روسیه رهبر جهان در تولید نفت و گاز است (مرحله جدیدی از توسعه) - iv_g. منوی اصلی پرش به محتوا

روش‌های مدرن استخراج نفت با روش‌های ابتدایی مقدم بود:

جمع آوری نفت از سطح مخازن؛

پردازش ماسه سنگ یا سنگ آهک آغشته به روغن؛

استخراج نفت از چاه ها و چاه ها

جمع آوری نفت از سطح مخازن روباز ظاهراً یکی از قدیمی ترین روش های استخراج آن است. در ماد، آشور-بابل و سوریه قبل از میلاد، در سیسیل در قرن اول پس از میلاد و غیره استفاده می شد. در روسیه استخراج نفت با جمع آوری آن از سطح رودخانه اوختا در سال 1745 سازماندهی شده توسط F.S. پریادونوف. در سال 1868، در خانات کوکند، نفت در گودال ها جمع آوری شد و سدی را از تخته ها ترتیب داد. سرخپوستان آمریکا وقتی نفت را در سطح دریاچه ها و نهرها کشف کردند، پتویی را روی آب می گذاشتند تا روغن را جذب کند و سپس آن را در ظرفی می فشردند.

فرآوری ماسه سنگ یا سنگ آهک آغشته به روغنبا هدف استخراج آن، برای اولین بار توسط دانشمند ایتالیایی F. Ariosto در قرن پانزدهم توصیف شد: در نزدیکی Modena در ایتالیا، خاک های حاوی نفت خرد شده و در دیگ ها گرم می شوند. سپس آنها را در کیسه ها قرار داده و با پرس فشار می دادند. در سال 1819 در فرانسه لایه های سنگ آهک و ماسه سنگ حاوی نفت به روش معدن توسعه یافتند. سنگ استخراج شده در یک خمره پر از آب داغ قرار داده شد. با هم زدن، روغن به سطح آب شناور شد که با یک اسکوپ جمع آوری شد. در 1833-1845. ماسه آغشته به نفت در سواحل دریای آزوف استخراج شد. سپس آن را در گودال هایی با کف شیبدار قرار داده و روی آن آب ریختند. روغن شسته شده از شن و ماسه از سطح آب با دسته های علف جمع آوری شد.

استخراج نفت از چاه ها و چاه هاهمچنین از دوران باستان شناخته شده است. در کیسیا - منطقه ای باستانی بین آشور و ماد - در قرن پنجم. قبل از میلاد مسیح. روغن با کمک سطل های چرمی - پوست های شراب استخراج شد.

در اوکراین، اولین اشاره به تولید نفت به اوایل قرن 15 برمی گردد. برای انجام این کار، آنها حفره هایی به عمق 1.5-2 متر حفر کردند که در آن نفت همراه با آب نشت می کرد. سپس مخلوط در بشکه ها جمع آوری شد که از پایین با درپوش بسته شده بود. هنگامی که روغن سبک تر شناور شد، شاخه ها برداشته شدند و آب ته نشین شده تخلیه شد. در سال 1840، عمق چاله‌های حفر به 6 متر رسید و بعداً نفت از چاه‌هایی با عمق حدود 30 متر استخراج شد.

از قدیم الایام در شبه جزیره کرچ و تامان روغن را با استفاده از میله ای استخراج می کردند که نمد یا دسته ای از موهای دم اسب به آن می بستند. آنها را در چاه پایین می آوردند و سپس روغن را در ظروف آماده می ریختند.

در شبه جزیره آبشرون، استخراج نفت از چاه ها از قرن سیزدهم شناخته شده است. آگهی در طول ساخت آنها، ابتدا سوراخی مانند مخروط معکوس (معکوس) به مخزن نفت پاره شد. سپس لبه هایی در طرفین گودال ساخته شد: با عمق غوطه وری مخروط متوسط 9.5 متر، حداقل هفت. میانگین خاک حفاری شده هنگام حفر چنین چاهی حدود 3100 متر مکعب بود، سپس دیواره چاه ها از پایین به سطح با یک قاب یا تخته چوبی محکم می شد و در تاج های پایین سوراخ هایی برای جریان آب ایجاد می شد. روغن آن را از چاه هایی با پوسته های شراب که با طوق دستی یا با کمک اسب بلند می کردند، بیرون می کشیدند.

دکتر آی.لرکه در گزارش خود از سفر به شبه جزیره آپشرون در سال 1735 می نویسد: «... در بالاخانی 52 چاه نفت به عمق 20 فتوم (1 فتوم - 2.1 متر)، 500 بتمن نفت وجود داشت...». (1 بتمن 8.5 کیلوگرم). به گفته آکادمیسین S.G. عاملین (1771)، عمق چاه های نفت در بالاخانی به 50-40 متر می رسید و قطر یا ضلع مربع چاه 0.7-1 متر بود.

در سال 1803، کاسیمبک، تاجر باکو، دو چاه نفت در دریا در فاصله 18 و 30 متری ساحل بی بی هیبت ساخت. چاه ها توسط جعبه ای از تخته های محکم به هم چسبیده از آب محافظت می شدند. سال هاست که از آنها نفت استخراج می شود. در سال 1825 در جریان طوفانی، چاه ها شکسته شد و با آب دریای خزر پر شد.

با روش چاه، تکنیک استخراج نفت در طول قرن ها تغییر نکرده است. اما قبلاً در سال 1835، یکی از مقامات بخش معدن، Fallendorf on Taman، برای اولین بار از یک پمپ برای پمپاژ نفت از طریق یک لوله چوبی پایین استفاده کرد. تعدادی از پیشرفت های فنی با نام مهندس معدن N.I همراه است. وسکوبوینیکوف برای کاهش میزان حفاری، پیشنهاد ساخت چاه های نفت به صورت شفت را داد و در سال های 1836-1837م. بازسازی کل سیستم ذخیره و توزیع نفت در باکو و بالاخانی را انجام داد اما یکی از کارهای اصلی زندگی او حفر اولین چاه نفت جهان در 1848.

برای مدت طولانی، تولید نفت از طریق حفاری در کشور ما با تعصب برخورد می شد. اعتقاد بر این بود که از آنجایی که سطح مقطع چاه کوچکتر از یک چاه نفت است، بنابراین جریان نفت به چاه ها به طور قابل توجهی کمتر است. در عین حال در نظر گرفته نشد که عمق چاه ها بسیار بیشتر است و پیچیدگی ساخت آنها کمتر است.

در حین بهره برداری از چاه ها، تولیدکنندگان نفت به دنبال انتقال آنها به حالت روان بودند، زیرا. این ساده ترین راه برای به دست آوردن آن بود. اولین فوران قدرتمند نفت در بالاخانی در سال 1873 در سایت خلفی اصابت کرد. در سال 1887، 42 درصد از نفت باکو به روش فواره تولید می شد.

استخراج اجباری نفت از چاه ها منجر به تخلیه سریع لایه های نفتی مجاور چاه آنها شد و بقیه (بیشتر) آن در روده ها باقی ماند. علاوه بر این، به دلیل فقدان تعداد کافی تأسیسات ذخیره سازی، تلفات قابل توجهی نفت در حال حاضر در سطح زمین رخ داده است. بنابراین، در سال 1887، 1088 هزار تن نفت توسط فواره‌ها به بیرون پرتاب شد و تنها 608 هزار تن آن جمع‌آوری شد، دریاچه‌های نفتی گسترده‌ای در اطراف چشمه‌ها شکل گرفتند که در اثر تبخیر، ارزشمندترین بخش‌های نفت از بین رفت. خود روغن هوازده برای فرآوری نامناسب شد و سوخت. دریاچه های نفتی راکد روزهای متوالی سوختند.

تولید نفت از چاه‌ها که فشار آن برای جاری شدن کافی نبود، با استفاده از سطل‌های استوانه‌ای به طول 6 متر انجام می‌شد که در کف آن‌ها دریچه تعبیه شده بود که با پایین آمدن سطل باز می‌شود و زیر وزن سیال استخراج‌شده بسته می‌شود. وقتی فشار سطل بالا می رود. روش استخراج نفت به وسیله بایلر نامیده شد تارتان,Vدر سال 1913، 95 درصد از کل نفت با کمک آن تولید شد.

با این حال، تفکر مهندسی ثابت نشد. در دهه 70 قرن نوزدهم. V.G. شوخوف پیشنهاد کرد روش کمپرسور استخراج روغنبا تامین هوای فشرده چاه (ایرلیفت). این فناوری تنها در سال 1897 در باکو آزمایش شد. روش دیگری برای تولید نفت - بالابر گاز - توسط M.M. پیشنهاد شد. تیخوینسکی در سال 1914

خروجی های گاز طبیعی از منابع طبیعی از زمان های بسیار قدیم مورد استفاده بشر بوده است. بعدها استفاده از گاز طبیعی به دست آمده از چاه ها و چاه ها را پیدا کرد. در سال 1902 اولین چاه در سوراخانی نزدیک باکو حفر شد که گاز صنعتی را از عمق 207 متری تولید می کرد.

در توسعه صنعت نفتپنج مرحله اصلی وجود دارد:

مرحله اول (تا سال 1917) - دوره قبل از انقلاب؛

مرحله دوم (از 1917 تا 1941) دوره قبل از جنگ بزرگ میهنی.

مرحله III (از 1941 تا 1945) - دوره جنگ بزرگ میهنی؛

مرحله IV (از 1945 تا 1991) - دوره قبل از فروپاشی اتحاد جماهیر شوروی.

مرحله پنجم (از سال 1991) - دوره مدرن.

دوران قبل از انقلاب نفت برای مدت طولانی در روسیه شناخته شده است. به قرن شانزدهم برمی گردد. بازرگانان روسی نفت باکو را معامله می کردند. در زمان بوریس گودونوف (قرن شانزدهم)، اولین نفت تولید شده در رودخانه اوختا به مسکو تحویل داده شد. از آنجایی که کلمه "نفت" تنها در پایان قرن 18 وارد زبان روسی شد، پس از آن "آب سوزان غلیظ" نامیده شد.

در سال 1813، خانات باکو و دربند با غنی ترین منابع نفتی خود به روسیه ضمیمه شدند. این رویداد تأثیر زیادی بر توسعه صنعت نفت روسیه در 150 سال آینده داشت.

یکی دیگر از مناطق عمده تولید نفت در روسیه قبل از انقلاب ترکمنستان بود. مشخص شده است که طلای سیاه حدود 800 سال پیش در منطقه نبیت داگ استخراج شده است. در سال 1765 در حدود. چلکن، 20 حلقه چاه نفت با مجموع تولید سالانه حدود 64 تن در سال وجود داشت. به گفته کاوشگر روسی دریای خزر، ن. موراویوف، در سال 1821 میلادی ترکمن ها حدود 640 تن نفت را با قایق به ایران فرستادند. در سال 1835، او را از حدود. تعداد چلکن ها بیشتر از باکو است، اگرچه این شبه جزیره آبشرون بود که مورد توجه بیشتر صاحبان نفت قرار گرفت.

آغاز توسعه صنعت نفت در روسیه سال 1848 است.

در سال 1957، فدراسیون روسیه بیش از 70 درصد نفت تولید شده را به خود اختصاص داد و تاتاریا از نظر تولید نفت در کشور برتر بود.

رویداد اصلی این دوره کشف و توسعه غنی ترین میادین نفتی در سیبری غربی بود. در سال 1932، آکادمیک I.M. گوبکین ایده نیاز به شروع جستجوی سیستماتیک برای نفت در دامنه شرقی اورال را بیان کرد. ابتدا اطلاعاتی در مورد مشاهدات نشت نفت طبیعی (رودخانه های بولشوی یوگان، بلایا و غیره) جمع آوری شد. در سال 1935 احزاب اکتشافات زمین شناسی در اینجا شروع به کار کردند که وجود برونزد مواد نفت مانند را تأیید کرد. با این حال، "نفت بزرگ" وجود نداشت. کار اکتشاف تا سال 1943 ادامه یافت و سپس در سال 1948 از سر گرفته شد. تنها در سال 1960 میدان نفتی Shaimskoye و به دنبال آن Megionskoye، Ust-Balykskoye، Surgutskoye، Samotlorskoye، Varyeganskoye، Lyantorskoye، Kholmogorskoye و سایرین کشف شد. آغاز تولید نفت صنعتی. در سیبری غربی سال 1965 در نظر گرفته می شود، زمانی که حدود 1 میلیون تن تولید شد. قبلاً در سال 1970، تولید نفت در اینجا به 28 میلیون تن و در سال 1981 - 329.2 میلیون تن رسید. سیبری غربی به منطقه اصلی تولید نفت کشور تبدیل شد و اتحاد جماهیر شوروی در تولید نفت در صدر جهان قرار گرفت.

در سال 1961، اولین فواره های نفت در میادین Uzen و Zhetybay در غرب قزاقستان (شبه جزیره Mangyshlak) به دست آمد. توسعه صنعتی آنها در سال 1965 آغاز شد. ذخایر نفت قابل استحصال تنها از این دو میدان بالغ بر چند صد میلیون تن بود. مشکل این بود که روغن های منگیشلاک به شدت پارافینی هستند و نقطه ریزش +30...33 درجه سانتی گراد داشتند. با این وجود، در سال 1970، تولید نفت در شبه جزیره به چندین میلیون تن افزایش یافت.

رشد سیستماتیک تولید نفت در کشور تا سال 1363 ادامه یافت. در سال 84-1985. کاهش تولید نفت بود. در سال 1986-87. دوباره افزایش یافت و به حداکثر رسید. با این حال، از سال 1989، تولید نفت شروع به کاهش کرد.

دوره مدرن پس از فروپاشی اتحاد جماهیر شوروی، کاهش تولید نفت در روسیه ادامه یافت. در سال 1992 به 399 میلیون تن، در سال 1993 - 354 میلیون تن، در سال 1994 - 317 میلیون تن، در سال 1995 - 307 میلیون تن بالغ شد.

ادامه کاهش تولید نفت به این دلیل است که تأثیر تعدادی از عوامل منفی عینی و ذهنی حذف نشده است.

اول اینکه پایه مواد اولیه صنعت خراب شده است. میزان مشارکت در توسعه و تخلیه ذخایر در مناطق بسیار زیاد است. در قفقاز شمالی، 91.0 درصد از ذخایر نفتی اکتشاف شده درگیر توسعه هستند و کاهش میادین 81.5 درصد است. در منطقه اورال-ولگا، این ارقام به ترتیب 88.0٪ و 69.1٪، در جمهوری کومی - 69.0٪ و 48.6٪، در سیبری غربی - 76.8٪ و 33.6٪ است.

