Стратегия механизма модернизации газотранспортной системы (ГТС)

- транспортировки газа при повышенных давлениях на морских и сухопутных газопроводах;

- транспортировки газа с морских платформ, в том числе с подводным размещением ГПА;

- производства сжиженного природного газа;

- откачки газа передвижными компрессорными установками из участков магистральных газопроводов, предназначенных для ремонта;

- утилизации попутных нефтяных газов.

Реализация проектов новых газотранспортных систем в отдаленных и труднодоступных районах требует внедрения малолюдных технологий эксплуатации компрессорных станций.

При разработке требований к газоперекачивающим агрегатам для применения на объектах ОАО «Газпром» в долгосрочной перспективе (до 2020 г.) следует руководствоваться следующими ориентировочными параметрами ГПА:

1. Привод преимущественно газотурбинный, стационарного, судового или авиационного типа, специализированный для работы в составе ГПА, со свободной силовой турбиной простого или регенеративного цикла с коэффициентом полезного действия в рабочей точке не менее 39-42%;

2. Мощностной ряд приводных двигателей - 6/8/12/16/25/35 МВт (ГПА мощностью 1-6 МВт имеют ограниченное применение и будут использоваться в основном для замены морально и физически устаревших ГПА на станциях подземного хранения газа); безмасляные компрессоры в указанном диапазоне мощностей с политропным КПД в рабочей точке не менее 75-87% в зависимости от степени повышения давления в компрессоре;

3. Наработка на отказ не менее 5 тыс. часов;

4. Общий ресурс не менее 100 тыс. часов;

5. Нагнетатели - в унифицированных корпусах и со сменными проточными частями для обеспечения степени повышения давления более трех или двухкорпусные компрессоры с промежуточным охлаждением газа и возможностью переключения с параллельной на последовательную схему работы;

6. Модульная конструкция основных узлов (КВОУ, привод, газовый компрессор, аппарат воздушного охлаждения масла, САУ);

7. возможность автономной работы ГПА при прекращении внешнего энергоснабжения;

8. адаптивные цифровые системы управления магнитным подвесом роторов:

9. электрозапуск.

При разработке требований к газоперекачивающей технике для реконструкции, технического перевооружения и модернизации существующих компрессорных станций с учетом особенностей интеграции оборудования в действующие объекты необходимо предусматривать увеличение единичной мощности привода, производительности и КПД ГПА, а также:

1. максимальное использование существующих корпусов центробежных нагнетателей;

2. применение частотно регулируемых приводов аппаратов воздушного охлаждения газа и масла:

3. установку маслонасосных станций блочного исполнения полной заводской готовности.

В приложении Г приведены основные технические параметры газаперекачивающих агрегатов, выпускаемых современной промышленностью России.

Основными ГПА в ГТС ОАО «Газпром» являются агрегаты серии «Урал» (табл. Г.2 Приложения Г), разработанные для диапазонов мощностей от 4 Мвт до 25 Мвт, что, соответственно, позволяет получить следующую область эксплуатационных параметров [40 - 41]:

1. Для ГПА мощностью 4 Мвт:

- коммерческая производительность перекачки - 1,8 -2,5 млн. м3/сут.;

- давление на выходе компрессора 2,2 - 3 Мпа (2,2 -3 кг/см2);

- эффективный КПД - 24%;

- общий ресурс -100 000 час (11,4 года).

2. Для ГПА мощностью 25 Мвт:

- коммерческая производительность перекачки - 44,5 -57,0 млн. м3/сут.;

- давление на выходе компрессора 7,45 - 11,9 Мпа (7,45 - 11,0 кг/см2);

- эффективный КПД - 40%;

- общий ресурс - 100 000 час (11, 4 года).

Учитывая лимит общего ресурса ГПА в 11,4 года, все компрессорные станции на магистральных экспортных газопроводах ОАО «Газпром» (кроме «Голубого потока» - 2003 г. и «Северного потока» - 2012 г.) к 2012 году нуждаются в замене (или уже прошли замену).

В СССР основным производителем ГПА для магистральных газопроводов газопроводов было «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (Украина) [41].

В октябре 2002 года для выполнения обширных планов реконструкции и нового строительства компрессорных станций ОАО «Газпром» было основано ООО «Искра-Турбогаз» (г. Пермь), которое на базе производственной кооперации с «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (Украина) и пермскими заводами «Авиадвигатель» и «Пермский моторостроительный завод» стало за 10 лет лидером на рынке газотурбинной газоперекачивающей техники [40].

ОАО НПО «Искра» является разработчиком и изготовителем более 50 модификаций газоперекачивающих агрегатов (ГПА) серии «Урал» для линейных, дожимных компрессорных станций (ДКС) и подземных хранилищ газа (ПХГ), как вновь возводимых, так и реконструируемых объектов. Поставка ГПА осуществляется унифицированными, функционально законченными блоками высокой заводской готовности или модулями, монтируемыми на месте эксплуатации с применением универсальных грузоподъемных средств и инструмента.

ГПА серии «Урал» оснащаются газотурбинными установками ГТУ на базе двигателей серии ПС-90 производства ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) и ОАО «Пермский Моторостоительный Завод», а также компрессорами производства ПАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (Украина).

За прошедшие 10 лет предприятие стало основным поставщиком ГПА для Газпрома - поставки ГПА за 10 лет составляют 400 агрегатов и темп дополнительных поставок до 2015 года составляет до 50 агрегатов в год, доля поставок, по крайней мере за последние годы, составляет более 50% [30].

Газпром проводит правильную политику, чтобы, с одной стороны, оборудование было в основном отечественного производства, и только в том случае, когда какое-либо оборудование у нас в стране не производится, заказы размещать в иностранных фирмах; при этом желательно, чтобы продукция была своевременно русифицирована. С другой стороны, Газпрому необходимо было создать здоровую конкуренцию для исключения монополии на рынке поставок ГПА и комплектующих, тем самым улучшить качество продукции и сохранить оптимальную цену оборудования, которая была бы ниже по сравнению с зарубежными аналогами.

