Реферат История развития газовой промышленности
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
История развития газовой промышленности
Глава 1. Состав и значение газовой промышленности в народном хозяйстве России.
1.1 Состав и значение газовой промышленности в народном хозяйстве России.
Сначала необходимо понять, что представляет собой газ и где он применяется. Газ – лучший вид топлива. Его отличают полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливоиспользующих установок; экономичность и простота транспортировки к потребителю; возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных веществ.
Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению со стоимостью добычи других видов топлива — угля, торфа, нефти.
Если принять стоимость угля (в пересчете на 1 т условного топлива) за 100%, то стоимость газа составит только 10 %.
Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами.
Природный газ – один из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности.
Газовая промышленность — наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в народном хозяйстве в качестве топлива в промышленности и в быту, а также и как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности.
Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности.
Крупнейшим потребителем газа в промышленности является черная металлургия. В доменных печах частичное применение природного газа дает экономию дефицитного кокса до 15% (1 куб. м природного газа заменяет 0,9-1,3 кг кокса), повышает производительность печи, улучшает качество чугуна, снижает его стоимость. В вагранках применение газа снижает расход кокса вдвое.
Способ прямого восстановления железа из руд также основан на использовании газового топлива.
В металлургии и машиностроении природный газ используется также для отопления прокатных, кузнечных, термических и плавильных печей и сушил. В металлообработке использование газа повысило коэффициент полезного действия печей почти в 2 раза, а время нагрева деталей сократилось на 40%. Применение газа в металлургии, кроме того, удлиняет сроки службы футеровки. Снижается количество серы в чугуне.
Применение природного газа в стекольной промышленности взамен генераторного газа повышает производительность стекловаренных печей на 10-13% при одновременном снижении удельного расхода топлива на 20-30%. Себестоимость цемента снижается на 20-25%. В кирпичном производстве цикл сокращается на 20%, а производительность труда возрастает на 40%.[11]
При внедрении природного газа в стекловарении требуются специальные меры по доведению светимости газа (т. е. По повышению теплоотдачи от факела к стекломассе) до уровня светимости факела на жидком топливе, т. е. В 2-3 раза, что достигается путем сажеобразования в газовой среде.
Для сушки и обжига керамики в печах с газовым отоплением успешно применяются радиационные горелки инфракрасного излучения, что сокращает время сушки с 8-12 часов до 10-15 минут, уменьшая в то же время на одну треть количество брака.
В пищевой промышленности газ применяется для сушки пищевых продуктов, овощей, фруктов, выпечки хлебобулочных и кондитерских изделий.
При использовании газа на электростанциях уменьшаются эксплуатационные расходы, связанные с хранением, приготовлением и потерями топлива и эксплуатацией системы золоудаления, увеличивается межремонтный пробег котлов, не занимаются земли для золоотвалов, снижается расход электроэнергии на собственные нужды, уменьшается количество эксплуатационного персонала, снижаются капитальные затраты.
Итак, продукция рассматриваемой отрасли обеспечивает промышленность (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловую электроэнергетику (35%), коммунальное бытовое хозяйства (более 10%). Газ – самое экологически чистое топливо и ценное сырье для производства химической продукции.
Теперь рассмотрим какой состав газовой промышленности. В состав газовой промышленности входят следующие элементы:
Добыча природного газа.
Добыча попутного газа.
Нефть содержит растворенные метан, этан, пропан, бутан и другие высшие углеводороды. Когда она выходит на поверхность, растворенные в ней компоненты выделяются в виде газа. Этот газ называют нефтяным, или попутным.
Эти газы не могут быть направлены в магистральный газопровод, потому что тяжелые углеводороды при охлаждении или сжатии выделяются в трубе в виде жидкости, которая при контакте с влагой образует гидратную пробку, уменьшающую сечение газопровода или полностью закупоривающую его. Поэтому эти газы направляются на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы, где из них извлекаются тяжелые углеводороды и другие компоненты, после чего отбензиненный (сухой) газ, состоящий в основном из метана, направляется потребителям.
Производство горючего газа из угля и сланцев.
Хранение газа.
Потребление газа не бывает равномерным в течение года, снижается в летние месяцы и повышается в зимние. Для сглаживания неравномерного потребления и создания аварийного запаса газа у крупных потребителей, например в городах, строили специальные хранилища – газгольдеры, в которых накапливался избыточный газ. Газгольдеры имеют ряд существенных недостатков – они дороги, занимают большие площади и недостаточны по объему.
Проблема накопления газа в больших количествах была решена, когда был разработан способ создания подземных хранилищ газа.
Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью. Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природного газа (метан с небольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т.п. Однако основу отрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России, связанную с газоснабжающими системами центрально-азиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.
1.2. Место газа в топливно-энергетическом комплексе.
Анализ предварительных итогов работы отраслей ТЭК в 1999 году свидетельствует о том, что ТЭК, в основном, справился с возложенными на него задачами по обеспечению потребностей экономики страны в топливе и электроэнергии и удовлетворению платежеспособного спроса российских потребителей. В 1999 году подтвердилась наметившаяся в последние годы относительная стабилизация производства во всех отраслях.
Рисунок №1.
Структура топливно-энергетических ресурсов российского рынка на 01.01.2000 г.
Источник:
ИнфоТЭК: статистика, документы, факты. 2000 №1.
Целенаправленные усилия Правительства Российской Федерации и Минтопэнерго России, особенно в конце года, обеспечили ряд позитивных изменений в ТЭКе, отраженные в таблице №1.
Таблица №1.
Изменение добычи и поставок основных топливно-энергетических ресурсов 1998-1999 гг
Показатель Фактически выполнено % к 1998 г.
Добыча нефти с газовым конденсатом, млн. тонн 305,0 100,5
Поставка нефти на внутренний рынок, млн. тонн 170,7 104,6
Добыча газа - всего млрд.куб.метров 589,7 100,0
Экспорт газа - всего млрд.куб.метров 126,8 105,1
Добыча угля – всего, млн.тонн 239,8 106,9
Выработка эл.энергии (без АЭС) – млрд.кВт.часов 724 100,1
Источник:
ИнфоТЭК: статистика, документы, факты. 2000 №1.
Из диаграммы и таблицы видно, что газ занимает прочное место в ТЭКе России. Добыча газа превышает добычу других видов топливных ресурсов. Благодаря обширным запасам, конкурентоспособным ценам и экологическим преимуществам, добыча и потребление природного газа будут расти опережающими темпами по сравнению с другими первичными энергоносителями.
Таблица №1.1.
Динамика структуры топливного баланса России, (%).
Года 1940 1950 1960 1970 1980 1990 1999
Нефть 18,7 17,4 30,5 41,1 45,3 39,7 35
Газ 1,9 2,3 7,9 19,1 27,1 40 50
Уголь 59,1 66,1 53,9 35,4 25,4 18,1 12
Другое 20,3 14,2 7,7 4,4 2,2 2,5 3
Источник:
Морзова Т.Г. и др. Экономическая география России. – М.:1999.
Что касается структуры топливного баланса России, то она постоянно находится в изменении. Так до 60-ых годов в ней преобладал уголь. Далее в связи с развитием нефтяной промышленности до 1990 года лидирует нефть. После 1990 года первое место в структуре топливного баланса России занимает природный газ. Сравним структуры топливного баланса России и США в таблице №2.
Таблица №2.
Структура топливного баланса России и США.
Россия США
Газ 50% Уголь 43%
Нефть 35% Нефть 31%
Уголь 12% Газ 25%
Другие топливные ресурсы 3% Другие топливные ресурсы 1%
Источник:
ТЭК России. Ежемесячный бюллетень. 2000 №1.
Как видно из таблицы, газ преобладает в топливном балансе России и почти в 4 раза превышает долю угля, в отличие от топливного баланса США, в котором преобладает уголь, и существует оптимальная пропорция между основными топливными ресурсами.
В период становления и развития рыночных отношений в России намечена структурная перестройка в области топливной промышленности на ближайшие 10-15 лет, которая предусматривает:
повышение эффективности использования природного газа и его доли во внутреннем потреблении и в экспорте;
увеличение глубокой переработки и комплексного использования углеводородного сырья;
повышение качества углепродуктов, стабилизацию и наращивание угледобычи (в основном открытым способом) по мере освоения экологически приемлемых технологий его использования;
преодоление спада при умеренном росте добычи нефти;
увеличение доли угля в структуре топливного баланса за счет сокращения доли нефти и газа.
Глава 2. Особенности развития и размещения газовой промышленности России.
2.1. Место России в газовой промышленности мира.
После рассмотрения состава и значения газовой промышленности давайте теперь обратимся непосредственно к особенностям размещения и развития отрасли в России, но прежде нужно понять ситуацию, которая сложилась в газовой промышленности мира.
Таблица №3
Первые десять стран мира по достоверным запасам природного газа.
№ Страны мира Достоверные запасы природного газа (трлн. куб. м).
1 Россия 48,14
2 Иран 23
3 Катар 8,49
4 ОАЭ 6
5 Саудовская Аравия 5,79
6 США 4,74
7 Венесуэла 4,04
8 Алжир 3,69
9 Нигерия 3,51
10 Ирак 3,11
Источник:
Нефть и газ: Мировой рынДостоверные запасы природного газа в мире в 1998 г. увеличились незначительно (на 1,1%) и на конец года составили 146,4 трлн. куб. м. По их объему продолжали лидировать страны бывшего СССР, на них приходилось 56,7, включая РФ – 48,1, далее следовали государства Ближнего и Среднего Востока – 49,5, включая Иран –23. Таким образом, на указанные два региона по-прежнему приходилось свыше 70% мировых ресурсов газа. Доля стран Северной Америки - около 5%, Западной Европы - 4%.
Самые богатые природным газом зарубежные страны — Иран, Саудовская Аравия, США, Алжир, ОАЭ, Нидерланды, Норвегия, Канада.
В целом доля промышленно развитых стран с рыночной экономикой в мировых запасах природного газа намного меньше, чем развивающихся. Однако основная часть добычи сосредоточена именно в промышленно развитых странах, а также в странах СНГ, что связано в большой степени с особенностями транспортировки газа. Далее обратимся к таблице.
Таблица №4.
Первые десять стран мира по добыче природного газа.
№ Страны мира Производство газа (млрд.куб. м)
1 Россия 590
2 США 528
3 Канада 156
4 Нидерланды 84
5 Великобритания 74
6 Индонезия 62
7 Алжир 57
8 Узбекистан 47
9 Саудовская Аравия 39
10 Иран 34
Источник:
Морозова Т.Г. и др. Экономическая география России. - М.:1999.
Мировая добыча природного газа ежегодно растет и с 1995 г. превышает 2,2 трлн.куб. м (или в пересчете 2790 млн. тонн условного топлива). География добычи ПГ существенно отличается от географии добычи нефти.
Около 30% природного газа добывается на территории республик СНГ (причем среди них 80% — в России, далеко опережающей все остальные страны мира по этому показателю) и в США (25% мировой добычи). Затем, многократно отставая от первых двух стран, следуют Канада, Нидерланды, Норвегия, Индонезия, Алжир. Эти государства являются также крупнейшими экспортерами природного газа. На следующем рисунке №2 изображены страны импортеры и экспортеры природного газа и основные транспортные потоки газа.
Основная часть экспортируемого газа идет по газопроводам и транспортируется в сжиженном виде. Протяженность газопроводов быстро растет (900 тыс. км в мире). Крупнейшие межгосударственные газопроводы действуют в Северной Америке (между Канадой и США); в Западной Европе (от крупнейшего голландского месторождения Гронинген через территорию Германии и Швейцарии в Италию; из норвежского сектора Северного моря в Германию, Бельгию и Францию). С 1982 г. действует газопровод из Алжира через Тунис, далее по дну Средиземного моря в Италию и далее в другие страны.
США потребность в природном газе удовлетворяют за счет добычи в Техасе, Луизиане, Оклахоме, Нью-Мексико, Вайоминге, а также за счет импорта из Канады. По добычи природного газа (свыше 500 млрд.куб. м) страна уступает лишь России.
В Азербайджане разрабатывается Карадагское месторождение природного газа на Апшеронском полуострове. Однако своих запасов газа уже не хватает, поэтому Азербайджан покупает природный газ в Туркменистане, который поступает по газопроводам через территорию России.
В Казахстане большие перспективы для дальнейшего развития имеет газовая промышленность в связи с открытием и разработкой крупного Карачаганского газоконденсатного месторождения. Кроме того, используется попутный газ, который получают при добычи нефти. В городе Новый Узень его перерабатывают в сжиженный газ для потребления в юртах на овцеводческих пастбищах.
В Узбекистане наиболее развита газовая промышленность. Она удовлетворяет не только нужды хозяйства Узбекистана, но и поставляет природный газ в другие республики СНГ – в Киргизию, Казахстан, Украину, Россию, а также в Закавказье. По размерам добычи газа Республика Узбекистан занимает 3 место после России и Туркменистана. Годовая добыча газа превышает 30 млрд.куб. м. Газовая промышленность позволила перестроить топливный баланс республики, развивать электроэнергетику и отрасли химической промышленности.
