Экспорт без вбросов: как России избежать новых проблем с грязной нефтью
Недавний инцидент на нефтепроводе «Дружба» вновь сделал актуальным вопрос о — в широком смысле — качестве российской нефти. Вброс хлорорганических соединений (ХОС) в нефтепровод в районе Самары, вначале рассматривавшийся «Транснефтью» как небольшая техническая проблема, поставил под угрозу треть российского экспорта. К 25 апреля была приостановлена прокачка нефти по «Дружбе» через Польшу и Украину, а европейские покупатели стали избегать российской нефти, погруженной в Усть-Луге, где ее получают по трубам БТС-2 из «Дружбы». Для восстановления транзита по южной ветке нефтепровода (через Украину на Словакию, Чехию и Венгрию) потребовалось более четырех недель, работы на северной ветке все еще продолжаются, и как ожидается, чистая нефть придет в Польшу лишь 9 июня.
Почему уровень содержания ХОС в нефти критически важен? При переработке эти соединения образуют хлористый водород, который при взаимодействии с водой превращается в соляную кислоту, способную повредить оборудование НПЗ. Принятый в России в 2002 году ГОСТ допускает содержание ХОС в нефти до 10 ppm (частиц на миллион), большинство европейских и американских нефтепереработчиков считают нормальным уровень 1–1,5 ppm. В прокачиваемой по «Дружбе» загрязненной нефти содержание ХОС превышало эти уровни в десятки раз, достигая 300 ppm.
Этот инцидент, вероятно, стал самым длительным и масштабным сбоем поставок российской нефти на мировой рынок за последние 50 лет. Конкретные обстоятельства случившегося еще не до конца ясны, но уже сейчас надо думать о том, как избежать таких событий в будущем.
Посторонние частицы
Загрязнение нефти — не новая проблема для российской нефтяной отрасли, и определенный опыт в решении таких вопросов уже есть. Впервые с этой проблемой российские НПЗ и европейские импортеры столкнулись еще в 1990-е годы. Тогда из-за увеличения использования различных ХОС при капитальном ремонте скважин и для растворения парафино-смолистых отложений в нефтепроводах концентрация ХОС в системе «Транснефти» выросла в разы. В середине 2001 года содержание хлора в нефти достигало 50–60 ppm на отдельных НПЗ, а скорость коррозии оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки составила рекордные 2–4 мм в неделю при норме 0,1–0,3 мм в год. Для стабилизации ситуации Минэнерго в октябре 2001 года утвердило приказ о запрещении применения хлорорганических реагентов при добыче нефти; кроме того, в приказе был установлен норматив предельного содержания ХОС и введен запрет на прием в систему «Транснефти» нефти, не отвечающей этим требованиям. Однако в полной мере контроль над содержанием ХОС стал осуществляться лишь в 2008 году, когда были разработаны российские методики и оборудование для определения концентрации опасных соединений.
В 2012 году Минэнерго отменило приказ 2001 года. Формально прямой запрет на использование ХОС при добыче был снят, но сохранялись предельные нормативы концентрации их в нефти (10 ppm) и периодичность замеров содержания ХОС — не реже чем раз в десять дней. И все же ухудшение произошло. В конце 2014 года содержание ХОС в нефти, получаемой Ярославским НПЗ, выросло в несколько раз, достигая 6–7 ppm в отдельные дни. Увеличение уровня ХОС нефтепереработчики связывали с ростом использования таких соединений для повышения нефтеотдачи. Однако ни «Транснефть», ни Минэнерго тогда не стали менять правила, а проблема решилась «сама собой».
Системный сбой
В апреле 2019-го все оказалось гораздо серьезней, и локализовать инцидент на начальном этапе не удалось. Почему? Во-первых, определение ХОС раз в десять дней не позволяет отследить кризисную ситуацию вначале. За десять дней нефть может быть передана на 2–2,5 тыс. км от точки загрязнения, и выявление места и причины происшествия может занять много времени, а главное — возрастают риски попадания некондиционного сырья на НПЗ. Именно так и случилось: первым, по крайней мере официально, о проблемах с ХОС заявил Мозырский НПЗ в Белоруссии, а «Транснефть» сначала действовала реактивно. Хорошая новость — с середины мая «Транснефть» перешла к контролю уровня ХОС в ежесуточном режиме.
Во-вторых, не создана единая система контроля качества нефти. У «Транснефти» более 150 пунктов приема в систему, часть из них принадлежит крупным компаниям, часть — небольшим. Именно они осуществляют подготовку и сдачу нефти в систему магистральных нефтепроводов, контролируя ее качество. На протяжении последних лет «Транснефть» активно развивала собственные системы контроля качества, однако они позволяли анализировать лишь плотность нефти, содержание воды и серы, но не уровень ХОС. В результате «Транснефть» стала заложником созданной системы: если сдатчик нефти в какой-то момент поставляет в систему некачественное сырье, узнать об этом можно лишь при возникновении проблем на НПЗ, когда некондиционная нефть уже пройдет сотни километров.
Банк качества
Такая система — не уникальная особенность «Транснефти». Аналогичные подходы используют, например, нефтепроводные компании США и Канады, где случались подобные инциденты. Одним из самых известных стал так называемый Rangeland Incident в феврале 1993 года, когда американская Conoco Pipe Line при приеме нефти из системы Amoco Canada (канадская провинция Альберта) обнаружила около 300 тыс. барр. нефти, загрязненной органическими хлоридами, в том числе 45 тыс. барр. — с крайне высоким (117 ppm) содержанием ХОС. К моменту обнаружения около половины загрязненной нефти уже было поставлено покупателям. После ликвидации последствий инцидента правительство Альберты ужесточило требования к содержанию ХОС в транспортируемой по трубопроводам нефти (не более 1 ppm) и к использованию ХОС в нефтедобыче.
В чем сходство Amoco Canada и «Транснефти»? В многочисленных пунктах приема нефти (у Amoco Canada их было около тысячи) и большом количестве нефтяных компаний, которые сдают нефть в систему. Это затрудняет контроль и оперативное выявление загрязнения. В чем различие? В масштабах системы: в российских условиях даже небольшое загрязнение, не будучи быстро найденным, может привести к серьезным потерям.
Какие выводы можно сделать из апрельского инцидента? Во-первых, необходимо большее участие «Транснефти» в контроле качества на пунктах сдачи: анализ, в том числе и на ХОС, должен проводиться ежедневно, а участники рынка должны иметь доступ к их результатам. Во-вторых, необходима сама система контроля качества с понятными стимулами для нефтяных компаний. На протяжении двух десятилетий «Транснефть», правительство и нефтяные компании ведут переговоры о создании банка качества нефти, но не продвинулись ни на шаг. Если вопросы качества нефти из обсуждений аналитиков и чиновников перейдут в разряд финансовых категорий, нефтяные компании будут действительно заинтересованы в улучшении качества продукции и вероятность повторения апрельского инцидента кратно снизится.
