Rusija je svjetski lider u proizvodnji nafte i plina (nova faza razvoja) - iv_g. Glavni izbornik prijeđi na sadržaj

Suvremenim metodama ekstrakcije nafte prethodile su primitivne metode:

skupljanje nafte s površine ležišta;

obrada pješčenjaka ili vapnenca impregniranog uljem;

vađenje nafte iz jama i bušotina.

Skupljanje nafte s površine otvorenih vodenih tijela očito je jedna od najstarijih metoda njezina vađenja. Koristila se u Mediji, Asiro-Babiloniji i Siriji prije Krista, na Siciliji u 1. stoljeću poslije Krista, itd. U Rusiji se nafta vadi skupljanjem s površine rijeke Uhte 1745. godine. u organizaciji F.S. Prjadunov. Godine 1868. u Kokandskom kanatu nafta se prikupljala u jarcima stvaranjem brane od dasaka. Američki Indijanci, kada su otkrili naftu na površini jezera i potoka, stavili su pokrivač na vodu da upije naftu, a zatim su je istisnuli u posudu.

Obrada pješčenjaka ili vapnenca impregniranog uljem, u svrhu njezina vađenja, prvi je opisao talijanski znanstvenik F. Ariosto u 15. stoljeću: u blizini Modene u Italiji zemlja koja je sadržavala naftu usitnjavala se i zagrijavala u kotlovima; zatim su stavljeni u vrećice i prešani prešom. Godine 1819. u Francuskoj su rudarenjem razvijeni naftonosni slojevi vapnenca i pješčenjaka. Iskopani kamen stavljen je u bačvu napunjenu vrućom vodom. Kada se miješa, ulje je isplivalo na površinu vode i sakupilo se bailerom. Godine 1833-1845. Na obalama Azovskog mora kopao se pijesak natopljen uljem. Zatim se stavljalo u jame s kosim dnom i zalijevalo. Nafta isprana iz pijeska skupljala se s površine vode čupercima trave.

Vađenje nafte iz jama i bušotina također poznat od davnina. U Kisiji – drevnoj regiji između Asirije i Medije – u 5.st. PRIJE KRISTA. Nafta se vadila pomoću kožnih kanti zvanih mehovi za vodu.

U Ukrajini se prvi spomeni proizvodnje nafte datiraju s početka 15. stoljeća. Da bi to učinili, iskopali su jame duboke 1,5-2 m, u koje je ulje curilo zajedno s vodom. Smjesa je zatim skupljena u bačve koje su na dnu zatvorene čepovima. Kad je lakše ulje isplivalo, čepovi su uklonjeni i istaložena voda je ispuštena. Do 1840. godine dubina iskopa je dosegla 6 m, a kasnije se nafta počela vaditi iz bušotina dubokih oko 30 m.

Na poluotocima Kerch i Taman proizvodnja nafte od davnina se provodila pomoću motke za koju je bio vezan filc ili punđa od dlake konjskog repa. Spušteni su u bunar, a potom je u pripremljenu posudu istisnuto ulje.

Na poluotoku Absheron proizvodnja nafte iz bušotina poznata je od 13. stoljeća. OGLAS Prilikom njihove izgradnje prvo je otkinuta rupa poput obrnutog (obrnutog) stošca sve do naftnog ležišta. Zatim su na stranama jame napravljene izbočine: s prosječnom dubinom uranjanja konusa od 9,5 m, najmanje sedam. Prosječna količina uklonjene zemlje pri kopanju takvog bunara iznosila je oko 3100 m 3, zatim su zidovi bunara od samog dna do površine učvršćeni drvenim okvirom ili daskama.U donjim krunama napravljene su rupe za priljev ulje. Izvlačilo se iz bunara mješinama, koje su se dizale ručnim vitlom ili uz pomoć konja.

U svom izvješću o putovanju na poluotok Absheron 1735. godine, dr. I. Lerche je napisao: “... U Balakhanyju su bila 52 nalazišta nafte s dubinom od 20 hvati (1 hvat - 2,1 m), od kojih su neka teško pogođena. , a godišnje se isporučuje 500 batmana ulja...” (1 batman 8,5 kg). Prema riječima akademika S.G. Amelina (1771.) dubina naftnih bušotina u Balakhaniju dosegla je 40-50 m, a promjer ili stranica kvadratnog dijela bušotine bio je 0,7-1 m.

Godine 1803. bakunski trgovac Kasymbek izgradio je dvije naftne bušotine u moru na udaljenosti od 18 i 30 m od obale Bibi-Heybat. Bunari su bili zaštićeni od vode sandukom od čvrsto spojenih dasaka. Iz njih se godinama vadi nafta. Godine 1825., tijekom oluje, bunari su bili razbijeni i poplavljeni vodama Kaspijskog jezera.

Metodom bušotine tehnologija vađenja nafte nije se mijenjala stoljećima. Ali već 1835., službenik rudarskog odjela Fallendorf u Tamanu prvi je upotrijebio pumpu za pumpanje nafte kroz spuštenu drvenu cijev. Brojna tehnička poboljšanja povezana su s imenom rudarskog inženjera N.I. Voskobojnikova. Da bi se smanjio obujam iskopavanja, predložio je izgradnju naftnih bušotina u obliku rudarskog okna, a 1836.-1837. proveo je rekonstrukciju cjelokupnog sustava skladištenja i opskrbe naftom u Bakuu i Balakhaniju. No, jedna od glavnih stvari njegova života bilo je bušenje prve naftne bušotine u svijetu u 1848. godine.

Dugo se vremena vađenje nafte bušenjem bušotina u našoj zemlji tretiralo s predrasudama. Smatralo se da budući da je presjek bušotine manji od presjeka naftne bušotine, onda je i protok nafte u bušotine znatno manji. Istodobno, nije uzeto u obzir da je dubina bušotina mnogo veća, a intenzitet rada njihove izgradnje manji.

Prilikom rada s bušotinama, proizvođači nafte nastojali su ih prebaciti u protočni način rada, jer ovo je bio najlakši način da ga dobijete. Prvo snažno izbijanje nafte u Balakhanyu dogodilo se 1873. godine na nalazištu Khalafi. Godine 1887. 42% nafte u Bakuu proizvedeno je protočnom metodom.

Prisilno vađenje nafte iz bušotina dovelo je do brzog iscrpljivanja naftonosnih slojeva uz njihovo truplo, a ostatak (većina) je ostao u dubinama. Osim toga, zbog nedostatka dovoljnog broja skladišnih kapaciteta, značajni gubici nafte su se dogodili već na površini zemlje. Tako je 1887. godine fontanama izbačeno 1.088 tisuća tona nafte, a sakupljeno samo 608 tisuća tona.U područjima oko fontana nastala su ogromna naftna jezera u kojima su isparavanjem izgubljene najvrjednije frakcije. Istrošeno ulje postalo je neprikladno za preradu i spaljeno je. Ustajala naftna jezera gorjela su mnogo dana zaredom.

Nafta se vadila iz bušotina u kojima tlak nije bio dovoljan za istjecanje, cilindričnim kantama dugim i do 6 m. U njihovo dno bio je ugrađen ventil koji se otvarao kad se kanta pomiče prema dolje, a zatvarao pod težinom izvađene tekućine kad je kanta pritisnut prema gore. Metoda vađenja ulja pomoću bailersa nazvana je tartan,V 1913. uz njegovu pomoć izvađeno je 95% sve nafte.

Međutim, inženjerska misao nije stajala mirno. 70-ih godina 19.st. V G. Šuhov je predložio kompresorski način proizvodnje ulja dovođenjem komprimiranog zraka u bušotinu (airlift). Ova tehnologija je testirana u Bakuu tek 1897. Još jednu metodu proizvodnje nafte - plinski lift - predložio je M.M. Tihvinski 1914. godine

Izlaz prirodnog plina iz prirodnih izvora čovjek koristi od pamtivijeka. Kasnije je primjenu našao prirodni plin dobiven iz bunara i bušotina. Godine 1902. izbušena je prva bušotina u Surakhaniju u blizini Bakua, koja je proizvela industrijski plin s dubine od 207 m.

U razvoju naftne industrije Može se razlikovati pet glavnih faza:

I. faza (prije 1917.) – predrevolucionarno razdoblje;

Faza II (od 1917. do 1941.) razdoblje prije Velikog domovinskog rata;

III faza (od 1941. do 1945.) - razdoblje Velikog domovinskog rata;

Faza IV (od 1945. do 1991.) – razdoblje prije raspada SSSR-a;

V. stupanj (od 1991.) – moderno razdoblje.

Predrevolucionarno razdoblje. Nafta je u Rusiji poznata od davnina. Još u 16.st. Ruski trgovci trgovali su bakuskom naftom. Pod Borisom Godunovim (16. stoljeće) prva nafta proizvedena na rijeci Uhti isporučena je u Moskvu. Budući da je riječ "nafta" ušla u ruski jezik tek krajem 18. stoljeća, tada se nazivala "gusta goruća voda".

Godine 1813. Rusiji su pripojeni Bakuski i Derbentski kanat sa svojim najbogatijim izvorima nafte. Ovaj događaj imao je veliki utjecaj na razvoj ruske naftne industrije u sljedećih 150 godina.

Drugo veliko područje proizvodnje nafte u predrevolucionarnoj Rusiji bio je Turkmenistan. Utvrđeno je da se crno zlato kopalo na području Nebit-Daga prije oko 800 godina. Godine 1765. na otoku. Cheleken je imao 20 naftnih bušotina s ukupnom godišnjom proizvodnjom od oko 64 tone godišnje. Prema ruskom istraživaču Kaspijskog mora N. Muravjovu, Turkmeni su 1821. brodom u Perziju poslali oko 640 tona nafte. Godine 1835. odvedena je s otoka. Cheleken više nego iz Bakua, iako je upravo Apšeronski poluotok bio predmet povećane pažnje naftnih industrijalaca.

Razvoj naftne industrije u Rusiji započeo je 1848.

Godine 1957. Ruska Federacija je proizvela više od 70% proizvedene nafte, a Tatarstan je zauzeo prvo mjesto u zemlji u proizvodnji nafte.

Glavni događaj tog razdoblja bilo je otkriće i početak razvoja najbogatijih naftnih polja u zapadnom Sibiru. Davne 1932. godine akademik I.M. Gubkin je izrazio ideju o potrebi započinjanja sustavnih potraga za naftom na istočnoj padini Urala. Prvo su prikupljene informacije o promatranjima prirodnih curenja nafte (rijeke Boljšoj Jugan, Belaja itd.). Godine 1935 Ovdje su počele raditi grupe za geološka istraživanja, koje su potvrdile prisutnost tvari sličnih nafti. Međutim, Velike nafte nije bilo. Istraživački radovi nastavljeni su do 1943., a zatim su nastavljeni 1948. Tek 1960. otkriveno je naftno polje Shaimskoye, a zatim Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varieganskoye, Lyantorskoye, Holmogorskoye i dr. Početak industrijske nafte proizvodnja u zapadnom Sibiru smatra se 1965., kada je proizvedeno oko 1 milijun tona.Već 1970. proizvodnja nafte ovdje iznosila je 28 milijuna tona, a 1981. - 329,2 milijuna tona. Zapadni Sibir postao je glavna regija za proizvodnju nafte u zemlji, a SSSR je izbio na prvo mjesto u svijetu po proizvodnji nafte.

Godine 1961. proizvedene su prve naftne fontane na poljima Uzen i Zhetybai u zapadnom Kazahstanu (poluotok Mangyshlak). Njihov industrijski razvoj započeo je 1965. Samo u ova dva polja povratne rezerve nafte iznosile su nekoliko stotina milijuna tona. Problem je bio u tome što su ulja Mangyshlak bila visoko parafinska i imala su točku sticanja od +30...33 °C. Ipak, 1970. godine proizvodnja nafte na poluotoku je povećana na nekoliko milijuna tona.

Sustavni rast proizvodnje nafte u zemlji nastavio se do 1984. Godine 1984.-85. Došlo je do pada proizvodnje nafte. Godine 1986.-87 ponovno je porastao, dosegnuvši svoj maksimum. Međutim, počevši od 1989. proizvodnja nafte počinje padati.

Moderno razdoblje. Nakon raspada SSSR-a nastavio se pad proizvodnje nafte u Rusiji. Godine 1992. iznosio je 399 milijuna tona, 1993. godine 354 milijuna tona, 1994. godine 317 milijuna tona, 1995. godine 307 milijuna tona.

Nastavak pada proizvodnje nafte posljedica je neotklanjanja utjecaja niza objektivnih i subjektivnih negativnih čimbenika.

Prvo, sirovinska baza industrije se pogoršala. Stupanj uključenosti u razvoj i iscrpljivanje ležišta po regijama je vrlo visok. Na Sjevernom Kavkazu 91,0% dokazanih rezervi nafte uključeno je u razvoj, a iscrpljenost polja je 81,5%. U regiji Ural-Volga te su brojke 88,0% odnosno 69,1%, u Republici Komi - 69,0% i 48,6%, u zapadnom Sibiru - 76,8% i 33,6%.