Газовая промышленность является ведущей отраслью в ТЭКе Туркмении. По запасам и добычи природного газа республика занимает 2 место среди стран СНГ, уступая России. Наиболее крупные газовые месторождения – Шатлыкское и Майское – стали центрами газовой промышленности республики. Годовая добыча превышает 40 млрд.куб. м, что позволяет экспортировать его в Россию, на Украину и в Закавказье.
Практически во все страны Восточной Европы (кроме Албании), а также в ряд стран Западной Европы (в Германию, Австрию, Италию, Францию, Грецию, Финляндию) природный газ поступает из России (по газопроводам), являющейся крупнейшим в мире экспортером этого сырья.
Растут межгосударственные морские перевозки сжиженного природного газа (СПГ) с использованием специальных газовозных танкеров. Крупнейшими поставщиками СПГ являются Индонезия, Алжир, Малайзия, Бруней. Около 2/3 всего экспортируемого СПГ ввозится в Японию.
2.2. Развитие и размещение газовой промышленности России.
За последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз развития. В бывшем СССР она представляла собой общесоюзный народнохозяйственный комплекс. Поскольку и после распада СССР это накладывает заметный отпечаток на функционирование ЕСГ России, целесообразно рассмотреть основные этапы ее становления.
Первый этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с освоением отдельных групп саратовских, краснодарских, ставропольских, восточноукраинских (район Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-Львова) и ряда других газовых месторождений, а также попутного газа нефтяных месторождений (районы Поволжья и Закавказья). Это относительно небольшие по объему и расположению недалеко от возможных потребителей источники газа. В каждом случае проектировался и сооружался отдельный газопровод (группа газопроводов), связывающий с потребителями газа - газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва, Сспсрный Кавказ-Центр (начиная с газопровода Ставрополь- Москва), Шебелинка-Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр.
На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупные газоносные районы - прежде всего резко увеличилось использование ресурсов Средней Азии, затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности этих источников от основной части потенциальных потребителей, расположенных на Урале, в центральном и западных районах Европейской части страны, потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал, Средняя Азия-Центр, Вуктыл-Торжок. В них уже использовались трубы большего диаметра (1020-1220 мм) и соответственно большей производительности (10-15 млрд. куб. м в год, а в газопроводе Средняя Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м в год). Для обеспечения надежности функционирования газопроводов потребовалось строительство многониточных систем, а возросшие объемы передачи газа создали для этого объективные предпосылки. Главным последствием усложнения схемы газопроводов стало взаимопересечение систем в районе Москвы и на Украине. Таким образом, появилась возможность для взаимодействия газопроводных" систем и перераспределения потоков по ним, то есть для формирования Единой системы газоснабжения страны. Концентрация мощностей как в добыче, так и при транспортировке газа, прогресс строительной индустрии, насущные потребности народного хозяйства способствовали ускорению развития газовой промышленности - среднегодовая добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м, а его доля в топливном балансе страны - до 18-19%.
К началу 70-х годов открытия геологов показали, что в Западной Сибири, прежде всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоточены уникальные запасы газа. Были также существенно увеличены разведанные запасы газа в Средней Азии и в районе Оренбурга, что создало надежную базу для резкого увеличения объемов его использования в народном хозяйстве. Наступил этап форсированного развития газовой промышленности и Единой системы газоснабжения, характеризующийся следующими важными чертами: созданием дальних и сверхдальних магистральных газопроводов, поскольку вводимые в разработку месторождения находились, как правило, на значительном (до 2500-3000 км) расстоянии от основных районов потребления; переходом к индустриальной технологии и организации строительства, использованию наиболее прогрессивных технических решений - применению труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа и единичной производительностью свыше 30 млрд. куб. м в год; резким усложнением структуры ЕСГ; наличием многочисленных связей различных газотранспортных систем; расширением возможностей маневрирования потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССР приобрела современный облик, став крупнейшей в мире газоснабжающей системой, обеспечивая свыше 40% потребности СССР в топливе, значительную долю потребления топлива в странах Восточной Европы и многих западноевропейских государствах.
Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла к новому зрелому этапу своего развития. Масштабы газоснабжения и роль ЕСГ оказались настолько важными, что от эффективного и устойчивого ее функционирования стала зависеть нормальная работа многих крупных потребителей, целых отраслей и регионов. Плановая экономика ориентировала газовую промышленность на предельно высокие темпы валового роста по принципу "любыми средствами". Но одновременно с позиций потребителя главными становились качественные показатели газоснабжения - надежность поставок, реакция на изменения условий работы, компенсация "возмущений" в ТЭК страны и за ее пределами. Это вело к усложнению режимов функционирования и повышению роли регулирования и резервирования газоснабжения.
Зрелость системы проявилась и в том, что в результате перехода ряда месторождений и целых газодобывающих районов в стадию падающей добычи на фоне бурного роста новых районов и строительства новых крупных газотранспортных магистралей возникла потребность в изменении функций и роли существующих мощностей. Реализация этого потенциала с целью минимизации суммарных затрат повышала значение системного моделирования развития и реконструкции ЕСГ, которое, для того чтобы быть эффективным методом принятия решений, должно комплексно учитывать все основные факторы ее работы.
Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала подсистема регулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х годов, длительное время отставало от темпов роста газоснабжения. Так, для нормальной работы в сезонном разрезе при круглогодичном газоснабжении необходимы запасы в объеме 10-11% годового потребления (с учетом экспорта). Реально были достигнуты уровни 0,5% в 1965 г., 2 - в 1970 г., 3,1 - в 1975 г., 4,6 -в 1980 г., 5,3% - в 1985 г. В подобных условиях компенсация неравномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буферного регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы резкое увеличение доли газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов мазута снизили возможности буферного регулирования. В те же годы были приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищ газа, что позволило довести объем хранения до 10,6% годового потребления, то есть впервые выйти на уровень сезонных запасов.
В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовую промышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций (в то время централизованных), первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися в резком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов и накопленный ранее потенциал развития способствовали процветанию отрасли в период 1985-1990 гг.
Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине 80-х годов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало 1991 г. лишь в 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в современные значения или в долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя бы потому, что весомая часть инвестиций осуществлялась за счет импорта прежде всего труб большого диаметра, а их учет внутри страны проводился с применением искусственных переводных коэффициентов, индивидуальных для различных групп товаров и оборудования. Так, для труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа, составлявших основной типоразмер на сооружавшихся во второй половине 70-х и в 80-с годы сверхмощных и сверхдальних магистральных газопроводах, импортные трубы условно приравнивались по своей стоимости к трубам Харцызского трубного завода (Донецкая область, Украина). Цены последних были определены в 260 руб. за 1 т в 1984 г. и 350 руб. в 1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировом рынке колебалась в диапазоне 500-700 долл.,за 1 т. Следовательно, имела место явная недооценка объема инвестиций и тем самым стоимости фондов.
Не претендуя на точность, пожалуй, можно говорить о величине не менее 100 млрд. долл. Действительно, только 17 магистральных газопроводов из Западной Сибири в центр России и другие страны протяженностью в среднем не менее 2500 км каждый (с учетом сложности их прокладки в северных условиях) стоят 70-80 млрд. долл. Амортизация этих фондов ненамного снижает общие значения, поскольку инвестиции преимущественно были осуществлены всего 6-12 лет назад.
Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные по любым оценкам средства. По-видимому, программа создания системы газоснабжения стала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в гражданском секторе экономики. Здесь надо отметить, что в принципе газовая промышленность вполне приспособлена к "государственному" режиму, в котором она находилась в период интенсивного роста, вследствие относительной простоты технологических процессов, потребности в масштабных и концентрированных капиталовложениях и необходимости гарантий рисков (в том числе политических), связанных с этими вложениями. Конечно, неизбежны и отрицательные моменты функционирования отрасли под эгидой государства, но они носят более тонкий характер.
Итак, к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в основном завершена. В пределах России она позволяла транспортировать свыше 600 млрд. куб. м природного газа в год, являясь крупнейшей такого рода системой в мире.
Таблица №7.
Размещение запасов природного газа (в % к итогу).
Район
1980г.
1990г.
1995г.
Россия, всего, млрд куб. м
254
641
595
То же, %
100
100
100
Европейская часть
17
9,6
8,0
Северный
3,9
1,2
0,5
Уральский
10,6
6,8
6,0
Северо-Кавказский
1,6
0,8
0,5
Поволжский
1,1
0,8
1,0
Восточные районы
83
90,4
92,0
Западная Сибирь
82,5
89,6
90,8
Восточная Сибирь
0,25
0,3
0,7
Дальний Восток
0,25
0,5
0,5
Источник:
Родионова И.А., Бунакова Т.М. Экономическая география. - М.:1998.
В настоящее время основная добыча газа осуществляется в Западной Сибири, и в перспективе здесь же намечается концентрация добычи природного газа за счет Надым-Тазовского, Уренгойского, Ямбургского и Ямал-Гыданского месторождений. Создание производственной инфраструктуры (транспортных подходов в виде железных и шоссейных дорог), надежная работа морского и воздушного флота окажут существенную помощь в реализации этой программы.
По промышленным запасам природного газа Россия занимает одно из первых мест в мире, а по разведанным и добыче — первое (40%) и 30%) мировых показателей соответственно). В Европе наша страна — монополист по запасам этого вида топлива. Добыча природного газа в России с 1990 г. практически не снижалась и осталась на уровне 600 млрд м3 в год.
Газовые месторождения находятся, как правило, вблизи нефтяных. Наряду с природным добывается попутный газ (вместе с нефтью на нефтяных месторождениях). Раньше при выходе на поверхность он сжигался, теперь научились газ отводить и использовать его для получения горючего и разных химических продуктов. Добыча попутного газа составляет 11— 12% общей добычи газа.[13]
Итак, Россия располагает значительными запасами нефти и газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на Северном Кавказе и Дальнем Востоке. Обратимся к следующему рисунку №4.
Естественной основой территориального разделения труда являются различия в природных ресурсах и условиях, но само разделение труда возникает только тогда, когда между разными частями страны или между странами с разными природными условиями устанавливается обмен. Развитие территориального разделения труда ведет к формированию территориально-производственных сочетаний разного вида, уровня и типа. Такие территориально-производственные сочетания являются материальной основой формирования экономических районов соответствующего вида и ранга. ТПК вместе с непроизводственной сферой образуют районные народнохозяйственные комплексы. Поэтому, рассматривая следующие нефтегазоносные провинции, выделим некоторые ТПК, в которых важную роль играет газовая промышленность.
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. На территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения — Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское — открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе. Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа.
Березовская газоносная область, расположенная вблизи Урала, включает Пунгинское. Игримское, Похромское и другие месторождения газа. В третьей газоносной области — Васюганской, которая находится в Томской области, самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское. В последние годы осваиваются ресурсы нефти и освоение крупного Русского нефтегазового месторождения.
Укрепление топливно-энергетической базы газовой промышленности в нашей стране идет за счет восточных районов и, прежде всего, Западной Сибири. И в будущем основным центром добычи в течение всего периода, на который рассчитана энергетическая программа, останется Западная Сибирь. Запасы промышленных категорий (А + В + С1) в восточных районах составляют 21,6 трлн.куб.м, в том числе на долю Сибири и Дальнего Востока приходится 16,2 трлн.куб.м или 70,5%. Как сказано выше, основная часть их сосредоточена в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области и приурочена в основном к меловым отложениям. При этом экономико-географическое положение ведущих месторождений газа оценивается положительно. Около 80% всех запасов газа сосредоточено на четырех уникальных месторождениях:
Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежьем. Месторождения имеют, значительные размеры газоносных площадей и высокую концентрацию запасов. Так запасы по промышленным категориям Уренгойского месторождения оцениваются в 4,4 трлн.куб. м, Ямбурского - 5,4 трлн.куб. м, Заполярного - 2,0 и Медвежьего - 1,6 трлн.куб. м.
Важное значение придается освоению месторождений газа полуострова Ямал (Ямало-Ненецкий автономный округ). Запасы природного газа здесь оцениваются в 9 трлн м3. Среди двадцати пяти разведанных месторождений этой территории своими запасами выделяются Бованенковское, Арктическое, Крузенштерновское, Новопортовское.
На территории Тюменской области формируется крупнейший в России Западно-Сибирский программно-целевой территориально-производственный комплекс на основе уникальных запасов природного газа и нефти в средней и северной частях Западно-Сибирской равнины, а также значительных лесных ресурсов. Ресурсы нефти и газа были открыты здесь в начале 1960-х годов на огромной площади в 1,7 млн. км2. Формирование Западно-Сибирского ТПК началось в конце 1960-х годов.
В Обь-Иртышском бассейне распространены ценные виды рыб — лососевые, осетровые, сиговые. Поэтому особенно опасно при увеличении добычи и переработки нефти и газа загрязнение рек.
Общий замысел формирования Западно-Сибирского ТПК заключается в том, чтобы на основе месторождений нефти и газа создать крупнейшую топливно-энергетическую базу. Эта цель сейчас достигнута.
&
R
¦
Ё
Є
f
?&
(
\
^
`
b
d
f
3
3
3
3
3
3
3
J
J
J
J
Ю
ж
?????????$?Освоение нефтегазовых ресурсов повлекло за собой и транспортное освоение этих территорий, эксплуатацию крупных лесных массивов в центральной части Тюменской и на севере Томской областей.
