Геоэкологические последствия нефтегазодобычи в оренбургском приуралье мячина ксения викторовна. Россия – мировой лидер нефтегазодобычи (новый этап развития) - iv_g

Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:

сбор нефти с поверхности водоемов;

обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;

извлечение нефти из ям и колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоемов ‑ это, по-видимому, один из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирии до нашей эры, в Сицилии в 1-м веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью , с целью ее извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в ХV в: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помещали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833-1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии - древней области между Ассирией и Мидией ‑ в V в. до н.э. нефть добывали с помощью кожаных ведер ‑ бурдюков.

На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу ХV в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5-2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

На Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен производилась с помощью шеста, к которому привязывали войлок или пучок, сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в колодец, а затем выжимали нефть в подготовленную посуду.

На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с 13 в. н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м ‑ не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца, составляло около 3100 м 3 далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками, В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.

В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И. Лерхе писал: «... В Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей (1 сажень - 2,1м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 батманов нефти...» (1 батман 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40-50 м, а диаметр или сторона квадрата сечения колодца 0,7-1 м.

В 1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колодца в море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добывалась из них много лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разбиты и затоплены водами Каспия.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836-1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти.Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г .

Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано ‑ всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при давлении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием , в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах 19 в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. другой способ добычи нефти ‑ газлифт ‑ предложил М.М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.

В развитии нефтяной промышленности можно выделить пять основных этапов:

I этап (до 1917 г.) – дореволюционный период;

II этап (с 1917 до 1941 гг.) период до Великой Отечественной войны;

III этап (с 1941 по 1945 гг.) – период Великой Отечественной войны;

IV этап (с 1945 по 1991 гг.) – период до распада СССР;

V этап (с 1991 г.) – современный период.

Дореволюционный период. На территории России нефть известна с давних пор. Еще в XVI в. Русские купцы торговали Бакинской нефтью. При Борисе Годунове (XVI в.) в Москву была доставлена первая нефть, добытая на реке Ухте. Поскольку слово «нефть» вошло в русский язык лишь в конце XVIII в., называли ее тогда «густая вода горяща».

В 1813 г. к России были присоединены Бакинское и Дербентское ханства с их богатейшими нефтяными ресурсами. Это событие оказало большое влияние на развитие нефтяной промышленности России в последующие 150 лет.

Другим крупным районом нефтедобычи в дореволюционной России была Туркмения. Установлено, что в районе Небит-Дага черное золото добывалось уже около 800 лет назад. В 1765 г. на о. Челекен насчитывалось 20 нефтяных колодцев с суммарной годовой добычей около 64 т в год. По свидетельству русского исследователя Каспийского моря Н. Муравьева, в 1821 г. туркмены на лодках отправили в Персию около 640 т нефти. В 1835 г. ее вывезли с о. Челекен больше, чем из Баку, хотя именно Апшеронский полуостров являлся объектом повышенного внимания нефтепромышленников.

Началом развития нефтяной промышленности в России является 1848 год,

В 1957 г. на долю Российской Федерации приходилось более 70 % добываемой нефти, а Татария вышла на первое место в стране по добыче нефти.

Главным событием данного периода стало открытие и начало разработки богатейших нефтяных месторождений в Западной Сибири. Еще в 1932 г. академик И.М. Губкин высказал мысль о необходимости начала систематических поисков нефти на восточном склоне Урала. Сначала были собраны сведения о наблюдениях естественных нефтяных выходов (реки Большой Юган, Белая и др.). В 1935г. здесь начали работать геологоразведочные партии, которые подтвердили наличие выходов нефтеподобных веществ. Однако «большой нефти» не было. Разведочные работы продолжались до 1943 г., а за тем были возобновлены в 1948 г. Лишь в 1960 г. было открыто Шаимское нефтяное месторождение, а вслед за ним Мегионское, Усть-Балыкское, Сургутское, Самотлорское, Варьеганское, Лянторское, Холмогорское и др. Началом промышленной добычи нефти в Западной Сибири считается 1965 г., когда ее было добыто около 1 млн. т. Уже в 1970 г. добыча нефти здесь составила 28 млн. т, а в 1981 г. ‑ 329,2млн.т. Западная Сибирь стала основным нефтедобывающим районом страны, а СССР вышел на первое место в мире по добыче нефти.

В 1961 г. были получены первые фонтаны нефти на месторождениях Узень и Жетыбай в Западном Казахстане (полуостров Мангышлак). Промышленная их разработка началась в 1965 г. Только по этим двум месторождениям извлекаемые запасы нефти составляли несколько сот миллионов тонн. Проблема заключалась в том, что мангышлакские нефти ‑ высокопарафинистые и имели температуру застывания +30...33 °С. Тем не менее в 1970 г. добыча нефти на полуострове была доведена до нескольких миллионов тонн.

Планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 г. В 1984-85 гг. произошло падение нефтедобычи. В 1986-87 гг. она снова росла, достигнув максимума. Однако, начиная с 1989 г., добыча нефти стала падать.

Современный период. После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось. В 1992 г. она составила 399 млн. т, в 1993 г. ‑ 354 млн. т, в 1994 г. ‑ 317 млн. т, в 1995 г. ‑ 307 млн. т.

Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.

Во-первых, ухудшилась сырьевая база отрасли . Степень вовлеченности в разработку и выработанность месторождений по регионам весьма высоки. На Северном Кавказе в разработку вовлечены 91,0 % разведанных запасов нефти, а выработанность месторождений составляет 81,5 %. В Урало-Поволжье эти цифры составляю соответственно 88,0 % и 69,1 %, в Республике Коми ‑ 69,0 % и 48,6 %, в Западной Сибири ‑ 76,8 % и 33,6 %.

