Перспективы развития нефтяной промышленности Сибирского федерального округа

По уже имеющимся расчетам, нефтедобыча в стране в 2010 году составила 470 млн. тонн.

Около 60% нынешнего объема нефтедобычи по-прежнему обеспечивает Югра. В 2010 году Ханты-Мансийский округ дал черного золота на уровне 275,3 млн. тонн (Приложение 1, диаграмма 1) [17].

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой.

Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района. 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 (вместе - около 70% объемов добычи области) площади геологических запасов СНГ. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.

Теперь следует коснуться структур, занимающихся нефтедобычей в Тюмени. На сегодняшний день почти 80 процентов добычи в области обес-печивается пятью управлениями (в порядке убывания веса - Юганскнеф-тегаз, 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 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 2006 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, так и по доле включаемых в разработку извлекаемых запасов нефти (в порядке убывания доли - ТюменьНГ, НоябрьскНГ, ПугНГ и СургутНГ)[1].

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 358,4 млн. тонн, то есть на 13.7 процента.

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 отставанием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах.

Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность внутриотраслевой структуры нефтяной промышленности.

3. Основные проблемы развития нефтяной промышленности РФ на современном этапе

Главной проблемой российской нефтеперерабатывающей отрасли является морально устаревшее оборудование, износ которого на сегодняшний день составляет более 50%. Такие данные приведены на заседании Комиссии Совета Федерации по взаимодействию со Счётной палатой РФ, где обсуждался вопрос о состоянии и перспективах развития этой отрасли. «Старение основных производственных фондов остаётся главной проблемой для нефтеперерабатывающего производства и этот показатель на сегодня составляет более пятидесяти процентов и по большей части оно уже отработало свой ресурс. В силу этого остаётся низким с точки зрения технологичности и глубины переработки сырьё для нефтеперерабатывающих заводов», - отметили аудиторы. Без модернизации отрасли ситуация с обеспечением России бензином будет ухудшаться. «Будет происходить сокращение производства товарного бензина притом, что будет увеличиваться выход невостребованного прямогонного бензина». На заседании были приведены данные Министерства энергетики, согласно которым уже в 2012-2013 годах при имеющихся мощностях российских НПЗ в стране будет ощущаться нехватка бензина. К 2012 году, согласно данным министерства, дефицит бензина в стране будет порядка 9 миллионов тонн, при потреблении в 30 миллионов тонн в год. «Только при условии переоснащения производства можно будет повысить глубину переработки нефти, что позволит российским НПЗ достичь того уровня глубины, который есть сейчас на европейских НПЗ».

    По словам аудиторов, льготы по  налогу на прибыль не стимулируют  привлечение инвестиций в нефтяную  отрасль. «Существующий уровень  таможенных пошлин на нефтепродукты  также не приводит к её интенсивной  модернизации и существенному  увеличению глубины переработки  нефти. При действующих ставках  вывозных таможенных пошлин эффективность  вложений в глубокую переработку  составляет не более 15%, в то  время как доходность инвестиционных  проектов в первичную перегонку  достигают 35%». При этом определить  себестоимость одной тонны нефтепродуктов  на НПЗ можно, как отмечают  в СП, по большей части только  «расчётным путём со значительной  степенью погрешности или же  вовсе не представляется возможным». В свою очередь глава комиссии  сенатор Сергей Иванов отметил, что подобная ситуация привела  к тому, что в стране стали  строится многочисленные мини-НПЗ, производящие мазут. Сегодня таких  мини-заводов насчитывается 196, но  только 80 из них сданы в эксплуатацию. Именно на долю таких мини-НПЗ приходится самое большое число разного рода нарушений, в том числе экологических, в виде проливов нефти и протечки нефтепродуктов, что создаёт условия для взрывов паров нефтепродуктов [19].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2. Анализ современного состояния нефтяной промышленности Сибирского федерального округа.

1.  Тенденции развития нефтяной промышленности России

Россия  – крупнейший в мире производитель и экспортёр нефти и газа как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. В 2012 г. добыча нефти в России составила более 518 млн. тонн, увеличилась в сравнении с 2011 г. на 7 млн. тонн. Объем первичной переработки нефти составил 266 млн. тонн, а доля перерабатываемой нефти в структуре добычи - 51,3%. Объемы экспорта российской нефти в 2012 г. составили 239,6 млн. тонн. [15, с. 8]

Технологические показатели работы нефтедобывающей промышленности. В настоящее время в России в структуре добычи нефти по способам эксплуатации скважин преобладает насосный, доля которого на протяжении последних нескольких лет увеличилась до 93%. При этом в условиях низкого темпа освоения новых месторождений и ухудшений условий извлечения нефти на разрабатываемых длительное время, продолжает снижаться доля фонтанного способа эксплуатации скважин. Так, за последние 17 лет его доля снизилась с 9% до 5,8% (таблица 1).

Таблица 1. -  Отдельные технико-экономические показатели работы нефтяной промышленности России в 1995 – 2012 гг.

Показатель	1995	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012
Добыча нефти по способам эксплуатации скважин, %
насосный	87,2	89,6	93	93,4	92,2	93	92,8	92,9	93,0	93,1
компрессорный	3,6	1,5	0,8	0,8	0,7	0,8	0,9	1	1,1	1,1
фонтанный	9	8,5	6,2	5,6	7,1	6,2	6,3	6,1	5,9	5,8
Среднесуточный дебит одной скважины, т	7,5	7,5	10,3	10,3	10,2	10,1	10,6	10,7	10,4	10,2
Эксплуатационный фонд скважин, тыс. шт.	143	151	151	162	157	159	152	155	160,4	162,7
Бездействующий фонд скважин, тыс. шт.	29,4	27,8	24,5	23,2	25,8	25,5	24,5	25,1	25,0	17,8
Удельный вес быстродействующего фонда, %	20,6	18,5	16,2	16,4	16,4	16,1	16,1	16,2	15,6	10,9
Объем бурения на нефть, млн. м	11,6	10,8	10,6	12,4	14,9	15,8	14,9	15,3	18,7	20,6
эксплуатационного	10,2	9,3	9,7	11,4	13,7	14,8	14	14,3	18,0	19,8
разведочного	1,4	1,5	0,9	1	1,2	1,2	0,9	1	0,7	0,8
Средняя глубина законченных эксплуатационным бурением скважин, м	2237	2309	2526	2967	2637	2711	2720	2760	2753	2755

 

За счет активного применения в последние годы методов интенсификации добычи и ввода в разработку новых крупных месторождений (Ванкорское и др.) удается поддерживать средний суточный дебит одной скважины, дающей продукцию, на уровне 10 тонн.

В связи с активным освоением месторождений на Востоке России произошло наращивание объемов эксплуатационного бурения скважин. Так, в 2011 г. и 2012 г. было пройдено, соответственно, 18 млн. м и 19,8 млн. м, в сравнении с уровнем 14 млн. м годами ранее. В то же время объем разведочного бурения продолжает оставаться на достаточно низком уровне. Так, в 2012 г. объем разведочного бурения был ниже соответствующего показателя 1990-х и начала 2000-х гг. 

Среди российских компаний наибольшая проходка разведочного бурения отмечена у компаний «Сургутнефтегаз» (0,22 млн. м) и «ЛУКОЙЛ» (0,18 млн. м); эти же компании осуществляют и наибольший объем работ по эксплуатационному бурению (4,69 млн. м и 3,4 млн. м соответственно) (таблица 2). На фоне этого заметна диспропорция крупнейшей государственной нефтяной компании «Роснефть»: несмотря на лидирующие позиции по эксплуатационному бурению (4,05 млн. м) и вводу новых скважин, объем разведочного бурения компании составляет всего 0,08 млн. м, что почти в 3 раза ниже, чем у «Сургутнефтегаза». [15, с. 8]

Таблица 2. – Отдельные технико-экономические показатели работы добывающих компаний в России в 2012 г.

Компания	Объем бурения на нефть, млн м		Ввод новых скважин, шт.	Эксплуатационный фонд скважин, шт.		Средний дебед скважин по нефти, т/сут.
	Эксплуатационное	Разведочное		Скважины, дающие продукцию	Неработающий фонд
ОАО «ЛУКОЙЛ»	3,40	0,18	1021	25873	3677	9
ОАО «НК «Роснефть»	4,05	0,08	1177	20621	3887	16
ОАО «Газпром  нефть»	2,41	0,05	688	6276	691	14
ОАО «Сургутнефтегаз»	4,69	0,22	1325	19613	1527	9
ОАО «ТНК-ВР Холдинг»	1,66	0,08	489	13051	5013	13
ОАО «Татнефть»	0,49	0,03	303	19288	3297	4
ОАО «Башнефть»	0,05	0,03	42	14664	2400	3
ОАО «НГК «Слаавнефть»	0,66	0,03	196	3579	653	14
ОАО «НК «РуссНефть»	0,38	0,01	136	4195	404	9
ОАО «НОВАТЭК»	0,05	0,01	16	52	23	н.д.
Прочие производители	1,88	0,10	735	8936	1949	н.д.
Операторы СРП	0,04		3	50	19	н.д.
Итого по России:	19,76	0,80	6131	139198	23540	10