15
Поскольку нахождение нефти в недрах земли почти всего
сопровождается наличие газового конденсата, то места добычи природного
газа в России также сосредоточены в большинстве своем в районах Сибири.
И если по добыче нефти Россия занимает место в «десятке» стран, то по
объемам добычи природного газа и количеству его запасов странная является
лидером и находится на первом месте. Примечательным является тот факт,
что крупнейшее мировое месторождение газа находится не на территории
РФ, а расположено в Персидском заливе
10
.
Среди крупнейших залежей газа можно также выделить 5 самых
крупных месторождений: Уренгойское; Ямбургское; Бованенковское;
Ленинградское; Русановское.
Условно нефтегазовую отрасль России можно поделить на три главных
компонента, такие как непосредственно добыча, процесс транспортировки и
дальнейшую переработку сырья для получения конечного продукта. Среди
крупнейших компаний по добыче нефти входят «Роснефть», «Лукойл» и
«Сургутнефтегаз», а на газовом поприще самым крупным игроком является
«Газпром», на долю которого приходится наибольшее количество
добываемого и перерабатываемого газа.
Сама отрасль промышленности представлена как крупными
предприятиями, которых насчитывается 32 единицы, так и более мелкими
компаниями, которых чуть более 80. Общая способность всех НПЗ позволяет
перерабатывать до 300 млн. тонн сырой нефти. Большая часть заводов по
переработке располагается в Европейской части страны, что объясняется
более дешевой стоимостью транспортировки нефти-сырца. Именно поэтому
наиболее крупные НПЗ находятся в местах окончания нефтепровода или
вдоль главной водной магистрали – великой реки Волга.
Нефтегазовые ресурсы являются основной статьей экспорта со стороны
России, что в числовом выражении составляет примерно 49% всех
10
Основы нефтегазового дела : учебник для студентов ВУЗов по направлению
«Нефтегазовое дело» / Коршак А.А., Шаммазов А.М. - 3-е изд., испр. и доп. - Уфа:
ДизайнПолиграфСервис, 2016. - С. 144
16
экспортируемых товаров или услуг. Это приводит к большой зависимости
бюджета страны от цен на «черное золото». Видение подобной проблемы,
особенно в условиях мирового кризиса, когда цены на нефть падали
значительно ниже своих исторических минимумов, привело к постепенной
диверсификации российской экономики, которая становится все менее
зависимой от нефтяной отрасли.
1.3. Особенности газотранспортной системы
В практической части работы для изучения принято ООО «Газпром
трансгаз Югорск»
11
, основным видом деятельности которого является
транспортировка газа по газотранспортным системам, поэтом у рассмотрим
практические основы функционирования газотранспортных систем как части
нефтегазового комплекса России.
Газотранспортная система состоит из магистральных газопроводов
(МГ), распределительных сетей (ГРС), газохранилищ (ПХГ),
компрессионных (КС) и газоизмерительных станций (ГИС) (Приложение 2).
На месте добычи возводятся очистные сооружения (установка
комплексной подготовки газа), которые очищают газ (от механических
примесей, вредных компонентов) и осушивают его от влаги. Стоит учесть,
что для каждого потребителя, будь то город, завод или ТЭЦ, степень и вид
очистки будет разная. Итак, газ на месте добычи проходит необходимую
обработку, после этого газ необходимо компримировать (сжать для чего
используются дожимные компрессорные станции), и пустить по системе
магистральных газопроводов к месту его использования
12
.
Поскольку газ транспортируется на значительные расстояния,
составляющие тысячи километров, по мере продвижения давление его падает
11
Официальный сайт ООО «Газпром трансгаз Югорск» [Электронный ресурс]
Режим доступа: http://yugorsk-tr.gazprom.ru/ Вход свободный (дата обращения 01.03.2018)
12
Поляков Г.Н., Яковлев Е.И., Пиотровский А.С. Моделирование и управление
газотранспортными системами. – СПб.: Недра, 2012. – С. 88.
17
(из-за сил трения как между газом и стенкой трубопровода, так и между
неоднородными слоями газа) и на транспортировку газа требуются
колоссальные затраты энергии. Для этого строятся компрессорные
перекачивающие станции. На компрессорной станции газ сжимается до
давления 5,5-7,5 МПа, за счет которого он может преодолеть в трубопроводе
определенное расстояние в 120-150 километров. И так далее по магистрали
до следующей компрессорной станции. Компрессорная станция может
включать в себя несколько компрессорных цехов, газораспределительные
станции, установки по очистке и подготовки газа к дальнейшей отправке,
турбогенераторы и т.д.
Магистральный газопровод заканчивается газораспределительной
станцией, где давление газа, которое он имел в магистральном газопроводе,
снижается до 1,2 МПа. По сути газораспределительная станция – это граница
между магистральным газопроводом и конечным пользователем.
