Анализ нефтяной промышленности России

План

I. Нефтяная промышленность

1. Ее определение и состав

2. Сложное положение в отрасли

II. Нефтедобыча

1. Ее развитие и причины спада

2. Размещение основных нефтяных баз России

III. Транспортировка нефти трубопроводами

1. Характеристики и преимущества

2. Развитие и размещение главных нефтепроводов

Заключение

Приложение

Список использованной литературы

Введение

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники).Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы.

Топливно-энергетический комплекс (ТНК) является важнейшей структурой составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности страны. Комплекс производит более четверти промышленной продукции России, существенно влияет на формирование бюджета страны.

В настоящее время ТНК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая: около 1/4 производства ВВП, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Топливно-энергетический комплекс включает в себя нефтяную, газовую, угольную, сланцевую, торфяную промышленность и электроэнергетику. Отрасли топливно-энергетического комплекса тесно связаны со всеми отраслями экономики России.

В настоящее время серьезной проблемой топливно-энергетического комплекса являются неплатежи за топливо и энергию.

Топливно-энергетический комплекс имеет большое районообразующее значение. Он создает предпосылки для развития топливоемких производств и служит базой для формирования промышленных комплексов, в том числе электроэнергетических, нефтехимических, углехимических, газопромышленных.

Важнейшей задачей дальнейшего развития топливной и энергетической промышленности в условиях становления и развития рыночных отношений являются осуществление мер по охране природы и рациональному природопользованию. Поставлены задачи более экономного использования земельных ресурсов для нефтегазодобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий.

Экологическая политика в ТНК должна быть направлена на сокращение техногенного воздействия на окружающую природу, так как сейчас на его долю приходится около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу, 36% сточных вод и свыше 30% твердых отходов от всех загрязнителей.

Антикризисные меры в отраслях ТНК в ближайшие годы предполагают: восстановить докризисный уровень и наращивать добычу газа в освоенных регионах; расширить пропускную способность газопроводов и построить новый экспортный газопровод Ямал в Центральную Европу; замедлить спад добычи нефть и конденсата, провести работы по реконструкции нефтеперерабатывающей промышленности с увеличением глубины переработки нефти до 67%; остановить спад добычи угля при структурной перестройке в сторону увеличения открытой добычи в восточных районах страны.

Особенно важной является задача формирования топливно-энергетического рынка, контролируемого государством

Велика роль нефти и в политики. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.

I. Нефтяная промышленность

1. Ее определение и состав

Нефтяная промышленность является составной частью ТЭК - многоотраслевой системы, включающей добычу и производство топлива, производство энергии (электрической и тепловой), распределение и транспорт энергии и топлива.

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к работе промышленных залежей. Нефтеразведка производиться с помощью с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Процесс геологоразведочных работ подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный. Первый включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Второй завершается подготовкой месторождения к разработке.

По степени изученности месторождения делятся на четыре группы:

А) Детально разведанные месторождения.

В) Предварительно разведанные месторождения.

С1) Слабо разведанные месторождения.

С2) Границы месторождений не определены.

Категории А, В и C1 относятся к промышленным запасам.

На сегодняшний день главная проблема геологоразведчиков - недостаточное финансирование, поэтому сейчас разведка новых месторождений частично приостановлена. Потенциально, по прогнозам экспертов, геологоразведка может давать Российской Федерации прирост запасов от 700 млн. до 1 млрд. т в год, что перекрывает их расход вследствие добычи (в 1993 году было добыто 342 млн. т ).

Однако в действительности дело обстоит иначе. Мы уже извлекли 41 процент, содержащийся в разрабатываемых месторождениях. В Западной Сибири извлечено 26,6 процента. Причем нефть извлечена из лучших месторождений, требующих минимальных издержек при добыче. Средний дебит скважин непрерывно снижается: 1986 год - 14,1/ сутки. 1987 - 13.2, 1988 - 12,3, 1989 - 11,3, 1990 - 10,2. Темпы выработки запасов нефти на территории России в 3-5 раз превышают соответствующий показатель Саудовской Аравии, ОАЭ, Венесуэлы, Кувейта. Такие темпы добычи обусловили резкое сокращение разведанных запасов (см. приложение 6). И проблема здесь не столько в медленной разведке новых месторождений, сколько в нерациональной эксплуатации имеющихся. Большие потери при добыче и транспортировке, старение технологий вызвали целый комплекс проблем в нефтяной промышленности.

