Экономическая оценка выбора наиболее рационального варианта транспортировки газа, нефти, нефтепродуктов

- ликвидировать разбалансированность транспортных связей путем рационализации транспорта нефтепродуктов;

- снизить транспортную составляющую цены экспортных нефтепродуктов, повысив эффективность экспорта;

- повысить безопасность и обороноспособность России, а также уменьшить экономическую зависимость от стран транзита.

Газотранспортная система России получит дальнейшее развитие через реализацию таких известных проектов, как «Голубой поток», Ямал - Запад, Североевропейский газопровод, Китайский газовый проект.

Проект «Голубой поток» предусматривает сооружение магистрального газопровода протяженностью 1213 км. Сухопутный участок газопровода пройдет от района Изобильное Ставропольского края до г. Джубга Краснодарского края на побережье Черного моря. Морской участок газопровода протяженностью 396 км пройдет по дну Черного моря на глубине 2150 м до турецкого г. Самсун.

Газопровод Ямал - Запад. Строительство газотранспортной системы Ямал - Запад ОАО «Газпром» осуществляет с учетом прогнозируемого развития европейского рынка и больших потенциальных экспортных возможностей России, а также требований повышения надежности поставок. Газопровод будет иметь протяженность 5350 км (до границы с Германией) и пропускную способность около 65 млрд. м3 (к 2020 году).

Подача российского газа в Китай. Технико-экономическое обоснование строительства газопровода в Китай выполняется в рамках утвержденного графика в соответствии с Генеральным соглашением, подписанным российской и китайской сторонами. Предполагается, что ОАО «Газпром» выступит координатором работ, связанных с созданием газотранспортной системы.

Анализ современного состояния и перспектив развития магистрального трубопроводного транспорта России позволяет сделать следующий вывод: трубопроводный транспорт имеет хорошие перспективы развития. Перспективные проекты требуют государственной поддержки, прежде всего, в организации финансирования проектов, особенно экспортных направлений, а также в заключении многосторонних соглашений со странами, через которые осуществляется транзит российских углеводородов.

Кроме того, необходимо оперативное корректирование тарифных ставок за транспортировку углеводородов с учетом затрат на развитие трубопроводных систем.

Снова обратимся к нашему примеру. Для полноты анализа сравниваемых вариантов транспортных схем следует провести оценку и эффективности их функционирования, т. е. качество выполнения ими своих основных функций по транспортировке компонентов углеводородного сырья на берег. Эффективность

Работы обеих систем может быть охарактеризована математическим ожиданием количества нефти М(Sн) и газа М(Sr), транспортируемых каждой системой на берег. Нефть транспортируется с обеих МСП в состояниях 1 и 2. Транспорт нефти с одной из МСП осуществляется в состояниях 3 и 4 в схеме варианта 1 и в состоянии 3 - в схеме варианта 2. Газ транспортируется с обеих МСП в состоянии 0. Транспорт газа с одной из МСП осуществляется в состояниях 1 и 3 в схеме варианта 1 и в состоянии 1 - в схеме варианта 2.

Для двух МСП равной производительности эффективность рассматриваемых схем будет характеризоваться выражениями:

- количества транспортируемых с МСП нефти и газа, при работе систем добычи, подготовки и транспорта продукции в номинальном режиме.

- по показателям М(Sн) и M(Sr) и затрачиваемым на сооружение каждой трубопроводной системы средствам можно производить сравнение альтернативных вариантов и выбирать из них наиболее эффективную.

Расчеты по приведенной методике показали, что более надежным и эффективным является вариант 2 схемы с добавлением к нему еще одного трубопровода связи между МСП. Эффективность систем по альтернативным вариантам характеризуется следующими значениями:

Вариант 1

М(SH) = 0.9972

М(SH) * M(Sr) = 0.9535

Вариант 2

М(SH) = 0.9997

М(Sн) * M(Sr) = 0.9625

Чтобы выяснить, оправдываются ли дополнительные затраты на прокладку резервных трубопроводов в варианте 2, следует их составить с возможными потерями от снижения количества добываемых на платформе и транспортируемых на берег нефти и газа. В расчетах приняты следующие показатели месторождения: ежегодная добыча нефти - 4.5 млн. тонн; предполагаемое количество добываемой нефти за весь период эксплуатации - 33 млн. т; ежегодная добыча попутного газа - 2.1млрд. м3, за весь период эксплуатации - 28 млрд. м3.

