Природні джерела вуглеводів їх отримання і прімененіt

Зміст: стор

Глава 1. ГЕОХІМІЯ НАФТИ І РОЗВІДКА ГОРЮЧИХ КОПАЛИН 3

§ 1. Походження горючих копалин. 3

§ 2. Газонефтеродной гірські породи. 4

Глава 2. ПРИРОДНІ ДЖЕРЕЛА 5

Глава 3. ПРОМИСЛОВЕ ОТРИМАННЯ ВУГЛЕВОДНІВ 8

Глава 4. ПЕРЕРОБКА НАФТИ 9

§ 1. Фракційна перегонка 9

§ 2. Крекінг 12

§ 3. Риформінг 13

§ 4. Очищення від сірки 14

Глава 5. ЗАСТОСУВАННЯ ВУГЛЕВОДНІВ 14

§ 1. Алкани 15

§ 2. Алкени 16

§ 3. Алкіни 18

§ 4. Арени 19

Глава 6. Аналіз стану нафтової промисловості. 20

Глава 7. Особливості та основні тенденції діяльності нафтової промисловості. 27

Список використаної літератури 33

Глава 1. ГЕОХІМІЯ НАФТИ І РОЗВІДКА ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

§ 1. Походження горючих копалин.

Перші теорії, в яких розглядалися принципи, що визначають залягання родовищ нафти, зазвичай обмежувалися головним питанням місця її скупчення. Однак за останні 20 років стало ясно, що для відповіді на це питання необхідно розібратися в тому, чому, коли і в яких кількостях відбулося утворення нафти в тому чи іншому басейні, а також зрозуміти й встановити, в результаті яких процесів вона зароджувалася, мігрувала і накопичувалася. Ці дані вкрай необхідні для підвищення результативності розвідки нафти.

Освіта вуглеводневих копалин, відповідно до сучасних поглядів, відбувалося в результаті протікання складної послідовності геохімічних процесів (див. рис. 1) всередині вихідних газонефтеродная гірських порід. У цих процесах складові частини різних біологічних систем (речовин природного походження) перетворювалися на вуглеводні і в меншій мірі в полярні сполуки з різною термодинамічної стійкістю - в результаті осадження речовин природного походження і наступного їх перекривання осадовими породами, під впливом підвищеної температури і підвищеного тиску в поверхневих шарах земної кори. Первинна міграція рідких і газоподібних продуктів з вихідного газонефтеродного шару і подальша їх вторинна міграція (через які мають горизонти, зрушення і т. п.) в пористі нефтенасищенной гірські породи призводить до утворення покладів вуглеводневих матеріалів, подальша міграція яких не допускається замиканням покладів між непористим шарами гірських порід .

У екстрактах органічної речовини з осадових гірських порід біогенного походження виявляються з'єднання з такою ж хімічною структурою, яку мають сполуки, які добуваються з нафти. Для геохімії мають особливо важливе значення деякі з таких сполук, які вважаються «біологічними знаками» («хімічними копалинами»). Такі вуглеводні мають багато спільного з сполуками, зустрічаються в біологічних системах (наприклад, з ліпідами, пігментами і метаболітами), з яких відбулося утворення нафти. Ці сполуки не тільки демонструють биогенное походження природних вуглеводнів, але і дозволяють отримувати дуже важливу інформацію про газонефтеносних гірських породах, а також про характер дозрівання і походження, міграції та биоразложения, що призвели до утворення конкретних родовищ газу та нафти.

Малюнок 1 Геохімічні процеси, що призводять до утворення копалин вуглеводнів.

§ 2. Газонефтеродной гірські породи.

Газонефтеродной гірською породою вважається мелкодисперсная осадова порода, яка при природному осадженні призвела або могла призвести до утворення і виділення значних кількостей нафти і (або) газу. Класифікація таких гірських порід полягає в обліку забезпечення і типу органічного речовини, стану його метаморфічної еволюції (хімічних перетворень, що відбуваються при високих температурах приблизно 50-180 ° С), а також природи та кількості вуглеводнів, які можуть бути отримані з нього. Органічне речовина кероген [1] в осадових гірських породах біогенного походження може виявлятися в різноманітних формах, але його можна підрозділити на чотири основних типи.

1) липтинитов - мають дуже високий вміст водню, але низький вміст кисню; їх склад обумовлений наявністю аліфатичних вуглецевих ланцюгів. Передбачається, що липтинитов утворилися в основному з водоростей (зазвичай які піддалися бактеріального розкладання). Вони мають високу здатність до перетворення в нафту.

2) Екзтіти - мають високий вміст водню (однак нижче, ніж у липтинитов), багаті аліфатичними ланцюгами і насиченими нафтенами (аліцік-лическими вуглеводнями), а також ароматичними циклами і кислородсодержащими функціональними групами. Це органічна речовина утворюється з таких рослинних матеріалів, як суперечки, пилок, кутикули та інші структурні частини рослин. Екзініти володіють хорошою здатністю до перетворення в нафту і газовий конденсат [2], а на вищих стадіях метаморфічної еволюції і в газ.

3) Вітршіти - мають низький вміст водню, високий вміст кисню і складаються в основному з ароматичних структур з короткими аліфатичними ланцюгами, пов'язаними кислородсодержащими функціональними групами. Вони утворені з структурованих деревних (лігноцелюлозних) матеріалів і мають обмежену здатність перетворюватися на нафту, але гарну здатність перетворюватися на газ.

4) Інертініти - це чорні непрозорі уламкові породи (з високим вмістом вуглецю і низьким вмістом водню), які утворилися з сильно змінених деревних попередників. Вони не мають здатність перетворюватися на нафту і газ.

Головними факторами, за якими розпізнається газонефтеродная порода, є вміст у ній керогена, тип органічної речовини в керогене і стадія метаморфічної еволюції цього органічної речовини. Добрими газонефте-рідними породами вважаються ті, які містять 2-4% органічної речовини такого типу, з яких можуть утворюватися і вивільнятися відповідні вуглеводні. При сприятливих геохімічних умовах освіту нафти може відбуватися з осадових порід, що містять органічну речовину типу липтинита і екзініта. Освіта родовищ газу зазвичай відбувається в гірських породах, багатих витринитом або в результаті термічного крекінгу спочатку що виникла нафти.

У результаті подальшого поховання опадів органічної речовини під верхніми шарами осадових порід це речовина піддається впливу дедалі більш високих температур, що призводить до термічного розкладання керогена й освіті нафти і газу. Освіта нафти в кількостях, що представляють інтерес для промислової розробки родовища, відбувається в певних умовах за часом і температурою (глибині залягання), причому час утворення тим більше, чим нижче температура (це неважко зрозуміти, якщо припустити, що реакція протікає за рівнянням першого порядку і має аррениусовскую залежність від температури). Наприклад, ту ж кількість нафти, яка утворилася при температурі 100 ° С приблизно за 20 мільйонів років, має утворитися при температурі 90 ° С за 40 мільйонів років, а при температурі 80 ° С - за 80 мільйонів років. Швидкість утворення вуглеводнів з керогена приблизно подвоюється при підвищенні температури на кожні 10 ° С. Однак хімічний склад керогена. може бути надзвичайно різноманітним, і тому зазначене співвідношення між часом дозрівання нафти і температурою цього процесу може розглядатися лише як основа для наближених оцінок.

Сучасні геохімічні дослідження показують, що в континентальному шельфі Північного моря збільшення глибини на кожні 100 м супроводжується підвищенням температури приблизно на 3 ° С, а це означає, що багаті органічною речовиною осадові породи утворювали рідкі вуглеводні на глибині 2500-4000 м протягом 50-80 мільйонів років. Легені нафти і конденсати, мабуть, утворювалися на глибині 4000-5000 м, а метан (сухий газ) - на глибині понад 5000 м.

Глава 2. ПРИРОДНІ ДЖЕРЕЛА

Природними джерелами вуглеводнів є горючі копалини - нафта і газ, вугілля та торф. Поклади сирої нафти і газу виникли 100-200 мільйонів років тому з мікроскопічних морських рослин і тварин, які виявилися включеними в осадові породи, що утворилися на дні моря, На відміну від цього вугілля і торф почали утворюватися 340 мільйонів років тому з рослин, що виростали на суші .

Природний газ і сира нафта зазвичай виявляються разом з водою в нафтоносних шарах, розташованих між шарами гірських порід (мал. 2). Термін «природний газ» застосуємо також до газів, які утворюються в природних умовах в результаті розкладання вугілля. Природний газ і сира нафта розробляються на всіх континентах, за винятком Антарктиди. Найбільшими виробниками природного газу у світі є Росія, Алжир, Іран і Сполучені Штати. Найбільшими виробниками сирої нафти є Венесуела, Саудівська Аравія, Кувейт та Іран.

Природний газ складається головним чином з метану (табл. 1).

Сира нафта являє собою маслянисту рідину, забарвлення якої може бути найрізноманітнішою - від темно-коричневою або зеленої до майже безбарвної. У ній міститься велика кількість алканів. Серед них є нерозгалужені алкани, розгалужені алкани і Циклоалкани з числом атомів вуглецю від п'яти до 40. Промислове назва цих циклоалканов-нащо. У сирої нафти, крім того, міститься приблизно 10% ароматичних вуглеводнів, а також невелика кількість інших сполук, що містять сірку, кисень і азот.

Малюнок 2 Природний газ і сира нафта виявляються пастки між шарами гірських порід.

Таблиця 1 Склад природного газу

Вугілля є найдавнішим джерелом енергії, з яким знайоме людство. Він являє собою мінерал (рис. 3), який утворився з рослинної речовини в процесі метаморфізму. Метаморфічними називаються гірські породи, склад яких зазнав змін в умовах високих тисків, а також високих температур. Продуктом першої стадії в процесі утворення вугілля є торф, який є разложившееся органічну речовину. Вугілля утворюється з торфу після того, як він покривається осадовими породами. Ці осадові породи називаються перевантаженими. Перевантажені опади зменшують вміст вологи в торфі.

У класифікації вугілля використовуються три критерії: чистота (визначається відносним вмістом вуглецю у відсотках); тип (визначається складом вихідного рослинної речовини); сортність (залежить від ступеня метаморфізму).

Таблиця 2Содержаніе вуглецю в деяких видах палива і їх теплотворна здатність

Найбільш низькосортними видами копалин вугілля є буре вугілля і лігніт (табл. 2). Вони ближче всього до торфу і характеризуються порівняно низьким вмістом вуглецю і високим вмістом вологи. Кам'яне вугілля характеризується меншим вмістом вологи і широко використовується в промисловості. Самий сухий і твердий сорт вугілля - це антрацит. Його використовують для опалення помешкань і приготування їжі.

Останнім часом завдяки технічним досягненням стає все більш економічною газифікація вугілля. Продукти газифікації вугілля включають моноксид вуглецю, діоксид вуглецю, водень, метан і азот. Вони використовуються в якості газоподібного пального або як сировину для одержання різних хімічних продуктів і добрив.

