close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

ТЭК. Нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая промышленность

код для вставкиСкачать
Aвтор: Вадим 2007г., Санкт-Петербург, ФИНЭК, "зачет"
Содержание
1.Общая характеристика ТЭК России3
2.Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли6
2.1.Общая характеристика нефтяного комплекса6
2.2.Добыча и переработка нефти12
2.3.Конъюнктура международного и отечественного рынка нефти и нефтепродуктов15
3.Приложения18
Список использованной литературы22
Топливно-энергетический комплекс. Системы технологий нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей.
1.Общая характеристика ТЭК России
Энергетика России (топливно-энергетический комплекс - ТЭК) объединяет группу производств, занятых добычей и транспортировкой топлива, выработкой энергии и передачей ее к потребителю. То есть включает в себя топливную промышленность (нефтяную, газовую, угольную, и др.) и электроэнергетику.
Размещение большинства отраслей промышленности зависит от развития электроэнергетики. У крупных источников энергии вырастают крупные промышленные центры и районы. Хозяйство России полностью базируется на собственных топливно-энергетических ресурсах.
Теплота сгорания разных видов топлива неодинакова. Самая высокая теплотворная способность - у нефти и газа. Но ценность топлива зависит не только от калорийности, но также и от возможностей го использования: затрат на добычу, транспортировку и т.д. Для нашей страны наиболее экономичными являются нефть и газ, т.к. их добыча и транспортировка по трубопроводам обходиться сравнительно дешево. Не менее экономична добыча угля открытым способом (карьерным), хотя в последние годы очень возросли транспортные расходы. Низкокалорийное топливо (бурый уголь, сланцы, торф) не транспортируется, а используется на местах (местное топливо). В Канско-Ачинском буроугольном бассейне (Красноярский край, Восточная Сибирь) добыча ведется открытым способом. Это самый дешевый уголь в стране. Он используется как топливо при производстве электроэнергии на мощных ГРЭС.
4 - транспортировка или пердача потребителю (система турбопроводов);
6 - уголь;
7 - газ;
8 - нефть;
9 - горные сланцы;
10 - торф;
15 - альтернативные источники получения энергии.
Структура топливно-энергетического баланса (ТЭБ) России изменяется. Еще в 1950 г. главенствующее положение занимал уголь (более 60%). А сейчас в структуре ТЭБ России более 70% приходиться на долю нефти и газа.
Наша страна располагает огромными запасами топливно-энергетических ресурсов. Но, с точки зрения народного хозяйства, размещение этих ресурсов по территории неблагоприятною Главные потребители энергии находятся в европейской части РФ, а 80% геологических запасов топливных ресурсов сосредоточено в восточных районах России, что обуславливает дальность перевозок и, в связи с этим, увеличение себестоимости продукции1.
Топливно-энергетический комплекс является системообразующим производственным блоком в механизме формирования макроэкономическим показателем и оказывает прямое влияние на его социально-экономическое развитие, на экологическую, экономическую и национальную безопасность. Суровые климатические условия России, огромная территория и необходимость содержания соответствующей транспортной системы, сложившаяся в последние годы зависимость внутреннего рынка от импорта при удельном весе в составе экспорта более 70% топливно-энергетических и энергозависимых сырьевых товаров, высокая энергоемкость промышленности делают этот комплекс определяющим в экономике сегодняшней России. Его состояние, роль в воспроизводстве макроэкономических показателей и пути развития определяют будущий характер и национальной технологической системы, и экономики в целом. Это фактор усиливается промышленной политикой, принятой в постсоветский период и ориентированной на преимущественное развитие сырьевых отраслей2.
Располагая 15-20% мировых запасов сырья, Россия обречена на использование модели сырьевого развития. Однако лучшие источники сырья истощаются, и приходится отрабатывать источники с ухудшающимися горно-геологическими и технико-экономическими условиями, что ведет к удорожанию продукции и снижению ее конкурентоспособности на мировом рынке. Геологическая разведка стран "третьего мира" приводит к новым открытиям, что увеличивает поступление сырья на мировой рынок. Освоение и переработка сырья приводят к загрязнению окружающей среды органическими веществами, ртутью, кадмием и другими опасными для биоресурсов веществами, что делает регионы непригодными для проживания и развития других секторов хозяйства (особенно аграрного сектора и сектора примитивного хозяйства). Наконец, сырьевая модель отвлекает инвестиции из других секторов экономики, обрекая всю экономику на зависимость о положения в сырьевом секторе и ограничивая развитие новых, высокотехнологичных секторов.
Пик своего развития сырьевой сектор прошел в 60 - 80-е гг. 20 в. и в настоящее время находиться в состоянии неустойчивого равновесия, когда предложение и спрос на мировых рынках уравновешены, но отдельные события (войны на Ближнем Востоке, террористические акты, кратковременные спады деловой активности, природные катастрофы, открытия новых крупных месторождений и т.д.) могут выводить мировой и внутренний рынок из состояния равновесия в ту или иную сторону.
За последнее десятилетие объемы производства в сырьевом секторе России сократились на 30 - 50%, как и в примитивном и аграрном секторах. Однако экспортные возможности сырьевого сектора увеличились в связи с сокращением потребления сырья на внутреннем рынке и переходом на мировые цены в торговле с подавляющим большинством внешних партнеров. Сырьевой сектор России оказался наиболее конкурентоспособным из всех секторов российской экономики, что привело к изменению статуса страны (типа и класса) от индустриально-аграрной к нефтегазодобывающей. Нефте- и газодобыча стали главными отраслями российской экономики, определяющими макроэкономическую ситуацию в стране (формирование бюджета, валютный курс рубля, золотовалютные запасы, возможности выплаты внешнего долга, доходы населения) а также внутри- и внешнеполитическую ситуацию. В 2000 г. доля сырьевых товаров в экспорте страны достигла 54% (55,5 млрд долларов) в т.ч. сырой нефти 22% (23 млрд долларов) и газа - 12% (13 млрд долларов) и имеет тенденцию к дальнейшему росту.3
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ТОПЛИВНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Число действующих организаций (на конец года...62457461357095211171078138416631755165318421716Объем промышленной продукции, млн. руб. (до 1998 г. млрд. руб.)14,620,122,640,040,816137622074724225022359845268683503798725311845871497672Индекс промышленного производства в % к предыдущему году107,0108,0102,099,796,799,296,999.,697,4102,5104,9106,1107,0109,3Среднегодовая численность промышленно-производственного персонала, тыс чел.782723809861801846856821794738730806774740в т.ч. рабочие668611668707656692693659627583579635611576Сальдированный финансовый результат (прибыль минус убыток)1, млн.руб. (до 1998 г. млрд. руб.)...............2876124128268449307161769310880248014177403215493Уровень рентабельности проданных товаров, продукции (работ, услуг), %...............20,811,713,115,744,551,135,921,218,8Снижение (-), повышение затрат на один рубль продукции, в % к предыдущему году- 0,93,51,73,76,41- 9,317,4- 3,2- 2,1- 22,5- 8,415,018,02,1 С 1995 года - по данным бухгалтерской отчетности.