Вследствие простоя трубопроводов в аварийном ремонте потери нефти составят (в тыс. тонн):

Вариант 1

в течение 1 года 4500 х 0.0028=12.6

в течение всего периода эксплуатации 33000 х 0.0028=92.4

Вариант 2

в течение 1 года 4500 х 0.0003=1.6

в течение всего периода эксплуатации 33000 х 0.0003=9.9

Выбор схемы трубопроводного транспорта по варианту 2 сохранит 82.5 тыс. тонн нефти, что составит почти 13 млн. долларов США экономии при ее цене 25US$/баррель. Аналогично потери газа из-за простоя газопроводов в аварийных ремонтах составляют (в млн. м3).

Вариант 1

в течение 1 года 2100 х 0.0465=97.65

периода эксплуатации 28000 х 0.0465=1302

Вариант 2

в течение 1 года 2100 х 0.0375=78.75

в течение всего

периода эксплуатации 28000 х 0.0375=1050

3. Оценка влияния рисков на экономическую эффективность транспорта газа, нефти, нефтепродуктов

3.1 Влияние природных рисков на эффективность транспорта газа, нефти, нефтепродуктов

Экология -- ведущее направление конкуренции в XXI в. Показатели экологической ответственности товаров и товаропроизводителей последние 15 лет неуклонно становятся одним из ведущих направлений конкуренции на мировых рынках. Непонимание этого факта с высокой степенью вероятности приводит к вытеснению с рынков (по крайней мере развитых стран) товаров и их производителей, которые не удовлетворяют стандартам высокой экологической ответственности.

Отсутствие адекватного и современного государственного природоохранного регулирования в России привело к существенному ухудшению имиджа и репутации экологической ответственности российской экономики и российского бизнеса в целом. Одновременно отсутствие природоохранного регулирования способствует консервации наименее энергоэффективных и технологически отсталых производств и технологий. Все это не является конкурентным преимуществом в борьбе за инвестиции и новые рынки, а воспринимается потребителями и правительствами развитых стран как осознанная политика экологического демпинга. Соответственно, такая политика приводит к формированию экологически обусловленных нетарифных барьеров для российских товаров и товаропроизводителей.

Субъекты экономики -- компании, которые вынуждены в результате требований государств и потребителей нести экологические издержки, -- хотят обеспечить равные или, если угодно, честные условия конкуренции в области экологической ответственности.

Большинство инструментов, обеспечивающих доступ на экологически чувствительные рынки развитых государств, носит рыночный и некоррупционный характер (добровольные экологические сертификации, рейтинги, независимый экологический аудит и т. п.). Но такие механизмы эффективно работают только среди компаний -- лидеров конкуренции по экологическим показателям. Государственное регулирование необходимо в первую очередь для компаний-“заднескамеечников”. В ряде случаев независимый экологический аудит может замещать избыточный или, наоборот, дополнять и компенсировать недостаточный государственный контроль.

Очевидна необходимость опережающей проактивной, а не реактивной государственной экологической политики Российской Федерации. Складывающаяся структура российского экспорта требует опережающих действий в основных областях развития российской экономики -- в первую очередь обеспечения экологической безопасности и ответственности экспорта и транспортировки нефти и газа. Наиболее актуальной задачей является создание системы обязательного страхования экологических рисков и экономических и финансовых механизмов компенсации ущербов при транспортировке нефти -- аналогов американского Oil Pollution Act 1990 г., принятого, несмотря на сопротивление нефтяных корпораций, после катастрофы танкера Exxon Valdez.

Мир вокруг нас меняется даже в столь консервативной сфере, как финансово-кредитные институты и инструменты. Подписание в июне 2003 г. ведущими частными банками мира так называемых “Принципов экватора” (в настоящий момент подписаны почти 40 банками) фактически завершило период, когда частные банки могли финансировать крупные инвестиционные проекты в развивающихся странах по более низким критериям экологической и социальной ответственности, чем международные финансовые институты (IFC и EBRD). Подписавшие “Принципы экватора” частные банки занимают 75-80% объема рынка проектного финансирования в мире. Развивается комплексная финансовая инициатива Программы по окружающей среде ООН (UNEP Financial Initiative), реализуемая при активной роли ЕБРР (EBRD). Экологические показатели начинают напрямую инкорпорироваться в рейтинги ведущих рейтинговых и консалтинговых агентств мира, нацеленных на оценку инвестиционной привлекательности (Sustainability Index Доу-Джонса). Неадекватный учет данного фактора в ближайшие годы может оказать негативное воздействие на инвестиционную привлекательность российской экономики, особенно с учетом проблем привлечения инвестиций в развитие разведки, добычи и транспортировки углеводородов и иных природных ресурсов.

