Нафтова промисловість.
1. Її визначення і склад.
Нафтова промисловість є складовою частиною ПЕК - багатогалузевий системи, що включає видобуток і виробництво палива, виробництво енергії (електричної і теплової), розподіл і транспорт енергії і палива.
Нафтова промисловість - галузь важкої індустрії, що включає розвідку нафтових і нафтогазових родовищ, буріння свердловин, видобуток нафти і попутного газу, трубопровідний транспорт нафти.
Мета нефтеразведки - виявлення, геолого - економічна оцінка та підготовка до роботи промислових покладів. Нефтеразведка проводитися за допомогою геологічних, геофізичних, геохімічних і бурових робіт. Процес геологорозвідувальних робіт підрозділяється на два етапи: пошуковий і розвідувальний. Перший включає три стадії: регіональні геолого-геофізичні роботи, підготовка площ до глибокому пошуковому бурінню і пошуки родовищ. Другий завершується підготовкою родовища до розробки.
За ступенем вивченості родовища діляться на чотири групи:
А) Детально розвідані родовища.
В) Попередньо розвідані родовища.
С1) Слабо розвідані родовища.
С2) Межі родовищ не визначено.
Категорії А, В і C1 відносяться до промислових запасів.
На сьогоднішній день головна проблема геологорозвідувальників - недостатнє фінансування, тому зараз розвідка нових родовищ частково припинено. Потенційно, за прогнозами експертів, геологорозвідка може давати Російської Федерації приріст запасів від 700 млн. до 1 млрд. т на рік, що перекриває їх витрата внаслідок видобутку (у 1993 році було видобуто 342 млн. т).
Проте насправді справа йде інакше. Ми вже витягли 41 відсоток, що міститься у розроблюваних родовищах. У Західному Сибіру вилучено 26,6 відсотка. Причому нафту залучена з найкращих родовищ, що вимагають мінімальних витрат при видобутку. Середній дебіт свердловин безупинно знижується: 1986 рік - 14,1 / добу. 1987 - 13.2, 1988 - 12,3, 1989 - 11,3, 1990 - 10,2. Темпи вироблення запасів нафти на території Росії в 3-5 разів перевищують відповідний показник Саудівської Аравії, ОАЕ, Венесуели, Кувейту. Такі темпи видобутку зумовили різке скорочення розвіданих запасів (див. додаток 6). І проблема тут не стільки в повільної розвідці нових родовищ, скільки у нераціональної експлуатації наявних. Великі втрати при видобутку й транспортуванню, старіння технологій викликали цілий комплекс проблем в нафтовій промисловості.
2. Складне становище в галузі.
За розвіданими запасами нафти в 1992 році Росія займала друге місце в світі за Саудівською Аравією, на території якої зосереджена третина світових запасів. Запаси колишнього СРСР на 1991 рік становили 23,5 млрд. тонн. З них запаси Росії - 20,2 млрд. т.
Якщо врахувати низьку ступінь подтверждаемости прогнозних запасів і ще більшу частку родовищ з високими витратами освоєння (з усіх запасів нафти тільки 55% мають високу продуктивність), то загальну забезпеченість Росії нафтовими ресурсами можна назвати безхмарним.
Навіть у Західному Сибіру, де планують основний приріст запасів, близько 40% цього приросту припадатиме на частку низькопродуктивних родовища з дебітом нових свердловин менше 10 т на добу, що в даний час є межею рентабельності для даного регіону.
Глибока економічна криза, яка охопила Росію, не оминула й галузі паливно-енергетичного комплексу, особливо нафтову промисловість. Це виразилося насамперед у ускоряющемся скорочення обсягів видобутку нафти, починаючи з 1989 року. При цьому тільки на родовищах Тюменської області - основного нафтовидобувного регіону - видобування нафти знизилася з 394 млн. тонн у 1988 році до 307 млн. тонн у 1991 році. [11. Стор. 63-65]
Нинішній стан нафтової промисловості Росії характеризується скороченням обсягів приросту промислових запасів нафти, зниженням якості та темпів їх введення; скорочення обсягів розвідувального та експлуатаційного буріння, а збільшенням кількості недіючих свердловин; повсюдне переході на механізований спосіб видобутку при різкому скороченні фонтанизирующих свердловин; відсутністю скільки-небудь значного резерву великих родовищ; необхідністю залучення в промислову експлуатацію родовищ; розташованих у невпорядкованих і важкодоступних районах; прогресуючим технічним і технологічним отставнием галузі; недостатньою увагою до питань соціального розвитку та екології.
Розглянемо розвиток і розміщення нафтовидобувної промисловості і виділимо причини призвели її до спаду.
Видобуток нафти ведеться людством з давніх часів. Спочатку застосовувалися примітивні способи: збір нафти з поверхні водойм, обробка піщанику чи вапняку, просоченого нафтою, з допомогою колодязів. Перший спосіб застосовувався ще 1 столітті у Мідії і Сирії, другий - в 15 столітті в Італії. Але початком розвитку нафтової промисловості прийнято вважати час появи механічного буріння свердловин на нафту в 1859 році в США, і зараз практично вся видобута у світі нафту витягається у вигляді свердловин. За сотню років розвитку виснажилися одні родовища, було відкрито інші, підвищилася ефективність видобутку нафти, збільшилася нефтеотдача, тобто повнота вилучення нафти з пласта. Але змінилася структура видобутку палива. Тривалий час розташовану на першому місці нафтову промисловість обганяє перспективна газова. (Зараз вугілля припадати лише 15% тонн умовного палива, газ - 45%, нафта - 40%). У сходить з лідируючих позицій нафтової промисловості виникли проблеми.
У перші свердловини були пробурені на Кубані в 1864 р. і в 1866 р. одна з них дала нафтовий фонтан з дебітом понад 190 т на добу. Тоді видобуток нафти велася в основному монополіями, залежали від іноземного капіталу. Механізація видобутку була слабка, тому з метою отримання максимального прибутку розроблялися перспективні в економічному плані поклади. На початку 20 століття Росія займала перше місце по видобутку нафти. У 1901 - 1913 р.р. країна видобувала приблизно 11 млн. тонн нафти. Сильний спад відбувся під час Громадянської війни. Але після націоналізації нафтової промисловості були прийняті надзвичайні заходи з відновлення 20 зруйнованих підприємств через стратегічного значення галузі. До 1928 року видобуток нафти була знову доведена до 11,6 млн. тонн. [1. Стор. 177-180]
У перші роки радянської влади основними районами нафтовидобутку були Бакинський і Північного Кавказу (Грозний, Майкоп). Також велася видобуток на Західній Україні в Голиции. Закавказзя і Північний Кавказ давали в 1940 р. близько 87% нафти в Радянському Союзі. Однак незабаром истощающиеся запаси найстаріших районів перестали задовольняти запити, що розвивається. Назріла необхідність у пошуках нафти на інших територіях країни. Були відкриті і до ладу родовища Пермської і Куйбишевської областей, Башкирії, що зумовило створення найбільшої Волго-Уральської бази. Виявлено нові родовища у Середній Азії Казахстані, видобуток нафти досягла 31,1 млн. тонн. Війна 1941 - 1945 р.р. завдала сильного збитку районам Кавказу, що істотно скоротило обсяг видобутої нафти. Однак у післявоєнний період з паралельним відновленням нафтовидобувних комплексів Грозного і Майкопа ввели у розробку найбільші родовища Волго-Уральської нафтової бази. І в 1960 році вона вже давала близько 71% нафти країни. Застосовувалися і технічні нововведення (підтримку пластового тиску), що дозволило значно збільшити видобуток. У 50 роках видобували 38 млн. тонн, у 60-их ж цифра зросла на порядок - 148 млн. тонн. Кінець 60-их років ознаменувався обладнанням галузі новітніми технічними винаходами і удосконаленням технологій. У 1972 році продуктивність праці зросла в 2 рази. СРСР займав друге місце з видобутку нафти у світі після США, де більшість родовищ була зарезервована з метою створення стратегічних запасів для майбутнього розвитку економіки. Тому темпи видобутку в США щорічно протягом 1951 - 1982 років збільшувалися на 4,6 млн. тонн, тоді як видобуток нафти в Радянському Союзі - на 18,8 млн. тонн, тобто, починаючи з 1958 року приріст видобутку фактично більше 100 млн. тонн за кожні 5 років, що дозволило країні вийти на перше місце в світі. За період з 1961 по 1972 роки було видобуто понад 3,3 млр. тонн нафти. Таке швидке зростання зміни співвідношення між потенційними запасами (розмір перспективних нафтогазоносних площ перевищує 11 млн. км і розвіданими, які особливо скоротилися в старих районах. У той же час зростання забезпечували нові освоєні родовища в Західному Сибіру (Середньо - Обский район і Шатиский райони), Білорусі , Західному Казахстані, Оренбурзької області й Удмуртії, на континентальному шельфі Каспійського моря. Ще в 1970 році Волго-Уральський район давав близько 61% нафти, проте вже в 1974 році на лідируючі позиції став висуватися унікальний Західно-Сибірський нафтогазоносний басейн, обігнавши за рівнем видобутку нафти Татарію, що було великим постачальником в 60-ті роки. Промисловий видобуток в районі розвивалася швидкими темпами. У 70-ті роки - 31 млн. тонн, а в 80-ті - 312 млн. тонн (більше половини видобутку нафти в країні), що дозволило стати Західного Сибіру провідним нафтовидобувним районом країни. Східні регіони перетворилися на головні з видобутку нафти. Це Західна Сибір, Казахстан, півострів Мангишлак, Середня Азія і Далекий Схід (Сахалін). Видобуток ж у 80-их роках у старих районах або стабілізувалася, як і Волго-Уральському, або падала, як в Баку, Грозному і Західної України. Нові перспективні родовища були відкриті на початку 70-их років у Комі і Архангельської області (Тимано-Печорська нафтогазоносна провінція), а також ряд незначних в Прибалтиці і інших районах. [1. Стор. 180-183]
За час розвитку вдосконалювалися технічні засоби добування. Однак цей процес був значно сповільнений через екстенсивного шляху, по якому пішла радянська нафтова промисловість, коли збільшення обсягів видобутку досягалася переважно не автоматизацією виробництва та впровадження сучасних ефективних методів, а розробкою нових родовищ. Такий розвиток зумовило старіння технологій, що стало однією з причин цього спаду.
