Анализ состояния нефтяной промышленности России - Геология - Скачать бесплатно

1. Анализ состояния нефтяной промышленности .

    Доля России в мировой добыче  минерального  сырья  остается  высокой  и
составляет по нефти 11.6%,  по  газу  —  28.1,  углю  —  12-14%.  По  объему
разведанных запасов минерального сырья Россия занимает ведущее  положение  в
мире. При занимаемой территории в 10% в недрах России  сосредоточено  12-13%
мировых запасов нефти, 35% — газа,  12%  —  угля.  В  структуре  минерально-
сырьевой базы страны более  70%  запасов  приходится  на  ресурсы  топливно-
энергетического комплекса (нефть, газ, уголь). Общая стоимость  разведанного
и оцененного минерального сырья составляет сумму 28.5 трлн долларов, что  на
порядок превосходит стоимость всей приватизируемой недвижимости России.
    Топливно-энергетический   комплекс   является   опорой    отечественной
экономики: доля ТЭК в общем объеме экспорта в 1996  г.  составит  почти  40%
(25 млрд долл.). Около 35% всех доходов  федерального  бюджета  на  1996  г.
(121  из  347  трлн  руб.)  планируется  получить   за   счет   деятельности
предприятий комплекса. Ощутима доля ТЭК в общем объеме  товарной  продукции,
которую российские предприятия планируют выпустить в 1996  г.  Из  968  трлн
руб. товарной продукции (в действующих ценах) доля предприятий ТЭК  составит
почти  270  трлн  руб.,  или  более  27%.  Добыча  нефти  вместе  с  газовым
конденсатом в 1995 г. составила почти 307 млн т  .  В  1996  г.  планируется
добыть несколько более 301 млн т нефти. Переработано будет около 181 млн  т,
при этом бензина, дизтоплива и другой продукции планируется  получить  почти
на уровне 1995 г. Способствовать этому должна  проходящая  реконструкция  на
российских   нефтеперерабатывающих   заводах.   ТЭК   остается    крупнейшим
промышленным комплексом, осуществляющим капитальные вложения (более 71  трлн
руб. в 1995  г.)  и  привлекающим  инвестиции  (1.2  млрд  долл.  только  от
Всемирного банка за два последних года) в предприятия всех своих отраслей.
Нефтяная  промышленность  Российской  Федерации  на  протяжении  длительного
периода развивалась экстенсивно. Это достигалось за счет открытия и ввода  в
эксплуатацию в 50-70-х  годах  крупных  высокопродуктивных  месторождений  в
Урало-Поволжье  и  Западной  Сибири,  а   также   строительством   новых   и
расширением    действующих    нефтеперерабатывающих     заводов.     Высокая
продуктивность   месторождений   позволила    с    минимальными    удельными
капитальными вложениями и  сравнительно  небольшими  затратами  материально-
технических ресурсов наращивать добычу нефти по 20-25 млн т  в  год.  Однако
при этом разработка месторождений велась недопустимо высокими темпами (от  6
до 12% отбора от начальных  запасов),  и  все  эти  годы  в  нефтедобывающих
районах серьезно отставали инфраструктура и  жилищно-бытовое  строительство.
В 1988 г. в России было добыто  максимальное  количество  нефти  и  газового
конденсата —  568.3  млн  т,  или  91%  общесоюзной  добычи  нефти  .  Недра
территории  России  и  прилегающих  акваторий  морей  содержат   около   90%
разведанных запасов нефти всех республик, входивших ранее в  СССР.  Во  всем
мире   минерально-сырьевая   база   развивается    по    схеме    расширения
воспроизводства. То есть ежегодно необходимо передавать промысловикам  новых
месторождений на 10-15% больше, чем они  вырабатывают.  Это  необходимо  для
поддержания сбалансированности структуры производства, чтобы  промышленность
не  испытывала  сырьевого  голода  .  В  годы  реформ  остро  встал   вопрос
инвестиций  в  геологоразведку.  На  освоение  одного  миллиона  тонн  нефти
необходимы вложения в размере  от  двух  до  пяти  миллионов  долларов  США.