газораспределительная станция включает в себя: узел переключений, узел
очистки газа и сбора конденсата, подогрева, редуцирования, замера,
одоризации (тот самый специфический запах газа), подготовки газа для
собственных нужд, подготовки теплоносителя, отопления. По газопроводам
распределительной сети населенного пункта, газ поступает к потребителям,
через газорегуляторные пункты и газорегуляторных шкафах, которые
понижают до рабочего давления газ под нужды потребителя
13
.
Надежную работу компрессорной станции регулируют, как
автоматические системы так и человек. Персонал занимается эксплуатацией,
контролем, ремонтом газопроводов, сооружением газового оборудования и
аппаратов, ликвидацией аварий и т.д. То есть является непосредственным
гарантом бесперебойного снабжения газа потребителю.
Современная газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз
Югорск» имеет свои проблемы и недостатки. Так например, когда говорится
13
Зверева Т.В., Челинцев С.Н., Яковлев Е.И. Моделирование трубопроводного
транспорта нефтехимических производств. – М.: Химия, 2013. – С. 70.
18
о техническом состоянии газотранспортной системы, в первую очередь
приводится такой комплексный показатель, как число отказов на 1000 км
трасс в год. Принято утверждать, что этот показатель в России несколько
ниже, чем на Западе.
Во-первых, в расчетных формулах России (СНиП действует со времен
СССР) толщина стенки трубопровода определяется на 30 % больше, чем у
аналогичных трубопроводов на Западе, что повышает запас прочности в 2–3
раза.
Во-вторых, разнятся методики оценки аварий и отказов. В России
аварией считается событие, которое привело к прекращению перекачки газа
на срок более определенного времени, на Западе – любой отказ, приведший к
потере газа (трещина, свищ и др.).
С учетом сказанного, теоретически показатель числа аварий в России
должен быть в разы меньше, чем на Западе. С другой стороны, у нас большое
число трубопроводов эксплуатируется значительный период времени (20– 30
лет и более) без ремонта и замены изоляции (срок службы пленочной
изоляции 10–15 лет), ремонты идут (в последнее время все больше), но пока
их явно недостаточно. Также на увеличение числа аварий влияют
чрезвычайно жесткие условия эксплуатации линейной части в районах с
неблагоприятными природно-климатическими условиями (мерзлота, болота
и т. д.), которых нет на Западе (у нас около половины газопроводов
находятся в неблагоприятных условиях)
14
.
С учетом всех факторов техническое состояние газопроводов России
следует признать удовлетворительным, газотранспортная система России
справляется с задачами перекачки необходимых объемов газа, но объемы
ремонта, диагностики и мониторинга на действующих трассах должны
возрастать. Также должно нарастать и новое строительство.
14
Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы
разработки месторождений нефти и газа : учебник для студентов вузов, обучающихся по
специальности «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» / М. М.
Иванова, Л. Ф. Дементьев, И. П. Чоловский ; рец.: Каналин В. Г., В. В. Стасенков. – М.:
Недра, 2011. - С. 151.
19
Одно из основных направлений поддержания газотранспортной
системы в рабочем состоянии – постоянная диганостика, например
внутритрубная диагностика. Теория и практика внутритрубной диагностики
пришли из США. В структуре американских трубопроводов основную часть
составляют нефтепроводы со средними диаметрами 500 и 700 мм,
газопроводов больших диаметров (1020 мм и более) очень немного, они
составляют несколько процентов. Диагностика ведется преимущественно на
старых нефтепроводах, сначала использовался магнитный метод, затем
перешли на ультразвуковой (газ хорошо проводит ультразвук и является
контактным слоем между датчиком и трубой, толщина стенки сравнительно
невелика – 9–12 мм), что значительно увеличивает точность и разрешающую
способность диагностики. Скорость движения газа невелика, и аппаратура
работает уверенно. Аналогично идут дела и в России, где «Диаскан»
Транснефти ведет работы на нефтепроводах
15
.
Другая ситуация – на газопроводах Газпрома. Здесь основную часть
составляют газопроводы больших диаметров (1020, 1220 и 1420 мм) с
толщинами стенки от 14 до 21 мм. Сухой газ не позволяет использовать
ультразвук – только магнитный метод, который неуверенно работает на
больших толщинах и скоростях (скорость движения газа – примерно 30
км/ч). Неизбежно появление ошибок первого и второго рода (пропуск цели –
ложная цель).