Наприкінці розглянемо динаміку видобутку нафти (див. додаток 2).
З таблиць видно, що до 50-их років нарощування обсягів видобутку йшло низькими темпами, тому що розвитку нафтової промисловості перешкоджали розруха після громадянської війни і матеріальний збиток, завданий йому в період Великої Вітчизняної в 1941 - 1945 роках. Потім слідував різкий стрибок, пов'язаний з пріоритетним розвитком галузі та відкриттям найбільших нафтогазоносних районів. З кінця 80-их років ми спостерігаємо спад (за 1988 - 1991 роки обсяг видобутку скоротився більш ніж на 20%), головна причина якого полягають у наступному: [4. Стор. 148-150]
- Великі і високодебітних родовища експлуатованого фонду, що становлять основу ресурсної бази, значною мірою вироблені;
- Різко погіршилися за своїми кондиціям і знову прирощує запаси. За останній час практично не відкрито жодного великого продуктивного родовища;
- Скоротилося фінансування геологорозвідувальних робіт. Так в Західному Сибіру, де ступінь освоєння прогнозних ресурсів становить близько 35 відсотків, фінансування геологічних робіт починаючи з 1989 року скоротилося на 30 відсотків. На стільки ж зменшилися обсяги розвідувального буріння;
- Гостро бракує високопродуктивної техніки та устаткування для видобутку і буріння. Більшість технічних засобів має знос понад 50 відсотків, лише 14 відсотків машин і устаткування відповідає світовим стандартам, 70 відсотків парку бурових установок морально застаріло і потребує заміни. З розпадом СРСР усуглубилось ситуація з поставками нафтопромислового обладнання з країн СНД.
- Низькі внутрішні ціни на нафту не забезпечують самофінансування нафтовидобувних підприємств (ця ситуація зберігається сьогодні, після серії підвищень цін на нафту). У результаті сталося серйозне погіршення матеріально - технічного та фінансового забезпечення галузі;
- Нестача ефективного й екологічного устаткування з особливою гостротою створює у галузі проблему забруднення навколишнього середовища (аварія в Комі). На вирішення цієї проблеми відволікаються значні матеріальні і фінансові ресурси, які не беруть участь у збільшення видобутку нафти;
- Не визначено однаковий власник родовищ нафти і газу, з яких слід мати справу вітчизняним і зарубіжним організаціям, а також приватним особам;
- Заборгованість республік за поставлену нафту і наростаюча криза неплатежів (див. додаток 3; [11. Стор. 71]).
Отже занепад нафтовидобувної промисловості обумовлений наявністю комплексу взаємопов'язаних причин. Вихід з цього становища утруднений глобальним характером що стоять проблем, тому якщо продовжиться економічну кризу в країні і посилиться процес політичного роздроблення в колишньому Радянському Союзі, то видобуток нафти, ймовірно, буде і надалі скорочуватися. [11. Стор. 70-74]
Розміщення основних нафтових баз Росії.
На території Російської Федерації знаходяться три великих нафтові бизи: Західно-Сибірська, Волго-Уральська і Тимано-Печерська.
Основна з них - Західно-Сибірська. Це нафтогазоносний басейн світу, що у межах Західно-Сибірської рівнини на території Тюменської, Омської, Курганській, Томській і частково Свердловської, Челябінської, Новосибірської областей, Красноярського та Алтайського країв, площею близько 3,5 млн. км. Нафтогазоносність басейну пов'язані з відкладеннями юрського і крейдового віку. Велика частина нафтових покладів перебувати на глибині 2000-3000 метрів. Нафта Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну характеризується низьким вмістом сірки (до 1,1%), і парафіну (менше 0,5%), зміст бензинових фракцій високе (40-60%), більша кількість летючих речовин.
Зараз на території Західного Сибіру видобувається 70% російської нафти. Так, в 1993 році видобуток нафти без газового конденсату склала 231.397.192 тонни, з яких фонтанним способом - 26.512.060 тонн, а насосним 193.130.104 тонни. З даних випливає, що видобуток насосним способом перевищує фонтанну порядок. Це змушує замислитися над важливою проблемою паливної промисловості - старінням родовищ. Висновок підтверджується і даними по країні в цілому. У 1993 році в Російській Федерації із старих свердловин видобувалося 318.272.101 тонна нафти (без газового конденсату), у тому числі зі свердловин, які перейшли з минулого року - 303.872.124 тонни, в той час як з нових свердловин нафтовидобуток склала лише 12.511.827 тонн (див. додаток 4).
У Західному Сибіру знаходяться кілька десятків великих родовищ. Серед них такі відомі, як Самотлор, Мегион, Усть-Балик, Шаим, Стрежевой (див. карту). Велика частина з них розташована у Тюменській області - своєрідному ядрі району.
Тюменська область, що займає площу 1435,2 тисячі квадратних кілометрів (59 відсотків площі Західного Сибіру, 8,4 відсотка - Російської Федерації), відноситься до найбільшим (після Якутії і Красноярського краю) адміністративним утворенням Росії і включає Ямало - Ненецький і Ханти - Мансійський автономні округу. У Російській Федерації Тюменська область займає перше місце за обсягом інвестицій, вартості основних промислово-виробничих фондів, введення в дію основних фондів, п'яте за обсягом промислової продукції. У республіканському розподілі праці вона виділяється як головна база Росії з постачання її народногосподарського комплексу нафтою і природним газом. Область забезпечує 70,8 відсотка російського видобутку нафти, а загальні запаси нафти і газу складають 3 / 4 геологічних запасів СНД. У Тюмені видобувається 219.818.161 тонна нафти без річного конденсату (фонтанним способом - 24.281.270 тонн, насосним - 1.837.818.63 тонни), що становить більше 90% всього видобутку Західного Сибіру. Аналізуючи цю інформацію, не можна не зробити наступний висновок: нафтовидобувної промисловості Російської Федерації властива надзвичайно висока концентрація в провідному районі.
