Реферат: Топливно-энергетический комплекс. Системы технологий нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отр

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники).Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходится 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан России, такие проблемы, как безработица и инфляция.

1. Состояние Топливно-энергетического комплекса.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК ) является важнейшей структурной составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности производительных сил и населения страны. Он производит более четверти промышленной продукции России, оказывает существенное влияние на формирование бюджета страны, обеспечивает более половины ее экспортного потенциала. Основные фонды ТЭК составляют примерно третью часть производственных фондов промышленности.

Базируясь на богатом потенциале энергетических ресурсов, Россия до 1988 года систематически наращивала их добычу, доведя ее до 13% от их суммарного производства на Земле при доле в населении планеты менее 3%. Однако по душевому потреблению первичных энергоресурсов Россия почти в 1,5 раза отставала от США, имея почти вдвое большее удельное энергопотребление на единицу произведенного валового внутреннего продукта. Это было связано со спецификой структуры милитаризованного производства, низкой производительностью общественного труда и с нерациональными энергоиспользованием на фоне низких цен на энергоносители.

В начале 1990-х годов в связи с распадом СССР и общеэкономическим кризисом в России негативные трансформации произошли и в отраслях ТЭК. В 1999году по сравнению с достигнутыми максимальными уровнями добыча нефти составила 61%, угля-72%, газа-96%, производство электроэнергии-88%. В целом производство первичных энергоресурсов составило в 1999 году 82% от уровня 1990 года, а потребление их-89% при уменьшении валового внутреннего продукта страны до 63%.

Наиболее серьезной проблемой ТЭК является обостряющийся финансовый кризис и связанные с ним обвальные неплатежи за топливо и энергию, размеры которых неуклонно растут. В результате в отраслях комплекса возник опасный инвестиционный кризис: суммарные капитальные вложения в ТЭК в 1993 году сократились по сравнению с инвестициями конца 1980-х годов почти вдвое, причем бюджетные источники составили лишь 7% от этих сниженных капиталовложений.

Отсутствие необходимых инвестиций не позволило в 1990-х годах компенсировать естественное выбытие производственных мощностей ТЭК. В нефтяной промышленности это привело к сокращению эксплуатационного бурения почти в два раза и уменьшению мощностей нефтедобычи более чем на 200 млн.т. в год. В угольной промышленности утрачены мощности по добыче 58 млн.т. в год. Ежегодная сработка проектного ресурса мощностей в электроэнергетике в 5-7 раз опережает ввод новых мощностей электростанций.

Во всех отраслях ТЭК утрачен минимально необходимый строительный задел. Финансовые ограничители не позволяют даже поддержать действующие основные фонды, проводить необходимые объемы ремонтных работ.

Состояние и технический уровень действующих отраслей ТЭК становятся критическими. Исчерпали свой проектный ресурс работы более половины оборудования угольной промышленности, 30% газоперекачивающих агрегатов, свыше 50% износа имеет более чем половина оборудования в нефтедобыче, более трети – в газовой промышленности. В нефтепереработке износ фондов превышает 80%. А в электроэнергетике в ближайшее время отработает проектный ресурс половина мощностей электростанций страны. Более половины магистральных нефтепроводов эксплуатируется от 20 до 30 лет и более 30 лет. В соответствии с современными нормами безопасности требуют реконструкции до половины мощности АЭС (атомных электростанций). Такое положение ставит под реальную угрозу перспективу нормального энергоснабжения страны, тем более, что инвестиционные циклы в отраслях ТЭК очень длительны и капиталоемки.

За время экономической реформы в стране ТЭК прошел свою часть пути к рыночной экономике. Этот путь имеет особенности, связанный с технологическим монополизмом таких производств, как газовая, электроэнергетическая системы и централизованное теплоснабжение, трубопроводный транспорт. Важной особенностью является воздействие цен энергоносителей на инфляционные и другие процессы в экономике, а также сильное влияние ТЭК на социальную обстановку и жизнедеятельность общества.

Тревожная ситуация, сложившаяся в энергоснабжении страны, требует разработки такой энергетической стратегии, которая позволила бы, прежде всего, предотвратить дальнейшее углубление энергетического кризиса и обеспечить энергетическую безопасность России в условиях перехода страны к рыночной экономике.

В то же время в сложившихся условиях состояние топливно-энергетического комплекса может оказать серьезное негативное влияние на экономическую безопасность России в целом, на жизнедеятельность всех сфер экономики и населения, социально-экономическую стабильность общества и независимость государства.

Основными факторами, формирующими на данном этапе и на ближайшую перспективу угрозу энергетической безопасности России и составляющими предмет особого внимания при формировании энергетической стратегии, являются:

· критическое финансовое положение отраслей ТЭК, продолжающийся глубокий и опасный спад их производства;

· острый дефицит инвестиций в ТЭК, приводящий к некомпенсированному выбытию его производственных мощностей в условиях угрожающе высокой изношенности основных фондов комплекса;

· ухудшение состояния подготовленной к разработке сырьевой базы, особенно в нефтяной промышленности, и резкое сокращение геологоразведочных работ;

· несовершенство ценовой, налоговой и финансовой политики государства в ТЭК, которая не обеспечивает реального самофинансирования отраслей комплекса и структурных ценовых соотношений, соответствующим мировым тенденциям;

· высокий уровень энергоемкости в России, который ложится тяжелым прессом на экономику страны и конкурентоспособность производства;

· сокращающийся экспортный потенциал ТЭК как в связи с паданием производства энергоресурсов, так и из-за утраты транспортных коммуникаций по экспорту энергоресурсов, что может повлечь потерю традиционных рынков сбыта;

· недостаточный энергетический и энерготранспортный потенциал в ряде регионов страны и низкая обеспеченность большинства регионов собственными природными топливно-энергетическими ресурсами. Возникшая после распада СССР энергетическая зависимость ряда регионов страны от стран СНГ;

· трудности обеспечения сезонными запасами топлива как страны в целом, так и отдельных ее регионов, особенно северных, связанные с финансовыми ограничениями и недостаточной мощностью подземных газовых хранилищ;

· низкий технический уровень в отраслях ТЭК и необходимость больших затрат на обеспечение безопасности АЭС первых поколений;

· негативное экологическое воздействие ТЭК на социально-экономические условия жизни общества;

Решение этих основных проблем и является приоритетом Энергетической стратегии.

Платежеспособный внутренний спрос быстро падает, а жестокие транспортные ограничения не позволяют наращивать экспорт топлива и энергии. В результате производство энергоресурсов в России, при всей их высокой эффективности и безусловной конкурентоспособности по мировым нормам, подошло к грани обвального спада, а отнюдь не рыночного равновесия спроса и предложения.

Наиболее опасна в этом отношении острая нехватка капитальных вложений в топливно-энергетические отрасли и энергосбережение. Гиперинфляция обесценила амортизационные отчисления как источник финансирования капитальных вложений. Высокие проценты на кредиты и их краткосрочность перекрыли и этот источник. Ваучерная приватизация лишила даже самые привлекательные и надежные предприятия ТЭК притока акционерного капитала. Непомерный налоговый пресс, связанный с ним кризис неплатежей в России и других странах СНГ, уменьшение выручки от экспорта из-за снижения мировых цен на топливо и достижение пределов пропускных способностей экспортных терминалов и трубопроводов – все это грозит исчерпать еще теплившийся главный источник капитальных вложений – инвестиционную компоненту цены (тарифа) на топливо и энергию.

В случае непринятия срочных мер разрушение системы энергосбережения страны станет необратимым не только из-за массового выбытия старого оборудования, введенного 30-40 лет назад в период бурного развития ТЭК, но и ввиду специфики процесса топливодобычи, требующего постоянных вложений в проходку, бурение и т.д. прекращение инвестиций в этих отраслях сбросит их производство по крутой экспоненте, а для восстановления добычи потребуется не только многократно большие затраты, но и длительное время – от 4-5 лет в нефтяной и газовой, до 8-12 лет в угольной промышленности.

В этом состоят основные причины того, что отрасли ТЭК, переступив грань финансового кризиса, грозят нарушить устойчивость энергоснабжения народного хозяйства, тем самым могут подорвать основы экономической безопасности и стать новым фактором социальной дестабилизации страны.

2. Состав ТЭК

2.1. Электроэнергетика

Состояние электроэнергетики России

В настоящее время российская электроэнергетика переживает состояние острого кризиса.

