География мирохозяйственных связей нефти и газа

   1.3. Западносибирский нефтегазоносный бассейн 

   На  территории Российской Федерации находятся  три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская (91%  российской  добычи.), Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

   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 2005 году добыча нефти без газового конденсата составила 275 тыс. тонн, из которых фонтанным способом – 32 тыс. тонн, а насосным 212 тыс. 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 2006 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 354 тыс. тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года – 346 тыс. тонны, в то время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 16 тыс. тонн (см. приложение 1 таблица 2).

   В Западной Сибири находятся несколько  десятков крупных нефтегазоносных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой. Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района.

   Тюменская область, занимающая площадь 1435,2 тысячи квадратных километров (59 процентов  площади Западной Сибири, 8,4 процента - Российской Федерации), относится  к наиболее крупным административным образованиям России и включает Ямало-Ненецкий и Ханты-мансийский автономные округа. 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 3/4 геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается 334тыс. тонн нефти без годового конденсата (фонтанным способом – 32 тыс. тонн, насосным – 2,1 тыс. тонн), что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири.

   Теперь  коснемся структур, занимающихся нефтедобычей в Тюмени. На сегодняшний день почти 80 % 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%, что выведет первое за пределы ведущей пятерки управлений. Тогда по объемам добычи первая пятерка будет включать Сургут, Когалым, Юганск, Ноябрьск и Лангепас, вместе - около 70% объемов добычи области.

   Статус  также определяется объемами ресурсов, используемых для обеспечения добычи. Частично показателем общей динамики может служить доля различных  управлений в общем объеме ввода новых скважин. По этому показателю к октябрю 2005 года на первом месте находится СургутНГ, затем идут НоябрьскНГ, КогалымНГ, ЮганскНГ и КрасноленинскНГ. Однако в ближайшие 2-3 года из первой пятерки исчезает ЮганскНГ (появляется НижневартовскНГ). 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. Причем именно эти управления лидируют как по доле месторождений, предполагаемых к вводу в 2005 году, так и по доле включаемых в разработку извлекаемых запасов нефти (в порядке убывания доли - ТюьеньНГ, НоябрьскНГ, ПугНГ и СургутНГ).

   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.

   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 отставанием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах.

   Добыча  природного газа отличается высокой концентрацией и  ориентирована на районы с наиболее крупными и выгодными по эксплуатации месторождения. Только пять месторождений -  Уренгойское,  Ямбургское, Заполярное,  Медвежье  и Оренбургское содержат 14 трлн.м³ (1/2 всех промышленных запасов России). Запасы Медвежьего оцениваются в 1.5 трлн. м³, а Уренгойского - в 5 трлн.м³. Особо важное  значение сейчас приобретают Ямальские газоконденсатные месторождения (Бованенковское, Крузенштернское, Харасавейское и другие).  На  их  основе идёт осуществление проекта "Ямал-Европа".

   В 2004 году в России было добыто 707.3 млрд.  м³ природного газа,  что составило 98.2 %  к объему добычи в 2003 году, причем 670.6  млрд.  м³ (более 90 %) было добыто РАО "Газпром".  РАО "Газпром"  -  владелец месторождений с общими запасами около 48 трлн.м³ и является  крупнейшей компанией в мире как по запасам,  так и по добыче природного  газа.  Для сравнения - запасы крупнейших компаний мира приведены в приложении 1 таблица 3.

     Обобщив данные главы, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе. 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.

   Специалисты  в  области  нефтяной  геологии  в  зависимости  от размеров начальных запасов подразделяют нефтяные месторождения на пять групп:  мелкие (до 10 млн. т), средние (10—50), крупные (50  — 500),  гигантские  (500  —1000) и уникальные  (свыше 1  млрд.  т). По данным  известного  геолога-нефтяника А. А.  Бакирова,  в  начале  80-х  годов  из  25  тыс.  нефтяных месторождений  зарубежного  мира  к  категории   уникальных   и   гигантских относились всего 45 (0,18 %), но доля их в общих  запасах  превышала  80  %. Самой большой концентрацией таких месторождении отличается  регион  Ближнего и  Среднего  Востока;   не   случайно   по   запасам   нефти   он   занимает внеконкурентное первое место в мире.  Итак,  пальма первенства принадлежит нефтегазоносному бассейну Персидского залива, затем следуют нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива и западной Сибири. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   2. Мирохозяйственные связи 

   2.1. Развитие и размещение основных нефте- и газопроводов 

   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. 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.

   К 2010 году планируется довести годовую добычу до 5,5 млн.т в год. В Херсоне, Лисичанске, Кременчуге и Одессе на привозной нефти работают НПЗ (+ НПЗ в Дрогобыче).

   Около 3 млн.т нефти экспортируется в  Казахстан. При этом по нефтепроводу Узень - Гурьев - Самара в РФ поставляется примерно такое же количество нефти. Казахстан начал добывать нефть на полуострове Бузачи, где невысокая глубина залегания, но высокая вязкость требует применения специальной технологии с закачиванием в скважины горячего пара. Продолжается добыча в старом нефтеперерабатывающем районе - Эмбенском. Местные нефти перерабатываются на Гурьевском НПЗ. Поставки нефтепродуктов восточным и южным областям осуществляются с Павлодарского и Чимкентского НПЗ, работающих на западно-сибирской нефти, поступающей из Омска. 

   Первый  нефтепровод в России проложен в 1878 году в Баку от промыслов до нефтеперерабатывающего завода, а в 1897 - 1907 году был построен самый большой в то время в мире по протяженности магистральный трубопровод Баку - Батуми диаметром 200 мм и длиной 835 км, который продолжает эксплуатироваться и по сей день.

   Развитие  нефтепроводного транспорта в Союзе  было связано с освоением нефтяных месторождений в Башкирии, Татарии и Куйбышевской 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 к 2000 году в бывшем СНГ - 315  тыс. 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 Куйбышева 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 - Куйбышев диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень, Александровское - Анжеро - Суджинск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км; Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью 1844 км, второй нефтепровод "Дружба". Общая протяженность нефтепроводов в СССР в 1973 году составила 42,9 тысяч км, а к 2000 году уже превысила 125 тыс. км.

   Характерной особенностью развития нефтепроводного  транспорта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью.

   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 - Куйбышев; Куйбышев - 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.

   За  границу нефть экспортируется также  при помощи трубопроводов (например, "Дружба"). Экспорт нефти сегодня составляет 105-110 млн. т, нефтепродуктов - 35 млн. тонн. Средняя цена нефти на мировом рынке - приблизительно 107 долларов за тонну, а мазута - 86 долларов. Треть экспорта сырой нефти приходиться на Украину, Белоруссию и Казахстан, вместе более 90%.

   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.