ТЭК. Нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая промышленность

Содержание

1.     Общая характеристика ТЭК России. 3

2.     Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли. 6

2.1.         Общая характеристика нефтяного комплекса. 6

2.2.         Добыча и переработка нефти. 12

2.3.         Конъюнктура международного и отечественного рынка нефти и нефтепродуктов  15

3.     Приложения. 18

Список использованной литературы.. 22

Топливно-энергетический комплекс. Системы технологий нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей.

1.        Общая характеристика ТЭК России

Энергетика России (топливно-энергетический комплекс – ТЭК) объединяет группу производств, занятых добычей и транспортировкой топлива, выработкой энергии и передачей ее к потребителю. То есть включает в себя топливную промышленность (нефтяную, газовую, угольную, и др.) и электроэнергетику.

Размещение большинства отраслей промышленности зависит от развития электроэнергетики. У крупных источников энергии вырастают крупные промышленные центры и районы. Хозяйство России полностью базируется на собственных топливно-энергетических ресурсах.

Теплота сгорания разных видов топлива неодинакова. Самая высокая теплотворная способность – у нефти и газа. Но ценность топлива зависит не только от калорийности, но также и от возможностей го использования: затрат на добычу, транспортировку и т.д. Для нашей страны наиболее экономичными являются нефть и газ, т.к. их добыча и транспортировка по трубопроводам обходиться сравнительно дешево. Не менее экономична добыча угля открытым способом (карьерным), хотя в последние годы очень возросли транспортные расходы. Низкокалорийное топливо (бурый уголь, сланцы, торф) не транспортируется, а используется на местах (местное топливо). В Канско-Ачинском буроугольном бассейне (Красноярский край, Восточная Сибирь) добыча ведется открытым способом. Это самый дешевый уголь в стране. Он используется как топливо при производстве электроэнергии на мощных ГРЭС.

4 – транспортировка или пердача потребителю (система турбопроводов);

6 – уголь;

7 – газ;

8 – нефть;

9 – горные сланцы;

10 – торф;

15 – альтернативные источники получения энергии.

Структура топливно-энергетического баланса (ТЭБ) России изменяется. Еще в 1950 г. главенствующее положение занимал уголь (более 60%). А сейчас в структуре ТЭБ России более 70% приходиться на долю нефти и газа.

Наша страна располагает огромными запасами топливно-энергетических ресурсов. Но, с точки зрения народного хозяйства, размещение этих ресурсов по территории неблагоприятною Главные потребители энергии находятся в европейской части РФ, а 80% геологических запасов топливных ресурсов сосредоточено в восточных районах России, что обуславливает дальность перевозок и, в связи с этим, увеличение себестоимости продукции[1].

Топливно-энергетический комплекс является системообразующим производственным блоком в механизме формирования макроэкономическим показателем и оказывает прямое влияние на его социально-экономическое развитие, на экологическую, экономическую и национальную безопасность. Суровые климатические условия России, огромная территория и необходимость содержания соответствующей транспортной системы, сложившаяся в последние годы зависимость внутреннего рынка от импорта при удельном весе в составе экспорта более 70% топливно-энергетических и энергозависимых сырьевых товаров, высокая энергоемкость промышленности делают этот комплекс определяющим в экономике сегодняшней России. Его состояние, роль в воспроизводстве макроэкономических показателей и пути развития определяют будущий характер и национальной технологической системы, и экономики в целом. Это фактор усиливается промышленной политикой, принятой в постсоветский период и ориентированной на преимущественное развитие сырьевых отраслей[2].

Располагая 15-20% мировых запасов сырья, Россия обречена на использование модели сырьевого развития. Однако лучшие источники сырья истощаются, и приходится отрабатывать источники с ухудшающимися горно-геологическими и технико-экономическими условиями, что ведет к удорожанию продукции и снижению ее конкурентоспособности на мировом рынке. Геологическая разведка стран «третьего мира» приводит к новым открытиям, что увеличивает поступление сырья на мировой рынок. Освоение и переработка сырья приводят к загрязнению окружающей среды органическими веществами, ртутью, кадмием и другими опасными для биоресурсов веществами, что делает регионы непригодными для проживания и развития других секторов хозяйства (особенно аграрного сектора и сектора примитивного хозяйства). Наконец, сырьевая модель отвлекает инвестиции из других секторов экономики, обрекая всю экономику на зависимость о положения в сырьевом секторе и ограничивая развитие новых, высокотехнологичных секторов.

Пик своего развития сырьевой сектор прошел в 60 – 80-е гг. 20 в. и в настоящее время находиться в состоянии неустойчивого равновесия, когда предложение и спрос на мировых рынках уравновешены, но отдельные события (войны на Ближнем Востоке, террористические акты, кратковременные спады деловой активности, природные катастрофы, открытия новых крупных месторождений и т.д.) могут выводить мировой и внутренний рынок из состояния равновесия в ту или иную сторону.

За последнее десятилетие объемы производства в сырьевом секторе России сократились на 30 – 50%, как и в примитивном и аграрном секторах. Однако экспортные возможности сырьевого сектора увеличились в связи с сокращением потребления сырья на внутреннем рынке и переходом на мировые цены в торговле с подавляющим большинством внешних партнеров. Сырьевой сектор России оказался наиболее конкурентоспособным из всех секторов российской экономики, что привело к изменению статуса страны (типа и класса) от индустриально-аграрной к нефтегазодобывающей. Нефте- и газодобыча стали главными отраслями российской экономики, определяющими макроэкономическую ситуацию в стране (формирование бюджета, валютный курс рубля, золотовалютные запасы, возможности выплаты внешнего долга, доходы населения) а также внутри- и внешнеполитическую ситуацию. В 2000 г. доля сырьевых товаров в экспорте страны достигла 54% (55,5 млрд долларов) в т.ч. сырой нефти 22% (23 млрд долларов) и газа – 12% (13 млрд долларов) и имеет тенденцию к дальнейшему росту.[3]

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ТОПЛИВНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

С 1995 года – по данным бухгалтерской отчетности.

