4.1. Нефтедобывающая промышленность

Нефтяная промышленность в настоящее время - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Она состоит из двух взаимосвязанных подотраслей - нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Нефть является источником для производства бензина, керосина, дизельного и реактивного топлива. Она служит ценным сырьем для нефтехимии в производстве синтетического каучука, полиэтилена, полипропилена, синтетического волокна, спиртов, моющих средств, красителей, различных масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт). Из нее получают ряд белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Нефтяная промышленность представляет собой фундамент современной экономики России и ее можно сравнить с кровеносной системой, пронизывающей все сферы народного хозяйства.

Таблица 4.1.1. основные показатели работы нефтедобывающей промышленности

Анализ таблицы 4.1.1. свидетельствует о том, что число оргнизаций в отрасли увеличилось с 69 в 1990г. до 637 в 2004г., т.е. в 9,2 раза. Несмотря на то, что за 1991-1998 гг. произошло падение добычи нефти на 216 млн. т, численность промышленно-производственного персонала за этот период увеличилась со 137 до 289 тыс. чел., т.е. в 2,1 раза. Уровень рентабельности продукции увеличился с 37,3% в 1992г. до 66,7% в 2000г., а к 2004г. снизился до 36,3%.

Открытие многочисленных новых источников жидкого топлива, перераспределения запасов между старыми и новыми районами привели к существенным сдвигам в территориальной организации нефтяной промышленности. В довоенное время основной нефтяной базой прежнего СССР были Азербайджан, который в 1940г. дал 22,2 млн. т нефти, т.е. 71% общесоюзной добычи и Северный Кавказ (4,5 млн. т).

Открытие многочисленных новых источников жидкого топлива, перераспределения запасов между старыми и новыми районами привели к существенным сдвигам в территориальной организации нефтяной промышленности. В довоенное время основной нефтяной базой прежнего СССР были Азербайджан, который в 1940г. дал 22,2 млн. т нефти, т.е. 71% общесоюзной добычи и Северный Кавказ (4,5 млн. т).

После Великой Отечественной войны на первое место по добыче нефти выдвинулся Волго-Уральский район. Так, в 1965 г. Волго-Уральская база давала около 70% всей добычи бывшего СССР, а Кавказский район 20%. В 80-е гг. на передовые позиции выдвинулась Западная Сибирь.

Нефтяная промышленность развивалась экстенсивным методом, когда в нее направлялась подавляющая часть капиталовложений. С 1960 г. по 1980г. добыча нефти возросла на 455 млн. т. Максимума добыча жидкого топлива в СССР достигла в 1988 г. - 624 млн. т. К 1991г. она снизилась в странах СНГ до 515 млн. т, т.е. уменьшилась на 109 млн. т., в том числе в Российской Федерации добывалось 462 млн. т. С 1998г. по 2005г. добыча нефти в России увеличилась с 303 до 470 млн.т, т. е. на 167 млн. т, или на 55%.

Нефтяная промышленность вступила в качественно новый и очень сложный этап своего развития, связанный с необходимостью резкого увеличения объемов геологоразведочных работ, улучшением материально-технического снабжения отрасли, повышением нефтеотдачи продуктивных пластов и т.д. Если в среднем в 1980-1988 гг. вводилось по 30-35 месторождений, то в 1990г. только семь месторождений. На поиски и разведку новых месторождений уходит по 7-10 лет. Более 70% разведанных запасов нефти в настоящее время находится в разработке, большая часть извлекаемых запасов приходится на долю низкодебитных скважин, неработающий фонд их близок к 30%.

Технология добычи нефти в России резко отстает от мирового уровня, так как две трети буровых остановок, работавших в начале 90-х гг., были спроектированы еще в 25-30 лет тому назад. Она позволяет извлекать 41% нефти, содержащейся в недрах и около 35% из запасов на месторождениях Западной Сибири. При интенсивной добыче эта доля падает до 27% запасов нефти, содержащейся в пластах. Темпы выработки запасов нефти в России в 3-5 раз превышают соответствующий показатель Саудовской Аравии, Кувейта, ОАЭ, Венесуэлы. Следовательно, нефтяные богатства в нашей стране используются нерационально.