Существуют крупные препятствия и нерешенные проблемы, не позволяющие форсировать процесс российских реформ. Это, прежде всего – затянувшийся системный кризис экономики страны, вызвавший серьезные перебои в системе денежного обращения и финансировании отрасли.

В условиях практически полного прекращения бюджетного финансирования, в результате исключения инвестиционной составляющей из себестоимости энергии электроэнергетика потеряла значительную часть источников инвестиций. Итог неутешителен – затормозилось развитие отрасли. Новых мощностей за 1998-1999 годы введено в среднем по 760 МВт в год, что на порядок меньше необходимого их объема с учетом морального и физического старения оборудования электростанций.

В настоящее время проблеме возобновления мощностей в экономическом развитии РАО «ЕЭС России» придается первостепенное значение. И в случае непринятия кардинальных мер возникнет дефицит мощностей на энергетическом рынке России. Промышленность будет усиленно развиваться, требуя дополнительной электроэнергии, а ее не будет.

2.2Топливная промышленность.

Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной ,газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная. Но о ней мы поговорим позже, а сейчас остановимся на газовой и угольной промышленности.

Нефтяные базы были опорой советского руководства. Дешевая нефть обеспечивала оттяжку структурной перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть привязывала страны восточного блока. Валютные доходы от ее экспорта позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами.

С тех пор изменилось многое. Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается процесс реорганизации российского административного пространства. Появляются новые региональные образования. Но нефть по-прежнему - важнейший источник валюты для страны.

2.2.1.Газовая промышленность.

В 1996 г. газовой промышленности России исполнилось 50 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК – угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста.

На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли). Кроме того, на территории России имеются огромнейшие запасы этого вида топлива. Именно поэтому необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для экономики России.

Состав и значение газовой промышленности в народном хозяйстве России.

Сначала необходимо понять, что представляет собой газ и где он применяется. Газ – лучший вид топлива. Его отличают полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливоиспользующих установок; экономичность и простота транспортировки к потребителю; возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных веществ.

Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению со стоимостью добычи других видов топлива — угля, торфа, нефти.

Если принять стоимость угля (в пересчете на 1 т условного топлива) за 100%, то стоимость газа составит только 10 %.

Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами.

Природный газ – один из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности.

Газовая промышленность — наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в народном хозяйстве в качестве топлива в промышленности и в быту, а также и как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности.

Крупнейшим потребителем газа в промышленности является черная металлургия. В доменных печах частичное применение природного газа дает экономию дефицитного кокса до 15% (1 куб. м природного газа заменяет 0,9-1,3 кг кокса), повышает производительность печи, улучшает качество чугуна, снижает его стоимость. В вагранках применение газа снижает расход кокса вдвое.

В пищевой промышленности газ применяется для сушки пищевых продуктов, овощей, фруктов, выпечки хлебобулочных и кондитерских изделий.

При использовании газа на электростанциях уменьшаются эксплуатационные расходы, связанные с хранением, приготовлением и потерями топлива и эксплуатацией системы золоудаления, увеличивается межремонтный пробег котлов, не занимаются земли для золоотвалов, снижается расход электроэнергии на собственные нужды, уменьшается количество эксплуатационного персонала, снижаются капитальные затраты.

Итак, продукция рассматриваемой отрасли обеспечивает промышленность (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловую электроэнергетику (35%), коммунальное бытовое хозяйства (более 10%). Газ – самое экологически чистое топливо и ценное сырье для производства химической продукции.

Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью. Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природного газа (метан с небольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т.п. Однако основу отрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России, связанную с газоснабжающими системами центрально-азиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.

Место газа в топливно-энергетическом комплексе.

Анализ предварительных итогов работы отраслей ТЭК в 1999 году свидетельствует о том, что ТЭК, в основном, справился с возложенными на него задачами по обеспечению потребностей экономики страны в топливе и электроэнергии и удовлетворению платежеспособного спроса российских потребителей. В 1999 году подтвердилась наметившаяся в последние годы относительная стабилизация производства во всех отраслях.

Целенаправленные усилия Правительства Российской Федерации и Минтопэнерго России, особенно в конце года, обеспечили ряд позитивных изменений в ТЭКе, отраженные в таблице №1.

2.2.2. Угольная промышленность

Угольная промышленность – одна из ведущих отраслей ТЭК. Уголь используют как технологическое сырье (в виде кокса) в черной металлургии и химической промышленности (коксовые газы) для производства минеральных удобрений и пластмасс, а также уголь используют как энергетическое сырье для производства электроэнергии на ТЭС, для отопления жилищ. Общие геологические запасы угля в России оцениваются в 4 трлн тонн. В России сосредоточено 12% мировых запасов угля. До революции Россия занимала 6 место в мире по добыче и 20% потребляемого угля закупала за границей (в основном из Германии). Бывший СССР занимал 1-ое место по добыче и экспорту угля. Россия занимает 4-ое место в мире (1-ое – Китай, потом США, ФРГ) по добыче каменного угля.

Добыча угля в России (в млн. тонн):

1913 – 29

1988 – 425

1997 – 244

1999 - 249

Основными причинами снижения добычи угля являются:

· Падение платежеспособного спроса на уголь

· Низкий технологический уровень угольной промышленности

· Плохие социальные условия жизни шахтеров

· Разрушение централизованных аппаратов планирования и управления

· Не функционирование рыночных отношений.

Среди отраслей ТЭК угольная промышленность находится в наиболее кризисном состоянии. Угольной промышленности предстоит болезненная реконструкция, убыточные и неперспективные шахты (42 из 236) будут закрыты. В настоящее время государственная корпорация "Рос уголь" разрабатывает план оптимизации отрасли и пути перехода ее к рыночным отношениям, будет происходить дальнейшее акционирование предприятий и их объединение. Угледобыча будет сохранена, но на новых условиях, следовательно, на данный период главными задачами являются: стабилизация уровня добычи угля, привлечение инвестиций государства и кредитов МБРР, внедрение новых технологией. В перспективе необходимо осуществлять структурную перестройку отрасли, снизить издержки на добычу, сократить число убыточных предприятий, увеличить мощность на действующих эффективных предприятиях. Перспектива угольной промышленности связана с увеличением доли открытой добычи угля (сейчас она составляет 60%). Это наиболее производительный и дешевый способ. Однако, не теряет своего значения и подземный способ добычи, т. к. необходимы высококачественные коксующиеся угли.

Господствующие угли – каменные угли (они составляют 2/3 общих запасов). Интересны пропорции между каменными и бурыми углями в территориальном отношении. В европейской части России 4/5 углей – каменные угли. На Урале наоборот бурых углей больше. А в Сибири бурых углей в 4 раза меньше, чем каменных. Из общих геологических запасов угля в стране 95% приходится на восточные районы, в том числе, более 60% - на Сибирь.

Месторождения угля расположены группами, образуя бассейны:

1. Кузбасс находится на территории Кемеровской области. Запасы – 725 млрд тонн. Это основная база добычи каменного угля (50% от всей добычи по стране). Частично уголь добывается открытым способом. Угль – коксующийся, высокого качества. Основные потребители: Сибирь, Урал, Центральный район, Поволжье.

2. Печорский бассейн находится на территории республики Коми за полярным кругом. Запасы – 240 млрд тонн. Наиболее крупные шахты – Инта, Воргошовская. Условия добычи угля – тяжелые. Уголь – коксующийся. Основные потребители – европейский север (в т. ч. Череповецкий металлургический комбинат), Северо-Западный район, центральная Россия.

3. Восточное крыло Донбасса находится в Ростовской области. Запасы – 40 млрд тонн. Основные потребители – европейская часть России. 9% всей добычи по стране.

4. Южноякутский бассейн осваивается с 80-х годов. Действует Нерюгринский разрез, ГРЭС (более 2 млн Квт-час). Значение этого бассейна возросло со строительством малого БАМа, который строится до Якутска. Уголь экспортируется в Японию.

5. Канско-Ачинский буроугольный бассейн. Запасы – 600 млрд тонн. Основа энергетики Восточной России. Себестоимость угля низкая, т. к. добывается открытым способом. Основной потребитель – ГРЭС Сибири. Электроэнергия транспортируется в западную часть России.

6. Подмосковный буроугольный бассейн находится на территории Смоленской, Тульской, Калужской областей.

7. Бассейн Кизел находится на Урале в Пермской области. Уголь плохого качества.