ПРОИЗВОДСТВО ПЕРВИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ ПО ВИДАМ

(миллионов тонн условного топлива)

2.        Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли

2.1.   Общая характеристика нефтяного комплекса

Нефть и нефтепродукты обеспечивают около трети топливно-энергетических потребностей страны и являются одним из главных источников валютных поступлений. Поэтому состояние нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей в значительной мере определяет и состояние экономики России в целом[4].

По запасам нефти Россия занимает шестое место в мире, уступая Саудовской Аравии, Кувейту, ОАЭ, Ираку и Ирану. В 80-е годы СССР занимал первое место в мире по добыче нефти (более 600 млн т). В последние годы добыча нефти в России упала на 40% с 516 млн т (1990 г.) до 305 млн т в год (1999 г.) и тем не менее составляет 9% мировой добычи.

Нефтедобывающая отрасль оказалась одной из наиболее дезинтегрированных отраслей народного хозяйства, распавшейся в период приватизации госсобственности на ряд самостоятельных компаний. Количество действующих организаций с 1990 г. по 2003 г. выросло в 6,7 раза, численность работающих – в 2,3, численность рабочих – в 2,4 раза, в то же время добыча нефти сократилась в 1,5 раза. Достигнув в 1987 – 1988 гг. максимума (569,5 – 568,4 млн т), уровень добычи нефти с конденсатом стал снижаться, достиг минимума 303 млн т в 1998 г., после дефолта стал подниматься и в 2004 г. достиг 459 млн т.

Нефть в топливном балансе России издавна играла и в перспективе будет играть значительную роль. Нефтяная промышленность зародилась в России в середине XIX в. В 1913 г. на нее уже приходилось более 30% добычи минерального топлива в стране (9,3 млн т). В 1987 г. в СССР был достигнут абсолютный максимум добычи нефти (624 млн т), большая часть которой приходилась на РФ.

До 40-х годов в СССР добывалась нефть в основном на Кавказе — в районе Баку (Апшеронский полуостров, Азербайджан) и на Северном Кавказе (Грозный, Чеченская Республика). Кавказская нефть составляла 87% обще­союзной добычи (для сравнения: в 1997 г. в Азербайджане было добыто около 10 млн т нефти, а в России — около 300 млн т). В Северо-Кавказском экономическом районе РФ выделяются Дагестанская, Грозненская (малосернистая нефть с большим содержанием смол). Ставропольская и Краснодарская (мало серы и смол, значительный удельный вес бензиновых фракций и по­путных газов) нефтегазоносные области. Добыча в 1993 г. составляла здесь около 8 млн г нефти (в т. ч. 4 млн т — нефть Грозненского месторождения).

К 1970 г. на первое место в стране вышел Волго-Уральский нефтегазоносный район (более 70% общесоюзной добычи). Максимальный уровень до­бычи был достигнут в 1975 г. — 226 млн т. в т. ч. в Татарии — 75 млнт; в Башкирии — 39 млн т. Для сравнения: в 1995 г. в Татарии было добыло 25,7 млн г нефти и в Башкирии — 15,7 млн т. Нефть Волго-Уральского бассейна (второ­го ныне в республике по добыче — 25%) отличается повышенной сернистостью (до 3% серы), что требует специальной очистки, но при этом содержит большое количество легких углеводородов. Залежи нефти разведаны в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Самарской, Пермской, Саратовской, Волгоградской областях.

В 60-е гг. началась разработка нефти на месторождениях Тимано-Печорской провинции в Республике Коми и, чуть позже, в Ненецком автономном округе (максимальный уровень добычи — 20,4 млн т, 1980 г.; в 1993 г. — всего 9,3 млн т). Площадь перспективных на нефть и газ земель в этом районе составляет 126 тыс. км². По прогнозным оценкам запасы составляют около 3 млрд т нефти (и 1,17 трлн м³ газа). Нефть отличается высокой вязкостью, что затруд­няет эксплуатацию месторождений. Крупнейшие из них — Усииское и Во­зейское.

В настоящее время основной район добычи нефти в РФ — Западная Сибирь, где открыто около 300 нефтяных и газоносных месторождений (свы­ше 70% общей российской добычи нефти и газа). Начало освоения месторождений Среднего Приобья относится к I960 г. Сибирская нефть имеет высокое качество. Основными месторождениями являются Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Федоровское, Сургутское и др. В 1988 г. добыча нефти в Тюменской области (включающей в состав Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа) достигла максимальной отметки 415 млн т. затем стала стремительно снижаться: 1991 г. — 329 млн т: 1992 г. — 274 млн т; 2001 г. — 230 млн т. Причин тому несколько, включая и технологические проблемы самой отрасли и проблемы всей экономики РФ в переходный пе­риод. Многие нефтяные скважины были даже законсервированы.

За пределами основных нефтяных районов добыча нефти на террито­рии РФ ведется также на Дальнем Востоке, где наиболее значительные мес­торождения находятся на острове Сахалин, в Калининградской области, в Томской области и др.

В 2001 г. в РФ было получено (вместе с газовым конденсатом) около 340 млн т нефти, в том числе: в Тюменской области — около 230 млн т, в Татарии — около 30 млн т, Башкирии — около 11 млн т.