ПРОИЗВОДСТВО ПЕРВИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ ПО ВИДАМ
(миллионов тонн условного топлива)
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Всего8011047142316871857140813951359136813901418146515151619 в том численефть, включая газовый конденсат407588782776738439431437434436463498543603естественный газ96,1133293533739687694659682683674671687716уголь226250257261262176170163154167172182174189топливный торф (условной влажности)13,412,44,52,91,81,51,41,10,61,20,71,00,70,3сланцы1,61,81,81,71,40,70,50,60,50,60,50,50,30,4дрова23,022,021,922,816,08,17,06,25,25,15,45,25,15,0электроэнергия, вырабатываемая гидроатомными, геотермальными и ветровыми электростанциями33,440,063,289,398,395,491,191,991,297,5102108105106
2.Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли
2.1. Общая характеристика нефтяного комплекса
Нефть и нефтепродукты обеспечивают около трети топливно-энергетических потребностей страны и являются одним из главных источников валютных поступлений. Поэтому состояние нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей в значительной мере определяет и состояние экономики России в целом4.
По запасам нефти Россия занимает шестое место в мире, уступая Саудовской Аравии, Кувейту, ОАЭ, Ираку и Ирану. В 80-е годы СССР занимал первое место в мире по добыче нефти (более 600 млн т). В последние годы добыча нефти в России упала на 40% с 516 млн т (1990 г.) до 305 млн т в год (1999 г.) и тем не менее составляет 9% мировой добычи.
Нефтедобывающая отрасль оказалась одной из наиболее дезинтегрированных отраслей народного хозяйства, распавшейся в период приватизации госсобственности на ряд самостоятельных компаний. Количество действующих организаций с 1990 г. по 2003 г. выросло в 6,7 раза, численность работающих - в 2,3, численность рабочих - в 2,4 раза, в то же время добыча нефти сократилась в 1,5 раза. Достигнув в 1987 - 1988 гг. максимума (569,5 - 568,4 млн т), уровень добычи нефти с конденсатом стал снижаться, достиг минимума 303 млн т в 1998 г., после дефолта стал подниматься и в 2004 г. достиг 459 млн т.
Нефть в топливном балансе России издавна играла и в перспективе будет играть значительную роль. Нефтяная промышленность зародилась в России в середине XIX в. В 1913 г. на нее уже приходилось более 30% добычи минерального топлива в стране (9,3 млн т). В 1987 г. в СССР был достигнут абсолютный максимум добычи нефти (624 млн т), большая часть которой приходилась на РФ.
До 40-х годов в СССР добывалась нефть в основном на Кавказе - в районе Баку (Апшеронский полуостров, Азербайджан) и на Северном Кавказе (Грозный, Чеченская Республика). Кавказская нефть составляла 87% общесоюзной добычи (для сравнения: в 1997 г. в Азербайджане было добыто около 10 млн т нефти, а в России - около 300 млн т). В Северо-Кавказском экономическом районе РФ выделяются Дагестанская, Грозненская (малосернистая нефть с большим содержанием смол). Ставропольская и Краснодарская (мало серы и смол, значительный удельный вес бензиновых фракций и попутных газов) нефтегазоносные области. Добыча в 1993 г. составляла здесь около 8 млн г нефти (в т. ч. 4 млн т - нефть Грозненского месторождения).
К 1970 г. на первое место в стране вышел Волго-Уральский нефтегазоносный район (более 70% общесоюзной добычи). Максимальный уровень добычи был достигнут в 1975 г. - 226 млн т. в т. ч. в Татарии - 75 млнт; в Башкирии - 39 млн т. Для сравнения: в 1995 г. в Татарии было добыло 25,7 млн г нефти и в Башкирии - 15,7 млн т. Нефть Волго-Уральского бассейна (второго ныне в республике по добыче - 25%) отличается повышенной сернистостью (до 3% серы), что требует специальной очистки, но при этом содержит большое количество легких углеводородов. Залежи нефти разведаны в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Самарской, Пермской, Саратовской, Волгоградской областях.
В 60-е гг. началась разработка нефти на месторождениях Тимано-Печорской провинции в Республике Коми и, чуть позже, в Ненецком автономном округе (максимальный уровень добычи - 20,4 млн т, 1980 г.; в 1993 г. - всего 9,3 млн т). Площадь перспективных на нефть и газ земель в этом районе составляет 126 тыс. км2. По прогнозным оценкам запасы составляют около 3 млрд т нефти (и 1,17 трлн м3 газа). Нефть отличается высокой вязкостью, что затрудняет эксплуатацию месторождений. Крупнейшие из них - Усииское и Возейское.
В настоящее время основной район добычи нефти в РФ - Западная Сибирь, где открыто около 300 нефтяных и газоносных месторождений (свыше 70% общей российской добычи нефти и газа). Начало освоения месторождений Среднего Приобья относится к I960 г. Сибирская нефть имеет высокое качество. Основными месторождениями являются Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Федоровское, Сургутское и др. В 1988 г. добыча нефти в Тюменской области (включающей в состав Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа) достигла максимальной отметки 415 млн т. затем стала стремительно снижаться: 1991 г. - 329 млн т: 1992 г. - 274 млн т; 2001 г. - 230 млн т. Причин тому несколько, включая и технологические проблемы самой отрасли и проблемы всей экономики РФ в переходный период. Многие нефтяные скважины были даже законсервированы.
За пределами основных нефтяных районов добыча нефти на территории РФ ведется также на Дальнем Востоке, где наиболее значительные месторождения находятся на острове Сахалин, в Калининградской области, в Томской области и др.
В 2001 г. в РФ было получено (вместе с газовым конденсатом) около 340 млн т нефти, в том числе: в Тюменской области - около 230 млн т, в Татарии - около 30 млн т, Башкирии - около 11 млн т.
В прошлом в России нефть из районов добычи в районы потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах и танкерами по водным путям. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефте- и нефтепродуктопроводам, протяженность которых в России составляет более 62 тыс. км (2001 г.). Они соединяют нефтедобывающие районы со всеми частями страны. Нефть России экспортируется в страны СНГ. Восточной и Западной Европы. В последние годы в результате снижения объема переработки резко сократился экспорт нефтепродуктов. А поставки сырой нефти за рубежи России наоборот выросли и составляли 110 млн т в дальнее зарубежье и 17 млн т - в страны СНГ в 1997 г. В 2001 г. экспортировалось уже 150 млн г сырой нефти (включая транзит азербайджанской, казахстанской и туркменской нефти), в т. ч. в страны вне СНГ - около 130 млн т.5
Современное положение отрасли. Запасы. Запасы нефти в России оцениваются, по различным источникам, от 20 до 35 млрд тонн. Такой разброс свидетельствует о приблизительности и неточности расчетов, что связано с резким сокращением геолого-разведочных работ или намеренным искажением информации о запасах для привлечения инвесторов.
