Экспорт без вбросов: как России избежать новых проблем с грязной нефтью

Пока правительство, «Транснефть» и ее контрагенты не договорятся о единой системе контроля качества нефти, инциденты, подобные тому, что случился на «Дружбе», могут повторяться, причем и на других экспортных маршрутах 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.