Нефтепровод задекларировали
«Декларация о намерениях строительства нефтепроводной системы «Западная Сибирь — побережье Баренцева моря»
«Декларация о намерениях строительства нефтепроводной системы «Западная Сибирь — побережье Баренцева моря» «Транснефти» презентована в Югре
Как сообщает Югра-Информ «Декларацию о намерениях строительства нефтепроводной системы «Западная Сибирь — побережье Баренцева моря» презентовала сегодня в столице Югры компания «Транснефть», — крупнейший транспортировщик нефти в России, на долю которого приходится транспортировка до 95% добываемого в стране «черного золота».
В мероприятии приняли участие заместитель губернатора Югры по вопросам недропользования и ТЭК Владимир Карасев, директор департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам автономного округа Вениамин Панов, начальник управления по охране окружающей природной среды ХМАО Сергей Пикунов, представители компаний — недропользователей по трассе трубы.
Как рассказал главный инженер нефтепроводной системы «Западная Сибирь — побережье Баренцева моря» Вячеслав Клиников, основная цель разработки проекта — обеспечение экспорта российской нефти в страны Северо-Западной Европы и Северной Америки.
Трубопровод пройдет по центральной части Западной Сибири (от головных сооружений в районе Сургута), Полярному Уралу и Северу Европейской части России, а именно через Югру, республику Коми и Ненецкий автономный округ.
В Ханты-Мансийском автономном округе — через Сургутский, Ханты-Мансийский, Белоярский, Октябрьский и Березовский районы.
Конечный пункт — побережье Баренцева моря в районе мыса Большой Румяничный или мыса Святой Нос.
Разработчики проекта рассчитывают, что месторождения Западной Сибири и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в перспективе могут обеспечить ежегодные поставки нефти в трубопроводную систему Западная Сибирь — побережье Баренцева моря в объеме 30 и 20 миллионов тонн в год соответственно. То есть, общий объем экспорта нефти с помощью данной системы составит 50 миллионов тонн в год.
Сам трубопровод рассчитан на 30 лет эксплуатации.
Существует два проектных варианта трассы. По первому ее протяженность составит 1788, второму — 1878 километров. Преимущества первого — меньшая протяженность трассы и участков с вечномерзлыми грунтами, второго — более развитые инфраструктура и сеть автодорог. В обоих вариантах большая часть трассы (969 км) будет проложена на территории Югры.
Основным рынком сбыта при реализации проектируемой транспортной системы является рынок Северной Европы. Кроме того, нефть будет поставляться на североамериканский рынок.
Поставки нефти в Роттердам и США по «северному» маршруту должны повысить эффективность транспортировки за счет использования крупнотоннажных танкеров.
При этом создание нового экспортного направления транспортировки российской нефти и реализация проекта позволит решить важные стратегические задачи. Среди них, помимо выхода на перспективные рынки стран Северной Европы и Северной Америки, экономическое развитие Западной Сибири и Североевропейских регионов России, а также увеличение поступлений в бюджет России.
Много нареканий со стороны экологов, представителей органов власти Югры и недропользователей, вызвал вопрос строительства транспортной сети вдоль нефтепровода.
Кроме того, как прокомментировал Владимир Карасев, в текущем году объемы нефтедобычи изменились в сторону увеличения. «Но мы должны помнить, что на этих участках в районе Сургута все-таки они ограничены, — отметил он. — Прогнозы, связанные с изменением объемов добычи в 2007 — 2015 годах, не совсем радужные для того, чтобы мы смогли смотреть оптимистично на представленный проект. Тем более, что проектируемый трубопровод — экспортный, значит, он будет заполняться в первую очередь. Нам же надо думать и о том, что пойдет на переработку внутри страны», — подчеркнул он.
Тем не менее, представленная сегодня декларация была принята к сведению представителями правительства Югры. Проведение проектно-изыскательских работ разрешено.
Источник
Нефтепровод к Баренцеву морю все же протянут?
Акционерным обществом «Транснефть» выполнены предпроектные исследования трассы и разработана декларация о намерениях строительства нефтепроводной системы Западная Сибирь — побережье Баренцева моря.
Как заявил в своем выступлении на 4-м Международном трубопроводном форуме президент «Транснефти» Семен Вайншток, создание системы с перевалочным комплексом на Кольском полуострове (до 120 миллионов тонн в год) призвано расширить экспортные возможности северобалтийского направления транспортировки нефти.