В целом нефтяная отрасль России характеризуется ухудшением состояния сырьевой базы в количественном отношении, что выражается в сокращении объемов запасов и добычи, и в качественном отношении, что связано с ростом доли трудноизвлекаемых запасов.
Основными причинами такого состояния являются:
-естественное истощение сырьевой базы на определенном этапе эксплуатации, которое приводит к уменьшению отдачи от каждой единицы вложенных инвестиций;
-сокращение инвестиций в отрасль в абсолютном измерении в 90-е гг.;
-направление инвестиций в 80-е гг. в другие регионы СССР: наиболее значительные бюджетные инвестиции в нефтяную отрасль направлялись на развитие крупнейшего Тенгизского месторождения в Казахстане;
-потеря подготовленной сырьевой базы в результате распада СССР, что привело к необходимости интенсивной эксплуатации уже работающих скважин, их износу и увеличению объема трудноизвлекаемых запасов.
Если в 80-е гг. объем инвестиций в геолого-разведочные работы мог компенсировать действие первой причины, то совместное действие всех перечисленных причин привело к устойчивому падению добычи нефти в начале 90-х гг. и неустойчивой стабилизации середины 90-х гг.
Количество нефтяных запасов сокращается (начиная с 1994 г. прирост запасов нефти не превышает объемов добычи, увеличиваются объемы списания неподтвердившихся запасов).
Качество нефтяных запасов характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов до 55-60%, снижением качества самих трудноизвлекаемых запасов (если раньше 55% разрабатываемых запасов составляли запасы с дебитами скважин менее 25 тонн/сутки, то теперь эту долю составляют запасы с дебитами менее 10 тонн/сутки), общим снижением качества запасов (свыше трети разрабатываемых запасов имеют степень обводненности в 70%). В поисках новых месторождений нефтедобыча перемещается все дальше на север и восток страны, а также в пустынные районы Прикаспия. Основными нефтяными базами Российской Федерации являются Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция с шельфом Карского моря, Волго-Уральская провинция, а также перспективная Баренцево-Печорская провинция с большими ресурсами на морском шельфе. Перспективны также шельфовые зоны острова Сахалин, полуострова Камчатка и Каспийского моря. Огромные потенциальные запасы нефти выявлены в Восточной Сибири, Якутии (Вилюйская котловина), а также на шельфе Охотского, Берингова, Чукотского морей.
Освоение этих запасов позволит России в течение ближайших 50-70 лет оставаться одной из крупнейших нефтегазовых держав мира, однако суровые природно-климатические условия арктических и дальневосточных морей потребуют принципиально новых технологических решений, приведут к удорожанию добычи, и эффективность добычи нефти в этих условиях будет постоянно снижаться.6
Распад СССР привел к острой нехватке оборудования для нефтяной промышленности, т.к. 70% оборудования производилось в Азербайджане, в то же время износ фондов составляет порядка 80%. Кроме того, на состояние нефтяной промышленности влияют тяжелые условия разработки месторождений, отдаленность источников и уровень транспортных тарифов на перекачку и перевозку нефти, падение объемов геологоразведочных работ и разведанных запасов, износ технологического оборудования, а также высокий уровень налогов и сложившийся уровень неплатежей. Все это происходит на фоне ограниченности инвестиций и, практически, отсутствия собственной базы воспроизводства и разработки необходимого технологического оборудования, особенно для разведки нефтеносных приисков.
На начало 1998 г. Россия отставала от мировых лидеров-экспортеров в 4-5 раз по обеспеченности нефтедобычи подтвержденными запасами. Технологическая отсталость нефтеперерабатывающей промышленности обуславливает экспорт преимущественно сырой нефти, т.к. внутренняя цена отечественных нефтепродуктов оказывается выше мировых цен. Средняя глубина переработки нефти на наших нефтеперерабатывающих заводах выросла от 64% в 1985 г. до 70%, выход светлых нефтепродуктов из тонны нефти колеблется на уровне 50-60%, тогда как мировой уровень цен соответственно 85-90% и 92%.
В 2004 г. вывоз сырой нефти составил 258 млн т, нефтепродуктов - 82,4 млн т. Падение объемов переработки нефти выше падения добычи, т.к. большая часть нефти на экспорт идет не переработанной.7
Говоря о перспективах добычи нефти в целом по России, отмечу, что несмотря на огромный объем слаборазведанных запасов большая их часть при детальной разведке не подтверждается. В России явно недостаточно месторождений, имеющих детальную оценку и четкие технико-экономические расчеты эффективности добычи. Проводить такие расчеты крайне сложно в условиях быстрой смены правил игры на нефтяном рынке, правил транспортировки нефти и других институциональных условий. Поэтому даже при освоении новых провинций (Тимано-Печорской, Восточно-Сибирской и Прикаспийской) вряд ли следует ожидать значительного увеличения объемов добычи. Таким образом, нефтедобыча в России обречена на переход в регрессивную стадию, когда рост издержек добычи ведет к снижению доходов и нормы прибыли. Вслед за этим сократятся налоговые платежи государству, инвестиционная привлекательность отрасли (связанная со снижением рентабельности и ростом рисков, присущих нефтедобыче на поздней стадии естественной динамики), увеличится безработица и деградация регионов нефтедобычи.
Не случайно крупнейшие российские нефтяные компании собираются участвовать в разработке месторождений в развивающихся странах, поскольку диверсификация источников сырья позволит избежать значительных транспортных расходов и повысит устойчивость функционирования компаний.
Добыча. В 2000 г. в России было добыто 313 млн тонн нефти (на 6% больше, чем в 1999 г.) и 28,7 млрд куб.м нефтяного газа (на 2,5% больше, чем в 1999 г.). Увеличилась среднесуточная добыча в 27 из 35 нефтедобывающих районах России, особенно в Сахалинской, Архангельской, Томской, Тюменской областях, Республике Коми и Татарстане. Среди федеральных округов на первом месте по добыче нефти и газового конденсата находится Уральский (66% от общего объема добычи). На долю Приволжского округа приходится 23% добычи, Северо-Западного округа - 4%. Среди субъектов Российской Федерации выделяются Ханты-Мансийский АО (181 млн тонн), Ямало-Ненецкий АО (32 млн тонн), Татарстан (27 млн тонн), Башкортостан (12 млн тонн), Республика Коми (10 млн тонн), Оренбургская и Пермская области (более 9 млн тонн каждая), Самарская область и Удмуртия (по 8 млн тонн), Томская область (около 7 млн тонн). На долю перечисленных субъектов российской Федерации приходится 94% всей добываемой в стране нефти.
Западная Сибирь является главным добывающим регионом страны. Однако условия нефтедобычи в регионе заметно ухудшаются. Произошло сокращение дебитов скважин в 5 раз (в среднем по России - в 2,3 раза), уменьшение запасов новых месторождений - в 8 раз, доля разрабатываемых месторождений с затратами, превышающими среднеотраслевую себестоимость, увеличилась на 10%, доля дорогостоящих запасов среди прогнозных увеличилась более чем на 50%.