Drugo, smanjeno je povećanje rezervi nafte zbog novootkrivenih polja. Zbog oštrog smanjenja financiranja, organizacije za geološka istraživanja smanjile su opseg geofizičkih radova i istražnog bušenja. To je dovelo do smanjenja broja novootkrivenih polja. Dakle, ako je 1986.-90. rezerve nafte u novootkrivenim poljima iznosile su 10,8 milijuna tona, da bi 1991.-95. - samo 3,8 milijuna tona.

Treće, vodljivost proizvedene nafte je visoka. To znači da se uz iste troškove i količine proizvodnje formacijske tekućine proizvodi sve manje same nafte.

Četvrto, utječu troškovi restrukturiranja. Kao rezultat raspada starog gospodarskog mehanizma eliminirano je kruto centralizirano upravljanje industrijom, a novo se tek stvara. Nastala neravnoteža u cijenama nafte, s jedne strane, i opreme i materijala, s druge, otežavala je tehničku opremljenost polja. Ali to je potrebno upravo sada, kada je većini opreme istekao rok trajanja, a mnoga polja zahtijevaju prijelaz s protočnog načina proizvodnje na crpni.

Konačno, brojne pogrešne procjene učinjene proteklih godina uzimaju danak. Tako se 70-ih godina smatralo da su rezerve nafte u našoj zemlji neiscrpne. U skladu s tim, naglasak je stavljen ne na razvoj vlastitih vrsta industrijske proizvodnje, već na kupnju gotovih industrijskih proizvoda u inozemstvu koristeći valutu dobivenu od prodaje nafte. Ogromne količine novca potrošene su na održavanje privida blagostanja u sovjetskom društvu. Naftna industrija dobila je minimalna sredstva.

Na polici Sahalina još 70-80-ih. Otkrivena su velika nalazišta koja još nisu puštena u rad. U međuvremenu im je zajamčeno ogromno tržište u zemljama azijsko-pacifičke regije.

Kakvi su budući izgledi razvoja domaće naftne industrije?

Ne postoji jednoznačna procjena rezervi nafte u Rusiji. Razni stručnjaci iznose brojke o obujmu povrativih rezervi od 7 do 27 milijardi tona, što je od 5 do 20% svjetskih. Raspodjela rezervi nafte po Rusiji je sljedeća: Zapadni Sibir - 72,2%; regija Ural-Volga - 15,2%; pokrajina Timan-Pechora - 7,2%; Republika Sakha (Jakutija), Krasnoyarsk Territory, Irkutsk Region, polica Ohotskog mora - oko 3,5%.

Godine 1992. počelo je strukturno restrukturiranje ruske naftne industrije: po uzoru na zapadne zemlje počele su stvarati vertikalno integrirane naftne tvrtke koje kontroliraju proizvodnju i preradu nafte, kao i distribuciju naftnih proizvoda dobivenih iz nje.

480 rub. | 150 UAH | 7,5 USD ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Disertacija - 480 RUR, dostava 10 minuta 24 sata dnevno, sedam dana u tjednu i praznicima

Myachina Ksenia Viktorovna. Geoekološke posljedice proizvodnje nafte i plina na Orenburškom Uralu: disertacija... Kandidat geografskih znanosti: 25.00.36 Orenburg, 2007. 168 str. RSL OD, 61:07-11/130

Uvod

Poglavlje 1. Krajobrazni i ekološki uvjeti područja istraživanja 10

1.1. Zemljopisni položaj i prirodno zoniranje 10

1.2. Geološka građa i reljef 12

1.2.1. Geologija 12

1.2.2. Tektonika i analiza rasporeda ležišta ugljikovodika 15

1.2.3. Geomorfologija i glavni oblici reljefa 18

1.3. Klimatski uvjeti 19

1.4. Hidrološki uvjeti 22

1.5. Tlo i vegetacijski pokrov 27

1.6. Vrste terena 30

1.7. Potencijalna ekološka održivost krajolika u Orenburškom Uralu 32

1.7.1. Pristupi određivanju održivosti 32

1.7.2. Rangiranje područja istraživanja prema stupnju potencijalne ekološke održivosti 36

Poglavlje 2. Materijali i metode istraživanja 38

Poglavlje 3. Obilježja kompleksa za proizvodnju nafte i plina 43

3.1. Povijest razvoja proizvodnje nafte i plina u svijetu i Rusiji 43

3.2. Povijest razvoja proizvodnje nafte i plina u regiji Orenburg 47

3.3. Karakteristike postrojenja za proizvodnju i transport ugljikovodika 56

Poglavlje 4. Utjecaj postrojenja za proizvodnju nafte i plina na prirodni okoliš 70

4.1. Glavne vrste i izvori izloženosti 70

4.2. Utjecaj na sastavnice prirodnog okoliša 73

4.2.1. Utjecaj na podzemne i površinske vode 73

4.2.2. Utjecaj na tlo i vegetacijski pokrov 79

4.2.3. Utjecaj na atmosferu 99

5. poglavlje. Procjena geoekološkog stanja regija Orenburškog Urala 102

5.1. Klasifikacija područja prema stupnju tehnogene transformacije 102

5.2. Geoekološko zoniranje Orenburškog Urala u vezi s razvojem proizvodnje nafte i plina 116

Poglavlje 6. JAKI Problemi zaštite i optimizacije krajolika pod utjecajem

proizvodnja nafte i plina JAKA 122

6.1. Zaštita krajolika na teritorijima naftnih i plinskih polja u Rusiji i Orenburškom Uralu 122

6.2. Problem interakcije objekata naftnih polja s jedinstvenim prirodnim objektima (na primjeru šume Buzuluksky) 127

6.3. Glavni pravci optimizacije krajolika Orenburškog Urala 130

Zaključak 134

Literatura 136

Aplikacija za fotografije 159

Uvod u rad

Relevantnost teme. Regija Orenburg jedna je od vodećih regija za proizvodnju nafte i plina u europskom dijelu Rusije i među prvima je po potencijalu resursa nafte i plina. Početkom 2004. godine u regiji su identificirana 203 ležišta ugljikovodika, od kojih je 157 u istraživanju i razradi, 41 u zaštiti i državnim rezervama, 5 ležišta nije registrirano zbog malih rezervi (vidi sliku 1). Većina nalazišta i daljnji izgledi za razvoj industrije nafte i plina u regiji Orenburg povezani su s njezinim zapadnim dijelom; zemljopisno je to područje Orenburškog Urala.

Industrija proizvodnje nafte i plina u regiji Orenburg ima dominantnu važnost u regionalnom gospodarstvu. Istodobno, pogoni za proizvodnju nafte i plina imaju raznolik i sve veći utjecaj na prirodne sustave i jedan su od glavnih razloga narušavanja ekološke ravnoteže u regijama. Na područjima naftnih i plinskih polja prirodni krajolici pretvoreni su u prirodno-tehnogene komplekse u kojima se nalaze duboke, često nepovratne promjene. Uzroci ovih promjena su onečišćenje prirodnog okoliša kao posljedica izlijevanja nafte i međuslojnih voda, emisija plinova koji sadrže sumporovodik u atmosferu, utjecaj proizvodnje nafte i plina na geološki okoliš tijekom bušenja bušotina, pratećeg iskopa, građenje, montaža, polaganje i kretanje transportne i građevinske opreme.

Stalni čimbenik pogoršanja stanja prirodnih kompleksa s razvijenom mrežom proizvodnje ugljikovodika su brojne nesreće u cjevovodnom transportu svih rangova.

Transportni sustav nafte i plina Orenburške regije počeo se stvarati 40-ih godina 20. stoljeća. Veći dio cjevovodnog sustava, kako magistralnog tako i terenskog, treba rekonstrukciju zbog

5 visok stupanj istrošenosti i neusklađenosti s postojećim ekološkim i tehnološkim zahtjevima te, kao posljedica toga, visok postotak hitnih ispada.

Nedovoljno poznavanje i nepotpuno razumijevanje promjena koje se događaju u krajobrazu može uzrokovati ekološku krizu, au nekim slučajevima i ekološku katastrofu. Stoga je potrebno utvrditi obrazac i stupanj promjena u krajobraznim kompleksima kako bi se identificirali trendovi njihove daljnje transformacije u procesu ovakvog načina upravljanja okolišem. To može pridonijeti razvoju preporuka za sprječavanje daljnjih negativnih posljedica i osiguranje ekološke sigurnosti regije.

Ciljevi i zadaci studija. Svrha rada je geoekološka procjena utjecaja postrojenja za proizvodnju nafte i plina na prirodni okoliš Orenburškog Urala.

Da bi se postigao ovaj cilj, odlučeno je sljedeće zadatke:

Analiza postojećeg stanja, strukture plasmana i
trendovi daljnjeg razvoja naftno-plinskog proizvodnog kompleksa
regija;

Identificirani su glavni čimbenici i geoekološke posljedice
tehnogene promjene i poremećaji krajobraza na teritoriju
naftna i plinska polja;

Područje Orenburškog Urala diferencirano je prema
razine tehnogene transformacije krajobraza, na temelju sustava
identifikaciju i generalizaciju glavnih pokazatelja koji karakteriziraju stupanj
tehnogeno opterećenje;

- na temelju provedene diferencijacije izrađena je shema geoekološkog zoniranja područja istraživanja, uzimajući u obzir potencijalnu ekološku stabilnost prirodnih kompleksa na antropogeni utjecaj;

Na temelju suvremenih nacionalnih i regionalnih politika zaštite okoliša i prakse poduzeća za proizvodnju nafte i plina, razvijene su osnovne smjernice za optimizaciju upravljanja okolišem i ekoloških aktivnosti.

Predmet proučavanja su prirodni kompleksi Orenburškog Urala, koji su pod utjecajem objekata za proizvodnju nafte i plina.

Predmet istraživanja je trenutna geoekološka situacija u područjima proizvodnje nafte i plina, stupanj tehnogene transformacije. krajobrazni kompleksi i njihova dinamika u vezi s razvojem ove industrije.

Za obranu se podnose sljedeće glavne odredbe:

dugoročni i veliki razvoj naftnih i plinskih polja doveo je do različitih poremećaja sastavnih dijelova krajolika Orenburškog Urala i doveo do formiranja prirodno-tehnogenih kompleksa koji su promijenili strukturu prirodnog krajolika teritorija;

bodovanje dijagnostičkih pokazatelja tehnogenog utjecaja na područja i ljestvica ocjenjivanja razina tehnogene transformacije krajolika stvorena na njegovoj osnovi omogućuje nam identificiranje 6 skupina regija Orenburškog Urala, koje se razlikuju u razinama tehnogene transformacije prirodnih kompleksa;

kategorije geoekološke napetosti integralni su pokazatelj narušene ravnoteže okolišnotvornih komponenti u područjima proizvodnje nafte i plina i ovise ne samo o opsegu i dubini utjecaja naftnih i plinskih polja, već i o ekološkoj održivosti krajolika na razini regionalnih i tipoloških cjelina. Razvijena je shema za zoniranje teritorija Orenburškog Urala prema kategorijama geoekološke napetosti.

7
najvažniji pokazatelj dubine utjecaja proizvodnje nafte i plina
na krajolicima regije trenutno je ekološko stanje
ključna prirodna područja (prirodna baština). Razvoj
te očuvanje mreže zaštićenih područja i oblikovanje krajobrazno-ekoloških
okvir, uz obveznu provedbu monitoringa, je alat
suprotstaviti daljnjim negativnim utjecajima

naftna i plinska polja na prirodni okoliš. Znanstvena novost

U radu se prvi put daje analiza postojeće geoekološke situacije.
na području Orenburškog Urala zbog intenzivnog istraživanja i
razvoj ležišta ugljikovodika;

Prvi put korišten za područje Orenburškog Urala
sustavni krajobrazno-ekološki pristup istraživanju
obrasci promjena prirodnih kompleksa u područjima
proizvodnja nafte i plina;

Utvrđeno je da su područja proizvodnje nafte i plina glavna središta ekološke katastrofe i područja smanjene produktivnosti poljoprivrednog zemljišta;

Na temelju postojećih prirodnih i agroklimatskih shema
okruga, predložena je shema potencijalne prirodne održivosti
krajolici Orenburškog Urala;

provedena je diferencijacija područja istraživanja prema stupnju tehnogene transformacije krajolika i uvedene su kategorije geoekološke napetosti koje odražavaju geoekološko stanje odabranih područja.

Praktični značaj rada utvrđuje se identificiranjem značajne negativne uloge proizvodnje nafte i plina kao izvora specifičnog utjecaja na komponente krajolika Orenburškog Urala. Kao rezultat istraživanja dobiveni su podaci o stanju prirodnih kompleksa i njihovim osnovnim uzorcima.