Тепер торкнемося структур, що займаються нафтовидобутком у Тюмені (див. додаток 5; [6. Стор. 9]). На сьогоднішній день майже 80 відсотків видобутку області забезпечується п'ятьма управліннями (у порядку убування ваги - Юганскнефтегаз, Сургутнафтогаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноябрьскнафтогаз, Когалимнафтогаз). Проте в недалекому часі абсолютні обсяги видобутку скоротяться в Нижньовартовську на 60%, в Юганске на 44%, що виведе перше за межі провідної п'ятірки управлінь. Тоді (за обсягами видобутку) перша п'ятірка буде включати (у порядку убування) Сургут, Когалим, Юганск, Ноябрьск і Лангепас (разом - близько 70% обсягів видобутку області) [7. Стор. 7-8]; (див. додаток 7).
Статус також визначається обсягами ресурсів, що використовуються для забезпечення видобутку. Частково показником загальної динаміки може бути частка різних управлінь у загальному обсягу введення нових свердловин. За цим показником до жовтня 1992 року на першому місці знаходиться СургутНГ, потім йдуть НоябрьскНГ, КогалимНГ, ЮганскНГ і КрасноленинскНГ. Однак у найближчі 2-3 роки з першої п'ятірки зникає ЮганскНГ (з'являється НижневартовскНГ). Показник введення нових свердловин на освоєних полях необхідно розглядати в поєднанні з показником введення в розробку нових родовищ. За цим критерієм п'ятірка лідируючих управлінь (близько 65 впроваджуються до 2000 року родовищ, включає НоябрьскНГ, ПурНГ, СургутНГ, ТюменьНГ і ЮганскНГ. Причому саме ці управління лідирують як у частці родовищ, передбачуваних до введення в 1995 році, так і за часткою включаються в розробку видобутих запасів нафти (у порядку убування частки - ТюьеньНГ, НоябрьскНГ, ПугНГ і СургутНГ) (див. додаток 7).
Новим фактором упорядкування є частка іноземного капіталу, що залучається в першу чергу для розробки нових родовищ.
У зоні дії НоябрьскНГ таких родовищ знаходиться близько 70, ПурНГ і ЮганскНГ близько 20.
Таким чином, сьогодні у добувній промисловості основного нафтового району Росії ми спостерігаємо складну систему взаємодії практично незалежних управлінь, неузгоджено визначають свою політику. Серед них немає визнаного лідера, хоча можна припустити збереження провідних позицій за Сургут, НоябрьскНГ і Юганск, не існує справжньої конкурентної боротьби. Така роз'єднаність створює чимало проблем, але інтеграція відкладається на невизначену перспективу через великий динамічності галузі: зниження статусу ПурНГ, КогальимНГ і ТюменьНГ разом із одночасним зменшенням впливу Нижневартовскнефтегаза здатне вже зараз дисбалансувати сформовану структуру відносин.
Без сумніву, ці висновки, зроблені на основі взаємовідносин в провідному районі, можна поширити і на всю систему нафтовидобутку в цілому, що дасть певне пояснення складної ситуації в даній галузі. Для нафтової промисловості Тюмені характерне зниження обсягів видобутку. Досягнувши максимуму в 1988 році 415.1 млн. тонн, до 1990 року нафтовидобуток знизилася до 358,4 млн. тонн, тобто на 13.7 відсотка, причому тенденція падіння видобутку зберігається і в 1994 році.
Переробка попутного нафтового газу Тюмені здійснюється Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском та Южно-Балицьким газопереробних заводах. На них, проте, використовується лише близько 60% видобутого з нафтою найціннішого нафтохімічної сировини, решта спалюється у факелах, що отставнием введення потужностей газопереробних заводів, недостатніми темпами будівництва газокомпресорних станцій і газозбірних мереж на нафтопромислах. Отже, виділяється ще одна проблема - розбалансованість внутреотраслевой структури нафтової промисловості. [5. Стор. 56-58]
Друга за значенням нафтова база - Волго-Уральська. Вона розташована в східній частині Європейської території Російської Федерації, в межах республік Татарстан, Башкортостан, Удмуртія, а також Пермської, Оренбурзької, Куйбишевської, Саратовської, Волгоградської Кіровської та Ульяновської областей. Нафтові поклади знаходяться на глибині від 1600 до 3000 м, тобто ближче до поверхні в порівнянні з Західним Сибіром, що трохи знижує витрати на буріння. Волгл-Уральський район дає 24% нафтовидобутку країни.
Переважну частину нафти і попутного газу (більше 4 / 5) області дають Татарія, Башкирія Куйбишевська область. Значна частина нафти, що видобувається на промислах Волго-Уральської нафтогазоносної області, надходить по нафтопроводах на місцеві нафтопереробні заводи, розташовані головним чином у Башкирії і Куйбишевської області, а також в інших областях (Пермської, Саратовської, Волгоградської, Оренбурзької).
Нафта Східного Сибіру відрізняється великою різноманітністю властивостей і склад внаслідок многопластовой структури родовищ. Але в цілому вона гірше нафти Західного Сибіру, тому що характеризується великим вмістом парафіну і сірки, що призводить до підвищеної амортизації обладнання. Якщо торкнутися особливостей як, то слід виділити республіку Комі, де ведеться видобуток важкої нафти шахтним способом, а також нафту Дагесстана, Чечні та Інгушетії з великим вмістом смол, але незначним сірки. Вставропольской нафти багато легких фракцій, що вона цінна, хороша нафту і на Далекому Сході.
Отже, майже кожне родовище, а тим більше кожен з нафтогазоносних районів відрізняються своїми особливостями у складі нафти, тому вести переробку, використовуючи яку-небудь "стандартну" технологію недоцільно. Потрібно враховувати унікальну структуру для досягнення максимальної ефективності переробки, з цієї причини доводитися споруджувати заводи під конкретні нафтогазоносні області. Існує тісний взаємозв'язок між нафтової і нафтопереробної промисловістю. Однак розвал Радянського Союзу зумовив появу нової проблеми - розрив зовнішніх господарських зв'язків нафтової промисловості. Росія опинилася у вкрай невигідному становищі, т.к. змушена експортувати сиру нафту через дисбалансу нафтової та нафтопереробної промисловості (максимальний обсяг переробки - 240 млн. тонн на рік), в той час як ціни на сиру нафту набагато нижче, ніж на нафтопродукти. Крім того, низька пристосовність російських заводів, при переході на нафту, раніше транспортировавшуюся на заводи республік, викликає неякісну переробку і великі втрати продукту.
Третя нафтова база - Тимано - Печерська. Вона розташована в межах Комі, Ненецького автономного округу Архангельської області і частково на прилеглих територіях, граничить з північною частиною Волго-Уральського нафтогазоносного району. Разом з іншими Тимано-Печерська нафтова область дає лише 6% нафти в Російській Федерації (Західний Сибір і Уралоповолжье - 94%). Видобуток нафти ведеться на родовищах Усинське, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижня Омра, Водейское та інші. Тимано - Печорський район, як Волгоградська і Саратовська області, вважається досить перспективним. Видобуток нафти в Західному Сибіру скорочується, а в Ненецькому автономному окрузі вже розвідані запаси вуглеводневої сировини, сумірні з западносибирскими. За оцінкою американських фахівців, надра арктичної тундри зберігають 2,5 мільярда тонн нафти. Сьогодні різні компанії вже інвестували в його нафтову промисловість 80 млрд. доларів з метою мати 730 млн. тонн нафти, що становить два річних обсягу видобутку Російської Федерації. Ведуться спільні розробки родовищ. Наприклад, СП "Полярне сяйво" за участю американської компанії "Конако", яке розробляє Ардалинское родовище із запасами нафти понад 16 мільйонів тонн. У проект інвестовано 375 мільйонів доларів, з яких 80 мільйонів отримали 160 російських компаній - постачальників і підрядників. 71 відсоток всіх доходів "Полярного сяйва" залишається в Росії, що робить контракт вигідним не лише для іноземців, але і для жителів Ненецького автономного округу, отримали додаткові робочі місця, і в цілому всієї Російської Федерації. [6. Стор. 9]
Тепер, узагальнивши сказане у главі, виділимо головну особливість, проблему розміщення нафтовидобувної промисловості Росії. Частково вона вже була розглянута - це надвисока концентрація нафтовидобутку в провідної нафтової базі. Вона має саме перевагу для організації самої структури промисловості, так створює цілий комплекс проблем, серед яких, наприклад, складна екологічна обстановка в регіоні. Особливо виділяється з них проблема далекої та наддалекої транспортування нафти і попутного газу, зумовлена об'єктивною необхідністю у перевезенні сировини від головного постачальника, східних районів Російської Федерації, до головного споживача - західній її частині. [8. Стор. 2]
Транспортування нафти трубопроводами.
