Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли

    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.⁵

1.2  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.

    По  высоте колонки температура на тарелках постепенно уменьшается, таким образом  нефтяной пар конденсируется на них  в зависимости от температуры  кипения соответствующей нефтяной фракции. Самый низкокипящий слой - пары петролиумного эфира, поднимаются  до верхних тарелок и там конденсируется. Самый высококипящий слой - мазут, конденсируется и собирается в нижнем слое, затем снова подается на печь, испаряется и в ректификационной колонке, работающей под вакуумом, снова разделяется на фракции. Таким образом, на рис. 8.2 видно, как, по мере подъема по высоте ректификационной колонки, выделяются различные фракции - керосин, лигроин, бензин, петролиумный эфир

    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.