В качестве основной ресурсной базы проекта принята Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. «Транснефть» предложила несколько вариантов прохождения северного маршрута. Анализ этих вариантов, выполненный с участием специалистов ведущих российских институтов и Минтранса РФ, указал на целесообразность выбора в качестве точки размещения терминала района поселка Индиги (Ненецкий АО) — мыс Святой Нос или мыс Б. Румяничный.
Как отметил господин Вайншток, размеры и глубины акватории здесь достаточны для обеспечения подхода и маневрирования танкеров дедвейтом до 300 тысяч тонн, а ледовые условия сопоставимы с Финским заливом и позволяют вести круглогодичную отгрузку нефти. Протяженность нефтепровода составляет около 470 км, планируемая мощность — 24 миллиона тонн в год, ориентировочная стоимость — около 2,2 миллиарда долларов.
Однако перспективы проекта на сегодня неочевидны. «Еще пару лет назад северный маршрут рассматривался в качестве проекта для крупномасштабных поставок нефти на североамериканский рынок. Между тем, в настоящее время ни для 120, как указано в Энергетической стратегии России на период до 2020 года, ни даже для 30 миллионов тонн нефти для поставок в США, о чем заявлялось еще недавно, реальной почвы нет. Речь может идти лишь о 15 миллионах тонн, которые готова принять в Луизиане компания «Марафон», причем только в смеси с легкой западносибирской нефтью. Других предложений о готовности американцев принять российскую нефть не существует. Прогнозы специалистов не обещают и существенного роста ресурсов легкой нефти», — сказал глава «Транснефти».
Интересно, что еще в июне Семен Вайншток говорил о том, что варианты строительства нефтепроводов с месторождений Западной Сибири до побережья Баренцева моря (Сургут-Индига и Сургут-Мурманск) «нереализуемы и экономически необоснованны». В связи с этим «Транснефть» не собиралась продолжать работы над проектом Северного нефтепровода до получения гарантий от нефтяных компаний по заполнению нефтью этого нефтепровода. А еще раньше Вагит Алекперов, президент «ЛУКОЙЛа» — одной из двух (вторая — «Роснефть») компаний, добывающих основной объем нефти Тимано-Печорского региона, утверждал, что строительство нефтепровода с месторождений Западной Сибири на побережье Баренцева моря (Сургут-Индига) является нецелесообразным. Ситуация изменилась?
Источник
Компания предлагает вернуться к идее нефтепровода в Индигу
«Роснефть» пытается возродить проект создания порта Индига на Баренцевом море и нефтепровода к нему, от которого отказались десять лет назад из-за убыточности. Нефтекомпания хочет перенаправить туда свою нефть с месторождений Требса и Титова, поскольку у нее возникли разногласия с ЛУКОЙЛом о стоимости перевалки через его терминал Варандей. Источники “Ъ” и аналитики считают эту инициативу, которая потребует инвестиций в сотни миллиардов рублей, малореализуемой.
Как стало известно “Ъ”, правительство по инициативе «Роснефти» готово вернуться к обсуждению проекта строительства порта Индига на берегу Баренцева моря и нефтепровода до него. Два источника “Ъ” в отрасли сообщили, что совещание по этому вопросу в Минэнерго было назначено на 1 декабря у замминистра Кирилла Молодцова. Но, как пояснили “Ъ” вчера в ведомстве, оно было отложено, и новая дата пока неизвестна. Трубопровод до Индиги нужен «Роснефти» для прокачки нефти c месторождений Требса и Титова. Их разрабатывает ООО «Башнефть-Полюс» (75% у «Башнефти», контролирующим акционером которой является «Роснефть», 25% — у ЛУКОЙЛа), добыча в 2018 году прогнозируется на уровне 4 млн тонн.
То есть на долю «Роснефти» приходится около 3 млн тонн нефти, которые компания сейчас транспортирует через терминал Варандей, принадлежащий ЛУКОЙЛу (мощность — 12 млн тонн). Но, поясняют источники “Ъ”, знакомые с ситуацией, уже несколько месяцев «Роснефть» требует от ЛУКОЙЛа скидку за перевалку (текущая ставка — $38 за тонну). Кроме того, в Индиге «Роснефть» планировала построить завод по сжижению газа («Печора СПГ»), но пока еще не приступала к проектированию. В «Роснефти» и ЛУКОЙЛе ситуацию не комментируют.