Эти показатели свидетельствуют о переходе главного нефтяного региона страны из зрелой стадии естественной динамики в позднюю, характеризующуюся ухудшением качества запасов и снижением добычи. Если раньше динамика объемов добычи нефти и ее запасов определялась не только степенью выработанности уже открытых месторождений, но и вводом в эксплуатацию новых, то теперь объемы влияния второго фактора будут весьма незначительны. Высокая степень геологической изученности Западной Сибири свидетельствует о том, что освоение перспективных месторождений нефти не сможет существенным образом повлиять на динамику добычи в связи с быстрым выбыванием староосвоенных месторождений.
На смену стареющей Западной Сибири должен прийти новый регион или группа регионов, как в свое время регионы Баку и Поволжье. Однако деконцентрация ресурсов и собственности формируют новую тенденцию в нефтедобыче. Поскольку финансовые ресурсы резко ограничивают возможности освоения новых районов, оказывается более выгодным в настоящее время использовать новые технологии добычи на староосвоенных месторождениях, извлекая не 30-40% запасов, как это было в советский период, а 50-60% запасов. Как следствие возник спрос на высокотехнологичное оборудование западных фирм, позволяющих реанимировать старые месторождения. Добычей нефти стали заниматься во всех регионах России, где есть даже небольшие месторождения, поэтому обозначилась тенденция увеличения районов добычи нефти.
Транспортировка нефти. Наряду с ухудшением качества и количества запасов нефти постоянно ухудшаются условия ее транспортировки. При распаде СССР Россия потеряла большинство нефтеналивных терминалов на Балтийском и Черном морях. Это привело к увеличению затрат на транзит и перевалку нефти через порты Прибалтики и Украины, составляющих 600 млн долл. в год.
Кроме того, система магистральных трубопроводов, созданная в советское время, характеризуется крайней изношенностью. Из 61 тыс. км магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов третья часть эксплуатируется уже более 30 лет, половина - более 20 лет и лишь 12% от общей протяженности нефтепроводов эксплуатируются от 10 до 20 лет. Значительный срок эксплуатации системы нефтепроводов, их интенсивное использование (ежегодный объем транспортировки нефти превышал 500 млн тонн), нехватка средств у предприятий приводят к высокой степени аварийности транспортировки нефти. Ежедневно происходит 75- 80 прорывов трубопроводов, сопровождающихся разливами нефти и гибелью экосистем. Кроме того, изношенность системы нефтепроводов становится причиной дополнительных затрат на ремонтно-восстановительные работы. Объем затрат для всех эксплуатируемых нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть"" оценивается в 6,5 млрд долл. Ежегодно компанией производится ремонт 1,4тыс. км магистральных нефтепроводов, т. е. 3% от общей протяженности, которая составляет 47 тыс. км. Средняя стоимость ремонта составляет 140-150 тыс. долл./км.
В последние годы Россия предпринимает попытки решения транспортных проблем. Строятся новый нефтяной порт в Приморске (Ленинградская обл.) и Балтийская трубопроводная система реализуется проект Каспийского трубопроводного консорциума, поставляющего казахстанскую нефть через Новороссийск на экспорт, создаются региональные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. Однако это весьма капиталоемкие проекты, которые способны улучшить ситуацию, но не решить проблему транспортировки кардинально. Стоимость транспортировки будет возрастать, что также ставит под сомнение целесообразность существенного увеличения добычи.
Помимо геолого-разведочных работ, добычи и транспортировки нефти в состав нефтяного комплекса входят переработка нефти и получение нефтепродуктов.
Переработка нефти. Нефтеперерабатывающая промышленность; всегда была самым слабым звеном российского нефтяного комплекса. Длительный период строительства нефтеперерабатывающих заводов приводил к тому, что получаемая продукция по своим характеристикам уступала продукции европейских заводов, и к 90-м гг. отставание достигло такого уровня, когда оказалось более выгодной переработка нефти на Западе, с последующим ИМпортом нефтепродуктов. Глубина переработки нефти в России coставляла 58-59% по сравнению с 85-90% на Западе. Кроме того распад СССР привел к тому, что значительные мощности нефтепереработки оказались за пределами России, а конфликт в Чечне остановил работу Грозненского нефтеперерабатывающего завода, Резкое сокращение внутреннего спроса на нефтепродукты также: повлияло на работу нефтеперерабатывающих предприятий.
За последнее десятилетие производство моторного топлива сократилось в 2 раза, нефтебитума, электродного кокса, ароматики в 2-3 раза, твердых парафинов, основных продуктов нефтехимии и сырья для сажи - почти в 7 раз.
Принятые во второй половине 90-х гг. меры по переоборудованию нефтеперерабатывающих предприятий, подконтрольных крупнейшим нефтяным компаниям, создание специализированной нефтехимической компании "Сибур", получившей в 2000 г. специальную премию "За возрождение отрасли", привели к стабилизации производства и небольшому росту в 2000 г. Вместо 34 действовавших в 1990 г. предприятий сейчас работает около 500 нефтеперерабатывающих предприятий. Объем первичной переработки нефти увеличился в течение 2000 г. на 2,7% и достиг 173 млн тонн. Производство смазочных масел увеличилось на 15,1%, автомобильного бензина - на 3,6%, дизельного топлива - на 5,1%. Учитывая, что прирост потребления дизельного топлива в 2000 г. составил 13%, а прирост парка легковых автомобилей в России ежегодно составляет около 13% (около 1 млн штук в год), можно сказать, что российская нефтепереработка не успевает удовлетворять спрос на внутреннем рынке и резервы для роста существуют, несмотря на конкуренцию со стороны крупнейших зарубежных компаний ("Бритиш петролеум", "Шелл"),
Серьезным ограничителем развития нефтеперерабатывающей промышленности в России является экологическая ситуация в городах с нефтепереработкой. Ежегодно каждое предприятие нефтепереработки выбрасывает в атмосферу от 40 до 60 тыс. тонн загрязняющих веществ (всего - 736 тыс. тонн в 2000 г.), включая летучие органические соединения, на которые приходится около 55% всех выбросов, а также диоксид серы (18%), углеводороды (16%), оксиды углерода и азота. Сброс сточных вод в поверхностные водоемы составляет около 380 млн куб. м. Не случайно все города с крупными нефтеперерабатывающими предприятиями (Ангарск, Уфа, Салават, Кириши, Новокуйбышевск, Сызрань, Омск, Орск, Ярославль, Волгоград) относятся к городам с крайне неблагоприятной экологической обстановкой.
Сбыт нефтепродуктов. Завершающим звеном нефтяного комплекса выступает сбыт нефтепродуктов. Для оптовой торговли существует сеть нефтебаз, связанных с нефтеперерабатывающими предприятиями нефтепродуктопроводами, железнодорожным сообщением, водным транспортом. Для розничной торговли создается сеть автозаправочных станций с магазинами и техобслуживанием. В настоящее время на каждую АЗС в России приходится около 4 тыс. автомобилей, что в два раза больше, чем в Европе. Поэтому крупнейшие нефтяные компании планируют в ближайшие годы удвоить количество АЗС в России, и даже развивать сети АЗС в других странах мира, включая США и европейские страны.