В европейской части России добыча нефти уменьшилась на 150 млн. т. В последние годы не вводились в эксплуатацию месторождения в Тимано-Печорской провинции и Оренбургской области, недостаточно использовались ресурсы Удмуртии, Пермского края и Саратовской области, месторождения новых районов и шельфовых зон. Так, на шельфе Сахалина выявлено семь месторождений, часть из которых разведана еще в середине 70-х гг. и которые не эксплуатируются до настоящего времени. Большие запасы нефти сосредоточены в Восточной Сибири, где находится 15 месторождений с извлекаемыми запасами более 1 млрд. т.

На месторождениях Северного моря, открытых в это же время, Англией и Норвегией добывается около 200 млн. т нефти.

Развитие нефтедобывающей промышленности сдерживали крайне низкие цены на нефть, которые длительное время составляли 25 рублей за 1 т, тогда как на мировом рынке 1 т нефти стоила 130-150 долл. В 90-е гг. цены на нефть в России неоднократно поднимались и фактически приблизились к мировым ценам.

В условиях старения некоторых нефтяных баз особенно велико значение создания новых нефтяных баз, крупнейшей из которых является Западно-Сибирская. Первые месторождения нефти в Сибири были открыты в 1960г. на восточном склоне Уральских гор около поселка Шаим.

В 1974г. Тюменская область вышла на первое место по добыче нефти, которая составила 110 млн. т. В 1980г. в Западной Сибири добывали 312 млн. т нефти, в том числе в Тюменской области около 300 млн. т и в Томской области 14 млн. т; в 1988г. район давал 394 млн. т. Таких стремительных темпов развития не имел ни один регион страны и мира.

Удельный вес Западной Сибири в добыче нефти в стране в 1980г. составил 50%. В 2005г. в регионе добывалось 334 млн. т, а его доля в общероссийской добыче поднялась до 71,1%.

Основной район добычи нефти в Западно-Сибирской базе - Среднее Приобье. В Нижневартовском нефтедобывающем районе разрабатываются Самотлорское, Советское, Ватинское, Аганинское и другие месторождения. Многие месторождения этого района - многопластовые. Так, на Самотлоре выделяется пять самостоятельных нефтяных горизонтов, Советском – девять, а Ватинское имеет 11 залежей.

Крупнейшим нефтяным месторождением России является Самотлорское, разработка которого началась в 1960г. В 1971г. было добыто 10 млн. т, в 1980г. уже 185 млн. т, или почти 26% добычи страны. За всю историю своего развития Самотлор дал 3,2 млрд. т нефти. В объединении "Нижневартовскнефтегазпром" добыча жидкого топлива с 1965г. по 2000г. в связи с истощением запасов на нефтепромыслах сократилась в шесть раз.

В Сургутском нефтедобывающем районе эксплуатируются многопластовые Усть-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское, Сургутское, Федоровское и другие месторождения. ОАО "Сургутнефтегаз" добывает ежегодно несколько десятков миллионов тонн нефти. Небольшое количество нефти дают месторождения Шаимского района.

Чрезвычайно высокие темпы добычи нефти в районе привели к быстрому обводнению продуктивных скважин, падению их дебита, удорожанию стоимости выкачиваемой из недр нефти. Из обводненных скважин на поверхность стали выкачивать водно-нефтяную смесь, в которой воды в пять раз больше, чем нефти, и которая требует новой технологии переработки.

Тенденции и проблемы развития российской нефтедобывающей промышленности можно проследить на примере Самотлорского месторождения. Добыча нефти на Самотлоре в 1980г. достигла максимума - 160 млн. т, или 60% добычи топлива в Западной Сибири. В 1996г. Самотлор дал только 21 млн. т, в 1997г. - менее 15 млн. т, а в начале XXI в. может стать зоной экономической депрессии.

В 70-е - 80-е гг. месторождение разрабатывалось варварским способом: в него закачивались целые кубокилометры для выжимания нефти из пластов. В прошлом на 9 т добытой нефти приходилось 1 т подземной воды, то теперь соотношение поменялось наоборот. Добычу на месторождении вели только в тех районах, где находилась "легкая" нефть и где не требовалось больших затрат. В течение 15 лет Самотлор служил донором экономики России, а в настоящее время он сам нуждается во вложениях. В недрах месторождения еще осталось 1,2 млрд. т. В ближайшее время потребуется вложить не менее 8млрд. долл. Реконструкция Самотлора позволит стабилизировать добычу нефти к 2010г. на уровне 8-9 млн. т.

