Русия е световен лидер в производството на нефт и газ (нов етап на развитие) - iv_g. Прескачане на главното меню към съдържанието

Съвременните методи за добив на нефт са предшествани от примитивни методи:

събиране на нефт от повърхността на резервоари;

обработка на пясъчник или варовик, импрегниран с масло;

добив на нефт от ями и кладенци.

Събирането на нефт от повърхността на открити водни тела очевидно е един от най-старите методи за извличането му. Използван е в Мидия, Асиро-Вавилония и Сирия пр. н. е., в Сицилия през 1 век сл. н. е. и др. В Русия нефтът е добиван чрез събирането му от повърхността на река Ухта през 1745 г. организиран от F.S. Прядунов. През 1868 г. в Кокандското ханство нефтът се събира в канавки, като се създава язовир от дъски. Американските индианци, когато открили масло на повърхността на езера и потоци, поставили одеяло върху водата, за да попие маслото, и след това го изстискали в съд.

Обработка на импрегниран с масло пясъчник или варовик, за целите на извличането му, са описани за първи път от италианския учен Ф. Ариосто през 15 век: близо до Модена в Италия, съдържащи нефт почви са раздробени и нагрявани в котли; след това те бяха поставени в торби и пресовани с помощта на преса. През 1819 г. във Франция чрез добив са разработени нефтоносни слоеве от варовик и пясъчник. Добитата скала се поставя в вана, пълна с гореща вода. При разбъркване маслото изплува на повърхността на водата и се събира с резервоар. През 1833-1845г. На бреговете на Азовско море се добива пясък, напоен с нефт. След това се поставя в ями с полегато дъно и се полива. Маслото, измито от пясъка, се събира от повърхността на водата с туфи трева.

Добив на нефт от ями и кладенцисъщо известен от древни времена. В Кисия – древната област между Асирия и Мидия – през 5в. пр.н.е. Маслото се извлича с помощта на кожени кофи, наречени водни мехове.

В Украйна първите споменавания за производство на петрол датират от началото на 15 век. За да направят това, те изкопаха ями с дълбочина 1,5-2 м, в които маслото се просмука заедно с водата. След това сместа се събира в бъчви, затворени отдолу със запушалки. Когато по-лекото масло изплува, пробките се отстраняват и утаената вода се източва. До 1840 г. дълбочината на дупките за копаене достига 6 м, а по-късно петролът започва да се извлича от кладенци с дълбочина около 30 м.

На полуостровите Керч и Таман производството на петрол от древни времена се извършва с помощта на стълб, към който е вързан филц или кок, направен от коса от конска опашка. Те бяха спуснати в кладенеца и след това маслото беше изцедено в подготвения контейнер.

На полуостров Абшерон добивът на нефт от кладенци е известен от 13 век. AD При изграждането им първо е откъсната дупка като обърнат (обърнат) конус чак до нефтения резервоар. След това бяха направени первази отстрани на ямата: със средна дълбочина на потапяне на конуса от 9,5 m, най-малко седем. Средното количество пръст, отстранено при изкопаване на такъв кладенец, е около 3100 m 3, след това стените на кладенците от самото дъно до повърхността са закрепени с дървена рамка или дъски, а в долните корони са направени дупки за притока на масло. Вадеха се от кладенци с помощта на мехове, които се повдигаха с ръчна лебедка или с помощта на кон.

В доклада си за пътуване до полуостров Абшерон през 1735 г. д-р И. Лерче пише: „... В Балахани имаше 52 нефтени находища с дълбочина 20 фатома (1 фатом - 2,1 м), от които някои удариха силно , и се доставят годишно 500 батмана масло...” (1 батман 8,5 кг). Според академик С.Г. Амелина (1771) дълбочината на нефтените кладенци в Балахани достига 40-50 m, а диаметърът или страната на квадратното сечение на кладенеца е 0,7-1 m.

През 1803 г. бакинският търговец Касимбек построява два петролни кладенеца в морето на разстояние 18 и 30 м от брега на Биби-Хейбат. Кладенците бяха защитени от вода с кутия, изработена от плътно сплетени дъски. В продължение на много години от тях се извлича петрол. През 1825 г. по време на буря кладенците са счупени и наводнени от водите на Каспийско море.

При метода на кладенеца технологията за добив на нефт не се е променила от векове. Но още през 1835 г. служител на минния отдел Фалендорф в Таман за първи път използва помпа за изпомпване на петрол през спусната дървена тръба. Редица технически подобрения са свързани с името на минния инженер Н.И. Воскобойникова. За да намали обема на изкопните работи, той предложи изграждането на нефтени кладенци под формата на минна шахта, а през 1836-1837 г. извърши реконструкцията на цялата система за съхранение и доставка на петрол в Баку и Балахани.Но едно от основните дела в живота му беше пробиването на първия в света петролен кладенец в 1848 г.

Дълго време добивът на нефт чрез сондиране на кладенци у нас беше третиран с предразсъдъци. Смята се, че тъй като напречното сечение на кладенеца е по-малко от това на петролен кладенец, тогава потокът от нефт към кладенците е значително по-малък. В същото време не беше взето предвид, че дълбочината на кладенците е много по-голяма, а трудоемкостта на тяхното изграждане е по-малка.

Когато работят с кладенци, производителите на петрол се стремят да ги прехвърлят в течащ режим, т.к това беше най-лесният начин да го получите. Първият мощен петролен изблик в Балахани се случи през 1873 г. на мястото Халафи. През 1887 г. 42% от петрола в Баку е произведен по течен метод.

Принудителното извличане на нефт от кладенци доведе до бързо изчерпване на нефтените пластове, съседни на техния ствол, а останалата част (по-голямата част) остана в дълбините. В допълнение, поради липсата на достатъчен брой съоръжения за съхранение, значителни загуби на петрол са настъпили още на повърхността на земята. Така през 1887 г. от фонтани са изхвърлени 1088 хил. т. нефт, а събраните са едва 608 хил. т. В районите около фонтаните се образуват огромни нефтени езера, където в резултат на изпарение се губят най-ценните фракции. Самото изветряло масло става негодно за преработка и се изгаря. Застоялите нефтени езера горяха много дни подред.

Нефтът се извлича от кладенци, в които налягането не е достатъчно, за да изтече, с помощта на цилиндрични кофи с дължина до 6 м. В дъното им е монтиран клапан, който се отваря, когато кофата се движи надолу и се затваря под тежестта на извлечената течност, когато кофата натиснат нагоре. Методът за извличане на петрол с помощта на резервоари беше наречен тартан,V 1913 г. 95% от целия петрол е извлечен с негова помощ.

Инженерната мисъл обаче не стои неподвижна. През 70-те години на 19в. В.Г. — предложи Шухов компресорен метод за производство на маслочрез подаване на сгъстен въздух в кладенеца (въздушен лифт). Тази технология е тествана в Баку едва през 1897 г. Друг метод за производство на нефт - газлифт - е предложен от M.M. Тихвински през 1914 г

Изходите на природен газ от природни източници се използват от човека от незапомнени времена. По-късно намира приложение природният газ, получен от кладенци и сондажи. През 1902 г. в Сурахани близо до Баку е пробит първият кладенец, който произвежда промишлен газ от дълбочина 207 m.

В развитието на нефтената индустрияМогат да се разграничат пет основни етапа:

I етап (преди 1917 г.) – предреволюционен период;

II етап (от 1917 до 1941 г.) периодът преди Великата отечествена война;

III етап (от 1941 до 1945 г.) - периодът на Великата отечествена война;

IV етап (от 1945 до 1991 г.) – периодът преди разпадането на СССР;

V етап (от 1991 г.) – съвременен период.

Предреволюционен период. Петролът е известен в Русия отдавна. Още през 16 век. Руските търговци търгуваха с петрол от Баку. При Борис Годунов (16 век) първият нефт, добит на река Ухта, е доставен в Москва. Тъй като думата "масло" навлиза в руския език едва в края на 18 век, тогава тя се нарича "гъста горяща вода".

През 1813 г. Бакинското и Дербентското ханства с техните най-богати петролни ресурси са присъединени към Русия. Това събитие оказа голямо влияние върху развитието на руската петролна индустрия през следващите 150 години.

Друг голям район за производство на петрол в предреволюционна Русия е Туркменистан. Установено е, че черното злато се е добивало в района на Небит-Даг преди около 800 години. През 1765 г. на о. Челекен имаше 20 нефтени кладенци с общ годишен добив около 64 тона годишно. Според руския изследовател на Каспийско море Н. Муравьов, през 1821 г. туркмените изпратили около 640 тона петрол в Персия с лодки. През 1835 г. тя е отведена от о. Челекен повече от Баку, въпреки че полуостров Абшерон беше обект на повишено внимание от петролните индустриалци.

Развитието на петролната промишленост в Русия започва през 1848 г.

През 1957 г. Руската федерация представлява повече от 70% от произведения петрол, а Татарстан заема първо място в страната по производство на петрол.

Основното събитие на този период е откриването и началото на разработването на най-богатите нефтени находища в Западен Сибир. Още през 1932 г. академик I.M. Губкин изрази идеята за необходимостта от започване на системни търсения на нефт на източния склон на Урал. Първо, беше събрана информация за наблюдения на естествени нефтени изтичания (реките Болшой Юган, Белая и др.). През 1935г Тук започнаха работа геолого-проучвателни партиди, които потвърдиха наличието на нефтени вещества. Голям петрол обаче нямаше. Проучвателните работи продължават до 1943 г., след което са възобновени през 1948 г. Едва през 1960 г. е открито Шаимското петролно находище, последвано от Мегионское, Уст-Балыкское, Сургутское, Самотлорское, Вариеганское, Лянторское, Холмогорское и др. производство в Западен Сибир се счита за 1965 г., когато са произведени около 1 милион тона.Още през 1970 г. производството на петрол тук възлиза на 28 милиона тона, а през 1981 г. - 329,2 милиона тона. Западен Сибир става основният район за производство на петрол в страната, а СССР излиза на първо място в света по производство на петрол.

През 1961 г. в находищата Узен и Жетибай в Западен Казахстан (полуостров Мангишлак) са произведени първите петролни фонтани. Промишленото им развитие започва през 1965 г. Само в тези две находища възстановимите запаси от нефт възлизат на няколкостотин милиона тона. Проблемът беше, че мангъшлакските масла бяха силно парафинови и имаха точка на течливост +30...33 °C. Въпреки това през 1970 г. производството на петрол на полуострова е увеличено до няколко милиона тона.

Системното нарастване на добива на петрол в страната продължава до 1984 г. През 1984-85 г. Имаше спад в производството на петрол. През 1986-87г отново нарасна, достигайки своя максимум. От 1989 г. обаче производството на петрол започва да намалява.

Модерен период. След разпадането на СССР спадът в производството на петрол в Русия продължи. През 1992 г. той възлиза на 399 млн. тона, през 1993 г. - 354 млн. тона, през 1994 г. - 317 млн. тона, през 1995 г. - 307 млн. тона.

Продължаващото намаляване на добива на петрол се дължи на факта, че не е елиминирано влиянието на редица обективни и субективни негативни фактори.

Първо, суровинната база на индустрията е влошена. Степента на участие в разработването и изчерпването на находищата по региони е много висока. В Северен Кавказ 91,0% от доказаните петролни запаси участват в разработването, а изчерпването на находищата е 81,5%. В района на Урал-Волга тези цифри са съответно 88,0% и 69,1%, в Република Коми - 69,0% и 48,6%, в Западен Сибир - 76,8% и 33,6%.

