Rusia es líder mundial en producción de petróleo y gas (una nueva etapa de desarrollo) - iv_g. Menú principal saltar al contenido

Los métodos modernos de extracción de petróleo fueron precedidos por métodos primitivos:

recolección de petróleo de la superficie de yacimientos;

procesamiento de arenisca o piedra caliza impregnada de aceite;

extracción de petróleo de minas y pozos.

La extracción de petróleo de la superficie de cuerpos de agua abiertos es aparentemente uno de los métodos más antiguos de extracción. Se utilizó en Media, Asirio-Babilonia y Siria a.C., en Sicilia en el siglo I d.C., etc. En Rusia, el petróleo se extraía recogiéndolo de la superficie del río Ujtá en 1745. organizado por F.S. Pryadunov. En 1868, en Kokand Khanate, el petróleo se recogía en zanjas creando una presa con tablas. Los indios americanos, cuando descubrieron petróleo en la superficie de lagos y arroyos, colocaron una manta sobre el agua para absorber el petróleo y luego lo exprimieron en un recipiente.

Tratamiento de areniscas o calizas impregnadas de aceite., con el propósito de su extracción, fueron descritos por primera vez por el científico italiano F. Ariosto en el siglo XV: cerca de Módena en Italia, los suelos que contenían aceite se trituraban y calentaban en calderas; Luego se colocaron en bolsas y se prensaron con una prensa. En 1819, en Francia, la minería desarrolló capas de piedra caliza y arenisca que contenían petróleo. La roca extraída se colocaba en una tina llena de agua caliente. Cuando se agitaba, el aceite flotaba hacia la superficie del agua y se recogía con un achicador. En 1833-1845. En las orillas del mar de Azov se extraía arena empapada en petróleo. Luego se colocó en hoyos con fondo inclinado y se regó. El petróleo extraído de la arena se recogió de la superficie del agua con mechones de hierba.

Extracción de petróleo de minas y pozos. También conocido desde la antigüedad. En Kissia, la antigua región entre Asiria y Media, en el siglo V. ANTES DE CRISTO. El aceite se extraía utilizando cubos de cuero llamados odres.

En Ucrania, las primeras menciones sobre la producción de petróleo se remontan a principios del siglo XV. Para ello, cavaron pozos de 1,5 a 2 m de profundidad, en los que se filtró el petróleo junto con el agua. Luego la mezcla se recogió en barriles sellados en el fondo con tapones. Cuando el aceite más ligero flotaba, se quitaban los tapones y se drenaba el agua sedimentada. En 1840, la profundidad de los pozos de excavación alcanzó los 6 m, y más tarde comenzó a extraerse petróleo de pozos de unos 30 m de profundidad.

En las penínsulas de Kerch y Taman, la producción de petróleo desde la antigüedad se realizaba mediante un palo al que se ataba fieltro o un moño hecho con pelo de cola de caballo. Los bajaron al pozo y luego se exprimió el aceite en el recipiente preparado.

En la península de Absheron, la producción de petróleo a partir de pozos se conoce desde el siglo XIII. ANUNCIO Durante su construcción, primero se abrió un agujero en forma de cono invertido (invertido) hasta el depósito de petróleo. Luego se hicieron repisas a los lados del pozo: con una profundidad promedio de inmersión del cono de 9,5 m, al menos siete. La cantidad promedio de tierra extraída al cavar un pozo de este tipo fue de aproximadamente 3100 m 3, luego las paredes de los pozos desde el fondo hasta la superficie se aseguraron con un marco o tablas de madera, en las coronas inferiores se hicieron agujeros para la afluencia de aceite. Se extraía de pozos mediante odres de vino, que se levantaban con un cabrestante manual o con la ayuda de un caballo.

En su informe sobre un viaje a la península de Absheron en 1735, el Dr. I. Lerche escribió: “... En Balakhany había 52 depósitos de petróleo con una profundidad de 20 brazas (1 braza - 2,1 m), de los cuales algunos golpearon con fuerza , y se entregan anualmente 500 batmans de petróleo...” (1 batman 8,5 kg). Según el académico S.G. Amelina (1771) la profundidad de los pozos de petróleo en Balakhany alcanzaba los 40-50 m, y el diámetro o lado de la sección cuadrada del pozo era de 0,7-1 m.

En 1803, el comerciante de Bakú Kasymbek construyó dos pozos de petróleo en el mar a una distancia de 18 y 30 m de la costa de Bibi-Heybat. Los pozos estaban protegidos del agua por una caja hecha de tablas muy unidas. De ellos se extrae petróleo desde hace muchos años. En 1825, durante una tormenta, los pozos se rompieron e inundaron las aguas del Mar Caspio.

Con el método del pozo, la tecnología de extracción de petróleo no ha cambiado durante siglos. Pero ya en 1835, un funcionario del departamento de minería de Fallendorf en Taman utilizó por primera vez una bomba para bombear aceite a través de un tubo de madera bajado. Varias mejoras técnicas están asociadas con el nombre del ingeniero de minas N.I. Voskoboynikova. Para reducir el volumen de trabajos de excavación, propuso construir pozos de petróleo en forma de pozo de mina, y en 1836-1837. llevó a cabo la reconstrucción de todo el sistema de almacenamiento y suministro de petróleo en Bakú y Balakhani, pero uno de los principales asuntos de su vida fue la perforación del primer pozo de petróleo del mundo en 1848.

Durante mucho tiempo la extracción de petróleo mediante la perforación de pozos en nuestro país fue tratada con prejuicios. Se creía que dado que la sección transversal del pozo es más pequeña que la de un pozo de petróleo, el flujo de petróleo a los pozos es significativamente menor. Al mismo tiempo, no se tuvo en cuenta que la profundidad de los pozos es mucho mayor y la intensidad laboral de su construcción es menor.

Al operar pozos, los productores de petróleo buscaron transferirlos al modo de flujo, porque esta era la forma más fácil de conseguirlo. La primera fuente poderosa de petróleo en Balakhany ocurrió en 1873 en el sitio de Khalafi. En 1887, el 42% del petróleo de Bakú se extraía por el método de flujo.

La extracción forzada de petróleo de los pozos provocó un rápido agotamiento de las capas petrolíferas adyacentes a su tronco, y el resto (la mayor parte) permaneció en las profundidades. Además, debido a la falta de un número suficiente de instalaciones de almacenamiento, ya se produjeron importantes pérdidas de petróleo en la superficie de la tierra. Así, en 1887, las fuentes arrojaron 1.088 mil toneladas de petróleo y sólo se recogieron 608 mil. En los alrededores de las fuentes se formaron grandes lagos de petróleo, donde las fracciones más valiosas se perdieron por evaporación. El propio petróleo degradado se volvió inadecuado para el procesamiento y se quemó. Los lagos de petróleo estancados ardieron durante muchos días seguidos.

El petróleo se extraía de pozos en los que la presión era insuficiente para salir, utilizando baldes cilíndricos de hasta 6 m de largo, en cuyo fondo se instalaba una válvula que se abría cuando el balde descendía y se cerraba bajo el peso del líquido extraído cuando el balde descendía. presionado hacia arriba. El método de extracción de petróleo mediante achicadores se llamó tartán,V En 1913, con su ayuda se extraía el 95% de todo el petróleo.

Sin embargo, el pensamiento de la ingeniería no se detuvo. En los años 70 del siglo XIX. V.G. Sujov sugirió método compresor de producción de petróleo suministrando aire comprimido al pozo (puente aéreo). Esta tecnología no se probó en Bakú hasta 1897. M.M. Tijvinsky en 1914

Las salidas de gas natural de fuentes naturales han sido utilizadas por el hombre desde tiempos inmemoriales. Más tarde, el gas natural obtenido de pozos y perforaciones encontró aplicación. En 1902, se perforó el primer pozo en Surakhani, cerca de Bakú, que produjo gas industrial a una profundidad de 207 m.

En el desarrollo de la industria petrolera. Se pueden distinguir cinco etapas principales:

Etapa I (antes de 1917): período prerrevolucionario;

Etapa II (de 1917 a 1941), el período anterior a la Gran Guerra Patria;

Etapa III (de 1941 a 1945): el período de la Gran Guerra Patria;

Etapa IV (de 1945 a 1991): el período anterior al colapso de la URSS;

Etapa V (desde 1991) – período moderno.

Período prerrevolucionario. El petróleo se conoce en Rusia desde hace mucho tiempo. Allá por el siglo XVI. Los comerciantes rusos comerciaban con petróleo de Bakú. Bajo Boris Godunov (siglo XVI), el primer petróleo producido en el río Ujtá llegó a Moscú. Dado que la palabra "aceite" entró en el idioma ruso recién a finales del siglo XVIII, entonces se la llamó "agua espesa y ardiente".

En 1813, los kanatos de Bakú y Derbent, con sus recursos petrolíferos más ricos, fueron anexados a Rusia. Este evento tuvo una gran influencia en el desarrollo de la industria petrolera rusa durante los siguientes 150 años.

Otra gran zona de producción de petróleo en la Rusia prerrevolucionaria fue Turkmenistán. Se ha comprobado que en la zona de Nebit-Dag se extraía oro negro hace unos 800 años. En 1765 en la isla. Cheleken tenía 20 pozos petroleros con una producción anual total de aproximadamente 64 toneladas por año. Según el explorador ruso del Mar Caspio N. Muravyov, en 1821 los turcomanos enviaron por barco unas 640 toneladas de petróleo a Persia. En 1835 fue sacada de la isla. Cheleken más que Bakú, aunque fue la península de Absheron la que fue objeto de mayor atención por parte de los industriales petroleros.

El desarrollo de la industria petrolera en Rusia comenzó en 1848.

En 1957, más del 70% del petróleo producido correspondía a la Federación de Rusia y Tartaristán ocupaba el primer lugar del país en producción de petróleo.

El acontecimiento principal de este período fue el descubrimiento y el inicio del desarrollo de los yacimientos petrolíferos más ricos de Siberia occidental. En 1932, el académico I.M. Gubkin expresó la idea de la necesidad de iniciar búsquedas sistemáticas de petróleo en la vertiente oriental de los Urales. En primer lugar, se recopiló información sobre observaciones de filtraciones naturales de petróleo (los ríos Bolshoi Yugan, Belaya, etc.). En 1935 Aquí comenzaron a trabajar equipos de exploración geológica, que confirmaron la presencia de sustancias similares al petróleo. Sin embargo, no existían las grandes petroleras. Los trabajos de exploración continuaron hasta 1943 y luego se reanudaron en 1948. Sólo en 1960 se descubrieron los yacimientos petrolíferos de Shaimskoye, seguidos por los de Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varieganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye y otros. La producción en Siberia occidental se remonta a 1965, cuando se produjo alrededor de 1 millón de toneladas. Ya en 1970 la producción de petróleo aquí ascendía a 28 millones de toneladas, y en 1981 a 329,2 millones de toneladas. Siberia occidental se convirtió en la principal región productora de petróleo del país y la URSS ocupó el primer lugar en la producción de petróleo del mundo.

En 1961, se produjeron las primeras fuentes de petróleo en los campos de Uzen y Zhetybai en el oeste de Kazajstán (península de Mangyshlak). Su desarrollo industrial comenzó en 1965. Sólo en estos dos yacimientos las reservas recuperables de petróleo ascendían a varios cientos de millones de toneladas. El problema era que los aceites Mangyshlak eran altamente parafínicos y tenían un punto de fluidez de +30...33 °C. Sin embargo, en 1970 la producción de petróleo en la península aumentó a varios millones de toneladas.

El crecimiento sistemático de la producción de petróleo en el país continuó hasta 1984. En 1984-85. Hubo una caída en la producción de petróleo. En 1986-87 volvió a crecer, alcanzando su máximo. Sin embargo, a partir de 1989 la producción de petróleo comenzó a caer.

Período moderno. Después del colapso de la URSS, continuó la disminución de la producción de petróleo en Rusia. En 1992 ascendió a 399 millones de toneladas, en 1993 a 354 millones de toneladas, en 1994 a 317 millones de toneladas y en 1995 a 307 millones de toneladas.

La continua disminución de la producción de petróleo se debe al hecho de que no se ha eliminado la influencia de una serie de factores negativos objetivos y subjetivos.

En primer lugar, la base de materias primas de la industria se ha deteriorado.. El grado de implicación en el desarrollo y agotamiento de los yacimientos por región es muy alto. En el Cáucaso Norte, el 91,0% de las reservas probadas de petróleo están en desarrollo y el agotamiento de los yacimientos es del 81,5%. En la región de Ural-Volga estas cifras son del 88,0% y 69,1%, respectivamente, en la República de Komi - 69,0% y 48,6%, en Siberia Occidental - 76,8% y 33,6%.

