Нефтедобывающий і газовий комплекс Украины

Введение

…2.

1.Территориально-отраслевая структура нафтовидобувного і газового комплексу Украины…3.

1.1. Нафтовидобувна і нафтопереробна отрасли…3.

1.2. Газова промышленность…6.

2. Паливно-енергетичні проблеми України та шляху їхнього решения…10.

Заключение

…16.

Список використовуваної литературы…17.

Україна як незалежну Українську державу створено 1991 р. Протягом останніх 10 років спостерігається тривалий економічний і соціальний спад, що характеризується такими чинниками, як, наприклад, зменшення кількості населення з 51,8 млн. в 1990 р. до 49,3 млн. осіб у 01.01.2001 г.

Загальний економічну кризу було не зашкодити енергетичному секторі. З 1990 по 1995 р. виробництво електроенергії зменшилося на 36%, видобування нафти — 23, газу — 35, вугілля — на 49,4%.

Високими темпами зростає по-різному енергії і палива, хоча у основному використовуються такі види енергетичних ресурсів, як нафту, природного газу, ядерного палива і навіть уголь.

Паливно-енергетичний комплекс (ПЕК) України розвивається у умовах зниження видобутку палива біля держави — наприкінці тисячоліття власні ресурси становили менше 30−40% їхні потреби. Отже, постачання нафтою та природного газу інших країн постійно зростатиме. Щороку цього витрачається близько 8 млрд. дол., потім йде 2/3 всього товарного експорту. Дефіцит енергоносіїв тягне у себе шлейф тяжких наслідків: недобір врожаю, систематичне відключення населених пунктів від електропостачання тощо. буд. Тому проблема вимагає кардинального решения.

На етапі економічного розвитку найважливіша — топливноенергетична проблема. Успішне її дозвіл визначає можливості, темпи та напрям економічного та розвитку. Значення палива для економіки кожної країни велике: ж без нього неможливий виробничий процес, робота промисловості, сільського господарства і транспорта.

Основними первинними джерелами енергії на етапі є нафту, вугілля, природного газу, гідроенергія, і навіть швидко зростає значення атомної енергії. Частка інших джерел (дрова, торф, енергія сонця, вітру, геотермальна енергія) загалом енергоспоживанні становить лише кілька процентов.

1. Територіально-галузева структура нафтовидобувного і газового комплексу Украины.

ПЕК складається з групи деяких галузей і підгалузей промислового виробництва, що спеціалізується на видобутку, збагаченні, переробки нафти і споживанні твердого мінерального, рідкого і газового палива виробництві, передачі і електроенергії та тепла. Структура ПЕК України формується з урахуванням паливно-енергетичного балансу, яка полягає, і відображає територіальну специфіку видобутку (виробництво) і споживання паливних і енергетичних ресурсов.

Паливно-енергетичний баланс України характеризується поруч індивідуальних особливостей, що виявляються значною мірою кам’яного вугілля, атомної енергії і незначним використанням таких первинних енергетичних ресурсів, як гідроенергія, і навіть нафта та природний продукт її переработки.

Паливна промисловість України з кам’яноі буровугільної, нафтоі газодобывающий, торф’яний і нефтеперерабатываещей отраслей.

1.1. Нафтовидобувна і нафтопереробна отрасли.

Нафта — основа світового паливно-енергетичного балансу, саме ефективне і найзручніший паливо. Продукти нафтопереробки широко використовують у всіх галузях промисловості, сільського господарства, транспорті, у побуті. Більшість продукції використовується для енергії, тому вона належить до групи галузей енергетики. Частина нафти і нафтопродуктів йде нафтохімічну переработку.

Нафта має значні природні переваги проти твердим паливом: велика ефективність на одиницю обсягу й ваги, висока теплотворная здатність, відносно мала вартість перевезень наливними судами великої вантажопідйомності, значно менші витрати з завантаженні і розвантаженні, швидкості згоряння (що полегшує механізацію і автоматизацію видобування нафти й транспортуванні), — усе це сприяє затвердження нафти, як основного енергоносія як сировини для хімічної промышленности.