Характеристики та переваги.
Нафта не використовується в первинному вигляді, тому нафтопереробні заводи - основний її споживач. Вони розташовуються у всіх районах країни, тому що вигідніше транспортувати сиру нафту, ніж продукти її переробки, які необхідні в усіх галузях народного господарства. У минулому вона з місць видобутку до місць споживання перевозилася по залізницях в цистернах. В даний час велика частина нафти перекачується по нафтопроводами та їх частка в транспортуванні продовжує зростати. До складу нафтопроводів входять трубопроводи, насосні станції і нафтосховища. Швидкість руху нафти - 10-12 км / ч. Стандартний діаметр - 12 тис.мм. Продуктивність на рік - 90 млн. тонн нафти. По ефективності з нафтопроводами можуть змагатися тільки морські перевезення танкерами. Крім того, вони менш небезпечні в пожежному відношенні і різко знижують втрати при транспортуванні (доставці).
Вартість будівництва магістрального нафтопроводу зазвичай окупається за 2-3 роки.
Розвиток і розміщення основних нафтопроводів.
Перший нафтопровід у 6 км побудували США в 1865 році. Нафтопроводи більшої довжини почали будувати в 1875 році. Перший нафтопровід в Росії прокладено в 1878 році в Баку від промислів до нафтопереробного заводу, а в 1897 - 1907 році був побудований найбільший у той час у світі за довжиною магістральний трубопровід Баку - Батумі діаметром 200 мм і довжиною 835 км, який продовжує експлуатуватися і до цього дня. [3. Стор. 175]
Розвиток нафтопровідного транспорту в Радянському Союзі було з освоєнням нафтових родовищ в Башкирії, Татарії і Куйбишевської області. До 1941 року в експлуатації знаходилося 4100 км магістральних трубопроводів для перекачування нафти і нафтопродуктів з сумарною річною продуктивністю 7,9 млн. тонн. Максимальний діаметр складав 300 мм. Загальна протяжність магістральних нафтопроводів до 1956 року зросла до 11,5 тис. км, а через 10 років досягла вже 29 тис. км. А в 1992 році в СНД - 275 тисяч км. Мережа магістральних нафтопроводів розвивалася в трьох основних напрямках: урало-сибірська (Альметьєвськ - Уфа - Омськ - Новосибірськ - Іркутськ) довжиною 8527 км; північно-західний (Альметьєвськ - Горький - Ярославль - Кириши з відгалуженнями на Рязань і Москву) довжиною більш 17700 км; південно-західне від Альметьєвська до Куйбишева і далі нафтопроводом "Дружба" з відгалуженням на Полоцьк і Вентспілс) довжиною понад 3500 км. Таким чином, найбільшою довжиною мали нафтопроводи урало-сибірського напрямку, тому що пов'язували основного добувача (Сибір) з головним споживачем (західними районами Російської Федерації. Важливість цього напряму зберігається і в даний час.
З відкриттям нових нафтових родовищ на Південному Мангишлаку і в Тюменській області споруджено слудующие нафтопроводи: Узень - Гур'єв - Куйбишев діаметром 1020 мм, довжиною близько 1000 км; Шаім - Тюмень, Олександрівське - Анжеро - Суджінск діаметром 1220 мм і довжиною 840 км; Усть - Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ діаметром 1220 мм і довжиною 1844 км, другий нафтопровід "Дружба". Загальна довжина нафтопроводів у СРСР в 1973 році склала 42,9 тисяч км, а до 1987 року вже перевищила 82 тис. км.
Характерною особливістю розвитку нафтопровідного транспорту Росії є збільшення питомої ваги трубопроводів великого діаметру, що пояснюється їх високою рентабельністю. [3. Стор. 176-177]
Розвиток нафтопровідного транспорту визначається загальним станом справ в нафтовій промисловості, тому що між ними існує нерозривний зв'язок. Наприклад, під час сприятливої ситуації у галузі з 1940 по 1980 роки протяжність нафтопроводів зросла з 4 до 69,7 тис. км, а вантажообіг - з 4 до 1197 млрд. ткм, тобто на 29825%.
Так, в минулому формування нафтової бази між Волгою і Уралом, набагато поліпшивши постачання нафтою центральних і східних районів країни, зумовило появу цілої системи магістральних нафтопроводів:
1) захід - нафтопровід "Дружба" від Альметьєвська через Куйбишев - Брянськ до Мозиря (Білорусь), звідки в Полшу, Угорщини і Чехословаччини з відгалуженням в Білорусь, Латвію і Литву; Куйбишев - Пенза - Брянськ (нафтопродукти); Алмет'евськ - Горький - Рязань - Москва з відгалуженням Горький - Ярославль - Кириши;
2) на південь - Перм - Альметьевск; Алмет'евськ - Саратов; Ішимбай - Орськ.
3) на схід - Туймази - Омськ - Новосибірськ - Красноярськ - Ангарськ; Туймази - Омськ; Уфа - Омськ - Новосибірськ (нафтопродукти).
Формування Західно-Сибірської нафтової бази змінило орієнтацію основних потоків нафти: Волго-Уральський район повністю переорієнтувався на західний напрямок.
Найважливіші функції подальшого розвитку мережі магістральних нафтопроводів перейшли до Західного Сибіру, звідки трубопроводи йдуть: [6. Стор. 9-10]
1) на захід - Усть - Балик - Курган - Альметьевск; Нижньовартовськ - Куйбишев; Куйбишев - Лисичанськ - Кременчук - Херсон - Одеса; Сургут - Новополоцьк;
2) на південь - Шаім - Тюмень; Усть - Балик - Омськ; Омськ - Павлодар - Чимкент;
3) на схід - Олександрівське - Анжеро - Судженськ.
Для транспортування нафти на захід використовуються, крім того, трубопроводи Волго - Уральського району східного напрямку.
З трубопроводів виділяються: Гур'єв - Орськ; Мангишлак - Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерська нафтогазоносна область); Огса - Комсомольськ-на-Амурі (Сахалін). [3. Стор. 180-182]
За кордон нафта експортується також за допомогою трубопроводів (наприклад, "Дружба"). Експорт нафти сьогодні становить 105-110 млн. т, нафтопродуктів - 35 млн. тонн. Середня ціна нафти на світовому ринку - приблизно 107 доларів за тонну, а мазуту - 86 доларів. Третина експорту сирої нафти припадати на країни СНД (на Україні, Білорусь і Казахстан разом більше 90%).
Решта нафти направляють у далекому зарубіжжі, тобто в Західну Європу, де Німеччина, Італія, Великобританія і Ірландія разом споживають 60% цього обсягу. Сьогодні експорт за кордон в основному вигідний, проте вже є зазначені проблеми з оплатою за постачання нафти в країни ближнього зарубіжжя.
У самій же Росії в майбутньому передбачено створення регіональних систем магістральних нафтопродуктопроводів з розвідній мережею до нафтобаз, проте зараз трубопровідний транспорт периживает важкі часи в зв'язку із загальним спадом в нафтовій промисловості. [3. Стор. 182-183]
Список використаної літератури.
1. Усейнова І. Нафта. Як вийти з кризи / / Ехо планети. 1992. № 8.
2. Шафраник Ю.К., Козирєв А.Г., Самусєв А.Л. ПЕК в умовах кризи / / ЕКО. 1994. № 1.
3. Козлов І.В. Хрестоматія з економічної географії СРСР: Посібник для вчителя / Упоряд. І. В. Козлов. - М.: Просвещение, 1979. - 208 с., Іл.
4. Гаврилов В.П. Чорне золото планети. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М.: Надра, 1990. - 160 с.: Іл.
5. Крюков В.А. Повні каністри й порожні кишені / / ЕКО. 1994. № 1.