Причем эти средства дадут  отдачу  только  через  3-5  лет.  Между  тем  для
восполнения падения добычи  необходимо  ежегодно  осваивать  250-300  млн  т
нефти. За минувшие пять  лет  разведано  324  месторождения  нефти  и  газа,
введено в эксплуатацию 70-80 месторождений.  На  геологию  в  1995  г.  было
истрачено лишь 0.35% ВВП (в бывшем СССР эти затраты были в три  раза  выше).
На продукцию геологов — разведанные месторождения  —  существует  отложенный
спрос. Однако в 1995 г.  геологической  службе  все  же  удалось  остановить
падение производства в своей отрасли. Объемы глубокого разведочного  бурения
в 1995 г. возросли на  9%  по  сравнению  с  1994  г.  Из  5.6  трлн  рублей
финансирования 1.5 трлн рублей геологи получали централизованно. На 1996  г.
бюджет Роскомнедра
составляет 14 трлн рублей, из них 3 трлн — централизованные инвестиции.  Это
лишь четверть вложений бывшего СССР в геологию России.
    Сырьевая  база  России   при   условии   формирования   соответствующих
экономических условий развития геоло-го-разведочных работ  может  обеспечить
на  сравнительно  длительный   период   уровни   добычи,   необходимые   для
удовлетворения  потребностей  страны  в  нефти.  Следует  учитывать,  что  в
Российской Федерации после семидесятых  годов  не  было  открыто  ни  одного
крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы  по
своим кондициям резко ухудшаются. Так, например, по  геологическим  условиям
средний дебит одной новой скважины в Тюменской области упал с 138 т  в  1975
г. до 10-12тв 1994 г.,  т.е.  более  чем  в  10  раз.  Значительно  возросли
затраты финансовых и материально-технических ресурсов на создание 1 т  новой
мощности.  Состояние  разработки  крупных  высокопродуктивных  месторождений
характеризуется  выработкой  запасов   в   объемах   60-90%   от   начальных
извлекаемых запасов, что предопределило естественное падение добычи нефти.
    В  связи   с   высокой   выработанностью   крупных   высокопродуктивных
месторождений качество запасов изменилось  в  худшую  сторону,  что  требует
привлечения  значительно  больших   финансовых   и   материально-технических
ресурсов  для  их  освоения.  Из-за  сокращения  финансирования  недопустимо
уменьшились объемы геолого-разве-дочных работ,  и  как  следствие  снизились
приросты запасов нефти. Если в 1986-1990  гг.  по  Западной  Сибири  прирост
запасов составлял 4.88 млрд т, то в 1991-1995  гг.  из-за  снижения  объемов
разведочного бурения этот прирост снизился почти вдвое и составил  2.8  млрд
т. В создавшихся  условиях  для  обеспечения  потребностей  страны  даже  на
ближайшую перспективу требуется принятие государственных мер по  наращиванию
сырьевой оазы.
    Переход к рыночным отношениям диктует необходимость изменения  подходов
к установлению  экономических  условий   для  функционирования  предприятий,
относящихся к горнодобывающим отраслям промышленности. В  нефтяной  отрасли,
характеризующейся невозобновляющимися ресурсами ценного  минерального  сырья
—  нефти,  существующие  экономические  подходы  исключают   из   разработки
значительную часть запасов из-за неэффективности их освоения по  действующим
экономическим  критериям.  Оценки  показывают,  что  по  отдельным  нефтяным
компаниям по экономическим причинам не могут быть вовлечены в  хозяйственный
оборот от 160 до 1057 млн т запасов нефти.
    Нефтяная промышленность, имея значительную обесч печенность балансовыми
запасами, в последние годы ухудшат ет свою работу. В среднем падение  добычи
нефти в год по действующему фонду оценивается в 20  %  .По  этой  причине  ,
чтобы сохранить достигнутый уровень  добычи  нефти  в  России  ,  необходимо
ввдить новые мощности  на  115-120  млн.  т  в  год  ,  для  чего  требуется
пробурить 62 млн. м эксплуатационных  скважин  ,  а  фактически  в  1991  г.