Нафтова промисловість представлена нафтовидобувних і нафтопереробної областями, що виникли в Передкарпатті на початку другої половини XIX ст. в Бориславі, поблизу Надвірній, у районі Коломии. Прикарпатський район охоплює територію, розташовану вздовж северно-восточных схилів Карпатських гір, і є старим. Наприкінці XIX — на початку XX ст. Передкарпатті було знаменитим у світі центром нафтовидобутку. Рідке паливо здобувають у Передкарпатті досі (нафтовидобувні управління Бориславнефтегаз і Долинанефтегаз) — околицях Борислава (Львівська), Долини і Надвірній (Івано-Франківська обл.). Масштаби видобутку нафти тут незначні і через вичерпаності запасів не расширяется.

Україна багата нафтою. Виділяються трьох районів: Прикарпатський, Днепровско — Донецький і Причерноморский.

Зараз перше місце видобутку нафти належить Лівобережної України. Так, нині найбільші родовища зосереджено Полтавської області (Радченковское, Зачепиловское, Новогригорьевское родовища та інших.), Сумської області (Качанівське, Рыбальское родовища), Чернігівської області (Прилуцьке родовище). ДнепровскоДонецький район — найбільший регіон видобутку нафти на Україні. ДнепровскоДонецький район охоплює Дніпровсько-Донецьку западину северо-запаную околицю Донбасу. Тут зосереджені основні нефтересурсы України. У час Анастасиевское родовище біля міста Ромни у Сумський області забезпечує щорічну видобуток — 720 тис. тонн нафти. У цьому регіоні є і найглибша свердловина — 4928 м (Чернігівська область, Тростянецкое родовище). Разом із цим у Україні видобувається 4 млн. тонн сирої нафти, що становить 15−20% її щорічної потреби. Сьогодні на Сумщині видобувається половина нафти України. Нафта тут залягає на глибині 8−9 тис м.

Причорноморський район охоплює Причорноморську западину, Керченський протоку, північно-західну частина акваторії Чорного і Азовського морів. Тут на протязі того до пошукам нафти підключилися морські геологи, які вивчають шельфи Азовського й розмежування Чорного морів. Цей район перспективний для нафтовидобутку; орієнтовні запаси — до 4−5 млрд. тонн нафти. Зараз видобувається 200 тис. тонн нафти з покладів «Штормове» і «Дельфін» з долею Британско — Голландській компанії «Shell».

Треба сказати, що у собівартість нафти дуже впливає спосіб її видобутку. Добута України нафту має відносно високу собівартість, оскільки видобуток її прогресивним фонтанным способом майже зупинилася. Задля підтримки високого тиску пластів практикують закачивание за контури пласта гарячої, пара, хімічних компонентів, які дозволяють збільшувати видобуток нафти до 60−70%. Вартість нафти на районах споживання значною мірою визначається витратами її транспортування, яка залежить від діаметра трубопроводу, вмісту у сирої нафти парафіну, потужності нафтоперегонних станцій. Останніми роками визначилася тенденція подорожчання нафти, що з ускладненнями умов видобутку і експлуатації більшості месторождений.

Нафта Днепровско-Донецкого району високої якості, включає легкі фракції. У родовищах є велика кількість попутного газу. У цьому сенсі створено місцеві газопроводи низький тиск для газифікації міст та найближчих сіл. Попутний газ застосовується також як і цінна сировина в хімічної промышленности.

Складовою частиною сучасного нефтегазохимического виробничого циклу є нафтопереробна промисловість. Нафтопереробна промисловість України зосереджена районах видобутку нафти, в портових містах, Донбасі, Придніпров'я й у центральних частинах країни. У Передкарпаття їх розміщено в Дрогобичі, Бориславі, Надвірній і Львові. Ці підприємства забезпечуються частково нафтою місцевих родовищ, для транспортування якої споруджено нафтопроводи Дашава — Дрогобич і Битків — Надвірна, переважно з допомогою транспортованої нафти із Росії по магістральним нефтетрассам.