Пространственная организация сбыта нефтепродуктов, включающая нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), нефтебазы и АЗС, является интереснейшей экономико-географической задачей, для решения которой используются ГИС-технологии. Главными факторами для размещения НПЗ служат наличие крупных потребителей нефтепродуктов, узловое транспортное положение, наличие водных ресурсов. Нефтебазы располагаются в городах и сельских районах, АЗС имеют внутригородское и придорожное размещение. К размещению НПЗ, нефтебаз и АЗС может быть применена модель Кристаллера для сферы услуг, с сетками различных радиусов (для АЗС - 0,5-5 км, для нефтебаз - 50 км, для НПЗ - 500 км).
Конкурентоспособность российской нефтяной отрасли на мировом рынке и перспективы развития. Поскольку потребление сырой нефти в России будет расти более низкими темпами, чем добыча экспорт нефти должен возрастать. Предполагается, что к 2020 г экспорт сырой нефти увеличится со 130 млн тонн до 210 млн тонн (на 4 млн тонн ежегодно). Поэтому конкурентоспособность российской нефти на мировом рынке является одним из главных параметров, состояние которого необходимо отслеживать для определения перспектив развития отрасли.
Конкурентоспособность определяется такими факторами, как рентабельность и надежность. Рентабельность зависит в первую очередь от снижения издержек благодаря использованию технологических новаций и сокращению непроизводительных затрат (например, на административные расходы). Надежность определяется политической и социально-экономической стабильностью в стране и районах транспортировки нефти, устойчивостью функционирования нефтяных компаний и транспортных систем.
Сравнение России со странами ОПЕК и другими крупными нефтедобывающими странами показывает, что издержки добычи и транспортировки нефти в России будут возрастать. Поэтому единственным способом повышения конкурентоспособности нефтяного комплекса России является превращение в сверхнадежного партнера для крупнейших потребителей нефти, которыми выступают европейские страны, США и Япония.
Политика В. Путина действительно увеличивает надежность России как поставщика нефти, особенно в связи с конфликтом между исламским миром и США. Выход российских компаний на нефтяной рынок США может повысить экспортные возможности России и обеспечить дальнейший рост добычи нефти.8
2.2.Добыча и переработка нефти
Нефтяная промышленность существует более 130 лет. За это время добыто порядка 85 млрд т. Ежегодно добывается около 3 млрд т.
После извлечения из недр сырая нефть специальными приемами очищается от растворенного в ней газа, пластовой воды, минеральных солей и различных механических примесей в виде песка и глины. Затем практически вся нефть, не идущая на экспорт, подвергается перегонке на фракции. Фракционная перегонка основана на разнице в температуре кипения отдельных фракций - групп углеводородов, близких по физическим свойствам и имеющих одинаковую температуру кипения и конденсации. Нефть, нагретая топочными газами в печи до температуры кипения (~ 350°С), поступает в среднюю часть ректификационной колонны, работающей при атмосферном давлении Низкокипящие фракции превращаются в пар и устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз колонны. Внутри колонны установлены тарелки - перфорированные листы с отверстиями для прохода пара и жидкости.
По высоте колонки температура на тарелках постепенно уменьшается, таким образом нефтяной пар конденсируется на них в зависимости от температуры кипения соответствующей нефтяной фракции. Самый низкокипящий слой - пары петролиумного эфира, поднимаются до верхних тарелок и там конденсируется. Самый высококипящий слой - мазут, конденсируется и собирается в нижнем слое, затем снова подается на печь, испаряется и в ректификационной колонке, работающей под вакуумом, снова разделяется на фракции. Таким образом, на рис. 8.2 видно, как, по мере подъема по высоте ректификационной колонки, выделяются различные фракции - керосин, лигроин, бензин, петролиумный эфир
Продукты перегонки после выхода из колонки охлаждаются в холодильниках
Современные колонны строят диаметром до 6 м и высотой до 50 м, имеют до 80 тарелок и перерабатывают до 12 млн т нефти в год.
После перегонки тяжелые фракции подвергаются термическому или каталическому крекингу. Крекинг - процесс переработки нефти и ее фракций, основанный на разложении молекул сложных углеводородов в условиях высоких температур и давления, в присутствии катализаторов или без них, для получения моторных топлив и химического сырья.
Термический крекинг осуществляется только под воздействием высоких температур и давления при переработке гудронов и тяжелых фракций нефти в широкую фракцию, используемую при получении моторных топлив.
Каталический крекинг осуществляют в присутствии катализаторов, главным образом для получения высокооктановых топлив из керосина и соляровых фракций. Крекинг низкого давления или пиролиз применяют для превращения керосина и газойля в пропилен и др газы, применяемые для получения каучука и пластмасс
Каталический риформинг проводится при получении высококачественных бензинов в среде водорода, что позволяет снизить содержание серы при получении его из сернистых фракций. Наибольшее распространение получил платформинг. где в качестве катализатора используется платина. При этом получается бензин, бензол и др. продукты.
Нефтепродукты. Переработкой нефти получают продукцию более 10 тыс. наименований. По объему потребления наибольшую значимость имеет искусственное жидкое топливо (карбюраторное, дизельное, котельное, реактивное и др.). смазочные масла и консистентные смазки.
Карбюраторное топливо предназначено для двигателей внутреннего сгорания с зажиганием от электрической искры. Основной показатель - детонационная стойкость, оцениваемая октановым числом, изменяющимся от 0 до 100. Октан число определяется процентным содержанием малосклонного к детонации изооктана по сравнению с присутствующим в топливе нормальным гептаном сгорающим со взрывом и вызывающим преждевременный износ двигателя (характерный стук двигателя). Поскольку детонационная стойкость изооктана условно принята за 100 единиц, а гептана - за 0, то качество топлива тем лучше больше в нем изооктана и, следовательно, чем выше октановое число. Автомобильные бензины имеют октановое число 66, 72 76 92. 95 и 98; авиационные - 70. 91, 95. 100; тракторный бензин - 40 и 45; тракторный лигроин - 54. Повышение октанового числа достигается использованием более совершенных приемов каталитического крекинга, риформинга, алкилирования и изомеризации нефтяных фракций, увеличением содержания ароматических углеводородов, а также добавлением к бензину тетраэтилсвинца а к воздушно-бензиновой смеси - воды или водно-спиртовых растворов в капельно-жидком виде.
Дизельное топливо используется в поршневых двигателях дизеля, воспламеняется от сжатия, необходимая температура воспламенения 550-600 °С. Основной показатель воспламеняемости - цетановое число, характеризующее склонность дизельного топлива к воспламенению. Цетановое число определяют по эталонной смеси сравнением легко воспламеняющегося цетана и трудно воспламеняющегося а-метилнафталина. Чем больше цетановое число, т. е. чем больше в топливе парафинов и меньше ароматических соединений, тем выше качество дизельного топлива. В дизельных топливах всех марок, так же как и в карбюраторных, строго регламентируется кислотность, щелочность, а также содержание серы и влаги, поскольку они сокращают срок службы двигателя
Котельное топливо используют в паровых котлах, электростанциях, парогенераторных и котельных установках, в промышленных, например, мартеновских печах. К этому виду топлива относятся мазуты (продукты прямой перегонки нефти), жидкие продукты переработки каменных углей и горючих сланцев, гудроныСмазочные масла получают перегонкой мазута под вакуумом. Они применяются в движущихся деталях для уменьшения трения и отвода теплоты. По назначению классифицируются на моторные, индустриальные, турбинные, компрессорные, цилиндровые, трансмиссионные и т д . а по температуре застывания - на летние и зимние.