Вугілля, як це викладено нижче, є важливим джерелом сировини для отримання ароматичних сполук.

Малюнок 3 Варіант молекулярної моделі низькосортного вугілля. Вугілля являє собою складну суміш хімічних речовин, до складу яких входять вуглець, водень і кисень, а також невеликі кількості азоту, сірки і домішки інших елементів. Крім того, до складу вугілля в залежності від його сорту входить різна кількість вологи і різних мінералів.

Малюнок 4 Вуглеводні, які в біологічних системах.

Вуглеводні зустрічаються в природі не тільки в горючих копалин, але також і в деяких матеріалах біологічного походження. Натуральний каучук є прикладом природного вуглеводневої полімеру. Молекула каучуку складається з тисяч структурних одиниць, що становлять метилбута-1 ,3-диен (ізопрен); її будова схематично показано на рис. 4. Метилбута-1,3-диен має наступну структуру:

Натуральний каучук. Приблизно 90% натурального каучуку, який видобувається в даний час в усьому світі, отримують з бразильського каучуконосного дерева Hevea brasiliensis, культивується головним чином в екваторіальних країнах Азії. Сік цього дерева, являє собою латекс (колоїдний водний розчин полімеру), збирають з надрізів, зроблених ножем на корі. Латекс містить приблизно 30% каучуку. Його крихітні частинки зважені у воді. Сік зливають в алюмінієві ємності, куди додають кислоту, змушує каучук коагулювати.

Багато інші природні сполуки теж містять ізопреновий структурні фрагменти. Наприклад, лімонен містить два ізопреновий фрагмента. Лимонен є головною складовою частиною масел, які з шкірки цитрусових, наприклад лимонів та апельсинів. Це з'єднання належить до класу сполук, які називаються терпенами. Терпени містять у своїх молекулах 10 атомів вуглецю (С10-з'єднання) і включають два ізопреновий фрагмента, з'єднаних один з одним послідовно («голова до хвоста»). З'єднання з чотирма ізопреновий фрагментами (С20-з'єднання) називаються дітерпенов, а з шістьма ізопреновий фрагментами-трітерпенамі (С30-з'єднання). Сквален, який міститься в олії з печінки акули, є тритерпен. Тетратерпени (С40-з'єднання) містять вісім ізопреновий фрагментів. Тетратерпени містяться в пігментах жирів рослинного і тваринного походження. Їх забарвлення зумовлене наявністю довгою пов'язаною системи подвійних зв'язків. Наприклад, β-каротин відповідальна за характерну помаранчеве забарвлення моркви.

Глава 3. ПРОМИСЛОВЕ ОТРИМАННЯ ВУГЛЕВОДНІВ

Алкани, алкени, алкіни та арени отримують шляхом переробки нафти (див. нижче). Вугілля є важливим джерелом сировини для одержання вуглеводнів. З цією метою кам'яне вугілля нагрівають без доступу повітря в ретортной печі. У результаті виходить кокс, кам'яновугільний дьоготь, аміак, сірководень і кам'яновугільний газ. Цей процес називається деструктивної перегонкою вугілля. Шляхом подальшої фракційної перегонки кам'яновугільного дьогтю отримують різні арени (табл. 3). При взаємодії коксу з парою отримують водяний газ:

Таблиця 3 Деякі ароматичні сполуки, одержувані при фракційній перегонці кам'яновугільного дьогтю (смоли)

З водяного газу, з допомогою процесу Фішера-Тропша можна отримувати алкани і алкени. Для цього водяний газ змішують з воднем і пропускають над поверхнею залізного, кобальтового або нікелевого каталізатора при підвищеній температурі і під тиском 200-300 атм.

Процес Фішера - Тропша дозволяє також отримувати з водяного газу метанол і інші органічні сполуки, що містять кисень:

Ця реакція проводиться в присутності каталізатора з оксиду хрому (III) при температурі 300 ° С і під тиском 300 атм.

У промислово слаборозвинених країнах такі вуглеводні, як метан і етилен, все більше отримують з біомаси. Біогаз складається головним чином з метану. Етилен можна отримувати шляхом дегідратації етанолу, який утворюється в процесах ферментації.

Дикарбид кальцію теж отримують з коксу, нагріваючи його суміш з оксидом кальцію при температурах вище 2000 ° С в електричній печі:

При взаємодії дикарбида кальцію з водою відбувається утворення ацетилену. Такий процес відкриває ще одну можливість для синтезу ненасичених вуглеводнів з коксу.

Глава 4. ПЕРЕРОБКА НАФТИ

Сира нафта являє собою складну суміш вуглеводнів та інших сполук. У такому вигляді вона мало використовується. Спочатку її переробляють в інші продукти, які мають практичне застосування. Тому сиру нафту транспортують танкерами або за допомогою трубопроводів до нафтопереробних заводів.

Переробка нафти включає цілий ряд фізичних і хімічних процесів: фракційну перегонку, крекінг, риформінг та очищення від сірки.

§ 1. Фракційна перегонка

Сиру нафту розділяють на безліч складових частин, піддаючи її простий, фракційної і вакуумної перегонці. Характер цих процесів, а також кількість і склад одержуваних фракцій нафти залежить від складу сирої нафти і від вимог, що пред'являються до різних її фракціям.

З сирої нафти передусім видаляють розчинені в ній домішки газів, піддаючи її простий перегонці. Потім нафту піддають первинної перегонки, в результаті чого її поділяють на газову, легку і середню фракції і мазут. Подальша фракційна перегонка легкої і середньої фракцій, а також вакуумна перегонка мазуту призводить до утворення великої кількості фракцій. У табл. 4 вказані діапазони температур кипіння і склад різних фракцій нафти, а на рис. 5 зображено схему пристрою первинної дистилляционной (ректифікаційної) колони для перегонки нафти. Перейдемо тепер до опису властивостей окремих фракцій нафти.

Таблиця 4 Типові фракції перегонки нафти

Малюнок 5 Первинна перегонка сирої нафти.

Газова фракція. Гази, одержувані при переробці нафти, являють собою найпростіші нерозгалужені алкани: етан, пропан і бутани. Ця фракція має промислове назва нефтезаводской (нафтової) газ. Її видаляють із сирої нафти до того, як піддати її первинної перегонки, або ж виділяють з бензинової фракції після первинної перегонки. Нефтезаводской газ використовують як газоподібного пального або ж піддають його зрідження під тиском, щоб отримати зріджений нафтовий газ. Останній надходить у продаж в якості рідкого палива або використовується як сировина для отримання етилену на крекінг-установках.

Бензинова фракція. Ця фракція використовується для отримання різних сортів моторного палива. Вона являє собою суміш різних вуглеводнів, у тому числі нерозгалужених і розгалужених алканів. Особливості горіння нерозгалужених алканів не ідеально відповідають двигунам внутрішнього згоряння. Тому бензинову фракцію нерідко піддають термічному риформингу, щоб перетворити нерозгалужені молекули в розгалужені. Перед вживанням цю фракцію зазвичай змішують з розгалуженими алканами, циклоалканами і ароматичними сполуками, одержуваними з інших фракцій шляхом каталітичного крекінгу або риформінгу.

Якість бензину як моторного палива визначається його октановим числом. Воно указує процентне об'ємний вміст 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в суміші 2,2,4-триметилпентана і гептана (алкан з неразветвленной ланцюгом), яка володіє такими ж детонаційними характеристиками горіння, як і випробовуваний бензин.

Погане моторне паливо має нульове октанове число, а хороше паливо-октанове число 100. Октанове число бензинової фракції, одержуваної з сирої нафти, зазвичай не перевищує 60. Характеристики горіння бензину поліпшуються при додаванні в нього антидетонаторной присадки, у якості якої використовується тетраетилсвинець (IV), Рb (С2Н5) 4. Тетраетилсвинець є безбарвну рідину, яку отримують при нагріванні хлороетана зі сплавом натрію та свинцю:

При горінні бензину, що містить цю присадку, утворюються частинки свинцю та оксиду свинцю (II). Вони сповільнюють певні стадії горіння бензинового палива і тим самим перешкоджають детонації. Разом з тетраетілсвінцом в бензин додають ще 1,2-дібромоетан. Він реагує зі свинцем і свинцем (II), утворюючи бромід свинцю (II). Оскільки бромід свинцю (II) є летуче з'єднання, він видаляється з автомобільного двигуна з вихлопними газами.

Нафта (нафта). Цю фракцію перегонки нафти одержують у проміжку між бензинової та гасової фракціями. Вона складається переважно з алканів (табл. 5).

Нафта отримують також при фракційної перегонки легкої масляної фракції, одержуваної з кам'яновугільної смоли (табл. 3). Нафта з кам'яновугільної смоли має високий вміст ароматичних вуглеводнів.

Більшу частину лігроїну, одержуваного при перегонці нафти, піддають риформингу для перетворення на бензин. Однак багато його використовують як сировину для отримання інших хімічних речовин.

Таблиця 5 Вуглеводневий склад лигроиновой фракції типовою близькосхідної нафти

Гас. Гасова фракція перегонки нафти складається з аліфатичних алканів, нафталинов і ароматичних вуглеводнів. Частина її піддається очищенню для використання в якості джерела насичених вуглеводнів-парафінів, а інша частина піддається крекінгу з метою перетворення на бензин. Проте основна частина гасу використовується як пальне для реактивних літаків.

Газойль. Ця фракція нафти відома під назвою дизельного палива. Частина її піддають крекінгу для отримання нефтезаводского газу та бензину. Однак головним чином газойль використовують як пальне для дизельних двигунів. У дизельному двигуні запалювання палива виробляється в результаті підвищення тиску. Тому вони обходяться без свічок запалювання. Газойль використовується також як паливо для промислових печей.

Мазут. Ця фракція залишається після видалення з нафти решти фракцій. Більша його частина використовується в якості рідкого палива для нагрівання котлів та отримання пара на промислових підприємствах, електростанціях і в корабельних двигунах. Проте певну частину мазуту піддають вакуумного перегонці для отримання мастил та парафінового воску. Мастила піддають подальшому очищенні шляхом екстракції розчинника. Темний в'язкий матеріал, що залишається після вакуумної перегонки мазуту, називається «бітум», або «асфальт». Він використовується для виготовлення дорожніх покриттів.

Ми розповіли про те, як фракційна і вакуумна перегонка поруч з екстракцією розчинниками дозволяє розподілити сиру нафту на різні практично важливі фракції. Всі ці процеси є фізичними. Але для переробки нафти використовуються ще і хімічні процеси. Ці процеси можна підрозділити на два типи: крекінг і риформинг.

§ 2. Крекінг

У процесі великі молекули висококиплячих фракцій сирої нафти розщеплюються на менші молекули, з яких складаються низкокипящие фракції. Крекінг необхідний тому, що потреби у низкокипящих фракціях нафти - особливо в бензині - часто випереджають можливості їх отримання шляхом фракційної перегонки сирої нафти.