Іншу групу нафтопереробних заводів становлять підприємства, споруджені на пунктах перевалки сирої нафти з морського транспорту на залізничний. Це нафтопереробні заводи Одеси й Херсона, дослідницький нафтомастилозавод як у Бердянську. Вони на нафти Азербайджану, Росії, Казахстана.

Третю групу нафтопереробних заводів формується у центрі України: Лисичанськ, Кременчук. Вони переробляють нафту поволзьких, сибірських, казахстанських родовищ і родовищ Лівобережної України, яка надходить нафтогонами Мічурінськ — Кременчук, Прилуки — Кременчук, Самара — Лисичанськ. Формується нафтової термінал потужністю 40 млн. тонн сирої нафти на Одесі. Він — складова частина Азиатско-Европейского транспортного коридора.

1.2. Газова промышленность.

Газова промисловість — наймолодша галузь паливної промисловості України. Використання газу 2 рази дешевше від проти нафтою. З іншого боку, вона забезпечує виробництво азотних добрив і синтетичних матеріалів. Промисловість газу включає у собі розвідку, видобуток, транспортування, збереження і переробку газу супутнього нафтового газу, який видобувається разом із нафтою. Ця галузь енергетики розвивається найшвидше, оскільки її роль енергопостачанні постійно растет.

Природний газ застосовують у багатьох галузях, але більша частина використовують у енергетиці, що це паливо найменше забруднює атмосферу.

Газова промисловість як галузь сформувалася у роки з урахуванням розвіданих країни родовищ газу. Найстрашніше інтенсивна розбудова газова промисловість в першій половині 70- x годов.

Отже, починаючи з другої половини 1970;х років і по справжнього часу видобуток в Україні знизилася більш ніж три раза.

Першої була освоєна Прикарпатська нафтогазова область. У 1910 р. тут було відкрито родовище газу поблизу р. Калуша (Івано-Франківська область), а 1913 р. газове родовище відкрили біля Дашавы. Калушское родовище почали експлуатувати в 1933 року, а Дашавское — в 1924 р. У 1938 року видобування газу західної частини України отримав мережевий газ по магістралі Дашава — Львів. 2000 року на Прикарпатський район доводилося лише 10% українського видобутку газу. У західноукраїнському нефтегазоносном регіоні прогнозовані запаси й газу перевищують 600 млн. т доларів палива.. Причому навдивовижу половина їх сконцентрована в Івано-Франківській області, де їх залягають на глибині 5−6 км, що основний технічної проблемою його добычи.

Таблиця 1.

Видобуток газу в Украине.

|Годы |Млрд. куб |У % до рівня |Роки |Млрд. куб |У % до рівня | | |м |досягнутому | |м |досягнутому | | | |1975 р | | |1975 р | |1940 |0,5 |0,07 |1988 |32,4 |47,64 | |1960 |14,3 |20,03 |1989 |30,8 |45,29 | |1970 |60,9 |89,56 |1990 |28,1 |41,32 | |1975 |68,0 |100,00 |1991 |24,3 |35,80 | |1980 |56,7 |83,38 |1992 |20,9 |30,76 | |1985 |42,9 |63,88 |1993 |19,2 |28,24 | |1986 |39,7 |58,38 |1994 |18,3 |27,6 | |1987 |35,6 |52,35 |1995 |18,2 |27,4 |.

У Прикарпатті Дашавское родовище використовується для підземного зберігання газу. Бельче -Волинське газове родовище експлуатується з 1949 г. Космацкое газоконденсатне родовище, яке експлуатується з 1969 г., является дуже цінним для хімічної промисловості .Його газовий конденсат переробляється на Надвірнянському нафтопереробному заводе.