En segundo lugar, ha disminuido el aumento de las reservas de petróleo debido a los campos recién descubiertos.. Debido a una fuerte disminución de la financiación, las organizaciones de exploración geológica han reducido el volumen de trabajo geofísico y de perforación de prospección. Esto llevó a una disminución en el número de campos recién descubiertos. Entonces, si en 1986-90. Las reservas de petróleo en los campos recién descubiertos ascendieron a 10,8 millones de toneladas en el período 1991-95. - sólo 3,8 millones de toneladas.

En tercer lugar, el corte de agua del petróleo producido es alto.. Esto significa que con los mismos costos y volúmenes de producción de fluido de formación, cada vez se produce menos petróleo.

En cuarto lugar, los costes de la reestructuración afectan. Como resultado del colapso del antiguo mecanismo económico, se eliminó la rígida gestión centralizada de la industria y apenas se está creando uno nuevo. El desequilibrio resultante entre los precios del petróleo, por un lado, y de los equipos y materiales, por el otro, complicó el equipamiento técnico de los yacimientos. Pero esto es necesario en este momento, cuando la mayor parte del equipo ha caducado y muchos yacimientos requieren una transición del método de producción por flujo al método de bombeo.

Por último, numerosos errores de cálculo cometidos en los últimos años están pasando factura. Así, en los años 70 se creía que las reservas de petróleo de nuestro país eran inagotables. De acuerdo con esto, el énfasis no se puso en el desarrollo de sus propios tipos de producción industrial, sino en la compra de bienes industriales terminados en el exterior utilizando la moneda recibida de la venta de petróleo. Se gastaron enormes cantidades de dinero para mantener la apariencia de prosperidad en la sociedad soviética. La industria petrolera recibió una financiación mínima.

En el estante de Sakhalin allá por los años 70-80. Se descubrieron grandes yacimientos que aún no se han puesto en funcionamiento. Mientras tanto, se les garantiza un enorme mercado en los países de la región de Asia y el Pacífico.

¿Cuáles son las perspectivas futuras para el desarrollo de la industria petrolera nacional?

No existe una evaluación inequívoca de las reservas de petróleo en Rusia. Varios expertos dan cifras sobre el volumen de reservas recuperables de 7 a 27 mil millones de toneladas, lo que representa entre el 5 y el 20% del mundo. La distribución de las reservas de petróleo en Rusia es la siguiente: Siberia occidental: 72,2%; región de Ural-Volga: 15,2%; provincia de Timán-Pechora: 7,2%; República de Sakha (Yakutia), Territorio de Krasnoyarsk, Región de Irkutsk, plataforma del Mar de Okhotsk: alrededor del 3,5%.

En 1992 se inició una reestructuración estructural de la industria petrolera rusa: siguiendo el ejemplo de los países occidentales, comenzaron a crear empresas petroleras integradas verticalmente que controlan la producción y refinación del petróleo, así como la distribución de los productos derivados del petróleo.

480 rublos. | 150 grivnas | $7.5 ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Disertación - 480 RUR, entrega 10 minutos, las 24 horas, los siete días de la semana y festivos

Miachina Ksenia Viktorovna. Consecuencias geoecológicas de la producción de petróleo y gas en los Urales de Orenburg: disertación... Candidato de Ciencias Geográficas: 25.00.36 Orenburg, 2007 168 p. RSL OD, 61:07-11/130

Introducción

Capítulo 1. Condiciones paisajísticas y ecológicas de la zona de estudio. 10

1.1. Ubicación geográfica y zonificación natural 10

1.2. Estructura geológica y relieve 12.

1.2.1. Geología 12

1.2.2. Tectónica y análisis de la distribución de yacimientos de hidrocarburos 15

1.2.3. Geomorfología y principales accidentes geográficos 18

1.3. Condiciones climáticas 19

1.4. Condiciones hidrológicas 22

1.5. Suelo y cobertura vegetal 27

1.6. Tipos de terreno 30

1.7. Potencial sostenibilidad ecológica de los paisajes de los Urales de Oremburgo 32

1.7.1. Enfoques para determinar la sostenibilidad 32

1.7.2. Ranking de la zona de estudio según el grado de sostenibilidad ambiental potencial 36

Capítulo 2. Materiales y métodos de investigación 38

Capítulo 3. Características del complejo de producción de petróleo y gas. 43

3.1. Historia del desarrollo de la producción de petróleo y gas en el mundo y Rusia 43.

3.2. Historia del desarrollo de la producción de petróleo y gas en la región de Orenburg 47

3.3. Características de las instalaciones de producción y transporte de hidrocarburos 56

Capítulo 4. Impacto de las instalaciones de producción de petróleo y gas en el medio ambiente natural. 70

4.1. Principales tipos y fuentes de exposición 70

4.2. Impacto sobre los componentes del medio natural 73

4.2.1. Impacto en aguas subterráneas y superficiales 73

4.2.2. Impacto en el suelo y la cobertura vegetal 79

4.2.3. Impacto en la atmósfera 99

Capítulo 5 Evaluación del estado geoecológico de las regiones de los Urales de Oremburgo. 102

5.1. Clasificación de áreas según el grado de transformación tecnogénica 102

5.2. Zonificación geoecológica de los Urales de Orenburg en relación con el desarrollo de la producción de petróleo y gas 116

Capítulo 6. FUERTES Problemas de protección y optimización de paisajes bajo influencia

producción de petróleo y gas FUERTE 122

6.1. Protección de paisajes en los territorios de yacimientos de petróleo y gas en Rusia y los Urales de Orenburg 122

6.2. El problema de la interacción de los yacimientos petrolíferos con objetos naturales únicos (usando el ejemplo del bosque de Buzuluksky) 127

6.3. Principales direcciones de optimización de los paisajes de los Urales de Orenburg 130.

Conclusión 134

Referencias 136

Aplicación de fotografía 159

Introducción a la obra.

Relevancia del tema. La región de Orenburg es una de las principales regiones productoras de petróleo y gas de la parte europea de Rusia y se encuentra entre las primeras en términos de potencial de recursos de petróleo y gas. A principios de 2004 se identificaron 203 yacimientos de hidrocarburos en la región, de los cuales 157 están en exploración y desarrollo, 41 están en conservación y reservas estatales, 5 depósitos no están registrados por tener pequeñas reservas (ver Figura 1). La mayoría de los yacimientos y las perspectivas futuras para el desarrollo de la industria del petróleo y el gas en la región de Orenburg están asociados con su parte occidental; geográficamente, este es el territorio de los Urales de Orenburg.

La industria de producción de petróleo y gas en la región de Oremburgo tiene una importancia predominante en la economía regional. Al mismo tiempo, las instalaciones de producción de petróleo y gas tienen un impacto diverso y creciente en los sistemas naturales y son una de las principales razones de la alteración del equilibrio ecológico en las regiones. En los territorios de los campos de petróleo y gas, los paisajes naturales se han transformado en complejos naturales-tecnogénicos, donde se encuentran cambios profundos, a menudo irreversibles. Las causas de estos cambios son la contaminación del medio ambiente natural como resultado de derrames de petróleo y aguas interestratales, las emisiones a la atmósfera de gases que contienen sulfuro de hidrógeno, el impacto de la producción de petróleo y gas en el medio geológico durante la perforación de pozos, las excavaciones asociadas, trabajos de construcción, instalación, tendido y movimiento de equipos de transporte y construcción.

Un factor constante en el deterioro del estado de los complejos naturales con una red de producción de hidrocarburos desarrollada son los numerosos accidentes en el transporte por tuberías de todos los niveles.

El sistema de transporte de petróleo y gas de la región de Orenburg comenzó a crearse en los años 40 del siglo XX. La mayor parte del sistema de tuberías, tanto principal como de campo, necesita reconstrucción debido a

5 un alto grado de desgaste e incumplimiento de los requisitos ambientales y tecnológicos existentes y, como consecuencia, un alto porcentaje de emergencias.

El conocimiento insuficiente y la comprensión incompleta de los cambios que ocurren en los paisajes pueden causar una crisis ambiental y, en algunos casos, desastres ambientales. Por tanto, es necesario determinar el patrón y grado de cambio en los complejos paisajísticos para identificar tendencias en su mayor transformación en el proceso de este tipo de gestión ambiental. Esto puede contribuir al desarrollo de recomendaciones para prevenir mayores consecuencias negativas y garantizar la seguridad ambiental de la región.

Metas y objetivos del estudio. El objetivo del trabajo es una evaluación geoecológica del impacto de las instalaciones de producción de petróleo y gas en el entorno natural de los Urales de Oremburgo.

Para lograr este objetivo se decidió las siguientes tareas:

Un análisis del estado actual, estructura de colocación y
tendencias en un mayor desarrollo del complejo de producción de petróleo y gas
región;

Se han identificado los principales factores y consecuencias geoecológicas.
cambios tecnogénicos y perturbaciones de los paisajes en el territorio
campos de petróleo y gas;

El territorio de los Urales de Orenburg se diferenciaba según
niveles de transformación tecnogénica de los paisajes, a partir del sistema
identificación y generalización de los principales indicadores que caracterizan el título.
carga tecnogénica;

" - se ha desarrollado un esquema de zonificación geoecológica del área de estudio a partir de la diferenciación realizada, teniendo en cuenta la potencial estabilidad ecológica de los complejos naturales ante el impacto antropogénico;

Sobre la base de las políticas y prácticas ambientales nacionales y regionales modernas de las empresas productoras de petróleo y gas, se han desarrollado direcciones básicas para optimizar la gestión ambiental y las actividades ambientales.

Objeto de estudio Son los complejos naturales de los Urales de Orenburg, que se encuentran bajo la influencia de instalaciones de producción de petróleo y gas.

Tema de investigación es la situación geoecológica actual en las áreas de producción de petróleo y gas, el grado de transformación tecnogénica. complejos paisajísticos y su dinámica en relación con el desarrollo de esta industria.

Se presentan para defensa las siguientes disposiciones principales:

El desarrollo a largo plazo y a gran escala de los campos de petróleo y gas condujo a diversas alteraciones de los componentes de los paisajes de los Urales de Orenburg y condujo a la formación de complejos tecnogénicos naturales que cambiaron la estructura del paisaje natural del territorio;

la puntuación de los indicadores de diagnóstico del impacto tecnogénico en áreas y la escala de calificación de los niveles de transformación tecnogénica de los paisajes creados sobre esta base nos permite identificar 6 grupos de regiones de los Urales de Orenburg, que se diferencian en los niveles de transformación tecnogénica de los complejos naturales;

Las categorías de tensión geoecológica son un indicador integral del equilibrio perturbado de los componentes que forman el medio ambiente en las áreas de producción de petróleo y gas y dependen no solo de la escala y profundidad del impacto de los campos de petróleo y gas, sino también de la sostenibilidad ambiental de los paisajes en el nivel de unidades regionales y tipológicas. Se ha desarrollado un esquema para la zonificación del territorio de los Urales de Oremburgo según categorías de tensión geoecológica.

7
el indicador más importante de la profundidad del impacto de la producción de petróleo y gas
sobre los paisajes de la región está el estado ecológico actual
áreas naturales clave (sitios de patrimonio natural). Desarrollo
y preservación de la red de áreas protegidas y la formación de paisajes-ecológicos
marco, con la implementación obligatoria de monitoreo, es una herramienta
contrarrestar mayores impactos negativos

yacimientos de petróleo y gas en el entorno natural. novedad científica

El trabajo proporciona por primera vez un análisis de la situación geoecológica actual.
en el territorio de los Urales de Orenburg debido a la exploración intensiva y
desarrollo de depósitos de hidrocarburos;

Utilizado por primera vez en el territorio de los Urales de Oremburgo.
Enfoque sistémico paisaje-ecológico de la investigación.
patrones de cambios en complejos naturales en áreas
producción de petróleo y gas;

Se ha establecido que las áreas de producción de petróleo y gas son los principales focos de desastres ambientales y áreas de productividad reducida de las tierras agrícolas;

Basado en esquemas naturales y agroclimáticos existentes.
distritos, se ha propuesto un esquema de potencial sustentabilidad natural
paisajes de los Urales de Orenburg;

La diferenciación del área de estudio se llevó a cabo de acuerdo con los niveles de transformación tecnogénica de los paisajes y se introdujeron categorías de tensión geoecológica, que reflejan el estado geoecológico de las áreas seleccionadas.

