Нефтяная промышленность РФ

     Оценивая  в целом сырьевую базу нефтяной промышленности России, можно сделать вывод, что  в количественном отношении она  достаточна для решения текущих  и прогнозных задач по добыче нефти. Однако качественные изменения в  структуре разрабатываемых и  прогнозных запасов нефти будут  негативно отражаться на эффективности  процессов нефтеотдачи. Разработка таких запасов потребует применения более сложных и дорогостоящих технических средств и технологических процессов, а также применение новых более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы отрасли увеличение нефтеотдачи приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития процессов нефтедобычи.

     Таблица 1 – Крупнейшие Российские месторождения  нефти

Месторождение	Предполагаемые  полные запасы,  млн. т.	Остаточные  запасы,  млн. т.	Добыча,  тыс. т./сут.	Лицензия
Самотлорское	3200	1000 (2004)	120 (2004)	ТНК-BP
Ромашкинское	2700	400 (2004)	37 (2004)	Татнефть
Приобское	2000	1700 (2005)	64 (2005)	Роснефть
Лянторское	2000	380 (2004)	26 (2004)	Сургутнефтегаз
Продолжение таблицы 1
Фёдоровское	1800		34,2 (2007)	Сургутнефтегаз
Салымская группа (в т.ч. Правдинское, Верхнее, Западное, Ваделыпское)	1800		24,7 ((1).2007)	Роснефть, Салым Петролеум Девелопмент (Shell/Sibir Energy)
Уренгойское газонефтеконденсатное	свыше 1500		27 (2007)	Газпром
Мамонтовское	1300		20,5 (2007)	Роснефть
Красноленинская группа (в т.ч. Каменное)	1200			ТНК-BP/ЛУКойл
проект Сахалин-5	до 1500		0 (2008)	Роснефть/ТНК-BP
Курмангазы (с Казахстаном)	1100			Роснефть/КазМунайГаз
проект Сахалин-3	700		0 (2008)	распределено  частично, Роснефть (2007)
Южно-Хильчуйское	490			ЛУКойл
Туймазинское	480		2,5 (2004)	Башнефть
Русское газонефтяное	400			Газпром
Арланское	400			Башнефть
Астраханское газоконденсатное	400			Газпром
Северо-Долгинское	350			не распределено (2007)
Ватьеганское	325	180 (2005)	22,5 (2005)	ЛУКойл
Нижнечутинское	273			Timan Oil & Gas
проект Сахалин-1 (Чайво, Одопту, Аркутун-Даги)	307			ExxonMobil/Роснефть/ONGC/SODECO
Повховское	270	105 (2005)	16 (2005)	ЛУКойл
Ванкорское	260			Роснефть
Южно-Долгинское	260			ЛУКойл
Тевлинско-Русскинское	250	140 (2005)	31 (2005)	ЛУКойл
Юрубчено-Тохомское	240			Роснефть
Усинское	236	80 (2005)	5,8 (2005)	ЛУКойл
Южно-Ягунское	222	104 (2005)	12 (2005)	ЛУКойл
Верхнечонское	202			ТНК-BP/Роснефть
Покачёвское	185	50 (2005)	9,3 (2005)	ЛУКойл
проект Сахалин-2	182		10 (2008)	Газпром/Shell/Mitsui/Mitsubishi
Западно-Матвеевское	180			ЛУКойл
Харьягинское	160	130 (2005)	7,5 (2005)	ЛУКойл
Продолжение таблицы 1
Возейское	127	30 (2005)	2,9 (2005)	ЛУКойл
Урьевское	119	42 (2005)	5,3 (2005)	ЛУКойл
Ковыктинское	115			Газпром
Талаканское нефтегазовое	105		4 (2008)	Сургутнефтегаз
Комсомольское нефтегазоконденсатное	81		5,4 (2007)	Роснефть
Дружное	63	20 (2005)	3,8 (2005)	ЛУКойл
Ангаро-Ленское газовоконденсатное	62			Газпром
Нивагальское	61	45 (2005)	3,5 (2005)	ЛУКойл
Нонг-Еганское	57	28 (2005)	4,2 (2005)	ЛУКойл
Когалымское	53	30 (2005)	6,7 (2005)	ЛУКойл
Памятно-Сасовское	52	23 (2005)	6,9 (2005)	ЛУКойл
Южно-Тамбейское газоконденсатное	50		0 (2008)	Ямал СПГ
Уньвинское	43	20 (2005)	3,2 (2005)	ЛУКойл
Еты-Пуровское	40			Газпром нефть
Тазовское	40			Газпром
Юрчукское	37		0,9	ЛУКойл
Ключевое	36	18 (2005)	4 (2005)	ЛУКойл
Утреннее (Салмановское) газоконденсатнонефтяное	34		0 (2008)	не распределено (2008)
Верх-Тарское	32		3,7 (2005)	ТНК-BP
Штокмановское газовое	31			ЛУКойл
Ямбургское	30			Газпром
Южно-Шапкинское	23	20 (2005)	4,1 (2005)	ЛУКойл
Кравцовское	21		1,5 (2005)	ЛУКойл
Тэдинское	16	14 (2005)	2,4 (2005)	ЛУКойл
Ярактинское	15			УстьКутНефтегаз
Кочевское	14	11 (2005)	2,9 (2005)	ЛУКойл
Средне-Хулымское	13	9 (2005)	3,0 (2005)	ЛУКойл
Бованенковское	10			Газпром
Южно-Русское	6			Газпром/BASF

