35
затрат на производство продукции и рассматривается как отрицательная
тенденция. Средняя заработная плата одного работника и затраты на оплату
труда в анализируемом периоде имеет тенденцию к возрастанию (на 0,82% и
2,30% соответственно на 2017 год), что свидетельствует об увеличении
затрат на оплату труда, несмотря на уменьшение среднесписочной
численности ООО «Газпром трансгаз Югорск» в анализируемом периоде.
2.3. Анализ нефтегазовой деятельности предприятия
Как было сказано выше, основным видом деятельности ООО «Газпром
трансгаз Югорск» является транспортировка газа до потребителей, поэтому
при анализе деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск» рассмотрим
именно транспортировку в качестве основного вида. В представленной ниже
таблице 9 указаны объем капитальных вложений в сегменте
«Транспортировка газа» в ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 201+6 – 2017
гг.
Таблица 9
Активы и объем капитальных вложений ООО «Газпром трансгаз
Югорск»
29
Показатель
2016 г.
2017 г.
Активы, млн. руб.
6119073
6088335
Доля в общих активах ПАО «Газпром»
39,0
41,0
Капитальные вложения, млн. руб.
420874
434433
Доля в общем объеме ПАО «Газпром»
31,3
35,6
Система транспортировки газа ООО «Газпром трансгаз Югорск»–
централизованная, с подсистемами по подготовке, транспортировке,
хранению природного газа. В состав системы транпорта газа ООО «Газпром
трансгаз Югорск» входит система магистральных газопроводов высокого
давления на территории европейской части России и Западной Сибири.
Протяженность магистральных газопроводов и отводов ООО «Газпром
29
Составлено автором.
36
трансгаз Югорск» по состоянию на 2017 г. на территории России составила
27,7 тыс. км. Объекты ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» включают 30
компрессорных станций, на которых установлено 829 газоперекачивающих
аппарата общей мощностью 4,62 тыс. МВт. Кроме того, протяженность
внутрипромысловых газопроводов газодобывающих и перерабатывающих
дочерних обществ ООО «Газпром трансгаз Югорск» составляет
дополнительно 4,7 тыс. км. В представленной ниже таблице 10 содержится
информация о структуре магистральных газопроводов ООО «Газпром
трансгаз Югорск» по возрасту на территории России.
Таблица 10
Структура главных магистральных газопроводов ООО «Газпром
трансгаз Югорск» по возрасту на территории России
Возраст
газопроводов
На 01.01.2018 г.
Протяженность, тыс.
км.
Доля, %
до 10 лет
1,99
12
11 – 20 лет
1,91
11
21 – 30 лет
4,73
28
31 – 40 лет
4,93
29
41 – 50 лет
2,33
13
Более 50 лет
1,24
7
Итого
17,1
100
Для обеспечения надежности и безопасности эксплуатации
оборудования газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск» в
обществе формируется и внедряется в практику производственной
деятельности Система управления техническим состоянием и целостностью
(СУТСЦ) объектов газотранспортной системы. В 2017 г. на основе
методологии СУТСЦ и с использованием специализированного расчетного
комплекса в ООО «Газпром трансгаз Югорск» сформирована Программа
комплексного капитального ремонта линейной части магистральных
газопроводов на 2018 – 2025 гг., утвержденная головной организацией –
ПАО «Газпром». Работы по капитальному ремонту объектов
газотранспортной системы в отчетном году выполнены в полном объеме в
37
рамках целевых комплексных программ ремонта. В газотранспортной
системе ООО «Газпром трансгаз Югорск» на территории России в 2017 г.
прошло 30,6 млрд м3 газа (в 2016 г. – 32,7 млрд м3). Объем природного газа,
использованный на собственные технологические нужды газотранспортной
системы ООО «Газпром трансгаз Югорск», в 2017 г. составил 3,2 млрд м3, а
годом ранее – в 2016 г. – 2,9 млрд м3 (Рисунок 3).
Рисунок 3 – Объем транспортировки газа и отбора для собственных
нужд ООО «Газпром трансгаз Югорск»
30
ООО «Газпром трансгаз Югорск» является дочерней компанией ПАО
«Газпром», которая являясь владельцем газотранспортной системы на
территории Российской Федерации, предоставляет доступ к своим
трубопроводам независимым компаниям, не входящимв Группу Газпром,
если у него имеются свободные мощности, а компании имеют лицензию на
добычу газа и договор с покупателем их газа. Кроме того, добываемый ими
газ должен соответствовать техническим стандартам.