Importancia práctica del trabajo. se determina identificando el importante papel negativo de la producción de petróleo y gas como fuente de influencia específica en los componentes de los paisajes de los Urales de Orenburg. Como resultado de la investigación se obtuvo información sobre el estado de los complejos naturales y sus patrones básicos.

8 Cambios en las áreas de los campos petroleros. Se proponen enfoques prometedores para determinar el nivel de transformación tecnogénica de los paisajes influenciados por la producción de petróleo y gas en varias regiones. Las características identificadas del estado de los complejos naturales proporcionarán un enfoque diferenciado para el desarrollo de medidas para su optimización y conservación en el proceso de una mayor gestión ambiental.

El uso de los resultados de la investigación se confirma mediante leyes sobre
implementación por parte del Comité de Protección Ambiental y Recursos Naturales
Región de Orenburg al planificar y organizar eventos para
actividades ambientales. Base de información creada
también fue utilizado para investigaciones científicas por JSC

"OrenburgNIPIneft"

Contribución personal del solicitante. consta de: la participación directa del autor en investigaciones de campo sobre paisaje y geoecología; análisis y sistematización de datos literarios y bursátiles; desarrollo de una escala de evaluación para la transformación tecnogénica de complejos naturales; Justificación del esquema de estabilidad natural potencial de los paisajes del área de estudio.

Aprobación del trabajo y publicación.

Las principales disposiciones del trabajo de tesis fueron presentadas por el autor en conferencias, simposios y seminarios científicos y prácticos de varios niveles: conferencias científicas y prácticas regionales de jóvenes científicos y especialistas (Orenburg, 2003, 2004, 2005); conferencia internacional de jóvenes “Ecología-2003” (Arkhangelsk, 2003); Tercera conferencia escolar republicana “La juventud y el camino de Rusia hacia el desarrollo sostenible” (Krasnoyarsk, 2003); La segunda conferencia científica internacional "Biotecnología - protección del medio ambiente" y la tercera conferencia escolar de jóvenes científicos y estudiantes "Conservación de la biodiversidad y uso racional de los recursos biológicos"

9 (Moscú, 2004); Conferencia Internacional “Patrimonio Natural de Rusia: Estudio, Monitoreo, Protección” (Togliatti, 2004); Conferencia científica de toda Rusia dedicada al 200 aniversario de la Universidad de Kazán (Kazan, 2004); Conferencia Panrusa de Jóvenes Científicos y Estudiantes “Problemas actuales de la ecología y la protección del medio ambiente” (Ufa, 2004); Segunda Conferencia Internacional de Siberia de Jóvenes Científicos en Geociencias (Novosibirsk, 2004). Según los resultados del trabajo, el autor recibió una beca para jóvenes de la Sección de los Urales de la Academia de Ciencias de Rusia. En 2005, la autora fue laureada del concurso de trabajos científicos de jóvenes científicos y especialistas de la región de Orenburg por su trabajo "Zonificación ecológica y geográfica del territorio petrolero y gasífero de la región de Orenburg".

Se han publicado 15 artículos sobre el tema de la tesis. Alcance y estructura del trabajo. La disertación consta de introducción, 6 capítulos, conclusión, bibliografía y 1 aplicaciones de fotos. Volumen total de la tesis. -170 páginas, incluyendo 12 dibujos y 12 mesas. Las referencias contienen 182 fuente.

Tectónica y análisis de la distribución de yacimientos de hidrocarburos.

Las estructuras geológicas favorables para la acumulación de grandes masas de petróleo y gas son los domos y anticlinales.

Los hidrocarburos tienen una gravedad específica más baja en comparación con el agua y las rocas, por lo que son extraídos de las rocas madre en las que se formaron y ascienden a través de grietas y capas de rocas porosas, como areniscas, conglomerados y calizas. Al encontrar en su camino horizontes de rocas densas e impermeables, como arcillas o lutitas, estos minerales se acumulan debajo de ellas, llenando todos los poros, grietas y huecos.

Los campos industriales de petróleo y gas descubiertos en la región generalmente se limitan a oleajes y zonas estructurales isométricas o linealmente alargadas (arco tártaro, depresión de Mukhanovo-Erokhovsky, levantamiento arqueado de Sol-Iletsk, zona costera de la sineclisa del Caspio, levantamiento en forma de oleaje en el este de Orenburg, Profundo Cis-Ural). Las reservas máximas de petróleo se limitan a la depresión de Mukhanovo-Erokhovsky, y las reservas de gas al levantamiento arqueado de Sol-Iletsk (ver Figura 2).

Según la zonificación petrogeológica, la parte occidental de la región de Orenburg pertenece a las provincias de petróleo y gas del Volga-Ural y el Caspio. En el territorio de la región, la provincia de Volga-Ural incluye las regiones de petróleo y gas (NTO) de Tártaro, Volga Medio, Ufa-Orenburg y Pre-Ural del Sur.

La NTO tártara se limita a la vertiente sur del arco tártaro. La NTO del Volga Medio se subdivide en las áreas productoras de petróleo y gas de Mukhanovo-Erokhovsky y Buzuluk del Sur; corresponden a la parte norte de la depresión de Buzuluk (la parte central de la depresión de Mukhanovo-Erokhovsky) y su entorno de troncos del sur. La NTO de Ufa-Orenburg se subdivide en las regiones de petróleo y gas de East Orenburg y Sol-Iletsk, la región de petróleo y gas de los Pre-Urales del Sur incluye la región de petróleo y gas de Sakmaro-Iletsk. La provincia de petróleo y gas del Caspio en el territorio de la región está tectónicamente representada por la cornisa lateral de la sinéclisa del Caspio y su zona fronteriza interna. Las reservas exploradas de la parte sur del arco tártaro están asociadas principalmente con el complejo carbonatado de Frasnian-Tournaisian. , el resto está contenido en capas productivas de depósitos terrígenos del Devónico. En la zona del borde exterior norte de la depresión de Mukhanovo-Erokhovsky, las principales reservas de petróleo se limitan al complejo terrígeno del Devónico. Algunos de los recursos están asociados con depósitos del Carbonífero Inferior. Las posibles reservas de petróleo del lado interior norte de la depresión de Mukhanovo-Erokhovsky están asociadas con el complejo terrígeno del Devónico, el subcomplejo terrígeno de Verei y el complejo terrígeno de Visean. En la zona axial de la depresión de Mukhanovo-Erokhovsky, los principales depósitos de petróleo están asociados con formaciones terrígenas del Devónico. Los yacimientos petrolíferos de Mogutovskoye, Gremyachevskoye, Tverdilovskoye, Vorontsovskoye y Novokazanskoye están confinados a esta zona. Las reservas de la zona del borde exterior sur de la depresión de Mukhanovo-Erokhovsky se concentran en los complejos terrígenos de carbonato de Frasnian-Tournais y Visean. Dentro de sus límites se han identificado las zonas de Bobrovskaya, Dolgovsko-Shulaevskaya, Pokrovsko-Sorochinskaya, Malakhovskaya, Solonovskaya y Tikhonovskaya. Se están realizando trabajos de exploración geológica en zonas prometedoras de la zona costera de la sineclisa del Caspio, el levantamiento tipo oleaje del este de Orenburg y la depresión regional de los Urales. En estas áreas, el lado norte del arco de Sol-Iletsk ha sido relativamente bien estudiado. Las reservas de gas prometedoras en el campo de Orenburg se encuentran en los principales estratos del Carbonífero superior y del Pérmico inferior. En la zona costera de la sineclisa del Caspio, grandes depósitos de petróleo están asociados con formaciones productivas del Devónico y Carbonífero, y depósitos de gas con depósitos del Pérmico Inferior y Carbonífero. Dentro del levantamiento tipo oleaje del este de Orenburg, se han identificado las reservas más grandes en comparación con los recursos de otros elementos geoestructurales de la región de Orenburg. Están asociados principalmente con los complejos terrígenos del Devónico, carbonato de Frasniano-Tournais y terrígenos de Visean. El grado de exploración de depósitos prometedores en la región es alto, pero desigual. Esto es especialmente cierto en las regiones del sur, que están asociadas con las principales perspectivas de petróleo y gas. Por ejemplo, en la parte cercana a la costa de la depresión del Caspio, la densidad de perforación profunda es más de 3 veces menor que el promedio regional. Una región potencial en la que se debería predecir el descubrimiento de grandes depósitos a largo plazo es la zona profunda de Cis-Ural. Esta zona tiene grandes recursos no descubiertos de gas y petróleo libres, cuyo grado de desarrollo es sólo del 11 y 2%, respectivamente. La región tiene una posición geográfica y económica muy favorable. debido a la proximidad al complejo de gas de Orenburg. Las perspectivas más realistas para la identificación de nuevos yacimientos en un futuro próximo se encuentran en el territorio donde opera Orenburgneft OJSC en la parte sur de la depresión de Buzuluk y la parte occidental del levantamiento del este de Orenburg. Existe una opinión unánime sobre las altas perspectivas del Devónico en la parte sur de la región dentro de la depresión no compensada de Rubezhinsky. En esta región podemos contar con el descubrimiento de depósitos grandes y medianos asociados con bloques escalonados similares a los grupos de campos Zaykinskaya y Rostashinskaya.

La historia del desarrollo de la producción de petróleo y gas en el mundo y Rusia.

Hasta mediados del siglo XIX, el petróleo se extraía en pequeñas cantidades (de 2 a 5 mil toneladas por año) de pozos poco profundos cerca de sus salidas naturales a la superficie. Luego, la revolución industrial predeterminó una amplia demanda de combustibles y lubricantes. La demanda de petróleo comenzó a aumentar.

Con la introducción de la extracción de petróleo a finales de los años 60 del siglo XIX, la producción mundial de petróleo se multiplicó por diez, pasando de 2 a 20 millones de toneladas a finales de siglo. En 1900, el petróleo se producía en 10 países: Rusia, Estados Unidos, India Oriental Holandesa, Rumania, Austria-Hungría, India, Japón, Canadá, Alemania, Perú. Casi la mitad de la producción mundial total de petróleo provino de Rusia (9.927 mil toneladas) y Estados Unidos (8.334 mil toneladas).

A lo largo del siglo XX, el consumo mundial de petróleo siguió aumentando a un ritmo rápido. En vísperas de la Primera Guerra Mundial, en 1913, los principales países productores de petróleo eran: Estados Unidos, Rusia, México, Rumania, las Indias Orientales Holandesas, Birmania e India, Polonia.