В прошлом в России нефть из районов добычи в районы потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах и танкерами по водным пу­тям. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефте- и нефтепродуктопроводам, протяженность которых в России составляет более 62 тыс. км (2001 г.). Они соединяют нефтедобывающие районы со всеми частями страны. Нефть России экспортируется в страны СНГ. Восточной и Западной Европы. В последние годы в результате снижения объема переработки резко сократился экспорт нефтепродуктов. А поставки сырой нефти за рубежи России наоборот выросли и составляли 110 млн т в дальнее зарубежье и 17 млн т — в страны СНГ в 1997 г. В 2001 г. экспортировалось уже 150 млн г сырой нефти (включая транзит азербайджанской, казахстанской и туркменской нефти), в т. ч. в страны вне СНГ — около 130 млн т.[5]

Современное положение отрасли. Запасы. Запасы нефти в Рос­сии оцениваются, по различным источникам, от 20 до 35 млрд тонн. Такой разброс свидетельствует о приблизительности и неточности расчетов, что связано с резким сокращением геолого-разведочных работ или намеренным искажением информации о запа­сах для привлечения инвесторов.

В целом нефтяная отрасль России характеризуется ухудшением состояния сырьевой базы в количественном отношении, что выра­жается в сокращении объемов запасов и добычи, и в качественном отношении, что связано с ростом доли трудноизвлекаемых запасов.

Основными причинами такого состояния являются:

-    естественное истощение сырьевой базы на определенном этапе эксплуатации, которое приводит к уменьшению отдачи от каждой единицы вложенных инвестиций;

-    сокращение инвестиций в отрасль в абсолютном измерении в 90-е гг.;

-    направление инвестиций в 80-е гг. в другие регионы СССР: наиболее значительные бюджетные инвестиции в нефтяную отрасль направлялись на развитие крупнейшего Тенгизского месторождения в Казахстане;

-    потеря подготовленной сырьевой базы в результате распада СССР, что привело к необходимости интенсивной эксплуатации уже работающих скважин, их износу и увеличению объема трудноизвлекаемых запасов.

Если в 80-е гг. объем инвестиций в геолого-разведочные работы мог компенсировать действие первой причины, то совместное действие всех перечисленных причин привело к устойчивому падению добычи нефти в начале 90-х гг. и неустойчивой стабилизации середины 90-х гг.

Количество нефтяных запасов сокращается (начиная с 1994 г. прирост запасов нефти не превышает объемов добычи, увеличиваются объемы списания неподтвердившихся запасов).

Качество нефтяных запасов характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов до 55-60%, снижением качества самих трудноизвлекаемых запасов (если раньше 55% разрабатываемых запасов составляли запасы с дебитами скважин менее 25 тонн/су­тки, то теперь эту долю составляют запасы с дебитами менее 10 тонн/сутки), общим снижением качества запасов (свыше трети разрабатываемых запасов имеют степень обводненности в 70%). В поисках новых месторождений нефтедобыча перемещается все дальше на север и восток страны, а также в пустынные районы Прикаспия. Основными нефтяными базами Российской Федерации являются Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция с шельфом Карского моря, Волго-Уральская провинция, а также перспективная Баренцево-Печорская провинция с большими ре­сурсами на морском шельфе. Перспективны также шельфовые зоны острова Сахалин, полуострова Камчатка и Каспийского моря. Огромные потенциальные запасы нефти выявлены в Восточной Сибири, Якутии (Вилюйская котловина), а также на шельфе Охот­ского, Берингова, Чукотского морей.

Освоение этих запасов позволит России в течение ближайших 50—70 лет оставаться одной из крупнейших нефтегазовых держав мира, однако суровые природно-климатические условия арктиче­ских и дальневосточных морей потребуют принципиально новых технологических решений, приведут к удорожанию добычи, и эффективность добычи нефти в этих условиях будет постоянно сни­жаться.[6]

Распад СССР привел к острой нехватке оборудования для нефтяной промышленности, т.к. 70% оборудования производилось в Азербайджане, в то же время износ фондов составляет порядка 80%. Кроме того, на состояние нефтяной промышленности влияют тяжелые условия разработки месторождений, отдаленность источников и уровень транспортных тарифов на перекачку и перевозку нефти, падение объемов геологоразведочных работ и разведанных запасов, износ технологического оборудования, а также высокий уровень налогов и сложившийся уровень неплатежей. Все это происходит на фоне ограниченности инвестиций и, практически, отсутствия собственной базы воспроизводства и разработки необходимого технологического оборудования, особенно для разведки нефтеносных приисков.

На начало 1998 г. Россия отставала от мировых лидеров-экспортеров в 4-5 раз по обеспеченности нефтедобычи подтвержденными запасами. Технологическая отсталость нефтеперерабатывающей промышленности обуславливает экспорт преимущественно сырой нефти, т.к. внутренняя цена отечественных нефтепродуктов оказывается выше мировых цен. Средняя глубина переработки нефти на наших нефтеперерабатывающих заводах выросла от 64% в 1985 г. до 70%, выход светлых нефтепродуктов из тонны нефти колеблется на уровне 50-60%, тогда как мировой уровень цен соответственно 85-90% и 92%.

В 2004 г. вывоз сырой нефти составил 258 млн т, нефтепродуктов – 82,4 млн т. Падение объемов переработки нефти выше падения добычи, т.к. большая часть нефти на экспорт идет не переработанной.[7]

 Говоря о перспективах добычи нефти в целом по России, отмечу, что несмотря на огромный объем слаборазведанных запасов большая их часть при детальной разведке не подтверждается. В России явно недостаточно месторождений, имеющих детальную оценку и четкие технико-экономические расчеты эффективности добычи. Проводить такие расчеты крайне сложно в условиях быст­рой смены правил игры на нефтяном рынке, правил транспорти­ровки нефти и других институциональных условий. Поэтому даже при освоении новых провинций (Тимано-Печорской, Восточно-Сибирской и Прикаспийской) вряд ли следует ожидать значи­тельного увеличения объемов добычи. Таким образом, нефтедобы­ча в России обречена на переход в регрессивную стадию, когда рост издержек добычи ведет к снижению доходов и нормы прибыли. Вслед за этим сократятся налоговые платежи государству, инвести­ционная привлекательность отрасли (связанная со снижением рентабельности и ростом рисков, присущих нефтедобыче на поздней стадии естественной динамики), увеличится безработица и деградация регионов нефтедобычи.