Машиностроение Западно-Сибирского ТПК специализируется на ремонте нефтяного и газового оборудования; быстро растет строительная индустрия.
Во внутренних связях ТПК большую роль играют железные дороги: Тюмень — Тобольск — Сургут — Нижневартовск — Уренгой, тупиковые ветки: Ивдель — Обь, Тавда — Сотник, Асино — Белый Яр, а также водный путь по Оби и Иртышу.
При перспективном развитии Западно-Сибирского программно-целевого ТПК особенно важно решение острейших демографических проблем, в том числе проблем малочисленных народов, а также решение экологических проблем сохранения экосистем.
Таким образом, создание Западно-Сибирского ТПК не только позволяет решать текущие задачи – удовлетворение потребностей в нефти, природном газа, древесине, углеводородном сырье и т. д., но и имеет важнейшее значение для реализации долговременной экономической политики на освоение восточных районов страны с их разнообразными природными ресурсами.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области и южную часть Оренбургской.
Велики запасы природного газа на Урале. В Оренбургской области в промышленную разработку введено Оренбургское газокондснсатное месторождение с переработкой 45 млрд м3. Благоприятное географическое положение месторождения вблизи крупных промышленных центров страны на Урале и в Поволжье способствовало созданию на его базе промышленного комплекса. Осваивается крупное газоконденсатное месторождение в Астраханской области. В Поволжском районе также эксплуатируются Арчединское, Степновское, Саратовское месторождения.
Оренбургское и Астраханское газокондснсатные месторождения содержат много сероводорода, их разработка требует использования экологически чистой технологии.
Запасы Оренбургского газоконденсата оцениваются в 1,8 трлн м3. Астраханское месторождение с запасами, превышающими 2 трлн.куб. м, отличается от Оренбургского повышенным содержанием серы.
Промышленное развитие Предуралья Оренбургской области связано с разведкой нефти и газа. В отличие от Тимано-Печерского Оренбургский ТПК формируется в условиях обжитой и хорошо освоенной территории.
Запасы природного газа сосредоточены в центральной и западной частях области. Как сказано выше, месторождения являются газоконденсатными, но кроме конденсата и метана, содержат серу, гелий, пропан, бутан и т. д. Кроме того, выявлены структуры, благоприятные для открытия новых месторождений газа, - это Восточно-Оренбургское поднятие, Соль-Илецкое сводовое поднятие, Предуральский прогиб. Этот газоносный район расположен в непосредственной близости к топливодефицитным районам европейской части России.
Многокомпонентный характер месторождений требует комплексного использования сырья. Этому способствуют и благоприятные условия для жизни людей. Поэтому Оренбургский ТПК будет характеризоваться высокой ролью обрабатывающих звеньев в отраслевой структуре промышленного комплекса. Общий замысел Оренбургского ТПК заключается в том, чтобы на базе месторождений природного газа создать крупный центр по его добычи для удовлетворения местных потребностей и потребностей европейских стран с организацией химических производств на основе комплексной переработки газа, обеспечивающей получение исходного сырья. Это укрепляет экономический потенциал Оренбургской области и создает предпосылки для последующего ускоренного развития в ней машиностроения высокой и средней металлоемкости на базе уральского металла.
Развитие добычи газа и сети газопроводов имеет важное значение для улучшения условий жизни сельского населения области и ведения сельскохозяйственного производства. Такое положительное влияние связано со строительством автодорог вдоль трасс газопроводов и газификацией сельских поселений. Все это способствует дальнейшему развитию сельского хозяйства области – важного поставщика высококачественного зерна, шерсти, мяса.
Тимано- Печорская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относительно неглубоких (800—3300 м) и хорошо изученных геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа — Вуктылское, Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведуться усиленные геолого-разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые приурочены к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат 94% метана и другие ценные компоненты. В настоящее время уделяется внимание освоению Штокмановского месторождения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превышающими 3 трлн м3 и Ардалинского месторождения Архангельской области.
Коренным образом изменилось экономико-географическое положение республики Коми, благодаря открытию западно-сибирского природного газа. Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных ресурсов, несмотря на суровые природные условия.
На территории Тимано-Печерского ТПК открыты запасы природного газа. Особенностью наиболее известного газового месторождения – Вухтыловского является наличие запасов конденсата, из которого можно получать более дешевый бензин, чем из нефти. Вместе с тем наличие конденсата усложняет организацию добычи газа. Другая особенность Вухтыловского газового месторождения – это содержание этана – ценного сырья для органического синтеза.
На территории Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции выявлен целый ряд нефтяных месторождений – Усинкое, Возейское и другие. Эти месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа (в 2-3 раза больше, чем в месторождениях Волжско-Уральского бассейна и Западной Сибири). Указанные особенности газовых и нефтяных месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции требует комплексного использования нефти и газа.
Дальнейшее развитие Тимано-Печерского ТПК заключается в том, чтобы на базе местных природных ресурсов создать и развить добычу нефти, природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики. Реализация этого замысла позволит решить не только отраслевые проблемы, стоящие перед страной в части укрепления ее топливной и сырьевой базы, но и окажет влияние на формирование крупного хозяйственного комплекса на северо-востоке европейской части России – в Вологодской, Архангельской областях и республике Коми.
Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают территорию Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балкарии. На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области: Дагестанская и Грозненская. Грозненская расположена в бассейне реки Терек. Основные месторождения нефти и газа:
Малгобекское, Горагорское, Гудермесское. Дагестанская область тянется широкой полосой от побережья Каспийского моря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана — Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в республике — Дагестанские огни.
В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Ставропольская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными месторождениями газа являются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в Краснодарском крае — Ленинградское, Майкопское и Березанское.
Природный газ относится к высококачественному, содержит до 98% метана, имеет высокую теплотворную способность.
Нефтегазоносные области Восточной Сибири в административном отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской области. В Красноярском крае - Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркутской области - Братское месторождение. К перспективным месторождениям относят Марковское, Пилятинское, Криволукское. Кроме того, с 1999 года на севере Иркутской области начали эксплуатировать Ковыткинское месторождение.
На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республикок природного газа в 1998 г.//БИКИ 199
br> 89,6
90,8
Восточная Сибирь
0,25
0,3
0,7
Дальний Восток
0,25
0,5
0,5
Источник:
Родионова И.А., Бунакова Т.М. Экономическая география. - М.:1998.
В настоящее время основная добыча газа осуществляется в Западной Сибири, и в перспективе здесь же намечается концентрация добычи природного газа за счет Надым-Тазовского, Уренгойского, Ямбургского и Ямал-Гыданского месторождений. Создание производственной инфраструктуры (транспортных подходов в виде железных и шоссейных дорог), надежная работа морского и воздушного флота окажут существенную помощь в реализации этой программы.
По промышленным запасам природного газа Россия занимает одно из первых мест в мире, а по разведанным и добыче — первое (40%) и 30%) мировых показателей соответственно). В Европе наша страна — монополист по запасам этого вида топлива. Добыча природного газа в России с 1990 г. практически не снижалась и осталась на уровне 600 млрд м3 в год.
Газовые месторождения находятся, как правило, вблизи нефтяных. Наряду с природным добывается попутный газ (вместе с нефтью на нефтяных месторождениях). Раньше при выходе на поверхность он сжигался, теперь научились газ отводить и использовать его для получения горючего и разных химических продуктов. Добыча попутного газа составляет 11— 12% общей добычи газа.[13]
Итак, Россия располагает значительными запасами нефти и газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на Северном Кавказе и Дальнем Востоке. Обратимся к следующему рисунку №4.
Естественной основой территориального разделения труда являются различия в природных ресурсах и условиях, но само разделение труда возникает только тогда, когда между разными частями страны или между странами с разными природными условиями устанавливается обмен. Развитие территориального разделения труда ведет к формированию территориально-производственных сочетаний разного вида, уровня и типа. Такие территориально-производственные сочетания являются материальной основой формирования экономических районов соответствующего вида и ранга. ТПК вместе с непроизводственной сферой образуют районные народнохозяйственные комплексы. Поэтому, рассматривая следующие нефтегазоносные провинции, выделим некоторые ТПК, в которых важную роль играет газовая промышленность.
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. На территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения — Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское — открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе. Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа.
Березовская газоносная область, расположенная вблизи Урала, включает Пунгинское. Игримское, Похромское и другие месторождения газа. В третьей газоносной области — Васюганской, которая находится в Томской области, самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское. В последние годы осваиваются ресурсы нефти и освоение крупного Русского нефтегазового месторождения.
Укрепление топливно-энергетической базы газовой промышленности в нашей стране идет за счет восточных районов и, прежде всего, Западной Сибири. И в будущем основным центром добычи в течение всего периода, на который рассчитана энергетическая программа, останется Западная Сибирь. Запасы промышленных категорий (А + В + С1) в восточных районах составляют 21,6 трлн.куб.м, в том числе на долю Сибири и Дальнего Востока приходится 16,2 трлн.куб.м или 70,5%. Как сказано выше, основная часть их сосредоточена в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области и приурочена в основном к меловым отложениям. При этом экономико-географическое положение ведущих месторождений газа оценивается положительно. Около 80% всех запасов газа сосредоточено на четырех уникальных месторождениях:
Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежьем. Месторождения имеют, значительные размеры газоносных площадей и высокую концентрацию запасов. Так запасы по промышленным категориям Уренгойского месторождения оцениваются в 4,4 трлн.куб. м, Ямбурского - 5,4 трлн.куб. м, Заполярного - 2,0 и Медвежьего - 1,6 трлн.куб. м.
Важное значение придается освоению месторождений газа полуострова Ямал (Ямало-Ненецкий автономный округ). Запасы природного газа здесь оцениваются в 9 трлн м3. Среди двадцати пяти разведанных месторождений этой территории своими запасами выделяются Бованенковское, Арктическое, Крузенштерновское, Новопортовское.
На территории Тюменской области формируется крупнейший в России Западно-Сибирский программно-целевой территориально-производственный комплекс на основе уникальных запасов природного газа и нефти в средней и северной частях Западно-Сибирской равнины, а также значительных лесных ресурсов. Ресурсы нефти и газа были открыты здесь в начале 1960-х годов на огромной площади в 1,7 млн. км2. Формирование Западно-Сибирского ТПК началось в конце 1960-х годов.
В Обь-Иртышском бассейне распространены ценные виды рыб — лососевые, осетровые, сиговые. Поэтому особенно опасно при увеличении добычи и переработки нефти и газа загрязнение рек.
Общий замысел формирования Западно-Сибирского ТПК заключается в том, чтобы на основе месторождений нефти и газа создать крупнейшую топливно-энергетическую базу. Эта цель сейчас достигнута.
&
R
¦
Ё
Є
f
?&
(
\
^
`
b
d
f
3
3
3
3
3
3
3
J
J
J
J
Ю
ж
?????????$?Освоение нефтегазовых ресурсов повлекло за собой и транспортное освоение этих территорий, эксплуатацию крупных лесных массивов в центральной части Тюменской и на севере Томской областей.
Машиностроение Западно-Сибирского ТПК специализируется на ремонте нефтяного и газового оборудования; быстро растет строительная индустрия.
Во внутренних связях ТПК большую роль играют железные дороги: Тюмень — Тобольск — Сургут — Нижневартовск — Уренгой, тупиковые ветки: Ивдель — Обь, Тавда — Сотник, Асино — Белый Яр, а также водный путь по Оби и Иртышу.
При перспективном развитии Западно-Сибирского программно-целевого ТПК особенно важно решение острейших демографических проблем, в том числе проблем малочисленных народов, а также решение экологических проблем сохранения экосистем.
Таким образом, создание Западно-Сибирского ТПК не только позволяет решать текущие задачи – удовлетворение потребностей в нефти, природном газа, древесине, углеводородном сырье и т. д., но и имеет важнейшее значение для реализации долговременной экономической политики на освоение восточных районов страны с их разнообразными природными ресурсами.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области и южную часть Оренбургской.
Велики запасы природного газа на Урале. В Оренбургской области в промышленную разработку введено Оренбургское газокондснсатное месторождение с переработкой 45 млрд м3. Благоприятное географическое положение месторождения вблизи крупных промышленных центров страны на Урале и в Поволжье способствовало созданию на его базе промышленного комплекса. Осваивается крупное газоконденсатное месторождение в Астраханской области. В Поволжском районе также эксплуатируются Арчединское, Степновское, Саратовское месторождения.
Оренбургское и Астраханское газокондснсатные месторождения содержат много сероводорода, их разработка требует использования экологически чистой технологии.
Запасы Оренбургского газоконденсата оцениваются в 1,8 трлн м3. Астраханское месторождение с запасами, превышающими 2 трлн.куб. м, отличается от Оренбургского повышенным содержанием серы.
Промышленное развитие Предуралья Оренбургской области связано с разведкой нефти и газа. В отличие от Тимано-Печерского Оренбургский ТПК формируется в условиях обжитой и хорошо освоенной территории.
Запасы природного газа сосредоточены в центральной и западной частях области. Как сказано выше, месторождения являются газоконденсатными, но кроме конденсата и метана, содержат серу, гелий, пропан, бутан и т. д. Кроме того, выявлены структуры, благоприятные для открытия новых месторождений газа, - это Восточно-Оренбургское поднятие, Соль-Илецкое сводовое поднятие, Предуральский прогиб. Этот газоносный район расположен в непосредственной близости к топливодефицитным районам европейской части России.