En 1938 ya se producían en el mundo 280 millones de toneladas de petróleo. Después de la Segunda Guerra Mundial, la geografía de la producción se expandió significativamente. En 1945, 45 países produjeron más de 350 millones de toneladas de petróleo. En 1950, la producción mundial de petróleo (549 millones de toneladas) casi duplicó el nivel de antes de la guerra y en los años siguientes se duplicó cada 10 años: 1.105 millones de toneladas en 1960, 2.337,6 millones de toneladas en 1970. En 1973 - 1974 Como resultado de muchos años de lucha de 13 países en desarrollo productores de petróleo, unidos en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), y su victoria sobre el Cartel Internacional del Petróleo, los precios mundiales del petróleo casi se cuadruplicaron. Esto provocó una profunda crisis energética, de la que el mundo salió a finales de los años 1970 y principios de los años 1980. Los precios del petróleo excesivamente altos obligaron a los países desarrollados a introducir activamente tecnologías de ahorro de petróleo. La producción mundial máxima de petróleo, 3.109 millones de toneladas (3.280 millones de toneladas con condensado), se produjo en 1979. Pero en 1983, la producción cayó a 2.637 millones de toneladas y luego comenzó a aumentar nuevamente. En 1994 se produjeron en el mundo 3.066 millones de toneladas de petróleo. La producción total mundial de petróleo acumulada desde el inicio del desarrollo de los yacimientos petrolíferos ascendió en 1995 a unos 98,5 mil millones de toneladas. El gas natural se utilizó por primera vez en 1821 en los EE.UU. para iluminación. Un siglo después, en la década de 1920, Estados Unidos estaba muy por delante de otros países en el uso de gas. La producción mundial total de gas natural cada 20 años aumentó de 3 a 4 veces o más: 1901-1920. - 0,3 billones. m3; 1921-1940 - 1,0 billón. m3; 1941-1960TG. - 4,8 billones. m3; 1960-1980 - 21,0 billones. m3. En 1986 se produjeron en todo el mundo 1.704 mil millones de m de gas natural. En 1993, la producción total de gas natural en el mundo ascendió a 2.663,4 mil millones de m. Producción de petróleo y gas en la URSS y Rusia En la Rusia prerrevolucionaria la mayor producción de petróleo se produjo en 1901: 11,9 millones de toneladas, lo que representó más de la mitad de toda la producción mundial de petróleo. En vísperas de la Primera Guerra Mundial (1913), se produjeron en Rusia 10,3 millones de toneladas de petróleo, y al final de la guerra (1917), 8,8 millones de toneladas. La industria petrolera, casi completamente destruida durante los años de la mundialización y la guerra civil comenzó a resurgir a partir de 1920. Antes de la Segunda Guerra Mundial, las principales regiones petroleras de la URSS estaban ubicadas en Azerbaiyán y Ciscaucasia. En 1940, la producción de petróleo en la URSS alcanzó los 31,1 millones de toneladas (de los cuales 22,2 millones de toneladas en Azerbaiyán; 7,0 millones de toneladas en la RSFSR). Pero durante los años de la guerra, la producción disminuyó significativamente y ascendió a 19,4 millones de toneladas en 1945 (11,5 millones de toneladas en Azerbaiyán; 5,7 millones de toneladas en la RSFSR). En ese momento el carbón absorbió la proporción del petróleo en la industria. Durante los años de la guerra y la posguerra se desarrollaron constantemente nuevos yacimientos petrolíferos. En septiembre de 1943, se obtuvo un potente chorro de petróleo en Bashkiria de un pozo de exploración cerca del pueblo de Kinzebulatovo. Esto hizo posible aumentar considerablemente la producción de petróleo aquí en el apogeo de la Gran Guerra Patria. Un año después, se obtuvo el primer petróleo de los depósitos del Devónico en el campo Tuymazinskoye. En 1946 se descubrió en Tartaristán el primer yacimiento petrolífero (Bavlinskoye). En el mismo período apareció aquí el yacimiento petrolífero Romashkinskoye, famoso por sus reservas. En 1950, la producción de petróleo en la URSS (37,9 millones de toneladas) superó el nivel de antes de la guerra. La principal región productora de petróleo del país se convirtió en un vasto territorio ubicado entre el Volga y los Urales, incluidos los ricos yacimientos petrolíferos de Bashkiria y Tataria y llamado el "Segundo Bakú". En 1960, la producción de petróleo aumentó casi 4 veces en comparación con 1950. Los depósitos del Devónico se convirtieron en el complejo petrolero más poderoso de la provincia de petróleo y gas del Volga-Ural. En 1964 se inició la explotación industrial de los yacimientos petrolíferos de Siberia Occidental. Esto permitió más que duplicar la producción de petróleo del país en 1970 en comparación con 1960 (353,0 millones de toneladas) y aumentar el aumento anual de la producción de petróleo a 25-30 millones de toneladas. En 1974, la URSS ocupó el primer lugar mundial en producción de petróleo. producción. La provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental, que se convirtió en la principal base de producción de petróleo y gas a mediados de los años 70, proporcionó más de la mitad de todo el petróleo producido en el país. En la primera mitad de los años 80 se produjeron en la URSS entre 603 y 616 millones de toneladas de petróleo (con condensado). Pero en 1985, la producción cayó bruscamente a 595 millones de toneladas, aunque según las "Principales direcciones de desarrollo económico y social de la economía nacional de la URSS", en 1985 estaba previsto producir 628 millones de toneladas de petróleo. La producción máxima de petróleo del país (624,3 millones de toneladas) se alcanzó en 1988. Luego comenzó una disminución: 305,6 millones de toneladas en 1997, después de lo cual la producción comenzó a aumentar nuevamente (ver Fig. 5). En la mayoría de las antiguas regiones productoras de petróleo del Cáucaso Norte y en la región de los Urales y el Volga, se produjo una disminución de la producción de petróleo mucho antes de 1988. Pero fue compensada por un aumento de la producción en la región de Tyumen. Por lo tanto, una fuerte caída de la producción de petróleo en la región de Tyumen después de 1988 (en promedio, 7,17% anual) provocó una caída igualmente significativa en la URSS en su conjunto (7,38% anual) y en Rusia.

Principales tipos y fuentes de exposición.

Todas las instalaciones tecnológicas del complejo de producción de petróleo y gas son poderosas fuentes de impacto negativo sobre varios componentes de los sistemas naturales. El impacto se puede dividir en varios tipos: químico, mecánico, radiativo, biológico, térmico, ruido. Los principales tipos de impacto que causan el daño más significativo al medio natural en el proceso del tipo de gestión ambiental considerado son los impactos químicos y mecánicos.

Los impactos químicos incluyen la contaminación por petróleo y productos derivados del petróleo de los suelos (el factor de impacto más común), las aguas superficiales y subterráneas; contaminación de componentes del paisaje con aguas de formación altamente mineralizadas, fluidos de perforación, inhibidores de corrosión y otros productos químicos; Contaminación del aire por emisiones de sustancias nocivas. Las fuentes potenciales de impacto químico en el medio ambiente natural son todos los objetos de los yacimientos petrolíferos y los sistemas de oleoductos: plataformas de perforación, pozos para diversos fines, parques de tanques y otros objetos que forman parte de las estructuras de los yacimientos petrolíferos, yacimientos y oleoductos principales.

Durante la perforación, la principal fuente de contaminación química son los fluidos de perforación, los fluidos amortiguadores, los componentes inyectados en los estratos productivos para mejorar la recuperación de petróleo, los inhibidores de corrosión e incrustaciones y el sulfuro de hidrógeno. En los sitios de perforación hay graneros diseñados para almacenar recortes de perforación, agua de formación y otros desechos líquidos (ver foto del apéndice, foto 1). Los daños en las paredes de los graneros y su llenado excesivo provocan fugas de contenido y contaminación de las zonas circundantes. De particular peligro es una explosión de emergencia abierta de un pozo, como resultado de lo cual decenas de toneladas de petróleo pueden ingresar al medio ambiente. La contaminación del medio ambiente natural con petróleo y productos derivados del petróleo es uno de los problemas ambientales más urgentes en Rusia y anualmente se señala como una prioridad en el Informe estatal "Sobre el estado del medio ambiente natural de la Federación de Rusia".

La contaminación con hidrocarburos también es posible como resultado de situaciones de emergencia y violación de la estanqueidad de los equipos en las estructuras de los yacimientos petrolíferos, durante la filtración de pozos y depósitos de lodos.

No menos graves problemas medioambientales surgen durante el transporte de petróleo y productos derivados del petróleo. El transporte de petróleo a través de oleoductos es el más económico: el costo de bombear petróleo es 2-3 veces menor que el costo del transporte por ferrocarril. La distancia media de bombeo de petróleo en nuestro país es de hasta 1500 km. El petróleo se transporta a través de tuberías con un diámetro de 300 a 1200 mm, que están sujetas a corrosión, depósitos de resina y parafina en el interior de las tuberías. Por lo tanto, es necesario el control técnico, la reparación oportuna y la reconstrucción a lo largo de toda la tubería. En la región estudiada, el 50% de los accidentes en oleoductos y el 66% de los accidentes en gasoductos ocurren por envejecimiento y desgaste de los equipos. La red de transporte de petróleo y gas de la región de Orenburg comenzó a crearse en los años 40 del siglo XX. La mayor parte del sistema de ductos, tanto principal como de campo, necesita reconstrucción debido a un alto grado de deterioro e incumplimiento de los requisitos ambientales existentes y, como consecuencia, un alto porcentaje de fugas de emergencia.

Las causas naturales de los accidentes se deben a las influencias ambientales a las que está expuesto el oleoducto. La tubería existe en un entorno específico, cuyo papel lo desempeñan las rocas anfitrionas. El material de la tubería sufre influencias químicas del medio ambiente (diversos tipos de corrosión). La corrosión es la principal causa de emergencias en los oleoductos de los campos petroleros. Un accidente también es posible bajo la influencia de procesos geológicos exógenos, lo que se expresa en un efecto mecánico sobre una línea en un macizo rocoso. La magnitud de las tensiones que surgen de la acción mecánica del suelo sobre las tuberías está determinada por la pendiente de la pendiente y la orientación de la línea del oleoducto en la pendiente. Así, el número de accidentes de oleoductos está relacionado con las condiciones geomorfológicas del territorio. El mayor número de accidentes ocurre cuando una tubería cruza la línea de caída de la pendiente en un ángulo de 0-15, es decir, colocada paralela a la línea de caída de la pendiente. Estas tuberías pertenecen a la primera y más alta clase de peligro en situaciones de emergencia. En la región de Oremburgo unos 550 km de oleoductos principales pertenecen a la clase de peligro IV, más de 2.090 km a la clase de peligro III y unos 290 km a la clase de peligro II.

Por otra parte, cabe señalar los problemas asociados con los pozos "huérfanos" perforados por empresas de exploración geológica y no en el balance de ninguna de las organizaciones que realizan actividades económicas. Muchos de estos pozos están bajo presión y muestran otros signos de petróleo y gas. Los trabajos para su eliminación y conservación prácticamente no se llevan a cabo por falta de financiación. Los más peligrosos desde el punto de vista medioambiental son los pozos ubicados en zonas pantanosas y cercanas a cuerpos de agua, así como los ubicados en zonas de movimiento de arcilla plástica e inundaciones estacionales.

En las zonas petroleras de la región objeto de estudio hay más de 2.900 pozos, de los cuales alrededor de 1.950 están activos. En consecuencia, un número significativo de pozos se encuentran en suspensión de pagos a largo plazo, lo que no está previsto en las instrucciones sobre el procedimiento para el abandono y suspensión de pozos. En consecuencia, estos pozos son fuentes potenciales de reservas de petróleo y gas de emergencia.

Los impactos mecánicos incluyen la alteración del suelo y la cubierta vegetal o su destrucción total, cambios en el paisaje (como resultado de excavaciones, construcción, instalación, trabajos de colocación, movimiento de equipos de transporte y construcción, confiscación de terrenos para la construcción de instalaciones de producción de petróleo, deforestación, etc.), violación de la integridad del subsuelo durante la perforación (ver foto apéndice, foto 3) .

Clasificación de áreas según el grado de transformación tecnogénica.

Para un análisis detallado de la situación geoecológica actual que se ha desarrollado en la región bajo la influencia de la producción de petróleo y gas, primero se diferenció el área de estudio según el grado de transformación tecnogénica. La diferenciación se basa en un análisis de la ubicación de los depósitos de hidrocarburos y la identificación de un sistema de principales indicadores de diagnóstico que determinan el grado de transformación tecnogénica de los paisajes. A partir de los resultados de la investigación se ha desarrollado una escala de evaluación de los niveles de transformación del paisaje.

Las regiones administrativas de los Urales de Orenburg actúan como unidades de diferenciación.

En la región de Oremburgo, el territorio con una red desarrollada de producción de petróleo y gas abarca 25 distritos administrativos, incluido el distrito de Oremburgo. En su territorio, además de varios campos de gas de tamaño mediano, se encuentra el campo de condensado de gas y petróleo de Orenburg más grande de Europa (ONGCF), su área es aproximadamente 48 veces mayor que el área de un campo de hidrocarburos promedio ( longitud - 100 km, ancho - 18 km). Las reservas y los volúmenes de producción de materias primas de este yacimiento pueden considerarse inconmensurables (más de 849,56 mil millones de m3 de gas natural, más de 39,5 millones de toneladas de condensado, así como petróleo, helio y otros componentes valiosos en la composición de las materias primas). . Al 1 de enero de 1995, el parque de pozos productores en el territorio de la ONGCF ascendía a 142 unidades. En el territorio de la región de Orenburg se encuentran los centros de procesamiento de gas y condensado más grandes de Europa: la planta de procesamiento de gas de Orenburg y la planta de helio de Orenburg, que son las principales fuentes de impacto negativo en todos los componentes del medio ambiente natural de la región.

Teniendo en cuenta las características antes mencionadas de la región de Orenburg, sus complejos naturales pueden clasificarse objetivamente entre los más transformados tecnogénicamente, sujetos a la carga máxima de las instalaciones de producción de petróleo y gas. Sobre esta base no se llevó a cabo ninguna evaluación adicional de la transformación de los complejos naturales de la región de Oremburgo.

La evaluación del estado de los paisajes de las áreas restantes se realizó analizando 12 indicadores diagnósticos de cambio tecnogénico (Cuadro 9), se justifica la elección de cada indicador.