2. Сложное положение в отрасли

По разведанным запасам нефти в 1992 году Россия занимала второе место в мире вслед за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых запасов. Запасы бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн. Из них запасы России - 20,2 млрд. т.

Если учесть низкую степень подтверждаемости прогнозных запасов и еще большую долю месторождений с высокими издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют высокую продуктивность), то общую обеспеченность России нефтяными ресурсами нельзя назвать безоблачной,

Даже в Западной Сибири, где предполагается основной прирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю низкопродуктивных месторождения с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в настоящее время является пределом рентабильности для данного региона.

Глубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли топливно-энергетического комплекса, особенно нефтяную промышленность. Это выразилось прежде всего в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти начиная с 1989 года. При этом только на месторождениях Тюменской области - основного нефтедобывающего региона - добыча нефти снизилась с 394 млн. тонн в 1988 году до 307 млн. тонн в 1991 году.

Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в не обустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.

Рассмотрим развитие и размещение нефтедобывающей промышленности и выделим причины приведшие ее к спаду.

II. Нефтедобыча

1. Ее развитие и причины спада

Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Первый способ применялся еще в 1 веке в Мидии и Сирии, второй - в 15 веке в Италии. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть в 1859 году в США, и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. За сотню с лишним лет развития истощились одни месторождения, были открыты другие, повысилась эффективность добычи нефти, увеличилась нефтеотдача, т.е. полнота извлечения нефти из пласта. Но изменилась структура добычи топлива. Долгое время находившуюся на первом месте нефтяную промышленность обгоняет перспективная газовая. (Сейчас на уголь приходиться только 15% тонн условного топлива, газ - 45% , нефть - 40%). У сходящей с лидирующих позиций нефтяной промышленности возникли проблемы.

В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 г. и в 1866 г. одна из них дала нефтяной фонтан с дебитом более 190 т в сутки. Тогда добыча нефти велась в основном монополиями, зависевшими от иностранного капитала. Механизация добычи была слабая, поэтому с целью получения максимальной прибыли разрабатывались наиболее перспективные в экономическом плане залежи. В начале 20 века Россия занимала первое место по добычи нефти. В 1901 - 1913 г.г. страна добывала приблизительно 11 млн. тонн нефти. Сильный спад произошел во время Гражданской войны. Но после национализации нефтяной промышленности были приняты чрезвычайные меры по восстановлению 20 разрушенных предприятий ввиду стратегического значения отрасли. К 1928 году добыча нефти была снова доведена до 11,6 млн. тонн.