Одной из проблем ГПА газотурбинного типа является использование на технологическую работу турбины до 8% от объема прокачиваемого газа, что приводит к конкурентным разработкам ГПА с электродвигателями, однако они требуют подвода питающего напряжения 6 - 10 Кв и относительно дешевой электроэнергии. Поэтому газоперекачивающие агрегаты мощностью 16 и 25 МВт выполняются с газотурбинной установкой и устанавливаются на компрессорных станциях магистральных современных газопроводов диаметром 1020-1420 мм.

2.4 Анализ состояния систем подземных хранилищ газа

Подземное хранение газа - технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в пластах-коллекторах и выработках-емкостях, созданных в каменной соли и в других горных породах.

Подземное хранилище газа (ПХГ) - это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха [36].

ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Они создаются и используются с целью компенсации неравномерности (сезонной, недельной, суточной) газопотребления, а также для резервирования газа на случай аварий на газопроводах и для создания стратегических запасов газа.

В настоящее время наибольшее распространение получили ПХГ, созданные в пористых пластах (истощенные месторождения и водоносные структуры). Кроме пористых пластов пригодны для создания хранилищ и залежи каменных солей (создаваемые путем размыва так называемой каверны), а также в горных выработках залежей каменного угля и др. полезных ископаемых.

Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной емкостью порядка 340 млрд. мі.

Наибольший объем резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее емкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.

Газовое хранилище представляет собой геологическую структуру или искусственный резервуар, используемый для хранения газа. Работа хранилища характеризуется двумя основными параметрами - объемным и мощностным. Первый характеризует емкость хранилища - активный и буферный объемы газа; второй показатель характеризует суточную производительность при отборе и закачке газа, продолжительность периода работы хранилища при максимальной производительности.

По режиму работы ПХГ подразделяются на базисные и пиковые.

Базисное ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме, который характеризуется сравнительно небольшими отклонениями (увеличением или уменьшением в пределах от 10 до 15%) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности. Пиковое ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме, который характеризуется значительными приростами (пиками) свыше 10-15% суточной производительности ПХГ в течение нескольких суток при отборах и закачках газа относительно среднемесячных значений производительности.

По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.

Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия. Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии). Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным - хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках.

В России первое ПХГ в истощенном месторождении было создано в 1958 г. на базе мелких выработанных залежей газа месторождений Куйбышевской (ныне Самарской) области. Успешное проведение закачки и последовавший отбор газа способствовали усилению работ в области подземного хранения газа по всей стране. В том же году началась закачка газа в Елшанское (Саратовская область) и в Аманакское (Куйбышевская область) истощенные газовые месторождения.

В 1979 г. начато создание крупнейшего в мире хранилища в истощенном газовом месторождении - Северо-Ставропольского (Ставропольский край). Площадь горного отвода ПХГ составляет более 680 кмІ. Оно создано на основе истощенных одноименных газовых месторождений в зеленой свите (1979 г.) и хадумском горизонте (1984 г.) при аномально низких пластовых давлениях. Данные горизонты являются самостоятельными эксплуатационными объектами, расположенными на глубинах 1000 и 800 м, и существенно отличаются по своим характеристикам и режимам работы. При строительстве Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте создан долгосрочный резерв, который может быть отобран из хранилища после периода отбора, даже если не производилась дополнительная закачка газа.

В СССР первое газохранилище в водоносном пласте было создано в 1958 г. в районе г. Калуга - Калужское ПХГ (проектный объем активного газа - 380 млн мі). Крупнейшее в мире хранилище в водоносном пласте - Касимовское ПХГ - было создано в 1977 г. (проектный объем активного газа - 4.5 млрд мі).

Подземные хранилища в соляных кавернах используются преимущественно для покрытия пиковых нагрузок, поскольку могут эксплуатироваться в «рывковом» режиме с производительностью отбора, на порядок превышающей производительность отбора из ПХГ в пористых структурах, а количество циклов может достигать до 20 в год. По этим причинам созданию ПХГ в каменной соли уделяется большое внимание в развитых странах. Это также связано и с рыночными условиями функционирования системы газоснабжения, так как ПХГ в каменной соли могут служить для компенсации краткосрочных колебаний газопотребления, предотвращения штрафов за дисбаланс в поставках газа из-за аварий на газопроводах, а также планирования закупок на региональном уровне с учетом ежемесячных или суточных колебаний цен на газ. В мире создано порядка 70 ПХГ в отложениях каменной соли с общей активной емкостью около 30 млрд. мі. Наибольшее количество ПХГ в соляных кавернах эксплуатируется в США - 31 ПХГ, общая активная емкость которых составляет порядка 8 млрд. мі, а суммарный объем отбора более 200 млн. мі/сут. В Германии эксплуатируется 19 ПХГ в соляных кавернах с суммарным объемом активного газа около 7 млрд. мі, также планируется расширение действующих и строительство новых ПХГ с общей активной емкостью порядка 8 млрд. мі. На территории России в настоящее время строится 3 ПХГ в соляных кавернах: Калининградское (Калининградская область), Волгоградское (Волгоградская область) Новомосковское (Тульская область), эксплуатируется хранилище гелиевого концентрата (Оренбург

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. На территории Российской Федерации расположены 25 объектов подземного хранения газа, из которых 8 сооружены в водоносных структурах и 17 - в истощенных месторождениях.

В пределах ЕСГ РФ действует двадцать подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях: Песчано-Уметское, Елшано-Курдюмское (два объекта хранения), Степновское (два объекта хранения), Кирюшкинс-кое, Аманакское, Дмитриевское, Михайловское, Северо-Ставропольское (два объекта хранения), Краснодарское, Кущевское, Канчуро-Мусинский комплекс ПХГ (два объекта хранения), Пунгинское, Совхозное.

7 созданы в водоносных пластах: Калужское, Щелковское, Касимовское, Увязовское, Невское, Гатчинское, Удмуртский резервирующий комплекс (два объекта хранения). Кроме того ведется строительство: В водоносных пластах: Беднодемьяновское В отложениях каменной соли: Калининградское, Волгоградское.

На территории России в 2011 г. Газпром эксплуатировал 21 ПХГ, включающих 25 объектов хранения газа: 17 - в истощенных газовых месторождениях и 8 - в водоносных структурах. На 31 декабря 2011 г. суммарная активная емкость по обустройству ПХГ составила 66,7 млрд. м3. На ПХГ эксплуатировалось 18 КС, состоящих из 36 компрессорных цехов [36].