Как Игорь Сечин вышел к Баренцеву морю
Глубина бухты Индига — 18 м, порт сможет принимать танкеры дедвейтом до 100 тыс. тонн.
За строительство порта Индига активно выступают местные власти. По расчетам, которые тогдашний губернатор Ненецкого округа Игорь Кошин направлял в сентябре вице-премьеру Дмитрию Рогозину, общий объем инвестиций в порт составит 353 млрд руб. Еще 190 млрд руб. (в ценах 2015 года) господин Кошин предлагал направить на железнодорожную ветку Сосногорск—Индига.
Вопрос о строительстве магистрального нефтепровода до бухты Индига для нефти из Тимано-Печорской провинции возник в начале 2000-х годов. Но в «Транснефти» всегда говорили, что это направление не является для компании стратегическим на фоне строительства нефтепровода ВСТО. Длина трубы на Индигу должна была составить около 470 км, мощность — около 20 млн тонн нефти с северных месторождений НАО, поясняет советник главы «Транснефти» Игорь Демин. Но тогда, поясняет он, на северо-западе РФ работал только один нефтеналивной порт — Приморск, не было ни Усть-Луги, ни Варандея. По его словам, предварительная стоимость строительства в ценах 2017 года — 200–235 млрд руб. Сейчас нефть месторождений Тимано-Печоры транспортируется по нефтепроводам Уса—Ухта и Ухта—Ярославль, а затем идет на российские НПЗ или на экспорт через Приморск. При этом в 2018 году «Транснефть» проводит расширение трубы от Усы до Ярославля (затраты — около 8 млрд руб.), и «Роснефть» в октябре обратилась к «Транснефти» с запросом на подключение к трубе, поскольку та ближе всего к месторождениям Требса и Титова. Игорь Демин отмечает также, что уже сейчас в Усть-Луге и Приморске есть примерно 10 млн тонн свободных мощностей по перевалке, и профицит мощностей, вероятно, будет расти по мере перенаправления западносибирской нефти в Китай по ВСТО.
Порт Индига помимо нефти месторождений Требса и Титова может использоваться и для перевалки нефти других месторождений Тимано-Печоры, но для этого потребуется расширение железнодорожной инфраструктуры, отмечает эксперт энергоцентра бизнес-школы «Сколково» Екатерина Грушевенко. Что касается нефтепровода, то подобный проект еще в 2007 году, в период высоких цен на нефть, был отклонен «Транснефтью» из-за низкой рентабельности, а также сложных погодных и природных условий, а сейчас ситуация только усложнилась. По мнению собеседника “Ъ” в отрасли, едва ли идея строительства нефтепровода в Индигу будет реализована, так как опирается на потребности только одной компании в прокачке сравнительно небольших объемов, которые наверняка не смогут окупить затраты на создание трубы.
Источник
Как современные технологии позволяют сохранить природу Баренцева моря
Фото: Эмин Джафаров, Коммерсантъ
Огромный танкер «Василий Динков» и массивная платформа «Варандей» танцуют вальс на просторах Баренцева моря. Оно на первый взгляд кажется спокойным, но зыбь, пришедшая из открытого океана, бросает «Динкова», «семидесятитысячник» ледового класса, как щепку. За судном неотступно следует стрела поворотного швартово-грузового устройства. Так начинается каждая погрузка нефти на Варандейском терминале. Час требуется танкеру, чтобы пришвартоваться. За одну погрузку таких швартовок может быть шесть. Лучше потерять время и деньги, чем допустить разлив нефти.
Стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП) «Варандей» — конечная точка входящего в Группу «ЛУКОЙЛ» Варандейского нефтяного терминала — стоит на шельфе Баренцева моря в 22 км от берега. Море мелкое, даже на таком удалении глубина всего 17,5 м, но этого достаточно, чтобы мог подойти большой танкер. Больше половины нефти, добываемой в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции — 8,2 млн т в прошлом году, — идет через Варандей. А значит, перерывов в работе перевалочной системы быть не должно.
Варандейский терминал внесен в Книгу рекордов Гиннеса, как самый северный постоянно действующий нефтеналивной терминал в мире. За 10 лет его работы не было случая, чтобы транспортный поток прерывался, рассказывает капитан СМЛОП Александр Тарханов. Ни арктические штормы, ни лед, который держится здесь 250 дней в году и достигает толщины почти 2 м, не мешают в среднем каждые три дня отходить от причала очередному танкеру.