В первые годы советской власти основными районами нефтедобычи были Бакинский и Северного Кавказа (Грозный, Майкоп). Также велась добыча на Западной Украине в Галиции. Закавказье и Северный Кавказ давали в 1940 г. около 87% нефти в Советском Союзе. Однако вскоре истощающиеся запасы старейших районов перестали удовлетворять запросы развивающейся промышленности. Назрела необходимость в поисках нефти на других территориях страны. Были открыты и введены в строй месторождения Пермской и Куйбышевской областей, Башкирии, что обусловило создание крупнейшей Волго-Уральской базы. Обнаружены новые месторождения в Средней Азии Казахстане, добыча нефти достигла 31,1 млн. тонн. Война 1941 - 1945 г.г. нанесла сильный ущерб районам Северного Кавказа, что существенно сократило объем добываемой нефти. Однако в послевоенный период с параллельным восстановлением нефтедобывающих комплексов Грозного и Майкопа были введены в разработку крупнейшие месторождения Волго-Уральской нефтяной базы. И в 1960 году она уже давала около 71% нефти страны. Применялись и технические новшества (поддержание пластового давления), что позволило значительно увеличить добычу. В 50 годах добывали 38 млн. тонн, в 60-ых же цифра возросла на порядок - 148 млн. тонн. Конец 60-ых годов ознаменовался оснащением отрасли новейшими техническими изобретениями и усовершенствованием технологий. В 1972 году производительность труда возросла в 2 раза. СССР занимал второе место по добыче нефти в мире после США, где большая часть месторождений была зарезервирована с целью создания стратегических запасов для будущего развития экономики. Поэтому темпы добычи в США ежегодно в течение 1951 - 1982 годов увеличивались на 4,6 млн. тонн, тогда как добыча нефти в Советском Союзе - но 18,8 млн. тонн, т.е., начиная с 1958 года прирост добычи фактически составлял более 100 млн. тонн за каждые 5 лет, что позволило стране выйти на первое место в мире. За период с 1961 по 1972 годы было добыто свыше 3,3 млрд. тонн нефти. Такой быстрый рост изменения соотношения между потенциальными запасами (размер перспективных нефтегазоносных площадей превышает 11 млн. км и разведанными, которые особенно сократились в старых районах. В тоже время рост обеспечивали новые освоенные месторождения в Западной Сибири (Средне - Обский район и Шатиский районы ), Белоруссии, Западном Казахстане, Оренбургской области и Удмуртии, на континентальном шельфе Каспийского моря. Еще в 1970 году Волго-Уральский район давал около 61% нефти, однако уже в 1974 году на лидирующие позиции стал выдвигаться уникальный Западносибирский нефтегазоносный бассейн, обогнав по уровню добычи нефти Татарию, являвшуюся крупным поставщиком в 60-ые годы. Промышленная добыча в районе развивалась быстрыми темпами. В 70-ые годы - 31 млн. тонн, а в 80-ые - 312 млн. тонн (свыше половины добычи нефти в стране), что позволило стать Западной Сибири ведущим нефтедобывающим районом страны. Восточные регионы превратились в главные по добыче нефти. Это Западная Сибирь, Казахстан, полуостров Мангышлак, Средняя Азия и Дальний Восток (Сахалин). Добыча же в 80-ых годах в старых районах либо стабилизировалась, как в Волго-Уральском, либо падала, как в Баку, Грозном и на Западной Украине. Новые перспективные месторождения были открыты в начале 70-ых годов в Коми и Архангельской области (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция), а также ряд незначительных в Прибалтике и других районах.

За время развития совершенствовались технические способы добычи. Однако этот процесс был значительно замедлен из-за экстенсивного пути, по которому пошла советская нефтяная промышленность, когда увеличение объемов добычи достигалась в основном не автоматизацией производства и внедрения современных эффективных методов, а разработкой новых месторождений. Такое развитие обусловило старение технологий, что стало одной из причин настоящего спада.

В заключении рассмотрим динамику добычи нефти (см. приложение 2).

Из таблиц видно, что до 50-ых годов наращивание объемов добычи шло низкими темпами, т.к. развитию нефтяной промышленности препятствовали разруха после Гражданской войны и ущерб, понесенный во время Великой Отечественной в 1941 - 1945 годах. Затем следовал резкий скачок, связанный с приоритетным развитием отрасли и открытием крупнейших нефтегазоносных районов. С конца 80-ых годов мы наблюдаем спад (за 1988 - 1991 годы объем добычи сократился более чем на 20%), главные причины которого заключаются в следующем:

- крупные и высокодебитные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны;

- резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения;

- сократилось финансирование геологоразведочных работ. Так в Западной Сибири, где степень освоения прогнозных ресурсов составляет около 35 процентов, финансирование геологических работ начиная с 1989 года сократилось на 30 процентов. На столько же уменьшились объемы разведочного бурения;

-остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50 процентов, только 14 процентов машин и оборудования соответствует мировым стандартам, 70 процентов парка буровых установок морально устарело и требует замены. С распадом СССР усуглубилось положение с поставками нефтепромыслового оборудования из стран СНГ.

- низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге произошло серьезное ухудшение материально - технического и финансового обеспечения отрасли;

- нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды (авария в Коми). На решение этой проблемы отвлекаются значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;

- не определен единообразный собственник месторождений нефти и газа, с которым следует иметь дело отечественным и зарубежным организациям, а также частным лицам;

- задолженность республик за поставленную нефть и нарастающий кризис неплатежей (см. приложение 3).