В 2011 г. из российских ПХГ отобрано 47,1 млрд. м3 газа, максимальная суточная производительность зафиксирована 20 января отчетного года - 553,9 млн. м3 в сутки. Закачано 48,2 млрд. м3 газа.

Касимовское ПХГ - расположено в одноименном районе Рязанской области в 250 км южнее Москвы и находится в структурах Окско-Цнинского вала. Каси-мовское хранилище является в настоящее время крупнейшим в мире, созданном в водоносном пласте, и обеспечивает на 30-35% суточную потребность Москвы и Московской области, а также во многом решает вопросы газоснабжения Центрального района России.

Активная емкость Касимовского ПХГ составляет более 9 млрд. кубометров газа, количество эксплуатационных скважин - 287. Максимальная ежесуточная производительность в осенне-зимний период достигает 100 млн. кубометров газа, что сопоставимо с величиной суточного газопотребления Москвы.

Канчуринско-Мусинский комплекс ПХГ расположен в Республике Башкортостан и создан на базе отработанного газоконденсатного месторождения с объемом активного газа в комплексе ПХГ до 5,5 млрд. кубометров.

Северо-Ставропольское ПХГ расположено в Ставропольском крае и создано в истощенном газовом месторождении. Крупнейшее в мире Северо-Ставропольское ПХГ (33 млрд. м3) регулирует сезонную неравномерность поставок, обеспечивает газоснабжение потребителей Южного федерального округа, республик Закавказья, Украины и надежность экспортных поставок.

Кущевское ПХГ расположено на Северном Кавказе в Кущевском районе Краснодарского края в 200 км от Краснодара и создано в истощенном газовом месторождении.

Кроме того, Газпром хранит газ в ПХГ на территории Латвии, Германии, Австрии и Великобритании:

- Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Германия - Rehden - Активный объем - более 4 млрд кубометров (крупнейшее в Европе);

- Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Австрия (федеральная земля Заль-цбург) - Haidach - Активный объем - более 2,4. млрд кубометров., расположено в истощенном газовом месторождении.

- Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Англия - Saltfleetby - Активный объем - порядка 0,7 млрд. кубометров;

- Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Германия - Jemgum - Активный объем - сравнительно малый;

- В Латвии расположено Инчукалнское ПХГ. Оно находится к северо-востоку от г. Риги и создано в водоносном слое. Инчукалнское ПХГ является единственным функционирующим хранилищем в странах Балтии и обеспечивающим стабильность газоснабжения региона. Объем Инчукалнского ПХГ составляет 4,46 млрд. кубометров, из которых 2,32 млрд. кубометров составлял активный, или регулярно отбираемый природный газ.

Газпром арендует 75% газохранилища Humbley Grove на юге Великобритании, в Германии арендует мощности в ПХГ, принадлежащих фирме VNG, а в Австрии - мощности компании OMV.

Всего в Гepмaнии cущecтвуeт cвышe copoкa пoдзeмныx xpaнилищ гaзa co-вoкупнoй eмкocтью oкoлo 20 млpд кубoмeтpoв. Bce oни нaxoдятcя в чacтнoй coб-cтвeннocти. E.ON Ruhrgas pacпoлaгaeт мoщнocтями пpимepнo нa 5 млpд. кубoмeтpoв. Kpупнeйшee ПXГ в Гepмaнии и Зaпaднoй Eвpoпe Rehden (4,2 млpд кубoмeт-poв) пpинaдлeжит кoмпaнии WINGAS, coвмecтнoму пpeдпpиятию «Гaзпpoмa» и Wintershall.

ПХГ «Банатский двор» расположено в Сербии. Является одним из крупнейших в Юго-Восточной Европе. Создано на базе одноимённого истощённого газового месторождения, расположенного в 60 км к северо-востоку от города Нови-Сад. Активный объем хранения ПХГ составляет 450 млн. мі газа, максимальная производительность на отбор - 5 млн. мі в сутки. Обеспечивает дополнительную надежность экспортных поставок российского газа в Венгрию, Сербию, Боснию и Герцеговину.

Использование ОАО «Газпром» ПХГ в Европе.

В рамках стратегии по обеспечению надежности поставок природного газа европейским потребителям «Газпром» участвует в проектах в сфере подземного хранения в странах, через территорию которых проходят основные объемы российского экспорта:

- «Газпром» и WINGAS (совместное предприятие «Газпрома» и Wintershall Holding) эксплуатируют первое по величине хранилище Европы - «Реден», объемом свыше 4 млрд. куб. м;

- «Газпром», WINGAS и компания RAG эксплуатируют первую очередь ПХГ «Хайдах» в Австрии, объем активного газа в котором на данный момент составляет 1,2 млрд. куб. м, суточная производительность - 12 млн. куб. м. В совокупности «Газпром» располагает 2/3 мощностей проекта;

- «Газпром» также участвует в акционерном капитале других компаний, которые имеют и эксплуатируют ПХГ: ЗАО «АрмРосГазпром» (Армения), АО «Латвияс газе» (Латвия), VNG AG (Германия);

- с 2005 года в соответствии с лизинговым соглашением, подписанным с компанией Vitol, «Газпром» на 5 лет получил доступ к 50% мощностей ПХГ «Хамбли Гроув» (Великобритания). C 2007 года доля «Газпрома» увеличилась до 75%. В ноябре 2010 года действующее соглашение было продлено до 2016 года.

Кроме того, «Газпром» совместно с европейскими партнерами проводит работу по анализу возможностей реализации новых проектов по строительству и эксплуатации подземных хранилищ газа:

- с компанией VNG ведется работа по строительству близ г. Бернбург (Германия) ПХГ «Катерина» с активным объемом более 600 млн. куб. м газа;

- с компанией TAQA достигнуто соглашение по ПХГ «Бергермеер» в Нидерландах. В соответствии с договоренностями в обмен на определенное количество буферного газа, поставленного во временное пользование для закачки в хранилище, «Газпром» получит доступ к его мощностям и долю участия в компании, являющейся техническим оператором объекта;

- с компанией «Сербиягаз» достигнуты договоренности о совместной реализации проекта ПХГ «Банатский Двор» активным объемом 450 млн куб. м. Для строительства и эксплуатации газового хранилища создается совместное предприятие, доли в котором распределятся следующим образом: «Газпром» - 51%, «Сербиягаз» - 49%;

- кроме того, «Газпром» проводит технико-экономическую оценку возможности участия в проектах в сфере ПХГ на территории Франции, Великобритании, Бельгии, Румынии, Словакии, Турции, Чехии и других стран. В случае положительных результатов проводимой оценки между российской стороной и соответствующими зарубежными партнерами будет начата работа по согласованию двусторонних документов, направленных на реализацию проектов по строительству ПХГ.