Во-вторых, уменьшился прирост запасов нефти за счет вновь открытых месторождений . Из-за резкого снижения финансирования геологоразведочные организации сократили объем геофизических работ и поисково-разведочного бурения. Это привело к снижению числа вновь открытых месторождений. Так, если в 1986-90 гг. запасы нефти во вновь открытых месторождениях составляли 10,8 млн. т, то в 1991-95 гг. ‑ лишь 3,8 млн. т.

В третьих, велика обводненность добываемой нефти . Это означает, что при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости самой нефти добывается все меньше.

В четвертых, сказываются издержки перестройки . В результате ломки старого хозяйственного механизма жесткое централизованное управление отраслью было ликвидировано, а новое - еще только создается. Возникший дисбаланс цен на нефть, с одной стороны, и на оборудование и материалы, с другой, затруднил техническое оснащение промыслов. А ведь это необходимо именно сейчас, когда большинство оборудования отработало свой срок, а многие месторождения требуют перехода с фонтанного способа добычи на насосный.

Наконец, сказываются многочисленные просчеты, допущенные в прошлые годы. Так, в 70-е годы считалось, что запасы нефти в нашей стране неисчерпаемы. В соответствии с этим ставка делалась не на развитие собственных видов промышленного производства, а на покупку готовых промышленных товаров за рубежом на валюту, получаемую от продажи нефти. Огромные средства ушли на поддержание видимости благополучия в советском обществе. Нефтяная же промышленность финансировалась по-минимуму.

На сахалинском шельфе еще в 70-80-х гг. были открыты крупные месторождения, которые до сего времени не введены в эксплуатацию. Между тем им гарантирован огромный рынок сбыта в странах Азиатско-Тихоокеанского региона.

Каковы же дальнейшие перспективы развития отечественной нефтяной промышленности?

Однозначной оценки запасов нефти в России нет. Различные эксперты называют цифры объема извлекаемых запасов от 7 до 27 млрд. т, что составляет от 5 до 20 % мировых. Распределение запасов нефти по территории России таково: Западная Сибирь ‑ 72,2 %; Урало-Поволжье ‑ 15,2 %; Тимано-Печорская провинция ‑ 7,2 %; Республика Саха (Якутия), Красноярский край, Иркутская область, шельф Охотского моря ‑ около 3,5 %.

В 1992 г. началась структурная перестройка нефтяной промышленности России: по примеру западных стран стали создавать вертикально интегрированные нефтяные компании, контролирующие добычу и переработку нефти, а также распределение получаемых из нее нефтепродуктов.

480 руб. | 150 грн. | 7,5 долл. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут , круглосуточно, без выходных и праздников

Мячина Ксения Викторовна. Геоэкологические последствия нефтегазодобычи в Оренбургском Приуралье: диссертация... кандидата географических наук: 25.00.36 Оренбург, 2007 168 с. РГБ ОД, 61:07-11/130

Введение

Глава 1. Ландшафтно-экологические условия района исследования 10

1.1. Географическое положение и природное районирование 10

1.2. Геологическое строение и рельеф 12

1.2.1. Геология 12

1.2.2. Тектоника и анализ распределения залежей углеводородного сырья 15

1.2.3. Геоморфология и основные формы рельефа 18

1.3. Климатические условия 19

1.4. Гидрологические условия 22

1.5. Почвенный и растительный покров 27

1.6. Типы местности 30

1.7. Потенциальная экологическая устойчивость ландшафтов Оренбургского Приуралья 32

1.7.1. Подходы к определению устойчивости 32

1.7.2. Ранжирование исследуемой территории по степени потенциальной экологической устойчивости 36

Глава 2. Материалы и методы исследований 38

Глава 3. Характеристика нефтегазодобывающего комплекса 43

3.1. История развития нефтегазодобычи в мире и России 43

3.2. История развития нефтегазодобычи в Оренбургской области 47

3.3. Характеристика объектов добычи и транспортировки 56 углеводородного сырья

Глава 4. Воздействие объектов нефтегазопромыслов на природную среду 70

4.1. Основные типы и источники воздействия 70

4.2. Влияние на компоненты природной среды 73

4.2.1. Влияние на подземные и поверхностные воды 73

4.2.2. Влияние на почвенный и растительный покров 79

4.2.3. Влияние на атмосферу 99

Глава 5. Оценка геоэкологического состояния районов Оренбургского Приуралья 102

5.1. Классификация районов по степени техногенного преобразования 102

5.2. Геоэкологическое районирование Оренбургского Приуралья в связи с развитием нефтегазодобычи 116

Глава 6. STRONG Проблемы охраны и оптимизации ландшафтов, находящихся под влиянием

нефтегазодобычи STRONG 122

6.1. Охрана ландшафтов на территориях нефтегазопромыслов России и Оренбургского Приуралья 122

6.2. Проблема взаимодействия объектов нефтепромыслов с уникальными природными объектами (на примере Бузулукского бора) 127

6.3. Основные направления оптимизации ландшафтов Оренбургского Приуралья 130

Заключение 134

Список литературы 136

Фотоприложение 159

Введение к работе

Актуальность темы. Оренбургская область является одним из ведущих нефтегазодобывающих регионов европейской части России и занимает одно из первых мест по своему ресурсному нефтегазовому потенциалу. На начало 2004 года по области выявлено 203 месторождения углеводородного сырья, из них 157 находятся в разведке и разработке, 41 - в консервации и госрезерве, 5 месторождений не поставлены на учет в связи с малыми запасами (см. рисунок 1) . Большая часть месторождений и дальнейшие перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли в Оренбургской области связаны с ее западной частью, в географическом отношении это территория Оренбургского Приуралья .