На основе смазочных масел готовят несмазочные КОМПОЗИЦИИ, предназначенные для передачи импульса давления в гидроприводах и тормозных системах.
Консистентные смазки получают добавлением к смазочным маслам загустителей (мыла, церезина, сульфидов, силикатов). Это улучшает их вязкостно-температурные свойства и делает пригодными к применению в случаях, когда обычная жидкая смазка не может быть использована из-за особых условий работы и конструкции узла трения. Антифрикционные консистентные смазки применяют для уменьшения трения и износа.9
Трубопроводы - наиболее эффективное средство транспортировки нефти по суше. Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн т в год при скорости движения потока нефти 10-12 км в час. На сегодняшний лень 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 группами объектов: внутрирегиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи нефтепромыслов и заводов, вторые - интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца. Они связывают большое число нефтедобывающих предприятий со многими нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и экспортными терминалами. Это система дальних транзитных нефтепроводов. В ним относятся, например, трубопроводы: Нижневартовск-Курган-Самара; Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск; система нефтепроводов "Дружба" и др.
К основным магистральным системам нефтепроводов относятся следующие:
1.Волга-Уральская система, по которой нефть транспортируется из Поволжья в районы Центральной России (в т. ч. в Москву):
На запад: Альметьевск-Нижний Новгород-Рязань-Москва, с ответветвлением: Нижний Новгород-Ярославль-Кириши;
На восток: Туймазы-Омск-Ангарск;
Нефтепродукты транспортируются по нефтепроводам:
Уфа-Курган-Петропавловск; Самара-Пенза-Брянск; Уфа-Новороссийск; Туймазы-Омск; Уфа-Новосибирск.
В 1964 г. была открыта первая нить нефтепровода "Дружба", которые связал Волго-Уральский нефтяной район с западными районами бывшего СССР и странами Восточной Европы: Альметевск-Самара-Пенза-Липецк-Орел-Унеча-Мозырь (Белоруссия). В Мозыре нефтепровод "Дружба" разветвляется на два участка: северный - по территории Белоруссии до Бреста и далее в Польшу и Германию; южный - по территории Украины до Ужгорода и далее в Словакию. Венгрию, Чехию и др. От Унечи от нефтепровода есть ответвление на Полоцк и далее в Вентспилс (Латвия) и Мажейкяй (Литва).
2.Западно-Сибирская система включает нефтепроводы, по который транспортируется нефть от Сургута и Нижневартовска к нефтепроводу "Дружба", затем на Украину (и далее в Европу), а также в Казахстан, на Северный Кавказ (в порт Новороссийск) и в Восточную Сибирь (до Ангарска):
Сургут-Тюмень-Курган-Челябинск-Уфа-Самара - далее в систему "Дружба" (для транспортировки нефти на запад используются трубопроводы Волго-Уральского района);
Усть-Балык-Курган-Уфа- Альметьевск;
Нижневартовск-Сургут-Тобольск-Омск-Павлодар (Казахстан) - Чимкент (Казахстан);
Шаим-Тюмень;
Нижневартовск (Александровское)-Анжеро-Судженск-Красноярск-Ангарск; и ответвление снова на запад: Анжеро-Судженск-Новосибирск-Омск-Курган-Челябинск-Уфа-Туймазы;
Нижневартовск-Курган-Самара-Саратов и далее на Украину: Лисичанск-Кременчуг-Херсон-Одесса;
Сургут-Самара-Саратов-Волгоград-Новороссийск.
3.Северо-Кавказская система объединяет нефтепроводы этого экономического района РФ: Грозный-Армавир-Тихорецк далее на Туапсе, Новороссийск и в Ростов-на-Дону; Грозный-Махачкала. (В связи с боевыми действиями в Чеченской республике эти нефтепроводы не эксплуатируются).
4.Из других магистральных направлений, возникших в результате добычи нефти в разных районах России следует отметить следующие. Действует нефтепровод, транспортирующий нефть из Республики Коми в районы Центральной России (Усинск-Ухта- Котлас-Ярославль- Москва). А на Дальнем Востоке действует нефтепровод от месторождений острова Сахалин на материк (Оха - Комсомольск-на-Амуре).
Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) в основном размещаются вдоль трасс нефтепроводов и в районах массового потребления нефтепродуктов. Хотя продолжают работать НПЗ, построенные в районах добычи нефти.
Главные НПЗ России находятся в городах Ангарск, Волгоград, Кириши, Краснодар. Комсомольск-на-Амуре, Кстово, Москва, Омск, Пермь, Рязань, Саратов, Сызрань, Туапсе, Туймазы, Ухта, Хабаровск, Ярославль и др.10
2.3.Конъюнктура международного и отечественного рынка нефти и нефтепродуктов
В советский период предприятия нефтяного комплекса подчинялись различным министерствам и ведомствам - Министерству геологии, Министерству нефтяной промышленности, Министерству химической промышленности, Министерству строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрою), Министерству энергетики и др.
В этих условиях между министерствами необходимы были бесконечные согласованиями любых проектов развития, что тормозило принятие решений и ориентировало весь комплекс не на получение конечного результата с минимальными издержками, а на получение промежуточных результатов, находившихся в зонах ответственности каждого министерства.
Указ Президента РФ "Об особенностях преобразования государственных предприятий, объединений организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества" от 14 августа 1992 г. № 922, положил начало процессу приватизации в нефтяной отрасли и формированию новой организационной структуры нефтяного комплекса.
Главным подразделением нефтяного комплекса стали вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), включающие в себя все стадии получения продукта, от геологоразведки и добычи до переработки, сбыта и нового строительства:
Крупнейшие вертикально интегрированные компании в составе нефтяного комплекса (2000 г.)
НазваниеДоля
Российской ФедерацииДоля
нерезидентов"НК "Лукойл""26,6%Не менее 28,4%"НК "Юкос""Менее 1%Есть"Восточная НК"36%Менее 1%"НК "Сиданко""0%10%"НК "Сургутнефтегаз""Менее 1%Есть"Тюменская НК"49%"НК "Роснефть""100%"Сибирская НК"Менее 1%"НГК "Славнефть""74,9%Не менее 19,55%"РМНТК "Нефтеотдача""100%
Вертикально интегрированные компании, контрольные пакеты акций которых принадлежат государству, контролируют примерно 10-11% рынка нефти. В крупнейших нефтяных компаниях "НК "Юкос"", "НК "Сургутнефтегаз"", "НК "Сиданко"" государственное участие в капитале отсутствует, а в таких, как "НК "Лукойл"", "Тюменская НК", будет утрачено в ближайшее время.
