Современное состояние нефтяной отрасли

 

Министерство общего и профессионального образования

Свердловской области

Реферат по географии

Тема: ОБЗОР СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ

Исполнитель: Тряпочкина Мария

ученицы 9 класса

МОУ СОШ № 16

Руководитель: Иванова Т.И.

учитель географии

п. Сосновый Бор

2010 год

Содержание

Введение

Глава 1 Сырьевая база ……………………………………………………………………….1

1.1.Основные характеристики сырьевой базы субъектов РФ…………………………..3

Глава 2 Основные направления транспортировки………………………………………8

Глава 3 Технология добычи нефти…………………………………………………………10

3.1 История нефтедобычи…………………………………………………………………....10

3.2Способы нефтедобычи……………………………………………………………………11

3.3. Скважина………………………………………………………………………………….14

3.4.Освоение скважин………………………………………………………………………...16

3.5.Добыча нефти с помощью насосов……………………………………………………...18

3.6.Нефть в море…………………………………………………………………………….....19

Глава 4 . Объемы добычи…………………………………………………………………….20

Глава 5. Проблемы…………………………………………………………………………....23

5.1.Экономические проблемы……………………………………………………………….23

5.2. Экологические проблемы……………………………………………………………….26

5.3.Экологические проблемы добычи и транспортировки нефти……………………...29

5.4. Технические проблемы…………………………………………………………………..32

5.5. Реформирование………………………………………………………………………….34

Заключение

Информационные ресурсы

Приложение

Введение

В глубокой древности было известно о существовании нефти. Знали и слово «нефть». Еще древние греческие летописцы Геродот и Плиний это горючее вещество, использовавшееся и как цемент, называли нафтой. За 6-4 тыс. лет до н. э. на берегу реки Евфрат (Ирак) велась добыча нефти. К далекому прошлому относятся и первые сведения о нефти в Средней Азии. В России в начале XVIII в. Петр I приказал добывать нефть на Апшеронском полуострове (Азербайджан). Однако намерение Петра I не было осуществлено. Только после присоединения Бакинского ханства к России началась кустарная разработка нефтяных источников. Нефть была довольно дорогим «товаром». К примеру, в Торговой книге, составленной в Москве в 1575-1610 гг., указано, что ведро нефти стоило в 3-6 раз дороже ведра вина.

Теперь почти вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин, а из неглубоко залегающих нефтяных пластов ее добывают шахтным способом.

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

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

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

В мировом хозяйстве нет отрасли, где бы не применяли нефтепродукты. Нефть - ценнейшее сырье для химической промышленности, для получения синтетического каучука, синтетических волокон, пластмасс, полиэтилена, белковых веществ, моющих средств. Продукты из нефти широко применяются в машиностроении - универсальные клеи, детали из пластмасс, смазочные масла, антикоррозийные покрытия. Твердые остатки переработки отходов нефти используются в металлургии при электровыплавке алюминия и стали, а прессованная сажа - в огнестойких обкладках электропечей. В радиотехнической промышленности широко применяются электроизоляционные материалы. В пищевой промышленности - кислоты, консервирующие средства, парафин. В сельском хозяйстве - стимуляторы роста, ядохимикаты, удобрения, белково-витаминные концентраты. Продукты из нефти используются в фармацевтической, парфюмерной промышленности, медицине.

Согласно данным Госкомстата РФ в 2007 году добыто 491 млн тонн нефти, что на 2,1 % больше, чем в 2006 году (480 млн тонн), в результате темпы роста добычи нефти в России превысили темпы роста мирового спроса на нефть более чем в полтора раза.[3]

По данным статистического агентства США в 2007 году потребление переработанной нефти в России составило 28,9 % от добычи нефти — 2,8 млн баррелей в день. Чистый экспорт нефти и нефтепродуктов составил 71,1 % от добычи нефти — 6,9 млн баррелей в день.

Цель: показать место и роль нефтяной отрасли в экономике России

Задачи: -изучение литературы по намеченному вопросу;

-определение путей (способов, методов) совершенствования организации и эффективности деятельности рассматриваемых институтов;

-сбор и обобщение материала;

Глава 1 Сырьевая база

В настоящее время сырьевая база нефтяной промышленности России является одной из крупнейших в мире. По количеству разведанных и предварительно оцененных запасов нефти и конденсата наша страна уступает только Саудовской Аравии. Основное количество разведанных запасов сконцентрировано в Западной Сибири (соответственно 72 и 63%) и Урало-Поволжье (16 и 26%). Значительные запасы нефти выявлены также в республике Коми и Архангельской области, сравнительно небольшие - на Северном Кавказе, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Структура разведанных запасов в целом является благоприятной для освоения. Около 70% относится к крупным и уникальным месторождениям. В разработку вовлечено 76% разведанных запасов. Вместе с тем, средняя выработанность эксплуатируемых месторождений составляет 43%, и на значительной их части добыча неуклонно падает. Наиболее выработаны месторождения Чечни, Краснодарского края, Дагестана, Башкортостана, Самарской и Волгоградской областей.

Основной причиной снижения добычи нефти и уменьшения ее экспорта из России является охвативший страну экономический кризис. Он породил уменьшение внутренней потребности в нефти и нефтепродуктах. Недостаточное финансирование отрасли сдерживает внедрение новых технологий добычи, предопределяет слабое развитие инфраструктуры и значительное ухудшение использования эксплуатационного фонда, а недостаточное финансирование геологоразведочных работ и ухудшение их технического снабжения не обеспечивает воспроизводства разведанных запасов.

Сокращение масштабов геологоразведочных работ привело не только к свертыванию или замедлению геологического изучения новых территорий, но и к сокращению количества локальных поисковых объектов и, соответственно, количества и масштабов открываемых месторождений. Так, если в 1988-1990 гг. в России было открыто 315 нефтяных и газовых месторождений, то в течение 1994-1996 гг. только - 115, причем в большинстве случаев это месторождения-спутники, имеющие небольшие или средние запасы. Средние запасы месторождений уменьшились с 53,5 млн. т в 1961-1965 гг. до 9,3 млн. т в 1986-1990 гг., а в последние 10 лет сократились еще больше. Прирост разведанных запасов с 1991 по 1995 г. уменьшился в 6 раз. Но если в 1991 г. он превышал добычу в 2 раза, в 1992 г.- в 1,4, в 1993 г.- в 1,3 раза, то в 1994 г. прирост был меньше добычи в 1,4, а в 1995 г.- почти в 2 раза.

Основными районами разведки и добычи нефти остаются Западная Сибирь, Урало-Поволжье, европейский Север (соответственно, 68%, 27% и 4% текущей добычи нефти). На их долю в 2020 г. придется 61%, 16% и 8% прогнозной добычи соответственно.

Наиболее перспективными для поисков и разведки новых месторождений являются нефтегазовые провинции Тимано-Печорского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча по Тимано-Печорской провинции к 2015 г. может возрасти до 30...35 млн. тонн и достичь 10% всей добычи нефти в стране.

В пределах Восточной Сибири и Дальнего Востока формируются три крупных центра нефтедобычи: шельф о-ва Сахалин, Нижнее Приангарье в Эвенкийском АО Красноярского края с центром нефтедобычи на Юрубчено-Тохомском месторождении и Республика Саха с центром добычи на месторождениях Талаканское и Верхнереченское. Уровень добычи нефти по Восточной Сибири и Дальнему Востоку, включая шельф о-ва Сахалин, может превысить к 2015 г. 50 млн. тонн и достичь 13% добычи нефти в стране.

