Стратегия механизма модернизации газотранспортной системы (ГТС)

Этот вариант характеризуется резким увеличением спроса на новые научные и инженерные кадры, а также предполагает формирование развитой национальной инновационной системы и восстановление лидирующих позиций российской фундаментальной науки.

Одновременно указанный вариант является более затратным, поскольку предполагает масштабное государственное финансирование научных исследований и разработок прежде всего фундаментального характера, содействие скорейшей коммерциализации результатов научных исследований и разработок, активный поиск и формирование новых рынков, ниш и сегментов в рамках существующих рынков и, наконец, поддержку выхода на них российских компаний. Для этого варианта характерны существенные инновационные риски, связанные с принципиальной новизной решений, в том числе велика вероятность того, что наиболее перспективные инновации будут раньше и (или) в большей степени использованы в других странах.

Для страны с диверсифицированной отраслевой структурой выбор варианта политики технологической модернизации не может быть универсальным для всех отраслей и секторов экономики. Для России в современных условиях оптимальным является вариант развития с элементами лидерства в некоторых сегментах экономики, в которых имеются (или могут быть быстро созданы) конкурентные преимущества, но с реализацией догоняющего варианта в большинстве секторов экономики. Реализация такого варианта является предпочтительной в рамках Стратегии.

5. Реализация Стратегии предусматривается в 2 этапа.

На первом этапе реализации Стратегии (2011-2013 годы) решается задача повышения восприимчивости бизнеса и экономики к инновациям путем осуществления следующих мероприятий:

- повышение инвестиционной привлекательности перспективных высокотехнологичных секторов экономики, приоритеты развития которых определены Президентом Российской Федерации;

- содействие перетоку капитала и привлечение наиболее квалифицированных кадров в эти сектора с помощью реализации комплекса мер налогового, тарифного и других типов государственного регулирования, а также различных типов финансовой поддержки;

- модернизация секторов экономики, в которых у России нет краткосрочных перспектив достижения мирового лидерства, в том числе за счет налогового стимулирования технического перевооружения, благоприятного таможенного режима ввоза импортного оборудования и усиления требований технического регулирования;

- развитие конкуренции в секторах экономики, стимулирование инновационного поведения компаний с государственным участием и естественных монополий, в том числе повышение качества корпоративного управления, формирование требований к инновационной составляющей их инвестиционных программ и улучшение качества внешней экспертизы таких программ;

- устранение в системе государственного регулирования (включая техническое, таможенное и налоговое регулирование) барьеров, препятствующих инновационной активности;

- наращивание расходов на софинансирование инновационных проектов частных компаний (в том числе с помощью совершенствования регулирования отрасли венчурного финансирования, реализации проекта поддержки кооперации бизнеса и вузов, учреждений науки), а также выстраивание работы с государственными компаниями по разработке и реализации ими программ инновационного развития;

- расширение поддержки недавно образованных инновационных компаний институтами развития;

- реализация региональных программ поддержки малого бизнеса, а также поддержки реализации конкретных проектов в рамках соответствующих государственных программ и подпрограмм, разработанных для высокотехнологичных секторов экономики.

Приоритетом в области исследований и разработок станет создание и развитие центров компетенции путем создания национальных исследовательских центров, а также путем выведения на мировой уровень конкурентоспособности части ведущих университетов, государственных научных центров и ведущих научных организаций государственных академий наук. В качестве центров компетенции можно рассматривать и возникающие в регионах наукоемкие кластеры.

На указанном этапе реализации Стратегии начнется реализация пилотных проектов по отработке механизмов поддержки масштабных инновационных программ бизнес-структур, в частности, поддержка кластерных инициатив и формирование технологических платформ.

Приоритетом в образовании станет реструктуризация сектора высшего образования, ориентированная на развитие сектора исследований и разработок в университетах, углубление кооперации вузов с передовыми компаниями реального сектора экономики и научными организациями, кардинальное расширение международной интеграции российских вузов как в сфере образовательных программ, так и в сфере исследований и разработок, усиление академической мобильности и развитие сетевой организации образовательных и исследовательских программ. При этом будет усиливаться финансовая поддержка ведущих вузов, научных коллективов и отдельных ученых, проводящих исследования на мировом уровне.

На втором этапе реализации Стратегии (2014-2020 годы) доля расходов на инновации в бюджете страны будет увеличиваться. Кроме того, предусматривается рост доли частного финансирования в общем объеме внутренних затрат на исследования и разработки. За счет высвобождения финансовых ресурсов, предусматриваемых для поддержки бизнес-проектов, существенно увеличится финансирование образования, науки и модернизации инфраструктуры инновационной экономики (в том числе необходимых для этого объектов транспортной, телекоммуникационной и жилищно-коммунальной инфраструктуры).

На базе заделов, сформированных на первом этапе реализации Стратегии, будет проведено масштабное перевооружение и модернизация промышленности. В основных секторах экономики российские предприятия по используемым технологиям выйдут на средний уровень развитых стран. В этих целях планируется введение необходимых налоговых и иных стимулов, направленных на вытеснение старого технологического оборудования.

При этом сохранится в необходимых объемах поддержка реализации крупных проектов в рамках приоритетов технологического развития, а также приоритетных направлений развития науки, технологий и техники Российской Федерации, которые обеспечат технологическое лидерство страны в перспективе.

Особый акцент делается на модернизации и достройке необходимых элементов инновационной инфраструктуры и повышении их эффективности. На втором этапе реализации Стратегии предполагается полностью сформировать целостную и работоспособную национальную инновационную систему, адекватную расширяющемуся спросу на инновации со стороны секторов экономики, обеспечивающую поддержку инновационной активности на всех стадиях инновационного цикла.

1.3 Анализ приоритетов «Программы инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 г.»