Naturalmente, la alteración mecánica de los complejos paisajísticos de la región depende directamente de la densidad total de los yacimientos de hidrocarburos (activos, inactivos, agotados y no registrados), de la densidad de los pozos perforados para diversos fines (exploración geológica, paramétrica, producción, inyección, etc.), de la presencia en el territorio de instalaciones clave de campos petroleros para cualquier propósito (estaciones de bombeo de refuerzo, instalaciones de tratamiento de petróleo, instalaciones de descarga preliminar de agua, puntos de carga y descarga de petróleo, etc.) (ver Tabla 10). Sin embargo, esta dependencia se complica por el tamaño de los yacimientos, la duración y las tecnologías de su explotación, entre otros factores. Número de accidentes graves en los campos en 2000-2004. El área de estudio está bajo el control ambiental de la Inspección de Protección Ambiental de la Región de Orenburg y su división (Inspección Especializada de Buzuluk para el Control y Análisis Ambiental Estatal). A partir de los datos de las inspecciones se realizó un análisis comparativo de los índices de accidentes durante la producción y transporte de materias primas de hidrocarburos en las regiones (derrames de petróleo por rotura de oleoductos principales y de campo y líneas de descarga de pozos, derrames de petróleo no controlados, incluido el flujo de aceite abierto) (consulte la Tabla 10). Solo se tuvieron en cuenta los accidentes más importantes, como resultado de los cuales se produjo la contaminación por petróleo (con un alto exceso posterior del valor base de los productos derivados del petróleo en el suelo) de una gran superficie de tierra o capa de nieve (al menos 1 hectárea). ), y (o) se produjo una contaminación significativa por petróleo (con un alto exceso de la concentración máxima permitida) de un yacimiento. Se puede concluir que los distritos de Grachevsky, Krasnogvardeisky y Kurmanaevsky están a la cabeza en cuanto al número total de accidentes. Según nuestras conclusiones adicionales, son estas áreas las que están incluidas en la zona de crisis ecológica, cuya razón principal es la producción y transporte de hidrocarburos. Condiciones de desarrollo del campo, condición técnica de los objetos El factor tiempo aquí juega un doble papel: por un lado, durante el tiempo transcurrido desde el momento del impacto, bajo la influencia de las funciones de autocuración del sistema operativo, el impacto negativo puede por otro lado, el estado técnico del equipo de campo se deteriora con el tiempo y puede provocar nueva contaminación. La duración del desarrollo del campo sirve, por regla general, como indicador de su sistema de equipamiento y del estado técnico de los objetos, y también expresa el grado de carga tecnogénica acumulada sobre los componentes naturales. Además, cuando los campos petroleros entran en una etapa tardía de desarrollo, los volúmenes de agua mineralizada y químicamente agresiva producida aumentan constantemente. El corte de agua promedio de los productos producidos puede exceder el 84% y la relación agua/aceite aumenta constantemente. En los distritos de Buguruslansky, Severny, Abdulinsky, Asekeyevsky, Matveevsky se encuentran los depósitos más antiguos, cuyo desarrollo comenzó antes de 1952, lo que agrava la negatividad. Impacto en los paisajes. Según los materiales de OJSC OrenburgNIPIneft, el estado técnico de las instalaciones de campo es insatisfactorio, la mayoría no ha sido reconstruida desde el año de construcción; Puede encontrar sistemas abiertos para recolectar productos del yacimiento (campo Baituganskoye).

Los métodos modernos de extracción de petróleo fueron precedidos por métodos primitivos:

Recolección de petróleo de la superficie de yacimientos;

Tratamiento de areniscas o calizas impregnadas de aceite;

Extracción de petróleo de fosas y pozos.

Recolección de petróleo de la superficie de cuerpos de agua abiertos. aparentemente este es uno de los métodos más antiguos para extraerlo. Se utilizó en Media, Asirio-Babilonia y Siria a. C., en Sicilia en el siglo I d. C., etc. En Rusia, la producción de petróleo recogiéndolo de la superficie del río Ujtá fue organizada en 1745 por F.S. Pryadunov. En 1858 en la isla. Cheleken y en 1868 en Kokand Khanate, el petróleo se recogió en zanjas mediante la construcción de una presa con tablas. Los indios americanos, cuando descubrieron petróleo en la superficie de lagos y arroyos, colocaron una manta sobre el agua para absorber el petróleo y luego lo exprimieron en un recipiente.

Procesamiento de arenisca o caliza impregnada de aceite, Para su extracción, fueron descritos por primera vez por el científico italiano F. Ariosto en el siglo XV: cerca de Módena, en Italia, los suelos que contenían petróleo se trituraban y calentaban en calderas; Luego se colocaron en bolsas y se prensaron con una prensa. En 1819, en Francia, la minería desarrolló capas de piedra caliza y arenisca que contenían petróleo. La roca extraída se colocaba en una tina llena de agua caliente. Cuando se agitaba, el aceite flotaba hacia la superficie del agua y se recogía con un achicador. En 1833...1845 En las orillas del mar de Azov se extraía arena empapada en petróleo. Luego se colocó en hoyos con fondo inclinado y se regó. El petróleo extraído de la arena se recogió de la superficie del agua con mechones de hierba.

En Ucrania, las primeras menciones sobre la producción de petróleo se remontan a principios del siglo XVII. Para ello, cavaron pozos de 1,5...2 m de profundidad, por los que se filtró aceite y agua. Luego la mezcla se recogió en barriles sellados en el fondo con tapones. Cuando el aceite más ligero flotaba, se quitaban los tapones y se drenaba el agua sedimentada. En 1840, la profundidad de los pozos de excavación alcanzó los 6 m, y más tarde comenzó a extraerse petróleo de pozos de unos 30 m de profundidad.

En la península de Absheron, la producción de petróleo a partir de pozos se conoce desde el siglo VIII. ANUNCIO Durante su construcción, primero se abrió un agujero en forma de cono invertido (invertido) hasta el depósito de petróleo. Luego se hicieron repisas a los lados del pozo: con una profundidad promedio de inmersión del cono de 9,5 m, al menos siete. La cantidad media de tierra extraída al cavar un pozo de este tipo fue de unos 3100 m3. A continuación, las paredes de los pozos desde el fondo hasta la superficie se aseguraron con un marco o tablas de madera. En las coronas inferiores se hicieron agujeros para el flujo de aceite. Se extraía de pozos mediante odres de vino, que se levantaban con un cabrestante manual o con la ayuda de un caballo.

En su informe sobre un viaje a la península de Absheron en 1735, el Dr. I. Lerche escribió: “... en Balakhany había 52 depósitos de petróleo con una profundidad de 20 brazas (1 braza = 2,1 m), de los cuales algunos estaban bien , y cada año entregamos 500 batmans de petróleo..." (1 batman = 8,5 kg). Según el académico S.G. Amelina (1771) la profundidad de los pozos de petróleo en Balakhany alcanzaba los 40...50 m, y el diámetro o lado de la sección cuadrada del pozo era de 0,7...! metro.

En el momento de la firma del Tratado de Paz de Gulistan entre Rusia y Persia (diciembre de 1813), cuando los kanatos de Bakú y Derbent se unieron a nuestro país, en la península de Absheron había 116 pozos con petróleo negro y uno con petróleo "blanco", anualmente rindiendo unas 2.400 toneladas de este valioso producto. En 1825 ya se extraían 4.126 toneladas de petróleo de los pozos de la región de Bakú.

Con el método del pozo, la tecnología de extracción de petróleo no ha cambiado durante siglos. Pero ya en 1835, un funcionario del departamento de minería de Fallendorf en Taman utilizó por primera vez una bomba para bombear aceite a través de un tubo de madera bajado. Varias mejoras técnicas están asociadas con el nombre del ingeniero de minas N.I. Voskoboynikova. Para reducir el volumen de trabajos de excavación, propuso construir pozos de petróleo en forma de pozo minero, y en 1836...1837. llevó a cabo la reconstrucción de todo el sistema de almacenamiento y distribución de petróleo en Bakú y Balakhani. Pero uno de los principales asuntos de su vida fue la perforación del primer pozo petrolero del mundo en 1848.

Un papel negativo jugó la declaración del académico G.V., que visitó Bakú en 1864. Abiha que la extracción de petróleo aquí no está a la altura de las expectativas, y que "... tanto la teoría como la experiencia confirman igualmente la opinión sobre la necesidad de aumentar el número de pozos..."

Desde hace algún tiempo existe una opinión similar sobre las perforaciones en los Estados Unidos. Así, en la zona donde E. Drake perforó su primer pozo petrolero, se creía que “el petróleo es un líquido que fluye a gotas del carbón que se encuentra en las colinas cercanas, que es inútil perforar la tierra para extraerlo, y que la única forma de recolectarlo es cavar trincheras, donde se acumularía”.

Sin embargo, los resultados prácticos de la perforación de pozos cambiaron gradualmente esta opinión. Además, los datos estadísticos sobre la influencia de la profundidad de los pozos en la producción de petróleo indicaron la necesidad de desarrollar la perforación: en 1872, la producción diaria promedio de petróleo de un pozo con una profundidad de 10...11 m era de 816 kg, en 14. ,16 m - 3081 kg, y con una profundidad de más de 20 m - ya 11.200 kg.

Al operar pozos, los productores de petróleo buscaron transferirlos al modo de flujo, porque esta era la forma más fácil de conseguirlo. La primera fuente poderosa de petróleo en Balakhany ocurrió en 1873 en el sitio de Khalafi. En 1878, un pozo perforado en la Z.A. produjo un gran chorro de petróleo. Tagiyev en Bibi-Heybat. En 1887, el 42% del petróleo de Bakú se extraía por el método de flujo.

Primeros experimentos en aplicación de bombas de pozo profundo para la producción de petróleo se llevaron a cabo en los EE.UU. en 1865. En Rusia, este método comenzó a utilizarse en 1876. Sin embargo, las bombas rápidamente se obstruyeron con arena y los industriales del petróleo continuaron dando preferencia al achicador. De todos los métodos conocidos de extracción de aceite, el sarro siguió siendo el principal: en 1913, con su ayuda se extraía el 95% de todo el aceite.

Las salidas de gas natural de fuentes naturales han sido utilizadas por el hombre desde tiempos inmemoriales. Más tarde, el gas natural obtenido de pozos y perforaciones encontró aplicación. En 1902, se perforó el primer pozo en Sura-Khany, cerca de Bakú, que produjo gas industrial a una profundidad de 207 m.

- 95,50 Kb

______________________________ ________________________

Departamento de Matemática Superior e Informática Aplicada

“Historia del desarrollo de maquinaria y equipos para la producción de petróleo y gas”

Lo hace un estudiante

Comprobado:

Sámara 2011

Introducción...................... ........................... ... ....

Historia del desarrollo de la minería desde la antigüedad hasta la actualidad...... ................................ .. .... .......

Introducción

El petróleo es un líquido aceitoso inflamable natural que consiste en una mezcla de hidrocarburos de una amplia variedad de estructuras. Sus moléculas son cadenas cortas de átomos de carbono, largas, normales, ramificadas, cerradas en anillos y con múltiples anillos. Además de los hidrocarburos, el petróleo contiene pequeñas cantidades de compuestos de oxígeno y azufre y muy pocos compuestos de nitrógeno. El petróleo y el gas inflamable se encuentran en las entrañas de la tierra tanto juntos como por separado. El gas natural inflamable se compone de hidrocarburos gaseosos: metano, etano, propano.

El petróleo y el gas inflamable se acumulan en rocas porosas llamadas yacimientos. Un buen yacimiento es una formación de arenisca incrustada en rocas impermeables, como arcillas o lutitas, que impiden que el petróleo y el gas se escapen de los yacimientos naturales. Las condiciones más favorables para la formación de depósitos de petróleo y gas se producen cuando la capa de arenisca se dobla formando un pliegue con el arco hacia arriba. En este caso, la parte superior de dicha cúpula está llena de gas, debajo está el petróleo y aún más abajo está el agua.

Los científicos discuten mucho sobre cómo se formaron los depósitos de petróleo y gas combustible. Algunos geólogos, partidarios de la hipótesis del origen inorgánico, sostienen que los yacimientos de petróleo y gas se formaron como resultado de la filtración de carbono e hidrógeno desde las profundidades de la Tierra, su combinación en forma de hidrocarburos y su acumulación en rocas yacimiento.

Otros geólogos, la mayoría de ellos, creen que el petróleo, como el carbón, surgió de la materia orgánica enterrada profundamente bajo sedimentos marinos, de donde se liberaban líquidos y gases inflamables. Esta es una hipótesis orgánica sobre el origen del petróleo y el gas inflamable. Ambas hipótesis explican parte de los hechos, pero dejan otra parte sin respuesta.

El desarrollo completo de la teoría de la formación de petróleo y gas inflamable aún espera a futuros investigadores.

Grupos de yacimientos de petróleo y gas, al igual que los depósitos de carbón fósil, forman cuencas de gas y petróleo. Por regla general, se limitan a depresiones de la corteza terrestre en las que se encuentran rocas sedimentarias; contienen capas de buenos reservorios.