ثانیاً افزایش ذخایر نفت به دلیل میادین تازه کشف شده کاهش یافت. به دلیل کاهش شدید بودجه، سازمان‌های اکتشافی دامنه کار ژئوفیزیک و حفاری اکتشافی را کاهش داده‌اند. این امر منجر به کاهش تعداد ذخایر تازه کشف شده شد. بنابراین، اگر در سال 1986-90. ذخایر نفتی در میادین تازه کشف شده به 10.8 میلیون تن رسید، سپس در سال 95-1991. - فقط 3.8 میلیون تن.

ثالثاً قطع آب روغن تولیدی زیاد است.. یعنی با همین هزینه ها و حجم های تولید سیال سازند، خود روغن کمتر و کمتر تولید می شود.

چهارم، هزینه های تجدید ساختار. در نتیجه فروپاشی مکانیسم اقتصادی قدیمی، مدیریت متمرکز و سفت و سخت صنعت حذف شد و هنوز یک مدیریت جدید در حال ایجاد است. عدم تعادل در قیمت نفت از یک سو و تجهیزات و مواد از سوی دیگر، تجهیز میدان ها به تجهیزات فنی را با مشکل مواجه کرد. اما این در حال حاضر ضروری است، زمانی که بیشتر تجهیزات عمر خود را به پایان رسانده اند و بسیاری از زمینه ها نیاز به انتقال از روش تولید جریان به پمپاژ دارند.

در نهایت، محاسبات اشتباه زیادی در سال های گذشته وجود دارد.بنابراین در دهه 1970 اعتقاد بر این بود که ذخایر نفت در کشور ما تمام نشدنی است. بر این اساس، تاکید بر توسعه انواع تولیدات صنعتی خود نبود، بلکه بر خرید کالاهای صنعتی تمام شده در خارج از کشور با ارز دریافتی از فروش نفت تاکید شد. بودجه هنگفتی صرف حفظ ظاهر رفاه در جامعه شوروی شد. صنعت نفت به حداقل رسید.

در قفسه ساخالین در دهه 70-80. ذخایر بزرگی کشف شد که هنوز به بهره برداری نرسیده است. در همین حال، آنها بازار فروش بزرگی را در کشورهای منطقه آسیا و اقیانوسیه تضمین می کنند.

چشم انداز آینده برای توسعه صنعت نفت داخلی چیست؟

هیچ ارزیابی بدون ابهامی از ذخایر نفت در روسیه وجود ندارد. کارشناسان مختلف برای حجم ذخایر قابل استحصال از 7 تا 27 میلیارد تن ارقام می دهند که از 5 تا 20 درصد کل جهان است. توزیع ذخایر نفت در سراسر روسیه به شرح زیر است: سیبری غربی - 72.2٪. منطقه اورال-ولگا - 15.2٪؛ استان تیمان پچورا - 7.2٪; جمهوری سخا (یاکوتیا)، قلمرو کراسنویارسک، منطقه ایرکوتسک، قفسه دریای اوخوتسک - حدود 3.5٪.

در سال 1992، تجدید ساختار صنعت نفت روسیه آغاز شد: با الگوبرداری از کشورهای غربی، آنها شروع به ایجاد شرکت های نفتی یکپارچه عمودی کردند که استخراج و فرآوری نفت و همچنین توزیع فرآورده های نفتی به دست آمده از آن را کنترل می کنند.

480 روبل. | 150 UAH | 7.5 دلار "، MOUSEOFF، FGCOLOR، "#FFFFCC"،BGCOLOR، "#393939");" onMouseOut="return nd();"> پایان نامه - 480 روبل، حمل و نقل 10 دقیقه 24 ساعت شبانه روز، هفت روز هفته و تعطیلات

میاکینا کسنیا ویکتورونا پیامدهای ژئواکولوژیکی تولید نفت و گاز در اورنبورگ سی-اورال: پایان نامه ... کاندیدای علوم جغرافیایی: 25.00.36 Orenburg, 2007 168 p. RSL OD، 61:07-11/130

معرفی

فصل 1. منظر و شرایط اکولوژیکی منطقه مورد مطالعه 10

1.1. موقعیت جغرافیایی و پهنه بندی طبیعی 10

1.2. ساختار زمین شناسی و نقش برجسته 12

1.2.1. زمین شناسی 12

1.2.2. زمین ساخت و تجزیه و تحلیل توزیع ذخایر هیدروکربنی 15

1.2.3. ژئومورفولوژی و لندفرم های اصلی 18

1.3. شرایط آب و هوایی 19

1.4. شرایط هیدرولوژیکی 22

1.5. پوشش خاک و پوشش گیاهی 27

1.6. انواع زمین 30

1.7. پایداری محیطی بالقوه مناظر در Orenburg Cis-Urals 32

1.7.1. رویکردهای تعریف پایداری 32

1.7.2. رتبه بندی منطقه مورد مطالعه بر اساس درجه پایداری محیطی بالقوه 36

فصل 2. مواد و روش های تحقیق 38

فصل 3 ویژگی های مجتمع نفت و گاز 43

3.1. تاریخچه توسعه تولید نفت و گاز در جهان و روسیه 43

3.2. تاریخچه توسعه تولید نفت و گاز در منطقه اورنبورگ 47

3.3. مشخصات تاسیسات تولید و حمل 56 مواد اولیه هیدروکربنی

فصل 4 تاثیر تاسیسات نفت و گاز بر محیط زیست 70

4.1. انواع اصلی و منابع تاثیر 70

4.2. تاثیر بر اجزای محیط طبیعی ۷۳

4.2.1. تاثیر بر آب های زیرزمینی و سطحی 73

4.2.2. تأثیر بر خاک و پوشش گیاهی 79

4.2.3. تاثیر بر جو 99

فصل 5 ارزیابی وضعیت ژئواکولوژیکی مناطق اورنبورگ سیس-اورال 102

5.1. طبقه بندی نواحی بر اساس درجه دگرگونی تکنولوژیک 102

5.2. منطقه بندی ژئواکولوژیکی اورنبورگ اورال در ارتباط با توسعه تولید نفت و گاز 116

فصل 6. مسائل قوی حفاظت و بهینه سازی مناظر تحت تأثیر

تولید نفت و گاز STRONG 122

6.1. حفاظت از چشم انداز در میادین نفت و گاز روسیه و Orenburg Urals 122

6.2. مشکل تعامل تاسیسات میدان نفتی با اشیاء طبیعی منحصر به فرد (به عنوان مثال جنگل کاج بوزولوک) 127

6.3. جهت های اصلی بهینه سازی چشم انداز در Orenburg Cis-Urals 130

نتیجه 134

مراجع 136

برنامه عکس 159

معرفی کار

مرتبط بودن موضوعمنطقه اورنبورگ یکی از مناطق پیشرو در تولید نفت و گاز در بخش اروپایی روسیه است و از نظر پتانسیل منابع نفت و گاز یکی از اولین مکان ها را به خود اختصاص داده است. در ابتدای سال 2004، 203 ذخایر هیدروکربنی در منطقه کشف شد که از این تعداد 157 ذخایر در حال اکتشاف و توسعه، 41 ذخایر در ذخایر حفاظتی و دولتی، 5 کانسار به دلیل ذخایر اندک ثبت نشده اند (شکل 1 را ببینید). بیشتر ذخایر و چشم اندازهای بیشتر برای توسعه صنعت نفت و گاز در منطقه اورنبورگ با بخش غربی آن مرتبط است، از نظر جغرافیایی این قلمرو اورال اورنبورگ است.

صنعت نفت و گاز در منطقه اورنبورگ از اهمیت غالب در اقتصاد منطقه برخوردار است. در عین حال، تأسیسات تولید نفت و گاز تأثیر متنوع و فزاینده ای بر مجموعه های طبیعی داشته و یکی از عوامل اصلی عدم تعادل زیست محیطی در مناطق است. در قلمرو میادین نفت و گاز، مناظر طبیعی به مجموعه‌های طبیعی-فناوری تبدیل شده‌اند که در آن تغییرات عمیق و اغلب غیرقابل برگشت یافت می‌شود. دلایل این تغییرات آلودگی محیط طبیعی در نتیجه نشت نفت و آب های بین لایه ای، انتشار گازهای حاوی سولفید هیدروژن به جو، تأثیر تولید نفت و گاز بر محیط زمین شناسی در حین حفاری چاه، عملیات خاکی مرتبط، ساخت و ساز و نصب، کار تخمگذار، جابجایی وسایل حمل و نقل و ساخت و ساز.

حوادث متعدد در حمل و نقل خط لوله در تمام رتبه ها عامل ثابتی در بدتر شدن وضعیت مجتمع های طبیعی با شبکه تولید هیدروکربن توسعه یافته است.

سیستم حمل و نقل نفت و گاز منطقه اورنبورگ در دهه 40 قرن بیستم شروع به ایجاد کرد. بیشتر سیستم خط لوله، اعم از تنه و میدانی، به دلیل نیاز به بازسازی دارد

5 درجه بالایی از فرسودگی و عدم انطباق با الزامات زیست محیطی و تکنولوژیکی موجود و در نتیجه درصد بالایی از تندبادهای اضطراری.

دانش ناکافی و درک ناقص از تغییرات در حال وقوع در مناظر می تواند باعث بحران اکولوژیکی و در برخی موارد بلایای اکولوژیکی شود. بنابراین لازم است نظم و درجه تغییر مجموعه‌های منظر مشخص شود تا روند تحولات بعدی آنها در فرآیند این نوع مدیریت طبیعت شناسایی شود. این ممکن است به توسعه توصیه هایی برای جلوگیری از پیامدهای منفی بیشتر و تضمین ایمنی زیست محیطی منطقه کمک کند.

اهداف و مقاصد مطالعه.هدف این کار ارزیابی زمین شناسی تأثیر تأسیسات نفت و گاز بر محیط طبیعی Orenburg Cisurals است.

برای رسیدن به این هدف تصمیم گرفتیم وظایف زیر:

تجزیه و تحلیل وضعیت فعلی، ساختار مسکن و
روند توسعه بیشتر مجتمع نفت و گاز
منطقه؛

عوامل اصلی و پیامدهای ژئواکولوژیکی شناسایی می شوند
تغییرات تکنولوژیکی و اختلالات مناظر در قلمرو
میادین نفت و گاز؛

تمایز قلمرو اورنبورگ سیس-اورال بر اساس
سطوح تحول تکنولوژیکی مناظر، بر اساس سیستم
شناسایی و تعمیم شاخص های اصلی مشخص کننده درجه
بار تکنولوژیک؛

"- یک طرح پهنه بندی ژئواکولوژیکی منطقه مورد مطالعه بر اساس تمایز انجام شده با در نظر گرفتن پایداری زیست محیطی بالقوه مجتمع های طبیعی نسبت به تاثیرات تکنولوژیکی ایجاد شد.

بر اساس سیاست زیست محیطی نوین ملی و منطقه ای و عملکرد شرکت های تولید کننده نفت و گاز، دستورالعمل های اساسی برای بهینه سازی مدیریت طبیعت و فعالیت های زیست محیطی تدوین شده است.

موضوع مطالعهمجموعه های طبیعی اورنبورگ سیس-اورال هستند که تحت تأثیر تأسیسات تولید نفت و گاز قرار دارند.

موضوع تحقیقوضعیت ژئواکولوژیکی کنونی در زمینه تولید نفت و گاز، درجه دگرگونی انسان ساخته است. مجموعه های منظر و پویایی آنها در ارتباط با توسعه این صنعت.

مفاد اصلی زیر برای دفاع مطرح شده است:

توسعه طولانی مدت و در مقیاس بزرگ میادین نفت و گاز منجر به اختلالات مختلف در اجزای چشم انداز در اورنبورگ سیس-اورال شده و منجر به تشکیل مجتمع های طبیعی-فناوری شده است که ساختار چشم انداز طبیعی قلمرو را تغییر داده است.

امتیاز دهی به شاخص های تشخیصی تأثیر فن آوری در مناطق و مقیاس ارزیابی سطوح تحول فناوری مناظر ایجاد شده بر اساس آن، تشخیص 6 گروه از مناطق اورنبورگ سیس-اورال را امکان پذیر می کند که در سطوح تحول فنی مجتمع های طبیعی متفاوت هستند. ;

مقوله های تنش ژئواکولوژیکی یک شاخص جدایی ناپذیر از تعادل بهم خورده اجزای زیست محیطی در مناطق تولید نفت و گاز هستند و نه تنها به مقیاس و عمق تأثیر میادین نفت و گاز، بلکه به پایداری اکولوژیکی مناظر در سطح بستگی دارند. واحدهای منطقه ای و گونه شناسی. طرحی برای منطقه بندی قلمرو اورنبورگ سیس-اورال بر اساس مقوله های تنش ژئواکولوژیکی ایجاد شده است.

7
مهمترین شاخص عمق تأثیر تولید نفت و گاز است
بر روی مناظر منطقه وضعیت اکولوژیکی فعلی است
مناطق طبیعی کلیدی (اشیاء میراث طبیعی). توسعه
و حفظ شبکه مناطق حفاظت شده و تشکیل منظر-اکولوژیک
چارچوب، با اجرای اجباری نظارت، یک ابزار است
مقابله با اثرات منفی بیشتر

میادین نفت و گاز در محیط طبیعی تازگی علمی

برای اولین بار، تجزیه و تحلیل وضعیت ژئواکولوژیکی فعلی در کار ارائه شده است.
در قلمرو اورنبورگ اورال در ارتباط با اکتشاف فشرده و
توسعه ذخایر هیدروکربنی؛

برای اولین بار برای قلمرو اورنبورگ اورال استفاده شد
رویکرد سیستمی چشم انداز-اکولوژیک به تحقیق
الگوهای تغییرات مجموعه های طبیعی در مناطق
تولید نفت و گاز؛

مشخص شده است که مناطق تولید نفت و گاز مراکز اصلی فاجعه زیست محیطی و مناطق کاهش بهره وری کشاورزی هستند.

بر اساس طرح های موجود طبیعی و کشاورزی اقلیمی
مناطق طرحی از پایداری طبیعی بالقوه پیشنهاد کردند
مناظر اورال اورنبورگ؛

منطقه مورد مطالعه با توجه به سطوح دگرگونی فن‌آوری مناظر متمایز شد و مقوله‌های تنش ژئواکولوژیکی معرفی شد که نشان‌دهنده وضعیت ژئواکولوژیکی مناطق شناسایی‌شده است.

