В Сибири построили трубопровод Александровское -Анжеро-Судженск, протяженностью 817 км, диаметром 1220 мм, продлив его до Иркутска.
В августе 1973 года на севере СССР введен в эксплуатацию нефтепровод Уса - Ухта, диаметром 377 мм. В 1975 году этот нефтепровод продолжили до Ярославля и Москвы, и общая его протяженность составила 1850 км. Продолжает развиваться и нефтепровод «Дружба». С пуском второй очереди его протяженность доходит до 10000 км. В 1976-1980 годах задача увеличения сети магистральных нефтепроводов была одной из главных. Только строительство новых и расширение старых нефтепроводов помогло бы освоить многочисленные нефтяные месторождения. В 1976 году завершилось строительство нефтепровода Нижневартовск - Куйбышев. Тогда же строится нефтепровод, проходящий по так называемому северному коридору, Сургут - Полоцк, протяженностью 3250 км, диаметром 1020 мм. Строительство велось поэтапно, с 1977 по 1981 год. Было возведено 32 перекачивающие станции, выполнено около 1450 переходов через естественные и искусственные препятствия, преодолено более 400 км болот. В июне 1976 года ввели в эксплуатацию нефтепровод Хол-могоры - Сургут, диаметром 820 мм и протяженностью 250 км. Нефть с удаленных холмогорских промыслов по этому нефтепроводу была введена в общую нефтепровод-ную систему.
В 1980-1985 годах трубопроводная сеть страны увеличилась на 10,6 тысячи километров нефтепроводов и 5,8 тысячи километров продуктопроводов. В 1983 году сдан в эксплуатацию нефтепровод Павлодар - Чимкент, протяженностью 1600 км и диаметром 820 мм, и нефтепровод Грозный - Баку, протяженностью 600 км и диаметром 720 мм, участок нового нефтепровода Холмогоры - Клин, протяженностью 519 км и диаметром 1120 мм.
Начавшаяся двенадцатая пятилетка оказалась неоконченной, не были выполнены и планы строительства нефтепроводов. С 1985 по 1990 год лишь достраивали введенные в эксплуатацию в предыдущей пятилетке нефтепроводы, прежде всего насосные станции. К 1987 году в СССР было построено и введено в действие 94 тысячи километров магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Управление ими осуществляло Главное управление по транспорту и поставкам нефти (Главтранснефть). В него входило 16 управлений, которые к 1990 году обслуживали свыше 70 тысяч километров магистральных нефтепроводов. Кроме того, в Главтранснефть входили Управление пусконаладочных работ, Дирекция по строительству нефтепроводов, отряд подводных работ и другие подразделения. Главтранснефть осуществляла также поставки нефти за рубеж.
К 1990 году изменившаяся политическая жизнь и экономические перемены привели к остановке строительства новых магистралей. В конце 1991 года с политической карты мира исчезает СССР. Пятнадцать новых государств разделили между собой общее имущество, в том числе и нефтепроводы. Единая нефтепроводная система осталась только в России. В некоторых странах - лишь часть магистральных нефтепроводов. Другие страны осуществляют транзит российской нефти. Происходит полная реорганизация нефтяной промышленности и в России. Главтранснефть преобразуется в акционерную компанию «Транснефть». К тому времени акционерная компания «Транснефть» эксплуатировала 49,6 тысячи километров магистральных нефтепроводов диаметром от 400...1220 мм, 404 насосные станции, 934 резервуара общей вместимостью 13,2 млн м3. Эксплуатацию системы нефтепроводов осуществляли 11 акционерных обществ магистральных нефтепроводов. С 1992 года Компания оказывает услуги по транспорту нефти по тарифам, устанавливаемым федеральными органами исполнительной власти. Введение тарифов обеспечило стабильную работу в меняющихся экономических условиях. При этом все производители нефти имеют равные права на транспорт своей нефти по магистральным нефтепроводам. Однако загрузка магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» в это время составляла 45 % от проектной.
1992 год считается началом эпохи трубопроводного транспорта новой России
Закончился XX век. При постоянно меняющейся политической и экономической ситуации в стране система нефтепроводов АК «Транснефть» обеспечивает стабильную перекачку нефти в необходимых для экономики России объемах.