Нефтегазодобывающая отрасль в Оренбуржье имеет преобладающее значение в экономике области. В то же время объекты нефтегазодобычи оказывают разнообразное все возрастающее воздействие на природные комплексы и являются одной из основных Причин нарушения экологического равновесия в регионах. На территориях нефтегазопромыслов естественные ландшафты преобразованы в природно-техногенные комплексы, где обнаруживаются глубокие, часто необратимые изменения. Причинами этих изменений становятся загрязнения природной среды в результате разливов нефти и межпластовых вод, выбросов сероводородсодержащих газов в атмосферу, воздействия нефтегазового производства на геологическую среду при бурении скважин, проведения сопутствующих земляных, строительно-монтажных, укладочных работ, движение транспортной и строительной техники .

Постоянным фактором ухудшения состояния природных комплексов с развитой сетью добычи углеводородов являются многочисленные аварии на трубопроводном транспорте всех рангов.

Нефтегазотранспортная система Оренбургской области начала создаваться в 40-е годы 20-ого века. Большая часть трубопроводной системы, как магистральной, так и промысловой, нуждается в реконструкции в связи с

5 высокой степенью изношенности и несоответствия существующим экологическим и технологическим требованиям, и, как следствие, высоким процентом аварийных порывов.

Недостаточная изученность и неполное представление о происходящих в ландшафтах изменениях может послужить причиной экологического кризиса, а в некоторых случаях - экологических катастроф. Поэтому необходимо определение закономерности и степени изменения ландшафтных комплексов с целью выявления тенденций их дальнейшего преобразования в процессе данного вида природопользования. Это может способствовать разработке рекомендаций по предотвращению дальнейших негативных последствий и обеспечению экологической безопасности региона.

Цели и задачи исследования. Целью работы является геоэкологическая оценка воздействия нефтегазопромысловых объектов на природную среду Оренбургского Приуралья.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

Проведен анализ современного состояния, структуры размещения и
тенденций дальнейшего развития нефтегазодобывающего комплекса
региона;

Выявлены основные факторы и геоэкологические последствия
техногенных изменений и нарушений ландшафтов на территории
нефтегазопромыслов;

Проведена дифференциация территории Оренбургского Приуралья по
уровням техногенной трансформации ландшафтов, основанная на системе
выявлений и обобщений основных показателей, характеризующих степень
техногенной нагрузки;

" - разработана схема геоэкологического районирования исследуемой территории на основе проведенной дифференциации с учетом потенциальной экологической устойчивости природных комплексов к техногенному воздействию;

на основе современной национальной и региональной природоохранной политики и практики нефтегазодобывающих предприятий разработаны базовые направления оптимизации природопользования и природоохранной деятельности.

Объектом исследования являются природные комплексы Оренбургского Приуралья, находящиеся под воздействием объектов нефтегазодобычи.

Предметом исследования является современная геоэкологическая ситуация в районах нефтегазодобычи, степень техногенной трансформации. ландшафтных комплексов и их динамика в связи с развитием указанной отрасли.

На защиту выносятся следующие основные положения:

длительная и широкомасштабная разработка нефтегазовых месторождений привела к разнообразным нарушениям компонентов ландшафтов Оренбургского Приуралья и обусловила формирование природно-техногенных комплексов, изменивших природно-ландшафтную структуру территории;

балльная оценка диагностических показателей техногенного воздействия на районы и созданная на ее основе оценочная шкала уровней техногенной трансформации ландшафтов позволяет выделить 6 групп районов Оренбургского Приуралья, различающихся по уровням техногенной трансформации природных комплексов;

категории геоэкологической напряженности являются интегральным показателем нарушенное баланса средообразующих компонентов в районах нефтегазодобычи и зависят не только от масштабов и глубины воздействия нефтегазопромыслов, но и от экологической устойчивости ландшафтов на уровне региональных и типологических единиц. Разработана схема районирования территории Оренбургского Приуралья по категориям геоэкологической напряженности.

7
важнейшим индикатором глубины воздействия нефтегазодобычи
на ландшафты региона является современное экологическое состояние
ключевых природных территорий (объектов природного наследия). Развитие
и сохранение сети ООПТ и формирование ландшафтно-экологического
каркаса, с обязательным внедрением мониторинга, является инструментом
противодействия дальнейшему негативному воздействию

нефтегазопромыслов на природную среду. Научная новизна

В работе впервые дан анализ сложившейся геоэкологической ситуации
на территории Оренбургского Приуралья в связи с интенсивной разведкой и
разработкой месторождений углеводородного сырья;

Впервые для территории Оренбургского Приуралья использован
системный ландшафтно-экологический подход- к исследованию
закономерностей изменения природных комплексов в районах
нефтегазодобычи;

Установлено, что районы нефтегазодобычи являются основными очагами экологического бедствия и зонами сокращения продуктивности сельхозугодий;

На основе существующих схем природных и агроклиматических
районов предложена схема потенциальной природной устойчивости
ландшафтов Оренбургского Приуралья;

проведена дифференциация изучаемой территории по уровням техногенной трансформации ландшафтов и введены категории геоэкологической напряженности, отражающие геоэкологическое состояние выделенных районов.