В 2002-2012 гг. инновационное развитие ОАО «Газпром» реализовывалось по варианту догоняющего развития и локальной технологической конкурентоспособности ориентирован на перевооружение экономики на основе импортных технологий, а также на локальное стимулирование развития российских разработок. Спрос на инновационные отечественные технологии производства оборудования и технологий построения газотранспортной системы ОАО «Газпром» определялся, в основном, финансовыми ограничениями возможностей компании для развития на основании импорта новейшего иностранного оборудования и технологий. Сектор фундаментальной и прикладной науки сегментировался, концентрировался и финансировался ОАО «Газпром» вокруг тех направлений, которые имели коммерческое применение как создание конкурентоспособного импортозамещающего оборудования и импортозамещающих технологий.

Создание новейших проектов экспортных магистральных газопроводов «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) в 2001-2003 гг. [15] и «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) в 2009-2012 гг. [16] выполнено на базе создания международных концернов, которые предоставили оборудование и специальные трубы для морских трубопроводов высокого давления, суда и технологию глубоководной прокладки трубопроводов, а также новейшие газоперекачивающие агрегаты, которые обеспечили бескомпрессорную подачу газа на морских участках на расстояниях от 400 км («Голубой поток») до 1200 км («Северный поток»).

Если в проекте «Голубой поток» (2002-2003 гг.) на морском участке трубопровода не использовались газовые трубы отечественного производства, то инициирование ОАО «Газпромом» развития металлургической и трубопрокатной промышленности России позволило в проекте «Северный поток» (2009-2012 гг.) выиграть международный тендер на поставку 25% одношовных труб высокого давления диаметром 1220 мм с толщиной стенки 41 мм и длиной 12 м для морского участка трубопровода, изготовленных на новейшем оборудовании Выксунского металлургического завода (Россия) с освоением прокатки трубных листов высокопрочной стали класса К65 (Х80) на новейшем отечественном прокатном стане «5000».

Цель разработки «Программы инновационного развития ОАО «Газпром» в 2011-2020 гг.» - определение и систематизация основных направлений и задач деятельности в области инновационного цикла, оптимизация имеющихся ресурсов и установление показателей инновационного развития на планируемый период [7].

Цель «Программы инновационного развития» - постоянное повышение технологического уровня ОАО «Газпром» для поддержания позиций технологического лидера в мировом энергетическом бизнесе.

В табл. 1.2 и на графиках рис. 1.1 приведены результаты проведенного ОАО «Газпром» технологического аудита показателей технологического уровня развития ОАО «Газпром» и 19 ведущих нефтегазовых корпораций мира [7].

Таблица 1.2. Сопоставление показателей технологического уровня развития ОАО «Газпром»



Рис. 1.1. Сравнение профилей технологического уровня ОАО «Газпром» и основных зарубежных нефтегазовых компаний [7]

На основании выводов сравнительного технологического аудита для выделения наиболее актуальных для ОАО «Газпром» направлений инновационного развития (технологических приоритетов) проведена оценка потенциального экономического эффекта от внедрения инновационных технологий в рамках каждого из бизнес-процессов компании (добыча, транспортировка, переработка и реализация газа), результаты которой приведены на рис. 1.2.

Как показывает анализ результатов, приведенных на рис. 1.2, ключевыми областями технологических приоритетов для ОАО «Газпром» являются:

- транспортировка газа;

- развитие подземных хранилищ газа.



Рис. 1.2. Результаты ранжирования технологических приоритетов по приросту чистого дисконтированного дохода (ЧДД) [7]

Приоритетность технологий транспортировки и хранения газа для ОАО «Газпром» связана со следующими характеристиками:

1. Единая система газоснабжения (ЕСГ) ОАО «Газпром» в России является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и включает в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и перераспределения газа.

2. В состав ЕСГ входят 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций(КС) с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 44,8 млн. Квт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа.

3. Как результат, технологии, обеспечивающие повышение эффективности магистрального транспорта газа и диверсификацию способов поставки газа потребителю, дадут ЧДД на уровне 159.2 млрд. руб. при суммарном ожидаемом уровне ЧДД от внедрения инновационных технологий во всех бизнес-процессах ОАО «Газпром» на уровне 449,7 млрд. руб. (за период 2011-2020 гг.).

Внедрение инновационных технологий, обеспечивающих повышение эффективности магистрального транспорта газа и диверсификацию способов поставки газа потребителю, приведет к:

- снижению капитальных вложений в строительство линейных частей магистральных трубопроводов на 8-11%;

- снижению капитальных вложений в строительство компрессорных станций на 7-10%;

- снижению эксплуатационных затрат на 4-5%;

- снижению затрат на реконструкцию на 10%.

- снижению капитальных и эксплуатационных затрат на подземное хранение газа на 10%.

Основными инновационными технологиями, направленными на реализацию выделенного приоритета «Транспортировка и хранение газа» являются:

1. Технологии строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления;

2. Технологии высокоэффективного компримирования газа в газоперекачивающих агрегатах нового поколения;

3. Технологии транспортировки газа в сжиженом и многофазном состоянии;

4. Технология получения энергии за счет утилизации тепла детандер-генераторами в технологических процессах на компрессорных (повышение давления газа) и газораспределительных (снижение давления газа) станциях;

5. Технологии получения электроэнергии для эксплуатации устройств на линейных частях магистральных трудопроводов с использованием нетрадиционных и возобновляемых источников энергии;

6. Технологии создания «интеллектуальных» подземных и наземных хранилищ газа для поддержания стабильного круглогодичного режима работы магистральных трубопроводов;

7. Технологии хранения газа в сжатом и гидратированном состоянии в хранилищах вблизи потребителей - новый рынок наземных хранилищ газа вблизи потребителей на экспортных газопроводах.

В табл. 1.3 приведены основные направления инноваций в реализации технологического приоритета - «Внедрение новых технологий строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления» с объемом инвестиций 2,608 млрд. руб. (2011-2017 гг.).