8 promjene u područjima naftnih polja. Predloženi su pristupi koji obećavaju za određivanje razine tehnogene transformacije krajolika pod utjecajem proizvodnje nafte i plina u različitim regijama. Identificirane značajke stanja prirodnih kompleksa omogućit će diferenciran pristup razvoju mjera za njihovu optimizaciju i očuvanje u procesu daljnjeg upravljanja okolišem.

Korištenje rezultata istraživanja potvrđuje se aktima o
provedbu od strane Odbora za zaštitu okoliša i prirodnih dobara
Orenburška regija pri planiranju i organizaciji događaja za
ekološke aktivnosti. Izrađena baza podataka
je također korišten za znanstvena istraživanja od strane JSC

"OrenburgNIPIneft"

Osobni doprinos prijavitelja sastoji se od: neposrednog sudjelovanja autora u terenskim krajobraznim i geoekološkim istraživanjima; analiza i sistematizacija literarnih i fondovskih podataka; izrada ljestvice procjene tehnogene transformacije prirodnih kompleksa; obrazloženje sheme potencijalne prirodne stabilnosti krajobraza područja istraživanja.

Provjera rada i objave.

Glavne odredbe rada disertacije autor je predstavio na znanstvenim i praktičnim konferencijama, simpozijima i seminarskim školama na različitim razinama: regionalnim znanstvenim i praktičnim konferencijama mladih znanstvenika i stručnjaka (Orenburg, 2003., 2004., 2005.); međunarodna konferencija mladih “Ekologija-2003” (Arkhangelsk, 2003); Treća republička školska konferencija "Mladi i put Rusije u održivi razvoj" (Krasnojarsk, 2003.); Druga međunarodna znanstvena konferencija “Biotehnologija - zaštita okoliša” i treća škola-konferencija mladih znanstvenika i studenata “Očuvanje biološke raznolikosti i racionalno korištenje bioloških resursa”

9 (Moskva, 2004.); Međunarodna konferencija “Prirodna baština Rusije: proučavanje, praćenje, zaštita” (Toljati, 2004.); Sveruska znanstvena konferencija posvećena 200. obljetnici Kazanskog sveučilišta (Kazan, 2004.); Sveruska konferencija mladih znanstvenika i studenata “Aktualni problemi ekologije i zaštite okoliša” (Ufa, 2004.); Druga sibirska međunarodna konferencija mladih znanstvenika u geoznanostima (Novosibirsk, 2004.). Na temelju rezultata rada, autor je dobio stipendiju za mlade Uralske podružnice Ruske akademije znanosti. Godine 2005. autorica je postala laureat natjecanja znanstvenih radova mladih znanstvenika i stručnjaka Orenburške regije za svoj rad "Ekološko-geografsko zoniranje naftonosnog područja Orenburške regije".

O temi disertacije objavljeno je 15 radova. Opseg i struktura rada. Disertacija se sastoji od uvoda, 6 poglavlja, zaključka, popisa literature i 1 aplikacije za fotografije. Ukupni obim disertacije -170 stranice, uključujući 12 crteži i 12 stolovi. Popis literature sadrži 182 izvor.

Tektonika i analiza rasporeda ležišta ugljikovodika

Povoljne geološke strukture za akumulaciju velikih masa nafte i plina su kupole i antiklinale.

Ugljikovodici imaju manju specifičnu težinu u usporedbi s vodom i stijenama, pa se istiskuju iz matičnih stijena u kojima su nastali i kreću se prema gore kroz pukotine i slojeve poroznih stijena, kao što su pješčenjaci, konglomerati i vapnenci. Susrećući na svom putu horizonte gustih nepropusnih stijena, poput gline ili škriljevca, ti se minerali nakupljaju ispod njih, ispunjavajući sve pore, pukotine i praznine.

Industrijska naftna i plinska polja otkrivena u regiji obično su ograničena na valove i izometrične ili linearno izdužene strukturne zone (Tatarski luk, dolina Mukhanovo-Erokhovsky, lučno uzdizanje Sol-Iletsk, obalna zona Kaspijske sineklize, istočno-orenburško uzdizanje nalik valovima, preduralski predural). Najveće rezerve nafte ograničene su na Mukhanovo-Erokhovsky korito, a rezerve plina na Sol-Iletsk lučno uzdizanje (vidi sliku 2).

Prema petrogeološkom zoniranju, zapadni dio Orenburške oblasti pripada Volgo-Uralskoj i Kaspijskoj naftno-plinskoj provinciji. Na području regije Volga-Uralska provincija uključuje Tatarsku, Srednju Volgu, Ufa-Orenburg i Južno-Pre-Uralsku naftnu i plinsku regiju (NTO).

Tatarski NTO je ograničen na južne padine Tatarskog luka. Srednja Volga NTO je podijeljena na Mukhanovo-Erokhovsky i Južno Buzuluk naftonosna i plinonosna područja; oni odgovaraju sjevernom dijelu Buzuluk depresije (središnji dio Mukhanovo-Erokhovsky korita) i njenom južnom log-okruženju. NTO Ufa-Orenburg podijeljen je na naftne i plinske regije Istočni Orenburg i Sol-Iletsk, a naftna i plinska regija Južnog Pre-Urala uključuje naftnu i plinsku regiju Sakmaro-Iletsk. Kaspijska naftna i plinska provincija na području regije tektonski je predstavljena bočnim rubom kaspijske sineklize i njezinom unutarnjom graničnom zonom.Istraživane rezerve južnog dijela tatarskog luka povezane su uglavnom s frasko-turnejskim karbonatnim kompleksom , ostatak se nalazi u produktivnim slojevima devonskih terigenih naslaga. U zoni sjevernog vanjskog ruba korita Mukhanovo-Erokhovsky glavne rezerve nafte ograničene su na devonski terigeni kompleks. Neki od resursa povezani su s naslagama donjeg karbona. Prospektivne rezerve nafte unutarnje sjeverne strane korita Mukhanovo-Erokhovsky povezane su s terigenim kompleksom devona, terigenim podkompleksom Verei i terigenim kompleksom Visea. U aksijalnoj zoni Mukhanovo-Erokhovsky korita, glavna nalazišta nafte povezana su s devonskim terigenim formacijama. Naftna polja Mogutovskoje, Gremjačevskoje, Tverdilovskoje, Vorontsovskoje i Novokazanskoje ograničena su na ovu zonu. Rezerve južne vanjske rubne zone korita Mukhanovo-Erokhovsky koncentrirane su u frasko-turnejskim karbonatnim i visejskim terigenim kompleksima. Unutar njegovih granica identificirana su područja Bobrovskaya, Dolgovsko-Shulaevskaya, Pokrovsko-Sorochinskaya, Malakhovskaya, Solonovskaya i Tikhonovskaya. U tijeku su geološki istraživački radovi u obećavajućim područjima priobalne zone Kaspijske sineklize, Istočnoorenburškog valovitog uzvišenja i Pre-Uralskog regionalnog korita. U tim područjima, sjeverna strana Sol-Iletsk lučnog uspona relativno je dobro proučena. Obećavajuće rezerve plina na polju Orenburg nalaze se u glavnim slojevima gornjeg karbona i donjeg perma. U priobalnom pojasu Kaspijske sineklize, velika nalazišta nafte povezana su s produktivnim devonskim i karbonskim formacijama, a nalazišta plina s naslagama donjeg perma i karbona. Unutar Istočnoorenburškog valovitog uzdignuća utvrđene su najveće rezerve u usporedbi s resursima drugih geostrukturnih elemenata regije Orenburg. Uglavnom su povezani s devonskim terigenim kompleksom, frasko-turneskim karbonatnim i vizejskim terigenim kompleksom. Stupanj istraženosti obećavajućih ležišta u regiji je visok, ali neujednačen. To se posebno odnosi na južne regije, koje su povezane s glavnim nalazištima nafte i plina. Na primjer, u obalnom dijelu Kaspijske depresije, gustoća dubokog bušenja je više od 3 puta manja od regionalnog prosjeka. Potencijalno područje u kojemu bi se dugoročno trebalo predvidjeti otkrivanje velikih ležišta je Preduralski prednji pogibelj. Ovo područje ima velike neotkrivene resurse slobodnog plina i nafte, čiji je stupanj razvoja samo 11 odnosno 2%. Regija ima vrlo povoljan geografski i gospodarski položaj. zbog blizine plinskog kompleksa Orenburg. Najrealniji izgledi za identifikaciju novih polja u bliskoj budućnosti su na području gdje Orenburgneft OJSC posluje u južnom dijelu depresije Buzuluk i zapadnom dijelu istočnoorenburškog uzvišenja. Postoji jednoglasno mišljenje o velikim izgledima za devon u južnom dijelu regije unutar Rubezhinsky nekompenziranog korita. U ovoj regiji možemo računati na otkriće velikih i srednjih naslaga povezanih sa stepenastim blokovima sličnim grupama polja Zaykinskaya i Rostashinskaya.

Povijest razvoja proizvodnje nafte i plina u svijetu i Rusiji

Sve do sredine 19. stoljeća nafta se vadila u malim količinama (2 - 5 tisuća tona godišnje) iz plitkih bušotina u blizini njezinih prirodnih izlaza na površinu. Tada je industrijska revolucija unaprijed odredila široku potražnju za gorivima i mazivima. Potražnja za naftom počela je rasti.

Uvođenjem bušenja nafte krajem 60-ih godina 19. stoljeća svjetska se proizvodnja nafte udeseterostručila, s 2 na 20 milijuna tona do kraja stoljeća.Godine 1900. nafta se proizvodila u 10 zemalja: Rusiji, SAD-u, Nizozemska Istočna Indija, Rumunjska, Austro-Ugarska, Indija, Japan, Kanada, Njemačka, Peru. Gotovo polovica ukupne svjetske proizvodnje nafte dolazi iz Rusije (9.927 tisuća tona) i SAD-a (8.334 tisuće tona).

Tijekom 20. stoljeća svjetska potrošnja nafte nastavila je rasti velikom brzinom. Uoči Prvog svjetskog rata, 1913. godine, glavne zemlje proizvođači nafte bile su: SAD, Rusija, Meksiko, Rumunjska, Nizozemska Istočna Indija, Burma i Indija, Poljska.