Второ, увеличението на петролните запаси поради новооткрити находища е намаляло. Поради рязкото намаляване на финансирането организациите за геоложко проучване намалиха обема на геофизичните работи и проучвателните сондажи. Това доведе до намаляване на броя на новооткритите находища. И така, ако през 1986-90г. петролните запаси в новооткрити находища възлизат на 10,8 млн. тона, след което през 1991-95г. - само 3,8 милиона тона.

Трето, водоотрязъкът на добития нефт е висок. Това означава, че при същите разходи и обеми на добива на пластов флуид се произвежда все по-малко и по-малко нефт.

Четвърто, разходите за преструктуриране засягат. В резултат на разпадането на стария икономически механизъм беше премахнато твърдото централизирано управление на индустрията и едва се създава нов. Полученият дисбаланс в цените на петрола, от една страна, и на оборудването и материалите, от друга, усложни техническото оборудване на находищата. Но това е необходимо точно сега, когато по-голямата част от оборудването е изтекло и много полета изискват преход от поточния метод на производство към помпения метод.

И накрая, многобройните грешни изчисления, направени през последните години, взимат своето.Така през 70-те години се смяташе, че петролните залежи у нас са неизчерпаеми. В съответствие с това акцентът беше поставен не върху развитието на собствени видове промишлено производство, а върху закупуването на готови промишлени стоки в чужбина с помощта на валутата, получена от продажбата на петрол. Огромни суми пари бяха похарчени за поддържане на видимостта на просперитет в съветското общество. Петролната индустрия получи минимално финансиране.

На шелфа на Сахалин още през 70-80-те години. Открити са големи находища, които все още не са пуснати в експлоатация. Междувременно им е гарантиран огромен пазар в страните от Азиатско-тихоокеанския регион.

Какви са бъдещите перспективи за развитие на местната нефтена индустрия?

Няма еднозначна оценка на петролните запаси в Русия. Различни експерти дават цифри за обема на извличаемите запаси от 7 до 27 милиарда тона, което е от 5 до 20% от световните. Разпределението на петролните запаси в Русия е както следва: Западен Сибир - 72,2%; Урал-Поволжието - 15,2%; Тимано-Печорска провинция - 7,2%; Република Саха (Якутия), Красноярска територия, Иркутска област, шелф на Охотско море - около 3,5%.

През 1992 г. започна структурно преструктуриране на руската петролна индустрия: следвайки примера на западните страни, те започнаха да създават вертикално интегрирани петролни компании, които контролират производството и преработката на петрол, както и дистрибуцията на петролни продукти, получени от него.

480 търкайте. | 150 UAH | $7,5 ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Дисертация - 480 RUR, доставка 10 минути, денонощно, седем дни в седмицата и празници

Мячина Ксения Викторовна. Геоекологични последици от добива на нефт и газ в Оренбургския Урал: дисертация... Кандидат на географските науки: 25.00.36 Оренбург, 2007 168 с. RSL OD, 61:07-11/130

Въведение

Глава 1. Ландшафтно-екологични условия на района на изследване 10

1.1. Географско положение и природно зониране 10

1.2. Геоложки строеж и релеф 12

1.2.1. Геология 12

1.2.2. Тектоника и анализ на разпространението на въглеводородни находища 15

1.2.3. Геоморфология и основни форми на релефа 18

1.3. Климатични условия 19

1.4. Хидрологични условия 22

1.5. Почва и растителна покривка 27

1.6. Типове терени 30

1.7. Потенциална екологична устойчивост на ландшафта в Оренбургския Урал 32

1.7.1. Подходи за определяне на устойчивостта 32

1.7.2. Класиране на района на изследване според степента на потенциална екологична устойчивост 36

Глава 2. Материали и методи на изследване 38

Глава 3. Характеристики на нефтено-газодобивния комплекс 43

3.1. История на развитието на производството на нефт и газ в света и Русия 43

3.2. История на развитието на производството на нефт и газ в Оренбургска област 47

3.3. Характеристики на съоръженията за производство и транспорт на въглеводороди 56

Глава 4. Въздействие на съоръженията за добив на нефт и газ върху околната среда 70

4.1. Основни видове и източници на облъчване 70

4.2. Въздействие върху компонентите на природната среда 73

4.2.1. Въздействие върху подпочвените и повърхностните води 73

4.2.2. Въздействие върху почвата и растителната покривка 79

4.2.3. Въздействие върху атмосферата 99

Глава 5. Оценка на геоекологичното състояние на районите на Оренбург Урал 102

5.1. Класификация на районите по степен на техногенна трансформация 102

5.2. Геоекологично райониране на Оренбургския Урал във връзка с развитието на производството на нефт и газ 116

Глава 6. СИЛНИ Проблеми на опазването и оптимизирането на ландшафти под влияние

производство на нефт и газ СИЛЕН 122

6.1. Опазване на ландшафта на териториите на нефтени и газови находища в Русия и Оренбургския Урал 122

6.2. Проблемът за взаимодействието на обекти от нефтени находища с уникални природни обекти (на примера на Бузулукската гора) 127

6.3. Основни насоки за оптимизация на ландшафта на Оренбург Урал 130

Заключение 134

Литература 136

Приложение за снимки 159

Въведение в работата

Уместност на темата.Оренбургската област е един от водещите региони за производство на нефт и газ в европейската част на Русия и се нарежда сред първите по отношение на потенциала си за нефт и газ. В началото на 2004 г. в района са идентифицирани 203 находища на въглеводороди, от които 157 са в процес на проучване и разработване, 41 са в консервационни и държавни резервати, 5 находища не са регистрирани поради малки запаси (виж Фигура 1). Повечето от находищата и по-нататъшните перспективи за развитие на нефтената и газовата промишленост в района на Оренбург са свързани със западната му част, географски това е територията на Оренбургския Урал.

Промишлеността за производство на нефт и газ в Оренбургска област е от основно значение за регионалната икономика. В същото време съоръженията за добив на нефт и газ имат разнообразно и нарастващо въздействие върху природните системи и са една от основните причини за нарушаване на екологичния баланс в регионите. На териториите на нефтените и газовите находища природните ландшафти са превърнати в природно-техногенни комплекси, където се наблюдават дълбоки, често необратими промени. Причините за тези промени са замърсяването на околната среда в резултат на нефтени разливи и междупластови води, емисиите на сероводород-съдържащи газове в атмосферата, въздействието на производството на нефт и газ върху геоложката среда по време на сондиране на кладенци, свързани изкопни работи, строително-монтажни, монтажни работи и движение на транспорт и строителна техника.

Постоянният фактор за влошаване на състоянието на природните комплекси с развита мрежа за производство на въглеводороди са многобройни аварии в тръбопроводния транспорт от всякакъв ранг.

Системата за транспортиране на нефт и газ в района на Оренбург започва да се създава през 40-те години на 20 век. По-голямата част от тръбопроводната система, както основната, така и полевата, се нуждае от реконструкция поради

5 висока степен на износване и несъответствие със съществуващите екологични и технологични изисквания и, като следствие, висок процент на аварийни изблици.

Недостатъчните познания и непълното разбиране на промените, настъпващи в ландшафта, могат да причинят екологична криза, а в някои случаи и екологични бедствия. Ето защо е необходимо да се определи моделът и степента на промяна в ландшафтните комплекси, за да се идентифицират тенденциите в по-нататъшната им трансформация в процеса на този тип управление на околната среда. Това може да допринесе за разработването на препоръки за предотвратяване на по-нататъшни негативни последици и гарантиране на екологичната безопасност на региона.

Цели и задачи на изследването.Целта на работата е геоекологична оценка на въздействието на съоръженията за добив на нефт и газ върху природната среда на Оренбургския Урал.

За постигането на тази цел беше решено следните задачи:

Анализ на текущото състояние, структура на разположение и
тенденции в по-нататъшното развитие на нефтения и газовия комплекс
регион;

Идентифицирани са основните фактори и геоекологичните последствия
техногенни изменения и нарушения на ландшафта на територията
нефтени и газови находища;

Територията на Оренбургския Урал беше обособена според
нива на техногенна трансформация на ландшафта, базирани на системата
идентифициране и обобщаване на основните показатели, характеризиращи степента
техногенно натоварване;

" - въз основа на извършената диференциация е разработена схема за геоекологично райониране на изследваната територия, като се отчита потенциалната екологична устойчивост на природните комплекси към антропогенно въздействие;

Въз основа на съвременните национални и регионални екологични политики и практики на предприятията, добиващи нефт и газ, са разработени основни насоки за оптимизиране на управлението на околната среда и екологичните дейности.

Обект на изследванеса природните комплекси на Оренбургския Урал, които са под влиянието на съоръжения за производство на нефт и газ.

Предмет на изследванее текущата геоекологична ситуация в зоните за производство на нефт и газ, степента на техногенна трансформация. ландшафтни комплекси и тяхната динамика във връзка с развитието на този отрасъл.

За защита се представят следните основни положения:

дългосрочното и широкомащабно развитие на нефтени и газови находища доведе до различни нарушения на компонентите на ландшафта на Оренбург Урал и доведе до образуването на природно-техногенни комплекси, които промениха структурата на естествения ландшафт на територията;

оценката на диагностичните показатели за техногенно въздействие върху територии и скалата за оценка на нивата на техногенна трансформация на ландшафта, създадена въз основа на нея, ни позволява да идентифицираме 6 групи региони на Оренбургския Урал, които се различават по нивата на техногенна трансформация на природните комплекси;

Категориите на геоекологичното напрежение са интегрален индикатор за нарушения баланс на екологообразуващите компоненти в зоните за производство на нефт и газ и зависят не само от мащаба и дълбочината на въздействието на нефтените и газовите находища, но и от екологичната устойчивост на ландшафтите в нивото на регионалните и типологични единици. Разработена е схема за зониране на територията на Оренбургския Урал по категории на геоекологично напрежение.

7
най-важният показател за дълбочината на въздействието на добива на нефт и газ
върху ландшафтите на региона е текущото екологично състояние
ключови природни зони (обекти на природното наследство). развитие
и опазване на мрежата от защитени територии и формиране на ландшафтно-екологични
рамка, със задължително прилагане на мониторинг, е инструмент
противодейства на допълнителни негативни въздействия

нефтени и газови находища върху природната среда. Научна новост

Работата за първи път предоставя анализ на текущата геоекологична ситуация.
на територията на Оренбургския Урал поради интензивно проучване и
разработване на находища на въглеводороди;

Използва се за първи път за територията на Оренбургския Урал
системен ландшафтно-екологичен подход на изследване
модели на промени в природните комплекси в районите
производство на нефт и газ;

Установено е, че районите за добив на нефт и газ са основните центрове на екологични бедствия и райони с намалена продуктивност на земеделските земи;

Въз основа на съществуващи природни и агроклиматични схеми
области е предложена схема за потенциална природна устойчивост
пейзажи на Оренбург Урал;

Извършена е диференциация на района на изследване според нивата на техногенна трансформация на ландшафта и са въведени категории на геоекологично напрежение, отразяващи геоекологичното състояние на избраните райони.

Практическо значение на работатасе определя чрез идентифициране на значителната отрицателна роля на производството на нефт и газ като източник на специфично влияние върху компонентите на ландшафта на Оренбургския Урал. В резултат на изследването е получена информация за състоянието на природните комплекси и техните основни модели.