Не случайно крупнейшие российские нефтяные компании собираются участвовать в разработке месторождений в развиваю­щихся странах, поскольку диверсификация источников сырья позволит избежать значительных транспортных расходов и повысит устойчивость функционирования компаний.

Добыча. В 2000 г. в России было добыто 313 млн тонн нефти (на 6% больше, чем в 1999 г.) и 28,7 млрд куб.м нефтяного газа (на 2,5% больше, чем в 1999 г.). Увеличилась среднесуточная добыча в 27 из 35 нефтедобывающих районах России, особенно в Сахалинской, Архангельской, Томской, Тюменской областях, Респуб­лике Коми и Татарстане. Среди федеральных округов на первом месте по добыче нефти и газового конденсата находится Уральский (66% от общего объема добычи). На долю Приволжского округа приходится 23% добычи, Северо-Западного округа - 4%. Среди субъектов Российской Федерации выделяются Ханты-Мансийс­кий АО (181 млн тонн), Ямало-Ненецкий АО (32 млн тонн), Татар­стан (27 млн тонн), Башкортостан (12 млн тонн), Республика Коми (10 млн тонн), Оренбургская и Пермская области (более 9 млн тонн каждая), Самарская область и Удмуртия (по 8 млн тонн), Томская область (около 7 млн тонн). На долю перечисленных субъектов российской Федерации приходится 94% всей добываемой в стране нефти.

Западная Сибирь является главным добывающим регионом страны. Однако условия нефтедобычи в регионе заметно ухудшаются. Произошло сокращение дебитов скважин в 5 раз (в среднем по России — в 2,3 раза), уменьшение запасов новых месторожде­ний — в 8 раз, доля разрабатываемых месторождений с затратами, превышающими среднеотраслевую себестоимость, увеличилась на 10%, доля дорогостоящих запасов среди прогнозных увеличилась более чем на 50%.

Эти показатели свидетельствуют о переходе главного нефтяно­го региона страны из зрелой стадии естественной динамики в позд­нюю, характеризующуюся ухудшением качества запасов и сниже­нием добычи. Если раньше динамика объемов добычи нефти и ее запасов определялась не только степенью выработанности уже от­крытых месторождений, но и вводом в эксплуатацию новых, то теперь объемы влияния второго фактора будут весьма незначи­тельны. Высокая степень геологической изученности Западной Сибири свидетельствует о том, что освоение перспективных место­рождений нефти не сможет существенным образом повлиять на динамику добычи в связи с быстрым выбыванием староосвоенных месторождений.

На смену стареющей Западной Сибири должен прийти новый регион или группа регионов, как в свое время регионы Баку и По­волжье. Однако деконцентрация ресурсов и собственности форми­руют новую тенденцию в нефтедобыче. Поскольку финансовые ре­сурсы резко ограничивают возможности освоения новых районов, оказывается более выгодным в настоящее время использовать но­вые технологии добычи на староосвоенных месторождениях, из­влекая не 30—40% запасов, как это было в советский период, а 50—60% запасов. Как следствие возник спрос на высокотехнологичное оборудование западных фирм, позволяющих реанимиро­вать старые месторождения. Добычей нефти стали заниматься во всех регионах России, где есть даже небольшие месторождения, поэтому обозначилась тенденция увеличения районов добычи нефти.

Транспортировка нефти. Наряду с ухудшением качества и коли­чества запасов нефти постоянно ухудшаются условия ее транспор­тировки. При распаде СССР Россия потеряла большинство нефте­наливных терминалов на Балтийском и Черном морях. Это приве­ло к увеличению затрат на транзит и перевалку нефти через порты Прибалтики и Украины, составляющих 600 млн долл. в год.

Кроме того, система магистральных трубопроводов, созданная в советское время, характеризуется крайней изношенностью. Из 61 тыс. км магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов третья часть эксплуатируется уже более 30 лет, половина — более 20 лет и лишь 12% от общей протяженности нефтепроводов эксплуатируются от 10 до 20 лет. Значительный срок эксплуатации системы нефтепроводов, их интенсивное использование (ежегод­ный объем транспортировки нефти превышал 500 млн тонн), не­хватка средств у предприятий приводят к высокой степени аварий­ности транспортировки нефти. Ежедневно происходит 75- 80 про­рывов трубопроводов, сопровождающихся разливами нефти и гибелью экосистем. Кроме того, изношенность системы нефте­проводов становится причиной дополнительных затрат на ремонтно-восстановительные работы. Объем затрат для всех эксплуати­руемых нефтепроводов ОАО «АК "Транснефть"» оценивается в 6,5 млрд долл. Ежегодно компанией производится ремонт 1,4тыс. км магистральных нефтепроводов, т. е. 3% от общей протяженно­сти, которая составляет 47 тыс. км. Средняя стоимость ремонта со­ставляет 140-150 тыс. долл./км.

В последние годы Россия предпринимает попытки решения транспортных проблем. Строятся новый нефтяной порт в Приморске (Ленинградская обл.) и Балтийская трубопроводная система реализуется проект Каспийского трубопроводного консорциума, поставляющего казахстанскую нефть через Новороссийск на экспорт, создаются региональные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. Однако это весьма капиталоемкие проекты, которые способны улучшить ситуацию, но не решить проблему транспортировки кардинально. Стоимость транспортировки будет возрас­тать, что также ставит под сомнение целесообразность существенного увеличения добычи.