1. Її визначення і склад.
Нафтова промисловість є складовою частиною ПЕК - багатогалузевий системи, що включає видобуток і виробництво палива, виробництво енергії (електричної і теплової), розподіл і транспорт енергії і палива.
Нафтова промисловість - галузь важкої індустрії, що включає розвідку нафтових і нафтогазових родовищ, буріння свердловин, видобуток нафти і попутного газу, трубопровідний транспорт нафти.
Мета нефтеразведки - виявлення, геолого - економічна оцінка та підготовка до роботи промислових покладів. Нефтеразведка проводитися за допомогою геологічних, геофізичних, геохімічних і бурових робіт. Процес геологорозвідувальних робіт підрозділяється на два етапи: пошуковий і розвідувальний. Перший включає три стадії: регіональні геолого-геофізичні роботи, підготовка площ до глибокому пошуковому бурінню і пошуки родовищ. Другий завершується підготовкою родовища до розробки.
За ступенем вивченості родовища діляться на чотири групи:
А) Детально розвідані родовища.
В) Попередньо розвідані родовища.
С1) Слабо розвідані родовища.
С2) Межі родовищ не визначено.
Категорії А, В і C1 відносяться до промислових запасів.
На сьогоднішній день головна проблема геологорозвідувальників - недостатнє фінансування, тому зараз розвідка нових родовищ частково припинено. Потенційно, за прогнозами експертів, геологорозвідка може давати Російської Федерації приріст запасів від 700 млн. до 1 млрд. т на рік, що перекриває їх витрата внаслідок видобутку (у 1993 році було видобуто 342 млн. т).
Проте насправді справа йде інакше. Ми вже витягли 41 відсоток, що міститься у розроблюваних родовищах. У Західному Сибіру вилучено 26,6 відсотка. Причому нафту залучена з найкращих родовищ, що вимагають мінімальних витрат при видобутку. Середній дебіт свердловин безупинно знижується: 1986 рік - 14,1 / добу. 1987 - 13.2, 1988 - 12,3, 1989 - 11,3, 1990 - 10,2. Темпи вироблення запасів нафти на території Росії в 3-5 разів перевищують відповідний показник Саудівської Аравії, ОАЕ, Венесуели, Кувейту. Такі темпи видобутку зумовили різке скорочення розвіданих запасів (див. додаток 6). І проблема тут не стільки в повільної розвідці нових родовищ, скільки у нераціональної експлуатації наявних. Великі втрати при видобутку й транспортуванню, старіння технологій викликали цілий комплекс проблем в нафтовій промисловості.
2. Складне становище в галузі.
За розвіданими запасами нафти в 1992 році Росія займала друге місце в світі за Саудівською Аравією, на території якої зосереджена третина світових запасів. Запаси колишнього СРСР на 1991 рік становили 23,5 млрд. тонн. З них запаси Росії - 20,2 млрд. т.
Якщо врахувати низьку ступінь подтверждаемости прогнозних запасів і ще більшу частку родовищ з високими витратами освоєння (з усіх запасів нафти тільки 55% мають високу продуктивність), то загальну забезпеченість Росії нафтовими ресурсами можна назвати безхмарним.
Навіть у Західному Сибіру, де планують основний приріст запасів, близько 40% цього приросту припадатиме на частку низькопродуктивних родовища з дебітом нових свердловин менше 10 т на добу, що в даний час є межею рентабельності для даного регіону.
Глибока економічна криза, яка охопила Росію, не оминула й галузі паливно-енергетичного комплексу, особливо нафтову промисловість. Це виразилося насамперед у ускоряющемся скорочення обсягів видобутку нафти, починаючи з 1989 року. При цьому тільки на родовищах Тюменської області - основного нафтовидобувного регіону - видобування нафти знизилася з 394 млн. тонн у 1988 році до 307 млн. тонн у 1991 році. [11. Стор. 63-65]
Нинішній стан нафтової промисловості Росії характеризується скороченням обсягів приросту промислових запасів нафти, зниженням якості та темпів їх введення; скорочення обсягів розвідувального та експлуатаційного буріння, а збільшенням кількості недіючих свердловин; повсюдне переході на механізований спосіб видобутку при різкому скороченні фонтанизирующих свердловин; відсутністю скільки-небудь значного резерву великих родовищ; необхідністю залучення в промислову експлуатацію родовищ; розташованих у невпорядкованих і важкодоступних районах; прогресуючим технічним і технологічним отставнием галузі; недостатньою увагою до питань соціального розвитку та екології.
Розглянемо розвиток і розміщення нафтовидобувної промисловості і виділимо причини призвели її до спаду.
3.Нефтедобича.
Її розвиток і причини спаду.Видобуток нафти ведеться людством з давніх часів. Спочатку застосовувалися примітивні способи: збір нафти з поверхні водойм, обробка піщанику чи вапняку, просоченого нафтою, з допомогою колодязів. Перший спосіб застосовувався ще 1 столітті у Мідії і Сирії, другий - в 15 столітті в Італії. Але початком розвитку нафтової промисловості прийнято вважати час появи механічного буріння свердловин на нафту в 1859 році в США, і зараз практично вся видобута у світі нафту витягається у вигляді свердловин. За сотню років розвитку виснажилися одні родовища, було відкрито інші, підвищилася ефективність видобутку нафти, збільшилася нефтеотдача, тобто повнота вилучення нафти з пласта. Але змінилася структура видобутку палива. Тривалий час розташовану на першому місці нафтову промисловість обганяє перспективна газова. (Зараз вугілля припадати лише 15% тонн умовного палива, газ - 45%, нафта - 40%). У сходить з лідируючих позицій нафтової промисловості виникли проблеми.
У перші свердловини були пробурені на Кубані в 1864 р. і в 1866 р. одна з них дала нафтовий фонтан з дебітом понад 190 т на добу. Тоді видобуток нафти велася в основному монополіями, залежали від іноземного капіталу. Механізація видобутку була слабка, тому з метою отримання максимального прибутку розроблялися перспективні в економічному плані поклади. На початку 20 століття Росія займала перше місце по видобутку нафти. У 1901 - 1913 р.р. країна видобувала приблизно 11 млн. тонн нафти. Сильний спад відбувся під час Громадянської війни. Але після націоналізації нафтової промисловості були прийняті надзвичайні заходи з відновлення 20 зруйнованих підприємств через стратегічного значення галузі. До 1928 року видобуток нафти була знову доведена до 11,6 млн. тонн. [1. Стор. 177-180]
У перші роки радянської влади основними районами нафтовидобутку були Бакинський і Північного Кавказу (Грозний, Майкоп). Також велася видобуток на Західній Україні в Голиции. Закавказзя і Північний Кавказ давали в 1940 р. близько 87% нафти в Радянському Союзі. Однак незабаром истощающиеся запаси найстаріших районів перестали задовольняти запити, що розвивається. Назріла необхідність у пошуках нафти на інших територіях країни. Були відкриті і до ладу родовища Пермської і Куйбишевської областей, Башкирії, що зумовило створення найбільшої Волго-Уральської бази. Виявлено нові родовища у Середній Азії Казахстані, видобуток нафти досягла 31,1 млн. тонн. Війна 1941 - 1945 р.р. завдала сильного збитку районам Кавказу, що істотно скоротило обсяг видобутої нафти. Однак у післявоєнний період з паралельним відновленням нафтовидобувних комплексів Грозного і Майкопа ввели у розробку найбільші родовища Волго-Уральської нафтової бази. І в 1960 році вона вже давала близько 71% нафти країни. Застосовувалися і технічні нововведення (підтримку пластового тиску), що дозволило значно збільшити видобуток. У 50 роках видобували 38 млн. тонн, у 60-их ж цифра зросла на порядок - 148 млн. тонн. Кінець 60-их років ознаменувався обладнанням галузі новітніми технічними винаходами і удосконаленням технологій. У 1972 році продуктивність праці зросла в 2 рази. СРСР займав друге місце з видобутку нафти у світі після США, де більшість родовищ була зарезервована з метою створення стратегічних запасів для майбутнього розвитку економіки. Тому темпи видобутку в США щорічно протягом 1951 - 1982 років збільшувалися на 4,6 млн. тонн, тоді як видобуток нафти в Радянському Союзі - на 18,8 млн. тонн, тобто, починаючи з 1958 року приріст видобутку фактично більше 100 млн. тонн за кожні 5 років, що дозволило країні вийти на перше місце в світі. За період з 1961 по 1972 роки було видобуто понад 3,3 млр. тонн нафти. Таке швидке зростання зміни співвідношення між потенційними запасами (розмір перспективних нафтогазоносних площ перевищує 11 млн. км і розвіданими, які особливо скоротилися в старих районах. У той же час зростання забезпечували нові освоєні родовища в Західному Сибіру (Середньо - Обский район і Шатиский райони), Білорусі , Західному Казахстані, Оренбурзької області й Удмуртії, на континентальному шельфі Каспійського моря. Ще в 1970 році Волго-Уральський район давав близько 61% нафти, проте вже в 1974 році на лідируючі позиції став висуватися унікальний Західно-Сибірський нафтогазоносний басейн, обігнавши за рівнем видобутку нафти Татарію, що було великим постачальником в 60-ті роки. Промисловий видобуток в районі розвивалася швидкими темпами. У 70-ті роки - 31 млн. тонн, а в 80-ті - 312 млн. тонн (більше половини видобутку нафти в країні), що дозволило стати Західного Сибіру провідним нафтовидобувним районом країни. Східні регіони перетворилися на головні з видобутку нафти. Це Західна Сибір, Казахстан, півострів Мангишлак, Середня Азія і Далекий Схід (Сахалін). Видобуток ж у 80-их роках у старих районах або стабілізувалася, як і Волго-Уральському, або падала, як в Баку, Грозному і Західної України. Нові перспективні родовища були відкриті на початку 70-их років у Комі і Архангельської області (Тимано-Печорська нафтогазоносна провінція), а також ряд незначних в Прибалтиці і інших районах. [1. Стор. 180-183]
За час розвитку вдосконалювалися технічні засоби добування. Однак цей процес був значно сповільнений через екстенсивного шляху, по якому пішла радянська нафтова промисловість, коли збільшення обсягів видобутку досягалася переважно не автоматизацією виробництва та впровадження сучасних ефективних методів, а розробкою нових родовищ. Такий розвиток зумовило старіння технологій, що стало однією з причин цього спаду.