Для примера скажем, что общий объем транспортировки газа по ГТС
Газпрома на территории Российской Федерации компаниями, не входящим в
Группу Газпром, в 2017 г. составил 121,5 млрд м3 (в 2016 г. – 121,1 млрд м3).
30
Составлено автором.
32,7
30,6
3,2
2,9
0
5
10
15
20
25
30
35
2016 г. 2017 г.
Весь объем, млрд.м3
Собств. нужды, млрд.м3
38
Рисунок 4 – Общий объем транспортировки ПАО «Газпром»
Сроки ввода новых и реконструкции действующих газотранспортных
мощностей ООО «Газпром трансгаз Югорск» планируются с учетом
долгосрочной перспективы и определяются:
– периодами их эффективной загрузки;
– поддержанием оптимальной производительности действующей
ГТС
31
.
Такой подход позволяет избежать ввода избыточных мощностей,
рационально и адаптивно использовать инвестиционные ресурсы
газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск» и
оптимизировать затраты в транспорте газа. Наряду со строительством новых
газотранспортных мощностей, ООО «Газпром трансгаз Югорск» проводит
реконструкцию и техническое перевооружение действующих объектов
транспорта газа. Для поставок газа на рынок и выполнения контрактных
обязательств ООО «Газпром трансгаз Югорск» осуществляет реализацию
ряда газотранспортных проектов. Системы магистральных газопроводов
Ямбург – Екатеринбург и Ямбург – Пермь проектной производительностью
соответственно 12 млрд м3 и 9 млрд м3 в год предназначены для
транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал.
Сеть подземных хранилищ газа (ПХГ) является неотъемлемой частью
газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск». Объекты
31
Официальный сайт ПАО «Газпром» [Электронный ресурс] Режим доступа:
http://gazprom.ru/ Вход свободный (дата обращения 01.03.2018)
121,1
121,5
120,9
121
121,1
121,2
121,3
121,4
121,5
121,6
2016 г. 2017 г.
39
подземного хранения газа сглаживают любые неравномерности спроса на газ
– сезонные, недельные, суточные, обеспечивая в отопительный сезон от 20 %
до 40 % всех поставок газа дочерними предприятиями Газпрома, в т.ч. и
ООО «Газпром трансгаз Югорск». Пиковые и базовые хранилища газа
способствуют надежности работы технологического оборудования
газотранспортной системы, позволяют оптимизировать технологические
параметры и капиталоемкость газотранспортных систем. Незаменима роль
газохранилищ также в создании стратегических запасов газа в ситуациях
экспортных транзитных рисков.
Добавим, что на территории России ООО «Газпром трансгаз Югорск»
эксплуатирует 6 ПХГ в 4 регионах России. На 31 декабря 2017 г. суммарная
активная емкость по обустройству ПХГ ООО «Газпром трансгаз Югорск»
достигла 7,6 млрд м3. В 2017 г. из ПХГ ООО «Газпром трансгаз Югорск»
отобрано 2,4 млрд м3 газа, закачано 2,7 млрд м3 газа. К сезону отбора
2017/2018 гг. объем оперативного резерва газа в ПХГ ООО «Газпром
трансгаз Югорск» увеличился на 0,02 млрд м3 по сравнению с предыдущим
сезоном и составил 7,2 млрд м3. Объем природного газа, использованный на
собственные технологические нужды ООО «Газпром трансгаз Югорск», в
2017 г. составил 0,3 млрд м3 (в 2016 г. – 0,4 млрд м3). Работу
газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск» обеспечивают
18 КС суммарной мощностью 89 МВт, эксплуатационный фонд скважин
составляет 268 единиц
32
.
32
Официальный сайт Росстата [Электронный ресурс] Режим доступа: gks.ru Вход
свободный (дата обращения 01.03.2018).