Для обеспечения экспортных поставок газа в Европу через территорию Украины со времен Советского Союза на ее территории были созданы ПХГ по трассам транзитных магистральных газопроводов.

Газотранспортная система Украины является второй в Европе и одной из крупнейших в мире. Транзитный природный газ из России поступает на Украину по 22 магистральным газопроводам («Союз», «Прогресс», «Уренгой - Помары - Ужгород» и др.), а выходит за пределы Украины - по 15. Протяжённость газопроводов - 37,1 тыс. км, в том числе 14 тыс. км - трубопроводы крупнейшего диаметра (1020-1420 мм).

В ГТС Украины система газопроводов объединяет 72 компрессорные станции (122 компрессорных цеха) и 13 подземных хранилищ с самым большим в Европе после России активным объёмом газа - более 32 млрд. куб. м или 21,3% от общеевропейской активной ёмкости. Сеть подземного хранения газа включает четыре комплекса: Западноукраинский (Предкарпатский), Киевский, Донецкий и Южноукраинский.

Пропускная способность ГТС «Укртрансгаза» на границе РФ с Украиной составляет 288 млрд куб. м, на границе Украины с Польшей, Румынией, Белоруссией, Молдавией - 178,5 млрд. куб. м, в том числе со странами ЕС - 142,5 млрд. куб. м.

Фактически в 2007-2011 гг. через украинские газопроводы в Европу было прокачано в среднем по 115 млрд. м3 российского газа в год.

Западный комплекс ПХГ Украины является наиболее сформированным, в него входят уникальное Бильче-Волицкое, Угерское, Дашавское, Опарское и Богородчанское ПХГ. Комплекс обеспечивает регулирование поставок прежде всего потребителям газопроводов «Союз», «Уренгой - Помары - Ужгород», «Ямбург - западная граница Украины», то есть играет роль главного регулятора транзита российского газа в страны Центральной и Западной Европы.

Бильче-Волицкое ПХГ - настоящий гигант украинской инфраструктуры газохранения. Его объем позволяет держать здесь 33,5 млрд. кубов, половина которого должна быть буферной (выталкивающей частью), а половина может быть активной (выталкиваемой, используемой). Однако последний раз показателя более чем в 16 млрд. кубометров газа активные запасы Бильче-Волицкого ПХГ достигали в 1991-1992 гг. Затем они падали и к 2001 г. достигли катастрофической черты в 2,4 млрд. Правда, с 2004 года запасы вернулись уже к более-менее приемлемым 10 млрд. м3.

Если принять во внимание, что сегодня активный объем всех 12 подземных хранилищ «Укртрансгаза» равен примерно 32 млрд., то получается, что 50% запа-сов способно в себя вместить одно-единственное ПХГ. А если к Бильче-Волицким добавить еще мощности Угерского, Опарского, Дашавского и Богородчанского хранилищ, то становится очевидно, что в Западной Украине хранится до 70% украинских запасов газа в ПХГ. Следует отметить, что суммарная емкость ПХГ Украины составляет до 50% от суммарной емкости ПХГ Российской Федерации.

Следует особо отметить, что по трассе экспортных газопроводов «Ямал - Белоруссия - Польша - Германия» (25 млрд. м3/год) и «Ямал - Ухта - Грязовец - Выборг - Северный поток - Германия» (55 млрд. м3/год) отсутствуют мощные ПХГ для регулирования расхода газа, что является существенным недостатком стабильности поставок газа из России по указанным маршрутам (существующие емкости российских Гатчинского ПХГ - 0,2 млрд. м3, Невского ПХГ - 1,3 млрд. м3).

В Белорусии газотранспортная система (ГТС) ОАО «Белтрансгаз» включает 7502 км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов, 5 линейных компрессорных станций, 235 газораспределительных станций, 7 газоизмерительных станций и 26 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций.

В состав ГТС «Белтрансгаза» также входят 3 подземных хранилища газа (ПХГ): Осиповичское и Прибугское, созданные в водоносных структурах, а также Мозырское - в отложениях каменой соли. Суммарный активный объем хранения газа в данных ПХГ составляет около 1 млрд. м3. ОАО «Белтрансгаз» эксплуатирует белорусский участок магистрального газопровода «Ямал - Европа» протяженностью 575 км, который принадлежит ОАО «Газпром».

В то же время по трассе экспортного газопровода «Ставрополь - Голубой поток (Черное море) - Турция» и проектируемого экспортного газопровода «Южный поток» (Новороссийск - Черное море - Болгария - Европа» расположено самое мощное в России Северо-Ставропольское ПХГ емкостью 33 млрд. м3 газа, которое полностью обеспечивает расходную стабильность обоих магистральных экспортных газопроводов (14 + 55) млрд. м3 /в год.

Техническое перевооружение, реконструкция и расширение действующих объектов хранения, а также обустройство новых ПХГ - одна из стратегических задач Газпрома. До 2015 г. на территории России запланирован ввод 17 КС и 17,9 млрд. м3 активной емкости по обустройству.

Работы по увеличению мощностей в хранении газа на территории России в 2011 г. осуществлялись на Степновском (прирост активной емкости - 0,5 млрд. м3), Совхозном (прирост активной емкости - 0,8 млрд. м3), Невском (подключено 12 эксплуатационных скважин) и других ПХГ. Проводились предынвестиционные исследования по расширению ряда действующих и строительству новых ПХГ. Начато строительство Беднодемьяновского ПХГ. Продолжался поиск новых перспективных площадей для создания ПХГ.

