Экономико-географическая характеристика топливной промышленности Российской Федерации

СургутНГ, НоябрьскНГ и ЮганскНГ, не существует и настоящей конкурентной

борьбы. Такая разобщенность создает немало проблем, но интеграция

откладывается на неопределенную перспективу из-за большой динамичности

отрасли: снижение статуса ПурНГ, КогальимНГ и ТюменьНГ вкупе с

одновременным уменьшением влияния НижневартовскНГ способно уже сейчас

дисбалансировать сложившуюся структуру отношений.

Без сомнения, эти выводы, сделанные на основе взаимоотношений в ведущем

районе, можно распространить и на всю систему нефтедобычи в целом, что даст

определенное объяснение сложной ситуации в данной отрасли. Для нефтяной

промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи. Достигнув

максимума в 1988 году 415.1 млн. тонн, к 1990 году нефтедобыча снизилась до

358,4 млн. тонн, то есть на 13.7 процента, причем тенденция падения добычи

сохраняется и в 1994 году.[10]

Вторая по значению нефтяная база - Волго-Уральская. Она расположена в

восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах

республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской,

Оренбургской, Самарской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской

областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е.

ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает

затраты на бурение. Волгл-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают

Татария, Башкирия, Самарская область. Значительная часть нефти, добываемая

на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по

нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные

главным образом в Башкирии и Самарской области, а также в других областях

(Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и

состав вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она

хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием

парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования.

Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику

Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть

Дагестана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным

серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая

нефть и на Дальнем Востоке.

Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных

районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести

переработку, используя какую-либо «стандартную» технологию нецелесообразно.

Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной

эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под

конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между

нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского

Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв внешних хозяйственных

связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном

положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса

нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем

переработки - 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть

гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость

российских заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на

заводы республик, вызывает некачественную переработку и большие потери

продукта.

Третья нефтяная база - Тимано-Печерская. Она расположена в пределах

Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на

прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского

нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная

область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации. Добыча нефти ведется на

месторождениях Усинское, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра,

Водейское и другие. Тимано-Печорский район, как Волгоградская и Саратовская

области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири

сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы

углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке

американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 миллиарда

тонн нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную

промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что

составляет два годовых объема добычи Российской Федерации. Ведутся

совместные разработки месторождений. Например, ПС «Полярное сияние» с

участием американской компании «Конако», которое разрабатывает Ардалинское

месторождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект

инвестировано 375 млн. долларов, из которых 80 млн. получили 160 российских

компаний - поставщиков и подрядчиков. 71 % всех доходов ПС остается в

России, что делает контракт выгодным не только для иностранцев, но и для

жителей Ненецкого автономного округа, получивших дополнительные рабочие

места, и в целом всей Российской Федерации[11].

Теперь, обобщив сказанное в данной главе, выделим главную особенность,

проблему размещения нефтедобывающей промышленности России. Частично она уже

была рассмотрена - это сверхвысокая концентрация нефтедобычи в ведущей

нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой

структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди

которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно

выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и

попутного газа, обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья

от главного поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному

потребителю - западной ее части.

Если учесть низкую степень подтверждаемости прогнозных запасов и еще

большую долю месторождений с высокими издержками освоения (из всех запасов

нефти только 55% имеют высокую продуктивность), то общую обеспеченность

России нефтяными ресурсами нельзя назвать безоблачной,

Глубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли

топливной промышленности, особенно нефтяную промышленность. Это выразилось,

прежде всего, в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти начиная с 1989

года.

Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется

сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества

и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного

бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном

переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении

фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь либо значительного резерва

крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную

эксплуатацию месторождений; расположенных в не обустроенных и

труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим

отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального

развития и экологии.

Транспортировка нефти трубопроводами

(характеристики и преимущества).

Нефть не используется в первоначальном виде, поэтому

нефтеперерабатывающие заводы - основной ее потребитель. Они располагаются

во всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем

продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного

хозяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по

железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти

перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает

расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и

нефтехранилища. Скорость движения нефти - 10-12 км/ч. Стандартный диаметр -

12 тыс.мм. Производительность в год - 90 млн. тонн нефти. По эффективности

с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами.

Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери

при транспортировке (доставке).

Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за

2-3 года.

Развитие нефтепроводного транспорта в Союзе было связано с освоением

нефтяных месторождений в Башкирии, Татарии и Самарской области. К 1941 году

в эксплуатации находилось 4100 км магистральных трубопроводов для перекачки

нефти и нефтепродуктов с суммарной годовой производительностью 7,9 млн.

тонн. Максимальный диаметр составлял 300 мм. Общая протяженность

магистральных нефтепроводов к 1956 году возросла до 11,5 тыс. км, а через

10 лет достигла уже 29 тыс. км. А в 1992 году в СНГ - 275 тысяч км. Сеть

магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях: урало-

сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527

км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с

ответвлениями на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное от

Альметьевска до Самары и далее нефтепроводом "Дружба" с ответвлением на

Полоцк и Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибольшей

длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, т.к. связывали

основного добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными районами

Российской Федерации. Важность этого направления сохраняется и в настоящее

время.

С открытием новых нефтяных месторождений на Южном Мангышлаке и в

Тюменской области сооружены следующие нефтепроводы: Узень - Гурьев - Самара

диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень, Александровское -

Анжеро-Судженск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км; Усть-Балык -

Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью 1844 км,

второй нефтепровод «Дружба».

Развитие нефтепроводного транспорта определяется общим состоянием дел в

нефтяной промышленности, т.к. между ними существует неразрывная связь.

Например, во время благоприятной ситуации в отрасли с 1940 по 1980 годы

протяженность нефтепроводов увеличилась с 4 до 69,7 тыс. км, а грузооборот

- с 4 до 1197 млрд. ткм, т.е. на 29825%.

Так, в прошлом формирование нефтяной базы между Волгой и Уралом,

намного улучшив снабжение нефтью центральных и восточных районов страны,

обусловило появление целой системы магистральных нефтепроводов:

1. на запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через Самару - Брянск до

Мозыря (Белорусия), откуда в Полшу, Венгрию и Чехословакию с ответвлением

в Белорусию, Латвию и Литву; Самара - Пенза - Брянск (нефтепродукты);

Альметьевск – Н.Новгород - Рязань - Москва с ответвлением Н.Новгород -

Ярославль - Кириши;

2. на юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.

3. на восток - Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Ангарск; Туймазы

- Омск; Уфа - Омск - Новосибирск (нефтепродукты).

Формирование Западно-Сибирской нефтяной базы изменило ориентацию

основных потоков нефти: Волго-Уральский район целиком переориентировался на

западное направление.

Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов

перешли к Западной Сибири, откуда трубопроводы идут:

1. на запад - Усть-Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Самара;

Самара - Лисичанск - Кременчук - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк;

2. на юг - Шаим - Тюмень; Усть-Балык - Омск; Омск - Павлодар - Чимкент;

3. на восток - Александровское - Анжеро-Судженск.

Для транспортировки нефти на запад используются, кроме того,

трубопроводы Волго-Уральского района восточного направления.

Из трубопроводов выделяются: Гурьев - Орск; Мангышлак - Самара; Ухта -

Ярославль (Тимано-Печерская нефтегазоносная область); Огса - Комсомольск-на-

Амуре (Сахалин).

За границу нефть экспортируется также при помощи трубопроводов

(например, «Дружба»).

Остальная часть нефти направляется в дальнее зарубежье, т.е. в Западную

Европу, где Германия, Италия, Великобритания и Ирландия вкупе потребляют

60% этого объема. Сегодня экспорт за границу в основном выгоден, однако

есть уже указанные проблемы с оплатой при поставке нефти в страны ближнего

зарубежья.

В самой же России в будущем предусмотрено создание региональных систем

магистральных нефтепродуктопроводов с разводящей сетью к нефтебазам,

однако, сейчас трубопроводный транспорт переживает тяжелые времена в связи

с общим спадом в нефтяной промышленности.

Газовая промышленность.

Экономико-географическая характеристика газовой промышленности.

Роль отдельных видов топлива в экономике России менялась. В начале

века большое значение имели дрова. Затем они постепенно начали вытесняться

углём (к 50-м гг. угольная промышленность давала более половины всего

топлива). А позже начался рост нефти и газа.

В 1994 г. общее производство первичной энергии в России составило

1410 млн. т. условного топлива. Доля газа, как самого дешёвого топлива, в

последние годы быстро росла (за счёт сокращения добычи нефти и угля).