8. Челябинский буроугольный бассейн в районе города Копейск.

9. Иркутский бассейн.

10. Райчихинский буроугольный бассейн на Дальнем Востоке у города Благовещенск.

11. Бурейский бассейн в Хабаровском крае (на реке Бурея у города Средний Упал). Каменный уголь.

12. Бассейн Суган у города Партизанск. Каменный уголь.

13. Буроугольный бассейн Артем в Приморском крае.

14. Южно-сахалинский бассейн. Каменный уголь.

Перспективные бассейны: Тунгусский, Ленский, Таймырский – входят в десятку крупнейших по запасам угля бассейнов мира.

В развитии угольной промышленности произошел явный сдвиг добычи угля в восточные районы. Они дают 3/4 угля в стране, характеризуясь преобладанием добычи над потреблением. В результате неизбежны массовые железнодорожные перевозки угля с востока на запад, которые в перспективе станут еще значительнее.

3. Нефтяная промышленность

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти По разведанным запасам нефти в 1992 году Россия занимала второе место в мире вслед за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых запасов.

Из них запасы России - 20,2 млрд. т. Запасы бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн. 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.

Даже в Западной Сибири, где предполагается основной прирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю низкопродуктивных месторождения с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в настоящее время является пределом рентабильности для данного региона Глубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли топливно-энергетического комплекса, особенно нефтяную промышленность. Это выразилось прежде всего в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти начиная с 1989 года. При этом только на месторождениях Тюменской области - основного нефтедобывающего региона - добыча нефти снизилась с 394 млн. тонн в 1988 году до 307 млн. тонн в 1991 году. 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 необустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставнием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.

Нефтяные базы России.

Нефтедобывающие предприятия России.

На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

А) Западно-Сибирская база.

Основная из них - Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Так, в 1993 году добыча нефти без газового конденсата составила 231.397.192 тонны, из которых фонтанным способом - 26.512.060 тонн, а насосным 193.130.104 тонны. Из данных следует, что добыча насосным способом превышает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Вывод подтверждается и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 318.272.101 тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года - 303.872.124 тонны, в то время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 12.511.827 тонн .

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой . Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. Область обеспечивает 70,8 процента российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют (вместе - около 70% объемов добычи области) площади геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается 219.818.161 тонна нефти без годового конденсата (фонтанным способом - 24.281.270 тонн, насосным - 1.837.818.63 тонны), что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири.

Теперь коснемся структур, занимающихся нефтедобычей в Тюмени. На сегодняшний день почти 80 процентов добычи в области обеспечивается пятью управлениями (в порядке убывания веса - Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, Когалымнефтегаз). Однако в недалеком времени абсолютные объемы добычи сократятся в Нижневартовске на 60%, в Юганске на 44%. Тогда (по объемам добычи) первая пятерка будет включать (в порядке убывания) Сургут, Когалым, Юганск, Ноябрьск и Лангепас. Показатель ввода новых скважин на освоенных полях необходимо рассматривать в сочетании с показателем ввода в разработку новых месторождений. По этому критерию пятерка лидирующих управлений (около 65 вводимых до 2000 года месторождений) включает НоябрьскНГ, ПурНГ, СургутНГ, ТюменьНГ и ЮганскНГ..

Новым фактором упорядочивания является доля иностранного капитала, привлекаемого в первую очередь для разработки новых месторождений.

В зоне действия НоябрьскНГ таких месторождений находится около 70, ПурНГ и ЮганскНГ около 20.

Таким образом, сегодня в добывающей промышленности основного нефтяного района России мы наблюдаем сложную систему взаимодействия практически независимых управлений, несогласованно определяющих свою политику. Среди них нет признанного лидера, хотя можно предполагать сохранение ведущих позиций за Сургут, НоябрьскНГ и Юганск, 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 Нижневартовскнефтегаза 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.

Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако, используется лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического сырья, остальное количество сжигается в факелах, что объясняется отставнием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах. Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности.

Б) Волго-Уральская база .

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, Куйбышевской, 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. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и состава 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.

В) Тимано-Печерская база.

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 (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%). 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, СП “Полярное сияние” с участием американской компании “Конако”, которое разрабатывает Ардалинское месторождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект инвестировано 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов получили 160 российских компаний - поставщиков и подрядчиков. 71 процент всех доходов “Полярного сияния” 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.

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.

4.ОЧИСТКА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Обычная сырая нефть из скважины – это зеленовато-коричневая легко воспламеняющаяся маслянистая жидкость с резким запахом. На промыслах она хранится в крупных резервуарах, откуда транспортируется танкерами или по трубопроводам в резервуары перерабатывающих заводов. На многих заводах различные типы сырых нефтей разделяются по их свойствам согласно результатам предварительной лабораторной переработки. Она указывает приблизительное количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута, которое можно выработать из данной нефти. Химически нефти очень различны и изменяются от парафиновых, которые состоят большей частью из парафиновых углеводородов, до нафтеновых или асфальтеновых, которые содержат в основном циклопарафиновые углеводороды; существует много промежуточных или смешанных типов. Парафиновые нефти по сравнению с нафтеновыми или асфальтеновыми обычно содержат больше бензина и меньше серы и являются главным сырьем для получения смазочных масел и парафинов. Нафтеновые типы сырых нефтей, в общем, содержат меньше бензина, но больше серы и мазута, а также асфальта.

Сырая нефть содержит некоторое количество растворенного газа, который соответствует по составу и строению природным газам и состоит из легких парафиновых углеводородов. Жидкая фаза сырой нефти содержит сотни углеводородов и других соединений, имеющих точку кипения от 38 С до примерно 430 С, причем процентное содержание каждого из углеводородов невелико. Например, бензиновая фракция может содержать до 200 индивидуальных углеводородов, однако в типичном бензине присутствует лишь около 60 углеводородов – от метана с т.кип. –161 С до мезитилена (ароматического углеводорода), с т.кип. 165 С. Они включают парафины, циклопарафины и ароматические соединения, но олефины отсутствуют. Огромный труд, необходимый для анализа состава углеводородов бензинов, делает практически невозможным проведение этих исследований при обычных шаблонных определениях. Что касается соединений, кипящих при температурах выше 165^о С, присутствующих в керосине и высококипящих дистиллятах и остатках, трудности идентификации отдельных компонентов возрастают из-за большого количества соединений, перекрывания их температур кипения и возрастающей тенденции высококипящих соединений к разрушению при нагревании. Поэтому все горючие нефтяные продукты подразделяются на фракции по температурным пределам их кипения и по плотности, а не по химическому составу.

Соединения, присутствующие в асфальтах и подобных им тяжелых остаточных продуктах, чрезвычайно сложны. Анализы показывают, что они представляют собой полициклические соединения.

4.1. ПЕРЕГОНКА

Периодическая перегонка. На начальных этапах развития нефтехимической промышленности сырая нефть подвергалась так называемой периодической перегонке в вертикальном цилиндрическом перегонном аппарате. Процессы дистилляции были неэффективны, потому что отсутствовали ректификационные колонны и не получалось чистого разделения продуктов перегонки.

Трубчатые перегонные аппараты. Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320 С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т.е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции.

Конструкция ректификационных колонн в нефтеперерабатывающей промышленности становится произведением искусства, в котором ни одна деталь не остается без внимания. Путем очень точного контроля температуры, давления, а также потоков жидкостей и паров разработаны методы сверхтонкого фракционирования. Эти колонны достигают высоты 60 м и выше и позволяют разделять химические соединения, т.кип. которых отличается менее чем на 6 С. Они изолированы от внешних атмосферных воздействий, а все этапы дистилляции автоматически контролируются. Процессы в некоторых таких колоннах происходят в условиях высоких давлений, в других – при давлениях, близких к атмосферному; аналогично температуры изменяются от экстремально высоких до значений ниже –18^о С.

4.2. ТЕРМИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ

Склонность к дополнительному разложению более тяжелых фракций сырых нефтей при нагреве выше определенной температуры привела к очень важному успеху в использовании крекинг-процесса. Когда происходит разложение высококипящих фракций нефти, углерод-углеродные связи разрушаются, водород отрывается от молекул углеводородов и тем самым получается более широкий спектр продуктов по сравнению с составом первоначальной сырой нефти. Например, дистилляты, кипящие в интервале температур 290–400^о С, в результате крекинга дают газы, бензин и тяжелые смолоподобные остаточные продукты. Крекинг-процесс позволяет увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки.