Зменшення видобутку газу Прикарпатської нефтегазоностной області пояснюється вичерпанням газу із старих родовищ, нераціональна вироблення значній своїй частині родовищ, оскільки більшість газу залишається під землею, а недавно відкриті нові родовища чи малопотужні, або ведуться розробки на них.

Фахівці вважають, що у Прикарпаття можна збільшити видобуток газу, але цього необхідно оновити запущені свердловини, підвищити якість поисково-разведывательного буріння, забезпечити бурові організації устаткуванням для буріння свердловин глибиною 5−7 тис. метров.

Дніпровсько-Донецьку газоносную область поставлено поруч із покладами нафти на Днепрвско-Донецкой впадине. Основные родовища газу стали відомими у другій половині 1960;х років. Днепровско-Донецкая нафтогазова область найбільша Україні, їхньому частку яких припадає 85,5% видобутку газу країні. Основні родовища газу перебувають у Харківської (Шебелинське, Крестищенское, Кегичевское, Дружелюбовское і Западнокрестищенское); Сумської (Рыбальское, Качанівське); Полтавської (Солохо-Диканьское); Дніпропетровської (Перещепінський) та Чернігівської (Гнединцевское) областях. Тут виявлено 111 газових родовищ, запаси газу становлять 785,4млрд. м3.

Найбільше з вище перерахованих родовищ -Шебелинське, яке містить 80% всіх запасів України. Газ тут видобувають від щирого 2000;2500 м. Експлуатується 12 газових горизонтів. Высокоглубинные бурові свердловини родовища визначають щодо низьку собівартість газу. Шебелинське родовище було відкрито в 1950 р., в 1956 р. Почалася його промислова експлуатація. Перші магістральні газопроводи було покладено від Шебелинки до Харкова і Чугуеву. Згодом було побудовано газопроводи Шебелинка-Днепропетровск-Кривой Рог-Одесса-Кишинев з відгалуженнями на Запоріжжі, Нікополь, Миколаїв, Херсон. Необгрунтовано високих темпів експлуатації істотно підірвали запаси газу месторождении.

Друге в Україні за запасами газу займає Западнокрестищенское газоконденсатне родовище, яке одне з продуктивних в Україні з 1960 г.

Геологорозвідники і сьогодні виявляють нові родовище газу, в тому числі у Луганській області, яка свідчить про багатство надр Дніпровсько-Донецької западини. Третій нафтогазовий район — Причорноморський — лише формується. Тут особливе значення мають газові родовища Криму. Відкрито і експлуатується 17 газових родовищ зі спільними запасами 14,3 млрд. м3. Найбільші з нього: Голицинское, Джанкойское, Глібовське, Оленевское, Задорненское, Стрелковское. Споруджено газопровід Глебовка-СимферопольСевастополь з відгалуженнями Ялти, Сакам і Євпаторії. Перспективною на нафта і природний газ є шельфовая зона Чорного моря.

Специфічною рисою газовидобувної промисловості є високий рівень її територіальної концентрації, а видобуток орієнтована на вигідні умови експлуатації месторождения.

Приблизно 4/5 газу використовується задля потреб промисловості. Використання газу комунальному господарстві має сезонний характер. Оскільки газ протягом року подається рівномірно, досить актуальним завданням є будівництво газохранилищ.

Супутні гази, що є ряд невеликих нефтевых родовищ, — цінна сировину для промисловості органічного синтезу. У тому числі отримують бензин.

Значну роль паливному балансі грає утилізація промислових газів і виробництво штучного газу з твердих палив. У Донбасі (Лисичанськ) ведеться підземна газофикация угля.

