1.1. Анализ научно-технической литературы, нормативно-технической документации и других материалов, по теме проекта
На основе анализа научно-технической литературы, нормативно-технической документации и других материалов, по тематике проекта в параграфе приводится обобщенная характеристика Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России, показано, что газотранспортная отрасль является базовой для российской энергетики и экономики в целом. Описаны особенности линейной части магистральных газопроводов как основного газотранспортного объекта контроля, управления и мониторинга. актуальность проблемы повышения эффективности контроля технического состояния газотранспортных объектов состоит в том, что выход из строя любого из линейных объектов способно парализовать работу ЕСГ. Наибольшую озабоченность вызывает собственно магистральные газопроводы, суммарная протяженность которых составляет на сегодняшний день порядка 158,2 тыс.км.
Приведена классификация дефектов, возникающих при эксплуатации газопроводов. Анализ причин их возникновения и особенностей проявления показал, что в первую очередь это связано с высокими (критическими) значениями механических и природно-климатических воздействий. Отражено влияние дефектов, возникающих в газотранспортных объектах, на их надежность и функционирование, через взаимосвязь с параметрами.
Проведен анализ существующих традиционных методов диагностирования и неразрушающего контроля и средств измерений, используемых при диагностировании технического состояния магистральных газопроводов. А также дается классификация и сравнительный анализ дистанционных аэрокосмических методов оценки состояния трубопроводных систем.
1.1.1. Характеристика современного состояния газотранспортной отрасли России. Анализ особенностей и технического состояния магистральных газопроводов и технологических объектов
Анализ последних лет мирового нефтегазового рынка показывает опережающее развитие газовой промышленности по отношению к производству и потреблению других видов энергоносителей. Предполагается, что доля углеводородного газообразного топлива в мировом энергобалансе к середине XXI века может составить до 30%. Вследствие чего предстоящий период в развитии энергетики характеризуется экспертами как эпоха «метана».
Для России также все более перспективным энергоносителем становится природный газ, разведанные и оценочные запасы которого составляют около 3,3 трлн.куб.м, а потенциальные ресурсы достигают 6-8 трлн.куб.м [3,7,15].
Газовая отрасль России является базовой для российской энергетики и экономики в целом. Так, суммарный объем промышленного производства отрасли превышает 8% ВВП России. Газовая промышленность обеспечивает около 20% поступлений в федеральный бюджет, доля газа в топливно-энергетическом балансе страны составляет 50%. Отечественная газовая промышленность обладает устойчивыми конкурентными преимуществами на российском и европейском рынках газа. Ее текущая конкурентоспособность определяется значительной ресурсной базой, относительно благоприятным географическим положением эксплуатируемых запасов, созданной в советский период огромной газотранспортной инфраструктурой и сложившейся на некоторых рынках монополией российского газа.
Россия располагает огромными запасами газа в месторождениях, около 48 трлн. куб. м газа или около 34% мировых запасов, на втором месте - Иран, около15% и является крупнейшим его производителем, годовая добыча - около 584 млрд. куб. м или около 28% мировой добычи, на втором месте - США, около 25% [30].
Крупнейшим недропользователем и добывающей компанией в газовой отрасли России, и в мире в том числе, является открытое акционерное общество «Газпром», оно располагает лицензии на разработку месторождений, содержащих около 70% запасов газа в России принадлежат предприятиям системы ОАО «Газпром». Сегодня на долю ОАО «Газпрома» приходится 84% российского объема добычи газа и пятая часть 19,4% всего добываемого в мире газа (Рисунок 1.1.1) [3,7].
Рисунок 1.1.1 - Доля ОАО «Газпром» в мировой добыче газа
Основная часть разведанных запасов газа сосредоточена в уникальных месторождениях Западной Сибири (около 78% всех разведанных запасов газа России). Так же в основном в Западной Сибири газ добывают нефтяные компании (около 30 млрд. куб. м в год), причем в основном это попутный газ (ПГ) добываемый, вместе с нефтью. Газ в значительных количествах добывают в России еще в районе Норильска (АО «Норильскгазпром», около 3,7 млрд.куб.м, не входит в систему ОАО «Газпром»), в Якутии (АО «Якутгазпром», около 1,6 млрд.куб.м, это та часть, которая не входит в систему ОАО «Газпром»), на о.Сахалин (АО «Сахалинморнефтегаз», около 1,8 млрд.куб.м, дочерняя компания ОА «Роснефть»), в Оренбургской, Томской и Астраханской областях. Кроме того, добыча газа ведется еще в нескольких областях Европейской части России (Республики Коми, Дагестан и Башкирия, Пермская, Саратовская, Волгоградская и Ростовская области, Ставропольский край).