Godine 1938. u svijetu je već proizvedeno 280 milijuna tona nafte. Nakon Drugog svjetskog rata geografija proizvodnje značajno se proširila. Godine 1945. preko 350 milijuna tona nafte proizvedeno je u 45 zemalja. Godine 1950. svjetska proizvodnja nafte (549 milijuna tona) gotovo je udvostručila prijeratnu razinu i udvostručavala se svakih 10 godina u sljedećim godinama: 1 105 milijuna tona 1960., 2 337,6 milijuna tona 1970. Od 1973. do 1974. Kao rezultat dugogodišnje borbe 13 zemalja proizvođača nafte u razvoju ujedinjenih u Organizaciju zemalja izvoznica nafte (OPEC) i njihove pobjede nad Međunarodnim naftnim kartelom, svjetske cijene nafte porasle su gotovo četiri puta. To je uzrokovalo duboku energetsku krizu iz koje je svijet izašao krajem 70-ih - ranih 80-ih. Uspostavljene pretjerano visoke cijene nafte prisilile su razvijene zemlje da aktivno uvode tehnologije za uštedu nafte. Najveća svjetska proizvodnja nafte - 3.109 milijuna tona (3.280 milijuna tona s kondenzatom) dogodila se 1979. No do 1983. proizvodnja je pala na 2.637 milijuna tona, a zatim se ponovno počela povećavati. Godine 1994. u svijetu je proizvedeno 3066 milijuna tona nafte. Ukupna svjetska proizvodnja nafte akumulirana od početka razvoja naftnih polja iznosila je oko 98,5 milijardi tona do 1995. godine. Prirodni plin je prvi put korišten 1821. godine u SAD za rasvjetu. Stoljeće kasnije, 20-ih godina 20. stoljeća, SAD je značajno prednjačio u korištenju plina u odnosu na ostale zemlje. Ukupna svjetska proizvodnja prirodnog plina povećavala se 3-4 puta ili više svakih 20 godina: 1901.-1920. - 0,3 bilijuna. m3; 1921-1940 - 1,0 bilijun. m3; 1941-1960TG. - 4,8 bilijuna. m3; 1960-1980 - 21,0 bilijun. m3. Godine 1986. u svijetu je proizvedeno 1704 milijarde m prirodnog plina. Godine 1993. ukupna proizvodnja prirodnog plina u svijetu iznosila je 2663,4 milijarde m3. Proizvodnja nafte i plina u SSSR-u i Rusiji U predrevolucionarnoj Rusiji najveća proizvodnja nafte zabilježena je 1901. godine - 11,9 milijuna tona, što je iznosilo više od polovice ukupne svjetske proizvodnje nafte. Uoči Prvog svjetskog rata (1913.) u Rusiji je proizvedeno 10,3 milijuna tona nafte, a na kraju rata (1917.) - 8,8 milijuna tona Naftna industrija bila je gotovo potpuno uništena tijekom godina svijeta i građanski rat počeo oživljavati 1920. Prije Drugog svjetskog rata glavna naftna područja SSSR-a nalazila su se u Azerbajdžanu i Kavkazu. Godine 1940. proizvodnja nafte u SSSR-u dosegla je 31,1 milijuna tona (od toga 22,2 milijuna tona u Azerbajdžanu; 7,0 milijuna tona u RSFSR-u). Ali tijekom ratnih godina proizvodnja se znatno smanjila i 1945. iznosila je 19,4 milijuna tona (11,5 milijuna tona u Azerbajdžanu; 5,7 milijuna tona u RSFSR-u). Ugljen je u to vrijeme preuzeo udio nafte u industriji. U ratnim i poratnim godinama dosljedno su se uvodila u razvoj nova naftna polja. U rujnu 1943. u Baškiriji je iz istražne bušotine u blizini sela Kinzebulatovo dobiven snažan izvor nafte. To je omogućilo naglo povećanje proizvodnje nafte ovdje na vrhuncu Velikog Domovinskog rata. Godinu dana kasnije, prva nafta je dobivena iz devonskih naslaga na polju Tuymazinskoye. Godine 1946. u Tatarstanu je otkriveno prvo naftno polje (Bavlinskoye). U istom razdoblju ovdje se pojavilo naftno polje Romashkinskoye, poznato po svojim rezervama. Godine 1950. proizvodnja nafte u SSSR-u (37,9 milijuna tona) premašila je prijeratnu razinu. Glavna regija za proizvodnju nafte u zemlji postala je golemi teritorij smješten između Volge i Urala, uključujući bogata naftna polja Baškirije i Tatarije i nazvan "Drugi Baku". Do 1960. proizvodnja nafte porasla je gotovo 4 puta u usporedbi s 1950. Devonske naslage postale su najmoćniji naftonosni kompleks Volga-Uralske naftne i plinske provincije. Od 1964. započela je industrijska eksploatacija zapadnosibirskih naftnih polja. To je omogućilo više nego udvostručenje proizvodnje nafte u zemlji 1970. u usporedbi s 1960. (353,0 milijuna tona) i povećanje godišnje proizvodnje nafte na 25-30 milijuna tona. Godine 1974. SSSR je zauzeo prvo mjesto u svijetu po nafti. proizvodnja. Zapadnosibirska naftna i plinska pokrajina, koja je sredinom 70-ih postala glavna baza za proizvodnju nafte i plina, dala je više od polovice ukupne nafte proizvedene u zemlji. U prvoj polovici 80-ih u SSSR-u je proizvedeno 603 - 616 milijuna tona nafte (s kondenzatom). No 1985. proizvodnja je naglo pala na 595 milijuna tona, iako je prema “Glavnim pravcima gospodarskog i društvenog razvoja narodnog gospodarstva SSSR-a” 1985. godine planirano proizvesti 628 milijuna tona nafte. Najveća proizvodnja nafte u zemlji - 624,3 milijuna tona - dosegnuta je 1988. godine. Zatim je počeo pad - 305,6 milijuna tona 1997. godine, nakon čega je proizvodnja ponovno počela rasti (vidi sliku 5). U većini starih regija za proizvodnju nafte na Sjevernom Kavkazu iu regiji Ural-Volga, smanjenje proizvodnje nafte dogodilo se davno prije 1988. Ali to je kompenzirano povećanjem proizvodnje u regiji Tyumen. Stoga je nagli pad proizvodnje nafte u Tjumenskoj regiji nakon 1988. (u prosjeku 7,17% godišnje) uzrokovao jednako značajan pad u SSSR-u u cjelini (7,38% godišnje) i u Rusiji.

Glavne vrste i izvori izloženosti

Svi tehnološki objekti kompleksa za proizvodnju nafte i plina snažni su izvori negativnog utjecaja na različite komponente prirodnih sustava. Utjecaj se može podijeliti u nekoliko vrsta: kemijski, mehanički, zračenje, biološki, toplinski, buka. Glavni tipovi utjecaja koji uzrokuju najznačajnije štete prirodnom okolišu u procesu razmatranog tipa upravljanja okolišem su kemijski i mehanički utjecaji.

Kemijski utjecaji uključuju onečišćenje tla naftom i naftnim derivatima (najčešći faktor utjecaja), površinskih i podzemnih voda; kontaminacija sastavnica krajolika s visoko mineraliziranim formacijskim vodama, tekućinama za bušenje, inhibitorima korozije i drugim kemikalijama; onečišćenje zraka emisijama štetnih tvari. Potencijalni izvori kemijskog utjecaja na prirodni okoliš su svi objekti naftnih polja i cjevovodnih sustava: bušaće platforme, bušotine raznih namjena, rezervoarske farme i drugi objekti u sastavu naftnih polja, unutarpoljski i magistralni cjevovodi.

Tijekom bušenja, glavni izvor kemijskog onečišćenja su tekućine za bušenje, puferske tekućine, komponente koje se ubrizgavaju u produktivne slojeve radi povećanja iscrpka nafte, inhibitori korozije i kamenca, vodikov sulfid. Na mjestima bušenja postoje staje namijenjene za skladištenje bušotine, vode iz formacije i drugog tekućeg otpada (vidi dodatak fotografiji, slika 1). Oštećenje stijenki staja i njihovo prepunjavanje dovodi do istjecanja sadržaja i kontaminacije okolnih prostora. Posebnu opasnost predstavlja otvoreno hitno ispuhivanje iz bušotine, uslijed čega deseci tona nafte mogu dospjeti u okoliš. Onečišćenje prirodnog okoliša naftom i naftnim derivatima jedan je od najhitnijih ekoloških problema u Rusiji i godišnje se navodi kao prioritet u Državnom izvješću „O stanju prirodnog okoliša Ruske Federacije“.

Kontaminacija ugljikovodicima također je moguća kao posljedica izvanrednih situacija i kršenja nepropusnosti opreme na objektima naftnih polja, tijekom filtracije iz jama i rezervoara mulja.

Ništa manje akutni ekološki problemi nastaju tijekom transporta nafte i naftnih derivata. Transport nafte cjevovodima je najekonomičniji - cijena crpljenja nafte je 2-3 puta niža od cijene transporta željeznicom. Prosječna udaljenost crpljenja nafte kod nas je do 1500 km. Nafta se transportira cjevovodima promjera 300-1200 mm, koji su podložni koroziji, naslagama smole i parafina unutar cijevi. Zbog toga je nužna tehnička kontrola, pravovremeni popravci i rekonstrukcija na cijeloj dužini cjevovoda. U regiji koja se proučava, 50% nesreća na naftovodima i 66% nesreća na plinovodima događa se zbog starenja i istrošenosti opreme. Mreža za transport nafte i plina regije Orenburg počela se stvarati 40-ih godina 20. stoljeća. Veći dio cjevovodnog sustava, kako magistralnog tako i terenskog, treba rekonstrukciju zbog visokog stupnja dotrajalosti i neusklađenosti s postojećim zahtjevima zaštite okoliša te, kao posljedicu, visokog postotka hitnih curenja.

Prirodni uzroci nesreća uzrokovani su utjecajima iz okoline kojima je naftovod izložen. Cjevovod postoji u specifičnom okolišu, čiju ulogu igraju stijene koje ga sadrže. Materijal cjevovoda doživljava kemijske utjecaje iz okoline (razne vrste korozije). Korozija je glavni uzrok hitnih slučajeva na cjevovodima naftnih polja. Nezgoda je moguća i pod utjecajem egzogenih geoloških procesa, što se izražava mehaničkim djelovanjem na liniju u stijenskoj masi. Veličina naprezanja koja proizlaze iz mehaničkog djelovanja tla na cijevi određena je strminom padine i orijentacijom naftovoda na kosini. Dakle, broj nesreća na cjevovodima povezan je s geomorfološkim uvjetima teritorija. Najveći broj nesreća događa se kada cjevovod prelazi liniju nagiba pod kutom 0-15°, odnosno položen paralelno s linijom nagiba. Ovi cjevovodi pripadaju najvišim i prvim razredima opasnosti od izvanrednih situacija. U Orenburškoj regiji otprilike 550 km magistralnih naftovoda pripada klasi opasnosti IV, više od 2090 km klasi opasnosti III i oko 290 km klasi opasnosti II.

Zasebno treba istaknuti probleme povezane s bušotinama "sirotama" koje buše poduzeća za geološka istraživanja, a ne u bilanci bilo koje organizacije koja obavlja gospodarske aktivnosti. Mnoge od tih bušotina su pod pritiskom i pokazuju druge znakove nafte i plina. Radovi na njihovom uklanjanju i očuvanju praktički se ne provode zbog nedostatka financijskih sredstava. Najopasniji s ekološkog gledišta su bunari koji se nalaze u močvarnim područjima i u blizini vodenih tijela, kao i oni koji se nalaze u zonama kretanja plastične gline i sezonskih poplava.

U područjima naftnih polja u regiji koja se proučava postoji više od 2900 bušotina, od kojih je oko 1950 aktivno. Slijedom navedenog, značajan broj bušotina je u dugotrajnoj konzervaciji, što nije predviđeno uputom o postupku napuštanja i konzervacije bušotina. Sukladno tome, te su bušotine potencijalni izvori hitnih pojava nafte i plina.

Mehanički utjecaji uključuju narušavanje tla i vegetacijskog pokrova ili njegovo potpuno uništenje, promjene u krajoliku (kao rezultat iskopa, izgradnje, montaže, polaganja, kretanja transportne i građevinske opreme, oduzimanja zemljišta za izgradnju postrojenja za proizvodnju nafte, itd.). krčenje šuma, itd.), povreda cjelovitosti podzemlja tijekom bušenja (vidi dodatak fotografiji, slika 3).

Klasifikacija područja prema stupnju tehnogene transformacije

Za detaljnu analizu aktualne geoekološke situacije koja se razvila u regiji pod utjecajem proizvodnje nafte i plina, područje istraživanja prvo je diferencirano prema stupnju tehnogene transformacije. Diferencijacija se temelji na analizi lokacije ležišta ugljikovodika i identifikaciji sustava glavnih dijagnostičkih pokazatelja koji određuju stupanj tehnogene transformacije krajobraza. Na temelju rezultata istraživanja izrađena je ljestvica procjene stupnjeva transformacije krajolika.

Administrativne regije Orenburškog Urala djeluju kao jedinice diferencijacije.

U regiji Orenburg teritorij s razvijenom mrežom proizvodnje nafte i plina obuhvaća 25 administrativnih okruga, uključujući regiju Orenburg. Na njegovom teritoriju, uz nekoliko plinskih polja srednje veličine, nalazi se najveće europsko polje nafte i plinskog kondenzata Orenburg (ONGKM), čija je površina otprilike 48 puta veća od površine prosječnog polja ugljikovodika (duljina - 100 km , širina - 18 km). Rezerve i obujam proizvodnje sirovina iz ovog polja mogu se nazvati nemjerljivima (više od 849,56 milijardi m prirodnog plina, više od 39,5 milijuna tona kondenzata, kao i nafta, helij i druge vrijedne komponente u sirovini). Od 1. siječnja 1995. samo proizvodne bušotine na području ONGCF-a iznosile su 142 jedinice. Na području Orenburške regije nalaze se najveći europski centri za preradu plina i kondenzata - Orenburška tvornica za preradu plina i Orenburška tvornica helija, koji su glavni izvori negativnog utjecaja na sve komponente prirodnog okoliša u regiji.

Uzimajući u obzir gore navedene značajke Orenburške regije, njeni prirodni kompleksi objektivno se mogu svrstati među tehnogenski najviše transformirane, podložne maksimalnom opterećenju postrojenja za proizvodnju nafte i plina. Na temelju toga nije provedeno daljnje bodovanje transformacije prirodnih kompleksa regije Orenburg.

Procjena stanja krajolika preostalih područja provedena je analizom 12 dijagnostičkih pokazatelja tehnogenih promjena (tablica 9), pri čemu je izbor svakog pokazatelja opravdan.

