Развитие газовой промышленности в России

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 7Следующая ⇒

Отечественная газовая промышленность работает достаточно устойчиво, осуществляя поставки газа, как к внутренним потребителям, так и на экспорт. Свыше 93% всего объема добываемого в стране газа и практически весь его транспорт обеспечивает РАО «Газпром». Это – крупнейшая газовая компания, доля которой в общей мировой добыче составляет 22%.

Уже сегодня доля природного газа в общем объеме производства первичных энергоресурсов составляет около 50%.

В 1996 г. добыча газа по предприятиям Газпрома составила 564 млрд. м³, из которых более 194 млрд. м³ поставлено на экспорт, в том числе 71 млрд. м³ в СНГ и Балтии.

РАО «Газпром» было учреждено в феврале 1993 г. в соответствии со специальными нормативными актами Президента и Правительства Российской Федерации.

Газпром представляет собой организационную структуру 38 предприятий, расположенных в различных регионах страны. Эти предприятия обеспечивают бурение скважин, добычу, переработку и транспорт до потребителей природного газа, конденсата и нефти. Численность персонала предприятий РАО Газпром и его дочерних акционерных обществ насчитывает 330 тыс. человек.

Сложное экономическое положение в стране естественным образом негативно сказывается и на работе предприятий Газпрома. В 1993-95 гг. произошло сокращение добычи газа против уровней двух предыдущих лет. Это обусловлено, главным образом, снижением потребности в газе на внутреннем рынке, и в странах ближнего зарубежья, в связи с общим спадом промышленного производства. Однако такая ситуация, по мнению экспертов, носит временный характер.

Важнейшим условием этого является, прежде всего, надежная сырьевая база. Начальные потенциальные ресурсы газа в России оцениваются в 235, 6 трлн. м³, а доказанные его запасы составляют 49, 2 трлн. м³.

В ведении Газпрома находятся около 100 крупнейших месторождений природного газа с суммарными доказанными запасами около 38 трлн. м³; что составляет 77% общероссийских запасов. Из них 68 месторождений с запасами 17, 9 трлн. м³ находятся в разработке.

В новых экономических условиях динамика добычи российского газа будет определяться не столько добычными возможностями, сколько потребностями в нем на энергетическом рынке.

По экспертными оценкам, потребление природного газа в Западной Европе в ближайшие 10¸ 15 лет может возрасти на 260¸ 290 млрд. м³, что во многом связано с усилением природоохранных требований и очевидными его экологическими преимуществами по сравнению с другими видами топлива. Российский экспорт газа может увеличиться до 230¸ 235 млрд.м³.

РАО Газпром, располагающее надежной ресурсной базой, широко разветвленной сетью магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 141 тыс. км, мощным научно-техническим потенциалом, способно гибко реагировать на ожидаемый рост спроса на газ на мировом рынке, внести серьезный вклад в решение проблемы энергоснабжения Европейского континента.

Удовлетворение растущего спроса на газ будет обеспечиваться за счет наращивания мощностей на ряде действующих и вводе в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири. Дальнейший рост газодобычи связан с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал. Доказанные запасы газа позволяют обеспечить здесь годовую добычу порядка 180¸ 200 трлн. м³. В связи с этим в ближайшее время намечено приступить к сооружению газопровода Ямал-Европа, который пройдет по территориям России, Белоруссии, Польши и Германии.

Удовлетворение прогнозируемого увеличения спроса на газ гарантируется также за счет освоения месторождений в шельфовой зоне северных морей страны. Здесь первоочередными объектами являются Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Русановское в Карском море.

С начала 1994 г. цены на газ регулировались Государственной Комиссией по Энергетике и поднялись на 193% до 17, 6 рублей/м³. В тоже время цена сырой нефти поднялась на 334% с апреля 1994 до 282 тыс. рублей за тонну. И даже если цена доставленного газа поднялась до 185 рублей/м³ из-за повышения транспортных затрат он продолжает оставаться значительно дешевле для потребителя по сравнению с нефтью или углем, принимая в расчет уровень теплоотдачи.

В рамках долгосрочной политики внимание акцентируется на меры по сбережению энергии, которые, однако, не позволят сэкономить существенный капитал за короткий и средний периоды времени по сравнению с объемами газа, который может быть добыт при разработке новых месторождений. Западные экономисты, обсуждая низкие данные использования энергии России, имеют тенденции забывать о том, что значительно дешевле, быстрее и легче разработать новый источник энергии, чем улучшить эксплуатацию существующего, хотя бы только из-за размеров запасов в России. Объем запасов газа, как подтвержденных, так и предполагаемых, при сегодняшних темпах добычи, будет достаточно на предстоящие 82 года.