В России также имеются огромные прогнозные (т.е. еще не открытые, а только предполагаемые из данных геофизических исследований) запасы, причем, прежде всего прирост запасов ожидается на огромных относительно мало исследованных территориях Центральной и Восточной Сибири, Дальнего Востока.
Поэтому с уверенностью можно говорить о ОАО «Газпром», как о самой богатой компании в мире по запасам природного газа, являющейся монополистом на российском рынке природного газа, а также крупнейшей в мире газодобывающей, газотранспортной и газоперерабатывающей компанией.
Однако в последние годы ситуация в газовой промышленности остается крайне тяжелой. Наблюдаются тенденции сокращения инвестиционной активности, падения объемов добычи газа. Так, динамика добычи газа главной газовой компанией России и мира ОАО «Газпром», доля которой в общемировой добыче составляет 22%, за последнее десятилетие характеризовалась существенным падением объёмов добычи с уровня свыше 640 млрд.куб.м в 1991г., до 571 млрд.куб.м в 1997г., далее 512 млрд.куб.м в 2001г., после чего в наши дни (2007-2008г.г.) (таблица 1.1.1) объём добычи стабилизировался на уровне 550 - 560 млрд.куб.м [71,79].
Таблица 1.1.1
Динамика добычи газа ОАО «Газпром» с 2001-2008гг.
Года
|
2001
|
2002
|
2003
|
2004
|
2005
|
2006
|
2007
|
2008
|
Добыча газа,
млрд.куб.м
|
512,0
|
525,6
|
547,6
|
552,5
|
555,0
|
556,0
|
548,6
|
561,0
|
Можно выделить два основных периода падения газодобычи в России за последнее десятилетие. До 1997г. основной причиной падения добычи газа было падение платежеспособного спроса на него, связанное с общим экономическим спадом в стране. Определённое влияние оказывало также снижение уровня добычи нефти нефтедобывающими предприятиями и связанное с этим снижение объёмов поставки сухого отбензиненного газа (продукта переработки попутного нефтяного газа, добываемого одновременно с добычей нефти) в газотранспортную систему ОАО «Газпром». С 1998г. основной причиной падения уровня добычи газа в России явилось сокращение добычи ОАО «Газпром» вследствие упомянутого выше снижения добычи газа из разрабатываемых ныне месторождений. Объем добычи газа ОАО «Газпром» упал с 589,5 млрд.куб.м в 1990г. до 523,8 млрд.куб.м в 2000г. Причем объемы добычи газа в стране в 1998г. и в 1999г. были почти равны, а падение добычи газа ОАО «Газпром» было скомпенсировано соответствующим увеличением добычи газа т.н. независимыми производителями (в основном связанными с Компанией «Итера»). Но в 2000г. падение объемов добычи ОАО «Газпром» на 24,4 млрд.куб.м уже не было скомпенсировано ростом добычи независимых производителей на 13,9 млрд.куб.м. Что же касается ПНГ, то при некотором росте объемов его добычи (в связи с ростом объемов добычи нефти в 2000г. и в 2001г.) объемы сдачи сухого отбензиненного газа в систему магистральных газопроводов ОАО «Газпром» продолжают уменьшаться, поскольку нефтяные компании начали строить собственные установки для утилизации ПНГ [71,79].
В настоящее время базовые месторождения Западной Сибири (Таблица 1.1.2), обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны. В 2000г. на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, было получено свыше 85% газа в России [48].