Практическое значение работы определяется выявлением значительной негативной роли нефтегазодобычи как источника специфического влияния на компоненты ландшафтов Оренбургского Приуралья. В результате проведенных исследований получена информация о состоянии природных комплексов и основных закономерностях их

8 изменений на территориях нефтепромыслов. Предложены подходы, перспективные для определения уровня техногенной трансформации ландшафтов, находящихся под влиянием нефтегазодобычи, в различных регионах. Выявленные особенности состояния природных комплексов позволят обеспечить дифференцированный подход к разработке мероприятий по их оптимизации и сохранению в процессе дальнейшего природопользования.

Использование результатов исследования подтверждается актами о
внедрении Комитетом по охране окружающей среды и природных ресурсов
Оренбургской области при планировании и организации мероприятий по
природоохранной деятельности. Созданная информационная база
использовалась также для научных проработок ОАО

«ОренбургНИПИнефти».

Личный вклад соискателя состоит: в непосредственном участии автора в полевых ландшафтно-геоэкологических исследованиях; анализе и систематизации литературных и фондовых данных; разработке оценочной шкалы техногенной трансформации природных комплексов; обосновании схемы потенциальной природной устойчивости ландшафтов исследуемой территории.

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на научно практических конференциях, симпозиумах и школах-семинарах различного уровня: региональных научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов (Оренбург, 2003, 2004, 2005); молодежной международной конференции «Экология- 2003» (Архангельск, 2003); Третьей Республиканской школе-конференции «Молодежь и пути России к устойчивому развитию» (Красноярск, 2003); Второй международной научной конференции «Биотехнология - охране окружающей среды» и третьей школе-конференции молодых ученых и студентов «Сохранение биоразнообразия и рациональное использование биологических ресурсов»

9 (Москва, 2004); Международной конференции «Природное наследие России: изучение, мониторинг, охрана» (Тольятти, 2004); Всероссийской научной конференции, посвященной 200-летию Казанского университета (Казань, 2004); Всероссийской конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы экологии и охраны окружающей среды» (Уфа, 2004); Второй Сибирской международной конференции молодых ученых по наукам о Земле (Новосибирск, 2004). По результатам работы автором был получен молодежный грант от УрО РАН. В 2005 году автор стала лауреатом конкурса научных работ молодых ученых и специалистов Оренбуржья за работу «Эколого-географическое районирование нефтегазоносной территории Оренбургской области».

По теме диссертации опубликовано 15 работ. Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и 1 фотоприложения. Общий объем диссертации -170 страниц, включая 12 рисунков и 12 таблиц. Список литературы содержит 182 источника.

Тектоника и анализ распределения залежей углеводородного сырья

Благоприятными геологическими структурами для накопления больших масс нефти и газа являются купола и антиклинали.

Углеводороды имеют меньший удельный вес по сравнению с водой и горными породами, поэтому выжимаются из материнских пород, в которых образовались, и движутся вверх по трещинам и слоям пористых пород, например песчаников, конгломератов, известняков. Встречая на своем пути горизонты плотных непроницаемых пород, таких, как глины или глинистые сланцы, эти полезные ископаемые накапливаются под ними, заполняя все поры, трещины, пустоты.

Промышленные месторождения нефти и газа, выявленные на территории области, как правило, приурочены к валам и изометрическим или линейно-вытянутым структурным зонам (Татарский свод, Муханово-Ероховский прогиб, Соль-Илецкое сводовое поднятие, Прибортовая зона Прикаспийской синеклизы, Восточно-Оренбургское валообразное поднятие, Предуральский краевой прогиб). Максимальные запасы нефти приурочены к Муханово-Ероховскому прогибу, а газа - к Соль-Илецкому сводовому поднятию (см. рисунок 2) .

Согласно нефтегеологическому районированию, западная часть Оренбуржья относится к Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносным провинциям. На территории области Волго-Уральская провинция включает Татарскую, Средневолжскую, Уфимско-Оренбургскую и Южно-Предуральскую нефтегазоносные области (НТО).

