевым для нефтяной отрасли. Регион довольно быстро оброс целой сетью магистральных нефтепроводов. Отсюда нефть стала направляться как в европейскую часть страны, так и на восток. В частности, были построены нефтепроводы в Новосибирск и далее в Иркутск. Была построена ветка на север – в Пермь. Одновременно восстанавливалась транспортная сеть на юге страны, где были восстановлены трубопроводы «Баку-Супса», а также сеть нефтепроводов в республиках Северного Кавказа и на черноморском побережье России. Это был один из наиболее активных этапов развития трубопроводной системы в СССР. Если к 1950 году общая протяженность нефтепроводов в стране составляла 5400 км, то уже через пять лет эта цифра почти удвоилась.

Между тем, объемы нефтедобычи в стране стремительно росли, началась добыча в Казахстане и Туркмении, открывались новые месторождения в Западной Сибири. В результате было принято решение построить первый экспортный нефтепровод – «Дружба», по которому нефть транспортировалась в Польшу, Чехословакию, Венгрию, ГДР. Две ветки трубопровода были построены к 1966 году. Нефтепровод и сейчас является одним из основных экспортных маршрутов. Таким образом, в 60-е годы прошлого века в СССР появилось очертание современной нефтепроводной системы.

В 70-е годы нефтяная отрасль «углубляется» на север страны. Нефтяные разрабатываются все более труднодоступные месторождения, расположенные в условиях крайнего севера. Для доставки нефти в европейскую часть СССР строится нефтепровод «Уса-Ухта-Ярославль». Ввиду того, что нефть в Казахстане и Туркмении добывается преимущественно у каспийского побережья в небольших объемах, возникает необходимость в обеспечении топливом удаленных регионов этих республик. В этих целях строится нефтепровод из России через Казахстан и Узбекистан в Туркмению: «Омск-Павлодар-Чимкент-Чарджоу». По нему сибирская нефть идет на восточные нефтезаводы Казахстана и Туркмении.

К середине 80-х годов нефтепроводная система СССР была практически сформирована. Фактически шла достройка и модернизация уже существующих маршрутов. Нефть добывалась преимущественно в Западной Сибири, волго-уральском бассейне и Азербайджане. Основными экспортными коридорами были Белоруссия – в центральную Европу, черноморское побережье – на южные европейские рынки, и прибалтийские порты – на север Европы.

Распад СССР и первые жертвы

К 1990 году в СССР работала нефтепроводная система общей протяженностью свыше 70 тыс. км. Управление магистральными нефтепроводами осуществляла Главтранснефть. С распадом СССР строительство новых нефтепроводов было заморожено. Сама трубопроводная система оказалась на территории 15 новых государств. Единая система управления нефтепроводами осталась только в России, она контролировала около 50 тыс. км. нефтепроводов.

Проблемы в экономике новообразованных государств затормозили развитие нефтяной отрасли в целом. Только к концу 90-х годов, когда нефть на мировых рынках начала дорожать, у стран СНГ появилась возможность привлечь инвесторов в нефтяную отрасль.

В результате Азербайджан начал строительство нефтепровода в Турцию для дальнейшей транспортировки нефти в Европу. Туркмения и Казахстан начали искать возможности выхода на китайский рынок. В то же время Казахстан совместно с Россией в начале двухтысячных годов, реализовал проект КТК – нефтепровод, транспортирующий казахстанскую нефть в российские порты и далее в Европу.

Однако большинство стран СНГ не имело собственной ресурсной базы, поэтому оставшиеся в наследство СССР нефтепроводы, они лишь поддерживали в рабочем состоянии, для обеспечения поставок нефти из России или Азербайджана. Впрочем и это удается не всегда, например, ответвление от нефтепровода «Дружба» в Прибалтику было закрыто в связи с изношенностью маршрута.

Попытки построить самостоятельную нефтепроводную систему в таких странах пока безуспешны. В частности, Украина уже много лет пытается запустить собственный транзитный маршрут, однако работа нового трубопровода по-прежнему зависит от российских поставок.

Нефтепроводы России сегодня

В то же время российская компания «Транснефть», получившая в наследие от Главтранснефти нефтепроводную сеть, в настоящее время активно реализует собственные трубопроводные проекты. Это позволит России уже в ближайшем будущем снизить зависимость от транзитных государств, а экспорт нефти осуществлять чрез собственные порты.

Экспорт нефти из России осуществляется по трем основным направлениям. В Европу Россия экспортирует нефть по нескольким маршрутам. Два из них транзитные – это направления через Белоруссию и Украину. Также нефть экспортируется через порты «Туапсе» и «Новороссийск» на Черном море и «Приморск» и «Усть-Луга» на Балтийском. В азиатском направлении экспорт нефти осуществляется в Казахстан. Недавно было открыто и третье направление экспорта нефти – восточное. Первая очередь нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» позволяет экспортировать нефть в Китай, а также осуществлять поставки на рынки АТР.

Учитывая значение нефтяной отрасли для экономики страны, Россия пытается извлечь максимальную выгоду от имеющихся ресурсов. Одной из задач в этом направлении является оптимизация транспортной системы. В частности, Россия пытается свести до минимума транзитные риски. В результате «Транснефть» реализует проект «Балтийская трубопроводная система – 2».