8 промени в районите на нефтените находища. Предложени са подходи, които са обещаващи за определяне на степента на техногенна трансформация на ландшафта, повлияна от добива на нефт и газ в различни региони. Идентифицираните характеристики на състоянието на природните комплекси ще осигурят диференциран подход към разработването на мерки за тяхното оптимизиране и опазване в процеса на по-нататъшно управление на околната среда.

Използването на резултатите от изследванията се потвърждава от актове на
изпълнение от Комисията по опазване на околната среда и природните ресурси
Оренбургска област при планиране и организиране на събития за
екологични дейности. Създадена информационна база
е използван и за научни изследвания от АД

"ОренбургНИПИнефт"

Личен принос на кандидатасе състои от: прякото участие на автора в теренни ландшафтни и геоекологични изследвания; анализ и систематизиране на литературни и фондови данни; разработване на скала за оценка на техногенната трансформация на природните комплекси; обосновка на схемата за потенциална природна устойчивост на ландшафтите на изследваната територия.

Апробация на работа и публикация.

Основните положения на дисертационния труд бяха представени от автора на научни и практически конференции, симпозиуми и семинарни школи на различни нива: регионални научни и практически конференции на млади учени и специалисти (Оренбург, 2003, 2004, 2005); младежка международна конференция „Екология-2003” (Архангелск, 2003 г.); Трета републиканска училищна конференция „Младежта и пътят на Русия към устойчиво развитие“ (Красноярск, 2003 г.); Втората международна научна конференция „Биотехнологии – опазване на околната среда” и Третата школа-конференция на млади учени и студенти „Опазване на биоразнообразието и рационално използване на биологичните ресурси”

9 (Москва, 2004); Международна конференция „Природното наследство на Русия: проучване, мониторинг, защита” (Толиати, 2004 г.); Всеруска научна конференция, посветена на 200-годишнината на Казанския университет (Казан, 2004 г.); Всеруска конференция на млади учени и студенти „Актуални проблеми на екологията и опазването на околната среда” (Уфа, 2004 г.); Втора сибирска международна конференция на младите учени по геонауки (Новосибирск, 2004 г.). Въз основа на резултатите от работата авторът получи младежка стипендия от Уралския клон на Руската академия на науките. През 2005 г. авторът става лауреат на конкурс за научни трудове на млади учени и специалисти от Оренбургска област за работата си „Еколого-географско райониране на нефтената и газоносна територия на Оренбургска област“.

По темата на дисертационния труд са публикувани 15 труда. Обхват и структура на работата.Дисертацията се състои от въведение, 6 глави, заключение, списък с използвана литература и 1 приложения за снимки. Общ обем на дисертационния труд -170 страници, включително 12 чертежи и 12 маси. Списъкът с литература съдържа 182 източник.

Тектоника и анализ на разпространението на въглеводородни залежи

Благоприятни геоложки структури за натрупване на големи маси нефт и газ са куполите и антиклиналите.

Въглеводородите имат по-ниско специфично тегло в сравнение с водата и скалите, така че те се изстискват от основните скали, в които са се образували, и се движат нагоре през пукнатини и слоеве от порести скали, като пясъчници, конгломерати и варовици. Срещайки по пътя си хоризонти от плътни непропускливи скали, като глини или шисти, тези минерали се натрупват под тях, запълвайки всички пори, пукнатини и празнини.

Промишлените петролни и газови находища, открити в региона, обикновено са ограничени до вълни и изометрични или линейно удължени структурни зони (Татарска дъга, Муханово-Ероховски падин, Сол-Илецко дъгообразно издигане, крайбрежната зона на Каспийската синеклиза, Източно-Оренбургско вълнообразно издигане, Предуралски преден пропад). Максималните запаси на нефт са ограничени до падината Муханово-Ероховски, а запасите от газ - до Сол-Илецкото дъговидно издигане (виж Фигура 2).

Според петрогеоложкото райониране западната част на Оренбургска област принадлежи към Волго-Уралската и Каспийската нефтена и газова провинции. На територията на региона Волго-Уралската провинция включва Татарския, Средноволжския, Уфа-Оренбургския и Южния Предуралски нефтени и газови райони (НТО).

Татарската NTO е ограничена до южните склонове на Татарската арка. НТО на Средна Волга е разделена на Муханово-Ероховски и Южен Бузулукски петролни и газоносни райони; те съответстват на северната част на Бузулукската депресия (централната част на Муханово-Ероховския падин) и нейната южна дървена среда. Уфа-Оренбургският НТО е разделен на Източно-Оренбургски и Сол-Илецки нефтени и газови райони, Южно-Преуралският нефтен и газов район включва Сакмаро-Илецкия нефтен и газов район. Каспийската петролна и газова провинция на територията на региона е тектонично представена от страничния перваз на Каспийската синеклиза и нейната вътрешна гранична зона.Проучените запаси на южната част на Татарския арх са свързани главно с франско-турнайския карбонатен комплекс , останалите се съдържат в продуктивни слоеве на девонски теригенни отлагания. В зоната на северния външен ръб на падината Муханово-Ероховски основните запаси от нефт са ограничени до девонския теригенен комплекс. Някои от ресурсите са свързани с отлагания от долния карбон. Перспективните запаси от нефт във вътрешната северна част на Муханово-Ероховския падин са свързани с девонския теригенен комплекс, верейския теригенен подкомплекс и визейския теригенен комплекс. В аксиалната зона на падината Муханово-Ероховски основните находища на нефт са свързани с девонски теригенни образувания. В тази зона са ограничени нефтените находища Могутовское, Гремячевское, Твердиловское, Воронцовское и Новоказанское. Запасите на южната външна периферна зона на Муханово-Ероховския падин са съсредоточени във франско-турнейските карбонатни и визейски теригенни комплекси. В нейните граници са идентифицирани Бобровска, Долговско-Шулаевска, Покровско-Сорочинска, Малаховска, Солоновска и Тихоновска области. Провеждат се геоложки проучвателни работи в обещаващи райони на крайбрежната зона на Каспийската синеклиза, Източно-Оренбургското издигане и Предуралския регионален пад. В тези райони северната страна на сводестото издигане на Сол-Илецк е сравнително добре проучена. Обещаващите газови запаси в Оренбургското поле са в основните пластове от горния карбон и долния перм. В крайбрежната зона на Каспийската синеклиза големите находища на нефт са свързани с продуктивни девонски и карбонови образувания, а газовите находища - с отлагания от долния перм и карбон. В рамките на Източно-Оренбургското издигане са идентифицирани най-големите запаси в сравнение с ресурсите на други геоструктурни елементи на Оренбургска област. Те са свързани главно с девонските теригенни, франско-турнейските карбонатни и визейските теригенни комплекси. Степента на проучване на перспективните находища в региона е висока, но неравномерна. Това важи особено за южните райони, които са свързани с основните перспективи за нефт и газ. Например, в крайбрежната част на Каспийската депресия, плътността на дълбоките сондажи е повече от 3 пъти по-малка от средната за региона. Потенциален регион, в който трябва да се предвиди откриването на големи находища в по-дългосрочен план, е Предуралският предурал. Тази зона има големи неоткрити ресурси на свободен газ и нефт, чиято степен на развитие е съответно само 11 и 2%. Районът има много благоприятно географско и икономическо положение. поради близостта до Оренбургския газов комплекс. Най-реалистичните перспективи за откриване на нови находища в близко бъдеще са на територията, където действа ОАО „Оренбургнефт“ в южната част на Бузулукската депресия и западната част на Източно-Оренбургското издигане. Съществува единодушно мнение за високите перспективи на девон в южната част на района в рамките на Рубежинския некомпенсиран пад. В този регион можем да разчитаме на откриването на големи и средни находища, свързани със стъпаловидни блокове, подобни на Зайкинската и Росташинската група полета.

История на развитието на производството на нефт и газ в света и Русия

До средата на 19-ти век петролът се добива в малки количества (2 - 5 хиляди тона годишно) от плитки кладенци в близост до естествените му изходи на повърхността. Тогава индустриалната революция предопредели широко търсене на горива и смазочни материали. Търсенето на петрол започна да нараства.

С въвеждането на петролните сондажи в края на 60-те години на 19 век световното производство на петрол се увеличава десетократно, от 2 на 20 милиона тона до края на века.През 1900 г. петролът се добива в 10 страни: Русия, САЩ, Холандска Източна Индия, Румъния, Австро-Унгария, Индия, Япония, Канада, Германия, Перу. Почти половината от общото световно производство на петрол идва от Русия (9 927 хиляди тона) и САЩ (8 334 хиляди тона).

През 20-ти век световното потребление на петрол продължава да нараства с бързи темпове. В навечерието на Първата световна война, през 1913 г., основните страни производителки на петрол са: САЩ, Русия, Мексико, Румъния, Холандската Източна Индия, Бирма и Индия, Полша.

През 1938 г. в света вече са произведени 280 милиона тона нефт. След Втората световна война географията на производството се разширява значително. През 1945 г. над 350 милиона тона петрол са произведени от 45 страни. През 1950 г. световното производство на петрол (549 милиона тона) почти удвоява предвоенното ниво и се удвоява на всеки 10 години през следващите години: 1105 милиона тона през 1960 г., 2337,6 милиона тона през 1970 г. През 1973 - 1974 г. В резултат на дългогодишната борба на 13 развиващи се страни производителки на петрол, обединени в Организацията на страните износителки на петрол (ОПЕК), и тяхната победа над Международния петролен картел, световните цени на петрола се увеличиха почти четири пъти. Това предизвика дълбока енергийна криза, от която светът излезе в края на 70-те - началото на 80-те години. Установените прекалено високи цени на петрола принудиха развитите страни активно да въвеждат технологии за пестене на петрол. Максималното световно производство на петрол - 3,109 милиона тона (3,280 милиона тона с кондензат) се наблюдава през 1979 г. Но до 1983 г. производството спада до 2,637 милиона тона, след което отново започва да се увеличава. През 1994 г. в света са добити 3066 милиона тона нефт. Общият световен добив на петрол, натрупан от началото на разработването на петролни находища, възлиза на около 98,5 милиарда тона до 1995 г. Природният газ е използван за първи път през 1821 г. в САЩ за осветление. Един век по-късно, през 20-те години на 20-ти век, Съединените щати значително изпревариха другите страни в използването на газ. Общото световно производство на природен газ се увеличава с 3-4 пъти или повече на всеки 20 години: 1901-1920. - 0,3 трилиона. m3; 1921-1940 г - 1,0 трилиона. m3; 1941-1960TG. - 4,8 трилиона. m3; 1960-1980 г - 21,0 трилиона. m3. През 1986 г. в света са произведени 1704 милиарда m природен газ. През 1993 г. общото производство на природен газ в света възлиза на 2663,4 милиарда m. Добив на нефт и газ в СССР и Русия В предреволюционна Русия най-големият добив на нефт е регистриран през 1901 г. - 11,9 милиона тона, което представлява повече от половината от световното производство на нефт. В навечерието на Първата световна война (1913 г.) в Русия са произведени 10,3 милиона тона петрол, а в края на войната (1917) - 8,8 милиона тона.Нефтената индустрия е почти напълно унищожена през годините на света и гражданска война започва да се възражда през 1920 г. Преди Втората световна война основните петролни региони на СССР се намират в Азербайджан и Предкавказието. През 1940 г. производството на петрол в СССР достига 31,1 милиона тона (от които 22,2 милиона тона в Азербайджан, 7,0 милиона тона в РСФСР). Но през годините на войната производството намалява значително и възлиза на 19,4 милиона тона през 1945 г. (11,5 милиона тона в Азербайджан; 5,7 милиона тона в RSFSR). По това време въглищата заеха дела на петрола в индустрията. През военните и следвоенните години последователно се въвеждат в разработка нови петролни находища. През септември 1943 г. в Башкирия от проучвателен кладенец близо до село Кинзебулатово е получен мощен нефтен фонтан. Това направи възможно рязкото увеличаване на производството на петрол тук в разгара на Великата отечествена война. Година по-късно първият нефт е получен от девонските находища в находището Туймазинское. През 1946 г. в Татарстан е открито първото нефтено находище (Бавлинское). През същия период тук се появи Ромашкинското петролно поле, известно със своите запаси. През 1950 г. производството на петрол в СССР (37,9 милиона тона) надвишава предвоенното ниво. Основният петролен регион на страната става огромна територия, разположена между Волга и Урал, включително богатите петролни полета на Башкирия и Татария и наречена „Втори Баку". До 1960 г. производството на петрол се увеличава почти 4 пъти в сравнение с 1950 г. Девонските отлагания се превърнаха в най-мощния нефтен комплекс във Волго-Уралската нефтена и газова провинция. От 1964 г. започва промишлената експлоатация на нефтените находища в Западен Сибир. Това даде възможност да се увеличи повече от два пъти производството на петрол в страната през 1970 г. в сравнение с 1960 г. (353,0 милиона тона) и да се увеличи годишното увеличение на производството на петрол до 25-30 милиона тона.През 1974 г. СССР заема първо място в света по петрол производство. Западносибирската нефтена и газова провинция, която се превърна в основна база за добив на нефт и газ в средата на 70-те години, осигури повече от половината от целия нефт, произведен в страната. През първата половина на 80-те години в СССР са добити 603 - 616 милиона тона нефт (с кондензат). Но през 1985 г. производството спада рязко до 595 милиона тона, въпреки че според „Основните насоки за икономическо и социално развитие на народното стопанство на СССР“ през 1985 г. е планирано да се произведат 628 милиона тона петрол. Максималният добив на нефт в страната - 624,3 млн. тона - е достигнат през 1988 г. След това започва спад - 305,6 млн. т през 1997 г., след което добивът отново започва да се увеличава (виж фиг. 5). В повечето от старите петролни райони на Северен Кавказ и в района на Урал-Волга спадът в производството на петрол е настъпил много преди 1988 г. Но той е компенсиран от увеличаване на производството в района на Тюмен. Следователно рязкото намаляване на производството на петрол в Тюменска област след 1988 г. (средно 7,17% годишно) доведе до еднакво значителен спад в СССР като цяло (7,38% годишно) и в Русия.