Основним напрямом ефективне використання газу, крім комунально-побутового сектори й масштабного переведення нею автотранспорту, є нафтохімічний, де як продукт отримують синтетичні матеріали. З одним тонни рідких вуглеводів можна було одержати 600- 700 кг нафтохімічного сировини, вартість якої в багато разів вище перевищує ефект використання як палива. На комунально-побутові послуги використовується 17 млрд. куб м газу, але в виробництво електроенергії - майже 34 млрд. куб м газу год.

Промислові запаси України становлять 1,1 трлн. куб. м, відкриті - 500 млрд. куб. м. У Причорномор'ї, і Приазов'ї родовища нафти і газу експлуатуються на шельфі у Чорному морі: Голиценское, Шмідта, Штормове, Тарханкутское, Дельфін; родовища газу є шельфі Азовського моря: Керченське, Казантипское, Стрілецька. «Природного газу 1997 року видобули 18 млрд. куб м, хоча у перспективі його видобуток може вырости до 50 млрд. куб м. Сьогодні лише родовища Харківської області дають 50% газу України. Добування газу на знаменитому Шебелинському родовищі постійно знижується через підвищення глибини буріння (5−6 км).».

Україні щороку потрібно більш 85 млрд. куб. м газу. Його будуть у подальшому закуповувати у Росії, Туркменії і Узбекистані. У 1998 року 32 млрд. куб. м газу Україна одержала від імені Росії за транзит на території 130 млрд. куб. м газа.

Головними резервами збільшення газовидобутку України є відкриття нових родовищ і нових технологий.

2. Паливно-енергетичні проблеми України та шляху їхнього решения.

Енергозабезпечення за умов системної кризи виступає вирішальним чинником стабілізації і піднесення України. У цьому як ніколи актуальними набуває трансформація ПЕК з огляду на вимоги ринку. Сьогодні ми з обсягу переробки нафти й її місцеві серед інших енергоносіїв значно відстаємо від розвинених стран.

За даними щорічника «BP+AMOCO», світове споживання первинних енергоносіїв зростає; в 1998 р. воно досягло 8477,4 млн. т ум. т. (в Україні - 133,7 млн. т ум. т.), зокрема частка нафти становить 40,0% (10,7%), газу — 23,8% (46%), вугілля — 26,2% (27,5%), ядерного палива — 7,4% (14,5%), гідроенергії - 2,7% (1,0%)". Динаміка частки нафти на загальному обсязі світового споживання енергоносіїв приведено в таблиці 1.

Таблица 1.

Частка нафти на світовому споживанні первинних енергоносіїв за 1995;1999г.

| |1995 р. |1996 р. |1997 р. |1998 р. |1999 р. | |ОЕСР |43,8 |43,8 |43,7 |43,7 |43,6 | |Розвиваючі дивні |42,0 |41,9 |41,8 |41,7 |41,6 | |Країни колишнього СРСР і |23,2 |23,2 |23,5 |23,7 |23,9 | |Східної Європи | | | | | | |Світ загалом |40,1 |40,1 |40,1 |40,1 |40,0 |.

Україна належить до групи країн, у яких частка нафти на загальному споживанні енергоносіїв дуже низка.

Таблица 2.

Частка нафти на споживанні енергоносіїв галузями економіки різних країнах світу 1998 г.

|Страна |Промисловість |Сільське |Транспорт |Домашнє |Інші | | | |хоз-во | |господарство |галузі | |Україна |8,7 |56,3 |86,8 |7,0 |6,0 | |Німеччина |30,9 |63,4 |97,8 |33,6 |49,2 | |Фінляндія |12,9 |73,0 |98,8 |28,2 |35,2 | |Данія |28,8 |66,0 |99,6 |27,0 |25,1 | |Швеція |25,4 |72,7 |96,8 |18,2 |37,1 |.