Помимо геолого-разведочных работ, добычи и транспортировки нефти в состав нефтяного комплекса входят переработка нефти и получение нефтепродуктов.

Переработка нефти. Нефтеперерабатывающая промышленность; всегда была самым слабым звеном российского нефтяного ком­плекса. Длительный период строительства нефтеперерабатывающих заводов приводил к тому, что получаемая продукция по своим характеристикам уступала продукции европейских заводов, и к 90-м гг. отставание достигло такого уровня, когда оказалось более выгодной переработка нефти на Западе, с последующим импортом нефтепродуктов. Глубина переработки нефти в России coставляла 58-59% по сравнению с 85-90% на Западе. Кроме того распад СССР привел к тому, что значительные мощности нефтепереработки оказались за пределами России, а конфликт в Чечне остановил работу Грозненского нефтеперерабатывающего завода, Резкое сокращение внутреннего спроса на нефтепродукты также: повлияло на работу нефтеперерабатывающих предприятий.

За последнее десятилетие производство моторного топлива со­кратилось в 2 раза, нефтебитума, электродного кокса, ароматики в 2-3 раза, твердых парафинов, основных продуктов нефтехимии и сырья для сажи - почти в 7 раз.

Принятые во второй половине 90-х гг. меры по переоборудованию нефтеперерабатывающих предприятий, подконтрольных крупнейшим нефтяным компаниям, создание специализирован­ной нефтехимической компании «Сибур», получившей в 2000 г. специальную премию «За возрождение отрасли», привели к стаби­лизации производства и небольшому росту в 2000 г. Вместо 34 дей­ствовавших в 1990 г. предприятий сейчас работает около 500 нефте­перерабатывающих предприятий. Объем первичной переработки нефти увеличился в течение 2000 г. на 2,7% и достиг 173 млн тонн. Производство смазочных масел увеличилось на 15,1%, автомо­бильного бензина - на 3,6%, дизельного топлива — на 5,1%. Учитывая, что прирост потребления дизельного топлива в 2000 г. составил 13%, а прирост парка легковых автомобилей в России ежегодно составляет около 13% (около 1 млн штук в год), можно сказать, что российская нефтепереработка не успевает удовлетво­рять спрос на внутреннем рынке и резервы для роста существуют, несмотря на конкуренцию со стороны крупнейших зарубежных компаний («Бритиш петролеум», «Шелл»),

Серьезным ограничителем развития нефтеперерабатывающей промышленности в России является экологическая ситуация в го­родах с нефтепереработкой. Ежегодно каждое предприятие нефте­переработки выбрасывает в атмосферу от 40 до 60 тыс. тонн загряз­няющих веществ (всего - 736 тыс. тонн в 2000 г.), включая летучие органические соединения, на которые приходится около 55% всех выбросов, а также диоксид серы (18%), углеводороды (16%), окси­ды углерода и азота. Сброс сточных вод в поверхностные водоемы составляет около 380 млн куб. м. Не случайно все города с крупны­ми нефтеперерабатывающими предприятиями (Ангарск, Уфа, Салават, Кириши, Новокуйбышевск, Сызрань, Омск, Орск, Яро­славль, Волгоград) относятся к городам с крайне неблагоприятной экологической обстановкой.

Сбыт нефтепродуктов. Завершающим звеном нефтяного ком­плекса выступает сбыт нефтепродуктов. Для оптовой торговли су­ществует сеть нефтебаз, связанных с нефтеперерабатывающими предприятиями нефтепродуктопроводами, железнодорожным со­общением, водным транспортом. Для розничной торговли создает­ся сеть автозаправочных станций с магазинами и техобслуживани­ем. В настоящее время на каждую АЗС в России приходится около 4 тыс. автомобилей, что в два раза больше, чем в Европе. Поэтому крупнейшие нефтяные компании планируют в ближайшие годы удвоить количество АЗС в России, и даже развивать сети АЗС в дру­гих странах мира, включая США и европейские страны.

Пространственная организация сбыта нефтепродуктов, вклю­чающая нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), нефтебазы и АЗС, является интереснейшей экономико-географической задачей, для решения которой используются ГИС-технологии. Главными фак­торами для размещения НПЗ служат наличие крупных потребителей нефтепродуктов, узловое транспортное положение, наличие водных ресурсов. Нефтебазы располагаются в городах и сельских районах, АЗС имеют внутригородское и придорожное размещение. К размещению НПЗ, нефтебаз и АЗС может быть применена мо­дель Кристаллера для сферы услуг, с сетками различных радиусов (для АЗС - 0,5-5 км, для нефтебаз - 50 км, для НПЗ - 500 км).

Конкурентоспособность российской нефтяной отрасли на мировом рынке и перспективы развития. Поскольку потребление сырой нефти в России будет расти более низкими темпами, чем добыча экспорт нефти должен возрастать. Предполагается, что к 2020 г экспорт сырой нефти увеличится со 130 млн тонн до 210 млн тонн (на 4 млн тонн ежегодно). Поэтому конкурентоспособность российской нефти на мировом рынке является одним из главных па­раметров, состояние которого необходимо отслеживать для опре­деления перспектив развития отрасли.

Конкурентоспособность определяется такими факторами, как рентабельность и надежность. Рентабельность зависит в первую очередь от снижения издержек благодаря использованию техноло­гических новаций и сокращению непроизводительных затрат (на­пример, на административные расходы). Надежность определяет­ся политической и социально-экономической стабильностью в стране и районах транспортировки нефти, устойчивостью функ­ционирования нефтяных компаний и транспортных систем.