пробурено 27.5 млн м , а в 1995 – 9.9 млн.м.
    Отсутствие средств привело к резкому сокращению объемов промышленного и
гражданскоого строительства , особенно в Западной Сибири . Вследствие  этого
произошло   уменьшение  работ  по   обустройству   нефтяных   месторождений,
строительству   и   реконструкции   систем   сбора   и   транспорта   нефти,
строительству жилья, школ, больниц и других объектов, что явилось  одной  из
причин  напряженной  социальной  обстановки  в   нефтедобывающих   регионах.
Программа строительства объектов утилизации попутного газа была  сорвана.  В
результате в факелах сжигается ежегодно более 10 млрд.  м3  нефтяного  газа.
Из-за  невозможности  реконструкции  нефтепроводных  систем   на   промыслах
постоянно происходят многочисленные порывы трубопроводов. Только в  1991  г.
по этой причине потеряно  более  1  млн  т  нефти  и  нанесен  большой  урон
окружающей среде. Сокращение заказов на строительство привело  к  распаду  в
Западной Сибири мощных строительных организаций.
    Одной из основных причин кризисного состояния  нефтяной  промышленности
является также отсутствие необходимого промыслового оборудования и  труб.  В
среднем дефицит в  обеспечении  отрасли  материально-техническими  ресурсами
превышает  30%.  За  последние  годы  не  создано  ни  одной  новой  крупной
производственной единицы по выпуску  нефтепромыслового  оборудования,  более
того, многие заводы  этого  профиля  сократили  производство,  а  выделяемых
средств для валютных закупок оказалось недостаточно.
    Из-за плохого материально-технического обеспечения число  простаивающих
эксплуатационных скважин превысило 25 тыс. ед., в том числе  сверхнормативно
простаивающих — 12 тыс. ед.  По  скважинам,  простаивающим  сверхнормативно,
ежесуточно теряется около 100 тыс. т нефти.
    Острой  проблемой  для  дальнейшего  развития  нефтяной  промышленности
остается  ее   слабая   оснащенность   высокопроизводительной   техникой   и
оборудованием для добычи  нефти  и  газа.  К  1990  г.  в  отрасли  половина
технических средств имела износ более 50%, только 14% машин  и  оборудования
соответствовало мировому уровню, потребность  по  основным  видам  продукции
удовлетворялась в среднем на 40-80%. Такое положение с обеспечением  отрасли
оборудованием явилось следствием слабого развития  нефтяного  машиностроения
страны. Импортные поставки в общем объеме оборудования достигли  20%,  а  по
отдельным видам доходят и до 40%. Закупка труб достигает 40 - 50%.
    С распадом Союза усугубилось положение с  поставками  нефтепромыслового
оборудования из республик СНГ: Азербайджана, Украины, Грузии  и  Казахстана.
Являясь монопольными производителями многих  видов  продукции,  заводы  этих
республик взвинчивали цены и  сокращали  поставки  оборудования.  Только  на
долю  Азербайджана  в  1991  г.  приходилось  порядка  37%  выпускаемой  для
нефтяников продукции.
    В результате разрушения системы  материально-технического  обеспечения,
сокращения  бюджетного  финансирования  и  невозможности  самофинансирования
буровых работ нефтедобывающими объединениями из-за низкой цены  на  нефть  и
безудержно  растущих  цен  на   материально-технические   ресурсы   началось
сокращение объемов буровых работ. Из года в год сокращается  создание  новых
нефтедобывающих мощностей и происходит резкое падение добычи нефти.
    Значительный резерв сокращения объема буровых работ — повышение  дебита
новых скважин за счет совершенствования вскрытия нефтяных  пластов.  В  этих
целях необходимо кратное увеличение бурения горизонтальных  скважин,  дающих
увеличение дебита против стандартных скважин до  10  и  более  раз.  Решение
вопросов качественного вскрытия  пластов  позволит  повысить  первоначальный
дебит скважин на 15-25%.