Падение добычи нефти и газа в Западной Сибири планируют все компании, так как разведанные новые месторождения очень сложные для разработки, требующие больших инвестиций и дорогих технологий. АО "Роснефть-Пурнефтегаз", ведущее разработку нефти в Ямало-Ненецком округе, имеет 70% ресурсов, приходящихся на "трудноизвлекаемые запасы". Нефть здесь отличается повышенной вязкостью (например, на Комсомольском месторождении с запасами в 390 млн. т). В "ЛУКОЙЛе" таких запасов 53%, в "Сургутнефтегаз" - 60%, а на новых месторождениях - 80-90%. "Томскнефть" разрабатывает Васюганские месторождения, в которых трудноизвлекаемые запасы достигают 77%.

В настоящее время добывать трудноизвлекаемые запасы нерентабельно и невыгодно, поэтому убыточных скважин насчитывается до 1/3.

Одновременно с развитием нефтедобывающей промышленности в регионе шло сооружение нефтепроводов. В 60-е гг. ХХ в. были приняты в эксплуатацию нефтепроводы Шаим-Тюмень и Усть-Балык-Омск, который доведен до Чимкента в Казахстане, затем и до Чарджева в Туркменистане. Для транспортировки нефти в Восточную Сибирь в 70-е гг. был построен нефтепровод Александровское - Анжеро - Судженск - Красноярск и передачи западносибирской нефти на запад - Самотлор - Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск, Самотлор - Самара. В 80-е гг. проложены гигантские нефтепроводы Сургут - Новополоцк, Холмогоры - Клин.

Пропускная способность нефтепроводов диаметром 1220 мм составляет 80-90 млн. т в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/час. Развитие нефтегазовой промышленности в Западно-Сибирском регионе оказало негативное влияние на окружающую среду. Выбросы нефти при авариях на нефтепромыслах, утечка ее из нефтепроводов привела к сокращению рыбных ресурсов в реках и водоемах, а строительство нефте- и газопроводов - на численность стада северных оленей и пушного зверя в тайге и в тундре.

Второй нефтяной базой России является Волго-Уральская, которая прошла "пик" своего развития в 70-е гг.. Добыча нефти здесь особенно быстро развивалась в Татарстане, где в 1970г. было добыто 102 млн. т, т.е. более 1/3 добычи топлива в стране. Нефть добывается на крупнейшем Ромашкинском, Бавлинском, Ново-Елховском и других месторождениях. Многолетняя эксплуатация привела к истощению нефтяных ресурсов в республике и в 2005г. добыча нефти составила 31 млн. т в год. В республике сформировался крупнейший Альметьевско-Бугульминский нефтяной район. В 2007г. в Татарстане была добыта трехмиллиардная тонна нефти.

В начале формирования базы первое место в Волго-Уральском районе занимал Башкортостан, где выделялись Туймазинское, Шкаповское и Ишимбаевское месторождения, а затем лидерство он уступил Татарстану. В республике добыча нефти ведется в бассейне левых притоков Белой (Чекмагушевское месторождение), на севере эксплуатируется крупное Арланское месторождение. Центры добычи - города Туймазы, Октябрьский, Ишимбай, Салават, Белебей и другие. В 1970г. в Башкортостане добыча составляла 39 млн. т, в 2005г. - лишь 11 млн. т. За 1932-2005 гг. из недр республики добыто 1,5 млрд. т нефти.

Самарская область - один из крупных регионов добычи нефти (35 млн. т в 1970г.) в Уральской базе. В области сформировались четыре нефтедобывающих района: Кинель-Черкасский, являющийся основным и дающим около 1/2 добываемой нефти, вырос на базе крупного Мухановского месторождения (центр - Отрадный), Южно-Куйбышевский на базе Кулешовского, Лебяжинского, Благодаровского и других месторождений (центр - Нефтегорск); старейший Жигулевско-Сызранский на базе Сызранского, Жигулевского, Зольненского и других месторождений (центры - Сызрань, Жигулевск и другие); Юго-Западный на основе Покровского, Горбатовского месторождений. В 2005г. в области было добыто 11 млн. т, т.е. в 3 раза меньше, чем в 1970г.