Все большее значение приобретает проблема реанимации истощенных нефтяных месторождений со значительными остаточными запасами, в том числе в преждевременно обводненных залежах. Она актуальна прежде всего в старых районах нефтедобычи, в частности в Урало-Поволжье, на Северном Кавказе и др. Многие месторождения находятся в стадии падающей добычи, но перспективы этих регионов еще далеко не исчерпаны. Следует обратить внимание также на освоение месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и на использование нетрадиционных источников углеводородов - высоковязких нефтей и битумов. Наконец, один из существенных резервов сырьевой базы жидких углеводородов - это газовый конденсат, по использованию запасов которого Россия существенно отстает от других государств.

В недрах России содержатся огромные еще не открытые и не разведанные ресурсы углеводородного сырья. Разведанность потенциальных ресурсов нефти составляет около 34%, конденсата - 16%, что позволяет прогнозировать новые крупные открытия. Специалисты подсчитали, что, при восстановлении объемов геологоразведочных работ до уровня 1988-1990 гг., можно рассчитывать на получение ежегодных приростов запасов нефти и конденсата до 1 млрд. т, природного газа - до 1,5 трлн. м3. Предполагается, что 70-75% этих объемов придется на Западную Сибирь, 10-12 - европейскую часть России и 15-18% - Восточную Сибирь, Дальний Восток и на шельфы морей.

Особо следует указать на необходимость усиления работ по выявлению и освоению месторождений на морских шельфах. В границах арктического и охотского шельфов выделяется ряд перспективных нефтегазоносных провинций, в пределах которых уже открыт ряд уникальных и крупных месторождений (Штокманское, Ленинградское, Русановское, Приразломное и др.). Перспективной является также акватория северной и северо-восточной частей Каспийского моря, куда простираются нефтегазоносные структуры Прикаспийской впадины. (см.рис.№1)

1.1.Основные характеристики сырьевой базы субъектов РФ

Ниже кратко рассмотрим основные характеристики сырьевой базы нефтяной промышленности субъектов Российской Федерации. В силу специфики геологических условий каждая из этих территорий имеет индивидуальную направленность геологоразведочных работ и сопутствующие технико-экономические проблемы.

А) Западная Сибирь:

Крупнейший нефтеносный и нефтедобывающий район России включая территорию Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов , а также прилегающий шельф Карского моря. Добыча нефти ведется с 1964 г., когда почти одновременно были введены в разработку Трехозерное, Мегионское и Усть-Балыкское месторождения.

Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Главный фактор — высокая концентрация запасов в крупных и крупнейших месторождениях (Самотлорском, Федоровском и др.).

Ханты-Мансийский автономный округ — богатейший нефтяной регион Западной Сибири и России в целом, он производит 2/3 добываемой в стране нефти и имеет развитую инфраструктуру. В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку. Важнейшую роль в сырьевой базе играют крупнейшие (9) и крупные (77) месторождения, в которых заключено 90% разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной обработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское , в значительной степени выработаны и обводнены на 80-90%.

Ямало-Ненецкий автономный округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, но по сравнению с Ханты-Мансийским автономным округом структура последнего сложнее, так как преобладающую роль имеет нефть высокой плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояховское месторождения).

Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири, обладающий развитой сырьевой базой и нефтяной инфраструктурой. В разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе все крупные (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Талое). Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений 17-58%. Неразведанные ресурсы нефти в Томской области превышают согласно геологическому прогнозу уже разведанные запасы в 1.8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.

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

Б) Уральский и Поволжский районы:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В) Европейский Север:

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

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

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

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

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

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

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

В резерве нефтедобывающих предприятий Республики Коми находится ряд достаточно крупных нефтяных месторождений: Сандивейское (20.5 млн. т.), Среднемакринское (20.2 млн. т.), Южно-Лыжское (15 млн. т.) и др.

Ненецкий автономный округ характеризуется существенно меньшей степенью промышленного освоения. Из 73 нефтяных месторождений разрабатываются лишь два (Хярьягинское и Ардалинское) при 15 подготовленных к разработке и 55 разведываемых. За время разработки (с 1988 г.) из этих двух месторождений добыто 9 млн. т..

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

Глава 2 Основные направления транспортировки

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

Западная Сибирь.

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

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

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

Волго-Уральский район.

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

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

Из прочих промысловых районов следует отметить перспективные на сегодняшний день Тимано-Печерскую нефтегазоносную провинцию, Северный Кавказ и особенно Каспийский шельф. (см.рис.№2)

Глава 3 Технология добычи нефти

3.1 История нефтедобычи

Нефть известна человечеству с древнейших времён. Раскопками на берегу Евфрата установлено существование нефтяного промысла за 6000—4000 лет до н. э. В то время её применяли в качестве топлива, а нефтяные битумы — в строительном и дорожном деле. Нефть известна была и Древнему Египту, где она использовалась для бальзамирования покойников. Плутарх и Диоскорид упоминают о нефти, как о топливе, применявшемся в Древней Греции. Около 2000 лет назад было известно о её залежах в Сураханах около Баку (Азербайджан). К 16 в. относится сообщение о «горючей воде — густе», привезённой с Ухты в Москву при Борисе Годунове. Несмотря на то, что начиная с 18 в., предпринимались отдельные попытки очищать нефть, всё же она использовалась почти до 2-й половины 19 в. в основном в натуральном виде. На нефть было обращено большое внимание только после того, как было доказано в России заводской практикой братьев Дубининых (с 1823), а в Америке химиком Б. Силлиманом (1855), что из неё можно выделить керосин — осветительное масло, подобное фотогену, получившему уже широкое распространение и вырабатывавшемуся из некоторых видов каменных углей и сланцев. Этому способствовал возникший в середине 19 в. способ добычи нефти с помощью буровых скважин вместо колодцев.

3.2Способы нефтедобычи

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости(в т.ч. нефти) делятся на:

- фонтан (выход флюида осуществляется за счет разности давлений)

- газлифт

- установка электро-центробежного насоса (УЭЦН)

- ШГН (штанговые насосы)

- другие (см.табл.№1)

Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и изменением свойств нефтяной эмульсии от пластовых условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура. Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.

Обычно начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах 300 - 700м. Эти отложения, как правило, представляют собой вязкую массу, состоящую из смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах от 50 до 200м. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы:

-Тепловые методы.

-Механические методы.

-Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

-Применение различных растворителей парафиновых отложений.

-Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто – их комбинации. В данной статье рассматривается метод удаления АСПО тепловым методом, разработанный ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш». Тепловой метод основан на способности асфальто-смоло-парафиновых отложений плавиться при температурах, превышающих точки их кристаллизации. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который должен быть помещен непосредственно в зону отложений.

В настоящее время используют технологии с применением:

горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

перегретого пара;

реагентов, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции, и др.;

применение специальных нагревательных кабелей.

Выбор каждого из указанных методов зависит от характеристики отдельно взятой скважины. Одним из распространенных методов, применяемых для удаления АСПО, является промывка теплоносителями через затрубное пространство. Но такой ввод теплоносителя обусловлен большими объемами расходуемых технологических жидкостей, составляющих приблизительно 30-60 куб.м, (горячей нефти, перегретого пара и т.д.), а также не очень эффективным прогревом колонны НКТ, используемой в качестве лифта для подъема нефти, – основная доля тепла уходит на прогрев обсадной колонны.

Также при данном способе промывки:

большая доля промывочной жидкости уходит в продуктивные пласты, что приводит к непроизвольному глушению и впоследствии уменьшению ее продуктивности.

промытые отложения (парафины, смолы, песок и т.д.) проходят через насосные установки, засоряя клапанные узлы, что приводит к сбоям и отказам в их работе.