Фото: Эмин Джафаров, Коммерсантъ
Все остальные подобные сооружения либо зависят от приливно-отливных течений, либо, как, например, на Сахалине или в Обской губе, расположены в стабильных водах. Варандей же принимает танкеры независимо от направления ветра, дрейфа льда, течения. Благодаря запатентованным инновационным решениям, которые были применены при строительстве Варандейского терминала, платформа может работать при ветре до 25 м в секунду и высоте волны 3 м на швартовку и 3,5 — при погрузке. Грузовые капитаны пересаживаются на танкер при волнении до 2 м. Если волны больше, танкер с судном обеспечения отходят под прикрытие острова Долгий.
Ключевой элемент всей системы — специально разработанное для СМЛОП поворотное швартово-грузовое устройство (ШГУ). Оно смонтировано на огромном (7000 мм в поперечнике) подшипнике и приводится в действие четырьмя гидравлическими насосами. «У нас одна точка швартовки на носу танкера, судно вращается, и платформа вращается вслед за ним, чтобы удерживать швартов и носовое погрузочное устройство в так называемом „конверте безопасности“ — сегменте, в котором обеспечивается безопасная погрузка танкера», — объясняет капитан. Судно может двигаться под влиянием ветра, давления льдов, приливно-отливных течений — стрела ШГУ всегда следует за ним в автоматическом режиме. Поэтому, пока длится погрузка, пол на мостике постоянно уходит из-под ног. Порой танкер успевает совершить два полных оборота вокруг платформы. А поворот на 180 вообще скорее норма, чем исключение.
Фото: Эмин Джафаров, Коммерсантъ
Точность, с которой определяется местоположение носового погрузочного устройства, составляет 1 м. Ее обеспечивают две системы позиционирования — специально разработанная для морских погрузочных работ DARPS (Differntial Absolute and Relative Positioning Sensor, дифференциальная абсолютно-относительная система позиционирования), использующая спутниковые системы навигации GPS и ГЛОНАСС, и радиолокационная «Радиус-200». Последняя работает по принципу триангуляции — на носу танкера расположен радиопередатчик, сигналы которого отражают два ответчика на СМЛОП. По разности времени прохождения двух ответных сигналов определяется позиция танкера относительно платформы.
«Конверт безопасности» — пятачок 16 м в длину и по 2 вправо-влево от оси погрузочной стрелы. Если нос танкера выходит за пределы этой зоны, срабатывает противоаварийная защита. Предусмотрено три уровня аварийного останова. Первый — на причале закрываются клапана (на это уходит всего 4 секунды!), насосы на берегу перестают подавать нефть в трубопровод. Второй — стыковочное устройство на конце погрузочного шланга отстыковывается от танкера и опускается на дно. И третий — отдается швартов и танкер отходит от платформы.
Такие меры предосторожности нужны, чтобы предотвратить повреждение шланга и попадание нефти в море. Экстремально тяжелой была прошлая зима, вспоминает капитан СМЛОП. Берег материка и остров Долгий образуют угол, в который северо-западные ветра нагоняют лед с океана. Ветер дул с северо-запада месяцами, лед был так спрессован, что танкеры не могли не то что удерживаться у причала, а и вообще двигаться в ледяной каше. Грузиться приходилось урывками — швартоваться, качать нефть до тех пор, пока удается удерживать танкер в «конверте безопасности», отстыковываться и подходить заново. Рекорд — шесть стыковок за одну погрузку, говорит Александр Тарханов.
«Платформа — лучший ледокол», шутят моряки. Каким бы ни был лед, за причалом всегда остается полоса чистой воды. Но для танкеров она все же узковата. Пространство для маневра создает ледокол «Варандей», ему помогает многоцелевое судно «Тобой». Они же в случае разлива нефти создадут передний край обороны. Именно поэтому нужно два судна, которые всегда находятся максимум в 20 минутах хода от СМЛОП. На каждом из них километр заградительных бонов, приспособления и переносные емкости для сбора нефти, а в составе экипажа — четыре специалиста по ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН) из компании «Экошельф».