Naravno, mehanički poremećaji krajobraznih kompleksa regije izravno ovise o ukupnoj gustoći ležišta ugljikovodika (aktivnih, konzerviranih, osiromašenih i neregistriranih), o gustoći bušenih bušotina za različite namjene (geološko-istraživačke, parametarske, proizvodne, utiskivanje itd.), od prisutnosti na području ključnih objekata naftnih polja za bilo koju svrhu (pojačivačke pumpne stanice, instalacije za obradu nafte, instalacije za prethodno ispuštanje vode, točke utovara i istovara nafte itd.) (vidi tablicu 10). Međutim, ova ovisnost je komplicirana veličinom ležišta, trajanjem i tehnologijom njihove eksploatacije, kao i drugim čimbenicima. Broj velikih nesreća na poljima 2000.-2004. Područje istraživanja pod nadzorom je Inspektorata za zaštitu okoliša Orenburške regije i njegovog odjela (Buzuluk Specijalizirani inspektorat za državnu kontrolu i analizu okoliša). Na temelju podataka inspekcije provedena je usporedna analiza stopa nezgoda tijekom proizvodnje i transporta ugljikovodičnih sirovina u regijama (izlijevanja nafte zbog puknuća magistralnih i poljskih cjevovoda i odvodnih vodova bušotina, nekontrolirane naftne pojave, uključujući otvoreni protok ulja) (vidi tablicu 10). U obzir su uzete samo najveće nesreće, uslijed kojih je došlo do onečišćenja uljem (s naknadnim visokim prekoračenjem pozadinske vrijednosti naftnih derivata u tlu) velike površine zemlje ili snježnog pokrivača (najmanje 1 hektar ), i (ili) došlo je do značajnog onečišćenja ležišta uljem (s velikim prekoračenjem maksimalno dopuštene koncentracije). Može se zaključiti da Gračevski, Krasnogvardejski i Kurmanajevski okrug prednjače po ukupnom broju nesreća. Prema našim daljnjim zaključcima, upravo su ta područja uključena u zonu ekološke krize, čiji je glavni razlog proizvodnja i transport ugljikovodika. Uvjeti razvoja polja, tehničko stanje objekata. Vremenski čimbenik ovdje igra dvostruku ulogu: s jedne strane, tijekom vremena proteklog od trenutka udara, pod utjecajem funkcija samoiscjeljivanja OS-a, negativni utjecaj može izravnati, a s druge strane, tehničko stanje terenske opreme se s vremenom pogoršava i može dovesti do novih onečišćenja. Trajanje razvoja polja služi, u pravilu, kao pokazatelj njegovog sustava opreme i tehničkog stanja objekata, a također izražava stupanj akumuliranog tehnogenog opterećenja prirodnih komponenti. Osim toga, kada naftna polja uđu u kasnu fazu razvoja, količine proizvedene mineralizirane, kemijski agresivne vode stalno rastu. Prosječna vodljivost proizvedenih proizvoda može premašiti 84%, a omjer voda/ulje u stalnom je porastu. U okruzima Buguruslansky, Severny, Abdulinsky, Asekeyevsky, Matveevsky nalaze se najstarija nalazišta, čiji je razvoj započeo prije 1952. godine, što pogoršava negativno. utjecaj na krajolike. Prema materijalima OJSC OrenburgNIPIneft, tehničko stanje terenskih objekata je nezadovoljavajuće, većina nije rekonstruirana od godine izgradnje; Možete pronaći nezabrtvljene sustave za prikupljanje proizvoda iz rezervoara (Baituganskoye polje).

Suvremenim metodama ekstrakcije nafte prethodile su primitivne metode:

Skupljanje nafte s površine ležišta;

Obrada pješčenjaka ili vapnenca impregniranog uljem;

Vađenje nafte iz jama i bušotina.

Skupljanje nafte s površine otvorenih vodenih tijela - ovo je očito jedna od najstarijih metoda ekstrakcije. Korištena je u Mediji, Asiro-Babiloniji i Siriji prije Krista, na Siciliji u 1. stoljeću nove ere itd. U Rusiji je proizvodnju nafte skupljanjem s površine rijeke Uhte 1745. godine organizirao F.S. Prjadunov. Godine 1858. na otoku. Cheleken i 1868. u Kokandskom kanatu nafta se skupljala u jarcima izgradnjom brane od dasaka. Američki Indijanci, kada su otkrili naftu na površini jezera i potoka, stavili su pokrivač na vodu da upije naftu, a zatim su je istisnuli u posudu.

Obrada pješčenjaka ili vapnenca impregniranog uljem, radi njezina vađenja prvi ih je opisao talijanski znanstvenik F. Ariosto u 15. st.: kod Modene u Italiji usitnjavala se i zagrijavala u kotlovima zemlja koja je sadržavala naftu; zatim su stavljeni u vrećice i prešani prešom. Godine 1819. u Francuskoj su rudarenjem razvijeni naftonosni slojevi vapnenca i pješčenjaka. Iskopani kamen stavljen je u bačvu napunjenu vrućom vodom. Kada se miješa, ulje je isplivalo na površinu vode i sakupilo se bailerom. Godine 1833...1845 Na obalama Azovskog mora kopao se pijesak natopljen uljem. Zatim se stavljalo u jame s kosim dnom i zalijevalo. Nafta isprana iz pijeska skupljala se s površine vode čupercima trave.

Vađenje nafte iz jama i bušotina također poznat od davnina. U Kisiji – drevnoj regiji između Asirije i Medije – u 5.st. PRIJE KRISTA. Nafta se vadila kožnim kantama – mehovima.

U Ukrajini se prvi spomeni proizvodnje nafte datiraju s početka 17. stoljeća. Da bi to učinili, iskopali su jame duboke 1,5...2 m, u koje je ulje iscurilo zajedno s vodom. Smjesa je zatim skupljena u bačve koje su na dnu zatvorene čepovima. Kad je lakše ulje isplivalo, čepovi su uklonjeni i istaložena voda je ispuštena. Do 1840. godine dubina iskopa je dosegla 6 m, a kasnije se nafta počela vaditi iz bušotina dubokih oko 30 m.

Na poluotoku Absheron proizvodnja nafte iz bušotina poznata je od 8. stoljeća. OGLAS Prilikom njihove izgradnje prvo je otkinuta rupa poput obrnutog (obrnutog) stošca sve do naftnog ležišta. Zatim su na stranama jame napravljene izbočine: s prosječnom dubinom uranjanja konusa od 9,5 m - najmanje sedam. Prosječna količina uklonjene zemlje pri kopanju takvog bunara bila je oko 3100 m3. Zatim su zidovi bunara od samog dna do površine pričvršćeni drvenim okvirom ili daskama. U donjim krunama napravljene su rupe za protok ulja. Izvlačilo se iz bunara mješinama, koje su se dizale ručnim vitlom ili uz pomoć konja.

U svom izvješću o putovanju na poluotok Absheron 1735. dr. I. Lerche je napisao: “... u Balakhanyju su bila 52 nalazišta nafte s dubinom od 20 hvati (1 hvat = 2,1 m), od kojih su neka dobro pogođena. , te svake godine dostaviti 500 batmana ulja..." (1 batman = 8,5 kg). Prema riječima akademika S.G. Amelina (1771.) dubina naftnih bušotina u Balakhanyju dosegla je 40...50 m, a promjer ili stranica kvadratnog presjeka bušotine 0,7...! m.

Do potpisivanja Gulistanskog mirovnog sporazuma između Rusije i Perzije (prosinac 1813.), kada su Bakuski i Derbentski kanati pripojeni našoj zemlji, na Apšeronskom poluotoku bilo je 116 bušotina s crnom naftom i jedna s "bijelom" naftom, godišnje. prinos od oko 2400 tona ovog vrijednog proizvoda. Godine 1825. iz bušotina u regiji Baku već je izvađeno 4126 tona nafte.

Metodom bušotine tehnologija vađenja nafte nije se mijenjala stoljećima. Ali već 1835., službenik rudarskog odjela Fallendorf u Tamanu prvi je upotrijebio pumpu za pumpanje nafte kroz spuštenu drvenu cijev. Brojna tehnička poboljšanja povezana su s imenom rudarskog inženjera N.I. Voskobojnikova. Da bi se smanjio obujam iskopavanja, predložio je izgradnju naftnih bušotina u obliku rudarskog okna, a 1836....1837. izvršio je rekonstrukciju cjelokupnog sustava skladištenja i distribucije nafte u Bakuu i Balakhaniju. Ali jedna od glavnih stvari u njegovom životu bilo je bušenje prve naftne bušotine na svijetu 1848. godine.

Izjava akademika G.V., koji je posjetio Baku 1864., odigrala je negativnu ulogu. Abiha da bušenje nafte kod nas ne opravdava očekivanja, te da “...i teorija i iskustvo podjednako potvrđuju mišljenje o potrebi povećanja broja bušotina...”

Slično mišljenje je neko vrijeme postojalo u vezi s bušenjem u Sjedinjenim Državama. Tako se na području gdje je E. Drake izbušio svoju prvu naftnu bušotinu vjerovalo da je „nafta tekućina koja teče u kapljicama iz ugljena koji leži u obližnjim brdima, da je beskorisno bušiti zemlju da bi se vadila i da jedini način da ga skupite je kopanje rovova.” , gdje bi se akumulirao.”

Međutim, praktični rezultati bušenja bunara postupno su promijenili ovo mišljenje. Osim toga, statistički podaci o utjecaju dubine bušotine na proizvodnju nafte ukazali su na potrebu razvoja bušenja: 1872. godine prosječna dnevna proizvodnja nafte iz jedne bušotine dubine 10...11 m bila je 816 kg, u 14. .16 m - 3081 kg, a s dubinom preko 20 m - već 11.200 kg.

Prilikom rada s bušotinama, proizvođači nafte nastojali su ih prebaciti u protočni način rada, jer ovo je bio najlakši način da ga dobijete. Prvo snažno izbijanje nafte u Balakhanyu dogodilo se 1873. godine na nalazištu Khalafi. Godine 1878. bušotina izbušena u Z.A. Tagijev u Bibi-Hejbatu. Godine 1887. 42% nafte u Bakuu proizvedeno je protočnom metodom.

Prvi pokusi na primjena dubinskih pumpi za proizvodnju nafte provedene su u SAD-u 1865. U Rusiji se ova metoda počela koristiti 1876. Međutim, pumpe su se brzo začepile pijeskom i naftni industrijalci su i dalje davali prednost bailer-u. Od svih poznatih metoda ekstrakcije ulja, tartar je ostao glavni: 1913. godine 95% svih ulja ekstrahirano je uz njegovu pomoć.

Ipak, inženjerska misao nije stajala mirno. U 70-im godinama XIX stoljeća. V G. Šuhov je predložio kompresorski način proizvodnje ulja dovođenjem komprimiranog zraka u bušotinu (airlift). Ova tehnologija je testirana u Bakuu tek 1897. Još jednu metodu proizvodnje nafte - plinski lift - predložio je M.M. Tihvinski 1914. godine

Izlaz prirodnog plina iz prirodnih izvora čovjek koristi od pamtivijeka. Kasnije je primjenu našao prirodni plin dobiven iz bunara i bušotina. Godine 1902. izbušena je prva bušotina u Sura-Khany blizu Bakua, koja je proizvodila industrijski plin s dubine od 207 m.

- 95,50 Kb

______________________________ ________________________

Zavod za višu matematiku i primijenjenu informatiku

“Povijest razvoja strojeva i opreme za proizvodnju nafte i plina”

Izvodi student

Provjereno:

Samara 2011

Uvod...................... ........................... ... ....

Povijest razvoja rudarstva od antičkog doba do danas...... ................................ .. .... .......

Uvod

Nafta je prirodna zapaljiva uljasta tekućina koja se sastoji od mješavine ugljikovodika najrazličitijih struktura. Njihove molekule su kratki lanci ugljikovih atoma, dugi, normalni, razgranati, zatvoreni u prstene i s više prstenova. Osim ugljikovodika, nafta sadrži male količine kisikovih i sumpornih spojeva te vrlo malo dušikovih spojeva. Nafta i zapaljivi plin nalaze se u utrobi zemlje i zajedno i odvojeno. Prirodni zapaljivi plin sastoji se od plinovitih ugljikovodika - metana, etana, propana.

Nafta i zapaljivi plin nakupljaju se u poroznim stijenama koje se nazivaju rezervoari. Dobro ležište je formacija pješčenjaka ugrađena u nepropusne stijene, poput gline ili škriljevca, koje sprječavaju ispuštanje nafte i plina iz prirodnih ležišta. Najpovoljniji uvjeti za stvaranje ležišta nafte i plina nastaju kada se sloj pješčenjaka savije u nabor s lukom okrenutim prema gore. U ovom slučaju, gornji dio takve kupole ispunjen je plinom, ispod je ulje, a još niže je voda.

Znanstvenici se puno raspravljaju o tome kako su nastala nalazišta nafte i zapaljivog plina. Neki geolozi - pristaše hipoteze o anorganskom podrijetlu - tvrde da su naftna i plinska polja nastala kao rezultat curenja ugljika i vodika iz dubine Zemlje, njihove kombinacije u obliku ugljikovodika i nakupljanja u ležišnim stijenama.

Drugi geolozi, većina njih, vjeruju da je nafta, poput ugljena, nastala iz organske tvari zakopane duboko ispod morskih sedimenata, gdje su iz nje otpuštene zapaljive tekućine i plinovi. Ovo je organska hipoteza o podrijetlu nafte i zapaljivog plina. Obje ove hipoteze objašnjavaju dio činjenica, ali ostavljaju dio bez odgovora.

Potpuni razvoj teorije o nastanku nafte i zapaljivog plina tek čeka buduće istraživače.

Skupine naftnih i plinskih polja, poput naslaga fosilnog ugljena, tvore plinske i naftne bazene. Oni su, u pravilu, ograničeni na korita zemljine kore u kojima se pojavljuju sedimentne stijene; sadrže slojeve dobrih ležišta.

