Где находятся нефтеперерабатывающие заводы в россии

Экономико-географическая характеристика размещения месторождений нефти Российской Федерации

До революции почти вся добыча нефти в нашей стране была сконцентрирована на Кавказе, где добывалось 97% нефти. В 30-е годы были открыты новые нефтяные месторождения – в Поволжье и на Урале, но вплоть до Великой Отечественной войны основным нефтедобывающим районом был Кавказ. В 1940-1950-е гг. добыча нефти на Кавказе вследствие истощения месторождений сократилась (ее добыча там в настоящее время имеет локальное значение, на территории России это район Северного Кавказа). Добыча нефти в Волго-уральском районе наоборот сильно возросла, в результате чего этот район выдвинулся на первое место в нефтяной промышленности СССР. До недавнего времени это был важнейший по разведанным запасам нефти район. Здесь были открыты такие известные месторождения, как Ромашкинское, Бавлинское, Арланское, Туймазинское, Ишимбаевское, Мухановское, Китель-Черкасское, Бугурусланское, Коробковское. Добыча нефти в этом районе обходится недорого, но нефть Башкирии содержит много серы (до 3%), парафина и смол, что осложняет ее переработку и снижает качество продукции. На севере и на юге к ним прилегают Пермское и Оренбургское.

В 1960г. было открыто первое нефтяное месторождение в Западной Сибири, а с начала 60-ых около 300 месторождений нефти и газа, расположенных на обширной территории Западной Сибири, от Урала до Енисея. Оконтурены Шаимский, Сургутский и Нижневартовский нефтеносные районы, где находятся такие месторождения, как Самотлорское, Усть-Балыкское, Федоровское, Мегионское, Сосницко – Советское, Александровское и др. В 1964 г. там началась промышленная добыча нефти. В последующие годы нефтяная промышленность Западной Сибири росла очень быстрыми темпами и в 1974 г. опередила по добыче нефти все другие районы СССР. Нефть Западной Сибири отличается хорошим качеством, высокой экономической эффективностью добычи. В настоящее время Западная Сибирь – главный нефтедобывающий район страны.

На северо-востоке европейской части России расположен Ухтинский нефтяной район (месторождения Тибугское и Вайваш). Он обеспечивает нефтью север европейской части страны. Недалеко от него, у места впадения реки Усы в Печору, разрабатывается группа месторождений нефти (Тимано – Печерская нефтегазоносная провинция). Часть добываемой здесь нефти по трубопроводу поступает в Ярославль. Кроме основных нефтедобывающих районов нефть добывают на севере острова Сахалин (месторождение Оха). С Сахалина нефть по нефтепроводам поступает на материк – в Комсомольск-на-Амуре. В Калининградской области находится месторождение нефти локального значения. Признаки нефтеносности имеются на обширной территории Севера,

Восточной Сибири и Дальнего Востока. Нефтяная промышленность страны вступила в качественно новую, более сложную станцию развития, когда возникает необходимость резко увеличить объем поисково – разведочных работ, особенно в Восточной Сибири, в зонах глубин под газовыми месторождениями Западной Сибири, в шельфовых зонах морей, формирования необходимой для этого производственно –технической базы. Начата добыча нефти в Арктике, шельфе у о. Кологуев (Песчаноозерское месторождение).

География нефтедобывающей промышленности РФ. Главные районы нефтедобычи и их удельный вес в общероссийской добыче

К настоящему времени в разработку вовлечено более 60% текущих запасов нефти. В разработке находится 840 месторождений, расположенных во многих регионах страны: от Калининградской области на западе до о-ва Сахалин на востоке, от о-ва Колгуев в Баренцевом море на севере до предгорий Кавказа на юге. Основным нефтяным регионом является Тюменская область, где сосредоточено более 70% текущих запасов и добывается 66% российской нефти. Вторым по значению районом является Урало-Поволжье, где добывается 27%, далее следует Тимано-Печерская нефтегазоносная провинция – 3,2%, Северный Кавказ – 1,6%, Сахалин – 0,5%.

Большинство старых нефтяных районов вступило в поздние стадии разработки, когда добыча нефти стабилизируется или даже уменьшается. Степень выработанности текущих запасов нефти превысила 50%, в том числе более 30% в Тюменской области, 70% в Волго-Уральской провинции и 80% – на Северном Кавказе. Особенно значительно выработаны запасы на наиболее крупных и высокопродуктивных месторождениях, обеспечивающих основную часть добычи нефти в России. В этой связи одна из важнейших проблем – сохранение высокой производительности старых районов.

Наблюдается "старение" Волго-Уральского района. Его технико-экономические стали ниже по сравнению с прежним уровнем, а добыча нефти (например, в Башкирии) даже сократилась. При "старении" ряда нефтяных районов огромную роль приобретает создание новых нефтяных баз. Среди них резко выделяются Западно – Сибирская низменность, где возникла главная база страны. Добыча Западно – Сибирской нефти возрастала стремительными темпами. В дальнейшем удельный вес этой нефтяной базы сохранится на достигнутом уровне. Из новых нефтяных баз формируется также Тимано-Печерская (крупнейшее месторождение Усинское).

Произошли изменения в структуре добычи нефти по способам эксплуатации месторождений. В 1965г почти 2/3 всей нефти добывалось наиболее дешевым фонтанным способом. Теперь его доля заметно сократилась, наоборот резко возросло значение насосного способа, с помощью которого в 1987г было добыто свыше 2/3 всей нефти. Оценивая в целом сырьевую базу нефтяной промышленности России, можно сделать вывод, что в количественном отношении она достаточна для решения текущих и прогнозных задач по добыче нефти. Однако качественные изменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти будут негативно отражаться на эффективности процессов нефтеотдачи. Разработка таких запасов потребует применения более сложных и дорогостоящих технических средств и технологических процессов, а также применение новых более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы отрасли увеличение нефтеотдачи приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития процессов нефтедобычи.

Особенности размещения нефтеперерабатывающей промышленности. Главные места размещения предприятий

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива. Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов. Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями. Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов.

Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением:

1. транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных;

2. для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов;

3. хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим.

Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными.

Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов (Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк, Орск, Омск, Ангарск), на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль, Хабаровск) и в морских портах (Туапсе), куда сейчас проложены трубопроводы. Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай, Грозный), идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (Ачинск).

Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны. В настоящее время там имеется лишь один центр переработки нефти в Омске, куда поступает небольшая часть добываемого в районе жидкого топлива.

Распределение нефтепереработки по экономическим районам России в % к итогу

Http://geolike. ru/page/gl_2745.htm

Путешественники описывали, как племена, жившие у берегов реки Ухта на севере Тимано-Печорского района, собирали нефть с поверхности реки и использовали ее в медицинских целях и в качестве масел и смазок. Нефть, собранная с реки Ухта, впервые была доставлена в Москву в 1597 году.

В 1745 Федор Прядунов получил разрешение начать добычу нефти со дна реки Ухта. Прядунов также построил примитивный нефтеперегонный завод и поставлял некоторые продукты в Москву и Санкт-Петербург.

С четырнадцатого века нефть, собираемая в Баку, экспортировалась в другие страны Среднего Востока. Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Биби-Айбатском месторождении вблизи Баку в 1846 году, более чем на десятилетие раньше, чем была пробурена первая скважина в США. С этим событием связывают начало современной нефтяной промышленности.

Братья Нобель и семейство Ротшильдов сыграли ключевую роль в развитии нефтяной промышленности в Баку, бывшего в то время частью Российской империи. Промышленность стремительно развивалась, и на рубеже веков на долю России приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Компания Шелл Транспорт и Трейдинг, которая позже стала частью Роял Датч/Шелл, начала свой бизнес с перевозок нефти, добываемой Ротшильдами, в Западную Европу.

Четырьмя годами позже первая нефтяная скважина была пробурена на берегу реки Ухта, а в 1876 началась коммерческая добыча на Челекенском полуострове на территории современной Туркмении. Быстрый рост добычи нефти сопровождался строительством различных заводов по переработке сырой нефти, открытием завода по производству масел в районе Ярославля в 1879 и аналогичного производства в том же году в Нижнем Новгороде.

Стандард Ойл выступала против решений о национализации нефтяных месторождений и отказывалась сотрудничать с новым Советским правительством. Но другие компании, включая Вакуум и Стандард Ойл из Нью-Йорка, которые позже превратились в компанию Мобил, вкладывали деньги в Россию. Продолжающийся приток западного капитала помог восстановлению нефтедобычи в России, и с 1923 года экспорт нефти вернулся на дореволюционный уровень.

Добыча нефти на Каспии снова начала расти после войны, и в 1951 году достигла рекордного уровня в 850 000 баррелей в день. Баку оставался крупным промышленным центром, около двух третей советского нефтяного оборудования производилось в этом регионе.

С пятидесятых годов добыча с новых месторождений составляла около 45% от общей добычи Советского Союза. Широкомасштабные инвестиции в регион быстро окупались, что способствовало серьезному росту добычи нефти в СССР. Дополнительные тонны нефти шли на удовлетворение потребностей новых заводов, которые были построены в период с 1930-х по 1950-е годы. Омский завод был открыт в 1955 году и в дальнейшем превратился в один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в мире.

В начале 1960-х годов Советский Союз вытеснил Венесуэлу со второго места по добыче нефти в мире. Выброс больших объемов дешевой советской нефти на рынок вынудил многие западные нефтяные компании снизить цены на нефть, добываемую на Ближнем Востоке, уменьшая таким образом платежи за пользование недрами правительствам стран Ближнего Востока.

Это уменьшение доходов было одной из причин создания Организации Стран Производителей Нефти (ОПЕК).

В начале 1960-х годов были разведаны первые запасы этого региона, главными из которых было открытое в 1965 году месторождение – супергигант Самотлор с извлекаемыми запасами около 14 миллиардов баррелей (2 миллиарда тонн).

Рост добычи в Западной Сибири предопределил рост добычи в Советском Союзе с 7,6 миллионов баррелей (более миллиона тонн) в день в 1971 году до 9,9 миллионов баррелей (около 1,4 миллиона тонн) в день в 1975 году. К середине 1970-х годов добыча в районе Западной Сибири заполнила разрыв, образовавшийся из-за падения добычи в Волго-Уральском регионе.

Производственные объединения стремились добыть как можно больше нефти с месторождений с тем, чтобы выполнить план по добыче, при этом не учитывалось влияние последствий разработки на состояние месторождений, бурилось слишком много скважин и закачивалось слишком много воды.

К тому же мало кто занимался вопросами повышения эффективности инвестиций в разработку и внедрением новых технологий. Проблемы вскоре начали проявляться в падении производительности скважин, низком пластовом давлении и увеличении обводненности.

Но с этого момента значительного падения добычи уже невозможно было избежать из-за плохих технологий управления добычей, несмотря на резкий рост капитальных вложений, Советский Союз мог сдержать падение добычи только до начала 1990 года. Но затем наступил провал в добыче, он был так же резок, как и ее рост – уровень добычи в России постоянно падал в течение десятилетия и остановился на уровне, почти на половину меньшем начального пика.

Финансовые трудности компаний спровоцировали резкое снижение объемов новых разведочных работ, объемов бурения и даже объемов капитальных ремонтов существующих скважин. В результате сложилась ситуация, которая привела к дальнейшему неизбежному падению добычи.

Несмотря на это, остаточные разведанные запасы оцениваются приблизительно в девять миллиардов баррелей (1,25 миллиардов тонн), представляя хороший потенциал развития нефтедобычи в России.

Остаточные запасы Восточной Сибири оценены в три миллиарда баррелей (0,45 миллиардов тонн), но неразведанные запасы могут быть в несколько раз больше. Основной проблемой этого региона является удаленность от рынков сбыта и отсутствие транспортной инфраструктуры.

Нефтяные запасы острова Сахалин также представляются довольно значительными, но их разработка в наши дни сдерживается высокой капиталоемкостью.

Http://www. po4emu. ru/drugoe/history/index/raznoe/stat_raznoe/13.htm

Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных энергетических ресурсов приобретают все большее значение в мировой экономике. Особое значение они имеют и в России, где месторождения легкой нефти выработаны более чем наполовину, и одновременно – действующие и потенциальные переработчики в большинстве случаев не имеют прямого доступа к ресурсам. Тем временем, по данным экспертов, мировые запасы тяжелых нефтей составляют более 810 млрд тонн. Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд т (40-50 млрд баррелей), однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий. Немногие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку тяжелой нефти, даже, несмотря на значительную государственную поддержку.

В связи с растущим потреблением нефти и нефтепродуктов, стремлением экспортировать высокие сорта нефти, постепенным истощением ранее разведанных нефтяных месторождений, сверхвязкие тяжелые нефти становятся востребованными в экономике РФ. Такие нефти активно применяются в строительстве (дороги, здания), а после очистки их можно использовать в химической промышленности – для производства клеев и пластиков различного назначения.

Производство качественных битумов для дорожного хозяйства – перспективное направление. На сегодняшний день потребность отрасли в битумах, которые получают из фракций обычной и тяжелой нефти, составляет более 2,5 млн т. Учитывая, что темпы среднегодового роста спроса на битум в ближайшей перспективе ожидаются в пределах 10%, к 2015 году объемы его использования могут достигнуть 9–10 млн т. Кроме того, перспектива освоения природных битумов становится все более актуальной в связи с возможностью получения из них энергоносителей, альтернативных топочному мазуту и природному газу.

Основные мировые запасы углеводородов, как уже отмечалось, сосредоточены именно в тяжелой нефти. По разведанным запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. Заметим, что одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в современном нефтедобывающем секторе, является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности. Запасы нефти, удобные для добычи, истощаются ускоренными темпами. В РФ степень выработанности запасов осваиваемых нефтегазовых месторождений достигла 60%, при этом добыча ведется с использованием сверхинтенсивных технологий. Другие месторождения находятся в северных районах и содержат трудноизвлекаемые запасы тяжелой нефти и сложные подгазовые залежи.

Основные проблемы нефте – и газодобывающей отрасли России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из множества месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, что залегают на больших глубинах, а также месторождения тяжелых нефтей – разрабатываются в последнюю очередь.

Серьезной проблемой является также то, что для перекачки как легкой, так и тяжелой нефти используется одна система трубопроводов, что приводит к ухудшению качества всей перекачиваемой нефти.

В связи с изложенным разработка новых технологий добычи тяжелых и сверхвязких нефтей является приоритетным направлением развития всей нефтяной отрасли. По мнению экспертов, оптимальный способ использования таких нефтей – переработка в легкую синтетическую нефть или в нефтепродукты вблизи места добычи, что снижает затраты на транспортировку.

Операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов в 3-4 раза превосходят затраты на добычу легкой нефти, что связано не только с более высокой плотностью и вязкостью тяжелых нефтей, но и с недостаточной развитостью технологии ее добычи и переработки в нашей стране. Так, технология разделения основана на смешении тяжелой нефти с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Только в последние годы на отечественных НПЗ стали использоваться современные технологии переработки тяжелой и сверхтяжелой нефтей. Многие из российских НПЗ имеют в своем составе только процессы неглубокой переработки нефти. В этом случае из нефти выделяют легкие и средние фракции, а мазут используют как котельное топливо. На ряде заводов реализован первый этап углубления переработки нефти – выделение из мазута вакуумных фракций и их каталитический крекинг. Некоторая часть остатка вакуумной ректификации гудрона используется для получения кокса, битумов, остаточных масел. Основная масса гудрона используется для производства электроэнергии и пара. В подобной схеме глубина переработки нефти при этом составляет обычно не более 70-75%, в то время как за рубежом, где широко развиты чрезвычайно дорогостоящие процессы переработки мазутов и гудронов, она достигает 90%.

Эксперты отмечают, что переработка тяжелой высоковязкой нефти еще более затруднительна, энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.

Признанным лидером российской переработки битумов является компания «Татнефть», в которой принята программа внедрения новых технологий переработки тяжелой нефти. В 2006 году на ОАО «Таиф-НК» реализован первый этап углубления переработки нефти – построена по новейшей отечественной технологии и успешно эксплуатируется установка каталитического крекинга. Планируется строительство комплекса по переработке гудрона, однако известные сегодня зарубежные процессы – низкоэффективные и дорогостоящие, особенно если учесть, что речь идет о гудроне весьма тяжелых нефтей Татарстана. В планах некоторых отечественных компаний («Лукойл», «Газпром») предусматривается модернизация заводов и строительство новых установок для переработки остатков тяжелых нефтей. Они сталкиваются с теми же проблемами, что и ОАО «Таиф-НК».

Эксперты сходятся во мнении, что не за горами ускоренное развитие технологий переработки тяжелой нефти и остатков, полученных из них. Однако, вероятнее всего, большая часть технологий, которые будут использованы для этих целей российскими нефтяными компаниями, окажется разработанной за рубежом.