Татарская НТО приурочена к южным склонам Татарского свода. Средневолжская НТО подразделяется на Муханово-Ероховский и Южно-Бузулукский нефтегазоносные районы, им соответствует северная часть Бузулукской впадины (центральная часть Муханово-Ероховского прогиба) и ее южное логружение. Уфимско-Оренбургская НТО подразделяется на Восточно-Оренбургский и Соль-Илецкий нефтегазоносные районы, Южно-Предуральская нефтегазоносная область включает в себя Сакмаро-Илецкий нефтегазоносный район. Прикаспийская нефтегазоносная провинция на территории области в тектоническом отношении представлена бортовым уступом Прикаспийской синеклизы и ее внутренней прибортовой зоной Разведанные запасы южной части Татарского свода связаны в основном с франско-турнейским карбонатным комплексом, остальные содержатся в продуктивных пластах терригенных отложений девона. В зоне северного внешнего борта Муханово-Ероховского прогиба основные запасы нефти приурочены к девонскому терригеному комплексу. Часть ресурсов связана с нижнекаменноугольными отложениями. Перспективные запасы нефти внутреннего северного борта Муханово-Ероховского прогиба связаны с девонским терригенным комплексом, вереиским терригенным подкомплексом и визейским терригенным комплексом. В осевой зоне Муханово-Ероховского прогиба основные залежи нефти связаны с девонскими терригенными образованиями. К этой зоне приурочены Могутовское, Гремячевское, Твердиловское, Воронцовское и Новоказанское месторождения нефти. Запасы южной внешней бортовой зоны Муханово-Ероховского прогиба сосредоточены в франско-турнейском карбонатном и визейском терригенном комплексах. В ее пределах выявлены Бобровская, Долговско-Шулаевская, Покровско-Сорочинская, Малаховская, Солоновская и Тихоновская площади. Ведутся геологоразведочные работы в перспективных районах прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия, Предуральского краевого, прогиба. В этих районах относительно хорошо изучен северный борт Соль-Илецкого сводового поднятия. Перспективные запасы газа на Оренбургском месторождении - в основной верхнекаменноугольно-нижнепермской толще. В прибортовой зоне Прикаспийской синеклизы крупные залежи нефти связаны с продуктивными пластами девона и карбона, газа - с отложениями нижней перми и карбона. В пределах Восточно-Оренбургского валообразного поднятия выявлены наиболее крупные запасы по сравнению с ресурсами других геоструктурных элементов Оренбургской области. В основном они связаны с девонским терригенным, франско-турнейским карбонатным и визейским терригенным комплексами . Степень- изученности перспективных залежей, области высокая, но неравномерная. Особенно это касается южных районов, с которыми связываются основные перспективы нефтегазоносное. Например, в прибортовой части Прикаспийской впадины плотность глубокого бурения более чем в 3 раза меньше среднестатистической, по области. Потенциальным регионом, в котором следует прогнозировать открытие крупных месторождений на более далёкую перспективу, является Предуральский краевой прогиб. Этот район обладает крупными неразведанными ресурсами свободного газа и нефти, степень освоенности которых составляет соответственно всего 11 и 2 %. Район отличается очень выгодным географо-экономическим положением в. связи с близостью к Оренбургскому газовому комплексу. Наиболее реальны перспективы выявления новых месторождений в ближайшее время на территории деятельности ОАО «Оренбургнефть» в южной части Бузулукской впадины и западной части Восточно-Оренбургского поднятия. Имеется единодушное мнение о высоких перспективах девона в южной части области в пределах Рубежинского некомпенсированного прогиба. В этом регионе мы можем рассчитывать на открытие крупных и средних месторождений, связанных с блоками-ступенями по аналогии с Зайкинской и Росташинской группами месторождений .

История развития нефтегазодобычи в мире и России

До середины XIX века нефть добывалась в небольших количествах (2 - 5 тыс. т в год) из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Затем промышленная революция предопределила широкий спрос на горюче-смазочные вещества. Спрос на нефть начал возрастать.

С внедрением в конце 60-х годов XIX века бурения нефтяных скважин мировая добыча нефти увеличилась в десять раз, с 2 до 20 млн. т к концу века.. В 1900 г. нефть добывалась в 10 странах: России, США, Голландской Ост-Индии, Румынии, Австро-Венгрии, Индии, Японии, Канаде, Германии, Перу. Почти половина общей мировой добычи нефти приходилась на Россию (9 927 тыс. т) и США (8 334 тыс. т).

На протяжении XX века потребление нефти в мире продолжало возрастать быстрыми темпами. Накануне первой мировой войны, в 1913 г., главными нефтедобывающими странами являлись: США, Россия, Мексика, Румыния, Голландская Ост-Индия, Бирма и Индия, Польша .

