20 План: 1. Введение. 2. Развитие добычи нефти . 3. Причины упадка нефтедобываю щей промышленности. 4. Нефтяные базы России. Нефтедобывающие предриятия Ро ссии. а). Западно-Сибирская база . б). Волго-Уральская база. в). Тимано-Печерская база. 5. Характеристики и преимущест ва. 6. Развитие и размещение основн ых нефтепроводов . 7. Экспорт нефти . 8. И ещё раз о проблема х . 9. Список литературы . Введение. Нефтяная - отр асль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых ме сторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопровод ный транспорт нефти По разведанным запасам нефти в 1992 году Россия занимал а второе место в мире вслед за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых запасов. Из них запасы России - 20,2 млрд. т. Запа сы бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн. Если учесть низкую степен ь подтверждаемости прогнозных запасов и еще большую долю месторождени й с высокими издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют вы сокую продуктивность), то общую обеспеченность России нефтяными ресурс ами нельзя назвать безоблачной. Даже в Западной Сибири, где предполагается основной пр ирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю низкопро дуктивных месторождения с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в н астоящее время является пределом рентабильности для данного региона Г лубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли топ ливно-энергетического комплекса, особенно нефтяную промышленность. Эт о выразилось прежде всего в ускоряющемся сокращении объемов добычи неф ти начиная с 1989 года. При этом только на месторождениях Тюменской области - основного нефтедобывающего региона - добыча нефти снизилась с 394 млн. тонн в 1988 году до 307 млн. тонн в 1991 году. Нынешнее состояние нефтяной промышленност и России характеризуется сокращением объемов прироста промышленных за пасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов ра зведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества безде йствующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ д обычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием скол ь-либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью во влечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в н еобустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставнием отрасли; недостаточным вниманием к вопро сам социального развития и экологии. Развитие добычи нефти. В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 г. и в 1866 г. одна из них дала нефтяной фонтан с дебитом более 190 т в сутки. Тогда добыча нефти велась в основном монополиями, завис евшими от иностранного капит ала. В начале 20 века Россия занимала первое место по добычи нефти. В 1901 - 1913 г.г. страна добывала приблизительно 11 млн. тонн нефти. Сильный спад произошел во время Гражданской войны. К 1928 году добыча нефти была снова доведена до 11,6 млн. тонн. В первые годы советской власти основными районами нефтедобычи были Бакинский и Северного Кавказа (Грозный, Майкоп). Также велась добыча на Западной Украине в Голиции. Закавказье и Северный Кавказ давали в 1940 г. о коло 87% нефти в Советском Союзе. Однако вскоре истощающиеся запасы старей ших районов перестали удовлетворять запросы развивающейся промышленн ости. Назрела необходимость в поисках нефти на других территориях стран ы. Были открыты и введены в строй месторождения Пермской и Куйбышевской областей, Башкирии, что обусловило создание крупнейшей Волго-Уральской базы. Обнаружены новые месторождения в Средней Азии Казахстане, добыча н ефти достигла 31,1 млн. тонн. Война 1941 - 1945 г.г. нанесла сильный ущерб районам Севе рного Кавказа, что существенно сократило объем добываемой нефти. Однако в послевоенный период с параллельным восстановлением нефтедобывающих комплексов Грозного и Майкопа были введены в разработку крупнейшие мес торождения Волго-Уральской нефтяной базы. И в 1960 году она уже давала около 71% нефти страны. Применялись и технические новшества (поддержание пласто вого давления), что позволило значительно увеличить добычу. В 50 годах добы вали 38 млн. тонн, в 60-ых же цифра возросла на порядок - 148 млн. тонн. Конец 60-ых год ов ознаменовался оснащением отрасли новейшими техническими изобретен иями и усовершенствованием технологийЗа период с 1961 по 1972 годы было добыто свыше 3,3 млр. тонн нефти. Такой быстрый рост изменения соотношения между п отенциальными запасами (размер перспективных нефтегазоносных площаде й превышает 11 млн. км и разведанными, которые особенно сократились в стары х районах. В тоже время рост обеспечивали новые освоенные месторождения в Западной Сибири (Средне - Обский район и Шатиский районы), Белоруссии, За падном Казахстане, Оренбургской области и Удмуртии, на континентальном шельфе Каспийского моря. Еще в 1970 году Волго-Уральский район давал около 61% нефти, однако уже в 1974 году на лидирующие позиции Новые перспективные ме сторождения были открыты в начале 70-ых годов в Коми и Архангельской облас ти (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция),Восточные регионы прев ратились в главные по добыче нефти. Это Западная Сибирь, Казахстан, полуо стров Мангышлак, Средняя Азия и Дальний Восток (Сахалин).стал выдвигатьс я уникальный Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн.капитала. Причины упадка нефтедобывающ ей промышленности. За время развития совершенство вались технические способы добычи. Однако этот процесс был значительно замедлен из-за экстенсивного пути, по которому пошла советская нефтяная промышленность, когда увеличение объемов добычи достигалась в основно м не автоматизацией производства и внедрения современных эффективных методов, а разработкой новых месторождений. Такое развитие обусловило с тарение технологий, что стало одной из причин настоящего спада. С конца 80- ых годов мы наблюдаем спад (за 1988 - 1991 годы объем добычи сократился более чем на 20%), главные причины которого заключаются в следующем: · крупные и высокодебитные месторожде ния эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значи тельной степени выработаны; · резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто н и одного крупного высокопродуктивного месторождения; · сократилось финансирование геолого разведочных работ. Так в Западной Сибири, где степень освоения прогнозны х ресурсов составляет около 35 процентов, финансирование геологических р абот начиная с 1989 года сократилось на 30 процентов. На столько же уменьшилис ь объемы разведочного бурения; · остро не хватает высокопроизводител ьной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть техниче ских средств имеет износ более 50 процентов, только 14 процентов машин и обо рудования соответствует мировым стандартам, 70 процентов парка буровых у становок морально устарело и требует замены. С распадом СССР усугубилос ь положение с поставками нефтепромыслового оборудования из стран СНГ. · низкие внутренние цены на нефть не об еспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуа ция сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге про изошло серьезное ухудшение материально - технического и финансового об еспечения отрасли; · нехватка эффективного и экологичног о оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнени я окружающей среды (авария в Коми). На решение этой проблемы отвлекаются з начительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют не посредственно в увеличении добычи нефти; · не определен единообразный собствен ник месторождений нефти и газа, с которым следует иметь дело отечественн ым и зарубежным организациям, а также частным лицам; · задолженность республик за поставле нную нефть и нарастающий кризис неплатежей Итак упадок нефтедобывающей пр омышленности обусловлен наличием комплекса взаимосвязанных причин. Вы ход из настоящего положения затруднен глобальным характером стоящих п роблем, поэтому если продолжится экономический кризис в стране и усилит ся процесс политического раздробления в бывшем Советском Союзе, то добы ча нефти, по всей вероятности, будет и впредь сокращаться. Нефтяные базы России. Нефтедобывающие предприятия Росси и. На территории Российской Федер ации находятся три крупных нефтяные бызы: Западно-Сибирская, Волго-Ураль ская и Тимано-Печерская. Западно-Сибирская база. Основная из них - Западно-Сибирс кая. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в преде лах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганск ой, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областе й, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Нефтегазоно сность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Боль шая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Запад но-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содер жанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высо кое (40-60%), повышенное количество летучих веществ. Сейчас на территории Западной Сибир и добывается 70% российской нефти. Так, в 1993 году добыча нефти без газового ко нденсата составила 231.397.192 тонны, из которых фонтанным способом - 26.512.060 тонн, а н асосным 193.130.104 тонны. Из данных следует, что добыча насосным способом превыш ает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемо й топливной промышленности - старением месторождений. Вывод подтвержда ется и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 318.272.101 тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года - 303.872.124 тонны, в то время как из новых с кважин нефтедобыча составила лишь 12.511.827 тонн . В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балы к, Шаим, Стрежевой . Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выдел яется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного ко мплекса нефтью и природным газом. Область обеспечивает 70,8 процента росси йской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют (вместе - около 70% объемов добычи области) площади геологических запасов СНГ. В Тюмени до бывается 219.818.161 тонна нефти без годового конденсата (фонтанным способом - 24.281.270 тонн, насосным - 1.837.818.63 тонны), что составляет более 90% всей добычи Западно й Сибири. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий выво д: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чр езвычайно высокая концентрация в ведущем районе. Теперь коснемся струк тур, занимающихся нефтедобычей в Тюмени. На сегодняшний день почти 80 проц ентов добычи в области обеспечивается пятью управлениями (в порядке убы вания веса - Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноя брьскнефтегаз, Когалымнефтегаз). Однако в недалеком времени абсолютные объемы добычи сократятся в Нижневартовске на 60%, в Юганске на 44%, что выведе т первое за пределы ведущей пятерки управлений. Тогда (по объемам добычи) первая пятерка будет включать (в порядке убывания) Сургут, Когалым, Юганс к, Ноябрьск и Лангепас Статус также определяется объемами ресурсов, испо льзуемых для обеспечения добычи. Частично показателем общей динамики м ожет служить доля различных управлений в общем объеме ввода новых скваж ин. По этому показателю к октябрю 1992 года на первом месте находится Сургут НГ, затем идут НоябрьскНГ, КогалымНГ, ЮганскНГ и КрасноленинскНГ. Однако в ближайшие 2-3 года из первой пятерки исчезает ЮганскНГ (появляется Нижне вартовскНГ). Показатель ввода новых скважин на освоенных полях необходи мо рассматривать в сочетании с показателем ввода в разработку новых мес торождений. По этому критерию пятерка лидирующих управлений (около 65 вво димых до 2000 года месторождений, включает НоябрьскНГ, ПурНГ, СургутНГ, Тюме ньНГ и ЮганскНГ. Причем именно эти управления лидируют как по доле место рождений, предполагаемых к вводу в 1995 году, так и по доле включаемых в разра ботку извлекаемых запасов нефти (в порядке убывания доли - ТюьеньНГ, Нояб рьскНГ, ПугНГ и СургутНГ) . Новым фактором упорядочивания является доля иностранно го капитала, привлекаемого в первую очередь для разработки новых местор ождений. В зоне действия НоябрьскНГ таких месторождений находит ся около 70, ПурНГ и ЮганскНГ около 20. Таким образом, сегодня в добывающей промышленности осно вного нефтяного района России мы наблюдаем сложную систему взаимодейс твия практически независимых управлений, несогласованно определяющих свою политику. Среди них нет признанного лидера, хотя можно предполагать сохранение ведущих позиций за Сургут, НоябрьскНГ и Юганск, не существуе т и настоящей конкурентной борьбы. Такая разобщенность создает немало п роблем, но интеграция откладывается на неопределенную перспективу из-з а большой динамичности отрасли: снижение статуса ПурНГ, КогальимНГ и Тюм еньНГ вкупе с одновременным уменьшением влияния Нижневартовскнефтега за способно уже сейчас дисбалансировать сложившуюся структуру отношен ий. Без сомнения, эти выводы, сделанные на основе взаимоотнош ений в ведущем районе, можно распространить и на всю систему нефтедобычи в целом, что даст определенное объяснение сложной ситуации в данной отр асли. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов д обычи. Достигнув максимума в 1988 году 415.1 млн. тонн, к 1990 году нефтедобыча снизи лась до 358,4 млн. тонн, то есть на 13.7 процента, причем тенденция падения добычи сохраняется и в 1994 году. Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществля ется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балы кском газоперерабатывающих заводах. На них, однако, используется лишь ок оло 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического сырья, остально е количество сжигается в факелах, что объясняется отставнием ввода мощн остей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строитель ства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах. Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность вну треотраслевой структуры нефтяной промышленности. Волго-Уральская база . Вторая по значению нефтяная база - Во лго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территори и Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Уд муртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волго градской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся н а глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибир ью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны. Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, пост упает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, распо ложенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в др угих областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской). Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразие м свойств и состав вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим со держанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации об орудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а та кже нефть Дагесстана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но не значительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке. Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из не фтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти , поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” техноло гию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достиже ния максимальной эффективности переработки, по этой причине приходить ся сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существуе т тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышлен ностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой пробл емы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Росс ия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортироват ь сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промы шленности (максимальный объем переработки - 240 млн. тонн в год), в то время ка к цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низка я приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, ранее тра нспортировавшуюся на заводы республик, вызывает некачественную перера ботку и большие потери продукта. Тимано-Печерская база. Третья нефтяная база - Тимано - Пе черская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа А рхангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с ост альными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российско