Таблица 1.1.2
Добыча газа по месторождениям Западной Сибири
Месторождения
|
Накопленная добыча с начала эксплуатации, млрд.куб.м
|
Утвержденные запасы, млрд.куб.м
|
Отбор газа от запасов, %
|
Уренгойская площадь
|
2954,7
|
3643,4
|
81,0
|
Б. Уренгой
|
3821,6
|
7719,0
|
49,5
|
Медвежье
|
1471,7
|
2200
|
80,1
|
Вынгапуровское
|
282,5
|
415,0
|
68,0
|
Вуктыльское
|
347,0
|
372,0
|
93,3
|
Оренбургское
|
923,3
|
1643,7
|
56,2
|
Вторым по объемам добычи газа регионом России после Западной Сибири является Оренбургская область, где дочернее общество ОАО «Газпром» - «Оренбурггазпром» добывает более 20 млрд.куб.м газа в год.
В 2001 году ОАО «Газпром»:
производило более 80% российского природного газа;
фактически контролировало весь газ, транспортируемый по газопроводам высокого давления большого диаметра;
контролировало весь экспорт газа в Европу;
обеспечивало 20% доходов федерального бюджета и около 20% валютных поступлений в страну.
В 2007г. ОАО «Газпром» добыто 548,6млрд.куб.м природного и попутного газа (в 2006г. – 556,0млрд.куб.м). Снижение объемов добычи газа в 2007г. на 1,3% по сравнению с 2006г. обусловлено снижением потребления газа на внутреннем рынке и уменьшением объема экспорта российского газа в европейские страны из-за аномально теплой зимы 2006/2007гг. м.
Компенсация падения добычи на базовых месторождениях достигается как за счет планомерного ввода в строй новых газодобывающих мощностей, так и в результате повышения эффективности использования имеющейся ресурсной базы. Так например, в планах ОАО «Газпром» – увеличение уровня добычи газа к 2010г. до 570млрд.куб.м, к 2015г. до 610—615млрд.куб.м, к 2020г. до 650—670млрд.куб.м газа, а при определенных условиях до 670—690млрд.куб.м газа, а к 2030г. до 610-630млрд.куб.м [71,79].
Основные цели, задачи и приоритеты развития газовой промышленности определены государственным документом «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года», утвержденным Правительством РФ в августе 2003г.
Важнейшими целями и приоритетами развития газовой промышленности России являются:
увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергоресурсов;
расширение экспорта российского газа;
укрепление сырьевой базы газовой промышленности;
реконструкция Единой системы газоснабжения с целью повышения ее надежности и экономической эффективности;
глубокая переработка и комплексное использование углеводородного сырья [59].
Энергетическая стратегия РФ предусматривает решение поставленных задач за счет следующих мероприятий:
ввода новых, подготовленных к освоению месторождений;
прироста запасов в результате проведения геологоразведочных работ в основном газодобывающем регионе компании Надым–Пур–Тазовском;
освоение новых перспективных газоносных регионов и, в первую очередь, месторождений полуострова Ямал и прилегающих шельфах арктических морей;
участие в проектах добычи газа Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с шельфом дальневосточных морей.
Новые регионы перспективной газодобычи будут играть различную роль в развитии газотранспортной системы и газовой отрасли России в целом. Россия характеризуется широким и неравномерным распределением газовых месторождений, обладающих различной экономической ценностью и различной степенью промышленного освоения. Распределение запасов и накопленной добычи газа по территории России показано в таблице 1.1.3.
Таблица 1.1.3
Распределение запасов и добычи газа по территории России
Районы
|
Суммарные начальные ресурсы, трлн.куб.м
|
Разведанные текущие запасы, трлн.куб.м
|
В том числе разрабатываемые запасы, %
|
Добыча с начала разработки, трлн.куб.м
|
Россия, всего
|
235,6
|
47,8
|
42
|
9,48
|
Суша, в т.ч.
|
160,3
|
43,9
|
46
|
9,47
|
Западная Сибирь
|
97,8
|
36,9
|
43
|
7,19
|
Восточная Сибирь и Дальний Восток
|
44,2
|
2,1
|
10
|
0,07
|
Урал-Поволжье
|
13,9
|
4,0
|
97
|
1,16
|
Север Европейской части
|
2,4
|
0,6
|
33
|
0,38
|
Северный Кавказ
|
2,0
|
0,3
|
83
|
0,67
|
Шельф
|
75,3
|
3,9
|
0,2
|
0,01
|
Основной геологической особенностью разведанных запасов газа в России является их концентрация в уникальных и крупных месторождениях. Принимая во внимание сверхконцентрированность запасов газа в нескольких крупнейших и крупных месторождениях, сосредоточенных в северных районах Тюменской области, при освоении месторождений была принята так называемая стратегия «очагового» освоения.
