Развитие нефтяной промышленности в РФ

 Ямало-Ненецкий  автономный округ (площадь - 750,3 тыс. кв. км., население - 465 тыс.  чел., центр - Салехард) также характеризуется  крупнейшими запасами и ресурсами  нефти, но по сравнению с  ХМАО их структура сложнее,  так как преобладающую роль  имеют нефти высокой плотности  и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское,  Тазовское, Западно-Мессояхское  месторождения). Разрабатываются 26 из 129 нефтяных месторождений. В  разрабатываемых месторождениях  сосредоточено 42% текущих разведанных  запасов нефти. С севера к  ЯНАО примыкает акватория Карского  моря, которая рассматривается как  непосредственное продолжение Западно-Сибирской  нефтегазоносной провинции с  богатейшим потенциалом ресурсов. При незначительных объемах буровых  работ, начатых в 1989 году, здесь  открыто два газовых месторождения-гиганта  (Ленинградское и Русановское), что  подтверждает высокий нефтегазогеологический  прогноз. Несомненно, что в будущем  освоение нефтяных ресурсов Карского  моря будет тесно связано с  инфраструктурой ЯНАО.  

 Томская область  образует третий по значению  центр нефтедобывающей промышленности  Западной Сибири. В разработку  вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений,  в том числе все крупные  (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Таловое). Средняя выработанность  начальных запасов открытых месторождений  составляет 30%, а перечисленных крупных  месторождений 17,58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают согласно геологическому прогнозу уже разведанные запасы в 1,8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.  

Остальные административно-территороиальные субъекты Западной Сибири (юг Тюменской, а также Новосибирская и Омская области) играют незначительную роль в  региональном балансе запасов и  добычи нефти в Западной Сибири. В трех областях открыто 16 небольших  месторождений, из которых только 3 (Кальчинское в Тюменской, Прирахтовское  в Омской и Малоичское в Новосибирской  областях) находятся в промышленной или опытной разработке. Геологические  перспективы развития сырьевой базы в целом незначительны [12]. 

Б) Уральский и  Поволжский районы: 

Эти районы, объединяющие ряд республик и областей Приуралья, Среднего и Нижнего Поволжья, составляют второй по значению (после Западной Сибири) крупнейший нефтедобывающий  центр России, известный как Урало-Поволжье или второе Баку. 

Для Урало-Поволжья характерно наличие большой группы крупнейших нефтяных месторождений, включая  Ромашкинское, Арланское, Туймазинское, Мухановское, Шкаповское, Кулешовское, Батырбайское и др.. В течение  длительного времени, начиная с 40-50-х  гг., они интенсивно отрабатываются с высокой эффективностью. 

Республики Татарстан  и Башкортостан являются центрами нефтяной промышленности Урала-Поволжья, на долю которых приходится 65% добычи нефти. Для обеспечения республик характерны высокая степень освоения месторождений  и общий остаточный характер сохраняющихся  запасов и ресурсов. 

В Татарстане в разработку вовлечено 87% разведочных запасов  при средней выработанности открытых месторождений на 67%, в том числе  по крупнейшим: Ромашкинскому, Ново-Елховскому и Бавлинскому — на 73-85%. Уже  длительное время подготовка запасов  нефти осуществляется за счет мелких месторождений и нефти ухудшенного  качества. Неразведанные ресурсы  нефти в Татарстане оцениваются  в 500 млн. т., некоторые перспективы  связываются с малоизученными западными  ее районами. 

В Башкортостане  разрабатываются 146 из 158 открытых месторождений, включающих 98.4% разведанных запасов  нефти. Средняя выработанность начальных  запасов месторождений составляет 78%, в том числе по крупнейшим: Арланскому, Туймазинскому и Шкаповскому  — 79-95%. Неразведанные запасы нефти  в республике оцениваются в 385 млн. т.. 

Самарская область  — одна из наиболее забуренных глубокими  скважинами частей Урало-Поволжья. К 1995 г. объем буровых работ здесь  достиг 9.2 млн. т., что составляет в  среднем 172 т/км перспективной территории. При такой изученности потенциал  нефтеносности Самарской области  реализован почти на 80%, сохраняя лишь перспективы небольших открытий. В разработку вовлечены 101 из 145 месторождений, в них заключено 92.7% разведанных  запасов нефти.  