У результаті крекінгу крім бензину отримують також алкени, необхідні як сировина для хімічної промисловості. Крекінг у свою чергу підрозділяється на три найважливіших типу: гідрокрекінг, каталітичний крекінг і термічний крекінг.

Гідрокрекінг. Цей різновид крекінгу дозволяє перетворювати висококиплячі фракції нафти (воски та важкі масла) в низкокипящие фракції. Процес гідрокрекінгу у тому, що подвергаемую крекінгу фракцію нагрівають під дуже високим тиском в атмосфері водню. Це призводить до розриву великих молекул і приєднання водню до фрагментами. У результаті утворюються насичені молекули невеликих розмірів. Гідрокрекінг використовується для отримання газойлю і бензинів з важких фракцій.

Каталітичний крекінг. Цей метод призводить до утворення суміші насичених і ненасичених продуктів. Каталітичний крекінг проводиться при порівняно невисоких температурах, а в якості каталізатора використовується суміш кремнезему та глинозему. Таким шляхом отримують високоякісний бензин і ненасичені вуглеводні з важких фракцій нафти.

Термічний крекінг. Великі молекули вуглеводнів, які у важких фракціях нафти, можуть бути розщеплені на менші молекули шляхом нагрівання цих фракцій до температур, що перевищують їх температуру кипіння. Як і при каталітичному крекінгу, у цьому випадку отримують суміш насичених і ненасичених продуктів. Наприклад,

Термічний крекінг має особливо важливе значення для отримання ненасичених вуглеводнів, наприклад етилену і пропену. Для термічного крекінгу використовуються парові крекінг-установки. У цих установках вуглеводневу сировину спочатку нагрівають в печі до 800 ° С, а потім розбавляють його парою. Це збільшує вихід алкенів. Після того як великі молекули вихідних вуглеводнів расщепятся більш дрібні молекули, гарячі гази охолоджують приблизно до 400СС водою, яка на стиснений пар. Потім охолоджені гази надходять в ректифікаційної (фракційну) колону, де вони охолоджуються до 40 ° С. Конденсація більших молекул призводить до утворення бензину і газойлю. Несконденсировавшиеся гази стискують у компресорі, який приводиться в дію стисненим парою, отриманим на стадії охолодження газів. Остаточний поділ продуктів виробляється в колонах фракційної перегонки.

Таблиця 6 Вихід продуктів крекінгу з парою з різного вуглеводневої сировини (мас.%)

У європейських країнах головною сировиною для отримання ненасичених вуглеводнів з допомогою каталітичного крекінгу є нафта. У Сполучених Штатах головною сировиною для цієї мети служить етан. Його легко отримують на нафтопереробних заводах як один з компонентів зрідженого нафтового газу або ж з природного газу, а також з нафтових свердловин як один з компонентів природних супутніх газів. В якості сировини для крекінгу з парою використовуються також пропан, бутан і газойль. Продукти крекінгу етану і лигроина вказані в табл. 6.

Реакції крекінгу протікають за радикальним механізмом.

§ 3. Риформінг

На відміну від процесів крекінгу, які у розщепленні великих молекул на менші, процеси риформінгу призводять до зміни структури молекул або до їх об'єднання в більші молекули. Риформінг використовують у переробці сирої нафти для перетворення низькоякісних бензинових фракцій у високоякісні фракції. Крім того, він використовується з метою отримання сировини для нафтохімічної промисловості. Процеси риформінгу можуть бути поділені на три типи: ізомеризація, алкілування, а також циклізація і ароматизація.

Ізомеризація. У цьому процесі молекули одного ізомеру піддаються перегрупуванню з утворенням іншого ізомеру. Процес ізомеризації має дуже важливе значення для підвищення якості бензинової фракції, одержуваної після первинної перегонки сирої нафти. Ми вже вказували, що ця фракція містить занадто багато нерозгалужених алканів. Їх можна перетворити на розгалужені алкани, нагріваючи цю фракцію до 500-600 ° С під тиском 20-50 атм. Цей процес називається термічного риформінгу.

Для ізомеризації нерозгалужених алканів може також застосовуватися каталітичний риформінг. Наприклад, бутан можна ізомерізувати, перетворюючи їх у 2-метил-пропан, за допомогою каталізатора з хлориду алюмінію при температурі 100 ° С або вище:

Ця реакція має іонний механізм, який здійснюється за участю карбка-тионов.

Алкілювання. У цьому процесі алкани і алкени, які утворилися в результаті крекінгу, возз'єднуються з утворенням високосортних бензинів. Такі алкани і алкени зазвичай мають від двох до чотирьох атомів вуглецю. Процес проводиться при низькій температурі з використанням сильнокислотного каталізатора, наприклад сірчаної кислоти:

Ця реакція протікає по іонному механізму з участю карбкатіона (СН3) 3С +.

Циклизация і ароматизація. При пропущенні бензинової і лигроиновой фракцій, отриманих в результаті первинної перегонки сирої нафти, над поверхнею таких каталізаторів, як платина або оксид молібдену (VI), на підкладці з оксиду алюмінію, при температурі 500 ° С і під тиском 10-20 атм відбувається циклізація з наступною ароматизацией гексану та інших алканів з більш довгими нерозгалужених ланцюгами:

Відщеплення водню від гексану, а потім від циклогексану називається дегидрированием. Риформінг цього по суті являє собою один з процесів крекінгу. Його називають платформингом, каталітичним риформингом або просто риформингом. У деяких випадках у реакційну систему вводять водень, щоб запобігти повному розкладанню алкану до вуглецю і підтримати активність каталізатора. У цьому випадку процес називається гидроформингом.

§ 4. Очищення від сірки

Сира нафта містить сірководень та інші сполуки, що містять сірку. Вміст сірки в нафті залежить від родовища. Нафта, яку отримують з континентального шельфу Північного моря, має низький вміст сірки. При перегонці сирої нафти органічні сполуки, що містять сірку, розщеплюються, і в результаті утворюється додаткова кількість сірководню. Сірководень потрапляє в нефтезаводской газ чи до фракції скрапленого нафтового газу. Оскільки сірководень має властивості слабкої кислоти, його можна видалити, обробляючи нафтопродукти будь-яким слабким підставою. З отриманого таким чином сірководню можна мати сірку, спалюючи сірководень у повітрі і пропускаючи продукти згоряння від поверхні каталізатора з оксиду алюмінію при температурі 400 ° С. Сумарна реакція цього процесу описується рівнянням

Приблизно 75% всієї елементної сірки, яка у даний час промисловістю несоціалістичних країн, беруть із сирої нафти та природного газу.

Глава 5. ЗАСТОСУВАННЯ ВУГЛЕВОДНІВ

Приблизно 90% всієї нафти, що видобувається використовують в якості палива. Незважаючи на те, що та частина нафти, яка використовується для отримання нафтохімічних продуктів, мала, ці продукти мають дуже велике значення. З продуктів перегонки нафти одержують багато тисяч органічних сполук (табл. 7). Вони в свою чергу використовуються для отримання тисяч продуктів, які задовольняють не тільки насущні потреби сучасного суспільства, але й потреби в комфорті (рис. 6).

Таблиця 7 Вуглеводневе сировину для хімічної промисловості

Хоча різні групи хімічних продуктів, зазначені на рис. 6, в широкому значенні є такі як нафтохімічні продукти, оскільки їх отримують з нафти, слід зазначити, що чимало продукти, особливо ароматичні сполуки, в промисловості отримують з кам'яновугільної смоли та інших джерел сировини. І все-таки приблизно 90% всієї сировини для органічної промисловості отримують з нафти.

Нижче будуть розглянуті деякі типові приклади, що показують використання вуглеводнів як сировини для хімічної промисловості.

Рисунок 6 Застосування продуктів нафтохімічної промисловості.

§ 1. Алкани

Метан є не тільки одним з найважливіших видів палива, але має ще й безліч інших застосувань. Він використовується для отримання так званого синтез-газу, або сингаза. Подібно водянику газу, який отримують з коксу і пара, синтез-газ являє собою суміш моноксиду вуглецю і водню. Синтез-газ отримують, нагріваючи метан чи нафта приблизно до 750 ° С під тиском близько 30 атм у присутності нікелевого каталізатора:

Синтез-газ використовується для отримання водню в процесі Габера (синтез аміаку).

Синтез-газ використовується також для отримання метанолу та інших органічних сполук. У процесі виробництва метанолу синтез-газ пропускають над поверхнею каталізатора з оксиду цинку і міді при температурі 250 ° С і тиску 50-100 атм, що призводить до реакції

Синтез-газ, використовуваний для проведення цього процесу, повинен бути ретельно очищений від домішок.

Метанол неважко піддати каталітичного розкладання, при якому з нього знову виходить синтез-газ. Це дуже зручно використовувати для транспортування синтез-газу. Метанол є одним з найважливіших видів сировини для нафтохімічної промисловості. Він використовується, наприклад, для отримання оцтової кислоти:

Каталізатором для цього процесу є розчинну аніонний комплекс родію [Rh (CO) 2I2]. Цей спосіб використовується для промислового отримання оцтової кислоти, потреби у якої перевершують масштаби її одержання в результаті процесу ферментації.

Розчинні сполуки родію, можливо, стануть використовуватися в майбутньому як гомогенних каталізаторів процесу отримання етан-1 ,2-диола з синтез-газу:

Ця реакція протікає при температурі 300 ° С і тиску близько 500-1000 атм. В даний час такий процес економічно невигідний. Продукт цієї реакції (його тривіальна назва - етиленгліколь) використовується в якості антифризу і для отримання різних поліефірів, наприклад терилена.

Метан використовується також для отримання хлорометанов, наприклад трихлоро-метану (хлороформу). Хлорометан мають різноманітні застосування. Наприклад, хлорометан використовують у процесі отримання силіконів.

Нарешті, метан все більше використовується для отримання ацетилену

Ця реакція протікає приблизно при 1500 ° С. Щоб нагріти метан до такої температури, його спалюють за умов обмеженого доступу повітря.

Етан теж має ряд важливих застосувань. Його використовують у процесі отримання хлороетана (етілхлоріда). Як було зазначено вище, етілхлорід використовується для отримання тетраетилсвинцю (IV). У Сполучених Штатах етан є важливою сировиною для отримання етилену (табл. 6).

Пропан грає важливу роль в промисловому отриманні альдегідів, наприклад метаналя (мурашиного альдегіду) і етаналя (оцтового альдегіду). Ці речовини мають особливо важливе значення у виробництві пластмас. Бутан використовується для отримання буту-1 ,3-диєна, який, як буде описано нижче, використовується для отримання синтетичного каучуку.

§ 2. Алкени

Етилен. Одним з найважливіших алкенів і взагалі одним з найбільш важливих продуктів нафтохімічної промисловості є етилен. Він являє собою сировину для одержання багатьох пластмас. Перелічимо їх.

