Развитие и размещение газовой промышленности России
21. 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)
Рекомендуемые материалы
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 Харцызскоготрубного
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.
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-Илецкоесводовое 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
Люди также интересуются этой лекцией: 4.1 Вхождение в состав Русского государства народов Поволжья и Сибири.
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.