Споживання нафти на ПЕК України знижується і натомість загальносвітового зростання обсягу її. За 20-річчя переробка зросла з 3084 млн. тонн на 1978 г. до 3429 млн. тонн на 1998 р., чи 11,2%. Найвищі темпи зростання цей показник в країнах, особливо у Китаї й Індії. У той самий час у в країнах Заходу спостерігаємо стабілізацію і навіть певне зниження обсяги переробки, зокрема США — на виборах 4% (переробка 854 млн. т, чи 24.9% у вир світової), мови у Франції - на 22,7% (92 млн. т, чи 2,7%). У СНД економічну кризу супроводжувався істотним зниженням обсяги переробки нафти (з 419 млн. тонн на 1978 г. до 199 млн. тонн на 1998 р., чи 52,5%, зокрема Україна поряд із пікового рівня 62 млн. тонн на 1989 г. — до 10,4 млн. тонн на 1999 р., або «майже в 6 раз.

Україна має до 2000 р. спостерігався занепад нафтового господарства, який висловився зі скороченнями власного видобутку нафти до 2,6 млн. т, зниження обсягів її імпорту до 1 млрд. дол., низькою проти західними країнами глибині нафтопереробки (65% проти 80−90%). У результаті негативних тенденцій задоволення потреб України у нафтопродуктах з допомогою національного виробництва знижувалося і з бензину становило 59%, дизпаливу — 70%, мастильним матеріалам — 30%.

Таблица 3.

Прогноз потреби України у нафти і нафтопродуктах на період до 2010 г.

| |1998 р |1999 р. |2000 р. |2005 р. |2010г. | | |(факт)|(факт) | | | | |Нафта |12,7 |13,4 |14,6(47) |14,6(47) |25,3(47) | |Нафтопродукти |14,6 |16,1 |17,6 |22,8 |30,4 | |До того ж | | | | | | |Бензин |5,1 |5,03 |5,08(9,8) |5,3(9,9) |5,6(10,0) | |Дизпаливо |5,6 |5,9 |6,3(16,6) |7,7(16,8) |9,8(17) | |Мастильні |0,4 |0,419 |0,44(0,916)|0,517(0,916)|0,629(0,916) | |матеріали | | | | | |.

З поправок Мінекономіки до Національною енергетичною програмі, в 2010 р. буде видобуто 5,3 млн. тонн нафти передбачено раніше 7,5 млн. т. Для задоволення потреб України у нафти необхідно збільшувати її імпорт до 20 млн. т. Опубліковані даних про розвіданих запасах нафти на Україні суперечливі: відповідно до Національної енергетичної програмою (1996 р.) вони є 900 млн. т, за даними Міжнародного агенції із енергетики (1995 р.) — 236,2 млн. т. Ефективність використання запасів нафти на Україні мала. У порівняні з пікових обсягом видобутку нафти, що у 1972 р. досяг 14,4 млн. т, в подальшому відбувалося його падіння (до 2 млн. тонн на 2000 р.). Порівняйте зазначимо, що у Румунії, де запаси значно поступаються українським, завдяки активним роботам у сфері підвищення ефективності видобутку вдалося стабілізувати її в рівні 7 млн. т/рік. Для розширення геологорозвідувальних робіт у Україна повинна залучити інвестиції обсягом приблизно 600 млн. дол.

Сьогодні вся імпортована нафту надходить до України по нафтопроводу із Росії, що у залежність від політичної й економічної кон’юнктури може істотно проводити ціни, і порядок розрахунків як у своєї, і казахстанської нафти. У 1999;му р. з переробленої ми нафти (10,4 млн. т) частка української становила 21,7%, російської - 65,2%, казахстанської - 13,1%. Кращою, з погляду техніко-економічних показників, є переробка більш високоякісної української нафти. Приміром, на Лисичанському НПЗ Плата переробку становить 11−12 дол./т, російської - 13 дол./т, а вихід бензинів — 26 і 13,2% відповідно. У цьому використання українськими НПЗ інших сортів нафти, в якості яких вище, ніж російської і казахстанської, — алжирській, ангольської, нігерійської, норвезької та інших., — дозволило б без додаткових інвестицій збільшити вироблення дефіцитних світлих нефтепродуктов.