Задачи в области долгосрочного развития системы подземного хранения газа в России определены Генеральной схемой развития газовой отрасли на период до 2030 г. и направлены на увеличение суточной производительности ПХГ по отбору и объемов оперативного резерва газа в них. В 2011 г. утверждена Программа развития ПХГ Российской Федерации на период 2011-2020 гг., предполагающая увеличение суточной производительности до 1,0 млрд. м3.

В 2011 г. в ПХГ зарубежных стран закачано 4,9 млрд. м3 газа (включая буферный газ), суммарный отбор газа составил 3,7 млрд. м3. Газпром планирует наращивать мощности по хранению газа в Европе и довести их до уровня более 4,8 млрд. м3 активного газа к 2015 г.

3. Основные инновационные стратегии модернизации ГТС ОАО «Газпром»

3.1 Стратегия диверсификации маршрутов магистральных газопроводов

Проблемы необходимости внедрения стратегии диверсификации маршрутов магистральных экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу и Турцию возникли по результатам коммерческих конфликтов с странами-транзитерами бывшего СССР - Украиной и Белоруссией с 2000 года, особо обострившись к 2004 году вплоть до остановки поставки газа по трубопроводам в Украину из России.

Основными причинами конфликтов были [29]:

- цена на газ для внутренних поставок в Украину и Белоруссию;

- цена транзита газа национальными государственными компаниями Украины («Укртрансгаз») и Белоруссии («Белтрансгаз»);

- несанкционированный отбор неоплаченного газа из экспортных трубопроводов для внутреннего потребления в Украине и Белоруссии;

- несогласованность использования ПХГ в национальных ГТС Украины и России с требованиями ОАО «Газпром» о создании необходимых запасов для надежного функционирования экспортных трубопроводов поставки газа в Европу;

- низкий уровень национальных капиталовложений в ремонт и обновление оборудования и газопроводов в национальных ГТС Украины и Белорусии, что приводит к «обветшалости» и «моральному устареванию» системы магистральных транзитных трубопроводов.

В связи с вышеизложенным, одним из вариантов стратегического решения возникших конфликтов было предложение ОАО «Газпром» о частичной или полной передаче инфраструктуры экспортных газопроводов через территории Украины и Белоруссии на баланс ОАО «Газпром» или совместного предприятия с долевым участием ОАО «Газпром» не менее 51%.

В 2011 году первый вариант стратегического решения реализован ОАО «Газпром» в Белоруссии, все 100% активов белорусской ГТС проданы под управление ОАО «Газпром», что позволяет начать масштабную реконструкцию и модернизацию существующего экспортного магистрального газопровода «Ямал - Европа» (Россия - Белоруссия - Польша - Германия) за счет резкого увеличения капиталовложений ОАО «Газпром» в белорусский участок газопровода (рис. 3.5) [36].

Вторым вариантом стратегического решения было создание системы новых экспортных магистральных газопроводов из России в Европу и Турцию через Черное и Балтийское моря в обход национальных территорий Украины и Белоруссии.

Успешная реализация в 2001-2003 гг. ОАО «Газпром» первого диверси-фикационного проекта «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) позволила частично (см. табл. 3.1, рис. 3.2) переключить маршрут поставки в Турцию российского газа по маршруту экспортного советского газопровода «Союз» (Оренбург - территория Украины - Молдова - Болгария - Турция (через пролив)) через территорию Украины и стабилизировать экспортные поставки российского газа в Турцию (гарантийная пропускная способность газопровода - по контрактному объему с Турцией до 14 млрд. м3/год).

Таблица 3.1. Поставки газа по газопроводу «Голубой поток» [36]

	2006	2007	2008	2009
Поставки в Турцию всего, млрд куб. м	19,9	23,4	23,8	20
Поставки в Турцию по «Голубому потоку», млрд куб. м	7,5	9,5	10,1	9,8

Успещная реализация в 2009-2012 гг. ОАО «Газпромом» второго диверсификационного проекта «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) позволяет переключить часть газового потока советского экспортного магистрального газопровода «Уренгой - Помары - Ужгород - Европа», идущего транзитом через территорию Украины, на маршрут прямых поставок газа из России в Германию, а дальше в общеевропейскую ГТС (рис. 3.3 -3.4). При этом проектный объем поставок газа газопроводом «Северный поток» в 55 млрд. м3/год со значительным превышением покрывает контрактный объем поставок газа из России в Германию.

Полученный опыт строительства и начальной эксплуатации газопровода «Северный поток» позволяет ОАО «Газпром» с оптимизмом проводить проектирование и согласование строительства с 2013 года третьего диверсификационного проекта «Южный поток» (Россия - дно Черного моря - Болгария - Европа) с проектной мощность объемов экспортных поставок до 63 млрд. м3/год (рис. 3.8), что в сумме с «Северным потоком» (55 млрд. м3) составляет проектную мощность экспорта российского газа по магистральным трубопроводам советской эпохи «Уренгой - Помары - Ужгород» и «Союз» через Украину - 98 - 110 млрд. м3/год (рис. 3.7).

Кроме этого, следует особо отметить, что строительство экспортного газопровода «Северный поток» через Выборг (Ленинградская область) потребовало строительства наземного магистрального газопровода «Грязовец - Выборг» с проектной мощностью 55 млрд. м3/год для запитки газопровода «Северный поток» (рис. 3.4) с перспективой подачи газа с полуострова Ямал.

Для обеспечения транспортировки ямальского газа в период до 2030 года планируется создание уникальной, не имеющей аналогов в России газотранспортной системы нового поколения. Ямальский газ будет транспортироваться по направлению Ямал - Ухта (5-6 ниток) протяженностью около 1100 километров, и далее по направлению Ухта - Грязовец, Грязовец - Торжок, Грязовец - Ярос-лавль, Ухта - Починки. Общая протяженность транспортировки ямальского газа по новым газопроводам составит более 2500 километров (рис. Д.9 Приложения Д).

Новая газотранспортная система, которая в будущем станет ключевым звеном ЕСГ России, будет обеспечивать транспортировку газа с месторождений полуострова Ямал в объеме более 300 млрд. куб. м в год и включать в себя 27 современных компрессорных станций суммарной мощностью 8600-11600 МВт. При этом общая протяженность линейной части магистральных газопроводов составит порядка 12-15 тыс. километров. Создание газотранспортной системы с полуострова Ямал будет способствовать полномасштабной реконструкции действующей Единой системы газоснабжения России.

