Структура производства первичных энергоносителей

Динамика производства энергоносителей за период 1996-2002 гг.

Показатели	Годы
			1999	20(11)
Добыча нефти и гачового конденсата, млн. т.	301.2	305.6	303.4	304.8		348.1	379.0
Добыча природного газа. млрд. м'	601.5	571.1	591,1	590.7	584.2	581,5	594.9
Добыча угля. млн.т.	255.0	244.2	232,3	249.1	257,9	269.3	253.4
Ирой тодство)лектрожсргии. млрд. квт. В том числе: на Т')С на А')С на ГЧС	847.2 583.3 108.8 55.1	834.0 567.7 108.5 57.5	826.1 63.7 103.5 58.9	545.4 562.6 122.0 160.5	576.0 580.6 130.8 164.6	890.3 577.9 136.5 175.9	888.3 576.6 136.2 175.5
Прои чводство первичных жергоресурсов. млн. T.V.T.	1345.5	1365.2	1367.0	1388.0	1417.0	1465.3	1523.3

Вместе с тем, снижение более чем в 3,5 раза объемов инвестиций, невозможность в условиях действовавшего ценообразования компенсировать образовавшийся дефицит средств, привел к нарушению процесса воспроизводства минерально-сырьевой базы, существенному отставанию в развитии производственного потенциала и воспроизводственных процессов на входящих в него предприятиях.

Состояние ТЭК на определенный момент времени отражается его топливно-энергетическим балансом. В физическом смысле он представляет собой полное количественное соответствие (равенство) между суммарной подведенной (произведенной) энергией, с одной стороны, и суммарной потребляемой энергией с учетом потерь с другой. Динамика структуры производства первичных энергоносителей (табл. 2) за период с 1990 года свидетельствует о существенном повышении удельного веса природного газа и некоторого прироста производства электроэнергии на ГЭС и АЭС. При этом произошло снижение доли нефти и угля. Подобные изменения в основном связаны с проводимой политикой ценообразования, результатом которой явилось резкое удешевление газа. В настоящее время его цена в два раза ниже, чем цена угля и в пять раз меньше цены мазута. Сдерживание государством цен на природный газ не решило проблему экономического оздоровления предприятий (удельный вес убыточных предприятий возрос с 42 до 48,3%), но способствовало формированию нерациональной структуры топливно-энергетического баланса. В большинстве развитых стран Западной Европы доля газа в не превышает 30%. Сопоставление темпов снижения объемов производства и инвестиций в ТЭК иллюстрирует факт физического и морального старения созданных ранее фондов, что привело к их износу, который в среднем уже превысил 50%, а в нефтепереработке, газовой отрасли и электроэнергетике его величина существенно выше (80%, 70%, 60% соответственно), что в ближайшем будущем несомненно, потребует больших капиталовложений в ТЭК.

Таблица 2.

Виды энергоресурсов	1990 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.
1. Нефть и газовый конденсат	39,6	32,4	33,8	34,3
2. Природный газ	39,6	47,4	45,6	45,8
3. Уголь	14,7	11,8	11,8	п,з
4. Электроэнергия ГЭС и АЭС	5,1	6,9	7,0	6,7
5. Прочие	1,0	1,5	1,8	1,9

Существенным недостатком отечественной экономики является ее высокая энергоемкость, которая уже в начале 90-х годов была в 3,5-3,7 раза выше аналогичного показателя развитых стран. Динамика объемов промышленного производства и потребления топливно-энергетических ресурсов за годы реформ свидетельствует об ее увеличении на 20-30%. Этим объясняется огромная величина потенциала энергосбережения, который оценивается в 360-430 млн.

т.у.т., что составляет 40-48% от современного уровня потребления. Причем треть потенциала экономии сосредоточена в отраслях ТЭК. Использование имеющихся возможностей в этом направлении является одной из важнейших задач перспективного развитии комплекса.