В 1938 г. в мире было добыто уже 280 млн. т нефти. После второй мировой войны география добычи существенно расширилась. В 1945 г. уже 45-ю странами было добыто свыше 350 млн. т нефти. В 1950 г. мировая добыча нефти (549 млн. т) почти вдвое превысила довоенный уровень и в последующие годы удваивалась каждые 10 лет: 1 105 млн. т в 1960 г., 2 337,6 млн. т в 1970 г. В 1973 - 1974 гг. в результате многолетней борьбы 13-ти развивающихся нефтедобывающих стран, объединившихся в Организацию стран-экспортеров нефти (ОПЕК), и их победы над Международным нефтяным картелем произошло почти четырехкратное увеличение мировых цен на нефть. Это вызвало глубокий энергетический кризис, из которого мир вышел в конце 70-х - начале 80-х гг. Установившиеся чрезмерно высокие цены на нефть вынудили развитые государства активно внедрять нефтесберегающие технологии. Максимум мировой добычи нефти - 3 109 млн. т (3 280 млн. т с конденсатом) пришелся на 1979 г. Но к 1983 г. добыча снизилась до 2 637 млн. т, а затем начала вновь возрастать. В 1994 г. в мире было добыто 3 066 млн. т нефти. Накопленная с начала разработки нефтяных месторождений суммарная мировая добыча нефти составила к 1995 г. около 98,5 млрд. т. Природный газ впервые был применен в 1821 г. в США для освещения. Спустя столетие, в 20-е годы XX века, США значительно обгоняли другие страны в использовании газа. Суммарная мировая добыча природного газа за каждые 20 лет возрастала в 3-4 и более раз: 1901-1920 гг. - 0,3 трлн. м3; 1921-1940 гг. - 1,0 трлн. м3; 1941-1960ТГ. - 4,8 трлн. м3; 1960-1980 гг. - 21,0 трлн. м3. В 1986 г. в мире было добыто 1 704 млрд. м природного газа. В 1993 г. общая добыча природного газа в мире составила 2663,4 млрд. м . Добыча нефти и газа в СССР и России В дореволюционной России наибольшая добыча нефти пришлась на 1901 г. - 11,9 млн. т. Это составило более половины всей мировой добычи нефти. В канун первой мировой войны (1913 г.) в России было добыто 10,3 млн. т нефти, а в конце войны (1917 г.) - 8,8 млн т. Почти полностью разрушенная в.годы мировой и гражданской войны нефтяная промышленность стала возрождаться с 1920 г. До второй мировой войны основные нефтяные районы СССР располагались в Азербайджане и Предкавказье. В 1940 г. добыча нефти в СССР достигла 31,1 млн. т (из них 22,2 млн. т.. в Азербайджане; 7,0 млн. т. в РСФСР). Но в годы войны добыча значительно уменьшилась и составила в 1945 т. 19,4 млн. т (11,5 млн. т в Азербайджане; 5,7 млн. т в РСФСР). Долю нефти в промышленности в это время занял уголь. В военные и послевоенные годы в разработку последовательно вовлекались новые нефтяные месторождения. В сентябре 1943 г. в Башкирии был получен мощный нефтяной фонтан из разведочной скважины у деревни Кинзебулатово. Это позволило резко поднять здесь добычу нефти в разгар Великой Отечественной войны. Спустя год был получена первая нефть из девонских отложений на Туймазинском месторождении. В 1946 г. было открыто первое нефтяное (Бавлинское) месторождение в Татарии. В этот же период здесь появилось знаменитое своими запасами Ромашкинское месторождение нефти. В 1950 г. добыча нефти в СССР (37,9 млн. т) превзошла довоенный уровень. Главным нефтедобывающим регионом страны стала обширная территория, расположенная между Волгой и Уралом, включающая богатые нефтяные месторождения Башкирии и Татарии и получившая название «Второе Баку».. К 1960 г. добыча нефти увеличилась почти в 4 раза по сравнению с 1950 г. Девонские отложения стали самым мощным нефтеносным комплексом в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. С 1964 г. началась промышленная эксплуатация западносибирских месторождений нефти. Это позволило увеличить добычу нефти в стране в 1970 г. по сравнению с 1960 г. более чем вдвое (353,0 млн. т) и наращивать годовые приросты добычи нефти до 25-30 млн. т. В 1974 г. СССР занял первое место в мире по добыче нефти. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, ставшая с середины 70-х годов главной базой по добыче нефти и газа, обеспечивала более половины всей добываемой в стране нефти. В первой половине 80-х годов в СССР добывалось 603 - 616 млн. т нефти (с конденсатом). Но в 1985 г. добыча резко упала до 595 млн. т, хотя согласно «Основным направлениям экономического и социального развития народного хозяйства СССР», в 1985 г. планировалось добыть 628 млн. т нефти. Максимум добычи нефти в стране - 624,3 млн. т - был достигнут в 1988 г. Затем начался спад - 305;6 млн. т в 1997 г., после чего добыча опять стала возрастать (см. рис. 5). В большинстве старых нефтедобывающих районов Северного Кавказа и в Урало-Поволжья снижение добычи нефти произошло задолго до 1988 г. Но оно компенсировалось ростом добычи в Тюменской области. Поэтому резкое падение добычи нефти в Тюменской области после 1988 г. (в среднем, по 7,17% в год) вызвало столь же значительное ее падение в целом по СССР (по 7,38% в год) и по России.

Основные типы и источники воздействия

Все технологические объекты нефтегазодобывающего комплекса являются мощными источниками негативного воздействия на различные компоненты природных систем . Оказываемое воздействие можно подразделить на несколько типов: химическое, механическое, радиационное, биологическое, тепловое, шумовое. Основными видами воздействия, наносящими наиболее значительный ущерб природной среде в процессе рассматриваемого вида природопользования, являются химическое и механическое воздействия .

К химическому воздействию можно отнести загрязнение нефтью и нефтепродуктами почв (является наиболее распространенным фактором воздействия), поверхностных и подземных вод; загрязнение компонентов ландшафта высокоминерализованными пластовыми водами, буровыми растворами, ингибиторами коррозии и другими химическими веществами; загрязнение атмосферы выбросами вредных веществ. Потенциальными источниками химического воздействия на природную среду являются все объекты нефтепромысловой и трубопроводной систем: буровые установки, скважины различного назначения, резервуарные парки и другие объекты в составе сооружений нефтепромыслов, внутрипромысловые и магистральные трубопроводы.

При бурении главным источником химического загрязнения являются буровые растворы, буферные жидкости, компоненты, закачиваемые в продуктивные толщи для повышения нефтеотдачи пластов, ингибиторы коррозии и солеотложений, сероводород . На буровых площадках имеются амбары, предназначенные для хранения бурового шлама, пластовых вод и других жидких отходов (см. фотоприложение, фото 1). Повреждение стен амбаров и их переполнение приводит к утечке содержимого и загрязнению прилегающих территорий . Особую опасность представляет открытое аварийное фонтанирование из скважины, в результате которого в окружающую среду могут попасть десятки тонн нефти. Загрязнение природной среды нефтью и нефтепродуктами является одной из острейших экологических проблем России и ежегодно отмечается в числе приоритетных в Государственном докладе «О состоянии окружающей природной среды Российской Федерации» .

Загрязнение углеводородами возможно также в результате аварийных ситуаций и нарушения герметичности оборудования на сооружениях нефтепромыслов, при фильтраций из котлованов, шламонакопителей.