Основни видове и източници на облъчване

Всички технологични съоръжения на комплекса за добив на нефт и газ са мощни източници на отрицателно въздействие върху различни компоненти на природните системи. Въздействието може да се раздели на няколко вида: химично, механично, радиационно, биологично, термично, шумово. Основните видове въздействия, които причиняват най-значимите щети на природната среда в процеса на разглеждания тип управление на околната среда, са химични и механични въздействия.

Химичните въздействия включват замърсяване с нефт и нефтопродукти на почвите (най-често срещаният фактор на въздействие), повърхностните и подпочвените води; замърсяване на компоненти на ландшафта със силно минерализирани пластови води, сондажни течности, инхибитори на корозията и други химикали; замърсяване на въздуха от емисии на вредни вещества. Потенциални източници на химическо въздействие върху околната среда са всички обекти на нефтените полета и тръбопроводните системи: сондажни платформи, кладенци за различни цели, резервоарни паркове и други обекти като част от структурите на нефтените находища, вътрешни и главни тръбопроводи.

При сондиране основният източник на химическо замърсяване са сондажни течности, буферни течности, компоненти, инжектирани в продуктивни пластове за подобряване на добива на нефт, инхибитори на корозия и котлен камък, сероводород. На сондажните площадки има хамбари, предназначени за съхранение на сондажни отпадъци, пластова вода и други течни отпадъци (вижте снимката в приложението, снимка 1). Увреждането на стените на хамбарите и тяхното препълване води до изтичане на съдържанието и замърсяване на околните пространства. От особена опасност е открито аварийно издухване от кладенец, в резултат на което десетки тонове нефт могат да попаднат в околната среда. Замърсяването на околната среда с нефт и нефтопродукти е един от най-належащите екологични проблеми в Русия и ежегодно се отбелязва като приоритет в държавния доклад „За състоянието на природната среда на Руската федерация“.

Замърсяването с въглеводороди е възможно и в резултат на аварийни ситуации и нарушаване на херметичността на оборудването в структурите на нефтените находища, по време на филтриране от ями и резервоари за утайки.

Не по-малко остри екологични проблеми възникват при транспортирането на нефт и петролни продукти. Транспортирането на петрол чрез тръбопроводи е най-икономично - цената на изпомпването на петрола е 2-3 пъти по-ниска от цената на транспортирането с железопътен транспорт. Средното разстояние за изпомпване на петрол у нас е до 1500 км. Нефтът се транспортира по тръбопроводи с диаметър 300-1200 mm, които са подложени на корозия, смолисти и парафинови отлагания вътре в тръбите. Поради това са необходими технически контрол, навременни ремонти и реконструкции по цялата дължина на тръбопроводите. В изследвания регион 50% от авариите на нефтопроводите и 66% от авариите на газопроводите се дължат на стареене и износване на оборудването. Мрежата за транспортиране на нефт и газ в района на Оренбург започва да се създава през 40-те години на 20 век. По-голямата част от тръбопроводната система, както основната, така и полевата, се нуждае от реконструкция поради висока степен на износване и несъответствие със съществуващите екологични изисквания и, като следствие, висок процент на аварийни течове.

Естествените причини за авариите се дължат на въздействията на околната среда, на които е изложен нефтопроводът. Тръбопроводът съществува в специфична среда, чиято роля играят вместващите скали. Материалът на тръбопровода е подложен на химически влияния от околната среда (различни видове корозия). Корозията е основната причина за аварии по тръбопроводите на нефтените находища. Възможна е авария и под влияние на екзогенни геоложки процеси, изразяващи се в механично въздействие върху линия в скален масив. Големината на напреженията, произтичащи от механичното въздействие на почвата върху тръбите, се определя от стръмността на наклона и ориентацията на нефтопровода върху наклона. По този начин броят на авариите на тръбопроводите е свързан с геоморфоложките условия на територията. Най-голям брой аварии възникват, когато тръбопроводът пресича линията на наклона на откоса под ъгъл 0-15, т.е. положен успоредно на линията на наклона на откоса. Тези тръбопроводи принадлежат към най-високите и първи класове на опасност от аварийни ситуации. В района на Оренбург приблизително 550 км от главните тръбопроводи за нефтопродукти принадлежат към клас на опасност IV, повече от 2090 км към клас на опасност III и около 290 км към клас на опасност II.

Отделно трябва да се отбележат проблемите, свързани с „осиротелите“ кладенци, пробити от предприятия за геоложки проучвания, а не в баланса на някоя от организациите, извършващи стопанска дейност. Много от тези кладенци са под налягане и показват други признаци на нефт и газ. Работата по тяхното премахване и опазване практически не се извършва поради липса на финансиране. Най-опасни от екологична гледна точка са кладенци, разположени в блатисти райони и в близост до водни тела, както и тези, разположени в зони на движение на пластична глина и сезонни наводнения.

В районите на нефтените находища на изследвания регион има повече от 2900 кладенци, от които около 1950 са активни. Следователно значителен брой кладенци са в дългосрочен режим на консервация, което не е предвидено в инструкциите за процедурата за изоставяне и консервиране на кладенци. Съответно тези кладенци са потенциални източници на спешни нефтени и газови шоута.

Механичните въздействия включват нарушаване на почвената и растителната покривка или нейното пълно унищожаване, промени в ландшафта (в резултат на изкопни, строителни, монтажни, полагащи работи, движение на транспорт и строителна техника, изземване на земя за изграждане на съоръжения за производство на нефт, обезлесяване и др.), нарушаване на целостта на подпочвения слой по време на сондиране (виж снимката в приложението, снимка 3).

Класификация на районите според степента на техногенна трансформация

За подробен анализ на текущата геоекологична ситуация, която се е развила в района под влиянието на добива на нефт и газ, изследваната територия първо е диференцирана според степента на техногенна трансформация. Диференциацията се основава на анализ на местоположението на находищата на въглеводороди и идентифициране на система от основни диагностични показатели, които определят степента на техногенна трансформация на ландшафта. Въз основа на резултатите от изследването е разработена скала за оценка на нивата на трансформация на ландшафта.

Административните райони на Оренбургския Урал действат като единици на диференциация.

В Оренбургска област територията с развита мрежа за добив на нефт и газ обхваща 25 административни области, включително Оренбургска област. На нейната територия, в допълнение към няколко средно големи газови находища, има най-голямото в Европа Оренбургско нефтено и газово кондензатно поле (ONGKM), чиято площ е приблизително 48 пъти по-голяма от площта на средно въглеводородно находище (дължина - 100 km , ширина - 18 км). Запасите и обемите на производство на суровини от това поле могат да се нарекат несъизмерими (повече от 849,56 милиарда m природен газ, повече от 39,5 милиона тона кондензат, както и нефт, хелий и други ценни компоненти в суровината). Към 1 януари 1995 г. само запасът от производствени кладенци на територията на ONGCF възлиза на 142 единици. На територията на Оренбургска област се намират най-големите центрове за преработка на газ и кондензат в Европа - Оренбургският газопреработвателен завод и Оренбургският хелиев завод, които са основните източници на отрицателно въздействие върху всички компоненти на природната среда в региона.

Като се имат предвид посочените по-горе характеристики на Оренбургска област, нейните природни комплекси могат обективно да бъдат класифицирани като едни от най-техногенно трансформираните, подложени на максимално натоварване от съоръжения за добив на нефт и газ. На тази основа не е извършено по-нататъшно оценяване на трансформацията на природните комплекси в района на Оренбург.

Оценката на състоянието на ландшафтите на останалите територии е извършена чрез анализ на 12 диагностични индикатора за техногенни промени (Таблица 9), като изборът на всеки индикатор е обоснован.