Nuestro país conoce desde hace mucho tiempo la cuenca petrolífera del Caspio, cuyo desarrollo comenzó en la región de Bakú. En los años 20 se descubrió la cuenca Volga-Ural, que recibió el nombre de Segundo Bakú.

En los años 50 se descubrió la cuenca de petróleo y gas de Siberia Occidental más grande del mundo. Además, se conocen grandes piscinas en otras zonas del país, desde las costas del Océano Ártico hasta los desiertos de Asia Central. Son comunes tanto en los continentes como bajo el fondo del mar. El petróleo, por ejemplo, se extrae del fondo del Mar Caspio.

Rusia ocupa uno de los primeros lugares del mundo en términos de reservas de petróleo y gas. La gran ventaja de estos minerales es la relativa facilidad de su transporte. A través de oleoductos, el petróleo y el gas se transportan a miles de kilómetros hasta fábricas, fábricas y centrales eléctricas, donde se utilizan como combustible, como materia prima para la producción de gasolina, queroseno, aceites y para la industria química.

En la formación y desarrollo de la industria del petróleo y el gas, se pueden rastrear varias etapas, cada una de las cuales refleja un cambio constante en la proporción, por un lado, de la escala del consumo de petróleo y gas, y por el otro, el grado de complejidad de su producción.

En la primera etapa del surgimiento de la industria petrolera, debido a la limitada necesidad de petróleo, se extraía de un pequeño número de campos, cuyo desarrollo no era difícil. El principal método para extraer petróleo a partir de la superficie era el más simple: el flujo. En consecuencia, el equipo utilizado para la producción de petróleo también era primitivo.

En la segunda etapa, la demanda de petróleo aumentó y las condiciones para la producción de petróleo se volvieron más complejas, surgió la necesidad de extraer petróleo de yacimientos a grandes profundidades de campos con condiciones geológicas más complejas. Han surgido muchos problemas relacionados con la producción de petróleo y la operación de pozos. Para ello, se desarrollaron tecnologías para elevar líquidos mediante métodos de bombeo y elevación por gas. Se crearon e implementaron equipos para la operación de pozos mediante el método de flujo, equipos para la operación de levantamiento de gas de pozos con potentes estaciones compresoras, instalaciones para operar pozos con bombas de varilla y sin varilla, equipos para recolectar, bombear y separar productos de pozo. La ingeniería petrolera poco a poco empezó a tomar forma. Al mismo tiempo, surgió una demanda de gas en rápido crecimiento, lo que llevó a la formación de una industria de producción de gas, basada principalmente en yacimientos de gas y condensado de gas. En esta etapa, los países industrializados comenzaron a desarrollar las industrias de combustibles y energía y la química a través del desarrollo predominante de la industria del petróleo y el gas.

Historia del desarrollo minero desde la antigüedad hasta la actualidad.

La Federación de Rusia es una de las principales potencias energéticas.

Actualmente, Rusia representa más del 80% de la producción total de petróleo y gas y el 50% de la producción de carbón de la antigua URSS, lo que supone casi una séptima parte de la producción total de recursos energéticos primarios del mundo.

Rusia contiene el 12,9% de las reservas probadas de petróleo del mundo y el 15,4% de su producción.

Representa el 36,4% de las reservas mundiales de gas y el 30,9% de su producción.

El complejo de combustible y energía (FEC) de Rusia es el núcleo de la economía nacional, asegurando la actividad vital de todos los sectores de la economía nacional, la consolidación de las regiones, la formación de una parte importante de los ingresos presupuestarios y la parte principal del ingresos en divisas del país.

El complejo de combustibles y energía acumula 2/3 de los beneficios generados en los sectores de producción material.

La reposición insuficiente de la base de materias primas está empezando a limitar las posibilidades de aumentar la producción de petróleo y gas.

Un aumento del consumo de energía per cápita para 2010, en condiciones extremas de desarrollo económico, es posible mediante un conjunto de medidas para el ahorro intensivo de energía, una exportación óptimamente suficiente de recursos energéticos con un lento aumento de su producción y una política de inversión moderada centrada en la proyectos más efectivos.

En este sentido, juega un papel importante el uso de equipos modernos que proporcionen tecnologías de ahorro de energía en la producción de petróleo.

Se conocen métodos de producción de petróleo en minas y pozos.

Etapas de desarrollo del método minero: excavación de hoyos (excavaciones) de hasta 2 m de profundidad; construcción de pozos (pozos) de hasta 35-45 m de profundidad y construcción de complejos mineros de trabajos verticales, horizontales e inclinados (rara vez utilizados en la producción de petróleos viscosos).

Hasta principios del siglo XIX, el petróleo se extraía principalmente de excavaciones revestidas con cercas de cañas.

A medida que el petróleo se acumulaba, se sacaba en bolsas y se transportaba a los consumidores.

Los pozos estaban asegurados con un marco de madera, el diámetro final del pozo entubado era generalmente de 0,6 a 0,9 m con algún aumento hacia abajo para mejorar el flujo de petróleo hacia el fondo del pozo.

El petróleo se extraía del pozo mediante un cabrestante manual (más tarde tirado por caballos) y una cuerda a la que se ataba un odre (un cubo de cuero).

Hacia los años 70 del siglo XIX. La principal producción en Rusia y en el mundo proviene de pozos petroleros. Así, en 1878 había 301 en Bakú, cuyo caudal era muchas veces mayor que el caudal de los pozos. El petróleo se extraía de los pozos mediante un achicador, un recipiente metálico (tubería) de hasta 6 m de altura, en cuyo fondo está montada una válvula de retención, que se abre cuando el achicador se sumerge en el líquido y se cierra cuando se mueve hacia arriba. El levantamiento del achicador (tartán) se realizaba manualmente, luego mediante tracción de caballo (principios de los años 70 del siglo XIX) y con la ayuda de una máquina de vapor (años 80).

Las primeras bombas para pozos profundos se utilizaron en Bakú en 1876 y la primera bomba de varilla profunda en Grozni, en 1895. Sin embargo, el método del sarro siguió siendo el principal durante mucho tiempo. Por ejemplo, en 1913 en Rusia, el 95% del petróleo se producía mediante gelificación.

A finales del siglo XVIII se propuso desplazar el petróleo de un pozo con aire comprimido o gas, pero la imperfección de la tecnología de los compresores retrasó durante más de un siglo el desarrollo de este método, que requería mucha menos mano de obra en comparación con el método del sarro. siglo.

A principios de nuestro siglo, el método de extracción en fuente aún no se había desarrollado. De las numerosas fuentes de la región de Bakú, el petróleo se derramó en barrancos, ríos, creó lagos enteros, se quemó, se perdió irremediablemente y contaminó el suelo, los acuíferos y el mar.

Actualmente, el principal método de producción de petróleo es el bombeo mediante bombas centrífugas eléctricas (ESP) y bombas de varilla de bombeo (SSP).

Minería de petróleo y gas. Métodos de fuente y elevación de gas para la producción de petróleo y gas.bomba de producción de gas y petróleo.

El petróleo se encuentra bajo tierra bajo tal presión que cuando se le abre un camino en forma de pozo, sale corriendo a la superficie. En las formaciones productivas, el petróleo se encuentra principalmente junto con el agua que lo sustenta. Situadas a diferentes profundidades, las capas experimentan una determinada presión correspondiente a aproximadamente una atmósfera por cada 10 m de profundidad. Los pozos con una profundidad de 1000-1500-2000 m tienen presiones de yacimiento del orden de 100-150-200 atm. Debido a esta presión, el petróleo se mueve a través de la formación hasta el pozo. Como regla general, los pozos fluyen solo al comienzo de su ciclo de vida, es decir. inmediatamente después de perforar. Después de un tiempo, la presión en la formación disminuye y la fuente se seca. Por supuesto, si la operación del pozo cesara en este punto, más del 80% del petróleo permanecería bajo tierra. Durante el desarrollo de un pozo, se introduce en él una serie de tuberías (tuberías) de bomba y compresor. Cuando se opera un pozo mediante el método de flujo, se instala un equipo especial en la superficie: accesorios de flujo másico.

No entraremos en todos los detalles de este equipo.

Solo notamos que este equipo es necesario para controlar el pozo.

Con la ayuda de las válvulas navideñas, puede regular la producción de petróleo, reducirla o detenerla por completo.

Después de que la presión en el pozo disminuya y el pozo comience a producir muy poco petróleo, como creen los expertos, se pasará a otro método de operación. Al extraer gas, el método de flujo es el principal.

Después del cese del flujo debido a la falta de energía del yacimiento, se cambia a un método mecanizado de operación de pozos, en el que se introduce energía adicional desde el exterior (desde la superficie). Uno de esos métodos, en el que se introduce energía en forma de gas comprimido, es el levantamiento por gas. El levantamiento por gas (elevación por aire) es un sistema que consta de una sarta de tuberías de producción (revestimiento) y una tubería que se introduce en ella, en la que el líquido se eleva mediante gas comprimido (aire). Este sistema a veces se denomina elevación por gas (aire). El método de operación de pozos se llama levantamiento de gas.

Según el esquema de suministro, según el tipo de fuente del agente de trabajo, gas (aire), se distingue entre levantamiento de gas con y sin compresor, y según el esquema de operación, levantamiento de gas continuo y periódico.

Se inyecta gas a alta presión en el anillo, como resultado de lo cual el nivel de líquido en él disminuirá y en el tubo aumentará. Cuando el nivel del líquido desciende hasta el extremo inferior del tubo, el gas comprimido comenzará a fluir hacia el tubo y se mezclará con el líquido. Como resultado, la densidad de dicha mezcla gas-líquido se vuelve menor que la densidad del líquido proveniente de la formación y el nivel en la tubería aumentará.

Cuanto más gas se introduzca, menor será la densidad de la mezcla y mayor será la altura a la que se elevará. Con el suministro continuo de gas al pozo, el líquido (mezcla) sube a la boca y se vierte a la superficie, y una nueva porción de líquido ingresa constantemente al pozo desde la formación.

El caudal de un pozo de elevación de gas depende de la cantidad y presión del gas inyectado, la profundidad de inmersión de la tubería en el líquido, su diámetro, la viscosidad del líquido, etc.

Los diseños de los elevadores de gas se determinan según la cantidad de filas de tuberías que se bajan al pozo y la dirección del movimiento del gas comprimido.

Según el número de filas de tuberías que se bajan, los ascensores son de una o dos hileras y, según la dirección de inyección del gas, circular y central. Con un elevador de una sola fila, se baja una fila de tubos al pozo.

Se inyecta gas comprimido en el espacio anular entre la carcasa y el tubo, y la mezcla gas-líquido sube a través del tubo, o se inyecta gas a través del tubo, y la mezcla gas-líquido sube a través del espacio anular. En el primer caso tenemos un elevador de una sola fila del sistema anular, y en el segundo, un elevador de una sola fila del sistema central. Con un elevador de doble fila, se bajan al pozo dos filas de tuberías ubicadas concéntricamente. Si el gas comprimido se dirige al espacio anular entre dos sartas de tuberías y la mezcla de gas y líquido asciende a través de tuberías de elevación internas, entonces dicha elevación se denomina sistema de anillos de dos hileras.

Extracción de petróleo mediante bombas.

Según las estadísticas, sólo un poco más del 13% de todos los pozos en Rusia se explotan mediante métodos de flujo y extracción de gas (aunque estos pozos producen más del 30% de todo el petróleo ruso). En general, las estadísticas sobre métodos de operación tienen el siguiente aspecto:

Operación de pozos con bombas de varilla de bombeo

Cuando se habla de la industria petrolera, el ciudadano medio tiene la imagen de dos máquinas: una plataforma de perforación y una máquina de bombeo.

Breve descripción

Contenido

Introducción................................................. ....... .......
Historia del desarrollo minero desde la antigüedad hasta la actualidad.................................... ............ ..........
Minería de petróleo y gas. Métodos de fuente y elevación de gas para la producción de petróleo y gas.....acerca de
Extracción de petróleo mediante bombas.............
Clasificación y composición de maquinaria y equipos para la producción de petróleo y gas.................................

Khalimov E.M., Khalimov K.E., Geología del petróleo y el gas, 2-2007

Rusia es el mayor productor y exportador de petróleo y gas del mundo en el mercado mundial. En 2006, los ingresos por el suministro de petróleo, productos derivados del petróleo y gas al extranjero superaron los 160.000 millones de dólares, o más del 70% de todos los ingresos por exportaciones.