Для запитки проектируемого магистрального экспортного газопровода «Южный поток» придется строить новый магистральный наземный газопровод «Ямал - КС «Починки» (Нижегородская область) - Краснодарский край - КС «Русская» на берегу Черного моря»:

- общая протяжённость новой наземной трассы газотранспортной системы составит 2446 км (КС «Починки» в Нижегородской области - Краснодарский край - КС «Русская» берег Черного моря);

- В рамках реализации проекта предполагается строительство 10 компрессорных станций (КС);

- Период реализации проекта - сентябрь 2010 г. - декабрь 2019 г.;

- первый этап (западный участок) предполагает строительство газотранспортной системы «КС «Писаревка» (Воронежская область) - КС «Русская» (Краснодарский край)» протяженностью 834 км;

- КС «Русская», которая станет головной компрессорной станцией морского участка газопровода «Южный поток», будет построена в Анапском районе Краснодарского края и станет самой мощной в мире. Проектируемая мощность станции - 448 МВт.;

- второй этап проекта (восточный участок) включает строительство газотранспортной системы «КС «Починки» (Нижегородская область) - КС «Русская «», протяженностью 1612 км в существующем коридоре «Починки - Изобильное - Северо-Ставропольское ПХГ».

Таким образом, стратегическая программа диверсификации экспортных маршрутов транспортировки газа в Европу и Турцию ОАО «Газпром» является экономически агрессивной и, в перспективе, исключающей устаревающую ГТС Украины из схем транзита экспортного газа России к 2030 году.

Однако, как показывают результаты дипломного исследования, экономическая альтернатива стратегических решений о прекращении или продолжении транзита газа через ГТС Украины должна быть построена как с политических позиций (независимость от самостоятельных решений правительства Украины относительно собственности на инфраструктуру транзитный магистральных газопроводов), так и с экономических позиций высокой стоимости строительства морских магистральных трубопроводов со свервысоким давлением в трубе до 250 Мпа (250 кг/см2) по сравнению со строительством новых наземных трубопроводов на современный уровень давления 120 - 140 Мпа (120 - 140 кг/см2), что практически в 2 раза выше стандартов советских газопроводов «Уренгой - Помары - Ужгород» и «Союз» (75 Мпа - 75 кг/см2).

В январе 2011 года глава «Газпрома» Алексей Миллер заявил, что из-за ограничения иностранных инвестиций ГТС Украины может «перестать существовать как технический объект, а в уже в 2012-м в «Газпроме» заявили, что после запуска «Южного потока» и расширения «Северного потока» она будет иметь нулевое значение для экспорта газа из России.

Действительно, ГТС Украины создавалась в свое время в соответствии с генеральной схемой развития газовой промышленности бывшего СССР и изначально предназначалась в первую очередь для обеспечения газом народного хозяйства страны. Она доставляла природный газ с месторождений в Западной Сибири, Средней Азии и на Северном Кавказе в промышленные регионы. При этом лишь 16% газа, проходящего по ГТС, шло на экспорт.

Но это вовсе не значит, что сегодня ГТС не справляется с поставками газа зарубежным потребителям. Согласно официальным данным НАК «Нафтогаз Украины», в 2010 году через ГТС украинским потребителям доставлено 57,7 млрд. кубометров природного газа, транзит в Республику Молдова составил 3,2 млрд., транзит в страны ЕС - 95,4 млрд. м3, а в 2011-м эти цифры составили соответственно 59,3 млрд., 3,1 млрд. и 101,1 млрд. Согласно прогнозу компании (эти данные могут в дальнейшем корректироваться, поскольку на сегодня не завершено согласование «Нафтогазом» финансовых планов предприятий на начавшийся год), в 2012 году потребители в Украине получат 59,2 млрд., Молдова - 3,3 млрд., ЕС - 93,5 млрд. м3 газа. Именно через Украину европейские потребители получают более трети всего природного газа, потребляемого в ЕС. То есть на данный момент украинская газотранспортная система в полном объеме справляется с возложенными на нее задачами.

К этому стоит добавить, что существующие и потенциальные возможности украинской ГТС позволяют удовлетворить растущие потребности потребителей в Евросоюзе без строительства новых газопроводов. При том, что сама украинская газотранспортная система, как известно, тесно связана с аналогичными системами транспортировки газа соседних государств - Польши, Белоруссии, России, Румынии, Молдовы, Венгрии и Словакии. А через системы стран - членов ЕС украинская ГТС интегрирована и в европейскую газовую сеть. Этот механизм транспортировки газа европейским потребителям давно создан, успешно эксплуатируется много лет и вполне доказал свою надежность.

Пожалуй, наиболее дискуссионным является вопрос об изношенности и технической исправности украинской ГТС. Действительно, с одной стороны, официальные данные свидетельствуют: вопрос «старения» ГТС актуален. Так, по срокам эксплуатации структура магистральных газопроводов ГТС Украины выглядит следующим образом [17 - 18]:

- 8% их общей протяженности эксплуатируется до 10 лет;

- 7% - от 11 до 15 лет;

- 10% - от 16 до 20 лет;

- 29% - от 21 до 30 лет;

- 46% - более 30 лет.

То есть существенная часть магистральных газопроводов находится в эксплуатации весьма продолжительное время (как и газораспределительных станций и газоперекачивающих агрегатов), что, конечно же, влияет на общее техническое состояние ГТС.

Финансирование ремонта и модернизации украинской ГТС в 2008-2012 гг. осуществляется на уровне 1,0 - 1,5 млрд. руб., что на порядок ниже существующих потребностей и носит характер «заплаточного» контраварийного ремонта.

Что касается газоперекачивающих агрегатов, стоит отметить и такой факт. На сегодня более 80% ГПА на компрессорных станциях эксплуатируются более 20 лет, устарев и физически, и морально. Однако, как отмечают специалисты НАК «Нафтогаз», они остаются работоспособными за счет своевременного проведения ремонтно-технических мероприятий, модернизации и диагностики.