Фото: Эмин Джафаров, Коммерсантъ
Пока случая испытать все это оборудование на практике, к счастью, не представилось. Но боевая готовность поддерживается постоянно. Учения локального уровня, в которых участвуют СМЛОП и суда обеспечения, проводятся ежемесячно. Ежегодно проводятся тактико-специальные комплексные учения по ликвидации розливов нефти. «В последнее время мы часто взаимодействуем с компанией „Газпром нефть-шельф“, стараемся консолидировать силы и средства, чтобы в случае возможной аварии взаимодействовать максимально эффективно» — рассказывает заместитель директора, главный инженер ООО «Варандейский терминал» Эдуард Федоров. Учения проводятся как в летний период, так и в зимний. Так, прошлой зимой проводились учения по ликвидации разлива в прибрежной зоне, которые стали пионерными не только в российской, но и в мировой практике. В минувшем августе «Варандей» и «Тобой» участвовали в учениях у платформы «Приразломная» «Газпром нефти» — по легенде там произошел аварийный разлив нефти и потребовалась срочная помощь.
Раз в два года проводятся большие учения. Например, в прошлом году такой тренинг, к участию в котором привлекались подразделения Варандейского терминала и «ЛУКОЙЛ-Коми», устраивался совместно с WWF.
Тонкая зеленая линия
Причал, каким бы уникальным и высокотехнологичным он ни был, лишь конечная точка маршрута нефти от месторождения до танкера. Точнее, от множества месторождений, входящих в структуру ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ООО «Башнефть-Полюс» (совместное предприятие «Башнефти» и ЛУКОЙЛа). Примерно 1 тыс. кубометров ежечасно, пройдя через узлы учета, попадает в резервуары. Качество нефти постоянно контролируется по 14 параметрам.
Общий объем берегового резервуарного парка (БРП) Варандейского терминала, включая старые «десятитысячники», 320 тыс. кубометров. Гордость терминала — четыре современных РВС-50000 системы «стакан в стакане», то есть состоящие из двух корпусов, внутреннего и внешнего. Промежуток между их стенками составляет около 3 м. В случае нарушения целостности внутреннего корпуса все 50 тыс. кубометров нефти останутся внутри внешнего. Это избавляет от необходимости обустройства бетонного противоразливного каре. Кроме того, двухкорпусная конструкция облегчает поддержание в резервуаре температуры 50С — нефть подогревают, чтобы предотвратить ее застывание.
Такие сооружения являются уникальными для Арктики. Тысячи тонн стали и нефти установлены буквально на песке. Вообще весь береговой терминал построен на песчаной подушке толщиной 2,5 м (глубина промерзания). Песок — неважная замена бетону. Поэтому грунт под резервуарами постоянно поддерживается в замороженном состоянии. За это отвечают 534 холодильника, которые установлены вокруг резервуаров. Когда среднесуточная температура переваливает через отметку 5С, их запускают и затем они уже автоматически поддерживают заданную температуру (-5 -10С).
В первую очередь в работе используются именно четыре РВС-50000. Сначала нужно подготовить танкерную партию, то есть накопить нужный объем нефти в резервуарах, рассказывает начальник цеха эксплуатации терминала Евгений Канев. Потом рассчитать время прихода танкера таким образом, чтобы на этот момент не приходилось никаких глобальных пересменок, резкого ухудшения погоды и т. п. Затем согласовать подачу электроэнергии. Если энергоузел на Южно-Хыльчуюском месторождении, снабжающий Варандей, по каким-то причинам не может дать необходимую мощность, запланировать снабжение собственной генерацией. И только собрав все звенья цепи, можно запускать процесс собственно погрузки.
Слова «зеленая линия» часто повторяются в разговорах с сотрудниками терминала. Этим термином обозначается состояние полной готовности к погрузке нефти. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) терминала снабжена эшелонированной «защитой от дурака». Перед началом погрузки оператор на берегу выбирает резервуары, из которых будет отгружаться нефть, насосы, которые будут еще качать, прочее оборудование, которое планирует использовать. АСУТП проверяет всю цепочку от РВС до танкера и выводит схему на экран оператора. Находящиеся в подобающем состоянии элементы отображаются зеленым, в неправильном (например, закрытый клапан) — красным. И до тех пор, пока вся технологическая линия не станет зеленой, система просто не даст разрешения на запуск погрузки.