Не менее острые экологические проблемы возникают при транспортировке нефти и нефтепродуктов. Наиболее экономичен транспорт нефти по трубопроводам - себестоимость перекачки нефти в 2-3 раза ниже, чем стоимость перевозки по железной дороге. Средняя дальность перекачки нефти в нашей стране составляет, до 1500 км. Нефть транспортируется по трубопроводам диаметром 300-1200 мм, подверженным коррозии, отложениям смол и парафинов внутри труб. Поэтому по всей длине трубопроводов необходимы технический контроль, своевременный ремонт и реконструкция . В исследуемом регионе 50% аварий на нефтепроводах и 66% аварий на газопроводах происходят по причине старения и износа оборудования . Нефтегазотранспортная сеть Оренбуржья начала создаваться в 40-е годы 20-го века. Большая часть трубопроводной системы, как магистральной, так и промысловой, нуждается в реконструкции в связи с высокой степенью изношенности и несоответствия существующим экологическим требованиям, и, как следствие, высоким процентом аварийных порывов.

Природные причины возникновения аварий обусловлены воздействиями, которым подвергается нефтепровод со стороны окружающей среды. Линия трубопровода существует в определенной окружающей среде, роль которой выполняют вмещающие горные породы. Материал трубопровода испытывает со стороны среды химические воздействия (коррозия различных видов). Именно коррозия является основной причиной возникновения аварийных ситуаций на промысловых нефтепроводах. Авария возможна и при влиянии экзогенных геологических процессов, которое выражается в механическом воздействии на линию в массиве пород. Величина напряжений, возникающих при механическом воздействии грунтов на трубы, определяется крутизной склона и ориентировкой линии нефтепровода на склоне. Таким образом, число аварий на трубопроводах связано с геоморфологическими условиями территории. Наибольшее количество аварий отмечается при пересечении линии падения склона трубопроводом под углом 0-15, то есть проложенных параллельно линии падения склона . Эти трубопроводы относятся к высшему и первому классам опасности возникновения аварийных ситуаций. В Оренбургской области примерно 550 км основных нефтепродуктопроводов относится к IV классу опасности, более 2090 км - к III и около 290 - ко II классам опасности .

Отдельно следует отметить проблемы, связанные с «бесхозными» скважинами, пробуренными геологоразведочными предприятиями и не стоящими на балансе ни в одной из организаций, ведущих хозяйственную деятельность. Многие из этих скважин находятся под давлением и с другими признаками проявления нефти и газа. Работы по их ликвидации и консервации практически не ведутся из-за отсутствия финансирования. Наиболее опасными с экологической точки зрения являются скважины, расположенные в болотистой местности и вблизи водных объектов, а также расположенные в зонах движения пластичных глин и сезонного затопления.

В районах нефтепромыслов исследуемого региона насчитывается более 2900 скважин, из них действующих около 1950 . Следовательно, значительное количество скважин находится в длительной консервации, что не предусматривается инструкцией о порядке ликвидации и консервации скважин. Соответственно, эти скважины являются потенциальными источниками аварийных нефте- и газопроявлений.

К механическому воздействию относится нарушение почвенного и растительного покрова или его полное уничтожение, изменение ландшафта (в результате земляных, строительно-монтажных, укладочных работ, движения транспортной и строительной техники, изъятия земель для строительства объектов нефтедобычи, вырубке лесов и т.д.), нарушение целостности недр при бурении (см. фотоприложение, фото 3) .

Классификация районов по степени техногенного преобразования

Для детального анализа современной геоэкологической ситуации, сложившейся в регионе под воздействием нефтегазодобычи, в первую очередь проведена дифференциация изучаемой территории по степени техногенной трансформации . Дифференциация основана на анализе размещения месторождений углеводородов и выявлении системы основных диагностических показателей, определяющих степень техногенной трансформации ландшафтов. По результатам исследований разработана оценочная шкала уровней трансформации ландшафтов.

В роли единиц дифференциации выступают административные районы Оренбургского Приуралья.

В Оренбургской области территория с развитой сетью нефтегазодобычи охватывает 25 административных районов, включая Оренбургский район. На его территории, помимо нескольких газовых месторождений средней величины, находится самое крупное в Европе Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), его площадь больше площади среднего месторождения углеводородов примерно в 48 раз (длина - 100 км, ширина - 18 км). Запасы и объемы добычи сырья данного месторождения можно назвать несоизмеримыми (более 849,56 млрд. м природного газа, более 39,5 млн. т конденсата, а также нефть, гелий и др. ценные компоненты в составе сырья). На 01.01 95 г. фонд только добывающих скважин на территории ОНГКМ составлял 142 единицы . На территории Оренбургского района расположены крупнейшие в Европе центры по переработке газа и конденсата - Оренбургский газоперерабатывающий и Оренбургский гелиевый заводы, являющиеся главными источниками негативного- воздействия на все компоненты природной среды на территории района .

Учитывая вышеизложенные особенности Оренбургского района, его природные комплексы объективно можно отнести к наиболее техногенно трансформированным, подверженным максимальной нагрузке со стороны объектов нефтегазодобычи. На этом основании дальнейшая балльная оценка трансформации природных комплексов Оренбургского района не проводилась.

Оценка состояния ландшафтов остальных районов производилась по анализу 12-ти диагностических показателей техногенной измененности (таблица 9), выбор каждого показателя обоснован.