Перспективными районами на территории Волго-Уральской базы являются Пермский край, где эксплуатируются Васильевское, Яринское, Мазунинское, Чернушинское и другие месторождения (10 млн. т в 2005г.), Республика Удмуртия (месторождения Архангельское, Чутырское и другие), Оренбургская (месторождения Бузулукско-Бугуруслановского района) и Астраханская области, Республика Калмыкия. В 2005г. в Оренбургской области было добыто 17 млн. т, в Удмуртии – свыше 10 млн., в Астраханской и Волгоградской областях – по 4 млн. т. Небольшое количество нефти добывается в Саратовской, Пензенской и Ульяновской областях.

В 1970 г. в Волго-Уральской нефтяной базе было добыто 208 млн. т, или 73% добычи нефти в стране. В последующие десятилетия в связи с истощением запасов добыча стала уменьшаться, что привело к падению удельного веса района (101 млн. т в 2005г., 22% добычи в России). Заметное сокращение добычи нефти произошло в Татарстане, Башкортостане, Самарской и Волгоградской областях, которое составило не менее чем в 3-4 раза. Важной проблемой является стабилизация добычи топлива в районе, что связано с расширением геологоразведочных работ на территории Волго-Уральской базы, открытием новых месторождений, вовлечением в эксплуатацию нефтяных залежей на больших глубинах и т.д.

Благодаря богатству месторождений и длительной истории развития нефтяной промышленности Волго-Уральская база стала одним из главных поставщиков нефти для районов европейской части России и стран СНГ, а также государств Восточной Европы. К наиболее важнейшим нефтепроводам относятся магистрали Альметьевск – Нижний Новгород – Рязань – Москва, Нижний Новгород – Ярославль – Кириши, Альметьевск – Пермь, Самара – Лисичанск – Кременчуг – Херсон – Одесса, Самара – Новороссийск, Туймазы – Уфа – Омск – Красноярск – Ангарск. Международное значение имеет нефтепровод от Альметьевска через Самару – Брянск – Мозырь и далее в Польшу, Чехию и Словакию, Венгрию и Германию.

Перспективным регионом для развития нефтяной промышленности являются Республика Коми и шельф Баренцева моря. На западных склонах Урала эксплуатируется Ухтинское месторождение тяжелой нефти, которая добывается шахтным способом. Основную часть нефти Баренцево-Печорского нефтегазового района дают Усинское и Возейское месторождения, разрабатываются Верхнегрубешорское, Западно-Тэбукское, Войвожское и Ярегское многопластовые месторождения. В некоторых из них содержатся компоненты легкой нефти, а также титан. Ежегодная добыча нефти превышает 23 млн. т. Развитие отрасли в Коми и Ненецком автономном округе сдерживают недостаток материально-технических и финансовых ресурсов, а также экстремальные природно-климатические условия. Нефть поступает в Центральный район по трубопроводу Ухта – Ярославль. В течение последних лет нефть добывается и в Баренцевом море. В ближайшей перспективе начнётся освоение арктического Приразломного месторождения.

К старым нефтяным районам России относится Северо-Кавказский район. Наибольшие объемы добычи нефти приходилось на промыслы Чечено-Ингушетии (Грозный, Малгобек и др.), где в 1970г. добывалось 20 млн. т. В связи с многолетней эксплуатацией месторождений добыча жидкого топлива в Чеченской Республике резко сократилась (в 2005г. 2 млн. т).

В Краснодарском крае нефть добывается на месторождениях Апшероно-Хадыженского и в Адыгее - Майкопском районах, в Ставропольском крае в послевоенное время центрами добычи нефти стали города Нефтекумск, Затеречный. В Республике Дагестан нефтяные промыслы расположены в районе города Избербаш и на севере Терско-Кумской низменности. Северокавказская нефть характеризуется большим выходом легких фракций. Однако в недалеком будущем ресурсы нефти в районе будут выработаны.