Пермская и Оренбургская области также относятся к  «старым» нефтедобывающим районам  Урало-Поволжья, но отличаются от рассмотренных  выше более благоприятными показателями сырьевой базы. Прежде всего это  относится к Оренбургской области, где запасы открытых месторождений  превышают существующий уровень  добычи нефти почти в 60 раз, а перспективные  и прогнозные ресурсы нефти наиболее значительны в Урало-Поволжье. 

К настоящему времени  в Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений, из которых 82 разрабатываются; доля последних  в объеме текущих запасов нефти 75%. Выработанность начальных запасов  открытых месторождений составляет 37%, по отдельным месторождениям она  достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское). В то же время наиболее крупные  в области залежи нефти нефтяной оторочке Оренбургского газоконденсатного  месторождения (запасы 85 млн. т.) находится  только в начальной стадии освоения, хотя имеет высокую конкурентоспособность  по отношению к другим нефтяным месторождениям Оренбургской области. 

В Пермской области  открыто 163 нефтяных месторождения, из которых 98 разрабатываются. Большая  группа месторождений (4) находится  в длительной консервации по экономическим  причинам. В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 92% разведанных запасов. Средняя по области выработанность запасов составляет 50%, в том числе  по основным месторождениям: Ярино-Каменоложскому —90%, Павловскому — 37%, Батырбайскому  —58%, Осинскому —52%.  

Перечень основных нефтедобывающих центров Урало-Поволжья завершает Республика Удмуртия, которая  стала осваиваться значительно  позже всех рассмотренных выше, вследствие чего выработанность запасов открытых нефтяных месторождений является наименьшей (30%). Разрабатываются 23 из 67 месторождений, в том числе все крупные (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и Ельниковское). Относительно низкий темп освоения запасов нефти  в республике во многом объясняется  сложностью структуры запасов, где  преобладает тяжелая нефть (83%). 

Остальные районы играют резко подчиненную роль в запасах (5%) и добыче (3%) нефти Урало-Поволжья, что связано с отсутствием  крупных высококачественных месторождений. Так, в Ульяновской области открыто 41 нефтяное месторождение, но их общий  запас составляют лишь 31 млн. т., причем они представлены тяжелой и высоковязкой нефтью. 

Для Саратовской  и Волгоградской областей характерны трудности «старых» районов, обусловленные  физическим исчерпанием основных запасов. В Саратовской области в разработку вовлечено 92% разведанных запасов, в  Волгоградской области — 94%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений  составляет соответственно 62 и 78%, в  том числе по наиболее крупным: Соколовогорскому, Коробковскому, Жирновскому и Бахметьевскому — от 90 до 97%. 

Обособленное положение  в Поволжском районе занимает Республика Калмыкия, которая принадлежит нескольким нефтегазоносным провинциям: Волго-Уральской, Прикаспийской, Северокавказской, Днепровско-Припятской. За годы проведения геологоразведочных работ (с 1951 г.) в Республике открыто 28 и разрабатывается 20 нефтяных месторождений, но объемы подготовленных запасов и  добычи нефти небольшие [15]. 

В) Европейский Север: 

Включает территорию Республики Коми, Архангельской области  и Ненецкого автономного округа, а также прилегающий шельф  Баренцева моря. Площадь нефтегазоносной  и перспективной территории составляет 331.8 тыс. км.. Пик добычи был достигнут  в 1983 г. (19.2 млн. т.), в 1994 г. она составила 9.7млн. т..  

Северный район  в основном соответствует Тимано-Печорской  нефтегазоносной провинции, которая  представляет собой обширную область  на северо-востоке Европейской части  России. Ее площадь составляет около 350 тыс. км2. В географическом плане  Тимано-Печорский бассейн имеет  форму треугольника: на востоке его  ограничивают горы Урала — Пай-Хоя, на юго-западе — Тиманская гряда, на севере он сочленяется с Южно-Баренцевской впадиной. 