Учитывая решающую роль ТЭК в обеспечении функционирования народного хозяйства и жизнедеятельности населения, при разработке Энергетической политики РФ на период до 2020 г. было введено понятие энергетической безопасности. Под энергетической безопасностью понимается состояние защищенности страны (региона), ее граждан, общества, государства, обслуживающей их экономики от угроз надежному топливо- и энергоснабжению. Достигнуть ее можно, если ТЭК будет способен обеспечить достаточный внутренний и экспортный спрос энергоносителей требуемого качества, потребители обеспечат эффективное использование энергоресурсов, а энергетический сектор в целом будет обладать устойчивостью к внешним экономическим, политическим, техногенным и природным угрозам и способностью минимизировать ущерб, вызываемый их проявлением.

Перспективы развития ТЭК определены в Энергетической политике России до 2020 г. Основными приоритетами в данном документе являются:

- повышение энергоэффективности экономики и энергосбережение;

- совершенствование топливно-энергетического баланса страны и структуры ТЭК;

- обеспечение энергетической безопасности.

Для снижения энергоемкости ВВП необходима прежде всего активная энергосберегающая полигика, предусматривающая реализацию жестких административных мер (стандарты, энергонадзор, энергоаудит и др), техническое перевооружение и структурная перестройка экономики. Совершенствование ТЭК предусматривает переход от монотоплива к оптимальному сочетанию возможностей различных видов топлива, снижению во внутреннем потреблении удельного веса газа, увеличению доли угля до 20% к 2010 г. и ее дальнейшей стабилизации, снижению удельного веса нефти и

! удержанию ее на уровне 22-23%, росту доли электроэнергии АЭС и нетрадиционных возобновляемых источников. Энергетическая безопасность должна быть обеспечена за счет повышения устойчивости энергоснабжения, технической и экологической безопасности, а также поддержания энергетического потенциала как фактора внутренней и внешней политики. Основным условием реализации большинства указанных задач является повышение цен на [энергоносители и совершенствование налоговой политики.

1.2. Современное состояние нефтяной и газовой промышленности.

В настоящее время около 80% первичных энергоносителей составляют углеводородные ресурсы, которые вовлекаются в народнохозяйственный оборот благодаря деятельности нефтяной и газовой отраслей. Под отраслью промышленности понимается совокупность предприятий и организаций, характеризующаяся общностью [выполняемых функций в системе общественного разделения труда |или производимой продукции. В соответствии с этим, нефтяная и (газовая промышленность представляют собой совокупность хозяйствующих субъектов обеспечивающих разведку, строительство скважин, добычу, транспортировку, переработку и реализацию нефти, газа и продуктов их переработки. Данные отрасли обладают рядом отличительных особенностей, к числу которых следует отнести:

- комплексность и тесную технологическую взаимосвязь различных стадий производства и использования ресурсов;

- самостоятельность в подготовке сырьевой базы;

- высокую капиталоемкость и большую степень риска инвестиций;

- невоспроизводимый характер добываемых ресурсов и ограниченность в каждый момент времени лучших по качеству и расположению месторождений;

- ориентацию в развитии главным образом на отечественные ресурсы;

- большие масштабы и широкую географию размещения скоплений нефти и газа;

- динамизм;

- инерционность;

- тесную связь со всеми отраслями народного хозяйства. Помимо этого, следует отметить важную роль нефтегазового

сектора в обеспечении экономической независимости, энергетической безопасности страны и возможности использования факта обладания ресурсам и производственным потенциалом для решения внешнеполитических задач.

Нефтяная промышленность в настоящее время производит 12-14% промышленной продукции, обеспечивает 17-18% доходов федерального бюджета и более 35% валютных поступлений.