Нефть и нефтепродукты из Северного Кавказа поступают по трубопроводам Грозный – Армавир – Туапсе, Грозный – Тихорецк – Донбасс, Затеречный – Грозный.

После Великой Отечественной войны добычу жидкого топлива начали вести на севере острова Сахалин (около города Оха), представляющего нефтяную базу Дальнего Востока. Построен нефтепровод Оха-Комсомольск-на-Амуре.

Как отмечалось выше, запасы нефти и природного газа на шельфе морей, омывающих Россию, оценивается в 100 млрд. т. Однако масштабы морской добычи невелики. Так, в 1970г. на территории СССР она составляла 13 млн. т, а к 1990г. снизилась до 10 млн. т. В России морская добыча ведется на шельфе Баренцева, Охотского, Каспийского и Балтийского морей.

Качество нефтяных ресурсов российских месторождений, горногеологические условия их отработки значительно хуже, чем в странах Персидского залива, Мексике и Венесуэле. Поэтому затраты на добычу 1 т нефти в Саудовской Аравии, Кувейте и ОАЭ составляют 14,5 долл., в Южной Америке и США – 60, в России – 40-60, в Северном море – 74 долл. Себестоимость добычи нефти в нашей стране увеличивается еще и в связи с тем, что приходится разрабатывать месторождения, расположенные в малообжитых и труднодоступных районах, а также на шельфе морей Арктики и Тихого океана.

В добыче нефти применяются насосный, компрессорный и фонтанный способы. В 1980г. на долю фонтанного способа приходилось 53,1% от общего объема добычи, насосного – 44,6 и компрессорного – 2,3%. В 2005г. удельный вес фонтанного способа снизился до 6,2%, а компрессорного – до 0,8%, а насосного увеличился до 93,0%.

Вследствие выработанности лучших по горногеологическим условиям нефтяных месторождений (53%) среднесуточный дебит одной скважины снизился с 29,4 т в 1975г. до 10,3 т в 2005г. или в 3,0 раза, в том числе на новых скважинах – с 28,4 до 12,0 т, т.е. в 2,4 раза.

Объем эксплуатационного бурения на нефть в стране уменьшился с 32,7 млн. м в 1990г. до 9,7 млн. м в 2005г. или в 3,3 раза, разведочного – с 5,2 до 0,9 млн. м, т.е. в 6 раз.

В связи с распадом СССР большинство машиностроительных заводов, производящих нефтяное оборудование, оказалось на территории новых суверенных государств. Так, заводы Азербайджана в прошлом производили 60% нефтяного оборудования бывшего Советского Союза.

По своей производительности, надежности, долговечности и экологичности российское нефтяное оборудование существенно уступает развитым странам. Например, межремонтный период работы нефтяных скважин в России превышает 300 суток, тогда как в США и Западной Европе достигает 4,5 – 5 лет. На основе применяемых в России технологий из недр извлекается не более 40% геологических запасов нефти, а на месторождениях с вязкой нефтью – не более 15%.

В нашей стране не налажено производство для разработки нефтяных месторождений с помощью горизонтальных скважин, позволяющие в несколько раз повысить продуктивность скважин и уровень нефтеизвлечения. Отечественная нефтяная промышленность отстает от передовых стран в применении новейших методов повышения нефтеотдачи – термических, физико-химических, газовых. С применением первых двух методов добывается менее 3% от всей добычи нефти в стране.

В 90-е гг. неоправданно сократилось производство труб, нефтепромыслового оборудования на российских заводах и произошло увеличение объема импорта этих ресурсов. Удельный вес импорта по отдельным видам продукции возрос с 22% до 60-70%. На покупку оборудования по импорту расходуется ежегодно несколько миллиардов долларов. Цены на отдельные виды закупленных за рубежом труб и нефтяного оборудования во много раз превышают цены на продукцию российских заводов.

Решение данной проблемы, на наш взгляд, состоит в том, что определенные виды оборудования и приборов могли бы выпускать предприятия оборонного комплекса, переведенных на конверсию. Так, оборонные заводы г. Северодвинска в последние годы стали выпускать платформы для добычи нефти на шельфе Арктики.