Выход кокса определяется природой перерабатываемого сырья и степенью рециклизации наиболее тяжелых фракций.

Как правило, из исходного крекируемого объема образуется примерно 15–25% лигроина и 35–50% газойля (т.е. легкого дизельного топлива) наряду с крекинг-газами и коксом. Последний используется в основном как топливо, исключая образующиеся специальные виды кокса (один из них является продуктом обжига и используется при производстве углеродных электродов). Коксование до сих пор пользуется популярностью главным образом как процесс подготовки исходного материала для каталитического крекинга.

4.3. КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ

Катализатор – это вещество, которое ускоряет протекание химических реакций без изменения сути самих реакций. Каталитическими свойствами обладают многие вещества, включая металлы, их оксиды, различные соли.

Процесс Гудри. Исследования Э.Гудри огнеупорных глин как катализаторов привели к созданию в 1936 эффективного катализатора на основе алюмосиликатов для крекинг-процесса.

Среднекипящие дистилляты нефти в этом процессе нагревались и переводились в парообразное состояние; для увеличения скорости реакций расщепления, т.е. крекинг-процесса, и изменения характера реакций эти пары пропускались через слой катализатора. Реакции происходили при умеренных температурах 430–480 С и атмосферном давлении в отличие от процессов термического крекинга, где используются высокие давления. Процесс Гудри был первым каталитическим крекинг-процессом, успешно реализованным в промышленных масштабах.

Целью большинства крекинг-процессов является достижение оптимального выхода бензина. При крекинге происходят распад тяжелых молекул, а также сложные процессы синтеза и перестройки структуры молекул углеводородов. Влияние разных катализаторов различно. Некоторые из них, такие, как оксиды хрома и молибден, ускоряют реакцию дегидрогенизации (отщепление водорода). Глины и специальные алюмосиликатные составы, используемые в промышленном каталитическом крекинге, способствуют ускоренному разрыву углерод-углеродных связей больше, чем отрыву водорода. Они также способствуют изомеризации линейных молекул в разветвленные. Эти составы замедляют полимеризацию (см. ниже ) и образование дегтя и асфальта, так что нефти не просто деструктурируются, а обогащаются полезными компонентами.

4.4.РИФОРМИНГ

Риформинг – это процесс преобразования линейных и нециклических углеводородов в бензолоподобные ароматические молекулы. Ароматические углеводороды имеют более высокое октановое число, чем молекулы других углеводородов, и поэтому они предпочтительней для производства современного высокооктанового бензина.

При термическом риформинге, как и при каталитическом крекинге, основная цель состоит в превращении низкооктановых бензиновых компонентов в более высокооктановые. Процесс обычно применяется к парафиновым фракциям прямой перегонки, кипящим в пределах 95–205 С. Более легкие фракции редко подходят для таких превращений.

Существуют два основных вида риформинга – термический и каталитический. В первом соответствующие фракции первичной перегонки нефти превращаются в высокооктановый бензин только под воздействием высокой температуры; во втором преобразование исходного продукта происходит при одновременном воздействии как высокой температуры, так и катализаторов. Более старый и менее эффективный термический риформинг используется кое-где до сих пор, но в развитых странах почти все установки термического риформинга заменены на установки каталитического риформинга.

Если бензин является предпочтительным продуктом, то почти весь риформинг осуществляется на платиновых катализаторах, нанесенных на алюминийоксидный или алюмосиликатный носитель.

Большинство установок риформинга – это установки с неподвижным слоем. (Процесс каталитического риформинга, в котором используется стационарный катализатор, называется платформингом.) Но под действием давления ок. 50 атм (при получении бензина с умеренным октановым числом) активность платинового катализатора сохраняется примерно в течение месяца. Установки, в которых используется один реактор, приходится останавливать на несколько суток для регенерации катализатора. В других установках используется несколько реакторов с одним добавочным, где проводится необходимая регенерация. Жизнь платинового катализатора сокращается при наличии серы, азота, свинца и других «ядов». Там, где эти компоненты представляют проблему, обычно до входа в реактор проводят предварительную обработку смеси водородом (т.н. гидроочистка, когда до подачи в реактор нефтяных погонов – бензинов прямой перегонки – их пропускают через водородсодержащие газы, которые связывают вредные компоненты и снижают их содержание до допустимых пределов). Некоторые реакторы с неподвижным слоем заменяются на реакторы с непрерывной регенерацией катализатора. В этих условиях катализатор перемещается через реактор и непрерывно регенерируется.

Реакции, в результате которых при каталитическом риформинге повышается октановое число, включают:

1) дегидрирование нафтенов и их превращение в соответствующие ароматические соединения;

2) превращение линейных парафиновых углеводородов в их разветвленные изомеры;

3) гидрокрекинг тяжелых парафиновых углеводородов в легкие высокооктановые фракции;

4) образование ароматических углеводородов из тяжелых парафиновых путем отщепления водорода.

Большинство богатых водородом газов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге и т.п.

5. Сущность нефтеперерабатывающего производства

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:
1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;
2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка) ;
3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство) .
Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.
Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.
В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

Поставка и приём нефти
В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.
Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы , связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку . Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества - деэмульгаторы . Температура процесса - 100-120°С.

Первичная переработка нефти
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка . Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки .

1. Атмосферная перегонка
Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки) , через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

2. Вакуумная перегонка
Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг) , а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы (рис.7).

3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса, при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках , в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.

Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.
На заводах сооружается несколько установок переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

6. ХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ ИЗ НЕФТИ

Получение нефтепродуктов путем фракционирования. Нефтяная промышленность – это главный производитель химикатов. Ее первые успехи в разделении индивидуальных углеводородов были достигнуты при фракционировании природного газа и природного бензина. Первыми компонентами, выделенными таким путем, были метан, этан, пропан, нормальный бутан, изобутан и пентины. Соответствующим образом спроектированные ректификационные колонны дают возможность выделять из крекинг-газов небольшие фракции с узким диапазоном температур кипения, которые служат первичным сырьем для химического производства, – это углеводороды, имеющие от одного до пяти атомов углерода (как парафины, так и олефины).

Химические продукты, получаемые окислением природного газа. Большое число химикатов производится в промышленных количествах путем окисления природного газа. Они включают метиловый (древесный) спирт, этиловый (пищевой) спирт, пропиловый спирт (с тремя атомами углерода), формальдегид, ацетон, метилэтилкетон, муравьиную кислоту, уксусную кислоту. Из этих компонентов, первично содержащих кислород, производятся многие другие продукты, хорошо известные в органической химии.

Химические продукты, получаемые из олефинов. Олефины в крекинг-газах и низкокипящих фракциях нефтей легко реагируют с хлором, хлороводородной кислотой, серной кислотой и другими реагентами, образуя новые исходные вещества для дальнейшей переработки и производства большого числа химических продуктов. Из этого сырья производятся фреоны, гликоли, глицерин, каучук, пластмассы, инсектициды, спирты и моющие средства.

Химические продукты, получаемые с помощью других процессов. Аммиак синтезируется из водорода, получаемого при крекинге природного газа, и азота, извлекаемого дистилляцией из сжиженного воздуха. Азотная кислота и нитрат аммония, используемые для производства удобрений и взрывчатых веществ, также получаются из аммиака.

7. Перспективы развития нефтехимического рынка.

Еще в апреле 2007 года президент России Владимир Путин обратил внимание российских нефтепромышленников на плачевное состояние отечественного сектора переработки. "Отечественные предприятия существенно отстают от зарубежных компаний по глубине переработки нефти, "выходу" основных нефтепродуктов", - заявил он на встрече по вопросу развития нефтегазовой отрасли. Слабое развитие собственной переработки ведет к закупкам нефтепродуктов за рубежом, то есть оборачивается существенными издержками для страны.

Основной темой обсуждения в ходе международной конференции "Нефтехимия в России – 2007" стали перспективы развития перерабатывающего сектора нефтехимического рынка. В настоящее время отрасль столкнулась с огромным перекосом в экономике в сторону экспорта сырья в ущерб переработке, которая традиционно считается менее прибыльным бизнесом. Это подтверждают и цифры: сегодня затраты при переработке нефти в России в 2-2,5 раза выше, чем в среднем в мире. Существующие мощности признаны изношенными на 60%, что усугубляется дефицитом новых НПЗ. Кроме того, Россия настолько отстает в энергопотреблении на душу населения от Европы, что ликвидировать это отставание удастся лишь к 2015 году.