Современные экологические требования и стандарты -- это не административные барьеры для развития рыночных отношений в реальном секторе российской экономики, а важнейший инструмент повышения ее конкурентоспособности. Если мы не будем учитывать экологические факторы в ходе экономического развития, то они будут становиться одним из наиболее существенных барьеров для диверсификации развития российской экономики.

Проактивная экологическая политика требует адекватного современного государственного управления. Незавершенность административной реформы в сфере охраны окружающей среды создает существенную проблему для формулирования и проведения такой политики. Фактически в стране нет органа государственного управления соответствующего уровня, отвечающего за ее формирование и развитие. Особенно наглядно это проявляется на международной арене. Большая часть глобальных международных соглашений и конвенций направлена на защиту окружающей среды. Несмотря на председательство России в “восьмерке” и Арктическом совете, а также идею строительства энергетической сверхдержавы, за последние четыре года от нашей страны не поступило ни одной крупной международной инициативы в сфере экологической безопасности и ответственности. Хотя было бы логично, если именно от России исходили бы глобальные инициативы по обеспечению экологической безопасности морских перевозок углеводородов, принятию Арктической конвенции и т. п. В реальности же мы за 15 лет так и не ратифицировали Конвенцию об оценке воздействия на окружающую среду (ОВОС) в трансграничном контексте (Эспо, 1991). Хотя данная конвенция защищает российские интересы и в Баренцевом море, и в Черном, и во многих других морях и регионах. Это тем более удивительно в ситуации, когда для строительства Северо-Европейского газопровода на Балтике мы вынуждены брать обязательства о соблюдении требований этой конвенции.

Твердый и мужественный поступок Владимира Путина в защиту Байкала нуждается в подкреплении и поддержке путем формирования проактивной государственной экологической политики и восстановления государственного природоохранного управления и регулирования на национальном уровне.

В нашем примере в условиях арктических и дальневосточных морей на трубопроводы могут воздействовать различные неблагоприятные природные факторы (сейсмические и литодинамические, ледовые торосы и стамухи). Поэтому надежность трубопроводной системы определяется как количеством проложенных трубопроводов, так и величиной их заглубления в грунт. При анализе их надежности в расчетах следует учитывать как параметры потока отказов отдельных трубопроводов (вызванных, например, дефектами изготовления или коррозией), так и параметры потоков одновременных отказов двух и более трубопроводов (вызванных неблагоприятными воздействиями природной среды).

Следует обратить особое внимание на показатель, существенно характеризующий надежность и живучесть рассматриваемых систем - вероятность наступления предельного состояния. Под предельным состоянием транспортной трубопроводной системы подразумевается функциональный отказ, т. е. отказ такого количества трубопроводов, когда оставшиеся в работе не могут обеспечить транспорт на берег ни одного из компонентов, а в некоторых случаях делают невозможной и их добычу (например, при подаче газа высокого давления для целей газлифта с берега на МСП).

Вероятность наступления предельного состояния, таким образом, характеризует и экологическую безопасность системы, поскольку прекращение транспорта жидких и газообразных углеводородов с МСП может привести к переполнению имеющихся на МСП емкостей и ставит проблему утилизации углеводородов на платформе.

3.2 Оценка количественного влияния финансовых рисков

В нефтегазовом бизнесе много общего с ведением боевых действий. Само выражение «экспортная стратегия» взято из военного лексикона, и, подобно тому, как на войне есть угроза потерь людей и техники, поставки газа сопряжены с опасностью крупных финансовых потерь. Задача стратега состоит в том, чтобы обеспечить успех операции, сведя эти потери к минимуму. То есть, в данном случае, Россия должна выработать эффективную экспортную стратегию, устойчивую к изменениям внешних условий. Эта стратегия должна давать ответы на следующие вопросы:

- объемы и направления экспорта нефти и газа в зависимости от цен и спроса на внешних рынках.

- очерёдность и масштабы освоения новых месторождений.

- способы доставки нефти и газа на рынок - по трубопроводам, в виде СПГ.

В зависимости от этого необходимо предусмотреть строительство новых, и реконструкцию действующих газотранспортных систем с учетом формирования в перспективе потоков нефти и газа.