Naša zemlja odavno zna za kaspijski naftni bazen, čiji je razvoj započeo u regiji Baku. Dvadesetih godina prošlog stoljeća otkriven je Volga-Uralski bazen, koji je nazvan Drugi Baku.

Pedesetih godina prošlog stoljeća otkriven je najveći zapadnosibirski naftni i plinski bazen na svijetu. Veliki bazeni, osim toga, poznati su iu drugim područjima zemlje - od obala Arktičkog oceana do pustinja središnje Azije. Česti su i na kontinentima i ispod morskog dna. Nafta se, primjerice, vadi s dna Kaspijskog jezera.

Rusija zauzima jedno od prvih mjesta u svijetu po rezervama nafte i plina. Velika prednost ovih minerala je relativna lakoća njihovog transporta. Cjevovodima se nafta i plin transportiraju tisućama kilometara do tvornica, tvornica i elektrana, gdje se koriste kao gorivo, kao sirovine za proizvodnju benzina, kerozina, ulja i za kemijsku industriju.

U formiranju i razvoju industrije nafte i plina može se pratiti nekoliko faza, od kojih svaka odražava stalnu promjenu u omjeru, s jedne strane, razmjera potrošnje nafte i plina, as druge, stupnja složenosti njihove proizvodnje.

U prvoj fazi nastanka naftne industrije, zbog ograničenih potreba za naftom, ona se crpila iz malog broja polja, čiji razvoj nije bio težak. Glavna metoda vađenja nafte od izlaska na površinu bila je najjednostavnija - protočna. Sukladno tome, oprema korištena za proizvodnju nafte također je bila primitivna.

U drugoj fazi potražnja za naftom je porasla, a uvjeti za proizvodnju nafte postali su složeniji, pojavila se potreba za vađenjem nafte iz ležišta na velikim dubinama iz polja sa složenijim geološkim uvjetima. Nastali su mnogi problemi vezani uz proizvodnju nafte i rad bušotina. U tu svrhu razvijene su tehnologije dizanja tekućina metodama plinskog lifta i pumpe. Izrađena je i implementirana oprema za rad bušotina protočnom metodom, oprema za plinski rad bušotina sa snažnim kompresorskim stanicama, instalacije za rad bušotina sa štapnim i bezšipnim pumpama, oprema za skupljanje, crpljenje i odvajanje proizvoda bušotina. Naftno inženjerstvo postupno je počelo dobivati oblik. Istodobno se pojavila brzo rastuća potražnja za plinom, što je dovelo do formiranja industrije proizvodnje plina, uglavnom temeljene na plinskim i plinsko kondenzatnim poljima. U ovoj su fazi industrijalizirane zemlje počele razvijati industriju goriva i energije te kemiju kroz pretežiti razvoj industrije nafte i plina.

Povijest razvoja rudarstva od antičkih vremena do danas

Ruska Federacija jedna je od vodećih energetskih sila.

Trenutačno Rusija proizvodi više od 80% ukupne proizvodnje nafte i plina i 50% proizvodnje ugljena bivšeg SSSR-a, što je gotovo sedmina ukupne proizvodnje primarnih energetskih resursa u svijetu.

U Rusiji se nalazi 12,9% dokazanih svjetskih rezervi nafte i 15,4% njezine proizvodnje.

Na njega otpada 36,4% svjetskih rezervi plina i 30,9% njegove proizvodnje.

Kompleks goriva i energije (FEC) Rusije je jezgra nacionalnog gospodarstva, osiguravajući vitalnu aktivnost svih sektora nacionalnog gospodarstva, konsolidaciju regija, stvaranje značajnog dijela proračunskih prihoda i glavni udio u devizna zarada zemlje.

Kompleks goriva i energije akumulira 2/3 dobiti stvorene u sektorima materijalne proizvodnje.

Nedovoljno obnavljanje sirovinske baze počinje ograničavati mogućnosti povećanja proizvodnje nafte i plina.

Povećanje potrošnje energije po stanovniku do 2010. godine, u ekstremnim uvjetima gospodarskog razvoja, moguće je kroz niz mjera za intenzivnu uštedu energije, optimalno dovoljan izvoz energenata uz polagano povećanje njihove proizvodnje i suzdržanu investicijsku politiku usmjerenu na najučinkovitije projekte.

U ovom pitanju značajnu ulogu igra korištenje suvremene opreme koja pruža tehnologije za uštedu energije u proizvodnji nafte.

Poznati su rudarski i bušotinski načini proizvodnje nafte.

Faze razvoja rudarske metode: kopanje jama (kopa) do 2 m dubine; izgradnja bušotina (jama) dubine do 35-45 m, te izgradnja rudarskih kompleksa vertikalnih, horizontalnih i kosih eksploatacija (rijetko se koriste u vađenju viskoznih ulja).

Do početka 19. stoljeća nafta se uglavnom vadila iz kopova koji su bili obrubljeni pleterom.

Kako se ulje nakupljalo, grabilo se u vreće i transportiralo do potrošača.

Bušotine su bile učvršćene drvenim okvirom, a konačni promjer obložene bušotine obično je bio od 0,6 do 0,9 m s nekim povećanjem prema dolje kako bi se poboljšao protok nafte do njenog dna bušotine.

Nafta se iz bušotine dizala pomoću ručnog vitla (kasnije na konjsku vuču) i užeta za koje je bio privezan meh (kožna kanta).

Do 70-ih godina XIX stoljeća. Glavna proizvodnja u Rusiji iu svijetu dolazi iz naftnih bušotina. Tako ih je 1878. u Bakuu bilo 301, čiji je protok bio višestruko veći od protoka bunara. Nafta se vadila iz bušotina bailerom - metalnom posudom (cijevi) visine do 6 m, na čijem dnu je ugrađen nepovratni ventil koji se otvara kada se bailer uroni u tekućinu i zatvara kada se pomakne prema gore. Podizanje jelke (tartana) obavljalo se ručno, zatim konjskom vučom (početkom 70-ih godina 19. stoljeća) te uz pomoć parnog stroja (80-ih godina).

Prve dubinske pumpe korištene su u Bakuu 1876. godine, a prva dubinska pumpa u Groznom 1895. Međutim, metoda tartara ostala je glavna dugo vremena. Na primjer, 1913. godine u Rusiji je 95% ulja proizvedeno želiranjem.

Istiskivanje nafte iz bušotine komprimiranim zrakom ili plinom predloženo je krajem 18. stoljeća, ali je nesavršenost kompresorske tehnologije odgodila razvoj ove metode, koja je bila znatno manje radno intenzivna u usporedbi s metodom tartara, za više od jednoga stoljeća. stoljeća.

Do početka našeg stoljeća fontanska metoda ekstrakcije nije bila razvijena. Iz brojnih Fontana regije Baku nafta se izlila u gudure, rijeke, stvorila čitava jezera, izgorjela, nepovratno izgubljena, zagadila tlo, vodonosnike i mora.

Trenutno je glavni način proizvodnje nafte crpljenje pomoću električne centrifugalne pumpe (ESP) i pumpe sa šipkom (SSP).

Iskopavanje nafte i plina. Fontana i gas lift metode proizvodnje nafte i plina Pumpa za proizvodnju naftnog plina

Nafta se nalazi pod zemljom pod takvim pritiskom da kada se do nje postavi put u obliku bunara, ona hrli na površinu. U produktivnim formacijama nafta se uglavnom pojavljuje zajedno s vodom koja je nosi. Smješteni na različitim dubinama, slojevi doživljavaju određeni tlak koji odgovara otprilike jednoj atmosferi na 10 m dubine. Bušotine dubine 1000-1500-2000 m imaju ležišne tlakove reda veličine 100-150-200 atm. Zbog tog pritiska nafta se kreće kroz formaciju do bušotine. U pravilu, bunari teku samo na početku svog životnog ciklusa, tj. neposredno nakon bušenja. Nakon nekog vremena, pritisak u formaciji se smanjuje i fontana presušuje. Naravno, kada bi bušotina prestala s radom u ovom trenutku, više od 80% nafte ostalo bi pod zemljom. Tijekom razvoja bušotine u nju se spušta niz cijevi pumpe i kompresora (tubing). Prilikom rada bušotine protočnom metodom, na površini se ugrađuje posebna oprema - armature za protok mase.

Nećemo ulaziti u sve detalje ove opreme.

Napominjemo samo da je ova oprema neophodna za kontrolu bušotine.

Uz pomoć Xmas ventila možete regulirati proizvodnju ulja – smanjiti je ili potpuno zaustaviti.

Nakon što se tlak u bušotini smanji i bušotina počne proizvoditi vrlo malo nafte, kako smatraju stručnjaci, bit će prebačeno na drugi način rada. Kod vađenja plina glavna je protočna metoda.

Nakon prestanka protoka zbog nedostatka ležišne energije, prelazi se na mehanizirani način rada bušotina, u koji se dodatna energija unosi izvana (s površine). Jedna od takvih metoda, u kojoj se energija uvodi u obliku komprimiranog plina, je gas lift. Plinski lift (zračni lift) je sustav koji se sastoji od niza proizvodnih (casing) cijevi i u njega spuštenih cjevovoda, u kojima se tekućina podiže pomoću stlačenog plina (zraka). Ovaj sustav se ponekad naziva plinski (zračni) lift. Metoda rada bušotina naziva se gas lift.

Prema shemi opskrbe, ovisno o vrsti izvora radnog sredstva - plina (zraka), razlikuju se kompresorski i nekompresorski plinski lift, a prema pogonskoj shemi - kontinuirani i periodični plinski lift.

Visokotlačni plin se ubrizgava u prstenasti prostor, zbog čega će se razina tekućine u njemu smanjiti, a u cijevima će se povećati. Kada razina tekućine padne na donji kraj cijevi, komprimirani plin će početi teći u cijevi i miješati se s tekućinom. Kao rezultat toga, gustoća takve mješavine plina i tekućine postaje niža od gustoće tekućine koja dolazi iz formacije, a razina u cijevima će se povećati.

Što se više plina uvodi, to će gustoća smjese biti niža i to će se više dizati. Kontinuiranim dovodom plina u bušotinu, tekućina (smjesa) se diže do ušća i izlijeva na površinu, a novi dio tekućine stalno ulazi u bušotinu iz formacije.

Brzina protoka plinske bušotine ovisi o količini i tlaku ubrizganog plina, dubini uranjanja cijevi u tekućinu, njihovom promjeru, viskoznosti tekućine itd.

Izvedbe plinskih dizala određuju se ovisno o broju redova cjevovoda spuštenih u bušotinu i smjeru kretanja stlačenog plina.

Prema broju redova cijevi koje se spuštaju dizalice su jednoredne i dvoredne, a prema smjeru utiskivanja plina - kružne i središnje. Kod jednorednog dizanja, jedan red cijevi se spušta u bušotinu.

Komprimirani plin se ubrizgava u prstenasti prostor između kućišta i cijevi, a mješavina plina i tekućine se diže kroz cijevi, ili se plin ubrizgava kroz cijevi, a smjesa plina i tekućine se diže kroz prstenasti prostor. U prvom slučaju imamo jednoredno podizanje prstenastog sustava, au drugom - jednoredno podizanje središnjeg sustava. S dvorednim dizalom, dva reda koncentrično smještenih cijevi spuštaju se u bunar. Ako se komprimirani plin usmjerava u prstenasti prostor između dva niza cijevi, a smjesa plina i tekućine se diže kroz unutarnje cijevi za dizanje, tada se takav uzgon naziva dvoredni prstenasti sustav.

Ekstrakcija nafte pomoću pumpi

Prema statistikama, samo nešto više od 13% svih bušotina u Rusiji radi protočnim i plinskim metodama (iako te bušotine proizvode više od 30% ukupne ruske nafte). Općenito, statistika o metodama rada izgleda ovako:

Rad bunara s pumpama sa šipkom

Kada govorimo o naftnoj industriji, prosječna osoba ima predodžbu o dva stroja - bušaćoj platformi i stroju za pumpanje.

Kratki opis

Sadržaj

Uvod................................................. ....... .......
Povijest razvoja rudarstva od antičkih vremena do danas................................. ............ ..........
Iskopavanje nafte i plina. Fontanske i gaslift metode proizvodnje nafte i plina..................oko
Vađenje ulja pomoću pumpi............
Podjela i sastav strojeva i opreme za proizvodnju nafte i plina..................................

Khalimov E.M., Khalimov K.E., Geologija nafte i plina, 2-2007.

Rusija je najveći svjetski proizvođač i izvoznik nafte i plina na svjetskom tržištu. U 2006. godini prihodi od isporuka nafte, naftnih derivata i plina u inozemstvo premašili su 160 milijardi dolara ili više od 70% svih izvoznih prihoda.