Добыча природного газа отличается высокой концентрацией и

ориентирована на районы с наиболее крупными и выгодными по эксплуатации

месторождениями.

Добыча газа в России

(млрд.м3).[12]

Таблица 2.2.2

[pic]

Только пять месторождений - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное,

Медвежье и Оренбургское содержат 1/2 всех промышленных запасов России.

Запасы Медвежьего оцениваются в 1.5 трлн.м3, а Уренгойского - в 5

трлн.м3.

Следующая особенность заключается в динамичности размещения мест

добычи природного газа, что объясняется быстрым расширением границ

распространения выявленных ресурсов, а также сравнительной легкостью и

дешевизной вовлечения их в разработку. За короткий срок главные центры

по добыче природного газа переместились из Поволжья на Украину, Северный

Кавказ. Дальнейшие территориальные сдвиги вызваны освоением

месторождений Западной Сибири, Средней Азии, Урала и Севера.

Прирост запасов газа (за счёт геологоразведочных работ), (млрд.м3)

Таблица 2.2.3

[pic]

На фоне всеобщего спада производства газовая отрасль выглядит

относительно благополучно. В 1993 г. было добыто 618 млрд.м3. газа (97%

от уровня 1992 г. и 100% по отношению к 1989 г.). Некоторое снижение

добычи в основном было связано с уменьшением спроса на этот вид

топлива, поскольку сократились его поставки в страны ближнего зарубежья из-

за постоянных неплатежей. Вследствие большого недостатка средств в

отрасли резко сократились строительство и ввод в действие новых мощностей.

За год было введено всего два новых месторождения – Комсомольское и

Юбилейное.

В 1994 г. газовая промышленность работала относительно устойчиво и в

основном удовлетворяла потребности экономики страны. За год добыча газа

составила 606,8 млрд.м3. (98% к уровню предыдущего года). Ресурсы газа за

счёт добычи и отборов из газохранилищ позволили обеспечить внутренние

нужды российских потребителей и поставить газ на экспорт, в том числе в

страны СНГ.

Экспорт газа в страны СНГ и Балтии, млрд.м3

График 2.2.1

В 1995 г., так же как и в предыдущие годы, газовая отрасль работала

относительно устойчиво и в основном удовлетворяла потребности экономики.

За год добыча газа составила 595 млрд.м3. (98% к уровню 1994 г.). Ресурсы

газа за счёт добычи и отборов из газохранилищ позволили обеспечить

внутренние нужды российских потребителей и поставить 192,2 млрд.м3. газа

на экспорт, в том числе в страны дальнего зарубежья - 116,8 млрд.м3.

(111% к уровню 1994 г.) и в страны СНГ - 70,1 млрд.м3. (94%).

Некоторое уменьшение добычи газа было вызвано снижением потребления

газа, как в самой России, так и в странах СНГ. Хотя просроченная

задолженность потребителей газа выросла за год в 2,5 раза и достигла на 1

января 1996 г. 6992 млрд. р., финансовое положение предприятий отрасли было

достаточно устойчивым.

В 1996 г. добыча газа увеличилась на 1% по сравнению с 1995 г. и

достигла 600,2 млрд.м3. (98% по отношению к 1989 г.). Рост добычи газа в

значительной степени был связан с вводом в эксплуатацию новых мощностей на

Комсомольском и Ямбургском месторождениях с возможностью его суточной

добычи 30-35 млн.м3.[13]

Несмотря на прогнозы Министерства экономики об увеличении добычи газа

на 1% в 1997 г. по сравнению с 1996 г., за прошедший год было добыто

меньше (569,3 млрд.м3.). Основными причинами снижения добычи газа по

сравнению с предыдущим годом явились сокращение платёжеспособного спроса

внутри страны (особенно в летний период), а также уменьшение объёмов его

закачки в ПХГ в связи с тем, что за последние три года было отобрано почти

на 50 млрд.м3. газа меньше, чем закачано.

Из республик СНГ Российская Федерация даёт почти 80% всего газа, на

втором месте – Туркмения (более 1/10), далее идут Узбекистан, Украина,

Азербайджан, Казахстан и Белоруссия. В остальных республиках газ не

добывают. Полностью собственные потребности обеспечивают только Россия,

Туркмения и Узбекистан.