Лишь некоторые из возможных рисков при реализации экспортной стратегии нефтегазовой отрасли России - это падение цен на нефть или замедление темпов роста спроса на газ в Европе, валютные риски и усиление конкуренции со стороны прочих поставщиков газа и т.д. Здесь не рассматриваются риски, связанные с техногенными и террористическими факторами.

Эти факторы риска (страновые, экспортные и импортные) не являются независимыми, они находятся в тесной логической взаимосвязи. Анализ показал, что ключевым показателем, от которого зависит большинство остальных внешних факторов, является цена нефти.

На нефтегазовую отрасль России, как крупнейшего экспортёра газа в мире, влияют многочисленные внешние факторы - и геополитическая обстановка в мире, и конъюнктура мировых энергетических рынков, прежде всего, европейского, среднеазиатского и азиатско-тихоокеанского, а в перспективе и северо-американского рынка. Однако существует три основополагающих фактора риска - это неопределенность будущих цен на нефть и газ, неопределенность емкости экспортных рынков для природного газа из России, затраты на транзит.

В настоящее время экспортные поставки российского газа в Европу осуществляются на основе долгосрочных контрактов, цены в которых привязаны к ценам на нефть и нефтепродукты. Методом статистической регрессии установлено, что более 94% изменений цен поставок газа на границе ЕС объясняются колебаниями средней за восемь месяцев цены на нефть Brent.

Цены на нефть в последние годы отличаются непредсказуемостью и высокой волатильностью. Разброс прогнозов, выполненных авторитетными организациями, достаточно высок - от 21 $/барр. до 37 $/барр. в 2015 г. и от 21 $/барр. до 44 $/барр. к 2020 г. Даже если не брать в расчет прогноз аналитиков банка Goldman Sachs о росте цены до 102 $/барр. к 2015 г, все равно разброс значительный. Но цена на нефть - не единственный фактор, определяющий экспортную цену газа.

Прогноз цен на газ сильно осложняется из-за необходимости учета влияния либерализации рынков газа. Вторая Газовая Директива и работа, проводимая в рамках Мадридского Форума, направлены на ускорение процесса формирования единого либерализованного внутреннего рынка газа ЕС, включающего с мая 2004 г. и ряд восточно-европейских стран. Либерализация порождает несколько рисков для российской газовой отрасли:

В первую очередь Россию беспокоит риск пересмотра условий заключенных долгосрочных контрактов. Уже изменены некоторые условия контрактов, например, относительно права перепродажи газа. По мере развития спотового рынка по всей вероятности будет меняться и механизм ценообразования в долгосрочных контрактах - в уже заключенных контрактах будет вводиться индексация по спотовым ценам. Будут сокращаться обязательства покупателей по объемам, что повышает риски российских поставщиков.

Усиление конкуренции и угроза снижения прибыли производителей. В ближайшие 10-15 лет на европейский рынок будут выходить новые страны-поставщики нефти и газа из Северной Африки, Средней Азии, Казахстана, Закавказья и Ближнего Востока с достаточно низкой себестоимостью добычи и транспортировки газа.

В то же время для России в условиях высокой выработанности уникальных месторождений Западной Сибири требуется вовлечение значительно более дорогих и удаленных месторождений для поддержания и наращивания добычи газа. Так, стоимость проекта трубопроводной системы Ямал-Европа превышает $30 млрд. Примерно на столь же высоком уровне оцениваются капиталовложения, необходимые для освоения Штокмановского месторождения. Это повышает риски осуществления Россией крупномасштабных газовых проектов, которые могут просто оказаться неконкурентоспособны в условиях избыточного предложения.

Новым фактором стали валютные риски. Так, большинство старых долгосрочных экспортных контрактов России на поставки в Европу номинированы в долларах. Спотовые поставки будут номинироваться в евро. В связи с этим изменение курса валют может привести к заметному изменению долларовых цен.

Вторым фактором риска является динамика спроса на поставки российского газа. Неопределенность емкости европейского рынка для природного газа из России обусловлена двумя составляющими - во-первых, неопределенностью относительно объемов будущего спроса на газ в Европе, и, во-вторых, неопределенностью относительно той доли, которую российский газ сможет получить на рынке. Рассмотрим спрос. Его определяют следующие основные факторы:

Эластичность спроса по цене.

Темпы экономического развития ЕС. Более быстрый рост экономики ЕС влечет за собой более высокий спрос на газ.

Экологические требования, в частности, в рамках Киотского протокола, могут способствовать более быстрому росту спроса на газ.