Naftni i plinski kompleks Rusije, koji je temeljni sektor gospodarstva zemlje, osigurava više od 2/3 ukupne potrošnje primarnih energetskih resursa, 4/5 njihove proizvodnje i služi kao glavni izvor poreza i deviza. prihoda za državu.

Već iz navedenih brojki može se zamisliti koliko blagostanje zemlje, koja se godinama razvijala kao sirovinska sila, ovisi o stanju naftno-plinskog kompleksa. Očita je i važnost pravodobnog donošenja sveobuhvatnih mjera za daljnji održivi razvoj industrije koju karakterizira visoka kapitalna intenzivnost i inertnost.

Uspjesi i izgledi za razvoj naftnog i plinskog kompleksa zemlje u svim fazama određeni su kvantitativnim i kvalitativnim karakteristikama sirovinske baze.

Prvi izvor nafte, koji je označio početak industrijske faze u povijesti ruske naftne industrije, dobiven je 1866. u Kubanu. Ruska naftna industrija počela je poprimati moderan izgled 30-ih i 40-ih godina. XX. stoljeća u vezi s otkrićem i puštanjem u rad velikih polja u regiji Ural-Volga. U to je vrijeme sirovinska baza za proizvodnju nafte znatno proširena zbog povećanja obima geoloških istražnih radova (istraživačko bušenje, geofizičke metode traženja i istraživanja).

Kod nas 30-70-ih. XX. stoljeća bili su razdoblje stvaranja moćne sirovinske baze i razvoja proizvodnje nafte i plina. Otkriće i razvoj najvećih naftnih i plinskih provincija u regiji Ural-Volga i zapadnom Sibiru omogućilo je SSSR-u da zauzme 1. mjesto u svijetu u smislu količine istraženih rezervi i razine godišnje proizvodnje nafte.

Dinamiku razvoja domaće proizvodnje nafte i plina tijekom ovog razdoblja jasno karakteriziraju sljedeći pokazatelji:
obujam dokazanih rezervi nafte u zemlji za razdoblje od 1922. (godina nacionalizacije naftne industrije) do 1988. (godina kada je dostignut maksimum trenutnih dokazanih rezervi nafte) porastao je 3500 puta;
obujam proizvodnog i istražnog bušenja porastao je 112 puta (1928. - 362 tisuće m, 1987. - 40 600 tisuća m);
proizvodnja nafte porasla je 54 puta (1928. - 11,5 milijuna tona, 1987. - godina najveće proizvodnje - 624,3 milijuna tona).
Tijekom 72 godine otkriveno je 2027 naftnih polja (1928. - 322, 2000. - 2349).

Plinska industrija počela se razvijati u Rusiji početkom 1930-ih. XX. stoljeća Međutim, više od pola stoljeća zaostajanja za naftnom industrijom prevladano je njezinim brzim razvojem. Već 1960. u RSFSR je proizvedeno 22,5 milijardi m3 plina, a do početka 1965. u RSFSR se razrađivalo 110 polja s ukupnom proizvodnjom od 61,3 milijarde m3. Industrija proizvodnje plina u zemlji počela se posebno brzo razvijati 1970.-1980. nakon otkrića i puštanja u rad divovskih plinskih polja na sjeveru Tjumenjske regije.

Kvantitativni uspjesi dugog razdoblja rasta domaće proizvodnje nafte i plina veliko su postignuće socijalističke države, koje je osiguralo uspješan razvoj naftno-plinskog kompleksa zemlje od sredine do kraja dvadesetog stoljeća, pa sve do početka novog vijeka.

Do početka 2005. godine na području Ruske Federacije otkriveno je 2901 ležišta ugljikovodičnih sirovina, uključujući 2864 na kopnu i 37 na polici, od kojih su 2032 u raspodijeljenom fondu, uključujući 2014 na kopnu i 18 na polici.

U Rusiji naftu proizvodi 177 organizacija, uključujući 33 dionička društva koja su dio 13 vertikalno integriranih kompanija, 75 organizacija i dioničkih društava s ruskim kapitalom, 43 zatvorena dionička društva, LLC, otvorena dionička društva sa stranim kapitalom, 6 podružnica Gazprom OJSC, 9 dioničkih društava i organizacija Rostopprom, 11 organizacija Ministarstva prirodnih resursa Ruske Federacije.

Sustav magistralnih naftovoda Transneft osigurava transport za 94% nafte proizvedene u Rusiji. Cjevovodi tvrtke prolaze kroz teritorij 53 republike, teritorija, regija i autonomnih okruga Ruske Federacije. U funkciji je 48,6 tisuća km magistralnih naftovoda, 336 naftnih crpnih stanica, 855 naftnih spremnika ukupnog kapaciteta 12 milijuna m3 i mnogi prateći objekti.

Proizvodnja prirodnog plina u iznosu od 85% ukupne ruske proizvodnje obavlja OJSC Gazprom na 78 polja u različitim regijama Ruske Federacije. Gazprom posjeduje 98% plinske transportne mreže u zemlji. Magistralni cjevovodi objedinjeni su u Jedinstveni sustav opskrbe plinom (UGSS) dužine 153 tisuće km i propusnog kapaciteta većeg od 600 milijardi m3. UGSS uključuje 263 kompresorske stanice. 179 organizacija za distribuciju plina opslužuje 428 tisuća km plinovoda u zemlji i osigurava opskrbu plinom 80 tisuća gradova i ruralnih naselja Ruske Federacije.

Uz OJSC Gazprom, proizvodnju plina u Ruskoj Federaciji provode neovisni proizvođači plina, naftne i regionalne plinske tvrtke (JSC Norilskgazprom, JSC Kamchatgazprom, JSC Yakutgazprom, JSC Sakhalinneftegaz, LLC Itera Holding i drugi, osiguravajući opskrbu plinom na teritorije koji nisu povezan s UGSS-om).

Stanje sirovinske baze
Od početka 70-ih. sve do političke krize kasnih 80-ih. U SSSR-u se obujam istražnih radova za naftu i plin stalno povećavao. Godine 1988. obujam geoloških istraživanja dosegao je najviše 6,05 milijuna m3, što je ove godine omogućilo otkrivanje 97 naftnih i 11 plinskih polja s rezervama nafte od 1186 milijuna tona i rezervama plina od 2000 milijardi m3.

Od sredine 70-ih. počeo je prirodni pad učinkovitosti geoloških istraživanja, povezan i sa smanjenjem veličine rezervi novootkrivenih polja i s pristupom teško dostupnim područjima dalekog sjevera. Troškovi istraživanja naglo su porasli. Unatoč činjenici da je daljnji razvoj nacionalnog gospodarstva zahtijevao održavanje visokih prirasta rezervi i održavanje već postignute visoke razine proizvodnje nafte, mogućnosti povećanja državnih izdvajanja za te namjene u tom su razdoblju već bile iscrpljene.

Sadašnje stanje baze mineralnih resursa ugljikovodičnih sirovina karakterizira smanjenje trenutačnih dokazanih rezervi nafte i plina i niske stope njihove reprodukcije.

Od 1994. povećanje rezervi nafte i plina znatno je manje od proizvodnje ovih minerala. Opseg geoloških istražnih radova ne osigurava reprodukciju baze mineralnih sirovina industrije nafte i plina. “Jedenje” nafte (višak proizvodnje nad rastom rezervi) u razdoblju 1994.-2005. iznosio je više od 1,1 milijardu tona, plin - preko 2,4 trilijuna m3.

Od 2232 otkrivena nalazišta nafte, nafte i plina te naftnih i plinskih kondenzatnih polja, u razvoju je 1235. Izvori nafte i plina ograničeni su na teritorije 37 konstitutivnih entiteta Ruske Federacije, ali uglavnom su koncentrirani u Zapadnom Sibiru, Uralu -Povolžje i europski sjever. Najveći stupanj razvijenosti dokazanih rezervi je u regijama Ural (85%), Volga (92%), Sjeverni Kavkaz (89%) i regija Sahalin (95%).

Struktura preostalih rezervi nafte u zemlji kao cjelini karakterizira činjenica da je trenutna proizvodnja nafte (77%) osigurana odabirom takozvanih aktivnih rezervi iz velikih polja, čija je opskrba 8-10 godina. Istodobno, udio teško iscrpivih rezervi u Rusiji kao cjelini stalno raste i za glavne naftne kompanije kreće se od 30 do 65%.

Sva velika i najveća naftna polja (179), koja čine 3/4 trenutne proizvodnje nafte u zemlji, karakteriziraju značajna iscrpljenost rezervi i visoka vodenost proizvedenih proizvoda.

U Rusiji je otkriveno 786 polja prirodnog plina, od kojih se 338 razvija s dokazanim rezervama od 20,8 trilijuna m3 ili 44,1% svih ruskih rezervi.

Zapadnosibirska provincija sadrži 78% svih dokazanih rezervi plina u Rusiji (37,1 trilijuna m3), uključujući 75% sadržano u 21 velikom polju. Najveća polja slobodnog plina su Urengojskoe i Yamburgskoye naftna i plinskokondenzatna polja s početnim rezervama plina od 10,2 odnosno 6,1 bilijuna m3, kao i Bovanenkovskoye (4,4 bilijuna m3), Štokmanovskoye (3,7 bilijuna m3), Zapolyarnoye (3,5 bilijuna m3). ), Medvezhye (2,3 bilijuna m3), itd.

Proizvodnja ulja
Godine 1974. Rusija je u sastavu SSSR-a zauzela prvo mjesto u svijetu po proizvodnji nafte i kondenzata. Proizvodnja je nastavila rasti još 13 godina i 1987. dosegla maksimum od 569,5 milijuna tona.. Tijekom krize 90-ih. proizvodnja nafte smanjena je na razinu od 298,3 milijuna tona (1996.) (sl. 1).

Riža. 1. PROIZVODNJA NAFTE S PLINSKIM KONDENZATOM U SSSR-u I RF I PROGNOZA DO 2020.

1 – SSSR (stvarno); 2 – Ruska Federacija (stvarno); 3 – očekivano; 4 – o „Energetskoj strategiji...“ „Glavne odredbe Energetske strategije...“ odobrila je Vlada Ruske Federacije (Zapisnik br. 39 od 23. studenog 2000.).

Povratkom Rusije na put tržišne ekonomije, razvoj naftno-plinskog kompleksa počeo se pokoravati zakonima tržišta. Povoljni uvjeti na svjetskom tržištu i rastuće cijene nafte krajem 1990. – početkom 2000. godine u potpunosti su iskoristile ruske naftne kompanije za intenziviranje proizvodnje iz postojećeg fonda bušotina. U razdoblju 1999.-2006. godišnja proizvodnja nafte povećana 1,6 puta (za 180 milijuna tona), što je daleko nadmašilo najoptimističniji scenarij državne “Energetske strategije...”. Količine proizvodnje nafte na većini polja premašile su planirane ciljeve optimizirane za dugo razdoblje.

Negativne posljedice intenzivne selekcije i s njom povezani brzi pad proizvodnje nisu kasno uzeli svoj danak. Godišnji porast proizvodnje nafte, nakon što je 2003. dosegao maksimum (41 milijun tona - stopa od 9,8%), počeo je opadati. U 2006. godini stopa rasta proizvodnje smanjena je 4 puta (2,2%) (vidi sliku 1).

Analiza stanja sirovinske baze za proizvodnju nafte, trenutne situacije s reprodukcijom rezervi nafte i strukture rezervi razvijenih polja omogućuje nam da zaključimo da je proizvodnja nafte u Rusiji prirodno ušla u kritičnu fazu dinamike, kada je rastuća/stabilna proizvodnja nafte zamijenjena padajućom putanjom. Takva promjena neminovno dolazi nakon intenzivne eksploatacije neobnovljivih rezervi. Pad proizvodnje nafte treba očekivati unatoč mogućem nastavku rasta cijena nafte, budući da je riječ o objektivnim razlozima iscrpljivanja neobnovljivih aktivnih rezervi koje se nesmanjenom brzinom razvijaju.

Važan uvjet koji smanjuje rizike od negativnih posljedica brzog pada proizvodnje i osigurava održivi razvoj bilo koje rudarske industrije je pravodobno obnavljanje i proširenje proizvodnih kapaciteta. Dobrobit i održivi razvoj naftne industrije ovise uglavnom o stanju operativnog fonda bušotina i dinamici razvoja rezervi postojećim bušotinama. Početkom 2006. godine operativna zaliha proizvodnih bušotina u naftnoj industriji iznosila je 152.612, što je za 3.079 bušotina manje nego godinu prije. Smanjenje operativnog fonda i značajan udio neposlovnog fonda u njemu (20%) ne mogu se smatrati zadovoljavajućim pokazateljima. Nažalost, industriju u posljednjih 10 godina karakterizira općenito nezadovoljavajući rad na puštanju u pogon novih proizvodnih kapaciteta (puštanje u rad novih polja i novih rezervi, proizvodnih bušotina) i održavanju zaliha u radnom stanju. Krajem 1993. radna zaliha iznosila je 147 049 bušotina, a broj operativnih bušotina bio je 127 050. Dakle, tijekom 12 godina proizvodni kapacitet industrijske zalihe bušotina ne samo da se nije povećao, nego se čak i smanjio.