Таблица 1.3. Технологический приоритет 5.1 «Технология строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления» [7]

Код технологии	Подкод технологии	Сущность инновационной технологии
5.1.1		Создание оборудования и системы управления техническим состоянием и целосностью ГТС (СУТСЦ) в составе поддерживающих технологий
5.1.2		Разработка технологий и создание оборудования и материалов для строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов высокого лавления
	5.1.2.1	Создание оборудоания для производства трубных заготовок из сталей класса прочности Х100 - Х120 с толщиной листа 40 - 48 мм для изготовления одношовных труб диаметром до 1420 мм и длиной 18 - 32 м под внутреннее давление 250 -300 кг/см2
	5.1.2.2	Создание оборудования, технических средств для адаптивной автоматической дуговой сварки толстостенных высокопрочных труб
	5.1.2.3	Создание оборудования, технических средств для автоматической контактно-дуговой сварки для строиетльства газопроводов из толстостенных высокопрочных труб
	5.1.2.4	Создание оборудования, технических средств для автоматического ультразвукового контроля и диагностики газопроводов многоэлементными акустичискими системами
	5.1.2.5	Создание оборудования, технических средств для автоматической внутритрубной очистки и осушки полостей газопроводов
	5.1.2.6	Создание оборудования, технических средств для комплексного дистанционного коррозионного мониторинга морских участков газопроводов большого диаметра
	5.1.2.7	Создание утяжеленных бетонных покрытий на основе евробетона для морских участков и подводных переходов газопроводов
	5.1.2.8	Разработка технологий газотермического нанесения металлических коррозионностойких нанопокрытий на детали технологического оборудования газопроводов, работающие в кислой среде
	5.1.2.9	Создание летучих мигрирующих ингибиторов коррозии и ингибированных лакокрасочныхпокрытий для гапроводов, включая станции подземного хранения газа
5.1.3		Создание энергосберегающего оборудования очистки природного газа для трубопроводов высокого давления (до 11,8 Мпа - 120 кг/см2)
5.1.4		Исследование и разработка нормативной документации по сварке газопроводов нового поколения из высокопрочных труб, в т.ч. с повышенной сейсмостойкостью
5.1.5		Розработка методов оценки надежности, риска и безопасного срока эксплуатации многониточного газопровода «Бованенково - Ухта», проходящего в сложных севреных природно-климатических условиях и в зонах многолетнемерзлых пород
5.1.6		Разработка технологических решений и технических средств сварки трубных сталей при строительстве и ремонте магистральных газопроводов
5.1.7		Разрабока критериев оценки трещинностойкости труб большого диаметра из сталей Х80 - Х120 для магистральных газопроводов высокого давления нового поколения
5.1.17		Разработка технологии удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния ГПА на КС ЕСГ ОАО «Газпром»
5.1.20		Разработка маметатической модели и технологии диспетчерского управления запасами газа в ПХГ

В табл. 1.4 приведены основные направления иннований в реализации технологического приоритета - «Внедрение технологии высокоэффективного компримирования газа» с объемом инвестиций 0,897 млрд. руб. (2011-2014 гг.).

Таблица 1.4. Технологический приоритет 5.2 «Технология высокоэффективного компримирования газа» [7]

Код технологии	Подкод технологии	Сущность инновационной технологии
5.2.1		Разработка концепции применения ГПА мощностью 32-35 Мвт для реконструкции действующих КС на линейных участках магистральных газопроводов
5.2.2		Создание газового компрессора с осевым входом мощностью 32-35 Мвт и КПД 89-90%
5.2.3		Создание газотурбинной установки авиационного типа мощностью 32-36 Мвт и КПД 40%
5.2.5		Разработка, изготовление малоэмиссионной горелки с применением проницаемого элемента для модернизации камер сгорания приводов ГПА

В табл. 1.5 приведены основные направления иннований в реализации технологического приоритета - «Внедрение технологий снижения общих затрат при транспортировке и хранении газа» с объемом инвестиций 0,2 млрд. руб. (2011-2017 гг.).

Таблица 1.5. Технологические приоритеты 5.3 - 5.5 «Технологии снижения общих затрат при транспортировке и хранении газа» [7]

Код технологии	Сущность инновационной технологии
5.3	Создание технологий и оборудования транспорта газа в сжиженом и многофазном состоянии
5.4	Создание технологий и оборудования для технологий получения энергии за счет использования детандер-генераторов на компрессорных и газораспределительных станциях
5.5	Создание технологий получения электроэнергии для эксплуатации устройств на линейных частях магистральных трудопроводов с использованием нетрадиционных и возобновляемых источников энергии

2. Технико-экономический анализ состояния и проблем эксплуатации газотранспортной системы ОАО «Газпром»

2.1 Анализ общей структуры и планов развития единой ГТС ОАО «Газпром»

Российское акционерное общество открытого типа «Газпром» (РАО «Газпром») организовано 25.02.1993 на основании Указа Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 года №1333 «О преобразовании Государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество «Газпром» и постановление Совета Министров - Правительства Российской Федерации от 17 февраля 1993 года №138 «Об учреждении Российского акционерного общества «Газпром» [36].

Основные виды бизнеса:

- добыча, транспортировка и реализация природного газа;

- добыча, транспортировка и переработка нефти и попутного газонефтяного конденсата.

По данным на 1 января 2012 года, акционерами компании являлись государство в лице Росимущества (38,37%) и «Роснефтегаза» (10,74%); НПФ «Газ-фонд» (3,02%), Газпромбанк (0,37%), фонд Vostok Nafta (1,3%). E.ON Ruhrgas (дочерняя компания E.ON) контролирует 6,43% акций «Газпрома», компании, дружественные Алишеру Усманову, - 1,5%, ГНК «Нафта-Москва» - 4,5%, «Интеко» - около 1%, Deutsche UFG - около 3%. Акционерами «Газпрома» также являются его председатель правления Алексей Миллер (0,0027%), а также топ-менеджеры Александр Ананенков (0,002%), Андрей Петров (0,004%).