Итак упадок нефтедобывающей промышленности обусловлен наличием комплекса взаимосвязанных причин. Выход из настоящего положения затруднен глобальным характером стоящих проблем, поэтому если продолжится экономический кризис в стране и усилится процесс политического раздробления в бывшем Советском Союзе, то добыча нефти, по всей вероятности, будет и впредь сокращаться.

2. Размещение основных нефтяных баз России

На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные базы: Западносибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская (см. приложение 7).

Основная из них - Западносибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западносибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западносибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Так, в 1993 году добыча нефти без газового конденсата составила 231.397ю192 тонны, из которых фонтанным способом - 26.512.060 тонн, а насосным 193.130.104тонны. Из данных следует, что добыча насосным способом превышает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Вывод подтверждается и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 318.272.101 тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года - 303.872.124 тонны, в то время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 12.511.827 тонн (см. приложение 4).

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой (см. карту). Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района.

Тюменская область, занимающая площадь 1435,2 тысячи квадратных километров (59 процентов площади Западной Сибири, 8,4 процента - Российской Федерации), относится к наиболее крупным ( после Якутии и Красноярского края) административным образованиям России и включает Ямало - Ненецкий и Ханты - Мансийский автономные округа. В Российской Федерации Тюменская область занимает первое место по объему инвестиций, стоимости основных промышленно-производственных фондов, по вводу в действие основных фондов, пятое по объему промышленной продукции. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. Область обеспечивает 70,8 процента российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют 3/4 геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается 219.818.161 тонна нефти без годового конденсата (фонтанным способом - 24.281.270 тонн, насосным - 183781863 тонны), что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.

Теперь коснемся структур, занимающихся нефтедобычей в Тюмени (см. приложение 5). На сегодняшний день почти 80 процентов добычи в области обеспечивается пятью управлениями (в порядке убывания веса - Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, Когалымнефтегаз). Однако в недалеком времени абсолютные объемы добычи сократятся в Нижневартовске на 60%, в Юганске на 44%, что выведет первое за пределы ведущей пятерки управлений. Тогда (по объемам добычи) первая пятерка будет включать (в порядке убывания) Сургут, Когалым, Юганск, Ноябрьск и Лангепас (вместе - около 70% объемов добычи области).

Статус также определяется объемами ресурсов, используемых для обеспечения добычи. Частично показателем общей динамики может служить доля различных управлений в общем объеме ввода новых скважин. По этому показателю к октябрю 1992 года на первом месте находится СургутНГ, затем идут НоябрьскНГ, КогалымНГ, ЮганскНГ и КрасноленинскНГ. Однако в ближайшие 2-3 года из первой пятерки исчезает ЮганскНГ (появляется НижневартовскНГ). Показатель ввода новых скважин на освоенных полях необходимо рассматривать в сочетании с показателем ввода в разработку новых месторождений. По этому критерию пятерка лидирующих управлений (около 65 вводимых до 2000 года месторождений, включает НоябрьскНГ, ПурНГ, СургутНГ, ТюменьНГ и ЮганскНГ. Причем именно эти управления лидируют как по доле месторождений, предполагаемых к вводу в 1995 году, так и по доле включаемых в разработку извлекаемых запасов нефти (в порядке убывания доли - ТюьеньНГ, НоябрьскНГ, ПугНГ и СургутНГ).

Новым фактором упорядочивания является доля иностранного капитала, привлекаемого в первую очередь для разработки новых месторождений.

В зоне действия НоябрьскНГ таких месторождений находится около 70, ПурНГ и ЮганскНГ около 20.

Таким образом, сегодня в добывающей промышленности основного нефтяного района России мы наблюдаем сложную систему взаимодействия практически независимых управлений, несогласованно определяющих свою политику. Среди них нет признанного лидера, хотя можно предполагать сохранение ведущих позиций за Сургут, НоябрьскНГ и Юганск, не существует и настоящей конкурентной борьбы. Такая разобщенность создает немало проблем, но интеграция откладывается на неопределенную перспективу из-за большой динамичности отрасли: снижение статуса ПурНГ, КогальимНГ и ТюменьНГ вкупе с одновременным уменьшением влияния Нижневартовскнефтегаза способно уже сейчас дисбалансировать сложившуюся структуру отношений.