Потребление газа в электроэнергетике и в перспективе останется основным двигателем суммарного спроса. Здесь важнейшую роль будет играть политика ЕС относительно АЭС.

Поскольку любой из этих факторов может заметно повлиять на ситуацию, прогнозы научных и консалтинговых организаций дают очень широкий диапазон перспективных объемов европейского газопотребления: от 571-708 млрд. мі в 2015 г. и до 610-928 млрд. мі в 2020 г.

Ту долю, которую российский газ сможет получить в удовлетворении этого спроса, определяют три фактора:

Динамика внутренней добычи газа. Хотя существуют различные прогнозы добычи газа в странах ЕС, основная тенденция - это ее сокращение.

Долю России, конечно, будет определять конкуренция с альтернативными поставщиками газа.

Политика ЕС по диверсификации источников поставок газа, которая направлена на снижение зависимости от поставок из традиционных регионов - в первую очередь, из России.

Транзит газа - давняя проблема России, особенно в странах СНГ, где он связан с целым комплексом неопределенностей и политических факторов. Неопределенность платы за транзит возникает за счет:

- непредсказуемое повышение тарифов за транзит, что продемонстрировали последние инициативы украинского правительства по повышению тарифа с 1,09 $/100 км/ тыс. м3 до 2,7 $/100 км/ тыс. м3. Их инициатива идет в нарушение всех договоренностей, достигнутых осенью 2004 г., тем не менее, политический фактор перечеркивает все.

- доля натуральных платежей, т.е. оплаты за транзит встречными поставками газа по ценам ниже рыночных

- сохранение несанкционированного отбора газа, что, в конечном счете, тоже является надбавкой.

Порождаемая всеми вышеперечисленными факторами риска область неопределённости развития газовой отрасли России описывается двумя взаимодополняющими способами:

- как математическая модель внешних условий развития отрасли, представляющую собой систему алгебраических уравнений и неравенств, определяющих количественные связи между данными факторами.

- в виде нескольких непротиворечивых сценариев внешних условий, представляющих наиболее вероятные области зоны неопределённости.

В рассматриваемом примере выигрыш варианта 2 по сравнению с вариантом 1 составляет 252 млн. м3 газа стоимостью 12 млн. долларов. Общая экономия за весь период разработки за счет большей добычи нефти и газа от использования схемы трубопроводов по варианту 2 составит 25 млн. долларов.

Но вариант 2 обладает большей по сравнению с вариантом 1 протяженностью трубопроводов (61.5 км по варианту 1 и 77.5км по варианту 2). Приняв по программе QUESTOR удельную стоимость 1 км строительства подводного трубопровода диаметром 700 м, заглубленного в грунт на 3 м при средней глубине моря 20 м равной 656 тыс. долларов/км, дополнительные затраты на прокладку трубопроводов по варианту 2 составят 10.5 млн. долларов. Годовая экономия от использования схемы по варианту 2 равна:

Эг =(12.6-1.6) х Сн+(97.65-78.75) х Сг=11 х 156,25+18.9 х 47,6 = 2,620 млн. долларов. где: Сн и Сг - стоимость 1 тыс. тонн нефти и 1 млн. м3 газа, соответственно.

Срок окупаемости дополнительных затрат не превышает нормативного срока окупаемости, т.е. схема по варианту 2 предпочтительнее схемы по варианту 1.

Эффективность кольцевой схемы трубопроводного транспорта по сравнению с радиальной определяется, прежде всего, величиной заглубления трубопровода в грунт hзгл..

Эта зависимость очень жесткая: при уменьшении заглубления с 5 м до 1.1 м срок окупаемости уменьшается с 16.9 до 1.7 лет (при параметре потока отказов). В то же время параметр очень слабо влияет на выбор схемы трубопроводов. При уменьшении в 2 и в 6 раз по сравнению с исходным срок окупаемости изменяется в пределах 1.0 - 21 и 1.9 - 25 лет соответственно.

Другим фактором - экономическим, оказывающим влияние на выбор варианта схемы трубопровода, является отношение стоимости 1 тыс. тонн нефти/газа, сохраненной благодаря выбору кольцевой схемы, к разнице стоимостей прокладки 1 км трубопроводов по альтернативным вариантам.