По оценкам НАК «Нафтогаз Украины» и европейских фирм - оценщиков, стратегическая модернизация инфраструктуры магистральных транзитных газопроводов в ГТС Украины с повышением проектной мощности от 128 млрд. м3/год до 150 - 175 млрд. м3/год оценивается в сумме 4,3 млрд. евро, что практически в 4 раз меньше проектных затрат по строительству нового магистрального экспортного газопровода «Южный поток» [44].

Поэтому, указание президента РФ Путина В.В в 2012 году продолжать переговоры со странами-транзитерами экспортного газа России по вопросам поиска экономически целесообразных путей модернизации их ГТС и строительство необходимых мощностей ПХГ является экономически обоснованным [47].

3.2 Стратегия повышения пропускной способности магистральных газопроводов

Стратегия повышения пропускной способности магистральных газопроводов ОАО «Газпром» предусматривает следующие инновационные решения [36]:

- повышение давления в линейных магистралях наземных газопроводов с 55 - 75 кг/см2 до 95 - 120 кг/см2;

- повышение давления в морских бескомпрессорных участках магистральных газопроводов с 200 - 210 кг/см2 до 250 - 280 кг/см2;

- применение труб с заводским внутренним термопластиковым покрытием, что существенно снижает потери на трение газового потока;

- наращивание мощности единичных газоперекачивающих агрегатов на линейных магистралях наземных газопроводов до 32-35 Мвт;

- создание отечественных газоперекачивающих агрегатов для морских бескомпрессорных участков магистральных газопроводов единичной мощностью 50 - 60 Мвт.

Повышение давления в магистральных трубопроводах и, соответственно, запорно-регулирующем оборудовании и газоперекачивающих агрегатах может быть выполнено только при полной замене линейных участков существующих магистральных газопроводов новыми нитками газопроводов и КС, имеющих связь с существующей инфраструктурой ЕСГ России в точках переходных узлов.

Одновременно, стратегической задачей ОАО «Газпром» на период до 2030 г. является непрерывное обеспечение добычи газа в объемах, гарантирующих газоснабжение потребителей народного хозяйства Российской Федерации и выполнение экспортных контрактов на поставку газа.

Соответственно, проведение модернизации ГТС ОАО «Газпром» с повышением пропускной способности газопроводов должно решаться без остановки действующих устаревающих магистральных газопроводов ЕСГ России.

Такое решение возможно только созданием параллельных действующим магистральных маршрутов подачи газа по системам новых газопроводов повышенной пропускной способности с новыми системами газоперекачивающих агрегатов повышенной единичной мощности.

Реализация этой стратегии предусматривает:

- создание 4 новых маршрутов экспортных магистральных газопроводов на Европу и Турцию («Голубой поток» и Южный поток» по дну Черного моря, «Северный поток» по дну Балтийского моря, «Ямал - Европа» через собственную инфраструктуру ОАО «Газпром» в ГТС Белоруссии, ГТС Польши в ГТС Германии);

- проведение частичной модернизации (с заменой аварийных участков трубопроводов з коррозионным износом свыше 80%, изношенной запорно-регулирующей арматуры и модернизацией ГПА, выработавших ресурс на 150% от нормы) 4-х экспортных магистральных газопроводов в Европу и Турцию через территорию Украины в 2011-2019 гг. с поддержанием действующих мощностей транзита на Европу и Турцию через систему новых строящихся магистральных газопроводов и существующих магистральных газопроводов через Украину не менее 150 млн. м3/год в 2011 году, 155 млн. м3/ год в 2012 году, 215 млн. м3/год к 2020 году;

- проведение капитальной модернизации (с заменой линейных трубопроводов на новые высокопрочные трубы с внутренним пластиковым покрытием, поднятием давления в магистралях с 75 Мпа до 98 - 120 Мпа и внедрением систем автоматизированного внутреннего контроля состояния трубопроводов) 4-х экспортных магистральных газопроводов в Европу и Турцию через территорию Украины, построенных в 70-х - 80-х годах в СССР («Уренгой - Помары - Ужгород», «Союз», «Прогресс», «Елец - Измаил») после введения в эксплуатацию к 2020 году 4 новых маршрутов экспорта газа из России.

Проектная стоимость капитальных затрат на реализацию вышеприведенной стратегии экспорта газа из России оценивается как:

- строительство магистрального газопровода «Голубой поток» (2001-2003 гг., пропускная мощность 14 млрд. м3/год) реализовано в однониточном вместо проектного 2-х ниточного варианта с общей стоимостью 3,3 млрд. евро;

- строительство магистрального газопровода «Северный поток» (2009-2013 гг., пропускная мощность 55 млрд. м3/год) - 7,4 млрд. евро;

- строительство магистрального газопровода «Южный поток» (2012-2019 гг., пропускная мощность 63 млрд. м3/год) - 15.5 млрд. евро;

- строительство дополнительных ниток магистрального газопровода «Ямал - Европа» на территории Белоруссии (2013-2015 гг., пропускная мощность 60 млрд. м3/год) - 1,5 млрд. евро;

- частичная модернизация в 2012-2019 гг. магистральных газопроводов в ГТС Украины (действующая пропускная мощность 110 млрд. м3/год) - 4,3 млрд. евро;

- капитальная модернизация в 2020-2030 гг. магистральных газопроводов в ГТС Украины (проектная пропускная мощность 180 млрд. м3/год) - 26,5 млрд. евро.

Одновременно, для запитки новых маршрутов экспортных магистральных газопроводов, а также с учетом уменьшения газодобычи в традиционном Уренгойском месторождении газа Западной Сибири и перспективной ориентацией на газоносные районы СРТО (Северные районы Тюменской области), газоносные районы полуострова Ямал и морские газоносное районы Карского и Баренцевого морей Северного Ледовитого океана, ОАО «Газпром» проектирует и начинаеть строительство новой инфраструктуры внутренних магистральных газопроводов нового технологического поколения.

Инновационные направления стратегии повышения пропускной способности магистральных газопроводов ОАО «Газпром» основаны на последних достижениях отечественной и зарубежной технологий.