Естествено, механичното нарушаване на ландшафтните комплекси на региона е в пряка зависимост от общата плътност на въглеводородни залежи (активни, консервирани, изчерпани и нерегистрирани), от плътността на сондажните кладенци за различни цели (геоложко проучване, параметрични, производствени, инжектиране и др.), от наличието на територията на ключови съоръжения за нефтени находища за всякакви цели (докачващи помпени станции, инсталации за обработка на нефт, инсталации за предварително изпускане на вода, пунктове за товарене и разтоварване на нефт и др.) (виж таблица 10). Тази зависимост обаче се усложнява от размера на находищата, продължителността и технологиите на тяхната експлоатация, както и други фактори. Брой големи аварии в находищата през 2000-2004 г. Районът на проучването е под екологичния контрол на Инспекцията по опазване на околната среда на Оренбургска област и нейното подразделение (Специализирана инспекция за държавен екологичен контрол и анализ на Бузулук). Въз основа на данните от инспекцията е извършен сравнителен анализ на степента на аварии по време на производството и транспортирането на въглеводородни суровини в регионите (нефтени разливи поради разкъсване на главни и полеви тръбопроводи и линии за отпадане на кладенци, неконтролирани нефтени прояви, включително отворен маслен поток) (виж таблица 10). Бяха взети предвид само най-големите аварии, в резултат на които се получи замърсяване с нефт (с последващо високо превишаване на фоновата стойност на нефтопродуктите в почвата) на голяма площ от земя или снежна покривка (поне 1 хектар ), и (или) е настъпило значително замърсяване с нефт (с голямо превишение на максимално допустимата концентрация) на резервоар. Може да се заключи, че Грачевски, Красногвардейски и Курманаевски райони са водещи по отношение на общия брой произшествия. Според по-нататъшните ни заключения, именно тези райони са включени в зоната на екологична криза, основната причина за която е производството и транспортирането на въглеводороди. Условия за развитие на полето, техническо състояние на обектите Времевият фактор тук играе двойна роля: от една страна, през времето, изминало от момента на удара, под влияние на самовъзстановителните функции на ОС, отрицателното въздействие може бъдат изгладени, а от друга страна, техническото състояние на полевата техника се влошава с времето и може да доведе до ново замърсяване. Продължителността на разработване на полето като правило служи като показател за системата на оборудването и техническото състояние на обектите, а също така изразява степента на натрупаното техногенно натоварване върху природните компоненти. Освен това, когато нефтените находища навлизат в късен етап на развитие, обемите на произведената минерализирана, химически агресивна вода непрекъснато нарастват. Средното водно съотношение на произведените продукти може да надхвърли 84%, а съотношението вода/нефт непрекъснато се увеличава. В районите Бугуруслански, Северни, Абдулински, Асекеевски, Матвеевски се намират най-старите находища, чието развитие е започнало преди 1952 г., което влошава негатива. въздействие върху ландшафта. Според материалите на OJSC OrenburgNIPIneft, техническото състояние на промишлените съоръжения е незадоволително, повечето не са били реконструирани от годината на строителство; Можете да намерите незапечатани системи за събиране на продукти от резервоара (Baituganskoye находище).

Съвременните методи за добив на нефт са предшествани от примитивни методи:

Събиране на нефт от повърхността на резервоари;

Обработка на пясъчник или варовик, импрегниран с масло;

Добив на нефт от ями и кладенци.

Събиране на нефт от повърхността на открити водни тела -това очевидно е един от най-старите методи за извличането му. Използван е в Мидия, Асиро-Вавилония и Сирия пр. н. е., в Сицилия през 1 век от н. е. и др. В Русия производството на нефт чрез събирането му от повърхността на река Ухта е организирано през 1745 г. от F.S. Прядунов. През 1858 г. на о. Челекен и през 1868 г. в Кокандското ханство нефтът се събира в канавки чрез изграждане на язовир от дъски. Американските индианци, когато открили масло на повърхността на езера и потоци, поставили одеяло върху водата, за да попие маслото, и след това го изстискали в съд.

Обработка на пясъчник или варовик, импрегниран с масло,за целите на извличането му са описани за първи път от италианския учен Ф. Ариосто през 15 век: близо до Модена в Италия нефтените почви са раздробявани и нагрявани в котли; след това те бяха поставени в торби и пресовани с помощта на преса. През 1819 г. във Франция чрез добив са разработени нефтоносни слоеве от варовик и пясъчник. Добитата скала се поставя в вана, пълна с гореща вода. При разбъркване маслото изплува на повърхността на водата и се събира с резервоар. През 1833...1845г На бреговете на Азовско море се добива пясък, напоен с нефт. След това се поставя в ями с полегато дъно и се полива. Маслото, измито от пясъка, се събира от повърхността на водата с туфи трева.

Добив на нефт от ями и кладенцисъщо известен от древни времена. В Кисия – древната област между Асирия и Мидия – през 5в. пр.н.е. Нефтът се добива с помощта на кожени кофи - мехове за вода.

В Украйна първите споменавания за производство на петрол датират от началото на 17 век. За целта те изкопаха ями с дълбочина 1,5...2 м, в които заедно с вода изтече масло. След това сместа се събира в бъчви, затворени отдолу със запушалки. Когато по-лекото масло изплува, пробките се отстраняват и утаената вода се източва. До 1840 г. дълбочината на дупките за копаене достига 6 м, а по-късно петролът започва да се извлича от кладенци с дълбочина около 30 м.

На полуостров Абшерон добивът на нефт от кладенци е известен от 8 век. AD При изграждането им първо е откъсната дупка като обърнат (обърнат) конус чак до нефтения резервоар. След това бяха направени первази отстрани на ямата: със средна дълбочина на потапяне на конуса от 9,5 м - най-малко седем. Средното количество пръст, извадена при изкопаването на такъв кладенец, е около 3100 m3. След това стените на кладенците от самото дъно до повърхността бяха закрепени с дървена рамка или дъски. В долните корони бяха направени дупки за потока на маслото. Вадеха се от кладенци с помощта на мехове, които се повдигаха с ръчна лебедка или с помощта на кон.

В своя доклад за пътуване до полуостров Абшерон през 1735 г. д-р И. Лерче пише: „... в Балахани имаше 52 петролни находища с дълбочина 20 фатома (1 фатом = 2,1 м), от които някои кладенци бяха открити , и всяка година доставят 500 батмана масло...“ (1 батман = 8,5 кг). Според академик С.Г. Амелина (1771) дълбочината на нефтените кладенци в Балахани достига 40...50 м, а диаметърът или страната на квадратното сечение на кладенеца е 0,7...! м.

Към момента на подписването на Гюлистанския мирен договор между Русия и Персия (декември 1813 г.), когато Бакинското и Дербентското ханства се присъединиха към страната ни, на Апшеронския полуостров имаше 116 кладенци с черен нефт и един с „бял” петрол годишно като се добиват около 2400 тона от този ценен продукт. През 1825 г. от кладенци в района на Баку вече са извлечени 4126 тона нефт.

При метода на кладенеца технологията за добив на нефт не се е променила от векове. Но още през 1835 г. служител на минния отдел Фалендорф в Таман за първи път използва помпа за изпомпване на петрол през спусната дървена тръба. Редица технически подобрения са свързани с името на минния инженер Н.И. Воскобойникова. За да намали обема на изкопните работи, той предлага изграждането на нефтени кладенци под формата на минна шахта и през 1836...1837г. извърши реконструкцията на цялата система за съхранение и разпределение на петрол в Баку и Балахани. Но едно от основните дела в живота му е пробиването на първия в света петролен кладенец през 1848 г.

Изявлението на академик G.V., който посети Баку през 1864 г., изигра отрицателна роля. Абиха, че сондажите за петрол тук не оправдават очакванията и че „...и теорията, и опитът еднакво потвърждават мнението за необходимостта от увеличаване на броя на кладенците...“

Подобно мнение съществуваше известно време по отношение на сондажите в Съединените щати. Така в района, където Е. Дрейк сондира първия си нефтен кладенец, се смяташе, че „петролът е течност, изтичаща на капки от въглищата, разположени в близките хълмове, че е безполезно да се пробива земята, за да се извлече, и че единственият начин да го съберем е да изкопаем окопи.” , където ще се натрупа.”

Практическите резултати от сондирането на кладенци обаче постепенно промениха това мнение. В допълнение, статистическите данни за влиянието на дълбочината на кладенеца върху производството на нефт показват необходимостта от развитие на сондажите: през 1872 г. среднодневният добив на нефт от един кладенец с дълбочина 10...11 m е 816 kg, през 14. .16 м - 3081 кг, а при дълбочина над 20 м - вече 11 200 кг.

Когато работят с кладенци, производителите на петрол се стремят да ги прехвърлят в течащ режим, т.к това беше най-лесният начин да го получите. Първият мощен петролен изблик в Балахани се случи през 1873 г. на мястото Халафи. През 1878 г. голям петролен фонтан е произведен от кладенец, пробит в Z.A. Тагиев в Биби-Хейбат. През 1887 г. 42% от петрола в Баку е произведен по течен метод.

Първи експерименти на прилагане на дълбоководни помпиза производство на петрол са извършени в САЩ през 1865 г. В Русия този метод започва да се използва през 1876 г. Помпите обаче бързо се задръстват с пясък и петролните индустриалци продължават да дават предпочитание на резервоара. От всички известни методи за извличане на масло виненият камък остава основният: през 1913 г. 95% от цялото масло е извлечено с негова помощ.

Въпреки това инженерната мисъл не стои неподвижна. През 70-те години на XIX век. В.Г. — предложи Шухов компресорен метод за производство на маслочрез подаване на сгъстен въздух в кладенеца (въздушен лифт). Тази технология е тествана в Баку едва през 1897 г. Друг метод за производство на нефт - газлифт - е предложен от M.M. Тихвински през 1914 г

Изходите на природен газ от природни източници се използват от човека от незапомнени времена. По-късно намира приложение природният газ, получен от кладенци и сондажи. През 1902 г. е пробит първият кладенец в Сура-Хани близо до Баку, който произвежда промишлен газ от дълбочина 207 m.

- 95.50 Kb

______________________________ ________________________

Катедра Висша математика и приложна информатика

„История на развитието на машините и оборудването за добив на нефт и газ“

Извършва се от ученик

Проверено:

Самара 2011 г

Въведение...................... ........................... ... ....

История на развитието на минното дело от древни времена до днес...... ................................ .. .... .....

Въведение

Маслото е естествена запалима маслена течност, която се състои от смес от въглеводороди с голямо разнообразие от структури. Техните молекули са къси вериги от въглеродни атоми, дълги, нормални, разклонени, затворени в пръстени и многопръстенни. В допълнение към въглеводородите маслото съдържа малки количества кислородни и серни съединения и много малко азотни съединения. Нефтът и запалимият газ се намират в недрата на земята както заедно, така и поотделно. Природният запалим газ се състои от газообразни въглеводороди - метан, етан, пропан.

Нефтът и запалимият газ се натрупват в порести скали, наречени резервоари. Добрият резервоар е формация от пясъчник, вградена в непропускливи скали, като глини или шисти, които предотвратяват изтичането на нефт и газ от естествените резервоари. Най-благоприятните условия за образуване на находища на нефт и газ възникват, когато пластът пясъчник е огънат в гънка с арка, обърната нагоре. В този случай горната част на такъв купол е пълна с газ, отдолу е масло, а още по-ниско е вода.

Учените спорят много за това как са се образували находищата на нефт и горими газове. Някои геолози - поддръжници на хипотезата за неорганичен произход - твърдят, че нефтените и газовите находища са се образували в резултат на просмукване на въглерод и водород от дълбините на Земята, тяхната комбинация под формата на въглеводороди и натрупване в резервоарни скали.

Други геолози, мнозинството от тях, вярват, че нефтът, подобно на въглищата, е възникнал от органична материя, заровена дълбоко под морски седименти, където са били освободени запалими течности и газове от нея. Това е органична хипотеза за произхода на нефта и запалимия газ. И двете хипотези обясняват част от фактите, но оставят друга част без отговор.

Пълното развитие на теорията за образуването на нефт и запалим газ все още очаква бъдещите изследователи.

Групи от нефтени и газови находища, като находища на изкопаеми въглища, образуват газови и нефтени басейни. Те, като правило, са ограничени до падини на земната кора, в които се срещат седиментни скали; те съдържат слоеве от добри резервоари.

Нашата страна отдавна знае за Каспийския петролен басейн, чието развитие започна в района на Баку. През 20-те години е открит Волго-Уралският басейн, който е наречен Втори Баку.

