Топливно энергетический комплекс

 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 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.

 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.

 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 виле, 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