Впрочем, это связано не с отсутствием конкурентноспособных отечественных разработок, а с разрушением отечественной системы крупнопилотных и демонстрационных испытаний. По данным, полученным на специализированных конференциях, несколько новых технологий готовы к пилотным испытаниям. Примечательно, что именно на российских разработках базируется более 90% процессов, функционирующих на предприятиях России, и все эти разработки в период их внедрения были опережающими. Столь высокий уровень внедрения местных технологий отчасти связан с особенностями функционирования советской промышленности, однако в большей степени – демонстрирует возможности российской научной школы в этом технологическом секторе. К слову, США имеют на заводах данного профиля существенно большее число процессов, закупленных за рубежом.

На сегодняшний день готовы к масштабному внедрению несколько оригинальных процессов переработки остатков тяжелых нефтей, созданных в системе РАН. В частности, в Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева совместно с другими академическими и отраслевыми институтами создана технология безостаточной и комплексной переработки тяжелых нефтей. Технология не имеет аналогов и базируется на применении ультрадисперсных катализаторов (нанокатализаторов) и прошла длительные испытания на крупнопилотной установке мощностью по тяжелой нефти 2 барреля в сутки. К процессу проявили интерес в Татарстане, регионе – инновационном лидере.

Российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6-7 млрд т, 71,4% от общего объема залежей находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных регионах. При этом в Приволжском и Уральском регионах содержится 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти найдены в Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областях.

Сегодня на долю тяжелой нефти приходится 23% от общей добычи нефти в РФ, при этом почти половина тяжелых нефтей добывается в Ханты-Мансийском АО (Вань-Еганское месторождение). В то же время практически не изучены запасы нефти в Кировской, Ульяновской областях, а также в республике Марий Эл.

Серьезные запасы тяжелых нефтей и битумов расположены в Татарстане, они составляют, по разным оценкам, от 1,5 до 7 млрд т. В последние годы здесь активно разрабатывается Ашальчинское месторождение: с начала 2007 года производят опытно-технологические работы по добыче тяжелой нефти.

Арктический регион России богат нефтегазовыми месторождениями: на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных нефтей. Их общие извлекаемые запасы составляют 1,7 млрд т. Сегодня разрабатываются только месторождения севера Тимано-Печорской провинции, где общий объем добычи не превышает 0,6 млн т в год. Непосредственно на шельфе, в Печорском море, на пяти открытых месторождениях сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. Особенностью освоения арктических месторождений является их оторванность от системы транспортных нефтепроводов и отсутствие развитой сети железных дорог. Единственным доступным видом перевозки нефти из региона является морской транспорт.

Уже сейчас переработка тяжелой нефти дает возможность ее широкого использования. В Западной Сибири существует проект строительства завода по производству клеев и смол для нужд лесоперерабатывающего комплекса из нефтехимического сырья. В Нижневартовске запущен проект строительства НПЗ по выпуску высококачественного дорожного битума из тяжелых нефтей.

На полной мощности завод будет производить около 150 тыс. т битума в год. При этом потребность в дорожном битуме одного только Уральского региона, по мнению экспертов, может составить к 2010 году 377 тыс. т. Помимо выпуска основной продукции, завод займется изготовлением строительного и хрупкого битума, арктического дизельного топлива, маловязкого судового топлива, вакуумного газойля и компонента бензина.

Татарстан располагает крупнейшим в России ресурсным потенциалом природных битумов. По качеству – нефть разрабатываемых месторождений преимущественно сернистая, высокосернистая (80%) и высоковязкая (67% остаточных извлекаемых запасов), а по плотности – средние и тяжелые (68% остаточных извлекаемых запасов). Добыча нефти в республике, как и во всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии естественного снижения, на протяжении последних лет в регионе удается поддерживать добычу на уровне 28-30 млн. тонн в год до 2020 года.

В настоящее время на балансе ОАО «Татнефть» (имеются лицензии) числятся запасы 21-го месторождения сверхвязких нефтей, в том числе балансовых – 118 млн т, извлекаемых – 41 млн т. Всего в Черемшано-Бастрыкской зоне имеется 98 месторождений высоковязких нефтей с геологическими запасами 461 млн т. Из них в программу освоения включены 45 месторождений с геологическими запасами 191 млн т. Месторождения разделены на три зоны с равными запасами нефти. Проектные технологии разработки по трем группам предусматривают и включают: бурение горизонтальных скважин – 1600 единиц, вертикальных скважин – 3540, оценочных скважин – 890 единиц. «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку двух месторождений с общими запасами 14,1 млн т и продолжает переговоры с зарубежными компаниями, владеющими технологиями внутрипластового горения, которые позволяют улучшить характеристики нефти – осуществить преобразование тяжелых нефтей в легкие.

Главная задача республики в сложившейся непростой ситуации – привлечение инвестиций и внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Нулевая ставка НДПИ, введенная с 2006 года на добычу тяжелой нефти и битумов, послужит стимулом к дальнейшему увеличению эффективности нефтедобычи.

Разработана «Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года». Программа предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн т и доведение их добычи до 1,92 млн т в 2020 году. На существующих нефтеперерабатывающих мощностях в Нижнекамске с этой целью будут построены дополнительные установки.

Сегодня к битумным проектам региона проявляют активный интерес ряд ведущих нефтяных компаний мира – Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Chevron, Repsol.

В Республике Коми компания «Лукойл» ведет опытно-промышленные работы на Ярегском нефтетитановом месторождении, открытом в далеком 1932 году. Извлекаемые ресурсы нефти на данном месторождении составляют 31 млн т, добывается немногим более 5 тыс. т в год нефти с высоким содержанием серы. Месторождение подпадает под закон об обнулении НДПИ, и теперь компания придает планам по добыче и переработке тяжелой нефти большее значение. Планируется, что к 2011 году объемы добычи на Яреге возрастут до 3 млн т в год, а к 2015 году составят около 6 млн т. К этому же времени будут соответственно увеличены мощности Ухтинского НПЗ, на который ярегская нефть поступит для первичной обработки.

В ХМАО развивается добыча и производство высоковязких нефтей. На территории округа находится Вань-Еганское месторождение тяжелой нефти с уникальными свойствами. Поэтому в Югре рассматривают возможность строительства битумного завода производительностью более 100 тыс. т в год. Продукция будет поставляться как дорожным строителям ХМАО, так и в другие российские регионы. По предварительным оценкам, общая стоимость нового завода, который планируется возвести в районе Нижневартовска, порядка 150 млн долларов.

Арктический шельф и его побережье рассматриваются «Энергетической стратегией России» как одно из приоритетных направлений развития нефтедобычи. В российской Арктике на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти в регионе 1,7 млрд т – это запасы тяжелой нефти, они составляют 1,1 млрд т. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлено тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандейморе («Арктикшельфнефтегаз»), Приразломное («Севморнефтегаз») и Северо-Гуляевское (нераспределенный фонд недр) – 100% извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») – 99%, на основных горизонтах Долгинского («Газпром») – 82%. Администрация Северо-Западного федерального округа поддержала предложение Мурманской области о создании на Кольском полуострове производства по переработке тяжелых шельфовых нефтей, перевозимых через Мурманский транспортный узел. Создание НПЗ по переработке арктической тяжелой нефти позволит решить две важные задачи:

    обеспечить регион доступными энергоресурсами, повысить рентабельность освоения шельфовых месторождений за счет экспорта легких продуктов перегонки с большей добавленной стоимостью.

Сегодня государство осознало важность поиска новых технологий и оборудования для добычи тяжелой, высоковязкой нефти – ценного сырья для получения множества полезных нефтехимических продуктов. Значительные ресурсы в области нефтедобычи направляются на разработку и развитие новых способов добычи нефти, которые позволят повысить технико-экономические показатели разработки месторождений тяжелых нефтей. Для этого, согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» в нефтегазовый комплекс требуется вложить 400-440 млрд долларов, т. е. годовые инвестиции должны составить около 23-25 млрд долларов. Однако нефтяные компании вкладывают в нефтяную промышленность не более 5,3-5,7 млрд долларов в год, что почти в 4 раза ниже требуемого объема, и это осложняет разработку и внедрение новых технологий.

Введенные правительством РФ льготы по НДПИ для выработки сверхвязких нефтей должны стать серьезным стимулом для активизации разработки месторождений природных битумов, тем более – в условиях дефицита финансовых средств. Такими льготами ранее воспользовалась компания «Татнефть». Сегодня в пределах лицензионных территорий ОАО «Татнефть» находятся двенадцать разведанных месторождений тяжелых нефтей, которые включены в Государственный баланс запасов России. Два из них – Мордово-Кармальское и Ашальчинское – находятся в режиме опытно-промышленной разработки. Ее результаты показали, что «Татнефть» может добывать такую нефть в промышленных масштабах.

Арктический шельф России рассматривается правительством как один из ключевых регионов поддержания и роста добычи нефти, что особенно актуально в условиях стагнации нефтедобычи в основных регионах страны. Для координации освоения шельфа Министерство природных ресурсов РФ разработало государственную «Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 года». С целью повышения инвестиционной привлекательности проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений Арктического шельфа рассматриваются различные возможности стимулирования вложений в шельфовые проекты: снижение стандартных ставок налогов и платежей, налоговые каникулы. Кроме того, могут быть использованы инвестиционные вычеты, освобождение от налогообложения при проведении геолого-разведочных работ и снижение пошлин на уникальное импортное оборудование.

Разработка месторождений высоковязких нефтей в России актуальна как никогда. Однако для добычи нетрадиционных ресурсов (битумы, тяжелые нефти, газовые гидраты) требуются колоссальные инвестиции и, что еще важнее, новые технологии, к внедрению которых стремится всего несколько компаний. Крайне важно не упустить технологические преимущества, которые даст внедрение опережающих российских разработок. Принятые государством поправки в Налоговый кодекс устанавливают льготы на добычу полезных ископаемых при освоении месторождений тяжелых и высоковязких нефтей, но по какой-то причине специалисты в области налоговой политики остановились на половине пути. Говорить о достижении рентабельности и даже о самой разработке новых нефтяных проектов – можно будет лишь в случае установления таких льгот по всему технологическому коридору, который проходят «тяжелые нефти», – кроме добывающих компаний льготы должны получить НПЗ, перерабатывающие тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески.

Http://vseonefti. ru/neft/tyazhelye-nefti-Rossii. html

География нефтяной промышленности. Развитие отрасли в советское т постсоветское время. Структура отрасли. Рынок сбыта.

Реферат по теме “экономическая география и региональная экономика” выполнил студент 2-го курса ф-та Управление бизнесом

В глубокой древности было известно о существовании нефти. Знали и слово «нефть». Еще древние греческие летописцы Геродот и Плиний это горючее вещество, использовавшееся и как цемент, называли нафтой. За 6-4 тыс. лет до н. э. на берегу реки Евфрат (Ирак) велась добыча нефти. К далекому прошлому относятся и первые сведения о нефти в Средней Азии. О добыче «черного масла» в Ферганской впадине было известно еще во время похода Александра Македонского через Среднюю Азию в Индию. Во время путешествия Колумба в Америку было описано озеро на острове Тринидад, в котором местные жители собирали асфальт, а из него изготавливали цемент. В Северной Америке примитивная добыча нефти велась в XVII в. В России в начале XVIII в. Петр I приказал добывать нефть на Апшеронском полуострове (Азербайджан). Однако намерение Петра I не было осуществлено. Только после присоединения Бакинского ханства к России началась кустарная разработка нефтяных источников. Нефть была довольно дорогим «товаром». К примеру, в Торговой книге, составленной в Москве в 1575-1610 гг., указано, что ведро нефти стоило в 3-6 раз дороже ведра вина.

Теперь почти вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин, а из неглубоко залегающих нефтяных пластов ее добывают шахтным способом. Однако современным способам добычи нефти предшествовали примитивные способы. Сбор нефти с поверхности открытых водоемов, очевидно, первый способ ее добычи. Он применялся еще до нашей эры в Вавилонии, Сирии и других местах. В VII в. до н. э. нефть там добывали из колодцев, глубина которых достигала иногда 27 м. Стенки таких колодцев обкладывались камнем или укреплялись деревом. В начале нашей эры практиковали «морскую» нефтедобычу в районе Мертвого моря. Плавающую на поверхности нефть обрызгивали уксусом и после загустения собирали.

Добыча нефти с помощью буровых скважин начала широко применяться только со второй половины XIX в.

Хотя о нефти знали давно, использование ее в течение многих веков было крайне ограниченным. Так, в III тысячелетии до н. э. в Египте асфальт как связующее и водонепроницаемое вещество вместе с песком и известью использовался для изготовления мастики, применяемой при сооружении зданий из кирпича и камня, дамб, причалов и дорог. Древние египтяне применяли ее также для бальзамирования трупов, древние греки находили применение горящей нефти в военных целях как воспламеняющегося вещества вместе с селитрой, серой и смолой для изготовления «огненных стрел» и «огненных горшков». В военных действиях нефть-»греческий огонь» – использовалась более 2 тыс. лет назад.

Многие народы использовали нефть в медицине, а также для защиты садов и виноградников от вредителей. Еще в XIII в. Марко Поло, описывая иракскую нефть, указывал, что она применялась для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней. В XVI-XVII вв. в центральные районы России нефть привозили из Баку. Ее применяли в медицине, живописи и в качестве растворителя при изготовлении красок, а также в военном деле.

Почти до начала XX в. нефть употреблялась преимущественно для освещения помещений, смазки колес телег и немногочисленных механизмов. Постепенно усиливалось ее значение как топлива. Нефть – «кровь» земли, нефть – «черное золото» земли. Так ныне называют жидкое топливо во всем мире. И в этом нет преувеличения. Нефть – самое ценное топливо. При сжигании выделяется примерно в полтора раза больше тепла, чем при сжигании такого же количества лучших сортов угля, в три раза больше, чем при сжигании торфа. Но еще важнее, что нефть – незаменимое топливо для двигателей внутреннего сгорания. Если бы внезапно исчезла нефть, во всем мире остановились бы автомобили, не летали бы самолеты, встали бы все теплоходы на морях и реках, застыли бы тепловозы на железных дорогах. По-прежнему огромно военно-стратегическое ее значение. Лишенные нефти, все боевые машины современных армий – танки, самоходные пушки, броневики, бронетранспортеры, воздушный транспорт и подводный флот – превратились бы в груду бездействующего металла.

В мировом хозяйстве нет отрасли, где бы не применяли нефтепродукты. Нефть – ценнейшее сырье для химической промышленности, для получения синтетического каучука, синтетических волокон, пластмасс, полиэтилена, белковых веществ, моющих средств.

Продукты из нефти широко применяются в машиностроении – универсальные клеи, детали из пластмасс, смазочные масла, антикоррозийные покрытия. Твердые остатки переработки отходов нефти используются в металлургии при электровыплавке алюминия и стали, а прессованная сажа – в огнестойких обкладках электропечей. В радиотехнической промышленности широко применяются электроизоляционные материалы. В пищевой промышленности – кислоты, консервирующие средства, парафин. В сельском хозяйстве – стимуляторы роста, ядохимикаты, удобрения, белково-витаминные концентраты. Продукты из нефти используются в фармацевтической, парфюмерной промышленности, медицине.

В перспективе потребление нефти как энергетического сырья будет уменьшаться за счет замены ее атомной, солнечной и другими видами энергии, при этом увеличится ее применение в химической промышленности и многих отраслях хозяйства.

В 1992 г. до начала процесса приватизации около 95% российской нефти добывалось в двух нефтеносных регионах. На долю Западной Сибири приходилось около 70% и Волго-Уральского региона – примерно 25%. Тимано-Печерская провинция, Северный Кавказ, Сахалин и Калининградская область в совокупности обеспечивали примерно 5% нефтедобычи страны.

В 1961 году были открыты Мегионское и Усть-Балыкское нефтяные месторождения, что подтвердило верность прогнозов относительно богатейших запасов нефти в Западной Сибири. За период с 1961 по 1964 гг. открыли еще 27 месторождений, причем 1964 год считается началом промышленного освоения Тюменской нефти. К 1965 г. был веден в эксплуатацию первый магистральный нефтепровод Шаим-Тюмень, а в 1967 г. – трубопровод, связывающий Усть-Балык и Омск.

В 1970 г. объем нефтедобычи в Западной Сибири составлял уже 31.4 млн. тонн., что вывело ее на третье место среди нефтяных регионов России. В тот период добычу нефти осуществляли нефтепромысловые управления (НПУ) Юганскнефть, Сургутнефть, Мегионнефть, Правдинскнефть, Шаимнефть, Нижневартовскнефть и Томскнефть.