40
3. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ
ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ЮГОРСК»
3.1. Проблемы нефтегазовых ресурсов на предприятии
Рассмотрим основные проблемы, возникающие в деятельности ООО
«Газпром трансгаз Югорск». Здесь хотелось бы отметить, что основные
проблемы, связанные с деятельностью ООО «Газпром трансгаз Югорск», это
конечно проблемы газотранспортной системы, т.к. основной вид
деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск» – транспорт (перекачка газа).
1) Повышенное содержание механических примесей в перекачиваемых
газотранспортной системой ООО «Газпром трансгаз Югорск» объемах газа.
Механические примеси – песок (частицы породы) попадают в газовые
смеси, транспортируемые газотранспортной системой ООО «Газпром
трансгаз Югорск» в результате разрушения пород под воздействием
фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или
перепаде давления при добыче газа. Вынос песка из пласта приводит к
нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как
следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из
строя газодобывающих скважин.
Техническими условиями на добычу газа регламентируется предельное
содержание механических примесей в газе газотранспортной системы ООО
«Газпром трансгаз Югорск» для газовых турбинных насосов в обычном
исполнении до 0,1 г/м3, для насосов в износостойком исполнении - 0,5 г/м3.
В добываемом газе могут содержаться как продукты разрушения пласта,
смолы, соли, парафин, так и привнесённые при ремонтах газодобывающих
скважин или при технологических операциях механические примеси.
При содержании механических примесей в перекачиваемом
газотранспортной системой газе до 1% в течение короткого времени (даже
10-15 суток) полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих
колёс, текстолитовые шайбы, пята, уплотнения, то есть в десятки раз
41
снижается ресурс работы насоса газоперекачивающих компрессорных
станций. При этом происходит вибрация компрессоров, увеличивается
вероятность пропуска торцевых уплотнений, что приводит к замыканию
обмотки и отказу электродвигателей газоперекачивающих компрессорных
станций, при сильной вибрации нередки случаи возгораний компрессоров.
Отказы по причине повышенного содержания крупных взвешенных
частиц (КВЧ) характерны для газоперекачивающих компрессорных станций
дальней перекачки. Основные осложняющие факторы здесь – заклинивание
компрессоров газоперекачивающих компрессорных станций, снижение
объема перекачки газа в течение 1,5-2 мес. и переход на периодический
режим эксплуатации, вынос механических примесей в газотранспортной
системе.
Решение проблемы содержания механических примесей в
газотранспортной системе кроется в снижении их доли в откачиваемой
газовой смеси, варианты решения проблемы будут представлены в п. 3.2.
2) Следующая проблема в деятельности ООО «Газпром трансгаз
Югорск», которую хотелось бы коснуться – это проблемы эксплуатации
подземных хранилищ газа (ПХГ). ПХГ предназначено для регулирования
сезонной неравномерности газопотребления и служит для создания
оперативного и стратегического резерва газа и повышения надежности и
производительности работы газотранспортных систем от газовых
месторождений. Специфическое отличие ПХГ от эксплуатации газовых
месторождений – это циклический характер работы подземных хранилищ
газа, когда происходит периодическая смена направления движения газа – из
пласта (сезон отбора) и в пласт (сезон закачки). В практике работы ПХГ ООО
«Газпром трансгаз Югорск» встречается ряд проблем, основными из которых
являются:
– обводнение скважин за счет продвижения краевых и подошвенных
вод;
– ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны
42
пласта;
– пескопроявление. Поэтому надежная, бесперебойная работа скважин
– основная задача технологического персонала служб газотранспортной
системы ООО «Газпром трансгаз Югорск».