Государству принадлежит 50% плюс 1 акция «Газпрома» (38,37% акций «Газпрома» принадлежит государству, 10,71% акций «Газпрома» принадлежат подконтрольным государству ОАО «Роснефтегаз» и ОАО «Росгазификация), 24,85% - юридическим лицам России, 13,85% - физическим лицам, 11,5% - иностранным акционерам (E.ON Ruhrgas контролирует 6,5%, клиенты Deutsche Bank и ОФГ контролируют более 3%, фонд Vostok Nafta - 1,3%).

В 2011 году основной иностранный акционер Газпрома и самый крупный клиент российского газа в ЕС, германский E.ON Ruhrgas, продал пакетик акций Газпрома в 3, 5% за 3,4 млрд. евро (долю в 2,7% приобрел русский ВЭБ, а 0,8% E.ON реализовал раньше на рынке). Консолидация приобретенного пакета Внеш-экономбанка Росии с существующим госпакетом акций дает гарантированный контроль >51% акций Правительства РФ над деятельностью ОАО «Газпром».

Таким образом, рыночная стоимость собственного капитала ОАО «Газ-пром» в 2012 году может быть оценена суммой 95 млрд. евро (номинальный балансовый уставный фонд ОАО «Газпром» составляет 118,4 млрд. рублей, а суммарный собственный капитал с резервами и нераспределенной прибылью - 7,7 трлн. руб., что эквивалентно по курсу 40,3 руб./1 евро - 2,94 млрд. евро и 191 млрд. евро), то есть рыночный курс акций ОАО «Газпром» находится на уровне 32 - 33 от номинала.

Таблица 2.1. Основные экономические показатели деятельности ОАО «Газпром» в 2009-2012 гг. [22 - 25]

Показатели	2009	2010	2011	6 мес. 2012
1. Чистая выручка от продаж, млн. руб.	2 318 462	2 879 390	3 534 341	1 825 075
1.1. Выручка от продажи газа, млн. руб.	1 954 670	2 231 353	2 825 320	1 441 094
2. Операционная прибыль от продаж, млн. руб.	844 499	1 161 832	1 622 282	547 014
3. Чистая прибыль после налогообложения, млн. руб.	624 600	364 500	879 600	382 592
4. Объем затрат на капитальные вложения, млн. руб.	634 976	883 310	1 327 699
5. Чистые активы, млн. руб.	5 879 933	6 187 990	7 540 012
6. Рентабельность собственного акционерного капитала, %	10,62%	5,89%	11,67%
7. Рентабельность активов, %	8,40%	4,66%	9,24%
8. Финансовая устойчивость по отношению заемного капитала к собственному, %	18,42%	16,04%	16,57%

Анализ географии основных месторождений природного газа в мире показывает, что одно крупнейших находится в России на западе Сибири. Собранные по состоянию 2011 года экспертные данные предполагают там еще около 48 трлн. куб. м. природного газа [36]. На Ближнем Востоке не менее 70 трлн. куб. м. В сравнении с этими объемами европейские резервы очень малы. Так, перед норвежским побережьем лежит самый большой источник природного газа Европы примерно с 1,3 трлн. куб. м. Ещё несколько крупных месторождений было найдено на территории Канады.

Таким образом, Россия - основной и традиционный экспортер природного газа в Европу. Большую часть своих экспортных поставок Россия осуществляет через систему магистральных газопроводов, оснащенных компрессорными станциями. Давление магистрального газа поддерживается на уровне 7,5 МПа (75 кг/см2), диаметр магистральной трубы до 1,4 метра.

В табл. 2.2 приведен перечень и географическое расположение основных газовых месторождений России [36].

Таблица 2.2. Перечень с краткими характеристиками важнейших газовых месторождений Российской Федерации [36]

Название месторождения	Тип месторождения	Дата открытия	Общие запасы (прогнозируемые)	Месторасположение
Заполярное	Нефтегазоконденсатное	1965 год	735 млрд. мі газа	на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее поселка Тазовский
«Сахалин-3» (Входят 4 блока месторождений: Киринский, Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский)	нефтегазовое	1992 год(Киринский)	1,4 трлн. м3 природного газа 700 млн. т нефти	На побережье острова Сахалин, на шельфе Охотского моря.
Русановское	конденсатсодержащий газ	1992 год	3,0 трлн. м3 природного газа	расположено в Карском море.
Ленинградское	сухой метановый газ (от 91 до 99%)	1992 год	3,0 трлн. м3 природного газа	расположено в Карском море.
Штокмановское	газоконденсатное	1988 год	3,7 трлн м3 газа, 31 млн т. конденсата	Расположено в центральной части шельфа российс-кого сектора Барен-цева моря в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глуби-ны моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м.
Бованенковское (суммарно с Харасавэйским Новопортовским)	Нефтегазоконденсатное	1971 год	5,9 трлн. куб. м газа, 100,2 млн. т. конденсата (из их 4,9 трлн. куб. м. природного газа - на Бованенковском	Бованенково расположено на полуострове Ямал, в 40 километрах от побережья Карского моря.

Как показывает анализ данных, представленных в табл. 2.2, географически основные газовые месторождения России расположены в Западной Сибири, на полуострове Ямал, в замерзающих Баренцевом и Карском морях в заполярных северных широтах России со сложным природным климатом и низкими зимними температурами до 45 - 50 градусов мороза.

В I полугодии 2012 года группой компаний ОАО «Газпром» добыто 254,639 млрд. куб. м газа в различных регионах Российской Федерации (рис. 2.1).



Рис. 2.1. Структура объемов добытого газа по основным районам добычи за 1 полугодие 2012 года [22]

В число основных районов добычи входят (рис. 2.1):

1. Западная Сибирь - 93,6% объема добычи газа.

Западная Сибирь - это основной регион по добыче газа группой компаний ОАО «Газпром».

В этом регионе осуществляют производственную деятельность основные газодобывающие предприятия ОАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Они ведут промышленную разработку 14-ти наиболее крупных по запасам месторождений: Ямбургского, Заполярного, Уренгойского, Севе-ро-Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового, Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского, Вынгапуровского, Вынгаяхинского, Еты-Пуровского.