За период с 1970 по 1975 гг. объемы добычи нефти выросли более чем в 4 раза и достигли 148 млн. тонн, причем на долю Тюменской области приходилось 141.4 млн. тонн. Активно разрабатывалось Самотлорское месторождение, открытое в 1965 г., обеспечивая стабильный ежегодный прирост объемов добычи. К 1975 г. Западная Сибирь давала примерно 30% всей нефти СССР. В этот период расцвета советской нефтяной промышленности было открыто 22 новых месторождения, в том числе такие гиганты как Федоровское, Когалымское, Холмогорское и др. В 1973 г. было завершено строительства нефтепровода Самотлор-Тюмень-Альметьевск, что позволило доставлять тюменскую нефть в центральные районы страны и экспортировать ее по нефтепроводу «Дружба». К 1980 г. ежегодный объем добычи нефти в Западной Сибири возрос до 312.6 млн. тонн, что составляло около 50% всей нефтедобычи Советского Союза, а максимальный объем добычи на Самотлоре составил в начале восьмидесятых годов около 140 млн. тонн в год.

В годы первых пятилеток в Волго-Уральском районе были открыты Бугурусланское, Краснокамское, Сызранское и Туймазинское нефтяные месторождения. Советское правительство поставило задачу создания там «второго Баку». В 1932 г. запасы нефти были обнаружены в Ишимбаевском районе Башкирии, и к 1937 г. эта республика давала до 1 млн. тонн в год. В годы войны заводы нефтепромыслового оборудования были эвакуированы из Баку в Волго-Уральский район, что развило и укрепило его промышленную базу.

Первые промышленные запасы нефти в Татарии были обнаружены в 1943 г. В 1948 г. было открыто гигантское Ромашкинское месторождение, а всего за период с 1943 по 1950 гг. было открыто более 20 нефтяных месторождений. К 1960 г. Татария вышла на первое место среди нефтедобывающих регионов Советского Союза – на ее долю приходилось 42.8 млн. тонн из общего объема 147.8 млн. тонн. Максимум добычи был достигнут в 1975 г. и составил 103.7 млн. тонн, после чего начался спад. В 1993 г., когда Татария отмечала 50-летний юбилей своей нефтяной промышленности, объемы добычи нефти составили всего 25.2 млн. тонн.

Из прочих промысловых районов следует отметить перспективные на сегодняшний день Тимано-Печерскую нефтегазоносную провинцию, Северный Кавказ и особенно Каспийский шельф.

Нефтяная промышленность, как и вся экономика Советского Союза, развивалась крайне неравномерно. Первый кризис произошел в 1977-1978 гг., когда впервые был отмечен резкий спад нефтедобычи в Западной Сибири. В значительной мере это явление объясняется слабостью политики в области геологоразведочных и поисковых работ. Так, с начала семидесятых годов в Западной Сибири быстро нарастали объемы эксплуатационного бурения, тогда как разведочное бурение застыло на прежнем уровне. Такой подход позволял выполнять ежегодные планы по добыче, но был чреват серьезными проблемами в будущем в плане поддержания необходимых уровней добычи. Кризис был преодолен за счет еще большего наращивания эксплуатационного бурения и переключения усилий всей страны на развитие Западной Сибири. В 1982 г. Тюменская область впервые за свою историю не смогла выполнить годовой план по добыче нефти. Спад нефтедобычи продолжался до 1986 г. В 1985 г. добыча на крупнейшем Самотлорском месторождении упала почти на 20 млн. тонн, и, несмотря на все прилагаемые усилия, в последующие годы объемы добычи снижались почти на 10 млн. тонн в год. К концу 1985 г. 16% скважин простаивали, а качество скважин, в спешке пробуренных после 1977 г., было крайне низким. Отрасль не успевала достаточно быстро осваивать новые месторождения для того, чтобы выполнять планы по бурению и добыче. Второй кризис был вызван неспособностью нефтяной промышленности повысить производительность, и был усугублен несбалансированностью развития Западной Сибири. Он был преодолен за счет традиционных для советского периода «авральных» мер, прежде всего огромного притока капитала и рабочей силы. Повышенное внимание стало уделяться развитию социальной инфраструктуры в Сибири, ведению активных геологоразведочных работ на севере Тюменской области за пределами Среднего Приобья, а также мерам по укреплению технической и сервисной базы отрасли. В результате этих усилий в 1986-1987 гг. падение добычи было остановлено, а новый рекордный максимум нефтедобычи в 570 млн. тонн был достигнут в 1987-1988 гг.

Современное состояние российской нефтяной промышленности во многом усугублено складывавшимся в течение десятилетий отношением бывшего советского руководства к этому ключевому сектору экономики. Традиционно считалось, что он имеет неограниченный потенциал для роста, является основным источником валютных поступлений и важным рычагом внешней политики. На протяжении семидесятых годов центр нефтедобычи в России смещался в восточные регионы за Урал, тогда как основные районы потребления нефти находились в западной части страны. В результате возрастала себестоимость нефти в связи с ведением производственной деятельности в районах с суровыми климатическими условиями и необходимостью транспортировки сырой нефти на огромные расстояния от устья скважины к потребителям.

При освоении такого огромного нефтеносного региона, как Тюменская область первыми на месте работ появлялись нефтяники, и только потом – строители и прочие вспомогательные службы. Такая порочная практика приводила к невосполнимым экономическим потерям. Для того, чтобы выполнить план по добыче нефти, наращивалась добыча на «гигантских» месторождениях, вместо разработки средних и малых. В настоящее время запасы «гигантских» месторождений истощаются, и они обеспечивают уже менее 30% ежегодной добычи.

Широко применявшаяся практика закачки воды в нефтеносные горизонты нанесла непоправимый ущерб многим пластам. Вследствие того, что не уделялось должного значения изготовлению оборудования для добычи нефти, приходится импортировать трубы, инструменты и нефтепромышленное оборудование в обмен на нефть. Так нефтяная промышленность частично начала работать сама на себя. В декабре 1985 г. министр нефтяной промышленности Н. Мальцев направил письмо в ЦК КПСС и Совмин СССР, в котором он предупреждал, что нереалистичные и неоправданные темпы нефтедобычи в скором будущем приведут к краху нефтяную промышленность страны. Однако руководство страны игнорировало эту информацию о состоянии дел отрасли.

После достижения абсолютного максимума нефтедобычи в 1987 г. начался ее неуклонный спад. К 1994 г. добыча упала на 44%, составив всего 317.2 млн. тонн. В начале 1995 г. простаивало более 22 тыс. скважин из общего фонда в 140 тыс. нефтяных скважин.

Приведенный график наглядно иллюстрирует интенсивность падения объемов добычи в эти кризисные годы. К перечисленным в предыдущем разделе проблемам добавилось ухудшение структуры запасов в сторону высоковязкой нефти, находящейся в пластах с низкой проницаемостью и залегающей на большой глубине. Темпы ввода в эксплуатацию новых месторождений резко снизились, и в девяностых годах ежегодно вводились в эксплуатацию 3-4 месторождения вместо 30-40 в середине восьмидесятых.

В этот период кризис нефтяной промышленности получил дополнительное продолжение. Цены на энергоносители, например нефть и газ, которые контролировались государством, оставались на сравнительно низком уровне, тогда как стоимость оборудования, материалы, строительные, транспортные и прочие услуги стали резко и неограниченно расти. Медленного повышения цен на основные энергоносители, имевшего место на отечественном рынке, оказалось совершенно недостаточно для того, чтобы компенсировать нефтедобывающим компаниям ущерб, наносимый инфляцей. Из-за этого, в частности, становилось все более экономически нецелесообразно вводить в действие низкодебитовые скважины, когда в них возникали технические проблемы.

Ситуацию существенно усложнил кризис неплатежей и падение спроса на внутреннем рынке. Таким образом, если первые два кризиса нефтяной промышленности можно считать в основном технологическими по своему характеру, то современный кризис обусловлен структурными проблемами отрасли и крахом прежней экономической системы.

Министерство нефтяной промышленности (МНП), от которого в середине 60-х в качестве самостоятельного органа отделились Министерство газовой промышленности (МГП), отвечавшее, в частности, за транспортировку нефти и газа (для этого было создано специальное подразделение Главтранснефть),

Министерство строительства для нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой, МНГС),

Помимо основных трех министерств нефтяникам приходилось иметь дело с целым рядом вспомогательных, занимающихся строительством дорог и жилья, транспортировкой грузов и рабочих, строительством и монтажом электростанций и ЛЭП.

Крупная реорганизация отрасли произошла в начале семидесятых, когда нефтепромысловые управления были преобразованы в нефтегазодобывающие управления (НГДУ). Чтобы упростить систему управления производством и сократить число инженерно-технических работников, было решено создать на базе мелких слабеющих подразделений единую службу ремонтных и вспомогательных работ (Базы производственного обслуживания), которая работала бы по договорам со всеми подразделениями НГДУ. Изменения произошли и в аппарате управления МНП – вместо территориальных главков, которым были подчинены объединения, создали функциональные управления: управление по добыче, управления по бурению, управление по автоматизации и т. п.

Следующим важнейшим этапом эволюции структуры нефтяной промышленности стало создание производственных объединений (ПО) в конце семидесятых годов. По инициативе министерства стали организовываться первые ПО в Нижневартовске, Сургуте, Нефтеюганске, Урае. ПО объединяли все виды работ в определенном районе – поиск, разведка, добыча, строительство, бурение, геофизика, переработка газа, транспортировка и ремонтные работы. Многие ПО содержали на своем балансе города и поселки, речной и морской транспорт, сельскохозяйственные предприятия. В состав восьми ПО входили научно-исследовательские институты. Ряд объединений (Танефть, Башнефть, Саратовнефтегаз, Самаранефтегаз, Краснодарнефтегаз) вели вахтовые работы по освоению отдельных нефтегазовых месторождений и ремонту скважин в Тюменской области и на севере Европейской части России.

Продолжением структурирования отрасли по производственному принципу в современных условиях стало создание т. н. веритикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), выстроенных по технологической цепочке «от разведки до бензоколонки». Это значит, что ВИНКи самостоятельно осуществляют геологоразведку и бурение, эксплуатацию скважин, переработку нефти и реализацию нефтепродуктов, в частности, заграницу. Типовая структура ВИНКа включает буровые предприятия на основе управления буровых работ и разведочного бурения (УБР, УРБ), нефтедобывающие компании на базе НГДУ, нефтеперерабатывающие предприятия, а также сбытовые организации. Единственной прерогативой министерства, вначале преобразованного в Роснефтегаз, а затем в Министерство топлива и энергетики (Минтопэнерго) оставлась транспортировка нефти нефтепродуктов, затем она была передана Транснефти и Транснефтепродукту. Всего вместе с заводами по производству нефтепромыслового оборудования и научно-исследовательскими институтами, дополняющими нефтегазовый комплекс, в отрасли занято порядка 1 млн. человек.

Для России экспорт энергоносителей остается важнейшим источником валютных доходов. Вследствие существенных различий условий поставки разделяют экспорт в «ближнее зарубежье», т. е. республики бывшего СССР, и «дальнее зарубежье» – все остальные государства. В 1990 г. экспорт энергоносителей в дальнее зарубежье составлял 23% от всего экспорта, к 1994 г. эта цифра увеличилась до 44%.

Если в прикаспийских республиках существует собственная нефтедобывающая промышленность, которая в достаточной мере удовлетворяет их потребность в нефти, то остальные республики существенно зависят от поставок российской нефти. Несмотря на это, начиная с 1992 г., экспорт в ближнее зарубежье неуклонно сокращался, и сейчас только Украина, Белоруссия и Литва все еще получают значительные объемы нефти из России. Среди партнеров России по СНГ никто не имеет возможности оплачивать поставки нефти и газа по мировым ценам, поэтому экспорт нефти в ближнее зарубежье определяется в большей мере политическими, чем экономическими причинами. Хоть и транспортировать нефть ближайшим партнерам намного проще, риск нерегулярности платежей перекрывает кажущиеся выгоды сотрудничества с этими странами.

Поставка энергоносителей в другие страны (см. табл.2) в большей мере регулируется рыночными отношениями.

Http://management-rus. ru/economics/neft-rossii. php

Власти России, стремясь наполнить прохудившийся бюджет России, стимулируют экспорт нефти, в результате чего под ударом оказалась нефтеперерабатывающая отрасль, считают опрошенные агентством Reuters аналитики.

Как отмечает аналитик Small Letters Виталий Крюков, Россия «рубит под собой сук, на котором сидит», увеличивая предложение на и без того профицитном нефтяном рынке, и тем самым оказывает дальнейшее негативное влияние на цены.

До обвала цен на нефть в 2014 году Россия планировала вложить в модернизацию нефтеперерабывающих заводов около $55 млрд, что позволило бы увеличить производство качественного топлива и высвободить дополнительные объемы сырья для экспорта.

Однако, «налоговый маневр», цель которого — стимулировать экспорт нефти стал причиной нарушения баланса, теперь вывозить нефть за рубеж для реализации для компаний привлекательнее, нежели ее переработка внутри страны.

Эксперты уверены, что дальнейшее наращивание экспорта нефти из-за стремления компаний минимизировать переработку внутри страны в случае аварий или непредвиденных ремонтов на НПЗ неизбежно приведет к дефициту топлива, предупреждают аналитики.

«Здесь вся проблема состоит в том, как все это повлияет на инвестиции в переработку и сохранится ли баланс производства нефтепродуктов», — отмечает Крюков.

Согласно расчетам Reuters, в июле текущего года реализация сырья на мировом рынке была на $6 за тонну прибыльнее, чем выработанные из этой тонны нефти нефтепродукты.

Однако, несмотря на это министерство финансов заявило, что необходимость в пересмотре «налогового маневра» отсутствует, несмотря на неоднозначные оценки его влияния на нефтяную отрасль РФ.

В результате, как показывают данные ЦДУ ТЭК, первичная переработка сырья на НПЗ России снизилась за первое полугодие на 2 млн тонн до 140 млн тонн, а власти прогнозируют, что объем переработки может сократиться в 2015 году до 270-280 млн тонн после 289 млн тонн в 2014 году.

«Сокращение объемов переработки в стране не может не тревожить», — считает Александр Корнилов из Альфа Банка.

Директор московского нефтегазового центра EY Денис Борисов подсчитал, что в текущей ситуации налоговый маневр снизил прибыльность переработки российских НПЗ на $1 за баррель, тогда как от ухудшения рыночной конъюнктуры маржа переработки потеряла еще $4 за баррель, составив в среднем по стране около $5 за баррель.

«Однако отрасль должна быть готова к еще большему падению маржи переработки в 2016-2017 годах, особенно если программы модернизации НПЗ будут сокращены или отложены из-за ухудшения экономики проектов», — считает Борисов.

Стоит отметить, что практически все «тяжеловесы» российской нефтяной отрасли заявили о том, что «налоговый маневр» при текущих ценах стимулирует обратный эффект, нежели он изначально должен был подстегивать.

По словам председателя совета директоров НК «Русснефть» Михаила Гуцериева, сохранение «налогового маневра» может окончательно убить нефтеперерабатывающую России отрасль в ближайшие годы.

Это крайне вредный в этой обстановке, когда курс доллара скачет, как гипертонический криз у больного, по 10, по 5, по 3 пункта в течение недели. Вся нефтепереработка находится в убытке, за первый квартал два наших завода получили убытки за счет курсовой разницы. Каждый год идет снижение по позициям, отказ продажи на экспорт, запрет. То есть таким образом, когда делали налоговый маневр, он был правильно сделан и для того, чтобы стимулировать компании для модернизации наших заводов. Но в условиях, того, что произошло с курсом доллара и произошло с санкциями, произошло с падением цен на нефть, надо было немедленно остановить налоговый маневр. Или хотя бы на 3 года дать каникулы, чтобы предприятия могли выживать. Сегодня при этом налоговом маневре на развитие нет денег, на модернизацию нет денег. И мало того, я думаю, если это сохранится, и государство, правительство не предпримет активные, жесткие действия, к концу года многие нефтеперерабатывающие заводы станут банкротами. Особенно те заводы, которые не связаны с вертикально интегрированными структурами. Но даже, если они связаны, убытки будут покрываться за счет добычи. Другого пути нет. Правительство должно немедленно предпринять меры. Я удивляюсь банки, которые кредитовали эти заводы, молчат. И не обращают внимания. Но, я думаю, в середине, к концу этого года банки начнут проявлять какие-то действия, чтобы остановить налоговый маневр. Дать каникулы, дать переждать это сложное время. Внутренняя цена скачет, доллар скачет, все завязано на экспорт, на внутреннюю цену. Полный хаос!

На текущий момент Россия является одной из крупнейших нефтедобывающих стран мира, которой технологически сложно сократить производство нефти на месторождениях, а её бюджет сильно зависим от экспортных доходов сырья.