Новый нефтепровод позволит существенно снизить объемы экспорта через Украину и Белоруссию. При этом увеличится загрузка отечественного порта в Приморске. На географии экспорта это практически не скажется. Во-первых, прежний маршрут, несмотря на снижение объемов загрузки, продолжит работу. Во-вторых, перенаправленные объемы нефти будут экспортироваться на прежние рынки с загрузкой в трубопроводные системы стран-потребителей в портах северных морей, без транзитных издержек.

Еще одним важным направлением в плане повышение эффективности работы нефтяной отрасли является диверсификация рынков сбыта. В этих целях реализуется один из крупнейших проектов – нефтепровод ВСТО. Первая очередь ВСТО уже построена. Маршрут уже позволяет осуществлять трубопроводные поставки нефти в Китай, куда ранее нефть поставлялась только по железной дороге, что гораздо дороже. Также первая очередь ВСТО позволила выйти российской нефти на рынки АТР. Пока из конечной точки ВСТО-1 к терминалу на побережье Тихого океана нефть доставляется железнодорожными цистернами, однако с реализацией второй очереди ВСТО, начнутся и трубопроводные поставки.

Выход на рынки АТР, это не только новые возможности для сбыта российских энергоресурсов, но и снижение зависимости от европейского рыка сбыта, который ранее был практически единственным для России. В этом плане переоценить значение трубопровода ВСТО крайне сложно. Кроме того, мощная нефтяная инфраструктура на востоке страны подразумевает развитие и менее крупных проектов.

Строящийся нефтепровод «Заполярье-Пурпе-Самотлор» также имеет огромное значение для нефтяной отрасли страны. Новый маршрут фактически откроет новую нефтяную провинцию на севере страны. Он свяжет с действующей трубопроводной системой множество новых крупных нефтяных месторождений, что позволит России компенсировать падающую добычу на старых месторождениях. При этом «Заполярье-Пурпе-Самотлор» позволит транспортировать нефть как в западном, так и в восточном направлениях.

В целом, сегодня «Транснефть» успешно выполняет задачи, поставленные правительством РФ перед компанией «Транснефть». За счет развития нефтепроводной системы Россия выходит на новые рынки, снижает зависимость от транзитных стран, диверсифицирует поставки, осваивает новые нефтяные провинции. Одновременно «Транснефть», как крупная государственная компания, в своем развитии в полной мере соответствует принципам, которые заданы правительством РФ для всей экономики страны. Модернизация, инновации, повышение эффективности производства – эти принципы лежат в основе развития системы нефтепроводов в России.

Для справки:

Один самых старых отечественных нефтепроводов – «Дружба». Его общая протяженность достигает 8900 км, из них по России – 3900 км. Маршрут проходит от Альметьевска (Татарстан) через Самару до Мозыря и разветвляется на северный и южный трубопроводы. Северный проходит по Белоруссии, Польше, Германии, Латвии и Литве, южный – по Украине, Чехии, Словакии и Венгрии. Его рабочая мощность составляет 66,5 млн т в год.

Действует также нефтепровод БТС-1, который включает нефтепровод «Ярославль – Приморск» и перевалочный пункт в порту Приморска. Его пропускная мощность составляет 70 млн т. Всем известен и нефтепровод БТС-2 с маршрутом «Унеча – Усть-Луга» протяженностью 1000 км.

Наиболее крупный за последние годы проект нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» протянулся от п. Тайшета в Иркутской области до спецморнефтепорта «Козьмино» в Приморском крае. Суммарная протяженность маршрута составляет 4740 км. Окончание строительства запланировано на ноябрь года.

Одним из старейших является нефтепровод «Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Иркутск» длиной 3662 км, построенный более 50 лет назад.

Еще один нефтепровод «Усть-Балык – Омск» длиной 964 км и диаметром 1020 мм запустили в строй в 1967 г. Он проложен через реки Объ и Иртыш. Прокладка труб, которые доставлялись по воздуху, была сопряжена с большими трудностями.

Нефтепровод «Узень – Гурьев – Куйбышев» длиной 1750 км был сооружен для перекачки вязкой нефти с месторождений Казахстана. Сейчас нефть транспортируется по трубопроводу диаметром 1020 мм.

Длина нефтепровода «Уса – Ухта – Ярославль – Москва» равна 1850 км. Диаметр участка «Уса – Ухта» – 377 мм. Его ввели в эксплуатацию в августе 1973 г. а в 1975 г. продлили до Ярославля и Москвы.

Длина нефтепровода «Усть-Балык – Курган – Уфа – Альметьевск» 2100 км, а диаметр труб – 1020 мм. Трубопровод был введен в эксплуатацию в мае 1973 г.

Длина нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск – Красноярск – Иркутск» 917 км, а диаметр труб – 1220 мм. Он был построен в 70-х гг.

Длина нефтепровода «Куйбышев – Тихорецк – Новороссийск» 1522 км, а диаметр труб – около 1000 мм. Запущен в эксплуатацию в 1970-х гг.

Длина нефтепровода «Нижневартовск – Курган – Куйбышев» 2150 км, а диаметр его труб – 1220 мм.

Длина нефтепровода «Сургут – Горький – Полоцк» 3250 км.

Длина нефтепровода «Холмогоры – Клин» 519 км, диаметр труб – 1120 мм. Построен в 1980–1985 гг.

Длина нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума Тенгиз (Казахстан) – Новороссийск равна 1580 км.

Источник статьи: http://kemerovo-3842.my1.ru/publ/spravochnik/vse_pro_truboprovod_usa_ukhta_jaroslavol/4-1-0-327