В связи с этим приоритетными задачами в Энергетической стратегии России до 2020 года обозначены повышение качества нефтепродуктов и строительство современных нефтеперерабатывающих предприятий, в первую очередь, в приморских зонах на концах нефтепроводов (Дальний Восток, Север-Мурманск, Запад-Балтика, Новороссийск и др.), а также в регионах с развитой транспортной системой. По словам генерального директора ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Виктора Рябова, на юридическом уровне необходимо вернуть предприятиям инвестиционную льготу по налогу на прибыль и отменить таможенные пошлины на ввозимое оборудование, не имеющее аналогов в России. Это минимальный вклад государства в оздоровление отрасли.

Другие шаги должны быть сделаны в сторону инвесторов, которые не торопятся вкладывать средства в переработку. Причину этого Эдуард Альбрехт, генеральный директор компании "Дегусса Химия" видит в отсутствии ясного плана развития этого сектора экономики, специальных статей в бюджете и программ по повышению эффективности, и ответственность за это лежит на государстве. В настоящее время вклад химической промышленности в ВВП страны составляет всего 2%, так что говорить об эффективном частно-государственном взаимодействии пока не приходиться. Нефтехимическая промышленность, действительно, требует больших капитальных затрат, которые не по силам только частному капиталу. По словам гендиректора ОАО "ВНИПИнефть" Владимира Капустина, в мировом масштабе нефтепереработка в добывающих странах, в первую очередь арабских, обязательно начнет превалировать над добычей, и наше государство должно это учитывать: "Соотношение добычи и переработки будет меняться, и Россия должна участвовать в этом перераспределении".

Цель разработки - решение проблем, связанных с самостоятельной рентабельной переработкой "тяжелой" высоковязкой нефти, а также тяжелых остатков нефтеперерабатывающих производств. Перерабатывать "тяжелую" нефть по классической схеме с целью получения топлива нерентабельно, а в ряде случаев невозможно. Она содержит низкое количество "светлых" (топливных) фракций. На установках с классической схемой возможен отбор этих фракций по отношению к нефти не более 25–30%. Высокое содержание серы и смолистых веществ сокращает ресурс оборудования НПЗ.

В основе новой технологии лежит способ разделения нефти с получением "легкой" - обогащенной "светлыми" фракциями - части нефти. Разработка удостоена почетных дипломов международных выставок, защищена патентом Российской Федерации. Технология базируется на совместном термомеханическом воздействии на исходный продукт, при этом температура в рабочей камере (аппарате разделения) не превышает 380°С, т.е. значительно меньше температуры обычного термического крекинга. В предлагаемой технологии реагенты не используются.

7.1. Внедрение новых технологий переработки нефти.

В начале процесса переработки нефть разделяют на две части: "легкую" и остаток, содержащий смолы, асфальтены и большую часть примесей. В "легкой" части содержание серы уменьшается до 5 раз, а хлоридов – до 200 раз по сравнению с исходной нефтью. "Легкая" часть нефти далее перерабатывается известными классическими методами. Количество "легкой" части (отгона) по отношению к нефти может достигать 75-80% и регулируется параметрами технологического процесса. При этом за счет термомеханической деструкции увеличивается количество "светлых" фракций по отношению к их содержанию в нефти. Общее количество отбираемых топливных фракций из "тяжелой" нефти месторождений Ульяновской области достигает 65–75% в пересчете на исходный продукт. По сравнению с переработкой "тяжелой" нефти по классической схеме, их количество увеличивается более чем в 2 раза. Процесс проводят интенсивно и быстро. Операции предварительной подготовки нефти (обезвоживание и обессоливание) могут отсутствовать. Допускается содержание воды в нефти в количестве нескольких процентов, например 1-5 %. В аппарате разделения совмещены несколько технологических операций: собственно разделение углеводородных фракций, термомеханический крекинг и обезвоживание. Выделенная высококипящая часть (остаток) используется как сырье для получения битума или других тяжелых товарных продуктов, а также как печное топливо, если содержание серы в исходном продукте невелико. При этом комплекс переработки нефти по сравнению с полной классической схемой может содержать меньшее количество оборудования. Удельные энергетические затраты в конечном итоге не больше, чем у крупных НПЗ, и составляют примерно 1 МДж на 1 кг нефти.

Таким образом, разработанная технология позволяет:

организовать самостоятельную рентабельную переработку "тяжелой" нефти;
повысить более чем в 2 раза выход "светлых" топливных фракций;
совместить несколько операций переработки в одном аппарате;
уменьшить вредное воздействие на окружающую среду;
сократить капитальные и эксплуатационные затраты.

Исследования и принципиальная конструкторская проработка оборудования для осуществления процесса предварительного разделения "тяжелой" нефти проводились на стендовой установке производительностью до 200 кг/ч по сырью. Исследования состава продуктов разделения нефти, полученных на нашей стендовой установке, проведены. Это позволяет перейти к созданию промышленной установки производительностью 10-200 тысяч тонн/год и более по нефти и нефтепродуктам. Такая установка может быть применена непосредственно на месте добычи высоковязкой нефти со значительным снижением затрат на транспортировку сырья.

Предлагаемая технология легко встраивается в классический процесс нефтепереработки и может быть внедрена как при строительстве нового НПЗ, так и при модернизации существующего НПЗ для значительного увеличения глубины переработки нефти и остатков нефтеперерабатывающих производств.

Экономически выгодным и быстро окупаемым (примерно 6 месяцев) является вариант строительства отдельного блока по разделению тяжелой, сернистой, но дешевой нефти (или застарелых мазутов и других нефтешламов) с получением товарного битума (25%) и обогащенной топливными фракциями и обедненной вредными примесями легкой и значительно более дорогой нефти (75%).

Технические характеристики комплекса по переработке "тяжелой" высоковязкой нефти с применением новой технологии
Производительность	10-200 тыс. т/год и более
Нефть:	плотность 930- 980 кг/м³ вязкость 50-90 мПа·с
Удельные энергозатраты	940 МДж/т
Получаемые продукты	бензин, дизельное топливо, битум и топливный газ
Используемые классические процессы	ректификация, вакуумная перегонка, производство битума и др.

Ещё более выгодным является вариант переработки по предлагаемой технологии отработанных машинных масел. Выход топливных фракций 70–75% в зависимости от типа масла.

Таблица 1
Пределы отбора	Выход фракций на нефть, % масс.
Пределы отбора	Исходная нефть	Легкая часть разделения
Начало кипения, °С	68	46
до 200°С	10,61	31,36
до 250°С	15,07	42,88
до 300°С	22,20	56,20
до 350°С	29,90	67,22
Плотность, кг/м³	941,2	770,7
Кинематическая вязкость, сСт, при 20°С	87,9	1,27

Перспективным является такой вариант внедрения технологии, при котором полученные после блока разделения "легкая" часть и тяжелый остаток разделения снова смешиваются. Полученная в результате "синтетическая" нефть содержит примерно в два раза больше топливных фракций, чем исходный продукт. Кроме того, если плотность исходной нефти 930 кг/м³ (API = 20),то плотность "синтетической" нефти уменьшается до 850 – 860 кг/м³ (API = 34), а кинематическая вязкость соответственно с 83 сСт до 6 сСт. В результате такой операции стоимость "синтетической" нефти значительно возрастает, ее легче транспортировать и перерабатывать. Особенно перспективен такой подход для удаленных от НПЗ и добывающих тяжелую и вязкую нефть предприятий, как, например, в Южной Америке и в некоторых регионах России.

Внедрение предложенной технологии может представлять большой интерес для разработки как действующих, так и законсервированных месторождений "тяжелой" нефти, основное количество которой находится во многих регионах России. Кроме того, переработка по предлагаемой технологии тяжелых остатков нефтепереработки позволит значительно увеличить эффективность действующих НПЗ различной производительности.

Некоторые результаты разделения исходной нефти на легкую часть (ЛЧ) и тяжелый остаток разделения (ОР)

Нефть месторождений Ульяновской области.

Эффект разделения: ЛЧ - 76% масс., ОР - 22% масс., потери - 2% масс. Укрупненный фракционный состав нефти и ЛЧ ( в пересчете на нефть с учетом коэффициента разделения ) и некоторые характеристики приведены в таблице.