Без сомнения, эти выводы, сделанные на основе взаимоотношений в ведущем районе, можно распространить и на всю систему нефтедобычи в целом, что даст определенное объяснение сложной ситуации в данной отрасли. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415.1 млн. тонн, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4млн. тонн, то есть на 13.7 процента, причем тенденция падения добычи сохраняется и в 1994 году.

Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако, используется лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического сырья, остальное количество сжигается в факелах, что объясняется отставанием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах. Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности.

Вторая по значению нефтяная база - Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волгло-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской), Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и состав вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагестана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. Ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.

Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо "стандартную" технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем переработки - 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на заводы республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

Третья нефтяная база - Тимано - Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго- Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано - Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации. Ведутся совместные разработки месторождений. Например, СП "Полярное сияние" с участием американской компании "Конако", которое разрабатывает Ардалинское месторождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект инвестировано 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов получили 160 российских компаний - поставщиков и подрядчиков. 71 процент всех доходов "Полярного сияния" остается в России, что делает контракт выгодным не только для иностранцев, но и для жителей Ненецкого автономного округа, получивших дополнительные рабочие места, и в целом всей Российской Федерации.

Теперь, обобщив сказанное в данной главе, выделим главную особенность, проблему размещения нефтедобывающей промышленности России. Частично она уже была рассмотрена - это сверхвысокая концентрация нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа, обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от главного поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному потребителю - западной ее части.

III. Транспортировка нефти трубопроводами

1. Характеристики и преимущества

Нефть не используется в первоначальном виде, поэтому нефтеперерабатывающие заводы - основной ее потребитель. Они располагаются во всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Скорость движения нефти - 10-12 км/ч. Стандартный диаметр - 12 тыс.мм. Производительность в год - 90 млн. тонн нефти. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке).

Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за 2-3 года.

2. Развитие и размещение главных нефтепроводов

Первый нефтепровод длиной в 6 км был сооружен в США в 1865 году. Нефтепроводы большей длины начали строить в 1875году. Первый нефтепровод в России проложен в 1878 году в Баку от промыслов до нефтеперерабатывающего завода, а в 1897 - 1907 году был построен самый большой в то время в мире по протяженности магистральный трубопровод Баку - Батуми диаметром 200 мм и длиной 835 км, который продолжает эксплуатироваться и по сей день.

Развитие нефтепроводного транспорта в Союзе было связано с освоением нефтяных месторождений в Башкирии, Татарии и Куйбышевской области. К 1941 году в эксплуатации находилось 4100 км магистральных трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов с суммарной годовой производительностью 7,9 млн. тонн. Максимальный диаметр составлял 300 мм. Общая протяженность магистральных нефтепроводов к 1956 году возросла до 11,5 тыс. км, а через 10 лет достигла уже 29 тыс. км. А в 1992 году в СНГ - 275 тысяч км. Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях: урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527 км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное от Альметьевска до Куйбышева и далее нефтепроводом "Дружба" с ответвлением на Полоцк и Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибольшей длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, т.к. связывали основного добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными районами Российской Федерации. Важность этого направления сохраняется и в настоящее время.

С открытием новых нефтяных месторождений на Южном Мангышлаке и в Тюменской области сооружены следующие нефтепроводы: Узень - Гурьев - Куйбышев диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень, Александровское - Анжеро - Суджинск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км; Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью 1844 км, второй нефтепровод "Дружба". Общая протяженность нефтепроводов в СССР в 1973 году составила 42,9 тысяч км, а к 1976 году уже превысила 82 тыс. км.

Характерной особенностью развития нефтепроводного транспорта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью.

Развитие нефтепроводного транспорта определяется общим состоянием дел в нефтяной промышленности, т.к. между ними существует неразрывная связь. Например, во время благоприятной ситуации в отрасли с 1940 по 1980 годы протяженность нефтепроводов увеличилась с 4 до 69,7 тыс. км, а грузооборот - с 4 до 1197 млрд. т км, т.е. на 29825%.