Поліетилен. Поліетилен являє собою продукт полімеризації етилену:

Поліхлороетілен. Цей полімер має ще назву полівінілхлорид (ПВХ). Його отримують з хлороетілена (вінілхлориду), який в свою чергу отримують з етилену. Сумарна реакція:

1,2-Діхлороетан отримують у вигляді рідини або газу, використовуючи як каталізатора хлорид цинку або хлорид заліза (III).

При нагріванні 1,2-діхлороетана до температури 500 ° С під тиском 3 атм у присутності пемзи утворюється хлороетілен (вінілхлорид)

Інший спосіб отримання хлороетілена заснований на нагріванні суміші етилену, хлоро-водню і кисню до 250 ° С в присутності хлориду міді (II) (каталізатор):

Поліефірне волокно. Прикладом такого волокна є терилен. Його отримують з етан-1 ,2-диола, який у свою чергу синтезують з епоксіетана (етиленоксиду) наступним чином:

Етан-1 ,2-діол (етиленгліколь) використовується також в якості антифризу і для отримання синтетичних миючих засобів.

Етанол одержують гідратацією етилену, використовуючи як каталізатора фосфорну кислоту на носії з кремнезему:

Етанол використовується для отримання етаналя (ацетальдегіду). Крім того, його використовують як розчинник для лаків і політур, а також в косметичній промисловості.

Нарешті, етилен використовується ще отримання хлороетана, який, як було зазначено вище, застосовується для виготовлення тетраетилсвинцю (IV) - антидетонаторной присадки до бензинів.

Пропен. Пропен (пропілен), як і етилен, використовується для синтезу різноманітних хімічних продуктів. Багато з них використовуються у виробництві пластмас і каучуків.

Полипропен. Полипропен собою продукт полімеризації пропена:

Пропанон і пропеналь. Пропанон (ацетон) широко використовується як розчинник, а крім того, застосовується у виробництві пластмаси, відомої під назвою плексигласу (полиметилметакрилат). Пропанон отримують з (1-метілетіл) бензолу чи з пропан-2-олу. Останній отримують з пропену наступним чином:

Окислення пропену в присутності каталізатора з оксиду міді (II) при температурі 350 ° С призводить до отримання пропеналя (акрилового альдегіду):

Пропан-1 ,2,3-Тріоле. Пропан-2-ол, пероксид водню та пропеналь, одержувані в описаному вище процесі, можуть використовуватися для отримання пропан-1 ,2,3-триола (гліцерину):

Гліцерин застосовується у виробництві целофанової плівки.

Пропеннітріл (акрилонітрил). Це з'єднання використовується для отримання синтетичних волокон, каучуків і пластмас. Його отримують, пропускаючи суміш пропена, аміаку та повітря над поверхнею молибдатного каталізатора при температурі 450 ° С:

Метилбута-1 ,3-диен (ізопрен). Його полімеризацією отримують синтетичні каучуки. Ізопрен отримують за допомогою наступного багатостадійного процесу:

Епоксіпропан використовується для отримання поліуретанових пінопластів, поліефірів і синтетичних миючих засобів. Його синтезують наступним чином:

Бут-1-ен, бут-2-ен і буту-1 ,2-диен використовуються для одержання синтетичних каучуків. Якщо в якості сировини для цього процесу використовуються бутени, їх спочатку перетворюють на бута-1 ,3-диен шляхом дегидрирования у присутності каталізатора - суміші оксиду хрому (Ш) з оксидом алюмінію:

§ 3. Алкіни

Найважливішим представником ряду алкинов є етініл (ацетилен). Ацетилен має численні застосування, наприклад:

як пальне в киснево-ацетиленових пальниках для різання і зварювання металів. При горінні ацетилену в чистому кисні в його полум'я розвивається температура до 3000 ° С;

для отримання хлороетілена (вінілхлориду), хоча в даний час найважливішим сировиною для синтезу хлороетілена стає етилен (див. вище).

для отримання розчинника 1,1,2,2-тетрахлороетана.

§ 4. Арени

Бензол і метилбензол (толуол) одержують у великих кількостях при переробці сирої нафти. Оскільки метилбензол отримують при цьому навіть у бльших кількостях, ніж потрібно, частину його перетворюють на бензол. З цією метою суміш метилбензола з воднем пропускають над поверхнею платинового каталізатора на носії з оксиду алюмінію при температурі 600 ° С під тиском:

Цей процес називається гидроалкилированием.

Бензол використовується в якості вихідної сировини для отримання ряду пластмас.

(1-Метілетіл) бензол (кумол або 2-фенілпропан). Його використовують для одержання фенолу і пропанона (ацетону). Фенол застосовується для синтезу різних каучуків і пластмас. Нижче зазначені три стадії процесу одержання фенолу.

Полі (фенілетілен) (полістирол). Мономером цього полімеру є феніл-етилен (стирол). Його отримують з бензолу:

Глава 6. Аналіз стану нафтової промисловості.

Частка Росії у світовому видобутку мінеральної сировини залишається високою і становить на нафту 11.6%, по газу - 28.1, вугілля - 12-14%. За обсягом розвіданих запасів мінеральної сировини Росія займає провідне положення у світі. При займаній території в 10% у надрах Росії зосереджено 12-13% світових запасів нафти, 35% - газу, 12% - вугілля. У структурі мінерально-сировинної бази країни понад 70% запасів припадає на ресурси паливно-енергетичного комплексу (нафта, газ, вугілля). Загальна вартість розвіданого і оціненого мінеральної сировини становить суму 28.5трлн доларів, що на порядок перевищує вартість всієї приватизованою нерухомості Росії.

Таблиця 8 Паливно-енергетичний комплекс Російської Федерації

Паливно-енергетичний комплекс є опорою вітчизняної економіки: частка ПЕК у загальному обсязі експорту в 1996р. складе майже 40% (25млрд дол.) Близько 35% усіх доходів федерального бюджету на 1996р. (121із 347трлн руб.) Планується отримати за рахунок діяльності підприємств комплексу. Відчутна частка ПЕК в загальному обсязі товарної продукції, яку російські підприємства планують випустити в 1996р. З 968трлн руб. товарної продукції (у діючих цінах) частка підприємств ПЕК складе майже 270трлн руб., або більше 27% (табл. 8). ПЕК залишається найбільшим промисловим комплексом, що здійснюють капітальні вкладення (більше 71трлн руб. В 1995р.) І привертали інвестиції (1.2млрд дол тільки від Світового банку за два останні роки) у підприємства всіх своїх галузей.

Нафтова промисловість Російської Федерації протягом тривалого періоду розвивалася екстенсивно. Це досягалося за рахунок відкриття та введення в експлуатацію в 50-70-х роках великих високопродуктивних родовищ в Урало-Поволжя та Західного Сибіру, ​​а також будівництвом нових і розширенням діючих нафтопереробних заводів. Висока продуктивність родовищ дозволила з мінімальними питомими капітальними вкладеннями і порівняно невеликими витратами матеріально-технічних ресурсів нарощувати видобуток нафти по 20-25млн т на рік. Однак при цьому розробка родовищ велася неприпустимо високими темпами (від 6до 12% відбору від початкових запасів), і всі ці роки в нафтовидобувних районах серйозно відставали інфраструктура та житлово-побутове будівництво. У 1988р. в Росії було видобуто максимальну кількість нафти і газового конденсату - 568.3млн т, або 91% загальносоюзного видобутку нафти. Надра території Росії та прилеглих акваторій морів містять близько 90% розвіданих запасів нафти всіх республік, що входили раніше до СРСР. У всьому світі мінерально-сировинна база розвивається за схемою розширення відтворення. Тобто щорічно необхідно передавати промисловикам нових родовищ на 10-15% більше, ніж вони виробляють. Це необхідно для підтримки збалансованості структури виробництва, щоб промисловість не відчувала сировинного голоду. У роки реформ гостро постало питання інвестицій у геологорозвідку. На освоєння одного мільйона тонн нафти необхідні вкладення у розмірі від двох до п'яти мільйонів доларів США. Причому ці кошти дадуть віддачу лише через 3-5років. Тим часом для заповнення падіння видобутку необхідно щорічно освоювати 250-300млн т нафти. За минулі п'ять років розвідано 324месторожденія нафти і газу, введено в експлуатацію 70-80месторожденій. На геологію в 1995р. було витрачено лише 0.35% ВВП (в колишньому СРСР ці витрати були в три рази вище). На продукцію геологів - розвідані родовища - існує відкладений попит. Проте в 1995р. геологічній службі все ж таки вдалося зупинити падіння виробництва в своїй галузі. Обсяги глибокого розвідувального буріння в 1995р. зросли на 9% в порівнянні з 1994р. З 5.6трлн рублів фінансування 1.5трлн рублів геологи отримували централізовано. На 1996р. бюджет Роскомнедра становить 14трлн рублів, з них 3трлн - централізовані інвестиції. Це лише чверть вкладень колишнього СРСР у геологію Росії.

Сировинна база Росії за умови формування відповідних економічних умов розвитку геологорозвідувальних робіт може забезпечити на порівняно тривалий період рівні видобутку, необхідні для задоволення потреб країни в нафті. Слід враховувати, що в Російській Федерації після сімдесятих років не було відкрито жодного великого продуктивного родовища, а знову прирощує запаси за своїми кондиціям різко погіршуються. Так, наприклад, за геологічними умовами середній дебіт однієї нової свердловини в Тюменській області впав з 138т в 1975р. до 10-12т в 1994р., тобто більше ніж у 10раз. Значно зросли витрати фінансових і матеріально-технічних ресурсів на створення 1т нової потужності. Стан розробки великих високопродуктивних родовищ характеризується виробленням запасів в обсягах 60-90% від початкових видобутих запасів, що зумовило природне падіння видобутку нафти.

У зв'язку з високою виработанностью великих високопродуктивних родовищ якість запасів змінилося в гіршу сторону, що вимагає залучення значно більших фінансових і матеріально-технічних ресурсів для їх освоєння. Через скорочення фінансування неприпустимо зменшилися обсяги геологорозвідувальних робіт, і як наслідок знизилися прирости запасів нафти. Якщо в 1986-1990рр. по Західному Сибіру приріст запасів становив 4.88млрд т, то в 1991-1995рр. через зниження обсягів розвідувального буріння цей приріст знизився майже вдвічі і склав 2.8млрд т. В умовах, що для забезпечення потреб країни навіть на найближчу перспективу потрібно прийняття державних заходів з нарощування сировинної оази.

Перехід до ринкових відносин диктує необхідність зміни підходів до встановлення економічних умов для функціонування підприємств, що відносяться до гірничодобувним галузям промисловості. У нафтовій галузі, яка характеризується непоновлюваних ресурсів цінної мінеральної сировини - нафти, що існують економічні підходи виключають з розробки значну частину запасів через неефективність їх освоєння за діючими економічними критеріями. Оцінки показують, що по окремих нафтовим компаніям з економічних причин не можуть бути залучені в господарський оборот від 160до 1057млн. т запасів нафти.