Так, при строительстве морских бескомпрессорных участков экспортных газопроводов «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) в 2002-2003 гг. и «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) в 2010-2012 гг. применены следующие технические решения:

1. «Голубой поток» (2002-2003 гг.) - см. рис. 3.2:

- длина трубы морского бескомпрессорного участка - 396 км;

- глубина погружения трубы газопровода до дна - до 2150 м;

- диаметр газопровода - 610 мм;

- толщина стенки газопроводной трубы - 32 мм, через каждые 500 м - утолщения до 52 мм;

- толщина бетонного утяжелителя на трубах для организации отрицательной плавучести - 40 мм;

- суммарная мощность КС «Береговая» перед входом на морской участок газопровода - 150 Мвт (6 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) фирмы Rolls-Royce мощностью 25 МВт);

- давление на входе трубы морского участка после КС «Береговая» (Россия) - 250 кг/см2;

- давление на выходе трубы морского участка в Турции (газоизмерительная станция ГИС «Дурусу») - 54 кг/см2;

- пропускная способность 2-ниточного газопровода - 16 млрд. м3/год;

- наземный магистральный газопровод запитки «Голубово потока» - газопровод нового поколения «Ставрополь - КС «Береговая» (длина 900 км, диаметр трубы 1220/1400 мм, давление в газопроводе - 75/100 кг/см2, пропускная способность - 23 млрд. м3/год, 3 компрессорных станций перекачки (КС) по трассе наземного газопровода);

2. «Северный поток» (2010-2012 гг.) - см. рис. 3.3 - 3.4:

- длина трубы морского бескомпрессорного участка - 1 216 км;

- глубина погружения трубы газопровода до дна - до 250 м;

- диаметр газопровода - 1220 мм;

- толщина стенки газопроводной трубы - 41 мм;

- суммарная мощность КС «Портовая» перед входом на морской участок газопровода - 366 Мвт (6 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) фирмы Rolls-Royce мощностью 52 МВт и 2 ГПА мощностью 27 МВт);

- давление на входе трубы морского участка после КС «Портовая» (Выборг, Россия) - 220 кг/см2;

- давление на выходе трубы морского участка в Германии (КС «Грейсфальд») - 106 кг/см2;

- пропускная способность 2-ниточного газопровода - 55 млрд. м3/год;

- наземный магистральный газопровод запитки «Северного потока» - газопровод нового поколения «Грязовец - Выборг» (длина 900 км, диаметр трубы 1420 мм, давление в газопроводе - 98 кг/см2, пропускная способность - 55 млрд. м3/ год, 7 компрессорных станций перекачки (КС) по трассе наземного газопровода);

Для перспективной запитки экспортного магистрального газопровода «Северный поток» через узел КС «Грязовец» ОАО «Газпром» реализует строительство газопроводов от газового месторождения на п/острове Ямал: «Бованенково - Ухта» и «Ухта - Грязовец - Торжок». При строительстве используются трубопроводы высокого давления 11,8 Мпа (120 кг/см2), диаметр трубы 1420 мм, класс прочности К65 (Х80). На компрессорных станциях новых газопроводов устанавливаются новые газоперекачивающие агрегаты ГПА «Ладога-32» мощностью 32 МВт (производство ЗАО «РЭП Холдинг» (Невский завод), Санкт - Петербург), которые обеспечивают магистральное давление 120 кг/см2 в трубопроводах.

Использование высокопрочных сталей классов прочности К60 (Х70) и К65 (Х80) в последние годы позволило существенно снизить металлоемкость трубопроводов. В перспективе применение стали марки К80 (Х100) приведет к дальнейшему снижению толщины стенко и тоннажа труб. Разработка инновационных технологий сварки высокопрочных низколегированных сталей классов прочности до К80 (Х100) позволит сделать возможным их практическое применение.

Инновационная стратегия ОАО «Газпром» по повышению пропускной способности магистральных газопроводов ГТС инициировало инновационные решений в научных исследованиях по разработке технологий и производстве высокопрочных труб для газовой промышленности в России.

После распада СССР в России не осталось ни одного завода, способного выпускать трубы «русского размера» (диаметром 1220-1420 мм). Предприятия, составляющие базу их производства, были расположены на территории Донецкой области Украины. В их числе - Харцызский трубный завод, единственное в Советском Союзе предприятие, имеющее трубосварочный стан под «русский размер», а также «Азовсталь» и ММК им. Ильича, которые производят соответственно заготовку (сляб) и лист для выпуска трубы большого диаметра (ТБД).

Лишь спустя 11 лет в России появились собственные ТБД «русского размера»: в конце 2002 года к выпуску спиралешовных труб диаметром 1420 приступил Волжский трубный завод. Это решило часть проблемы. Но требования «Газпрома» к эксплуатационным качествам труб к тому времени значительно выросли, и новая продукция ВТЗ, как и двухшовная труба украинского производства, уже не могли применяться повсеместно: для строительства магистральных газопроводов использовались преимущественно ТБД с одним продольным швом. Кроме того, мощностей ВТЗ и ХТЗ явно не хватало для обеспечения перспективных проектов «Газпрома». Поэтому в 2003 году корпорация начала активные переговоры с российскими компаниями о создании современной производственной базы для выпуска стальных труб. Были подписаны рамочные соглашения о сотрудничестве, а «Газпром комплектация» основала некоммерческую организацию для мониторинга рынка и совместного решения проблем под эгидой «Газпрома» - Ассоциацию производителей труб, в которую вошли все ведущие российские производители.

Предпринятые усилия оправдали себя. В 2005 году ОМК запустила на Выксунском металлургическом заводе трубосварочный стан для изготовления одношовных прямошовных ТБД, включая «русский размер», с толщиной стенки до 48 мм (для сравнения: возможности ВТЗ и ХТЗ составляли соответственно 21,6 и 23,2 мм). В 2006 году в России впервые был сформирован полный технологический цикл для труб «русского размера»: «Северсталь», которая уже выпускала широкие слябы, ввела на площадке в Колпино промышленный комплекс с прокатным и трубосварочным станами, способный производить ТБД длиной до 18,3 м, диаметром 610-1420 мм с толщиной стенок до 40 мм. В текущем году состоялось еще одно важное событие: ТМК ввела на Волжском трубном заводе новый трубосварочный комплекс и начала выпускать одношовные прямошовные ТБД диаметром 530-1420 мм с толщиной стенки до 42 мм из стали группы прочности до Х100.