Так, в прошлом формирование нефтяной базы между Волгой и Уралом, намного улучшив снабжение нефтью центральных и восточных районов страны, обусловило появление целой системы магистральных нефтепроводов:

1) на запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через Куйбышев - Брянск до Мозыря (Белоруссия), откуда в Польшу, Венгрию и Чехословакию с ответвлением в Белоруссию, Латвию и Литву; Куйбышев - Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск - Горький - Рязань - Москва с ответвлением Горький - Ярославль - Кириши;

2) на юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.

3) на восток - Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа - Омск - Новосибирск (нефтепродукты).

Формирование Западносибирской нефтяной базы изменило ориентацию основных потоков нефти: Волго-Уральский район целиком переориентировался на западное направление.

Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири, откуда трубопроводы идут:

1) на запад - Усть - Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Куйбышев; Куйбышев - Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк;

2) на юг - Шаим - Тюмень; Усть - Балык - Омск; Омск - Павлодар - Чимкент;

3) на восток - Александровское - Анжеро - Судженск.

Для транспортировки нефти на запад используются, кроме того, трубопроводы Волго-Уральского района восточного направления.

Из трубопроводов выделяются: Гурьев - Орск; Мангышлак - Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерская нефтегазоносная область); Огса - Комсомольск-на-Амуре (Сахалин).

За границу нефть экспортируется также при помощи трубопроводов (например, "Дружба"). Экспорт нефти сегодня составляет 105-110 млн. т, нефтепродуктов - 35 млн. тонн. Средняя цена нефти на мировом рынке - приблизительно 107 долларов за тонну, а мазута - 86 долларов. Треть экспорта сырой нефти приходиться на страны СНГ (на Украину, Белоруссию и Казахстан вместе более 90%).

Остальная часть нефти направляется в дальнее зарубежье, т.е. в Западную Европу, где Германия, Италия, Великобритания и Ирландия вкупе потребляют 60% этого объема. Сегодня экспорт за границу в основном выгоден, однако есть уже указанные проблемы с оплатой при поставке нефти в страны ближнего зарубежья.

В самой же России в будущем предусмотрено создание региональных систем магистральных нефтепродуктопроводов с разводящей сетью к нефтебазам, однако сейчас трубопроводный транспорт переживает тяжелые времена в связи с общим спадом в нефтяной промышленности.

Заключение

В настоящее время человечество переживает углеводородную эру. Нефтяная отрасль является главной для мировой экономики. В нашей стране эта зависимость особенно высока. К сожалению российская нефтяная промышленность находиться сейчас в состоянии глубокого кризиса. Было перечислено немало ее проблем. Каковы же перспективы развития отрасли? Если продолжать хищническую эксплуатацию месторождений вкупе с большими потерями при транспортировке и нерациональной нефтепереработкой, то будущее нефтяной промышленности представляется весьма мрачным. Уже сегодня сокращение темпов производства составляет в среднем 12 - 15% в год, что чревато полным развалом стратегически важной для державы отрасли. Дальнейшее экстенсивное развитие нефтяной промышленности уже невозможно. Например, большие объемы нефти Восточной Сибири труднодоступны из-за сложного геологического строения, требуют огромных инвестиций в добычу. Следовательно будут прирастать слабо. Эффект от геологоразведки выше в Западной Сибири, однако в этом регионе высокопродуктивные месторождения уже значительно истощены.

По этим и другим причинам России необходимо реформировать нефтяную промышленность. Для этого в первую очередь нужно:

1) Пересмотреть систему налогообложения, существенно снизив налоги на нефтепроизводителей, однако установить высокие штрафы за нерациональное использование природных богатств и нарушение экологии.

2) Менее жестко регулировать цены внутри страны, поддерживая их несколько ниже мирового уровня. Экспорт же нефти за рубеж вести только по мировым ценам.

3) Частично восстановить централизованное управление отраслью, вытекающее из самой структуры нефтяной промышленности и имеющее много положительных моментов (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не означает полного возврата к старой модели управления.

4) Сохранение единого экономического пространства - условия выживания топливно-энергетического комплекса.

5) Найти четкую и продуманную программу инвестиций в нефтяную промышленность.

