Добыча газа. В настоящее время в структуре добываемого газа превалирует природный газ, однако непрерывно растет доля попутного нефтяного газа (ПНГ), которая достигла 11%.
Отрасль характеризуется высокой степенью износа основных фондов, которая составляет около 64% (полностью изношенных - 36%) и имеет тенденцию к увеличению: в 2010 году она равнялась примерно 58% (полностью изношенных - 30%). Коэффициент обновления основных фондов в отрасли в последние годы находился на уровне 7-9% в год.
Удельный расход суммарных ТЭР на добычу газа за период 2000-2014 годов уменьшился более чем на 40%. Однако удельный расход электроэнергии при этом увеличился более чем в 2 раза. Существенный рост удельного расхода ТЭР отмечается на компримирование газа дожимными компрессорами на месторождениях.
Применяемые в случае добычи трудноизвлекаемых запасов газа технологии и направление их развития во многом аналогичны нефтяной отрасли. В частности, это системы и методы повышения отдачи пластов, включая направленное изменение их коллекторских свойств, в том числе на месторождениях низконапорного газа.
Освоение газовых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и создание в регионе специальной "гелиевой инфраструктуры" предполагает разработку и совершенствование таких технологий и систем, как:
- технологии переработки природного газа с высоким содержанием гелия и азота, а также систем очистки и сжижения гелия;
- системы транспортировки и хранения гелия;
- технологии газохимических производств высокой единичной мощности.
В долгосрочной перспективе востребованными могут оказаться отечественные технологии добычи газовых гидратов, в том числе на внешних рынках.
Газотранспортная система. ГТС в целом является одним из крупнейших потребителей ТЭР в стране. На собственные технологические нужды ГТС расходуется около 7% от общего объема газа, поступающего в систему. За период 2000-2014 годов удельный расход ТЭР (99% которых составляет газ) на перекачку природного газа сократился почти на 13%.
Парк газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на 79% оснащен газотурбинным приводом, доля ГПА с электроприводом равняется 17%, с газомотокопрессорным приводом - 4%. около 40% находящихся в эксплуатации газотурбинных ГПА имеют наработку более 100 тыс. часов и эксплуатируются в режиме продления ресурса по показателям промышленной безопасности. Предел в 100 тыс. часов превышен на более чем 20% электроприводных ГПА.
Развитие ГТС сопровождается повышением единичной мощности ГПА. В структуре парка газоприводных ГПА увеличивается доля установок мощностью 25 и 32 МВт, выпуск которых освоен отечественной промышленностью. Функционирующие в ГТС электроприводные ГПА имеют мощность от 2 до 25 МВт, причем применяются в основном агрегаты с синхронными электродвигателями, которые слабо приспособлены к переменным режимам работы.
Структура парка ГПА отличается большим разнообразием оборудования по типоразмерам и единичной мощности. Однако успешно ведутся работы по созданию унифицированных ГПА, что позволяет сократить время и стоимость проектных работ, снизить металлоемкость, капитальные вложения и сроки ввода в эксплуатацию, удешевить производство, значительно сократить финансовые вложения в их техническое обслуживание и ремонт. В частности, создан передовой в техническом отношении унифицированный агрегат ГПА-16У.
По показателю стоимости жизненного цикла электроприводные ГПА в определенных условиях могут обладать преимуществом перед газотурбинными ГПА. В то же время последние в качестве топлива используют перекачиваемый газ и потому не зависят от внешнего электроснабжения, не гарантирующего 100-процентную надежность. Поэтому можно ожидать сохранения в обозримой перспективе преобладания в ГТС газоприводных ГПА. Электроприводные ГПА могут оказаться эффективными в районах с развитой электрической сетью и дешевой электроэнергией, например, от АЭС и высокоэффективных ПГУ. При использовании ночной ("провальной") электроэнергии электроприводные ГПА могли бы стать востребованными в качестве эффективных потребителей-регуляторов в электроэнергетической системе. Электрический привод должен быть регулируемый.
Важными направлениями технологического развития ГТС остаются:
- разработка новых высокопрочных материалов для повышения рабочего давления в трубопроводах большого диаметра и увеличения пропускной способности труб;
- разработка новых типов внутренних гладкостных покрытий для снижения гидравлического сопротивления труб и сокращения энергетических затрат на передачу газа;
- разработка новых типов наружных антикоррозийных покрытий для снижения коррозионной опасности трубопроводов и, соответственно, повышения срока службы и надежности ГТС, сокращения затраты на ремонт.
Развитие газодобычи в северных районах должно сопровождаться разработкой оборудования для ГТС, специально предназначенного для длительной эксплуатации в экстремальных полярных условиях (низкие температуры, вечная мерзлота, труднодоступность и т.д.). В таких районах предъявляются повышенные требования к надежности оборудования и систем управления ими, к качеству подготовки персонала, приоритетом становится применение малолюдных технологий.
В стране уже освоено производство труб из сталей классов прочности К60-К65 большого диаметра (1220 мм, 1420 мм с толщиной стенки до 32 мм), из сталей классов прочности К52-К65 на рабочее давление до 11,8 МПа, а также труб для морских участков диаметром до 820 мм на рабочее давление до 28,5 МПа. Эти трубы используются для сооружения газопроводов в северной климатической зоне при строительстве в условиях, требующих повышенной хладостойкости металла труб, а также для подводных морских и промысловых трубопроводов с повышенной коррозионной стойкостью и хладостойкостью, трубопроводов для транспортировки газа с повышенным содержанием сероводорода, трубопроводов из труб с высокой деформационной способностью, прокладываемых в сейсмических активных регионах и зонах активных тектонических разломов. Выпускаемые трубы могут производиться с внутренним анфрикционным и антикоррозионным покрытием, наружным антикоррозионным полиэтиленовым или пропиленовым покрытием, покрытием под бетонирование и др.
Развитие средств внутритрубной диагностики трубопроводов позволяет сокращать затраты на ремонт газопроводов, обеспечивая при этом их эксплуатационную надежность. Постоянно появляются новые методы диагностики, позволяющие осуществлять непрерывный контроль состояния газопроводов, что позволяет значительно увеличить их надежность и долговечность.
Увеличивается применение бестраншейных методов прокладки трубопроводов, что расширяет возможности строительства пересечений газопроводами искусственных и естественных преград.
Совершенствуются технологии строительства, обеспечивающие сооружение газопроводов с повышенными эксплуатационными характеристиками.
Развитие современных технологий и методов ремонта позволяет выполнять ремонт трубопроводов без остановки транспорта газа.