Нафтова промисловість, маючи значну забезпеченість балансовими запасами, в останні роки погіршує свою роботу. У середньому падіння видобутку нафти на рік за чинним фонду оцінюється в 20%. З цієї причини, щоб зберегти досягнутий рівень видобутку нафти в Росії, необхідно ввдіть нові потужності на 115-120млн. т на рік, для чого потрібно пробурити 62млн. м експлуатаційних свердловин, а фактично в 1991р. пробурено 27.5млн м, а в 1995 - 9.9млн. м.

Відсутність коштів призвело до різкого скорочення обсягів промислового і гражданскоого будівництва, особливо в Західному Сибіру. Внаслідок цього відбулося зменшення робіт з облаштування нафтових родовищ, будівництва та реконструкції систем збору і транспорту нафти, будівництва житла, шкіл, лікарень та інших об'єктів, що стало однією з причин напруженої соціальної обстановки в нафтовидобувних регіонах. Програма будівництва об'єктів утилізації попутного газу була зірвана. У результаті в факелах спалюється щороку більше 10млрд. м3нефтяного газу. Через неможливість реконструкції нафтопровідних систем на промислах постійно відбуваються численні пориви трубопроводів. Тільки в 1991р. з цієї причини втрачено понад 1млн т нафти і завдано великої шкоди навколишньому середовищу. Скорочення замовлень на будівництво призвело до розпаду в Західному Сибіру потужних будівельних організацій.

Однією з основних причин кризового стану нафтової промисловості є також відсутність необхідного промислового обладнання і труб. У середньому дефіцит у забезпеченні галузі матеріально-технічними ресурсами перевищує 30%. За останні роки не створено жодної нової великої виробничої одиниці з випуску нафтопромислового обладнання, більш того, багато заводів цього профілю скоротили виробництво, а коштів, що виділяються для валютних закупівель виявилося недостатньо.

Через погане матеріально-технічного забезпечення число простоюють експлуатаційних свердловин перевищило 25тис. од., в тому числі наднормативно простоюють - 12тис. од. По свердловинах, простойний наднормативно, щодоби втрачається близько 100тис. т нафти.

Гострою проблемою для подальшого розвитку нафтової промисловості залишається її слабка оснащеність високопродуктивною технікою та обладнанням для видобутку нафти і газу. До 1990р. в галузі половина технічних засобів мала знос понад 50%, тільки 14% машин і устаткування відповідало світовому рівню, потреба за основними видами продукції задовольнялася в середньому на 40-80%. Таке становище із забезпеченням галузі обладнанням стало наслідком слабкого розвитку нафтового машинобудування країни. Імпортні поставки в загальному обсязі устаткування досягли 20%, а за окремими видами доходять і до 40%. Закупівля труб сягає 40 - 50%.

З розпадом Союзу погіршилося становище з постачанням нафтопромислового обладнання з республік СНД: Азербайджану, Україні, Грузії і Казахстану. Будучи монопольними виробниками багатьох видів продукції, заводи цих республік роздували ціни та скорочували постачання устаткування. Тільки на частку Азербайджану в 1991р. припадало близько 37% продукції, що випускається для нафтовиків продукції.

У результаті руйнування системи матеріально-технічного забезпечення, скорочення бюджетного фінансування та неможливість самофінансування бурових робіт нафтовидобувними об'єднаннями з-за низької ціни на нафту і нестримно зростаючих цін на матеріально-технічні ресурси почалося скорочення обсягів бурових робіт. З року в рік скорочується створення нових нафтовидобувних потужностей і відбувається різке падіння видобутку нафти.

Значний резерв скорочення обсягу бурових робіт - підвищення дебіту нових свердловин за рахунок вдосконалення розтину нафтових пластів. У цих цілях необхідно кратне збільшення буріння горизонтальних свердловин, що дають збільшення дебіту проти стандартних свердловин до 10и більше разів. Вирішення питань якісного розкриття пластів дозволить підвищити початковий дебіт свердловин на 15-25%.

У зв'язку із систематичною недопостачанням в останні роки нафтогазовидобувним підприємствам матеріально-технічних ресурсів для підтримки фонду в працездатному стані використання його різко погіршився. Непрямою причиною зростання непрацюючого фонду свердловин є також низька якість обладнання, яке постачається вітчизняними заводами, що веде до невиправданого зростання обсягів ремонтних робіт.

Таким чином, нафтова промисловість Росії до 1992р. вже вступила в кризовий стан незважаючи на те, що вона мала у своєму розпорядженні достатніми промисловими запасами нафти і великими потенційними ресурсами. Проте за період з 1988по 1995рр. рівень видобутку нафти знизився на 46.3%. Переробка нафти в Російській Федерації зосереджена в основному на 28 нафтопереробних заводах (НПЗ): на 14предпріятіях обсяг переробки нафти перевищував 10млн т на рік і на них перероблялося 74.5% всього обсягу надходить нафти, на 6предпріятіях обсяг переробки становив від 6до 10млн тв рік і на інших 8заводах - менш 6млн т на рік (мінімальний обсяг переробки 3.6млн т на рік, максимальний - близько 25млн т на рік).

Потужності окремих НПЗ РФ за обсягами сировини, що переробляється, структура їх виробничих фондів істотно відрізняються від зарубіжних нафтопереробних підприємств. Так, основна частка нафти в США переробляється на НПЗ потужністю 4-12млн т / рік, в Західній Європі - 3-7млн т на рік. У табл. 9пріведени показники виробництва основних нафтопродуктів в РФ і розвинених капіталістичних країнах.

Таблиця 9 Показники виробництва основних нафтопродуктів в РФ і розвинених капіталістичних країнах.

У структурі виробництва і споживання РФ значно більшу питому вагу займають важкі залишкові нафтопродукти. Вихід світлих близький до потенційному змісту в нафті (48-49%), що вказує на низьке використання вторинних процесів глибокої переробки нафти в структурі вітчизняної нафтопереробки. Середня глибина переробки нафти (відношення світлих нафтопродуктів до обсягу переробки нафти) становить близько 62 - 63%. Для порівняння, глибина переробки на НПЗ промислово розвинених країн становить 75-80% (у США - близько 90%) З початку 90-х років в умовах відносно стабільного попиту на світлі нафтопродукти спостерігалося зниження рівня завантаження по більшості процесів. Подальше падіння цього показника і, як наслідок, глибина переробки, досягла мінімуму в 1994р. (61.3%), викликана зниженням споживання моторного палива в умовах поглиблення спаду промислового виробництва по Росії в цілому. На вітчизняних заводах недостатньо розвинені процеси гідроочищення дистилятів, відсутня гидроочистка нафтових залишків. НПЗ є великими джерелами забруднення навколишнього середовища: сумарні викиди шкідливих речовин (діоксиду сірки, окису вуглецю, окислів азоту, сірководню та ін) в 1990р. склали 4.5кг на тонну переробленої нафти.

Порівнюючи потужності поглиблювальних і облагороджувальних процесів на підприємствах Російської Федерації з аналогічними даними по закордонних країнах, можна відзначити, що питома вага потужностей каталітичного крекінгу в 3раза менше, ніж у ФРН, в 6раз менше, ніж в Англії, і в 8раз нижче в порівнянні з США . До цих пір практично не використовується один з прогресивних процесів - гідрокрекінг вакуумного газойлю. Така структура все менше відповідає потребам національного ринку, оскільки призводить, як уже зазначалося, до надлишкового виробництва мазуту при дефіциті високоякісних моторних палив.

Згаданий вище спад продуктивності головного і вторинних процесів почасти є наслідком зниження поставок нафти на нафтопереробні підприємства та платоспроможного попиту споживачів, а також велику зношеність технологічного обладнання. З більш 600основних технологічних установок вітчизняних НПЗ лише 5.2% (у 1991р .- 8.9%) мають термін експлуатації менше 10 років. Переважна ж більшість (67.8%) введено в дію більше 25 років тому і вимагає заміни. Стан установок первинної перегонки в Російській Федерації в цілому найбільш незадовільний.

Прямим наслідком незадовільного стану основних фондів нафтопереробної промисловості є висока собівартість і низька якість товарних нафтопродуктів. Так, не піддається гідрообессе-рення мазут має низький попит на світовому ринку і використовується лише в якості сировини для виробництва світлих нафтопродуктів.

Жорсткість в 80-х роках в більшості промислово розвинених країн урядового контролю за станом навколишнього середовища привело до значної зміни техніко-технологічної структури зарубіжних НПЗ. Нові стандарти якості моторних палив (так званих "реформулірованних" моторних палив) передбачають:

для бензинів - значне зниження вмісту ароматичних (бензолу до 1%) і олефінових вуглеводнів, сірчистих з'єднань, показника летючості, обов'язкове додавання кисневмісних сполук (до 20%);

для дизельних палив - зниження вмісту ароматичних вуглеводнів до 20-10% і сірчистих з'єднань до 0,1-0,02%.

У 1992р. частка неетилованих бензинів у загальному виробництві бензинів у США перевищила 90%, у Німеччині - 70%. Японія виробляла лише неетилированні бензини.

На вітчизняних НПЗ триває виробництво етилованого бензину. Частка неетилованих бензинів у загальному обсязі виробництва авто бензинів у 1991р. становила 27.8%. Питома вага їх виробництва практично не збільшувався протягом останніх років і склав в даний час близько 45%. Основна причина полягає у відсутності фінансових коштів на модернізацію та будівництво установок, які виробляють високооктанові компоненти, а також потужностей з виробництва каталізаторів. На підприємствах Росії в основному виробляли автобензин А-76, який відповідає сучасним вимогам розвитку двигунобудування. Трохи краще стан виробництва дизельного палива як експортно-здатного продукту. Частка малосернистого палива з вмістом сірки до 0.2% у 1991р. становила 63.8%, в 1995р. - До 76%.

У 1990-1994рр. швидкими темпами скорочувалися виробництво і асортимент мастил. Якщо в 1991р. загальний обсяг виробництва мастил склав 4684.7тис. т, то в 1994р. - 2127.6тис. т. Найбільше скорочення виробництва масел мало місце на грозненських (в даний час провадження закрито), Ярославському, Новокуйбишевськ, Орському, Пермському і Омському НПЗ.

Особлива роль у розвитку нафтогазового комплексу належить системі нафтопродуктозабезпечення. Значимість трубопровідного транспорту для функціонування нафтового комплексу визначено Указом Президента РФ від 7 жовтня 1992р., Відповідно до якого держава зберегла за собою контроль над акціонерною компанією "Транснефть". На території Російської Федерації експлуатуються 49.6тис. км магістральних нафтопроводів, 13264тис. куб. м резервуарних ємностей, 404нефтеперекачівающіе станції. В даний час гострою проблемою є підтримання діючої системи магістральних нафтопроводів у працездатному стані.