Месторождения Уренгойское, Ямбургское и Медвежье в Надым-Пур-Тазовском регионе Западной Сибири, исторически обеспечивающие основной объем добычи группы компаний ОАО «Газпром», находятся в стадии падающей добычи.

Естественное снижение добычи газа на этих месторождениях в ближайшие годы планируется компенсировать, в основном, за счет ввода в эксплуатацию в 2012 году Бованенковского месторождения на полуострове Ямал, Ачимовских отложений Уренгойского месторождения, а также освоения новых месторождений Надым-Пур-Тазовского района - Ныдинской площади, Западно-Песцовой площади, нижнемеловых залежей Заполярного и Песцового месторождений, газовых - Муравленковского и Новогоднего месторождений.

2. Европейский Север - 0,45% объема добычи газа.

В регионе расположены 4 действующие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения. Дочернее общество ОАО «Газпром», осуществляющее деятельность в данном регионе - ООО «Газпром переработка».

3. Поволжье - 2,3% объема добычи газа.

В Поволжье расположено одно действующее газоконденсатное месторождение - Астраханское. Дочерняя компания ОАО «Газпром», осуществляющая разработку этого месторождения - ООО «Газпром добыча Астрахань».

4. Европейский Юг (Северный Кавказ) - 0,2% объема добычи газа.

Дочернее общество ОАО «Газпром» - ООО «Газпром добыча Краснодар» ведет разработку 55 действующих месторождений в Северокавказском регионе.

5. Урал - 3,5% объема добычи газа.

Добыча из Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения осуществляется дочерним обществом ОАО «Газпром» - ООО «Газпром добыча Оренбург».

6. Дальний Восток и Восточная Сибирь - 0,05% объема добычи газа.

Дочернее общество ОАО «Газпром» - ООО «Газпром добыча Иркутск», в качестве оператора, в октябре начало добычу газа и газового конденсата из Ковыктинского ГКМ для снабжения местных потребителей.

В Восточной Сибири деятельность по добыче нефти и газа осуществляет дочернее общество ОАО «Газпром нефть» - ООО «Газпромнефть-Ангара».

В Камчатском крае ОАО «Камчатгазпром» (92,25% акций находится в федеральной собственности, оператор по добыче ООО «Газпром добыча Ноябрьск») осуществляет разработку Кшукского месторождения.

На шельфе острова Сахалин осуществляет деятельность ООО «Газпром добыча шельф» по освоению Киринского газоконденсатного месторождения.

Распоряжением Правительства Российской Федерации ОАО «Газпром» назначено координатором деятельности по реализации «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная газовая программа).

В долгосрочной перспективе Восточная газовая программа предполагает сформировать в России четыре крупных газодобывающих центра - Сахалинский, Якутский, Иркутский и Красноярский.

Задачи обеспечения необходимых уровней добычи газа в среднесрочной перспективе будут решаться за счет эксплуатации действующих месторождений, а также вывода на проектную производительность Харвутинской площади Ямбургского месторождения и Ныдинской площади Медвежьего месторождения, увеличения добычи из сеноманских и валанжинских залежей Заполярного месторождения, ачимовских залежей Уренгойского месторождения. В 2012 году планируется ввести в разработку Бованенковское месторождение на полуострове Ямал.

Приоритетным направлением деятельности Компании будет являться также освоение газовых ресурсов акваторий Обской и Тазовской губ, Штокмановского месторождения, Восточной Сибири, Дальнего Востока, потенциал которых позволяет сформировать ряд крупных газодобывающих центров.

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России (рис. 2.2).

ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.

В состав ЕСГ входят 161,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа, 6881 станций распределения газа.

Таблица 2.3. Основные показатели производительности ГТС ОАО «Газпром» в 2009-2012 гг. [22 - 25]

Показатели	2009	2010	2011	6 мес. 2012
1. Суммарная добыча газа, млрд. м3	461,5	508,6	513,2	254,6
2. Прирост запасов газа за счет геологоразведочных работ, млрд. м3	468,8	547,7	719,8
2. Внутренняя продажа газа в России, млрд. м3	262,6	262,1	265,3
3. Продажа газа в систему стран бывшего Советского Союза, млрд. м3	67,7	70,2	81,7
4. Продажа газа в рыночные страны дальнего зарубежья, млрд. м3	148,3	148,1	156,6



Рис. 2.2. Схема инфраструктуры газотранспортной системы (ГТС) ОАО «Газпром» в России [36]

Рис. 2.3. Маршрут экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу и Турцию, а также импортно-транзитного газопровода «Центральная Азия - Центр» (туркменский, узбекский и казахстанский экспортный газ в Россию) [36]

Основные магистральные газопроводы ОАО «Газпром» в ЕСГ России (рис. 2.2 - 2.3):

1. Из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции:

1.1. Уренгой - Медвежье - Надым - Пунга - Вуктыл - Ухта - Грязовец; далее ветки: на Москву; на направление: Торжок - Псков - Рига; и на направление: Новгород - Санкт-Петербург - Таллинн. От Торжка далее Смоленск - Минск - Брест (Белоруссия). Газопровод обеспечивает внутренние потребности в газе центральных районов, особенно Москвы и Санкт-Петербурга, а также по нему экспортируется газ в Прибалтийские страны и Белоруссию. Кроме того, Москва и Санкт-Петербург - крупные производители труб для газопроводов.

1.2. Уренгой - Сургут - Тобольск - Тюмень - Челябинск - Самара - Сызрань - Ужгород (Украина), далее в Европу.

1.3. Уренгой - Ижевск - Помары - Елец - Курск - Жмеринка (Украина) - Ивано-Франковск (Украина) - Ужгород (Украина), далее в Европу. Крупнейший экспортный газопровод в Европу. Он поставляет газ в Германию, Францию, Австрию, Италию, Швейцарию.

1.4. Уренгой - Медвежье - Пермь - Ижевск - Казань - Нижний Новгород - Владимир - Москва. Газопровод позволил существенно улучшить обеспеченность дешевым топливом и углеводородным сырьем промышленность ряда европейских районов России.