اهمیت عملی کاربا شناسایی نقش منفی قابل توجه تولید نفت و گاز به عنوان منبع تأثیر خاص بر اجزای مناظر اورنبورگ سیس-اورال تعیین می شود. در نتیجه تحقیق، اطلاعاتی در مورد وضعیت مجموعه های طبیعی و الگوهای اصلی آنها به دست آمد

8 تغییرات در قلمرو میادین نفتی. رویکردهای پیشنهادی برای تعیین سطح دگرگونی فن‌آوری مناظر متاثر از تولید نفت و گاز در مناطق مختلف امیدوارکننده است. ویژگی های شناسایی شده وضعیت مجموعه های طبیعی رویکردی متمایز برای توسعه اقدامات برای بهینه سازی و حفاظت از آنها در فرآیند مدیریت بیشتر طبیعت ارائه می دهد.

استفاده از نتایج تحقیق توسط اقدامات انجام شده تایید می شود
اجرا توسط کمیته حفاظت از محیط زیست و منابع طبیعی
منطقه اورنبورگ هنگام برنامه ریزی و سازماندهی رویدادها برای
فعالیت های زیست محیطی پایگاه اطلاع رسانی ایجاد کرد
همچنین برای مطالعات علمی JSC استفاده شد

OrenburgNIPIneft.

مشارکت شخصی متقاضیشامل: مشارکت مستقیم نویسنده در مطالعات منظر میدانی و زمین شناسی. تجزیه و تحلیل و نظام مندی داده های ادبی و سهام؛ توسعه مقیاس ارزیابی برای تحول فنی مجتمع های طبیعی؛ اثبات طرح پایداری طبیعی بالقوه مناظر منطقه مورد مطالعه.

تایید کار و انتشار.

مفاد اصلی کار پایان نامه توسط نویسنده در کنفرانس های علمی و عملی، سمپوزیوم ها و مدارس-سمینارهای سطوح مختلف گزارش شده است: کنفرانس های علمی و عملی منطقه ای دانشمندان و متخصصان جوان (اورنبورگ، 2003، 2004، 2005). کنفرانس بین المللی جوانان "اکولوژی-2003" (Arkhangelsk، 2003)؛ سومین مدرسه-کنفرانس جمهوری خواهان "جوانان و مسیرهای روسیه برای توسعه پایدار" (کراسنویارسک، 2003). دومین همایش علمی بین المللی "بیوتکنولوژی - حفاظت از محیط زیست" و سومین مدرسه - همایش دانشمندان و دانشجویان جوان "حفاظت از تنوع زیستی و استفاده منطقی از منابع زیستی"

9 (مسکو، 2004)؛ کنفرانس بین المللی "میراث طبیعی روسیه: مطالعه، نظارت، حفاظت" (Tolyatti، 2004). کنفرانس علمی همه روسی اختصاص داده شده به 200 سالگرد دانشگاه کازان (کازان، 2004). کنفرانس همه روسی دانشمندان و دانشجویان جوان "مشکلات واقعی اکولوژی و حفاظت از محیط زیست" (اوفا، 2004). دومین کنفرانس بین المللی سیبری دانشمندان جوان در زمینه علوم زمین (نووسیبیرسک، 2004). بر اساس نتایج کار، نویسنده کمک هزینه جوانان را از شعبه اورال آکادمی علوم روسیه دریافت کرد. در سال 2005، نویسنده برنده مسابقه آثار علمی دانشمندان و متخصصان جوان منطقه اورنبورگ برای کار "منطقه بندی اکولوژیکی و جغرافیایی قلمرو نفت و گاز منطقه اورنبورگ" شد.

15 مقاله با موضوع پایان نامه منتشر شده است. محدوده و ساختار کار.پایان نامه شامل مقدمه، 6 فصل، نتیجه گیری، کتابشناسی و 1 برنامه های کاربردی عکس حجم کل پایان نامه -170 صفحات از جمله 12 نقاشی ها و 12 جداول مراجع شامل 182 منبع

زمین ساخت و تجزیه و تحلیل توزیع ذخایر هیدروکربنی

سازه های زمین شناسی مساعد برای تجمع توده های بزرگ نفت و گاز، گنبدها و تاقدیس ها هستند.

هیدروکربن ها وزن مخصوص کمتری نسبت به آب و سنگ دارند، بنابراین از سنگ های مادری که در آن تشکیل شده اند فشرده می شوند و از شکاف ها و لایه های سنگ های متخلخل مانند ماسه سنگ ها، کنگلومراها، سنگ های آهکی به سمت بالا حرکت می کنند. این کانی‌ها با برخورد با افق‌های سنگ‌های متراکم غیرقابل نفوذ، مانند رس یا شیل، در زیر آن‌ها جمع می‌شوند و تمام منافذ، شکاف‌ها و حفره‌ها را پر می‌کنند.

ذخایر تجاری نفت و گاز کشف شده در این منطقه معمولاً محدود به موج‌ها و نواحی ساختاری ایزومتریک یا خطی دراز هستند (طاق تاتاری، ناودان موخانوو-اروخوف، برآمدگی قوسی سول-ایلتسک، منطقه نزدیک به ساحل دریای خزر، شرق اورنبورگ تورم‌مانند. بالابردن، سیس-اورال پیشین). حداکثر ذخایر نفت محدود به حفره موخانوو-اروخوفسکی و ذخایر گاز - به بالا آمدن گنبدی سول-ایلتسک (نگاه کنید به شکل 2) است.

بر اساس منطقه بندی پتروژئولوژیک، بخش غربی منطقه اورنبورگ متعلق به استان های نفت و گاز ولگا-اورال و خزر است. در قلمرو این منطقه، استان ولگا-اورال شامل مناطق نفت و گاز تاتار، ولگا میانه، اوفا-اورنبورگ و اورال جنوبی (NTO) است.

NTO تاتار به دامنه های جنوبی طاق تاتار محدود می شود. NTO ولگا میانه به مناطق نفت و گاز Mukhanovo-Erokhovskiy و Yuzhno-Buzulukskiy تقسیم می شود، آنها با قسمت شمالی فرورفتگی Buzuluk (قسمت مرکزی ناودان Mukhanovo-Erokhovskiy) و بارگیری جنوبی آن مطابقت دارند. Ufimsko-Orenburg NTO به مناطق نفت و گاز اورنبورگ شرقی و Sol-Iletsk تقسیم می شود، منطقه نفت و گاز اورال جنوبی شامل منطقه نفت و گاز Sakmaro-Iletsk است. استان نفت و گاز دریای خزر در قلمرو منطقه از نظر تکتونیکی توسط تاقچه حاشیه ای همسایه خزر و منطقه حاشیه داخلی آن نمایان می شود. در ناحیه دیوار بیرونی شمالی ناودان موخانوو-اروخوف، ذخایر اصلی نفت به مجموعه خاک زایی دوون محدود می شود. بخشی از منابع مربوط به ذخایر کربنیفر پایینی است. ذخایر نفتی احتمالی سمت شمالی داخلی ناودان موخانوو-اروخوف با مجتمع خاک زایی دونین، زیرمجموعه خاک زایی Vereian و مجتمع خاک زایی Visean مرتبط است. در ناحیه محوری ناوگان موخانوو-ارخوف، ذخایر اصلی نفت با سازندهای خاک زایی دونین همراه است. میادین نفتی Mogutovskoye، Gremyachevskoye، Tverdilovskoye، Vorontsovskoye و Novokazanskoye به این منطقه محدود می‌شوند. ذخایر ناحیه حاشیه ای بیرونی جنوبی ناوگان موخانوو-ارخوف در مجتمع های کربناته فرانکو-تورنسی و مجتمع های خاک زایی ویزه متمرکز شده است. مناطق Bobrovskaya، Dolgovsko-Shulaevskaya، Pokrovsko-Sorochinsky، Malakhovskaya، Solonovskaya و Tikhonovskaya در داخل آن شناسایی شدند. کار اکتشاف در نواحی امیدوارکننده منطقه حاشیه ای همبستگی خزر، برآمدگی تورم مانند اورنبورگ شرقی، حفره حاشیه ای سیس-اورال در حال انجام است. در این مناطق، ضلع شمالی برآمدگی گنبدی Sol-Iletsk نسبتاً به خوبی مطالعه شده است. ذخایر گازی احتمالی در میدان اورنبورگ در لایه‌های اصلی کربنیفر فوقانی-پرمین پایینی قرار دارند. در منطقه حاشیه ای سینکلیس خزر، ذخایر بزرگ نفت با لایه های مولد دونین و کربونیفر، گاز - با رسوبات پرمین پایین و کربونیفر همراه است. در برآمدگی موج مانند اورنبورگ شرقی، بزرگترین ذخایر در مقایسه با منابع سایر عناصر ژئوساختاری منطقه اورنبورگ شناسایی شده است. آنها عمدتاً با کمپلکس‌های خاک‌زایی دونین، کربنات فرانسوی-تورنسی و کمپلکس‌های خاک‌زای Visean مرتبط هستند. درجه اکتشاف ذخایر امیدوارکننده، منطقه بالا، اما ناهموار است. این امر به ویژه در مورد مناطق جنوبی که با چشم انداز اصلی نفت و گاز همراه هستند صادق است. به عنوان مثال، در قسمت حاشیه ای فرورفتگی خزر، تراکم حفاری عمیق بیش از 3 برابر کمتر از میانگین منطقه است. یک منطقه بالقوه که در آن لازم است کشف ذخایر بزرگ در بلندمدت پیش بینی شود، فرورفتگی حاشیه ای سیس-اورال است. این منطقه دارای منابع اکتشاف نشده وسیع گاز و نفت آزاد است که میزان توسعه یافتگی آنها به ترتیب تنها 11 و 2 درصد است. این منطقه از موقعیت جغرافیایی و اقتصادی بسیار مناسبی برخوردار است. به دلیل نزدیکی به مجتمع گاز اورنبورگ. واقع بینانه ترین چشم انداز برای کشف میدان های جدید در آینده نزدیک در منطقه فعالیت OJSC "Orenburgneft" در بخش جنوبی فرورفتگی Buzuluk و بخش غربی بالا بردن شرق اورنبورگ. یک نظر متفق القول در مورد چشم انداز بالای دونین در بخش جنوبی منطقه در داخل فرورفتگی بدون جبران روبژینسکی وجود دارد. در این منطقه، می‌توان روی کشف نهشته‌های بزرگ و متوسط مرتبط با پله‌های بلوکی با قیاس با گروه‌های ذخایر زایکینسکایا و روستاشینسکی حساب کرد.

تاریخچه توسعه تولید نفت و گاز در جهان و روسیه

تا اواسط قرن نوزدهم، نفت در مقادیر کم (2-5 هزار تن در سال) از چاه های کم عمق نزدیک خروجی های طبیعی آن به سطح استخراج می شد. سپس انقلاب صنعتی تقاضای گسترده ای را برای سوخت و روان کننده ها از پیش تعیین کرد. تقاضا برای نفت شروع به افزایش کرد.

با معرفی حفاری نفت در اواخر دهه 60 قرن نوزدهم، تولید نفت جهان ده برابر شد و از 2 به 20 میلیون تن در پایان قرن رسید. در سال 1900، نفت در 10 کشور تولید شد: روسیه، ایالات متحده آمریکا، هند شرقی هلند، رومانی، اتریش-مجارستان، هند، ژاپن، کانادا، آلمان، پرو. تقریبا نیمی از کل تولید نفت جهان از روسیه (9927 هزار تن) و ایالات متحده آمریکا (8334 هزار تن) بوده است.

در طول قرن بیستم، مصرف جهانی نفت با سرعتی سریع در حال رشد بود. در آستانه جنگ جهانی اول، در سال 1913، کشورهای اصلی تولید کننده نفت عبارت بودند از: ایالات متحده آمریکا، روسیه، مکزیک، رومانی، هند شرقی هلند، برمه و هند، لهستان.