Сравнение России со странами ОПЕК и другими крупными нефтедобывающими странами показывает, что издержки добычи и транспортировки нефти в России будут возрастать. Поэтому единственным способом повышения конкурентоспособности нефтяного комплекса России является превращение в сверхнадеж­ного партнера для крупнейших потребителей нефти, которыми вы­ступают европейские страны, США и Япония.

Политика В. Путина действительно увеличивает надежность России как поставщика нефти, особенно в связи с конфликтом ме­жду исламским миром и США. Выход российских компаний на нефтяной рынок США может повысить экспортные возможности России и обеспечить дальнейший рост добычи нефти.[8]

2.2.        Добыча и переработка нефти

Нефтяная промышленность существует более 130 лет. За это время добыто порядка 85 млрд т. Ежегодно добывается около 3 млрд т.

После извлечения из недр сырая нефть специальными приемами очищается от растворенного в ней газа, пластовой воды, минеральных солей и различных механических примесей в виде песка и глины. Затем практически вся нефть, не идущая на экспорт, подвергается перегонке на фракции. Фракционная пере­гонка основана на разнице в температуре кипения отдельных фракций - групп углеводородов, близких по физическим свойст­вам и имеющих одинаковую температуру кипения и конденсации.

Нефть, нагретая топочными газами в печи до темпера­туры кипения (~ 350°С), поступает в среднюю часть ректификаци­онной колонны, работающей при атмосферном давлении Низкокипящие фракции превращаются в пар и устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз колонны. Внутри колонны ус­тановлены тарелки - перфорированные листы с отверстиями для прохода пара и жидкости.

Продукты перегонки после выхода из колонки охлаждают­ся в холодильниках

Современные колонны строят диаметром до 6 м и высо­той до 50 м, имеют до 80 тарелок и перерабатывают до 12 млн т нефти в год.

После перегонки тяжелые фракции подвергаются терми­ческому или каталическому крекингу. Крекинг - процесс перера­ботки нефти и ее фракций, основанный на разложении молекул сложных углеводородов в условиях высоких температур и давления, в присутствии катализаторов или без них, для получения моторных топлив и химического сырья.

Термический крекинг осуществляется только под воз­действием высоких температур и давления при переработке гудронов и тяжелых фракций нефти в широкую фракцию, используе­мую при получении моторных топлив.

Каталический крекинг осуществляют в присутствии ка­тализаторов, главным образом для получения высокооктановых топлив из керосина и соляровых фракций. Крекинг низкого давле­ния или пиролиз применяют для превращения керосина и газойля в пропилен и др газы, применяемые для получения каучука и пла­стмасс

Каталический риформинг проводится при получении высококачественных бензинов в среде водорода, что позволяет снизить содержание серы при получении его из сернистых фрак­ций. Наибольшее распространение получил платформинг. где в качестве катализатора используется платина. При этом получает­ся бензин, бензол и др. продукты.

Нефтепродукты. Переработкой нефти получают про­дукцию более 10 тыс. наименований. По объему потребления наибольшую значимость имеет искусственное жидкое топливо (карбюраторное, дизельное, котельное, реактивное и др.). смазочные масла и консистентные смазки.

Карбюраторное топливо предназначено для двигателей внутреннего сгорания с зажиганием от электрической искры. Основной показатель - детонационная стойкость, оцениваемая октановым числом, изменяющимся от 0 до 100. Октан число определяется процентным содержанием малосклонного к детонации изооктана по сравнению с присутствующим в топливе нормальным гептаном сгорающим со взрывом и вызывающим преждевременный износ двигателя (характерный стук двигателя). Поскольку детонационная стойкость изооктана условно принята за 100 единиц, а гептана - за 0, то качество топлива тем лучше больше в нем изооктана и, следовательно, чем выше октановое число. Автомобильные бензины имеют октановое число 66, 72 76 92. 95 и 98; авиационные - 70. 91, 95. 100; тракторный бензин - 40 и 45; тракторный лигроин - 54. Повышение октанового числа дос­тигается использованием более совершенных приемов катали­тического крекинга, риформинга, алкилирования и изомериза­ции нефтяных фракций, увеличением содержания ароматических углеводородов, а также добавлением к бензину тетраэтилсвинца а к воздушно-бензиновой смеси - воды или водно-спиртовых рас­творов в капельно-жидком виде.

Дизельное топливо используется в поршневых двига­телях дизеля, воспламеняется от сжатия, необходимая темпера­тура воспламенения 550-600 °С. Основной показатель воспламе­няемости - цетановое число, характеризующее склонность ди­зельного топлива к воспламенению. Цетановое число определяют по эталонной смеси сравнением легко воспламеняющегося цетана и трудно воспламеняющегося а-метилнафталина. Чем больше цетановое число, т. е. чем больше в топливе парафинов и меньше ароматических соединений, тем выше качество дизельного топ­лива. В дизельных топливах всех марок, так же как и в карбю­раторных, строго регламентируется кислотность, щелочность, а также содержание серы и влаги, поскольку они сокращают срок службы двигателя

Котельное топливо используют в паровых котлах, элек­тростанциях, парогенераторных и котельных установках, в про­мышленных, например, мартеновских печах. К этому виду топлива относятся мазуты (продукты прямой перегонки нефти), жидкие продукты переработки каменных углей и горючих сланцев, гудроныСмазочные масла получают перегонкой мазута под ва­куумом. Они применяются в движущихся деталях для уменьшения трения и отвода теплоты. По назначению классифицируются на моторные, индустриальные, турбинные, компрессорные, цилинд­ровые, трансмиссионные и т д . а по температуре застывания – на летние и зимние.

На основе смазочных масел готовят несмазочные компо­зиции, предназначенные для передачи импульса давления в гид­роприводах и тормозных системах.