6) Организовать единый Российский банк нефти и газа, государственная внешнеторговая фирма, включающая представителей предприятий, добывающих, перерабатывающих и транспортирующих нефть и газ. Это позволит приостановить хаотичные бартерные сделки, подрывающие интересы государства.

7) Создать необходимую систему нормативных актов, обеспечивающую твердую законодательную базу для работы с иностранными компаниями по совместной разработке наиболее сложных месторождений.

8) Стабилизировать объемы геологоразведочных работ с целью восполнения запасов нефти и газа.

Реализация предлагаемых мер в комплексе с другими означала бы приостановку инфляции и укрепление курса рубля (например, стоимость сельскохозяйственной продукции на 40% определяется ценой горюче-смазочных материалов).

Появился бы интерес к приобретению нефтеперерабатывающего оборудования. Стимул к развитию получила бы не только нефтяная промышленность, но и машиностроительные предприятия, нефтехимическая, химическая, металлургическая и другие отрасли.

Таким образом, положение в нефтяной промышленности достаточно сложное, но выход существует - реформирование отрасли. После чего она, конечно, не станет "локомотивом", который потянет всю экономику, однако сможет внести весьма значительный вклад в возрождение России.

Приложение 1

Структура потребности мира в энергии за 1993 год

Всего	Нефть	Уголь	Газ	АЭС	Прочие
100%	39,9%	28%	22,8%	6,8%	2,5%

Добыча нефти в 1993 году

Всего (3,04 млрд. т) 100%

Средний Восток 30,9%

Северная Америка 17,8%

СНГ1 3,3%

Российская Федерация 11,4%

США 11,4%

Юго-Восточная Азия 9,7%

Западная Европа 7,7%

Южная Америка 7,6%

Южно-Тихоокеанский регион 1,2%

Восточная Европа 0,03%

Запасы нефти в мире

Всего (137 млрд. т) 100%

Средний Восток 66,2%

Северная Америка 8,0%

Южная Америка 7,4%

Африка 6,2%

Восточная Европа и СНГ 5,9%

Юго-Восточная Азия и Австралия 4,7%

Западная Европа 1,7%

Приложение 2

Добыча нефти, включая газовый конденсат в СССР по годам

1920	1940	1950	1960	1970	1975	1980	1985
3,8	31,1	37,9	147,9	352,5	491	603	595

Добыча нефти, включая газовый конденсат, в РФ по годам

1980	1985	1950	1990	1991	1992
547	542	516	462	400	342

Приложение 3

Задолженность республик бывшего СССР (по состоянию на 01,08,93 г.), млрд.руб.

Республики нефть нефтепродукты

Украина 2,7 6,48

Беларусь 1,7 1,22

Латвия - 0,17

Литва 18,9 -

Эстония - 0,01

Молдавия - 0,57

Армения - 0,03

Азербайджан 0,5 0,01

Грузия 0,1 0,81

Туркменистан - 0,05

Таджикистан - 0,63

Узбекистан - 1,47

Киргизия - 0,07

Казахстан 83 4,26

Закавказье - -

Итого: 106,9 15,78

Приложение 4

Добыча нефти без газового конденсата за 1993 год в тоннах (по способам добычи)

Российская Федерация

Насосный 283708241 т.

Электропогружными насосами 21018815

Компрессорный (вкл. безкомпрессорный газлифт) 12830645

Фонтанный 34198371

Прочие способы 46671

Итого 330783928

Из старых скважин

в т.ч. перешедших 318272101

с прошлого года 303872124

Из новых скважин 12511827

Шахтная, попутная и случайная 374330

в т.ч. при опробовании скважин 2709

Западная Сибирь

Насосный 193130104

Фонтанный 26512060

Всего добыто 231397192

Тюменская обл. 219818161

Насосный 183781863

Фонтанный 24281270

Всего добыто 219818161

Приложение 5

Добыча нефти включая газовый конденсат, за 1993 г. в тоннах (по компаниям)