1.5. Уренгой - Сургут - Нижневартовск (центры переработки газа) - Томск - Юрга - Новосибирск - Кемерово - Новокузнецк. Перекачиваемый по этому газопроводу газ поступает в Томск, крупные индустриальные центры Кузбасса (Кемерово, Новокузнецк и др.), в Новосибирск. Он используется в различных отраслях промышленности - химической и нефтехимической, в металлургической, в энергетике, а также в коммунально-бытовом хозяйстве.

1.6. Уренгой - Медвежье - Нижняя Тура - Нижний Тагил - Екатеринбург - Челябинск. Газопровод способствует улучшению топливно-энергетического баланса Урала.

2. Из Поволжского экономического района:

2.1. Саратов - Рязань - Москва;

2.2. Саратов - Пенза - Нижний Новгород (с ответвлением на Владимир и Москву) - Иванове - Ярославль - Череповец.

Газопроводы имеют только внутреннее значение и идут из старых месторождений.

3. Из Уральского экономического района:

3.1. Газопровод «Союз»: Оренбург - Уральск - Алесандров-Гай - Кременчуг - Ужгород (Украина), далее в Европу. Основными потребителями газа являются страны Восточной Европы, такие как Болгария, Венгрия, Польша, Чехия, Словакия, Румыния, Югославия. Кроме того проложены от Оренбургского газоконденсатного месторождения газопроводы в Башкортостан, Татарстан, Самарскую, Саратовскую области, что способствовало возникновению здесь промышленных предприятий.

4. Из Севера-Кавказского экономического района:

4.1. Ставрополь - Аксай - Новопсков - Елец - Тула - Серпухов (Московское кольцо) - Тверь - Новогород - Санкт-Петербург;

4.2. Ставрополь - Майкоп - Краснодар - Новороссийск.

5. Импортный газопровод из Узбекистана:

5.1. Газли (Узбекистан) - Ташауз (Туркмения) - Москва. Импортный газопровод из Средней Азии для обеспечения Европейской части России.

Общая протяженность магистральных газопроводов и отводов Газпрома на территории России по состоянию на конец 2011 г. составила 164,7 тыс. км.

Транспортировку газа по магистральным газопроводам обеспечивают 211 компрессорных станций (КС), на которых установлено 3 630 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) общей мощностью 41,74 тыс. МВт. Также Группа владеет газотранспортными активами на Дальнем Востоке России, крупнейшим из которых является магистральный газопровод Сахалин - Хабаровск - Владивосток протяженностью 1 354 км. Основным зарубежным активом Газпрома в области транспортировки газа является ГТС Белоруссии (ОАО «Белтрансгаз»), контроль над которым со стороны ОАО «Газпром» был установлен в декабре 2011 г.

Рис. 2.4. Структура поставленных ОАО «Газпром» на экспорт объемов газа основным потребителям Европы и Турции за 1 полугодие 2012 года [22]

Как показывает анализ графиков, приведенных на рис. 2.4, основными потребителями экспортируемого ОАО «Газпром» газа в Европу и Турцию в 2012 году являются: Германия (16,42%), Украина (15,26%), Турция (13,42%), Белорус-сия (10,0%), Италия (6,34%), Польша (4,82%), Франция (4,36%).

Анализ графиков, приведенных на рис. 2.5, показывает, что на протяжении 2005-2011 гг. ОАО «Газпром» является основным экспортером газа в Европу, уровень поставок которого остается на уровне 150 млрд. м3/год через всю систему экспортных трубопроводов.

Основную конкуренцию ОАО «Газпром» составляют поставки газа из Норвегии на уровне 98 - 100 млрд. м3/год, уверенно наращивает свое присутствие в Европе Катар, который постепенно теснит поставки газа из Алжира (уровни объемов поставки по 44-45 млрд. м3/год).



Рис. 2.5. Динамика конкуренции по поставкам газа в Европу основными газодобывающими компания мира в 2005-2011 гг. [22 - 25]

2.2 Анализ состояния систем магистральных трубопроводов

Газотранспортная система (ГТС), система газоснабжения в России развивается с 1940-х годов и в настоящее время включает в себя 161 тыс. км газопроводов, 281 компрессорную станцию с установленной мощностью 46,7 тыс. МВт и 3881 газораспределительную станцию [47].

Магистральные трубопроводы - это трубопроводы и отводы от них диаметром от 400 мм до 1420 мм включительно с избыточным давлением среды свыше 1,2 МПа (12 кгс/ см2) до 10 МПа (100 кгс/см2), предназначенные после очистки для транспортирования газа от места добычи к месту потребления (газораспределительные магистрали среднего и низкого давления).

Материалом для труб магистральных трубопроводов является сталь. По способу изготовления трубы для магистральных трубопроводов делятся на бесшовные, электросварные прямошовные и сварные со спиральным швом. Трубы диаметром до 500 мм включительно изготавливаются из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей. Трубы диаметром до 1020 мм изготавливаются из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей. А при изготовлении труб диаметром до 1420 мм применяются низколегированные стали в термически или термомеханически упрочненном состоянии.

Сварное соединение труб должно быть равнопрочным основному металлу. При этом кривизна труб не должна быть больше, чем 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не больше, чем 0,2% длины трубы. Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5-11,6 м. В качестве материала для труб диаметром 1020 мм и более используется листовая и рулонная сталь, прошедшая 100%-ный контроль физическими неразрушающими методами (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест путем рентгеновского просвечивания).

Противокоррозионные покрытия на подземных магистральных трубопроводах, должны обладать диэлектрическими свойствами, быть сплошными, водонепроницаемыми, механически прочными, термостойкими и эластичными.

Виды защитного покрытия делятся на 1) изоляционные полиэтиленовые покрытия заводского нанесения (полиэтилен порошковый для напыления или полиэтилен гранулированный для экструзии); 2) изоляционные покрытия трассового нанесения на основе полиэтилена (лента полиэтиленовая, дублированная), поливинилхлорида (лента поливинилхлоридная липкая), кремнийорганики (лента кремнийорганическая термостойкая) или битума (мастика битумно-резиновая). Также используются лакокрасочные материалы (эпоксидная краска).