در سال 1938، 280 میلیون تن نفت در جهان تولید می شد. پس از جنگ جهانی دوم، جغرافیای تولید به طور قابل توجهی گسترش یافت. در سال 1945، 45 کشور بیش از 350 میلیون تن نفت تولید کردند. در سال 1950، تولید نفت جهان (549 میلیون تن) تقریباً دو برابر سطح قبل از جنگ و در سال های بعدی هر 10 سال دو برابر شد: 1105 میلیون تن در سال 1960، 2337.6 میلیون تن در سال 1970. در سال های 1973 - 1974 در نتیجه مبارزه چندین ساله 13 کشور در حال توسعه تولیدکننده نفت متحد در سازمان کشورهای صادرکننده نفت (اوپک) و پیروزی آنها بر کارتل بین المللی نفت، افزایش تقریباً چهار برابری در قیمت جهانی نفت رخ داد. این باعث یک بحران عمیق انرژی شد که جهان در اواخر دهه 1970 و اوایل دهه 1980 از آن بیرون آمد. قیمت های بسیار بالای نفت، کشورهای توسعه یافته را مجبور کرد تا فعالانه فناوری های صرفه جویی در نفت را معرفی کنند. حداکثر تولید نفت جهان - 3109 میلیون تن (3280 میلیون تن با میعانات) در سال 1979 رخ داد. اما در سال 1983، تولید به 2637 میلیون تن کاهش یافت و سپس دوباره شروع به افزایش کرد. در سال 1994، 3066 میلیون تن نفت در جهان تولید شد. کل تولید جهانی نفت انباشته شده از آغاز توسعه میادین نفتی تا سال 1995 به حدود 98.5 میلیارد تن رسید. گاز طبیعی برای اولین بار در سال 1821 در ایالات متحده آمریکا برای روشنایی استفاده شد. یک قرن بعد، در دهه 1920، ایالات متحده در استفاده از گاز بسیار جلوتر از سایر کشورها بود. کل تولید جهانی گاز طبیعی برای هر 20 سال 3-4 بار یا بیشتر افزایش یافت: 1901-1920. - 0.3 تریلیون m3; 1921-1940 - 1.0 تریلیون m3; 1941-1960 TG. - 4.8 تریلیون m3; 1960-1980 - 21.0 تریلیون m3. در سال 1986، 1704 میلیارد متر گاز طبیعی در جهان تولید شد. در سال 1993، کل تولید گاز طبیعی در جهان بالغ بر 2663.4 میلیارد متر مکعب بوده است. تولید نفت و گاز در اتحاد جماهیر شوروی و روسیه در روسیه قبل از انقلاب، بزرگترین تولید نفت در سال 1901 - 11.9 میلیون تن بود که بیش از نیمی از کل تولید نفت جهان را تشکیل می داد. در آستانه جنگ جهانی اول (1913)، 10.3 میلیون تن نفت در روسیه تولید شد، و در پایان جنگ (1917) - 8.8 میلیون تن. صنعت نفت، تقریبا به طور کامل در طول سال های جهان نابود شد. و جنگ داخلی از سال 1920 شروع به احیا کرد. در سال 1940، تولید نفت در اتحاد جماهیر شوروی به 31.1 میلیون تن رسید (که 22.2 میلیون تن در آذربایجان و 7.0 میلیون تن در RSFSR بود). اما در طول سال های جنگ، تولید به طور قابل توجهی کاهش یافت و در سال 1945 به 19.4 میلیون تن رسید (11.5 میلیون تن در آذربایجان؛ 5.7 میلیون تن در RSFSR). سهم نفت در صنعت در آن زمان در اختیار زغال سنگ بود. در سال های جنگ و پس از جنگ، میادین جدید نفتی به طور مداوم در توسعه شرکت داشتند. در سپتامبر 1943، یک چشمه نفت قدرتمند در باشکری از یک چاه اکتشافی در نزدیکی روستای Kinzebulatovo دریافت شد. این امکان افزایش شدید تولید نفت در اینجا را در اوج جنگ بزرگ میهنی فراهم کرد. یک سال بعد، اولین نفت از ذخایر دونین در میدان Tuymazinskoye به دست آمد. در سال 1946، اولین میدان نفتی (Bavlinskoye) در تاتاریا کشف شد. در همان دوره، میدان نفتی رومشکینسکویه، معروف به ذخایر خود، در اینجا ظاهر شد. در سال 1950، تولید نفت در اتحاد جماهیر شوروی (37.9 میلیون تن) از سطح قبل از جنگ فراتر رفت. منطقه نفت‌خیز اصلی کشور، قلمرو وسیعی بود که بین ولگا و اورال قرار داشت، شامل میدان‌های نفتی غنی باشکری و تاتارستان و به نام «باکو دوم» قرار داشت.تولید نفت تا سال 1960 تقریباً 4 برابر افزایش یافت. تا سال 1950. ذخایر دونین به قدرتمندترین مجتمع نفتی در استان نفت و گاز ولگا-اورال تبدیل شد. از سال 1964، بهره برداری تجاری از میادین نفتی سیبری غربی آغاز شد. این امر امکان افزایش تولید نفت در کشور را در سال 1970 نسبت به سال 1960 بیش از دو برابر (353.0 میلیون تن) و افزایش سالانه تولید نفت به 25-30 میلیون تن را ممکن ساخت.در سال 1974 اتحاد جماهیر شوروی مقام اول را در جهان کسب کرد. از نظر تولید نفت استان نفت و گاز سیبری غربی که از اواسط دهه 1970 به پایگاه اصلی تولید نفت و گاز تبدیل شد، بیش از نیمی از کل نفت تولید شده در این کشور را تامین می کرد. در نیمه اول دهه 1980، اتحاد جماهیر شوروی 603-616 میلیون تن نفت (با میعانات) تولید کرد. اما در سال 1985، تولید به شدت کاهش یافت و به 595 میلیون تن رسید، اگرچه طبق "جهت های اساسی توسعه اقتصادی و اجتماعی اقتصاد ملی اتحاد جماهیر شوروی"، در سال 1985 برنامه ریزی شده بود که 628 میلیون تن نفت تولید شود. حداکثر تولید نفت در کشور - 624.3 میلیون تن - در سال 1988 به دست آمد. سپس کاهش آغاز شد - 305.6 میلیون تن در سال 1997، پس از آن تولید دوباره شروع به افزایش کرد (نگاه کنید به شکل 5). در بیشتر مناطق قدیمی تولید نفت قفقاز شمالی و در منطقه اورال-ولگا، کاهش تولید نفت خیلی قبل از سال 1988 اتفاق افتاد. اما با افزایش تولید در منطقه تیومن جبران شد. بنابراین، کاهش شدید تولید نفت در منطقه تیومن پس از سال 1988 (به طور متوسط 7.17٪ در سال) باعث کاهش قابل توجهی در کل اتحاد جماهیر شوروی (7.38٪ در سال) و روسیه شد.

انواع اصلی و منابع تاثیر

تمامی امکانات فناورانه مجتمع نفت و گاز منابع قدرتمند تاثیر منفی بر اجزای مختلف سیستم های طبیعی هستند. ضربه را می توان به چندین نوع تقسیم کرد: شیمیایی، مکانیکی، تابشی، بیولوژیکی، حرارتی، نویز. عمده‌ترین انواع ضربه‌هایی که بیشترین آسیب را به محیط طبیعی وارد می‌کنند، در فرآیند نوع مدیریت طبیعت مورد بررسی، اثرات شیمیایی و مکانیکی هستند.

اثرات شیمیایی شامل آلودگی خاک (شایع ترین ضریب تاثیر)، آب های سطحی و زیرزمینی با نفت و فرآورده های نفتی است. آلودگی اجزای منظره با آبهای سازند بسیار معدنی، سیالات حفاری، بازدارنده های خوردگی و سایر مواد شیمیایی؛ آلودگی هوا در اثر انتشار مواد مضر. منابع بالقوه تأثیر شیمیایی بر محیط زیست همه اشیاء میدان نفتی و سیستم های خط لوله هستند: دکل های حفاری، چاه ها برای اهداف مختلف، مزارع مخازن و سایر اشیاء به عنوان بخشی از تأسیسات میدان نفتی، خطوط لوله داخلی و اصلی.

هنگام حفاری، منبع اصلی آلودگی شیمیایی سیالات حفاری، سیالات بافر، اجزای تزریق شده به لایه های تولیدی برای افزایش بازیافت نفت، بازدارنده های خوردگی و رسوب، و سولفید هیدروژن است. سایت‌های حفاری دارای گودال‌هایی هستند که برای نگهداری قلمه‌های حفاری، آب سازند و سایر ضایعات مایع طراحی شده‌اند (به پیوست عکس، عکس 1 مراجعه کنید). آسیب به دیوار انبارها و سرریز شدن آنها منجر به نشت محتویات و آلودگی محیط اطراف می شود. یک خطر خاص، اضطراری باز است که از یک چاه جاری می شود، در نتیجه ده ها تن نفت می تواند وارد محیط شود. آلودگی محیط زیست طبیعی با نفت و فرآورده های نفتی یکی از حادترین مشکلات زیست محیطی در روسیه است و هر ساله به عنوان یک اولویت در گزارش دولتی "در مورد وضعیت محیط زیست فدراسیون روسیه" ذکر شده است.

آلودگی به هیدروکربن ها نیز در نتیجه شرایط اضطراری و نشت تجهیزات در تاسیسات میدان نفتی، در هنگام فیلتراسیون از چاله ها، مخازن لجن امکان پذیر است.

در هنگام حمل و نقل نفت و فرآورده های نفتی، مشکلات زیست محیطی حاد کمتری ایجاد نمی شود. مقرون به صرفه ترین حمل و نقل نفت از طریق خطوط لوله است - هزینه پمپاژ نفت 2-3 برابر کمتر از هزینه حمل و نقل با راه آهن است. برد متوسط پمپاژ نفت در کشور ما تا 1500 کیلومتر است. نفت از طریق خطوط لوله با قطر 300-1200 میلی متر در معرض خوردگی، رسوب رزین ها و پارافین ها در داخل لوله ها حمل می شود. بنابراین کنترل فنی، تعمیر و بازسازی به موقع در تمام طول خطوط لوله مورد نیاز است. در منطقه مورد مطالعه، 50 درصد حوادث در خطوط لوله نفت و 66 درصد حوادث در خطوط لوله گاز به دلیل کهنگی و فرسودگی تجهیزات رخ می دهد. شبکه حمل و نقل نفت و گاز منطقه اورنبورگ در دهه 40 قرن بیستم شروع به ایجاد کرد. بیشتر سیستم خط لوله، اعم از اصلی و میدانی، به دلیل درجه بالای فرسودگی و عدم انطباق با الزامات محیطی موجود و در نتیجه درصد بالایی از تندبادهای اضطراری، نیاز به بازسازی دارند.

علل طبیعی حوادث ناشی از تأثیراتی است که خط لوله نفت از محیط زیست در معرض آن قرار می گیرد. خط لوله در محیط خاصی وجود دارد که نقش آن را سنگ های محصور کننده ایفا می کنند. مواد خط لوله تأثیرات شیمیایی از محیط را تجربه می کند (خوردگی انواع مختلف). این خوردگی است که عامل اصلی حوادث اضطراری در خطوط لوله نفت میدانی است. یک حادثه نیز تحت تأثیر فرآیندهای زمین شناسی برون زا امکان پذیر است که در برخورد مکانیکی روی خط در توده سنگ بیان می شود. مقدار تنش های ناشی از عمل مکانیکی خاک بر روی لوله ها با شیب شیب و جهت گیری خط لوله نفت بر روی شیب تعیین می شود. بنابراین، تعداد حوادث خط لوله با شرایط ژئومورفولوژیکی قلمرو مرتبط است. بیشترین تعداد تصادفات زمانی مشاهده می شود که خط لوله از خط شیب با زاویه 0-15 عبور می کند، یعنی به موازات خط شیب قرار می گیرد. این خطوط لوله متعلق به بالاترین و اولین کلاس های خطر اضطراری هستند. در منطقه اورنبورگ، تقریباً 550 کیلومتر از خطوط لوله اصلی فرآورده های نفتی متعلق به کلاس خطر IV، بیش از 2090 کیلومتر - تا III و حدود 290 - تا کلاس خطر II است.

به طور جداگانه، باید به مشکلات مربوط به چاه های "بدون مالک" حفر شده توسط شرکت های اکتشافی و نه در ترازنامه هیچ یک از سازمان های انجام دهنده فعالیت های اقتصادی اشاره کرد. بسیاری از این چاه ها تحت فشار هستند و نشانه های دیگری از نفت و گاز دارند. کار بر روی حذف و حفاظت از آنها به دلیل کمبود بودجه عملاً انجام نمی شود. خطرناک ترین از نظر زیست محیطی چاه هایی هستند که در مناطق باتلاقی و نزدیک بدنه های آبی قرار دارند و همچنین چاه هایی که در مناطق حرکت خاک رس های پلاستیکی و سیل فصلی قرار دارند.

بیش از 2900 حلقه چاه در میادین نفتی منطقه مورد مطالعه وجود دارد که از این تعداد حدود 1950 حلقه در حال بهره برداری است. در نتیجه تعداد قابل توجهی از چاه ها در حال حفاظت طولانی مدت هستند که در دستورالعمل نحوه تصفیه و حفاظت چاه ها پیش بینی نشده است. بر این اساس، این چاه ها منابع بالقوه نمایشگاه های نفت و گاز اضطراری هستند.

تاثیر مکانیکی شامل اختلال در خاک و پوشش گیاهی یا تخریب کامل آن، تغییرات منظر (در نتیجه خاک‌ریزی، ساخت و نصب، تخمگذار، جابجایی تجهیزات حمل‌ونقل و ساختمانی، برداشت زمین برای احداث تأسیسات تولید نفت، جنگل‌زدایی و غیره است. .)، نقض یکپارچگی خاک زیرین در حین حفاری (به پیوست عکس، عکس 3 مراجعه کنید).

طبقه بندی نواحی بر اساس میزان دگرگونی تکنولوژیک

برای تجزیه و تحلیل دقیق وضعیت ژئواکولوژیکی فعلی که در منطقه تحت تأثیر تولید نفت و گاز ایجاد شده است، ابتدا قلمرو مورد مطالعه با توجه به درجه دگرگونی تکنولوژیکی متمایز شد. تمایز بر اساس تجزیه و تحلیل محل ذخایر هیدروکربنی و شناسایی یک سیستم از شاخص های تشخیصی اساسی است که درجه تغییر تکنولوژیک مناظر را تعیین می کند. بر اساس نتایج تحقیق، مقیاس ارزیابی برای سطوح دگرگونی منظر تهیه شده است.

مناطق اداری اورنبورگ سیس-اورال به عنوان واحدهای تمایز عمل می کنند.

در منطقه اورنبورگ، قلمرو با شبکه توسعه یافته تولید نفت و گاز 25 منطقه اداری از جمله منطقه اورنبورگ را پوشش می دهد. در قلمرو آن، علاوه بر چندین میدان گازی با اندازه متوسط، بزرگترین میدان نفت و میعانات گازی اورنبورگ در اروپا (ONGCF) وجود دارد که مساحت آن تقریباً 48 برابر بزرگتر از مساحت یک میدان هیدروکربنی متوسط است. طول - 100 کیلومتر، عرض - 18 کیلومتر). ذخایر و حجم تولید مواد اولیه این میدان را می توان غیرقابل قیاس نامید (بیش از 849.56 میلیارد متر گاز طبیعی، بیش از 39.5 میلیون تن میعانات گازی و همچنین نفت، هلیوم و سایر اجزای ارزشمند در ترکیب مواد اولیه). . تا 1 ژانویه 1995، موجودی تنها چاه های تولیدی در قلمرو OOGCF به 142 واحد رسید. در قلمرو منطقه اورنبورگ بزرگترین مراکز پردازش گاز و میعانات گازی در اروپا وجود دارد - کارخانه فرآوری گاز اورنبورگ و کارخانه هلیوم اورنبورگ، که منابع اصلی تأثیر منفی بر تمام اجزای محیط طبیعی در منطقه هستند.

با در نظر گرفتن ویژگی های فوق در منطقه اورنبورگ، مجموعه های طبیعی آن را می توان به طور عینی به بیشترین تغییر فن آوری نسبت داد، مشروط به حداکثر بار از تاسیسات تولید نفت و گاز. بر این اساس، امتیازدهی بیشتر از تحول مجتمع های طبیعی منطقه اورنبورگ انجام نشد.

ارزیابی وضعیت مناظر در سایر مناطق با تجزیه و تحلیل 12 شاخص تشخیصی تغییر تکنولوژیک انجام شد (جدول 9)، انتخاب هر شاخص توجیه شده است.

