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 цело [4].

По запасам нефти Россия занимает шестое место в мире, ступая Саудовской Аравии, Кувейту, оЭ, Ираку и Ирану. В 80-е годызанимал первое место в мире по добыче нефти (более 600 млн т). В последние годы добыча нефти в России пала на 40% с 516 млн т (1990 г.) до 305 млн т в год (1 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), ровень 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 же приходилось более 30% добычи минерального топлива в стране (9,3 млн т). В 1987 г. вбыл достигнут абсолютный максимум добычи нефти (624 млн т), большая часть которой приходилась на РФ.

До 40-х годов вдобывалась 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, 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 дельный 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 ровень 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 глеводородов. Залежи нефти разведаны в Татарстане, Башкортостане, дмуртии, 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 — сииское 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, сть-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 же 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 худшением 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 Р: наиболее значительные бюджетные инвестиции в нефтяную отрасль направлялись на развитие крупнейшего Тенгизского месторождения в Казахстане;

-    потеря подготовленной сырьевой базы в результате распада Р, что привело к необходимости интенсивной эксплуатации же 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 стойчивому 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, величиваются 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, 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), 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 дорожанию добычи, и эффективность добычи нефти в этих словиях будет постоянно сни­жаться. [6]

Распадпривел 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 словия разработки месторождений, отдаленность источников и ровень транспортных тарифов на перекачку и перевозку нефти, падение объемов геологоразведочных работ и разведанных запасов, износ технологического оборудования, также высокий ровень налогов и сложившийся ровень 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 ровне 50-60%, тогда как мировой ровень 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 словиях быст­рой смены правил игры на нефтяном рынке, правил транспорти­ровки нефти и других институциональных словий. Поэтому даже при освоении новых провинций (Тимано-Печорской, Восточно-Сибирской и Прикаспийской) вряд ли следует ожидать значи­тельного величения 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 частвовать в разработке месторождений в развиваю­щихся странах, поскольку диверсификация источников сырья позволит избежать значительных транспортных расходов и повысит стойчивость функционирования компаний.

Добыча. В 2 г. в России было добыто 313 млн тонн нефти (на 6% больше, чем в 1 г.) и 28,7 млрд куб.м нефтяного газа (на 2,5% больше, чем в 1 г.). величилась 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 дмуртия (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 словия нефтедобычи в регионе заметно худшаются. Произошло сокращение дебитов скважин в 5 раз (в среднем по России — в 2,3 раза), меньшение запасов новых месторожде­ний — в 8 раз, доля разрабатываемых месторождений с затратами, превышающими среднеотраслевую себестоимость, величилась на 10%, доля дорогостоящих запасов среди прогнозных величилась более чем на 50%.

Эти показатели свидетельствуют о переходе главного нефтяно­го региона страны из зрелой стадии естественной динамики в позд­нюю, характеризующуюся худшением качества запасов и сниже­нием добычи. Если раньше динамика объемов добычи нефти и ее запасов определялась не только степенью выработанности же 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, 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 величения районов добычи нефти.

Транспортировка нефти. Наряду с худшением качества и коли­чества запасов нефти постоянно худшаются словия ее транспор­тировки. При распадеРоссия потеряла большинство нефте­наливных терминалов на Балтийском и Черном морях. Это приве­ло к величению 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 же 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 «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 лучшить ситуацию, но не решить проблему транспортировки кардинально. Стоимость транспортировки будет возрас­тать, что также ставит под сомнение целесообразность существенного величения 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 ступала продукции европейских заводов, и к 90-м гг. отставание достигло такого ровня, 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 распадпривел 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 2 г. специальную премию «За возрождение отрасли», привели к стаби­лизации производства и небольшому росту в 2 г. Вместо 34 дей­ствовавших в 1990 г. предприятий сейчас работает около 500 нефте­перерабатывающих предприятий. Объем первичной переработки нефти величился в течение 2 г. на 2,7% и достиг 173 млн тонн. Производство смазочных масел величилось на 15,1%, автомо­бильного бензина - на 3,6%, дизельного топлива — на 5,1%. учитывая, что прирост потребления дизельного топлива в 2 г. составил 13%, прирост парка легковых автомобилей в России ежегодно составляет около 13% (около 1 млн штук в год), можно сказать, что российская нефтепереработка не спевает довлетво­рять 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 2 г.), включая летучие органические соединения, на которые приходится около 55% всех выбросов, также диоксид серы (18%), глеводороды (16%), окси­ды глерода и азота. Сброс сточных вод в поверхностные водоемы составляет около 380 млн куб. м. Не случайно все города с крупны­ми нефтеперерабатывающими предприятиями (Ангарск, фа, 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 двоить 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, зловое 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 слуг, 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 величится 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, стойчивостью 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 величивает 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 глеводородов, 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 стремляются вверх, высококипящий мазут стекает вниз колонны. Внутри колонны с­тановлены тарелки - перфорированные листы с отверстиями для прохода пара и жидкости.