й Федерации (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%). Добыча нефти ведется на м есторождениях Усинское, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано - Печорский район, как Волгоградская и Саратов ская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западн ой Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запа сы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке ам ериканских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 миллиарда т онн нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что сост авляет два годовых объема добычи Российской Федерации. Ведутся совмест ные разработки месторождений. Например, СП “Полярное сияние” с участием американской компании “Конако”, которое разрабатывает Ардалинское мес торождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект инвестирова но 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов получили 160 российских ком паний - поставщиков и подрядчиков. 71 процент всех доходов “Полярного сиян ия” остается в России, что делает контракт выгодным не только для иностр анцев, но и для жителей Ненецкого автономного округа, получивших дополни тельные рабочие места, и в целом всей Российской Федерации. Теперь, обобщив сказанное в данной г лаве, выделим главную особенность, проблему размещения нефтедобывающе й промышленности России. Частично она уже была рассмотрена - это сверхвы сокая концентрация нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Она имеет как ра з преимущество для организации самой структуры промышленности, так соз дает целый комплекс проблем, среди которых, например, сложная экологичес кая обстановка в регионе. Особенно выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа, обусловленная об ъективной необходимостью в перевозке сырья от главного поставщика, вос точных районов Российской Федерации, к главному потребителю - западной е е части. Характеристики и преимущества. Нефть не используется в первоначальном виде, поэтому неф теперерабатывающие заводы - основной ее потребитель. Они располагаются во всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем пр одукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хо зяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась п о железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти пе рекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает р асти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и неф техранилища. Производительность в год - 90 млн. тонн нефти. По эффективност и с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкера ми. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают поте ри при транспортировке (доставке). Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за 2-3 года. Развитие и размещение основных нефтепроводов. Первый нефтепровод в России проложе н в 1878 году в Баку от промыслов до нефтеперерабатывающего завода, а в 1897 - 1907 го ду был построен самый большой в то время в мире по протяженности магистр альный трубопровод Баку - Батуми диаметром 200 мм и длиной 835 км, который прод олжает эксплуатироваться и по сей день. . К 1941 году в эксплуатации находило сь 4100 км магистральных трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродукт ов с сумарной годовой Общая протяженность магистральных нефтепроводов к 1956 году возросла до 11,5 тыс. км, а через 10 лет достигла уже 29 тыс. км. А в 1992 году в С НГ - 275 тысяч км. Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех осно вных направлениях: урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527 км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Ки риши с ответвлениями на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное о т Альметьевска до Куйбышева и далее нефтепроводом “Дружба” с ответвлен ием на Полоцк и Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибо льшей длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, т.к. св язывали основного добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными р айонами Российской Федерации. Важность этого направления сохраняется и в настоящее время. С открытием новых нефтяных месторождений на Южном Мангы шлаке и в Тюменской области сооружены слудующие нефтепроводы: Узень - Гу рьев - Куйбышев диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень, Александров ское - Анжеро - Суджинск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км; Усть - Балык - К урган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью 1844 км, второй нефт епровод “Дружба”. Общая протяженность нефтепроводов в СССР в 1973 году сост авила 42,9 тысяч км, а к 1987 году уже превысила 82 тыс. км. производительностью 7,9 млн. тонн. Развитие нефтепровод ного транспорта определяется общим состоянием дел в нефтяной промышле нности, т.к. между ними существует неразрывная связь. В прошлом формирова ние нефтяной базы между Волгой и Уралом, намного улучшив снабжение нефть ю центральных и восточных районов страны, обусловило появление целой си стемы магистральных нефтепроводов: 1) на запад - нефтепровод “Дру жба” от Альметьевска через Куйбышев - Брянск до Мозыря (Белоруссия), откуд а в Польшу, Венгрию и Чехословакию с ответвлением в Белоруссию, Латвию и Л итву; Куйбышев - Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск - Горький - Рязан ь - Москва с ответвлением Горький - Ярославль - Кириши; 2) на юг - Пермь - Альметьевск; Альметье вск - Саратов; Ишимбай - Орск. 3) на восток - Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Анга рск; Туймазы - Омск; Уфа - Омск - Новосибирск (нефтепродукты). Формирование Западно-Сибирско й нефтяной базы изменило ориентацию основных потоков нефти: Волго-Ураль ский район целиком переориентировался на западное направление. Важнейшие функции дальнейшего разв ития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири, откуд а трубопроводы идут: 1) на запад - Усть - Балык - Курга н - Альметьевск; Нижневартовск - Куйбышев; Куйбышев - Лисичанск - Кременчук - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк; 2) на юг - Шаим - Тюмень; Усть - Балык - Омс к; Омск - Павлодар - Чимкент; 3) на восток - Александровское - Анжеро - Судженск. Экспорт нефти . Для транспортировки нефти на за пад используются, кроме того, трубопроводы Волго - Уральского района вос точного направления. Из трубопроводов выделяются: Гурьев - Орск; Мангышлак - Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерская нефтегазонос ная область); Огса - Комсомольск-на-Амуре (Сахалин). За границу нефть экспортируется также при помощи трубоп роводов (например, “Дружба”). Экспорт нефти сегодня составляет 105-110 млн. т, не фтепродуктов - 35 млн. тонн. Средняя цена нефти на мировом рынке - приблизите льно 107 долларов за тонну, а мазута - 86 долларов. Треть экспорта сырой нефти п риходиться на страны СНГ (на Украину, Белоруссию и Казахстан вместе боле е 90%). Остальная часть нефти направляется в дальнее зарубежье, т.е. в Западную Европу, где Германия, Италия, Великобритания и Ирландия вку пе потребляют 60% этого объема. Сегодня экспорт за границу в основном выгод ен, однако есть уже указанные проблемы с оплатой при поставке нефти в стр аны ближнего зарубежья. В самой же России в будущем предусмотрено создание регио нальных систем магистральных нефтепродуктопроводов с разводящей сеть ю к нефтебазам, однако сейчас трубопроводный транспорт периживает тяже лые времена в связи с общим спадом в нефтяной промышленности. И ещё раз о проблемах . Проблемы сотрудничества, добыч и, транспортировки и еще ряд других проблем уже рассматривался. Но я счит аю необходимым добавить к сказанному следующее. Проблема обеспечения отечественно й нефтяной отрасли машиностроительной продукцией существует. И она тре бует к себе специального внимания. Особенно беспокоит чрезвычайная зависимость от импорта машиностроительной продукции .В итоге отвлекаются большие средства, вы ручаемые от продажи нефти, требуется большая работа по организации заку пок и реализации оборудования . Особый аспект анализируемой проблемы - поставки из Азерб айджана. Ещё в 1990 г. Начавшееся там известное вооружённое противостояние привело к прекращению завоза оборудования на российские нефтепромыслы , что стало причиной резкого сокращения добычи нефти. Если учесть , что Азе рбайджан стал для нас вскоре заграницей, то технологическая зависимост ь России ещё более возросла. Проблемой импортозамещения в своё время серьёзно занял ось Минестерство топлива и энергетики. Был даже издан приказ о разработк е соответствующими подразделениями спец.программы , которая бы включал а в себя конкретную номенклатуру изделий , подлежащих изготовлению на за водах России. В о бласти материально-технического обеспечения задача замещения зарубеж ной продукции на отечественную стала стратегической. В отсутствии каки х бы то ни было указаний сверху сама жизнь заставила предпринимать энерг ичные усилия к тому , чтобы уйти от импортной зависимости в поставках тех изделий , без которых нефтяная промышленность не может существовать. Хот я бы для того , чтобы вновь не отдавать на Запад с таким трудом заработанну ю валюту. Эту валюту , следовало бы направить непосредственно на инвести рование добычи и переработку нефти , развитые системы обеспечения нефте продуктами. Ради этого и надо было налаживать производство необходимой продукции в стране. Ещ ё в 1992 г. были сделаны первые шаги в избранном направлении . Так в Удмуртии , н а АО “Ижнефтемаш” освоили производство цементировачных агрегатов. В ко роткое время организовано производство штанговых глубинных насосов - о дного из основных видов видов оборудования, без которого добыча не возмо жна. Список предприятий , которые позволили сравнительно быстро изменит ь ситуацию на отечественном рынке нефтяного оборудования , можно продол жать. Может ли что-то помешать дальнейшем у осуществлению импортозамещения тем, кто уже приложил немало сил к реше нию этой проблемы ? Да. И прежде всего то , что российская промышленность выст авляет слишком высокие цены на свою продукцию . Чёткая ценовая политика тем более важна , что иных рычагов воздействия на нефтяные компании у Мин топэнерго и правительства становится всё меньше. Список литературы : 1. Крюков В.А. Зачем нужна России на циональная нефтяная компания // ЭКО. 1999 г. № 4 2. Рачков Б. Эта коварная " нефтяная игла " // Экономика и жизнь. 1998 г. № 34 3. Смирнов А.С. Проблемы нефтянях ко мпаний России // Независимая газета. 1997 г. 25 февр. 4. Иголкин А. Нефть Родины // Наш со временник. 1993. №5. 5. Крюков В.А. Полные канистры и пуст ые карманы //ЭКО. 1994. №1. 6. Неверов В. Перспективы нефтяной промышленности Запад ной Сибири // Деловой мир . 1993. 22 мая. 7. Нефть и газ в зеркале планеты // Деловой мир. 1994. 1-7 августа. 8. Салманов Ф., Золотов А. Как выйт и из топливного кризиса //Известия. 1992. 23 марта.