Характеристики результатов анализа остатка разделения

Таблица 2
Наименование показателя	Значение	Метод испытания
Глубина проникновения иглы 0,1 мм: при 25°С при 0°С	10 76	ГОСТ 11501
Температура размягчения по кольцу и шару, °С	47,6	ГОСТ 11506
Растяжимость, см: при 25°С при 0°С	>100 2	ГОСТ 11505
Температура хрупкости, °С	минус 7,7	ГОСТ 11507 с дополнением по п. 3.2
Температура вспышки, °С	>250	ГОСТ 4333
Изменение температуры размягчения после прогрева, °С	0,1	ГОСТ 18180, ГОСТ 11506 с дополнением по п. 3.3
Индекс пенетрации	минус 0,7	Приложение 2
Массовая доля водорастворимых соединений,%	0,445	ГОСТ 11510
Сцепление с каменным материалом соединений, образец), баллы	3	ГОСТ 11508

8. Россия на мировом рынке нефти.

Внедрение новых методов и технологий добычи нефти сдерживается

необходимостью высоких капитальных вложений. Сотрудничество с иностранными фирмами в области нефтегазодобывающей отрасли приобретает все большие масштабы. Это вызывается как необходимостью привлечения в создавшихся экономических условиях иностранного капитала, так и стремлением использования применяемых в мировой практике наиболее прогрессивных технологий и техники разработки нефтегазовых месторождений, которые не получили должного развития в отечественной промышленности.

Практически с самого начала проявления нефтяного фактора в

международных отношениях изменились и основы формирования внешней политики

заинтересованных государств. В качестве действующих лиц стали выступать два

компонента: правительства и крупнейшие нефтяные компании. При этом

последние выступали в качестве инициатора большинства внешнеполитических шагов на международной арене. Исполнительная власть не выступает в отношении нефтяного рынка как однородная сторона. Такая ситуация характерна и для России. На практике между оказывающими воздействие на нефтяной рынок министерствами существуют различия в подходе к большинству актуальных для нефтяников проблем. Например, в начале 1995 г. Минтопэнерго пыталось

снизить пошлину на экспорт нефти с 23 ЭКЮ до 15. Поддержанное министерством внешних экономических связей Минтопэнерго, однако, натолкнулось на резкое сопротивление министерства финансов, защищавшее интересы бюджета. Вопрос решался на уровне главы правительства, и министерство финансов сумело настоять на своем. Практически все вопросы, затрагивающие нефтяной рынок, решаются между различными министерствами и ведомствами путем длительных согласований и ждущий решения должен набраться терпения. Другое дело, что нефтяные компании, как правило, активно лоббируют свои интересы в правительственных коридорах и пользуются при необходимости разногласиями между различными министерствами.

Известны также случаи, когда исполнительные власти в России на разных

уровнях требовали от нефтяных компаний принять то или иное решение, причем зачастую себе в убыток. Этот вид протекционизма абсолютно нехарактерен для мировой практики. Обычно такого рода ситуации оказываются связаны с государственными обязательствами правительства Российской Федерации по поставке нефтепродуктов одной из постсоветских стран. После распада СССР большинство республик оказалось не в состоянии закупать у России, самого крупного экспортера нефти и газа, энергоресурсы по мировым ценам. По сути дела, сложилась ситуация энергетической зависимости подавляющего

большинства постсоветских государств от России. Чтобы избежать

экономической катастрофы у своих соседей, Москва принимала по

межгосударственным соглашениям обязательства по поставке странам СНГ

энергоресурсов, в том числе и нефтепродуктов, по льготным ценам. Каждый раз

в таких случаях правительство возлагало на одну из нефтяных компаний,

находящихся под государственным контролем, обязанности поставки в

конкретную постсоветскую страну сырой нефти или нефтепродуктов. Например,

в 1992 г. правительство настоятельно потребовало от "Когалымнефте-газа",

входящего сейчас в компанию "ЛУКойл", поставить нефть в Казахстан. Компания

была категорически против, однако власти использовали силовое давление и

свой контроль над магистральными нефтепроводами. В результате

"Когалымнефтегаз" все-таки поставил нефть на Чимкентский НПЗ, но

казахстанская сторона оплатила не всю сделку. (В практике отношений между

постсоветскими государствами такие случаи происходят весьма часто.) В

результате российская компания оказалась в убытке в 14,5 млрд. руб. Более

того, государство потребовало от "Когалымнефтегаза" уплатить 42 млрд. руб.

таможенной пошлины за поставленную в Казахстан нефть. В аналогичной

ситуации побывали и некоторые другие компании. В частности, были арестованы

счета "Роснефти" за неуплату таможенной пошлины за поставки нефти на

Украину, к которым компанию принудило опять же государство и которые были

не оплачены украинской стороной.

"Нефтяная геополитика" строится на основе либо пятизвенной

"цепочки" (добыча — транспортировка — переработка - транспортировка -

сбыт), что характерно главным образом для развитых государств, либо ее

усеченных модификаций (добыча - транспортировка — сбыт). С точки зрения

российской внешней политики реалиями сегодняшнего и, видимо, завтрашнего

дня является "усеченный" вариант цепочки. Несмотря на высказывания

некоторых политических лидеров и правительственных чиновников в пользу

переориентации российской нефтяной отрасли от продажи сырой нефти к

широкому сбыту на западных рынках нефтепродуктов, эта перспектива выглядит

по крайней мере в ближайшие годы малоправдоподобной. Уровень

нефтепереработки на российских НПЗ остается низким, а западноевропейские

рынки бензина - чрезвычайно насыщенными, чтобы отечественные производители

могли в ближайшее время надеяться на масштабное присутствие на Западе.После

распада СССР постсоветские элиты надеялись, что западные державы выполнят

свои прежние обещания и окажут масштабную материальную помощь становлению

демократии в бывших советских республиках. Однако очень быстро выяснилось,

что в обозримом будущем развитые страны будут ориентироваться

преимущественно на сырьевые богатства бывшего СССР. Речь идет о имеющихся и

потенциальных возможностях постсоветских государств как поставщиков

энергоресурсов: газа, сырой нефти и электроэнергии. Прибалтийские

государства занимаются перепродажей российской нефти на внешний рынок.

Основными внешнеполитическими "узлами", которые определяют в

настоящее время "нефтяную политику" Российской Федерации, являются

"каспийский", "казахстанский", "восточнославянский", "ближневосточный" и

"американский". Все они, кроме "американского", связаны с добычей нефти за

пределами Российской Федерации.

Каспийский связан с перспективами нефтедобычи в регионе. Сегодня

два постсоветских государства - Азербайджан и Казахстан - претендуют, хотя

с различной мотивировкой (Баку считает Каспий озером, а Алма-Ата -морем) на

раздел дна Каспия в соответствии с зонами, установленными в

административном порядке еще в советское время. Россия же, как известно,

настаивает на совместном пользовании всех государств каспийскими природными

ресурсами. Очевидно, что интересы Российской Федерации в отношении

месторождений, на которые претендуют прикаспийские государства, не выглядят

столь противоречиво, несмотря на различную их трактовку со стороны

государственных ведомств и экономических "действующих лиц". Россия

заинтересована получить возможно большую долю в освоении месторождений,

обеспечить транспортировку нефти в Европу по российской территории,

добиться баланса влияния западных держав в Азербайджане и Казахстане, чтобы

четче артикулировать российские интересы.

Противники ЛУКойла утверждают, что более жесткая политика

правительства в отношении статуса Каспия и соответствующая сдержанность

компании в отношении ее участия в освоении месторождений "Чираг", "Азери" и

глубоководной части "Гюнешли" могли привести к тому, что присутствие

компании в регионе казалось бы значительно более масштабным, хотя и

отсроченным по времени. Их оппоненты ссылаются на то, что любая отсрочка

вызвала бы окончательное устранение России из числа членов международного

консорциума по освоению данных месторождений - Азербайджанской

международной операционной компанией (АМОК). Во-вторых, существуют

противоречия в отношении степени развития нефтедобычи. Здесь заметны

расхождения между позициями нефтяников и кругов, связанных с рыболовством.