Консистентные смазки получают добавлением к сма­зочным маслам загустителей (мыла, церезина, сульфидов, сили­катов). Это улучшает их вязкостно-температурные свойства и де­лает пригодными к применению в случаях, когда обычная жидкая смазка не может быть использована из-за особых условий работы и конструкции узла трения. Антифрикционные консистентные смазки применяют для уменьшения трения и износа.[9]

Трубопроводы — наиболее эффективное средство транспортировки нефти по суше. Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80—90 млн т в год при скорости движения потока нефти 10—12 км в час. На сегодняшний лень сформировалась развитая сеть магистральных нефте­проводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов представлена двумя группами объектов: внутрирегиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи нефтепромыслов и заводов, вторые — интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца. Они связывают большое число нефтедобывающих предприятий со многими нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и экспортными терминалами. Это система дальних транзитных нефтепроводов. В ним относятся, например, трубопроводы: Нижневартовск—Курган—Самара; Усть-Балык—Курган—Уфа—Альметьевск; система нефтепроводов «Дружба» и др.

К основным магистральным системам нефтепроводов относятся следующие:

1.           Волга-Уральская система, по которой нефть транспортируется из Поволжья в районы Центральной России (в т. ч. в Москву):

На запад: Альметьевск—Нижний Новгород—Рязань—Москва, с ответветвлением: Нижний Новгород—Ярославль—Кириши;

На восток: Туймазы—Омск—Ангарск;

Нефтепродукты транспортируются по нефтепроводам:

Уфа—Курган—Петропавловск; Самара—Пенза—Брянск; Уфа—Новороссийск; Туймазы—Омск; Уфа—Новосибирск.

В 1964 г. была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», которые связал Волго-Уральский нефтяной район с западными районами бывшего СССР и странами Восточной Европы: Альметевск—Самара—Пенза—Липецк—Орел—Унеча—Мозырь (Белоруссия). В Мозыре нефтепровод «Дружба» разветвляется на два участка: северный — по территории Белоруссии до Бреста и далее в Польшу и Германию; южный — по территории Украины до Ужгорода и далее в Словакию. Венгрию, Чехию и др. От Унечи от нефтепровода есть ответвление на Полоцк и далее в Вентспилс (Латвия) и Мажейкяй (Литва).

2.            Западно-Сибирская система включает нефтепроводы, по который транспортируется нефть от Сургута и Нижневартовска к нефтепроводу "Дружба», затем на Украину (и далее в Европу), а также в Казахстан, на Северный Кавказ (в порт Новороссийск) и в Восточную Сибирь (до Ангарска):

Сургут—Тюмень—Курган—Челябинск—Уфа—Самара — далее в систему «Дружба» (для транспортировки нефти на запад используются трубопроводы Волго-Уральского района);

Усть-Балык—Курган—Уфа— Альметьевск;

Нижневартовск—Сургут—Тобольск—Омск—Павлодар (Казахстан) — Чимкент (Казахстан);

Шаим—Тюмень;

Нижневартовск (Александровское)—Анжеро-Судженск—Красноярск-Ангарск; и ответвление снова на запад: Анжеро-Судженск—Новосибирск-Омск—Курган—Челябинск—Уфа—Туймазы;

Нижневартовск—Курган—Самара—Саратов и далее на Украину: Лисичанск—Кременчуг—Херсон—Одесса;

Сургут—Самара—Саратов—Волгоград—Новороссийск.

3.            Северо-Кавказская система объединяет нефтепроводы этого экономического района РФ: Грозный—Армавир—Тихорецк далее на Туапсе, Новороссийск и в Ростов-на-Дону; Грозный—Махачкала. (В связи с боевыми дейст­виями в Чеченской республике эти нефтепроводы не эксплуатируются).

4.            Из других магистральных направлений, возникших в результате до­бычи нефти в разных районах России следует отметить следующие. Действует нефтепровод, транспортирующий нефть из Республики Коми в районы Цент­ральной России (Усинск—Ухта— Котлас—Ярославль— Москва). А на Дальнем Востоке действует нефтепровод от месторождений острова Сахалин на мате­рик (Оха — Комсомольск-на-Амуре).

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) в основном размещаются вдоль трасс нефтепроводов и в районах массового потребления нефтепродуктов. Хотя продолжают работать НПЗ, построенные в районах добычи нефти.

Главные НПЗ России находятся в городах Ангарск, Волгоград, Кириши, Краснодар. Комсомольск-на-Амуре, Кстово, Москва, Омск, Пермь, Рязань, Саратов, Сызрань, Туапсе, Туймазы, Ухта, Хабаровск, Ярославль и др.[10]

2.3.        Конъюнктура международного и отечественного рынка нефти и нефтепродуктов

В советский период предприятия нефтяного комплекса подчинялись различным министерствам и ведомствам - Министерству геологии, Министерству нефтяной промышленности, Министерству химиче­ской промышленности, Министерству строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрою), Ми­нистерству энергетики и др.

В этих условиях между министерствами необходимы были бес­конечные согласованиями любых проектов развития, что тормози­ло принятие решений и ориентировало весь комплекс не на полу­чение конечного результата с минимальными издержками, а на по­лучение промежуточных результатов, находившихся в зонах ответственности каждого министерства.

Указ Президента РФ «Об особенностях преобразования госу­дарственных предприятий, объединений организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества» от 14 августа 1992 г. № 922, положил начало процессу приватизации в нефтяной отрасли и формированию новой организационной структуры неф­тяного комплекса.

Главным подразделением нефтяного комплекса стали верти­кально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), включаю­щие в себя все стадии получения продукта, от геологоразведки и добычи до переработки, сбыта и нового строительства:

Крупнейшие вертикально интегрированные компании в составе нефтяного комплекса (2000 г.)