    В   связи   с   систематической   недопоставкой   в   последние    годы
нефтегазодобывающим  предприятиям   материально-технических   ресурсов   для
поддержания  фонда  в  работоспособном  состоянии  использование  его  резко
ухудшилось. Особенно интенсивно возрастал неработающий фонд в 1989 г.  —  на
2.1, в 1990 г. — 6.7, 1991 г. — 5.9, 1992 г. - 7.4 тыс.  скважин.  Косвенной
причиной роста неработающего фонда скважин является  также  низкое  качество
оборудования,   поставляемого   отечественными   заводами,   что   ведет   к
неоправданному росту объемов ремонтных работ.
    Таким образом, нефтяная промышленность России к 1992 г. уже вступила  в
кризисное  состояние  несмотря  на  то,  что  она  располагала  достаточными
промышленными запасами нефти и большими потенциальными ресурсами. Однако  за
период  с  1988  по  1995  гг.  уровень  добычи  нефти  снизился  на  46.3%.
Переработка нефти в Российской Федерации  сосредоточена  в  основном  на  28
нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ): на 14  предприятиях  объем  переработки
нефти превышал 10 млн т в год и на них перерабатывалось 74.5%  всего  объема
поступающей нефти, на 6 предприятиях объем переработки составлял от 6 до  10
млн тв год и на остальных 8 заводах — менее  6  млн  т  в  год  (минимальный
объем переработки 3.6 млн т в год, максимальный — около 25 млн т в год).
    Мощности отдельных НПЗ РФ по объемам перерабатываемого сырья, структура
их   производственных   фондов   существенно   отличаются   от    зарубежных
нефтеперерабатывающих  предприятий.  Так,  основная   доля   нефти   в   США
перерабатывается на НПЗ мощностью 4-12 млн т/год, в Западной  Европе  —  3-7
млн т  в  год  .  В  табл.  1  приведены  показатели  производства  основных
нефтепродуктов в РФ и развитых капиталистических странах.

|Страна    |Объем производства              |
|вскрытия  |                                |
|нефтяных  |                                |
|пластов. В|                                |
|этих целях|                                |
|необходимо|                                |
|кратное   |                                |
|          |Ьенз|Диз.|Маз|Смазочн|Ьиту|Кокс|
|          |ин  |топл|ут |ые     |мы  |    |
|          |    |иво |   |масла  |    |    |
|Россия    |45.5|71.4|96.|4.7    |8.1 |0.99|
|          |    |    |8  |       |    |    |
|США       |300.|145.|58.|9.0    |26.2|36.2|
|          |2   |4   |4  |       |    |    |
|Япония    |28.7|44.6|38.|2.0    |5.8 |0.4 |
|          |    |    |8  |       |    |    |
|Германия  |20.2|33.7|9.0|1.4    |2.7 |1.4 |
|Франция   |15.6|27.7|12.|1.7    |2.8 |0.9 |
|          |    |    |5  |       |    |    |
|Великобрит|27.2|25.4|16.|0.9    |2.1 |1.5 |
|ания      |    |    |5  |       |    |    |
|Италия    |15.9|26.2|24.|1.1    |2.4 |0.8 |
|          |    |    |8  |       |    |    |

                              Табл.1

    В структуре производства и потребления РФ значительно больший  удельный
вес занимают тяжелые остаточные нефтепродукты. Выход  светлых  близок  к  их
потенциальному  содержанию  в  нефти  (48-49%),  что  указывает  на   низкое
использование вторичных процессов глубокой  переработки  нефти  в  структуре
отечественной   нефтепереработки.   Средняя   глубина   переработки    нефти
(отношение светлых нефтепродуктов к  объему  переработки  нефти)  составляет
около 62-  63%.  Для  сравнения,  глубина  переработки  на  НПЗ  промышленно
развитых стран составляет 75-80% (в США — около 90%)  С начала 90-х годов  в
условиях  относительно   стабильного   спроса   на   светлые   нефтепродукты
наблюдалось понижение уровня загрузки по большинству процессов .  Дальнейшее
падение этого показателя и, как следствие,  глубина  переработки,  достигшей
минимума в 1994 г. (61.3%), вызвана снижением потребления моторного  топлива
в условиях углубляющегося  спада  промышленного  производства  по  России  в
целом. На отечественных заводах недостаточно развиты  процессы  гидроочистки
дистиллятов, отсутствует  гидроочистка  нефтяных  остатков  .  НПЗ  являются
крупными  источниками  загрязнения  окружающей  среды:   суммарные   выбросы
вредных веществ (диоксида серы, окиси углерода, окислов азота,  сероводорода
и др.) в 1990 г. составили 4.5 кг на тонну переработанной нефти.