При эксплуатации большинства газовых скважин в условиях Крайнего
Севера основная проблема – это образование гидратов. Низкие пластовые
температуры и суровые климатические условия создают благоприятные
условия для их образования в скважинах и наземных коммуникациях:
устьевой арматуре, шлейфовых трубопроводах. При эксплуатации ПХГ ООО
«Газпром трансгаз Югорск» в сезон отбора гидраты образуются по целому
ряду причин, как то:
– снижение пластовой температуры. Если при создании хранилища
пластовая температура составляла около 60ºС, то при переходе на подачу в
хранилище газа из магистрального газопровода на 75 МПа давление
закачиваемого газа возрастает, а его температура падает до 8ºС, вследствие
закачки больших объемов холодного газа пластовая температура на забое
снижается, по отдельным скважинам составляет 40ºС и ниже;
– снижение температуры газа в системе «устье – сборный пункт» из-за
конструктивных особенностей шлейфов скважин: диаметр 159 мм,
удаленность от сборного пункта (длина шлейфов достигает до 8 км), наличие
участков с интенсивным теплообменом с окружающей средой;
– рост пластового давления газа в хранилище. Пластовое давление на
конец сезона закачки составило 73,4 МПа, при создании хранилища
пластовое давление составляло 42,4 МПа. Рост пластового давления
приводит к повышению температуры гидратообразования (Таблица 11);
– количество присутствующей жидкости в газовом потоке. Газ в
условиях пластовых давлений и температур насыщен парами воды,
поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или
краевую воду. Минерализация пластовой воды практически не дает
ингибирующего эффекта, по результатам исследований для природных
43
рассолов хлоридно-кальциевого типа снижение температуры
гидратообразования составляет 0,5ºС. Наиболее интенсивно вынос воды
происходит в конце сезона отбора, по отдельным скважинам дебит воды
достигает до 800–900 л в сутки;
– длительный простой скважин в зимний период. В начале сезона очень
часто происходит ограничение технологического режима эксплуатации ПХГ,
для регулирования суточного расхода газа часть скважин приходится
останавливать. После пуска скважин в работу время прогрева скважин и
шлейфов до выхода на безгидратный режим может колебаться от нескольких
часов до нескольких недель. Определяется время дебитом скважин, способом
прокладки и изоляции шлейфов, условиями окружающей среды.
Таблица 11
Зависимость температуры гидратообразования от пластового давления
Давление, МПА
20
30
40
50
60
70
80
90
Температура, ºС
1,7
4,9
7,2
9,0
10,5
11,7
12,8
13,7
Анализ результатов исследований позволяет утверждать, что в
настоящее время при эксплуатации скважин ООО «Газпром трансгаз
Югорск» гидратный режим в ПХГ наблюдается не на всех скважинах и
процесс гидратообразования не имеет прямой зависимости от уровня
производительности скважин, количества воды в газе и ее минерализации,
эти факторы в большей степени влияют на скорость накопления гидратной
массы.
Основная причина возникновения технологического осложнения,
связанного с гидратообразованием, обусловлена повышением температуры
гидратообразования более чем на 1–2ºС и изменениями температурных
параметров газа в системе «устье скважин – сборный пункт».
Если рассматривать весь эксплуатационный фонд в целом, то примерно
половина скважин ООО «Газпром трансгаз Югорск» имеет гидратный
режим, условно их можно разделить на 3 группы:
44
– с большим выносом жидкости (до 900 л в сутки) и небольшой
суточной производительностью, 300 – 400 тыс. м3 газа;
– без выноса жидкости, с большой протяженностью шлейфа – от 4 до 8
км;
– высокодебитные, с суточной производительностью до 700 – 800 тыс.
м3 газа, с пониженной температурой газа в «системе устье – сборный пункт».
3) Сниженный межремонтный период работы компрессоров
газоперекачивающих станций ООО «Газпром трансгаз Югорск».
Межремонтный период работы (МРП) компрессоров газоперекачивающих
станций является одним из основных показателей работы по транспорту газа,
компрессоров газоперекачивающих станций, который характеризует, прежде
всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так
же эксплуатационную надежность газоперекачивающего оборудования, т.е.
качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования в определенных
геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом работы
газоперекачивающего оборудования понимают среднее время работы между
двумя очередными ремонтами, связанными с демонтажом или глубокой
разборкой оборудования, при одном и том же способе эксплуатации или
эксплуатации одним видом оборудования.
МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е.
помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП
работы газоперекачивающего оборудования может проводиться за любой
расчетный период (месяц, квартал, полугодие, год).
4) Отказы компрессоров газоперекачивающих станций ООО «Газпром
трансгаз Югорск». Основные причины отказов газоперекачивающего
оборудования, это:
– неправильный подбор насосов компрессоров газоперекачивающих
станций, при котором производительность установки больше притока потока
газа. В режиме малых подач происходит интенсивный нагрев рабочих
органов и корпуса насоса компрессоров, при этом возможно плавление