Наприкінці розглянемо динаміку видобутку нафти (див. додаток 2).
З таблиць видно, що до 50-их років нарощування обсягів видобутку йшло низькими темпами, тому що розвитку нафтової промисловості перешкоджали розруха після громадянської війни і матеріальний збиток, завданий йому в період Великої Вітчизняної в 1941 - 1945 роках. Потім слідував різкий стрибок, пов'язаний з пріоритетним розвитком галузі та відкриттям найбільших нафтогазоносних районів. З кінця 80-их років ми спостерігаємо спад (за 1988 - 1991 роки обсяг видобутку скоротився більш ніж на 20%), головна причина якого полягають у наступному: [4. Стор. 148-150]
- Великі і високодебітних родовища експлуатованого фонду, що становлять основу ресурсної бази, значною мірою вироблені;
- Різко погіршилися за своїми кондиціям і знову прирощує запаси. За останній час практично не відкрито жодного великого продуктивного родовища;
- Скоротилося фінансування геологорозвідувальних робіт. Так в Західному Сибіру, де ступінь освоєння прогнозних ресурсів становить близько 35 відсотків, фінансування геологічних робіт починаючи з 1989 року скоротилося на 30 відсотків. На стільки ж зменшилися обсяги розвідувального буріння;
- Гостро бракує високопродуктивної техніки та устаткування для видобутку і буріння. Більшість технічних засобів має знос понад 50 відсотків, лише 14 відсотків машин і устаткування відповідає світовим стандартам, 70 відсотків парку бурових установок морально застаріло і потребує заміни. З розпадом СРСР усуглубилось ситуація з поставками нафтопромислового обладнання з країн СНД.
- Низькі внутрішні ціни на нафту не забезпечують самофінансування нафтовидобувних підприємств (ця ситуація зберігається сьогодні, після серії підвищень цін на нафту). У результаті сталося серйозне погіршення матеріально - технічного та фінансового забезпечення галузі;
- Нестача ефективного й екологічного устаткування з особливою гостротою створює у галузі проблему забруднення навколишнього середовища (аварія в Комі). На вирішення цієї проблеми відволікаються значні матеріальні і фінансові ресурси, які не беруть участь у збільшення видобутку нафти;
- Не визначено однаковий власник родовищ нафти і газу, з яких слід мати справу вітчизняним і зарубіжним організаціям, а також приватним особам;
- Заборгованість республік за поставлену нафту і наростаюча криза неплатежів (див. додаток 3; [11. Стор. 71]).
Отже занепад нафтовидобувної промисловості обумовлений наявністю комплексу взаємопов'язаних причин. Вихід з цього становища утруднений глобальним характером що стоять проблем, тому якщо продовжиться економічну кризу в країні і посилиться процес політичного роздроблення в колишньому Радянському Союзі, то видобуток нафти, ймовірно, буде і надалі скорочуватися. [11. Стор. 70-74]
Розміщення основних нафтових баз Росії.
На території Російської Федерації знаходяться три великих нафтові бизи: Західно-Сибірська, Волго-Уральська і Тимано-Печерська.
Основна з них - Західно-Сибірська. Це нафтогазоносний басейн світу, що у межах Західно-Сибірської рівнини на території Тюменської, Омської, Курганській, Томській і частково Свердловської, Челябінської, Новосибірської областей, Красноярського та Алтайського країв, площею близько 3,5 млн. км. Нафтогазоносність басейну пов'язані з відкладеннями юрського і крейдового віку. Велика частина нафтових покладів перебувати на глибині 2000-3000 метрів. Нафта Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну характеризується низьким вмістом сірки (до 1,1%), і парафіну (менше 0,5%), зміст бензинових фракцій високе (40-60%), більша кількість летючих речовин.
Зараз на території Західного Сибіру видобувається 70% російської нафти. Так, в 1993 році видобуток нафти без газового конденсату склала 231.397.192 тонни, з яких фонтанним способом - 26.512.060 тонн, а насосним 193.130.104 тонни. З даних випливає, що видобуток насосним способом перевищує фонтанну порядок. Це змушує замислитися над важливою проблемою паливної промисловості - старінням родовищ. Висновок підтверджується і даними по країні в цілому. У 1993 році в Російській Федерації із старих свердловин видобувалося 318.272.101 тонна нафти (без газового конденсату), у тому числі зі свердловин, які перейшли з минулого року - 303.872.124 тонни, в той час як з нових свердловин нафтовидобуток склала лише 12.511.827 тонн (див. додаток 4).
У Західному Сибіру знаходяться кілька десятків великих родовищ. Серед них такі відомі, як Самотлор, Мегион, Усть-Балик, Шаим, Стрежевой (див. карту). Велика частина з них розташована у Тюменській області - своєрідному ядрі району.
Тюменська область, що займає площу 1435,2 тисячі квадратних кілометрів (59 відсотків площі Західного Сибіру, 8,4 відсотка - Російської Федерації), відноситься до найбільшим (після Якутії і Красноярського краю) адміністративним утворенням Росії і включає Ямало - Ненецький і Ханти - Мансійський автономні округу. У Російській Федерації Тюменська область займає перше місце за обсягом інвестицій, вартості основних промислово-виробничих фондів, введення в дію основних фондів, п'яте за обсягом промислової продукції. У республіканському розподілі праці вона виділяється як головна база Росії з постачання її народногосподарського комплексу нафтою і природним газом. Область забезпечує 70,8 відсотка російського видобутку нафти, а загальні запаси нафти і газу складають 3 / 4 геологічних запасів СНД. У Тюмені видобувається 219.818.161 тонна нафти без річного конденсату (фонтанним способом - 24.281.270 тонн, насосним - 1.837.818.63 тонни), що становить більше 90% всього видобутку Західного Сибіру. Аналізуючи цю інформацію, не можна не зробити наступний висновок: нафтовидобувної промисловості Російської Федерації властива надзвичайно висока концентрація в провідному районі.