طبیعتاً اختلال مکانیکی مجموعه‌های چشم‌انداز منطقه به طور مستقیم به تراکم کل ذخایر هیدروکربنی (در حال فعالیت، خفگی، تخلیه شده و ثبت نشده)، به تراکم چاه‌های حفر شده برای اهداف مختلف (اکتشافی، پارامتریک، تولیدی، تزریقی) بستگی دارد. و غیره)، از حضور در قلمرو سازه های کلیدی میادین نفتی با هر هدفی (ایستگاه های پمپاژ تقویت کننده، تصفیه خانه های نفت، کارخانه های تخلیه اولیه آب، نقاط بارگیری و تخلیه نفت و غیره) (به جدول 10 مراجعه کنید). با این حال، این وابستگی به دلیل ابعاد ذخایر، مدت زمان و فناوری های بهره برداری از آنها و همچنین عوامل دیگر پیچیده می شود. تعداد حوادث عمده در مزارع در سال 2000-2004 منطقه مورد مطالعه تحت کنترل محیطی بازرسی برای حفاظت از محیط زیست منطقه اورنبورگ و زیرمجموعه آن (بازرسی تخصصی Buzuluk برای کنترل و تجزیه و تحلیل محیط زیست ایالتی) است. با توجه به داده های بازرسی، تحلیل مقایسه ای میزان تصادف در تولید و حمل و نقل مواد خام هیدروکربنی (نشت نفت به دلیل پارگی خطوط لوله اصلی و میدانی و خطوط دودکش چاه، نمایشگاه های نفتی کنترل نشده از جمله فوران نفت در باز) انجام شد. با توجه به مناطق (جدول 10 را ببینید). تنها بزرگترین حوادث در نظر گرفته شد که در نتیجه آن آلودگی نفتی (با مازاد بر ارزش پس‌زمینه فرآورده‌های نفتی در خاک) در یک منطقه بزرگ از زمین یا پوشش برف (حداقل 1 هکتار) رخ داد. ، و (یا) آلودگی نفتی قابل توجهی (با بیش از حد MPC) یک مخزن رخ داده است. می توان نتیجه گرفت که مناطق Grachevsky، Krasnogvardeisky و Kurmanaevsky از نظر تعداد کل تصادفات پیشرو هستند. با توجه به نتیجه گیری های بعدی ما، این مناطق هستند که در منطقه بحران اکولوژیکی قرار می گیرند که دلیل اصلی آن استخراج و حمل و نقل مواد اولیه هیدروکربنی است. شرایط توسعه میدان، وضعیت فنی امکانات فاکتور زمان در اینجا نقش دوگانه ای ایفا می کند: از یک طرف، در طول زمان سپری شده از ضربه، تحت تأثیر عملکردهای خود ترمیمی محیط، می توان تأثیر منفی را هموار کرد. و از سوی دیگر وضعیت فنی تجهیزات میدانی به مرور زمان بدتر می شود و می تواند منجر به آلودگی های جدید شود. مدت زمان توسعه یک سپرده، به عنوان یک قاعده، به عنوان شاخصی از سیستم تجهیزات آن و وضعیت فنی اشیاء عمل می کند، و همچنین میزان بار فن آوری انباشته روی اجزای طبیعی را بیان می کند. علاوه بر این، زمانی که میادین نفتی وارد مرحله پایانی توسعه می شوند، حجم آب معدنی تهاجمی شیمیایی تولید شده به طور مداوم در حال افزایش است. میانگین قطع آب محصولات تولید شده می تواند از 84 درصد فراتر رود و نسبت آب به روغن به طور مداوم در حال افزایش است. مناطق Buguruslan، Severny، Abdulinsky، Asekeevsky، Matveevsky دارای قدیمی ترین ذخایر هستند که توسعه آنها قبل از سال 1952 آغاز شد، که منفی را تشدید می کند. تاثیر بر مناظر با توجه به مواد OAO OrenburgNIPIneft، وضعیت فنی تاسیسات میدانی نامناسب است، اکثر آنها از سال ساخت بازسازی نشده اند. شما می توانید سیستم های بدون فشار برای جمع آوری محصولات مخزن (میدان Baituganskoye) را پیدا کنید.

روش‌های مدرن استخراج نفت با روش‌های ابتدایی مقدم بود:

جمع آوری نفت از سطح مخازن؛

پردازش ماسه سنگ یا سنگ آهک آغشته به روغن؛

استخراج نفت از چاه ها و چاه ها.

جمع آوری نفت از سطح مخازن باز -به نظر می رسد این یکی از قدیمی ترین راه های استخراج آن باشد. در ماد، آشور-بابل و سوریه قبل از میلاد، در سیسیل در قرن 1 پس از میلاد و غیره استفاده می شد. در روسیه استخراج نفت با جمع آوری نفت از سطح رودخانه اوختا در سال 1745 توسط F.S سازماندهی شد. پریادونوف. در سال 1858، در حدود. چلکن و در سال 1868 در خانات کوکند، نفت در گودال ها جمع آوری شد و سدی از تخته ها ترتیب داد. سرخپوستان آمریکا وقتی نفت را در سطح دریاچه ها و نهرها کشف کردند، پتویی را روی آب می گذاشتند تا روغن را جذب کند و سپس آن را در ظرفی می فشردند.

فرآوری ماسه سنگ یا سنگ آهک آغشته به روغن،برای استخراج آن، آنها را برای اولین بار توسط دانشمند ایتالیایی F. Ari-osto در قرن پانزدهم توصیف کرد. سپس آنها را در کیسه ها قرار داده و با پرس فشار می دادند. در سال 1819 در فرانسه لایه های سنگ آهک و ماسه سنگ حاوی نفت به روش معدن توسعه یافتند. سنگ استخراج شده در یک خمره پر از آب داغ قرار داده شد. با هم زدن، روغن به سطح آب شناور شد که با یک اسکوپ جمع آوری شد. در سال 1833 ... 1845. ماسه آغشته به نفت در سواحل دریای آزوف استخراج شد. سپس آن را در گودال هایی با کف شیبدار قرار داده و روی آن آب ریختند. روغن شسته شده از شن و ماسه از سطح آب با دسته های علف جمع آوری شد.

در اوکراین، اولین اشاره به تولید نفت به اوایل قرن هفدهم باز می گردد. برای انجام این کار، آنها حفره هایی با عمق 1.5 ... 2 متر حفر کردند که در آن نفت همراه با آب نشت می کرد. سپس مخلوط در بشکه ها جمع آوری شد که از پایین با درپوش بسته شده بود. هنگامی که روغن سبک تر شناور شد، شاخه ها برداشته شدند و آب ته نشین شده تخلیه شد. در سال 1840، عمق گودال‌های حفاری به 6 متر رسید و بعداً استخراج نفت از چاه‌هایی با عمق 30 متر آغاز شد.

در شبه جزیره آبشرون، تولید نفت از چاه ها از قرن هشتم شناخته شده است. آگهی در طول ساخت آنها، ابتدا سوراخی مانند مخروط معکوس (معکوس) به مخزن نفت پاره شد. سپس لبه هایی در طرفین گودال ساخته شد: با عمق غوطه وری مخروط متوسط 9.5 متر - حداقل هفت. مقدار متوسط خاک حفر شده هنگام حفر چنین چاهی حدود 3100 متر مکعب بود. علاوه بر این، دیوارهای چاه ها از پایین به سطح با یک قاب یا تخته چوبی بسته می شد. در تاج های پایین سوراخ هایی برای جریان روغن ایجاد می شد. آن را از چاه هایی با پوسته های شراب که با طوق دستی یا با کمک اسب بلند می کردند، بیرون می کشیدند.

دکتر آی.لرکه در گزارش خود از سفر به شبه جزیره آپشرون در سال 1735 می نویسد: «... در بالاخانی 52 چاه نفت به عمق 20 سازه (1 سازه = 2.1 متر) وجود داشت که برخی از آنها به شدت برخورد کردند و هر سال تحویل 500 بتمن روغن...» (1 بتمن = 8.5 کیلوگرم). به گفته آکادمیسین S.G. آملینا (1771)، عمق چاه های نفت در بالاخانی به 40...50 متر رسید و قطر یا ضلع مربع قسمت چاه 0.7 ...! متر

در زمان امضای معاهده صلح گلستان بین روسیه و ایران (دسامبر 1813)، زمانی که خانات باکو و دربند در کشور ما ادغام شدند، 116 چاه با نفت سیاه و یک چاه با نفت «سفید» در شبه جزیره آبشرون وجود داشت. سالانه حدود 2400 تن از این فرآورده نفتی ارزشمند را ارائه می دهد. در سال 1825، 4126 تن نفت از چاه های منطقه باکو استخراج می شد.

با روش چاه، تکنیک استخراج نفت در طول قرن ها تغییر نکرده است. اما قبلاً در سال 1835، یکی از مقامات بخش معدن، Fallendorf on Taman، برای اولین بار از یک پمپ برای پمپاژ نفت از طریق یک لوله چوبی پایین استفاده کرد. تعدادی از پیشرفت های فنی با نام مهندس معدن N.I همراه است. وسکوبوینیکوف برای کاهش میزان حفاری، پیشنهاد ساخت چاه های نفت به صورت شفت را داد و در سال های 1836-1837م. بازسازی کل سیستم ذخیره و توزیع نفت در باکو و بالاخانی را انجام داد. اما یکی از کارهای اصلی زندگی او حفر اولین چاه نفت جهان در سال 1848 بود.

نقش منفی را بیانیه آکادمیک G.V. ابیها که حفاری چاه های نفت در اینجا انتظارات را برآورده نمی کند و اینکه "... هم تئوری و هم تجربه به یک اندازه این عقیده را تایید می کنند که لازم است تعداد چاه ها افزایش یابد..."

نظر مشابهی در مورد حفاری برای مدتی در ایالات متحده وجود داشت. بنابراین، در منطقه ای که E. Drake اولین چاه نفت خود را حفر کرد، اعتقاد بر این بود که "نفت مایعی است که به صورت قطرات از زغال سنگ در تپه های مجاور جاری می شود، که حفر زمین برای تولید آن بی فایده است و این تنها راه است. جمع آوری آن به معنای حفر سنگر در جایی است که انباشته می شود.

اما نتایج عملی حفر چاه به تدریج این نظر را تغییر داده است. علاوه بر این، داده های آماری در مورد تأثیر عمق چاه ها بر تولید نفت گواه نیاز به توسعه حفاری است: در سال 1872، میانگین تولید روزانه نفت از یک چاه با عمق 10 ... 11 متر، 816 کیلوگرم بود. ، در 14 ... 16 متر - 3081 کیلوگرم، و با عمق بیش از 20 متر - در حال حاضر 11200 کیلوگرم.

در حین بهره برداری از چاه ها، تولیدکنندگان نفت به دنبال انتقال آنها به حالت روان بودند، زیرا. این ساده ترین راه برای به دست آوردن آن بود. اولین فوران قدرتمند نفت در بالاخانی در سال 1873 در سایت خلفی اصابت کرد. در سال 1878، یک فوران بزرگ نفت توسط یک چاه حفر شده در Z.A تولید شد. تقیف در بی بی هیبت. در سال 1887، 42 درصد از نفت باکو به روش فواره تولید می شد.

اولین آزمایش ها روی پمپ های چاه عمیقبرای تولید نفت در ایالات متحده آمریکا در سال 1865 انجام شد. در روسیه از سال 1876 از این روش استفاده شد. با این حال، پمپ ها به سرعت با ماسه مسدود شدند و صاحبان نفت همچنان به بایل کننده ترجیح دادند. از بین تمام روش های شناخته شده تولید نفت، روش اصلی باقی ماند روش نجات: در سال 1913، 95٪ از کل نفت با کمک آن استخراج شد.

با این وجود، تفکر مهندسی ثابت نشد. در دهه 70 قرن نوزدهم. V.G. شوخوف پیشنهاد کرد روش کمپرسور استخراج روغنبا تامین هوای فشرده چاه (ایرلیفت). این فناوری تنها در سال 1897 در باکو آزمایش شد. روش دیگری برای تولید نفت - بالابر گاز - توسط M.M. پیشنهاد شد. تیخوینسکی در سال 1914

خروجی های گاز طبیعی از منابع طبیعی از زمان های بسیار قدیم مورد استفاده بشر بوده است. بعدها استفاده از گاز طبیعی به دست آمده از چاه ها و چاه ها را پیدا کرد. در سال 1902 اولین چاه در سوره خانی در نزدیکی باکو حفر شد که گاز صنعتی را از عمق 207 متری تولید می کرد.

- 95.50 کیلوبایت

______________________________ ________________________

گروه ریاضی عالی و انفورماتیک کاربردی

"تاریخچه توسعه ماشین آلات و تجهیزات تولید نفت و گاز"

توسط دانش آموز انجام می شود

بررسی شد:

سامارا 2011

معرفی ................................................. ............................

تاریخچه توسعه معدن از دوران باستان تا به امروز ............................................ ......................

معرفی

روغن یک مایع روغنی طبیعی قابل احتراق است که از مخلوطی از هیدروکربن ها با ساختارهای متنوع تشکیل شده است. مولکول های آنها هم زنجیره های کوتاهی از اتم های کربن و هم بلند و معمولی و شاخه دار و حلقه ای بسته و چند حلقه ای هستند. نفت علاوه بر هیدروکربن ها حاوی مقادیر کمی از ترکیبات اکسیژن و گوگرد و نیتروژن بسیار کمی است. نفت و گازهای قابل احتراق در روده های زمین هم با هم و هم به طور جداگانه یافت می شوند. گاز طبیعی قابل احتراق از هیدروکربن های گازی - متان، اتان، پروپان تشکیل شده است.

نفت و گازهای قابل احتراق در سنگ های متخلخل به نام مخازن تجمع می یابند. یک مخزن خوب، بستر ماسه سنگی است که در سنگ های نفوذ ناپذیری مانند خاک رس یا شیل جاسازی شده است که از نشت نفت و گاز از مخازن طبیعی جلوگیری می کند. مساعدترین شرایط برای تشکیل رسوبات نفت و گاز زمانی رخ می دهد که لایه ماسه سنگ به صورت چین خورده و رو به بالا خم شود. در این حالت ، قسمت بالایی چنین گنبدی با گاز پر می شود ، نفت در زیر قرار دارد و حتی پایین تر - آب.

دانشمندان درباره چگونگی تشکیل ذخایر نفت و گاز قابل احتراق بحث های زیادی دارند. برخی از زمین شناسان - حامیان فرضیه منشا معدنی - استدلال می کنند که ذخایر نفت و گاز در نتیجه نشت کربن و هیدروژن از اعماق زمین، ترکیب آنها به شکل هیدروکربن ها و تجمع در سنگ های مخزن شکل گرفته اند.

سایر زمین شناسان، اکثر آنها، بر این باورند که نفت، مانند زغال سنگ، از مواد آلی مدفون در اعماق رسوبات دریایی، جایی که مایعات و گاز قابل احتراق از آن آزاد می شود، به وجود آمده است. این یک فرضیه آلی از منشاء نفت و گاز قابل احتراق است. هر دوی این فرضیه ها بخشی از واقعیت ها را توضیح می دهند، اما قسمت دیگر را بی پاسخ می گذارند.