В отрасли действуют также нефтяные компании регионального масштаба, созданные в 1994-1997 гг.: "ОНАКО" (доля Российской Федерации - 85%), "НОРСИ-ойл" (доля Российской Федерации -85%) и др.
НазваниеПримечания"ОНАКО"Доля Российской Федерации - 85%"НОРСИ-ойл"Доля Российской Федерации - 85%"ОАО "Центральная
топливная
компания""Учреждена правительством Москвы через передачу из федеральной собственности 38% акций "АО "Моснефтспродукт"" и 38% акций "АО "Московский НПЗ"""ОАО "Уралнефте-продукт""Учреждена правительством Свердловской обл. через передачу из федеральной собственности 38% акций "АО "Свсрдловскнефтепродукт"" и 38% акций "АО "Екатеринбургнефтепродукт"" Созданы также акционерные компании по транспортировке нефти: ОАО "АК "Транснефть"" (доля Российской Федерации - 75%) и нефтепродуктов - ОАО "АК "Транснефтепродукт"" (доля Российской Федерации - 100%).
Таким образом, новую организационную структуру нефтяного комплекса составляют вертикально интегрированные нефтяные компании, включающие все стадии (от разведки и добычи до переработки и сбыта) нефтяного бизнеса, а также компании по транспортировке нефти и нефтепродуктов.11
Российская нефть требует глубокой очистки от серы, однако оборудование подобного рода есть не на всех заводах. Глубина нефтепереработки на отечественных НПЗ ныне не превышает 60%, тогда как в странах ОПЕК этот показатель составляет 85-95%, в индустриальных странах - до 90%.
В последние годы НПЗ сокращают объем нефтепереработки и, следовательно, возрастает экспорт сырой нефти. А наши НПЗ начинают закупать импортную нефть (алжирскую, иранскую, венесуэльскую), отрасли-потребители нефтепродуктов увеличивают закупки нефтепродуктов из Восточной Европы. Северной Африки, Ближнего Востока. Девяносто пять процентов российской нефти транспортируется по трубопроводам компании "Транснефть". Небольшое количество нефти перевозится по железной дороге, в основном на нефтеперерабатывающие заводы Дальнего Востока.
По нефтепроводу "Дружба" (начальный пункт - г. Альметьевск, Татария) нефть поставляется в Белоруссию, на Украину, в Польшу, Венгрию, Словакию, Чехию, Германию, а также в порт Вентспилс (Латвия) и на НПЗ г. Мажейкяй (Литва). Распад СССР осложнил использование трубопровода "Дружба". Российским экспортерам приходится теперь договариваться о транзите ее через территорию Украины и Белоруссии. В последние годы загрузка нефтепровода составляет около 50% проектной. В связи с этим даже появилась возможность поставлять нефть в Германию и Австрию.
Структура экспорта нефти нефтяными компаниями (НК) России, 2001 г.
Название компании Доля в объеме поставок (%) Экспорт (млн т) Всего (НК), в т. ч.: 100% 100,7 1"ЛУКойл" 20,7 20,84 2ЮКОС 18,7 18,80 3"Сургутнефтегаз" 13,6 13,71 4Тюменская НК (ТНК) 13,3 13,38 5"Татнефть" 9,5 9,57 6"Роснефть" 6,2 6,29 8"Славнефть" 4,2 4,27 9"Башнефть" 3,8 3,81 7"Сиданко" 3,0 3,05 Всего экспорт из России: 121.6 млн т.
Россия предпринимает усилия диверсифицировать пути поставок нефти за рубеж. В середине 90-х годов экспорт нефти из России в дальнее зарубежье (увеличился, несмотря на падение ее добычи в стране (150 млн т, 2001 г., включая транзит из стран СНГ). Сократилось внутреннее потребление нефти и поставки ее в страны СНГ. Экспорт нефти в дальнее зарубежье составляет сейчас не менее трети общего объема добычи.
Наибольшую активность в новых проектах проявляет самая крупная российская нефтяная фирма "ЛУКойл". Например, в таких как: добыча нефти на азербайджанском шельфе Каспийского моря или на месторождении Тенгиз в Западном Казахстане, поскольку главная трудность в лих проектах - способ транспортировки нефти к морским терминалам через территорию России и других государств.
На нефтяных топливных рынках России действуют и иностранные компании. Так, "РУСИА Петролиум" обладает лицензией Ковыткинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области. Предварительная оценка подтверждает наличие огромных запасов газа в этом месторождении. Pacтет число желающих принять участие в его разработке. Значительную долю акции в проекте экспорта газа этого месторождения в Китай имеет иностранная компания "ВР-Amoco" (около 30%). Наши отечественные компании "Роснефть", "Сургутнефтегаз" и Тюменская нефтяная компания (ТНК) также выразили желание приобрести акции и участвовать в проекте. По предварительным оценкам, объем инвестиций в него превысит 10 млрд долларов. "Роснефть" также собирается принять участие в проекте экспорта нефти в Китай (имеется ввиду строительство нефтепровода в КНР, предметный разговор о котором намечается на лето 2001 года).
Основные рынки сбыта российской нефти (среди стран дальнего зарубежья) - это Великобритания и Ирландия (четверть экспорта), Восточная Европа (четверть экспорта), страны Средиземноморья (Италия, Греция, Кипр, Турция, Болгария - около 20%), другие страны Западной Европы (Австрия. Швейцария, Нидерланды, Швеция, Дания, Финляндия, Бельгия, Лихтенштейн), а также США и Канада.12
3.Приложения
НЕФТЕДОБЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Число действующих организаций (на конец года)50547269214273275385431439421436465Объем промышленной продукции, млн. руб. (до 1998 г. - млрд. руб.)2,94,85,813.213,173023103214123909121055296008590526654975761577946724Индекс промышленного производства,в процентах к предыдущему году107.0108.0104,096,393,696,398,3101.499,0100.5105,9107,7108,9111,2Среднегодовая численность промышленно-производственного персонала, тыс. человек677399122137213246264289261267347331321в том числе рабочие52557088100166189204220198207269259244Сальдированный финансовый результат (прибыль минус убыток) , млн. руб. (до 1998 г. - млрд. руб.)...............14619161011710079511393162563292129681116661763S8Уровень рентабельности проданных товаров, продукции (работ, услуг)', процентов...............21,214,914.717,657,966,746,520.620,7Снижение (-), повышение затрат на один рубль продукции, в процентах к предыдущему году0.825,74,512,913,3-15,15,5-0,2-2.5-29,1-8.516.232.20.3С 1995 г. - по данным бухгалтерской отчетности.