Многокомпонентный характер месторождений требует комплексного использования сырья. Этому способствуют и благоприятные условия для жизни людей. Поэтому Оренбургский ТПК будет характеризоваться высокой ролью обрабатывающих звеньев в отраслевой структуре промышленного комплекса. Общий замысел Оренбургского ТПК заключается в том, чтобы на базе месторождений природного газа создать крупный центр по его добычи для удовлетворения местных потребностей и потребностей европейских стран с организацией химических производств на основе комплексной переработки газа, обеспечивающей получение исходного сырья. Это укрепляет экономический потенциал Оренбургской области и создает предпосылки для последующего ускоренного развития в ней машиностроения высокой и средней металлоемкости на базе уральского металла.
Развитие добычи газа и сети газопроводов имеет важное значение для улучшения условий жизни сельского населения области и ведения сельскохозяйственного производства. Такое положительное влияние связано со строительством автодорог вдоль трасс газопроводов и газификацией сельских поселений. Все это способствует дальнейшему развитию сельского хозяйства области – важного поставщика высококачественного зерна, шерсти, мяса.
Тимано- Печорская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относительно неглубоких (800—3300 м) и хорошо изученных геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа — Вуктылское, Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведуться усиленные геолого-разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые приурочены к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат 94% метана и другие ценные компоненты. В настоящее время уделяется внимание освоению Штокмановского месторождения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превышающими 3 трлн м3 и Ардалинского месторождения Архангельской области.
Коренным образом изменилось экономико-географическое положение республики Коми, благодаря открытию западно-сибирского природного газа. Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных ресурсов, несмотря на суровые природные условия.
На территории Тимано-Печерского ТПК открыты запасы природного газа. Особенностью наиболее известного газового месторождения – Вухтыловского является наличие запасов конденсата, из которого можно получать более дешевый бензин, чем из нефти. Вместе с тем наличие конденсата усложняет организацию добычи газа. Другая особенность Вухтыловского газового месторождения – это содержание этана – ценного сырья для органического синтеза.
На территории Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции выявлен целый ряд нефтяных месторождений – Усинкое, Возейское и другие. Эти месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа (в 2-3 раза больше, чем в месторождениях Волжско-Уральского бассейна и Западной Сибири). Указанные особенности газовых и нефтяных месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции требует комплексного использования нефти и газа.
Дальнейшее развитие Тимано-Печерского ТПК заключается в том, чтобы на базе местных природных ресурсов создать и развить добычу нефти, природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики. Реализация этого замысла позволит решить не только отраслевые проблемы, стоящие перед страной в части укрепления ее топливной и сырьевой базы, но и окажет влияние на формирование крупного хозяйственного комплекса на северо-востоке европейской части России – в Вологодской, Архангельской областях и республике Коми.
Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают территорию Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балкарии. На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области: Дагестанская и Грозненская. Грозненская расположена в бассейне реки Терек. Основные месторождения нефти и газа:
Малгобекское, Горагорское, Гудермесское. Дагестанская область тянется широкой полосой от побережья Каспийского моря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана — Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в республике — Дагестанские огни.
В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Ставропольская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными месторождениями газа являются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в Краснодарском крае — Ленинградское, Майкопское и Березанское.
Природный газ относится к высококачественному, содержит до 98% метана, имеет высокую теплотворную способность.
Нефтегазоносные области Восточной Сибири в административном отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской области. В Красноярском крае - Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркутской области - Братское месторождение. К перспективным месторождениям относят Марковское, Пилятинское, Криволукское. Кроме того, с 1999 года на севере Иркутской области начали эксплуатировать Ковыткинское месторождение.
На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республики Саха (Якутия) открыты 10 газоконденсатных месторождений, из них разрабатываются Усть-Вилюйское, Средне-Вилюйское, Мастахское; и на Сахалине - Оха и Тунгорское месторождения.
Для решения топливо-энергетической проблемы на Дальнем Востоке большое значение имеет разработка газовых ресурсов Лено-Вилюйской провинции. Группа месторождений газа в Центральной Якутии сможет обеспечить потребности в нем не только Дальнего Востока, но и Восточной Сибири. В перспективе следует учитывать использование газа на территории Южно-Якутского ТПК в технологических процессах производства стали и фосфорных удобрений. Рациональное использование якутского природного газа не ограничивается промышленностью. Следует также учитывать потребление газа в коммунальной сфере. Собственные потребности Якутии при строительстве новых ГРЭС и других газоемких производств составят около 7 млрд куб. м газа в год. Это означает, что если ограничиваться только добычей газа для местных нужд республики, то придется законсервировать в ее недрах более чем 2/3 подготовленных к эксплуатации запасов природного газа, что снизит эффективность капиталовложений в его разведку и добычу. В тоже время широкое вовлечение природного газа Якутии в межрайонный оборот, а также поставки на внешний рынок повысят эффективность этих затрат в 3-4 раза.
В отличие от нефти, природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ — главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) — электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, а также в быту.
Сформировалось несколько регионов переработки газа — Оренбургский, Астраханский, Сосногорский (Республика Коми) и Западно-Сибирский. Они разнятся по номенклатуре и количеству выпускаемой продукции, что прежде всего объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и химическим составом добываемого здесь газа.
В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) входят собственно товарный газ, сера, гелий, пропан-бутановая смесь, технический углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо, различные виды бензинов, этан, этилен и др.
Производство каждого из этих видов продуктов распределено по основным регионам. Так, например, на Сосногорском заводе производят технический углерод, применяемый в полиграфической промышленности. Экспорт этого продукта растет, завод обеспечивает им не только Россию и страны СНГ, но и государства Центральной и Восточной Европы, Восточной и Юго-Восточной Азии, Скандинавию. Перспективы Сосногорского ГПЗ зависят от освоения месторождений Республики Коми, полуострова Ямал и севера Тюменской области.
По последним данным, добыча газа в 1999 году составила 589,7 млрд куб. м, или 100% к уровню 1998 года. В то же время предприятиями ОАО "Газпром" добыто 545,6 млрд куб. м газа (92% общей добычи), что на 8 млрд куб. м меньше уровня 1998 года.
Потребителям России в 1999 году поставлено 336,5 млрд куб. м, что на 7,3 млрд.куб.м выше 1998 года. Поставка газа за пределы России составила 172,3 млрд куб. м, что на уровне 1998 года.
В 1999 году закачано в подземные хранилища 54,4 млрд куб. м газа, в то время как отбор газа из ПХГ России осуществлен в объеме 52,6 млрд куб. м. [13]
Таблица №6.
Газовая промышленность
1999 год факт
1998 год факт
%
к 1998 году
1. Добыча газа, всего, млн м3
589690,3
589597,2
100,0
в том числе:
ОАО "Газпром"
545637,3
553693,1
98,5
Западная Сибирь
507037,1
515336,5
98,4
ОАО "Томскгазпром"
556
0
0
ГП "Норильскгаэпром"
3824,5
4036,1
94,8
ГП "Якутскгазпром"
1601,6
1552
103,2
АО "УралНГП" (Копанское м-е)
168,8
169,2
99,8
АОЗТ "Стимул"
62,4
36,2
172,4
ЗАО "Роспан"
782,9
138,2
566,5
ОАО "Пурнефтегазгеология"
1586,6
934,6
169,8
ЗАО "Пургаз"
3836,2
0
0
АООТ НК "Таркосаленефтегаз"
1989,6
44,3
4491,2
Предприятия нефтяной промышленности
29644,4
28993,5
102,2
Западная Сибирь
21572,2
20571,3
104,9
2. Отбор газа из ПХГ
52585,3
48005,7
109,5
Закачка газа в ПХГ
54361,7
52345,5.
103,9
3. Поставка газа
России
336516,9
329240,9
102,2
Москве
26078,6
27131,4
96,1
БЭС России
134014,1
131761,9
101,7
Грузии
96,0
Украине
27473,5
31227,9
88,0
Молдове
2131,8
2899,5
73,5
Беларуси
12482,9
14701,4
84,9
Литве
1846
2228,6
82,8
Латвии
1020.1
1029,3
99,1
Эстонии
504,7
0
0
4. Экспорт газа
126776,4
120621,9
105,1
Источник:
ИнфоТЭК: статистика, документы, факты. 2000 №1.
В 1999 году добыча нефти с газовым конденсатом составила 305 млн т, что превышает уровень 1998 г. на 1,6 млн тонн. Начиная с июня, обеспечен устойчивый рост добычи нефти с газовым конденсатом. В сравнении с 1998 годом рост добычи нефти обеспечен в нефтяных компаниях: "Сургутнефтегаз" - на 2,4 млн. т (106,8%), "Тюменская НК" - 0,41 млн. т (102.1%), "КомиТЭК" - 0,12 млн. т (103,4%), "НГК Славнефть" - 0,15 млн. т (101,3%), практически сохранили уровни добычи 1998 года ОАО НК "ЮКОС", ОАО "НК ЛУКОЙЛ" и ОАО "ОНАКО".
По состоянию на 01.01.99 в разработке в стране находилось 1137 нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу нефти и конденсата на которых осуществляли 15 нефтяных компаний, 7 организаций РАО "Газпром", 80 мелких самостоятельных российских нефтедобывающих организаций и 44 совместных предприятия с иностранными инвестициями.
Существующая система налогообложения, а также проблема неплатежей привели за последние годы к значительному снижению темпов ввода в разработку новых месторождений, снижению объемов эксплуатационного бурения и обустройства этих месторождений, невыполнению принятых проектных уровней добычи нефти.
2.3. Транспортировка газа.
Как сказано выше, в России действует Единая система газоснабжения, которая включает разрабатываемые месторождения, сеть газопроводов и компрессорных установок (для сжатия газа и подачи его под давлением), подземных газохранилищ и других сооружений. Трубопроводы — единственный способ для перекачки больших масс газа, в России их протяженность составляет около 80 тыс. км., а в СНГ — 140 тыс. км.
Характерной чертой географии газопроводов является создание радиальной сети их, идущей от месторождений Западной Сибири, республики Коми, Поволжья, Урала, Северного Кавказа в центральные районы страны. Таким образом, природный газ подается в наиболее крупные и в то же время самые дефицитные по топливу промышленные районы страна. Вместе с тем складывается местная внутрирайонная сеть газопроводов, расходящихся из центров добычи газа. Необходимость объединять отдельные газовые сети с целью маневрирования ресурсами газа привела к кольцеванию, а затем к формированию Единой системы газоснабжения страны.
В настоящий момент продолжается строительство крупных магистралей. Крупные центры производства труб, использующихся для строительства газопроводов, расположены на Урале (Челябинск, Каменск-Уральский), в Поволжье (Волжский, Волгоград) и в крупных городах Европейской части России (Москва, Санкт-Петербург).
Основные центры переработки природного газа расположены на Урале (Оренбург, Шкапово, Альметьевск), в Западной Сибири (Нижневартовск, Сургут), в Поволжье (Саратов) и в других газоносных провинциях. Можно отметить, что комбинаты газопереработки тяготеют к источникам сырья - месторождениям и крупным газопроводам.
Из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции:
Уренгой – Медвежье – Надым – Пунга – Вуктыл - Ухта - Грязовец; далее ветки: на Москву; на направление: Торжок – Псков - Рига; и на направление: Новгород - Санкт-Петербург - Таллинн. От Торжка далее Смоленск- Минск - Брест (Белоруссия). Газопровод обеспечивает внутренние потребности в газе центральных районов, особенно Москвы и Санкт-Петербурга, а также по нему экспортируется газ в Прибалтийские страны и Белоруссию. Кроме того, Москва и Санкт-Петербург – крупные производители труб для газопроводов.
Уренгой – Сургут – Тобольск – Тюмень – Челябинск – Самара - Сызрань - Ужгород (Украина), далее в Европу.
Уренгой – Ижевск (крупный потребитель, ч.мет. и мет.обраб.) – Помары – Елец – Курск - Жмеринка (Украина) - Ивано-Франковск (Украина) - Ужгород (Украина), далее в Европу. Крупнейший экспортный газопровод в Европу. Он поставляет газ в Германию, Францию, Австрию, Италию, Швейцарию. Строительство этого газопровода велось на компенсационной основе в соответствии с крупнейшей в международной истории торгово-промышленных отношений сделкой. Соглашение, в котором участвовали ФРГ, Франция и ряд других капиталистических стран, позволяло улучшить топливно-энергетический баланс этих государств, обеспечить работой многие тысячи трудящихся, производством и поставками в СССР труб большего диаметра, а также технологического оборудования для трубопроводного транспорта в обмен на сибирский газ.
Уренгой – Медвежье – Пермь – Ижевск – Казань - Нижний Новгород - Владимир – Москва. Газопровод позволил существенно улучшить обеспеченность дешевым топливом и углеводородным сырьем промышленность ряда европейских районов России.
Уренгой – Сургут – Нижневартовск (центры переработки газа) – Томск – Юрга – Новосибирск – Кемерово – Новокузнецк. Перекачиваемый по этому газопроводу газ поступает в Томск, крупные индустриальные центры Кузбасса (Кемерово, Новокузнецк и др.), в Новосибирск. Он используется в различных отраслях промышленности – химической и нефтехимической, в металлургической, в энергетике, а также в комунально-бытовом хозяйстве.
Уренгой – Медвежье - Нижняя Тура - Нижний Тагил - Екатеринбург - Челябинск. Газопровод способствует улучшению топливно-энергетического баланса Урала.
Из Поволжского экономического района:
Саратов – Рязань - Москва;
Саратов – Пенза - Нижний Новгород (с ответвлением на Владимир и Москву) – Иванове – Ярославль – Череповец.
Газопроводы имеют только внутреннее значение и идут из старых месторождений.
Из Уральского экономического района:
Газопровод "Союз": Оренбург – Уральск - Алесандров-Гай – Кременчуг - Ужгород (Украина), далее в Европу. Основными потребителями газа являются страны Восточной Европы, такие как Болгария, Венгрия, Польша, Чехия, Словакия, Румыния, Югославия. Кроме того проложены от Оренбургского газоконденсатного месторождения газопроводы в Башкортостан, Татарстан, Самарскую, Саратовскую области, что способствовало возникновению здесь промышленных предприятий. На оренбургском газе работает Заинская ГРЭС (Татарстан).
Из Севера-Кавказского экономического района:
Ставрополь - Аксай - Новопсков – Елец – Тула - Серпухов (Московское кольцо) - Тверь - Новогород - Санкт-Петербург;
Ставрополь – Майкоп – Краснодар – Новороссийск.
Из Узбекистана:
Газли (Узбекистан) - Ташауз (Туркмения) - Москва. Импортный газопровод из Средней Азии для обеспечения Европейской части России.
Зарубежная Европа не в состоянии полностью обеспечивать свои потребности в природном газе за счет собственных источников. Дефицит газа в Германии, Франции, Италии составляет более 50% и в значительной мере покрывается поставками одной из крупнейших российских компаний "Газпром".
Российский газ, разведанные запасы которого составляют 48 трлн. м3 (а общие потенциальные — 235 трлн. м3), имеет более низкую себестоимость, чем сырье из Алжира и стран Ближнего Востока, которое доставляется в Западную Европу в сжиженном состоянии танкерами.
В целом около 40% потребностей европейского региона в природном газе покрывается за счет импорта. Например, доля российского "Газпрома" в западноевропейском импорте — 47%, Алжира — 29%, Норвегии — 22%. Норвегия — очень серьезный конкурент России в торговле газом на европейском континенте.
Глава 3. Проблемы и перспективы развития газовой промышленности России.
3.1. Экологические проблемы газовой промышленности.
В процессе освоения нефтяных и газовых месторождений наиболее активное воздействие на природную среду осуществляется в пределах территорий самих месторождений, трасс линейных сооружений (в первую очередь магистральных трубопроводов), в ближайших населенных пунктах (городах, поселках). При этом происходит нарушение растительного, почвенного и снежного покровов, поверхностного стока, срезка микрорельефа. Такие нарушения, даже будучи временными, приводят к сдвигам в тепловом и влажном режимах грунтовой толщи и к существенному изменению ее общего состояния, что обуславливает активное, часто необратимое развитие экзогенных геологических процессов. Добыча нефти и газа приводит также к изменению глубоко залегающих горизонтов геологической среды.
Особо следует остановиться на возможных необратимых деформациях земной поверхности в результате извлечения из недр нефти, газа и подземных вод, поддерживающих пластовое давление. В мировой практике достаточно примеров, показывающих, сколь значительным может быть опускание земной поверхности в ходе длительной эксплуатации месторождений. Перемещения земной поверхности, вызываемые откачками из недр воды, нефти и газа, могут быть значительно большими, чем при тектонических движениях земной коры.
Неравномерно протекающее оседание земной поверхности часто приводит к разрушению водопроводов, кабелей, железных и шоссейных дорог, линий электропередач, мостов и других сооружений. Оседания могут вызывать оползневые явления и затопление пониженных участков территорий. В отдельных случаях, при наличии в недрах пустот, могут происходить внезапные глубокие оседания, которые по характеру протекания и вызываемому эффекту мало отличимы от землетрясений.
Предприятия по добыче и переработке газа загрязняют атмосферу углеводородами, главным образом в период разведки месторождений (при бурении скважин). Иногда эти предприятия, несмотря на то, что газ экологически чистое топливо, загрязняют открытые водоемы, а также почву.
Природный газ отдельных месторождений может содержать весьма токсичные вещества, что требует соответствующего учета при разведочных работах, эксплуатации скважин и линейных сооружений. Так, в частности, содержание сернистых соединений в газе нижней Волги настолько велико, что стоимость серы как товарного продукта, получаемого из газа, окупает затраты на его очистку. Это является примером очевидной экономической эффективности реализации природоохранной технологии.
На участках с нарушенным растительным покровом, в частности по трассам дорог, магистральных газопроводов и в населенных пунктах, увеличивается глубина протаивания грунта, образуются сосредоточенные временные потоки и развиваются эрозионные процессы. Они протекают очень активно, особенно в районах песчаных и супесчаных грунтов. Скорость роста оврагов в тундре и лесотундре в этих грунтах достигает 15-20 м в год. В результате их формирования страдают инженерные сооружения (нарушение устойчивости зданий, разрывы трубопроводов), необратимо меняется рельеф и весь ландшафтный облик территории.
Состояние грунтов не менее существенно изменяется и при усилении их промерзания. Развитие этого процесса сопровождается формированием пучинных форм рельефа. Скорость пучения при новообразовании многолетнемерзлых пород достигает 10-15 см в год. При этом возникают опасные деформации наземных сооружений, разрыв труб газопроводов, что нередко приводит г гибели растительного покрова на значительных площадях.
Загрязнение приземного слоя атмосферы при добыче нефти и газа происходит также во время аварий, в основном природным газом, продуктами испарения нефти, аммиаком, ацетоном, этиленом, а также продуктами сгорания. В отличие от средней полосы, загрязнение воздуха в районах Крайнего Севера при прочих равных условиях оказывает более сильное воздействие на природу вследствие ее пониженных регенерационных способностей.
В процессе освоения нефтегазоносных северных районов наносится ущерб и животному миру (в частности, диким и домашним оленям). В результате развития эрозионных и криогенных процессов, механического повреждения растительного покрова, а также загрязнения атмосферы, почв и т. п. Происходит сокращение пастбищных площадей.
Итак, нарушения окружающей среды, обусловленные изменением инженерно-геологической обстановки при добыче газа, возникают, по существу, везде и всегда. Избежать их полностью при современных методах освоения невозможно. Поэтому главная задача состоит в том, чтобы свести к минимуму нежелательные последствия, рационально используя природные условия.
3.2. Перспективы развития газовой промышленности.
В перспективе 2000 - 2010 it. исключительно важным направлением признано развитие отраслей высокоэффективных качественных видов жидкого и газообразного топлива для нефтехимии. К настоящему времени разведанность запасов в европейских регионах России и Западной Сибири достигает 65 — 70% но нефти и 40 — 45% но газу, в то же время Восточная Сибирь и Дальний Восток освоены только на 6 – 8%, а шельфы морей - лишь на 1 %. Именно на эти труднодоступные регионы (включая север Тюменской и Архангельской областей) приходится около 46% перспективных и более 50% прогнозных ресурсов нефти и около 80% природного газа. В связи с этим очень важно не допустить развала геологических организаций и увеличит), масштабы геологоразведочных работ на нефть и газ для создания прочной сырьевой базы в будущем. Необходимо довести геологоразведочные работы до объемов, обеспечивающих в ближайшие несколько лет подготовку 400 - 500 млн т запасов нефти и до 1 трлн куб. м газа с дальнейшим увеличением прироста запасов нефти до 600 млн т в год. По расчетам, оправданный перспективный уровень добычи нефти в России - 310- 350 млн т при различных уровнях цен на мировом рынке.
Основным поставщиком нефти «рассматриваемой перспективе до 2000 и 2010 гг. остается Западно-Сибирский район, несмотря на снижение здесь уровней добычи. Отсюда традиционно нефть будет вывозиться в двух направлениях: на восток и запад. Поставка нефти в восточном направлении (в Восточную Сибирь и на Дальний Восток) в перспективе начнет снижаться за счет ожидаемого роста добычи нефти в этих районах. Это позволит организовать транспорт нефти на НПЗ Дальнего Востока.
В западном направлении выделяются нефтедобывающие Уральский, Поволжский, Северо-Кавказский районы, потребности которых в нефти и нефтепродуктах увеличиваются. Хотя доля этих районов на российском рынке и в вывозе за рубеж продолжает уменьшаться, они по-прежнему будут играть активную роль. Наиболее перспективным районом по добыче нефти будет Север европейской части России.
В «Энергетической стратегии» после 2000 г. в качестве главного приоритета по добыче топлива рассматривается природный газ, способный обеспечить более 50% всего производства первичных топливно-энергетических ресурсов. Газовая промышленность будет развиваться прежде всего за счет крупных месторождений Тюменской и Томской, а также Оренбургской и Астраханской областей. Кроме того, большие надежды возлагаются на создание новых крупных центров по добыче природного газа и Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В дальнейшем возможны формирование и экспорт потоков газа из этих районов.
При таких подходах к развитию добычи природного газа требуется выполнить конкретную реконструкцию всей системы газоснабжения с целью осуществления поставок газа на внутрироссийские нужды и на экспорт для дальнейшего улучшения энергетической и экономической эффективности, подготовить систему
ПГХ для повышения надежности газоснабжения народного хозяйства, кратно увеличив при этом извлечение полезных компонентов из добываемого газа. Предусматривается ускорить газификацию сельской местности всех районов. Особую важность проблема газификации сел и городов приобретает и районах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Намечено увеличить использование газа как моторного топлива, реконструировать существующие и строить новые электростанции в городах и селах страны. Помимо Западной Сибири важную роль и газоснабжении потребителей будут играть Уральский и Поволжский районы России.
В ближайшей перспективе намечаются работы по вовлечению в хозяйственный оборот новых месторождений нефти и газа полуострова Ямал, Западной Сибири и Восточной Сибири (Красноярский край и Иркутская область) и освоению месторождений нефти и газа, расположенных на континентальном шельфе, 70% территории которого перспективны в нефтегазоносном отношении. Для освоения перспективных месторождений потребуется привлечение иностранного капитала. Так, в Западной Сибири американская компания "Амоко" будет участвовать в эксплуатации Приобского месторождения. На базе Ардалинского месторождения Тимано-Печорской провинции работает российско-американское предприятие. Благоприятны перспективы совместного освоения месторождений шельфовой зоны острова Сахалин с привлечением японского и американского капиталов.
Что касается экспорта, то крупнейшим на сегодняшний день проектом "Газпрома" по увеличению поставок газа за рубеж является строительство трансконтинентальной газовой магистрали "Ямал—Европа" общей протяженностью 4000 км. Этот трубопровод пройдет от месторождений полуострова Ямал через Центральную Россию и Белоруссию в Польшу, Германию (от главной магистрали в будущем предполагается сооружение ответвлений в разные европейские страны). Он будет строиться 10—15 лет, но начать поставки газа по этой магистрали Россия сможет уже в 1997— 1999 гг.
Интересными представляются многие другие проекты транспортировки российского газа. Например, российско-болгарский проект для перекачки газа в Грецию (до этого российский газ поступал через Болгарию только в Турцию). Другой проект — новый южно-европейский газопровод, который должен пройти по территории Словакии, Венгрии, Словении с выходом в Северную Италию и соединить эти страны с магистралью "Ямал-Европа".[2]
Изучаются возможности транспортировки природного газа из России в Западную Европу северным маршрутом — через Финляндию, Швецию, Данию. А также — в страны Восточной Азии — КНР, КНДР и Республику Корея (после создания газодобывающего района в Иркутской области и Якутии) и т.д.
Заключение.
В ходе исследования были рассмотрены следующие вопросы:
Состав газовой промышленности и ее народнохозяйственное значение.
Характеристика топливного баланса и место газа в нем.
Уровень развития отрасли в сравнении с другими странами мира и СНГ.
Динамика добычи газа в России.
Экономическая характеристика основных газовых баз России.
Основные системы газопроводов.
Страны мира – экспортеры и импортеры газа.
ТПК, отраслью специализации является газовая промышленность.
Проблемы и перспективы газовой промышленности.
Итак, после рассмотрения данной темы курсовой работы можно сделать вывод о том, что газовая промышленность получила ускоренное развитие в нашей стране. Она начала развиваться в СССР при прямом государственном управлении. Отрасль хорошо функционировала в условиях плановой экономики. Это был период интенсивного роста, вследствие относительной простоты технологических процессов и потребности в масштабных и концентрированных капиталовложениях. К началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ в основном была завершена.
На данный момент Россия обладает огромнейшими промышленными и разведанными запасами природного газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печерской нефтегазоносной провинциях, а также в Восточной Сибири, на Северном Кавказе и Дальнем Востоке. Особо нужно выделить, что основные крупные месторождения газа находятся в северных районах. Поэтому дальнейшее развитие газовой промышленности приведет к освоению этих районов.
Кроме того, Россия на мировом рынке является одним из главных экспортеров природного газа. Поэтому у нашей страны есть возможность укреплять, уже существующие, и развивать новые внешние экономические связи с другими странами на основе экспорта газа. В настоящий момент разрабатываются перспективные проекты транспортировки российского газа в страны Европы и Восточной Азии.
Анализ этих вопросов говорит о том, что в сложившейся сложной экономической, социальной и политической ситуации Россия ни в коем случае не должна утратить своих позиций на мировом рынке газа. Законодательная и исполнительная власть вместе с новоизбранным президентом Российской федерации должны создать условия для наиболее эффективного функционирования газовой промышленности. В начале нового тысячелетия газ станет самым главным топливным ресурсом до прихода других, более эффективных видов топлива, именно поэтому необходимы поддержка и дальнейшее развитие газовой промышленности России, ведь наша страна обладает самыми большими разведанными запасами природного газа.
Список литературы.
Основная литература:
1. Фейгин В. Газовая промышленность России: состояние и перспективы.//Вопросы экономики. 1998 №1.
2. Клименьтьев А., Абрамов П.,Сивцев К., Трубецкой К. Об экспорте российского газа.//Рынок ценных бумаг 1999 №3.
3. Перспективы развития электроэнергетики ОАО "Газпром".//Промышленность России. 1999 №2.
4. ТЭК - важнейшая структура российской экономики.//Промышленность России. 1999 №3.
5. Современное состояние и перспективы энергетики России.// Промышленность России. 1999 №8.
6. Данилов А.Д. и др. Экономическая география СССР. - М.:1983.
7. Ильичев А.И. Экономика ТЭКа Сибири.- Кемерово.:1992.
8. Козлов А.Л. Природное топливо планеты.- М.:1981.
9. Морозова Т.Г. Региональная экономика. - М.:1998.
10. Морозова Т.Г. и др. Экономическая география России. - М.:1999.
11. Ороджев С.А. Голубое золото Западной Сибири.- М.:1981.
12. Родионова И.А., Бунакова Т.М. Экономическая география. - М.:1998.
Справочная литература:
13. ИнфоТЭК: статистика, документы, факты. 2000 №1.
14. Нефть и газ: Мировой рынок природного газа в 1998 г.//БИКИ 1999 №133.
15. Нефть и газ: Прогноз добычи и спроса на нефть и природный газ//БИКИ 1999 №143.
16. ТЭК России. Ежемесячный бюллетень. 2000 №1.
17. Российский статистический ежегодник. – М.: 1999.
Итория развития нефти
План
Введение 2
Нефть и её основные характеристики 6
Состав нефти и её свойства. 6
Проблема происхождения нефти 8
Нефтяная промышленность 10
Ее определение и состав. 10
Проблемы нефтедобывающей отрасли. 12
Развитие добычи нефти. 15
Причины упадка нефтедобывающей промышленности. 17
Особенности размещения нефтеперерабатывающей промышленности. Главные
районы размещения. 19
Транспорт нефти. Магистральные нефтепроводы. 21
Экспорт нефти. 24
Последствия интенсивной добычи. 26
Нефть и её основные характеристики
Состав нефти и её свойства.
Нефть - это горная порода. Она относятся к группе осадочных пород
вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Мы привыкли
считать, что порода - это твердое вещество, из которого состоит земная кора
и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие породы, и даже
газообразные. Одно из важных свойств нефти - способность гореть. Таким же
качеством обладает и ряд других осадочных пород: торф, бурый и каменный
уголь, антрацит. Все вместе горючие породы образуют особое семейство,
получившее название каустобиолитов (от греческих слов „каустос" - горючий,
„биос" - жизнь, „литое" - камень, т. е. горючий органический камень). Среди
них различают каустобиолиты угольного ряда и нефтяного ряда, последние
называются битумами. К ним-то и относится нефть.
Все каустобиолиты содержат углерод, водород и кислород, но в разном
соотношении. В химическом отношении нефть - это сложная смесь углеводородов
и углеродистых соединений, она состоит из следующих основных элементов:
углерод (84-87 %), водород (12-14 %), кислород, азот и сера (1-2 %),
содержание серы возрастает иногда до 3-5 %. В нефти выделяют
углеводородную, асфальто-смолистую части, порфириты, серу и зольную часть.
Главную часть нефти составляют три группы УВ: метановые, нафтеновые
и ароматические.
Метановые УВ (алкановые или алканы) химически наиболее устойчивы, они
относятся к предельным УВ и имеют формулу CnH2n+2. Если количество атомов
углерода в молекуле колеблется от 1 до 4 (СН4- СН4Н10), то УВ представляет
собой газ, от 5 до 16 (C5H16-C16H34) то это жидкие УВ, а если оно выше 16
(С17Н36 и т.д.) - твердые (например, парафин).
Нафтеновые (алициклические) УВ (CnH2n) имеют кольчатое строение,
поэтому их иногда называют карбоциклическими соединениями. Все связи
углерода с водородом здесь также насыщены, поэтому нафтеновые нефти
обладают устойчивыми свойствами.
Ароматические УВ, или арены (СnНn), наиболее бедны водородом. Молекула
имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Они так и называются -
ненасыщенными, или непредельными УВ. Отсюда их неустойчивость в химическом
отношении.
Асфальто-смолистая часть нефти - это темноокрашенное вещество. Оно
частично растворяется в бензине. Растворившаяся часть называется
асфальтеном, нерастворившаяся - смолой. В составе смол содержится кислород
до 93 % от общего его количества в нефти.
Порфирины – особые азотистые соединения органического происхождения.
Считают, что они образованы из хлорофилла растений и гемоглобина животных.
При температуре 200-250оС порфирины разрушаются.
Сера широко распространена в нефти и в углеводородном газе и
содержится либо в свободном состоянии, либо в виде соединений (сероводород,
меркаптаны). Количество ее колеблется от 0,1% до 5 %.
Зольная часть - остаток, получающийся при сжигании нефти. Это
различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий,
иногда соли натрия.
К физическим свойствам нефти относят плотность, вязкость, температуры
застывания, кипения и испарения, теплотворную способность, растворимость,
электрические и оптические свойства, люминесценцию и др.[13. Стр. 25-28]
Проблема происхождения нефти
История науки знает много случаев, когда вокруг какой-нибудь проблемы
разгораются жаркие споры. Такие споры идут и о происхождении нефти. Они
начались в конце прошлого столетия и продолжаются до сих пор, то, затихая,
то, вспыхивая вновь.
Один из первых, кто высказал научно обоснованную концепцию о
происхождении нефти, был М.В.Ломоносов. В середине восемнадцатого века в
своём тракте «О слоях земных» великий русский учёный писал: „Выгоняется
подземным жаром из приготовляющихся каменных углей она бурая и черная
масляная материя. И сие есть рождение жидких разного сорта горючих и сухих
затверделых материй, каковы суть каменное масло, жидовская смола, нефть,
гагат, и сим подобное, которые хотя чистотой разнятся, однако из одного
начала происходят". Таким образом, более 200 лет назад была высказана мысль
об органическом происхождении нефти из каменного угля. Исходное вещество
было одно: органический материал, преобразованный сначала в уголь, а потом
в нефть.
М.В. Ломоносов был не единственный, кто высказывался по интересующему
нас вопросу в XVIII в. Правда, другие гипотезы того времени носили
курьезный характер. Один варшавский каноник утверждал, что Земля в райский
период была настолько плодородна, что на большую глубину содержала жировые
примеси. После грехопадения этот жир частично испарился, а частично
погрузился в землю, смешиваясь с разными веществами. Всемирный потоп
содействовал превращению его в нефть.
Известны и другие гипотезы о происхождении нефти. Немецкий геолог-
нефтяник Г.Гефер рассказывает об одном американском нефтепромышленнике
конца прошлого века, считавшем, что нефть возникла из мочи китов на дне
полярных морей. По подземным каналам она проникла в Пенсильванию.
В XIX в. среди ученых были распространены идеи, близкие к
представлениям М.В. Ломоносова. Споры велись главным образом вокруг
исходного материала: животные или растения? Немецкие ученые Г. Гефер и К.
Энглер в 1888 г. поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из
животных организмов. Была произведена перегонка сельдевого жира при
температуре 400 °С и давлении 1 МПа. Из 492 кг жира было получено масло,
горючие газы, вода, жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнано масла
(299 кг, или 61 %) плотностью 0,8105 г/см3, состоящего на девять десятых из
УВ коричневого цвета. Последующей разгонкой из масла получили предельные УВ
(от пентана до нонана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили
олефины и ароматические УВ. Позднее, в 1919 г. академиком Н.Д. Зелинским
был осуществлен похожий опыт, но исходным материалом служил органогенный ил
преимущественно растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш.
При его перегонке были получены: сырая смола - 63,2 %; кокс - 16,0%; газы
(метан, оксид углерода, водород, сероводород) - 20,8 %. При последующей
переработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла.
Таким образом, уже в конце прошлого столетия четко обособились два
полярных взгляда на проблему происхождения нефти: органическая и
неорганическая гипотезы. Заслуживает упоминания космическая гипотеза В.Д.
Соколова, высказанная им в 1892 г. По мнению этого ученого, в составе
первичного газопылевого облака, из которого образовалась Земля и другие
планеты Солнечной системы, находились УВ. По мере формирования Земли они
оказались в ее глубинном веществе, составляющем вторую оболочку планеты -
мантию. В дальнейшем при остывании мантии УВ начали выделяться из нее и
проникать по трещинам в рыхлые породы коры. Как видим, гипотеза В.Д.
Соколова - одна из разновидностей представлений о минеральном синтезе
нефти.
Несмотря на существование различных мнений, большинство специалистов-
нефтяников разделяют органическую теорию происхождения нефти. В современном
толковании она разработана в трудах многих отечественных ученых: А.А.
Бакирова, И.О. Брода, Н.Б. Вассоевича, В.В. Вебера, Н.А. Еременко, М.К.
Калинко, А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, С.Г. Неручева, А.А. Трофимука,
В.А. Успенского и зарубежных исследователей: Г. Крейчи-Графа, П. Смита, А.
Траска, Дж. Ханта, Б. Тиссо, У. Коломбо, А. Леворсена и др.[13. Стр. 28-31]
Нефтяная промышленность
Ее определение и состав.
Нефтяная промышленность является составной частью ТЭК -
многоотраслевой системы, включающей добычу и производство топлива,
производство энергии (электрической и тепловой), распределение и транспорт
энергии и топлива.
Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая
разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу
нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.
Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономическая оценка и
подготовка к работе промышленных залежей. Нефтеразведка производиться с
помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ.
Процесс геологоразведочных работ подразделяется на два этапа: поисковый и
разведочный. Первый включает три стадии: региональные геолого-геофизические
работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски
месторождений. Второй завершается подготов1ой месторождения к разработке.
По степени изученности месторождения делятся на четыре группы:
1) Детально разведанные месторождения.
2) Предварительно разведанные месторождения.
3) Слабо разведанные месторождения.
4) Границы месторождений не определены.
Категории 1,2 и 3 относятся к промышленным запасам.
На сегодняшний день главная проблема геологоразведчиков -
недостаточное финансирование, поэтому сейчас разведка новых месторождений
частично приостановлена. Потенциально, по прогнозам экспертов,
геологоразведка может давать Российской Федерации прирост запасов от 700
млн. до 1 млрд. т в год, что перекрывает их расход вследствие добычи (в
1993 году было добыто 342 млн. т).
Однако в действительности дело обстоит иначе. Мы уже извлекли 41
процент, содержащийся в разрабатываемых месторождениях. В Западной Сибири
извлечено 26,6 процента. Причем нефть извлечена из лучших месторождений,
требующих минимальных издержек при добыче. Средний дебит скважин непрерывно
снижается: 1986 год - 14,1/ сутки. 1987 - 13.2, 1988 - 12,3, 1989 - 11,3,
1990 - 10,2. Темпы выработки запасов нефти на территории России в 3-5 раз
превышают соответствующий показатель Саудовской Аравии, ОАЭ, Венесуэлы,
Кувейта. Такие темпы добычи обусловили резкое сокращение разведанных
запасов (см. приложение 6). И проблема здесь не столько в медленной
разведке новых месторождений, сколько в нерациональной эксплуатации
имеющихся. Большие потери при добыче и транспортировке, старение технологий
вызвали целый комплекс проблем в нефтяной промышленности.
Проблемы нефтедобывающей отрасли.
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.
Продолжительность эксплуатации нефтепроводной
системы России
|Срок эксплуатации |% нефтепроводов |
|Более 30 лет |26 % |
|20 - 30 лет |29 % |
|Менее 20 лет |45 % |
Причины отказов на российских магистральных
нефтепроводах
|Причины |% соотношение |
|Коррозия |14% |
|Брак при строительно-монтажных работах |29% |
|Брак предприятия-изготовителя |21% |
|Механические повреждения |19% |
И, конечно же, проблема, возникшая в 1997-1998гг. 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.
Проблема каспийской нефти.
В последнее время широко обсуждается нефтяной потенциал Каспийского
бассейна. По разным оценкам прогнозируемые запасы Каспия 15 - 40 млрд.
тонн. Но они относятся к категории прогнозных. Каждая из прикаспийских
стран имеет свою позицию по отношению к разделу Каспийского моря.
Азербайджан: Каспий нужно делить по принципу международного озера на
национальные сектора, включающие водную толщу и водную поверхность.
Казахстан: согласен делить только дно и не делить воду ( основа:
Конвенция ООН по морскому праву).
Туркменистан: принял закон о 12-мильной границе территориальных вод,
формально готов придерживаться прежнего статуса Каспия, но фактически
исходит из наличия своего сектора на Каспии.
Иран: нежелательность раздела в любой форме, придерживается ранее
принятых договоров.
Россия: как и Иран, считает, что суверенитет прикаспийских государств
заканчивается у береговой кромки и не распространяется ни на дно, ни на
водную поверхность.
Пока не принято новое соглашение, каждое прикаспийское государство
вправе производить разведку и разработку углеводородных месторождений в
любой точке Каспия, расположенной за пределами 10-мильной зоны.
Но проблема каспийской нефти состоит прежде всего в том, что в
среднесрочной перспективе (по разным оценкам от 10 до 15 лет) ни о каком
масштабном освоении нефтегазовых месторождений региона говорить не
приходится, так как разработка требует огромных инвестиций, которые в
ближайшем будущем вряд ли кто-нибудь сможет и захочет (!) предоставить.
В 21 веке нефтяная промышленность должна обратиться к проблеме
нетрадиционных углеводородов, в частности к тяжелой нефти и нефти
битуминозных песчаников и сланцев, геологические запасы которых оцениваются
1 трлн.т, 0.5 которых сосредоточена в США, Бразилии и Канаде, а остальные в
СНГ и Китае.
Развитие добычи нефти.
Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала
применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов,
обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи
колодцев. Первый способ применялся еще в 1 веке в Мидии и Сирии, второй - в
15 веке в Италии. Но началом развития нефтяной промышленности принято
считать время появления механического бурения скважин на нефть в 1859 году
в США, и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается
посредством буровых скважин. За сотню с лишним лет развития истощились одни
месторождения, были открыты другие, повысилась эффективность добычи нефти,
увеличилась нефтеотдача, т.е. полнота извлечения нефти из пласта. Но
изменилась структура добычи топлива. Долгое время находившуюся на первом
месте нефтяную промышленность обгоняла перспективная газовая. (Сейчас на
уголь приходиться только 15% тонн условного топлива, газ - 45% , нефть -
40%). У сходящей с лидирующих позиций нефтяной промышленности возникли
проблемы.
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, зависевшими от иностранного
капитала. 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. около 87% нефти в Советском Союзе. Однако вскоре
истощающиеся запасы старейших районов перестали удовлетворять запросы
развивающейся промышленности. Назрела необходимость в поисках нефти на
других территориях страны. 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 нефти достигла 31,1 млн. тонн. Война 1941 - 1945
г.г. нанесла сильный ущерб районам Северного Кавказа, что существенно
сократило объем добываемой нефти. Однако в послевоенный период с
параллельным восстановлением нефтедобывающих комплексов Грозного и Майкопа
были введены в разработку крупнейшие месторождения Волго-Уральской нефтяной
базы. И в 1960 году она уже давала около 71% нефти страны. Применялись и
технические новшества (поддержание пластового давления), что позволило
значительно увеличить добычу. В 50 годах добывали 38 млн. тонн, в 60-ых же
цифра возросла на порядок - 148 млн. тонн. Конец 60-ых годов ознаменовался
оснащением отрасли новейшими техническими изобретениями и
усовершенствованием технологийЗа период с 1961 по 1972 годы было добыто
свыше 3,3 млр. тонн нефти. Такой быстрый рост изменения соотношения между
потенциальными запасами (размер перспективных нефтегазоносных площадей
превышает 11 млн. км и разведанными, которые особенно сократились в старых
районах. В тоже время рост обеспечивали новые освоенные месторождения в
Западной Сибири (Средне - Обский район и Шатиский районы), Белоруссии,
Западном 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
месторождения были открыты в начале 70-ых годов в Коми и Архангельской
области (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция),Восточные регионы
превратились в главные по добыче нефти. Это Западная Сибирь, Казахстан,
полуостров Мангышлак, Средняя Азия и Дальний Восток (Сахалин).стал
выдвигаться уникальный Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн.капитала.
Причины упадка нефтедобывающей промышленности.
За время развития совершенствовались 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 основном не автоматизацией производства и внедрения
современных эффективных методов, а разработкой новых месторождений. Такое
развитие обусловило старение 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 месторождения эксплуатируемого фонда,
составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени
выработаны;
> резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые
запасы. За последнее время практически не открыто ни одного
крупного высокопродуктивного месторождения;
> сократилось финансирование геологоразведочных работ. Так в
Западной Сибири, где степень освоения прогнозных ресурсов
составляет около 35 процентов, финансирование геологических
работ начиная с 1989 года сократилось на 30 процентов. На
столько же уменьшились объемы разведочного бурения;
> остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования
для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет
износ более 50 процентов, только 14 процентов машин и
оборудования соответствует мировым стандартам, 70 процентов
парка буровых установок морально устарело и требует замены. С
распадом СССР усугубилось положение с поставками
нефтепромыслового оборудования из стран СНГ.
> низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают
самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация
сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В
итоге произошло серьезное ухудшение материально - технического и
финансового обеспечения отрасли;
> нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой
остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды
(авария в Коми). На решение этой проблемы отвлекаются
значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не
участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;
> не определен единообразный собственник месторождений нефти и
газа, с которым следует иметь дело отечественным и зарубежным
организациям, а также частным лицам;
> задолженность республик за поставленную нефть и нарастающий
кризис неплатежей
Итак упадок нефтедобывающей промышленности обусловлен наличием
комплекса взаимосвязанных причин. Выход из настоящего положения затруднен
глобальным характером стоящих проблем, поэтому если продолжится
экономический кризис в стране и усилится процесс политического раздробления
в бывшем Советском Союзе, то добыча нефти, по всей вероятности, будет и
впредь сокращаться.
Особенности размещения нефтеперерабатывающей промышленности. Главные районы
размещения.
Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит
от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники
переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между
ресурсами и местами потребления жидкого топлива.
Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей
и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на
нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем
очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые
строятся в районах потребления нефтепродуктов.
Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты
(мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые
непосредственно используются потребителями. Технический прогресс в
транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности
от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах
массового потребления нефтепродуктов.
Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам
потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее
транспортировкой и хранением:
. транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее
многочисленных производных;
. для транспортировки нефти могут быть широко использованы
трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют
перекачку светлых продуктов;
. хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов;
потребитель получает возможность одновременно использовать
сырую нефть, поступающую из разных районов.
Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то
же время экономический фактор становится лимитирующим.
Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не
только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды
топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными.
Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов
(Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк, Орск, Омск, Ангарск),
на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль,
Хабаровск) и в морских портах (Туапсе), куда сейчас проложены трубопроводы.
Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко
сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть
нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай, Грозный), идет
интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах
добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов
идущих на восток (Ачинск).
Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и
нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с
превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны. В
настоящее время там имеется лишь один центр переработки нефти в Омске,
куда поступает небольшая часть добываемого в районе жидкого топлива.
Распределение нефтепереработки по экономическим районам России в %
|Экономические районы |Нефтепереработка т. |
|Север |1,9 |
|Северо-Запад |---- |
|ЦЭР |16,6 |
|Волго-Вятский |7,7 |
|Центрально-Чернозёмный район |---- |
|Поволжье |17,5 |
|Северный Кавказ |7,1 |
|Урал |24,3 |
|Западная Сибирь |9,9 |
|Восточная Сибирь |11,1 |
|Дальний Восток |39 |
|Калининградская область |---- |
|Итого |100 |
Транспорт нефти. Магистральные нефтепроводы.
В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не
всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки
нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру
грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный
в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по
нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но
значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге.
На железной дороге основной поток нефти образуется в Западной Сибири
и Поволжье. Из Западной Сибири нефть по железной дороге транспортируется
на Дальний Восток, Южный Урал и страны центральной Азии. Из Урала нефть
везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск.
Транспортировка нефти водным путем обходится дешевле и экономичней
других видов транспортировки, однако из-за географических особенностей
нашей страны используется мало, в основном при перевозки нефти на экспорт,
а также по внутренним бассейнам страны (Ленский, Амурский) и северному
морскому пути.
Трубопроводы - наиболее эффективное средство транспортировки нефти
(исключая морские перевозки танкерами). Пропускная способность нефтепровода
диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. т в год при скорости движения
потока нефти 10-12 км/ч.
Трубопроводный транспорт является важной подотраслью нефтяной
промышленности. На сегодняшний день сформировалась развитая сеть
магистральных нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей
добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть
нефтепроводов представлена двумя неравными по значимости и условиям
управления группами объектов: внутререгиональными, межобластными и системой
дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные
связи промыслов и заводов, вторые - интегрируют потоки нефти, обезличивая
ее конкретного владельца. Связывая очень большое число нефтедобывающих
предприятий одновременно со многими нефтеперерабатывающими заводами и
экспортными терминалами, нефтепроводы этой группы образуют технологически
связную сеть - единый объект экономического и режимного управления,
которая получила название системы дальних транзитных нефтепроводов и в
которую входят такие трубопроводы, как Нижневартовск - Курган - Самара;
Усть-Балык - Курган - Уфа Альметьевск; Сургут - Полоцк; Холмогоры - Клин;
Самара - Тихорецкая; система нефтепроводов "Дружба" и другие
трубопроводы, включая выходы к экспортным терминалам.
|Показатель |Всего по России и |По России (АК |
| |странам СНГ |«Транснефть») |
|Протяжённость |62,3 |48,1 |
|нефтепровода | | |
|Тыс.км | | |
|Суммарная |16530,0 |13759,0 |
|вместительность | | |
|резервуаров | | |
|М3 | | |
В свое время создание нефтяной базы между Волгой и Уралом намного
улучшило снабжение нефтью центральных и восточных районов страны. Занимая
выгодное транспортно-географическое положение, Волго-Уральский район
вызвал появление целой системы магистральных нефтепроводов, идущих по
следующим направлениям:
1, восток - Туймазы - Омск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа -
Новосибирск (нефтепродукты); Уфа - Курган - Петропавловск (нефтепродукты);
2, запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через Самару - Брянск
до Мозыря (Белоруссия), откуда в Польшу, Германию, Венгрию, Чехию, а
также с ответвлением: Унеча - Полоцк - Вентспилс; Самара - Пенза - Брянск
(нефтепродукты); Альметьевск Нижний Новгород - Рязань - Москва с
ответвлением Нижний Новгород - Ярославль - Кириши (Северо - Запад);
3, юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.
Формирование в Западной Сибири главной нефтяной базы страны изменило
ориентацию основных потоков нефти. Волго-Уральский район теперь "повернут"
целиком на запад. Важнейшие функции дальнейшего развития сети
магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири. Отсюда нефтепроводы
идут по следующим направлениям:
1.запад - Усть-Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Самара -
Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк; Самара -
Лисичанск - Грозный - Баку;
2. юг - Шаим - Тюмень; Усть-Балык - Омск - Павлодар – Чимкент
-Чарджоу;
3. восток - Александровское - Анжеро-Судженск. Для транспортировки
нефти на запад, так и восток используются трубопроводы Волго-Уральского
района восточного направления.
Из других магистральных направлений, возникших под влиянием добычи
нефти в разных районах, выделяются Волгоград - Новороссийск; Грозный -
Армавир -Туапсе; Грозный - Армавир - Донбасс (нефтепродукты); Ухта -
Ярославль; Оха - Комсомольск-на-Амуре.
Экспорт нефти.
В Южную Европу западносибирская нефть поставляется через
Средиземноморские порты танкерами из Новороссийска, Туапсе, Одессы, куда
приходит по трубопроводам из Западной Сибири (в том числе в Одессу
транзитом через Украину). В Центральную Европу западносибирская нефть
поставляется по нефтепроводу “Дружба” через Украину. В Северо-Западную
Европу - танкерами через порты государств Балтии (Вентспилс, Клайпеда),
куда она поставляется по нефтепроводам. В ближайшие несколько лет география
поставок российской нефти претерпит изменения. Так как наряду с Западной
Сибирью появятся новые, ориентированные на экспорт районы добычи нефти на
Дальнем Востоке (экспорт в Юго-Восточную Азию), на севере европейской части
страны (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция).
Экспорт нефти и нефтепродуктов, млн. т
|1990|1993|1995|1996|1997|
|Сырой нефти в страны вне|109.|47.8|96.2|105.|110.|
|СНГ |0 | | |4 |1 |
|Нефтепродуктов в страны | | |43.5|53.3|58.6|
|вне СНГ | | | | | |
|Сырой нефти в страны СНГ|123.|79.7|26.1|20.6|17.6|
| |0 | | | | |
|Нефтепродуктов в страны | | |3.5 |1.9 |2.0 |
|СНГ | | | | | |
При этом около 1/3 нефти поставляется в Белоруссию, где она
перерабатывается на 2-х НПЗ, расположенных в Новополоцке и Мозыре. В 1997
году в Белоруссии было добыто 1.821 млн. т нефти, это на 2.3 % меньше чем в
1996г. В 1997г. удалось замедлить темпы сокращения нефтедобычи. В
Белоруссии рассчитывают, что в 1998 году уровень добычи углеводородного
сырья стабилизируется за счет “max компенсации извлекаемых объемов нефти
новыми запасами и интенсивной нефтедобычей”. Белорусские предприятия по
транспортировке нефти “Дружба” в 1997 году транспортировали 76.625 млн. т
нефти, что на 3.3% больше, чем в 1996 году ( в том числе на экспорт 64.855
млн. тонн (104.3% к 1996 г.)).
1/3 нефти, экспортируемой в страны СНГ, поставляется в Украину.
Потребность Украины в нефтепродуктах по разным оценкам 24-28 млн. т в год.
За счет импорта она удовлетворяет потребность в нефти (нефтепродуктах) на
80-90%.
Объем транспортировки нефти предприятиями
Госнефтегазпрома Украины, млн. т
| |1990|1993|1996|1997|1998 |
|Всего | | |65.1|64.4|65.0 |
|Транзит российской | | |53.5|53.0|53.0 |
|нефти | | | | | |
|Поставки нефти для |52.2|16.9|11.6|11.4|12.0 |
|Украины | | | | | |
К 2000 году планируется довести годовую добычу до 5 млн.т в год. В
Херсоне, Лисичанске, Кременчуге и Одессе на привозной нефти работают НПЗ (
+ НПЗ в Дрогобыче).
Около 3 млн.т нефти экспортируется в Казахстан. При этом по
нефтепроводу Узень - Гурьев - Самара в РФ поставляется примерно такое же
количество нефти. Казахстан начал добывать нефть на полуострове Бузачи, где
невысокая глубина залегания, но высокая вязкость требует применения
специальной технологии с закачиванием в скважины горячего пара.
Продолжается добыча в старом нефтеперерабатывающем районе - Эмбенском.
Местные нефти перерабатываются на Гурьевском НПЗ. Поставки нефтепродуктов
восточным и южным областям осуществляются с Павлодарского и Чимкентского
НПЗ, работающих на западно-сибирской нефти, поступающей из Омска.
Как можно заметить, объем экспортируемой нефти резко сократился после
распада СССР. Поставки на мировой рынок к 1997 году достигли уровня 1990
года, тогда как поставки в страны
ближнего зарубежья продолжают
сокращаться. Скорее всего это связано с тем, что России выгоднее продавать
нефть на мировых рынках, а так как уровень добычи падает, а спрос за
рубежом на российскую нефть есть, для поставок в страны СНГ просто не
хватает ресурсов.
Развитие нефтяной, а также нефтеперерабатывающей промышленности
обусловливается целесообразностью использования нефти в основном для
производства моторных топлив и химического сырья. Как энергетическое сырье
более эффективным является природный газ, так как эквивалентное количество
его вдвое дешевле нефти.
Последствия интенсивной добычи.
Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная
добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и
поступали. Но вот в начале 40-х гг. текущего столетия появились первые
настораживающие симптомы.
Это случилось на нефтяном месторождении Уилмингтон (Калифорния, США).
Месторождение протягивается через юго-западные районы города Лос-Анджелеса
и через залив Лонг-Бич доходит до прибрежных кварталов одноименного
курортного города. Площадь нефтегазоносности 54 км2. Месторождение было
открыто в 1936 г., а уже в 1938 г. стало центром нефтедобычи Калифорнии. К
1968 г. из недр было выкачано почти 160 млн. т нефти и 24 млрд. м3 газа,
всего же надеются получить здесь более 400 млн. т нефти.
Расположение месторождения в центре высокоиндустриальнои и
густонаселенной области южной Калифорнии, а также близость его к крупным
нефтеперерабатывающим заводам Лос-Анджелеса имеет большое значение в
развитии экономики всего штата Калифорния. В связи с этим с начала
эксплуатации месторождения до 1966 г. на нем постоянно поддерживался
наивысший уровень добычи по сравнению с другими нефтяными месторождениями
Северной Америки.
В 1939 г. жители городов Лос-Анджелес и Лонг-Бич почувствовали
довольно ощутимые сотрясения поверхности земли - началось проседание грунта
над месторождением. В сороковых годах интенсивность этого процесса
усилилась. Наметился район оседания в виде эллиптической чаши, дно которой
приходилось как раз на свод антиклинальной складки, где уровень отбора не
единицу площади был максимален. В 60-х гг. амплитуда оседания достигла уже
8,7 м. Площади, приуроченные к краям чаши оседания, испытывали растяжение.
На поверхности появились горизонтальные смещения с амплитудой до 23 см,
направленные к центру района. Перемещение грунта сопровождалось
землетрясениями. В период с 1949 г. по 1961 г. было зафиксировано, пять
довольно сильных землетрясений. Земля в буквальном смысле слова уходила из-
под ног. Разрушались пристани, трубопроводы, городские строения, шоссейные
дороги, мосты и нефтяные скважины. На восстановительные работы потрачено
150 млн. дол. В 1951 г. скорость проседания достигла максимума - 81 см/год.
Возникла угроза затопления суши. Напуганные этими событиями, городские
власти Лонг-Бич прекратили разработку месторождения до разрешения возникшей
проблемы.
К 1954 г. было доказано, что наиболее эффективным средством борьбы с
проседанием является закачка в пласт воды. Это сулило также увеличение
коэффициента нефтеотдачи. Первый этап работы по заводнению был начат в 1958
г., когда на южном крыле структуры стали закачивать в продуктивный пласт
без малого 60 тыс.м3 воды в сутки. Через десять лет интенсивность закачки
уже возросла до 122 тыс. м/сут. Проседание практически прекратилось. В
настоящее время в центре чаши оно не превышает 5 см/год, а по некоторым
районам зафиксирован даже подъем поверхности на 15 см. Месторождение вновь
вступило в эксплуатацию, при этом на каждую тонну отобранной нефти
нагнетают около 1600 л воды. Поддержание пластового давления дает в
настоящее время на старых участках Уилмингтона до 70 % суточной добычи
нефти. Всего на месторождении добывают 13 700 т/сут нефти.
В последнее время появились сообщения о проседании дна Северного моря
в пределах месторождения Экофиск после извлечения из его недр 172 млн. т
нефти и 112 млрд. м3 газа. Оно сопровождается деформациями стволов
скважин и самих морских платформ. Последствия трудно предсказать, но их
катастрофический характер очевиден.
Проседание грунта и землетрясения происходят и в старых
нефтедобывающих районах России. Особенно это сильно чувствуется на
Старогрозненском месторождении. Слабые землетрясения, как результат
интенсивного отбора нефти из недр, ощущались здесь в 1971 г., когда
произошло землетрясение интенсивностью 7 баллов в эпицентре, который был
расположен в 16 км от г. Грозного. В результате пострадали жилые и
административные здания не только поселка нефтяников на месторождении, но и
самого города. На старых месторождениях Азербайджана - Балаханы, Сабунчи,
Романы (в пригородах г. Баку) происходит оседание поверхности, что ведет к
горизонтальным подвижкам. В свою очередь, это является причиной смятия и
поломки обсадных труб эксплуатационных нефтяных скважин.
Совсем недавние отголоски интенсивных нефтяных разработок произошли в
Татарии, где в апреле 1989 г. было зарегистрировано землетрясение силой до
6 баллов (г. Менделеевск). По мнению местных специалистов, существует
прямая зависимость между усилением откачки нефти из недр и активизацией
мелких землетрясений. Зафиксированы случаи обрыва стволов скважин, смятие
колонн. Подземные толчки в этом районе особенно настораживают, ведь здесь
сооружается Татарская АЭС. Во всех этих случаях одной из действенных мер
также является нагнетание в продуктивный пласт воды, компенсирующей отбор
нефти
сокращаться. Скорее всего это связано с тем, что России выгоднее продавать
нефть на мировых рынках, а так как уровень добычи падает, а спрос за
рубежом на российскую нефть есть, для поставок в страны СНГ просто не
хватает ресурсов.
Развитие нефтяной, а также нефтеперерабатывающей промышленности
обусловливается целесообразностью использования нефти в основном для
производства моторных топлив и химического сырья. Как энергетическое сырье
более эффективным является природный газ, так как эквивалентное количество
его вдвое дешевле нефти.
Последствия интенсивной добычи.
Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная
добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и
поступали. Но вот в начале 40-х гг. текущего столетия появились первые
настораживающие симптомы.
Это случилось на нефтяном месторождении Уилмингтон (Калифорния, США).
Месторождение протягивается через юго-западные районы города Лос-Анджелеса
и через залив Лонг-Бич доходит до прибрежных кварталов одноименного
курортного города. Площадь нефтегазоносности 54 км2. Месторождение было
открыто в 1936 г., а уже в 1938 г. стало центром нефтедобычи Калифорнии. К
1968 г. из недр было выкачано почти 160 млн. т нефти и 24 млрд. м3 газа,
всего же надеются получить здесь более 400 млн. т нефти.
Расположение месторождения в центре высокоиндустриальнои и
густонаселенной области южной Калифорнии, а также близость его к крупным
нефтеперерабатывающим заводам Лос-Анджелеса имеет большое значение в
развитии экономики всего штата Калифорния. В связи с этим с начала
эксплуатации месторождения до 1966 г. на нем постоянно поддерживался
наивысший уровень добычи по сравнению с другими нефтяными месторождениями
Северной Америки.
В 1939 г. жители городов Лос-Анджелес и Лонг-Бич почувствовали
довольно ощутимые сотрясения поверхности земли - началось проседание грунта
над месторождением. В сороковых годах интенсивность этого процесса
усилилась. Наметился район оседания в виде эллиптической чаши, дно которой
приходилось как раз на свод антиклинальной складки, где уровень отбора не
единицу площади был максимален. В 60-х гг. амплитуда оседания достигла уже
8,7 м. Площади, приуроченные к краям чаши оседания, испытывали растяжение.
На поверхности появились горизонтальные смещения с амплитудой до 23 см,
направленные к центру района. Перемещение грунта сопровождалось
землетрясениями. В период с 1949 г. по 1961 г. было зафиксировано, пять
довольно сильных землетрясений. Земля в буквальном смысле слова уходила из-
под ног. Разрушались пристани, трубопроводы, городские строения, шоссейные
дороги, мосты и нефтяные скважины. На восстановительные работы потрачено
150 млн. дол. В 1951 г. скорость проседания достигла максимума - 81 см/год.
Возникла угроза затопления суши. Напуганные этими событиями, городские
власти Лонг-Бич прекратили разработку месторождения до разрешения возникшей
проблемы.
К 1954 г. было доказано, что наиболее эффективным средством борьбы с
проседанием является закачка в пласт воды. Это сулило также увеличение
коэффициента нефтеотдачи. Первый этап работы по заводнению был начат в 1958
г., когда на южном крыле структуры стали закачивать в продуктивный пласт
без малого 60 тыс.м3 воды в сутки. Через десять лет интенсивность закачки
уже возросла до 122 тыс. м/сут. Проседание практически прекратилось. В
настоящее время в центре чаши оно не превышает 5 см/год, а по некоторым
районам зафиксирован даже подъем поверхности на 15 см. Месторождение вновь
вступило в эксплуатацию, при этом на каждую тонну отобранной нефти
нагнетают около 1600 л воды. Поддержание пластового давления дает в
настоящее время на старых участках Уилмингтона до 70 % суточной добычи
нефти. Всего на месторождении добывают 13 700 т/сут нефти.
В последнее время появились сообщения о проседании дна Северного моря
в пределах месторождения Экофиск после извлечения из его недр 172 млн. т
нефти и 112 млрд. м3 газа. Оно сопровождается деформациями стволов
скважин и самих морских платформ. Последствия трудно предсказать, но их
катастрофический характер очевиден.
Проседание грунта и землетрясения происходят и в старых
нефтедобывающих районах России. Особенно это сильно чувствуется на
Старогрозненском месторождении. Слабые землетрясения, как результат
интенсивного отбора нефти из недр, ощущались здесь в 1971 г., когда
произошло землетрясение интенсивностью 7 баллов в эпицентре, который был
расположен в 16 км от г. Грозного. В результате пострадали жилые и
административные здания не только поселка нефтяников на месторождении, но и
самого города. На старых месторождениях Азербайджана - Балаханы, Сабунчи,
Романы (в пригородах г. Баку) происходит оседание поверхности, что ведет к
горизонтальным подвижкам. В свою очередь, это является причиной смятия и
поломки обсадных труб эксплуатационных нефтяных скважин.
Совсем недавние отголоски интенсивных нефтяных разработок произошли в
Татарии, где в апреле 1989 г. было зарегистрировано землетрясение силой до
6 баллов (г. Менделеевск). По мнению местных специалистов, существует
прямая зависимость между усилением откачки нефти из недр и активизацией
мелких землетрясений. Зафиксированы случаи обрыва стволов скважин, смятие
колонн. Подземные толчки в этом районе особенно настораживают, ведь здесь
сооружается Татарская АЭС. Во всех этих случаях одной из действенных мер
также является нагнетание в продуктивный пласт воды, компенсирующей отбор
нефти