В России выделяются следующие лидеры по добыче природного газа:

V Западная Сибирь – 91% российской добычи.

V Уральский экономический район – 6%.

V Поволжский экономический район – 1%.

V Республика Коми и Ненецкий АО - менее 1%.

V Северный Кавказ – менее 1%.

V Дальневосточный экономический район – менее 1%.

V Восточная Сибирь – менее 1%.

Таким образом, 98% газа в России добывается в первых трёх

вышеперечисленных экономических районах. Это свидетельствует о высокой

концентрации газодобывающей промышленности.

Структура потребления газа в России различна, вот например 40,5%

добытого газа используется в электростанциях, 28,1 – в промышленности, 16,2

– коммунально-бытовые потребители, 15,2 – прочие отрасли народного

хозяйства.[14]

В России действует Единая система газоснабжения, которая включает

разрабатываемые месторождения, сеть газопроводов и компрессорных установок

(для сжатия газа и подачи его под давлением), подземных газохранилищ и

других сооружений. Трубопроводы – единственный способ для перекачки больших

масс газа, в России их протяжённость составляет около 80 тыс. м., а в СНГ

– 140 тыс. км.

Основные системы магистральных газопроводов проложены из Западно-

Сибирской нефтегазоносной провинции, из Поволжья, с Урала (Оренбург –

начальный пункт газопровода «Союз») и с Северного Кавказа. Они передают по

трубопроводам природный газ в Центральную Россию, в государства Балтии, в

Белоруссию, в Молдавию, на Украину и далее в страны Восточной и Западной

Европы.

Из основных магистральных газопроводов следует отметить следующие:

Из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции:

. Уренгой – Медвежье – Надым – Пунга - Вуктыл – Ухта – Грязовец;

далее ветки: на Москву; на направление: Торжок – Псков – Рига; и

на направление: Новгород – Санкт-Петербург – Таллинн. От Торжка

далее Смоленск – Минск – Брест ( Белоруссия );

. Уренгой – Ижевск – Помары – Елец - Курск - Жмеринка (Украина) -

Ивано-Франковск (Украина) - Ужгород (Украина), далее в Европу;

. Уренгой - Медвежье - Пермь - Ижевск - Казань - Нижний Новгород

- Владимир - Москва;

. Уренгой - Сургут - Тобольск - Тюмень - Челябинск - Самара -

Сызрань - Ужгород ( Украина ), далее в Европу;

. Уренгой - Сургут - Нижневартовск - Томск - Юрга - Новосибирск

-Кемерово - Новокузнецк;

. Уренгой - Медвежье - Нижняя Тура - Нижний Тагил - Екатеринбург

- Челябинск.

Из Поволжского экономического района:

. Саратов - Рязань - Москва;

. Саратов - Пенза - Нижний Новгород (с ответвлением на Владимир

и Москву) - Иваново - Ярославль - Череповц;

Из Уральского экономического района:

. Газопровод «Союз»: Оренбург - Уральск - Александров - Гай -

Кременчуг - Ужгород ( Украина ), далее в Европу;

Из Северо-Кавказского экономического района:

. Ставрополь - Аксай - Новопсков - Елец - Тула - Серпухов

(Московское кольцо) - Тверь - Новгород - Санкт-Петербург;

. Ставрополь - Майкоп - Краснодар - Новороссийск;

Из Узбекистана:

. Газли (Узбекистан) - Ташауз (Туркмения) - Москва.

Зарубежная Европа не в состоянии полностью обеспечивать свои

потребности в природном газе за счёт собственных источников. Дефицит газа

в Германии, Франции, Италии составляет более 50% и в значительной мере

покрывается поставками одной из крупнейших российских компаний «Газпром».

Российский газ имеет более низкую себестоимость, чем сырьё из Алжира и

стран Ближнего Востока, которое доставляется в Западную Европу в сжиженном

состоянии танкерами.

В целом около 40% потребностей европейского региона в природном газе

покрывается за счёт импорта. Например, доля российского «Газпрома» в

западноевропейском импорте – 47%, Алжира – 29%, Норвегии – 22%. Норвегия –

очень серьёзный конкурент России в торговле газом на европейском

континенте.

Переработка газа и газового конденсата.

В отличие от нефти природный газ не требует большой предварительной

переработки для использования, но его необходимо сразу отправлять к

Страницы: 1, 2, 3