Http://ktovkurse. com/rossiya/neftepererabatyvayushhaya-otrasl-rossii-prinesena-v-zhertvu-byudzhetu

Нефть – это жидкое горючее полезное ископаемое, представляющее собой сложную углеводородную смесь.

Залежи этого ценнейшего полезного ископаемого располагаются на глубине от десятков метров до 5-6 км. Происхождение нефти до сих пор вызывает бурные дискуссии. Большинство ученых являются сторонниками биогенной теории, согласно которой нефть формировалась из остатков живых организмов – по большей части планктона. Однако она не является единственным объяснением появления этого бесценного ресурса.

Довольно много ученых и специалистов придерживаются другого мнения по этому вопросу, выступая сторонниками теории «абиогенного синтеза». Еще Д. И. Менделеев предположил, что нефть образуется из глубинных флюидов – жидких и газообразных компонентов магмы или циркулирующих в земных глубинах растворов, насыщенных газами.

Общие мировые доказанные запасы нефти составляют 1 500 000 млн. баррелей. Среди стран, обладающих наибольшими доказанными запасами нефти, Россия входит в десятку крупнейших.

Первое место по запасам – Венесуэла, далее Саудовская Аравия и Канада. Также в число 10 крупнейших стран по запасам в мире входят Иран, Ирак, Кувейт, ОАЭ, Россия, Ливия и Нигерия. Россия в этом списке на 8 месте с запасом 80 000 млн. баррелей.

Добыча нефти в России с начала 2000-х годов стабильно растет, хотя в последнее время темпы роста замедлились, а в 2008-м было даже небольшое снижение. Начиная с 2010 года, добыча нефти в России преодолела планку в 500 млн. тонн в год и уверенно держится выше этого уровня, неуклонно повышаясь.

В 2013 г. в России было добыто 531,4 млн. тонн нефти, что на 1,3% выше, чем в 2012 году. Два года (2009 и 2010) Россия удерживала первое место в мире по добыче нефти. С 2011 года она вновь переместилась на второе, уступив первенство Саудовской Аравии, показатели 2014 г. свидетельствуют о лидерстве России в добыче «черного золота».

С экспортом картина ещё ярче: почти 2 млрд. тонн, или более половины нефти в мире, экспортируется и продаётся на международных рынках, а на 10 ведущих мировых экспортёров приходится уже 70% всей мировой добычи нефти – 1,4 млрд. тонн, где Россия уступает место Саудовской Аравии

Российская нефтяная промышленность занимается добычей и транспортировкой нефти, а также добычей попутного газа.

Подавляющая часть (9/10) добычи нефти сосредоточена в трех нефтегазоносных провинциях: Западно-Сибирской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской.

Западная Сибирь – главная нефтяная база России, здесь добывается 70% нефти страны. Нефть отличается высоким качеством – много легких фракций, небольшое содержание серы.

Крупнейшие месторождения западно-сибирской нефтяной провинции: Самотлорское, Приобское, Лянторское, Федоровское, Мамонтовское месторождения (Ханты-Манскийский АО), Русское месторождение (Ямало-Ненецкий АО).

Волго-Уральская нефтяная база охватывает нефтеносные области, расположенные между рекой Волгой и Уральским хребтом (республики Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, области – Пермская, Оренбургская, Самарская, Саратовская, Волгоградская, Астраханская). Нефть района отличается большим содержанием серы, парафина и смол, что осложняет ее переработку. Ввиду давности и интенсивности эксплуатации объемы добычи нефти падают, степень выработки запасов велика (более 50%).

Крупнейшие месторождения этого бассейна: Ромашковское (Алметьевск, Татарстан), Арланское и Туймазинское месторождения (Башкирия).

Тимано-Печорская нефтяная база находится в стадии формирования. Включает много открытых, но неразработанных месторождений, в том числе на шельфовой зоне морей, омывающих европейский Север, на шельфе о. Колгуев (Песчаноозерское месторождение). Доля района в общем, объеме добычи нефти России в перспективе значительно возрастет. Нефть добывается двух видов: легкая – на Тебукском и других месторождениях и тяжелая – на Ярегском (в районе р. Яреги в Республике Коми), Усинском и других месторождениях, где добыча ведется не обычным, а шахтным способом, что связано с физическими свойствами ярегской нефти (густота и тягучесть) и климатическими условиями района.

Разработка нефтяных месторождений происходит в тяжелых, экстремальных природных условиях, поэтому себестоимость добычи нефти высока.

Старейший нефтедобывающий район России – Северный Кавказ. Здесь наблюдается самая высокая степень выработанности нефтяных месторождений (до 80%). Качество нефти высокое, большой процент бензиновых фракций. Главные месторождения: Грозненское, Хадыженское, Избербашское, Ачи-Су, Майкопское.

Весьма перспективны в отношении дальнейшего расширения сырьевой базы отрасли и роста добычи нефти в России Восточная Сибирь и Дальний Восток. Здесь открыто много новых месторождений в Лено-Вилюйской впадине (Восточная Сибирь), на Камчатке, Чукотке, в Хабаровском крае, в Охотском море, на суше и шельфе о. Сахалин.

В конце 2013 г. на территории Астраханской области открыто месторождение федерального значения – Великое, его оценивают в 300 млн тонн, это одно из крупных месторождений, открытых за последнее время на суше.

Большая часть нефти перекачивается потребителям по нефтепроводам. Главные нефтепроводы (из Западной Сибири, Северного и Поволжского районов в Центр, на Украину, Республику Беларусь, страны дальнего зарубежья).

Усть-Балык – Курган – Альметьевск; Альметьевск – Самара – Брянск – Мозыръ (Белоруссия) – Польша, Германия, Венгрия, Чехия, Словакия; Альметьевск – Нижний Новгород – Рязань – Москва с ответвлением от Нижнего Новгорода на Ярославль – Кириши (Ленинградская область);

Сургут – Новополоцк (Белоруссия); Нижневартовск – Самара, Самара – Лисичанск – Кременчуг – Херсон – Одесса (Украина); Усть-Балык – Омск; Омск – Павлодар – Чимкент (Казахстан); Самара – Новороссийск; Ухта – Ярославль.

Грозный – Армавир – Туапсе, Грозный – Армавир – Донбасс (нефтепродукты), Усть-Балык – Омск – Анжеро-Судженск (Кемеровская область), Александровское – Анжеро-Судженск – Иркутск, Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Ангарск, Оха – Комсомольск-на-Амуре.

Большое хозяйственное значение имеют и нефтепроводы, проложенные из Казахстана: Гурьев – Орск, Мангышлак – Самара. Кроме того, из Казахстана от Тенгизского месторождения будет проложен нефтепровод в Новороссийск с последующей транспортировкой нефти из Черного в Средиземное море.

Нефтеперерабатывающие заводы целесообразно размещать непосредственно у потребителей нефтепродуктов. Однако, в России нефтеперерабатывающие заводы, в силу ряда причин, были созданы не только в местах потребления (Москва, Ярославль, Рязань в Центральном районе, Нижний Новгород в Волго-Вятском районе, Хабаровск в Дальневосточном и др.), но и в районах добычи нефти (Пермь, Уфа, Салават, Саратов, Самара, Ишимбай, Новокуйбышевск, Краснодар, Грозный, Ухта и др.), вдоль трасс и на концах нефтепроводов (Туапсе, Омск, Орск, Ангарск, Ачинск, Комсомольск-на-Амуре и др.).

В настоящее время насчитывается 28 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) общей мощностью 300 млн. т в год. Почти 90% мощностей нефтеперерабатывающей промышленности размещается в европейской части России, что объясняется ее преимущественным тяготением к потребителю: транспортировать сырую нефть по трубопроводам дешевле, чем перевозить нефтепродукты, причем технологический процесс нефтепереработки водоемок, поэтому большая часть НПЗ страны размещены на Волге и ее притоках (Волгоград, Саратов, Нижний Новгород, Ярославль), вдоль трасс и на концах нефтепроводов (Туапсе, Рязань, Москва, Кириши, Омск, Ачинск, Ангарск, Комсомольск-на-Амуре), а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск). Значительное количество нефти перерабатывается и в местах ее добычи: Уфа, Салават, Самара, Пермь, Ухта, Краснодар.

Http://xn—-ptblgjed. xn--p1ai/node/918

В статье рассмотрены роль нефтяной промышленности Российской Федерации в экономике страны, состав, структура и состояние нефтяного комплекса России. Приведена общая статистика по состоянию и общему составу нефтедобывающих компаний, нефтеперерабатывающих компаний, компаний, которые реализуют нефть и нефтепродукты. Более подробно изложена информация по купным вертикально интегрированным компаниям (ВИНК). Рассмотрены уровень разведанности месторождений на всей территории России, а также факторы, способствовавшие росту нефтедобычи, позитивные и негативные тренды, поддерживающие и снижающие рост нефтедобычи в разных частях страны. Проанализированы экспорт нефтепродуктов за рубеж, состояние и развитие переработки нефти и производства нефтепродуктов в разрезе компаний и территориально. Приведены основные показатели внутреннего рынка топлив: бензины, дизельное топливо, масла, мазут, битум и прочие. Рассмотрены состояние биржевой торговли нефтепродуктами, развитие вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) за последние годы, перспективы развития в будущем. Приведены аналитические данные в разрезе компаний, регионов, стран. Рассмотрена международная ситуация в нефтяной отрасли.

The role of oil industry in the national economy of the Russian Federation is considered; the content, the structure, and the state of Russian oil complex are discussed. A general statistics on the state and the structure of oil-extracting companies, oil-refining companies, and companies which realize oil and oil products is given. More detailed information on large vertically integrated companies (VIOC) is stated. The following issues are mentioned: the extent of fields’ exploration on the whole territory of Russia; the factors promoting the oil production growth, the positive and negative trends supporting and reducing the oil production growth in different parts of the country; export of oil products abroad; the current state and the development of oil refinery and oil products production with relation to companies and territorially; main indicators of the domestic fuel market (gasolines, diesel fuel, oils, fuel oil, bitumen and others); exchange trade of oil products; development of vertically integrated oil companies (VIOC) in recent years, future prospects. Analytical data concerning companies, regions, and countries are provided. The current international situation in oil industry is considered.

В статье рассмотрены роль нефтяной промышленности Российской Федерации в экономике страны, состав, структура и состояние нефтяного комплекса России. Приведена общая статистика по состоянию и общему составу нефтедобывающих компаний, нефтеперерабатывающих компаний, компаний, которые реализуют нефть и нефтепродукты. Более подробно изложена информация по купным вертикально интегрированным компаниям (ВИНК). Рассмотрены уровень разведанности месторождений на всей территории России, а также факторы, способствовавшие росту нефтедобычи, позитивные и негативные тренды, поддерживающие и снижающие рост нефтедобычи в разных частях страны. Проанализированы экспорт нефтепродуктов за рубеж, состояние и развитие переработки нефти и производства нефтепродуктов в разрезе компаний и территориально. Приведены основные показатели внутреннего рынка топлив: бензины, дизельное топливо, масла, мазут, битум и прочие. Рассмотрены состояние биржевой торговли нефтепродуктами, развитие вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) за последние годы, перспективы развития в будущем. Приведены аналитические данные в разрезе компаний, регионов, стран. Рассмотрена международная ситуация в нефтяной отрасли.

Ключевые слова: нефтяная промышленность, топливно-энергетический комплекс (ТЭК), вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), начальные суммарные ресурсы, месторождения, нефтедобыча, грин-филды, проходки в бурении.

Нефтяная промышленность (далее – НП) Российской Федерации является важной составной частью экономики нашей страны. Она объединяет в своем составе предприятия, сооружения и технологические объекты, обеспечивающие добычу, переработку и реализацию топливных ресурсов как внутри страны, так и за ее пределами. Ее масштабы и роль для Российской Федерации настолько велики, что можно говорить о НП как о ключевом факторе существования и развития общества внутри страны и страны внутри геополитического пространства в мире.

В состав нефтяной промышленности России входят нефтедобывающие предприятия, нефтеперерабатывающие заводы и предприятия по транспортировке и сбыту нефти и нефтепродуктов.

В отрасли действуют 28 крупных нефтеперерабатывающих заводов (мощность от 1 млн т/год), мини-НПЗ и заводы по производству масел. Протяженность магистральных нефтепроводов составляет около 50 тыс. км и нефтепродуктопроводов – 19,3 тыс. км.

По состоянию на 01.01.2014 г. добычу нефти и газового конденсата (нефтяного сырья) на территории российской Федерации осуществляли 294 организации, имеющие лицензии на право пользования недрами, в том числе:

– 111 организаций, входящих в структуру 10 вертикально интегрированных компаний, включая Газпром (далее – ВИНК), на долю которых по итогам года приходится суммарно 87,4 % всей национальной нефтедобычи;

– 180 независимых добывающих компаний, не входящих в структуру ВИНК;

– 3 компании, работающие на условиях соглашений о разделе продукции (далее – операторы СрП) [1].

Структуру нефтяной отрасли составляют крупные вертикально-интегрированные нефтяные компании. Наиболее мощными из них являются нефтяные компании «Роснефть», «Газпром нефть», «Лукойл» и «Сургутнефтегаз», «Славнефть» и «Русснефть».

Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется предприятиями акционерных компаний «Транснефть» и «Транснефтепродукт».

Нефтяной комплекс России оказывает мощное положительное влияние на развитие экономики. Несмотря на экономический кризис последних лет, Россия сохранила ведущее место в мире среди нефтегазодобывающих стран-экспортеров. Такое относительно благополучное положение во многом определяется сформировавшейся в эпоху советского периода сырьевой базой углеводородов (УВ), неравномерно сосредоточенной в основных нефтегазоносных провинциях [2].

Начиная с 1994 г. ситуация с воспроизводством сырьевой базы УВ стала ухудшаться. Из-за недостаточного финансирования резко снизились объемы геолого-разведочных работ (ГРР), соответственно сократилось число открытых новых месторождений.

Вместе с тем прогнозы показывают, что по крайней мере в течение всей первой половины XXI в. основными энергоносителями в мире и России останутся нефть и газ. Из этого неизбежно следует необходимость развития сырьевой базы УВ – основы нефтегазового комплекса страны.

Сырьевая база жидких УВ (нефть и газовый конденсат). Запасы, имеющие промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (категории А, В, С1) и предварительно оценочные (категория С2). Категория С1 – запасы залежи или части залежи, изученные разведочными скважинами, по которым получен промышленный приток нефти или газа. Категория С2 – запасы неразведанной части выявленной залежи.

Ресурсы – это количество УВ, находящееся в недрах в виде скоплений нефти, газа и конденсата, доступное для оценки на основе прямых или косвенных геологических данных. Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А-Д. По степени изученности ресурсы подразделяются на перспективные (С3) и прогнозные категории (Д1 и

Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти России, включающие накопленную добычу, запасы категорий А+В+С1+С2, перспективные (категория С3) и прогнозные (категории Д1+Д2) ресурсы, распределены неравномерно и составляют на суше 87,6 %, на шельфе – 12,4 %.

Из общего объема НСР накопленная добыча нефти составляет 16 %, разведанные запасы категорий А + В + С1 – 17 %, предварительно оцененные запасы категории С2 – 8 %, перспективные и прогнозные ресурсы – 58 %.

Наибольший объем НСР сосредоточен в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Всего на территории России открыто 2407 нефтесодержащих месторождений, в том числе 1958 – нефтяных, 193 – газонефтяных, 32 – нефтегазовых и 224 – нефтегазоконденсатных. Из общего числа открытых месторождений 1253 вовлечены в разработку, в которых сосредоточено 53,3 % общероссийских запасов нефти [3].

По крупности запасов месторождения распределяются следующим образом: 10 уникальных (запасы каждого месторождения больше 300 млн т); 139 крупных (30-300 млн т); 219 средних (10-30 млн т); остальные – мелкие (менее 10 млн т). При этом на месторождения с извлекаемыми запасами более 30 млн т приходится 73 % общероссийских запасов и около 76 % добычи нефти [3].

– Самотлорское, Федоровское, Салымское, Приобское, Тевлинско-Русскинское, Красноленин-ское, Ватьеганское в Ханты-Мансийском АО;

Следует отметить, что месторождение Русское не разрабатывается, а годовая добыча по Приобскому, Юрубчено-Тохомскому и Салымскому месторождениям составляет менее 3 % разведанных запасов каждого.

Большая часть разведанных запасов нефти (91 %) уже передана недропользователям. На долю вертикально интегрированных нефтяных компаний приходится около 77 % запасов нефти.

В целом, если полагаться только на сухие цифры, можно было бы охарактеризовать состояние сырьевой базы нефтяного комплекса России как благополучное: разведанные запасы нефти составляют 12 % мировых (второе место в мире), обеспеченность добычи разведанными запасами – около 50 лет.