Нафтопровідна система формувалася в основному в 1960-1970гг. відповідно до зростання обсягів видобутку нафти. Терміни експлуатації їх досить значні - 45% нафтопроводів мають вік до 20років, 29%-від 20до 30лет. Понад 30лет експлуатується 25.3% нафтопроводів. Подальша їх експлуатація в умовах підвищеного зносу вимагає значних зусиль для підтримання їх в працездатному стані. Через різкого зниження попиту на російському ринку та ринках країн СНД потреби в транспортуванні нафти і нафтопродуктів у межах території Росії і ближнього зарубіжжя за період 1991-1994рр. різко знизилися, внаслідок чого завантаження окремих трубопроводів зменшилася в 1.12-2.8раза. У результаті значна частина нафтопроводів, в тому числі нафтопровід "Дружба", працюють не в повному режимі, що викликає підвищену корозію внутрішньої поверхні, сніженіеК. ПД і надійної роботи насосних агрегатів. У той же час помітно збільшилося навантаження (на 15-28%) на транспортні артерії, по яких здійснюються поставки нафти та нафтопродуктів в далеке зарубіжжя.

Скорочення платоспроможного попиту споживачів також призводить до затоварювання нафтою всієї системи магістральних нафтопроводів та резервуарів, що ставить під загрозу її керованість. За оцінками фахівців, при накопиченні в системі більш 5.8млн т нафти, як це було в першій половині 1994р., Раціональне регулювання потоків стає неможливим.

Одним з основних лімітуючих факторів, що негативно впливають на розвиток експорту російської нафти морським транспортом, є пропускна здатність експортних трубопроводів і явно недостатня потужність морських нафтових терміналів. Решта в Росії після розпаду СРСР чотири порти з терміналами - Новоросійськ, Туапсе, Знахідка і Владивосток здатні відвантажити не більше 40млн т нафти на рік. Ще близько 20 млн. т російської нафти експортується через український порт Одеса і латвійський Венте-пилці.

Іншою проблемою є транспортування високо-сірчистої нафти. У колишньому СРСР ця нафта перероблялася в основному на Кременчуцькому НПЗ.

Стримує розвиток нафтового ринку відсутність до теперішнього часу єдиної системи взаємних розрахунків за зміну якості нафти в процесі транспортування. Це пов'язано з тим, що основні нафтопроводи мали великі діаметри і призначалися для транспортування значних обсягів нафти на великі відстані, що вони визначало перекачування нафт в суміші. За деякими оцінками, щорічні, тільки по ВАТ "ЛУКОЙЛ", втрати від погіршення споживчих властивостей нафти і нееквівалентного перерозподілу вартості нафти між виробниками досягають мінімум 60-80млрд руб.

До початку 90-х років система нафтопродуктозабезпечення (НПрО) включала в себе 1224нефтебази, 496філіалов нафтобаз, 9893стаціонарних і пересувних автозаправних станцій, систему резервуарів сумарною ємністю близько 28мілліонов кубометрів. Споживчий товарообіг галузі становив близько 320млн т нафтопродуктів. Система нафтопродуктозабезпечення входила до Госкомнеф-тепродукт і складалася з 52терріторіальних управлінь. Із загальної кількості нафтобаз 5.7% становили перевалочні, 76.4% - залізничні, 14.2% - водні і 3.9% - глибинні розподільні нафтобази. До числа найбільш великих нафтобаз системи НПрО ставляться Астраханська нафтобаза, Архангельська, Туапсинская, Находкінська, Волгоградська, Узбецька, Махачкалинська, Усть-Кутська, Ярославська. Сумарна ємність резервуарного парку кожної з цих нафтобаз перевищує 100000кубометров.

Цей же період характеризувався інтенсивним зростанням трубопровідного транспорту нафтопродуктів, протяжність якого в однонитковому обчисленні до початку дев'яностих років становила 15472.9км магістральних трубопроводів, і з відводами від них до нафтобаз обший протяжністю 5051.9км. Найбільшими інженерними спорудами системи НПрО є магістральні трубопровідні комунікації Південно-Західного і Уральського напрямків, сумарний обсяг перекачування якими більше 80% обсягу перекачування по трубопроводах.

НПрО країни включає в себе і нефтепродуктообеспечи-вающие структури цілого ряду галузей, до числа яких належать, насамперед, транспортні системи: залізничного і автомобільного транспорту, сільського господарства.

До кінця 80-х років підприємства авіації забезпечувалися нафтопродуктами спеціальним структурним підрозділом - службами ПММ (паливно мастильних матеріалів). Служба між федеральними та регіональними органами виконавчої влади в частині розвитку конкурентоспроможності підприємств і організацій ПЕК.

Основними об'єктами нефтепродуктораспределения на автомобільному транспорті є АЗС (стаціонарні та пересувні) і роздаткові комплекси маслохозяйства автотранспортних підприємств.

Починаючи з 1990р. швидкими темпами відбувається трансформація системи НПрО. У цей час єдина система Держкомнафтопродукту РРФСР було реорганізовано спочатку у концерн "Роснефтепродукт", структурні елементи якого, у свою чергу, перетворені на підрозділи державного підприємства "Роснефть" (Главнефтепродукт), акціонерних компаній "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "Сургутнафтогаз", "СИДАНКО", "Транснефть" і "Транснафтопродукт" (всього 77нефтесбитових підприємств). Главнефтепродукт інтегрує діяльність залишків структури концерну "Рос-нафтопродукт", з якої виключені всі магістральні нафтопродуктопроводи, кількість нафтобаз знижено до 864, а ємність резервуарного парку - на величину близько 4.25млн куб. м. Таким чином, роль централізованого постачання нафтопродуктів неухильно знижувалася. У 1994р. в порівнянні з 1993р. обсяги поставок автомобільного бензину через централізовану систему скоротилися з 75до 66%, дизельного палива з 60до 45%, мазуту з 40до 14%.

Складається система НПрО практично в повному обсязі задовольняє платоспроможний попит. Періодично виникають збої у поставках окремих видів палива викликані такими причинами, як прагненням місцевої влади стримувати зростання цін, не рахуючись із реальним становищем на ринку нафтопродуктів, підвищенням заводських цін і ін

Усе більший вплив на формування ринку надають транспортні витрати. Підвищення залізничних тарифів на перевезення наливних вантажів по залізниці на відстань понад 3тис. км зробило нерентабельним транспортування нафтопродуктів навіть при найвигідніших умовах їх придбання на НПЗ.

Управління нафтової і газової промисловістю в СРСР здійснювалося через систему групи міністерств - Міністерства геології СРСР, Міністерства нафтової промисловості, Міністерства газової промисловості, Міністерства нафтопереробної і нафтохімічної промисловості СРСР, а також Головного управління транспорту, зберігання та розподілу нафти і нафтопродуктів

при Раді Міністрів РРФСР (Главнефтеснаб РРФСР) і Главнефтеснабов союзних республік. Велику роль у забезпеченні розвитку галузей відігравало Міністерство будівництва підприємств нафтової і газової промисловості.

Керівництво нафтовидобувної промисловістю здійснювало загальносоюзне Міністерство нафтової промисловості. Воно об'єднувало геологорозвідувальні, бурові, нафтогазовидобувні підприємства, підприємства з переробки попутного газу, організації з транспорту нафти по магістральних нафтопроводах, науково-дослідні і проектні інститути та мало механіко-ми заводами, транспортними підприємствами та іншими підсобно-допоміжними підприємствами і організаціями.

У віданні Міністерства нафтопереробної і нафтохімічної промисловості СРСР (Миннефтехимпром СРСР) перебували підприємства з переробки нафти та виробництва нафтопродуктів, продуктів основного органічного синтезу (синтетичні спирти, фенол, ацетон, миючі засоби тощо), синтетичного каучуку, підприємства технічного вуглецю і резіноасбестовая виробів, науково-дослідні та проектні інститути і допоміжні підприємства та організації.

Міністерство газової промисловості (Мингазпром, з 1989р. Державний концерн "Газпром") об'єднувало підприємства з видобутку газу та газового конденсату, переробки газу, пошукам газових родовищ, буріння газових свердловин, із виробництва газової апаратури, науково-дослідні та проектні інститути, допоміжні підприємства і організації.

Главнефтеснаб РРФСР і Главнефтеснабов союзних республік здійснювали планування, оперативне керівництво та розвитку об'єктів системи нафтопостачання (поставки нафтопродуктів, експортні поставки ит.п.).

Нафтова і газова промисловість зосереджені в ряді економічних районів країни. Найважливіші підприємства цих галузей діють у Західному Сибіру, ​​Урало-По-Волж, на Північному Кавказі і Тимано-Печорі, а також у тих республіках колишнього союзного держави, які в даний час стали суверенними - Україна, Закавказзі, Казахстані та Середній Азії. Керівництво підприємствами нафтовидобувної, нафтопереробної, нафтохімічної та газової промисловості в цих районах здійснювалося переважно виробничо-територіальними об'єднаннями.

Основними ланками в нафтовій та газовій промисловості були геологопоисковая контора, нефтегазодо-що буває управління, управління бурових робіт, нафтопереробний завод ит.п.

Величезне значення для реалізації господарської самостійності підприємств мав Закон СРСР про державне підприємство (об'єднання), який був введений в дію з 1 січня 1988р., За яким вони ставали в чому самостійними і відповідальними суб'єктами економіки.

В кінці 80-х років виникла ситуація, коли одностороння залежність галузі від підприємств машинобудівного комплексу посилювалася, і вирішувати проблеми технічного переоснащення і матеріально-технічного постачання нафтової промисловості без розвитку власної бази машинобудування стало неможливо. У 1999р. нафтогазової галузі були передані 11машіностроітельних заводів Мінважмашу СРСР. На базі 23машіностроітельних підприємств галузі та 9заводов колишнього Минхиммаша СРСР було створено машинобудівний концерн "Нефтегазмаш" з обсягом випуску продукції понад 600млн крб. на рік. Головним завданням концерну було забезпечення нефтегазодоби-вающих і бурових підприємств запасними частинами, інструментом і найважливішими видами нафтопромислового і бурового обладнання. Проте потреби у продукції машинобудування за рахунок власного виробництва задовольнялися лише на 25%.

Крім концерну "Нефтегазмаш", в 1989р. була створена асоціація "Нефтегазгеофизика", покликана підняти ефективність геофізичних робіт.

До кінця 80-х років вся практика господарювання підводила до того, що необхідна радикальна перебудова видобувного комплексу, перетворення монопродуктовой галузі конкурентоспроможну галузь по всьому спектру продукції - від сировини до продуктів глибокої переробки та збуту продукції.

Глава 7. Особливості та основні тенденції діяльності нафтової промисловості.