Большинство существующих недостатков при промывке через затрубное пространство устраняется при использовании метода промывки через полые штанги, предложенного предприятием ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш». На сегодняшний день для работы в условиях высокой степени асфальто-смоло-парафинистых отложений предприятием ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» серийно выпускается комплект «Оборудования для промывки и прогрева скважин», далее по тексту ОППС, который используется для ввода теплоносителя и растворителей непосредственно в зону образования АСПО через полые штанги. Благодаря простой, удачной компоновке и комплектации комплекта ОППС обеспечивается возможность периодической промывки лифтовой колонны труб от различного вида отложений через колонну полых штанг и переводную муфту, установленную ниже зоны образования АСПО с применением минимальных объемов промывочных жидкостей. Предприятие ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» предлагает различные варианты комплектации в зависимости от параметров скважин. Данный комплект также может быть успешно использован для ликвидации ледяных пробок на устье скважины в зимнее время. Комплект оборудования ОППС, изготавливаемый предприятием ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш», предназначен для промывки тепловым методом нефтяных скважин, оборудованных погружными штанговыми насосами и осложненных образованием АСПО, где в качестве лифтовой колонны использованы трубы НКТ ГОСТ 633-80, а в качестве канала для подвода теплоносителя – полые штанги с муфтами.

В общем случае рекомендуемая схема компоновки штанговой колонны для промывки скважин установкой ОППС состоит из:

полого устьевого штока;

колонны полых штанг;

специальной промывочной муфты;

тройника для подвода теплоносителя и соединения с траверсой станка-качалки;

клапана обратного, навернутого на выходной конец устьевого полированного штока;

заглушки, к которой присоединяется рукав высокого давления от промывочного агрегата. (см.табл. №2)

Длину колонны полых штанг рекомендуется выбирать таким образом, чтобы промывочная муфта располагалась на 15...20 м ниже зоны образования АСПО. Для соединения рукава высокого давления с клапаном обратным используется быстроразъемное соединение (БРС). Противоположный конец рукава соединяется с нагнетательной коммуникацией промывочного насоса (агрегат депарафинизационный промывочный). Схема соединения нагнетательной магистрали представлена на рисунке 1.

В качестве теплоносителя рекомендуется использовать воду, разогретую до 75...85°С в объеме, достаточном для промывки скважины.

Данные по эксплуатации «ОППС».

Эксплуатация данных установок в Казахстане в АО «МангистауМунайГаз» привела к значительному снижению затрат на промывку скважин (в 3-5 раз), снижению подъемно-спусковых операций на 50%.

Данные по промывке от АСПО горячей водой в одной из нефтяных компаний представлены в таблице.

Рассмотренный способ удаления АСПО, разработанный ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» совместно с нефтедобывающими компаниями, являет собой плод многолетнего опыта, огромной практики и интеллектуального потенциала, обеспечивающего передовыми технологиями предприятия, добывающие нефть. В связи с высокой эффективностью данного способа, его простотой и недороговизной можно утверждать, что данная технология представляет собой наиболее оптимальный способ обработки скважин для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений

3.3. Скважина

Скважиной нефтяной залежи называется разработочная скважина, оснащенная фонтанным, насосным, газлифтным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенная для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи (ОСТ 39.039-76). (см.рис. № 3)

Возможность использования изделия или сооружений по назначению зависит от их состояния. Состояние скважины нефтяной залежи определяется техническим состоянием элементов конструкции скважины: обсадных колонн, цементного камня, устьевого оборудования скважины; состояния призабойной зоны пласта; техническим состоянием внутрискважинного и устьевого эксплуатационного оборудования.

Заканчивание скважин

Под закачиванием понимают работы, выполняемые после достижения стволом скважины кровли продуктивного пласта и до ввода ее в эксплуатацию, а именно:

1) бурение в продуктивных пластах;

2) исследование скважин геофизическими приборами и с помощью испытателей (опробователей) пластов;

3) спуск и цементирование обсадной колонны;

4) оборудование устья скважины;

5) вскрытие пласта (перфорация) и освоение скважин.

Бурение в продуктивных пластах. При этом необходимо обеспечить возможно большую сохранность естественных коллекторских свойств пласта, не допускать проникновения в пласт бурового раствора и частиц пробуренной породы, закупорки пор и в результате уменьшения проницаемости пласта.

Для такой цели снижают противодавление на пласт и применяют высококачественные буровые растворы, имеющие минимальную водоотдачу или растворы на углеводородной основе. При благоприятных геологических условиях продуктивный пласт разбуривают с продувкой скважины воздухом или газом. В процессе проходки продуктивных пластов в разведочных скважинах используют только колонковые долота при сплошном отборе керна для изучения строения и свойств горных пород-коллекторов.

Исследование скважин. При исследовании продуктивных пластов в разведочных скважинах, проводят полный объем геофизических работ, в том числе по определению толщины, пористости и проницаемости пластов. При исследовании добывающих скважин в процессе бурения ограничиваются изучением шлама и результатами некоторых видов геофизических исследований в целях определения угла наклона и азимута ствола скважины, а также уточнения толщины и интервалов залегания продуктивного пласта, его пористости и проницаемости. В необходимых случаях испытывают (опробовают) пласты в открытом стволе с помощью трубного испытательного инструмента и опробователей пластов, спускаемых на кабеле, которые обеспечивают вызов притока нефти (газа) под действием резкого перепада давлений. По результатам оценивают добывные возможности скважин и фильтрационные характеристики пласта (проницаемость, гидропроводность).

Спуск и цементирование обсадной колонны. При положительных результатах испытаний в скважину спускают колонну обсадных труб, а пространство между стенками скважины и обсадной колонной заполняют цементом с целью укрепления ствола, а также изоляции водоносных пластов от газоносных и нефтеносных.

Если продуктивный пласт сложен крепкими породами (известняками, доломитами), обсадную колонну спускают до кровли, оставляя открытым забой. Если же он сложен из рыхлых, осыпающихся пород, то обсадную колонну, как правило спускают ниже подошвы продуктивного пласта.

Цементирование скважины производят с помощью специальных агрегатов, закачивающих раствор через заливочную головку в обсадные трубы, в которых предварительно устанавливают деревянную (пластмассовую) пробку с манжетами и центральным отверстием. После закачки объема цементного раствора, необходимого для заполнения затрубного пространства, устанавливают вторую глухую пробку, после чего порция цементного раствора продавливается в заколонное пространство с помощью глинистого раствора.

Оборудование устья скважин производится после определения высоты подъема цементного раствора в заколонном пространстве. Обсадные трубы подвешивают на колонной головке, герметизирующей также затрубное пространство.

Вскрытие пласта в скважинах, на забой которых спущена обсадная колонна или хвостовик, не имеющий отверстий, производят с помощью специальной прострелочной аппаратуры, спускаемой на кабеле через колонную головку. Прострел отверстий в стенках обсадных труб и цементном кольце осуществляется несколькими типами перфораторов: кумулятивными, пулевыми, торпедными. На практике наиболее широко применяют кумулятивные перфораторы, позволяющие создавать каналы диаметром 16-18 мм и длиной 200-250 мм.

3.4.Освоение скважин

Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент (воду или газ) в необходимом объеме.

Вызов притока жидкости обусловлен перепадом давления между пластом и столбом жидкости в скважине. Это гидростатическое противодавление понижают либо путем уменьшения плотности жидкости (замены бурового раствора водой или нефтью), либо уменьшением высоты столба жидкости в скважине.

Для вызова притока путем замены бурового раствора скважину оборудуют по схеме. На устье устанавливают специальную арматуру, а в саму скважину, как правило до фильтра, спускают трубы. Эти трубы и арматуру используют в дальнейшем при эксплуатации скважины.