През 50-те години е открит най-големият в света западносибирски нефтен и газов басейн. Освен това големи басейни са известни и в други райони на страната - от бреговете на Северния ледовит океан до пустините на Централна Азия. Разпространени са както на континентите, така и под морското дъно. Нефтът например се добива от дъното на Каспийско море.

Русия заема едно от първите места в света по запаси от нефт и газ. Голямото предимство на тези минерали е относителната лекота на транспортирането им. Чрез тръбопроводи нефтът и газът се транспортират на хиляди километри до фабрики, фабрики и електроцентрали, където се използват като гориво, като суровини за производството на бензин, керосин, масла и за химическата промишленост.

Във формирането и развитието на нефтената и газовата индустрия могат да се проследят няколко етапа, всеки от които отразява постоянна промяна в съотношението, от една страна, на мащаба на потреблението на нефт и газ, а от друга, степента на от сложността на производството им.

На първия етап от възникването на петролната индустрия, поради ограничената нужда от петрол, той се извлича от малък брой находища, чието развитие не е трудно. Основният метод за извличане на нефт от издигане на повърхността беше най-простият - течащ. Съответно оборудването, използвано за производство на петрол, също е примитивно.

На втория етап търсенето на нефт се увеличи и условията за производство на нефт станаха по-сложни; възникна необходимостта от извличане на нефт от резервоари на голяма дълбочина от находища с по-сложни геоложки условия. Възникнаха много проблеми, свързани с производството на нефт и експлоатацията на кладенци. За тази цел са разработени технологии за повдигане на течности чрез газлифт и помпени методи. Създадени и внедрени са оборудване за експлоатация на кладенци по проточен метод, оборудване за газлифтна експлоатация на кладенци с мощни компресорни станции, инсталации за експлоатация на кладенци с прътови и безпръчкови помпи, оборудване за събиране, изпомпване и разделяне на продукти от кладенци. Петролното инженерство постепенно започна да се оформя. В същото време се появи бързо нарастващо търсене на газ, което доведе до формирането на индустрия за производство на газ, базирана главно на находища на газ и газов кондензат. На този етап индустриализираните страни започнаха да развиват горивната и енергийната промишленост и химията чрез преобладаващо развитие на нефтената и газовата промишленост.

История на развитието на минното дело от древни времена до наши дни

Руската федерация е една от водещите енергийни сили.

В момента Русия представлява повече от 80% от общото производство на нефт и газ и 50% от производството на въглища в бившия СССР, което е почти една седма от общото производство на първични енергийни ресурси в света.

Русия съдържа 12,9% от доказаните петролни запаси в света и 15,4% от производството му.

Той представлява 36,4% от световните запаси на газ и 30,9% от производството му.

Горивно-енергийният комплекс (FEC) на Русия е ядрото на националната икономика, осигурявайки жизнената дейност на всички сектори на националната икономика, консолидацията на регионите, формирането на значителна част от бюджетните приходи и основния дял от валутните приходи на страната.

Горивно-енергийният комплекс акумулира 2/3 от печалбите, създадени в секторите на материалното производство.

Недостатъчното попълване на суровинната база започва да ограничава възможностите за увеличаване на добива на нефт и газ.

Увеличаване на потреблението на енергия на глава от населението до 2010 г. при екстремни условия на икономическо развитие е възможно чрез набор от мерки за интензивно енергоспестяване, оптимално достатъчен износ на енергийни ресурси с бавно нарастване на производството им и сдържана инвестиционна политика, насочена към най-ефективни проекти.

В този случай използването на модерно оборудване, което осигурява енергоспестяващи технологии в производството на петрол, играе важна роля.

Известни са минни и сондажни методи за добив на нефт.

Етапи на развитие на минния метод: изкопаване на дупки (копае) до 2 m дълбочина; изграждане на кладенци (ями) с дълбочина до 35-45 m и изграждане на минни комплекси от вертикални, хоризонтални и наклонени изработки (рядко използвани при добив на вискозни масла).

До началото на 19 век нефтът се добива основно от изкопи, които са оградени с плет.

Тъй като маслото се натрупваше, то беше изгребвано в чували и транспортирано до потребителите.

Кладенците бяха обезопасени с дървена рамка, крайният диаметър на затворения кладенец обикновено беше от 0,6 до 0,9 m с известно увеличение надолу, за да се подобри потокът на нефт към дънния му отвор.

Нефтът се вдигаше от кладенеца с помощта на ръчна лебедка (по-късно теглена от кон) и въже, за което беше вързан мех (кожена кофа).

До 70-те години на XIX век. Основният добив в Русия и в света идва от петролни кладенци. Така през 1878 г. в Баку има 301 от тях, чийто дебит е многократно по-висок от дебита на кладенците. Нефтът се извлича от кладенци с помощта на резервоар - метален съд (тръба) с височина до 6 м, в дъното на който е монтиран възвратен клапан, който се отваря, когато резервоарът е потопен в течността и се затваря, когато се движи нагоре. Повдигането на бейлер (тартан) се извършва ръчно, след това с конска тяга (началото на 70-те години на 19 век) и с помощта на парна машина (80-те години).

Първите помпи за дълбоки кладенци са използвани в Баку през 1876 г., а първата помпа за дълбоки пръти в Грозни през 1895 г. Въпреки това, методът на зъбния камък остава основен за дълго време. Например през 1913 г. в Русия 95% от маслото е произведено чрез желиране.

Изместването на петрол от кладенец със сгъстен въздух или газ е предложено в края на 18 век, но несъвършенството на компресорната технология забави развитието на този метод, който беше много по-малко трудоемък в сравнение с метода на тартара, за повече от един век.

До началото на нашия век фонтанният метод на добив не е бил разработен. От многобройните фонтани в района на Баку петролът се разля в дерета, реки, създаде цели езера, изгори, беше безвъзвратно изгубен, замърси почвата, водоносните хоризонти и морето.

Понастоящем основният метод за производство на петрол е изпомпването с помощта на електрическа центробежна помпа (ESP) и помпи с тръбни пръти (SSP).

Добив на нефт и газ. Фонтанни и газлифтни методи за добив на нефт и газ Помпа за производство на нефт газ

Нефтът се намира под земята под такова налягане, че когато към него се прокара път под формата на кладенец, той се втурва към повърхността. В продуктивните формации нефтът се среща главно заедно с водата, която го поддържа. Разположени на различни дълбочини, слоевете изпитват определено налягане, съответстващо на приблизително една атмосфера на 10 m дълбочина. Кладенците с дълбочина 1000-1500-2000 m имат резервоарни налягания от порядъка на 100-150-200 atm. Благодарение на това налягане нефтът се движи през формацията към кладенеца. По правило кладенците текат само в началото на жизнения си цикъл, т.е. веднага след пробиването. След известно време налягането в образуванието намалява и фонтанът пресъхва. Разбира се, ако работата на сондажа спре в този момент, повече от 80% от петрола ще остане под земята. По време на разработването на кладенец в него се спуска низ от помпени и компресорни тръби (тръби). При работа на кладенец по метода на потока на повърхността се монтира специално оборудване - фитинги за масов поток.

Няма да навлизаме във всички подробности за това оборудване.

Отбелязваме само, че това оборудване е необходимо за контрол на кладенеца.

С помощта на клапаните Xmas можете да регулирате производството на масло - да го намалите или да го спрете напълно.

След като налягането в кладенеца намалее и кладенецът започне да произвежда много малко нефт, както смятат експертите, той ще бъде прехвърлен към друг метод на работа. При добива на газ основният е проточният метод.

След спиране на потока поради липса на резервоарна енергия, те преминават към механизиран метод на експлоатация на кладенци, при който допълнителна енергия се въвежда отвън (от повърхността). Един такъв метод, при който енергията се въвежда под формата на сгъстен газ, е газлифт. Газовият лифт (въздушен лифт) е система, състояща се от производствена (обсадна) тръбна колона и спуснати в нея тръби, в които течността се повдига с помощта на сгъстен газ (въздух). Тази система понякога се нарича газ (въздушен) асансьор. Методът на експлоатация на кладенци се нарича газлифт.

Според схемата на захранване, в зависимост от вида на източника на работния агент - газ (въздух), се разграничават компресорен и некомпресорен газлифт, а според схемата на работа - непрекъснат и периодичен газлифт.

В пръстена се инжектира газ под високо налягане, в резултат на което нивото на течността в него ще намалее, а в тръбопровода ще се увеличи. Когато нивото на течността падне до долния край на тръбата, сгъстеният газ ще започне да тече в тръбата и ще се смеси с течността. В резултат на това плътността на такава газово-течна смес става по-ниска от плътността на течността, идваща от формацията, и нивото в тръбите ще се увеличи.

Колкото повече газ се въвежда, толкова по-ниска ще бъде плътността на сместа и на толкова по-висока височина ще се издигне. При непрекъснато подаване на газ в кладенеца, течността (сместа) се издига до устието и се излива на повърхността, а нова порция течност постоянно навлиза в кладенеца от формацията.

Дебитът на газлифтния кладенец зависи от количеството и налягането на инжектирания газ, дълбочината на потапяне на тръбите в течността, техния диаметър, вискозитета на течността и др.

Конструкциите на газовите асансьори се определят в зависимост от броя на редовете тръбни тръби, спуснати в кладенеца, и посоката на движение на сгъстения газ.

Според броя на спускаемите редове тръби асансьорите биват едноредови и двуредови, а според посоката на впръскване на газ - кръгови и централни. При едноредов асансьор един ред тръби се спуска в кладенеца.

Сгъстеният газ се инжектира в пръстеновидното пространство между корпуса и тръбата и сместа газ-течност се издига през тръбата или газът се инжектира през тръбата и сместа газ-течност се издига през пръстеновидното пространство. В първия случай имаме едноредов асансьор на ринговата система, а във втория - едноредов асансьор на централната система. С двуредов асансьор два реда концентрично разположени тръби се спускат в кладенеца. Ако сгъстеният газ се насочва в пръстеновидното пространство между две тръбни колони и сместа газ-течност се издига през вътрешни повдигащи тръби, тогава такъв асансьор се нарича двуредова пръстеновидна система.

Извличане на масло с помощта на помпи

Според статистиката само малко повече от 13% от всички кладенци в Русия се експлоатират чрез течащи и газлифтни методи (въпреки че тези кладенци произвеждат повече от 30% от целия руски нефт). Като цяло статистиката за методите на работа изглежда така:

Експлоатация на кладенци със смукателни помпи

Когато говорим за петролната индустрия, средният човек има представа за две машини - сондажна платформа и помпена машина.

Кратко описание

Съдържание

Въведение................................................. .........
История на развитието на минното дело от древни времена до наши дни............................................ ............ ..........
Добив на нефт и газ. Фонтанни и газлифтни методи за добив на нефт и газ.................. около
Извличане на масло с помощта на помпи............
Класификация и състав на машините и съоръженията за добив на нефт и газ..................................

Халимов Е.М., Халимов К.Е., Геология на нефта и газа, 2-2007

Русия е най-големият производител и износител на нефт и газ на световния пазар. През 2006 г. приходите от доставки на нефт, петролни продукти и газ в чужбина надхвърлят 160 милиарда долара, или повече от 70% от всички приходи от износ.

Петролният и газов комплекс на Русия, който е основният сектор на икономиката на страната, осигурява повече от 2/3 от общото потребление на първични енергийни ресурси, 4/5 от тяхното производство и служи като основен източник на данъци и валута приходи за държавата.