Однако запасы и ресурсы нефти в основном сосредоточены в отдаленных, труднодоступных и недостаточно обжитых районах, характеризуются сложными горно-геологическими условиями, сравнительно низким качеством нефти. Рентабельность разработки таких запасов в условиях рыночной экономики находится в сильной зависимости от мировых цен на нефть.

В настоящее время возникает необходимость в проведении переоценки ресурсов и запасов нефти на совершенно новой методологической и классификационной основе, в том числе с учетом изменившихся экономических условий, но уже сейчас очевидно, что имеющиеся результаты оценки состояния сырьевой базы несколько преувеличены.

В общем числе разведанных месторождений 82 % составляют мелкие. Выработанность запасов в целом по России достигла 50 % , особенно высокая степень выработанности характерна для месторождений Урало-Поволжья и Северного Кавказа. Доля запасов с выработанностью более 80 % превышает 1/4 разрабатываемых запасов, свыше 1/3 составляют запасы с обводненностью более 70 % [4].

Из текущих запасов нефти 19 % находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14 % представлены тяжелыми и высоковязкими нефтями. Снижаются текущие дебиты эксплуатационных скважин.

Большое значение имеет проблема воспроизводства сырьевой базы нефтегазового комплекса России.

В соответствии с разрабатываемой «Энергетической стратегией России на период до 2020 года» задача прогнозирования развития сырьевой базы нефтегазового комплекса имеет концептуальное и вариантные решения, учитывающие величину, размещение и структуру запасов и ресурсов нефти и газа, а также комплекс экономических, технико-технологических, экологических и социально-политических факторов, определяющих объемы добычи и потребления, транспортные и другие издержки.

Прогноз добычи УВ. Согласно проекту «Энергетической стратегии. » добыча УВ-сырья будет развиваться во всех существующих нефтегазодобывающих районах России, а также в новых районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на шельфе. Преобладающая часть добывающих мощностей будет размещаться в Западной Сибири, где сосредоточены наибольшие запасы и ресурсы. Вместе с тем, сколь оптимистично ни оценивался бы потенциал этого региона, снижение его возможностей в отношении добычи неизбежно уже в обозримом будущем. Прежде всего прогнозируется снижение добычи в добывающих районах европейской части России и на острове Сахалин.

На протяжении всего 2013 г. отмечалось устойчивое превышение уровня среднесуточной добычи нефти по сравнению с 2012 г., при этом в декабре отчетного года был достигну т максимальный показатель среднесуточной добычи не только за прошедший год, но и весь постсоветский период функционирования отрасли (1 451,3 тыс. т / сут.).

Технологическая основа роста производства нефтяного сырья была обеспечена:

– освоением новых месторождений Восточной Сибири и дальнего Востока (годовой прирост добычи на Ванкорском месторождении компании «Роснефть» составил +3,1 млн т к уровню 2012 г., на Верхнечонском – +0,6 млн т, на Северо-Талаканском месторождении компании «Сургутнефтегаз» -+0,6 млн т);

– вовлечением в разработку и освоением новых месторождений севера европейской части России (месторождения Титова и Требса компании «Башнефть» – +0,3 млн т), и шельфа Каспийского моря (месторождение им. Корчагина компании «ЛУКойл» – +0,8 млн т).

Базовыми экономическими факторами, способствовавшими росту нефтедобычи стали:

– повышение инвестиционной привлекательности нефтедобычи вследствие снижения налоговой нагрузки на добывающие компании за счет введения дифференцированного НдПи и иных налоговых льгот;

– стабильно высокий уровень цен и благоприятная конъюнктура спроса.

В результате по итогам года рост добычи показали две основные группы компаний-производителей нефти (ВИНК и независимые компании):

– по группе ВИНК суммарный прирост добычи в сравнении с 2012 г. составил +3,5 млн т (+0,8 %);

– по группе независимых добывающих компаний прирост добычи составил +1,9 млн т (+3,8 %).

Вместе с тем сохранилась тенденция предшествующего года к снижению производства операторами Сахалинских СрП, вследствие чего сократился объем добычи по группе опера торов СрП в целом (-0,2 млн т, или -1,4 % к 2012 г.) [1].

– стабилизация производства на территории старейшего района нефтедобычи европейской части России – в Урало-Поволжье – была обеспечена более широким применением современных методов повышения нефтеотдачи и вводом в эксплуатацию малых месторождений, ранее считавшихся недостаточно рентабельными, чему способствовали изменения режима налогообложения в отрасли;

– рост производства на европейском севере России и на востоке страны поддерживается за счет создания и ввода в эксплуатацию новых добывающих мощностей на перспективных месторождениях, которые в течение еще нескольких последующих лет могут сохранять потенциал роста;

– фиксируемое в течение последних лет сокращение производства нефти в западной Сибири носит прогрессирующий характер (-0,2 % в 2012 г. и -0,5 % в 2013 г.). Тем не менее регион по-прежнему сохраняет статус крупнейшего нефтедобывающего центра страны. Доля Западной Сибири в национальной нефтедобыче по итогам года составила 60,3 %, объем годовой добычи – 315,7 млн т.

По итогам 2013 г. валовая добыча нефти на новых месторождениях (со сроками ввода в эксплуатацию не более 5 лет) составила 37,2 млн т, снизившись относительно уровня предыдущего года на -0,4 млн т (-1,1 % к 2012 г.). В отчетном году на долю новых месторождений пришлось 7,1 % от суммарной нефтедобычи по стране, что на 0,2 % ниже, чем в 2012 г. [3].

Отмечаемое снижение объемов нефтедобычи на новых месторождениях является следствием постепенного сокращения количества перспективных и крупных гринфилдов на большей части территории страны (за исключением европейского севера и востока России) по мере сокращения ресурсно-сырьевой базы.

В то же время сохраняется положительная динамика высоких темпов роста производства нефтяного сырья на новых месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В 2013 г. нефтяная отрасль России сохранила положительную динамику роста капитальных вложений ВИНК в нефтедобычу. Суммарные капвложения в нефтедобычу составили 896,2 млрд руб. (+34,8 млрд руб. к 2012 г.). Однако темпы роста капвложений относительно предшествующего периода замедлились с +14,6 % в 2012 г. до +4,0 % за отчетный период. Удельные капвложения на тонну добываемой нефти в среднем по России возросли с 1 961,1 руб. / т в 2012 г. до 2 032,3 руб. / т (+71,2 руб. / т, или +3,6 % к показателю прошлого года) [3].

При этом следует обратить внимание, что при региональном распределении капвложений в нефтедобычу данный показатель крупнейшего нефтедобывающего региона страны – Западной Сибири – не только не увеличился, но и впервые за несколько лет заметно снизился с 525,5 млрд руб. в 2012 г. до 502,0 млрд руб. в отчетном году (-23,5 млрд руб., или -4,5% к 2012 г.).

Капвложения в добычу на месторождениях европейской части России, а также регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока выросли, однако и в этих регионах отмечавшиеся в предшествующие периоды высокие темпы роста инвестиций в нефтедобычу замедлились. По итогам 2013 г. капвложения ВИНК в нефтедобычу составили:

– в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – 149,6 млрд руб. (+5,5 млрд руб., или +3,8 % к 2012 г.);

– в европейской части России – 244,6 млрд руб. (+52,9 млрд руб., или +27,6 % к 2012 г.) [3].

С учетом начальных стадий разработки и вследствие слаборазвитой инфраструктуры удельные капвложения на тонну добываемой нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке практически вдвое превышают аналогичные показатели европейской части России и Западной Сибири и в полтора раза выше среднего значения по России.

По итогам 2013 г. объем вывоза нефти из России (российские ресурсы) составил 235,0 млн т, снизившись по сравнению с 2012 г. на 4,7 млн т (-2,0 %).

Сокращение вывоза нефтяного сырья с таможенной территории российской Федерации было отмечено по всем группам производителей:

– по группе независимых производителей (без учета операторов СрП) на 1,1 млн т (-5,8 % к 2012 г.);

В рамках мероприятий по комплексному развитию системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» в 2013 г. проводились работы по следующим ключевым проектам:

– строительство нефтепровода «Куюмба – Тайшет»; в декабре 2013 г. началась прокладка линейной части трубопровода общей протяженностью около 700 км; ввод нефтепровода в эксплуатацию намечен на 2017 г., проектная мощность – 15 млн т в год;

– строительство нефтепровода «Заполярье – Пурпе» (общая протяженность – 488 км, пропускная способность – 45 млн т нефти в год); завершение строительства I этапа на участке от пос. Тарко-Сале до пос. Пурпе запланировано на IV кв. 2014 г. [6].

В 2013 г. переработку нефти и газового конденсата на территории страны и промышленное производство из всех видов нефтяного сырья товарных нефтепродуктов осуществляют 68 специализированных нефтеперерабатывающих предприятий (НПЗ и ГПЗ) мощностью первичной переработки нефтяного сырья (данные на 01.01.2014 г.) 299,0 млн т в год. Из них:

– 26 НПЗ и ГПЗ, находящиеся в собственности ВИНК, в том числе 3 предприятия Газпрома (далее – НПЗ ВИНК); мощность предприятий этой группы по первичной переработке нефти составляет 257,0 млн т в год (86,0 % от общероссийских мощностей); доля данной группы в объеме переработанного в 2013 г. сырья составила 85,6 %;

– 10 НПЗ, не входящие в структуру ВИНК, или контролируемые двумя и более акционерами, включая ВИНК (далее – независимые НПЗ); мощность первичной переработки в 2013 г. составила 32,2 млн т в год (10,8 % от общероссийских мощностей); доля в национальном объеме переработки -11,5 %;

– 32 малых НПЗ (мини-НПЗ), включая предприятия, принадлежащие ВИНК, мощностью первичной переработки 9,8 млн т нефти в год (3,2 % от общероссийских мощностей); на их долю в объеме переработки в 2013 г. пришлось 2,9 % [1].

По итогам 2013 г. мощности НПЗ и ГПЗ по первичной переработке увеличились по сравнению с предыдущим годом на +7,4 млн т (+2,5 % к 2012 г.), в том числе за счет ввода в эксплуатацию новой установки АВТ-12 на Туапсинском НПЗ и реконструкции действующих установок на Ухтанефтепе-реработке, Саратовском НПЗ, Афипском НПЗ и Хабаровском НПЗ.

Увеличение технологических мощностей стало результатом предпринимаемых в последние годы усилий по модернизации нефтеперерабатывающих предприятий и строительству новых НПЗ, включая малые предприятия (так называемые мини-НПЗ), а также возрастающей коммерческой привлекательности нефтепереработки. В соответствии с четырехсторонними соглашениями между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом на 2016 г. были запланированы ввод в эксплуатацию 10 новых установок и завершение реконструкции 3 имеющихся установок вторичной переработки и облагораживания. По итогам года из 13 установок, запланированных к вводу в эксплуатацию и окончанию реконструкции в отчетном году, работы завершены по 11 установкам, по 2 установкам завершены строительно-монтажные и ведутся пусконаладочные работы.

В 2013 г. продолжился рост капитальных вложений нефтяных компаний в нефтепереработку: прирост относительно уровня 2012 г. составил +25,3 %. Суммарный объем капитальных вложений в нефтепереработку в отчетном году составил 250,0 млрд руб. Удельные вложения на 1 тонну переработанной нефти по итогам отчетного года возросли на +21,9 % – до 916,9 руб.

Ввод новых и реконструкция действующих технологических мощностей, реализуемых на НПЗ ВИНК России, позволил по итогам 2013 г. добиться следующего:

– увеличить среднюю по НПЗ ВИНК глубину переработки нефти на +0,4 % к 2012 г., до 72,4 %;

– нарастить выход светлых нефтепродуктов на НПЗ ВИНК на +0,2 % к 2012 г. до 56,4 %;

– повысить качество выпускаемой продукции и обеспечить переход к производству топлив экологического класса К3 и выше в объемах, полностью обеспечивающих потребности внутреннего рынка.

Модернизация НПЗ и ввод новых мощностей вторичных процессов до настоящего времени реализуется практически исключительно предприятиями группы ВИНК и не распространяются на независимых производителей и мини-НПЗ, в подавляющем большинстве не располагающих мощностями углубляющих и облагораживающих процессов. Вследствие этого по данным категориям производителей рост объемов переработки сопровождается ухудшением показателей глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов. По итогам 2013 г. выход светлых по группе независимых снизился на 2,4 %, по мини НПЗ – на 1,5 %. Глубина переработки уменьшилась соответственно на 2,6 % и 3,6 %.

Принимая во внимание опережающий рост объемов переработки нефтяного сырья в 2013 г. именно этими двумя категориями производителей (независимыми и мини-НПЗ), отметим, что качественное ухудшение показателей производства независимых и мини-НПЗ негативно сказалось на динамике глубины переработки и выхода светлых в целом по нефтеперерабатывающей отрасли России. Среднеотраслевой показатель глубины переработки снизился за 2013 г. относительно уровня 2012 г. на 0,1 % (до 71,1 %), выход светлых уменьшился на 0,3 % (до 55,6 %). Одновременно возросло производство прямогонных фракций и остаточных компонентов (прямогонный бензин, мазут) [1].

Увеличение объемов переработки сопровождалось в целом по России наращиванием выпуска основных видов топлива.

При этом дифференцирование акцизов по классам топлива, постепенный вывод из обращения на территории Российской Федерации автомобильного топлива экологических классов ниже К3 и модернизация НПЗ создали необходимые предпосылки и стимулы, способствовавшие увеличению объемов производства в первую очередь более высококачественных нефтепродуктов. Производство топлив класса качества К3+ росло опережающими темпами, что позволило:

– существенным образом преобразовать структуру производства в пользу более высококачественных видов продукции;

– нарастить общие объемы производства, несмотря на сокращение выпуска выводимых из оборота нефтепродуктов, не соответствующих нормам Технического регламента;

– в целом по итогам года полностью обеспечить потребности внутреннего топливного рынка страны и сформировать переходящие запасы топлива;

– увеличить экспорт моторных топлив, одновременно изменив его товарную структуру за счет увеличения доли в экспорте более высококачественных и ликвидных светлых нефтепродуктов.

– автомобильных бензинов всего +0,5 млн т, или +1,3 %, при росте производства высококачественных автобензинов класса КЗ и выше на +3,9 млн т, или +11,9 % к 2012 г.;

– дизельного топлива всего +2,5 млн т, или +3,7 % при одновременном увеличении выпуска высококачественного дизтоплива классов КЗ и выше на +5,9 млн т, или +10,8 % к 2012 г.

Всего на НПЗ России за 2013 г. произведено основных видов нефтепродуктов:

Вывод из розничного оборота топливного рынка Российской Федерации моторных топлив, не соответствующих требованиям Технического регламента Таможенного союза, способствовал увеличению доли более высококачественных видов топлива в структуре отгрузок нефтепродуктов на внутренний рынок. При этом вследствие вывода из оборота низкокондиционного топлива общий объем отгрузки всех видов автобензина и дизтоплива незначительно сократился.

По итогам года на внутренний рынок страны с НПЗ России поставлено:

– автомобильного бензина всего – 34,3 млн т, в том числе класса 3 и выше – 34,0 млн т (+8,3 % к 2012 г.), что эквивалентно 99 % всей поставки автобензина российским потребителям;

– дизельного топлива всего – 33,0 млн т, в том числе класса 3 и выше – 30,9 млн т (+37,3 % к 2012 г.), что составило 93,6 % общего объема поставленного дизтоплива;

Экспортные поставки основных видов нефтепродуктов, кроме авиакеросина, в 2013 г. увеличились в сравнении с 2012 г. и составили:

Доля ввозимого топлива в объеме потребления нефтепродуктов в России незначительна (менее 3 % по автобензину и менее 1 % по дизтопливу). Поставки осуществляются в приграничные регионы и носят стабилизирующий характер для локальных рынков запада Европейской части страны, а также позволяют нефтяным компаниям высвобождать ресурсы для экспорта, кратно превышающего объемы ввоза частично замещаемых таким образом видов топлива.

В 2012 г. по сравнению с предыдущим годом на 11,8 млн т (+4,6 %) увеличился объем переработки нефти, включая газовый конденсат, достигнув максимального после распада СССР уровня в 270,0 млн т. Наблюдалось повышение глубины переработки с 70,6 % в 2011 г. до 71,2 % в 2012 г. [3].

Продолжившийся в 2012 г. рост российской экономики способствовал увеличению внутреннего спроса на все виды топлива, соответствующего требованиям Технического регламента.