Последние высказывают опасение, что масштабная добыча нефти на Каспий

приведет к резкому сокращению рыбных запасов . В-третьих, следует иметь в

виду, что решительная политика "ЛУКойла", поддерживаемая руководителями

правительства, не всегда вызывает одобрение со стороны представителей

других российских нефтяных компаний. Так, "Роснефть" уже высказывала

недовольство, что российское правительство не смогло добиться для нее 10-%

участия в освоении месторождений "Азери", "Чираг" и глубоководной части

месторождения "Гюнешли". Компания, безусловно, хотела бы, чтобы ее интересы

на Каспий обеспечивались российскими официальными кругами с той же

энергией, как они это делают в отношении "ЛУКойла".

Вопрос транспортировки каспийской нефти связан для России почти

исключительно с государственными интересами, поскольку все магистральные

нефтепроводы принадлежат государственной компании "Транснефть". Отсюда

уровень, на котором принимаются решения и формулируется политика в

отношении данного вопроса. Самым деятельным лицом в международных

переговорах среди российского руководства является премьер Виктор

Черномырдин. Выбор маршрута перекачки нефти, как ранней, так и "основной",

будет в ближайшее время одним из острейших внешнеполитических вопросов для

Российской Федерации. Как известно, два основных проекта предполагают

"северный" маршрут — через Грозный, Новороссийск, Бургас (Болгария) -

Александропулос (Греция) или Бургас - Влора (Македония) и "южный" -через

турецкую территорию. Борьба между Москвой и Анкарой идет жесткая, хотя и в

рамках нынешнего понятия об этике международных отношений. Во всяком

случае, ни одна из сторон не замечена в попытке в полной мере

воспользоваться такими геополитическими козырями, как чеченский и курдский

вопросы.

Проблема не только в сотнях миллионов долларов прибыли ежегодно за

транзит, которые сейчас оспаривают между собой Россия и Турция. С точки

зрения внешней политики, решение, которое предстоит принять

Азербайджанскому международному операционному консорциуму, во многом

определит будущее международных отношений в данном регионе. В

непосредственной близости от границ России и в зоне ее особых интересов,

находятся третьи по значению в мире запасы нефти. На Каспии сталкиваются

интересы нефтедобычи и рыболовства, хозяйственной ориентации населения

прибрежных регионов. В прикаспийском регионе и в непосредственной близости

от него до сих пор не развязаны все узлы региональных и этнических

конфликтов. Российские политики считают допустимым определенный уровень

экономического присутствия Запада на Каспии. Однако, по мнению российских

политиков и бизнесменов, присутствие западных компаний в регионе не должно

приводить ни к усилению политического влияния соответствующих стран, ни к

вытеснению России с занимаемых ею позиций рнак Каспии.

Нынешняя тенденция превращения Каспия в "нефтяное озеро" не может

не сохраниться. При этом следует отметить, что разведка и разработка

нефтяных месторождений на дне Каспия сопряжена со значительным риском

аварий, разливов нефти с трансграничными последствиями. Значительную

опасность представляет сброс в море отходов бурового шлама, который

содержит около 40 высоко-токсичных компонентов. Суточное накопление шлама

на морских промыслах составляет уже многие сотни тонн. Между тем в

настоящее время в прибрежных акваториях Баку средние зарегистрированные

концентрации нефти превышают предельно допустимые в 10, а фенолов в 18 раз.

Российские интересы в отношении этой проблемы заключаются главным образом в

том, чтобы максимально сохранить экологию Каспия и нынешний уровень

рыболовства. Для этого необходимо, видимо, предусмотреть соответствующие

финансовые отчисления со стороны участвующих в освоении дна Каспия нефтяных

компаний.

"Казахстанский узел" состоит из двух основных проблем: участия

российских компаний в добыче нефти на территории Казахстана и выбора

маршрута для транспортировки нефти на Запад. Геополитическая ориентация

республики определена ее этническим составом и спецификой коммуникаций с

экономическими центрами современного мира. В настоящее время преобладание

неказахского населения в большинстве областей Казахстана, особенно на

севере, однозначно диктуют курс республики на тесные отношения с Россией.

Кроме того, коммуникации Казахстана с 'Европой и экономически развитыми

государствами Азии сегодня могут быть осуществлены только через Россию. Что

касается России, то ее точка зрения состоит в том, что общие интересы обеих

стран требуют, чтобы разработка нефтяных запасов Казахстана велась со

значительным российским участием. При этом доля российского участия должна

быть, по мнению всех заинтересованных "игроков" российской политики,

значительно выше, чем это имело место в случае с месторождениями ^Азери",

"Чираг" и глубоководной части месторождения "Гюнешли". Наибольшую

Заинтересованность в участии и освоении запасов республики демонстрируют

компании "ЛУКойл", "Роснефть" и "Транснефть". Российской стороне удалось

добиться 10-% участия НК "ЛУКойл" в разработке казахстанского месторождения

"Тенгиз", которое прежде местные нефтяники осваивали совместно с

американской компанией "Шеврон". Отметим также, что Россия внимательно

наблюдает за действиями Казахстана в отношении нефтяных месторождений на

дне Каспия. В советское время этот сектор почти целиком принадлежал к

заповедной зоне. Если казахстанская сторона приступит к разработке

месторождений, то это будет означать чрезвычайно высокий риск для экологии

Каспия.

"Восточнославянский узел" составляют отношения России с Украиной и

Белоруссией. Здесь проблема распадается на две составные части. Во-первых,

российские нефтепромышленники заинтересованы в присутствии на нефтяных

рынках этих стран не только в качестве торговцев нефтепродуктами. Во-

вторых, России необходимо обеспечить себе надежный транзит через территории

обеих республик.

В настоящее время Киев категорически против того, чтобы допустить

российских нефтепромышленников к участию в акционировании украинских НПЗ. В

результате крупнейшие российские компании воздерживаются от присутствия на

украинском рынке. Переломить эту тенденцию будет, видимо, довольно сложно

при сохранении нынешнего политического подхода руководства Украины к

участию российского капитала в приватизации. Существует и проблема

транспортировки сырой нефти через территорию Украины в Венгрию, Словакию и

Чехию, поскольку остаются до конца неотрегулированными вопросы оплаты

перекачки нефти через систему нефтепроводов "Дружба". Постоянное повышение

цен на услуги трубопроводного транспорта, находящегося на украинской

территории, делает для ряда российских компаний экономически нерентабельным

экспорт сырой нефти в Венгрию, Словакию и Чехию. В то же время

международные обязательства нашего государства требуют продолжения поставок

нефти в эти восточноевропейские страны. При этом основной вопрос, который

больше всего волнует российских нефтепромышленников в отношении "Дружбы",

это не столько цена на прокачку нефти, сколько постоянные изменения

украинской стороной существующих договоренностей. Экономическая

рентабельность торговли нефтью при таком подходе не поддается определению.

Для Украины предъявление новых и новых требований российским партнерам

становится практикой.

Другое важнейшее восточнославянское направление - транспортировка

нефти через Белоруссию - не вызывает у нефтепромышленников особого

беспокойства в силу определенной уверенности в соблюдении Минском уже

устоявшихся "правил игры". Напомним, однако, что для российских компаний

Белоруссия является еще и рынком сбыта нефтепродуктов, а также, пожалуй,

ключевой страной для подхода к решению вопроса нефтепереработки путем

участия российского капитала в акционировании зарубежной собственности.

Здесь в первую очередь речь идет о нефтеперерабатывающих предприятиях.

"Ближневосточный узел" возникает как производное из заинтересованности

как российской дипломатии, так и российских нефтепромышленников в

присутствии в этом регионе мира. Нефтяники, однако, прекрасно понимают, что

нынешнее состояние отрасли в целом и их компаний (даже крупнейших, таких

как "ЛУКойл" и ЮКОС) в частности, не позволяет им надеяться на то, чтобы

потеснить западные компании на месторождениях Саудовской Аравии и Кувейта.

Тем не менее ориентация нефтепромышленников на работу в ближневосточном

регионе едва ли изменится в прогнозируемый промежуток времени. В ряде

случаев российские компании могут получить право на освоение или участие в

освоении ближневосточных нефтяных месторождений в силу чисто политических

предпочтений отдельных стран региона. Авторитет России в арабском мире

всегда находился на должном уровне и, несмотря на ослабление ее

внешнеполитических позиций в последнее время, репутация Москвы по-прежнему

котируется достаточно высоко. Во влиятельных политических кругах

большинства ближневосточных государств превалирует мнение, что необходимо

найти противовес безраздельной гегемонии Соединенных Штатов, которая

установилась с начала 90-х годов.