Още от горните цифри можете да си представите колко тясно зависи благосъстоянието на страната, която от много години се развива като суровинна сила, от състоянието на нефтения и газовия комплекс. Очевидна е и значимостта на своевременното приемане на комплексни мерки за по-нататъшното устойчиво развитие на една индустрия, характеризираща се с висока капиталоемкост и инертност.

Успехите и перспективите за развитие на нефтения и газов комплекс на страната на всички етапи се определят от количествените и качествени характеристики на суровинната база.

Първият петролен фонтан, който бележи началото на индустриалния етап в историята на руската петролна индустрия, е получен през 1866 г. в Кубан. Руската петролна индустрия започва да придобива модерен облик през 30-те и 40-те години. ХХ век във връзка с откриването и въвеждането в експлоатация на големи находища в района на Урал-Поволжието. По това време суровинната база за добив на нефт беше значително разширена поради увеличаване на обема на геоложките проучвателни работи (проучвателно сондиране, геофизични методи за търсене и проучване).

У нас 30-70г. ХХ век са период на създаване на мощна суровинна база и развитие на производството на нефт и газ. Откриването и разработването на най-големите петролни и газови провинции в района на Урал-Волга и Западен Сибир позволи на СССР да заеме първо място в света по обем на проучените запаси и нивото на годишно производство на нефт.

Динамиката на развитие на вътрешното производство на нефт и газ през този период се характеризира ясно със следните показатели:
обемът на доказаните петролни запаси в страната за периода от 1922 г. (годината на национализация на петролната индустрия) до 1988 г. (годината, в която е достигнат максимумът на текущите доказани петролни запаси) се е увеличил 3500 пъти;
обемът на производствените и проучвателните сондажи се увеличава 112 пъти (1928 г. - 362 хил. м, 1987 г. - 40 600 хил. м);
производството на петрол се увеличава 54 пъти (1928 г. - 11,5 милиона тона, 1987 г. - годината на максимално производство - 624,3 милиона тона).
За 72 години са открити 2027 нефтени находища (1928 - 322, 2000 - 2349).

Газовата промишленост започва да се развива в Русия в началото на 30-те години. ХХ век Повече от половинвековното изоставане от петролната индустрия обаче беше преодоляно чрез бързото й развитие. Още през 1960 г. в RSFSR са произведени 22,5 милиарда m3 газ, а до началото на 1965 г. в RSFSR се разработват 110 находища с общ добив от 61,3 милиарда m3. Газодобивната промишленост на страната започва да се развива особено бързо през 1970-1980 г. след откриването и въвеждането в експлоатация на гигантски газови находища в северната част на Тюменска област.

Количествените успехи на дългия период на растеж на вътрешното производство на нефт и газ са огромно постижение на социалистическата държава, което осигури успешното развитие на нефтения и газов комплекс на страната от средата до края на ХХ век до началото на на новия век.

До началото на 2005 г. на територията на Руската федерация са открити 2901 находища на въглеводородни суровини, включително 2864 на сушата и 37 на шелфа, от които 2032 са в разпределения фонд, включително 2014 на сушата и 18 на шелфа.

В Русия петролът се произвежда от 177 организации, включително 33 акционерни дружества, които са част от 13 вертикално интегрирани компании, 75 организации и акционерни дружества с руски капитал, 43 затворени акционерни дружества, LLC, отворени акционерни дружества с чужд капитал, 6 дъщерни дружества на ОАО "Газпром", 9 акционерни дружества и организации на Ростоппром, 11 организации на Министерството на природните ресурси на Руската федерация.

Системата от магистрални тръбопроводи на Транснефт осигурява транспортирането на 94% от петрола, произвеждан в Русия. Тръбопроводите на компанията преминават през територията на 53 републики, територии, области и автономни окръзи на Руската федерация. В експлоатация са 48,6 хил. км главни нефтопроводи, 336 нефтени помпени станции, 855 петролни резервоара с общ капацитет 12 милиона м3 и много свързани структури.

Добивът на природен газ в размер на 85% от общоруския се извършва от OJSC Gazprom в 78 находища в различни региони на Руската федерация. Газпром притежава 98% от газопреносната мрежа на страната. Основните тръбопроводи са обединени в Единна система за газоснабдяване (UGSS) с дължина 153 хиляди км и пропускателна способност над 600 милиарда m3. ПГС включва 263 компресорни станции. 179 газоразпределителни организации обслужват 428 хиляди км газоразпределителни газопроводи в страната и осигуряват доставките на газ за 80 хиляди градове и селски населени места на Руската федерация.

В допълнение към OJSC Gazprom, добивът на газ в Руската федерация се извършва от независими производители на газ, петролни и регионални газови компании (JSC Norilskgasprom, JSC Kamchatgazprom, JSC Yakutgazprom, JSC Sakhalinneftegaz, LLC Itera Holding и други, осигуряващи доставки на газ на територии, които не свързан с UGSS).

Състояние на суровинната база
От началото на 70-те години. до политическата криза от края на 80-те години. В СССР обемът на проучвателните работи за нефт и газ непрекъснато нарастваше. През 1988 г. обемът на сондажните геоложки проучвания достигна максимум 6,05 милиона m3, което позволи тази година да бъдат открити 97 нефтени и 11 газови находища с запаси от нефт от 1186 милиона тона и запаси от газ от 2000 милиарда m3.

От средата на 70-те години. започна естествено намаляване на ефективността на геоложките проучвания, свързано както с намаляването на размера на запасите на новооткрити находища, така и с достъпа до труднодостъпни райони на Далечния север. Разходите за проучване са нараснали рязко. Въпреки факта, че по-нататъшното развитие на националната икономика на страната изискваше поддържане на високо увеличение на запасите и поддържане на вече постигнатите високи нива на производство на нефт, възможностите за увеличаване на държавните средства за тези цели през този период вече бяха изчерпани.

Текущото състояние на базата на минерални ресурси от въглеводородни суровини се характеризира с намаляване на текущите доказани запаси от нефт и газ и ниски темпове на тяхното възпроизводство.

От 1994 г. нарастването на запасите от нефт и газ е значително по-малко от производството на тези минерали. Обемът на геоложките проучвателни работи не осигурява възпроизводството на минерално-суровинната база на нефтената и газовата промишленост. „Изяждане” на петрол (превишаване на добива над растежа на запасите) в периода 1994-2005 г. възлиза на повече от 1,1 милиарда тона, газ - над 2,4 трилиона m3.

От 2232 открити находища на нефт, нефт и газ и нефт и газ кондензат се разработват 1235. Запасите от нефт и газ са ограничени до териториите на 37 съставни образувания на Руската федерация, но те са съсредоточени главно в Западен Сибир, Урал -Поволжието и европейският север. Най-висока степен на разработка на доказани запаси има в регионите Урал (85%), Волга (92%), Северен Кавказ (89%) и Сахалинска област (95%).

Структурата на остатъчните запаси от нефт в страната като цяло се характеризира с факта, че текущият добив на нефт (77%) се осигурява от подбора на така наречените активни запаси от големи находища, чието предлагане е 8-10 години. В същото време делът на трудноизвличаемите запаси в Русия като цяло непрекъснато нараства и за основните петролни компании той варира от 30 до 65%.

Всички големи и най-големи нефтени находища (179), които представляват 3/4 от текущото производство на нефт в страната, се характеризират със значително изчерпване на запасите и висока обводненост на произведените продукти.

В Русия са открити 786 находища на природен газ, от които 338 се разработват с доказани запаси от 20,8 трилиона м3, или 44,1% от всички руски запаси.

Западносибирската провинция съдържа 78% от всички доказани газови запаси в Русия (37,1 трилиона м3), включително 75%, съдържащи се в 21 големи находища. Най-големите свободни газови находища са Уренгойское и Ямбургское нефтени и газокондензатни находища с първоначални газови запаси съответно 10,2 и 6,1 трилиона м3, както и Бованенковское (4,4 трилиона м3), Щокмановское (3,7 трилиона м3), Заполярное (3,5 трилиона м3). ), Медвежие (2,3 трилиона м3) и др.

Производство на масло
През 1974 г. Русия, като част от СССР, заема първо място в света по производство на нефт и кондензат. Производството продължава да расте още 13 години и през 1987 г. достига максимум от 569,5 млн. т. По време на кризата от 90-те години. производството на петрол е намалено до ниво от 298,3 милиона тона (1996 г.) (фиг. 1).

Ориз. 1. ДОБИВ НА НЕФТ С ГАЗОВ КОНДЕНЗАТ В СССР И РФ И ПРОГНОЗА до 2020 г.

1 – СССР (действителен); 2 – Руска федерация (фактически); 3 – очаквано; 4 – относно „Енергийната стратегия...“ „Основните положения на Енергийната стратегия...“ са одобрени от правителството на Руската федерация (протокол № 39 от 23 ноември 2000 г.).

С връщането на Русия към пътя на пазарната икономика развитието на нефтения и газовия комплекс започна да се подчинява на законите на пазара. Благоприятните условия на световния пазар и нарастващите цени на петрола в края на 1990 г. - началото на 2000 г. бяха напълно използвани от руските петролни компании за интензифициране на производството от съществуващия запас от кладенци. В периода 1999-2006г. годишното производство на петрол се увеличи 1,6 пъти (със 180 милиона тона), което далеч надхвърли най-оптимистичния сценарий на държавната „Енергийна стратегия...“. Обемите на производство на нефт в повечето находища надхвърлиха проектните цели, оптимизирани за дълъг период от време.

Негативните последици от интензивната селекция и последвалия бърз спад в производството, свързан с тях, не закъсняха да вземат своето. Годишното увеличение на производството на петрол, след като достигна максимум през 2003 г. (41 милиона тона - темп от 9,8%), започна да намалява. През 2006 г. темпът на растеж на производството намалява 4 пъти (2,2%) (виж фиг. 1).

Анализът на състоянието на суровинната база за производство на нефт, текущата ситуация с възпроизводството на петролните запаси и структурата на запасите от разработените находища ни позволява да заключим, че производството на нефт в Русия естествено навлезе в критична фаза на динамика, когато растящият/стабилен добив на петрол се заменя с падаща траектория. Такава промяна идва неизбежно след интензивната експлоатация на невъзобновяеми запаси. Следва да се очаква спад в добива на петрол, въпреки евентуалното продължаване на покачването на цените на петрола, тъй като той се дължи на обективни причини за изчерпването на невъзобновимите активни запаси, които се разработват с неотслабващи темпове.

Важно условие, което намалява рисковете от негативни последици от бързия спад на производството и осигурява устойчивото развитие на всяка минна индустрия, е навременното попълване и разширяване на производствения капацитет. Благосъстоянието и устойчивото развитие на петролната индустрия зависят главно от състоянието на действащия фонд от кладенци и от динамиката на развитие на запасите от съществуващите кладенци. Към началото на 2006 г. експлоатационният запас от добивни кладенци в нефтената индустрия възлиза на 152 612, което е с 3 079 кладенци по-малко от преди година. Намаляването на оперативния фонд и значителен дял на неоперативния фонд в него (20%) не могат да се считат за задоволителни показатели. За съжаление, индустрията през последните 10 години се характеризира с като цяло незадоволителна работа по въвеждане в експлоатация на нови производствени мощности (въвеждане в експлоатация на нови находища и нови резерви, производствени кладенци) и поддържане на запасите в работно състояние. В края на 1993 г. експлоатационният запас беше 147 049 кладенци, а броят на работещите кладенци беше 127 050. Така за 12 години производственият капацитет на кладенците в индустрията не само не се увеличи, но дори намаля.