Для замены бурового раствора на воду последнюю с помощью насоса через открытую задвижку нагнетают в затрубное пространство. Раствор, заполняющий ствол скважины, оттесняется водой и по внутренним трубам (которые в данном случае выполняют роль промывочных) поступает на поверхность и через задвижку попадает в приемный чан. Если пластовое давление достаточно велико, то скважина может начать фонтанировать еще до момента полной замены промывочного раствора на воду. Продукция ее (нефть, газ) направляется в верхнюю выкидную линию через задвижку.

Если после замены раствора пласт себя не проявляет, то воду в стволе можно заменить нефтью или водовоздушной смесью. Схема промывки при этом несколько усложняется, но в принципе остается такой же. Во многих случаях используют компрессорный способ вызова притока, при котором промывка водой или осуществляется кратковременно (лишь для разжижения раствора), или вовсе не проводится. В затрубное пространство с помощью компрессора (обычно передвижного) нагнетают воздух или газ, который вытесняет жидкость в центральные трубы. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве доходит до нижнего обреза (башмака) центральных труб, газ по ним прорывается на поверхность, газирует находящуюся в них жидкость, что приводит к значительному снижению ее плотности. Жидкость вместе с газом выбрасываются на поверхность, давление на забое понижается (обычно довольно резко), вследствие чего продукция из пласта начинает поступать в скважину. Компрессорный способ обычно применяют в случаях плотно сцементированных коллекторов, так как в рыхлых породах резкое снижение забойного давления может привести к разрушению и выносу их в больших количествах в скважину, что может существенно осложнить ее дальнейшую эксплуатацию. После вызова притока добывающая скважина некоторое время самоочищается от остатков буровой грязи, а затем после комплекса исследований переводится на нормальную эксплуатацию.

В нагнетательных скважинах очистка от буровой грязи осуществляется длительным извлечением жидкости из пласта (дренированием пласта) и последующей интенсивной промывкой ствола водой. Наличие грязи в призабойной зоне пласта и стволе нагнетательной скважины может привести к закупорке пор пласта, вследствие чего скважина не будет принимать воду. После очистки ее переводят на пробное нагнетание, в процессе которого проводят цикл исследований. По завершении исследований скважину сдают в эксплуатацию.

В зависимости от числа колонн обсадных труб, спущенных на разные глубины, различают одно-, двух- или трехколонную конструкции скважины. Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной. (см.рис №4)

.

3.5.Добыча нефти с помощью насосов

Станок-качалка (см.рис№5) и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. Вообще, у обывателя при разговоре о нефтяном деле всегда появляется образ двух станков: первый из них – это буровой станок, второй – станок-качалка.

Станок-качалка и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Этот насос по принципу действия очень похож на ручной насос велосипеда, который возвратно-поступательные движение преобразует в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Если уж по порядку описать происходящие процессы при данном виде эксплуатации, то получится следующее:

На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движения. Далее энергия передается через штанги – длинные стальные стержни, скрученные между собой специальными муфтами. В свою очередь от штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее наверх.

Эксплуатация скважин штанговыми насосами характерна тем, что к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые имеют место при других способах эксплуатации, такие как наличие мех.примесей, высокий газовый фактор и пр. Так же данный способ эксплуатации отличается достаточно высоким КПД.

В России изготавливаются станки-качалки 13 типоразмеров по ГОСТ 5688-76. Штанговые насосы производят ОАО «Элкамнефтемаш» г.Пермь и ОАО «Ижнефтемаш» г.Ижевск.

3.6.Нефть в море

О том, что запасы нефти есть не только на суше, но и под морским дном, известно довольно давно. Полвека существуют «Нефтяные камни» — промысел в Каспийском море. Сегодня нефтяные вышки появились и на других морях. Нефть добывают в Северном море, в Охотском, на Балтике...

На платформу можно попасть на вертолете или на катере. Семь миль от берега, и вот вы уже у цели. Остов искусственного острова, который издали казался сложенным из спичек, вблизи оказывается переплетением толстенных труб. Сорок восемь из них уходят в толщу воды и еще на полсотни метров - в дно. Эти ноги и держат все сооружение.

Сама платформа состоит из двух площадок, каждая из которых - в четверть футбольного поля. На одной площадке уходят в поднебесье фермы буровой вышки, другая представляет собой административно-жилую зону. Здесь с трех сторон по краям площадки стоят уютные домики, в которых разместились каюты бригадиров, прорабов и мастеров, а также красный уголок, столовая с кухней, бытовые помещения. (см.рис.№6)

Подобные платформы могут иметь разную конструкцию. Ведь одно дело добывать нефть на южном Каспийском море, другое на мелководной Балтике, где платформу можно укрепить на дне, и третье - на севере или востоке страны. Здесь большие глубины, частые штормы, ледяные поля... В таких условиях гораздо лучше стационарных платформ — полупогружные. Их буксируют к месту бурения как большие баржи. Здесь они опускают вниз свои «ноги» - опоры. И опираясь ими в дно, платформа приподнимается над поверхностью моря с таким расчетом, чтобы волны ее не захлестывали. По окончании буровых работ такая платформа без особых хлопот может быть переведена в другой район. Проектируются и строятся суда обеспечения морских нефтяных промыслов.В начале января 1987 г. в финском городе Турку спущено на воду уникальное судно «Трансшельф». Оно предназначено для транспортировки морских буровых самоподъемных установок. Новый гигант длиной 173 метра и шириной 40 метров имеет ряд особенностей. Судно полупогружное, да и как иначе взгромоздить на палубу тысячетонные буровые платформы? «Трансшельф» набирает в танки забортную воду и с этим балластом погружается. Палуба площадью 5100 квадратных метров уходит на 9 метров под воду. Платформа затаскивается или заталкивается на борт. Балласт откачивается, и судно к походу готово. «Трансшельф» - это еще и судоремонтный док с мощной судостроительной техникой. Управляется он с помощью бортовой ЭВМ, которая контролирует все эксплуатационные секторы сложного судового хозяйства, в том числе и размещение груза на палубе. Еще один способ морского бурения — непосредственно со специализированного бурового судна.

Глава 4 . Объемы добычи

В 2007 г. объем добычи нефти в России достиг нового рекордного уровня. За год было добыто 491 млн тонн – это самый высокий показатель за весь постсоветский период. Вместе с тем, уже третий год подряд темпы роста в отрасли сохраняются на стабильно низком уровне. В 2007 г. добыча нефти увеличилась по сравнению с 2006 г. на 2,1%. Примерно такие же темпы роста наблюдались в отрасли и в 2005 г., и в 2006 г. Напомним, что до этого момента рост добычи в России происходил очень быстрыми темпами. Например, в 2004 г. темп роста добычи нефти составлял более 11%. После этого наступил перелом в динамике, обусловленный постепенным истощением крупных месторождений, которые ранее позволяли наращивать добычу без существенных затрат. Текущий момент в отрасли можно охарактеризовать, как инвестиционную паузу. Все крупнейшие проекты, которые готовятся к реализации, будут давать первую нефть через год-два

Добыча нефти в России растет гораздо быстрее роста запасов. Такой вывод можно сделать из ежегодного доклада компании British Petroleum "Энергия мира 2005".

За год, по данным ВР, Россия увеличила объемы добычи на 8,9% до 9,3 млн. баррелей нефти в день. Это на 2 млн. баррелей в день больше, чем в США, и на 1,3 млн. меньше, чем у мирового лидера добычи - Саудовской Аравии.

При том, что темпы роста добычи нефти в России в последние полгода почти остановились, общий показатель за минувший год (8,9%) выглядит впечатляюще.