توسعه کامل نظریه تشکیل نفت و گاز قابل احتراق هنوز در انتظار محققان آینده آن است.

گروه‌هایی از میدان‌های نفت و گاز، مانند ذخایر زغال سنگ فسیلی، حوضه‌های گاز و نفت را تشکیل می‌دهند. آنها، به عنوان یک قاعده، محدود به فرورفتگی های پوسته زمین هستند، که در آن سنگ های رسوبی وجود دارند. آنها حاوی لایه هایی از مخازن خوب هستند.

کشور ما از دیرباز حوزه نفت خزر را می شناسد که توسعه آن از منطقه باکو آغاز شد. در دهه 1920 حوضه ولگا-اورال کشف شد که باکو دوم نامیده شد.

در دهه 1950، بزرگترین حوضه نفت و گاز جهان، سیبری غربی، کشف شد. حوضه های بزرگ نیز در سایر نقاط کشور شناخته شده است - از سواحل اقیانوس منجمد شمالی تا بیابان های آسیای مرکزی. آنها هم در قاره ها و هم در زیر دریاها رایج هستند. به عنوان مثال نفت از کف دریای خزر استخراج می شود.

روسیه از نظر ذخایر نفت و گاز یکی از اولین مکان های جهان را به خود اختصاص داده است. مزیت بزرگ این مواد معدنی سهولت نسبی حمل و نقل آنهاست. خطوط لوله نفت و گاز را هزاران کیلومتر به کارخانه ها، کارخانه ها و نیروگاه ها منتقل می کنند و در آنجا به عنوان سوخت، به عنوان مواد اولیه برای تولید بنزین، نفت سفید، روغن و برای صنایع شیمیایی استفاده می شود.

در شکل‌گیری و توسعه صنعت نفت و گاز مراحل مختلفی را می‌توان دنبال کرد که هر یک نشان‌دهنده تغییر دائمی در نسبت، از یک سو، مقیاس مصرف نفت و گاز و از سوی دیگر، میزان مصرف نفت و گاز است. پیچیدگی استخراج آنها

در اولین مرحله پیدایش صنعت نفت، به دلیل نیاز محدود به نفت، از میادین اندکی استخراج شد که توسعه آنها کار دشواری نبود. روش اصلی بلند کردن روغن به سطح ساده ترین روش بود - روان. بر این اساس، تجهیزات مورد استفاده برای تولید نفت نیز ابتدایی بود.

در مرحله دوم، تقاضا برای نفت افزایش یافت و شرایط برای تولید نفت پیچیده‌تر شد، نیاز به استخراج نفت از مخازن در اعماق بیشتر از میادین با شرایط زمین‌شناسی پیچیده‌تر بود. مشکلات زیادی در ارتباط با تولید نفت و بهره برداری از چاه وجود داشت. برای انجام این کار، فناوری هایی برای بلند کردن مایعات با روش های بالابر گاز و پمپاژ توسعه داده شده است. تجهیزات برای بهره برداری از چاه به روش جریان، تجهیزات عملیات بالابر گاز چاه ها با ایستگاه های کمپرسور قدرتمند، تاسیسات برای بهره برداری از چاه ها با پمپ های میله ای و بدون میله، تجهیزات جمع آوری، پمپاژ، جداسازی محصولات چاه ایجاد و معرفی شد. مهندسی نفت به تدریج شکل گرفت. در همان زمان، تقاضای فزاینده‌ای برای گاز به وجود آمد که منجر به شکل‌گیری صنعت تولید گاز، عمدتاً مبتنی بر میادین گاز و میعانات گازی شد. در این مرحله، کشورهای صنعتی از طریق توسعه غالب صنعت نفت و گاز، شروع به توسعه صنایع سوخت و انرژی و شیمی کردند.

تاریخچه توسعه معدن از دوران باستان تا امروز

فدراسیون روسیه یکی از قدرت های برتر انرژی است.

در حال حاضر روسیه بیش از 80 درصد از کل تولید نفت و گاز و 50 درصد زغال سنگ اتحاد جماهیر شوروی سابق را به خود اختصاص داده است که تقریباً یک هفتم کل تولید منابع اولیه انرژی در جهان است.

12.9 درصد از ذخایر اثبات شده نفت جهان و 15.4 درصد از تولید آن در روسیه متمرکز است.

این کشور 36.4 درصد از ذخایر گاز جهان و 30.9 درصد از تولید آن را به خود اختصاص داده است.

مجتمع سوخت و انرژی (FEC) روسیه هسته اصلی اقتصاد ملی است که فعالیت حیاتی تمام بخش های اقتصاد ملی، ادغام) مناطق، تشکیل بخش قابل توجهی از درآمدهای بودجه و اصلی را تضمین می کند. سهم درآمد ارزی کشور

مجتمع سوخت و انرژی 2/3 از سود ایجاد شده در شاخه های تولید مواد را انباشته می کند.

پر کردن ناکافی پایه منابع شروع به محدود کردن امکان افزایش تولید نفت و گاز کرده است.

افزایش مصرف سرانه انرژی تا سال 2010، در شرایط شدید توسعه اقتصادی، از طریق مجموعه ای از اقدامات برای صرفه جویی فشرده انرژی، صادرات بهینه منابع انرژی به اندازه کافی با افزایش آهسته تولید آنها، و یک سیاست سرمایه گذاری محدود با تمرکز بر روی امکان پذیر است. کارآمدترین پروژه ها

در این مورد استفاده از تجهیزات مدرنی که فناوری های صرفه جویی در مصرف انرژی را در تولید نفت فراهم می کند نقش بسزایی دارد.

روش های شناخته شده معدن و گمانه تولید نفت.

مراحل توسعه روش معدن: حفر چاله (حفار) تا عمق 2 متر. ساخت چاه ها (گودال ها) تا عمق 35¸45 متر و ساخت مجتمع های معدنی عمودی، افقی و شیب دار (به ندرت در استخراج روغن های چسبناک استفاده می شود).

تا اوایل قرن 80، روغن عمدتاً از حفارها استخراج می شد که در آن ها بوته کاشته می شد.

با انباشته شدن روغن، آن را در کیسه ها بیرون آورده و به دست مصرف کنندگان می بردند.

چاه ها با یک قاب چوبی بسته می شدند، قطر نهایی چاه محفظه معمولاً از 0.6 تا 0.9 متر با مقداری افزایش به سمت پایین برای بهبود جریان نفت به چاله کف آن بود.

بالا آمدن نفت از چاه با کمک یک دروازه دستی (بعداً یک اسب سواری) و طنابی که پوست شراب (سطل چرمی) به آن بسته می شد انجام می شد.

تا دهه 70 قرن نوزدهم. تولید اصلی در روسیه و جهان در حال حاضر از چاه های نفت تامین می شود. بنابراین، در سال 1878 301 نفر از آنها در باکو وجود داشت که میزان بدهی آنها چندین برابر بیشتر از بدهی چاه ها است. نفت از چاه ها با یک بایل استخراج می شد - یک ظرف فلزی (لوله) تا ارتفاع 6 متر که در پایین آن یک شیر چک نصب شده است که وقتی بایل در مایع غوطه ور می شود باز می شود و وقتی به بالا می رود بسته می شود. بالا بردن بایلر (کیسه زنی) به صورت دستی، سپس با اسب (اوایل دهه 70 قرن نوزدهم) و با کمک یک موتور بخار (دهه 80) انجام شد.

اولین پمپ های عمیق در سال 1876 در باکو و اولین پمپ میله ای عمیق در سال 1895 در گروزنی مورد استفاده قرار گرفت. با این حال، روش تترینگ برای مدت طولانی روش اصلی باقی ماند. به عنوان مثال، در سال 1913 در روسیه 95 درصد نفت به روش ژله سازی تولید می شد.

جابجایی نفت از یک چاه با هوا یا گاز فشرده در اواخر قرن هجدهم پیشنهاد شد، اما نقص فن آوری کمپرسور توسعه این روش را برای بیش از یک قرن به تاخیر انداخت، که در مقایسه با روش اتصال بسیار کمتر است. .

روش استخراج فواره ای نیز در آغاز قرن ما شکل نگرفت. از فواره های متعدد منطقه باکو، نفت به دره ها، رودخانه ها ریخته شد، دریاچه های کامل ایجاد کرد، سوخت، به طور جبران ناپذیری از دست رفت، خاک، سفره های زیرزمینی و دریا را آلوده کرد.

در حال حاضر روش اصلی تولید روغن پمپاژ با کمک واحدهای پمپ گریز از مرکز الکتریکی (ESP) و پمپ‌های میله مکنده (SHSN) است.

استخراج نفت و گاز. روش های آبنما و گاز بالابر تولید نفت و گاز پمپ گاز تولید نفت

نفت در زیر زمین چنان فشاری است که وقتی مسیری به شکل چاه برای آن گذاشته می‌شود به سطح زمین می‌رود. در اقشار تولیدی، نفت عمدتاً همراه با آب پشتیبان آن رسوب می‌کند. این لایه ها که در اعماق مختلف قرار دارند، فشار معینی را تجربه می کنند که مربوط به تقریباً یک اتمسفر در هر 10 متر عمق است. چاه هایی با عمق 1000-1500-2000 متر دارای فشار تشکیل در حد 100-150-200 اتمسفر هستند. در اثر این فشار، نفت در طول مخزن به سمت چاه حرکت می کند. به عنوان یک قاعده، چاه ها فقط در ابتدای چرخه زندگی خود جریان دارند، یعنی. بلافاصله پس از حفاری پس از مدتی، فشار در مخزن کاهش می یابد و آبنما خشک می شود. البته اگر در این نقطه عملیات چاه متوقف می شد، بیش از 80 درصد نفت زیر زمین می ماند. در فرآیند توسعه چاه، رشته ای از لوله (لوله) در آن پایین می آید. هنگام کار کردن یک چاه به صورت روان، تجهیزات ویژه ای روی سطح نصب می شود - یک درخت کریسمس.

ما تمام جزئیات این تجهیزات را درک نخواهیم کرد.

ما فقط توجه می کنیم که این تجهیزات برای کنترل چاه ضروری است.

با کمک درختان X-mas می توان تولید روغن را تنظیم کرد - کاهش داد یا به طور کامل متوقف کرد.

پس از کاهش فشار در چاه و شروع به تولید بسیار کمی نفت از چاه، کارشناسان بر این باورند که به روش دیگری برای بهره برداری منتقل می شود. هنگام استخراج گاز، روش جریان اصلی است.

پس از قطع جریان به دلیل کمبود انرژی مخزن، آنها به روش مکانیزه عملیات چاه روی می آورند که در آن انرژی اضافی از خارج (از سطح) وارد می شود. یکی از این روش ها که در آن انرژی به صورت گاز فشرده وارد می شود، بالابر گازی است. بالابر گاز (بالابر هوایی) - سیستمی متشکل از یک رشته تولید (پوشش) لوله ها و لوله هایی که در آن پایین می آیند، که در آن مایع با استفاده از گاز فشرده (هوا) بلند می شود. گاهی اوقات به این سیستم بالابر گازی (هوایی) می گویند. روش بهره برداری از چاه ها در این حالت بالابر گازی نامیده می شود.

با توجه به طرح تامین، بالابر گاز کمپرسور و غیر کمپرسور از نوع منبع عامل کار - گاز (هوا) و با توجه به طرح عملیات - بالابر گاز مداوم و دوره ای متمایز می شود.

گاز فشار بالا به فضای حلقوی تزریق می شود که در نتیجه سطح مایع در آن کاهش می یابد و در لوله افزایش می یابد. هنگامی که سطح مایع به انتهای پایین لوله کاهش می یابد، گاز فشرده شروع به جاری شدن در لوله می کند و با مایع مخلوط می شود. در نتیجه، چگالی چنین مخلوط گاز و مایع کمتر از چگالی سیال خارج شده از مخزن می شود و سطح لوله افزایش می یابد.

هرچه گاز بیشتری وارد شود، چگالی مخلوط کمتر و ارتفاع آن بیشتر خواهد شد. با گازرسانی مداوم به چاه، مایع (مخلوط) به سمت دهانه چاه بالا می رود و به سطح می ریزد و قسمت جدیدی از مایع دائماً از مخزن به داخل چاه می ریزد.

سرعت جریان چاه بالابر گاز به مقدار و فشار گاز تزریق شده، عمق غوطه وری لوله در مایع، قطر آنها، ویسکوزیته مایع و غیره بستگی دارد.

طرح بالابرهای گاز بسته به تعداد ردیف لوله هایی که به داخل چاه پایین می روند و جهت حرکت گاز فشرده تعیین می شود.

با توجه به تعداد ردیف لوله هایی که قرار است پایین بیایند، بالابرها تک ردیفه و دو ردیفه و در جهت تزریق گاز - رینگ و مرکزی می باشند. با بالابر تک ردیفی، یک ردیف لوله به داخل چاه پایین می آید.

گاز فشرده به فضای حلقوی بین محفظه و لوله تزریق می شود و مخلوط گاز و مایع از طریق لوله بالا می رود یا گاز از طریق لوله تزریق می شود و مخلوط گاز و مایع از طریق آنولوس بالا می رود. در مورد اول، ما یک بالابر تک ردیفی سیستم حلقه داریم، و در مورد دوم - یک بالابر تک ردیفی سیستم مرکزی. با بالابر دو ردیفه، دو ردیف لوله با چیدمان متحدالمرکز به داخل چاه پایین می آیند. اگر گاز فشرده شده به فضای حلقوی بین دو رشته لوله هدایت شود و مخلوط گاز و مایع از طریق رایزرهای داخلی بالا برود، چنین رایزر سیستم حلقوی دو ردیفه نامیده می شود.

استخراج روغن با پمپ

طبق آمار، تنها کمی بیش از 13 درصد از کل چاه ها در روسیه با روش های جریان و بالابر گازی کار می کنند (اگرچه این چاه ها بیش از 30 درصد کل نفت روسیه را تولید می کنند). به طور کلی، آمار بر اساس روش های عملیاتی به شرح زیر است:

کارکرد چاه با پمپ های میله ای

وقتی در مورد تجارت نفت صحبت می شود، یک فرد معمولی تصویری از دو ماشین دارد - یک دکل حفاری و یک واحد پمپاژ.

توضیح کوتاه

محتوا

مقدمه ...................................................... ......
تاریخچه توسعه معدن از دوران باستان تا امروز ................................ ......... ..........
استخراج نفت و گاز. روش های آبنما و گاز بالابر تولید نفت و گاز...........d.ob
استخراج روغن با پمپ ..............
طبقه بندی و ترکیب ماشین آلات و تجهیزات تولید نفت و گاز ..............................

