9. Развитие отрасли
в региональном разрезе. Рассмотрим основные характеристики
сырьевой базы нефтяной промышленности
субъектов Российской Федерации. В силу
специфики геологических условий каждая
из этих территорий имеет индивидуальную
направленность геологоразведочных работ
и сопутствующие технико-экономические
проблемы. 1) Западная Сибир
- крупнейший нефтеносный и нефтедобывающий
район России включая территорию Тюменской,
Томской, Новосибирской и Омской областей,
Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных
округов , а также прилегающий шельф Карского
моря. Важнейшая особенность сырьевой
базы нефти Западной Сибири заключается
в исключительно благоприятной структуре
разведанных запасов. Главный фактор —
высокая концентрация запасов в крупных
и крупнейших месторождениях (Самотлорском,
Федоровском и др.). Ханты-Мансийский
автономный округ — богатейший нефтяной
регион Западной Сибири и России в целом,
он производит 2/3 добываемой в стране нефти
и имеет развитую инфраструктуру. В его
пределах открыто 273 месторождения нефти,
из которых 120 введено в разработку. Важнейшую
роль в сырьевой базе играют крупнейшие
(9) и крупные (77) месторождения, в которых
заключено 90% разведанных запасов нефти.
В результате многолетней интенсивной
обработки многие из этих месторождений
в значительной степени выработаны и обводнены
на 80-90%. Ямало-Ненецкий автономный
округ также характеризуется крупнейшими
запасами и ресурсами нефти, но по сравнению
с Ханты-Мансийским автономным округом
структура последнего сложнее, так как
преобладающую роль имеет нефть высокой
плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское,
Тазовское месторождения). Томская область
образует третий по значению центр нефтедобывающей
промышленности Западной Сибири, обладающий
развитой сырьевой базой и нефтяной инфраструктурой.
В разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных
месторождений, в том числе все крупные
(Советское, Первомайское, Лугинецкое,
Игольско-Талое). 2)
Уральский и Поволжский районы - эти районы,
объединяющие ряд республик и областей
Приуралья, Среднего и Нижнего Поволжья,
составляют второй по значению (после
Западной Сибири) крупнейший нефтедобывающий
центр России, известный как Урало-Поволжье
или второе Баку. Для Урало-Поволжья характерно
наличие большой группы крупнейших нефтяных
месторождений, включая Ромашкинское,
Арланское, Туймазинское, Мухановское,
Шкаповское и др.. В течение длительного
времени, начиная с 40-50-х гг., они интенсивно
отрабатываются с высокой эффективностью. Республики Татарстан и Башкортостан
являются центрами нефтяной промышленности
Урала-Поволжья, на долю которых приходится
65% добычи нефти. Для обеспечения республик
характерны высокая степень освоения
месторождений и общий остаточный характер
сохраняющихся запасов и ресурсов. Самарская область
— одна из наиболее забуренных глубокими
скважинами частей Урало-Поволжья. К 1995
г. объем буровых работ здесь достиг 9.2
млн. т., что составляет в среднем 172 т/км
перспективной территории. При такой изученности
потенциал нефтеносности Самарской области
реализован почти на 80%, сохраняя лишь
перспективы небольших открытий. В разработку
вовлечены 101 из 145 месторождений. Пермская и Оренбургская
области также относятся к «старым»
нефтедобывающим районам Урало-Поволжья,
но отличаются от рассмотренных выше более
благоприятными показателями сырьевой
базы. Прежде всего это относится к Оренбургской
области, где запасы открытых месторождений
превышают существующий уровень добычи
нефти почти в 60 раз, а перспективные и
прогнозные ресурсы нефти наиболее значительны. Перечень
основных нефтедобывающих центров Урало-Поволжья
завершает Республика Удмуртия,
которая стала осваиваться значительно
позже всех рассмотренных выше, вследствие
чего выработанность запасов открытых
нефтяных месторождений является наименьшей
(30%). Разрабатываются 23 из 67 месторождений,
в том числе все крупные (Чутырско-Киенгопское,
Мишкинское и Ельниковское). Относительно
низкий темп освоения запасов нефти в
республике во многом объясняется сложностью
структуры запасов, где преобладает тяжелая
нефть (83%). Для Саратовской и Волгоградской
областей характерны трудности «старых»
