Топливно-энергетический комплекс 
В Западной Сибири находятся
несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как
Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой (см. карту). Большая часть из них
расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района.
Тюменская область, занимающая
площадь 1435,2 тысячи квадратных километров (59 процентов площади Западной
Сибири, 8,4 процента - Российской Федерации), относится к наиболее крупным (
после Якутии и Красноярского края) административным образованиям России и
включает Ямало - Ненецкий и Ханты - Мансийский автономные округа. В Российской
Федерации Тюменская область занимает первое место по объему инвестиций,
стоимости основных промышленно-производственных фондов, по вводу в действие
основных фондов, пятое по объему промышленной продукции. В республиканском
разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее
народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. Область обеспечивает
70,8 процента российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют
3/4 геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается 219.818.161 тонна нефти без
годового конденсата (фонтанным способом - 24.281.270 тонн, насосным - 183781863
тонны), что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири. Анализируя данную
информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности
Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем
районе.
Теперь коснемся структур,
занимающихся нефтедобычей в Тюмени (см. приложение 5). На сегодняшний день
почти 80 процентов добычи в области обеспечивается пятью управлениями (в
порядке убывания веса - Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз,
Ноябрьскнефтегаз, Когалымнефтегаз). Однако в недалеком времени абсолютные
объемы добычи сократятся в Нижневартовске на 60%, в Юганске на 44%, что выведет
первое за пределы ведущей пятерки управлений. Тогда (по объемам добычи) первая
пятерка будет включать (в порядке убывания) Сургут, Когалым, Юганск, Ноябрьск и
Лангепас (вместе - около 70% объемов добычи области).
Статус также определяется
объемами ресурсов, используемых для обеспечения добычи. Частично показателем
общей динамики может служить доля различных управлений в общем объеме ввода
новых скважин. По этому показателю к октябрю 1992 года на первом месте
находится СургутНГ, затем идут НоябрьскНГ, КогалымНГ, ЮганскНГ и
КрасноленинскНГ. Однако в ближайшие 2-3 года из первой пятерки исчезает
ЮганскНГ (появляется НижневартовскНГ). Показатель ввода новых скважин на
освоенных полях необходимо рассматривать в сочетании с показателем ввода в
разработку новых месторождений. По этому критерию пятерка лидирующих управлений
(около 65 вводимых до 2000 года месторождений, включает НоябрьскНГ, ПурНГ,
СургутНГ, ТюменьНГ и ЮганскНГ. Причем именно эти управления лидируют как по
доле месторождений, предполагаемых к вводу в 1995 году, так и по доле
включаемых в разработку извлекаемых запасов нефти (в порядке убывания доли -
ТюьеньНГ, НоябрьскНГ, ПугНГ и СургутНГ).
Новым фактором упорядочивания
является доля иностранного капитала, привлекаемого в первую очередь для
разработки новых месторождений.
В зоне действия НоябрьскНГ таких
месторождений находится около 70, ПурНГ и ЮганскНГ около 20.
Таким образом, сегодня в
добывающей промышленности основного нефтяного района России мы наблюдаем
сложную систему взаимодействия практически независимых управлений,
несогласованно определяющих свою политику. Среди них нет признанного лидера,
хотя можно предполагать сохранение ведущих позиций за Сургут, НоябрьскНГ и
Юганск, не существует и настоящей конкурентной борьбы. Такая разобщенность
создает немало проблем, но интеграция откладывается на неопределенную
перспективу из-за большой динамичности отрасли: снижение статуса ПурНГ,
КогальимНГ и ТюменьНГ вкупе с одновременным уменьшением влияния
Нижневартовскнефтегаза способно уже сейчас дисбалансировать сложившуюся
структуру отношений.
Без сомнения, эти выводы,
сделанные на основе взаимоотношений в ведущем районе, можно распространить и на
всю систему нефтедобычи в целом, что даст определенное объяснение сложной
ситуации в данной отрасли. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение
объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415.1 млн. тонн, к 1990 году
нефтедобыча снизилась до 358,4млн. тонн, то есть на 13.7 процента, причем
тенденция падения добычи сохраняется и в 1994 году.
Переработка попутного нефтяного
газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном,
Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако,
используется лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического
сырья, остальное количество сжигается в факелах, что объясняется отставнием
ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами
строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах.
Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность
внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности.
Вторая по значению нефтяная база
- Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории
Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а
также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской
Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600
до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что
несколько снижает затраты на бурение. Волгл-Уральский район дает 24%
нефтедобычи страны.
Подавляющую часть нефти и
попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область.
Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской
нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные
нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской
области, а также в других областях (Пермской), Саратовской, Волгоградской,
Оренбургской).
Нефть Восточной Сибири
отличается большим разнообразием свойств и состав вследствие многопластовой
структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к.
характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к
повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то
следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным
способом, а также нефть Дагесстана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием
смол, но незначительным серы. Вставропольской нефти много легких фракций, чем
она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.
Итак, почти каждое
месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими
особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо
"стандартную" технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную
структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине
приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует
тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью.
Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв
внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне
невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду
дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем
переработки - 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо
ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских
заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на заводы республик,
вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.
Третья нефтяная база - Тимано - Печерская. Она
расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области
и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-
Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская
нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и
Уралоповолжье - 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское,
Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано -
Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно
перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком
автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с
западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической
тундры хранят 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня различные компании уже
инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь
730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации.
Ведутся совместные разработки месторождений. Например, СП "Полярное
сияние" с участием американской компании "Конако", которое
разрабатывает Ардалинское месторождение с запасами нефти более 16 миллионов
тонн. В проект инвестировано 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов
получили 160 российских компаний - поставщиков и подрядчиков. 71 процент всех
доходов "Полярного сияния" остается в России, что делает контракт
выгодным не только для иностранцев, но и для жителей Ненецкого автономного
округа, получивших дополнительные рабочие места, и в целом всей Российской
Федерации.
Теперь, обобщив сказанное в данной главе, выделим
главную особенность, проблему размещения нефтедобывающей промышленности России.
Частично она уже была рассмотрена - это сверхвысокая концентрация нефтедобычи в
ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой
структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди которых,
например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно выделяется из
них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа,
обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от главного
поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному потребителю -
западной ее части.
III. Транспортировка
нефти трубопроводами
1.
Характеристики и преимущества
Нефть не используется в первоначальном виле, поэтому
нефтеперерабатывающие заводы - основной ее потребитель. Они располагаются во
всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты
ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В
прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам
в цистернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по
нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав
нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Скорость
движения нефти - 10-12 км/ч. Стандартный диаметр - 12 тыс.мм. Производительность
в год - 90 млн. тонн нефти. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать
только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном
отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке).
Стоимость строительства магистрального нефтепровода
обычно окупается за 2-3 года.
2. Развитие и
размещение главных нефтепроводов
Первый нефтепровод длиной в 6 км был сооружен в США в
1865 году. Нефтепроводы большей длины начали строить в 1875году. Первый
нефтепровод в России проложен в 1878 году в Баку от промыслов до
нефтеперерабатывающего завода, а в 1897 - 1907 году был построен самый большой
в то время в мире по протяженности магистральный трубопровод Баку - Батуми
диаметром 200 мм и длиной 835 км, который продолжает эксплуатироваться и по сей
день.
Развитие нефтепроводного транспорта в Союзе было
связано с освоением нефтяных месторождений в Башкирии, Татарии и Куйбышевской
области. К 1941 году в эксплуатации находилось 4100 км магистральных
трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов с сумарной годовой
производительностью 7,9 млн. тонн. Максимальный диаметр составлял 300 мм. Общая
протяженность магистральных нефтепроводов к 1956 году возросла до 11,5 тыс. км,
а через 10 лет достигла уже 29 тыс. км. А в 1992 году в СНГ - 275 тысяч км.
Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях:
урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527
км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями
на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное от Альметьевска до
Куйбышева и далее нефтепроводом "Дружба" с ответвлением на Полоцк и
Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибольшей длиной
обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, т.к. связывали основного
добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными районами Российской
Федерации. Важность этого направления сохраняется и в настоящее время.
С открытием новых нефтяных месторождений на Южном
Мангышлаке и в Тюменской области сооружены слудующие нефтепроводы: Узень -
Гурьев - Куйбышев диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень,
Александровское - Анжеро - Суджинск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км;
Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью
1844 км, второй нефтепровод "Дружба". Общая протяженность
нефтепроводов в СССР в 1973 году составила 42,9 тысяч км, а к !((! году уже
превысила 82 тыс. км.
Характерной особенностью развития нефтепроводного
транспорта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого
диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью.
Развитие нефтепроводного транспорта определяется общим
состоянием дел в нефтяной промышленности, т.к. между ними существует
неразрывная связь. Например, во время благоприятной ситуации в отрасли с 1940
по 1980 годы протяженность нефтепроводов увеличилась с 4 до 69,7 тыс. км, а
грузооборот - с 4 до 1197 млрд. ткм, т.е. на 29825%.
Так, в прошлом формирование нефтяной базы между Волгой
и Уралом, намного улучшив снабжение нефтью центральных и восточных районов
страны, обусловило появление целой системы магистральных нефтепроводов:
1) на запад - нефтепровод "Дружба" от
Альметьевска через Куйбышев - Брянск до Мозыря (Белорусия), откуда в Полшу,
Венгрию и Чехословакию с ответвлением в Белорусию, Латвию и Литву; Куйбышев -
Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск - Горький - Рязань - Москва с
ответвлением Горький - Ярославль - Кириши;
2) на юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов;
Ишимбай - Орск.
3) на восток - Туймазы - Омск - Новосибирск -
Красноярск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа - Омск - Новосибирск (нефтепродукты).
Формирование Западно-Сибирской нефтяной базы изменило
ориентацию основных потоков нефти: Волго-Уральский район целиком переориентировался
на западное направление.
Важнейшие функции дальнейшего развития сети
магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири, откуда трубопроводы
идут:
1) на запад - Усть - Балык - Курган - Альметьевск;
Нижневартовск - Куйбышев; Куйбышев - Лисичанск - Кременчук - Херсон - Одесса;
Сургут - Новополоцк;
2) на юг - Шаим - Тюмень; Усть - Балык - Омск; Омск -
Павлодар - Чимкент;
3) на восток - Александровское - Анжеро - Судженск.
Для транспортировки нефти на запад используются, кроме
того, трубопроводы Волго - Уральского района восточного направления.
Из трубопроводов выделяются: Гурьев - Орск; Мангышлак
- Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерская нефтегазоносная область); Огса -
Комсомольск-на-Амуре (Сахалин).
За границу нефть экспортируется также при помощи
трубопроводов (например, "Дружба"). Экспорт нефти сегодня составляет
105-110 млн. т, нефтепродуктов - 35 млн. тонн. Средняя цена нефти на мировом
рынке - приблизительно 107 долларов за тонну, а мазута - 86 долларов. Треть
экспорта сырой нефти приходиться на страны СНГ (на Украину, Белоруссию и
Казахстан вместе более 90%).
Остальная часть нефти направляется в дальнее
зарубежье, т.е. в Западную Европу, где Германия, Италия, Великобритания и
Ирландия вкупе потребляют 60% этого объема. Сегодня экспорт за границу в
основном выгоден, однакоесть уже указанные проблемы с оплатой при поставке
нефти в страны ближнего зарубежья.
В самой же России в будущем предусмотрено создание
региональных систем магистральных нефтепродуктопроводов с разводящей сетью к нефтебазам,
однако сейчас трубопроводный транспорт периживает тяжелые времена в связи с
общим спадом в нефтяной промышленности.
Заключение
В настоящее время человечество переживает
углеводородную эру. Нефтяная отрасль является главной для мировой экономики. В
нашей стране эта зависимость особенно высока. К сожалению российская нефтяная
промышленность находиться сейчас в состоянии глубокого кризиса. Было
перичислено немало ее проблем. Каковы же перспективы развития отрасли? Если
продолжать хищническую эксплуатацию месторождений вкупе с большими потерями при
транспортировке и нерациональной нефтепереработкой, то будущее нефтяной
промышленности представляется весьма мрачным. Уже сегодня сокращение темпов
производства составляет в среднем 12 - 15% в год, что чревато полным развалом
стратегически важной для державы отрасли. Дальнейшее экстенсивное развитие
нефтяной промышленности уже невозможно. Например, большие объемы нефти
Восточной Сибири труднодоступны из-за сложного геологического строения, требуют
огромных инвестиций в добычу. Следовательно будут приростать слабо. Эффект от
геологоразведки выше в Западной Сибире, однако в этом регионе
высокопродуктивные месторождения уже значительно истощены.
По этим и другим причинам России необходимо
реформировать нефтяную промышленность. Для этого в первую очередь нужно:
1) Пересчмотреть систему налогооблажения, существенно
снизив налоги на нефтепроизводителей, однако установить высокие штрафы за
нерациональное использование природных богатств и нарушение экологии.
2) Менее жестко регулировать цены внутри страны,
поддерживая их несколько ниже мирового уровня. Экспорт же нефти за рубеж вести
только по мировым ценам.
3) Частично восстановить централизованное управление
отраслью, вытекающее из самой структуры нефтяной промышленности и имеющее много
положительных моментов (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не
означает полного возврата к старой модели управления.
4) Сохранение единого экономического пространства -
условия выживания топливно-энергетического комплекса.
5) Найти четкую и продуманную программу инвестиций в
нефтяную промышленность.
6) Организовать единый Российский банк нефти и газа,
государственная внешнеторговая фирма, включающая представителей предприятий,
добывающих, перерабатывающих и транспортирующих нефть и газ. Это позволит
приостановить хаотичные бартерные сделки, подрывающие интересы государства.
7) Создать необходимую систему нормативных актов,
обеспечивающую твердую законодательную базу для работы с иностранными
компаниями по совместной разработке наиболее сложных месторождений.
8) Стабилизировать объемы геологоразведочных работ с
целью восполнения запасов нефти и газа.
Реализация предлагаемых мер в комплексе с другими
означала бы приостановку инфляции и укрепление курса рубля (например, стоимость
сельскохозяйственной продукции на 40% определяется ценой горюче-смазочных
материалов).
Появился бы интерес к приобретению
нефтеперерабатывающего оборудования. Стимул к развитию получила бы не только
нефтяная промышленность, но и машиностроительные предприятия, нефтехимическая,
химическая, металлургическая и другие отрасли.
Таким образом, положение в нефтяной промышленности
достаточно сложное, но выход существует - реформирование отрасли. После чего
она, конечно, не станет "локомотивом", который потянет всю экономику,
однако сможет внести весьма значительный вклад в возрождение России.
Приложение 1
Структура потребности мира в энергии за 1993
год
Всего Нефть Уголь Газ АЭС Прочие
_____________________________________________________________________
100% 39,9% 28% 22,8% 6,8% 2,5%
Добыча нефти в 1993 году
Всего (3,04 млрд. т) 100%
______________________________________________________
Средний Восток 30,9%
Северная Америка 17,8%
СНГ 13,3%
Российская Федерация 11,4%
США 11,4%
Юго-Восточная Азия
9,7%
Западная Европа
7,7%
Южная Америка
7,6%
Южно-Тихоокеанский регион
1,2%
Восточная Европа
0,03%
Запасы нефти в мире
Всего (137 млрд. т) 100%
_______________________________________________________
Средний Восток 66,2%
Северная Америка
8,0%
Южная Америка 7,4%
Африка 6,2%
Восточная Европа и СНГ 5,9%
Юго-Восточная Азия и Австралия 4,7%
Западная Европа 1,7%
Приложение 2
Добыча нефти, включая газовый конденсат в СССР
по годам
Годы 1920 1940 1950 1960 1970 1975 1980 1985
_______________________________________________________
Кол-во 3,8 31,1 37,9 147,9 352,5 491 603 595
нефти
в млн. т
Добыча нефти, включая газовый конденсат, в РФ
по годам
Годы 1980 1985 1990 1991 1992 1993
________________________________________________
Кол-во 547 542 516 462 400 342
нефти
в млн.т
Приложение 3
Задолженность
республик бывшего СССР
(по состоянию на
01,08,93 г.), млрд.руб.
_______________________________________________________________________
Республики нефть нефтепродукты
Украина 2,7 6,48
Беларусь 1,7 1,22
Латвия - 0,17
Литва 18,9 -
Эстония - 0,01
Молдавия - 0,57
Армения
- 0,03
Азербайджан 0,5 0,01
Грузия 0,1 0,81
Туркменистан - 0,05
Таджикистан - 0,63
Узбекистан - 1,47
Киргизия
- 0,07
Казахстан 83 4,26
Закавказье
- -
____________________________________________________________
Итого: 106,9 15,78
Приложение 4
Добыча нефти без
газового конденсата за 1993 год в тоннах
(по способам
добычи)
Российская Федерация
Насосный 283708241
т.
Электропогружными насосами 21018815
Компрессорный
(вкл. безкомпрессорный газлифт) 12830645
Фонтанный 34198371
Прочие способы 46671
___________________________________________________
Итого 330783928
___________________________________________________
Из старых скважин
в т.ч. перешедших 318272101
с прошлого года 303872124
Из новых скважин 12511827
Шахтная, попутная и
случайная 374330
в т.ч. при опробовании
скважин 2709
Западная Сибирь
Насосный 193130104
Фонтанный 26512060
______________________________________________________
Всего добыто 231397192
Тюменская обл. 219818161
Насосный 183781863
Фонтанный 24281270
______________________________________________________
Всего добыто 219818161
Приложение 5
Добыча нефти включая газовый конденсат, за 1993 г. в
тоннах (по компаниям)
Российская Федерация 339653933
Западная Сибирь 237353903
Тюмень 225774872
Из общего итога по
Российской Федерации 209473092
ГП "Роснефть" 209473092
в том числе
ПО "Нижневартовскнефтегаз 26499030
ПО "Мегионефтегаз" 13500031
ПО "Варьеганнефтегаз" 3645327
ГП "Варьеганнефть" 2901414
ПО "Ноябрьскнефтегаз" 25620423
ПО "Пурнефтегаз" 9422405
АО "Кондпетролеум" 70110480
ПО Тюьеньнефтегаз" 1568997
АП "Черногорнефть" 7985696
ПО "Блескнефть" 11579031
ПО "Коминефть" 9376789
ПО "Гагнефть" 25613787
ПО "Башнефть" 20682337
ПО "Куйбышевнефть" 10656491
ПО "Нижневолжскнефть" 2014532
ПО "Саратовнефтегаз" 1193538
ПО "Пермьнефть" 9776590
ПО "Оренбурнефть" 7243691
ПО "Удмуртнефть" 6777400
ПО "Ставропольнефтегаз 1073670
ПО "Краснодарнефтегаз" 1503500
ПО "Дагнефть" 415272
А.О. НГДУ "Ишимбайнефть" 872840
ПО "Сахалиннефтегаз" 1570484
ПО "Калининградморнефтегаз" 875000
НПО " Союзтермнефть" 154737
ПО " Арктикморнефтегазразведка 39600
РАО "Газпром"
в том числе 9170644
ГП "Севергазпром" 10980
ПО "Кубань супром" 43575
ГП "Оренбургазпром 988927
ГП " Астраханьгазпром" 1040009
ПО "Уренгойгазпром" 6168706
ГП "Ямбурггаздобыча" 611347
ПК "Лукойл" 48785100
в том числе
ПО "Уралнефтегаз" 5412000
ПО "Лангепаснефтегаз" 17850800
ПО "Когалымнефтегаз" 25522300
НК "Юкос" 33920916
НК "Сургутнефтегаз"
38135000
ГП "Якутгазпром" 134751
ГП "Норильскгазпром" 34430
Приложение 6
Подготовка нефти, включая газовый конденсат, в тоннах
Российская Федераци 910610930
Западная Сибирь 708316453
Тюменская область 692193758
Фонд нефтяных скважин на 1 января 1994 года
РФ Западная
Сиб . Тюмень
Дающие нефть и газ 113261 53661 50971
Итого действующих 122267 57898 54867
Весь эксплуатац.
фонд новых скважин 145845 75821 71709
Общий фонд скв. 257457 118677 112098
Принято скв.из
бурения с начала года
до 29.07.94 9421 6472 6127
Ввод в действие нефтяных скважин по способам
эксплуатации за 1993 год
Республики новые из
бездействующих
РФ 7601 10056
Западная Сибирь 5508 7952
Тюмень 5254 7469
Список
использованной литературы
Данилов А.Д., Кистинов В,В, Экономическая география
СССР: Учебник для экономических специальностей вузов. М. 1983. С. 103-112.
Отчет "О технико - экономических показателях
нефтяной и газовой промышленности за 1993 год.2 М.: Государственный комитет РФ
по статистике. 1994.
Ром В,Я, Экономическая и социальная география СССР. М,
1986. Т. 1. С. 177,178, 183-187.
ТЭК: Итоги года. Анализ и прогноз // Биржевые
ведомости. 1993. № 19. С. 4.
Хрущев А,Т, География промышленности СССР. М. 1986. С.
164-167, 175-183.
* * *
Иголкин А. Нефть Родины // Наш современник. 1993. N5,6.
Крюков В.А. Полные канистры и пустые карманы //ЭКО.
1994. N1. С. 53-62.
Неверов В. Перспективы нефтяной промышленности
Западной Сибири // Деловой мир . 1993. 22 мая. С. 9.
Нефть и газ в зеркале планеты // Деловой мир. 1994.
1-7 августа. С.10-12
Нефть Сибири в политике и экономике России и мира //
Международная жизнь. 1993. N10. С. 14-77.
Салманов Ф., Золотов А. Как выйти из топливного
кризиса //Известия. 1992. 23 марта. С.2.
Суслов Н.И. Макроэкономические проблемы ТЭК // ЭКО.
1994. N3. С. 103-108.
Усейнова И. Нефть. Как выйти из кризиса //Эхо планеты.
1992. № 8. С. 4-10.
Шафраник Ю,К,, Козырев А.Г., Самусев А.Л. ТЭК в
условиях кризиса // ЭКО. 1994. N1. С. 63-74.
План
I. Нефтяная промышленность
1. Ее определение и состав
2. Сложное положение в отрасли
II. Нефтедобыча
1. Ее развитие и причины спада
2. Размещение основных нефтяных баз России
III. Транспортировка нефти трубопроводами
1. Характеристики и преимущества
2. Развитие и размещение главных нефтепроводов
Заключение
Приложение
Список использованной литературы
Страницы: 1, 2
|