По итогам 2012 г. по отношению к 2011 г. потребление автомобильного бензина возросло на 4 % и составило 35,1 млн т, потребление керосина авиационного составило 9,0 млн т, на уровне 2011 г.; потребление мазута топочного возросло на 1,7 % и составило 23,7 млн т. Потребление дизтоплива в 2012 г. составило 28,2 млн т против 31,7 млн т в 2011 г., что на 10,8 % ниже факта 2011 г. Увеличение внутреннего спроса на моторные топлива внутри страны в отчетном году сопровождалось снижением экспортных отгрузок этих нефтепродуктов. В 2012 г. объем экспорта нефтепродуктов составил 138 млн т, в том числе объем экспорта сократился по автобензину до 3,2 млн т, что ниже факта за 2011 г. на

19,7 %, экспорт дизтоплива в 2012 г. увеличился 41,2 млн т, что выше факта за 2011 г. на 3,8 %, увеличился экспорт по керосину авиационному в 2012 г. – 0,85 млн т, или на 22,8 % против 2011 г., экспорт мазута топочного – 51,4 млн т, или на 0,5 % ниже уровня 2011 г. [1].

В рамках модернизации нефтеперерабатывающих заводов в 2012 г. выполнены работы по 15 установкам, что на 9 установок больше, чем в 2011 г. За отчетный период фактически инвестировано в модернизацию вторичной переработки нефти 177,5 млрд руб., что на 84,2 % больше фактических инвестиций 2011 г. Введено в эксплуатацию 6 новых установок: 2 установки гидроочистки бензина каталитического крекинга – на НПЗ ОАО «Славнефть – ЯНОС» и на ОАО «Газпромнефть – ОНПЗ»; 3 установки гидроочистки дизельного топлива – на НПЗ «Кинеф» ОАО «Сургутнефтегаз», на НПЗ «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» и на ОАО «Газпромнефть – ОНПЗ» и установка алкилиро-вания на Новоуфимском НПЗ ОАО «АНК «Башнефть» (осуществляются пусконаладочные работы). Реконструировано 8 установок: 1 установка каталитического крекинга на Омском НПЗ (первая очередь); 4 установки гидроочистки дизельного топлива на Саратовском НПЗ, Рязанском НПЗ, ОАО «ТАИФ-НК», Газпром нефтехим Салават; 3 установки каталитического риформинга на Ангарской НХК, Комсомольском НПЗ и Газпром нефтехим Салават (осуществляются пусконаладочные работы). Кроме того, раньше срока закончены работы по реконструкции установки каталитического рифор-минга на НПЗ «Орскнефтеоргсинтез» ЗАО «Форте Инвест» (план 2014 г.).

В соответствии с проектом «Энергетической стратегии. » и предложениями по ее уточнению добыча нефти (с газовым конденсатом) достигнет 340-405 млн т в 2020 г. (средний сценарий – 360 млн т). Добыча по стране в целом обеспечена запасами распределенного фонда открытых месторождений.

Для поддержания требуемого уровня добычи нефти на период после 2015 г. необходимы открытие новых месторождений и ввод их в разработку, потребность в которых во времени неизбежно будет возрастать.

Геолого-экономический анализ сырьевой базы нефтедобычи Западной Сибири указывает на возможность ее выхода на максимальный уровень добычи в 211-217 млн т при условии вовлечения в разработку подготовленных и разведываемых нефтяных месторождений. При этом прогнозируется его снижение до 175 млн т в 2020 г. и 145 млн т в 2030 г.

ГРР на нефть и газ. Для обеспечения разведанными запасами стабильной добычи УВ-сырья в объемах, предусмотренных проектом «Энергетической стратегии России.», планируется проведение комплекса ГРР, направленного:

– на разведку и доразведку открытых месторождений и перевод предварительно оцененных запасов категории С2 в более высокие категории;

– на поиски, разведку и подготовку к разработке новых месторождений в обустроенных нефтегазодобывающих районах для поддержания уровней добычи;

– на региональное изучение и поиски месторождений в новых менее изученных районах для формирования сырьевой базы на перспективу, в том числе с целью создания новых объектов нефтегазодобычи.

Конкретные направления, виды и объемы планируемых ГРР определялись ежегодными программами геологического изучения недр, которые в последующем корректировались в зависимости от полученных результатов выполненных работ.

Проведенные расчеты требуемых объемов глубокого бурения как основного наиболее дорогостоящего вида работ на нефть и газ по основным нефтегазоносным регионам России показывают, что для адекватного восполнения планируемых уровней добычи приростами разведанных запасов до 2020 г. необходимо пробурить не менее 50 млн м поисковых, разведочных и параметрических скважин, или в среднем 2,5 млн м в год.

По прогнозным расчетам суммарные затраты на все виды ГРР до 2020 г. должны составить около 1 трлн руб., или в среднем 50 млрд руб. в год.

Сейчас очевидно, что необходимо выработать такие экономические механизмы, которые позволят заинтересовать недропользователей финансировать ГРР за счет собственных средств, а также обеспечить более эффективное освоение участков недр, предоставленных в пользование.

Итоговая динамика за 2008-2012 гг. по добыче, переработке и потреблению нефтепродуктов представлена в таблице.

Краткие итоги добычи, переработки и потребления нефтепродуктов в 2008-2012 гг. по данным

Рассматривая развитие нефтяного комплекса Российской Федерации, необходимо учитывать характерные особенности, которые обусловливают условия и специфику его развития. К ним относятся:

1) постоянно растущее производство и потребление нефтепродуктов в народном хозяйстве;

3) высокий уровень концентрации производства нефтепродуктов и централизации их распределения;

4) неравномерность размещения производства и потребления нефтепродуктов по территории страны;

6) существенное (в том числе и негативное) влияние на окружающую среду;

7) активное влияние на общее инфраструктурное развитие районов и территорий;

8) зависимость социальной сферы от деятельности отраслей нефтяного комплекса.

Кроме того, на современном этапе развития национальной экономики нефтяной комплекс характеризуется высокой степенью монополизации, что обусловливает необходимость структурных преобразований, а также большой зависимостью бюджета от него.

Помимо этого, необходимо учитывать, что требования к нефтяному комплексу как элементу национальной экономики предопределяются состоянием внутреннего и внешнего спроса на энергоресурсы, конкурентоспособностью различных видов энергоносителей на региональных внутрирос-сийских и внешних рынках, а также эффективностью функционирования отраслей, входящих в ТЭК. В свою очередь, объемы и динамика внутреннего спроса зависят от изменения макроэкономических показателей, структуры валового внутреннего продукта (ВВП) и промышленного производства, уровня эффективности использования энергетических ресурсов различными потребителями, их платежеспособностью и рядом других факторов.

На развитие нефтяного комплекса в последнее десятилетие оказали существенное влияние экономические процессы, происходившие в народном хозяйстве нашей страны (спад промышленного производства, резкое сокращение инвестиций, негативные изменения в структуре промышленного производства, снижение платежеспособного спроса как результат непродуманной ценовой и налоговой политики). Вместе с тем в этих условиях нефтяной комплекс и ТЭК в целом продемонстрировали наибольшую стабильность.

В это трудное дня народного хозяйства время он, несмотря на значительные экономические потери, обеспечил формирование рыночных отношений, фактически дотируя другие сферы экономики на многие сотни миллионов рублей ежегодно. Темпы снижения объема производства в целом по народному хозяйству в этот период вдвое превосходили данный показатель в нефтяном комплексе. По результатам его работы можно сделать вывод о том, что комплекс в основном выполнил задачи по обеспечению экономики страны топливно-энергетическими ресурсами, хотя в значительной степени это обусловлено резким уменьшением объема промышленного производства. Снижение более чем в 3,5 раза объемов инвестиций, невозможность в условиях действовавшего ценообразования компенсировать образовавшийся дефицит средств привели к нарушению процесса воспроизводства мине-

Рально-сырьевой базы, к существенному отставанию в развитии производственного потенциала и воспроизводственных процессов на входящих в него предприятиях. Состояние нефтяного комплекса на определенный момент времени отражается его топливно-энергетическим балансом. В физическом смысле он представляет собой полное количественное соответствие (равенство) между суммарной подведенной (произведенной) энергией, с одной стороны, и суммарной потребляемой энергией с учетом потерь – с другой.

Сопоставление темпов снижения объемов производства и инвестиций в ТЭК иллюстрирует факт физического и морального старения созданных ранее фондов, что привело к их износу.

Существенным недостатком отечественной экономики является ее высокая энергоемкость, которая уже в начале 1990-х гг. была в 3,5-3,7 раза выше аналогичного показателя развитых стран. Динамика объемов промышленного производства и потребления топливно-энергетических ресурсов за годы реформ свидетельствует об ее увеличении на 20-30 %. Этим объясняется огромная величина потенциала энергосбережения, который оценивается в 360-430 млн т у. т., что составляет 40-48 % от современного уровня потребления. Причем треть потенциала экономии сосредоточена в отраслях ТЭК. Использование имеющихся возможностей в этом направлении является одной из важнейших задач перспективного развития нефтяного комплекса.

С учетом решающей роли нефтяного комплекса в обеспечении функционирования народного хозяйства и жизнедеятельности населения при разработке Энергетической политики РФ на период до 2020 года было введено понятие энергетической безопасности. Под энергетической безопасностью понимается состояние защищенности страны (региона), ее граждан, общества, государства, обслуживающей их экономики от угроз надежному топливо – и энергоснабжению. Достигнуть ее можно, если нефтяной комплекс будет способен обеспечить достаточный внутренний и экспортный спрос энергоносителей требуемого качества, потребители обеспечат эффективное использование энергоресурсов, а энергетический сектор в целом будет обладать устойчивостью к внешним экономическим, политическим, техногенным и природным угрозам и способностью минимизировать ущерб, вызываемый их проявлением.

Очень мало внимания по сравнению с зарубежными компаниями российские ВИНК уделяют инвестициям в сферу НИОКР. Компания Shell выделила 0,28 % дохода в 2009 г. на инвестирование НИОКР. Самым высоким показателем в России отличается Сургутнефтегаз – 0,18 % в НИОКР, а крупнейшая компания ЛУКойл – всего лишь 0,1 % [5].

Для благополучного конкурирования на мировом рынке российским нефтяным и газовым компаниям необходимо создавать собственные технологические инновации, которые будут способствовать ликвидации отставания от конкурентов, и обеспечить первенство по отдельным технологиям.

Россия находится на высоких местах в рейтинге по переработке нефти, но для того, чтобы выйти на лидирующие позиции, нужно уделять больше внимания повышению качества переработки.

Нужно отметить, что дальнейшее инновационное развитие нефтяного сектора российской экономики во многом зависит от повышения объемов инвестирования и создания высокоэффективных научно-технических и технологических идей в сфере инноваций. Эти решения должны быть направлены на развитие сырьевой базы, создание новых технологий, повышающих нефтепереработку, эффективность и качество работы нефтегазотранспортных систем.

Даже в условиях неустойчивого восстановления мировой экономики спрос на нефть устойчиво растет. Как вы помните, в кризис прошлого века наблюдалось значительное падение спроса: в начале 1980-х гг. спрос снизился на 7 % и только к 1987 г. вернулся к уровню 1979 г. Сегодня такого падения не наблюдается. Растущее мировое население потребляет все больше энергии. Несмотря на повышение энергоэффективности и конкуренцию со стороны других видов топлива, нефть остается главным источником энергии для транспорта и сырья для растущей нефтехимии. По оценкам ведущих мировых аналитических центров, к 2020 г. потребление нефти вырастет на 10 % от сегодняшнего уровня, а к 2030-2035 гг. – еще на 10 %.

Растущий спрос на фоне увеличения темпов падения базовой добычи потребует все больших инвестиций в освоение новых месторождений высокотехнологичной нефти, а значит, и более высоких цен, чтобы привлечь такие инвестиции. Сопутствующие инвестиции в смежные отрасли будут способствовать росту мировой экономики, в том числе ее высокотехнологической части.

Итак, мы видим глубокое несоответствие фундаментальных факторов и рыночной реакции на них. Что же приводит к подобным искажениям? Какие проблемы существуют в механизмах ценообразования на рынке нефти?

В первую очередь обратим внимание на возросшую роль финансовых инструментов и финансовых игроков в формировании цен на нефть. За последние 20 лет объемы открытых позиций по фьючерсам Brent и WTI увеличились в пять-десять раз, в то время как потребление нефти – только на 32 %. Уже было отмечено, что такой рост «бумажной нефти» во многом привел к ценовой нестабильности 2008 г. В результате того, что нефтяной рынок стал разновидностью финансового рынка, на него все большее влияние оказывают не реальные хозяйственные взаимоотношения, а спекулятивные факторы, в том числе движение капитала, ликвидность, популярность альтернативных инвестиционных активов [6].

Встает вопрос о необходимости развития инфраструктуры рынка и в части надлежащего регулирования, которое бы обеспечило прозрачность как рынка нефтяных фьючерсов, так и рынка ценных бумаг, в том числе акций и облигаций нефтяных компаний.

Государственное регулирование присутствует на нефтяном рынке, однако оно зачастую носит протекционистский характер и не способствует эффективному развитию мирового рынка нефти. Так, например, государственное регулирование США, запрещающее уже в течение более 40 лет экспорт нефти, приводит к формированию неконкурентных преимуществ у североамериканских нефтепереработчиков перед европейскими.

В целом в мире обостряется борьба за премиальные рынки и извлечение ренты из нефти. Правительства стран-потребителей через акцизы на нефтепродукты зачастую обкладывают нефть и газ большими налогами, чем страны-производители. В случае с европейскими странами эти начисления на нефтепродукты превышают саму цену нефти.

По существу, наиболее действенной опорой глобального рынка нефти является деятельность и взаимодействие крупных корпораций мирового уровня, включая их стратегические соглашения, долгосрочные контракты, обмен активами, технологическими ноу-хау, другие современные формы долгосрочного сотрудничества.

В этих условиях правительство Российской Федерации и российские ВИНК должны стремиться к серьезным улучшениям инфраструктуры рынка нефти. Такие улучшения должны в первую очередь затронуть следующие направления.

Что касается участников рынка и торговых площадок, необходимо, во-первых, контролировать влияние финансовых игроков в ценообразовании нефти и повысить роль реальных производителей и потребителей. Во-вторых, повысить долю физических объемов нефти в ценообразовании до 10-15 % общего объема товарных потоков. В-третьих, развивать региональные площадки торговли нефтью с учетом особенностей соответствующих рынков и преимущественных сортов нефти на них.

Для улучшения же рыночной информационной инфраструктуры полезно, во-первых, реорганизовать биржевую инфраструктуру рынка за счет резкого повышения роли в ней производителей и потребителей нефти, сопровождая это качественным повышением прозрачности биржевых площадок с целью снижения возможностей ценового манипулирования (аналогично проведенным мероприятиям в отношении банковских ставок и деятельности ценовых агентств). Во-вторых, повысить оперативность и качество рыночной информации, например, об объемах производства, потребления, запасов, о ценообразовании, условиях стратегических контрактов по нефти, регистрации внебиржевых сделок.

В современных условиях успешная работа отдельно взятых ВИНК на мировом рынке представляется крайне сложной, если вообще возможной. При улучшении показателей добычи, качества переработки, роста производственных показателей и внедрения новых технологий любая, даже самая крупная, ВИНК должна опираться на государственную поддержку на мировом рынке. Для России это значит не только стабильное экономическое состояние и развитие, но и существование в принципе.

1. Сайт Министерства энергетики Российской Федерации. URL: http://www. minenergo. gov. ru/activity/oil/ (дата обращения: 23.01.2014).

2. Дмитриевский А. Откуда нефть возьмем? URL: http://www. energyland. info/interview-show-212 (дата обращения: 13.12.2014).

3. Категории запасов и ресурсов. Запасы категорий С1 и С2, объект подсчета запасов по этим категориям. Принципы выделения границ категорий С1 и С2. Отличие категории С1 от категории С2. URL: http://psgendal. narod. ru/shpilman/09.htm (дата обращения: 13.12.2014).

4. Сырьевая база химической промышленности Российской Федерации и Республики Татарстан: курсовая работа. URL: http://www. rf-u. ru/ekonomika_i_ekonomicheskaya_teoriya/syrevaya_baza_ximicheskoj. php (дата обращения: 13.02.2015).

5. Голомедов В. И. Стратегии российских ВИНК в условиях глобального рынка. // Вестник МГИМО.2013. № 5. С. 162-168. URL: http://vestnik. mgimo. ru/razdely/ekonomika/strategii-rossiyskih-vink-v-usloviyah-globalnogo-rynka (дата обращения: 13.02.2015).

6. Лабыкин А. России не страшны и 30 долларов за баррель // ExpertOnline. 28.01.2015) URL: http://expert. ru/ 2015/01/28/rossii-ne-strashnyi-i-30-dollarov-za-barrel/ (дата обращения: 28.01.2015).