През последните 6 години петролните компании са увеличили годишното производство на петрол със 180 милиона тона, главно чрез интензифициране на производството от съществуващия запас от кладенци. Сред методите за интензификация хидравличното разбиване стана широко разпространено. Руските компании изпревариха САЩ по мащаба на прилагане на този метод. В Русия се извършват средно 0,05 операции на активен кладенец в сравнение с 0,03 в САЩ.
„Основните положения на Енергийната стратегия...“ са одобрени от правителството на Руската федерация (протокол № 39 от 23 ноември 2000 г.).

В условията на активно „изяждане“ на невъзобновяеми запаси от нефт, неадекватно увеличаване на броя на добивните кладенци и агресивна експлоатация на съществуващите запаси, тенденцията за по-нататъшно намаляване на добива на нефт става все по-очевидна. В края на 2006 г. 5 от 11 вертикално интегрирани компании претърпяха спад в годишното производство на петрол, включително TNK-BP, Gazprom Neft и Bashneft. Очаква се през следващите 2 години (2007-2008 г.) съществуващата тенденция към намаляване на добива на петрол в Русия като цяло да продължи. Едва през 2009 г., поради въвеждането в експлоатация на находищата Ванкорское, Талакановское и Верхнечонское в Източен Сибир, ще бъде възможно да се увеличи добивът на нефт.

Производство на газ
Газовата промишленост започва да се развива в Русия в началото на 30-те години. ХХ век През 1930 г. са произведени 520 млн. м3. В най-трудния период на войната (1942 г.) Елшанското поле в Саратовска област е пуснато в експлоатация.

През 1950-1960г В териториите Ставропол и Краснодар бяха открити голям брой газови находища (Северно-Ставропол, Каневское, Ленинградско и др.), Разработката на които осигури по-нататъшен растеж на производството на природен газ (фиг. 2). Откриването на Вуктилското газово кондензатно поле през 1964 г. и Оренбургското газово кондензатно поле през 1966 г. беше от голямо практическо значение за развитието на газовата промишленост. Производствената и суровинна база на европейската част на страната получи по-нататъшно развитие с откриването на Астраханското петролно-газокондензатно находище през 1976 г. и неговото разработване.

Ориз. 2. ДОБИВ НА ГАЗ В СССР И РФ И ПРОГНОЗА ДО 2020 г.

1 – СССР (действителен); 2 – Руска федерация (фактически); 3 – по „Енергийна стратегия...“

До началото на 1960 г. в северната част на Тюменска област е открита уникална в света газоносна провинция с гигантски находища: Уренгойское, Медвежье, Ямбургское и др. Въвеждането в експлоатация на газ от тези и други полета направи възможно рязко увеличаване на производството до 450-500 милиарда m3 през 1975-1985 г

След достигане на връх от 815 млрд. м3 през 1990 г. (в СССР, включително RSFSR - 740 млрд. м3), обемът на добива на газ в Русия намалява до 570 млрд. м3. През последните 6 години производството се поддържа в рамките на 567-600 млрд. м3, което е под нивото, предвидено в минималния вариант на „Енергийната стратегия...“. Закъснението се дължи на неуспеха на ОАО "Газпром" да изпълни програмата за разработване на нови газови находища на полуостров Ямал.

За разлика от предишния период на бърз растеж на производството за 1991-2005г. характерно е, че растежът на годишния добив на газ, произведен от ОАО "Газпром", е спрян. Това се дължи на специфичния характер на изтеглянето на производствени мощности във високопродуктивни находища, интензивно разработени в естествени условия в условията на рядка мрежа от производствени кладенци. Оттеглянето на производствения капацитет поради извличане на газ и спад в налягането на резервоара се случва непрекъснато във времето. В същото време новите производствени кладенци се свързват със събирателни мрежи само след завършване на изграждането на нови интегрирани блокове за обработка на газ (CGTU), компресорни станции (CS) и докачни компресорни станции (BCS), които са единични капитални структури, които са трудни за конструиране. През 2000-2005г средногодишно въведените в експлоатация съоръжения са: УКПГ-3, БКС-4, КС-5.

През 2006 г. 86% от общия обем на руския газ е произведен от OJSC Gazprom, в който основното производство се осигурява от трите най-големи находища в северната част на Западен Сибир (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye). Тези находища бяха интензивно разработени в продължение на 15-25 години в естествен режим без поддържане на налягането в резервоара, осигурявайки до 80% от общоруското производство на газ. В резултат на интензивната експлоатация налягането в резервоара в тях намаля, а производството (изчерпването на запасите) на сеноманските сухи газови находища достигна 66% в Уренгой, 55% в Ямбург и 77% в Медвежие. Годишният спад в производството на газ в тези три находища сега се случва с темп от 8-10% годишно (25-20 милиарда m3).

За да компенсира спада в производството на газ, през 2001 г. беше пуснато в експлоатация най-голямото нефтено и газово кондензатно находище Заполярное. Още през 2006 г. от това находище са добити 100 млрд. м3 газ. Производството от това поле обаче не е достатъчно, за да компенсира спада в производството на нефт от основните изчерпани находища.

От началото на 2006 г. ОАО "Газпром" започна да показва признаци на текущ спад в обемите на производство на природен газ. Дневният добив на газ от февруари до юли 2006 г. спадна от 1649,9 на 1361,7 милиона m3/ден. Това доведе до намаляване на дневния добив на газ в Русия като цяло от 1966,8 до 1609,6 милиона m3.

Последният етап от развитието на сеноманските отлагания на основните находища на Западен Сибир се характеризира с ниско налягане в резервоара и спад на производството. Условията на работа на находищата се усложняват значително. Възможно е по-нататъшно развитие с:
ефективна експлоатация на кладенци в условия на тяхното напояване и разрушаване на дънната зона;
извличане на газ, уловен от проникваща пластова вода;
разширяване на производството и увеличаване на производствените обеми на газ с ниско налягане;
обработка на място на въглеводороди при ниско входно налягане (< 1 МПа).

Освен това е необходимо създаването на високоефективно оборудване за компресиране на газ с ниско налягане, както и разработването на технология и оборудване за обработка на газ с ниско налягане директно в полето.

Решаването на проблема с използването на газ с ниско налягане ще осигури ефективно допълнително развитие на най-големите газови находища в света, разположени във високите северни ширини и на значително разстояние от центровете на потребление на природен газ.

Най-важното условие, осигуряващо гарантирано устойчиво развитие на газовата индустрия през периода, разглеждан от държавната „Енергийна стратегия...“, е ускореното въвеждане в експлоатация на нови находища и запаси от природен газ.

Плановете на ОАО "Газпром" включват увеличаване на производството на газ до 2010 г. до 550-560 млрд. м3, през 2020 г. - до 580-590 млрд. м3 (виж фиг. 2), до 2030 г. - до 610-630 млрд. м3. Планираното ниво на добив на газ до 2010 г. се очаква да бъде постигнато чрез съществуващи и нови находища в района на Надим-Пур-Таз: Южно-Русское, долнокредни находища Заполярни и Песцовой, Ачимовски находища Уренгойское. Реалността и икономическата целесъобразност се определят от близостта до съществуващата газопреносна инфраструктура.

След 2010 г. се планира да започне разработването на находища на полуостров Ямал, шелфа на арктическите морета, във водите на Обския и Тазовия залив, в Източен Сибир и Далечния изток.

OJSC Gazprom през декември 2006 г. реши да пусне в разработка Бованенковское (2011), Щокмановское (2013) и Харасавейское (2014) газови кондензатни находища.

Заключение
Добивът на нефт и газ на настоящия етап се развива по сценарии, различни от правителствената „Енергийна стратегия...“. Годишните нива на добив на петрол значително надвишават максималния сценарий, а добивът на газ практически не се увеличава от 10 години. Наблюдаваните отклонения от „стратегията” са свързани както с погрешността на идеята, че се фокусира върху затворените икономически граници и самодостатъчността на страната, така и с подценяването на зависимостта на националната икономика от глобалните процеси, например промените. в цените на петрола. Основната причина за неизпълнението на стратегическата програма обаче е отслабването на ролята на държавата в регулирането и управлението на енергийния сектор на икономиката.

В светлината на събитията и промените, настъпили през последните 10 години в структурата и количествените характеристики на суровинната база за добив на нефт и газ, състоянието на производствените мощности, текущите условия за добив на нефт в разработени находища, експлоатационни и в процес на изграждане на магистрални нефто- и газопроводи, спешно са необходими корекции на „Енергийната стратегия...“ в средносрочен и дългосрочен план. Разработването на такава стратегия ще позволи да се оценят реалните възможности за добив на нефт и газ въз основа на технико-икономическите целеви характеристики на проучените възстановими запаси и възникващите нови реалности в страната и света.

Фундаментално важно обстоятелство, което определя по-нататъшното успешно развитие на производството на нефт и газ в Русия, е необходимостта от разработване на мащабни, сложни и скъпи нови проекти за нефт и газ, характеризиращи се с недостъпни екстремни минно-геоложки и природно-географски условия (находища на полуостров Ямал, шелфът на арктическите морета, акваторията на заливите Об и Таз, в Източен Сибир и Далечния изток). Глобалните нефтени и газови проекти изискват огромни разходи за тяхното развитие, широкомащабно сътрудничество и консолидация на сили и ресурси, принципно нови технологии на всички нива на производство и нови модели машини и оборудване.

По отношение на сложността на решаването на технически, организационни, финансови проблеми и трудоемкостта на работата тези проекти са сравними с космическите програми. Това се доказва от опита от първите опити за разработване на уникални нефтени и газови съоръжения (на полуостров Ямал, Сахалин, Източен Сибир и др.). Тяхното развитие изисква огромни материални и финансови ресурси и нови нетрадиционни форми на организация на работата, концентрация на усилия, производствен и интелектуален потенциал не само на местни, но и на водещи световни транснационални корпорации. Развитието на започнатата работа е затруднено от съществуващи правила и разпоредби, които се различават от съвременната световна практика.

Възможността за реализиране на мащабни уникални нефтени и газови проекти, дори повече, отколкото за традиционните обекти, зависи от стимулиращата законодателна и регулаторна рамка за ползване на недрата (Законът „За недрата“), размера на диференцираните плащания за наем и данъците върху полезните изкопаеми екстракция.

Преодоляването на правните пречки пред по-нататъшното развитие на добива на нефт и газ е важно условие за изпълнение на декларираните от държавата амбициозни планове, гарантиращи собствената и регионалната енергийна сигурност.

Литература
1. Федерална директория. Горивно-енергиен комплекс на Русия. – М.: Родина-Про, 2003.
2. Халимов Е.М. Разработване на нефтени находища в пазарни условия. – Санкт Петербург: Недра, 2005.

КАТЕГОРИИ

Прожекция

Ултразвук на крайници

Видове ултразвук

Коремна ехография

Ултразвук на гръдния кош

ПОПУЛЯРНИ СТАТИИ

	Отрицанието не с глаголи (в лична форма, в инфинитив, под формата на герундий) се пише отделно: да не взема, не беше, без да знае, бавно
	Презентация, докладвайте основните характеристики на философията на възраждането
	Художествен стил
	Деца на земята Презентация ние сме деца на земята за детска градина
	Презентация по темата за бариерите в комуникацията, работата беше завършена от ученици. Без комуникация ние се заключваме в себе си

2023 “kingad.ru” - ултразвуково изследване на човешки органи