Тепер торкнемося структур, що займаються нафтовидобутком у Тюмені (див. додаток 5; [6. Стор. 9]). На сьогоднішній день майже 80 відсотків видобутку області забезпечується п'ятьма управліннями (у порядку убування ваги - Юганскнефтегаз, Сургутнафтогаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноябрьскнафтогаз, Когалимнафтогаз). Проте в недалекому часі абсолютні обсяги видобутку скоротяться в Нижньовартовську на 60%, в Юганске на 44%, що виведе перше за межі провідної п'ятірки управлінь. Тоді (за обсягами видобутку) перша п'ятірка буде включати (у порядку убування) Сургут, Когалим, Юганск, Ноябрьск і Лангепас (разом - близько 70% обсягів видобутку області) [7. Стор. 7-8]; (див. додаток 7).
Статус також визначається обсягами ресурсів, що використовуються для забезпечення видобутку. Частково показником загальної динаміки може бути частка різних управлінь у загальному обсягу введення нових свердловин. За цим показником до жовтня 1992 року на першому місці знаходиться СургутНГ, потім йдуть НоябрьскНГ, КогалимНГ, ЮганскНГ і КрасноленинскНГ. Однак у найближчі 2-3 роки з першої п'ятірки зникає ЮганскНГ (з'являється НижневартовскНГ). Показник введення нових свердловин на освоєних полях необхідно розглядати в поєднанні з показником введення в розробку нових родовищ. За цим критерієм п'ятірка лідируючих управлінь (близько 65 впроваджуються до 2000 року родовищ, включає НоябрьскНГ, ПурНГ, СургутНГ, ТюменьНГ і ЮганскНГ. Причому саме ці управління лідирують як у частці родовищ, передбачуваних до введення в 1995 році, так і за часткою включаються в розробку видобутих запасів нафти (у порядку убування частки - ТюьеньНГ, НоябрьскНГ, ПугНГ і СургутНГ) (див. додаток 7).
Новим фактором упорядкування є частка іноземного капіталу, що залучається в першу чергу для розробки нових родовищ.
У зоні дії НоябрьскНГ таких родовищ знаходиться близько 70, ПурНГ і ЮганскНГ близько 20.
Таким чином, сьогодні у добувній промисловості основного нафтового району Росії ми спостерігаємо складну систему взаємодії практично незалежних управлінь, неузгоджено визначають свою політику. Серед них немає визнаного лідера, хоча можна припустити збереження провідних позицій за Сургут, НоябрьскНГ і Юганск, не існує справжньої конкурентної боротьби. Така роз'єднаність створює чимало проблем, але інтеграція відкладається на невизначену перспективу через великий динамічності галузі: зниження статусу ПурНГ, КогальимНГ і ТюменьНГ разом із одночасним зменшенням впливу Нижневартовскнефтегаза здатне вже зараз дисбалансувати сформовану структуру відносин.
Без сумніву, ці висновки, зроблені на основі взаємовідносин в провідному районі, можна поширити і на всю систему нафтовидобутку в цілому, що дасть певне пояснення складної ситуації в даній галузі. Для нафтової промисловості Тюмені характерне зниження обсягів видобутку. Досягнувши максимуму в 1988 році 415.1 млн. тонн, до 1990 року нафтовидобуток знизилася до 358,4 млн. тонн, тобто на 13.7 відсотка, причому тенденція падіння видобутку зберігається і в 1994 році.
Переробка попутного нафтового газу Тюмені здійснюється Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском та Южно-Балицьким газопереробних заводах. На них, проте, використовується лише близько 60% видобутого з нафтою найціннішого нафтохімічної сировини, решта спалюється у факелах, що отставнием введення потужностей газопереробних заводів, недостатніми темпами будівництва газокомпресорних станцій і газозбірних мереж на нафтопромислах. Отже, виділяється ще одна проблема - розбалансованість внутреотраслевой структури нафтової промисловості. [5. Стор. 56-58]
Друга за значенням нафтова база - Волго-Уральська. Вона розташована в східній частині Європейської території Російської Федерації, в межах республік Татарстан, Башкортостан, Удмуртія, а також Пермської, Оренбурзької, Куйбишевської, Саратовської, Волгоградської Кіровської та Ульяновської областей. Нафтові поклади знаходяться на глибині від 1600 до 3000 м, тобто ближче до поверхні в порівнянні з Західним Сибіром, що трохи знижує витрати на буріння. Волгл-Уральський район дає 24% нафтовидобутку країни.
Переважну частину нафти і попутного газу (більше 4 / 5) області дають Татарія, Башкирія Куйбишевська область. Значна частина нафти, що видобувається на промислах Волго-Уральської нафтогазоносної області, надходить по нафтопроводах на місцеві нафтопереробні заводи, розташовані головним чином у Башкирії і Куйбишевської області, а також в інших областях (Пермської, Саратовської, Волгоградської, Оренбурзької).
Нафта Східного Сибіру відрізняється великою різноманітністю властивостей і склад внаслідок многопластовой структури родовищ. Але в цілому вона гірше нафти Західного Сибіру, тому що характеризується великим вмістом парафіну і сірки, що призводить до підвищеної амортизації обладнання. Якщо торкнутися особливостей як, то слід виділити республіку Комі, де ведеться видобуток важкої нафти шахтним способом, а також нафту Дагесстана, Чечні та Інгушетії з великим вмістом смол, але незначним сірки. Вставропольской нафти багато легких фракцій, що вона цінна, хороша нафту і на Далекому Сході.
Отже, майже кожне родовище, а тим більше кожен з нафтогазоносних районів відрізняються своїми особливостями у складі нафти, тому вести переробку, використовуючи яку-небудь "стандартну" технологію недоцільно. Потрібно враховувати унікальну структуру для досягнення максимальної ефективності переробки, з цієї причини доводитися споруджувати заводи під конкретні нафтогазоносні області. Існує тісний взаємозв'язок між нафтової і нафтопереробної промисловістю. Однак розвал Радянського Союзу зумовив появу нової проблеми - розрив зовнішніх господарських зв'язків нафтової промисловості. Росія опинилася у вкрай невигідному становищі, т.к. змушена експортувати сиру нафту через дисбалансу нафтової та нафтопереробної промисловості (максимальний обсяг переробки - 240 млн. тонн на рік), в той час як ціни на сиру нафту набагато нижче, ніж на нафтопродукти. Крім того, низька пристосовність російських заводів, при переході на нафту, раніше транспортировавшуюся на заводи республік, викликає неякісну переробку і великі втрати продукту.
Третя нафтова база - Тимано - Печерська. Вона розташована в межах Комі, Ненецького автономного округу Архангельської області і частково на прилеглих територіях, граничить з північною частиною Волго-Уральського нафтогазоносного району. Разом з іншими Тимано-Печерська нафтова область дає лише 6% нафти в Російській Федерації (Західний Сибір і Уралоповолжье - 94%). Видобуток нафти ведеться на родовищах Усинське, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижня Омра, Водейское та інші. Тимано - Печорський район, як Волгоградська і Саратовська області, вважається досить перспективним. Видобуток нафти в Західному Сибіру скорочується, а в Ненецькому автономному окрузі вже розвідані запаси вуглеводневої сировини, сумірні з западносибирскими. За оцінкою американських фахівців, надра арктичної тундри зберігають 2,5 мільярда тонн нафти. Сьогодні різні компанії вже інвестували в його нафтову промисловість 80 млрд. доларів з метою мати 730 млн. тонн нафти, що становить два річних обсягу видобутку Російської Федерації. Ведуться спільні розробки родовищ. Наприклад, СП "Полярне сяйво" за участю американської компанії "Конако", яке розробляє Ардалинское родовище із запасами нафти понад 16 мільйонів тонн. У проект інвестовано 375 мільйонів доларів, з яких 80 мільйонів отримали 160 російських компаній - постачальників і підрядників. 71 відсоток всіх доходів "Полярного сяйва" залишається в Росії, що робить контракт вигідним не лише для іноземців, але і для жителів Ненецького автономного округу, отримали додаткові робочі місця, і в цілому всієї Російської Федерації. [6. Стор. 9]
Тепер, узагальнивши сказане у главі, виділимо головну особливість, проблему розміщення нафтовидобувної промисловості Росії. Частково вона вже була розглянута - це надвисока концентрація нафтовидобутку в провідної нафтової базі. Вона має саме перевагу для організації самої структури промисловості, так створює цілий комплекс проблем, серед яких, наприклад, складна екологічна обстановка в регіоні. Особливо виділяється з них проблема далекої та наддалекої транспортування нафти і попутного газу, зумовлена об'єктивною необхідністю у перевезенні сировини від головного постачальника, східних районів Російської Федерації, до головного споживача - західній її частині. [8. Стор. 2]
Транспортування нафти трубопроводами.