Сырьевая база формируют более 2200 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Около 80% запасов находятся в 1230 эксплуатируемых месторождениях. Степень разведанное™ начальных суммарных ресурсов нефти по стране в целом составляет 33%, варьируя по отдельным районам от 0,8 до 90,8%. В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» отмечается ухудшение ресурсной базы РФ, доля трудноизвлекаемых запасов в стране возросла с 36 до 55%, а с 1994 года приросты запасов существенно меньше объемов текущей добычи. Ресурсы нефти категорий СЗ, Д1, Д2 приурочены к меньшим по размерам и более сложно построенным месторождениям по сравнению с разведанными запасами Ожидается открытие 25% неразведанных ресурсов на глубине 3—5 км. и еще 25% на глубинах свыше 5 км. Главными причинами ухудшения состояния сырьевой базы является естественное истощение недр и резкое сокращение объема инвестиций, направляемых в эту сферу деятельности. Прогнозные ресурсы нефти в основном сосредоточены в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и шельфах дальневосточных и северных морей.

Добыча нефти в девяностые годы систематически снижалась, так если в 1990 г. она составляла 516 млн. т, то в 1998 г. 303,4 млн.т. Начиная с 1999 года добыча стала увеличиваться и в 2002 году составила 379,0 млн.т. Благоприятная ценовая конъюнктура на мировых рынках нефти в этот период способствовала росту объема инвестиций в отрасль, что обеспечило наращивание объемов эксплуатационного и разведочного бурения. В 2001 году прирост объема буровых работ по нефтяным компаниям составил 850 тыс. метров, что на 9,1% больше чем в 2000 году. В настоящее время фонд добывающих скважин превышает 140 тысяч, имея устойчивую тенденцию к росту. Увеличилось и количество вновь вводимых нефтяных месторождений (2000 г. - 43,2001 г. - 48). Негативное воздействие на уровень добычи как и ранее оказывали значительный объем бездействующих скважин и снижение продуктивности действующего фонда. Несмотря на наметившееся сокращение в последние годы, более 22% скважин числятся бездействующими. Среднесуточный дебит по эксплуатационному фонду с 1990 года уменьшился почти на 35%. Вместе с тем, с 1995 года наблюдается его стабильное увеличение по новым скважинам. Большинство эксплуатируемых месторождений находятся в завершающей стадии, что обусловливает высокий уровень обводненности продукции, который в среднем по ним превышает 60%.

Дальнейшее развитие нефтедобычи в условиях ухудшения качества запасов, роста числа вводимых месторождений с небольшими объемами и трудноизвлекаемыми запасами требует применения новых эффективных технологий добычи, методов увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации разработки залежей.

В соответствие с «Энергетической стратегией России до 2020 года» прогнозный уровень добычи нефти предполагается в пределах 360-400 млн.т. Ресурсный потенциал новых районов значительно ниже, чем в освоенных, что обусловливает возрастание капиталоемкости продукции и необходимости привлечения больших объемов инвестиций. Для решения данной задачи важное значение приобретает широкое использование режима СРП, который в перспективе может обеспечить заданные объемы добычи и гарантировать необходимые объемы инвестиций.

Нефтеперерабатывающая промышленность представлена 28 НПЗ топливного, топливно-масленого и масленого профиля, имеющими производственную мощность около 300 млн. тонн. Годовые объемы переработки нефти в последние годы систематически возрастают. Так за период с 1999 года по 2002 год он возрос со 169 млн. тонн до 185 млн. тонн, что способствовало наращиванию объемов производства основных нефтепродуктов. Несмотря на это уровень использования производственной мощности остается на уровне 60% при максимально экономичном уровне загрузки 80-85%, увеличивает и без того высокие издержки в нефтепереработке.

Нефтеперерабатывающими заводами России освоены практически все известные в мировой практике технологические процессы, однако в настоящее время среднеотраслевая глубина переработки нефти находится на уровне 65-70%. Главной причиной сложившегося положения является ориентация в развитии данной подотрасли на первичные процессы переработки и максимизации производства мазута. Данная политика привела к тому, что вторичные процессы, углубляющие переработку нефти занимают лишь около 10% по отношению к первичным процессам, что значительно ниже величины данного показателя в развитых странах Западной Европы и США.