Российская Федерация 339653933

Западная Сибирь 237353903

Тюмень 225774872

Из общего итога по

Российской Федерации 209473092

ГП "Роснефть" 209473092

в том числе

ПО "Нижневартовскнефтегаз 26499030

ПО "Мегионефтегаз" 13500031

ПО "Варьеганнефтегаз" 3645327

ГП "Варьеганнефть" 2901414

ПО "Ноябрьскнефтегаз" 25620423

ПО "Пурнефтегаз" 9422405

АО "Кондпетролеум" 70110480

ПО Тюьеньнефтегаз" 1568997

АП "Черногорнефть" 7985696

ПО "Блескнефть" 11579031

ПО "Коминефть" 9376789

ПО "Гагнефть" 25613787

ПО "Башнефть" 20682337

ПО "Куйбышевнефть" 10656491

ПО "Нижневолжскнефть" 2014532

ПО "Саратовнефтегаз" 1193538

ПО "Пермьнефть" 9776590

ПО "Оренбурнефть" 7243691

ПО "Удмуртнефть" 6777400

ПО "Ставропольнефтегаз 1073670

ПО "Краснодарнефтегаз" 1503500

ПО "Дагнефть" 415272

А.О. НГДУ "Ишимбайнефть" 872840

ПО "Сахалиннефтегаз" 1570484

ПО "Калининградморнефтегаз" 875000

НПО " Союзтермнефть" 154737

ПО " Арктикморнефтегазразведка 39600

РАО "Газпром"

в том числе 9170644

ГП "Севергазпром" 10980

ПО "Кубань супром" 43575

ГП "Оренбургазпром 988927

ГП " Астраханьгазпром" 1040009

ПО "Уренгойгазпром" 6168706

ГП "Ямбурггаздобыча" 611347

ПК "Лукойл" 48785100

в том числе

ПО "Уралнефтегаз" 5412000

ПО "Лангепаснефтегаз" 17850800

ПО "Когалымнефтегаз" 25522300

НК "Юкос" 33920916

НК "Сургутнефтегаз" 38135000

ГП "Якутгазпром" 134751

ГП "Норильскгазпром" 34430

Приложение 6

Подготовка нефти, включая газовый конденсат, в тоннах

Российская Федерации 910610930

Западная Сибирь 708316453

Тюменская область 692193758

Фонд нефтяных скважин на 1 января 1994 года

	РФ	Западная Сибирь	Тюмень
Дающие нефть и газ	113261	53661	50971
Итого действующих	122267	57898	54867
фонд новых скважин	145845	75821	71709
Общий фонд скв	257457	118677	112098
Принято скв.из бурения с начала года до 29.07.94	9421	6472	6127

Ввод в действие нефтяных скважин по способам эксплуатации за 1993 год

Республики новые из бездействующих

РФ 7601 10056

Западная Сибирь 5508 7952

Тюмень 5254 7469

Список использованной литературы

1. Данилов А.Д., Кистинов В,В, Экономическая география СССР: Учебник для экономических специальностей вузов. М. 1983. С. 103-112.

2. Отчет "О технико - экономических показателях нефтяной и газовой промышленности за 1993 год.2 М.: Государственный комитет РФ по статистике. 1994.

3. ТЭК: Итоги года. Анализ и прогноз // Биржевые ведомости. 1993. № 19. С. 4.

4. Хрущев А,Т, География промышленности СССР. М. 1986. С. 164-167, 175-183.

5. Иголкин А. Нефть Родины // Наш современник. 1993. N5,6.

6. Крюков В.А. Полные канистры и пустые карманы //ЭКО. 1994. N1. С. 53-62.

7. Неверов В. Перспективы нефтяной промышленности Западной Сибири // Деловой мир . 1993. 22 мая. С. 9.

8. Нефть и газ в зеркале планеты // Деловой мир. 1994. 1-7 августа. С.10-12

9. Нефть Сибири в политике и экономике России и мира // Международная жизнь. 1993. N10. С. 14-77.

10. Салманов Ф., Золотов А. Как выйти из топливного кризиса //Известия. 1992. 23 марта. С.2.

11. Суслов Н.И. Макроэкономические проблемы ТЭК // ЭКО. 1994. N3. С. 103-108.

12. Усейнова И. Нефть. Как выйти из кризиса //Эхо планеты. 1992. № 8. С. 4-10.

13. Шафраник Ю,К,, Козырев А.Г., Самусев А.Л. ТЭК в условиях кризиса // ЭКО. 1994. N1. С. 63-74.