В 2005г. в России добычу нефти осуществляют 132 предприятия – недропользователя более чем на тысяче месторождений, из которых ¾ разрабатываемых месторождений находится в Западной Сибири. В стране действует 12 нефтяных холдингов, 10 из них имеют разветвленную структуру и являются вертикально интегрированными компаниями.

К вертикально интегрированным нефтяным компаниям относятся "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "Сургутнефтегаз", "Сибнефть", "ТНК-ВР", НГК "Славнефть" и др. В 200г. они добыли более 300 млн. т нефти. В компанию "ЛУКОЙЛ", названную по крупным месторождениям Лангепас, Урай и Когалым и занимающую четвертое место в мире по основным показателям (запасы на ее месторождениях составляют 2 млрд. т, добыча в 2005г. – 75 млн. т), вошли Пермский, Волгоградский, Нижегородский и Ухтинский НПЗ, ряд территориальных объединений по обеспечению нефтепродуктами. "ЛУКОЙЛ" участвует в разработке месторождений "Кяпаз", "Шахдениз" и других – в азербайджанском секторе шельфа Каспийского моря. В 1999г. НК "ЛУКОЙЛ" присоединила к себе компанию "КомиТЭК". В "ЛУКОЙЛ" входит 360 организаций в 30 странах с общей численностью сотрудников свыше 160 тыс. чел. Компания осваивает месторождения нефти в Балтийском и Каспийском морях. На Пермском НПЗ введена в эксплуатацию первая в России установка по производству дизельного топлива, соответствующая стандарту "ЕВРО-4".

В государственной компании "Роснефть" в 2005г. было добыто 75 млн. т, в 2010г. планируется добыть свыше 100 млн., в 2015г. – 135 млн. т. В конце 2004г в компанию вошла "Юганскнефтьгаз" (ЮНГ). Капитализация "Роснефти" в 2006г. составила 67,6 млрд. долл., а её основой являются дочерние компании "Пурнефтегаз" и "Сахалинморнефтегаз".

Многие нефтяные компании в крупных масштабах ведут добычу природного и попутного газа ("ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "Сургутнефтегаз" и др.).

В рейтинге 400 крупнейших компаний России нефтяные холдинги занимают лидирующие позиции. Так, в НК "ЛУКОЙЛ", занимающей второе место после ОАО "Газпром", в 2005г. объем реализации продукции составил 1309,4 млрд. руб., или 46,3 млрд. долл., балансовая прибыль – 252,1 млрд. руб. и ОАО "Сургутнефтегаз" (седьмое место) имела объем реализации продукции в 2005г. 446,3 млрд. руб., или 15,8 млрд. долл. На последующих местах в рейтинге располагались ТНК ВР, АК "Транснефть", НК "Сибнефть", "Татнефть" и другие компании.

Нефтяные холдинги – крупные налогоплательщики. Так, "ЛУКОЙЛ" в 2003г. внесла в бюджет 5 млрд., "ЮКОС" – свыше 5 млрд., "Сургутнефтьгаз" и "ТНК" - по 2,8 млрд. долл. В целом от нефтяной промышленности в федеральный бюджет ежемесячно поступает по несколько миллиардов рублей. В 2002г. нефтяные компании заплатили в бюджеты всех уровней 22 млрд. долл.

В нефтяной промышленности России в 2005г. действовало 30 совместных предприятий, которые добывают не более 6% всей нефти страны. Они участвуют в разработке нефтяных месторождений в Тимано-Печорской провинции, Западной Сибири и на Сахалине.

Экспорт сырой нефти из России в 2005г. составлял 253 млн. т, или 53,8% общего объема добычи, нефтепродуктов – 97,1 млн. т, или 46,7 % от производства продукции. Удельный вес экспорта нефти в производстве продукции увеличился с 35,4% в 1992г. до 53,8% в 2005г., т.е. на 18,4 пункта, нефтепродуктов за этот период – с 14,8 до 46,7%, т.е. на 31,9 процентных пункта.