Российские нефтепромышленники видят в своем присутствии в регионе еще и

возможность освоения новой технологии и получения практики бурения и

нефтедобычи в местных условиях. (Именно так подходит, например, "ЛУКойл" к

своей работе на нефтяных месторождениях Туниса.) Кроме того, подобная

практика дает российским нефтяным компаниям опыт сотрудничества и

одновременно конкуренции в современных условиях. Возможно, что в ближайшее

время основное притягательное воздействие будет иметь Ирак. Интерес

российских нефтепромышленников к работе в этой стране вызван, помимо легко

объясняемых коммерческих перспектив, тем обстоятельством, что в свое время

советские геологи открыли значительную часть иракских месторождений, а

советские нефтяники развивали здесь национальную нефтяную промышленность. В

результате в России имеются подробные карты нефтяных месторождений этого

государства, а в Ираке остались кадры, обученные советскими специалистами.

Поэтому нефтепромышленники считают это направление приоритетным,

предполагая, что работу здесь вести будет гораздо легче, чем в некоторых

других потенциально привлекательных нефтедобывающих странах.

"Американский узел" касается участия западных, в первую очередь

американских, компаний в разработке нефтяных месторождений на территории

Российской Федерации. Основные внешнеполитические вопросы зависят здесь от

направленности геополитического вектора, возникающего при освоении

российских нефтяных месторождений иностранными компаниями. Существует

комплекс собственно политических проблем взаимоотношений между сообществами

нефтепромышленников России и Запада. Геополитические вектора связаны прежде

всего с транспортной ситуацией, которая в ряде случаев уже изначально имеет

не только экономическое, но и внешнеполитическое значение. Рассматриваются

различные варианты эксплуатации Тимано-Печорской нефтяной провинции. Это 75

уже разведанных месторождений с суммарными извлекаемыми запасами свыше 1

млрд. т нефти. Для их разработки создан консорциум Timan Pechora Company, в

который входят Техасе, Еххоп, Amoco, Norsk Hydro. В настоящее время ведется

дискуссия, в каком направлении пойдет нефтепровод — на юг, в систему

магистральных трубопроводов "Транснефти", или на север, где планируется

построить нефтеналивной терминал. Южное направление предполагает

использование нефти в значительной мере в российской экономике. Северное же

направление нефтепровода означает, что вся добытая нефть будет отправлена

на экспорт. . Относительно внешнеполитического аспекта взаимоотношений

между сообществами нефтепромышленников разных государств следует напомнить,

что один из влиятельных международных институтов - ОПЕК объединяет

большинство нефтедобывающих стран. И хотя его члены представляют свои

государства, а не национальные нефтяные компании, тем не менее, данная

организация является самым известным и могущественным "нефтяным клубом" в

мировой политике.

В России внешнеполитическая сторона взаимодействия нефтяных сообществ

возникает как результат целенаправленной политики правительства на

привлечение иностранного капитала для освоения тех месторождений, на

которых по разным причинам российские нефтяники работать в ближайшее время

не смогут. Для освоения западными компаниями крупнейших месторождений было

необходимо создать нужный уровень взаимодействия между государственными

институтами России и Запада и определенную правовую базу, в первую очередь

принять закон о разделе продукции. Такое взаимодействие на высоком уровне

имелось только между Россией и США. Оно отразилось, в частности, в работе

комиссии Черномырдина—Гора. Что касается правовой базы, то трудности ее

создания в условиях сложившихся взаимоотношений между российскими и

западными нефтепромышленниками довольно хорошо заметны на примере принятия

все того же закона о разделе продукции. Среди российских компаний

наибольший интерес в его принятии демонстрировал ЮКОС, собирающийся

осваивать вместе с американским АМОКО Приобское месторождение. Не секрет,

что именно данная компания наиболее активно лоббировала разработку и

прохождение в Государственной Думе закона о разделе продукции. Однако

сделанные на этапе работы согласительной комиссии Государственной Думы и

Совета Федерации существенные поправки к законодательству исказили его

первоначальный замысел. Вся эта ситуация является хорошей иллюстрацией к

одной из сторон взаимоотношений парламента, а также российского и западного

(в первую очередь американского) нефтяных сообществ. Сейчас взаимодействия

нефтяных сообществ приобретает различные формы. Среди существующих

институтов - Российско-Американский нефтяной клуб (в его состав входят

руководители 27 нефтегазовых компаний России и США). На встрече членов

клуба с премьер-министром Виктором Черномырдиным 13 мая 1996 г. ставились

актуальные для нефтепромышленников вопросы. Американская сторона настаивала

на внесении изменений в Закон о соглашениях по разделу продукции, которые

бы сняли дискриминационные положения в отношении иностранных компаний,

работающих на территории России. Основное внимание нефтепромышленников

обеих стран было уделено понижению потока налогообложения нефтяных компаний

не менее, чем на 10-15% для достижения минимального уровня оборотного и

инвестиционного капитала, необходимого для поддержания воспроизводству.

Нефтяники также настаивали на введении, как это существует во всем мире,

отраслевых положений по бухгалтерскому учету и отчетности в нефтяном

комплексе, учитывающих специфику этой деятельности. Одновременно было

высказано мнение о целесообразности привести бухгалтерские положения в

России в соответствие с международными стандартами, так как действующие

сегодня в нашей стране правила нефтепромышленники считают одной из причин

завышения налогооблагаемой базы.[7]

Если говорить о тенденции развития международных отношений в

постсоветском пространстве, то они во многом будут зависеть от их

"нефтяного ареала". В этом, безусловно, проявляется как воздействие

экономического кризиса в России и других бывших советских республиках на их

внешнюю политику, так и геостратегическая ориентация развитых государств,

которые видят в данном регионе прежде всего его сырьевые возможности.

Разумеется, оба фактора болезненно воспринимаются общественным мнением

России. Существует и другая сторона вопроса. Место России в международном

разделении труда будет определяться не только стратегической ориентацией

зарубежных держав, но и реализацией ее возможностей. Богатейшие природные

ресурсы, находящиеся на территории России и в пространстве, на которое

распространяются ее национальные интересы, должны послужить мощным

потенциалом для вывода страны из кризиса. В этом случае выход на первый

план "нефтяного ареала" международных отношений в постсоветском

пространстве будет расцениваться скорее как естественный и позитивный

фактор во взаимоотношениях России и Запада.

Заключение

Располагая 2,8% населения и 12,8% территории мира, Россия имеет 12-13% прогнозных ресурсов и около 12% разведанных запасов нефти, 42% ресурсов и 34% запасов природного газа, около 20% разведанных запасов каменного и 32% запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти 17% от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу 5%. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и газу в несколько десятков лет, а по углю - значительно выше.

Считается, что ресурсы определенного вида топлива в стране хорошо освоены и существенное наращивание добычи маловероятно, если доля извлеченного топлива в прогнозных ресурсах составляет около 25 %. В России к этому рубежу приближается использование нефти, а по газу и углю ресурсные ограничения обусловлены не размерами запасов, а стоимостью их освоения.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли. Западно-Сибирская и Урало-Поволжская нефтегазоносные провинции будут оставаться главными нефтедобывающими регионами страны, хотя многие крупные месторождения здесь вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин (менее 10 т/сутки) составляет 55-60% и продолжает расти. Потенциальная добыча “новых” нефтегазоносных провинций Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше, чем “старых”, и освоение их будет весьма затратным.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами – уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Расчеты показывают, что уровни добычи нефти в России могут составить в 2010 г. и 2020 г. соответственно до 335 и 360 млнт.

Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58-55% против 68% в настоящее время. После 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на Восток России к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране.

В течение всей рассматриваемой перспективы останется актуальной задача повышения коэффициента извлечения нефти и комплексного использования углеводородного сырья.

Для обеспечения внутренней потребности России в качественном моторном топливе, смазочных маслах, спецжидкостях и других нефтепродуктах, а также экспорта нефтепродуктов, Энергетической стратегией предусматривается рост объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн т/год с одновременным увеличением глубины переработки до 75-80% в 2010 г. и до 85% к 2020 г.

В целях приближения производства нефтепродуктов к их потребителям возможно строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах допустимо развитие сертифицированных малых НПЗ с полным циклом переработки нефти.

Целевой задачей отрасли является также обеспечение сырьем (прямогонным бензином, бензином для химии, сжиженными нефтяными газами, ароматическими углеводородами, мономерами, сырьем для сажи и др.) нефтехимической промышленности, продукция которой на порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки.