Современные проблемы и перспективы развития трубопроводного транспорта углеводородного сырья России и материальная база отрасли в 1900-1920 годах

Введение

Наиболее интенсивное развитие нефтепроводы и газопроводы России получили во второй половине XX века.

На сегодняшний день по объему и удельному весу транспортируемых углеводородов трубопроводный транспорт неуклонно вытесняет железнодорожные и водные способы перевозки нефти и нефтепродуктов.

Главными преимуществами нефте-, газопроводов являются:

• значительная дальность перекачки;
• бесперебойная работа;
• существенная пропускная способность;
• минимальные потери.

Широкий диапазон вязкости перекачиваемых нефтепродуктов.

Стабильная работа в разных климатических зонах. Возможность строительства трубопроводов практически в любых областях. Высокий уровень механизации при строительстве. Автоматизация систем контроля над технологическими процессами.

Основным недостатком трубопроводного транспорта считается достаточно большие капиталовложения на стадии строительства.

Наиболее перспективным направлением для развития экспорта российской нефти является восточно-сибирское, в связи с оживленным ростом потребления нефти в Китае.

Предметом исследования является магистрали трубопроводного транспорта углеводородного сырья РФ, объектом исследования научная литература по нефтегазодобывающей отрасли.

Цель данной контрольной работы изучить современные проблемы и пути их решения трубопроводного транспорта углеводородного сырья, а так же материальную базу отрасли в период с 1900-1920 г., это достигается путем решения следующих задач:

• изучить современное состояние трубопроводного транспорта России ;
• проанализировать государственное регулирование на трубопроводном транспорте;
• оценить состояние и перспективы развития газотранспортной системы России;
• исследовать классификацию трубопроводного транспорта;
• выявить проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности России;
• изучить Материальную базу трубопроводного транспорта углеводородного сырья 1900-1920 г..

В данном исследовании используются следующие методы: изучение и анализ научной литературы, сравнение различных точек зрения, а так же ознакомление со статистическими данными и их анализ.

В ходе написания реферативной работы автор изучил фундаментальные научные исследования отечественных и зарубежных ученых по обозначенной теме.

1. Современное состояние трубопроводного транспорта России

С 1989 г. ведет свой отсчет четвертый период развития нефтяной промышленности России современный период развития. К сожалению, он стал для российской нефтяной отрасли самым трудным.

Какими будут его итоги, загадывать не хотелось бы. Однако сегодня российским нефтяникам ежегодный объем добычи в 500 млн т. может только сниться. Начиная с 1990-х гг., объемы добычи неуклонно снижались, и в 1998 г. в России было добыто всего 303 млн т. нефти. Объем геолгоразведочных работ резко сократился, темпы развития сырьевой базы существенно снизились.

К настоящему времени в России открыто около 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Около 85% из них находятся в Западной Сибири (этот рост является сегодня главной сырьевой базой страны). Большая часть остальных месторождений приходится на Урало–Поволжье и Европейский Север России.

На начальной стадии освоения находятся месторождения Восточной Сибири, Дальнего Востока (за исключением острова Сахалин), а также шельфы российских морей.

Средняя стадия освоения характерна для месторождений Западной Сибири, а также частично Европейского Севера (Тимано–Печорский регион).

На поздней стадии освоения находятся «старые» добывающие районы Урало–Поволжья, Северного Кавказа и острова Сахалин.

В настоящее время в России не разрабатываются по различным причинам около 900 нефтяных месторождений.

Месторождения Урало–Поволжья и Западной Сибири удовлетворяют потребности в нефти Центрального региона России и имеют выход на европейские рынки. Учитывая, что в этом регионе ожидается относительно небольшой рост добычи нефти, производители вряд ли будут заинтересованы в поставке нефти в страны Юго-Восточной Азии.

Восточные регионы России ориентируются на выход в Китай, к Тихоокеанскому побережью, но для поставок нефти необходимы нефтепроводы и соответствующая инфраструктура.

Регионы Центральной Сибири и северной ее части (80% будущего прироста добычи нефти в России прогнозируется за счет шельфа Карского и арктических морей) весьма перспективны по запасам углеводородных ресурсов, но отдалены от традиционных потребителей российской нефти – западных районов России и Европы, а также от Японии и Китая.

В этом регионе расположены крупнейшие месторождения, нефть которых характеризуется малым содержанием серы (до 0,6%) и относится к первому классу качества.

На севере региона и прилегающем шельфе северных морей начинаются крупные поисковые работы. Бурение первых разведывательных скважин показывает, что геологические структуры этого региона имеют ту же структуру и происхождение, что и нефтяные месторождения Центральной Сибири.

Следовательно, можно ожидать, что по качеству нефти этих месторождений будут соответствовать нефтям Центральной Сибири, т.е. нефти будут легкие и малосернистые.

Как отмечено ранее, есть несколько регионов, которые потенциально могут быть поставщиками сырой нефти в Азиатско–Тихоокеанский регион. Львиную долю растущих потребностей этого региона, несомненно, возьмет на себя Ближний Восток [2, c. 100].

Однако совершенно определенно существует ограничение на спрос их нефти ввиду того, что это в основном сернистые и тяжелые высокосернистые нефти. Последнее обстоятельство открывает возможности выхода на азиатско-тихоокеанский рынок легких и малосернистых нефтей России и стран Прикаспийского региона.

В настоящее время известно несколько проектов строительства новых нефтепроводов, которые могут соединить Россию и Прикаспийский регион с Персидским заливом для поставок нефти в Азиатско–Тихоокеанский регион.

Рассмотрим эти проекты, причем главной оцениваемой величиной будет качество нефти и, следовательно, ее возможная конкуренция на рынке потребителя.

Проект «Россия–Казахстан–Узбекистан–Туркмения–Иран» предусматри-вает поставку российской, казахстанской и туркменской нефти на иранские НПЗ и возможность поставки нефти через Персидский залив в страны Азиатско–ихоокеанского региона. Для реализации проекта планируется не только использовать существующие нефтепроводы, но и построить новые нитки по маршруту Павлодар–Чарджоу–Туркменбаши–Нека–Тегеран.

Предполагается следующий пул нефти: западносибирская первого типа качества (легкая малосернистая), казахстанская (Кумколь) первого типа качества (легкая малосернистая), туркменская второго типа качества (сернистая).

В таком пуле имеется возможность получить нефти первого типа качества. Однако на качество этой смеси может оказать воздействие подкачка или отбор нефти на территории Ирана.

Проектом «Россия–Казахстан–Туркмения–Иран», предусматривается поставка в район Персидского залива нефтей России, Казахстана и Туркмении. Для подачи нефти в Персидский залив потребуется дальнейшее развитие нефтепровода Самара–Атырау в направлении Туркменбаши–Нека–Тегеран.

Российская нефть в этом проекте может быть представлена смесью западносибирской нефти второго типа качества. Казахстан может поставлять нефть третьего типа качества (без нефти Тенгизского месторождения, традиционно замкнутого на КТК, т.к Казахстан вряд ли откажется от стабильного европейского покупателя, вложив серьезный капитал в КТК). Далее, при входе в нефтепровод Ирана из-за смешения с туркменской нефтью получим нефть второго-третьего типа качества.

В случае смешения этой смеси с иранской нефтью качество поставляемой в Персидский залив нефти еще более ухудшится и будет не выше третьего типа качества с содержанием серы 2,0–2,5 %.

Россия имеет возможность самостоятельного выхода в Иран через Каспийское море, следовательно, без геополитического влияния транзитных государств [3, c. 154].

Непосредственный выход нефтей России в Иран возможен в следующих вариантах: танкерные перевозки Волга–Каспийское море–Нека (Иран) или строительство подводного трубопровода «Северный Каспий–присоединение к иранским нефтепроводам». В этих случаях на выходе в портах Персидского залива можно получить нефти сорта «Юралс», что может заинтересовать как российских производителей, так и Иран.

Транспортировка российской нефти из регионов Северной и Центральной Сибири в южном направлении с учетом ожидаемой добычи на шельфе Арктики, без сомнения, перспективна. При разработке проектов этого направления необходимо учитывать возможную конкуренцию производителей других регионов. Важнейшим аргументом при выборе конкретного проекта будет качество поставляемой сырой нефти.

Россия может участвовать в различных проектах поставки нефти в южном направлении как в консорциуме с транзитными государствами, так и самостоятельно.

Качество поставляемой нефти в значительной степени будет влиять на результаты конкуренции и, следовательно, определять эффективность маршрута транспортировки. Проект «Россия–Иран» позволит исключить промежуточный транзит и сделать поставки российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона выгодными для России1.

Сегодня, когда уже подведены итоги 2000 г., можно констатировать, что АК «Транснефть» и ее дочерние предприятия все финансовые и производственные планы успешно выполнили. Отмечается существенный рост основных показателей.

Однако, как считает президент компании, нельзя успокаиваться на достигнутом. Новые рубежи достигаются только теми кто выстраивает стратегию на годы вперед. Задача сегодняшнего дня — определить главные направления дальнейшей работы, заложить фундамент для неуклонного поступательного движения, поднять на новый уровень развития предприятия Компании.

В минувшем году на самом высоком государственном уровне была обозначена актуальная проблема — прогрессирующая изношенность основных производственных фондов, которая может в самом недалеком будущем привести к экономическому коллапсу.

И ведущие специалисты, и топ-менеджеры компаний солидарны в том, что только ощутимое увеличение инвестиций на воспроизводство мощностей может предотвратить катастрофические последствия.

Неоспорим тот факт, что выход страны из кризиса и перспективы ее поступательного развития тесным образом связаны с успешным функционированием нефтегазовой отрасли. Между тем именно в этой сфере процент износа основных фондов даже выше, чем в целом ряде менее значимых секторов промышленности. Именно сегодня важно точно и своевременно реагировать на запросы времени.

Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» решает не только важнейшие экономические, но и геополитические задачи. Любой из проектов, реализуемых «Транснефтью», приносит стране сотни миллионов дол. прибыли. И это не голословное утверждение.

Нефтепровод в обход территории Чечни, построенный в минувшем году, открыл дорогу «большой» азербайджанской нефти. В 2001 г. вступит в действие балтийская трубопроводная система (БТС) — новое экспортное «окно в Европу» и будет построен нефтепровод Суходольная-Родионовская, исключающий транзит по территории Украины.

Российская нефть должна течь по российским трубопроводам, проложенным по российской земле — это одно из условий экономической независимости державы. Поэтому огромное хозяйство компании должно функционировать четко, бесперебойно, надежно — это вопрос государственной важности.

Объем инвестиций в отрасль в текущем году, по словам президента компании, превысит 1,5 млрд. дол. Средства эти пойдут на реализацию перспективных проектов и реконструкцию действующих нефтепроводов. Так, по договору с администрацией Ленинградской области компанией «Транснефть» будет вложено в инфраструктуру Ленинградской области и Приморска до 5 млн. дол. - будут построены новые комфортабельные дома для нефтепроводчиков и их семей, созданы новые, достойно оплачиваемые рабочие места, — тем самым будет решаться важнейшая социальная задача.

Западные финансисты доверяют компании и проявляют заинтересованность в кредитовании осуществляемых ею масштабных проектов («Транснефть» ведет успешные переговоры с Европейским банком реконструкции и развития в плане финансирования проекта строительства нефтепровода Суходольная – Родионовская).

Общая для всей экономики страны проблема восстановления производственного потенциала характерна для многих нефтяных компаний. Актуальна она и для «Транснефти». Но, несмотря на то что в последнее время компания достигла существенных успехов по многим направлениям деятельности, президент АК «Транснефть» считает, что эту проблему нужно решать безотлагательно.

Поэтому руководством проведена огромная работа по детальной оценке состояния основных фондов «Транснефти». Сегодня они позволяют системе магистральных нефтепроводов работать бесперебойно и безаварийно, но только заглядывая вперед и беспристрастно оценивая существующие тенденции, можно обеспечить ее устойчивое развитие. По результатам анализа, выполненного специалистами компании с привлечением аудиторских фирм, сделан вывод, что для обеспечения стабильной работы в будущем в настоящее время требуется принять неотложные меры для приведения многих объектов нефтепроводов в состояние, соответствующее высоким требованиям надежности.

Ни для кого не секрет, что нормативные сроки эксплуатации линейной части, резервуаров, нефтеперекачивающих станций, оборудования на ряде участков магистральных нефтепроводов уже истекли. Значительное их число следует оснастить современными системами автоматики, телемеханики и электроснабжения, а для этого нужны существенные финансовые вложения.

Сегодня в эксплуатации все еще находится оборудование, изготовленное в разные годы, разными заводами и по различной технической документации. Что и неудивительно, поскольку существующая система магистральных нефтепроводов создавалась на протяжении десятков лет и в единую схему оказались сведены технические средства разных поколений. Устаревшее, разнотипное оборудование одного и того же функционального назначения снижает надежность системы, увеличивает трудовые и финансовые затраты на техническое обслуживание и ремонт.

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что при нормативном сроке службы, составляющем, например, для насосного оборудования девять лет, а для электросилового — восемнадцать, фактические сроки эксплуатации оборудования некоторых НПС достигают 25–30 лет.

Далеко от идеала и состояние резервуарного парка: срок службы 60% объектов превышает нормативный. Необходимо провести широкомасштабные ремонтные работы по устранению дефектов, ограничивающих уровень полезной емкости резервуаров, увеличить темпы их ремонта и реконструкции.

Постоянный мониторинг технического состояния нефтепроводов с помощью внутритрубного диагностического обследования действующих магистралей (его результаты являются основой для формирования планов текущего и капитального ремонтов) показывает, что ежегодно необходимо проводить диагностирование более 16 тыс. км. нефтепроводов.

При существующем сегодня уровне финансирования удается продиагностировать только 11 тыс. км. Кроме того, следует отметить и тот факт, что в настоящее время обнаружено множество не выявленных ранее дефектов труб из-за старения и дефектов сварных швов, о чем говорят результаты обследований, проведенных с помощью магнитного снаряда MFL и ультразвукового снаряда СD. Только в шесть раз, увеличив объемы ремонтных работ, можно своевременно их устранить [4, c. 189].

Для обеспечения надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов и восстановления их проектных технических характеристик ежегодно должна производиться замена 1580 км. труб и 3000 км. изоляции. Реальные же цифры таковы: 1996 г. — 712 км., 1997 г. — 796, 1998 г. — 591, 1999 г. — 751. В 2000 году в результате капитального ремонта и реконструкции заменено 600 км. труб и 820 км. изоляционного покрытия. Данная ситуация, обусловленная недостаточным финансированием, чревата ростом вероятности отказов и аварий.

Предмет особого внимания — 657 подводных переходов магистральных нефтепроводов. Более 200 из них (общей протяженностью более 450 км.) имеют возраст от 29 до 38 лет.

При проектировании и строительстве переходов в 1960–1970 гг. такие факторы, как старение и воздействие русловых переформирований, учитывались слабо, что привело в настоящее время к нарушению герметичности трубопровода. В 2000 г. ЗАО «ПИРС» по договору с компанией провело анализ состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов. Первоочередного ремонта требуют 100 подводных переходов.

Следует сказать и еще об одной проблеме, возникшей в последние годы в системе магистральных нефтепроводов: ремонт и реконструкция нефтепроводов большого диаметра (1020–1220 мм).

Ремонтные работы на нефтепроводах таких диаметров отличаются повышенной трудоемкостью и большими материальными затратами. Эти показатели в 2–2,5 раза превосходят таковые для диаметров нефтепроводов до 820 мм. Между тем, если в 1998 г. доля ремонтируемых нефтепроводов больших диаметров в целом по системе составляла 32%, то в 2000 г. уже 45%, а в 2001 г. превысит 50%. Данная динамика обусловлена их прогрессирующим старением и, естественно, приводит к дополнительным затратам.

Если говорить о надежности нефтепроводов, то нельзя не отметить, что в значительной мере она предопределяется качеством изоляционных материалов и технологией их нанесения. Изоляционное покрытие более 29% магистральных нефтепроводов, согласно заключению ВНИИСТ, не соответствует нормативным требованиям.

Это же можно сказать и о более 70% насосных станций магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», которые были построены 15–25 лет назад. Устаревшее оборудование насосных станций имеет низкую надежность и требует реконструкции и замены. Пока невелик процент насосных станций, оборудованных современными микропроцессорными системами, позволяющими реализовать весь набор требуемых функций.

Необходимо осуществить замену устаревших систем автоматики на 282 насосных станциях. Основной объем работ по телемеханизации линейной части был выполнен в 1976–1984 гг. К 2000 г. протяженность линейной части нефтепроводов, оборудованных системами телемеханики, составила 71% (более 33 тыс. км. в однониточном исчислении). В этой ситуации невозможно перевести в режим телеуправления 2705 линейных задвижек. Требуется замена морально и физически устаревшей системы телемеханики. Для того чтобы к 2005 г. теле-механизировать 100% линейной части системы магистральных нефтепроводов, компании необходимо увеличить в три раза объем финансирования данных работ.

Назрела необходимость серьезной реконструкции линий связи (РРЛС). Их общая протяженность составляет 41 535 км., свыше 50% из них служат уже более 20 лет. Около 5,5 тысячи км. нефтепроводов, таких, например, как Ухта–Ярославль, Игольское–Парабель, Субханкулово–Салават и др., полностью лишены технологической связи.

Применяемые системы связи большей частью аналоговые, с каналообразующим оборудованием введены в эксплуатацию в 1960–1970 гг. Встречаются автоматические телефонные станции, чей возраст превышает 20 лет. Отработали свой нормативный срок и не отвечают современным техническим требованиям кабельные линии (общей протяженностью 2,9 тыс. км.) на напряжение от 0,4 до 10 квТ., не имеют электроснабжения 554 площадки запорной арматуры линейной части, из них 101 площадка секущих задвижек на подводных переходах.

Для того чтобы в течение трех лет сети электроснабжения объектов магистральных нефтепроводов и электро- и химзащиты привести в состояние, отвечающее действующим нормативным документам, необходимо построить и реконструировать 9,8 тыс. км. высоковольтных линий электропередачи, заменить не менее 870 км. кабельных линий, ежегодно реконструировать не менее 34 зарядно-распределительных устройств [5, c. 203].

Таковы в общем, плане результаты анализа технического состояния системы магистральных нефтепроводов, проведенного компанией в 2000 г. Подводя итог сказанному, следует отметить, что в 2000 г. компанией была выполнена значительная работа по обеспечению надежности системы магистральных нефтепроводов.

Эта работа осуществляется в соответствии с комплексными планами диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов, ежегодно разрабатываемых в компании, а также с программой оптимизации производственных мощностей.

Однако объемы реализации данных планов напрямую зависят от средств, выделяемых на эти цели и предусмотренных в тарифе за перекачку. В течение всего 2000 г., например, тарифная выручка ряда дочерних акционерных обществ (ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы», ОАО «Транссибнефть», ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы») не покрывала эксплуатационных затрат этих предприятий на осуществление основной деятельности «Транснефти», регулируемой государством (ФЭК России).

Два предприятия (ОАО «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири» и ОАО «Черномортранснефть») по результатам первого полугодия и девяти месяцев 2000 г. имели убытки по основному виду деятельности вследствие низкой тарифной выручки.

В этих условиях компания была вынуждена расходовать часть централизованных средств на покрытие эксплуатационных затрат дочерних акционерных обществ и обеспечение их безубыточной работы.

Ведется работа по оптимизации деятельности; дочерним акционерным обществам утверждается бюджет, исполнение которого контролируется руководством компании; разработаны регламенты, в соответствии с которыми осуществляются различные работы; более активно и целенаправленно происходит нормирование всех работ на основе удельных показателей.

Уже внедрены единые нормы на строительство переходов методом наклонно направленного бурения, расценки на каждый вид диагностических работ. Однако требуется кардинальное решение вопросов модернизации и реконструкции системы.

С учетом всех этих факторов специалисты «Транснефти» разработали предложения по величине тарифов за транспортировку нефти на 2001 г., которые в ноябре 2000 г. были направлены в ФЭК России.

При этом компанией ставился вопрос о полном покрытии эксплуатационных затрат дочерних акционерных обществ магистральных нефтепроводов. Кроме того предполагалось обеспечение финансирования мероприятий по комплексной программе 2001 г., призванной гарантировать поддержание должного технического уровня системы магистральных нефтепроводов. Предложения компании предусматривали увеличение тарифа за транспортировку нефти в среднем по системе на 65%.

ФЭК России, основываясь на необходимости сдерживания тарифов на услуги естественных монополий, с 11 января 2001 г. ввела в действие новые тарифы за транспортировку нефти по системе магистральных нефтепроводов «Транснефти», увеличив их в среднем на 32%. Очевидно, что это не позволяет говорить о достаточной обеспеченности компании тарифными средствами.

Перед «Транснефтью» стоят непростые задачи. Решение многих из них откладывалось г.ми. Но сегодня все проблемные направления выявлены и по каждому из них найдены адекватные решения. Создана выверенная стратегия совершенствования основной деятельности. В то же время Компания, деятельность которой как естественной монополии регулируется государством, вправе рассчитывать на внимание власти к своим нуждам. Ведь именно от государства зависит, будут ли обеспечены надлежащими финансовыми ресурсами мероприятия, которые призваны вывести систему магистральных нефтепроводов на современный уровень.

Восточная Сибирь — сегодня единственный крупный нефтяной район России, полностью лишенный нефтяной инфраструктуры и реально действующих нефтедобывающих предприятий. К 1995 г. на территории Красноярского края, Таймырского и Эвенкийского автономных округов и Иркутской области открыто 15 нефтяных месторождений, из которых семь подготовлено для промышленной разработки и восемь разведываются. Почти 95% разведанных запасов нефти Восточной Сибири сосредоточены в крупнейшем Юрубчено-Тохомском и семи крупных месторождениях. Территориальная отдаленность, слабая обжитость и отсутствие необходимой инфраструктуры в сочетании с экстремально тяжелой природно-климатической обстановкой являются факторами, сдерживающими освоение нефтяных месторождений Восточной Сибири.

В Таймырском (Долгано-Ненецком) автономный округ (площадь — 862,1 тыс. км2, население — 53 тыс. человек, центр - Дудинка) открыты крупные Сузунское и Пайяхинское месторождения с запасами нефти по категориям С1+С2 соответственно 43,4 и 33,6 млн. т. Залежи полупромышленного характера открыты в прибрежных районах Хатангского залива (Южно-Тигянская, Кожевниковская, Нордвикская площади).

К настоящему времени в Таймырском автономный округ пробурен почти 1 млн м. глубоких скважин, но изученность этой большой территории (563 тыс. кв.км.) остается в целом низкой. Прогнозные ресурсы нефти оцениваются более чем в 1,5 млрд. т. При надлежащем развитии геологоразведочных работ здесь возможно крупномасштабное наращивание запасов и создание на их базе мощного нефтедобывающего комплекса.

Эвенкийский автономный округ (площадь — 767,6 тыс. км2, население — 24 тыс. чел., центр — поселок городского типа Тура) находится в пределах центрального района Сибирской платформы. Эта территория имеет еще меньшую (по сравнению с Таймырским автономный округ) общую геологическую изученность при неадекватном повышении сложности строения. Открыто 4 нефтяных месторождения, в том числе крупнейшее в Восточной Сибири Юрубчено-Тохомское с запасами нефти по категориям В+С1 около 360 млн. т.. Оно относится к высшей категории геологической сложности. Прогнозные ресурсы нефти Эвенкии превышают 5 млрд. т. На остальных территориях Красноярского края открыты крупные Лодочное, Тагульское и Ванкорское нефтегазовые месторождения. Причем на Ванкорском запасы нефти по категориям С1+С2 превышают 200 млн. т.

Определенные перспективы сохраняются и в крайних южных районах Красноярского края, относящихся к Республике Хакасия.

Иркутская область имеет наибольший в Восточной Сибири выполненный объем глубокого бурения. Открыто шесть нефтяных месторождений, включая крупное Верхнечонское месторождение с начальными извлекаемыми запасами нефти 170,5 млн. т. Прогнозируемые ресурсы нефти в Иркутской области оценены в 1,8 млрд. т.

2. Государственное регулирование на трубопроводном транспорте

Деятельность в сфере трубопроводного транспорта определяется и регулируется рядом законных и подзаконных актов, как общего характера, так и частных.

В РФ определен порядок прокладки трубопроводов во внутренних морских водах и в территориальном море РФ.

Другими нормативными актами определяется порядок создания трубопроводного консорциума и организации финансирования строительства трубопроводной системы. Например, в целях ускорения строительства БТС функций заказчика строительства БТС возложены на акционерную компанию по транспорту нефти ОАО «Транснефть». Или проектирование и строительство акционерная компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов ОАО «Транснефтепродукт» магистральных нефтепродуктопроводов Андреевка–Альметьевск и Кстово–Ярославль–Кириши–Приморск осуществляется за счет собственных и кредитных средств.

Деятельность по эксплуатации магистрального трубопроводного транспорта лицензируется и включает в себя:

а) испытания линейной части магистральных трубопроводов по окончании строительства и ремонта;

б) диагностирование линейной части технологических трубопроводов, станционного оборудования сооружений резервуарных парков и другого оборудования объектов магистрального трубопроводного транспорта;

в) эксплуатацию магистральных трубопроводов, в том числе деятельность по техническому обслуживанию компрессорных и насосных станций, резервуарных парков и линейной части магистральных трубопроводов, включая систему электрохимзащиты;

г) эксплуатацию систем управления объектами магистральных трубопроводов;

д) эксплуатацию подземных хранилищ газа;

е) консервацию и ликвидацию объектов магистральных трубопроводов.

Лицензирование деятельности по эксплуатации магистрального трубопроводного транспорта осуществляется Федеральным горным и промышленным надзором России (далее именуется — лицензирующий орган).

В РФ так же лицензируется деятельность по эксплуатации газовых сетей1.

Особое внимание уделяется безопасной эксплуатации трубопроводов, охране труда и системе охраны трубопроводов.

Государством определяется порядок приемки и движения нефти в системе магистральных нефтепроводов, контроля и обеспечения сохранности качества нефтепродуктов на предприятиях трубопроводного транспорта, сдачи нефтепродуктов на нефтебазы, АЗС и склады ГСМ по отводам магистральных нефтепродуктопроводов. Государство также утверждает нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании4.

Товары, перемещаемые трубопроводным транспортом на экспорт, подлежат таможенному оформлению.

Правительственная комиссия по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов дала указание вновь ввести режим декларирования нефтепродуктов на нефтепререрабатывающих заводах (НПЗ), возобновив с 1 ноября 2002 г. действие приказа ГТК № 4551. Об этом сообщил журналистам вице-премьер РФ. Этот режим будет введен по временной схеме на зимний период с тем, чтобы обеспечить более прогнозируемую ситуацию на внутреннем рынке.

Приказ №455, вводящий ограничения по местам таможенного оформления ряда нефтепродуктов при их вывозе за пределы таможенной территории РФ, был издан 20 июля 1999 г., а затем два раза корректировался. Предусмотренные им ограничения были сняты ГТК в середине марта 2002 г.

В соответствии с положениями приказа оформление нефтепродуктов, классифицируемых в ТН ВЭД России по кодам 2707 10, 2707 20, 2902 20 и 2902 30 (бензол, толуол), а также 2710, можно было осуществлять только в структурных подразделениях таможен, в регионе деятельности которых находятся нефте- и газоперерабатывающие заводы. Кроме того, только на энергетической таможне можно было проводить оформление экспорта бензина (нефтепродукты под кодами ТН ВЭД России с 2710 11 410 0 по 2710 11 590 0), а также разнообразных газойлей (нефтепродукты под кодами ТН ВЭД России с 2710 19 310 0 по 2710 19 490 0), которые вывозились за пределы России трубопроводным транспортом [6, c. 48].

С этой таможней также требовалось согласовывать таможенное оформление экспорта нефтепродуктов (под кодом ТН ВЭД России 2710 — нефтепродукты, полученные из битуминозных пород, а также состоящие главным образом из смешанных ненасыщенных углеводородов, полученных любым способом, при условии, что масса неароматических составных частей превышает массу ароматических; шлам из баков-хранилищ нефтепродуктов, состоящий преимущественно из этих нефтепродуктов и пр.), вывозимых участниками внешнеэкономической деятельности из Московского региона.

В Российской Федерации регулированию подлежит доступ к системе магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и терминалов в морских портах для вывоза нефти, нефтепродуктов за пределы таможенной территории, причем для предприятий с иностранными инвестициями предусматривается первоочередной доступ. Регулируется и порядок доступа организаций к местным газораспределительным сетям.

Государство утверждает статистический инструментарий для организации статистического наблюдения за деятельностью нефте-, нефтепро-дуктотранспортных организаций и магистрального нефтепродуктопроводного транспорта.

На основе соблюдения экономически обоснованных принципов формирования цен на продукцию (услуги) субъектов естественных монополий5 регулируется оплата услуг субъектов естественных монополий в сфере транспортировки нефтепродуктов по магистральным трубопроводам.

Предусматривается и порядок определения тарифов, их применения, размера специальных надбавок к тарифам на транспортировку газа газораспределительными организациями для финансирования программ газификации.

Предусматривается и порядок утверждения оплаты услуг (тарифов) субъектов естественных монополий в сфере транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

Государство налагает и штрафы компании по транспортировке нефти.

За нарушение правил безопасности при строительстве, эксплуатации или ремонте магистральных трубопроводов предусмотрена уголовная ответственность (ст. 269 УК РФ). А за нарушение правил безопасности при строительстве, эксплуатации или ремонте магистральных трубопроводов предусмотрена административная ответственность (ст. 11.20 КоПА РФ).

3. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы России

Отечественная газовая промышленность работает достаточно устойчиво, осуществляя поставки газа, как к внутренним потребителям, так и на экспорт. Уже сегодня доля природного газа в общем объеме производства первичных энергоресурсов составляет около 50%. Начальные потенциальные ресурсы газа в России оцениваются в 235,6 трлн. м3, а доказанные его запасы составляют 49,2 трлн. м3.

Свыше 93% всего объема добываемого в стране газа и практически весь его транспорт обеспечивает РАО «Газпром». Это – крупнейшая газовая компания, доля которой в общей мировой добыче составляет 22%.

РАО «Газпром» было учреждено в феврале 1993 г. в соответствии со специальными нормативными актами Президента и Правительства Российской Федерации.

Газпром представляет собой организационную структуру 38 предприятий, расположенных в различных регионах страны. Эти предприятия обеспечивают бурение скважин, добычу, переработку и транспорт до потребителей природного газа, конденсата и нефти. Численность персонала предприятий РАО Газпром и его дочерних акционерных обществ насчитывает 330 тыс. человек.

В ведении Газпрома находятся около 100 крупнейших месторождений природного газа с суммарными доказанными запасами около 38 трлн. м3; что составляет 77% общероссийских запасов. Из них 68 месторождений с запасами 17,9 трлн. м3 находятся в разработке [6, c. 49].

В новых экономических условиях динамика добычи российского газа будет определяться не столько добычными возможностями, сколько потребностями в нем на энергетическом рынке.

По экспертными оценкам, потребление природного газа в Западной Европе в ближайшие 10-15 лет может возрасти на 260-290 млрд. м3, что во многом связано с усилением природоохранных требований и очевидными его экологическими преимуществами по сравнению с другими видами топлива.

Российский экспорт газа может увеличиться до 230-235 млрд.м3.

РАО Газпром, располагающее надежной ресурсной базой, широко разветвленной сетью магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 141 тыс. км, мощным научно-техническим потенциалом, способно гибко реагировать на ожидаемый рост спроса на газ на мировом рынке, внести серьезный вклад в решение проблемы энергоснабжения Европейского континента.

Удовлетворение растущего спроса на газ будет обеспечиваться за счет наращивания мощностей на ряде действующих и вводе в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири. Дальнейший рост газодобычи связан с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал. Доказанные запасы газа позволяют обеспечить здесь годовую добычу порядка 180-200 трлн. м3.

Удовлетворение прогнозируемого увеличения спроса на газ гарантируется также за счет освоения месторождений в шельфовой зоне северных морей страны. Здесь первоочередными объектами являются Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Русановское в Карском море.

Несмотря на повышение транспортных затрат природный газ продолжает оставаться значительно дешевле для потребителя по сравнению с нефтью или углем, принимая в расчет уровень теплоотдачи.

В рамках долгосрочной политики внимание акцентируется на меры по сбережению энергии, которые, однако, не позволят сэкономить существенный капитал за короткий и средний периоды времени по сравнению с объемами газа, который может быть добыт при разработке новых месторождений. Западные экономисты, обсуждая низкие данные использования энергии

России, имеют тенденции забывать о том, что значительно дешев- ле, быстрее и легче разработать новый источник энергии, чем улучшить эксплуатацию существующего, хотя бы только из-за размеров запасов в России. Объем запасов газа, как подтвержденных, так и предполагаемых, при сегодняшних темпах добычи, будет достаточен на протяжении пред- стоящих 80 лет.

Единственным значительным источником нового поступления газа на протяжении последующих 15 лет будет являться Западная Сибирь с запасами порядка 40000 млрд. м3. Газпром надеется повысить уровень добычи до 750 млрд. м3 , разрабатывая Западно-Таркосалинское, Заполярное и Ямсовейское месторождения, и некоторые из 25 месторождений п-ова Ямал, включая гигантское Бованенковское месторождение.

В ближайшем будущем Газпром столкнется с повышением затрат на обновление системы газопроводов [7, c. 36].

Существует распространенное мнение, что необходимо вложить крупные суммы на модернизацию существующей системы газопроводов, которая устарела и износилась.

Мнение подкрепляется частыми авариями, но обычно забывают о размерах сети и о факте, что, если принять во внимание масштабы структуры, количество аварий на тысячу не превышает среднего. Эти случаи имеют подобный резонанс в связи с тем, что диаметр труб составляет 1,42 м, поэтому по линиям проходит значительно больший объем газа, чем по газопроводам в других странах.

Учитывая, что большинство экспортных газопроводов с большой протяженностью относительно современны, построены в основном после 1975 г. и состоят из западных труб (Германии и Японии) или российских труб с более толстыми стенами до 18 мм, в большинстве случаев коррозия еще не стала основной проблемой, кроме регионов с повышенной соленостью почвы.

Западная Сибирь является крупнейшим в мире газодобывающим районом, дающим около 600 млрд. м3 в год, что составляет почти 90% общего объема добычи России. Природный газ с месторождений Севера Тюменской области транспортируется по уникальной системе магистральных газопроводов в промышленные районы Урала и европейской части России, на экспорт в зарубежные страны.

Характерной особенностью газотранспортной системы Западной Сибири является прокладка газопроводов в сравнительно узких «энергетических коридорах», где в непосредственной близости друг от друга проходит до 9–10 ниток газопроводов большого диаметра.

Это диктует необходимость сооружения крупных многоцеховых компрессорных станций в условиях постоянного наращивания мощностей, динамического развития всей сложной системы транспорта газа.

Средние эксплуатационные значения КПД компрессорных станций в Тюменской области на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию.

Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки

• затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа – до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции.

Это та сумма издержек, на которую в процессе эксплуатации может влиять персонал компрессорной станции (КС), проводя ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая оптимальный режим работы всего комплекса оборудования КС [8, c. 148].

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы, длиной около 3 тыс. км, не имеющих развитой транспортной сети.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному и пред- назначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I – 2,5-10 МПа; II – 1,2-2,5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от их диаметра и составляет 10-50 млрд. м3 газа в год.

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре, под которым согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата).

В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Трубопроводы классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения (с обогревом, вакуум проводы) и другие.

По материалу различают трубопроводы:

• стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали);
• из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые);
• чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные);
• футерованные (резиной, полиэтиленом, фторопластом), эмалированные, биметаллические и другие.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные (температура ниже 0^С), нормальные (от 1о до 45^С) и горячие (от 46^С и выше).

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред.

Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии – глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и мало агрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, средне агрессивной – в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной – более 0,5 мм/год.

Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и мало агрессивные вещества, обычно применяют трубы из:

• углеродистой стали;
• транспортирующих средне агрессивные вещества – из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки (с учетом прибавки на коррозию);
• из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные;
• транспортирующих высоко агрессивные вещества – только из высоко легированных сталей, биметаллические;
• из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты емкости, находящиеся в разных цехах.

4. Классификация трубопроводного транспорта

1. Трубопроводы по значимости: магистральные, подводящие, промысловые, местные, для передачи документации.

2. Трубопроводы по виду перекачиваемого топлива: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, пульпопроводы, газопроводы, водопроводы, канализационные.

Преимущества трубопроводного транспорта:

• возможность прокладки в условиях разного рельефа, через водные пространства, в условиях многолетней мерзлоты;
• неограниченность объёмов перекачки;
• полная сохранность качества и количества грузов благодаря герметизации труб и станций;
• отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду;
• автоматизация начально-конечных операций;
• самая низкая себестоимость и самая высокая производительность труда (это связано также с небольшим количеством работников для выполнения перекачки);
• меньшие капиталовложения;
• эффективность работы на любых расстояниях перевозки.

Недостатки: экологические проблемы; не универсальность.

Современными тенденциями развития трубопроводного транспорта являются:

• повышение пропускной способности трубопроводов за счёт увеличения диаметра или строительства вторых линий;
• увеличение мощности насосных станций;
• создание прочных тонкостенных труб;
• изменение технологии изготовления труб, способов спайки швов;
• расширение номенклатуры перевозимых жидких и твёрдых грузов.

Развитие трубопроводного транспорта в России началось в конце 50-х гг. ХХ столетия. Сейчас это наиболее динамично развивающийся вид транспорта, оттеснивший в середине 80-х гг. по общему объёму грузооборота железнодорожный транспорт на второе место [10, c. 191].

Россия занимает второе место в мире после США по протяжённости трубопроводов. Отечественные трубопроводы выполняют наибольшие объёмы работы, поскольку используются трубы большого диаметра.

Важнейшими грузами на отечественном трубопроводном транспорте являются сырая нефть, природный и попутный газ. Продуктопроводы, предназначающиеся для транспортировки нефтепродуктов, жидких и газообразных химикатов, пока не получили в России большого распространения, хотя их развитие весьма перспективно.

Общая протяжённость отечественных магистральных трубопроводов составляет 233 тыс. км, в том числе газопроводов – 168 тыс. км, нефтепроводов – 49 тыс. км, нефтепродуктопроводов – 16 тыс. км. Компания Транснефть владеет крупнейшей в мире системой магистральных нефтепроводов, по которой прокачивается более 90% российской нефти. Крупным оператором трубопроводного транспорта также является компания Газпром.

В России преобладают нефте- и газопроводы широтного направления. Многие из них начинаются в Западной Сибири, на Урале и в Поволжье. Они пересекают всю европейскую часть страны, заканчиваются на территории сопредельных государств СНГ, а также в странах Восточной и Западной Европы.

По нефтепроводам нефть из районов добычи подаётся на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) России, стран СНГ, Восточной и Западной Европы, а также поступает в крупнейшие нефтеэкспортные порты – Новороссийск, Туапсе, Вентспилс, Херсон и др.

Наиболее крупные магистральные нефтепроводы, транспортирующие российскую нефть: нефтепровод «Дружба» (Альметьевск – Самара – Унеча – Мозырь – Брест и далее в страны Восточной и Западной Европы с ответвлениями Унеча – Полоцк – Вентспилс и Мозырь – Ужгород). Сегодня эта система нефтепроводов подсоединена к Среднеобью, и по ней в значительной мере транспортируется западносибирская нефть;

Балтийская трубопроводная система (БТС)-1 – связывает месторождения нефти:

• Тимано-Печорского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с морским портом Приморск;
• БТС-2 – Унеча – Андреаполь – Усть-Луга;
• Альметьевск – Нижний Новгород – Рязань – Москва;
• Нижний Новгород – Ярославль – Кириши;
• Самара – Лисичанск – Кременчуг – Херсон, Снегиревка – Одесса;
• Сургут – Тюмень – Уфа – Альметьевск;
• Нижневартовск – Самара;
• Сургут – Полоцк;
• Александровское – Анжеро-Судженск;
• Красноярск – Ангарск;
• Сургут – Омск – Павлодар – Чимкент – Чарджоу;
• Нефтепровод «Восточная Сибирь» – Восточная Сибирь – Тихий океан;
• Каспийский трубопроводный консорциум – месторождения Западного Казахстана – российское побережье Чёрного моря (около Новороссийска).

В проекте сооружение Мурманского нефтепровода, связывающего месторождения нефти Западной Сибири с глубоководным незамерзающим портом Мурманск, а также нефтепровода Заполярье – Пурпе – Самотлор.

Протяжённость магистральных нефтепродуктопроводов в 3 раза уступает нефтепроводам. Значительно меньше и их мощность.

Наиболее крупные нефтепродуктопроводы:

• Уфа – Брест с ответвлением на Ужгород;
• Уфа – Омск – Новосибирск;
• Нижнекамск – Одесса.

Сегодня Россия обладает обширной сетью магистральных газопроводов большого диаметра (в основном 1220 и 1420 мм). Начало развития магистрального газопроводного транспорта России относится к 1946 г., когда вступил в строй газопровод Саратов – Москва протяженностью 840 км и диаметром 325 мм [10, c. 194].

В 50-е гг. сооружаются более крупные газопроводы: Ставрополь – Москва; Краснодарский край – Ростов-на-Дону – Серпухов – Ленинград; Средняя Азия – Урал и Средняя Азия – Центр.

С 70-х гг. большой размах получило строительство газопроводов из Республики Коми и особенно с западносибирского Севера: Медвежье – Надым – Тюмень – Уфа – Торжок; Надым – Пунга – Пермь; Уренгой – Сургут – Тобольск – Тюмень – Челябинск.

Строится целая система мощных газопроводов из Уренгоя и других месторождений Тюменского Севера в Центр и крупнейшая в мире система газопроводов протяженностью 4451 км: Уренгой – Помары – Ужгород – страны Восточной и Западной Европы.

Другой крупный газопровод, преимущественно экспортного значения, начинается в Оренбурге и, переходя через европейскую часть России и Украину, также заканчивается многочисленными разветвлениями в странах Восточной и Западной Европы.

Довольно крупный газопровод передает попутный нефтяной газ из района Среднеобья в Новосибирск и Кузбасс. В 2011 г стал функционировать газопровод «Северный поток», передающий газ из РФ в Германию по дну Балтийского моря. Строится газопровод Бованенково – Ухта.

Существуют проекты следующих газопроводов: «Южный поток», который свяжет РФ и Болгарию по дну Чёрного моря; «Алтай», который свяжет Западную Сибирь и запад Китая; Якутия – Хабаровск – Владивосток и Прикаспийский газопровод.

Таким образом, перспективы дальнейшего развития трубопроводного транспорта страны весьма благоприятны, поскольку предполагается строительство крупных трубопроводов-дублёров уже имеющихся широтных магистральных трубопроводов – для передачи нефти и газа Сибирского Севера в европейскую часть России, остальные страны СНГ, в Восточную и Западную Европу. Через территорию России пройдут транзитные трубопроводы из Казахстана и Средней Азии в европейские страны СНГ, страны Восточной и Западной Европы.

5. Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности России

Перспективы развития нефтяной промышленности в России на сегодняшний день чрезвычайно актуальны. От состояния российской нефтяной промышленности во многом зависит благополучие отечественной и мировой экономики в целом. Россия занимает ведущие позиции на мировом нефтяном рынке по количеству запасов, уровню добычи и развитости системы.

Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет её геополитическое влияние.

Соответствовать требованиям нового времени может только качественно новый топливно-энергетический комплекс (ТЭК) - финансово устойчивый, экономически эффективный и динамично развивающийся, соответствующий экологическим стандартам, оснащенный передовыми технологиями и высококвалифицированными кадрами.

Сырьевую базу нефтегазового комплекса России на современном этапе ее геологического изучения и промышленного освоения составляют 2734 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождения, которые открыты в недрах, а также на континентальном шельфе Российской Федерации.

На долю России приходится 13-15 % мировых текущих запасов нефти и газового конденсата и около 35 % запасов газа.

Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве [11, c. 95].

Действующая в отношении нефтяного комплекса система регулирования играет негативную роль. Особенно опасны непредсказуемая политика квотирования экспорта, неопределенная курсовая политика, устойчиво растущие цены на услуги монополистов.

Но наибольшую дестабилизирующую роль в нефтяном комплексе в настоящее время играет экспортная пошлина, произвольно и непредсказуемо устанавливаемая правительством. При изъятии дополнительных доходов нефтяного сектора государство вправе использовать лишь стабильные налоги - роялти (взимаемый с учетом условий добычи) и налог на прибыль. В определенных условиях допустим налог на сверхприбыль, складывающуюся в результате роста мировых цен на нефть.

Согласно различным оценкам авторитетных источников Россия занимает четвертое-пятое место в мире по нефтяному потенциалу. Перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются в 62,7 млрд.тонн (13 % от общемировых). Эксплуатируемые нефтяные запасы составляют 5% от мировых.

Мировой опыт функционирования нефтегазового комплекса, например, в Норвегии, Великобритании, Саудовской Аравии и других странах, связанных с добычей и последующей реализацией нефти и газа, показывает и доказывает необходимость активного участия государства в создании условий для его эффективной работы.

Непременным условием решения государством стоящих перед ним задач является наличие детально проработанной политики в рассматриваемой сфере экономики.

Основополагающими причинами бума на нефтяном рынке стали возросший спрос на углеводородное сырье, с одной стороны, и ограниченные мощности в добыче нефти (на фоне перебоев с ее поставками) и в нефтепереработке с другой.

При появлении существенного запаса в резервных мощностях добычи нефти и ее переработки влияние спроса и спекулятивных факторов на нефтяные цены будет значительно меньшим, чем сейчас. По аналитиков, в настоящее время формируются предпосылки для реализации именно такого сценария, при котором можно ожидать снижения нефтяных цен в среднесрочной перспективе. При этом рассчитывается на стабилизацию ситуации в Ираке и прекращение эскалации напряженности вокруг ядерной программы Ирана.

Отставание развития нефтепереработки от растущего спроса на топливо, на взгляд аналитиков, является основной причиной повышения в недавнее время цен на нефтяном рынке. Но с учетом надвигающегося глобального экономического и финансового кризиса резкое падение цен объяснимо замедлением темпов роста экономики.

На сегодняшний день мировые запасы нефти сконцентрированы, в основном, в наиболее нестабильных регионах мира. Как отмечает Washington ProFile, государства Персидского залива ныне производят примерно 25 % мировой нефти, на их территории находится примерно 75 % всех разведанных месторождений.

Фактически ведущие экономики мира - США, Японии, Европы - напрямую зависят от поставок ближневосточной нефти.

По данным Американского Института Нефти, 95 % доступных источников нефти в мире будут исчерпаны в ближайшие 56 лет, оставшиеся 5 % иссякнут через 88 лет. Таким образом человечеству дано максимум 30-50 лет, чтобы найти замену нефти. Следовательно, польза скачков нефтяных цен в том, что все осознали уникальность и экономическое значение нефти как невозобновимого природного ресурса, осознали необходимость ее всемирной экономии [11, c. 104].

По мнению американских экономистов, энергетические кризисы, связанные с бурным ростом или наоборот, падением цен на нефть будут постоянно повторяться в будущем, причем их острота будет только увеличиваться. Пол Джосков пишет: «Слово «кризис» означает лишь, что правительство той или иной страны ошиблось в определении своей энергетической политики.

Ошибки всегда можно исправить. Невозможно лишь исправить полное исчезновение мировых запасов нефти».Прогнозы роста потребления нефти были снижены из-за замедления темпов экономического роста в странах ОЭСР, а также из-за снижения МВФ своего прогноза относительно роста ВВП в мире, отмечено в докладе МЭА.

В настоящее время только при сохранении высоких цен на нефть российские нефтяные кампании располагают необходимыми ресурсами для финансирования инвестиций в основной капитал. Уникальность ситуации в том, что масштабного привлечения прямых западных инвестиций в комплекс в настоящее время не требуется.

Однако любые фискальные ужесточения могут обернуться либо необходимостью заимствований за границей, либо провалами в инвестировании развития отрасли. Мировые цены на нефть и курс доллара играют роль «клапана постоянного давления» для экономического роста мировой экономики. От темпов роста мировой экономики в среднесрочной перспективе будут зависеть и перспективы нефтяной промышленности России.

6. Материальная база трубопроводного транспорта углеводородного сырья 1900-1920 г

В XX в. Россия вступала, имея самую мощную в мире нефтяную промышленность: в 1901 г. 53% мировой добычи нефти дали нефтепромыслы Российской империи[1], причем эксплуатировалась лишь весьма незначительная часть заведомо нефтеносных земель, находившихся почти целиком в руках у государства. Сырая нефть из страны не вывозилась, основными продуктами переработки являлись керосин, мазут, и смазочные масла.

Главным экспортным товаром был керосин, большая часть его производства продавалась на зарубежных рынках. Что же касается мазута, то он потреблялся преимущественно внутри страны, и общественность, и предприниматели выступали против его экспорта, в результате в России сложился самый передовой по тем временам топливно-энер­гетический баланс: доля наиболее прогрессивного (и экономичного) топлива – мазута (иногда его попрежнему называли «нефтяными остатками») – была в начале века такой же, какой она станет в США и Западной Европе лишь через несколько десятилетий.

Нефтетопливо было главным видом топлива для промышленности Центра и Поволжья, Каспийского и Волжского флота, даже железных дорог. В 1900 г. структура потребления топлива железными дорогами страны была такой: 40,5% – нефтетопливо, 35,2% – уголь, 24,2% – дрова[2].

Колоссальные запасы нефти, достаточно развитая нефтепереработка давали стране большие конкурентные преимущества, открывали прекрасные перспективы. Западноевропейские страны в то время не могли выбирать добыче какого вида топлива отдать предпочтение: нефти или углю (месторождения Северного моря, будут открыты через 70 лет), они были вынуждены добывать уголь, экономичность которого в несколько раз ниже, чем нефти. Нефть этим странам приходилось импортировать. У России же был выбор, можно было определять пропорции добычи нефти и угля.

И вот на протяжении первой трети XX в. (да и позже) мы видим парадоксальную ситуацию: в России доля нефти в топливно-энергетическом балансе (и по добыче, и по потреблению) уменьшалась, а во всем остальном мире, наоборот, увеличивалась. То есть в России почему-то не воспользовались преимуществами, данными самой природой, не реализовали свой, оригинальный, неугольный вариант индустриализации, обеспечивавший опережающее, а не догоняющее развитие. Более того, была нарушена естественно-историческая закономерность, каковой является переход к новым доминирующие источникам энергии (в первой трети XX в. таким источником становилась нефть) [14, c. 131].

В отличие от всего мира, в нашей стране несколько десятилетий в XX в. быстрее росла добыча угля, а не нефти. С 1900 по 1937 г. добыча нефти в мире (без России-СССР) возросла в 37 раз, а в России-СССР всего лишь в 2,74 раза. За эти же годы добыча угля в мире возросла в 1,58 раза, а в России-СССР – в 10,67 раз. Ничего похожего не знала ни одна другая страна мира, располагавшая значительными открытыми запасами нефти.

Если принимать во внимание только экономическую рациональность, то в России должен был сохраниться и усилиться нефтяной профиль топливно-энергетического баланса. Можно предположить, что решающими оказались иные факторы, не связанные с экономической рациональностью.

Одним из этих факторов были установки на догоняющее развитие, во многом определявшие экономическую политику и России, и СССР в 1920-1930‑е гг. Постоянно стоявший перед глазами пример западной «угольной экономики» оказывал сильнейшее воздействие на сознание правящих кругов России.

Правительство могло выбирать между поддержкой угольной или нефтяной отрасли, неизменно отдавая предпочтение первой. Видели только недопустимое отставание от ведущих стран мира по добыче угля, хотя преимущества нефтетоплива были, казалось бы, очевидны. Но – раз на Западе нефтью не топили, то и в России надо переходить на уголь, – такой была логика правительства.

Министр финансов С.Ю.Витте докладывал Николаю II в феврале 1900 г.: «Потребление каменного угля в России на 1-го жителя в 7 раз меньше, чем во Франции, в 20-22 раза ниже Германии, в 26 раз ниже Бельгии и в 34 раза ниже Великобритании»[4]. Витте не упоминал, что ни одна из этих стран, в отличие от России, не могла выбирать между углем и нефтью.

Из рассуждений министра, будто бы, вытекало, что именно угольная промышленность нуждалась в поддержке, для чего у правительства имелись значительные возможности. Дело не только в том, что казна была крупнейшим покупателем угля и нефтетоплива. Угольная промышленность защищалась таможенными барьерами, особенно высокими в южных портах.

Особую роль играла величина тарифов на железнодорожную перевозку угля. Уже тарифы 1895 г. были убыточны для государства, в дальнейшем они еще больше снижались. После введения правительством в 1909 г. новых, чрезвычайно низких тарифов на перевозку угольных грузов железными дорогами, нефтетопливо стало быстро заменяться донецким углем не только в Центрально-Промышленном районе, но даже в Поволжье.

Убыточные для казны тарифы вводились под сильнейшим давлением донецких углепромышленников. Большая часть добычи угля в Донбассе контролировалась франко-бельгийским капиталом, с 1906 г. его интересы представлял синдикат «Продуголь», за которым стояли крупнейшие французские банки. Именно эти банки размещали большую часть зарубежных займов царского правительства. Дополнительным фактором поддержки французского капитала был политический союз России с Францией.

А за нефтяной промышленностью стоял, в первую очередь, английский капитал. В отрасли было три монополистических объединения, но возможностей лоббировать свои интересы в правительстве было гораздо меньше, чем у «Продугля». В отличие от французских уг­лепромышленников, бакинские предприниматели часто не могли добиться от правительства удовлетворения самых неотложных нужд.

На состояние отрасли огромное влияние оказали события 1905 г., но революционеры не имели к ним никакого отношения.

Летом 1905 г. в Баку из Персии неожиданно прибыли муллы-софты, с фанатичной проповедью, что «каждый неверный достоин смерти». Софты – это мусульманские студенты богословия, десятками лет не сдававшие экзаменов, что-то вроде современных талибов. Кто организовал их массовое прибытие в Баку – неизвестно [12, c. 43].

Под влиянием их проповеди 20 августа 1905 г. начался армянский погром, при этом, как свидетельствуют источники, рабочих-персов буквально гнали на поджоги. За последнюю декаду августа 1905 г. в Баку было сожжено 57% всех производительных скважин, 81% – бурившихся и углублявшихся.

Минимальный размер убытков составил 40 млн. руб., добыча нефти в 1905 г. упала на треть. Скважины надо было срочно восстанавливать. Правительство приняло решение предоставить ссуды нефтепромышленникам на 20 млн. руб., однако реально выдало всего на 13 млн. руб.

Но главное, что нужно было нефтепромышленности от правительства, это не ссуды, а предоставление в арен[143]ду новых нефтеносных земель. Нефтеносные земли на Апшероне были в руках государства, которое в конце XIX в. сдавало их нефтепромышленникам на торгах. Последние торги, предоставившие нефтеносные земли для бурения скважин, прошли в 1900 г. Результаты торгов 1903 и 1906 гг. сенат не утвердил.

Мотивировалось это тем, что необходим новый закон о торгах.

Законопроект поступил в думу лишь в 1910 г., затем два года изучался, стал законом только в 1912 г. Все это время торгов не проводили. Торги по новым правилам назначили на 1913 г. – и вновь не утвердили. В результате с 1900 по 1911 г. площадь всех эксплуатируемых земель в районе Баку не возросла даже на 10%.

Соответственно, не росла и добыча нефти, оставаясь в империи ниже уровня 1903 г. Второй по значению район нефтедобычи – Грозненский – давал, по сравнению с Бакинским, не так много нефти: 4,4% общероссийской добычи в 1902 г. и 13,5% в 1911 г. Добыча на Эмбе, в Майкопе и в других районах была в начале XX в. совсем незначительной.

Нефтепромышленники, не получая в Баку новых участков (вся добыча велась в 1911 г. всего на 1048 десятин), не могли увеличить нефтедобычу, старые участки истощались. Однако добычу не вело и правительство, полностью устранившись от создания своих нефтепромыслов и контролируемых им нефтяных компаний. В России не желали следовать примеру Великобритании, где правительство решительно взяло в свои руки финансовый контроль над крупнейшей, наряду с «Шелл», «Англо-персид­ской нефтяной компанией» (будущей «Бритиш Петролеум»).

Председатель Совета министров В.Н.Коковцов в 1913 г. выступил за разработку нефтеносных месторождений государством. Но правительству не удалось провести через Думу решение об использовании казенных нефтеносных земель хотя бы для нужд флота и Министерства путей сообщения [12, c. 46].

Очередной удар по нефтяной промышленности был нанесен в ноябре 1917 г. Чеченские боевики или, как тогда говорили, «абреки», сожгли значительную часть нефтепромыслов Грозного и взяли город в осаду. Фонтанирующие скважины Грозного горели до апреля 1919 г., в этих грандиозных факелах (до 100 м высотой) сгорело нефти на сумму, равную четверти годового довоенного бюджета Российской империи.

Огромную роль на судьбы всей страны оказала национализация бакинской нефтяной промышленности, внезапно проведенная в начале июня 1918 г. Еще 12 мая 1918 г. Бакинский Совет опубликовал декларацию, в которой уверял, что «поскольку буржуазия признала себя побежденной, национализация промышленности, как и боевое средство против буржуазии, стала излишней...».

В.И.Ленин приблизительно тогда же отправил телеграмму, в которой предлагал вернуть национализированные наливные суда их владельцам. И вдруг 28 мая 1918 г. в Баку была получена директивная телеграмма И.В.Ста­лина с требованием немедленного проведения национализации нефтяной промышленности.

В тот же день Сталин отбыл из Москвы в Царицын. Уже 1 июня 1918 г. в Баку был издан декрет о национализации нефтяной промышленности. Однако оказалось, что Сталин не получал указаний отправить такую телеграмму от каких-либо директивных органов. Когда в Москве убедились в факте бакинской национализации, то сразу же попытались дать «обратный ход».

На заседании Коллегии Главконефти отмечалось, что «т. Сталин, на основании телеграммы коего была проведена национализация, совершенно не является лицом, могущим распоряжаться в этой области, и потому Совнархоз (Бакинский. – А.И.) обязан был запросить Главконефть, а не предпринимать шаги самостоятельно».

Бакинский Совнархоз телеграфировал в Москву, что отменить национализацию невозможно. Совнарком утвердил бакинскую национализацию 20 июня 1918 г., а 28 июня Ленин подписал декрет о национализации всех крупных и средних предприятий страны.

Во время Гражданской войны нефтепромыслы берегли все противоборствующие стороны; единственный крупный поджог имел место в Грозном накануне визита туда генерала А.И.Деникина в марте 1919 г. Когда в феврале 1920 г. Красная Армии приблизилась к Грозному, В.И.Ленин отправил телеграмму в Реввоенсовет Кавказского фронта: «Смилге и Орджоникидзе. Нам до зарезу нужна нефть. Обдумайте, манифест населению, что мы перережем всех, если сожгут и испортят нефть и нефтяные промыслы, и наоборот – даруем жизнь всем, если Майкоп и особенно Грозный передадут в целости». В момент перехода нефтяных районов под контроль Советской власти были получены огромные запасы нефти и нефтепродуктов – 310 млн. пуд. в Баку, 43 млн. пуд. в Грозном, 14 млн. пуд. в Эмбенском районе. Это значительно больше, чем годовая добыча 1918 или 1919 гг.

Несмотря на то, что имелась возможность вывозить нефть из Баку и Грозного по Каспию-Волге, в начале 1920 г. было принято решение о строительстве нефтяной сверхмагистрали Эмба-Саратов, получившей название «Алгемба». Планировалось к середине 1921 г. построить магистральный нефтепровод и железную дорогу между эмбенскими нефтепромыслами и конечным пунктом железной дороги г. Александров-Гай (на юго-восток от Саратова).

Строительство велось под неусыпным контролем и мощным давлением председателя Совнаркома В.И.Ле­нина, требовавшего в своих телеграммах «принять решительные меры к быстрейшему окончанию работ по постройке железнодорожной линии Алгембы и нефтепровода».

Строительство прекратили в августе 1921 г.: для его завершения не имелось никаких материально-технических предпосылок, что было очевидно с самого начала. Значительная часть строителей погибла, в том числе – и основной состав Четвертой армии, переведенной на положение трудовой.

Строительство Алгембы не могло иметь никакого экономического смысла, так как пропускная способность сверхмагистрали предполагалась приблизительно в 100 раз большей, чем мощности по добыче нефти. Единственным рациональным объяснением строительства является, на наш взгляд, политическая игра, направленная на ослабление позиций М.Фрунзе, тесно связанного с Четвертой армией.

В конце 1920 г. на VIII съезде Советов, принявшем план ГОЭЛРО, решалась стратегическая задача – какому из альтернативных источников энергии должно отдать предпочтение пролетарское государство. Само по себе строительство электростанций было важным, но, с точки зрения распределения ресурсов, не решающим: даже в 1932 г.. потребление топлива электростанциями составляло всего 11,6% от общепромышленного (то есть без транспорта, бытового потребления, сельского хозяйства и т.д.).

Реально в конце 1920 г. расставлялись приоритеты на 10-15 лет между дровами, углем, торфом, нефтью, сланцами. На VIII съезде Советов постановили, что быстрее всего в стране должна расти добыча сланцев, на второе место по темпам роста ставился дорогой подмосковный уголь, затем – торф, за ним – уральский уголь, потом донецкий, дрова. Наинизшие темпы роста были определены для нефти [3, c. 158].

Подчеркнем, что речь шла о стратегии, а не о вынужденных мерах периода гражданской войны, когда приходилось брать то, что доступно. План ГОЭЛРО принимался на пике политики военного коммунизма, и исходной была идея максимальной централизации управления, поэтому наилучшим считался тот вид топлива и энергии, которые технологически такую централизацию обеспечивали.

На первом месте здесь стояли электростанции, именно их и должны были питать торф, сланцы, местные угли. А у нефти обнаружился огромный «недостаток»: нефтетопливо, и сжигаемое в форсунках, и используемое в двигателях внутреннего сгорания, содействовало «децентрализации», так как применявший такое топливо производитель, технологически (по линии энергетики, во всяком случае) от каких-либо центральных органов не зависел.

А вот потребитель электричества зависел полностью. Г.М.Кржижановский по этому поводу сказал на VIII съезде Советов: «...электричество является формой концентрации и обобществления, двигатели внутреннего сгорания являются носителями центробежных, децентрализующих тенденций».

В таком подходе видна не столько коммунистическая догматика, сколько первое смутное осознание и защита интересов группы, желавшей усилить и упрочить контроль за источниками энергии в стране (а, значит, и свои властные возможности).

Отношение к трактору, как «союз­нику кулака» заставляло искать иные, контролируемые из центра, технологии пахоты, поэтому в план ГОЭЛРО была включена задача скорейшего перехода на электропахоту. Правда, электроплуг нигде в мире не применялся, но задание по его конструированию и производству было поставлено перед ведущими заводами страны. Лишь в апреле 1923 г. СТО, наконец, признал необходимым организовать в СССР серийное производство не электроплугов, а тракторов.

План ГОЭЛРО определял топливно-энергетическую стратегию, конкретные плановые задания разрабатывались в Госплане. В начале 1922 г. Госплан дал прогнозные оценки добычи различных видов топлива через 10 лет, в 1932 г. По этим оценкам добыча угля должна была возрасти в 8,7 раза, торфа – в 6,1 раза, нефти – в 3,6 раза, причем производства нефтетоплива – лишь в 2,8 раза.

В 1931 г., обвиняя вредителей, недооценивавших значение торфа, Г.М.Кржижановский напоминал: «Еще в 1919 г. я утверждал, что торф будет иметь для нас то же значение, какое уголь для Англии».

У торфа как соперника нефти, в начале 1920‑х гг. обнаружилось одно огромное преимущество с точки зрения политико-идеологической целесообразности, перевешивавшее его низкую экономическую эффективность: торфодобыча, неизбежно сезонная, прекрасно подходила для реализации старого замысла о соединении при социализ­ме труда аграрного и индустриального.

В 1925 г. Л.К.Рамзин опубликовал прогноз, ставший ориентиром для принятия практических решений: «Основой снабжения энергией на протяжении ближайших 200 лет будет каменный уголь и второе по значению место занимает торф...». Что же касается нефти, то, по мнению Рамзина, «нефть, стоящая теперь в центре внимании большинства промышленных стран, представляет собой топливо лишь настоящего времени».

До 1920‑х гг. характерно открытое соперничество нефти и угля, факт которого отмечен в литературе того времени. В первые годы нэпа, когда часть потребителей могла выбирать вид топлива, предпочтение отдавалось нефти. Темпы прироста ее добычи были выше, чем у угля.

В максимальной мере чисто экономические факторы определяли соотношение между темпами прироста нефте- и угледобычи в 1924/25 г. Затем советское руководство надолго отдало приоритет углю, а весь остальной мир – нефти.

В СССР восторжествовала точка зрения, что нефть надо всячески беречь, заменять ее углем, везде, где можно. Донецкий уголь вытеснил нефтетопливо из районов, куда последнее доставлялось десятилетиями. Ведущий советский энергетик 20‑х гг. Л.К.Рамзин признавал интенсивное использование нефти остальным миром «ненормально высоким».

Ряд ведущих советских экономистов-энер­гетиков выступил с позицией, названной оппонентами «нефтяным мессианством». Сторонники этого направления полагали, будто в ближайшее время нефтяные ресурсы всех стран мира, кроме СССР, окажутся исчерпанными, а СССР превратится в главного, если не единственного, мирового нефтеэкспортера, что сулит не только экономические преимущества, но и огромные политические выигрыши. Вывод отсюда делался один: запасы нефти надо беречь, оставлять в недрах «на потом».

Приоритет, отданный углю при распределении капиталовложений, объяснялся также и тем, что по-прежнему, как при Витте, стремились догнать по добыче угля на душу населения ведущие страны, и тем, что интересы Донбасса отстаивала наиболее мощная в политическом отношении партийно-хозяйственная группа, сумевшая обеспечить различные формы государственной поддержки, включая льготные железнодорожные тарифы на перевозку донецкого угля.

Приходилось считаться с интересами многочисленного рабочего класса Донбасса, в 1920‑х гг. это была реальная политическая сила. Партийно-хозяйственные группы, связанные с добычей нефти, начиная с 1926 г., имели ощутимо меньший политический вес. В первой половине 1920‑х гг., когда нефтедобыча развивалась высокими темпами, в Баку и Грозном работали очень влиятельные руководители: С.Орджоникидзе, С.М.Киров, И.В.Косиор, А.Серебровский. Они могли реально отстаивать интересы нефтепромышленности (совпадавшие с их собственными интересами укрепления властных позиции) в высших эшелонах власти.

В 1926 г. все четверо – Орджоникидзе, Киров, Косиор, Серебровский – были переведены на другую работу, равноценной им замены (в смысле властных возможностей) не последовало. С усилением планового начала в советской экономике становилось особенно важно суметь «выбить» полагавшиеся по плану ресурсы. А для этого надо было располагать, в первую очередь, политическим весом.

Что касается добычи нефти, то её максимум пришёлся на 1901 год, после чего отечественная нефтяная промышленность вступила в полосу длительного и глубокого кризиса, из которого так и не вышла до прихода к власти большевиков.

В результате, если в 1901 году на Россию приходилось чуть больше половины добытой в мире нефти, в последующие годы её доля в мировой добыче неуклонно уменьшалась.

Таким образом, в течение 1913 г. по сравнению с 1912 г. в распределении мировой добычи между отдельными странами сколько-нибудь существенных изменений не произошло, в то время как по сравнению с 1906 г. отчётный год отличается главным образом размерами участия в мировой добыче нефти России и Соединённых Штатов; при этом итоги складываются далеко не в пользу России, в особенности если принять во внимание, что ещё в 1901 г. отечественная добыча нефти составляла 50,6% мировой добычи нефти, а северо-американская — всего 41,2%. Небезынтересно отметить, что уменьшение участия России в мировой добыче нефти нельзя относить за счёт печальной памяти событий 1905 г., хотя, конечно, и эти события имели своё значение.

В 1901 г. в эволюции нефтяной промышленности наступает перелом: она вступает в полосу длительного и глубокого кризиса, из которого она так и не вышла до национализации [2, c. 125].

Падение добычи в течение первых лет настоящего столетия связано с кризисом сбыта, наступившим как раз в момент, когда буровая деятельность достигла максимальных размеров: так, с 1897 г. по 1900 г. количество пройденных бурением метров в Баку возросло с 85017 до 177388 м.

Под влиянием столь интенсивного бурения следующий 1901 г. дал резкий рост добычи нефти, выброшенной на рынок; тогда все рынки были переполнены товаром, и спрос резко сократился. Показателем низкого уровня спроса может служить движение цен; так, сырая нефть в Баку в заводском районе в 1900 г. достигла 16 коп. за 16 кг в среднем за год, в 1901 г. средняя годовая цена падает до 8 коп. и в 1902 г. до 7 коп. за 16 кг.

Под влиянием столь сильного падения цен буровая деятельность резко сократилась: в Баку число пройденных бурением метров сократилось с 177388 м в 1900 г. до 161690 м в 1901 г. и до 76176 м в 1902 г.

Падение добычи, обусловленное общим экономическим кризисом, достигло своего предела в 1902 г. С 1903 г. рыночная конъюнктура вновь улучшается, спрос возрастает, и цены, которые в январе стояли на уровне 7,3 коп. за 16 кг в заводском районе, к концу года, в декабре, поднялись до 15,9 коп. С 1903 г. буровая деятельность в Баку возрастает, и в следующем 1904 г. добыча вновь возрастает; но эта новая тенденция к подъёму резко обрывается революцией 1905 г., которая сопровождалась разгромом значительной части бакинских промыслов. Кроме того, с начала нового столетия стало сказываться в резкой форме падение производительности скважин на старых площадях. В связи со всеми этими обстоятельствами добыча нефти держится на пониженном уровне в течение всего периода, несмотря на наличность значительного спроса на жидкое топливо.

Этот низкий уровень добычи нефти после 1905 г. был одним из главных факторов топливного дефицита, продолжавшегося в течение многих лет.

Заключение

Трубопроводный транспорт – система, которая развивается наиболее динамично сегодня. В качестве основного ее отличия выступает то, что осуществляется доставка непосредственно самого сырья без движения ТС.

Для обеспечения бесперебойного функционирования всей имеющейся магистральной системы управление ее работой находится в сфере деятельности отечественных естественных монополий. В России к ним относят ОАО "Газпром" и госкомпания "Транснефть".

Энергетическая стратегия страны, разработанная до 2020 года, обеспечит реализацию экономических интересов РФ. Вместе с этим особое значение будут иметь новые экспортные направления, разработка которых осуществляется комплексно и планомерно. В качестве крупнейших перспективных проектов станут "Северный" и "Южный" потоки, "Балтийская система 2", ВСТО. Являясь страной с богатейшими запасами нефти и газа, РФ занимает ведущее место в мире по поставкам сырья в другие страны.

В стратегии, кроме прочего, запланирован проект поставки отечественного сырья в Китай. По подсчетам он может стать одним из самых крупных экспортных направлений. При динамичном расширении отраслей у государства есть все возможности усилить экономическое состояние, занять достойное место в международной системе.

Особое значение при этом будут иметь прогнозные оценки добычи и последующей переработки сырья, производства и потребления продуктов, которые представлены в утвержденной энергетической стратегии. Расширение отраслей позволит привлечь дополнительные трудовые ресурсы, обеспечив, таким образом, более полную занятость населения.

Развитие трубопроводного транспорта началось более века назад. У истоков его создания стоял Менделеев. Он считал, что трубопроводный транспорт нефти и газа обеспечит интенсивное расширение соответствующих промышленных отраслей. Это, в свою очередь, позволило бы вывести страну на мировой рынок.

Сегодня трубопроводный транспорт России обеспечивает не только нужды государства, но и снабжает Западную Европу, Юго-Восточную Азию, Турцию.

Трубопроводный транспорт считается экономически выгодным и прогрессивным. Он универсален, отличается отсутствием потерь груза в ходе доставки при полностью автоматизированных и механизированных разгрузочно-погрузочных процессах. Исключается также и возврат тары.

За счет этого на перемещение товаров трубопроводным транспортом тратится меньше средств, чем, например, по железной дороге. Особое значение этот сектор приобретает в связи с удаленностью месторождений от потребителя.

Трубопроводный транспорт может быть магистральным. Он связывает несколько предприятий различных отраслей, расположенные в десятках, сотнях, а порой и тысячах километрах друг от друга. Трубопроводный транспорт может быть также технологическим. Его протяженность - 1-3 км. Посредством него обеспечивается соединение технологических процессов внутри одного предприятия. Промышленный трубопроводный транспорт имеет длину до 10-15 км. Он соединяет предприятия одной хозяйственной отрасли.

Объекты трубопроводного транспорта обладают рядом несомненных преимуществ. Среди них:

• Обеспечение возможности подачи почти неограниченного потока автобензинов, нефти, реактивного и дизельного топлива в различных направлениях.
• Осуществление последовательной перекачки различных сортов и типов сырья.
• Перемещение трубопроводным транспортом отличается планомерностью и непрерывностью в течение разных периодов времени. Оно не зависит от природных, климатических, географических и прочих условий. Это, в свою очередь, гарантирует бесперебойную доставку сырья потребителям.
• Прокладка систем может осуществляться практически во всех направлениях, регионах РФ, в любых топографических, климатических и инженерно-геологических условиях. Таким образом, в стране действует не только сухопутный, но и морской трубопроводный транспорт.
• Трасса магистрали представляет собой кратчайший путь между пунктами и может иметь значительно меньшую протяженность в сравнении с другими.
• Сооружение трубопровода осуществляется в сравнительно непродолжительный период, что обеспечивает достаточно быстрое освоение газовых и нефтяных месторождений, высокую мощность перекачивающих заводов.
• На магистралях могут использоваться частично или полностью автоматизированные системы управления процессами. Трубопроводный вид транспорта обладает лучшими технико-экономическими показателями в сравнении с другими.

Кроме того, современные технологии изготовления материалов обеспечивают надежность, долговечность и высокую износостойкость магистралей.

Список использованных источников

1. Актуальные вопросы трубопроводного транспорта углеводородов / Коллектив авторов. - М.: Горная книга, 2015. 177 - 183 c.
2. Бушуев, В. В. Мировой нефтегазовый рынок: инновационные тенденции / В.В. Бушуев. - М.: Энергия, 2016. 100 - 138 c.
3. Василега Д.С., Альмикаев С.Л., Неплашов И.В. Факторы снижения качества углеводородных соединений при их транспортировке// В сборнике: Нефтегазовый терминал материалы Международной научно-технической конференции «Транспорт и хранение углеводородного сырья». под. общ. ред. С. Ю. Подорожникова. 2019. С. 153-159.
4. Введение в Аэрогидродинамику контейнерного трубопроводного транспорта / И. Белов и др. - М.: Главная редакция физико-математической литературы издательства "Наука", 2016. 189 -192 c.
5. Воробьев, А. Е. Инновационные технологии освоения месторождений газовых гидратов / А.Е. Воробьев, В.П. Малюков. - М.: Издательство Российского Университета дружбы народов, 2017. 200 - 216 c.
6. Гумеров А.Г., Рахматуллин Ш.И. О роли журнала "нефтяное хозяйство" в научно-техническом прогрессе в трубопроводном транспорте углеводородного сырья// Нефтяное хозяйство. 2010. № 10. С. 48-49.
7. Демченко Н.П., Крапивский Е.И., Махно Д.А., Сёмин В.И. Обоснование технологии транспортировки ресурсов Ковыктинского газоконденсатного месторождения трубопроводным транспортом// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 12S. С. 36-40.
8. Дёмина О.В. Восточная газовая программа: ожидания и реалии России// География и природные ресурсы. 2020. № 1 (160). С. 147-154.
9. Земенков Ю.Д., Шпилевой В.А., Подорожников С.Ю., Закирзаков А.Г. Энерготехнологические комплексы при проектировании и эксплуатации объектов транспорта и хранения углеводородного сырья// Земенков Ю.Д., Шпилевой В.А., Подорожников С.Ю., Закирзаков А.Г.
10. Каирбекова М.Н. Экономическая оценка проектов транспортировки нефти// Вестник университета Туран. 2014. № 3 (63). С. 190-196.
11. Каюмова З.Д. Некоторые особенности гражданско-правового режима магистральных трубопроводов// В сборнике: Право и наука в современном мире. Сборник материалов международной научно-практической конференции. Отв. ред. Р.В. Новиков, А.М. Бобров. 2018. С. 95-106.
12. Логинова Е.А., Хасанов И.И. Состояние трубопроводного транспорта в конце xx века и начало системного анализа параметров транспорта нефти// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 4. С. 43-46.
13. Рагимова М.С., Гафаров Ф.М. Некоторые особенности магистрального трубопроводного транспорта при проектировании и реконструкции// Бюллетень науки и практики. 2018. Т. 4. № 8. С. 144-147.
14. Смородова О.В. Подготовка энергетиков для объектов нефтегазовой отрасли// Символ науки: международный научный журнал. 2016. № 7-1 (19). С. 131-134.
15. Шакиров Р.Н. Параметры расчёта на прочность и определения надежности подземных напряженно-деформированных трубопроводов// В сборнике: Трубопроводный транспорт углеводородов. Материалы III Всероссийской научно-практической конференции. 2019. С. 139-148.
16. Шагиев Р.Г., Гумеров А.Г., Худякова Л.П., Проблемы многофазных течений в нефтегазовой отрасли// В сборнике: Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. Уфа, 2016. С. 331-335.