    Сравнивая  мощности  углубляющих  и   облагораживающих   процессов   на
предприятиях Российской  Федерации  с  аналогичными  данными  по  зарубежным
странам,  можно  отметить,  что  удельный  вес   мощностей   каталитического
крекинга в 3 раза меньше, чем в ФРГ, в 6 раз меньше, чем в  Англии,  и  в  8
раз ниже по сравнению с США. До сих пор практически не используется один  из
прогрессивных процессов — гидрокрекинг вакуумного газойля.  Такая  структура
все  меньше  соответствует  потребностям  национального   рынка,   поскольку
приводит,  как  уже  отмечалось,  к  избыточному  производству  мазута   при
дефиците высококачественных моторных топлив .
    Упомянутый выше спад производительности головного и вторичных процессов
лишь   отчасти   является   следствием   снижения    поставок    нефти    на
нефтеперерабатывающие предприятия и платежеспособного  спроса  потребителей,
а также большой изношенности технологического  оборудования.  Из  более  600
основных технологических установок отечественных НПЗ  только  5.2%  (в  1991
г.— 8.9%) имеют срок эксплуатации менее 10 лет. Подавляющее  же  большинство
(67.8%) введено в строй более 25  лет  назад  и  требует  замены.  Состояние
установок первичной  перегонки  в  Российской  Федерации  в  целом  наиболее
неудовлетворительное. Процессы  характеризуются  повышенной  энергоемкостью:
расход энергоресурсов в среднем по РФ на предприятиях нефтепереработки
составляет 0.13-0.15 т усл. топлива/т нефти, что почти вдвое выше,  чем  на
новых НПЗ и 2.5-3 раза выше показателей  зарубежных  заводов.  Недостаточна
утилизация побочных продуктов переработки.
    Прямым  следствием  неудовлетворительного  состояния  основных   фондов
нефтеперерабатывающей  промышленности  является  высокая   себестоимость   и
низкое качество товарных нефтепродуктов. Так, не подвергающийся гидрообессе-
риванию мазут имеет низкий спрос на мировом  рынке  и  используется  лишь  в
качестве сырья для производства светлых нефтепродуктов.
    Ужесточение в 80-х  годах  в  большинстве  промышленно  развитых  стран
правительственного  контроля  за  состоянием  окружающей  среды  привело   к
значительному изменению технико-технологической  структуры  зарубежных  НПЗ.
Новые   стандарты   качества   моторных   топлив   (так   называемых    "ре-
формулированных" моторных топлив) предусматривают:
    —  для  бензинов  —  значительное  снижение  содержания   ароматических
(бензола  до  1%)  и   олефиновых   углеводородов,   сернистых   соединений,
показателя летучести, обязательное добавление кислородсодержащих  соединений
(до 20%);
    —  для   дизельных   топлив   —   снижение   содержания   ароматических
углеводородов до 20-10% и сернистых соединений до 0,1-0,02%.
    В 1992 г. доля неэтилированных бензинов в общем производстве бензинов в
США  превысила  90%,  в  Германии   —   70%.   Япония   производила   только
неэтилированные бензины .
    На отечественных НПЗ продолжается производство этилированного  бензина.
Доля неэтилированных бензинов в общем  объеме  производства  автобензинов  в
1991 г.  составила  27.8%.  Удельный  вес  их  производства  практически  не
увеличивался в течение последних лет и  составил  в  настоящее  время  около
45%.  Основная  причина  заключается  в  отсутствии  финансовых  средств  на
модернизацию  и  строительство   установок,   производящих   высокооктановые
компоненты,  а   также   мощностей   по   производству   катализаторов.   На
предприятиях России в основном вырабатывали автобензин А-76,  не  отвечающий
современным  требованиям  развития   двигателестрое-ния.   Несколько   лучше
состояние производства дизельного топлива как экспортноспособного  продукта.