Вибір постачальників базується насамперед на економічної доцільності. Його можливості обумовлена різним рівнем витрат за видобуток нафти й транспорт нафти нафтовидобувних регіонах і країн світу, і навіть неоднорідністю її якісного складу. Позитивний досвіду у цій галузі нагромаджено мови у Франції, яка за річний переробці 92 млн. тонн нафти імпортує 90 млн. т; 1998 р. імпорт розподілився так: Близькій Схід дав 43,7% загального імпорту (в 1978 р. — 78,9%), Північне море _ 32,3% (2,7%), Африка — 17,6% (14,7), інших країнах — 6,4% (3,7%).

Україна має існують об'єктивні умови в організацію альтернативних постачання нафти з Близького Сходу, Африки й Азербайджану. Практично немає Одеська нафтогавань, пропускну здатність якій внаслідок реконструкції зросла з 15 до 24 млн. т (1997 р.). Досягнутої потужності достатньо забезпечення нафтою Одеського і Кременчуцького НПЗ. Азербайджанська нафту може надходити на Херсонський НПЗ танкерами з Супси (до 1,7 млн. т/рік); цього необхідно побудувати нафтопровід з Херсонської нафтогавані до НПЗ довгою 12 км, що вимагає інвестицій у розмірі 2 млн. дол., термін будівництва — 1 рік. Надалі Херсонська нафтогавань і НПЗ може бути реконструйовані збільшення потужності до 6 млн. т/рік. Чинна технологічна схема самого сучасного з українських НПЗ — Лисичанського дозволяє ефективно використовувати азербайджанську нафту з глибиною переробки 66−67%. Транспортувати їх можна морем до Одеської нафтогавані, та був по залізниці до Лисичанська. Україна має діють також нафтотермінали в Криму (Феодосія і Анкерман) потужністю 1 млн. т/рік; реконструкція дозволила б збільшити їх пропускну спроможність в 1,5 — 2 разу. Для цього проекту знадобиться 10 млн. дол. Доцільно також будівництво задля забезпечення потреб і транзиту азербайджанської нафти на Західної Європи нового Одеського термінала потужністю 12 млн. т/рік (1 чергу) вартістю 647 млн. дол.

У кожній країні розвиток нафтопереробної промисловості має свої особливості, але загальними його рисами є посилення ролі поглиблювальних і облагороджувальних технологічних процесів, економія енергоресурсів, автоматизація виробництв, створення экологичных технологій. За даними Французького інституту нафти, в найближчій перспективі потужності НПЗ у світі можуть зрости на 287 млн. т/рік, чи 7,7%, зокрема країн СНД і Східної Європи — на 42 млн. т, чи 6,6%.

Реструктуризація НПЗ України багато чому визначається зростанням потреби у дизпаливі (до 13,1 млн. т — в 2015 р., при 5,9 млн. т — в 1999 р.) і необхідністю скоротити імпорт бензину. У зв’язку з тим, що у структуру споживання моторних палив Україна перспективі буде наближатися до західноєвропейським країнам, збільшення якості і збільшення виробництва бензинів основними напрямами інвестиційних програм українських НПЗ можна вважати розширення потужностей каталітичного крекінгу на 2,5 млн. т (11,8% від первинних процесів), будівництво нових установок ізомеризації потужністю 0,4 млн. т (6,4% від каталітичного риформінгу) і алкилирования потужністю 0,7 млн. т (11% від каталітичного крекінгу). З іншого боку, задля забезпечення відповідності якості бензинів вимогам екологічного законодавства доцільно побудувати установку із виробництва 360 тис. т/рік кисневмісних добавок. Для організації випуску дизельних палив у необхідних обсягах і необхідного якості однією з пріоритетів є збільшення потужностей термічних процесів гідрокрекінгу на 2,5 млн. т/рік (4,7% від первинних процесів), вісбрекінгу — на 3,2 млн. т/рік (6%), гідроочищення — на 1,5 млн. т (2,8%), коксування — на 1 млн. т/рік (1,8).