4. Обоснование выбора рационального варианта транспорта газа, нефти, нефтепродуктов

В силу главного отличительного фактора российских нефтегазотранспортных систем от зарубежных -- географического (большая протяженность газопроводов от мест добычи до регионов интенсивного газопотребления) -- транспорт нефти и газа по ним сопровождается большими затратами на так называемые собственные нужды: в целом по отрасли этот показатель составляет свыше 10% (по некоторым оценкам, 12-13%) от объема годовой добычи. Компрессорная станция (КС) расходует «на себя» приблизительно 0,4% от объема прокачиваемого газа. Затраты газа на собственные нужды, например, по системе газопроводов протяженностью порядка 2,5 тыс. км с 25 КС составят: 0,4 x 25 = 10%.

Принимая во внимание, что природный газ является дорогим химическим сырьем (цена поставляемого в Европу газа составляет порядка 100 долл. за 1000 мі), а транспортировка необходимого для всех КС количества топливного газа, сопутствующего прокачке, обеспечивается за счет эксплуатации соответственно проложенной линейной части (эквивалентной нитки газопровода), экономические затраты на транспорт газа, особенно на большие расстояния, будут очень высоки.

Основные резервы экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на действующих газопроводах традиционно рассматриваются в следующих направлениях:

- применении энергосберегающих газотранспортных технологий при реконструкции газопроводов (прокладка параллельных ниток и лупингов);

- модернизации парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА), поддержания их технического состояния на высоком уровне за счет своевременного диагностирования и ремонта;

- оптимизации технологических режимов транспорта газа.

Первое из этих направлений является самым капиталоемким, и в условиях фактической разгрузки газопроводов, по известным причинам, относительно проектного уровня широкое внедрение его в обозримой перспективе нецелесообразно.

Модернизацию парка ГПА, поддержание при эксплуатации максимально возможного его технического состояния можно рассматривать на данном этапе как основное направление. Фактически оно относится к «планомерно решаемым» задачам на протяжении всей истории существования газопроводов и в российских условиях регламентируется финансовыми и конструкторско-производственными возможностями.

Оптимизацию технологических режимов транспорта газа на действующих газопроводах можно рассматривать как направление, дополнительно экономящее ТЭР после реализации других предложений. Оптимизация может использоваться на любых по конфигурации, составу и техническому состоянию линейной части и газоперекачивающих агрегатов участках газопроводов на всех стадиях эксплуатации ГТС.

Сложность и динамичность структуры ГТС часто приводят к возникновению неустановившихся неизотермических режимов перекачки. При расчетах таких режимов невозможно мысленно охватить многообразные стороны процесса транспорта по газопроводным системам. Наиболее перспективным способом преодоления такого «барьера сложности» является использование системного анализа сложных объектов.

Основные концепции системного анализа можно сформулировать следующим образом:

1) сложная сеть рассматривается «сверху -- вниз». Для этого она расчленяется па подсистемы, каждая из которых может быть разбита на более мелкие подсистемы и т.д. до получения в конечном итоге неделимых элементов;

2) описывается взаимодействие элементов каждой подсистемы, а также самих подсистем в зависимости от уровня иерархии;

3) создаются математические модели каждого элемента;

4) моделирование сложной системы осуществляется «снизу - вверх». Для этого рассчитываются характеристики элементов систем, затем, согласно схеме их взаимодействии, определяются параметры и т. д.

Исходя из укапанных концепции, в качестве отдельных элементов газотранспортных систем целесообразно использовать компрессорные станции н аппараты воздушного охлаждения, линейные участки и лупинги. В линейной части необходимо разделить участки с различными коэффициентами гидравлического сопротивления, диаметрами, толщиной стенок, участки до и после отбора или подкачки. Кроме того, в качестве отдельных подсистем следует выделить элементы внешней среды, которые не учитываются непосредственно при расчетах, но влияют на характеристики систем в целом.

Большинство эксплуатационных задач связано с, определением динамики температуры, давления и массового расхода перекачиваемой среды при заданных значениях давления и температуры в начале участка и расхода на его конце. Следовательно, при установлении связей между элементами значения температуры и давления необходимо передавать от элемента к элементу по потоку, а значения расхода против потока.

Приоритетными направлениями государственной поддержки должны быть сферы, имеющие высокие капиталы риска: строительство и эксплуатация магистральных нефтепроводов и геологоразведочные работы на слабоизученных и перспективных участках недр. Представляется необхдимым создать режим наибольшего благоприятствования для строительства нефтепровода по варианту 3, придав ему статус пионерного трубопровода. Организационным механизмом реализации проектов создания магистральных трубопроводов может быть межрегиональная корпорация (или консорциум) по развитию ВСНГК, в которую целесообразно привлечь нефтяные компании, акционерные инвестиционные региональные коммерческие банки, чьими учредителями являются администрации субъектов Федерации и региональные филиалы московских банков.