На отечественных НПЗ очень высокая степень износа основных фондов, превышающая 80%, что обусловлено их неудовлетворительной возрастной структурой и дефицитом инвестиций, направляемых в эту сферу.

В связи с этим основные направления развития нефтепереработки связаны с модернизацией и коренной реконструкцией действующих НПЗ, с опережающим наращиванием мощностей вторичных процессов, повышением качества нефтепродуктов, обеспечение сырьем нефтехимической промышленности.

Энергетической стратегией РФ предусматривается увеличение объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн. тонн в год с параллельным ростом глубины переработки до 75-80% в 2010 г. и 85% к 2020 г.

Основным видом транспорта нефти и нефтепродуктов являются магистральные трубопроводы. В настоящее время на территории России эксплуатируется около 47 тыс. км. нефтепроводов и 15 тыс. км. нефтепродуктопроводов и 400 насосных станций. Система обладает резервуарной емкостью более 13 млн.м"'. Наиболее интенсивное ее развитие происходило в период 1960-1980 гг., благодаря чему объемы транспортировки увеличились до 500 млн. тонн в год, средняя дальность перекачки при этом выросла почти в три раза. Существенное негативное влияние на состояние нефтепроводной системы оказали распад СССР и структурная перестройка нефтяной промышленности, снизившие ее производственные возможности, разрушившие устоявшиеся потоки нефти, что способствовало снижению загрузки трубопроводов и ухудшению экономических показателей хозяйственной деятельности.

Современная возрастная структура трубопроводов неперспективна, поскольку более 50% общей протяженности магистральных нефтепроводов имеют возраст более 20 лет, причем четверть эксплуатируется более 30 лет. Отсутствие централизованного финансирования и дефицит собственных средств организаций по транспорту нефти и нефтепродуктов обусловливают резкое сокращение темпов развития системы и объемов работ по технической реконструкции основных фондов. Неразвитость трубопроводной транспортной инфраструктуры является одной из причин сдерживающих развитие перспективных нефтегазоносных провинций Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Вместе с тем, последние годы наметилось некоторое улучшение состояние дел в этой сфере. Были введены в действие первая очередь Балтийской трубопроводной системы, нефтепровод Суходольная-Родионовская, позволившие увеличить наши экспортные возможности, благодаря выходу к Балтийскому морю и расширению возможностей нефтеналивного терминала в г. Новороссийске. Предполагаемая программа по строительству новых трубопроводов направлена не только на формирование потоков экспорта нефти и нефтепродуктов для решения стратегических целей России, но и формирование и развитие внутреннего рынка нефти и нефтепродуктов.

Газовая промышленность в годы проведения радикальных экономических реформ, сохранив свою целостность, проявила себя наиболее устойчивой и эффективной отраслью топливно-энергетического комплекса. Обеспечивая более 45% внутреннего энергопотребления, она создает более четверти валютной выручки и около 20% налоговых поступлений в доходную часть государственного бюджета.

Ситуация, сложившаяся в настоящее время в сырьевой базе газовой промышленности, значительно благоприятнее, чем в других отраслях топливно-энергетического комплекса, в том числе и нефтяной промышленности.

В России разведанные запасы равные 47 трлн. м³ сосредоточены в 770 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, из которых 338 с разведанными запасами 21,6 трлн. м⁵ вовлечены в разработку, а 73 подготовлены к промышленному освоению. Большая часть запасов (92%) находится на суше и лишь 3,8 трлн. м³ на море. Особенность их географического размещения заключается в том, что 78% находится в пределах Западно-Сибирского региона, 10% в Европейской части РФ, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке 4%.

Общие потенциальные ресурсы, при степени разведанное территории РФ равной 24,5%, оцениваются в 236 трлн. м. Сырьевой базе газовой отрасли свойственна высокая концентрация запасов, что создает благоприятные условия для вовлечения их в разработку. Так в 20 уникальных месторождениях (более 500 млрд. м³в каждом) содержится 75% всех запасов (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др.), а в 115 крупных (запасы каждого от 30 до 500 млрд. м³) — 22%. Таким образом, более 90% запасов сосредоточены в месторождениях, ввод в эксплуатацию которых обеспечит высокие темпы прироста добычи при благоприятных технико-экономических показателях.

Весьма существенно для характеристики ресурсной базы отечественной газовой промышленности то, что 65% запасов находится в распоряжении ОАО «Газпром». На начало 2002 года Общество и входящие в него организации имели 177 лицензий на право добычи и геологического изучения недр. В зоне интересов ОАО «Газпром» на шельфе России выявлено более 60 структур и открыто 12 месторождений.

Отсутствие бюджетного финансирования и дефицит отраслевых источников привел к резкому снижению средств, выделяемых на эти цели. Вызванное этим сокращение объема работ, расформирование геологоразведочных организаций, партий нарушило стабильность функционирования этой сферы и отрицательно сказалось на темпах воспроизводства сырьевой базы. Начиная с 1994 года приросты запасов не компенсируют добычу. При годовых объемах добычи около 600 млрд. м³ они находятся на уровне 200-250 млрд. м³ (в 2001г. он составил 166 млрд. м³). В перспективе сырьевая база газовой отрасли будет характеризоваться усложнением структуры запасов, снижением эффективности геологоразведочных

работ и уменьшением размеров открываемых месторождений. Снизится доля метановых газов и возрастет удельный вес этано- и сероводородосодержащих газов. В связи с этим возрастет потребность в средствах на их разведку, добычу, транспорт и переработку.

В целом, отечественная газовая промышленность на современном этапе располагает надежной сырьевой базой для обеспечения достигнутого уровня добычи газа на длительный период (обеспеченность составляет около 80 лет), а также существенного наращивания объемов при соответствующей динамике спроса на газ, как на внутреннем, так и на внешнем рынке.

Экономический кризис, охвативший все отрасли народного хозяйства России в девяностые годы, не мог, не отразится негативно на динамике объемов добычи газа. Стабильность функционирования отрасли и, прежде всего ОАО «Газпром», обеспечившее надежное снабжение природным газом всех потребителей, создало для них благоприятный климат, в чрезвычайно сложных условиях перехода к рынку, позволивших им выжить в этот период и осуществить необходимую организационную и структурную перестройку. Несмотря на неплатежи за газ и связанные с этим трудности по финансированию воспроизводства мощностей, отрасль сохранила производственный потенциал, что позволило избежать обвального сокращения уровня добычи газа. Вместе с тем, начиная с 1992 года началось ее снижение, продолжающееся до настоящего времени. Если в 1991 году добыча составляла более 640 млрд. м. то в 2002г. она составила 594,7 млрд. м. Главной внешней причиной явилось уменьшение платежеспособного спроса внутри страны. Сокращение объема добычи наблюдается по основным газодобывающим организациям, входящим в состав ОАО «Газпром» (ООО «Уренгойгазпром», ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Надымгазпром, ООО «Оренбург-газпром»). Это объясняется вступлением уникальных и крупных месторождений, определяющих величину текущей добычи, в стадию падающей добычи. Так, например годовой темп снижения добычи по месторождениям Медвежье и Уренгойское уже превысил 5% рубеж. Несмотря на это определяющую роль в добыче природного газа играют газодобывающие организации Западной Сибири и прежде всего ООО «Уренгойгазпром» и ООО «Ямбургтаздобыча» (соответственно 37% и 32%). Главной внутренней причиной, обусловливающей снижение объемов добычи, является сокращение среднесуточного дебита газовых скважин, который за последнее десятилетие сократился более чем на 20%, причем по вновь вводимым скважинам вдвое.