районов, обусловленные физическим исчерпанием
основных запасов. В Саратовской области
в разработку вовлечено 92% разведанных
запасов, в Волгоградской области 94%. 3) Европейский
Север.включает территорию Республики
Коми, Архангельской области и Ненецкого
автономного округа, а также прилегающий
шельф Баренцева моря. Площадь нефтегазоносной
и перспективной территории составляет
331.8 тыс. км. Северный район в основном
соответствует Тимано-Печорской
нефтегазоносной провинции, которая представляет
собой обширную область на северо-востоке
Европейской части России. Ее площадь
составляет около 350 тыс. км2. В географическом
плане Тимано-Печорский бассейн имеет
форму треугольника. Республика Коми
- к 1995 г. здесь открыты 82 нефтяных месторождения,
из которых 31 разрабатывается. Открытые
месторождения выработаны в среднем на
41%, в том числе крупнейшие (Устинское и
Возейское) на 61% и 64% соответственно. Наиболее
«старый» нефтедобывающий район (Ухтинский)
находится на юге Республики Коми. Основные
месторождения (Ярегское, Западно-Тэбукское,
Пашинское), первое из них является единственным
в России, где применяется шахтный способ
разработки тяжелой нефти. Главный на сегодня
нефтедобывающий район сформировался
на базе Усинского, Возейского и ряда смежных
месторождений севера Республики Коми,
которые отличаются наибольшим разнообразием
геологического строения. Ненецкий автономный
округ характеризуется существенно
меньшей степенью промышленного освоения.
Из 73 нефтяных месторождений разрабатываются
лишь два (Хярьягинское и Ардалинское)
при 15 подготовленных к разработке и 55
разведываемых. За время разработки (с
1988 г.) из этих двух месторождений добыто
9 млн. т. С сырьевой базой Европейского
Севера тесно связаны проблемы разведки
и освоения нефти в прибрежной части Баренцева
моря. 10. Методы государственного
воздействия и регулирования нефтяной
промышленности за последние два года.
Мировой опыт организации и управления
предприятиями и отраслями топливно-энергетического
комплекса свидетельствует о необходимости
достаточно жесткого регулирования их
деятельности со стороны государства. Для
эффективного функционирования экономического
механизма необходимо оптимальное сочетание
рыночных методов и методов, обусловленных
государственным регулированием. Существенное
значение имеют состояние и динамическая
взаимосвязь между системами товарно-денежных
отношений и госрегулирования экономики.
Без государственного участия воспроизводственный
процесс просто невозможен. Формы и методы
финансово-экономического госрегулирования
нестабильны, они эволюционируют в зависимости
от конкретных условий. Важнейшим средством
госрегулирования конкурентных отношений
является антимонопольное законодательство. Последнее
время введется подготовка новой версии
закона "О недрах". Созданный на раннем
этапе реформ, он вынужденно охватывал
все вопросы пользования недрами, включая
лицензирование, общие требования к разработке
месторождений, рентные платежи. По мере
развития законодательства часть вопросов
вышла из-под действия этого закона. Ресурсные
налоги включены в Налоговый кодекс. Создано
развернутое законодательство об охране
окружающей среды. В этих условиях основным
предметом закона "О недрах" становятся
вопросы лицензирования пользования недрами,
контроля и управления государственным
фондом недр. На более продвинутой стадии
находится проект закона "О магистральном
трубопроводном транспорте". Без адекватного
правового регулирования в этом секторе
невозможно дальнейшее поступательное
его развитие. При этом в руках государства
должен остаться контроль за стратегической
транспортной инфраструктурой, регулирование
тарифов на услуги по транспортировке
и регулирование деятельности организаций
трубопроводных систем как субъектов
естественных монополий. Государство осуществляет
налоговое регулирование. В любой стране
законы рыночной экономики и, в частности,
особенности кредитования влияют на поведение
нефтедобывающих компаний. В разработке
находится специальный отраслевой закон,
который включит вопросы: собственности
и управления, определение порядка доступа
и правил установления тарифов, сертификации,
технических требований и безопасности,
охраны окружающей среды и землепользования.