Если стоимость продукции экспорта из Российской Федерации в 2005г. равнялась 243,6 млрд. долл., то на долю нефти и нефтепродуктов приходилось 117,2 млрд., или 48,1% его стоимости, природного газа – 31,4 млрд., или 12,5% и каменного угля и кокса – 0,5 млрд. долл. Основные экспортёры нефти и нефтепродуктов – НК "ЛУКОЙЛ", "ЮКОС", "ТНК-ВР", "Татнефть", "Роснефть" и др.

Российская нефть экспортируется в страны Западной и Восточной Европы – Германию, Ирландию, Польшу, Швейцарию, Чехию, Словакию, а также в страны СНГ – Украину, Беларусь и др.

Чистый экспорт нефти на душу населения из России достигает 1770 кг, тогда как из Норвегии – 25770, Великобритании – 600 и Канады – 400 кг; нефтепродуктов из России – 700 кг, а из Норвегии – 1465, Великобритании – 235 и Канады – 160 кг.

В 1998г. стоимость 1 барреля нефти на мировых рынках упала до 7-8 долл., в конце 1999г. она возросла до 22 долл. и в 2006г. колебалась от 65 до 75 долл. В среднем цена 1 т российской нефти сорта "Юральс" в 2006г. увеличилась до 400 долл., т.е. на 25-30 долл. ниже стоимости арабской нефти сорта "Брент".

Наряду с продолжением разведки и освоением новых месторождений в Западной Сибири к перспективным районам относятся Прикаспийская низменность, где нефть залегает на больших глубинах, Баренцево-Печорская провинция, шельф морей Северного Ледовитого океана и острова Сахалин. Основным нефтедобывающим районом страны на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020г. снизится до 55-58% против 71% в настоящее время. После 2010г. масштабная добыча начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на восток России к 2020г. будет приходится 15-20% нефтедобычи в стране.

В перспективе необходимо предусмотреть строительство новых и реконструкцию старых нефтяных терминалов в Балтийском (Приморск) и Азово-Черноморском (Новороссийский и Туапсинский порты и др.) бассейнах. Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), куда входит "ЛУКОЙЛ", предусматривает строительство нефтепровода протяженностью 1580 км от Тенгизского месторождения в Казахстане до Новороссийска. Начал действовать трубопровод Баку-Новороссийск. В декабре 2001г. сдана в эксплуатацию Балтийская трубопроводная система (БТС), по которой транспортируется нефть Баренцево-Печорского района, Урало-Поволжья и Казахстана через Приморский нефтяной терминал (Ленинградская обл.)мощностью 40 млн. т в год.

4.2. НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности экономически целесообразнее приближать к районам потребления, что обусловлено рядом преимуществ: во-первых, резко сокращаются перевозки мазута, масел и других вязких нефтепродуктов; во-вторых, перевозки сырой нефти выгоднее транспортировки ее многочисленных производных; в-третьих, хранение сырой нефти обходится дешевле, чем хранение нефтепродуктов; в-четвертых, потребители имеют возможность использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

Нефтеперерабатывающая промышленность вначале исторически возникла в районах добычи нефти – в Баку и Грозном, которые на протяжении длительного периода были основными центрами переработки сырья в Российской империи. На предприятиях в XIX в. получали главным образом керосин и мазут, а с появлением двигателя внутреннего сгорания – бензин. Гамма получаемых продуктов нефтепереработки была невелика.

В настоящее время нефтеперерабатывающие заводы построены вдоль трасс нефтепроводов и на концах их (Новороссийск, Кириши, Ангарск, Москва, Омск и др.), на пути следования сырой нефти по Волге (Волгоград, Саратов, Самара, Сызрань, Ярославль). Благоприятным фактором, способствующим возникновению предприятий отрасли, является выгодное транспортно-географическое положение (Нижний Новгород, Красноярск, Хабаровск, Краснодар).

При строительстве заводов нефтеперерабатывающей промышленности необходимо учитывать водный фактор, так как при переработке 1 т нефти расходуется 15-20 т воды. Некоторые районы России имеют дефицит водных ресурсов (Северный Кавказ, Центр, Урал).

В послевоенный период новые центры нефтеперерабатывающей промышленности возникли в Западной и Восточной Сибири (Ангарск, Ачинск, Красноярск, Омск). Последним заводом на территории России стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982г.