Нафтова промисловість Росії в даний час являє собою суперечливе поєднання створених величезних потужностей з видобутку і невідповідних їм низьких рівнів відборів нафти. За загальним обсягом виробництва окремих видів палива країна займає перше або лідируюче місце в світі. Однак реалії роботи галузей ПЕК Росії полягає в зниженні видобутку паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР). Така тенденція спостерігається з 1988р. У 1995р. темпи зниження обсягів видобутку дещо зменшилися, що може з'явитися початком етапу наступної стабілізації.

Виробничий потенціал нафтової промисловості на початку вісімдесятих років був значно підірваний установкою на прискорену розробку нафтових родовищ і збільшення експортних поставок. Експорт нафти в той час у істотною мірою визначав можливість залучення зовнішньоекономічних джерел для підтримки інвестиційної активності, нарощування товарообігу та фінансування державних витрат. Він став одним з головних засобів згладжування наслідків структурних диспропорцій в народному господарстві.

Проте вкладення в нафтовидобуток направлялися в основному на екстенсивний розвиток галузі, тому збільшення інвестицій поєднувалася з відносно невисокою віддачею пластів великими втратами попутного газу. У результаті нафтова галузь пережила ряд великих спадів обсягів виробництва (1985, 1989, 1990 року), останній з них триває до теперішнього часу.

Особливістю діяльності нафтової промисловості є її орієнтація на пріоритети енергетичної стратегії Росії. Енергетична стратегія Росії - прогноз можливих рішень енергетичних проблем в країні в короткостроковому (2-3роки), середньо-(до 2000р.) Та довгостроковому (до 2010р.) Плані, а також у сфері енерговиробництва, енергоспоживання, енергопостачання і відносин із світовим енергетичним господарством . В даний час вищим пріоритетом енергетичної стратегії Росії є підвищення ефективного енергоспоживання та енергозбереження. Енергоємність товарної продукції в Росії в 2раза вище, ніж у США і в три рази вище, ніж у Європі. Спад виробництва в 1992-1995рр. не "привів до зниження енергоємності, а навіть підвищив її.

Енергозбереження дозволить запобігти цю небажану тенденцію, а також знизити до 2000р. шкідливі викиди в атмосферу. Заощаджені енергоресурси можуть стати основним джерелом стабілізації експорту ПЕР.

Існуючий стан нафтового комплексу оцінюється як кризовий, перш за все з точки зору падіння видобутку нафти. Рівень видобутку нафти в Росії в 1995р. відповідає показникам середини сімдесятих років. Видобуток нафти в 1995р. скоротилася на 3.4% у порівнянні з 1994р. Причинами спаду є погіршення сировинної бази, знос основних фондів, розрив єдиного економічного простору, жорстка фінансова політика уряду, зниження купівельної спроможності населення, інвестиційну кризу. Вибуття виробничих потужностей в 3раза перевищує введення нових. Зростає кількість бездіяльних свердловин, до кінця 1994р. в середньому 30% експлуатаційного фонду свердловин не діяло. Тільки 10% нафти видобувається передовими технологіями.

На нафтопереробних заводах Росії знос основних фондів перевищує 80%, а завантаження потужностей на НПЗ не перевищує 60%. При цьому валютна виручка від експорту нафти зростає, що досягається випереджаючим зростанням фізичних обсягів експорту.

Незважаючи на заходи, вжиті урядом Росії, спрямовані на підтримку нафтопереробного сектора - розробка федеральної цільової програми "Паливо і енергія", постанову "Про заходи з фінансування реконструкції і модернізації підприємств нафтопереробної промисловості Росії", поточний стан справ на всіх нафтопереробних заводах складне. Проте песимізм перехідного періоду в найближчому майбутньому має змінитися оптимізмом початку економічного підйому. Після очікуваного в 1997р. закінчення періоду економічного спаду слід очікувати постійного нарощування темпів зростання протягом декількох наступних років, що зміниться більш помірним зростанням після 2000р.

Основна мета програми модернізації вітчизняного нафтопереробного комплексу - пристосування продукції до вимог ринку, зменшення забруднення навколишнього середовища, скорочення енергоспоживання, зменшення виробництва мазуту, вивільнення нафти для експорту та збільшення вивозу високоякісних нафтопродуктів.

Фінансові ресурси для інвестування проектів модернізації обмежені, тому найважливішим завданням є виділення пріоритетних проектів з числа запропонованих. При відборі проектів враховуються оцінки можливих регіональних ринків збуту, потенційного регіонального виробництва, балансу попиту та пропозиції на регіональному рівні. Найбільш перспективними по областях вважаються Центральний регіон, Західний Сибір, Далекий Схід і Калінінград. До середньо перспективним відносять Північно-Захід, Волго-Вятський район, Центрально-Чорноземну область, Північний Кавказ і Східний Сибір. До найменш перспективним ставляться північні регіони, Волга і Урал.

Проекти модернізації нафтопереробних заводів в регіональному розрізі аналізуються з урахуванням певних ризиків. Ризики пов'язані з обсягами перероблюваної сировини та продукції на продаж - наявність ринків збуту. Комерційні та трансакційні ризики визначаються наявністю завод транспортних засобів для здійснення поставок сировини і відвантаження переробленої продукції, включаючи сховища. Економічні ризики прораховувалися щодо впливу проекту на збільшення економічної маржі. Фінансові ризики в цілому пов'язані з обсягом коштів, необхідних для реалізації проекту.

Для кожного з проектів модернізації до відбору кінцевої конфігурації необхідно виконання докладних техніко-економічних обгрунтувань. Модернізація НПЗ буде сприяти задоволенню зростаючого попиту на дизельне паливо, впровадження проектів дозволить майже повністю задовольнити попит на високооктанові бензини моторні, а також скоротити удвічі надлишки мазуту з урахуванням сценарію низького на нього попиту. Це стане можливим завдяки нарощуванню заміщення мазуту природного газу для генерації енергії у зв'язку із збільшенням експорту мазуту до країн Західної Європи як сировини для переробки і експорту в регіони, які не підтримуються природним газом для генерації енергії.

Негативний вплив на зниження видобутку нафти в 1994-1995рр. зробило затоварення НПЗ готовою продукцією, яку з-за високих цін на нафтопродукти вже не в змозі оплачувати масовий споживач. Скорочують обсяги сировини, що переробляється. Державне регулювання у вигляді прив'язки нафтовидобувних об'єднань до певних Н ПЗ в цьому випадку стає не позитивним, а негативним фактором, що не відповідає сучасній ситуації в нафтовій галузі і не вирішує проблем, що накопичилися. Веде до перевантажень в системах магістрального трубопровідного транспорту нафти, які при відсутності достатньої ємності сховищ в нафтовидобутку змушують зупиняти діючі свердловини. Так, поданим Центрального диспетчерського управління "Роснєфті", в 1994р. через це в нафтогазовидобувних об'єднаннях було зупинено 11тис. свердловин загальною продуктивністю 69.8тис. т на добу.

Подолання спаду видобутку нафти є найбільш важким завданням нафтового комплексу. При орієнтації лише на існуючі вітчизняні технології та виробничу базу зниження видобутку нафти буде тривати аж до 1997р. навіть при скороченні фонду простоюють свердловин до нормативних величин та щорічній нарощуванні обсягів експлуатаційного буріння. Необхідне залучення великих інвестицій як іноземних, так і вітчизняних, впровадження прогресивних технологій (горизонтальне і радіальне буріння, гідророзрив пластів і т.д.) і устаткування особливо для розробки невеликих і малодебітних родовищ. У цьому випадку спад видобутку нафти можна буде подолати в 1997-1998рр.

На наш погляд, ситуація в ПЕК. може бути оцінена і з інших позицій. Видобуток нафти і конденсату в 1993р. склала 354млн т. Власне споживання Росії 220млн т. Вивіз сировини в країни СНД знизився у зв'язку зі скороченням попиту (через неплатежі) на 96млн т ум. палива, що дозволило збільшити експорт у далеке зарубіжжя на 26млн т ум. палива. Після роз'єднання союзного нафтового комплексу Росія виявилася не в змозі переробити всю нафту, видобуту на її території, через дефіцит потужностей з переробки. Російські НПЗ здатні переробити не більше 300млн т на рік при видобутку нафти з газовим конденсатом в 1995р. 306.7млн т.

Багато російських НПЗ не в змозі купувати нафту за високими цінами, через труднощі реалізації вироблюваних нафтопродуктів. Слід врахувати і те, що більше 100млн т на рік Росія через свої, а також колишніх радянських республік порти і трубопроводи, залізничні станції експортувати не може.

Таким чином, не визначено баланс: видобуток - споживання-експорт. Є небезпека і в декларованої орієнтації на енергозбереження закласти у розвиток комплексу безадресне виробництво енергії. У цих умовах використання кредитів та розширення кількості спільних підприємств з зарубіжними партнерами зажадають додаткового вивезення сирої нафти в якості забезпечення кредитних і договірних зобов'язань.

За даними Мінпаливенерго РФ, у 1993р. видобуток і експорт нафти здійснювали 37СП. Вони вивезли нафти більш ніж на 1.2млрд дол, а сума інвестицій зарубіжних партнерів не перевищила 230млн дол У 1994р. сукупний видобуток СП становить 14.7млн т, а в 1995р - 17.8млн т. Експорт нафти СП в 1994р. склав 9.7млн т. У 45СП нафтопереробної промисловості обсяги капіталовкладень склали 25млн дол, а експорт нафтопродуктів в 1994р. перевищить 500млн дол

Ефективне вирішення питань залучення іноземного капіталу в розвиток нафтового комплексу Росії вимагає державного підходу [6, 19] і одночасного вирішення питань щодо запобігання витоку капіталів за кордон при експорті нафти і відновлення взаємовигідного співробітництва між підприємствами нафтового комплексу країн СНД. Основним джерелом стабілізації експорту, як це і проголошено в економічній стратегії Росії, повинні стати зекономлені енергоресурси.

Необхідний поворот стратегії від нарощування видобутку вуглеводневої сировини до підвищення ефективності використання енергоресурсів. Важливо враховувати проблему кінцівки і непоправності ресурсів, у ряді старих видобувних районів країни з розвиненою інфраструктурою вони близькі до вичерпання.

Оцінка ресурсів всіх категорій має розрахунковий характер і перевіряється практикою. Так, наприклад, в Північно-Кавказькому видобувному районі Росії в міру його вивчення змінюється уявлення про оцінку ресурсів. Якщо взяти оцінку ресурсів, запасів і накопиченої видобутку нафти і газу району на 1966р. за 100%, то до 1988р. незважаючи на значне збільшення обсягів буріння поповнення запасів газу становило лише 4%, а нафти 32%, що не компенсувало обсягу видобутку за цей період. Тому оцінка ресурсів знизилася практично наполовину. Така ж картина спостерігається в ряді районів Урало-Поволжя, Закавказзя. В даний час початкові запаси родовищ нафти, що знаходяться в розробці, вироблені в середньому на 48%. Це означає перехід до періоду знижується видобутку і темпів відбору залишкових запасів. Ступінь виробленості найбільших родовищ значно вище середніх показників і становить по родовищах: Самотлорському - 63%, Ромашкинского - 85, Мамонтовского - 74, Федорівському - 58, Арланського - 77,5, Покачевскому - 76.8, Мортимья-Ті-теревскому - 95%. Ситуація ускладнюється і тим, що найбільш виробленими виявляються запаси високодебітних горизонтів (на Самотлорському родовищі самий високоде-бітний горизонт вже вироблено на 92%, на Покачевском - на 90%).