Сейчас в России нефть добывается на 1031 месторождении, причём почти три четверти разработанных нефтяных месторождений находятся в Западной Сибири. Несмотря на то, что в среднем по стране месторождения нефти выработаны на 44,3%, пока нет оснований опасаться сокращения нефтедобычи из-за истощения нефтересурсов. Данные о запасах нефти на территории России по сведениям из отечественных и зарубежных источников несколько расходятся. Но и те, и другие источники признают, что добыча нефти по сравнению с её запасами ведётся опережающими темпами. Так по данным "Oil and Gas Journal" на начало 1998 г. на долю России приходится 4,8% мировых запасов нефти и 9,1% мировой добычи. По данным Минтопэнерго РФ наша страна располагает 12,9% мировых запасов нефти, а её добыча составляет 15,6% мировой.

Правда, в 1997 г. первичная переработка нефти увеличилась по сравнению с уровнем предыдущего года в 13 из 24 нефтеперерабатывающих регионов. Однако, несмотря на то, что производственная деятельность предприятий химической и нефтехимической промышленности за прошедший год характеризовалась увеличением объёма производства на 2%, трудно говорить о стабилизации в отрасли, так как перед нефтяной промышленностью возникло серьёзное препятствие - падение мировых цен на нефть. В условиях современной ситуации это грозит нарушить весь экономический баланс России, одним из основ которого является экспорт энергоресурсов. В 1997 г. Россия экспортировала 118 млн. т сырой нефти и 60 млн. т различных нефтепродуктов. Снижение цен на нефть грозит потерей до 30 млрд. долларов в год.

Найти выход из этой ситуации - одна из наиболее актуальных задач. Перед нефтяными компаниями стоит сложная задача: сохранить экспорт или переориентироваться на внутренний рынок. Переориентация на внутренний рынок чревата жестокой конкурентной борьбой, проблемой неплатежей, которые лихорадят внутренний рынок, поиском на внутреннем рынке новых ниш, позволяющих получать реальный, стабильный доход. К этим проблемам нужно добавить повсеместное падение спроса на продукцию нефтепереработки, рост тарифов на ресурсы и услуги, устаревшую, затратную технологию переработки нефти. На первом месте, конечно, стоит вопрос о том, в состоянии ли отечественная нефтеперерабатывающая промышленность переработать всю или, по крайней мере, большую часть добываемой в стране нефти.

Основу нефтеперерабатывающей промышленности России составляют 28 нефтеперерабатывающих заводов. Возраст большинства из них оценивается как критический. Та производственная база, которой сегодня располагает нефтеперерабатывающая промышленность, была создана в период с 1950 г. по 1990 г. За прошедшие 7 лет были построены или модернизированы только единичные установки на некоторых предприятиях. Если рассматривать нефтехимическую промышленность в возрастном аспекте, можно увидеть, что 15% оборудования было введено в действие в 50-ых годах и эксплуатируется до сих пор, 25% существующих основных фондов было введено в эксплуатацию в 60-ые годы, а оборудование, введённое в строй в 70-ые годы, составляет 38%. Только 4% оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий было введено в эксплуатацию после 1990 г. Так что, срок службы значительной части установок и производств различных технологических процессов в целом по отрасли превышает нормативный в 2-2,5 раза, и в значительной степени именно техническое состояние отрасли не позволяет реально надеяться на переориентацию рынка нефтяного сырья на отечественных переработчиков. (см.рис №7 - 11)

Глава 5. Проблемы

5.1.Экономические проблемы

В целом ресурсная база нефтяной и газовой отраслей ТЭК страны позволяла обеспечить бесперебойное снабжение экономики и населения топливом.

Однако основными проблемами остаются:

- состояние сырьевой базы добывающих отраслей, как в количественном отношении (сокращение объемов запасов), так и в качественном (рост доли трудно извлекаемых запасов) отношениях,

- недостаточные объемы геологоразведочных работ,

- высокая степень износа основных фондов,

- отсутствие комплексного энергетического законодательства,

- недостаток инвестиционных вложений,

- отсутствие зрелой рыночной инфраструктуры, недостаточное внимание развитию малого предпринимательства,

- высокая степень зависимости нефтегазового сектора России от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями, научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Добиться дальнейшего наращивания уровня добычи нефти до 360 млн. тонн к 2020 году можно за счет:

· изменения стратегии и повышения эффективности геологоразведочных работ;

· вовлечения в эксплуатацию бездействующего фонда скважин и доведения его до норматива;

· освоения новых месторождений нефти;

· подготовки к промышленному освоению нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорского бассейна, Восточной Сибири, Республики Саха (Якутия), на шельфах северных морей, Каспийского моря и о. Сахалина.

Одним из приоритетов энергетической стратегии должна быть модернизация и коренная реконструкция предприятий нефтеперерабатывающей промышленности для выведения ее на современный технический уровень. Переработка нефти в 2020 году намечается в объемах 200-225 млн. тонн.

Структурная перестройка нефтеперерабатывающей промышленности предусматривает:

· повышение глубины переработки нефти до 75-80% в 2010 г. и 85% к 2020 г.;

· обеспечение в полном объеме потребности страны в высококачественных светлых нефтепродуктах и повышение эффективности экспорта жидкого топлива;

· вывод из эксплуатации излишних и неэффективных установок и других объектов НПЗ;

· снижение энергетических и материальных затрат в процессах производства продуктов нефтепереработки и нефтехимии;

· максимальное приближение производства нефтепродуктов к их потребителям, в том числе за счет строительства современных малых и средних НПЗ в местах потребления.

Увеличение загрузки мощностей нефтеперерабатывающих заводов до 90-95% и глубины переработки нефти до 80-85% позволит дополнительно переработать более 70 млн. тонн нефтяного сырья и увеличить выпуск нефтепродуктов до 65 млн. тонн, что равносильно увеличению доходов в среднем на 5-6 млрд. рублей. Техническое перевооружение и реконструкция нефтеперерабатывающей промышленности России позволит не только изменить качество продуктов нефтепереработки, но и увеличить выпуск высококачественных светлых нефтепродуктов, соответствующих мировым стандартам, повысить эффективность экспорта нефтепродуктов и существенно снизить при этом долю отгрузки нефти на экспорт.

Повышение нормативных требований к качеству нефтепродуктов и коренная реконструкция предприятий нефтепереработки должны обеспечить существенное улучшение экологической обстановки и привести к снижению выбросов вредных веществ, а также к снижению энергетических и материальных затрат в процессах производства продукции.

В России уже в 2005 году должны более чем в два раза сократиться суммарные выбросы в атмосферу оксидов серы от использования моторного топлива.

За счет использования высокоактивных и селективных катализаторов, современного оборудования, лучшей организации факельного хозяйства можно существенно снизить энергоемкость процессов нефтепереработки.

Важным перспективным направлением переработки нефтяного сырья является развитие нефтехимии, в том числе производства полимеризационных пластмасс.

Основным источником капитальных вложений должны стать собственные средства компаний. При освоении новых районов добычи возможно привлечение кредитных средств на условиях проектного финансирования. В перспективе до 25-30% общего объема инвестиций может составить заемный и акционерный капитал.

Гарантированное обеспечение нефтегазовой отрасли достаточными инвестиционными ресурсами возможно только при стабильности и предсказуемости на мировых рынках нефти, в том числе и установление справедливой цены на нефтяное сырье, учитывающей долгосрочные интересы производителей и потребителей нефти.

Развитие сотрудничества ОПЕК и Российской Федерацией, являющейся крупнейшим за пределами этой организации производителем и экспортером нефти, проведение регулярных консультаций с руководством ОПЕК и другими ведущими производителями и потребителями энергетических ресурсов будет, несомненно, способствовать нахождению баланса интересов всех сторон.

5.2. Экологические проблемы

Начав эксплуатацию месторождений нефти и газа, человек не задумывался о последствиях интенсивной добычи этих природных ресурсов. Большую опасность таит в себе использование нефти и газа в качестве топлива. При сгорании этих продуктов в атмосфере выделяются в больших количествах углекислый газ, различные сернистые соединения, оксид азота и т.д. Уменьшение количества кислорода и рост содержания углекислого газа, в свою очередь, будут влиять на изменение климата. Молекулы диоксида углерода позволяют солнечному коротковолновому излучению проникать сквозь атмосферу Земли и задерживают инфракрасное излучение, испускаемое земной поверхностью. Загрязнение атмосферы таит в себе и другую опасность ? оно снижает количество солнечной радиации, достигающей поверхности Земли.

Большая роль в загрязнении атмосферы принадлежит реактивным самолётам, машинам. Чтобы пересечь Атлантический океан, современный реактивный лайнер поглощает 35 т кислорода и оставляет инверсионные следы, увеличивающие облачность. Значительно загрязняют атмосферу и автомашины, которых уже сейчас насчитываются более 500 млн. Появляются различные проекты создания двигателей, работающих на других видах топлива. Немалый вклад в отравление атмосферы вносят различные заводы, тепло- и электростанции. Средней мощности электростанция, работающая на мазуте, выбрасывает ежесуточно в окружающую среду 500 т серы в виде сернистого ангидрида, который, соединяясь с водой, тотчас же даст сернистую кислоту, которая выпадает в виде кислотных дождей, обладающих большой химической активностью. Загрязнение атмосферы различными вредными газами и твёрдыми частицами приводит к тому, что воздух крупных городов становится опасным для жизни людей. Особую опасность представляют смертоносные туманы, опускающиеся на крупные города.

Безрассудно загрязняет человек и водные бассейны планеты. Ежегодно в Мировой океан по тем или иным причинам сбрасывается от 2 до 10 млн. т нефти. Аэрофотосъёмкой со спутников зафиксировано, что уже почти 30% поверхности океана покрыто нефтяной плёнкой. Особенно загрязнены воды Средиземного моря, Атлантического океана и их берега.

Литр нефти лишает кислорода 40 тыс. л морской воды. Тонна нефти загрязняет 12 кв. км поверхности океана. При концентрации её в морской воде в количестве 0,1-0,001 мл/л икринки рыб погибают за несколько суток. На 1 га морской поверхности может погибнуть более 100 млн. личинок рыб, если имеется нефтяная плёнка. Источников поступления нефти в моря и океаны довольно много. Это аварии танкеров и буровых платформ, сброс балластных и очистных вод, принос загрязняющих компонентов реками.

Встаёт угрожающий вопрос: что делать с этими ?чёрными океанами?? Как спасти их обитателей от гибели?

Шведские и английские специалисты для очистки морских вод от нефти предлагают использовать старые газеты, куски обёртки, обрезки с бумажных фабрик. Брошенные в воду и измельчённые, они способны впитать в себя 28-кратное количество нефти по сравнению с собственной массой. Затем топливо из них легко извлекается прессованием. Такие полоски бумаги, помещённые в большие нейлоновые авоськи, предлагается использовать для сбора нефти в море на месте катастрофы танкеров. Хорошие результаты даёт применение диспергаторов особых веществ, связывающих нефть; обработка нефтяных плёнок железным порошком с последующим собиранием опилок магнитом. Большие надежды возлагаются на биологическую защиту.

По различным причинам при добыче и транспорте чёрного золота часть сырья выливается на земную поверхность и в водоёмы. Достаточно сказать, что только за 1988 г. при порывах нефтепроводов на Самотлорском месторождении в одноимённое озеро попало около 110 тыс. т нефти. Известны случаи слива мазута и сырой нефти в реку Обь (нерестилище ценных пород рыб) и другие водные артерии страны.

Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. Небрежное обращение с нефтью может обернуться большой бедой. Использование нефти и нефтепродуктов должно быть весьма аккуратным, продуманным и дозированным. Нефть требует к себе внимательного отношения. Это необходимо помнить не только каждому нефтянику, но и всем, кто имеет дело с продуктами нефтехимии.

Нефтяная отрасль является главной для мировой экономики. В нашей стране эта зависимость особенно высока. К сожалению, российская нефтяная промышленность находится в состоянии глубокого кризиса. Каковы же перспективы развития отрасли? Если продолжать хищническую эксплуатацию месторождений вкупе с большими потерями при транспортировке и нерациональной нефтепереработкой, то будущее нефтяной промышленности представляется весьма мрачным. Уже сегодня сокращение темпов производства составляет в среднем 12-15% в год, что чревато полным развалом стратегически важной для державы отрасли. Дальнейшее экстенсивное развитие нефтяной промышленности уже невозможно.

России необходимо реформировать нефтяную промышленность. Для этого в первую очередь нужно:

Пересмотреть систему налогообложения, существенно снизив налоги на нефтепроизводителей, однако установить высокие штрафы за нерациональное использование природных богатств и нарушение экологии.

Менее жёстко регулировать цены внутри страны, поддерживая их несколько ниже мирового уровня. Экспорт же нефти за рубеж вести только по мировым ценам.

Частично восстановить централизованное управление отраслью, вытекающее из самой структуры нефтяной промышленности и имеющее много положительных моментов (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не означает полного возврата к старой модели управления.

Найти чёткую и продуманную программу инвестиций в нефтяную промышленность.

Организовать единый Российский банк нефти и газа, государственная внешнеторговая фирма, включающая представителей предприятий, добывающих, перерабатывающих и транспортирующих нефть и газ. Это позволит приостановить хаотичные бартерные сделки, подрывающие интересы государства.

Создать необходимую систему нормативных актов, обеспечивающую твёрдую законодательную базу для работы с иностранными компаниями по совместной разработке наиболее сложных месторождений.

Стабилизировать объёмы геологоразведочных работ с целью восполнения запасов нефти и газа.

Реализация предлагаемых мер в комплексе с другими означала бы приостановку инфляции и укрепление курса рубля (например, стоимость сельскохозяйственной продукции на 40% определяется ценой горюче-смазочных материалов). Появился бы интерес к приобретению нефтеперерабатывающего оборудования. Стимул к развитию получила бы не только нефтяная промышленность, но и машиностроительные предприятия, нефтехимическая, химическая, металлургическая и другие отрасли. Таким образом, положение в нефтяной промышленности достаточно сложное, но выход существует. После чего она сможет внести весьма значительный вклад в возрождение России.

5.3.Экологические проблемы добычи и транспортировки нефти

Основным источником углеводородного сырья и основным энергоносителем в России является нефть. Предприятия топливно-энергетического комплекса России, в том числе по добыче и транспортировке нефти, несмотря на снижение объемов производства, по сравнению с 1990 г, остаются крупнейшим в промышленности источником загрязнения окружающей среды. Экологические проблемы начинаются уже на стадии добычи нефтяного сырья и его транспортировки к потребителю. Ежегодно происходит более 60 крупных аварий и около 20 тыс. случаев, сопровождающихся значительными разливами нефти, попаданием ее в водоемы, гибелью людей, большими материальными потерями

Наиболее эффективна и экономична транспортировка нефти и газа с места их добычи по трубопроводам. Трубопроводный транспорт включает в себя комплекс различных сооружений: трубопроводы, компрессорные, насосные станции и т.д. 99,5% всего добываемого в России „черного золота” доставляется с их помощью потребителю. Сеть магистральных нефтепроводов общей протяженностью более 46 тыс. км раскинулась по стране от Восточной Сибири до западных границ страны, от Ямала до Черного моря.

Действующая сегодня система трубопроводного транспорта начала создаваться в послевоенные годы. Учитывая, что амортизационный срок эксплуатации стальных артерий составляет 33 года, то окажется, что к 2005 году возраст более 40% нефтепроводов превысит этот срок. Средняя дальность перекачки нефти в нашей стране составляет до 1500 км. Нефть транспортируется по трубопроводам диаметром 300 – 1200 мм. С годами трубная сталь и изоляционное покрытие „стареют”, дают о себе знать заводские дефекты труб, коррозия металла.

К числу наиболее серьезных аварий последнего времени относится прорыв нефтепровода Туймазы-Омск-Новосибирск (1996 год), во время которого в реку Белая вылилось около 1000 т нефти. Авария на насосной станции нефтепровода Самара-Лисичанск (1995 год) повлекла за собой разлив 2000 т нефти. Ежегодно в России происходит около 700 инцидентов на нефтепроводах, в основном в Западной Сибири. По данным специалистов, абсолютное большинство (89-96%) аварийных разливов нефти вызывают сильные и необратимые повреждения природных биоценозов.

По технике оснащения и обновлению устаревшего низкоэффективного оборудования нефтяное машиностроение в настоящее время является наиболее отсталой отраслью. Нефтепромысловое и буровое оборудование работает в чрезвычайно тяжелых условиях, осложняемых действием на исполнительные механизмы высоких статических, динамических, знакопеременных нагрузок, присутствием абразива и агрессивной жидкости под высоким давлением. Для работы в таких условиях необходимо создавать или выбирать из числа имеющихся стали и конструкционные материалы с учетом всего перечня факторов, негативно влияющих на статическую, длительную прочность, износостойкость и коррозионную стойкость рабочих поверхностей машин и инструмента.

Особо следует обратить внимание на проблему обновления нефтепромыслового оборудования, устаревших станков-качалок. Низкий коэффициент нефтеотдачи пласта в значительной мере определяется явно недостаточной эффективностью работы станков-качалок. Помимо сугубо теоретических аспектов в проблеме повышения нефтеотдачи большое значение имеет техническое обеспечение технологии этого процесса. При современном уровне развития насосостроения и иных перекачивающих средств могут быть найдены принципиально новые решения задачи отбора нефти из пласта с более высокой результативностью.

Проблема перекачивания многофазных сред всегда была в поле зрения насосостроителей, но и по сей день она остается сложной в теоретическом и практическом плане. Потребность в надежном насосном оборудовании для перемещения пенообразующих, парогазонасыщенных жидкостей имеется в целом ряде отраслей нефтедобывающей и перерабатывающей промышленности. Особенно актуален этот вопрос для подъема и транспортирования сырой нефти, которая является технической газожидкостной смесью.

Со всей остротой проблема отсутствия эффективного оборудования встала после открытия на северном шельфе ряда новых нефтяных месторождений с повышенным газосодержанием. Возможность транспортирования добываемых углеводородов – нефти, газа и газоконденсата – в места с более благоприятными условиями для переработки позволяет сосредоточить на промысле оборудование, необходимое лишь для добычи. Перевод переработки сырья на побережье центральную платформу или базу способствует ускорению разработки глубоких горизонтов, сложных скважин и глубоководных морских месторождений. Применительно к материковой добыче такая мера позволяет вести работы на удаленных участках, расположенных в промышленно неразвитых районах.

Экологические преимущества перекачки двухфазных потоков особенно наглядны при наличии газового конденсата. Последний подается по трубопроводу в небольших количествах, и это обстоятельство приводит к нецелесообразности существования раздельных систем транспорта вследствие повышенных расходов. Передачу двухфазных потоков можно применить также для подачи небольших количеств попутного газа, добываемого на малых месторождениях, где нефть имеет низкий и средний газовый фактор, что также не оправдывает содержание раздельных систем.

Создание и внедрение многофазных насосов позволяет успешно решать вышеуказанные задачи без проблем осуществляя перекачку нефти с газовой фазой. Соответственно отпадает необходимость применения устройств, регулирующих поток нефти, а также сепараторных и газоперекачивающих станций. Применение многофазных насосов можно рекомендовать и в случаях, когда на скважине ожидаются непредвиденные условия (пик давления или внезапный приток жидкости). Экологическая безопасность и экономическая эффективность добычи нефти при использовании многофазных насосов значительно повышается по сравнению с традиционной технологией благодаря возможности утилизации полученного газа, ибо в настоящее время попутный газ из скважины сжигают, а это ценное сырье для химической промышленности и высококалорийное топливо.

5.4. Технические проблемы

Одна из основных проблем нефтедобывающей отрасли - это высокая степень выработки легкодоступных месторождений (порядка 45%). Решение этой проблемы состоит в привлечении современных технологий, что позволит повысить уровень нефтеотдачи пластов. Повышение нефтеотдачи (при постоянном уровне добычи) приведет к увеличению сроков эксплуатации месторождений.

В перспективе предусмотрена транспортировка по трубопроводам всей нефти, имеется в виду создание региональных систем магистральных нефтепродуктопроводов и разводящей сети к нефтебазам и автозаправочным станциям. Но эти планы относятся к довольно-таки отдаленному будущему. Сейчас же по грузообороту трубопроводный транспорт стоит на первом месте. Протяженность нефтепроводов составляет 66000 км (для сравнения в США - 325000 км). В связи с тем, что нефтедобыча сосредоточена в отдалении от мест переработки и потребления, казалось бы, что большое внимание должно уделяться состоянию нефтепроводов, но не проходит и месяца, чтобы мы не услышали об очередной аварии и последующей за ней экологической катастрофе ( правда, пока местного масштаба). Но, увидев цифры, легко понять, почему происходят аварии.

Срок эксплуатации нефтепроводов: более 30 лет 26 %, 20 - 30 лет 29 %, менее 20 лет 45 %.

Причины отказов на российских магистральных нефтепроводах: коррозия 14%, брак при строительно-монтажных работах 29%, брак предприятия-изготовителя 21%, механические повреждения 19%.

И, конечно же, проблема, возникшая в прошлом году. Общеизвестно, что значительная часть российского бюджета формируется за счет продажи нефти за рубеж. Плавное снижение цен на нефть началось весной 1997 года - к декабрю 1997 года на европейском рынке они упали со 168 $ за тонну до 131 $. 1 декабря 1997 года стало началом кризиса - тогда ОПЕК ( Индонезия, Иран, Ирак, Катар, Кувейт, ОАЭ, Саудовская Аравия, Алжир, Габон, Ливия, Нигерия, Венесуэла) принял решение об увеличении объемов добычи на 10%. Суммарный объем добычи достиг max за 18-летнюю историю организации - около 3.8 млн. т в день. Решение ОПЕК ускорило снижение цен на мировых рынках. В Европе к концу декабря они снизились до 124$ за тонну, а через месяц составили 102$. Для многих российских компаний это минимальный приемлемый уровень (нулевой уровень рентабельности). К концу первой декады марта цены на лондонской International Petroleum Exchange упали до самого низкого за последние 9 лет уровня - 93.8$ за тонну. Тонна российской нефти в средиземноморских портах стоила 83.3$. Себестоимость добычи 1 тонны российской нефти в среднем составляет 35$ ( в странах Персидского залива - 15$). При этом около 60$ с каждой тонны у российских компаний уходит на уплату налогов. Сейчас российская нефтяная отрасль стоит на грани краха. Это связано с тем, что при экспорте можно получить реальные деньги. Этим и попытались воспользоваться при составлении проекта чрезвычайного бюджета на 4 квартал 1998 года. Этот проект предусматривает “временную” экспортную пошлину в 10 ЭКЮ с тонны нефти, а также повышенный в 4 раза налог на землю. Нефтеэкспортеры пытаются сделать все, чтобы эти предложения были отвергнуты. Как разрешится эта ситуация, пока неясно.

5.5. Реформирование

России необходимо реформировать нефтяную промышленность. Для этого в первую очередь нужно:

Пересмотреть систему налогообложения, существенно снизив налоги на нефтепроизводителей, однако установить высокие штрафы за нерациональное использование природных богатств и нарушение экологии.

Менее жёстко регулировать цены внутри страны, поддерживая их несколько ниже мирового уровня. Экспорт же нефти за рубеж вести только по мировым ценам.

Частично восстановить централизованное управление отраслью, вытекающее из самой структуры нефтяной промышленности и имеющее много положительных моментов (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не означает полного возврата к старой модели управления.

Сохранение единого экономического пространства ? условия выживания топливно-энергетического комплекса.

Найти чёткую и продуманную программу инвестиций в нефтяную промышленность.

Организовать единый Российский банк нефти и газа, государственная внешнеторговая фирма, включающая представителей предприятий, добывающих, перерабатывающих и транспортирующих нефть и газ. Это позволит приостановить хаотичные бартерные сделки, подрывающие интересы государства.

Создать необходимую систему нормативных актов, обеспечивающую твёрдую законодательную базу для работы с иностранными компаниями по совместной разработке наиболее сложных месторождений.

Стабилизировать объёмы геологоразведочных работ с целью восполнения запасов нефти и газа.

Реализация предлагаемых мер в комплексе с другими означала бы приостановку инфляции и укрепление курса рубля (например, стоимость сельскохозяйственной продукции на 40% определяется ценой горюче-смазочных материалов). Появился бы интерес к приобретению нефтеперерабатывающего оборудования. Стимул к развитию получила бы не только нефтяная промышленность, но и машиностроительные предприятия, нефтехимическая, химическая, металлургическая и другие отрасли. Таким образом, положение в нефтяной промышленности достаточно сложное, но выход существует.

Заключение

В настоящее время нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Нефтяной комплекс сегодня обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. На его долю приходится более 16% произведённого ВВП России, четвёртая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки. Такие высокие показатели связаны со значительным ресурсным и производственным потенциалом нефтяной отрасли.

Таким образом нефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда является актуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли является плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией её уровня на долгосрочную перспективу.

К сожалению, российская нефтяная промышленность находиться сейчас в состоянии глубокого кризиса. Было перечислено немало ее проблем. Каковы же перспективы развития отрасли? Если продолжать хищническую эксплуатацию месторождений вкупе с большими потерями при транспортировке и нерациональной нефтепереработкой, то будущее нефтяной промышленности представляется весьма мрачным. Уже сегодня сокращение темпов производства составляет в среднем 12 - 15% в год, что чревато полным развалом стратегически важной для державы отрасли. Дальнейшее экстенсивное развитие нефтяной промышленности уже невозможно. Например, большие объемы нефти Восточной Сибири труднодоступны из-за сложного геологического строения, требуют огромных инвестиций в добычу. Следовательно, будут прирастать слабо. Эффект от геологоразведки выше в Западной Сибири, однако в этом регионе высокопродуктивные месторождения уже значительно истощены.

На сегодняшний день стало ясно, что нефтяная отрасль способна стать «локомотивом» дальнейшего развития страны. Однако нефтяные компании нуждаются в поддержке государства в продвижении на внешние рынки, тем более, что большая часть транспортной сети принадлежит государству. Кроме того, российским компаниям стратегические капиталовложения для поддержания и увеличения уровня добычи. Внутри страны возможности для таких инвестиций ограничены, поэтому требуется активизация диалога по данному вопросу с иностранными партнёрами, которая невозможна без участия государства. В данных аспектах Россия ещё недостаточно активна, но в последнее время ситуация начинает меняться: многие эксперты считают, что поворотным моментом может стать опыт инвестирования 6,75 млрд. долларов компанией British Petroleum в ТНК. Всё же нельзя не заметить, что политика правительства в данном направлении несколько хаотична. Необходимо отметить, что уже сегодня нефтяная отрасль России способна стать важным элементом обеспечения национальной безопасности страны как на внутренней, так и на международной арене. России необходимо использовать свои уникальные сырьевые возможности и, прежде всего, нефть для решения внешнеполитических задач. Говоря о тенденциях на будущее, необходимо отметить, что в последнее время наблюдается рост экспорта нефти и, одновременно увеличение роли нефтяного фактора во внешней политике страны.

Информационные ресурсы

1. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности, под редакцией Н.А. Крулова, ИГИРГИ, 1995г.

2. Глазьев С.Ю. Нефтяная рента: плюсы и минусы опыта Аляски//Налоги в гражданском обществе. – СПб, 2003.

3. Иванов И.С. Новая российская дипломатия. Десять лет внешней политики страны. М. 2002 г.

4. Иголкин А. Нефть Родины // Наш современник. 1993. №5.

5. Кокурин Д., Мелкумов Г. Участники мирового рынка нефти//Российский Экономический Журнал. – 2003. - № 9.

6. Крюков В.А. Зачем нужна России национальная нефтяная компания // ЭКО. 1999 г. № 4

7. Ладошкин А.И. Автореферат диссертации на соискание учёной степени доктора экономических наук, Методология оценки инвестиционных проектов (на примере предприятий нефтегазодобывающего комплекса). Нижний Новгород

8. Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. – 2003. - № 9.

9. Макроэкономическое значение нефтегазового комплекса в экономике России, монография, под. ред. Кокотчиковой Е.Н. М., ГАНГ, 1996г.

10. Неверов В. Перспективы нефтяной промышленности Западной Сибири // Деловой мир . 1993. 22 мая.

11. Рачков Б. Эта коварная "нефтяная игла"// Экономика и жизнь. 1998 г. № 34

12. Родионова И.А., Бунакова Т.М. Экономическая география. М. 2001г.

13. Смирнов А.С. Проблемы нефтянях компаний России // Независимая газета. 1997 г. 25 февр.

14. Стейнер Р. Налогообложение нефтедобычи и использование нефтяной ренты//Вопросы экономики. – 2003. - № 9..

15. Шмаров А.И. Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе. – М., 2006.

16. www.5ballov.ru

31. www.promved.ru

1. www.runeft.ru

2. www.ruseconomy.ru

3. www.rusoil.ru

4. www.wikipedia.ru

Приложение

№1

№2

№3

СХЕМА скважины; нефть поступает через отверстия перфорации на забое и поднимается вверх по НКТ под воздействием пластового давления. 1 – пакер; 2 – фонтанная арматура; 3 – трубопровод для откачки нефти; 4 – кондуктор; 5 – цемент; 6 – промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 – эксплуатационная обсадная колонна; 8 – насосно-компрессорная колонна; 9 – извлекаемая скважинная жидкость

№4

№ 5

Схема станка - качалки

№6

Типы буровых установок для бурения скважин на море

№7

№8

№9

№10

Объемы добычи нефти Российскими нефтекомпаниями.

№11

Таблицы

№1

Способ

эксплуатации Число

скважин, % Средний дебит, т/сут Добыча, % от общей

нефти жидкости нефти жидкости

Фонтанный 8,8 31,1 51,9 19,5 9,3

Газлифтный 4,3 35,4 154,7 11,6 14,6

УЭЦН 27,4 28,5 118,4 52,8 63,0

ШСН 59,4 3,9 11,0 16,1 13,1

Прочие 0,1 - - - -

ШСН – штанговые скважинные насосы;

УЭЦН – установки центробежных электронасосов.

№2

Дата	Объем промывочной жидкости, м/куб.	Температура промывочной жидкости, 0С	Объем добываемой жидкости, м/куб.
28.05. 2009			12
29.05. 2009	3	50-60	25,8
31.05.2009			22,2
03.06.2009			20,4
04.06.2009	4	50-60	24
07.06.2009			26,4
09.06.2009			10,2
10.06.2009	5	50-60
11.06.2009			23,4