Основной мерой, способной компенсировать указанное снижение продуктивности газовых скважин, считается бурение новых на эксплуатируемых и вводимых в разработку месторождениях. Отсутствие достаточных объемов средств на эти цели способствовало сокращению объемов буровых работ. Некоторое оживление наблюдается в последние годы, так в 2001 году закончено строительство 195 скважин, что на 86 скважин больше, чем в 2000 году. По состоянию на начало 2002 года общий фонд газовых скважин составил 9,3 тыс. единиц, в том числе эксплуатационный — 6,3 тыс. скважин. Постоянно наращивается количество горизонтальных скважин, дебит которых в несколько раз превышает аналогичный показатель по вертикальным скважинам. Общее число таких скважин достигло к 2002 году 196 скважин, причем за последние два года их численность возросла на 40 скважин.

Существенное влияние на динамику уровня добычи газа в России оказывает обновленная концепция развития ОАО «Газпром», в соответствии, с которой первоочередная задача состоит не в наращивании объема добычи топлива, как это было в предшествующий период, а в расширении возможности гибкого маневра энергоресурсами для увеличения эффективной деятельности и прибыльности компании. Такая идеология предусматривает увязку размера добычи газа с размером платежеспособного спроса, с рациональным использованием имеющихся запасов газа и предусматривает приоритетность финансовых результатов за объемными показателями. Развитие и расширение внутреннего и внешнего рынков газа требует в соответствие с Энергетической Стратегией доведения уровня добычи газа до 650 млрд. м³ в 2010 году и 700 млрд. м³ в 2020 году. Причем перспективными планами ОАО «Газпром» в этой сфере предусматривается поддержание добычи в объеме 530 млрд. м³. В связи с этим, объемы, обеспечиваемые независимыми производителями должны возрасти до 170 млрд. м³. При соответствующих условиях в ближайшей и среднесрочной перспективе наращивание объемов добычи газа будет обеспечиваться за счет прироста мощностей на эксплуатируемых и ввода в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, который и в настоящее I время является базовым в обеспечении текущей добычи. Большие перспективы связаны с освоением богатейших газовых ресурсов полуострова Ямал, где по уже разведанным месторождениям запасы превышают 10 трлн. м³.

Увеличение в структуре запасов доли конденсатосодержащих газов создает предпосылки для наращивания объемов его добычи. К 2010 году предполагается доведение его до 40-47 млн. т., что почти в пять раз выше текущего уровня.

Важнейшим элементом, созданной за прошедший период единой системы газоснабжения, является магистральный транспорт газа, обеспечивающий связь потребителей газа в России, странах ближнего и дальнего зарубежья с добывающими и перерабатывающими объектами.

В настоящее время протяженность газотранспортных систем РФ превышает 150 тыс. км. На линейных и дожимных компрессорных станциях в эксплуатации находятся более четырех тысяч газоперекачивающих агрегатов общей установленной мощностью 42 млн. квт. Подавляющая часть системы находится в ведении ОАО «Газпром». Существующая газотранспортная система обеспечивает стабильную подачу газа российским и зарубежным потребителям. Наиболее бурное ее развитие происходило в 60-80 годы, в связи, с чем одной из главных проблем на современном этапе является большой физический износ, обусловленный значительным возрастом объектов. Так треть газопроводов находится в эксплуатации более 20 лет, значительное количество газоперекачивающих агрегатов выработали установленный моторесурс, а средний коэффициент полезного действия находится на уровне 22-24%. Поэтому главными целями в этой сфере деятельности являются обеспечение надежного газоснабжения при соблюдении технической и экологической безопасности газопроводов и энергосбережение. Все эти задачи решаются путем реализации принятой программы реконструкции и технического перевооружения действующих газопроводов, реализация которой имеет приоритетный характер по отношению к новому строительству. Главными направлениями работ по линейной части является замена труб (40% общего объема работ), а на компрессорных станциях установка новых агрегатов в старых зданиях компрессорных цехов (64%).