Самыми распространенными являются покрытия на основе битумных мастик. Электрохимическая защита выполняется с помощью катодной поляризации путем подключения внешнего источника постоянного тока.

Система магистральных газопроводов Газпрома обеспечивает высокую надежность и бесперебойность поставок газа потребителям за счет высокой степени интеграции и использования параллельных многониточных участков трубопроводов большого диаметра (1 420, 1 220 и 1 020 мм) и соединительных линий между ними, а также использования подземных хранилищ.

В соответствии с нормативной документацией - срок службы трубопроводов - до 33 лет, после чего они подлежат замене. На рис. 2.6 - 2.8 представлена структура сроков службы действующих трубопроводов в ГТС ОАО «Газпром» в 2010 г. и динамика структуры сроков службы трубопроводов в прогнозируемом диапазоне до 2020 года.

Единая система газоснабжения (ЕСГ) России, в которую входят мощные газовые промыслы и газотранспортные магистрали протяженностью свыше 150 тыс. километров, по своим масштабам, мощностям газотранспортных систем и их параметрам (диаметры - 1420 мм, протяженность транзитных газопроводов 3 ч 4 тыс. км), применению централизованного управления - не имеет мировых аналогов.

Наибольшую часть системы ЕСГ составляют газопроводы, представляющие по срокам эксплуатации три группы: I - магистрали, построенные в 1963-66 гг., II - в 1974-80 гг., III - в первой половине 80-х годов.

Первая группа газопроводов со средним сроком эксплуатации 45 лет практически вся сооружена по строительным нормам и правилам, которые не соответствуют действующим нормам, особенно в части допусков по сварным соединениям и требованиям к изоляционным покрытиям. Эта группа газопроводов практически не приспособлена для проведения внутритрубной дефектоскопии. Для газопроводов этой группы характерны коррозионные повреждения на протяженных участках по нижней образующей газопроводов.

Вторая группа газопроводов со средним сроком эксплуатации 30 лет вводилась, как правило, с камерами запуска-приема очистных поршней, с равнопроходной арматурой. Однако эти газопроводы строились с пленочными изоляционными покрытиями, защитный срок службы которых составляет 15 лет. На газопроводах этой группы также имеются значительные коррозионные повреждения, но они носят локализованный характер.

Третья группа - это газопроводы со сроком эксплуатации 20-25 лет. Эти газопроводы сооружались преимущественно из труб с заводской изоляцией в варианте Харцызского и Волжского заводов. Так как этим трубам также присущ комплекс негативных моментов, то на газопроводах данной группы также выявляется большое количество дефектов, наиболее опасными из которых являются стресскоррозионные трещины.

В целом структура возраста и динамика старения газопроводов ОАО «Газпром» показаны на рис. 2.8.

На основе анализа нормативных документов, научно-исследовательских работ в области диагностики, отечественного и зарубежного опыта эксплуатации магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» разработано «Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ», которое определяет концепцию диагностирования, организацию диагностирования и информационного обеспечения, виды, средства, периодичность диагностирования и состав работ. По «Положению…» контроль технического состояния магистральных газопроводов осуществляется в течение всего периода и на всех стадиях создания и эксплуатации объектов. При формировании информационной базы магистральных газопроводов предусматривается проведение ранней и штатной диагностики.

При штатном контроле технического состояния газопровода предусматриваются следующие виды обследований [26]:

- Обследование общего коррозионного состояния и КРН;

- Обнаружение утечек;

- Электрометрическое обследование состояния изоляционного покрытия;

- Обследование дефектности металла трубопровода и сварных швов, измерения напряжений (внутритрубная дефектоскопия, наземное обследование с использованием различных неразрушающих методов контроля).

Эффективно поддерживать высокий уровень надежности газотранспортной системы позволяет эксплуатация по техническому состоянию. На практике осуществить переход к эксплуатации магистральных газопроводов по техническому состоянию позволило масштабное использование внутритрубных инспекционных снарядов (внутритрубной диагностикой уже достигнут уровень обследования более 20 тыс. км газопроводов в год), что привело к наиболее полному использованию ресурсных резервов газопроводов, а, следовательно, и продлению сроков эксплуатации.

В соответствии с концепцией были сформулированы задачи, которые охватывали не только собственно диагностику, но и оценку технического состояния газопроводов, а также предложения в программу ремонта.

В ОАО «Газпром» в настоящее время сформирована и успешно функционирует комплексная система диагностики и мониторинга технического состояния производственных объектов. Организационная структура диагностики линейной части включает в себя подразделения Департамента, научные и инжиниринговые компании, отделы эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортных обществ, инженерно-технические центры.

Система позволяет предотвратить отказы, продлить срок службы газопроводов, оптимизировать распределение ресурсов при проведении ремонтных работ, что в целом повышает эффективность работы объектов транспорта газа.

На рис. 2.8 показано, что к 2010 году средний возраст газопроводов составит 28 лет, в 2015 году - превысит 30 лет. При этом протяженность газопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет составит около 100 тыс. км.

Работы по комплексной диагностике дают возможность выполнить анализ технического состояния, что позволяет:

- установить закономерность и причины снижения технического состояния газопроводов как по регионам, так и в целом для газотранспортной системы;

- обеспечить ранжирование ремонтных участков с учетом различных критериев оценки и рисков;

- оптимизировать объемы ремонтно-восстановительных работ и снизить затраты на их проведение;

- обеспечить гарантированную безаварийную эксплуатацию газопроводов при проектном уровне рабочего давления.

В практическом плане в отрасли реализуются методы и технологии обследования, которые включают в себя интегральные, локальные методы, авиационный мониторинг и внутритрубную дефектоскопию.

2.3 Анализ состояния систем газоперекачивающих станций

Компрессорный парк ОАО «Газпром» достиг впечатляющих размеров. В настоящее время на КС отрасли эксплуатируется 4253 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) суммарной мощностью 47,1 млн кВт., в т.ч. с газотурбинным приводом 3181 ГПА [36].