Не решена проблема оценки дефекта. В качестве критерия опасности
во всех методиках обработки результатов внутритрубной диагностики
берутся размер и глубина дефекта. На самом деле определяющим в прогнозе
развития дефекта является уровень напряженно-деформированного
состояния трубы. Один и тот же дефект при различных уровнях напряжений
может не проявляться, а может привести к аварии. Здесь должен проводиться
анализ совместных данных из мониторинга. Должны отдельно
15
Официальный сайт ПАО «Газпром» [Электронный ресурс] Режим доступа:
http://gazprom.ru/ Вход свободный (дата обращения 01.03.2018)
20
анализироваться участки пучения, всплытия, провисания и др.
На сегодняшний день наиболее достоверные и практические
результаты дают наружные сканеры-дефектоскопы, используемые в составе
работ по переизоляции трубопроводов. Анализ зачищенной трубы позволяет
найти все дефекты и принять уверенное решение о вырезке участка.
Задачи мониторинга технического состояния газопроводов
газотранспортной системы в России определяются условиями прохождения
трассы и вытекают из проекта и качества строительства.
Что касается дальнейшего развития газотранспортной системы России,
то здесь в первую очередь должны развиваться натурные исследования на
трубопроводах с инструментальными измерениями напряжений, усилий,
перемещений, порового давления воды, уровня грунтовых вод с проведением
измерений автоматизированными комплексами. Должны применяться
методы анализа перемещений трубопроводов на основе интерференции
радиолокационных космических снимков, что дает точность измерений
вертикальных перемещений в 1–2 см на значительных длинах (десятки и
сотни километров). Оценка тектоники газотранспортной системы должна
вестись с применением метода короткоживущих подкоровых возмущений,
что дает возможность оценивать опасность тектонических разломов на
трассе и строить карты частот подвижек по трассе.
Таким образом, в России газотранспортные системы представляют
собой сложный, многоуровневый объект управления с распределенным
параметрами и имеют ряд особенностей, которые необходимо учитывать при
проведении исследований любого рода.
21
2. ПРАКТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ОБЛАСТИ
НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ В ООО ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ
ЮГОРСК
2.1. Характеристика предприятия
Для проведени практического исследования в представленной работе
рассмотрено общество с ограниченной ответственностью «Газпром трангаз
Югорск» (далее по тексту ООО «Газпром трансгаз Югорск»). ООО «Газпром
трансгаз Югорск» – 100-процентное дочернее общество ПАО «Газпром»
16
.
ООО «Газпром трансгаз Югорск» – это крупнейшее газотранспортное
предприятие ПАО «Газпром», осуществляющее транспортировку газа с
месторождений Севера Западной Сибири (Медвежьего, Уренгойского,
Ямбургского, Заполярного и др.) потребителям европейской части страны,
странам ближнего и дальнего зарубежья. Протяженность магистральных
газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» в многониточном
исчислении составляет 1,5 тысячи километров или около 27,7 тыс. км в
однониточном исчислении. Ежесуточно газотранспортной системой (ГТС)
ООО «Газпром трансгаз Югорск» транспортируется до 1,5 миллиардов
кубометров газа.
Основная задача ООО «Газпром трангаз Югорск» – обеспечение
запланированных объемов поставок газа потребителям.
Приоритеты деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск», это:
– бесперебойная поставка газа потребителям в запланированных
объемах;
– промышленная, пожарная и экологическая безопасность;
– эксплуатационная надежность;
– экономическая и энергетическая эффективность транспорта газа;
– создание достойных условий труда и отдыха работников.
16
Официальный сайт ООО «Газпром трансгаз Югорск» [Электронный ресурс]
Режим доступа: http://yugorsk-tr.gazprom.ru/ Вход свободный (дата обращения 01.03.2018)
22
ООО «Газпром трансгаз Югорск» эксплуатирует и обслуживает
магистральные газопроводы диаметром от 1020 до 1420 мм на рабочее
давление 75 атм. Общая протяженность газопроводов составляет более 27,7
тысяч км. 221 компрессорный цех ООО «Газпром трансгаз Югорск» оснащен
1171 газоперекачивающим агрегатом суммарной установленной мощностью
15,7 тыс. МВт. Магистральные газопроводы, компрессорные станции
оснащены всеми средствами энергообеспечения, автоматизации,
технологической связи и другими собственными системами и источниками
жизнеобеспечения, позволяющими функционировать газопроводам в
автономном режиме.
Обеспечение запланированных объемов поставок газа потребителям –
основная задача «Газпром трансгаз Югорск». Предприятие уделяет самое
серьёзное внимание вопросам повышения надежности и эффективности
транспорта газа за счет проведения капитального ремонта линейной части
газопроводов, реконструкции, технического перевооружения и
восстановления мощности компрессорных станций (КС)
17
.