Вертикально интегрированные компании, контрольные па­кеты акций которых принадлежат государству, контролируют примерно 10-11% рынка нефти. В крупнейших нефтяных ком­паниях «НК "Юкос"», «НК "Сургутнефтегаз"», «НК "Сидан­ко"» государственное участие в капитале отсутствует, а в таких, как «НК "Лукойл"», «Тюменская НК», будет утрачено в ближай­шее время.

В отрасли действуют также нефтяные компании регионального масштаба, созданные в 1994-1997 гг.: «ОНАКО» (доля Российской Федерации - 85%), «НОРСИ-ойл» (доля Российской Федерации -85%) и др.

Созданы также акционерные компании по транспортировке нефти: ОАО «АК "Транснефть"» (доля Российской Федерации — 75%) и нефтепродуктов - ОАО «АК "Транснефтепродукт"» (доля Российской Федерации - 100%).

Таким образом, новую организационную структуру нефтяного комплекса составляют вертикально интегрированные нефтяные компании, включающие все стадии (от разведки и добычи до пере­работки и сбыта) нефтяного бизнеса, а также компании по транс­портировке нефти и нефтепродуктов.[11]

Российская нефть требует глубокой очистки от серы, однако оборудова­ние подобного рода есть не на всех заводах. Глубина нефтепереработки на отечественных НПЗ ныне не превышает 60%, тогда как в странах ОПЕК этот показатель составляет 85—95%, в индустриальных странах — до 90%.

В последние годы НПЗ сокращают объем нефтепереработки и, следова­тельно, возрастает экспорт сырой нефти. А наши НПЗ начинают закупать импортную нефть (алжирскую, иранскую, венесуэльскую), отрасли-потреби­тели нефтепродуктов увеличивают закупки нефтепродуктов из Восточной Ев­ропы. Северной Африки, Ближнего Востока. Девяносто пять процентов рос­сийской нефти транспортируется по трубопроводам компании «Транснефть». Небольшое количество нефти перевозится по железной дороге, в основном на нефтеперерабатывающие заводы Дальнего Востока.

По нефтепроводу «Дружба» (начальный пункт — г. Альметьевск, Тата­рия) нефть поставляется в Белоруссию, на Украину, в Польшу, Венгрию, Словакию, Чехию, Германию, а также в порт Вентспилс (Латвия) и на НПЗ г. Мажейкяй (Литва). Распад СССР осложнил использование трубопровода «Дружба». Российским экспортерам приходится теперь договариваться о транзите ее через территорию Украины и Белоруссии. В последние годы загрузка нефтепровода составляет около 50% проектной. В связи с этим даже появи­лась возможность поставлять нефть в Германию и Австрию.

Структура экспорта нефти нефтяными компаниями (НК) России, 2001 г.

Всего экспорт из России: 121.6 млн т.

Россия предпринимает усилия диверсифицировать пути поставок нефти за рубеж. В середине 90-х годов экспорт нефти из России в дальнее зарубежье (увеличился, несмотря на падение ее добычи в стране (150 млн т, 2001 г., включая транзит из стран СНГ). Сократилось внутреннее потребление нефти и поставки ее в страны СНГ. Экспорт нефти в дальнее зарубежье составляет сейчас не менее трети общего объема добычи.

Наибольшую активность в новых проектах проявляет самая крупная российская нефтяная фирма «ЛУКойл». Например, в таких как: добыча нефти на азербайджанском шельфе Каспийского моря или на месторождении Тенгиз в Западном Казахстане, поскольку главная трудность в лих проектах — способ транспортировки нефти к морским терминалам через территорию России и других государств.

На нефтяных топливных рынках России действуют и иностранные ком­пании. Так, "РУСИА Петролиум" обладает лицензией Ковыткинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области. Предварительная оценка подтверждает наличие огромных запасов газа в этом месторождении. Pacтет число желающих принять участие в его разработке. Значительную долю акции в проекте экспорта газа этого месторождения в Китай имеет иностранная компания «ВР-Amoco» (около 30%). Наши отечественные компании «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и Тюменская нефтяная компания (ТНК) также выразили желание приобрести акции и участвовать в проекте.  По предварительным оценкам, объем  инвестиций в него превысит 10 млрд долларов. «Роснефть» также собирается принять участие в проекте экспорта нефти в Китай (име­ется ввиду строительство нефтепровода в КНР, предметный разговор о кото­ром намечается на лето 2001 года).

Основные рынки сбыта российской нефти (среди стран дальнего зару­бежья) — это Великобритания и Ирландия (четверть экспорта), Восточная Европа (четверть экспорта), страны Средиземноморья (Италия, Греция, Кипр, Турция, Болгария — около 20%), другие страны Западной Европы (Австрия. Швейцария, Нидерланды, Швеция, Дания, Финляндия, Бельгия, Лихтен­штейн), а также США и Канада.[12]

3.        Приложения

НЕФТЕДОБЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

С 1995 г. - по данным бухгалтерской отчетности.

ДОБЫЧА НЕФТИ

(миллионов тонн)

ДОБЫЧА НЕФТИ, ВКЛЮЧАЯ ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ, ПО РЕГИОНАМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

(тысяч тонн)

ОТДЕЛЬНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

С 1995 г. - по данным бухгалтерской отчетности.

ПРОИЗВОДСТВО ВАЖНЕЙШИХ ВИДОВ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

(миллионов тонн)

Список использованной литературы

1. Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. – 3-е изд. – М.: Московский лицей, 2003. – 288 с.

2. Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. – СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. – 251 с.

3. Скопин А.Ю. Экономическая география России: Учебник. – М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. – 368 с.

4. Российский статистический ежегодник. 2004 год.