Доля малосернистого топлива с содержанием серы до 0.2% в 1991  г.  составила
63.8%, в 1995г. - до 76% .
    В 1990-1994 гг. быстрыми темпами сокращались производство и ассортимент
смазочных масел. Если в 1991 г.  общий  объем  производства  масел  составил
4684.7 тыс. т,  то  в  1994  г.  —  2127.6  тыс.  т.  Наибольшее  сокращение
производства  масел  имело  место  на   грозненских   (в   настоящее   время
производство закрыто), Ярославском,  Новокуйбышевском,  Орском,  Пермском  и
Омском НПЗ.
    Особая роль в  развитии  нефтегазового  комплекса  принадлежит  системе
нефтепродуктообеспечения.   Значимость   трубопроводного   транспорта    для
функционирования нефтяного комплекса определена Указом Президента  РФ  от  7
октября 1992 г., в соответствии с которым  государство  сохранило  за  собой
контроль над акционерной компанией "Транснефть".  На  территории  Российской
Федерации эксплуатируются 49.6 тыс. км  магистральных  нефтепроводов,  13264
тыс.куб.м  ре-зервуарных  емкостей,  404  нефтеперекачивающие   станции.   В
настоящее время острой проблемой является  поддержание  действующей  системы
магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии.
    Нефтепроводная система формировалась  в  основном  в  1960-1970  гг.  в
соответствии с ростом объемов добычи нефти. Сроки эксплуатации  их  довольно
значительны — 45% нефтепроводов имеют возраст до 20 лет,  29%—от  20  до  30
лет.  Свыше  30  лет  эксплуатируется  25.3%  нефтепроводов.  Дальнейшая  их
эксплуатация в условиях повышенного износа требует  значительных  усилий  по
поддержанию их в работоспособном состоянии. Ввиду резкого сокращения  спроса
на российском рынке и рынках стран СНГ потребности в  транспортировке  нефти
и нефтепродуктов в  пределах  территории  России  и  ближнего  зарубежья  за
период 1991-1994 гг. резко снизились,  вследствие  чего  загрузка  отдельных
трубопроводов уменьшилась в 1.12-2.8 раза. В результате  значительная  часть
нефтепроводов, в том  числе  нефтепровод  "Дружба",  работают  не  в  полном
режиме, что вызывает повышенную коррозию  внутренней  поверхности,  снижение
К.ПД  и  надежной  работы  насосных  агрегатов.  В  то  же   время   заметно
увеличилась  нагрузка  (на  15-28%)  на  транспортные  артерии,  по  которым
осуществляются поставки нефти и нефтепродуктов в дальнее зарубежье.
    Сокращение  платежеспособного  спроса  потребителей  также  приводит  к
затовариванию   нефтью   всей   системы   магистральных   нефтепроводов    и
резервуаров,  что  ставит  под   угрозу   ее   управляемость.   По   оценкам
специалистов, при накоплении в системе более 5.8 млн т нефти, как  это  было
в первой половине 1994 г.,  рациональное  регулирование  потоков  становится
невозможным.
    Одним из основных лимитирующих факторов, негативно влияющих на развитие
экспорта  российской  нефти   морским   транспортом,   является   пропускная
способность экспортных трубопроводов и явно недостаточная  мощность  морских
нефтяных терминалов. Оставшиеся у России после распада СССР четыре  порта  с
терминалами  —  Новороссийск,  Туапсе,  Находка   и   Владивосток   способны
отгрузить не более 40 млн т нефти в год.  Еще  около  20  млн  т  российской
нефти экспортируется через украинский порт Одесса и латвийский Венте-пиле.
    Другой проблемой является  транспортировка  высоко-сернистой  нефти.  В
бывшем СССР эта нефть перерабатывалась в основном на Кременчугском НПЗ.