Единственным значительным источником нового поступления газа на протяжении последующих 15 лет будет являться Западная Сибирь с запасами порядка 40000 млрд. м³. Газпром надеется повысить уровень добычи до 750 млрд. м³ к 2010 г., разрабатывая Западно-Таркосалинское, Заполярное и Ямсовейское месторождение в 1996-97 гг., и некоторые из 25 месторождений п-ова Ямал, включая гигантское Бованенковское месторождение к 2010 г. Уже началась добыча на Западно-Таркосалинском месторождении с запасами 399 млрд. м³ газа, ожидается повышение уровня добычи от 8 млрд. м³ в 1996 г. до 15 млрд. м³ к 2002 г. «Газпром», как часть консорциума «Росшельф» будет вести работы на гигантском Штокманском месторождении в Баренцевом море, разработка которого будет иметь место в следующем столетии с последующей продажей 4 млн. т в год с Приразломного нефтяного месторождения, добыча на котором начнется в ближайшие годы.

Газпром – самый большой и прибыльный экспортер, заработавший более 13, 38 млрд. долларов США в 1995 г. или 17, 3% от всего российского экспорта. Оборот от экспорта нефти составил всего 12, 4 млрд. долларов США. Даже учитывая налоги и транспортные расходы, уровень прибыльности экспорта Газпрома возрос до 22%. Продажа 121, 9 млрд. м³ газа западным покупателям по цене в 80 долларов за тысячу кубометров принесла более 9, 75 млрд. долларов, в то время как продажа в другие страны СНГ по средней цене 52 долл./тыс. м³ – 3, 63 млрд. долларов. Продажа на местный рынок возросла до 367 млрд. м³, но многие покупатели не заплатили за газ, что привело к перерывам в поставках крупнейшим электростанциям и даже целым областям.

В октябре 1995 г. газовой промышленности были должны 7423 млрд. руб. за доставленный, но не оплаченный газ. В тоже время промышленность задолжала 7498 млрд. руб., включая 2713 млрд. госбюджету, что составляет чистую задолженность порядка 75 млрд. руб. В противоположность этому, нефтяная промышленность должна 20171 млрд. руб., а ей должны 11908 млрд. руб., что в результате составляет долг в 9310 млрд. руб.

Состояние и перспектива развития

Газотранспортной системы

До 2010 г. российская газовая индустрия в состоянии удовлетворить весь реально возможный отечественный и зарубежный спрос на газ без необходимости разрабатывать новые промыслы вне Надым-Пур-Тазовского региона. Важнее развивать стратегию поставок на различные рынки сбыта российского газа, которые за этот период будут видоизменяться, что потребует сооружения двух газопроводов через Белоруссию и Польшу плюс значительного увеличения поставок через Украину.

До 2000 г. и, видимо, несколько дольше будет наблюдаться перепроизводство газа, для которого не найдется спроса ни на отечественных, ни на внутренних рынках. К 2010 г. ситуация изменится, и вместо перепроизводства может возникнуть некоторая нехватка. Производственная мощность 1994 г. в 640 млрд. м³ будет достаточной для большинства вариантов роста спроса и экспорта вплоть до 2010 г. Только в случае, если российский спрос вернется к уровню 1990 г., а экспорт в Европу удвоится, потребуется значительное увеличение производственной мощности.

Задача сохранения производственных мощностей на уровне 1994 г. может быть решена путем добычи газа с более низких горизонтов существующих промыслов (в частности Уренгойского), а также развития небольших дочерних месторождений (особенно, таких как Заполярное, Ямсовейское и Восточное, Западное Таркосалинское). Значительное увеличение пропускной мощности окажется необходимым лишь для газопроводов, ведущих из Центральной России и с Урала за рубеж. Только ближе к 2010 г. могут потребоваться новые источники дорогостоящего газа и соответствующие дорогостоящие системы транспортировки. Но даже и это произойдет далеко необязательно, если учитывать планы России поддерживать свои поставки, используя газ из Казахстана и Туркменистана, поступающий по существующим системам трубопроводов.

В ближайшем будущем Газпром столкнется с повышением затрат на обновление системы газопроводов. Россия располагает системой магистральных газопроводов протяженностью более 145 тыс. км и 236 компрессорными станциями с 4900 установками общей мощностью 36 тыс. МВт (см. рис. 1.1). Существенная часть компрессорных установок была импортирована, только компания General Electric поставила 300 установок мощностью 7500 МВт с 1979 г. Осуществляется программа модернизации, которая требует реконструкции 50 установок и замены 1000 старых и неэффективных. Планы по строительству предусматривают 5 новых газопроводов на местном рынке общей протяженностью 6000 км с 30 станциями, состоящими из 200 установок плюс две линии, соединяющие Ямал и Германию, протяженностью 10 тыс. км и 30 станций с 200 установками мощностью 5 тыс. МВт.

Существует распространенное мнение, что необходимо вложить крупные суммы на модернизацию существующей системы газопроводов, которая устарела и износилась. Мнение подкрепляется частыми авариями, но обычно забывают о размерах сети и о факте, что, если принять во внимание масштабы структуры, количество аварий на тысячу не превышает среднего. Эти случаи имеют подобный резонанс в связи с тем, что диаметр труб составляет 1, 42 м, поэтому по линиям проходит значительно больший объем газа, чем по газопроводам в других странах. Учитывая, что большинство международных газопроводов с большой протяженностью относительно современны, построены в основном в 1975 г. и состоят из западных труб (Германии и Японии) или российских труб с более толстыми стенами до 18 мм, означает, что в большинстве случаев коррозия еще не стала основной проблемой, кроме регионов с повышенной соленостью почвы.