The role of oil industry in the national economy of the Russian Federation is considered; the content, the structure, and the state of Russian oil complex are discussed. A general statistics on the state and the structure of oil-extracting companies, oil-refining companies, and companies which realize oil and oil products is given. More detailed information on large vertically integrated companies (VIOC) is stated. The following issues are mentioned: the extent of fields' exploration on the whole territory of Russia; the factors promoting the oil production growth, the positive and negative trends supporting and reducing the oil production growth in different parts of the country; export of oil products abroad; the current state and the development of oil refinery and oil products production with relation to companies and territorially; main indicators of the domestic fuel market (gasolines, diesel fuel, oils, fuel oil, bitumen and others); exchange trade of oil products; development of vertically integrated oil companies (VIOC) in recent years, future prospects. Analytical data concerning companies, regions, and countries are provided. The current international situation in oil industry is considered.

Keywords: oil industry, fuel and energy complex (FEC), vertically integrated oil companies (VIOC), initial total resources, fields, oil production, greenfields, drivings in drilling.

Http://cyberleninka. ru/article/n/otsenka-sovremennogo-sostoyaniya-neftyanoy-promyshlennosti-rossii

Российская нефтеперерабатывающая промышленность обладает огромным производственным потенциалом. Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов превышает 260 млн т. Отрасль имеет квалифицированную рабочую силу и запасы сырья. Однако объем переработки нефти составляет менее 65 % от уровня конца 80-х — начала 90-х годов прошлого столетия. По масштабам фактической нефтепереработки Россия переместилась со второго места после США на четвертое, пропустив вперед Японию и Китай. По уровню потребления нефтепродуктов наша страна находится на четырнадцатом месте.

Основная часть технологических установок введена в 50 —70-х годах прошлого века, свыше 80 % оборудования физически и морально устарело. Современные мощности по переработке нефти вводились в строй в бывших республиках СССР, в результате в Российской Федерации остались устаревшие технологии.

Это привело к тому, что средняя глубина переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах составляет примерно 70 %. Глубина переработки нефти (ГПН) — показатель, характеризующий эффективность использования сырья. Общепринятого определения этого показателя не существует. У нас в стране ГПН определяют как суммарный выход (в %) на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка. По величине ГПН можно (пусть косвенно) судить о насыщенности нефтепереработки вторичными процессами и структуре ассортимента нефтепродуктов. Чем выше ГПН, тем больше нефтепродуктов получают из тонны сырья. Для сравнения в США этот показатель составляет около 90 %, а на лучших американских заводах даже 98 %.

Такое положение с ГПН сложилось исторически, в связи с потребностью в мазуте как топливе.

Дальнейшее развитие отрасли требует ее модернизации и технического перевооружения.

По официальным данным Госкомстата России, производством нефтепродуктов занято 65 нефтеперерабатывающих заводов. Большинство из них входят в состав крупных нефтяных компаний. Для нефтяного комплекса России характерна соизмеримость мощностей добычи и переработки нефти в отличие от США и Западной Европы, где перерабатывающая промышленность по объему почти в три раза превышает нефтедобычу. Для России эта соразмерность — предпосылка стабильного функционирования обеих отраслей в условиях постоянно меняющихся мировых цен на нефть. Однако формированию оптимального соотношения производства и экспорта мешает ряд причин. Во-первых, российские нефтяные компании зачастую не заинтересованы в продаже товарных нефтепродуктов, так как их производство требует больших затрат на модернизацию. Во-вторых, западные компании заинтересованы в загрузке собственных перерабатывающих мощностей, а значит, в закупке сырой нефти. В-третьих, экспорт товарных нефтепродуктов из России затруднен из-за их невысокого качества. Так, даже экспортное дизельное топливо из России с содержанием серы не более 0,05 % используется на одном из заводов Западной Европы только в качестве сырья для получения и последующего экспорта в Северную Европу специального дизельного топлива «Ситидизель» с цетановым числом 53, содержанием серы 0,005 % и ароматических углеводородов менее 20 %.

Кроме того, приходится учитывать, что в 2005 г. в США и Западной Европе будут введены еще более жесткие требования к качеству нефтепродуктов, а это может привести к дополнительным технологическим трудностям для российских предприятий и затруднить экспорт продуктов нефтепереработки.

Нефтепереработка — это многоступенчатый процесс физической и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение комплекса нефтепродуктов (рис.).

Переработку нефти осуществляют методом перегонки, то есть физическим разделение нефти на фракций. Различают первичную и вторичную переработку нефти. При первичной переработке из нефти удаляют соли и воду. Эффективное обессоливание позволяет уменьшить коррозию оборудования, предотвратить разрушение катализаторов, улучшить качество нефтепродуктов. Затем в атмосферных или вакуумно-атмосферных ректификационных колоннах нефть разделяется на фракции. Их используют как готовую продукцию, например низкооктановые бензины, дизельное топливо, керосин, или направляют на последующую переработку.

Вторичная переработка нефти обеспечивает химическое превращение, вплоть до деструкции молекул, полученных при первичной переработке фракций (дистиллятов) в целях увеличения содержания в них углеводородов определенного типа. Основным методом вторичной переработки нефти является крекинг — термический, каталитический и гидрокрекинг. Крекинг — это процесс переработки нефти и ее фракций, вызывающий распад тяжелых углеводородов, изомеризацию и синтез новых молекул. Он применяется главным образом для получения моторных топлив.

При термическом крекинге тяжелые углеводороды, входящие в состав остаточных продуктов перегонки нефти, расщепляются на легкие углеводороды. Наиболее распространенным является глубокий крекинг керосиногазойлевых фракций для получения бензина. Он проводится при температуре 500 —520 °С и давлении до 5 МПа. Выход бензина при этом достигает 60 — 70 %.

Тяжелые нефтепродукты (мазут, гудрон и др.) подвергаются термическому крекингу низкого давления, осуществляемому при температуре 500 —600 °С, или коксованию. Его проводят в целях получения газойля, используемого для производства моторных топлив, и кокса (выход до 20%), применяемого, например, для изготовления электродов.

Может проводиться высокотемпературный крекинг, или пиролиз, осуществляемый при температуре 650 — 750 °С и давлении, близком к атмосферному. Этот процесс дает возможность перерабатывать тяжелое остаточное нефтесырье в газ, используемый в химической промышленности, а также получать ароматические углеводороды — бензол, толуол, нафталин и др.

Каталитический крекинг служит для получения дополнительного количества высокооктанового бензина и дизельного топлива разложением тяжелых нефтяных фракций с применением катализаторов. Этот процесс позволяет увеличить выход и повысить качество бензина по сравнению с термическим крекингом.

Для переработки средних и тяжелых нефтяных фракций с большим содержанием сернистых и смолистых соединений большое распространение получил каталитический крекинг с использованием водорода — гидрокрекинг. При этом процессе выход светлых нефтепродуктов возрастает до 70%, содержание серы в них снижается. Для переработки различных нефтепродуктов, в том числе газов и остатков нефтеперегонки, применяют крекинг с водяным паром. Его преимущества — низкое коксообразование и большой выход олефинов.

Процесс получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов путем каталитического превращения низкооктановых бензиновых фракций, вырабатываемых при прямой перегонке и крекинге, называется каталитическим риформингом.

К методам вторичной переработки нефти также относятся: алкилирование — для получения изооктана и другого высокооктанового топлива, деструктивная гидрогенизация — для увеличения выхода легких и светлых нефтепродуктов, синтез углеводородов из газов — для превращения в жидкое состояние углеводородов, находящихся в газах крекинга, и др.

Получаемые различными способами нефтепродукты очищаются от нежелательных примесей и смешиваются (подвергаются компаундированию) для получения товарных продуктов. При необходимости в них вводятся специальные добавки — присадки, улучшающие те или иные свойства продуктов.

Http://znaytovar. ru/s/Pererabotka-nefti-i-nefteprodu. html

История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130 лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образе царской России, затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся облик страны, менялся режим, народ, его идеи цели и чаяния, вместе с ними менялась и нефтедобывающая отрасль, претерпевая взлеты и падения, триумфы и крахи.

Сегодня значение нефти России трудно переоценить. Большинство самых богатых людей и компаний работающих в РФ так или иначе связаны с нефтью. Она же приносит значительную прибыль стране и позволяет решать экономические, социальные и (как видим) политические проблемы. Нефть для России важна – это факт. Однако, у каждой медали есть обратная сторона. Ни для кого не тайна что Россия находится в зависимости от этого сырья. На сегодняшний день, дальнейшее экономическое (и не только) будущее России во многом определяется не ее успехами в высоких технологиях и конкурентно способностью на международных рынках ее товаров, а мировыми ценами на нефть.

В свое время ориентация экспортной экономики СССР на экспорт нефти сыграла с ним злую шутку, не ждет ли этого и Россию? Не последует ли за эйфорией сверхвысоких прибылей, глубокое разочарование, а затем и депрессия, если цены на нефть таки падут вниз? И еще более глобальный вопрос: благом или злом является нефть для современной России? Можно ли ее воспринимать как дополнительный источник дохода, позволяющий решать множество насущных проблем, либо же это тот тормоз, который не дает потоку инвестиций направиться в менее прибыльный (на данный момент) сектор высоких технологий и делающий Россию сырьевым придатком Запада? Это сложные вопросы, решение которых во многом, на данный момент, зависит от политического руководства страны. И ответить на них можно будет лишь спустя много лет, когда появится возможность оценить тот вклад который внесло черное золото в становлении посткоммунистической России. Сейчас же можно с уверенностью сказать, что нефть несомненно будет играть одну из ключевых ролей в ее будущей истории. Чтобы убедиться в этом, достаточно заглянуть в прошлое и проследить влияние нефти на новейшую историю государства.

Во второй половине 60-х годов среди нефтяных компаний США лидирующие позиции занял «Стандард Ойл» возглавляемая Дж. Рокфеллером. К началу 70-х Рокфеллеру удалось, подавив своих конкурентов внутри страны, выдвинуться на основные мировые рынки нефти, придав своей нефтяной империи статус транснациональной. Рокфеллер вынашивал планы поистине мирового масштаба, стремясь превратить «Стандард» в единственного мирового монополиста работающего с нефтью. Однако, в своих расчетах он не мог учитывать событий в далекой и недоступной части Российской империи, которым в дальнейшим сужено было стать первой ласточкой, просигнализировавшей миру об окончании эры тотальной монополии США, как единственного поставщика нефти. России суждено было дать толчок для начала конкуренции на мировом нефтяном рынке. В течение многих столетий на безводном Апшеронском полуострове, “отростке” Кавказских гор, выдающемся далеко в окруженное сушей Каспийское море, отмечались выходы нефти на поверхность.

В XIII в. Марко Поло записал услышанные им сведения об источнике в районе Баку, который давал масло, которое, хотя и “не годилось в пищу”, но “годилось для поддержания огня”, а также использовалось как средство от чесотки верблюдов. Баку было территорией, где находились “вечные столбы огня”, обожествляемого зороастрийцами. Эти столбы были, выражаясь прозаически, результатом воспламенения газа, сопутствующего месторождениям нефти, и выходящего на поверхность через трещины в пористом известняке. Баку было частью независимого ханства, которое было аннексировано Российской империей лишь в самом начале девятнадцатого столетия. К тому времени уже начала развиваться примитивная нефтяная промышленность, и в 1829 году в этом районе насчитывалось восемьдесят два вырытых вручную колодца. Но объем добычи был мизерным. Развитие индустрии серьезно ограничивалось отсталостью региона, его удаленностью, а также продажностью, деспотизмом и некомпетентностью царской администрации, которая управляла нефтяной индустрией в рамках государственной монополии. Наконец в начале семидесятых годов российское правительство отменило монополию и открыло регион для действующих на конкурентной основе частных предприятий. Итогом этого стал настоящий взрыв предпринимательской активности. Время вырытых вручную колодцев закончилось. Первые скважины были пробурены в 1871 – 1872 годах, а в 1873-м действовали уже более двадцати мелких нефтеперегонных заводов. Вскоре после этого в Баку прибыл химик по имени Роберт Нобель. Он был старшим сыном Эммануэля Нобеля, талантливого шведского изобретателя, эмигрировавшего в 1837 году в Россию, где военная верхушка с энтузиазмом приняла его изобретение – подводную мину.

Эммануэлю удалось создать значительную промышленную компанию, однако в конце концов она потерпела крах, когда российское правительство в очередной раз решило производить закупки за рубежом, а не в самой России. Один из его сыновей, Людвиг, построил на обломках отцовского предприятия новую компанию – крупный оружейный концерн. Он также разработал “колесо Нобеля”, специально приспособленное для российских дорог, находившихся в ужасном состоянии. Другой сын, Альфред, талантливый химик и финансист, обративший, по совету своего санкт-петербургского учителя, внимание на проблему нитроглицерина, создал всемирную динамитную империю, которой управлял из Парижа. Но Роберту, старшему сыну, не удалось добиться такого успеха. Различные его предприятия заканчивались неудачами, и ему пришлось вернуться в Санкт-Петербург, чтобы работать на брата Людвига. Людвиг получил огромный контракт на производство ружей для российского правительства. Для ружейных лож ему было нужно дерево, и он послал Роберта на юг, на Кавказ, чтобы приобрести ореховую древесину. В марте 1873 года маршрут путешествия Роберта привел его в Баку.

Хотя Баку был крупным многоязычным городом, центром торговли между Западом и Востоком, но он являлся частью Азии со всеми своими минаретами и старинной мечетью персидских шахов, а его население состояло из татар, персов и армян. Но начавшееся недавно развитие нефтедобычи уже внесло в его жизнь большие изменения, и Роберт сразу же по прибытии был заражен “нефтяной лихорадкой”. Не посоветовавшись с братом (все-таки он был старше и, следовательно, имел некоторые привилегии), Роберт взял двадцать пять тысяч рублей, которые Людвиг выдал ему на покупку дерева, “ореховые деньги”, и приобрел на них небольшой нефтеперегонный завод. Нобели занялись нефтяным бизнесом. Роберт быстро приступил к модернизации и повышению эффективности нефтеперегонного завода, купленного им на деньги Людвига. Получив от брата дополнительные средства, он завоевал репутацию самого компетентного промышленника, занимавшегося нефтепереработкой в Баку. В октябре 1876 года первая партия нефти для осветительных приборов с завода Нобеля прибыла в Санкт-Петербург. В том же году в Баку, чтобы ознакомиться с ситуацией на месте, приехал и Людвиг. Обладая опытом сотрудничества с имперской системой, Людвиг завоевал доверие Великого Князя, брата царя и наместника на Кавказе.

Но Людвиг Нобель также был крупным организатором промышленности, способным на разработку плана рокфеллеровского масштаба. Он занялся анализом каждого этапа нефтяного бизнеса и разузнал все, что мог, об американском опыте нефтедобычи. Для повышения эффективности и прибыльности он использовал последние достижения науки, различные изобретения, а также методы планирования добычи и сбыта продукции; кроме того, он лично возглавил все предприятие. В течение нескольких последующих лет российская нефть завоевала популярность и даже превзошла по этому показателю американскую, по крайней мере на какое-то время, а швед Людвиг Нобель стал “нефтяным королем Баку”. Крупный интегрированный нефтяной концерн, созданный Людвигом, вскоре завоевал господство на рынке российской нефти. Присутствие нефтедобывающего товарищества “Братья Нобель” было заметно на всей территории империи: скважины, трубопроводы, нефтеочистительные заводы, танкеры, баржи, хранилища, собственные железные дороги, розничная сбытовая сеть, а также заграничные рабочие, отношение к которым было значительно лучше, чем к любой другой группе рабочих в России, и которые гордо называли себя “нобелевцами”. Ускоренное развитие нефтяной империи Людвига Нобеля в течение первых десяти лет ее существования признавалось “одним из величайших триумфов предпринимательской деятельности за весь девятнадцатый век”.

Объем добычи сырой нефти в России, составлявший в 1874 году шестьсот тысяч баррелей, десятилетие спустя достиг 10,8 миллиона, что равнялось почти трети от объема добычи в Америке. В начале восьмидесятых годов в новом промышленном пригороде Баку, который и именовался соответствующе – Черный город, действовали около двухсот нефтеперерабатывающих заводов. Над ними постоянно висело настолько плотное облако темного, зловонного дыма, что один из побывавших там сравнил жизнь в Черном городе с “сидением в дымоходе”. Такова была развивающаяся отрасль, в которой господствовали Нобели. Принадлежавшая им компания производила половину всего выпускавшегося в России керосина, и они с воодушевлением сообщали акционерам, что “к настоящему времени американский керосин почти полностью вытеснен с российского рынка”. Во второй половине 80-х годов у «Братьев Нобелей» появился сильный конкурент. В 1886 году Ротшильды образовали “Батумское нефтеперерабатывающее товарищество”, известное впоследствии лишь по его русской аббревиатуре “БНИТО”. Они построили в Батуме нефтехранилища и предприятия по сбыту. Вскоре “БНИТО” заняло второе место в России по объемам добычи нефти, а на мировой арене появился еще один игрок. Еще в 1883 году было закончено строительство железной дороги из Баку, что почти сразу же превратило Батум в один из крупнейших нефтяных портов в мире. Железная дорога Баку – Батум открыла российской нефти дверь на Запад. Российский керосин конкурировал теперь с американским осветительным маслом во многих странах Европы. Летопись российского нефтяного экспорта была начата.