Комплексність у використанні здобутих з надр корисних копалин досить низька по відношенню до світового рівня. Це призводить до їх втрат у розмірі 30-50% від врахованих у надрах запасів (у частностіб попутного газу та інших цінних компонентів нафтових родовищ). Вичерпання запасів основних родовищ, слабка під-тверждаемость оцінки ресурсів у старих районах вказують, що криза надрокористування обумовлений квапливим і нераціональним виснаженням природних ресурсів.

Подальші перспективи відкриттів пов'язані з маловивченими районами Сибіру, ​​Далекого Сходу та шельфів морів, оцінка продуктивності яких базується переважно на аналогіях, тому при переході до ринкової економіки доцільно звернутися до питання про кардинальну зміну стратегії надрокористування Росії:

в геології - від обслуговування видобувних галузей шляхом розширення мінерально-сировинної бази до визначення лімітів надр, регулювання темпів видобутку та контролю за раціональністю використання сировини;

в розробці - від нарощування видобутку до її квотуванню, узгоджуючись з лімітами надр,

у виробництві - від валового до раціонального споживання сировини на базі ресурсозбереження.

Перехід до раціонального використання надр і ре-сурсосбереженію по всьому технологічному ланцюжку від пошуку корисних копалин до їх переробки, а потім і вторинної утилізації повністю відповідає державним інтересам Росії. Перераховані вище завдання вирішуються в умовах конкуренції суб'єктів регульованого енергетичного ринку.

За останні роки в нашій країні у сфері експорту нафти відбувався поступовий відхід від державної монополії і наближення до прийнятої в промислово розвинених країнах практиці приватно-державної олігополії, суб'єкти якої діють за розробленим і прийнятим ними ж цивілізованими правилами з урахуванням національних традицій і особливостей. Тому що при реформуванні економіки з 1992р. стався злам державної машини управління, становлення нафтової олігополії відбувалося не завжди цивілізованими способами.

Право продажу нафти і нафтопродуктів за рубежі країни отримали понад 120організацій, приватних компаній та спільних підприємств. Конкуренція загострилася між російськими продавцями нафти. Число демпінгових і неконтрольованих угод постійно збільшувалася. Ціна на російську нафту впала майже на 20%, а обсяг експорту залишався на рекордно низькому рівні 65млн т в 1992р.

Широко розповсюдилася практика звільнення від сплати експортних мит як професійних торгових компаній, так і багатьох адміністрацій регіонів, державних структур, різних громадських організацій. У цілому в 1992р., За даними Головного управління з економічних злочинів МВС Росії, від експортних мит звільнялося 67% вивезеної нафти, що позбавляло бюджет надходжень на суму близько 2млрд дол

У 1993р. в країні заробив інститут спецекспортерів, що передбачає виділення найбільш досвідчених торгових компаній (трейлерів) і надання їм виключного права на проведення зовнішньоторговельних операцій з нафтою і нафтопродуктами. Це дозволило збільшити обсяг експорту нафти до 80млн т у 1993р., Дещо підняти її ціну (яка продовжувала залишатися на 10 - 13% нижче світового рівня), відпрацювати механізм контролю за надходженнями валютних коштів у країну. Однак число спецекспортерів продовжувало залишатися надмірним (50суб'ектов). Вони як і раніше конкурували не стільки із зарубіжними компаніями, але і між собою. Зберігся і механізм надання пільг щодо експортних мит, але розмір недоотриманих бюджетом коштів знизився до 1,3 млрд дол

У 1994р. скоротилося число спецекспортерів до 14організацій. Експорт нафти збільшується до 91млн т, ціна на російську нафту склала 99% від світової. Поліпшенню справ у цій сфері сприяв процес приватизації і реструктурування нафтової галузі: ряд компаній сформувалися як повністю вертикально інтегровані, здатні здійснювати весь цикл операцій від розвідки і видобутку нафти до реалізації нафтопродуктів безпосередньо споживачам. В кінці 1994р. основними російськими виробниками та експортерами за активної участі МЗЕЗ РФ було створено галузеве об'єднання Союз нафтоекспортерів (СОНЕК), доступ до якого відкритий усім суб'єктам нафтового сектора.

Таким чином, російські компанії опинилися в змозі конкурувати на світових ринках з провідними монополіями промислово розвинених країн. Були створені умови для скасування інституту спецекспортерів, що й було зроблено рішенням уряду на початку 1995р. Створення СОНЕК реалізувало використовувану в усьому світі практику упорядкування експорту стратегічних товарів. Наприклад, в Японії існує більше 100експортних картелів, у Німеччині близько 30, в США близько 20.

Присутність вертикально інтегрованих нафтових компаній на внутрішньому російському ринку створює передумови для розвитку ефективної конкуренції між ними, що має позитивні наслідки для споживачів. Проте до теперішнього часу ці передумови на регіональному рівні не реалізуються, тому що поки що фактично відбувся поділ російського ринку нафтопродуктів на зони впливу знову утворених нафтових компаній. З 22обследованних ГКАП Росії в 1994р. регіонів тільки на ринках Астраханської і Псковської областей, Краснодарського та Ставропольського країв поставки нафтопродуктів (бензину, мазуту, дизельного палива) здійснюються двома нафтовими компаніями, в інших випадках присутність однієї нафтової компанії, як правило, перевищує 80%-й рубіж.

Постачання по прямих зв'язках, а також мають фрагментарний характер, здійснюються і іншими компаніями, але їх частка в обсязі поставок на регіональні ринки занадто мала, щоб створювати конкуренцію монополістам. Наприклад, в Орловській області при абсолютному домінуванні компанії "КЖОС" на регіональному ринку (97%) компанія "ЛУКОЙЛ" також поставляє нафтопродукти Агроснаб. Однак договір між ними носить разовий характер і був укладений на бартерній основі.

Створення на початку 1993р. трьох вертикально інтегрованих нафтових компаній (ВІНК) істотно вплинуло на ринки нафтопродуктів. Видобуток нафти по кожній з вертикально інтегрованих компаній зросла у відсотках по відношенню до решти нафтовидобувним підприємствам і склала сумарно в січні 1994р. 56.4%, в той час як у першому півріччі 1993р. ці три компанії видобували 36% від загального обсягу видобутку нафти з Росії. У цілому при падінні виробництва основних видів нафтопродуктів ВІНК стабілізували і навіть збільшили випуск окремих видів продукції.

Поряд з цим зростання цін на нафту ВІНК в середньому нижче, ніж по нафтовидобувним підприємствам, не сформованим в компанії. Крім того, нафтові компанії періодично оголошують про заморожування своїх цін на нафтопродукти. Це дозволяє нафтовим компаніям освоювати не тільки ринки нафтопродуктів областей, де знаходяться їхні дочірні АТ нафтопродуктозабезпечення, а й активно виходити в інші найбільш привабливі регіони (прикордонні, центральні, південні). Призупинення у 1994р. створення нових нафтових компаній надала суттєві переваги трьом функціонуючим НК у захопленні ринків збуту і зміцненні своїх позицій на них.

Економічні наслідки діяльності нафтових монополій на регіональних ринках на сьогоднішній день, в умовах тотального падіння платіжної спроможності споживачів нафтопродуктів, не носять яскраво вираженого негативного характеру. Більше того, забезпечення нафтовими компаніями постачань по держпотреб практично на умовах безоплатного кредитування (до числа безнадійних боржників належить агропромисловий сектор) вирішує оперативні проблеми неплатежів у регіонах. Однак немає гарантій, що при активізації попиту, у зв'язку зі зростаючою платоспроможністю споживачів, потенційні можливості цінового диктату та інших зловживань домінуючим становищем не будуть реалізовані. Це необхідно враховувати при формуванні конкурентного середовища та розробці антимонопольних вимог. При цьому повинні бути враховані специфічні галузеві особливості, найважливішими з яких є наступні:

підвищені вимоги до безперервності технологічних процесів та надійності забезпечення споживачів електричною і тепловою енергією, сировиною і паливом;

технологічну єдність одночасно протікають процесів виробництва, і транспортування споживання електричної і теплової енергії, нафти та газу;

необхідність централізованого диспетчерського управління створеними єдиними системами енерго-, нафто-та газопостачання, що забезпечує підвищення ефективності використання паливно-енергетичних ресурсів і більш надійні поставки їх споживачам;

природна монополія енерго-, нафто-і газотранспортних систем по відношенню до постачальників і споживачів та необхідність державного регулювання діяльності цих систем;

залежність економічних результатів діяльності нафто-і газодобувних підприємств від зміни гірничо-геологічних умов видобутку палива;

жорстка технологічна взаємозалежність підприємств та підрозділів основного і обслуговуючого виробництв, що забезпечують випуск кінцевої продукції.

В даний час закладаються основи формування конкурентного середовища з урахуванням специфічних особливостей галузей ПЕК, що передбачає:

формування переліку природних і дозволених монополій в галузях ПЕК;

забезпечення реалізації антимонопольних заходів при приватизації підприємств і організацій ПЕК;

виявлення підприємств та організацій ПЕК, конкурентоспроможних або мають можливість стати конкурентоспроможними на світовому ринку, і створення умов для їх ефективного функціонування на світовому ринку;

здійснення контролю з боку органів державного управління за запобіганням недобросовісної конкуренції підприємств та організацій ПЕК;

формування фінансово-промислових груп у галузях ПЕК;

розробку плану заходів щодо реалізації в галузях ПЕК комплексу першочергових заходів щодо розвитку малого та середнього бізнесу;

розробку пропозицій щодо розмежування функцій управління

Список використаної літератури

Фрімантл М. Хімія у дії. У 2-х ч. Ч.1.: Пер. з англ. - М.: Світ, 1991. - 528с., Іл.

Фрімантл М. Хімія у дії. У 2-х ч. Ч.2.: Пер. з англ. - М.: Світ, 1991. - 622с., Іл.

В.Ю. Алекперов Вертикально інтегровані нафтові компанії Росії. - М.: 1996.

Щомісячний аналітичний журнал «Нафта і капітал», жовтень 1998, лютий 1999.

[1] керогена (від грец. Керос, що означає «віск», і ген, що означає "утворюючий») - розсіяне в гірських породах органічна речовина, нерозчинна в органічних ратворітелях, не окислюється мінеральних кислотах і підставах.

[2] Конденсат - вуглеводнева суміш, газоподібна в родовищі, але конденсується в рідину при добуванні на поверхню.