При реализации этой стратегии в первую очередь проводилась разработка крупнейших уникальных месторождений (Медвежье, начало освоения - 1972г., Вынгапуровское - 1979г., Уренгойское - 1977г., Ямбургское - 1986г.). В ходе работ создавалась производственная и социальная инфраструктура, прокладывались транспортные сети. В дальнейшем, по мере выработки уникальных месторождений с высокими технико-экономическими показателями эффективности, созданная инфраструктура будет использована как плацдарм для разработки расположенных в том же регионе менее крупных и эффективных месторождений.
За последние пять лет ОАО «Газпром» ввел в эксплуатацию Заполярное, Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Ен-Яхинское месторождение, Таб-Яхинский участок и Песцовую площадь Уренгойского месторождения, а также Анерьяхинскую и Харвутинскую площади Ямбургского месторождения, Южно-Русское месторождение. Суммарная проектная производительность этих объектов превышает 195,7млрд.куб.м в год [71,79].
Планомерно реализуется потенциал Южно-Русского месторождения, совсем недавно введенного в эксплуатацию. Если в 2007г. из него извлекли 1,2 млрд.куб.м газа, то на 2008г. запланировано добыть уже 14,4 млрд.куб.м. А в 2009г. месторождение выйдет на проектный уровень добычи – 25 млрд.руб.м газа в год.
Ключевую роль для повышения эффективности использования имеющейся ресурсной базы играет реализация «Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа на период до 2010 года».
В период 2007—2010 годов на реконструкцию объектов добычи газа будет направлено 106 млрд.рублей.
Основными объектами инвестиций являются реконструкция:
технологического оборудования основного производства;
систем автоматизации;
систем электро-, тепло-, водоснабжения и очистных сооружений.
В процессе реализации Программы будет достигнуто сокращение ежегодного падения добычи на традиционных промыслах ОАО «Газпрома» примерно в три раза.
В соответствии с инвестиционной программой ОАО «Газпром» на 2008г. основные инвестиции в добычу планируется направить на обустройство Харвутинской площади Ямбургского месторождения; Бованенковского и Харасавэйского месторождений, включая строительство железной дороги Обская – Бованенково; освоение Южно-Русского месторождения; освоение Штокмановского и Приразломного месторождений (Рисунок 1.1.2).
Рисунок 1.1.2 - Запасы перспективных районов газодобычи
В соответствии с инвестиционной программой планируемый уровень добычи газа на 2010 года по России прогнозируется в пределах от 620 до 650 млрд.куб.м (Рисунок 1.1.3) и будет обеспечиваться за счет действующих и вводимых в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири, хотя его доля и снизится к 2020г. примерно до 64-60% против 87% в настоящее время, Южно-Русского месторождения, неокомских залежей Заполярного и Песцового месторождений, Харвутинской площади Ямбургского месторождения, ачимовских залежей Уренгойского месторождения. Экономическая целесообразность разработки месторождений в указанном регионе обусловлена близостью к существующей газотранспортной инфраструктуре.
Рисунок 1.1.3 - Распределение добычи газа по федеральным округам РФ
С целью компенсации снижения добычи газа на разрабатываемых ныне крупных месторождения, начиная с 2006г. предполагается освоение новых стратегических районов газодобычи на полуострове Ямал, Штокмановского месторождения на шельфе Баренцева моря, в акваториях Обской и Тазовской губ, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Приоритет в освоении Штокмановского месторождения по отношению к месторождениям полуострова Ямала обуславливается меньшими в 1,5 раза удельными затратами на освоение (по данным ОАО «Газпром»). Кроме того, освоение месторождений полуострова Ямал сдерживается нерешенностью экологических проблем. Соответственно освоение месторождений в этих труднодоступных районах с суровым климатом потребует уже в ближайшие годы значительных инвестиций в связи с необходимостью решения сложных технических задач при бурении, осуществления мероприятий по охране окружающей среды, прокладке трубопроводов и коммуникаций. Однако, по расчетам, инвестиции оправдаются.
Крупным центром газодобычи после 2010г.
|