Западная Сибирь является крупнейшим в мире газодобывающим районом , дающим около 600 млрд. м³ в год, что составляет почти 90% общего объема добычи России. Природный газ с месторождений Севера Тюменской области транспортируется по уникальной системе магистральных газопроводов в промышленные районы Урала и европейской части России, на экспорт в зарубежные страны.

Характерной особенностью газотранспортной системы Западной Сибири является прокладка газопроводов в сравнительно узких «энергетических коридорах», где в непосредственной близости друг от друга проходит до 9-10 ниток газопроводов большого диаметра (см. рис. 1.2). Это диктует необходимость сооружения крупных многоцеховых компрессорных станций в условиях постоянного наращивания мощностей, динамического развития всей сложной системы транспорта газа.

Средние эксплуатационные значения КПД компрессорных станций в Тюменской области на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию. Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки – затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа – до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции. Это та сумма издержек, на которую в процессе эксплуатации может влиять на персонал компрессорной станции (КС),

Рис. 1.2. Схема магистральных газопроводов Тюменской области

проводя ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая оптимальный режим работы всего комплекса оборудования КС.

Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки нефти и газа (см. табл. 1.1), которые за 1990-1995 гг. практически не изменились, а по величине являются аналогичными трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы. Сравнительный анализ этих трех крупнейших в мире систем показывает, что развитие их, начавшееся 50-40 лет назад, близко к завершению, и они имеют много общих характеристик. В данном случае представляется возможным использовать статистические данные по эксплуатации зарубежных трубопроводов, в частности по причинам разрушения, возможным методам ликвидации отказов, определению величины утечек, противокоррозионной защите и т.д.

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют больший диаметр (почти в 1, 5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы, длиной около 3 тыс. км, не имеющих развитой транспортной сети.

Таблица 1.1

Газопроводы Тюменской области

Протяженность линейной части, км тоже

Количество газопроводов, шт. тоже

Средний диаметр, мм тоже

Количество КС, шт. тоже

Количество ГПА, шт. тоже

Объем транспорта газа, млрд. м³

Потери газа, млрд. м³ 1, 71 1, 82 1, 92 1, 92 1, 94

2. Общие вопросы трубопроводного транспорта газа

Классификация трубопроводов

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I – 2, 5¸ 10 МПа; II – 1, 2¸ 2, 5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от их диаметра и составляет 10¸ 50 млрд. м³ газа в год.

По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы:

· внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, газоперерабатывающих заводах;

· местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков км) и соединяют газопромыслы или газоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального газопровода;

· магистральные – характеризуются большой протяженностью (сотни км), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтно-восстановительными работами).

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре, под которым согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Технологические трубопроводы классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения (с обогревом, вакуум проводы) и другие.

По материалу различают трубопроводы стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали), из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые), чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные), футерованные (резиной, полиэтиленом, фторопластом), эмалированные, биметаллические и другие.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0, 1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные (температура ниже 0^оС), нормальные (от 1^о до 45^оС) и горячие (от 46^оС и выше).

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии – глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и мало агрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0, 1 мм/год, средне агрессивной – в пределах от 0, 1 до 0, 5 мм/год и агрессивной – более 0, 5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и мало агрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих средне агрессивные вещества – из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки (с учетом прибавки на коррозию), из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высоко агрессивные вещества – только из высоко легированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты емкости, находящиеся в разных цехах.

Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные (около 70% общего объема внутрицеховых) и распределительные (около 30%). Внутрицеховые имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять 80¸ 120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.

Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах (включая арматуру) составляет около 3¸ 4%, а масса П-образных компенсаторов – около 7%.

Стальные разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров (температуры и давления) транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на 4 класса опасности (ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76): 1 – чрезвычайно опасные, 2 – высоко опасные, 3 – умеренно опасные, 4 – малоопасные.

По пожарной опасности (ГОСТ 12.1.004-76) вещества бывают: негорючие – НГ, трудно горючие – ТГ, горючие – ГВ, горючая жидкость – ГЖ, легко воспламеняющаяся жидкость – ЛВЖ, горючий газ – ГГ, взрывоопасные – ВВ.

Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Р_у до 10 МПа, в соответствии с СН 527-80 «Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов на Р_у до 10 МПа» подразделяют на 5 категорий (I - V) и три группы (А, Б, В). Газопроводы, как правило, относят к первой категории групп А, Б, В.

Трубопроводы из пластмассовых труб (полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида) в соответствии с СН 550-92 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб» применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и их группам, установленным для стальных трубопроводов. При этом трубопроводы из пластмассовых труб запрещается применять для транспортировки вредных веществ первого класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородных газов (СУГ).

Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие – к категории 4 или 5 и группе В.

В общем случае, категория устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории.

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 Следующая ⇒