ДОБЫЧА НЕФТИ
(миллионов тонн)
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Нефть, включая газовый конденсат
285411547542516307301306303305324348380421в том числе:Нефть
282406541536506298293297294295313337367408газовый конденсат2,95,75.86.610.28,38,38,89,210,010.411,112.613.7
ДОБЫЧА НЕФТИ, ВКЛЮЧАЯ ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ, ПО РЕГИОНАМ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
(тысяч тонн)
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Российская Федерация284753411325546729542307516183306827301228305643303283305167323517348133379563421341Северо-Западный федеральный округ
760211411217122095816962103061113111838121331217513457144871541818009
Республика Коми760211121203861943514645687674067851808576918181915895689879Архангельская область
(Ненецкий автономный округ)--10,41164266129983264335338304527458651057376Калининградская область.290132515231153769727723695654749743745755Южный федеральный округ4179130103226101397411976782381229454106741005610635115821232412768Республика Адыгея3007228281811100,90,70,70,81.31.00,5Республика Дагестан21791022731624636323381371360361327345337342Республика Ингушетия Чеченская Республика202748834738352974205110 629110 385111 622123 846137 126164 73188 722146 1493126 1779Кабардино-Балкарская Республика------14510910102Республика Калмыкия351486407234455403339314295242248269237260Республика Северная Осетия - Алания--------0.657545Краснодарский край56576160460621751995155915791606159015791716178718471869Ставропольский край642372086042268317767448008479089201022107910151026Астраханская область---85771143913331843267130733441370338264007Волгоградская область66076321341328482120260531843735387536033629347134073351Ростовская область-----------322Приволжский федеральный округ201457219512187225136637109559783247669175450746287391475156786788298989249Республика Башкортостан3919439082368793031924988156541434213387128201215411704114391138311235Республика Татарстан101913104616830705081334962256922556725556258332634227295282742871629157Удмуртская Республика4763893104081205511084841582618077793777187680787077938555Кировская область------11134565Оренбургская область73871391415457118991034586878974898288998938906796731145414528Пензенская область--19343614731112255789150Пермская область16082222581488511708116739398913693359316922293729628986510087в том числе:Коми-Пермяцкий автономный округ---------3029307-Самарская область350343425325033183871506890968861853881547755810097281143312963Саратовская область13711496145913911347119313111314137714561534160817272004Ульяновская область--153156175231257280314374397523566Уральский федеральный округ28509143153307867361076365342201592196699200385197698200706213469231253254165283169Тюменская область28509143153307867361076365342201592196699200385197698200706213469231253254165283169в том числе: Ханты-Мансийский автономный округ - Югра28509143153304917342824305981169179165031168380166703169945180888194226209897233150Ямало-Ненецкий автономный округ--29501825259352323713150131700304963026632025363454343149125Сибирский федеральный округ29214901479670391031868746713656962156178701979301099714574Красноярский край-15--51081415132252465771в том числе:Таймырский (Долгано-Ненецкий) автономный округ--------110,70,60,512Эвенкийский автономный округ----51081415122151455659Иркутская область--------111426444876Новосибирская область ----725222633343885238485Омская область
-----------0.462286Томская область29214886479670391030667416677652861586108690377541059213656Дальневосточный федеральный округ 24722244251926232026190818731950193521413781420336703572Республика Саха (Якутия)---35108185211230239305419436418365Сахалинская область24722244251925881918172316621720169618363362376732523208
ОТДЕЛЬНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Добыча нефти по способам эксплуатации схважин в процентах от общего объема добычи:насосный47,652.344,662,981,087.288,289,388,989,389,690,190,691,3компрессорный0.51.72,311.47.03.63,32,62,11,91,51,31.31,0фонтанный51,945,953.125,612.09.08,47,88,78,48,58,48.07,6Среднесуточный дебит одной скважины, т27,929.427.613,711,67.57,47,37,77,77,57,78.39,4Объем бурения на нефть, млн. м:эксплуатационного4,37,314.325,732,710.26,97,45,05,39,38,88,69.1разведочного3,03,23.64,35,21,41,41,41.31,21,51,81,01,0Уровень использования попутного газа, в процентах от общих ресурсов попутного газа6861647380818183808080807578
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Число действующих организаций (на конец года)42363734171272243323500486418523432Объем промышленной продукции, млн. руб. (до 1998 г. - млрд. руб.)6,28,19,114,313,44915158969508893515667663101180139970186018194434Индекс промышленного производства, в процентах к предыдущему году110,0108,0103,097.597,2101,0101,299,292,6101,8102.2102,7104.7102,0Среднегодовая численность промышленно-производственного персонала, тыс. человек12912713513599117132130120113113111104101в том числе рабочие1091081141138196107104958988868178Сальдированный финансовый результат (прибыль минус убыток)'1, млн. руб. (до 1998 г. - млрд. руб.)
960850303268-21331627328166215871739422647Уровень рентабельности проданных товаров, продукции (работ, услуг)1',процентов26.110,89,412,532.134,524,015,519,1Снижение (-), повышение затрат на один рубль продукции, в процентах к предыдущему году-1,9-0,4-0,20,50,7-5,27,4-1.8-0,9-16,13,411.47,0-4,6С 1995 г. - по данным бухгалтерской отчетности.
ПРОИЗВОДСТВО ВАЖНЕЙШИХ ВИДОВ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(миллионов тонн)
19701975198019851990199519961997199819992000200120022003Первичная переработка нефти208290325309298182176177164169173179185190Бензин36.747,153,251,049.732,831,232,028,931,532,834,637.538.9в том числе автомобильный35,344,246,742,240,928,126,827,225,926,227,227,629,029,3Дизельное топливо49,063,169,570,076.247,346,747,245,146,849,250,252,753,9Топочный мазут (валовой выпуск)77,911713712394,061,460,057.452.850.248,250.354,254,6
Список использованной литературы
1. Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. - 3-е изд. - М.: Московский лицей, 2003. - 288 с.
2. Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. - СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. - 251 с.
3. Скопин А.Ю. Экономическая география России: Учебник. - М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. - 368 с.
4. Российский статистический ежегодник. 2004 год.
1 Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. - 3-е изд. - М.: Московский лицей, 2003. - стр. 70
2 Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. - СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. - стр. 224
3 Скопин А.Ю. Экономическая география России: Учебник. - М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. - стр.174
4 Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. - СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. - стр. 224
5 Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. - 3-е изд. - М.: Московский лицей, 2003. - стр. 72-73
6 Скопин А.Ю. Экономическая география России: Учебник. - М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. - стр.175-176
7 Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. - СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. - стр. 225
8 Скопин А.Ю. Экономическая география России: Учебник. - М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. - стр.171-184
9 Багров Н.М., Трофимов Г.А., Андреев В.В. Основы отраслевых технологий: Учебное пособие. - СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2006. - стр. 227-231
10 Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. - 3-е изд. - М.: Московский лицей, 2003. - стр. 73-75
11 Скопин А.Ю. Экономическая география России: Учебник. - М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2003. - стр.182-183
12 Родионова И.А. Экономическая география и региональная экономика: Учебно-справочное пособие. - 3-е изд. - М.: Московский лицей, 2003. - стр. 75-76
---------------
------------------------------------------------------------
---------------
------------------------------------------------------------
2.
Документ
Категория
Технология
Просмотров
226
Размер файла
516 Кб
Теги
контрольная
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа