Проблемы истощения запасов углеводородного сырья на примере Нижневартовского нефтяного месторождения

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихай-ловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20-30м.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н. Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н. Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка. [2]

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ), проходящего в широтном направлении по реке Оби (рисунок 7).

Рисунок 7 - Геологическая карта Нижневартовского свода

Наиболее четко Нижневартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта "Б". Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана (горизонт "Б") свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода. [17]

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4 м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60 %) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ 1 и БВ 10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю 1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35 % и для преобладающих порд изменяется от 26,8 % (пласт БВ 8 Мегионское месторождение) до 35,3 % (пластАВ 1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50 %.

В пластах Ю 1-2 породы содержат 50,4 % кварца, 18,3 % полевых шпатов и 31,4 % обломков.

В пластах АВ 1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9 %.

Пласты Ю 1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ 1-2 в сравнении с пластами АВ 1 и БВ 8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ 1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6 %). Пласт БВ 8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5-3,5 %)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ 1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ 8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю 1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор. [2]

Наиболее региональной является классификация по главным признакам, отражающая все возможные типы залежей и месторождений.

В первую очередь месторождения делятся на промышленные и непромышленные.

К промышленным относятся месторождения в пределах которых получены притоки нефти с начальными дебитами не менее 2м 3/сут. Все месторождения с меньшими начальными дебитами следует относить к категории непромышленных (пл. АВ 2 Мегионское-0,2м 3/сут, БВ 9 Нонг-Еганское-1,2м 3/сут). Величина предела непромышленных притоков является условной и зависит от района и времени.

Классификация залежей и месторождений производится:

- по запасам (мелкие, средние, крупные, гиганты, супергиганты);

- по фазовому состоянию залежи подразделяются на 12 классов. В рассматриваемом районе встречаются, в основном, нефтяные, газовые, нефте-газовые, газоконденсатные залежи;

- по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически экранированные, стратиграфически экранированные, тектонически экранированные и т.д.). [23]. На Нижневартовском своде имеются практически все типы ловушек: пл. БВ 8 Повховского - пластово сводового типа, пл. БВ 22 Аганского -литологически экранированного типа, пл. БВ 1, БВ 7 Ватинского - пластово- стратиграфического типа;

- по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный);

- по типу ловушки выделяется два класса (пластовых и массивных залежей).

Кроме рассмотренных признаков типов залежей и месторождений в зависимости от целей исследований могут быть использованы дополнительные классификационные признаки.

Иногда начальными или первичными методами из скважины добывают столько нефти, сколько она может дать но при этом большая ее часть остается в пласте. В таких случаях разработчик может избрать проведение операций по повышению нефтеотдачи пластов. Эти операции подразделяются на добычу нефти вторичными методами, например, заводнение, и добычу третичными методами, которая обычно называется повышением нефтеотдачи пластов (ПНП).

В методе заводнения для дополнительной добычи нефти в коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные в определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта. По мере протекания от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вымывает захваченную породой нефть и выносит ее к добывающей скважине. Если после этого количество поступающей нефти больше или равно количеству воды, скважина может оказаться прибыльной.

Один из наиболее важных вопросов при заводнении - где найти достаточное количество воды. На начальной стадии подачи воды в коллектор (период заполнения) требуется ее высокий расход - 150-300 л на участок слоя площадью 0,4 га и толщиной 0,3 м. По окончании начального заполнения расход снижается и становится менее 150 л на тот же участок пласта. В итоге объем воды должен составлять примерно 150-170 % суммарного объема пор в пласте, включая объем пор близлежащих песчаников.

Пресную воду можно найти в поверхностных водоемах: прудах, озерах, ручьях и реках, если это не противоречит местным правилам водопользования. Однако эти источники могут иметь ограниченную емкость во время засушливых периодов и, кроме того, вода часто требует дорогостоящей подготовки. Более благоприятный способ - использование аллювиальных пластов вблизи рек. В такие пласты бурятся неглубокие скважины; единственный серьезный недостаток заключается в том, что вода требует антибактериальной обработки. Наконец, пресную воду можно найти под поверхностью обычно на глубине до 300 м. В этом случае надо пробурить скважины и установить насосы. И снова необходимые затраты следует соотносить с предполагаемыми доходами от заводнения. [5]

Однако многие коллекторы не однородны, и в менее проницаемых областях образуются газовые и нефтяные карманы. В коллекторах с водонапорным режимом поступающая вода вытесняет нефть и газ по мере добычи. Если добыча Производится слишком быстро, вода может обойти нефтяные и газовые карманы, не заходя в них (см. рис. 25.6). Вода (полирует нефть или газ в неработающих пластах (целики нефти или газа в залежи), что делает невозможной их добычу существующими скважинами. Для предотвращения чрезмерного образования неработающих пластов и для повышения суммарной добычи газ и нефть необходимо извлекать при меньшей скорости, чтобы вода успела проникнуть и в менее проницаемые зоны породы. [1]

Нижневартовское месторождение было открыто в 1964 году. Разработка месторождения начата в 1977 году. Промышленные залежи нефти установлены в юрских и меловых отложениях: пластах ЮВ₁₁₊₂ (васюганская свита), БВ ₁₀₁, БВ₈₀, (мегионская свита), БВ₇₀ (вартовская свита) и АВ_11-2 (алымская свита). В настоящее время ведется создание гидродинамической группы пластов БВ.

Пласт БВ₁₀₁ является основным объектом разработки Нижневартовского месторождения. Нефтяные залежи установлены в пределах западного и восточного поднятий структуры. Разрез пласта БВ ₁₀₁ имеет двучленное строение. Верхняя часть пласта песчанистая, нижняя глинистая, представлена переслаиванием мелкозернистых, глинистых песчаников с алевролитами. Верхняя и нижняя части разделены между собой пластом аргиллитов толщиной 23 м. В некоторых случаях происходит замещение аргиллитов на крупнозернистые алевролиты. Залежи пластовые, сводовые разделены неглубоким прогибом.

Пласт БВ ₈₀. Нефтяная залежь приурочена к восточному куполу и являлась основным объектом разработки. Нефть залегает в неоднородном пласте песчаника, по разрезу которого развиты плотные линзовидные алеврито-глинистые пропластки. Гидродинамическое единство пласта обеспечивается обширными "литологическими окнами", т.е. местами отсутствия глинистых перемычек.

Пласт БВ₇₀. Нефтяная залежь приурочена к восточному куполу. При достаточно больших общих толщинах, изменяющихся от 6,4 до 40,6 м и составляющих в среднем 20,1 м, эффективные толщины невелики (от 3,6 до 31,8 м) в среднем 10,4 м, что в совокупности с высокой расчлененностью (6,4), низким значением песчанистости (0,50), свидетельствует о значительной глинизации и неоднородности пласта.

Нижневартовское нефтяное месторождение относится по запасам к категории крупных, а по строению - к сложным.

Всего на территории района разрабатывается 98 лицензионных участков.

3. Экономический потенциал и структура экономики Нижневартовского района

3.1 Добывающая промышленность

Экономика района, как и в целом по Ханты-Мансийскому автономному округу, в значительной мере зависит от положения дел в нефтедобывающей отрасли, на долю которой приходится около 92 % объема промышленной продукции.

Нефтедобывающие предприятия Нижневартовска: нефтяная компания "МАГМА", нефтяная компания "ПАРИТЕТ", "АЛ", "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", "Самотлорнефтегаз", "СИБКАРС", "ТНК-Нижневартовск", "ЮГРАНЕФТЬ".

Начиная с 2000 года отмечался рост объема добычи нефти в целом на территории района с 65,0 до 90,0 млн. тонн в 2005 году, что составляет 33,6 % от общего объема, добываемого на территории автономного округа. Предприятиями района в 2005 году добыто 13,9 млн. тонн (5,2 % от общего объема добычи на территории округа), а с учетом предприятий, обособленные подразделения которых осуществляют деятельность на территории района - 18,3 млн. тонн (6,8 % от общего объема добычи на территории округа).

В 2006 году обозначился спад объемов добычи нефти как предприятиями района, так и в целом на территории района. Предприятиями района добыто 11,0 млн. тонн (4 % от общего объема добычи на территории округа), с учетом предприятий, обособленные подразделения которых осуществляют деятельность на территории района, - 15,2 млн. тонн (5,5 % от общего объема добычи на территории округа), а в целом на территории района добыто 87,1млн. тонн (31,6 % от общего объема добычи на территории округа). Снижение объема добычи составило в целом по району - 3,2 %, по предприятиям района - 21 %, с учетом обособленных подразделений - 17 %. По округу объем добычи нефти увеличивается, но темпы прироста снижаются (2005 год - добыто 267,9 млн. тонн (рост 4,8 %), 2006 год - добыто 275,3 млн. тонн (рост 2,7 %), оценка 2007 года - 282 млн. тонн (рост 2,4 %). При снижении темпов добычи Югра по-прежнему добывает более 57 % общероссийской нефти и около 7 % мировой.

Причинами падения объема добычи нефти предприятиями района в 2006 году являются: истощение базы Самотлорского месторождения (ОАО "ТНК-Нижневартовск" (на 8,8 %); технологические причины (ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" (на 16,3 %), а также перерегистрация двух предприятий по месту их нахождения (ОАО "Соболь" и ООО "Славнефть - Нижневартовск" с 2006 года внесены в государственный реестр г. Мегион, а объем добычи нефти этими предприятиями в 2006 году составил 2,0 млн. тонн или 13 % от общего объема добычи предприятиями района.

Также немаловажной причиной снижения объемов добычи в целом на территории района является хроническое невосполнение объемов добычи разведанными запасами. В 2006 году сохранилась тенденция снижения объемов геологоразведочных работ на территории района, как и на территории автономного округа, в связи с изменениями с 2002 года системы финансирования геологоразведочных работ (отмена отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы). [10]

Рисунок 8 - Объем добычи нефти

Объем отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами по полному кругу предприятий промышленной продукции в 2006 году составил 87,0 млрд. руб., или 94 % к уровню 2005 года, в 2007 году -89,4 млрд. руб. или 100 % к уровню 2006 года (в сопоставимых ценах). Объем отгруженной промышленной продукции на одного работающего (крупные и средние предприятия) в 2005 году увеличился на 63 % к уровню 2004 года, в 2006 году остался на уровне 2005 года, к 2009 году рост составит 8,4 %.

В 2006 году объем отгруженных товаров, работ и услуг по виду деятельности "добыча полезных ископаемых" составил 80,3 млрд. руб. или 92 % к уровню 2005 года, в 2007 году - 81,7 млрд. руб. или 100 % к уровню 2006 года (в сопоставимых ценах). В 2009 году объем отгруженной продукции составит (по прогнозу) 81,5 млрд. руб. или 105 % к уровню 2006 года (в сопоставимых ценах).

ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (ННП) разрабатывает 10 месторождений: Пермяковское, Хохряковское, Кошильское, Колик-Еганское, Ершовое, Сороминское, Туль-Еганское, Сабунское, Северо-Тарховское и Эниторское. Кроме того, предприятие является оператором по разведке и разработке трех лицензионных участков ОАО "ТНК-BP Технологии" - Мало-Сикторского, Восточно-Коликъеганского и Ермаковской группы месторождений (Орехово-Ермаковского, Чехлонейского, Западно-Ермаковского, Хохловского), лицензии на которые находятся у Тюменнефтегаза. В настоящее время в составе ННП три укрупненных нефтепромысла, база производственного обслуживания и Центр научно-инженерных и производственных работ.

Предприятие основано в 1964 году, одновременно с открытием самого большого в СССР Самотлорского месторождения и созданием Нефтепромыслового Управления "Мегионнефть". В 1971 году на базе НПУ было организовано Нефтегазодобывающее Управление "Нижневартовскнефть" им. В.И. Ленина. В 1990-е его преемником стало Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие.

С момента своего создания ННП показало себя как стабильное и успешно развивающееся предприятие, в числе приоритетов которого - увеличение объемов добычи, совершенствование нефтедобывающих технологий и внедрение инновационных методов производства.

В 2008 году ННП добыло 100-милионную тонну нефти.

Объем добычи в 2008 году составил 5,847 млн. тонн нефти и 361 млн. куб. м газа. Для достижения этого результата в течение всего года предприятие активно осуществляло программу геолого-технических мероприятий, число которых на конец года достигло 425. Высокую эффективность показали эксплуатационное бурение и операции по гидроразрыву пласта. Так, по программе бурения на месторождениях ННП были введены в эксплуатацию 27 новых скважин, которые дали прирост добычи в 179 тыс. тонн нефти. Благодаря 186 произведённым ГРП был получен прирост нефтедобычи в 251 тыс. тонн.

Кроме того, в 2008 году Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие продолжило работы по сокращению фонда бездействующих скважин. Было проведено 13 геологотехнологических мероприятий на бездействующих добывающих скважинах и 28 - на нагнетательных. За 2008 год ННП реконструировало более 99 км трубопроводов и рекультивировало более 20 га загрязненных земель.

Предприятие продолжает развивать инфраструктуру месторождений. Построены и сданы в эксплуатацию 10 промышленных и социально-бытовых объектов, произведена установка оборудования, запущен проект строительства энергообъектов.

3.2 Перерабатывающая промышленность

Доля обрабатывающих производств в общем объеме отгруженных товаров, работ и услуг по полному кругу предприятий промышленной продукции составляет 1 % и выражена в 2006 году в сумме 873 млн. руб. или 122 % к уровню 2005 года, в 2007 году - 915 млн. руб. или 100 % к уровню 2006 года (в сопоставимых ценах). К 2009 году значительных изменений в структуре обрабатывающих производств не прогнозируется и объем отгруженных товаров составит 960 млн. руб. или 100 % к уровню 2006 года (в сопоставимых ценах).

Нефтеперерабатывающие предприятия Нижневартовска: "ТНК-ВР Западная Сибирь" ОАО Филиал, "Нижневартовскнефтегеофизика", "АНК БАШНЕФТЬ-Уфа", "Нижневартовскбурнефть", сервисная компания "Черногорнефтесервис", ОАО "Башнефтегеофизика", ООО "Биметаллы", ООО "Блок-Инвест", "Голойл", ООО "ДМГ", ООО "Запсибнефтепродукт", СП "Катобьнефть", ОАО "Нефтебурсервис", ООО "Нефтедебит", "Нефтеперерабатывающее Нижневартовское объединение", "Нобель Ойл", ЗАО "Обьнефтеремонт", "Самотлорское нефтегазодобывающее управление", "Управление подготовки и сдачи нефти", "Черногорнефтепереработка", "Черногорское совместное предприятие", ЗАО корпорация "Югранефть".

ООО "Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение" (ННПО) было создано в августе 1998 года.

В настоящий момент в состав ННПО входят 4 установки первичной переработки нефти, системы управления технологическими процессами, лаборатория контроля качества и лаборатория неразрушающих методов контроля.

Технологические установки цехов ННПО производят следующие виды продукции: стабильный бензин, летнее, зимнее и арктическое дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей.

Мощность ННПО составляет 4,5 млн. тонн нефти в год. Отгрузка нефтепродуктов производится как железнодорожным путем, так и автотранспортом.

В 2008 году объединение произвело 800 тыс. тонн стабильного бензина, 466 тыс. тонн дизельного топлива, 77 тыс. тонн топлива для реактивных двигателей.

В 2007 году ННПО успешно прошло сертификационный аудит, проводимый компанией SGS VostokLimited по трем интегрированным системам ISO 9001, ISO 14001 и OHSAS18001 и подтвердила соответствие системы менеджмента международным стандартам. В 2008 году на IV Международной Ассамблее Качества ННПО был вручен золотой сертификат качества.

За последнее десятилетие заметно снижены поставки в страны СНГ на 23 %, выведены из эксплуатации некоторые участки трубопроводов. На ряду с этим наращиваются поставки в страны дальнего зарубежья (основные направления): Германия, Польша, Франция, Финляндия, Нидерланды, Италия и Китай. Экспорт в эти страны увеличен на 4,7 %.

3.3 Транспортировка нефти и нефтепродуктов

В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не совпадает с районами ее переработки.

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. [10]

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: транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных; для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы, которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов; хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

Нефтеперерабатывающие заводы размещаются 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 нет. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (Ачинск).

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, действует и Тобольский нефтехимический комбинат.

Для транспортировки нефти создана большая сеть 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.

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 под отраслью 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: внутри региональными, 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. [18]

В свое время создание нефтяной базы между Волгой и Уралом намного улучшило снабжение нефтью центральных и восточных районов страны.

Формирование в Западной Сибири главной нефтяной базы страны изменило ориентацию основных потоков нефти. Волго-Уральский район теперь "повернут" целиком на запад. Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири. Отсюда нефтепроводы идут по следующим направлениям: На запад - Усть-Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Самара - Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк; Самара - Лисичанск - Грозный - Баку;на юг - Шаим - Тюмень; Усть-Балык - Омск - Павлодар - Чимкент-Чарджоу. На восток - Александровское - Анжеро-Судженск. Для транспортировки нефти на запад, так и восток используются трубопроводы Волго-Уральского района восточного направления.

Из других магистральных направлений, возникших под влиянием добычи нефти в разных районах, выделяются Волгоград - Новороссийск; Грозный - Армавир -Туапсе; Грозный - Армавир - Донбасс (нефтепродукты); Ухта - Ярославль; Оха - Комсомольск-на-Амуре.

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.

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.

В свое время создание нефтяной базы между Волгой и Уралом намного улучшило снабжение нефтью центральных и восточных районов страны. Занимая выгодное транспортно-географическое положение, Волго-Уральский район вызвал появление целой системы магистральных нефтепроводов, идущих по следующим направлениям:

- на восток - Туймазы - Омск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа -Новосибирск (нефтепродукты); Уфа - Курган - Петропавловск (нефтепродукты);

- на запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через Самару- Брянск до Мозыря (Белоруссия), откуда в Польшу, Германию, Венгрию, Чехию, а также с ответвлением: Унеча - Полоцк - Вентспилс; Самара - Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск -Нижний Новгород - Рязань - Москва с ответвлением Нижний Новгород - Ярославль - Кириши (Северо - Запад);

- на юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.

Формирование в Западной Сибири главной нефтяной базы страны изменило ориентацию основных потоков нефти. Волго-Уральский район теперь "повернут" целиком на запад. Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири. Отсюда нефтепроводы идут по следующим направлениям:

- на запад - Усть-Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Самара - Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк; Самара - Лисичанск - Грозный - Баку;

- на юг - Шаим - Тюмень; Усть-Балык - Омск - Павлодар - Чимкент - Чарджоу;

- на восток - Александровское - Анжеро-Судженск. Для транспортировки нефти на запад, так и восток используются трубопроводы Волго-Уральского района восточного направления.

Из других магистральных направлений, возникших под влиянием добычи нефти в разных районах, выделяются Волгоград - Новороссийск; Грозный - Армавир - Туапсе; Грозный - Армавир - Донбасс (нефтепродукты); Ухта - Ярославль; Оха - Комсомольск-на-Амуре.

В настоящее время нефтяная промышленность России находится в состоянии глубокого кризиса, что обусловило резкое падение добычи нефти.

Только в 1992 г. она уменьшилась по сравнению с предыдущим годом более чем на 60 млн. т и в 1993г. еще на 40-45 млн. т. Выход из сложившегося кризисного положения в нефтяной промышленности Правительство Российской Федерации и Минтопэнерго связывают не только с дополнительными государственными инвестициями, но и с последовательным развитием рыночных отношений. Предприятия отрасли должны самостоятельно зарабатывать необходимые для их отрасли средства, а Правительство - создавать им для этого необходимые экономические условия. [18]

Поставки нефти для государственных нужд сокращены до 20 % ее добычи, остальные 80 % предприятия имеют право реализовать самостоятельно.

Ограничивается лишь вывоз ее из России, чтобы не оставить российский рынок без нефтепродуктов в условиях существующего несоответствия внутренних и мировых цен на нефть. Практически снят контроль за уровнем внутренних цен на нефть. Государство регулирует лишь предельно допустимый уровень рентабельности в цене. Важное значение для повышения эффективности функционирования нефтяного комплекса России имеет работа по акционированию и приватизации. В процессе акционирования принципиальные изменения происходят в организационных формах. Государственные предприятия по добыче и транспорту нефти, ее переработке и нефтепродуктообеспечению преобразуются в акционерные общества открытого типа. При этом 38 % акций указанных обществ остается в государственной собственности. Для коммерческого управления пакетами акций, находящихся в государственной собственности.

Для управления акционерными обществами по транспорту нефти и нефтепродуктов созданы акционерные компании "Транснефть" и "Транснефтепродукт", которым передается 51 % акций акционерных обществ. В связи с особенностями функционирования предприятий по транспорту нефти и нефтепродуктов их приватизация в настоящее время запрещена.

Образуются вертикально-интегрированные компании(ВИК)- это объединение компаний геологоразведки, и нефтедобычи с компаниями нефтепереработки и сбыта. Среди таких компаний выделяют: " ЛУКойл" - 40 % акций у государства, около 100 дочерних компаний и предприятий. В том числе 40 сервисных компаний, 24 совместных предприятия, 7 нефтедобывающих (Когалымнефтегаз, Лангеппаснефтегаз, Урайнефтегаз, Пермьнефть, Нижневолжскнефть, Калининградморнефтегаз, астраханьнефть) и 2 нефтеперерабатывающих (Волгограднефтепереработка и Перпмьнефтеоргсинтез), 3 финансово-инвестиционные компании (10 % российского рынка нефтепродуктов).

Заниженные цены на нефть приводили, например, к следующему: валовой доход объединения "Нижневартовскнефтегаз" (разрабатывающего все еще эффективное Самотлорское месторождение) составил в 1989 г. 1 млрд. 850 млн. руб. Из этой суммы почти миллиард был изъят в госбюджет, а оставшейся суммы не хватило, чтобы обеспечить финансирование производственных и социальных программ. Поэтому объединение вынуждено было "просить" у государства недостающие 300 млн. руб.

Можно сделать однозначный вывод - административно-командное планирование и управление, основанное на отраслевом принципе и остаточном финансировании региональных программ, не в состоянии создать условия для устойчивого экономического развития территории в долгосрочной перспективе [12]. Перспективы развития нефтяной промышленности России на предстоящий период в определяющей мере зависят от состояния ее сырьевой базы. Россия обладает крупными ресурсами нефти. Ожидается открытие новых крупных месторождений на шельфах северных и восточных морей, в Восточной Сибири. Не исключена вероятность открытия крупных месторождений в Западной Сибири. [4]

3.4 Рынок сбыта

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

Практически с самого начала проявления нефтяного фактора в международных отношениях изменились и основы формирования внешней политики заинтересованных государств. В качестве действующих лиц стали выступать два компонента: правительства и крупнейшие нефтяные компании. При этом последние выступали в качестве инициатора большинства внешнеполитических шагов на международной арене. Исполнительная власть не выступает в отношении нефтяного рынка как однородная сторона. Такая ситуация характерна и для России. На практике между оказывающими воздействие на нефтяной рынок министерствами существуют различия в подходе к большинству актуальных для нефтяников проблем. Например, в начале 1995 г. Минтопэнерго пыталось снизить пошлину на экспорт нефти с 23 ЭКЮ до 15. Поддержанное министерством внешних экономических связей Минтопэнерго, однако, натолкнулось на резкое сопротивление министерства финансов, защищавшее интересы бюджета. Вопрос решался на уровне главы правительства, и министерство финансов сумело настоять на своем. Практически все вопросы, затрагивающие нефтяной рынок, решаются между различными министерствами и ведомствами путем длительных согласований и ждущий решения должен набраться терпения. Другое дело, что нефтяные компании, как правило, активно лоббируют свои интересы в правительственных коридорах и пользуются при необходимости разногласиями между различными министерствами.

Известны также случаи, когда исполнительные власти в России на разных уровнях требовали от нефтяных компаний принять то или иное решение, причем зачастую себе в убыток. Этот вид протекционизма абсолютно нехарактерен для мировой практики. Обычно такого рода ситуации оказываются связаны с государственными обязательствами правительства Российской Федерации по поставке нефтепродуктов одной из постсоветских стран. После распада СССР большинство республик оказалось не в состоянии закупать у России, самого крупного экспортера нефти и газа, энергоресурсы по мировым ценам. По сути дела, сложилась ситуация энергетической зависимости подавляющего большинства постсоветских государств от России. Чтобы избежать экономической катастрофы у своих соседей, Москва принимала по межгосударственным соглашениям обязательства по поставке странам СНГ энергоресурсов, в том числе и нефтепродуктов, по льготным ценам. Каждый раз в таких случаях правительство возлагало на одну из нефтяных компаний, находящихся под государственным контролем, обязанности поставки в конкретную постсоветскую страну сырой нефти или нефтепродуктов. Например, в 1992 г. правительство настоятельно потребовало от "Когалымнефтегаза", входящего сейчас в компанию "ЛУКойл", поставить нефть в Казахстан. Компания была категорически против, однако власти использовали силовое давление и свой контроль над магистральными нефтепроводами. В результате "Когалымнефтегаз" все-таки поставил нефть на Чимкентский НПЗ, но казахстанская сторона оплатила не всю сделку. (В практике отношений между постсоветскими государствами такие случаи происходят весьма часто.) В результате российская компания оказалась в убытке в 14,5 млрд. руб. Более того, государство потребовало от "Когалымнефтегаза" уплатить 42 млрд. руб. таможенной пошлины за поставленную в Казахстан нефть. В аналогичной ситуации побывали и некоторые другие компании. В частности, были арестованы счета "Роснефти" за неуплату таможенной пошлины за поставки нефти на Украину, к которым компанию принудило опять же государство и которые были не оплачены украинской стороной.

"Нефтяная геополитика" строится на основе либо пятизвенной "цепочки" (добыча - транспортировка - переработка - транспортировка - сбыт), что характерно главным образом для развитых государств, либо ее усеченных модификаций (добыча - транспортировка - сбыт). С точки зрения российской внешней политики реалиями сегодняшнего и, видимо, завтрашнего дня является "усеченный" вариант цепочки. Несмотря на высказывания некоторых политических лидеров и правительственных чиновников в пользу переориентации российской нефтяной отрасли от продажи сырой нефти к широкому сбыту на западных рынках нефтепродуктов, эта перспектива выглядит, по крайней мере, в ближайшие годы малоправдоподобной. Уровень нефтепереработки на российских НПЗ остается низким, а западноевропейские рынки бензина - чрезвычайно насыщенными, чтобы отечественные производители могли в ближайшее время надеяться на масштабное присутствие на Западе. После распада СССР постсоветские элиты надеялись, что западные державы выполнят свои прежние обещания и окажут масштабную материальную помощь становлению демократии в бывших советских республиках. Однако очень быстро выяснилось, что в обозримом будущем развитые страны будут ориентироваться преимущественно на сырьевые богатства бывшего СССР. Речь идет о имеющихся и потенциальных возможностях постсоветских государств как поставщиков энергоресурсов: газа, сырой нефти и электроэнергии. Прибалтийские государства занимаются перепродажей российской нефти на внешний рынок.

Основными внешнеполитическими "узлами", которые определяют в настоящее время "нефтяную политику" Российской Федерации, являются "каспийский", "казахстанский", "восточнославянский", "ближневосточный" и "американский". Все они, кроме "американского", связаны с добычей нефти за пределами Российской Федерации.

Каспийский связан с перспективами нефтедобычи в регионе. Сегодня два постсоветских государства - Азербайджан и Казахстан - претендуют, хотя с различной мотивировкой (Баку считает Каспий озером, а Алма-Ата -морем) на раздел дна Каспия в соответствии с зонами, установленными в административном порядке еще в советское время. Россия же, как известно, настаивает на совместном пользовании всех государств каспийскими природными ресурсами. Очевидно, что интересы Российской Федерации в отношении месторождений, на которые претендуют прикаспийские государства, не выглядят столь противоречиво, несмотря на различную их трактовку со стороны государственных ведомств и экономических "действующих лиц". Россия заинтересована получить возможно большую долю в освоении месторождений, обеспечить транспортировку нефти в Европу по российской территории, добиться баланса влияния западных держав в Азербайджане и Казахстане, чтобы четче артикулировать российские интересы.

Противники ЛУКойла утверждают, что более жесткая политика правительства в отношении статуса Каспия и соответствующая сдержанность компании в отношении ее участия в освоении месторождений "Чираг", "Азери" и глубоководной части "Гюнешли" могли привести к тому, что присутствие компании в регионе казалось бы значительно более масштабным, хотя и отсроченным по времени. Их оппоненты ссылаются на то, что любая отсрочка вызвала бы окончательное устранение России из числа членов международного консорциума по освоению данных месторождений - Азербайджанской международной операционной компанией (АМОК). Во-вторых, существуют противоречия в отношении степени развития нефтедобычи. Здесь заметны расхождения между позициями нефтяников и кругов, связанных с рыболовством.

Последние высказывают опасение, что масштабная добыча нефти на Каспий приведет к резкому сокращению рыбных запасов. В-третьих, следует иметь в виду, что решительная политика "ЛУКойла", поддерживаемая руководителями правительства, не всегда вызывает одобрение со стороны представителей других российских нефтяных компаний. Так, "Роснефть" уже высказывала недовольство, что российское правительство не смогло добиться для нее 10- % участия в освоении месторождений "Азери", "Чираг" и глубоководной части месторождения "Гюнешли". Компания, безусловно, хотела бы, чтобы ее интересы на Каспий обеспечивались российскими официальными кругами с той же энергией, как они это делают в отношении "ЛУКойла".