В качестве обобщенного показателя надёжности рассматриваемых систем трубопроводного транспорта может быть предложено математическое ожидание объема недопоставки нефти и (или) газа на берег. Как видно, при одинаковых значениях потери нефти при кольцевой схеме на порядок ниже. Что же касается потерь газа, то они соизмеримы в обеих схемах или даже в некоторых случаях при кольцевой схеме незначительно выше. При переходе к вариантам разработки месторождения с использованием трех МСП проблема выбора оптимальной схемы еще более усложняется.

В данной работе рассматривались схемы транспорта на берег с трех МСП двух и трех компонентов углеводородного сырья. Рассматриваются традиционные варианты схем и альтернативные кольцевые схемы трубопроводного транспорта. По схеме нефть, добываемая на всех трех МСП, в полном объеме транспортируется на берег по одному трубопроводу с одной из крайних МСП, а по другому трубопроводу, в полном объеме с другой крайней ЛСП, транспортируется природный или попутный газ. Трубопроводы связи, между платформами используются для сбора на одной из них (первой или третьей) нефти или газа.

Характер изменения срока окупаемости затрат, возрастающих при выборе кольцевой схемы, в зависимости от величины заглубления трубопроводов, аналогичен рассмотренному выше для варианта разработки месторождения с помощью двух МСП. Экономически целесообразен выбор кольцевой схемы при заглублении трубопроводов 3 м. Причем срок окупаемости почти не зависит от параметра.

Вероятности наступления предельного состояния рассматриваемых систем по обоим сравниваемым вариантам близки к соответствующим значениям для систем с двумя МСП.

Здесь также вероятность наступления предельного состояния системы в течение 1 года или 20 лет для кольцевой схемы на порядок выше, чем для традиционной. Это обстоятельство объясняется тем, что предельное состояние наступает в схеме варианта 1 при появлении в районе прокладки трубопроводов ледовой стамухи с глубиной борозды, превышающей глубину залегания трубопроводов. Для наступления предельного состояния трубопроводной системы по варианту 2 требуется появление как минимум двух таких событий, что менее вероятно.

Транспортная схема варианта 2 построена по тому же принципу, что и для двух МСП. По трем трубопроводам с крайних МСП на берег (или в обратном направлении) осуществляется транспорт трех компонентов продукции, а по четвертому - транспорт нефти или он находится в резерве. При почти одинаковых затратах (суммарная протяженность трубопроводов по обоим вариантам одинакова) при кольцевой схеме один трубопровод является резервным. Резерв этот является скользящим, т.е. он может заменить любой отказавший трубопровод. Отказ одного трубопровода никоим образом не ухудшает качества функционирования данной трубопроводной системы.

Качественно одинаковая картина наблюдается и при определении срока окупаемости дополнительных затрат, вызванных выбором кольцевой схемы. Следует заметить, что приведенные расчеты и выводы носят иллюстративный характер, поскольку выбор оптимальной схемы транспорта продукции с МСП на берег должен производиться в каждом конкретном случае в зависимости от параметров месторождения, количества МСП, их удаленности от берега, расстояния между ними, а также глубины моря по трассе трубопровода и экономических показателей, характеризующих стоимость нефти и газа и прокладки трубопроводов с той или иной величиной заглубления их в грунт.

Заключение

Итак, приоритетными направлениями государственной поддержки должны быть сферы, имеющие высокие капиталы риска: строительство и эксплуатация магистральных нефтепроводов и геологоразведочные работы на слабоизученных и перспективных участках недр. Представляется необхдимым создать режим наибольшего благоприятствования для строительства нефтепровода по варианту 3, придав ему статус пионерного трубопровода. Отметим, что освоение месторождений нефти и газа Сибирской платформы позволит добиться бездефицитного обеспечения промышленности и социальной сферы Сибирского и Дальневосточного федеральных округов топливом и энергией, повысить уровень социально-экономического развития входящих в них регионов. Рост внутреннего потребления газа приведет к улучшению экологической ситуации на этих территориях.

Системы трубопроводного транспорта - это тот рычаг, который позволяет государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки. Экспорт газа, нефти и нефтепродуктов в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том числе через морские терминалы. Анализ современного состояния и перспектив развития магистрального трубопроводного транспорта России позволяет сделать следующий вывод: трубопроводный транспорт имеет хорошие перспективы развития. Перспективные проекты требуют государственной поддержки, прежде всего, в организации финансирования проектов, особенно экспортных направлений, а также в заключении многосторонних соглашений со странами, через которые осуществляется транзит российских углеводородов.

