Энергетика ТЭК: Нефть, нефтяная промышленность

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. [1. Стр. 180-183]

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: [4. Стр. 148-150]

- 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; [11. Стр. 71]).

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. [11. Стр. 70-74]

Размещение основных нефтяных баз России.

На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные бызы:

Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

Основная из них - Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный

бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской 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 Западно-Сибирского

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 231.397.192

тонны, из которых фонтанным способом - 26.512.060 тонн, а насосным

193.130.104 тонны. 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 – 1.837.818.63 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; [6. Стр. 9]). 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) [7. Стр. 7-

8]; (см. приложение 7).

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) (см.приложение 7).

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

358,4 млн. 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 отставнием ввода мощностей

газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства

газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах.

Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность

внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности. [5. Стр. 56-58]

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. Волгл-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

Дагесстана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным

серы. Вставропольской 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. [6. Стр. 9]

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. [8. Стр. 2]

Транспортировка нефти трубопроводами.

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.

Развитие и размещение основных нефтепроводов.

Первый нефтепровод длиной в 6 км был сооружен в США в 1865 году.

Нефтепроводы большей длины начали строить в 1875 году. 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. [3. Стр.

175]

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 сумарной 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 слудующие 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 1987 году уже

превысила 82 тыс. км.

Характерной особенностью развития нефтепроводного транспорта России

является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что

объясняется их высокой рентабельностью. [3. Стр. 176-177]

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. ткм, 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 (Белорусия), откуда в Полшу, Венгрию и Чехословакию с

ответвлением в Белорусию, 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 Западно-Сибирской 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: [6. Стр. 9-10]

1) на запад - Усть - Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск -

Куйбышев; Куйбышев - Лисичанск - Кременчук - 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). [3. Стр. 180-182]

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 -

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6