11. Механизмы частно
- государственного партнерства в нефтяной
промышленности.
12. Выводы и рекомендации по
совершенствованию государственным
управлением развития нефтяной
промышленности.
Для модернизации нефтяного
комплекса в ближайшие 5 лет в
него необходимо вложить, по разным оценкам,
25-40 млрд. долл. Наиболее приоритетными
направлениями инвестиций в нефтяной
комплекс на ближайшую перспективу следует
считать: -обеспечение расширенного воспроизводства
запасов нефти за счет геологоразведочных
работ и своевременной подготовки месторождений
к эксплуатации как в зрелых, так и в новых
районах нефтедобычи; -совершенствование технологий добычи
нефти, включая внедрение современных
методов увеличения нефтеотдачи для увеличения
коэффициента извлечения нефти; -развитие
транспортной инфраструктуры для повышения
эффективности, диверсификации структуры
и направлений поставок жидких углеводородов; -развитие
нефтепереработки, направленное на увеличение
глубины переработки нефти и повышение
качества выпускаемых нефтепродуктов; -ресурсосбережение,
сокращение потерь на всех стадиях технологического
процесса при подготовке запасов, добыче,
транспортировке и переработки нефти. Также
необходимы значительные изменения в
законодательной базе: разработка
новой версии закона "О недрах", так
как действующая не освещает необходимые
аспекты ( нет этапности освоения месторождений,
критерий рациональной разработки запасов,
правил оценки и контроля над нефтяной
деятельностью, требования к разработке
месторождений в самом общем виде определены
в законе без учета особенностей освоения
месторождений разных видов полезных
ископаемых и т. д. ), а также необходимо
принятие специального отраслевого закона,
который включит вопросы: собственности
и управления, определение порядка доступа
и правил установления тарифов, сертификации,
технических требований и безопасности,
охраны окружающей среды и землепользования.
Список использованной
литературы. 1. . Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф.,
Зубарева В.Д. Основы проектного анализа
нефтяной и газовой промышленности –
Москва, Акрил, 2007 - 376 с.; 2. Богданчиков
С.М. Технологии – наш путь к лидерству
// Роснефть, Вестник компании. 2008. № 63 -
215 с.; 3. Заложники барреля
// Нефтесервис. 2008. № 4- 237 с.; 4. Кокурин Д.,
Мелкумов Г. Участники мирового рынка
нефти//Российский Экономический Журнал.
– 2009. - № 9 - 204 с.; 5. . Лаффлер У.Л. Переработка
нефти – М., 2009 - 351 с.; 6.Лиухто К. Российская
нефть: производство и экспорт//Российский
Экономический Журнал. – 2010. - № 9 - 157 с.; 7.
Махов П. Буровой нефтесервис заминирован?
// Нефтегазовая вертикаль, 2009. № 4 -
207 с.; 8. . Скиткин К.В.
Время действовать // Нефтесервис. 2008. №
4 - 297 с.; 9 Стейнер Р. Налогообложение
нефтедобычи и использование нефтяной
ренты//Вопросы экономики. – 20010. - № 9 -
224 с.; 10. Шаповалов
А.Г. Планирование, финансирование и экономическое
стимулирование буровых работ. М.: Недра.
2010 - 229 с.; 11. Шмаров А.И.
Нефтяной комплекс России и его роль в
воспроизводственном процессе. – М., 2009
- 407; 12. http://www.evgenygalichanin.ru/content/view/15/46/.