    Сдерживает развитие нефтяного рынка отсутствие  до  настоящего  времени
единой системы взаимных расчетов за  изменение  качества  нефти  в  процессе
транспортировки. Это связано с тем, что основные нефтепроводы имели  большие
диаметры и предназначались для транспортировки  значительных  объемов  нефти
на дальние  расстояния,  что  заведомо  предопределяло  перекачки  нефтей  в
смеси. По некоторым оценкам, ежегодные, только по ОАО  "ЛУКОИЛ",  потери  от
ухудшения    потребительских    свойств     нефти     и     неэквивалентного
перераспределения стоимости нефти между  производителями  достигают  минимум
60-80 млрд руб.
    К началу 90-х годов система нефтепродуктообеспече-ния (НПрО) включала в
себя 1224 нефтебазы, 496 филиалов нефтебаз, 9893 стационарных и  передвижных
автозаправочных станций, систему резервуаров суммарной емкостью  порядка  28
миллионов кубометров. Потребительский товарооборот отрасли  составлял  около
320  млн  т  нефтепродуктов.  Система  нефтепродуктообеспечения  входила   в
Госкомнеф-тепродукт и состояла из 52 территориальных управлений.  Из  общего
количества нефтебаз 5.7% составляли перевалочные, 76.4%  —  железнодорожные,
14.2% — водные и 3.9%  —  глубинные  распределительные  нефтебазы.  К  числу
наиболее крупных нефтебаз системы НПрО относятся  Астраханская  нефтебаза  №
3,  Архангельская,  Туапсинская,  Находкинская,  Волгоградская,   Узбекская,
Махачкалинская, Усть-Кутская, Ярославская. Суммарная  емкость  резервуарного
парка каждой из этих нефтебаз превышает 100000 кубометров.
    Этот же  период  характеризовался  интенсивным  ростом  трубопроводного
транспорта нефтепродуктов, протяженность которого в однониточном  исчислении
к   началу   девяностых   годов   составляла   15472.9   км    магистральных
трубопроводов, и с отводами от них к нефтебазам обшей протяженностью  5051.9
км.   Крупнейшими   инженерными   сооружениями   системы    НПрО    являются
магистральные  трубопроводные  коммуникации   Юго-Западного   и   Уральского
направлений, суммарный  объем  перекачки  по  которым  составлял  более  80%
объема перекачки по трубопроводам.
    НПрО страны включает в себя  и  нефтепродуктообеспечи-вающие  структуры
целого ряда отраслей, к числу которых относятся  прежде  всего  транспортные
системы: железнодорожного и автомобильного транспорта, сельского хозяйства.
К  концу  80-х  годов  предприятия  авиации  обеспечивались  нефтепродуктами
специальным  структурным  подразделением  —  службами  ГСМ.   Служба   между
федеральными  и  региональными  органами  исполнительной  власти   в   части
развития конкурентоспособности предприятий и организаций ТЭК.



     гражданской авиации  интегрировала  деятельность  складов  ГСМ  на  220
предприятиях гражданской авиации, из которых 77  крупных  предприятий  имели
по два и более склада ГСМ. Доставка  топлива  на  эти  склады  производилась
всеми видами транспорта (большая часть железнодорожным —  до  70%,  а  также
автомобильным, водным, трубопроводным). Автомобильный транспорт  в  основном
использовался для внутренних перевозок.
    В структуру службы ГСМ входили АЗС, находящиеся  на  территории  склада
ГСМ, которые характеризовались годовым объемом расхода топлива от  5  до  20
тыс. т в год.
    Топливное хозяйство МПС  состояло  из  950  складов  (220  складов  для
дизельного топлива,  остальные,  главным  образом,  для  твердого  топлива).
Количество  резервуаров  для  жидкого  топлива  составляло  6.5   тыс.   шт.
суммарной емкостью более 5 млн кубометров.
    Основными  объектами   нефтепродуктораспределе-ния   на   автомобильном
транспорте  являются  АЗС  (стационарные  и   передвижные)   и   раздаточные
комплексы маслохозяйства автотранспортных предприятий.