Параллельно с этим решается проблема энергосбережения, поскольку при замене агрегатов на КС устанавливаются машины с КПД равным 32-38%, что позволяет на 25-30% сократить потребление газа на технологические нужды и снизить объем вредных выбросов в атмосферу.

Учитывая, что данная подотрасль характеризуется большой капиталоемкостью и ресурсоемкостью, стратегия дальнейшего ее развития базируется на концепции минимизации финансовых и материально-технических ресурсов. В этих условиях ввод в действие новых мощностей и обеспечение надежности газоснабжения будет осуществляться, исходя из существующей и перспективной загрузки, а также технического состояния действующих газопроводов. Как правило, сооружение новых участков предполагается лишь для присоединения новых месторождений к действующей системе или строительство газораспределительных сетей для наращивания использования сетевого газа в отраслях народного хозяйства. Так, например в 2001 году для ввода в разработку Заполярного месторождения был построен соединительный газопровод диаметром 1420 мм протяженность 214 км.

Вместе с тем, для увеличения подачи газа на европейские рынки строится трехниточная система газопроводов «Ямал-Европа», а с целью диверсификации и повышения надежности поставок газа в Южную Европу и Турцию, реализован проект «Голубой поток», предусматривающий строительство уникального участка газопровода по дну Черного моря.

Важнейшим средством создания резервов в Единой системе газоснабжения (ЕСГ) России и регулирования неравномерности газопотребления является подземное хранение газа (ПХГ). Для решения указанных задач на территории России используется 22 объекта хранения, активная емкость которых составила на начало 2002 года 58 млрд. м.

Причем 6 из них созданы в водоносных структурах, а 16 в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях. На них пробурено более 2,3 тыс. эксплуатационных скважин, а установленная мощность компрессорных станций превысила 860 тыс. квт. Максимальный суточный отбор газа систематически возрастает. Так если в 1994 году он составлял 280 млн. м. то к началу осенне-зимнего периода 2001-2002 годов он составил более 500 млн.м'. Достигнутый уровень развития системы ПХГ не обеспечивает в полном объеме решение задач по регулированию неравномерности и резервированию надежности газоснабжения. В связи с этим в перспективе до 2030 года предполагается расширение системы с увеличением годового отбора газа в 1,7-2,5 раза. За пределами РФ имеются мощности по хранению газа на территории Германии, Украины и Латвии, в которых накоплены запасы в объеме около 8 млрд. м^!.

Наличие в извлекаемой из продуктивных пластов смеси углеводородов сопутствующих ценных компонентов (сера, гелий, этан, пропан и др.), обусловливает необходимость функционирования газоперерабатывающего производства. В настоящее время в структуре ОАО «Газпром» работают шесть газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) общей установленной мощностью по газу — 51 млрд. м. а по нестабильному конденсату и нефти 24 млн. тонн. Фактически в 2001 году было переработано около 35 млрд. м^! газа и 9 млн. т. нестабильного конденсата. Наибольшие мощности сосредоточены на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе, в состав которого входит помимо ГПЗ еще и гелиевый завод.

Годовые объемы переработки, определяемые уровнем добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении, превышают 24 млрд. м¹. Развитие газоперерабатывающего производства связано с деятельность Астраханского, Сургутского, Сосновского ГПЗ и Уренгойского газохимического комплекса. Основными видами продукции являются этан, пропан, бутан, широкая фракция, гелий, сжиженный газ, бензин, сера и др. В последние годы Оренбургский и Астраханский ГПЗ обеспечили более 90% всего производства серы в РФ.

Дальнейшее развитие газопереработки связано с более глубокой переработкой газа и конденсата, расширением газохимических процессов и производства моторных топлив.

Дата добавления: 2014-12-29