Сухопутная часть  Тимано-Печорской провинции расположена  в Республике Коми и Ненецком автономном округе (НАО). Месторождения, находящиеся  в Коми, достаточно разведаны, наиболее изученные из них разрабатываются  АО «Коми ТЭК». Шельфовая зона Тимано-Печоры изучена в меньшей степени. На долю Ненецкого АО сегодня приходится 52.7% начальных суммарных ресурсов этой нефтяной провинции. Успешное развитие нефтегазопоисковых работ в данном районе вывело Тимано-Печору на третье место по запасам нефти в России после Западно-Сибирского и Волго-Уральского бассейнов.  

Имеются значительные различия в состоянии сырьевой базы нефтяной промышленности Республики Коми, Архангельской области и Ненецкого  автономного округа. 

Республика Коми характеризуется многолетней историей поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. К 1995 г. здесь открыты 82 нефтяных месторождения, из которых 31 разрабатывается. Открытые месторождения  выработаны в среднем на 41%, в том  числе крупнейшие (Устинское и  Возейское) на 61% и 64% соответственно.  

Наиболее «старый» нефтедобывающий район (Ухтинский) находится на юге Республики Коми. Основные месторождения (Ярегское, Западно-Тэбукское, Пашинское), первое из них является единственным в России, где применяется  шахтный способ разработки тяжелой  нефти. 

Главный на сегодня  нефтедобывающий район сформировался  на базе Усинского, Возейского и ряда смежных месторождений севера Республики Коми, которые отличаются наибольшим разнообразием геологического строения.  

В резерве нефтедобывающих  предприятий Республики Коми находится  ряд достаточно крупных нефтяных месторождений: Сандивейское (20.5 млн. т.), Среднемакринское (20.2 млн. т.), Южно-Лыжское (15 млн. т.) и др. Ненецкий автономный округ характеризуется существенно  меньшей степенью промышленного  освоения. Из 73 нефтяных месторождений  разрабатываются лишь два (Хярьягинское и Ардалинское) при 15 подготовленных к разработке и 55 разведываемых. За время разработки (с 1988 г.) из этих двух месторождений добыто 9 млн. т.. 

С сырьевой базой  Европейского Севера тесно связаны  проблемы разведки и освоения нефти  в прибрежной части Баренцева  моря. Здесь открыты крупное Приразломное и среднее по запасам Северо-Гуляевское месторождение, которые по положению  в разрезе и структурным особенностям близки к месторождениям, открытым на суше [13].  

2.2 Транспорт нефти.  Магистральные нефтепроводы 

В настоящее время  география нефтеперерабатывающей  промышленности не совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки  нефти привели к созданию большой  сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в  части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам  стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно  дешевле, чем перевозка по железной дороге. 

На железной дороге основной поток нефти образуется в Западной Сибири и Поволжье. Из Западной Сибири нефть по железной дороге транспортируется на Дальний  Восток, Южный Урал и страны центральной  Азии. Из Урала нефть везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск. 

Транспортировка нефти  водным путем обходится дешевле  и экономичней других видов транспортировки, однако из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в  основном при перевозки нефти  на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны (Ленский, Амурский) и северному морскому пути [4.] 

Трубопроводы - наиболее эффективное средство транспортировки  нефти (исключая морские перевозки  танкерами). Пропускная способность  нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. т в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/ч. 

Трубопроводный транспорт  является важной подотраслью нефтяной промышленности. На сегодняшний день сформировалась развитая сеть магистральных  нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти  при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов  представлена двумя неравными по значимости и условиям управления группами объектов: внутрирегиональными, межобластными  и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи  промыслов и заводов, вторые - интегрируют  потоки нефти, обезличивая ее конкретного  владельца. Связывая очень большое  число нефтедобывающих предприятий  одновременно со многими нефтеперерабатывающими заводами и экспортными терминалами, нефтепроводы этой группы образуют технологически связную сеть - единый объект экономического и режимного управления, которая  получила название системы дальних  транзитных нефтепроводов и в  которую входят такие трубопроводы, как Нижневартовск - Курган - Самара; Усть-Балык - Курган - Уфа -Альметьевск; Сургут - Полоцк; Холмогоры - Клин; Самара - Тихорецкая; система нефтепроводов "Дружба" и другие трубопроводы, включая выходы к экспортным терминалам [11].