Вопрос транспортировки каспийской нефти связан для России почти исключительно с государственными интересами, поскольку все магистральные нефтепроводы принадлежат государственной компании "Транснефть". Отсюда уровень, на котором принимаются решения и формулируется политика в отношении данного вопроса. Самым деятельным лицом в международных переговорах среди российского руководства является премьер Виктор Черномырдин. Выбор маршрута перекачки нефти, как ранней, так и "основной", будет в ближайшее время одним из острейших внешнеполитических вопросов для Российской Федерации. Как известно, два основных проекта предполагают "северный" маршрут - через Грозный, Новороссийск, Бургас (Болгария) - Александропулос (Греция) или Бургас - Влора (Македония) и "южный" -через турецкую территорию. Борьба между Москвой и Анкарой идет жесткая, хотя и в рамках нынешнего понятия об этике международных отношений. Во всяком случае, ни одна из сторон не замечена в попытке в полной мере воспользоваться такими геополитическими козырями, как чеченский и курдский вопросы. [11]

Проблема не только в сотнях миллионов долларов прибыли ежегодно за транзит, которые сейчас оспаривают между собой Россия и Турция. С точки зрения внешней политики, решение, которое предстоит принять

Азербайджанскому международному операционному консорциуму, во многом определит будущее международных отношений в данном регионе. В непосредственной близости от границ России и в зоне ее особых интересов, находятся третьи по значению в мире запасы нефти. На Каспии сталкиваются интересы нефтедобычи и рыболовства, хозяйственной ориентации населения прибрежных регионов. В прикаспийском регионе и в непосредственной близости от него до сих пор не развязаны все узлы региональных и этнических конфликтов. Российские политики считают допустимым определенный уровень экономического присутствия Запада на Каспии. Однако, по мнению российских политиков и бизнесменов, присутствие западных компаний в регионе не должно приводить ни к усилению политического влияния соответствующих стран, ни к вытеснению России с занимаемых ею позиций Каспии.

Нынешняя тенденция превращения Каспия в "нефтяное озеро" не может не сохраниться. При этом следует отметить, что разведка и разработка нефтяных месторождений на дне Каспия сопряжена со значительным риском аварий, разливов нефти с трансграничными последствиями. Значительную опасность представляет сброс в море отходов бурового шлама, который содержит около 40 высокотоксичных компонентов. Суточное накопление шлама на морских промыслах составляет уже многие сотни тонн. Между тем в настоящее время в прибрежных акваториях Баку средние зарегистрированные концентрации нефти превышают предельно допустимые в 10, а фенолов в 18 раз.

Российские интересы в отношении этой проблемы заключаются главным образом в том, чтобы максимально сохранить экологию Каспия и нынешний уровень рыболовства. Для этого необходимо, видимо, предусмотреть соответствующие финансовые отчисления со стороны участвующих в освоении дна Каспия нефтяных компаний.

"Казахстанский узел" состоит из двух основных проблем: участия российских компаний в добыче нефти на территории Казахстана и выбора маршрута для транспортировки нефти на Запад. Геополитическая ориентация республики определена ее этническим составом и спецификой коммуникаций с экономическими центрами современного мира. В настоящее время преобладание неказахского населения в большинстве областей Казахстана, особенно на севере, однозначно диктуют курс республики на тесные отношения с Россией.

Кроме того, коммуникации Казахстана с "Европой и экономически развитыми государствами Азии сегодня могут быть осуществлены только через Россию. Что касается России, то ее точка зрения состоит в том, что общие интересы обеих стран требуют, чтобы разработка нефтяных запасов Казахстана велась со значительным российским участием. При этом доля российского участия должна быть, по мнению всех заинтересованных "игроков" российской политики, значительно выше, чем это имело место в случае с месторождениями "Азери", "Чираг" и глубоководной части месторождения "Гюнешли". Наибольшую Заинтересованность в участии и освоении запасов республики демонстрируют компании "ЛУКойл", "Роснефть" и "Транснефть". Российской стороне удалось добиться 10- % участия НК "ЛУКойл" в разработке казахстанского месторождения "Тенгиз", которое прежде местные нефтяники осваивали совместно с американской компанией "Шеврон". Отметим также, что Россия внимательно наблюдает за действиями Казахстана в отношении нефтяных месторождений на дне Каспия. В советское время этот сектор почти целиком принадлежал к заповедной зоне. Если казахстанская сторона приступит к разработке месторождений, то это будет означать чрезвычайно высокий риск для экологии Каспия. [11]

"Восточнославянский узел" составляют отношения России с Украиной и Белоруссией. Здесь проблема распадается на две составные части. Во-первых, российские нефтепромышленники заинтересованы в присутствии на нефтяных рынках этих стран не только в качестве торговцев нефтепродуктами. Во-вторых, России необходимо обеспечить себе надежный транзит через территории обеих республик.