Обеспечение экологической безопасности Балтийской трубопроводной системы
ОАО «Транснефть» уделяет особое внимание обеспечению наиболее высокого уровня экологической безопасности объектов БТС на всех этапах реализации проекта- от формирования инвестиционного замысла до строительства и эксплуатации промышленных объектов.
Проект БТС затрагивает не только интересы России, но и ряда европейских стран, расположенных в регионах Балтийского и Северного морей. Это обстоятельство определило необходимость учёта экологических норм и стандартов всех заинтересованных государств, несмотря на их существенные различия и проблему выбора соответствующих стандартов.
При разработке экологического обоснования проекта применялись наиболее жёсткие экологические нормативы, будь то российские, европейские или международные. Такой подход является достаточно простым и понятным, в принципе разрешающим правовую проблему соответствия различных экологических стандартов и обеспечивающий наиболее полное удовлетворение запросов общества в области охраны окружающей среды.
В разработке проекта , наряду с российскими специалистами , активное участие принимали западные фирмы из Германии, Финляндии, Дании , Голландии, США и Великобритании, при частичном финансировании проекта Мировым банком и Европейским союзом через программу ТАСИС.
В тоже время, приоритет был отдан российским нормам, поскольку природоохранное законодательство России предъявляет, как правило, более жёсткие требования по сравнению с аналогичными требованиями международных экологических организаций и Европейского Союза.
Вместе с тем при разработке проекта и его реализации использованы также основные международные документы и соглашения:
- Конвенция по предотвращению загрязнения судов 1973 г.(MARPOL 73/78),изменённая протоколами 1997 и1998 гг
- Конвенция по защите морской среды Балтийского моря. («Балтийская» или «Хельсинская»). Хельсинки 1974 г.
- Конвенция о защите морской окружающей среды Балтийского моря (Хелком). 1992 год
- Конвенция об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном контексте.1991г.
- Конвенция об трансграничном воздействии промышленных аварий.1992 г.
- Оперативная директива 4.01 Всемирного Банка. Экологическая оценка.1991
- «Экологические процедуры».Документ ЕБРР (BDS96-23, Rev.3).1996 г.
- Конвенция по борьбе с нефтяными загрязнениями и сотрудничеству 1990 г, изменённая Протоколом 1999 г.
В результате проектных работ был проведён всесторонний комплекс экологических исследований :
Процедура ОВОС в рамках проекта БТС была выполнена дважды- как по российским , так и по международным стандартам под эгидой МБРР. Само по себе это обстоятельство является беспрецедентным и свидетельствует о понимании Компанией «Транснефть» важности экологических проблем и серьёзном подходе к их решению.
При разработке «Технико-экономического обоснования»(ТЭО-проект) строительства 1-ой и 2-ой очереди БТС, в разделе «Охрана окружающей среды» (ООС) был предусмотрен комплекс природоохранных мероприятий, учитывающий не только выводы и рекомендации различных экспертных органов, но и результаты консультаций с общественностью.
В результате был разработан полный комплекс организационных, технических и природоохранных мероприятий, направленных на минимизацию масштабов неблагоприятных экологических воздействий и уменьшение их последствий для окружающей среды и социальной сферы. В частности:
-Предложен оптимальный маршрут трассы- более 80% протяжённости нефтепровода на участках нового строительства проходит в технических коридорах существующих нефте- и газопроводов, что позволяет существенно снизить ущерб земельным ресурсам , растительности и животному миру. При этом строго соблюдаются нормативные расстояния от границ особо- охраняемых природных территорий (ООПТ), водоохранных зон и населённых пунктов.
- В резервуарных парках НПС и нефтеналивного терминала резервуары оснащены понтоном и плавающей крышей, что снижает выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух до 95-97%. При строительстве резервуарного парка Приморска впервые в России применена полистовая сборка резервуаров и более качественная сталь 09Г2С, с толщиной стенки первого пояса 28 мм, что на 10 мм больше , чем в обычном исполнении. Антикоррозионная защита резервуаров выполнена по международному стандарту ИСО 8501, с применением материалов «Амеркоут» , с 20-ти летней банковской гарантией качества покрытия.
Исключено проникновение аварийно разлившейся нефти в грунт, так как поверхность под резервуаром и в каре гидроизолированная. Стенки обвалования выполнены из железобетонных конструкций, что полностью исключает возможность выхода нефти за пределы каре.