 
 
 
 
 

     2 НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ 

     Нефть является важным исходным сырьем для химии и нефтехимии. Она перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических комбинатах (НХК), где выпускается большое количество различных видов нефтепродуктов в виде топлива и углеводородного сырья для промышленности органического синтеза и полимерной химии.

     В первичную переработку поступает  ежегодно более 50% добываемой нефти; Основными видами производимой продукции являются бензин (19% всей продукции), дизельное топливо (более 28%) и топливный мазут (около 28%). Из бензина производят автомобильный бензин, составляющий 83% производства. Эффективность переработки нефтяного сырья по мере развития отрасли возрастает, в 2008г. она составила 79%.

     Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характеризуются увеличением количества предприятий за последние 15 лет в 24,2 раза, ростом индекса физического  объема продукции, ростом рентабельности. Однако при этом происходит повышение затрат на единицу производимой продукции, что объясняется выработанностью старых предприятий и повышением расходов на разработку новых. 

     Таблица 2 – Тенденции нефтеперерабатывающей  промышленности

	1980г.	1995г.	2000г.	2006г.
Число предприятий	36	171	486	872
Индекс  промышленного производства, % к  предыдущему году	103	101	102	102
Сальдированный  финансовый результат, млн. руб	––	9608	28166	––
Уровень рентабельности продукции, %	––	26,1	34,5	––
Снижение (–), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году	–0,2	–5,2	3,4	3,9

 

     Размещение  НПЗ зависит от размеров потребления  нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти. Исторически под воздействием сырьевого фактора НПЗ и НХК размещены в районах добычи нефти:

     - Поволжском: Самара, Волгоград, Саратов,  Сызрань;

     - Уральском: Ишимбай, Салават, Уфа,  Орск, Пермь, Нефтекамск;

     - Северо-Кавказском: Нефтегорск, Туапсе, Краснодар;

     - Северном: Ухта;

     - Западно-Сибирском: Омск.

     В процессе развития отрасли нефтеперерабатывающая  промышленность приблизилась к основным районам потребления нефтепродуктов. Поэтому заводы размещены на пути транспортировки нефти, в центрах, получающих нефтепродукты по магистральным нефтепроводам:

     - Центральном: Москва, Рязань, Ярославль 

     - Северо-Западном:Кириши (нефть поступает по трубопроводу из Поволжья);

     - Волго-Вятском: Нижний Новгород, Кстово (вдоль трассы нефтепровода из Западной Сибири);

     - Восточно-Сибирском: Ачинск, Ангарск (вдоль трубопровода Омск – Ачинск − Ангарск);

     - Дальневосточном: Комсомольск-на-Амуре,  Хабаровск (нефть поступает из Сахалинской области).

     Таблица 3 - Распределение нефтепереработки по экономическим районам России в %

Экономические районы	Север	Северо-запад		ЦЭР		Волго-Вятский	Центрально-черноземный			Поволжье	Урал
Нефтепереработка	1,9	-		16,6		7,7	-			17,5	24,3
Экономические районы	Северный  Кавказ		Запад. Сибирь		Восточ. Сибирь			Дальний Восток	Калининград. область		Итого
Нефтепереработка	7,1		9,9		11,1			39	-		100

 

     3 СИСТЕМА НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ 

     Особая  роль в развитии и размещении нефтяной промышленности принадлежит трубопроводному транспорту. Он признан наиболее дешевым и эффективным средством доставки нефти. Главным направлением магистральных нефтепроводов является направление из Западной Сибири в Центральную Россию, а также в Европу через страны СНГ (Украину и Беларусь).

     Основная  часть нефтепроводов идет из Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции. В 1964 году была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», который связал Волго-Уральский  район с западной частью СССР и  соцстранами Европы (Польшей, ГДР, Чехословакией  и Венгрией).