Характеристики та переваги.
Нафта не використовується в первинному вигляді, тому нафтопереробні заводи - основний її споживач. Вони розташовуються у всіх районах країни, тому що вигідніше транспортувати сиру нафту, ніж продукти її переробки, які необхідні в усіх галузях народного господарства. У минулому вона з місць видобутку до місць споживання перевозилася по залізницях в цистернах. В даний час велика частина нафти перекачується по нафтопроводами та їх частка в транспортуванні продовжує зростати. До складу нафтопроводів входять трубопроводи, насосні станції і нафтосховища. Швидкість руху нафти - 10-12 км / ч. Стандартний діаметр - 12 тис.мм. Продуктивність на рік - 90 млн. тонн нафти. По ефективності з нафтопроводами можуть змагатися тільки морські перевезення танкерами. Крім того, вони менш небезпечні в пожежному відношенні і різко знижують втрати при транспортуванні (доставці).
Вартість будівництва магістрального нафтопроводу зазвичай окупається за 2-3 роки.
Розвиток і розміщення основних нафтопроводів.
Перший нафтопровід у 6 км побудували США в 1865 році. Нафтопроводи більшої довжини почали будувати в 1875 році. Перший нафтопровід в Росії прокладено в 1878 році в Баку від промислів до нафтопереробного заводу, а в 1897 - 1907 році був побудований найбільший у той час у світі за довжиною магістральний трубопровід Баку - Батумі діаметром 200 мм і довжиною 835 км, який продовжує експлуатуватися і до цього дня. [3. Стор. 175]
Розвиток нафтопровідного транспорту в Радянському Союзі було з освоєнням нафтових родовищ в Башкирії, Татарії і Куйбишевської області. До 1941 року в експлуатації знаходилося 4100 км магістральних трубопроводів для перекачування нафти і нафтопродуктів з сумарною річною продуктивністю 7,9 млн. тонн. Максимальний діаметр складав 300 мм. Загальна протяжність магістральних нафтопроводів до 1956 року зросла до 11,5 тис. км, а через 10 років досягла вже 29 тис. км. А в 1992 році в СНД - 275 тисяч км. Мережа магістральних нафтопроводів розвивалася в трьох основних напрямках: урало-сибірська (Альметьєвськ - Уфа - Омськ - Новосибірськ - Іркутськ) довжиною 8527 км; північно-західний (Альметьєвськ - Горький - Ярославль - Кириши з відгалуженнями на Рязань і Москву) довжиною більш 17700 км; південно-західне від Альметьєвська до Куйбишева і далі нафтопроводом "Дружба" з відгалуженням на Полоцьк і Вентспілс) довжиною понад 3500 км. Таким чином, найбільшою довжиною мали нафтопроводи урало-сибірського напрямку, тому що пов'язували основного добувача (Сибір) з головним споживачем (західними районами Російської Федерації. Важливість цього напряму зберігається і в даний час.
З відкриттям нових нафтових родовищ на Південному Мангишлаку і в Тюменській області споруджено слудующие нафтопроводи: Узень - Гур'єв - Куйбишев діаметром 1020 мм, довжиною близько 1000 км; Шаім - Тюмень, Олександрівське - Анжеро - Суджінск діаметром 1220 мм і довжиною 840 км; Усть - Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ діаметром 1220 мм і довжиною 1844 км, другий нафтопровід "Дружба". Загальна довжина нафтопроводів у СРСР в 1973 році склала 42,9 тисяч км, а до 1987 року вже перевищила 82 тис. км.
Характерною особливістю розвитку нафтопровідного транспорту Росії є збільшення питомої ваги трубопроводів великого діаметру, що пояснюється їх високою рентабельністю. [3. Стор. 176-177]
Розвиток нафтопровідного транспорту визначається загальним станом справ в нафтовій промисловості, тому що між ними існує нерозривний зв'язок. Наприклад, під час сприятливої ситуації у галузі з 1940 по 1980 роки протяжність нафтопроводів зросла з 4 до 69,7 тис. км, а вантажообіг - з 4 до 1197 млрд. ткм, тобто на 29825%.
Так, в минулому формування нафтової бази між Волгою і Уралом, набагато поліпшивши постачання нафтою центральних і східних районів країни, зумовило появу цілої системи магістральних нафтопроводів:
1) захід - нафтопровід "Дружба" від Альметьєвська через Куйбишев - Брянськ до Мозиря (Білорусь), звідки в Полшу, Угорщини і Чехословаччини з відгалуженням в Білорусь, Латвію і Литву; Куйбишев - Пенза - Брянськ (нафтопродукти); Алмет'евськ - Горький - Рязань - Москва з відгалуженням Горький - Ярославль - Кириши;
2) на південь - Перм - Альметьевск; Алмет'евськ - Саратов; Ішимбай - Орськ.
3) на схід - Туймази - Омськ - Новосибірськ - Красноярськ - Ангарськ; Туймази - Омськ; Уфа - Омськ - Новосибірськ (нафтопродукти).
Формування Західно-Сибірської нафтової бази змінило орієнтацію основних потоків нафти: Волго-Уральський район повністю переорієнтувався на західний напрямок.
Найважливіші функції подальшого розвитку мережі магістральних нафтопроводів перейшли до Західного Сибіру, звідки трубопроводи йдуть: [6. Стор. 9-10]
1) на захід - Усть - Балик - Курган - Альметьевск; Нижньовартовськ - Куйбишев; Куйбишев - Лисичанськ - Кременчук - Херсон - Одеса; Сургут - Новополоцьк;
2) на південь - Шаім - Тюмень; Усть - Балик - Омськ; Омськ - Павлодар - Чимкент;
3) на схід - Олександрівське - Анжеро - Судженськ.
Для транспортування нафти на захід використовуються, крім того, трубопроводи Волго - Уральського району східного напрямку.
З трубопроводів виділяються: Гур'єв - Орськ; Мангишлак - Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерська нафтогазоносна область); Огса - Комсомольськ-на-Амурі (Сахалін). [3. Стор. 180-182]
За кордон нафта експортується також за допомогою трубопроводів (наприклад, "Дружба"). Експорт нафти сьогодні становить 105-110 млн. т, нафтопродуктів - 35 млн. тонн. Середня ціна нафти на світовому ринку - приблизно 107 доларів за тонну, а мазуту - 86 доларів. Третина експорту сирої нафти припадати на країни СНД (на Україні, Білорусь і Казахстан разом більше 90%).
Решта нафти направляють у далекому зарубіжжі, тобто в Західну Європу, де Німеччина, Італія, Великобританія і Ірландія разом споживають 60% цього обсягу. Сьогодні експорт за кордон в основному вигідний, проте вже є зазначені проблеми з оплатою за постачання нафти в країни ближнього зарубіжжя.
У самій же Росії в майбутньому передбачено створення регіональних систем магістральних нафтопродуктопроводів з розвідній мережею до нафтобаз, проте зараз трубопровідний транспорт периживает важкі часи в зв'язку із загальним спадом в нафтовій промисловості. [3. Стор. 182-183]
Список використаної літератури.
1. Усейнова І. Нафта. Як вийти з кризи / / Ехо планети. 1992. № 8.
2. Шафраник Ю.К., Козирєв А.Г., Самусєв А.Л. ПЕК в умовах кризи / / ЕКО. 1994. № 1.
3. Козлов І.В. Хрестоматія з економічної географії СРСР: Посібник для вчителя / Упоряд. І. В. Козлов. - М.: Просвещение, 1979. - 208 с., Іл.
4. Гаврилов В.П. Чорне золото планети. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М.: Надра, 1990. - 160 с.: Іл.
5. Крюков В.А. Повні каністри й порожні кишені / / ЕКО. 1994. № 1.