Очевидна необходимость опережающей проактивной, а не реактивной государственной экологической политики Российской Федерации. Складывающаяся структура российского экспорта требует опережающих действий в основных областях развития российской экономики -- в первую очередь обеспечения экологической безопасности и ответственности экспорта и транспортировки нефти и газа.

На нефтегазовую отрасль России, как крупнейшего экспортёра газа в мире, влияют многочисленные внешние факторы - и геополитическая обстановка в мире, и конъюнктура мировых энергетических рынков, прежде всего, европейского, среднеазиатского и азиатско-тихоокеанского, а в перспективе и северо-американского рынка. Однако существует три основополагающих фактора риска - это неопределенность будущих цен на нефть и газ, неопределенность емкости экспортных рынков для природного газа из России, затраты на транзит.

Основные резервы экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на действующих газопроводах традиционно рассматриваются в следующих направлениях: применении энергосберегающих газотранспортных технологий при реконструкции газопроводов (прокладка параллельных ниток и лупингов); модернизации парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА), поддержания их технического состояния на высоком уровне за счет своевременного диагностирования и ремонта; оптимизации технологических режимов транспорта газа.

В работе в качестве альтернативы рассмотрены две схемы транспорта продукции на берег: 1. Традиционная схема, предусматривающая транспорт всех потоков с одной МСП на другую, откуда все компоненты в полном объеме транспортируются на берег. 2. Кольцевая схема, предусматривающая связь обеих МСП с береговыми сооружениями и между собой. В соответствии с этой схемой транспорт основного компонента (нефти) на берег осуществляется непосредственно с каждой МСП, а два других компонента в полном объеме - через одну из МСП.

При почти одинаковых затратах (суммарная протяженность трубопроводов по обоим вариантам одинакова) при кольцевой схеме один трубопровод является резервным. Резерв этот является скользящим, т.е. он может заменить любой отказавший трубопровод. Отказ одного трубопровода никоим образом не ухудшает качества функционирования данной трубопроводной системы. Качественно одинаковая картина наблюдается и при определении срока окупаемости дополнительных затрат, вызванных выбором кольцевой схемы. Следует заметить, что приведенные расчеты и выводы носят иллюстративный характер, поскольку выбор оптимальной схемы транспорта продукции с МСП на берег должен производиться в каждом конкретном случае в зависимости от параметров месторождения, количества МСП, их удаленности от берега, расстояния между ними, а также глубины моря по трассе трубопровода и экономических показателей, характеризующих стоимость нефти и газа и прокладки трубопроводов с той или иной величиной заглубления их в грунт.

Список литературы

1. Бирюкова В.В., Крайнова Э.А. Особенности формирования инновационной стратегии нефтяной компании // Проблемы и опыт экономического управления предприятиями. - Уфа: УГНТУ, 2015. - С.183 - 186.

2. Бройде И.М. Финансы нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 2014. - 328с.

3. Вайншток С.М. Объединить усилия по созданию евроазиатского нефтяного рынка // Мат. 11-й междунар. конф: «Нефть и газ - 2014» (Москва. 26 июня. 2014 г.). - М.: НОРМА, 2014. С.45-56.

4. Варламов А.И., Герт А.А., Старосельцев В.С. и др. Перспективы освоения ресурсов углеводородного сырья Восточной Сибири // Разведка и охрана недр. - 2013. - № 11-12. С.22-31.

5. Зубарева В.Д., Саркисов А.С. Проектные риски в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2013. - 322с.

6. Комягин А.Ф. Перспективы применения электропривода в газовой промышленности. // Материалы совещания главных инженеров газотранспортных и газодобывающих предприятий ОАО «Газпром». М.: МГУ, 2014. C. 32--36.

7. Лаптев А.А. Управление проектами и трубопроводным строительством на основе информационных технологий. Тюмень: Слово, 2015. - 176с.

8. Леонтьев Е.В. Основные концепции энергосбережения в транспорте газа. // Материалы совещания главных инженеров газотранспортных и газодобывающих предприятий ОАО «Газпром». М.: МГУ, 2014. C. 28--31.

9. Хорошилов Ф.В. Управление и экономика нефтяного предприятия. Тюмень: Вектор Бук, 2015. - 172с.

Размещено на Allbest.ru