Tijekom proteklih 6 godina naftne su kompanije povećale godišnju proizvodnju nafte za 180 milijuna tona uglavnom intenziviranjem proizvodnje iz postojećeg fonda bušotina. Među metodama intenzifikacije rašireno je hidrauličko frakturiranje. Ruske tvrtke nadmašile su Sjedinjene Države u opsegu primjene ove metode. U Rusiji se u prosjeku izvede 0,05 operacija po aktivnoj bušotini u usporedbi s 0,03 u SAD-u.
“Glavne odredbe Energetske strategije...” odobrila je Vlada Ruske Federacije (Zapisnik br. 39 od 23. studenog 2000.).

U uvjetima aktivnog “žderanja” neobnovljivih rezervi nafte, neadekvatnog povećanja broja proizvodnih bušotina i agresivne eksploatacije postojećih zaliha, sve je izraženija tendencija daljnjeg smanjenja proizvodnje nafte. Krajem 2006. godine 5 od 11 vertikalno integriranih kompanija doživjelo je pad godišnje proizvodnje nafte, uključujući TNK-BP, Gazprom Neft i Bashneft. Očekuje se da će se u sljedeće 2 godine (2007.-2008.) postojeći trend pada proizvodnje nafte u Rusiji nastaviti. Tek 2009. godine, zbog puštanja u pogon Vankorskoye, Talakanovskoye i Verkhnechonskoye polja u istočnom Sibiru, bit će moguće povećati proizvodnju nafte.

Proizvodnja plina
Plinska industrija počela se razvijati u Rusiji početkom 1930-ih. XX. stoljeća Godine 1930. proizvedeno je 520 milijuna m3. U najtežem razdoblju rata (1942.) pušteno je u rad Elšansko polje u Saratovskoj oblasti.

Godine 1950-1960 U Stavropolskom i Krasnodarskom području otkriven je veliki broj plinskih polja (Sjever-Stavropolj, Kanevskoye, Lenjingradskoye itd.), čiji je razvoj osigurao daljnji rast proizvodnje prirodnog plina (slika 2). Od velike praktične važnosti za razvoj plinske industrije bilo je otkriće plinskokondenzatnog polja Vuktylskoye 1964. i Orenburgskog plinskokondenzatnog polja 1966. godine. Proizvodna i sirovinska baza europskog dijela zemlje dobila je daljnji razvoj otkrićem Astrahanskog polja nafte i plinskog kondenzata 1976. godine i njegovim razvojem.

Riža. 2. PROIZVODNJA PLINA U SSSR-u I RF I PROGNOZA DO 2020.

1 – SSSR (stvarno); 2 – Ruska Federacija (stvarno); 3 – o „Energetskoj strategiji...“

Početkom 1960. godine na sjeveru Tjumenjske regije otkrivena je jedinstvena plinonosna provincija u svijetu s divovskim poljima: Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye, itd. Puštanje u rad plina iz ovih i drugih polja omogućilo je oštro povećati proizvodnju na 450-500 milijardi m3 u 1975-1985

Nakon što je 1990. dosegla vrhunac od 815 milijardi m3 (u SSSR-u, uključujući RSFSR - 740 milijardi m3), obujam proizvodnje plina u Rusiji smanjio se na 570 milijardi m3. U proteklih 6 godina proizvodnja se održava u rasponu od 567-600 milijardi m3, što je ispod razine predviđene minimalnom verzijom „Energetske strategije...“. Kašnjenje je uzrokovano neuspjehom OAO Gazproma u provedbi programa za razvoj novih plinskih polja na poluotoku Yamal.

Za razliku od prethodnog razdoblja brzog rasta proizvodnje 1991.-2005. karakteristično je da je obustavljen rast godišnje proizvodnje plina koji proizvodi OAO Gazprom. To je zbog specifičnosti povlačenja proizvodnih kapaciteta na visokoproduktivnim poljima koja se intenzivno razvijaju u prirodnim uvjetima u uvjetima rijetke mreže proizvodnih bušotina. Povlačenje proizvodnih kapaciteta, zbog crpljenja plina i pada tlaka u ležištu, događa se kontinuirano tijekom vremena. Istodobno, nove proizvodne bušotine spajaju se na sabirne mreže tek nakon završetka izgradnje novih integriranih jedinica za obradu plina (CGTU), kompresorskih stanica (CS) i kompresorskih stanica (BCS), koje su jedinstvene kapitalne strukture koje teško ih je konstruirati. Godine 2000-2005 prosječno godišnje puštanje u pogon ovih objekata je: UKPG-3, BCS-4, KS-5.

U 2006. godini 86% sveruske količine plina proizveo je OJSC Gazprom, u kojem glavnu proizvodnju osiguravaju tri najveća polja na sjeveru zapadnog Sibira (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye). Ova su se polja intenzivno razvijala 15-25 godina u prirodnom načinu rada bez održavanja tlaka u ležištu, osiguravajući do 80% cjelokupne ruske proizvodnje plina. Kao rezultat intenzivne eksploatacije, ležišni tlak u njima se smanjio, a proizvodnja (iscrpljivanje rezervi) senomanskih naslaga suhog plina dosegla je 66% u Urengoyu, 55% u Yamburgu i 77% u Medvezhyeu. Godišnji pad proizvodnje plina na ova tri polja sada se događa po stopi od 8-10% godišnje (25-20 milijardi m3).

Kako bi se nadoknadio pad proizvodnje plina, 2001. godine pušteno je u rad najveće nalazište nafte i plinskog kondenzata Zapolyarnoye. Već 2006. godine iz ovog polja proizvedeno je 100 milijardi m3 plina. Međutim, proizvodnja iz ovog polja nije dovoljna da nadoknadi pad proizvodnje nafte iz temeljnih iscrpljenih polja.

Od početka 2006. OAO Gazprom počeo je pokazivati znakove trenutnog pada količine proizvodnje prirodnog plina. Dnevna proizvodnja plina od veljače do srpnja 2006. pala je sa 1649,9 na 1361,7 milijuna m3/dan. To je dovelo do smanjenja dnevne proizvodnje plina u Rusiji u cjelini s 1966,8 na 1609,6 milijuna m3.

Završnu fazu razvoja cenomanskih naslaga osnovnih polja Zapadnog Sibira karakterizira nizak tlak u ležištu i pad proizvodnje. Uvjeti rada ležišta znatno se kompliciraju. Daljnji razvoj moguć je uz:
učinkovit rad bušotina u uvjetima njihovog navodnjavanja i uništavanja zone dna;
ekstrakcija plina zarobljenog prodorom formacijske vode;
proširenje proizvodnje i povećanje obujma proizvodnje niskotlačnog plina;
terenska obrada ugljikovodika pri niskim ulaznim tlakovima (< 1 МПа).

Osim toga, potrebno je stvaranje visoko učinkovite opreme za komprimiranje niskotlačnog plina, kao i razvoj tehnologije i opreme za preradu niskotlačnog plina izravno na terenu.

Rješavanjem problema korištenja niskotlačnog plina osigurat će se učinkovit dodatni razvoj najvećih svjetskih plinskih polja smještenih u visokim sjevernim geografskim širinama i na znatnoj udaljenosti od središta potrošnje prirodnog plina.

Najvažniji uvjet za osiguranje zajamčenog održivog razvoja plinskog gospodarstva u razdoblju koje razmatra državna „Energetska strategija...“ je ubrzano puštanje u rad novih polja i rezervi prirodnog plina.

Planovi OJSC Gazprom uključuju povećanje razine proizvodnje plina do 2010. na 550-560 milijardi m3, 2020. - na 580-590 milijardi m3 (vidi sliku 2), do 2030. - na 610-630 milijardi m3. Očekuje se da će se planirana razina proizvodnje plina do 2010. godine postići kroz postojeća i nova polja u regiji Nadym-Pur-Taz: Južno-Ruskoye, donjokredne naslage Zapolyarny i Pestsovoy, Achimovove naslage Urengoyskoye. Realnost i ekonomska izvedivost određene su blizinom postojeće infrastrukture za transport plina.

Nakon 2010. planira se započeti razvoj polja na poluotoku Yamal, polici arktičkih mora, u vodama Obskog i Tazskog zaljeva, u istočnom Sibiru i na Dalekom istoku.

OJSC Gazprom je u prosincu 2006. odlučio staviti u razvoj Bovanenkovskoye (2011.), Shtokmanovskoye (2013.) i Kharasaveyskoye (2014.) polja plinskog kondenzata.

Zaključak
Proizvodnja nafte i plina u sadašnjoj fazi razvija se prema scenarijima koji se razlikuju od vladine „Energetske strategije...“. Godišnje razine proizvodnje nafte znatno premašuju maksimalni scenarij, a proizvodnja plina praktički nije rasla već 10 godina. Uočena odstupanja od „strategije“ povezana su kako s pogrešnošću ideje koja se fokusira na zatvorene ekonomske granice i samodostatnost zemlje, tako i s podcjenjivanjem ovisnosti nacionalne ekonomije o globalnim procesima, npr. u cijenama nafte. No, prevladavajući razlog nerealizacije strateškog programa je slabljenje uloge države u regulaciji i upravljanju energetskim sektorom gospodarstva.

U svjetlu događaja i promjena koje su se dogodile u posljednjih 10 godina u strukturi i kvantitativnim karakteristikama sirovinske baze proizvodnje nafte i plina, stanju proizvodnih kapaciteta, trenutnim uvjetima za proizvodnju nafte na razvijenim poljima, operativnim i magistralnih naftovoda i plinovoda u izgradnji, srednjoročno i dugoročno hitno su potrebne prilagodbe „Energetske strategije...“. Izrada takve strategije omogućit će procjenu stvarnih mogućnosti proizvodnje nafte i plina na temelju tehničko-ekonomskih ciljanih karakteristika istraženih nadoknadivih rezervi i nastalih novih realnosti u zemlji i svijetu.

Temeljno važna okolnost koja određuje daljnji uspješan razvoj proizvodnje nafte i plina u Rusiji je potreba za razvojem velikih, složenih i skupih novih naftnih i plinskih projekata koje karakteriziraju nepristupačni ekstremni rudarsko-geološki i prirodno-geografski uvjeti (polja na Poluotok Yamal, polica arktičkih mora, vodena područja zaljeva Ob i Taz, u istočnom Sibiru i na Dalekom istoku). Globalni naftni i plinski projekti zahtijevaju ogromne troškove za njihov razvoj, široku suradnju i konsolidaciju snaga i resursa, temeljno nove tehnologije na svim razinama proizvodnje te nove modele strojeva i opreme.

Po složenosti rješavanja tehničkih, organizacijskih, financijskih problema i intenzivnosti rada ti su projekti usporedivi sa svemirskim programima. To dokazuje iskustvo prvih pokušaja razvoja jedinstvenih naftnih i plinskih postrojenja (na poluotoku Yamal, Sahalinu, Istočnom Sibiru itd.). Njihov razvoj zahtijevao je ogromna materijalna i financijska sredstva i nove netradicionalne oblike organizacije rada, koncentraciju napora, proizvodnog i intelektualnog potencijala ne samo domaćih, već i vodećih svjetskih transnacionalnih korporacija. Razvoj započetog posla otežan je postojećim pravilima i propisima koji se razlikuju od suvremene svjetske prakse.

Mogućnost provedbe velikih jedinstvenih naftnih i plinskih projekata, čak i više nego za tradicionalne objekte, ovisi o poticajnom zakonodavnom i regulatornom okviru za korištenje podzemlja (Zakon o podzemlju), veličini diferenciranih plaćanja rente i poreza na minerale. izvlačenje.

Prevladavanje zakonskih prepreka za daljnji razvoj proizvodnje nafte i plina važan je uvjet za provedbu ambicioznih planova koje je država objavila, jamčeći vlastitu i regionalnu energetsku sigurnost.

Književnost
1. Savezni imenik. Kompleks goriva i energije Rusije. – M.: Rodina-Pro, 2003.
2. Khalimov E.M. Razvoj naftnih polja u tržišnim uvjetima. – St. Petersburg: Nedra, 2005.

KATEGORIJE

Probir

Ultrazvuk ekstremiteta

Vrste ultrazvuka

Ultrazvuk abdomena

Ultrazvuk prsnog koša

POPULARNI ČLANCI

	Negacija ne s glagolima (u osobnom obliku, u infinitivu, u obliku gerunda) piše se odvojeno: ne uzimati, nije, ne znajući, polako
	Prezentacija, izvješće o glavnim značajkama filozofije oživljavanja
	Stil fikcije
	Djeca zemlje Prezentacija mi smo djeca zemlje za vrtić
	Prezentacija na temu Prepreke u komunikaciji, rad su dovršili učenici Bez komunikacije se zaključavamo u sebe

2023 “kingad.ru” - ultrazvučni pregled ljudskih organa