История «Газпром трансгаз Югорск» (ранее «Тюментрансгаз»)
официально начинается 17 января 1966 г., когда в п. Комсомольский (ныне
город Югорск) было образовано Северо-Уральское управление
магистральных газопроводов (СУУМГ), которое приняло от ДСГ эстафету по
эксплуатации первого в Западной Сибири газопровода «Игрим – Серов». В
1984 г. газотранспортная система «Газпром трансгаз Югорск» приняла от
промыслов с начала эксплуатации триллионный кубометр газа.С 1985 г. в
новом коридоре идет строительство газопроводов и компрессорных станций
для приема газа с Ямбургского месторождения. В 1987 г. объем ежесуточной
транспортировки газа в системе предприятия достиг миллиарда кубометров.
В 1994 г. «Газпром трансгаз Югорск» осуществил транспортировку 5-
17
Официальный сайт ПАО «Газпром» [Электронный ресурс] Режим доступа:
http://gazprom.ru/ Вход свободный (дата обращения 01.03.2018)
23
триллионного кубометра газа
18
.
В структуре компании все необходимые подразделения для ремонтно-
технического, транспортного обслуживания, материально-технического
снабжения, строительства и реконструкции сложной газотранспортной
системы, социального и коммунального обеспечения трассовых поселков.
ООО «Газпром трансгаз Югорск» на протяжении многих лет является
стабильным и динамично развивающимся предприятием газовой отрасли,
которое осуществляет свою деятельность на территории трех субъектов
Российской Федерации: Ямало-Ненецком автономном округе, Ханты-
Мансийском автономном округе – Югра и Свердловской области.
Большинство филиалов компании расположены в районах Крайнего
Севера и местностях приравненных к ним.
Предприятие уделяет самое серьезное внимание вопросам повышения
надежности и эффективности транспорта газа за счет проведения
капитального ремонта линейной части газопроводов, реконструкции,
технического перевооружения и восстановления мощности компрессорных
станций (КС).
2.2. Анализ финансового состояния предприятия
Для дальнейшего исследования деятельности ООО «Газпром трансгаз
Югорск» первоначально проведем анализ экономических (финансовых)
результатов деятельности предприятия. Финансовый результат зависит не
только от величины расходов, но и от суммы доходов предприятия.
Для исследования экономических (финансовых) результатов
деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск» проведем горизонтальный
анализ отчета о финансовых результатах предприятия за 2014-2017 гг.
Данные для анализа представлены в таблице 1.
18
Официальный сайт ООО «Газпром трансгаз Югорск» [Электронный ресурс]
Режим доступа: http://yugorsk-tr.gazprom.ru/ Вход свободный (дата обращения 01.03.2018)
24
Таблица 1
Данные для анализа экономических (финансовых) результатах
деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск» за 2014-2017 гг.
19
Показатели
Абсолютные
величины, тыс. руб.
Динамика
(+/-)
Темп роста, %
2014 г.
2016 г.
2017
г.
2016/
2014
2017/
2016
гг.
2016/
2014
гг.
2017/
2016
гг.
1. Выручка от
продаж
продукции/услуг,
тыс. руб.
22 131
127
28 410
448
25 025
382
6 279
321
-3 385
066
28,37
-11,91
2. Себестоимость
продаж, тыс. руб.
20 512
384
27 375
935
23 725
007
6 863
551
-3 650
928
33,46
-13,34
3. Удельный вес
себестоимости в
выручке, %
92,69
96,36
94,8
4
-2
3,96
-1,62
4. Расходы
коммерческие, тыс.
руб.
268 642
291 702
250
600
23 060
-41 102
8,58
-14,09
5. Расходы
управленческие,
тыс. руб.
0
0
0
0
0
0,00
0,00
6. Прибыль от
продаж
продукции/услуг,
тыс. руб.
1 350 101
742 811
1 049
775
-607
290
306 964
44,98
41,32
7. Доход от участия
в других
организациях
27 608
52 506
40 895
24 898
-11611
90,18
-22,11
8. Проценты к
получению
298 339
350 028
637
210
51 689
287 182
17,33
82,05
9. Проценты к
уплате
392 631
258 170
319
723
-134
461
61 553
-34,25
23,84
10. Прочие доходы,
тыс. руб.
3 857 346
3 778
622
7 574
514
-78 724
3 795
892
-2,04
100,46
11. Прочие
расходы, тыс. руб.
4 045 861
3 932
336
9 637
252
-ИЗ 525
5704
916
-2,81
145,08
12. Прибыль до
налогообложения,
тыс. руб.
1 094 902
733 461
-654
581
-361
441
-1 388
042
-33,01
-189,25
13. Чистая
прибыль, тыс. руб.
758 891
416218
-1 034
275
-342
673
-1 450
493
45,15
-348,49
По данным таблицы 1 видно, что выручка ООО «Газпром трансгаз
Югорск» в период с 2016 на 2017 уменьшилась на 3 385 066 тыс. руб. (на
11,91%). Вместе с выручкой предприятия, снизилась и себестоимость (на 3
19
Составлено автором.