После того, как «зеленая линия» собрана и получено подтверждение готовности от СМЛОП и танкера, запускаются насосы. Сначала в дело вступают подпорные насосы относительно небольшой мощности. Если капитан СМЛОП видит, что процесс идет в штатном режиме, он дает команду на увеличение мощности и к работе подключаются магистральные насосы мощностью по 4 тыс. кубометров каждый. Таких насосов на БРП три, пока два работают, один находится в «горячем» резерве. Примерно через полчаса они выходят на рабочий режим и начинают подавать на танкер 8 тыс. кубометров нефти в час по сдвоенной трубе нефтепровода. В штатном режиме погрузка длится около 12 часов. При неблагоприятных условиях — как получится.
Основной критерий отбора технологий строительства и оборудования — надежность, говорит главный инженер терминала Эдуард Федоров. Наверное, единственной недублированной системой терминала остается швартово-грузовое устройство. Все остальное дублируется, иногда неоднократно. Например, для вращения ШГУ в штатном режиме достаточно одного-двух гидромоторов — а на борту их четыре. И этот принцип неукоснительно соблюдается во всем и в море, и на берегу. Дублируются насосные агрегаты, энергомощности, многократный запас прочности имеют трубопроводы и запорная арматура. Критически важное оборудование и запасные части всегда есть на складе.
Дублируется и сам нефтепровод. СМЛОП «Варандей» соединяют с берегом две трубы диаметром 820 мм и длиной 22,6 км. Выбор такой технологической схемы был глубоко осознанным, прежде всего по соображениям экологической безопасности. В двухтрубной системе меньше рабочее давление, следовательно, меньше риски утечек. Если на одной нитке все же происходит потеря герметичности, установленная на СМЛОП система позволяет оперативно вытеснить из нее нефть, заменив ее морской водой. Двухтрубный контур позволяет более качественно контролировать состояние труб: в приемное устройство на одном конце петли загружается специальный снаряд (на Варандее используется самое современное оборудование), магистральным насосом его прогоняют по трубе и достают из такого же устройства на другом конце.
Фото: Эмин Джафаров, Коммерсантъ
Сыграли роль и аргументы технологического порядка. Если с одной трубой что-то случится, терминал не выйдет из строя полностью, а продолжит работать, пусть и вполсилы. Наконец, Арктика есть Арктика, и всегда есть вероятность, что танкер не сможет в течение длительного времени подойти к причалу. Неподвижная нефть в трубе остынет, застынет и сдвинуть ее с места будет непросто. Двухтрубная же схема позволяют запустить систему в режим рециркуляции, не допуская такого развития событий.
Безопасность дорого стоит. Только поддержание оборудования и производственных объектов терминала в состоянии, обеспечивающем их экологическую безопасность, обходится в сотни миллионов рублей ежегодно, говорит Эдуард Федоров. Плюс постоянный экологический мониторинг, диагностика оборудования, отбор проб морской воды и т. д. Стоимость замены ключевых агрегатов и трубопроводов Варандейского терминала исчисляется уже миллиардами рублей.
Разница, впрочем, не только в обслуживании, но и в организации производства в целом, уточняет главный инженер терминала. Работать приходится в условиях изоляции от источников снабжения. Если в южных регионах можно в любой момент доставить требуемую запчасть или оборудование, то в условиях Крайнего Севера завоз происходит либо автотранспортом по зимникам с января по апрель, либо по морю с июля по ноябрь.
Дорого обходится и обслуживание. Например, для капремонта дизель-генератора СМЛОП его пришлось морем везти в Мурманск. Оттуда агрегат доставили в Санкт-Петербург, там он был полностью разобран, отремонтирован и собран заново, и под конец, тем же путем его вернули на платформу.
Несмотря на все эти сложности, Варандей готов принимать и переваливать гораздо больше нефти, чем сейчас. В настоящее время терминал загружен чуть больше чем на 50% проектной мощности, поэтому увеличить объем перевалки можно в любой момент. Более того, уже существующая инфраструктура позволяет поднять его и за пределы проектной мощности, хотя это и потребует дополнительных капвложений.
«Варандей остается уникальным сооружением, в том числе в мировом масштабе», — уверен Эдуард Федоров.
Под утро танкер тяжело осел в ледяную воду. На борту — 69 тыс. тонн тимано-печорской нефти. В 9 часов с берега передают: «БРП завершает погрузку». Еще через час «Василий Динков» медленно отходит от причала.
Источник