ТАБЛИЦА 4.2.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Как показывают данные таблицы 4.2.1., число организаций в отрасли увеличилось с 37 в 1985г. до 594 в 2004г., что обусловлено раздроблением производств, которое происходило в 90-е гг. Уровень рентабельности в 1992г. составлял 33,5%, к 1997г. он снизился до 9,4%, т.е. в 3,6 раза и в 2004г. возрос до 22,5%.

Важнейшими районами нефтеперерабатывающей промышленности России являются Центральный (Москва, Рязань, Ярославль), Поволжский (Волгоград, Самара, Саратов, Новокуйбышевск) и Уральский (Уфа, Пермь, Ишимбай, Салават, Орск, Краснокамск). Удельный вес Западной и Восточной Сибири в производстве нефтепродуктов увеличился, а Северного Кавказа снизился. Нефтеперерабатывающие заводы размещаются в Северо-Западном (Кириши), Северном (Ухта), Волго-Вятском (Нижний Новгород) и Дальневосточном (Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск) районах. В 2005г. заводы Башкортостана произвели 12,6% общероссийского объёма переработки нефтяного сырья, далее следуют Самарская (9,1%), Ленинградская (8,8%), Омская (7,0%), Нижегородская (6,5%) и Ярославская (6,2%) области.

Производственная мощность 26 российских заводов составляет 263,5 млн. т (в США – 800, Японии – 250, Китае – 200 млн. т). Предприятия в СССР в 1987г. имели мощность в 613 млн., а в 1997г. в границах бывшего Советского Союза – 522 млн. т. Кроме крупных заводов в России насчитывается 41 мини-НПЗ, имеющих небольшую мощность.

Первичная переработка нефти в России в 1980г. составляла 325 млн. т. В связи с экономическим кризисом переработка нефти в 1998г. снизилась до 164 млн., а к 2005г. возросла до 208 млн. т, т.е. на 26,8%. Производственные мощности предприятий загружены лишь на 82%. Выпуск бензина сократился с 53,0 млн. т в 1980г. до 45,1 млн. т в 2005г., в том числе автомобильного – с 46,7 до 32,0 млн., дизельного топлива – с 70,0 до 60,0 млн., мазута топочного – со 137,0 до 56,7 млн. т.

В крупных объемах нефтепереработка осуществляется на заводах, входящих в акционерные общества "ЮКОС", "ЛУКОЙЛ" – 19, "Сургутнефтегаз", "ТНК-ВР", "Роснефть.

Большинство заводов России построено 30-50 лет назад, поэтому значительная часть нефтеперерабатывающего оборудования устарела морально и физически. В нефтеперерабатывающую промышленность в последние десятилетия вкладывалось в 15 раз меньше капиталовложений, чем в нефтедобывающую.

Глубина переработки нефтяного сырья на заводах России в 2005г. составляла 72%, при этом по 13 заводам – 55-69%, тогда как в развитых странах Европы и США – 92-95%. Вторичные процессы нефтепереработки на наших предприятиях развиваются недостаточно. Значение индекса сложности Нельсона, который в агрегированном виде отражает технический уровень нефтепереработки и удельный вес вторичных процессов, для заводов России не превышает 3,8, США – 9,5, Канады – 7,1, Европы и Японии – 6,5 и Африки – 3,3. Если повысить глубину переработки нефти до 75-77%, то Россия могла бы экономить не менее 40 млн. т нефти в год.

На 12 заводах России отсутствует процесс каталитического крекинга, являющегося одним из основных источников высокооктанового компонента бензина. 75% общего объема производства автомобильного бензина в нашей стране приходится на А-76, тогда как в развитых странах он не выпускается. Более 60% производимого бензина в России является этилированным, в развитых странах от его производства отказались по экологическим причинам.

До 40% дизельного топлива, выпускаемого нашими заводами, содержит 0,2 – 0,5% сернистых соединений, а в развитых странах содержание серы не превышает 0,05%. Топочный мазут содержит также высокий процент серы (2,0 – 3,5%), что создает серьезные экологические проблемы.

Энергетической стратегией развития ТЭК России предусматривается рост объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн. т в год с одновременным увеличением глубины переработки до 75-80% в 2010г. и до 85% - к 2020г.