El complejo de petróleo y gas de Rusia, que es el sector básico de la economía del país, proporciona más de 2/3 del consumo total de recursos energéticos primarios, 4/5 de su producción y sirve como la principal fuente de impuestos y divisas. ingresos para el estado.

A partir de las cifras anteriores se puede imaginar hasta qué punto depende el bienestar del país, que desde hace muchos años se desarrolla como potencia de materias primas, del estado del complejo de petróleo y gas. También es obvia la importancia de la adopción oportuna de medidas integrales para un mayor desarrollo sostenible de una industria caracterizada por una alta intensidad de capital e inercia.

Los éxitos y perspectivas de desarrollo del complejo de petróleo y gas del país en todas las etapas estuvieron determinados por las características cuantitativas y cualitativas de la base de materias primas.

El primer chorro de petróleo, que marcó el comienzo de la etapa industrial en la historia de la industria petrolera rusa, se obtuvo en 1866 en Kuban. La industria petrolera rusa comenzó a adquirir un aspecto moderno en los años 30 y 40. Siglo XX en relación con el descubrimiento y puesta en servicio de grandes yacimientos en la región de Ural-Volga. En este momento, la base de materias primas para la producción de petróleo se amplió enormemente debido al aumento en el volumen de trabajos de exploración geológica (perforaciones de exploración, métodos geofísicos de prospección y exploración).

En nuestro país, 30-70 años. Siglo XX Fue un período de creación de una poderosa base de materias primas y desarrollo de la producción de petróleo y gas. El descubrimiento y desarrollo de las provincias de petróleo y gas más grandes en la región de Ural-Volga y Siberia occidental permitió a la URSS ocupar el primer lugar en el mundo en términos de volumen de reservas exploradas y nivel de producción anual de petróleo.

La dinámica del desarrollo de la producción nacional de petróleo y gas durante este período se caracteriza claramente por los siguientes indicadores:
el volumen de reservas probadas de petróleo en el país durante el período comprendido entre 1922 (año de la nacionalización de la industria petrolera) y 1988 (año en que se alcanzó el máximo de las reservas probadas de petróleo actuales) aumentó 3.500 veces;
el volumen de perforación de producción y prospección aumentó 112 veces (1928 - 362 mil m, 1987 - 40 600 mil m);
La producción de petróleo aumentó 54 veces (1928 - 11,5 millones de toneladas, 1987 - el año de máxima producción - 624,3 millones de toneladas).
Durante 72 años, se descubrieron 2027 yacimientos petrolíferos (1928 - 322, 2000 - 2349).

La industria del gas comenzó a desarrollarse en Rusia a principios de los años 1930. Siglo XX Sin embargo, el retraso de más de medio siglo con respecto a la industria petrolera fue superado por su rápido desarrollo. Ya en 1960 se producían 22,5 mil millones de m3 de gas en la RSFSR y a principios de 1965 se estaban desarrollando 110 yacimientos en la RSFSR con una producción total de 61,3 mil millones de m3. La industria de producción de gas del país comenzó a desarrollarse con especial rapidez en los años 1970-1980. tras el descubrimiento y puesta en servicio de gigantescos yacimientos de gas en el norte de la región de Tyumen.

Los éxitos cuantitativos del largo período de crecimiento de la producción nacional de petróleo y gas son un gran logro del Estado socialista, que aseguró el desarrollo exitoso del complejo de petróleo y gas del país desde mediados hasta finales del siglo XX, hasta principios. del nuevo siglo.

A principios de 2005, se descubrieron 2901 depósitos de materias primas de hidrocarburos en el territorio de la Federación de Rusia, incluidos 2864 en tierra y 37 en la plataforma, de los cuales 2032 están en el fondo distribuido, incluidos 2014 en tierra y 18 en la plataforma.

En Rusia, el petróleo es producido por 177 organizaciones, incluidas 33 sociedades anónimas que forman parte de 13 empresas integradas verticalmente, 75 organizaciones y sociedades anónimas con capital ruso, 43 sociedades anónimas cerradas, LLC y sociedades anónimas abiertas. con capital extranjero, 6 filiales de Gazprom OJSC, 9 sociedades anónimas y organizaciones Rostopprom, 11 organizaciones del Ministerio de Recursos Naturales de la Federación de Rusia.

El sistema de oleoductos troncales Transneft transporta el 94% del petróleo producido en Rusia. Los oleoductos de la empresa pasan por el territorio de 53 repúblicas, territorios, regiones y distritos autónomos de la Federación de Rusia. Están en funcionamiento 48,6 mil kilómetros de oleoductos principales, 336 estaciones de bombeo de petróleo, 855 tanques de petróleo con una capacidad total de 12 millones de m3 y muchas estructuras relacionadas.

OJSC Gazprom produce gas natural en una cantidad del 85% de la producción de toda Rusia en 78 yacimientos en varias regiones de la Federación de Rusia. Gazprom posee el 98% de la red de transporte de gas del país. Los gasoductos principales están unidos en el Sistema Unificado de Suministro de Gas (UGSS) con una longitud de 153 mil kilómetros y una capacidad de rendimiento de más de 600 mil millones de m3. La UGSS incluye 263 estaciones compresoras. 179 organizaciones de distribución de gas dan servicio a 428 mil kilómetros de tuberías de distribución de gas en el país y garantizan el suministro de gas a 80 mil ciudades y asentamientos rurales de la Federación de Rusia.

Además de OJSC Gazprom, la producción de gas en la Federación de Rusia la llevan a cabo productores de gas independientes, compañías petroleras y de gas regionales (JSC Norilskgazprom, JSC Kamchatgazprom, JSC Yakutgazprom, JSC Sakhalinneftegaz, LLC Itera Holding y otras, que suministran gas a territorios no conectado con la UGSS).

Estado de la base de materia prima.
Desde principios de los años 70. hasta la crisis política de finales de los 80. En la URSS, el volumen de trabajos de exploración de petróleo y gas aumentaba constantemente. En 1988, el volumen de trabajos de exploración geológica alcanzó un máximo de 6,05 millones de m3, lo que permitió descubrir este año 97 yacimientos de petróleo y 11 de gas con reservas de petróleo de 1.186 millones de toneladas y reservas de gas de 2.000 mil millones de m3.

Desde mediados de los años 70. Comenzó una disminución natural en la eficiencia de la exploración geológica, asociada tanto con una disminución en el tamaño de las reservas de los campos recién descubiertos como con el acceso a áreas de difícil acceso del Extremo Norte. Los costos de exploración han aumentado considerablemente. A pesar de que el mayor desarrollo de la economía nacional del país requirió mantener altos aumentos en las reservas y mantener los altos niveles de producción de petróleo ya alcanzados, las posibilidades de aumentar las asignaciones gubernamentales para estos fines durante este período ya se habían agotado.

El estado actual de la base de recursos minerales de materias primas de hidrocarburos se caracteriza por una disminución de las reservas probadas actuales de petróleo y gas y bajas tasas de reproducción.

Desde 1994, el aumento de las reservas de petróleo y gas ha sido significativamente menor que la producción de estos minerales. El volumen de trabajo de exploración geológica no garantiza la reproducción de la base de recursos minerales de la industria del petróleo y el gas. “Comer” petróleo (exceso de producción sobre crecimiento de reservas) en el período 1994-2005. ascendió a más de 1,1 mil millones de toneladas, el gas, más de 2,4 billones de m3.

De los 2.232 yacimientos descubiertos de petróleo, petróleo y gas y de condensado de petróleo y gas, se están explotando 1.235. Los recursos de petróleo y gas se limitan a los territorios de 37 entidades constitutivas de la Federación de Rusia, pero se concentran principalmente en Siberia occidental, los Urales -Región del Volga y el norte de Europa. El mayor grado de desarrollo de reservas probadas se encuentra en las regiones de los Urales (85%), el Volga (92%), el Cáucaso Norte (89%) y la región de Sajalín (95%).

La estructura de las reservas residuales de petróleo en el país en su conjunto se caracteriza por el hecho de que la producción actual de petróleo (77%) está garantizada por la selección de las llamadas reservas activas de grandes campos, cuyo suministro es de 8 a 10 años. Al mismo tiempo, la proporción de reservas difíciles de recuperar en Rusia en su conjunto aumenta constantemente y para las principales empresas productoras de petróleo oscila entre el 30 y el 65%.

Todos los yacimientos petrolíferos más grandes (179), que representan 3/4 de la producción actual de petróleo del país, se caracterizan por un agotamiento significativo de las reservas y un alto corte de agua de los productos producidos.

En Rusia se han descubierto 786 yacimientos de gas natural, de los cuales 338 se están desarrollando con reservas probadas de 20,8 billones de m3, o el 44,1% de todas las reservas rusas.

La provincia de Siberia Occidental contiene el 78% de todas las reservas probadas de gas de Rusia (37,1 billones de m3), de las cuales el 75% está contenido en 21 grandes yacimientos. Los campos de gas libre más grandes son los campos de condensado de petróleo y gas de Urengoyskoye y Yamburgskoye con reservas iniciales de gas de 10,2 y 6,1 billones de m3, respectivamente, así como Bovanenkovskoye (4,4 billones de m3), Shtokmanovskoye (3,7 billones de m3), Zapolyarnoye (3,5 billones de m3). ), Medvezhye (2,3 billones de m3), etc.

Producción de petróleo
En 1974, Rusia, como parte de la URSS, ocupó el primer lugar en el mundo en términos de producción de petróleo y condensado. La producción siguió creciendo durante otros 13 años y en 1987 alcanzó un máximo de 569,5 millones de toneladas, durante la crisis de los años 90. La producción de petróleo se redujo al nivel de 298,3 millones de toneladas (1996) (Fig. 1).

Arroz. 1. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CON GAS CONDENSADO EN LA URSS Y RF Y PREVISIÓN hasta 2020

1 – URSS (real); 2 – Federación de Rusia (actual); 3 – esperado; 4 – sobre la “Estrategia Energética...” “Las principales disposiciones de la Estrategia Energética...” fueron aprobadas por el Gobierno de la Federación de Rusia (Acta No. 39 del 23 de noviembre de 2000).

Con el regreso de Rusia a la senda de la economía de mercado, el desarrollo del complejo de petróleo y gas comenzó a obedecer las leyes del mercado. Las condiciones favorables del mercado mundial y el aumento de los precios del petróleo a finales de 1990 y principios de 2000 fueron aprovechados por las compañías petroleras rusas para intensificar la producción de los pozos existentes. En el período 1999-2006. La producción anual de petróleo aumentó 1,6 veces (en 180 millones de toneladas), lo que superó con creces el escenario más optimista de la “Estrategia Energética...” del estado. Los volúmenes de producción de petróleo en la mayoría de los campos excedieron los objetivos de diseño optimizados durante un largo período.

Las consecuencias negativas de la selección intensiva y la posterior rápida disminución de la producción asociada a ella no tardaron en pasar factura. Los aumentos anuales de la producción de petróleo, después de alcanzar un máximo en 2003 (41 millones de toneladas, una tasa del 9,8%), comenzaron a disminuir. En 2006, la tasa de crecimiento de la producción se redujo 4 veces (2,2%) (ver Fig. 1).

Un análisis del estado de la base de materias primas para la producción de petróleo, la situación actual con la reproducción de las reservas de petróleo y la estructura de las reservas de los campos desarrollados nos permite concluir que la producción de petróleo en Rusia ha entrado naturalmente en una fase crítica de la dinámica. cuando la producción de petróleo creciente/estable es reemplazada por una trayectoria descendente. Un cambio así se produce inevitablemente después de la explotación intensiva de reservas no renovables. Cabe esperar una caída de la producción de petróleo a pesar de la posible continuación del aumento de los precios del petróleo, ya que esto se debe a razones objetivas del agotamiento de las reservas activas no renovables, que se están desarrollando a un ritmo constante.

Una condición importante que reduce los riesgos de consecuencias negativas de una rápida disminución de la producción y garantiza el desarrollo sostenible de cualquier industria minera es la reposición y expansión oportuna de la capacidad de producción. El bienestar y el desarrollo sostenible de la industria petrolera dependen principalmente del estado del stock de pozos operativos y de la dinámica del desarrollo de las reservas de los pozos existentes. A principios de 2006, el stock operativo de pozos productores de la industria petrolera ascendía a 152.612, es decir, 3.079 pozos menos que hace un año. La reducción del fondo operativo y una parte importante del fondo no operativo (20%) no pueden considerarse indicadores satisfactorios. Desafortunadamente, la industria durante los últimos 10 años se ha caracterizado por un trabajo generalmente insatisfactorio en la puesta en servicio de nuevas capacidades de producción (puesta en servicio de nuevos campos y nuevas reservas, pozos de producción) y el mantenimiento del stock en condiciones de funcionamiento. A finales de 1993, el stock operativo era de 147 049 pozos y el número de pozos operativos era 127 050. Así, durante 12 años, la capacidad de producción del stock de pozos de la industria no sólo no aumentó, sino que incluso disminuyó.