Khalimov E.M., Khalimov K.E., زمین شناسی نفت و گاز، 2-2007

روسیه بزرگترین تولید کننده و صادرکننده نفت و گاز جهان در بازار جهانی است. در سال 2006، درآمد حاصل از عرضه نفت، فرآورده های نفتی و گاز به خارج از کشور از 160 میلیارد دلار یا بیش از 70 درصد کل درآمدهای صادراتی فراتر رفت.

مجتمع نفت و گاز روسیه که بخش اساسی اقتصاد این کشور است، بیش از 2/3 از کل مصرف منابع انرژی اولیه، 4/5 از تولید آنها را تامین می کند و به عنوان منبع اصلی مالیات و ارز است. درآمد برای دولت

در حال حاضر با ارقام بالا می توان تصور کرد که رفاه کشور که سال هاست به عنوان یک قدرت مواد خام در حال توسعه بوده است چقدر به وضعیت مجتمع نفت و گاز بستگی دارد. ارتباط اتخاذ به موقع اقدامات جامع برای توسعه پایدار بیشتر صنعت، که با شدت سرمایه و اینرسی بالا مشخص می شود، نیز آشکار است.

موفقیت ها و چشم اندازهای توسعه مجتمع نفت و گاز کشور در تمام مراحل با توجه به ویژگی های کمی و کیفی پایه مواد اولیه تعیین شد.

اولین فوران نفت که آغاز مرحله صنعتی در تاریخ صنعت نفت روسیه بود، در سال 1866 در کوبان به دست آمد. صنعت نفت روسیه در دهه های 1930 و 1940 ظاهری مدرن پیدا کرد. قرن بیستم در ارتباط با کشف و راه اندازی ذخایر بزرگ منطقه اورال-ولگا. در آن زمان، به دلیل رشد حجم کار اکتشافات زمین شناسی (حفاری اکتشافی، روش های اکتشاف و اکتشاف ژئوفیزیک) پایه مواد خام تولید نفت به طور گسترده ای افزایش یافت.

در کشور ما دهه 30-70. قرن بیستم دوره ایجاد پایگاه منابع قدرتمند و توسعه تولید نفت و گاز بود. کشف و توسعه بزرگترین استانهای نفت و گاز منطقه اورال-ولگا و سیبری غربی به اتحاد جماهیر شوروی این امکان را داد تا از نظر حجم ذخایر اکتشاف شده و سطح تولید سالانه نفت مقام اول را در جهان کسب کند.

پویایی توسعه تولید نفت و گاز داخلی در این دوره به وضوح با شاخص های زیر مشخص می شود:
حجم ذخایر نفتی اکتشاف شده در کشور برای بازه زمانی 1922 (سال ملی شدن صنعت نفت) تا 1988 (سال رسیدن به حداکثر ذخایر نفت اکتشاف شده فعلی) 3500 برابر شد.
حجم تولید و حفاری اکتشافی 112 برابر افزایش یافت (1928 - 362 هزار متر، 1987 - 40600 هزار متر).
تولید نفت 54 برابر افزایش یافت (1928 - 11.5 میلیون تن، 1987 - سال حداکثر تولید - 624.3 میلیون تن).
به مدت 72 سال، 2027 میدان نفتی کشف شد (1928 - 322، 2000 - 2349).

صنعت گاز در اوایل دهه 1930 در روسیه شروع به توسعه کرد. قرن بیستم با این حال، بیش از نیم قرن عقب ماندگی صنعت نفت با توسعه سریع آن غلبه کرد. قبلاً در سال 1960، 22.5 میلیارد متر مکعب گاز در RSFSR تولید شد و تا آغاز سال 1965، 110 میدان در RSFSR با تولید کل 61.3 میلیارد متر مکعب در حال توسعه بود. صنعت تولید گاز کشور از سال 1970 تا 1980 به سرعت شروع به توسعه کرد. پس از کشف و راه اندازی میدان های گازی غول پیکر در شمال منطقه تیومن.

موفقیت های کمی یک دوره طولانی رشد در تولید نفت و گاز داخلی دستاورد بزرگ دولت سوسیالیستی است که توسعه موفقیت آمیز مجموعه نفت و گاز کشور را از اواسط تا پایان قرن بیستم تا پایان قرن بیستم تضمین کرد. آغاز قرن جدید

تا ابتدای سال 2005، 2901 ذخایر هیدروکربنی در قلمرو فدراسیون روسیه کشف شد، از جمله 2864 در خشکی و 37 در قفسه، که 2032 در صندوق توزیع شده، از جمله 2014 در خشکی و 18 در قفسه بود.

در روسیه، نفت توسط 177 سازمان، از جمله 33 شرکت سهامی که بخشی از 13 شرکت عمودی یکپارچه، 75 سازمان و JSC با سرمایه روسیه، 43 شرکت سهامی خاص، شرکت LLC، JSC با سرمایه خارجی، 6 شرکت تابعه از JSC Gazprom، 9 شرکت هستند، تولید می شود. JSC ها و سازمان های Rostopprom، 11 سازمان وزارت منابع طبیعی فدراسیون روسیه.

سیستم خط لوله اصلی ترانس نفت 94 درصد نفت تولید شده در روسیه را حمل می کند. خطوط لوله این شرکت از 53 جمهوری، قلمرو، منطقه و منطقه خودمختار فدراسیون روسیه عبور می کند. 48.6 هزار کیلومتر خط لوله اصلی نفت، 336 ایستگاه پمپاژ نفت، 855 مخزن نفت با ظرفیت کل 12 میلیون متر مکعب و بسیاری از تأسیسات مرتبط در حال بهره برداری است.

تولید گاز طبیعی به میزان 85 درصد از حجم کل روسیه توسط OAO Gazprom در 78 میدان در مناطق مختلف فدراسیون روسیه انجام می شود. گازپروم مالک 98 درصد از شبکه انتقال گاز این کشور است. خطوط لوله اصلی در سیستم تامین گاز یکپارچه (UGSS) با طول 153000 کیلومتر و ظرفیت خروجی بیش از 600 میلیارد متر مکعب ترکیب می شوند. UGSS شامل 263 ایستگاه کمپرسور است. 179 سازمان توزیع گاز به 428000 کیلومتر از خطوط لوله توزیع گاز کشور خدمات رسانی می کنند و گاز 80000 شهر و سکونتگاه روستایی فدراسیون روسیه را تامین می کنند.

علاوه بر JSC Gazprom، تولید گاز در فدراسیون روسیه توسط تولید کنندگان مستقل گاز، شرکت های نفت و گاز منطقه ای (JSC Norilskgazprom، JSC Kamchatgazprom، JSC Yakutgazprom، JSC Sakhalinneftegaz، LLC Itera Holding و سایرین انجام می شود که گاز را به مناطق غیر متصل می کنند. با UGSS).

وضعیت پایه مواد خام
از ابتدای دهه 70. تا بحران سیاسی اواخر دهه 1980. در اتحاد جماهیر شوروی، حجم اکتشاف و اکتشاف نفت و گاز دائما در حال افزایش بود. در سال 88 حجم اکتشافات زمین شناسی حفاری حداکثر به 6.05 میلیون متر رسید که در سال جاری کشف 97 میدان نفتی و 11 میدان گازی با ذخایر نفتی 1186 میلیون تنی و ذخایر گازی 2000 میلیارد مترمکعبی را ممکن ساخت.

از اواسط دهه 70. کاهش طبیعی در بهره وری اکتشافات زمین شناسی آغاز شد که هم با کاهش اندازه ذخایر ذخایر تازه کشف شده و هم با دسترسی به مناطق صعب العبور شمال دور مرتبط است. هزینه های اکتشاف به شدت افزایش یافته است. علیرغم این واقعیت که توسعه بیشتر اقتصاد ملی کشور مستلزم حفظ افزایش ذخایر بالا و حفظ سطوح بالای تولید نفت بود که قبلاً به دست آمده بود، امکان افزایش اعتبارات دولتی برای این اهداف در این دوره قبلاً به پایان رسیده بود.

وضعیت فعلی پایه منابع معدنی مواد خام هیدروکربنی با کاهش ذخایر فعلی اکتشاف شده نفت و گاز و نرخ پایین تولید مثل آنها مشخص می شود.

از سال 1994 افزایش ذخایر نفت و گاز به میزان قابل توجهی کمتر از استخراج این مواد معدنی بوده است. دامنه اکتشافات زمین شناسی بازتولید پایه منابع معدنی صنعت نفت و گاز را تضمین نمی کند. "خوردن" نفت (مازاد تولید بر رشد ذخایر) در دوره 1994-2005. بیش از 1.1 میلیارد تن، گاز - بیش از 2.4 تریلیون متر مکعب.

از 2232 میدان نفت، نفت و گاز و نفت و میعانات گازی کشف شده، 1235 میدان در حال توسعه هستند. منابع نفت و گاز محدود به قلمروهای 37 نهاد تشکیل دهنده فدراسیون روسیه است، اما آنها عمدتا در سیبری غربی، اورال متمرکز هستند. -منطقه ولگا و شمال اروپا. بالاترین درجه توسعه ذخایر اکتشاف شده در مناطق اورال (85٪)، ولگا (92٪)، قفقاز شمالی (89٪) و منطقه ساخالین (95٪) است.

ساختار ذخایر نفت باقیمانده در کل کشور با این واقعیت مشخص می شود که تولید فعلی نفت (77٪) با استخراج به اصطلاح ذخایر فعال از ذخایر بزرگ تأمین می شود که در دسترس بودن آن 8-10 سال است. . در عین حال، سهم ذخایر غیرقابل بازیابی در کل روسیه به طور مداوم در حال افزایش است و از 30 تا 65 درصد برای شرکت های اصلی تولید کننده نفت متغیر است.

تمامی میدان های نفتی بزرگ و بزرگ (179) که 3/4 از تولید کنونی نفت کشور را تشکیل می دهند، با کاهش قابل توجه ذخایر و قطع آب زیاد فرآورده های تولیدی مشخص می شوند.

786 میدان گاز طبیعی در روسیه کشف شده است که 338 میدان با ذخایر اکتشاف شده 20.8 تریلیون متر مکعب یا 44.1 درصد از کل ذخایر روسیه درگیر توسعه هستند.

استان سیبری غربی دارای 78 درصد از کل ذخایر گاز اکتشاف شده روسیه (37.1 تریلیون متر مکعب) است که 75 درصد آن در 21 میدان بزرگ است. بزرگترین میادین گاز آزاد میادین نفت و میعانات گازی اورنگوی و یامبورگ با ذخایر اولیه گاز به ترتیب 10.2 و 6.1 تریلیون متر مکعب و همچنین Bovanenkovo (4.4 تریلیون مترمکعب)، Shtokmanovskoye (3.7 تریلیون متر مکعب)، Zapolyarnoye (3.5) هستند. m3)، Medvezhye (2.3 تریلیون متر مکعب) و غیره.

تولید نفت
در سال 1974، روسیه، به عنوان بخشی از اتحاد جماهیر شوروی، از نظر تولید نفت و میعانات گازی مقام اول را در جهان کسب کرد. تولید تا 13 سال دیگر به رشد خود ادامه داد و در سال 1987 به حداکثر 569.5 میلیون تن رسید.در طول بحران دهه 1990. تولید نفت به سطح 298.3 میلیون تن (1996) کاهش یافت (شکل 1).

برنج. 1. تولید نفت با میعانات گازی در اتحاد جماهیر شوروی و روسیه و پیش بینی تا سال 2020

1 - اتحاد جماهیر شوروی (واقعی)؛ 2 - RF (واقعی)؛ 3 - مورد انتظار 4 - بر اساس "استراتژی انرژی ..." "مفاد اساسی استراتژی انرژی ..." تصویب شده توسط دولت فدراسیون روسیه (صورتجلسه شماره 39 مورخ 23 نوامبر 2000).

با بازگشت روسیه به مسیر اقتصاد بازار، توسعه مجتمع نفت و گاز به تبعیت از قوانین بازار آغاز شد. شرایط مساعد بازار جهانی و افزایش قیمت نفت در اواخر سال 1990 تا اوایل سال 2000 توسط شرکت های نفتی روسیه به طور کامل برای تشدید تولید از ذخایر چاه موجود مورد استفاده قرار گرفت. در دوره 1999-2006. تولید سالانه نفت 1.6 برابر (180 میلیون تن) افزایش یافت که بسیار فراتر از خوش بینانه ترین سناریوی دولت "استراتژی انرژی ..." بود. حجم تولید نفت در بیشتر میادین از شاخص های طراحی بهینه شده برای مدت طولانی فراتر رفت.

عواقب منفی استخراج فشرده و متعاقب آن کاهش سریع تولید مرتبط با آنها دیر تأثیرگذار نبود. پس از رسیدن به حداکثر در سال 2003 (41 میلیون تن - نرخ 9.8٪)، افزایش سالانه تولید نفت شروع به کاهش کرد. در سال 2006، نرخ رشد تولید 4 برابر (2.2%) کاهش یافت (شکل 1 را ببینید).

تجزیه و تحلیل وضعیت پایه مواد خام تولید نفت، وضعیت فعلی با بازتولید ذخایر نفت، ساختار ذخایر میادین توسعه یافته به ما این امکان را می دهد که به این نتیجه برسیم که تولید نفت در روسیه به طور طبیعی وارد مرحله بحرانی پویایی شده است. در حال رشد / تولید نفت پایدار با یک مسیر نزولی جایگزین می شود. چنین تغییری به ناچار پس از بهره برداری فشرده از ذخایر تجدیدناپذیر رخ می دهد. با وجود تداوم رشد احتمالی قیمت نفت، باید انتظار کاهش تولید نفت را داشت، زیرا دلایل عینی کاهش ذخایر فعال تجدیدناپذیر است که با سرعتی ثابت در حال توسعه هستند.

یک شرط مهم که خطرات پیامدهای منفی ناشی از کاهش سریع تولید را کاهش می دهد و توسعه پایدار هر صنعت معدنی را تضمین می کند، پر کردن به موقع و افزایش ظرفیت تولید است. رفاه و توسعه پایدار صنعت نفت عمدتاً به وضعیت ذخایر چاه عملیاتی و پویایی توسعه ذخایر توسط چاه های بهره برداری بستگی دارد. تا ابتدای سال 1385، ذخایر چاه تولیدی در صنعت نفت به 152612 حلقه رسید که نسبت به یک سال قبل 3079 حلقه چاه کمتر است. کاهش صندوق عملیاتی و سهم قابل توجهی از صندوق غیرعملیاتی (20 درصد) در آن را نمی توان شاخص های رضایت بخشی دانست. متأسفانه، این صنعت در 10 سال گذشته با عملکرد نامطلوب در راه اندازی ظرفیت های جدید تولیدی (راه اندازی ذخایر جدید و ذخایر جدید، چاه های تولید) و حفظ صندوق در حالت کار مشخص شناخته شده است. در پایان سال 93، ذخیره چاه های تولیدی 147 هزار و 49 حلقه چاه و تعداد چاه های در حال بهره برداری 127 هزار و 50 حلقه بود که به این ترتیب طی 12 سال ظرفیت تولید ذخایر چاه این صنعت نه تنها افزایش پیدا نکرد، بلکه حتی کاهش یافت.