Особливої уваги заслуговує проблему забезпечення потреби у мастилах, імпорт що у Україну налічує сотні найменувань у сумі 200 млн. дол. на рік. Найважливішими напрямами тут є: регенерація відпрацьованих масел з додаткового отримання ресурсів (100 тис. т/рік); реконструкція чинного маслоблока зі збільшенням його потужності з випуску синтетичних олій у обсязі 50 тис. т/рік; створення разом із зарубіжними фірмами модульних установок зі зміщення 40 — 50 тис. т/рік мастил широкого асортименту; організація заводу з виробництву 70 тис. т присадок та його модифікованих форм як пакетів і композицій. Орієнтовні інвестиції у цей проект состовляют 500 млн. дол.

Отже, для реструктуризації нафтопереробки України з урахуванням екологічних вимог знадобиться 2 млрд. дол. Передусім будівництво нові й реконструкція діючих установок би мало бути здійснено на Одеському, Дрогобыческом, Надвірнянському НПЗ.

Важливим ланкою у забезпеченні потреб України у атомобильных горючемастильних матеріалах є автозаправні станції (АЗС). Їхню кількість (3020) і культурний рівень автоматизації не відповідають сучасним вимогам. Доведення кількості АЗС України до 4−5 тис. зажадає 0,8−1 млрд. дол., що можна лише за приходу зарубіжних инвестиций.

Заключение

.

Для збільшення видобутку в країні слід визначити шляхи виходу України на енергетичної кризи. Це — розвідка, принципова розробка нетрадиційних нафтогазоносних об'єктів — глибинних зон, кристалічною земної кори і зон гидрообразований в підводних надрах у Чорному морі. Один із таких зон розташована на північному краї ДнепровскоДонецької западини, вздовж її північного крайнього глибинного розламу. Тут, на ділянці довгою 250 км і завширшки 30−35 км, в 1989;1991гг. було відкрито 12 промислових родовищ нафти і є зі спільними запасами 219 млн. т нефтевого эквивалента.

Базуючись на розвіданої площі (445 кв. км) і суворо визначених вище запасів, можна назвати, що обсяг становить близько 0,4 млн. т на кв. км. Помноживши що цієї цифри на перспективну площа, матимемо загальні прогнози запасів нафти і є майже 19 млрд. т нефтевого еквівалента. Щоб визначити геологічні запаси, необхідно враховуватиме й коефіцієнт успішність розведки (промислових відкриттів), що є 0,55. Сумарні прогнози геологічних запасів нафти і є у надрах СевероКрайньої глубинно-разломной зони і північного борту Дніпровсько-Донецької западини можуть становити 7−10 млрд. т. нефтевого эквивалента.

У Дніпровсько-Донецьку западину є Південний прогин і південний борт який примикає щодо нього. По геологічної структурі вони рівнозначні до вищевказаним. Базуючись цих расчетах, можно прогнозувати запаси нафти і є 3−5 млрд. т нефтеного эквивалента.

У доцільно використовувати нафту для машинного палива й як для хімічної промышленности.

Список використаної литературы:

1. У. Качан «Розміщення продуктивних сил України», Київ «Вища школа»,.

1999р.; 2. «Геграфия України» за ред. Ф. Заставного, Львів «Світ»; 3. Голіков А. П., Дейнека А. Р., Казакова М. А. «Розміщення виробничих зусиль і регионалистика», Харків «Олант», 2002 р.; 4. М. Евдощук «Про відродження геологорозвідувальних робіт не на нафту та газу» // «Економіка України», № 5 1998 р, з 10−12; 5. О. Главати, Г. Бурлак «Стан і нафтопереробної галузі» // «Економіка України» № 3 1997 р. стор. 18−27.