По высоте колонки температура на тарелках постепенно меньшается, 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 глеводородов в словиях 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 словно принята за 100 единиц, 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, величением содержания ароматических глеводородов, также добавлением к бензину тетраэтилсвинца 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, также содержание серы и влаги, поскольку они сокращают срок службы двигателя

Котельное топливо используют в паровых котлах, элек­тростанциях, парогенераторных и котельных становках, в про­мышленных, например, мартеновских печах. К этому виду топлива относятся мазуты (продукты прямой перегонки нефти), жидкие продукты переработки каменных глей и горючих сланцев, гудроныСмазочные масла получают перегонкой мазута под ва­куумом. Они применяются в движущихся деталях для меньшения трения и отвода теплоты. По назначению классифицируются на моторные, индустриальные, турбинные, компрессорные, цилинд­ровые, трансмиссионные и т д. 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 зла трения. Антифрикционные консистентные смазки применяют для меньшения 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; сть-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; фа—Новороссийск; Туймазы—Омск; фа—Новосибирск.

В 1964 г. была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», которые связал Волго-Уральский нефтяной район с западными районами бывшегои странами Восточной Европы: Альметевск—Самара—Пенза—Липецк—Орел—Унеча—Мозырь (Белоруссия). В Мозыре нефтепровод «Дружба» разветвляется на два частка: северный — по территории Белоруссии до Бреста и далее в Польшу и Германию; южный — по территории Украины до жгорода и далее в Словакию. Венгрию, Чехию и др. От нечи 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), 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, хта, 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 словиях 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, 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 (2 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 частие в капитале отсутствует, в таких, как «НК "Лукойл"», «Тюменская НК», будет трачено 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: «АК "Транснефть"» (доля Российской Федерации — 75%) и нефтепродуктов - «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, также в порт Вентспилс (Латвия) и на НПЗ г. Мажейкяй (Литва). Распадосложнил 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 силия 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 «ЛКойл». 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 частие 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 частвовать в проекте.  По предварительным оценкам, объем  инвестиций в него превысит 10 млрд долларов. «Роснефть» также собирается принять частие 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), 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.                

2.                

3.                

4.                

[1] Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. – 3-е изд. – М.: Московский лицей, 2003. – стр. 70

[2] Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. – Пб.: Изд-во ПбГУЭФ, 2006. – стр. 224

[3] Скопин А.Ю. Экономическая география России: учебник. – М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. – стр.174

[4] Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. – Пб.: Изд-во ПбГУЭФ, 2006. – стр. 224

[5] Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. – 3-е изд. – М.: Московский лицей, 2003. – стр. 72-73

[6] Скопин А.Ю. Экономическая география России: учебник. – М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. – стр.175-176

[7] Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. – Пб.: Изд-во ПбГУЭФ, 2006. – стр. 225

[8] Скопин А.Ю. Экономическая география России: учебник. – М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. – стр.171-184

[9] Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. – Пб.: Изд-во ПбГУЭФ, 2006. – стр. 227-231

[10] Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. – 3-е изд. – М.: Московский лицей, 2003. – стр. 73-75

[11] Скопин А.Ю. Экономическая география России: учебник. – М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. – стр.182-183

[12] Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. – 3-е изд. – М.: Московский лицей, 2003. – стр. 75-76