En los últimos seis años, las compañías petroleras han aumentado la producción anual de petróleo en 180 millones de toneladas, principalmente intensificando la producción de los pozos existentes. Entre los métodos de intensificación se ha generalizado la fracturación hidráulica. Las empresas rusas han superado a los Estados Unidos en la escala de aplicación de este método. En Rusia se realizan una media de 0,05 operaciones por pozo activo, frente a 0,03 en EE.UU.
“Las principales disposiciones de la Estrategia Energética...” fueron aprobadas por el Gobierno de la Federación de Rusia (Acta No. 39 del 23 de noviembre de 2000).

En condiciones de "consumo" activo de reservas de petróleo no renovables, aumento inadecuado del número de pozos de producción y explotación agresiva de las reservas existentes, la tendencia a una mayor disminución de la producción de petróleo es cada vez más evidente. A finales de 2006, 5 de 11 empresas integradas verticalmente experimentaron una disminución en la producción anual de petróleo, incluidas TNK-BP, Gazprom Neft y Bashneft. Se espera que en los próximos dos años (2007-2008) continúe la actual tendencia a la baja en la producción de petróleo en Rusia en su conjunto. Sólo en 2009, gracias a la puesta en servicio de los campos Vankorskoye, Talakanovskoye y Verkhnechonskoye en el este de Siberia, será posible aumentar la producción de petróleo.

producción de gas
La industria del gas comenzó a desarrollarse en Rusia a principios de los años 1930. Siglo XX En 1930 se produjeron 520 millones de m3. Durante el período más difícil de la guerra (1942), se puso en funcionamiento el campo Elshanskoye en la región de Saratov.

En 1950-1960 En los territorios de Stavropol y Krasnodar se descubrieron una gran cantidad de campos de gas (Stavropol del Norte, Kanevskoye, Leningradskoye, etc.), cuyo desarrollo aseguró un mayor crecimiento de la producción de gas natural (Fig. 2). El descubrimiento del campo de condensado de gas de Vuktylskoye en 1964 y del campo de condensado de gas de Orenburg en 1966 fue de gran importancia práctica para el desarrollo de la industria del gas. La producción y la base de materias primas de la parte europea del país se desarrollaron aún más con el descubrimiento y desarrollo del yacimiento de condensado de petróleo y gas de Astracán en 1976.

Arroz. 2. PRODUCCIÓN DE GAS EN LA URSS Y RF Y PREVISIÓN HASTA 2020

1 – URSS (real); 2 – Federación de Rusia (actual); 3 – sobre “Estrategia Energética...”

A principios de 1960, en el norte de la región de Tyumen se descubrió una provincia gasífera única en el mundo con campos gigantes: Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye, etc. aumentar la producción a 450-500 mil millones de m3 en 1975-1985

Después de alcanzar un máximo de 815 mil millones de m3 en 1990 (en la URSS, incluida la RSFSR, 740 mil millones de m3), el volumen de producción de gas en Rusia disminuyó a 570 mil millones de m3. Durante los últimos seis años, la producción se ha mantenido en el rango de 567 a 600 mil millones de m3, cifra inferior al nivel previsto en la versión mínima de la "Estrategia Energética...". El retraso se debe a que OAO Gazprom no implementó el programa para el desarrollo de nuevos yacimientos de gas en la península de Yamal.

A diferencia del período anterior de rápido crecimiento de la producción en el período 1991-2005. Es característico que se suspenda el crecimiento de la producción anual de gas producida por OAO Gazprom. Esto se debe a la naturaleza específica del retiro de capacidades de producción en campos altamente productivos desarrollados intensivamente en condiciones naturales en condiciones de una escasa red de pozos de producción. El retiro de la capacidad de producción, debido a la extracción de gas y a la caída de la presión del yacimiento, se produce de forma continua en el tiempo. Al mismo tiempo, los nuevos pozos de producción se conectan a las redes de recolección sólo después de la finalización de la construcción de nuevas unidades integradas de tratamiento de gas (CGTU), estaciones compresoras (CS) y estaciones compresoras de refuerzo (BCS), que son estructuras de capital únicas que son difíciles de construir. En 2000-2005 el número de estas instalaciones puestas en servicio en promedio por año fue: UKPG-3, BCS-4, KS-5.

En 2006, el 86% del volumen de gas de toda Rusia lo produjo OJSC Gazprom, cuya producción principal la proporcionan los tres campos más grandes del norte de Siberia occidental (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye). Estos campos se desarrollaron intensamente durante 15 a 25 años de forma natural sin mantener la presión del yacimiento, proporcionando hasta el 80% de la producción de gas de toda Rusia. Como resultado de la explotación intensiva, la presión del yacimiento en ellos disminuyó y la producción (agotamiento de las reservas) de los depósitos de gas seco de Cenomania alcanzó el 66% en Urengoy, el 55% en Yamburg y el 77% en Medvezhye. La disminución anual de la producción de gas en estos tres yacimientos se produce actualmente a un ritmo del 8 al 10% anual (25 a 20 mil millones de m3).

Para compensar la disminución de la producción de gas, en 2001 se puso en funcionamiento el mayor yacimiento de condensado de petróleo y gas, Zapolyarnoye. Ya en 2006 se produjeron en este yacimiento 100 mil millones de m3 de gas. Sin embargo, la producción de este campo no es suficiente para compensar la disminución de la producción de petróleo de los campos agotados subyacentes.

Desde principios de 2006, OAO Gazprom comenzó a mostrar signos de una actual disminución en los volúmenes de producción de gas natural. La producción diaria de gas de febrero a julio de 2006 cayó de 1.649,9 a 1.361,7 millones de m3/día. Esto provocó una disminución de la producción diaria de gas en Rusia en su conjunto de 1966,8 a 1609,6 millones de m3.

La etapa final de desarrollo de los depósitos cenomanianos de los yacimientos básicos de Siberia occidental se caracteriza por una baja presión del yacimiento y una caída de la producción. Las condiciones de funcionamiento de los depósitos son cada vez más complicadas. Es posible un mayor desarrollo con:
operación efectiva de los pozos en condiciones de riego y destrucción de la zona del fondo del pozo;
extracción de gas atrapado por agua de formación intrusa;
ampliar la producción y aumentar los volúmenes de producción de gas a baja presión;
procesamiento en campo de hidrocarburos a bajas presiones de entrada (< 1 МПа).

Además, se requiere la creación de equipos altamente eficientes para comprimir gas a baja presión, así como el desarrollo de tecnología y equipos para procesar gas a baja presión directamente en el campo.

La solución del problema del uso de gas a baja presión garantizará un desarrollo adicional efectivo de los yacimientos de gas más grandes del mundo, ubicados en las altas latitudes del norte y a una distancia considerable de los centros de consumo de gas natural.

La condición más importante para garantizar el desarrollo sostenible de la industria del gas durante el período considerado por la "Estrategia Energética" estatal es la puesta en funcionamiento acelerada de nuevos yacimientos y reservas de gas natural.

Los planes de OJSC Gazprom incluyen aumentar el nivel de producción de gas para 2010 a 550-560 mil millones de m3, en 2020 a 580-590 mil millones de m3 (ver Fig. 2), para 2030 a 610-630 mil millones de m3. Se espera que el nivel previsto de producción de gas hasta 2010 se logre mediante los yacimientos existentes y nuevos en la región de Nadym-Pur-Taz: Yuzhno-Russkoye, los depósitos del Cretácico Inferior de Zapolyarny y Pestsovoy, los depósitos de Achimov de Urengoyskoye. La realidad y viabilidad económica están determinadas por la proximidad a la infraestructura de transporte de gas existente.

Después de 2010, está previsto comenzar a desarrollar yacimientos en la península de Yamal, en la plataforma del mar Ártico, en las aguas de las bahías de Ob y Taz, en Siberia oriental y en el Lejano Oriente.

En diciembre de 2006, OJSC Gazprom decidió poner en desarrollo los campos de condensado de gas Bovanenkovskoye (2011), Shtokmanovskoye (2013) y Kharasaveyskoye (2014).

Conclusión
La producción de petróleo y gas en la etapa actual se desarrolla según escenarios que difieren de la “Estrategia Energética...” del gobierno. Los niveles de producción anual de petróleo superan significativamente el escenario máximo y la producción de gas prácticamente no ha aumentado durante 10 años. Las desviaciones observadas de la "estrategia" están asociadas tanto con la falacia de la idea que se centra en las fronteras económicas cerradas y la autosuficiencia del país, como con la subestimación de la dependencia de la economía nacional de los procesos globales, por ejemplo, los cambios. en los precios del petróleo. Sin embargo, la razón principal del fracaso en la implementación del programa estratégico es el debilitamiento del papel del Estado en la regulación y gestión del sector energético de la economía.

A la luz de los acontecimientos y cambios ocurridos en los últimos 10 años en la estructura y características cuantitativas de la base de materias primas de la producción de petróleo y gas, el estado de las capacidades de producción, las condiciones actuales para la producción de petróleo en los campos desarrollados, operativos y En construcción de oleoductos y gasoductos troncales, se necesitan urgentemente ajustes a la “Estrategia Energética...” a mediano y largo plazo. El desarrollo de dicha estrategia permitirá evaluar las posibilidades reales de producción de petróleo y gas en función de las características técnicas y económicas específicas de las reservas recuperables exploradas y las nuevas realidades que surgen en el país y el mundo.

Una circunstancia de fundamental importancia que determina un mayor desarrollo exitoso de la producción de petróleo y gas en Rusia es la necesidad de desarrollar nuevos proyectos de petróleo y gas a gran escala, complejos y costosos, caracterizados por condiciones mineras, geológicas y naturales-geográficas extremas inaccesibles (yacimientos en el Península de Yamal, plataforma de los mares árticos, zonas acuáticas de las bahías de Ob y Taz, en el este de Siberia y el Lejano Oriente). Los proyectos globales de petróleo y gas requieren enormes costos para su desarrollo, cooperación a gran escala y consolidación de fuerzas y recursos, fundamentalmente nuevas tecnologías en todos los niveles de producción y nuevos modelos de maquinaria y equipo.

En términos de la complejidad de resolver problemas técnicos, organizativos, financieros y la intensidad laboral del trabajo, estos proyectos son comparables a los programas espaciales. Prueba de ello es la experiencia de los primeros intentos de desarrollar instalaciones únicas de petróleo y gas (en la península de Yamal, Sakhalin, Siberia oriental, etc.). Su desarrollo requirió enormes recursos materiales y financieros y nuevas formas no tradicionales de organización del trabajo, concentración de esfuerzos, producción y potencial intelectual no sólo de las principales corporaciones transnacionales nacionales, sino también del mundo. El desarrollo del trabajo iniciado se ve obstaculizado por normas y reglamentos existentes que difieren de la práctica mundial moderna.

La posibilidad de implementar proyectos únicos de petróleo y gas a gran escala, incluso más que para las instalaciones tradicionales, depende del estimulante marco legislativo y regulatorio para el uso del subsuelo (la Ley "Sobre el Subsuelo"), del tamaño de los pagos de alquiler diferenciados y de los impuestos sobre los minerales. extracción.

La superación de los obstáculos legales para un mayor desarrollo de la producción de petróleo y gas es una condición importante para la implementación de los ambiciosos planes declarados por el Estado, que garantizan su propia seguridad energética y la regional.

Literatura
1. Directorio federal. Complejo de combustible y energía de Rusia. – M.: Rodina-Pro, 2003.
2. Khalimov E.M. Desarrollo de yacimientos petrolíferos en condiciones de mercado. – San Petersburgo: Nedra, 2005.

CATEGORÍAS

Poner en pantalla

Ultrasonido de extremidades

Tipos de ultrasonido

Ultrasonido abdominal

Ultrasonido del tórax

ARTICULOS POPULARES

	La negación no con verbos (en forma personal, en infinitivo, en forma de gerundio) se escribe por separado: no tomar, no era, no saber, lentamente
	Presentación, informe de las principales características de la filosofía del avivamiento.
	estilo de ficción
	Hijos de la tierra Presentación somos los hijos de la tierra para el huerto
	Presentación sobre el tema de las barreras a la comunicación, el trabajo fue realizado por los estudiantes Sin comunicación nos encerramos en

2023 “kingad.ru” - examen por ultrasonido de órganos humanos