     Нефтепровод имеет маршрут Альметьевск –  Самара – Брянск – Мозырь. В Мозыре «Дружба» разветвляется на 2 участка: северный (по территории Белоруссии, Литвы, Польши и Германии) и южный (по территории Украины, Словакии, Чехии и Венгрии). Также из Волго-Уральского района на запад ведет нефтепровод Альметьевск  – Нижний Новгород – Рязань –  Москва – Ярославль – Кириши, на юг Альметьевск – Саратов –  Новороссийск, на восток Туймазы –  Омск – Новосибирск – Красноярск – Ангарск. С 1960-х гг. нефть идет из Западной Сибири через Волго-Уральский район: Усть-Балык – Курган – Альметьевск.

     Также с 1960-х гг. появляются новые ветки  в системе нефтепроводов из Западной Сибири: Нижневартовск – Самара – Кременчуг – Одесса, Сургут – Пермь – Ярославль – Новополоцк (вливается в «Дружбу»), Усть-Балык – Омск – Павлодар – Чимкент.

     Частный нефтепровод КТК связывающий  месторождения Казахстана с Новороссийском. Помимо основных направлений действуют  локальные нефтепроводы Ухта – Ярославль, Волгоград – Новороссийск, Грозный  – Туапсе, Оха – Комсомольск-на-Амуре  и др.

     Работу  трубопроводного транспорта осуществляет компания «Транснефть», контролирующая перекачку нефти не только по России, но и за ее пределы. Эта компания, по сути, − государственная монополия и крупнейшая в мире компания по транспортировке нефти. Она представляет собой государственный холдинг, объединяющий 20 дочерних предприятий, занимающихся перекачкой нефти, диагностикой, строительством, ремонтно-восстановительными, научно-исследовательскими, проектно-конструкторскими и другими работами. Протяженность системы магистральных нефтепроводов компании, составляет 47,3 тыс. км. В ее состав входят 393 нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком общей емкостью 12,8 млн. м³. По магистральным нефтепроводам «Транснефти» транспортируется практически вся добываемая в России нефть. 

     Рисунок 1 – Схема магистральных нефтепроводов  ОАО «АК «Транснефть» и стран ближнего зарубежья

 

     4 ПРОБЛЕМЫ В НЕФТЯННОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ 

     При сгорании нефти и газа продуктов  в атмосферу выделяются в больших количествах углекислый газ, различные сернистые соединения, оксид азота и т.д. От сжигания всех видов топлива, в том числе и каменного угля, за последние полвека содержание диоксида углерода в атмосфере увеличилось почти на 288 млрд.т, а израсходовано, по подсчетам академика Ф.Ф. Давитая, более 300 млрд.т кислорода. Таким образом, с момента первых костров первобытного человека атмосфера потеряла около 0,02 % кислорода, а приобрела до 12 % углекислого газа. В настоящее время ежегодно человечество сжигает 7 млрд. т топлива, на что потребляется более 10 млрд.т кислорода, а прибавка диоксида углерода в атмосфере доходит до 14 млрд. т. В ближайшие же годы эти цифры будут расти в связи с общим увеличением добычи горючих полезных ископаемых и их сжиганием.

     Уменьшение  количества кислорода и рост содержания углекислого газа, в свою очередь, будут влиять на изменение климата. Молекулы диоксида углерода позволяют  коротковолновому солнечному излучению проникать сквозь атмосферу Земли и задерживают инфракрасное излучение, испускаемое земной поверхностью. Возникает так называемый „парниковый эффект", и среднепланетная температура повышается.

     Загрязнение атмосферы таит в себе и другую опасность - оно снижает количество солнечной радиации, достигающей  поверхности Земли.

     Как заявил в 1976 г. сенатор Э. Маски, в США каждый год от заболеваний, вызванных загрязнением воздуха, умирает 15 тыс. человек.

     Заводы  выбрасывающие в атмосферу серный ангидрит, который может превратиться в серную кислоту, становятся виновниками  кислотных дождей. Такие дожди  обладают большой химической активностью, они разъедают даже цемент, не говоря уже об известняке или мраморе.

     Загрязнение атмосферы различными вредными газами и твердыми частицами приводит к  тому, что воздух крупных городов  становится опасным для жизни  людей.

     Ежегодно  в Мировой океан по тем или  иным причинам сбрасывается от 2 до 10 млн.т  нефти. Аэрофотосъемкой со спутников  зафиксировано, что уже почти 30% поверхности  океана покрыто нефтяной пленкой. Особенно загрязнены воды Средиземного моря. Атлантического океана и их берега.