Компрессорный парк ОАО «Газпром» (280 компрессорных станций, 748 компрессорных цехов) имеет следующую структуру по типу привода: газотурбинный - 87,2%, электрический - 12,3%, поршневой - 0,5%. Технологическая структура парка: линейные КС магистральных газопроводов - 89,2%, дожимные КС (ДКС) на промысловых сооружениях - 9,2%, КС станций подземного хранения (ПХГ) - 1,6%.

Для формировавшегося в течение почти пятидесяти лет парка ГПА характерно большое разнообразие оборудования по типоразмерам и возрасту. В эксплуатации находятся 65 типов приводных двигателей, 102 модификации газовых компрессоров, 153 комбинации привод-компрессор, 8 типов систем автоматического управления.

Линейные низконапорные модификации компрессоров в ГПА (степень повышения давления до 1,35) имеют политропный КПД до 87-88%; модификации высоконапорных компрессоров со степенью повышения давления 1,4-1,7 - до 85-86%.

Центробежные компрессоры для газотранспортных предприятий предназначены для работы на дожимных и линейных компрессорных станциях в классе мощности от 6 до 25 МВт и классе давлений до 12 МПа. Для достижения давления от 16 МПа до 25МПа современные компрессоры изготавливаются в двух- и трехсекционном исполнении (многократное последовательное сжатие).

В ГПА используются центробежные компрессоры (ЦБК) отечественного и импортного производства, в том числе компрессоры разработки и изготовления НПО «Искра» и газотурбинные установки (ГТУ), выполненные на основе авиационных двигателей типа ПС-90, Д-30 и других.

Значительная доля газотурбинного парка физически и морально устарела (23,4% ГТУ имеют наработку более 100 тыс. ч. и 25,2% - 70-100 тыс. ч. при нормативном сроке общего ресурса ГПА - 100 тыс. ч. или 11,4 года), что значительно снижает функциональные возможности парка в ближайшей перспективе и потребует срочной модернизации КС (рис. 2.9).

По данным специалистов основу оборудования компрессорных станций ГТС ОАО «Газпром» ещё недавно составляли агрегаты со сроком эксплуатации от 10 до 25 лет [26]. Старение оборудования приводило к возрастанию числа отказов, аварий, в том числе на «высокой стороне» КС. «Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа и компрессорных станций подземных хранилищ газа на 2007-2010 годы» [36] и «Программа ремонта и реконструкции ГТС на 2011-2015 годы» [36] предусматривают комплексы планово-предупредительных и ремонтных работ, обновление парка оборудования, диагностику, капитальный ремонт и переизоляцию трубопроводов. Благодаря уже принятым мерам в период 2003-2010 гг. существенно снизилось количество отказов и аварий.

Трубопроводный транспорт газа в ОАО «Газпром» развивается по следующим направлениям [36]:

- повышение рабочего давления до 9,8 и 11,8 МПа;

- применение высокопрочных труб с внутренним гладкостным покрытием для уменьшения гидравлических потерь;

- применение ГПА нового поколения с надежностью, топливной экономичностью и экологическими показателями мирового уровня;

- применение нового поколения газовых компрессоров с показателями эффективности мирового уровня;

- применение современных регулируемых электроприводов;

- автоматизация технологических процессов для обеспечения малолюдных технологий,

- применение системных программно-оптимизационных комплексов;

- применение технологии ремонта газопроводов под давлением и мобильных компрессорных станций;

- ориентация преимущественно на российское или кооперированное производство (при условии их конкурентоспособности).

При реализации проектов производства и поставок сжиженного природного газа (СПГ) потребуется новый для ОАО «Газпром» класс машин мощностью 40-100 МВт для привода технологических компрессоров.

Общие тенденции проектирования компрессорных станций формулируются следующим образом:

- преимущественное использование энергосберегающего газотурбинного привода нового поколения мощностью от 2,5 до 32 МВт (в отдельных проектах до 50 МВт) с кпд 32-40% в зависимости от мощности;

- укрупнение единичных мощностей ГПА;

- упрощение технологии КС за счет бесшлейфовой и модульной компоновки ГПА и другого технологического оборудования;

- возможность поэтапного ввода мощностей КС;

- перенос цеховых систем (функций) на агрегатный уровень;

- ограничение эмиссии CO2 за счет повышения кпд ГТУ и ЦБК;

- ограничение эмиссии Nox использованием «сухих» методов сжигания;

- ЦБК различного технологического назначения, включая компрессоры с последовательно-параллельным переключением (для ПХГ) и многокорпусного исполнения (для ДКС); СПЧ газовых компрессоров в качестве инструмента оптимизации и энергосбережения;

- современные системы управления КС на базе унифицированных агрегатных и цеховых САУ для обеспечения дистанционного управления и малолюдной эксплуатации;

- ориентация преимущественно на российское или кооперированное производство (при условии их конкурентоспособности).

В соответствии с действующими программами реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа и ввода мощностей в добыче и транспорте газа общая потребность ОАО «Газпром» в газокомпрессорном оборудовании до 2020 года оценивается в 100-125 ГПА суммарной мощностью 2000 МВт в год.

Приведенные показатели определяют важность и масштаб проблемы совершенствования и развития одного из важнейших технологических секторов основного производства ОАО «Газпром». В частности, не только должен быть сформирован технический облик оборудования, соответствующего перспективным потребностям ОАО «Газпром»; но и определены подходы к формированию парка газоперекачивающего оборудования при реализации новых проектов и реконструкции действующих объектов газотранспортной системы, сформулированы принципы взаимоотношений ОАО «Газпром» с поставщиками оборудования, прежде всего отечественными, разработаны направления и формы участия Общества в исследованиях и разработках, направленных на совершенствование газоперекачивающей техники.

Перспективы развития газотранспортной системы ОАО «Газпром» предопределяют потребность в новой газоперекачивающей технике со специфическими характеристиками для реализации: