Развитие и размещение газовой промышленности России - Экономическая география - Скачать бесплатно
природного газа и основные транспортные потоки газа.
Основная часть экспортируемого газа идет по газопроводам и
транспортируется в сжиженном виде. Протяженность газопроводов быстро растет
(900 тыс. км в мире). Крупнейшие межгосударственные газопроводы действуют в
Северной Америке (между Канадой и США); в Западной Европе (от крупнейшего
голландского месторождения Гронинген через территорию Германии и Швейцарии
в Италию; из норвежского сектора Северного моря в Германию, Бельгию и
Францию). С 1982 г. действует газопровод из Алжира через Тунис, далее по
дну Средиземного моря в Италию и далее в другие страны.
США потребность в природном газе удовлетворяют за счет добычи в
Техасе, Луизиане, Оклахоме, Нью-Мексико, Вайоминге, а также за счет импорта
из Канады. По добычи природного газа (свыше 500 млрд.куб. м) страна
уступает лишь России.
В Азербайджане разрабатывается Карадагское месторождение природного
газа на Апшеронском полуострове. Однако своих запасов газа уже не хватает,
поэтому Азербайджан покупает природный газ в Туркменистане, который
поступает по газопроводам через территорию России.
В Казахстане большие перспективы для дальнейшего развития имеет
газовая промышленность в связи с открытием и разработкой крупного
Карачаганского газоконденсатного месторождения. Кроме того, используется
попутный газ, который получают при добычи нефти. В городе Новый Узень его
перерабатывают в сжиженный газ для потребления в юртах на овцеводческих
пастбищах.
В Узбекистане наиболее развита газовая промышленность. Она
удовлетворяет не только нужды хозяйства Узбекистана, но и поставляет
природный газ в другие республики СНГ – в Киргизию, Казахстан, Украину,
Россию, а также в Закавказье. По размерам добычи газа Республика Узбекистан
занимает 3 место после России и Туркменистана. Годовая добыча газа
превышает 30 млрд.куб. м. Газовая промышленность позволила перестроить
топливный баланс республики, развивать электроэнергетику и отрасли
химической промышленности.
Газовая промышленность является ведущей отраслью в ТЭКе Туркмении.
По запасам и добычи природного газа республика занимает 2 место среди стран
СНГ, уступая России. Наиболее крупные газовые месторождения – Шатлыкское и
Майское – стали центрами газовой промышленности республики. Годовая добыча
превышает 40 млрд.куб. м, что позволяет экспортировать его в Россию, на
Украину и в Закавказье.
Практически во все страны Восточной Европы (кроме Албании), а также
в ряд стран Западной Европы (в Германию, Австрию, Италию, Францию, Грецию,
Финляндию) природный газ поступает из России (по газопроводам), являющейся
крупнейшим в мире экспортером этого сырья.
Растут межгосударственные морские перевозки сжиженного природного
газа (СПГ) с использованием специальных газовозных танкеров. Крупнейшими
поставщиками СПГ являются Индонезия, Алжир, Малайзия, Бруней. Около 2/3
всего экспортируемого СПГ ввозится в Японию.
2.2. Развитие и размещение газовой промышленности России.
За последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз
развития. В бывшем СССР она представляла собой общесоюзный
народнохозяйственный комплекс. Поскольку и после распада СССР это
накладывает заметный отпечаток на функционирование ЕСГ России,
целесообразно рассмотреть основные этапы ее становления.
Первый этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с
освоением отдельных групп саратовских, краснодарских, ставропольских,
восточноукраинских (район Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-
Львова) и ряда других газовых месторождений, а также попутного газа
нефтяных месторождений (районы Поволжья и Закавказья). Это относительно
небольшие по объему и расположению недалеко от возможных потребителей
источники газа. В каждом случае проектировался и сооружался отдельный
газопровод (группа газопроводов), связывающий с потребителями газа -
газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва,
Сспсрный Кавказ-Центр (начиная с газопровода Ставрополь- Москва), Шебелинка-
Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-
Одесса и пр.
На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупные
газоносные районы - прежде всего резко увеличилось использование ресурсов
Средней Азии, затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности
этих источников от основной части потенциальных потребителей, расположенных
на Урале, в центральном и западных районах Европейской части страны,
потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал,
Средняя Азия-Центр, Вуктыл-Торжок. В них уже использовались трубы большего
диаметра (1020-1220 мм) и соответственно большей производительности (10-15
млрд. куб. м в год, а в газопроводе Средняя Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м
в год). Для обеспечения надежности функционирования газопроводов
потребовалось строительство многониточных систем, а возросшие объемы
передачи газа создали для этого объективные предпосылки. Главным
последствием усложнения схемы газопроводов стало взаимопересечение систем в
районе Москвы и на Украине. Таким образом, появилась возможность для
взаимодействия газопроводных" систем и перераспределения потоков по ним, то
есть для формирования Единой системы газоснабжения страны. Концентрация
мощностей как в добыче, так и при транспортировке газа, прогресс
строительной индустрии, насущные потребности народного хозяйства
способствовали ускорению развития газовой промышленности - среднегодовая
добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м, а его доля
в топливном балансе страны - до 18-19%.
К началу 70-х годов открытия геологов показали, что в Западной
Сибири, прежде всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоточены уникальные
запасы газа. Были также существенно увеличены разведанные запасы газа в
Средней Азии и в районе Оренбурга, что создало надежную базу для резкого
увеличения объемов его использования в народном хозяйстве. Наступил этап
форсированного развития газовой промышленности и Единой системы
газоснабжения, характеризующийся следующими важными чертами: созданием
дальних и сверхдальних магистральных газопроводов, поскольку вводимые в
разработку месторождения находились, как правило, на значительном (до 2500-
3000 км) расстоянии от основных районов потребления; переходом к
индустриальной технологии и организации строительства, использованию
наиболее прогрессивных технических решений - применению труб диаметром 1420
мм на рабочее давление 7,5 МПа и единичной производительностью свыше 30
млрд. куб. м в год; резким усложнением структуры ЕСГ; наличием
многочисленных связей различных газотранспортных систем; расширением
возможностей маневрирования потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССР
приобрела современный облик, став крупнейшей в мире газоснабжающей
системой, обеспечивая свыше 40% потребности СССР в топливе, значительную
долю потребления топлива в странах Восточной Европы и многих
западноевропейских государствах.
Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла
к новому зрелому этапу своего развития. Масштабы газоснабжения и роль ЕСГ
оказались настолько важными, что от эффективного и устойчивого ее
функционирования стала зависеть нормальная работа многих крупных
потребителей, целых отраслей и регионов. Плановая экономика ориентировала
газовую промышленность на предельно высокие темпы валового роста по
принципу "любыми средствами". Но одновременно с позиций потребителя
главными становились качественные показатели газоснабжения - надежность
поставок, реакция на изменения условий работы, компенсация "возмущений" в
ТЭК страны и за ее пределами. Это вело к усложнению режимов
функционирования и повышению роли регулирования и резервирования
газоснабжения.
Зрелость системы проявилась и в том, что в результате перехода ряда
месторождений и целых газодобывающих районов в стадию падающей добычи на
фоне бурного роста новых районов и строительства новых крупных
газотранспортных магистралей возникла потребность в изменении функций и
роли существующих мощностей. Реализация этого потенциала с целью
минимизации суммарных затрат повышала значение системного моделирования
развития и реконструкции ЕСГ, которое, для того чтобы быть эффективным
методом принятия решений, должно комплексно учитывать все основные факторы
ее работы.
Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала подсистема
регулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные
хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х
годов, длительное время отставало от темпов роста газоснабжения. Так, для
нормальной работы в сезонном разрезе при круглогодичном газоснабжении
необходимы запасы в объеме 10-11% годового потребления (с учетом экспорта).
Реально были достигнуты уровни 0,5% в 1965 г., 2 - в 1970 г., 3,1 - в 1975
г., 4,6 -в 1980 г., 5,3% - в 1985 г. В подобных условиях компенсация
неравномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буферного
регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы резкое увеличение доли
газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов
мазута снизили возможности буферного регулирования. В те же годы были
приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищ газа, что
позволило довести объем хранения до 10,6% годового потребления, то есть
впервые выйти на уровень сезонных запасов.
В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовую
промышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций (в то время
централизованных), первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися
в резком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов
и накопленный ранее потенциал развития способствовали процветанию отрасли в
период 1985-1990 гг.
Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине
80-х годов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало
1991 г. лишь в 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в
современные значения или в долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя
бы потому, что весомая часть инвестиций осуществлялась за счет импорта
прежде всего труб большого диаметра, а их учет внутри страны проводился с
применением искусственных переводных коэффициентов, индивидуальных для
различных групп товаров и оборудования. Так, для труб диаметром 1420 мм на
рабочее давление 7,5 МПа, составлявших основной типоразмер на сооружавшихся
во второй половине 70-х и в 80-с годы сверхмощных и сверхдальних
магистральных газопроводах, импортные трубы условно приравнивались по своей
стоимости к трубам Харцызского трубного завода (Донецкая область, Украина).
Цены последних были определены в 260 руб. за 1 т в 1984 г. и 350 руб. в
1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировом рынке колебалась в
диапазоне 500-700 долл.,за 1 т. Следовательно, имела место явная недооценка
объема инвестиций и тем самым стоимости фондов.
Не претендуя на точность, пожалуй, можно говорить о величине не
менее 100 млрд. долл. Действительно, только 17 магистральных газопроводов
из Западной Сибири в центр России и другие страны протяженностью в среднем
не менее 2500 км каждый (с учетом сложности их прокладки в северных
условиях) стоят 70-80 млрд. долл. Амортизация этих фондов ненамного снижает
общие значения, поскольку инвестиции преимущественно были осуществлены
всего 6-12 лет назад.
Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные
по любым оценкам средства. По-видимому, программа создания системы
газоснабжения стала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в
гражданском секторе экономики. Здесь надо отметить, что в принципе газовая
промышленность вполне приспособлена к "государственному" режиму, в котором
она находилась в период интенсивного роста, вследствие относительной
простоты технологических процессов, потребности в масштабных и
концентрированных капиталовложениях и необходимости гарантий рисков (в том
числе политических), связанных с этими вложениями. Конечно, неизбежны и
отрицательные моменты функционирования отрасли под эгидой государства, но
они носят более тонкий характер.
Итак, к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в
основном завершена. В пределах России она позволяла транспортировать свыше
600 млрд. куб. м природного газа в год, являясь крупнейшей такого рода
системой в мире.
Таблица №7.
Размещение запасов природного газа (в % к итогу).
|Район |1980г. |1990г. |1995г. |
|Россия, всего, млрд куб.|254 |641 |595 |
|м | | | |
|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-Илецкое
сводовое поднятие, Предуральский прогиб. Этот газоносный район расположен в
непосредственной близости к топливодефицитным районам европейской части
России.
Многокомпонентный характер месторождений требует комплексного
использования сырья. Этому способствуют и благоприятные условия для жизни
людей. Поэтому Оренбургский ТПК будет характеризоваться высокой ролью
обрабатывающих звеньев в отраслевой структуре промышленного комплекса.
Общий замысел Оренбургского ТПК заключается в том, чтобы на базе
месторождений природного газа создать крупный центр по его добычи для
удовлетворения местных потребностей и потребностей европейских стран с
организацией химических производств на основе комплексной переработки газа,
обеспечивающей получение исходного сырья. Это укрепляет экономический
потенциал Оренбургской области и создает предпосылки для последующего
ускоренного развития в ней машиностроения высокой и средней металлоемкости
на базе уральского металла.
Развитие добычи газа и сети газопроводов имеет важное значение для
улучшения условий жизни сельского населения области и ведения
сельскохозяйственного производства. Такое положительное влияние связано со
строительством автодорог вдоль трасс газопроводов и газификацией сельских
поселений. Все это способствует дальнейшему развитию сельского хозяйства
области – важного поставщика высококачественного зерна, шерсти, мяса.
Тимано- Печорская нефтегазоносная провинция занимает обширную
территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской
области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции
размещена в относительно неглубоких (800—3300 м) и хорошо изученных
геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на
территории Республики Коми. Крупные месторождения газа — Вуктылское,
Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведуться усиленные геолого-
разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится
к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые
приурочены к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне
морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат
94% метана и другие ценные компоненты. В настоящее время уделяется внимание
освоению Штокмановского месторождения шельфовой зоны Баренцева моря с
запасами, превышающими 3 трлн м3 и Ардалинского месторождения Архангельской
области.
Коренным образом изменилось экономико-географическое положение
республики Коми, благодаря открытию западно-сибирского природного газа.
Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало
дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий
электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало
дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных
ресурсов, несмотря на суровые природные условия.
На территории Тимано-Печерского ТПК открыты запасы природного газа.
Особенностью наиболее известного газового месторождения – Вухтыловского
является наличие запасов конденсата, из которого можно получать более
дешевый бензин, чем из нефти. Вместе с тем наличие конденсата усложняет
организацию добычи газа. Другая особенность Вухтыловского газового
месторождения – это содержание этана – ценного сырья для органического
синтеза.
На территории Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции выявлен
целый ряд нефтяных месторождений – Усинкое, Возейское и другие. Эти
месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа (в 2-3 раза
больше, чем в месторождениях Волжско-Уральского бассейна и Западной
Сибири). Указанные особенности газовых и нефтяных месторождений Тимано-
Печерской нефтегазоносной провинции требует комплексного использования
нефти и газа.
Дальнейшее развитие Тимано-Печерского ТПК заключается в том, чтобы
на базе местных природных ресурсов создать и развить добычу нефти,
природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку
древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики.
Реализация этого замысла позволит решить не только отраслевые проблемы,
стоящие перед страной в части укрепления ее топливной и сырьевой базы, но и
окажет влияние на формирование крупного хозяйственного комплекса на северо-
востоке европейской части России – в Вологодской, Архангельской областях и
республике Коми.
Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают территорию
Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик,
Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балкарии. На Северном Кавказе выделяются две
нефтегазоносные области: Дагестанская и Грозненская. Грозненская
расположена в бассейне реки Терек. Основные месторождения нефти и газа:
Малгобекское, Горагорское, Гудермесское. Дагестанская область
тянется широкой полосой от побережья Каспийского моря в западном
направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по
предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии,
Чеченской и Ингушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные
месторождения Дагестана — Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное
месторождение газа в республике — Дагестанские огни.
В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Ставропольская и
Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными
месторождениями газа являются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в
Краснодарском крае — Ленинградское, Майкопское и Березанское.
Природный газ относится к высококачественному, содержит до 98%
метана, имеет высокую теплотворную способность.
Нефтегазоносные области Восточной Сибири в административном
отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской области. В
Красноярском крае - Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркутской
области - Братское месторождение. К перспективным месторождениям относят
Марковское, Пилятинское, Криволукское. Кроме того, с 1999 года на севере
Иркутской области начали эксплуатировать Ковыткинское месторождение.
На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республики
Саха (Якутия) открыты 10 газоконденсатных месторождений, из них
разрабатываются Усть-Вилюйское, Средне-Вилюйское, Мастахское; и на Сахалине
- Оха и Тунгорское месторождения.
Для решения топливо-энергетической проблемы на Дальнем Востоке
большое значение имеет разработка газовых ресурсов Лено-Вилюйской
провинции. Группа месторождений газа в Центральной Якутии сможет обеспечить
потребности в нем не только Дальнего Востока, но и Восточной Сибири. В
перспективе следует учитывать использование газа на территории Южно-
Якутского ТПК в технологических процессах производства стали и фосфорных
удобрений. Рациональное использование якутского природного газа не
ограничивается промышленностью. Следует также учитывать потребление газа в
коммунальной сфере. Собственные потребности Якутии при строительстве новых
ГРЭС и других газоемких производств составят около 7 млрд куб. м газа в
год. Это означает, что если ограничиваться только добычей газа для местных
нужд республики, то придется законсервировать в ее недрах более чем 2/3
подготовленных к эксплуатации запасов природного газа, что снизит
эффективность капиталовложений в его разведку и добычу. В тоже время
широкое вовлечение природного газа Якутии в межрайонный оборот, а также
поставки на внешний рынок повысят эффективность этих затрат в 3-4 раза.
В отличие от нефти, природный газ не требует большой
предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу,
отправлять к потребителю. Газ — главный вид топлива там, где нет других
энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) —
электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, а также в
быту.
Сформировалось несколько регионов переработки газа — Оренбургский,
Астраханский, Сосногорский (Республика Коми) и Западно-Сибирский. Они
разнятся по номенклатуре и количеству выпускаемой продукции, что прежде
всего объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и
химическим составом добываемого здесь газа.
В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) входят
собственно товарный газ, сера, гелий, пропан-бутановая смесь, технический
углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо,
различные виды бензинов, этан, этилен и др.
Производство каждого из этих видов продуктов распределено по
основным регионам. Так, например, на Сосногорском заводе производят
технический углерод, применяемый в полиграфической промышленности. Экспорт
этого продукта растет, завод обеспечивает им не только Россию и страны СНГ,
но и государства Центральной и Восточной Европы, Восточной и Юго-Восточной
Азии, Скандинавию. Перспективы Сосногорского ГПЗ зависят от освоения
месторождений Республики Коми, полуострова Ямал и севера Тюменской области.
По последним данным, добыча газа в 1999 году составила 589,7 млрд
куб. м, или 100% к уровню 1998 года. В то же время предприятиями ОАО
"Газпром" добыто 545,6 млрд куб. м газа (92% общей добычи), что на 8 млрд
куб. м меньше уровня 1998 года.
Потребителям России в 1999 году поставлено 336,5 млрд куб. м, что
на 7,3 млрд.куб.м выше 1998 года. Поставка газа за пределы России составила
172,3 млрд куб. м, что на уровне 1998 года.
В 1999 году закачано в подземные хранилища 54,4 млрд куб. м газа, в
то время как отбор газа из ПХГ России осуществлен в объеме 52,6 млрд куб.
м. [13]
Таблица №6.
Газовая промышленность
| |1999 год |1998 год |% |
| |факт |факт | |
| | | |к 1998 году |
|1. Добыча газа, всего, млн|589690,3 |589597,2 |100,0 |
|м3 | | | |
|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
|