До Первой Мировой войны русская нефть была одним из важнейших элементов на мировом рынке. В это время крупнейшими кампаниями работающие с русской нефтью владели Ротшильды и Нобели. В 1911 Ротшильды решили вывести свои деньги из нестабильного и рискованного рынка России и продали принадлежавшую им «БНИТО» американской “Ройял Датч/Шелл”. Позже у них не раз был повод порадоваться этой сделке. После февральской революции все нефтяные промыслы в России были национализированы коммунистическим правительством. В отличие от Ротшильдов, семейство Нобелей о продаже своего бизнеса всерьез задумались лишь после того как им пришлось спешно бежать из страны. Как и многие русские эмигранты они осели в Париже и сразу же стали думать, что из их нефтяной империи и каким образом можно спасти. Помятуя о том, как в свое время русская нефть помешала глобальным планам «Стандарт Ойл» по захвату рынка, с Нобелями начала переговоры “Джерси” (одна из компаний-наследниц разделенной «Стандард»).

Для американской компании потенциальный источник русской нефти, с помощью которого можно было контролировать значительную часть Европы и Азии был очень уж лакомым кусочком. И переговоры велись невзирая на значительную вероятность того, что Нобели пытались продать собственность, которой больше не владели. Этот риск стал реальнее в апреле 1920 года, когда большевики вновь овладели Баку и немедленно национализировали нефтяные месторождения. Британских инженеров, работавших в Баку, посадили в тюрьму, а некоторых “нобелитов” судили как шпионов. Но не смотря на это “Джерси” и Нобели продолжали переговоры. В июле 1920 года, менее чем через три месяца после национализации, сделка была заключена. “Стандард ойл” приобрела права на половину нефтяной собственности Нобелей в России по действительно “минимальной цене сделки” – за 6,5 миллиона долларов с последующей доплатой до 7,5 миллиона долларов. Взамен “Стандард” получала контроль как минимум над третьей частью добычи нефти в России, над 40 процентами нефтепереработки и 60 процентами внутреннего российского нефтяного рынка.

Риск был действительно очень велик – и слишком очевиден. Что если новый большевистский режим все-таки устоит? Национализировав месторождения, их можно разрабатывать или выставить на международный аукцион. В последовавшей дуэли между капиталистами и коммунистами, последних представлял квалифицированный и находчивый комиссар внешней торговли Леонид Красин. Стройный, с острой бородкой, изысканный, убедительный и с виду благоразумный, он совсем не был похож на кровожадного фанатика, которого ожидали увидеть западные собеседники. Красин понимал капиталистов как никто из его товарищей, поскольку сам когда-то был одним из них. До войны он служил на вполне приличной должности менеджера Бакинской электрической компании, а затем был российским представителем крупного германского концерна “Сименс”. “Стандард” завершала свои переговоры с Нобелями, а Красин тем временем прибыл в Лондон для обсуждения торговых отношений от имени правительства большевиков. В ходе переговоров Красин проявил себя как сторонник поощрения аппетитов, желавших торговать британских бизнесменов. Но от него мало что зависело. Его страна шла к экономической катастрофе – падение промышленного производства, инфляция, острая нехватка капитала и повсеместный дефицит продуктов питания, переходивший в голод. Россия отчаянно нуждалась в иностранном капитале для разработки, добычи и продажи своих природных богатств. И в ноябре 1920 года Москва выдвинула новую политику предоставления концессий иностранным инвесторам. Затем, в марте 1921 года, Ленин пошел еще дальше.

Он объявил о новой экономической политике, предусматривавшей значительное расширение советской рыночной системы, восстановление частных предприятий, а также расширение советской внешней торговли и продажу концессий. Это не значило, что изменились убеждения Ленина – он реагировал на срочную и крайнюю необходимость. “Мы не можем своими силами восстановить нашу разрушенную экономику без зарубежного оборудования и технической помощи”, – заявлял он. Для получения этой помощи он был готов предоставить концессии “наиболее мощным империалистическим синдикатам”. Характерно, что первые два примера нового курса были связаны с нефтью – “четверть Баку, четверть Грозного”. Нефть могла снова, как в царские времена, стать наиболее доходным экспортным товаром. Одна из большевистских газет назвала ее “жидким золотом”. Постепенно в Россию полился все более набирающий силу поток инвестиций. На многих рынках мира компании начали ощущать все растущее давление конкуренции со стороны дешевой русской нефти. Советская нефтяная промышленность, практически мертвая с 1920 по 1923 годы, начала быстро восстанавливаться с помощью крупномасштабного импорта западных технологий, и СССР вскоре вышел на мировой рынок в качестве экспортера. Однако, далеко не всех устраивало подобное положение дел. Высшие руководители “Джерси” оказались перед дилеммой: отстаивать свои права как собственника (ведь формально она владела третью всей нефтедобычи в России), либо же смириться с ситуацией установившейся де факто и установить торговые отношения с Советской Россией и занять свою нишу на рынке дешевой русской нефти. В 1922 году “Джерси”, “Ройял Датч/Шелл” и Нобели приступили к формированию так называемого “Фронта Юни”. Целью было создание общего блока против советской угрозы их нефтяной собственности в России. Впоследствии к ним присоединилась еще дюжина компаний. Все члены блока обязались бороться с Советским Союзом совместно. Они договорились добиваться компенсации за национализированную собственность и воздерживаться от индивидуальных дел с русскими. “Братство торговцев нефтью” с трудом верило друг другу и не верило Советам. Поэтому, несмотря на взаимные заверения и обещания, “Фронт Юни” с самого рождения стоял на весьма неустойчивых ногах. А ловкий Леонид Красин, хорошо понимавший капиталистов и инстинкт соперничества, продолжал мастерски играть с компаниями, настраивая их друг против друга. К концу двадцатых годов крупнейшим компаниям порядком надоел вопрос русской нефти. Попытки вернуть собственность или добиться компенсации стали делом безнадежным. Кроме того, на месторождении Баба-Гур-Гур в Ираке забил новый фонтан, который заставил обратить взоры на новые источники нефти на Ближнем Востоке. Созданный на обломках постцарской России СССР, сумел выжить во многом благодаря успешно организованной продаже нефтяных концессий. Позднее, с окончанием НЭПа концессии были закрыты, иностранные специалисты отправлены по домам или по лагерям, а весь доход от нефти Баку, Грозного, Майкопа, Сахалина потек в казну государства.

Такую ситуацию принято называть “голландской болезнью”. После того, как в 1960-е годы в Северном море были открыты большие запасы природного газа, с подобными проблемами столкнулись Нидерланды, а несколько позже – Норвегия и еще ряд стран.

Рассмотрим вкратце возможные последствия «голландской болезни» для России:

Опасность чрезмерно быстрого укрепления рубля наиболее “на слуху”. Оно несет за собой снижение конкурентоспособности большей части российской промышленности. Несколько утрируя, можно сказать, что рентабельным может оказаться лишь добыча и экспорт сырья, а также производство товаров и услуг, которые слишком трудно или дорого импортировать.

    Риск инфляции

    Резко положительное сальдо платежного баланса, иными словами, приток валюты в страну, приводит к настолько быстрому росту денежной массы, что создает угрозу инфляции. Впрочем, благодаря ряду факторов, потребительская инфляция продолжает снижаться, и есть основания доверять официальным прогнозам, что за 2004 год она составит около 10%.

    Мыльные пузыри

    Недвижимость дорожает угрожающими темпами. Ряд экспертов уже предупреждает о том, что на этом рынке наблюдается классический мыльный пузырь, и в не слишком отдаленной перспективе возможен кризис на этом рынке, который вполне может перекинуться и на другие рынки (как это, например, было в Японии).

    Чрезмерный рост бюджетных расходов

    Значительная часть доходов от экспорта сырья поступает в государственный бюджет, который рассчитан исходя из гораздо более низких цен на нефть, чем сейчас. Соответственно, можно ожидать, что профицит – превышение доходов над расходами окажется много выше, чем изначально планировалось. А значит, велик соблазн потратить эти деньги на социальные нужды или государственные инвестиции. Трудно возражать против социальных расходов или таких полезных для общества вещей как новые дороги. Однако многочисленные исследования показывают, что государственные инвестиции гораздо менее эффективны, чем частные, а рост социальных расходов оборачивается консервацией бедности.

    Темпы реформ и риск “застоя”

    Сегодняшняя экономическая стабильность и довольно высокие темпы роста, лишь отчасти заслуга российских властей. В значительной мере это последствие не зависящих от них благоприятных внешних факторов. В экономике “все в порядке” даже без энергичных экономических реформ, хотя вряд ли ситуация была бы столь радужна, если бы цена нефти была на уровне 1998 года, почти в четыре раза ниже. Соответственно, велик соблазн откладывать многие сложные, болезненные, но необходимые реформы “на потом”. В результате велик риск оказаться в ситуации “застоя”, хорошо знакомой по 70-м годам прошлого столетия.

    Непривлекательный инвестиционный климат

    В России сейчас много денег. Настолько много, что вкладывать их все труднее. И это несмотря на то, что многие секторы промышленности отчаянно нуждаются в инвестициях. Реальный сектор все еще не готов к инвестициям. Несмотря на это, инвестиции растут, хотя в значительно большей степени российские.

    Иностранных по-прежнему мало, накопленный объем прямых иностранных инвестиций на душу населения на порядок ниже, чем в Восточной Европе. И то преимущественно за счет нескольких крупных сделок в сырьевом секторе.

    Даже несмотря на определенный рост можно предположить, что при сохранении существующих тенденций, Россия будет не самым привлекательным местом для иностранных инвестиций: активы стремительно дорожают, рабочая сила тоже, законодательство непрозрачно, правоприменение произвольно, судебная система слаба.

    Есть и еще одна проблема, связанная с дорогой нефтью: в экономике создаются “ложные” сигналы. В результате некоторые сектора могут быть переинвестированы, когда (и если) нефть подешевеет, эти вложения могут уже никогда не окупиться.

    Социальное расслоение

    Нефтяные доходы ведут к довольно быстрому росту доходов населения. По официальным данным, в последние годы рост реальных доходов примерно в два раза опережает рост ВВП. Однако распределяются эти доходы крайне неравномерно, как в региональном, так и в отраслевом разрезе.

    Так, средние доходы работников нефтяной отрасли и “Газпрома” оказываются на порядок выше, чем доходы бюджетников, а средние доходы москвичей в разы выше, чем у населения соседних областей.

    Причем речь идет не только о социальном напряжении, но и о проблемах в распределении трудовых ресурсов, стимулы становиться, скажем, врачом или учителем оказываются исчезающие малы, а без этих профессий невозможно воспроизводство человеческого капитала, одного из немногих потенциальных преимуществ России в глобальной конкуренции.

Http://www. oilngases. ru/neft-i-rossiya. html

Путешественники описывали, как племена, жившие у берегов реки Ухта на севере Тимано-Печорского района, собирали нефть с поверхности реки и использовали ее в медицинских целях и в качестве масел и смазок. Нефть, собранная с реки Ухта, впервые была доставлена в Москву в 1597 году.

В 1745 Федор Прядунов получил разрешение начать добычу нефти со дна реки Ухта. Прядунов также построил примитивный нефтеперегонный завод и поставлял некоторые продукты в Москву и Санкт-Петербург.

С четырнадцатого века нефть, собираемая в Баку, экспортировалась в другие страны Среднего Востока. Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Биби-Айбатском месторождении вблизи Баку в 1846 году, более чем на десятилетие раньше, чем была пробурена первая скважина в США. С этим событием связывают начало современной нефтяной промышленности.

Братья Нобель и семейство Ротшильдов сыграли ключевую роль в развитии нефтяной промышленности в Баку, бывшего в то время частью Российской империи. Промышленность стремительно развивалась, и на рубеже веков на долю России приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Компания Шелл Транспорт и Трейдинг, которая позже стала частью Роял Датч/Шелл, начала свой бизнес с перевозок нефти, добываемой Ротшильдами, в Западную Европу.

Четырьмя годами позже первая нефтяная скважина была пробурена на берегу реки Ухта, а в 1876 началась коммерческая добыча на Челекенском полуострове на территории современной Туркмении. Быстрый рост добычи нефти сопровождался строительством различных заводов по переработке сырой нефти, открытием завода по производству масел в районе Ярославля в 1879 и аналогичного производства в том же году в Нижнем Новгороде.

Стандард Ойл выступала против решений о национализации нефтяных месторождений и отказывалась сотрудничать с новым Советским правительством. Но другие компании, включая Вакуум и Стандард Ойл из Нью-Йорка, которые позже превратились в компанию Мобил, вкладывали деньги в Россию. Продолжающийся приток западного капитала помог восстановлению нефтедобычи в России, и с 1923 года экспорт нефти вернулся на дореволюционный уровень.

Добыча нефти на Каспии снова начала расти после войны, и в 1951 году достигла рекордного уровня в 850 000 баррелей в день. Баку оставался крупным промышленным центром, около двух третей советского нефтяного оборудования производилось в этом регионе.

С пятидесятых годов добыча с новых месторождений составляла около 45% от общей добычи Советского Союза. Широкомасштабные инвестиции в регион быстро окупались, что способствовало серьезному росту добычи нефти в СССР. Дополнительные тонны нефти шли на удовлетворение потребностей новых заводов, которые были построены в период с 1930-х по 1950-е годы. Омский завод был открыт в 1955 году и в дальнейшем превратился в один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в мире.

В начале 1960-х годов Советский Союз вытеснил Венесуэлу со второго места по добыче нефти в мире. Выброс больших объемов дешевой советской нефти на рынок вынудил многие западные нефтяные компании снизить цены на нефть, добываемую на Ближнем Востоке, уменьшая таким образом платежи за пользование недрами правительствам стран Ближнего Востока.

Это уменьшение доходов было одной из причин создания Организации Стран Производителей Нефти (ОПЕК).

В начале 1960-х годов были разведаны первые запасы этого региона, главными из которых было открытое в 1965 году месторождение – супергигант Самотлор с извлекаемыми запасами около 14 миллиардов баррелей (2 миллиарда тонн).

Рост добычи в Западной Сибири предопределил рост добычи в Советском Союзе с 7,6 миллионов баррелей (более миллиона тонн) в день в 1971 году до 9,9 миллионов баррелей (около 1,4 миллиона тонн) в день в 1975 году. К середине 1970-х годов добыча в районе Западной Сибири заполнила разрыв, образовавшийся из-за падения добычи в Волго-Уральском регионе.

Производственные объединения стремились добыть как можно больше нефти с месторождений с тем, чтобы выполнить план по добыче, при этом не учитывалось влияние последствий разработки на состояние месторождений, бурилось слишком много скважин и закачивалось слишком много воды.

К тому же мало кто занимался вопросами повышения эффективности инвестиций в разработку и внедрением новых технологий. Проблемы вскоре начали проявляться в падении производительности скважин, низком пластовом давлении и увеличении обводненности.

Но с этого момента значительного падения добычи уже невозможно было избежать из-за плохих технологий управления добычей, несмотря на резкий рост капитальных вложений, Советский Союз мог сдержать падение добычи только до начала 1990 года. Но затем наступил провал в добыче, он был так же резок, как и ее рост – уровень добычи в России постоянно падал в течение десятилетия и остановился на уровне, почти на половину меньшем начального пика.

Финансовые трудности компаний спровоцировали резкое снижение объемов новых разведочных работ, объемов бурения и даже объемов капитальных ремонтов существующих скважин. В результате сложилась ситуация, которая привела к дальнейшему неизбежному падению добычи.

Несмотря на это, остаточные разведанные запасы оцениваются приблизительно в девять миллиардов баррелей (1,25 миллиардов тонн), представляя хороший потенциал развития нефтедобычи в России.

Остаточные запасы Восточной Сибири оценены в три миллиарда баррелей (0,45 миллиардов тонн), но неразведанные запасы могут быть в несколько раз больше. Основной проблемой этого региона является удаленность от рынков сбыта и отсутствие транспортной инфраструктуры.

Нефтяные запасы острова Сахалин также представляются довольно значительными, но их разработка в наши дни сдерживается высокой капиталоемкостью.

Http://www. peterlife. ru/funoffice/superpuper/190709.html

Добавить комментарий