Естественно, что механическая нарушенность ландшафтных комплексов района находится в прямой зависимости от общей плотности месторождений углеводородного сырья (действующих, законсервированных, выработанных и не поставленных на учет), от плотности пробуренных скважин различного назначения (геологоразведочных, параметрических, добывающих, нагнетательных и др.), от наличия на территории узловых сооружений нефтепромыслов любого назначения (дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, установок предварительного сброса воды, пунктов налива и слива нефти и др.) (см. табл. 10). Однако данная зависимость осложнена размерностью месторождений, длительностью и технологиями их эксплуатации, а также другими факторами. Количество крупных аварий на месторождениях за 2000-2004 гг. Изучаемая территория находится под экологическим контролем Инспекции по охране окружающей среды Оренбургской области и ее подразделения (Бузулукской Специализированной инспекции государственного экологического контроля, и анализа). По данным инспекции по районам проведен сравнительный анализ аварийности при добыче и транспортировке углеводородного сырья (разливы нефти при порыве магистральных и промысловых трубопроводов и откидных линий скважин, неуправляемые нефтепроявления, в т.ч. открытое фонтанирование нефти) (см. табл. 10). Учитывались только наиболее крупные аварии, вследствие которых произошло загрязнение нефтепродуктами (с последующим высоким превышением фонового значения нефтепродуктов в почве) большой площади земель или снежного покрова (не менее 1 га), и (или) произошло значительное загрязнение нефтепродуктами (с высоким превышением ПДК) водоема. Можно сделать вывод, что по общему числу аварий лидируют Грачёвский, Красногвардейский и Курманаевский районы. По нашим дальнейшим выводам, именно эти районы входят в зону кризисного экологического состояния, основной причиной которого является деятельность по добыче и транспортировке углеводородного сырья. Сроки разработки месторождений, техническое состояние объектов Фактор времени здесь играет двоякую роль: с одной стороны, за прошедшее с момента воздействия время под влиянием самовосстанавливающих функций ОС негативное воздействие может быть сглажено, а с другой стороны техническое состояние оборудования месторождений с течением времени ухудшается и может привести к новому загрязнению. Длительность разработки месторождения служит, как правило, показателем его системы оборудования и технического состояния объектов, а также выражает степень накопленной техногенной нагрузки на природные компоненты. Кроме того, при вступлении месторождений нефти в позднюю стадию разработки постоянно увеличиваются объемы добываемой минерализованной химически агрессивной воды. Средняя обводненность добываемой продукции может превышать 84 %, и соотношение вода / нефть постоянно увеличивается . В Бугурусланском, Северном, Абдулинском, Асекеёвском, Матвеевском районах расположены наиболее старые месторождения, разработка которых началась до 1952 года, что усугубляет негативное. воздействие на ландшафты. По материалам ОАО «ОренбургНИПИнефти», техническое состояние объектов месторождений неудовлетворительное, большинство не реконструировались с года постройки; можно встретить негерметизированные системы сбора пластовой продукции (Байтуганское месторождение).

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:

Сбор нефти с поверхности водоемов;

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;

Извлечение нефти из ям и колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоемов - это, по-видимому, один из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирии до нашей эры, в Сицилии в 1-ом веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745 г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1858 г. на о. Челекен и в 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, с целью ее извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ари-осто в XV в.: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помещали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833...1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии - древней области между Ассирией и Мидией - в V в. до н.э. нефть добывали с помощью кожаных ведер - бурдюков.

На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу XVII в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5...2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6 м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с VIII в. н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м - не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца составляло около 3100 м 3 . Далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками. В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.

В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И. Лерхе писал: «... в Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей (1 сажень = 2,1 м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 батманов нефти...» (1 батман = 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40...50 м, а диаметр или сторона квадрата сечения колодца 0,7...! м.

К моменту подписания Гюлистанского мирного договора между Россией и Персией (декабрь 1813г.), когда Бакинское и Дербентское ханства влились в состав нашей страны, на Апшеронском полуострове насчитывалось 116 колодцев с черной нефтью и один с «белой», ежегодно дававших около 2400 т этого ценного продукта. В 1825 г. в районе Баку из колодцев было добыто уже 4126 т нефти.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836...1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г.

Свою отрицательную роль сыграло высказывание посетившего Баку в 1864 г. академика Г.В. Абиха о том, что бурение нефтяных скважин здесь не оправдывает ожиданий, и что «... как теория, так и опыт одинаково подтверждают мнение о необходимости увеличения числа колодцев...»

Аналогичное мнение существовало в отношении бурения некоторое время и в США. Так, в местности, где Э. Дрейк пробурил свою первую нефтяную скважину, полагали, что «нефть является жидкостью, вытекающей каплями из угля, залегающего в ближних холмах, что для ее добычи бесполезно бурить землю и что единственный способ ее собрать - это отрыть траншеи, где она бы скапливалась».

Тем не менее практические результаты бурения скважин постепенно изменили это мнение. Кроме того и статистические данные о влиянии глубины колодцев на добычу нефти свидетельствовали о необходимости развития бурения: в 1872 г. среднесуточная добыча нефти из одного колодца глубиной 10... 11 м составляла 816 кг, в 14...16 м - 3081 кг, а глубиной свыше 20 м - уже 11200 кг.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З.А. Тагиева в Биби-Эйбате. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано - всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи нефти были выполнены в США в 1865 г. В России этот способ начали применять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком и нефтепромышленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальный: в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах XIX в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. Другой способ добычи нефти - газлифт - предложил М.М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сура-ханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.

Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:

Сбор нефти с поверхности водоемов;

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;

Извлечение нефти из ям и колодцев.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836...1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З.А. Тагиева в Биби-Эйбате. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано - всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сура-ханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.

Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:

Сбор нефти с поверхности водоемов;

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;

Извлечение нефти из ям и колодцев.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836...1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З.А. Тагиева в Биби-Эйбате. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано - всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сура-ханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.

КАТЕГОРИИ