در 6 سال گذشته افزایش 180 میلیون تنی تولید سالانه نفت توسط شرکت‌های نفتی عمدتاً به دلیل تشدید تولید از ذخایر چاه موجود بوده است. در میان روش های تحریک، شکستگی هیدرولیکی رواج یافته است. از نظر مقیاس کاربرد این روش، شرکت های روسی از ایالات متحده پیشی گرفته اند. به طور متوسط، 0.05 عملیات در هر چاه از سهام عامل در روسیه در مقایسه با 0.03 در ایالات متحده آمریکا انجام می شود.
"مفاد اساسی استراتژی انرژی..." تصویب شده توسط دولت فدراسیون روسیه (صورتجلسه شماره 39 مورخ 23 نوامبر 2000).

در شرایط «خوردن» فعال ذخایر نفت تجدید ناپذیر، افزایش ناکافی تعداد چاه های تولیدی و بهره برداری تهاجمی از صندوق موجود، تمایل به کاهش بیشتر تولید نفت بیش از پیش آشکار می شود. بر اساس نتایج سال 2006، 5 شرکت از 11 شرکت یکپارچه عمودی کاهش تولید سالانه نفت را تجربه کردند، از جمله TNK-BP، Gazpromneft و Bashneft. پیش بینی می شود که در 2 سال آینده (2007-2008) روند فعلی کاهش تولید نفت در کل روسیه ادامه یابد. تنها در سال 2009، به دلیل راه اندازی میادین ونکورسکویه، تالاکانوفسکویه و ورخنچونسکویه در شرق سیبری، امکان افزایش تولید نفت وجود خواهد داشت.

تولید گاز
صنعت گاز در اوایل دهه 1930 در روسیه شروع به توسعه کرد. قرن بیستم در سال 1930، 520 میلیون متر مکعب استخراج شد. در سخت ترین دوره جنگ (1942) میدان الشانسکویه در منطقه ساراتوف به بهره برداری رسید.

در 1950-1960. در قلمروهای استاوروپل و کراسنودار، تعداد زیادی میدان گازی (Severo-Stavropolskoye، Kanevskoye، Leningradskoye، و غیره) کشف شد، که توسعه آنها افزایش بیشتر تولید گاز طبیعی را تضمین کرد (شکل 2). برای توسعه صنعت گاز، کشف در سال 1964 از Vuktylskoye و در سال 1966 از میادین میعانات گازی Orenburg اهمیت عملی زیادی داشت. پایگاه استخراج و مواد اولیه بخش اروپایی کشور با کشف میدان نفت و میعانات گازی آستاراخان در سال 1976 توسعه بیشتری یافت.

برنج. 2. تولید گاز در اتحاد جماهیر شوروی و روسیه و پیش بینی تا سال 2020

1 - اتحاد جماهیر شوروی (واقعی)؛ 2 - RF (واقعی)؛ 3 – برای «استراتژی انرژی…»

با آغاز سال 1960، یک استان گازدار منحصر به فرد در جهان با میادین غول پیکر در شمال منطقه تیومن کشف شد: Urengoysky، Medvezhiy، Yamburgsky و غیره. راه اندازی گاز از این میادین و سایر میادین باعث شد تا به شدت افزایش تولید به 450-500 میلیارد متر در سال 1985

پس از رسیدن به اوج در سال 1990 از 815 میلیارد متر مکعب (در اتحاد جماهیر شوروی، از جمله RSFSR - 740 میلیارد متر مکعب)، تولید گاز در روسیه به 570 میلیارد متر مکعب کاهش یافت. در 6 سال گذشته، تولید در محدوده 567-600 میلیارد متر مکعب حفظ شده است، که کمتر از سطح ارائه شده توسط حداقل نسخه "استراتژی انرژی ..." است. این تاخیر به دلیل شکست OAO Gazprom در اجرای برنامه توسعه میدان های گازی جدید در شبه جزیره یامال است.

برخلاف دوره قبلی رشد سریع تولید برای سالهای 1991-2005. مشخصه تعلیق رشد تولید سالانه گاز تولید شده توسط OAO Gazprom است. این به دلیل ویژگی های بازنشستگی ظرفیت های تولید در میادین بسیار تولیدی است که به شدت در حالت طبیعی در شرایط شبکه پراکنده چاه های تولید توسعه یافته است. از کار افتادن ظرفیت های تولید به دلیل استخراج گاز و افت فشار مخزن به طور مداوم در زمان رخ می دهد. در عین حال، چاه های تولیدی جدید تنها پس از اتمام ساخت تصفیه خانه های گاز یکپارچه جدید (GTP)، ایستگاه های کمپرسور (CS)، ایستگاه های کمپرسور تقویت کننده (BCS) به شبکه های پیش ساخته متصل می شوند که ساختارهای تک سرمایه و پیچیده هستند. در حال ساخت. در سال 2000-2005 تعداد این تأسیسات به طور متوسط در سال راه اندازی می شود: UKPG-3، DKS-4، KS-5.

در سال 2006، 86٪ از کل حجم گاز روسیه توسط OJSC Gazprom تولید شد که در آن تولید اصلی توسط سه میدان بزرگ در شمال سیبری غربی (Urengoyskoye، Medvezhye، Yamburgskoye) تامین می شود. برای 15-25 سال، این میادین به شدت در یک رژیم طبیعی بدون حفظ فشار مخزن توسعه یافته اند و تا 80٪ از کل تولید گاز روسیه را تامین می کنند. در نتیجه بهره برداری فشرده، فشار مخزن در آنها کاهش یافت و تولید (کاهش ذخایر) ذخایر گاز خشک سنومانی به 66 درصد در اورنگوی، 55 درصد در یامبورگ و 77 درصد در مدوژیه رسید. کاهش سالانه تولید گاز در این سه میدان اکنون با نرخ 8 تا 10 درصد در سال (25 تا 20 میلیارد مترمکعب) اتفاق می‌افتد.

به منظور جبران کاهش تولید گاز، میدان نفتی و میعانات گازی Zapolyarnoye، بزرگترین میدان نفت و میعانات گازی، در سال 2001 به بهره برداری رسید. قبلاً در سال 2006 این میدان 100 میلیارد متر مکعب گاز تولید می کرد. با این حال، تولید از این میدان برای جبران کاهش تولید نفت از میادین فرسوده زیربنایی کافی نیست.

از ابتدای سال 2006، گازپروم OAO نشانه هایی از کاهش فعلی تولید گاز طبیعی را نشان می دهد. تولید روزانه گاز از فوریه تا ژوئیه 2006 از 1649.9 به 1361.7 میلیون متر مکعب در روز کاهش یافت. این منجر به کاهش تولید روزانه گاز در روسیه در کل از سال 1966.8 به 1609.6 میلیون متر مکعب شد.

مرحله نهایی توسعه ذخایر سنومانین در میدان های اصلی سیبری غربی با فشار مخزن کم و کاهش تولید مشخص می شود. شرایط بهره برداری از سپرده ها بسیار دشوارتر می شود. توسعه بیشتر با موارد زیر امکان پذیر است:
بهره برداری کارآمد از چاه ها در شرایط آبیاری و تخریب ناحیه کف چاه.
استخراج گاز به دام افتاده توسط آب سازند نفوذی؛
افزایش تولید و افزایش تولید گاز کم فشار.
پردازش میدانی هیدروکربن ها در فشار ورودی پایین (< 1 МПа).

علاوه بر این، نیاز به ایجاد تجهیزات بسیار کارآمد برای فشرده سازی گاز کم فشار و همچنین توسعه فناوری ها و تجهیزات برای پردازش گاز کم فشار به طور مستقیم در میدان است.

حل مشکل استفاده از گاز کم فشار این امکان را فراهم می کند که توسعه بیشتر موثر بزرگترین میدان های گازی جهان واقع در عرض های شمالی شمالی و در فاصله قابل توجهی از مراکز مصرف گاز طبیعی تضمین شود.

مهمترین شرط برای تضمین توسعه پایدار تضمین شده صنعت گاز در دوره در نظر گرفته شده توسط دولت "استراتژی انرژی ..." راه اندازی سریع میدان های جدید و ذخایر گاز طبیعی است.

OAO Gazprom قصد دارد سطح تولید گاز را تا سال 2010 به 550-560 میلیارد مترمکعب، در سال 2020 به 580-590 میلیارد مترمکعب (نگاه کنید به شکل 2)، تا سال 2030 به 610-630 میلیارد مترمکعب افزایش دهد. سطح برنامه ریزی شده تولید گاز تا سال 2010 قرار است با هزینه میادین موجود و جدید که در منطقه ندیم-پور-تاز توسعه داده شده اند به دست آید: یوژنو-روسکویه، ذخایر کرتاسه پایینی Zapolyarnoye و Pestsovoy، ذخایر آچیموف از Urengoyskoye. . واقعیت و امکان اقتصادی به دلیل نزدیکی به زیرساخت های موجود انتقال گاز است.

پس از سال 2010، برنامه ریزی شده است که توسعه میادین در شبه جزیره یامال، قفسه دریاهای قطب شمال، در آب های خلیج اوب و تاز، در سیبری شرقی و خاور دور آغاز شود.

OAO Gazprom در دسامبر 2006 تصمیم گرفت تا میدان های میعانات گازی Bovanenkovskoye (2011)، Shtokmanovskoye (2013) و Kharasaveyskoye (2014) را توسعه دهد.

نتیجه
تولید نفت و گاز در مرحله فعلی بر اساس سناریوهایی متفاوت با "استراتژی انرژی..." دولت در حال توسعه است. سطح تولید سالانه نفت به طور قابل توجهی از حداکثر نوع بیشتر فراتر رفته و تولید گاز عملاً برای 10 سال رشد نداشته است. انحرافات مشاهده شده از «استراتژی» هم با نادرستی این ایده که بر مرزهای بسته اقتصادی و خودکفایی کشور متمرکز است و هم با دست کم گرفتن وابستگی اقتصاد ملی به فرآیندهای جهانی مانند تغییرات در قیمت نفت اما دلیل غالب عدم تحقق برنامه راهبردی، تضعیف نقش دولت در تنظیم و مدیریت بخش انرژی اقتصاد است.

با توجه به اتفاقات رخ داده در 10 سال گذشته و تغییر در ساختار و ویژگی های کمی پایه مواد اولیه تولید نفت و گاز، وضعیت ظرفیت های تولید، شرایط حاکم برای تولید نفت در میادین توسعه یافته. خطوط لوله اصلی نفت و گاز موجود و در دست ساخت، تعدیل «استراتژی انرژی…» برای میان مدت و بلندمدت ضروری است. توسعه چنین استراتژی امکان ارزیابی احتمالات واقعی تولید نفت و گاز را بر اساس ویژگی‌های هدف فنی و اقتصادی ذخایر قابل استحصال و واقعیت‌های نوظهور در کشور و جهان فراهم می‌کند.

شرایط اساسی مهمی که توسعه موفقیت آمیز بیشتر تولید نفت و گاز در روسیه را تعیین می کند، نیاز به توسعه پروژه های جدید نفت و گاز جدید در مقیاس بزرگ، پیچیده و گران است که مشخصه آن شرایط سخت معدنی-زمین شناسی و طبیعی-جغرافیایی است. (مزارع در شبه جزیره یامال، قفسه دریاهای قطب شمال، در مناطق آبی خلیج اوب و تاز، در سیبری شرقی و خاور دور). پروژه‌های جهانی نفت و گاز مستلزم هزینه‌های هنگفت برای توسعه، همکاری در مقیاس بزرگ و تجمیع نیروها و ابزارها، اساساً فناوری‌های جدید در تمام مراحل تولید، انواع ماشین‌ها و تجهیزات جدید است.

این پروژه ها از نظر پیچیدگی حل مشکلات فنی، سازمانی، مالی، پرزحمت بودن کار، متناسب با برنامه های فضایی هستند. این را تجربه اولین تلاش ها برای توسعه تأسیسات منحصر به فرد نفت و گاز (در شبه جزیره یامال، ساخالین، سیبری شرقی و غیره) نشان می دهد. توسعه آنها مستلزم منابع عظیم مادی و مالی و اشکال جدید غیر سنتی سازماندهی کار، تمرکز تلاشها، تولید و پتانسیل فکری نه تنها داخلی، بلکه شرکتهای فراملیتی پیشرو جهان بود. توسعه کارهای آغاز شده توسط قوانین و مقررات موجود که با رویه مدرن جهانی متفاوت است، محدود شده است.

امکان اجرای پروژه‌های منحصر به فرد نفت و گاز در مقیاس بزرگ، حتی بیشتر از اشیاء سنتی، به چارچوب قانونی و نظارتی تحریک‌کننده برای استفاده از زیرزمین (قانون "در زمینه خاک زیرین")، اندازه پرداخت‌های متمایز اجاره و مالیات بر استخراج مواد معدنی

غلبه بر موانع قانونی برای توسعه بیشتر تولید نفت و گاز شرط مهمی برای اجرای برنامه های بلندپروازانه اعلام شده توسط دولت است که امنیت انرژی خود و منطقه ای را تضمین می کند.

ادبیات
1. فهرست فدرال. مجتمع سوخت و انرژی روسیه. - M.: Rodina-Pro، 2003.
2. خلیموف E.M. توسعه میادین نفتی در شرایط بازار. - سنت پترزبورگ: ندرا، 2005.

دسته بندی ها

مقالات محبوب

	نفی نه با افعال (به صورت شخصی، در مصدر، به صورت جیروند) به طور جداگانه نوشته می شود: نگیر، نبود، نداشتن، به آرامی
	ارائه، گزارش ویژگی های اصلی فلسفه رنسانس
	سبک داستانی
	بچه های زمین ارائه ما فرزندان زمین برای باغ هستیم
	ارائه با موضوع موانع ارتباط کار توسط دانش آموزان انجام شد بدون ارتباط خودمان را قفل می کنیم.

2023 "kingad.ru" - بررسی سونوگرافی اندام های انسان