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

Suvremenim metodama vađenja nafte prethodile su primitivne metode:

skupljanje nafte s površine ležišta;

obrada pješčenjaka ili vapnenca impregniranog uljem;

vađenje nafte iz jama i bušotina.

Prikupljanje nafte s površine otvorenih ležišta je, očito, jedna od najstarijih metoda njezine ekstrakcije. Korišten je u Mediji, Asiro-Babiloniji i Siriji prije Krista, na Siciliji u 1. stoljeću poslije Krista, itd. U Rusiji je vađenje nafte skupljanjem s površine rijeke Uhte 1745. u organizaciji F.S. Prjadunov. Godine 1868., u Kokandskom kanatu, ulje je skupljano u jarcima, uređujući branu 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, s ciljem njezina izdvajanja, prvi je opisao talijanski znanstvenik F. Ariosto u 15. stoljeću: u blizini Modene u Italiji tla koja su sadržavala naftu usitnjavala su se i zagrijavala u kotlovima; zatim su stavljene u vreće i prešane prešom. Godine 1819. u Francuskoj su rudarskom metodom razvijeni naftonosni slojevi vapnenca i pješčenjaka. Iskopani kamen stavljen je u bačvu napunjenu vrućom vodom. Uz miješanje, ulje je isplivalo na površinu vode koje je skupljeno lopaticom. Godine 1833-1845. na obalama Azovskog mora kopao se pijesak natopljen uljem. Zatim se stavljalo u jame s kosim dnom i polivalo vodom. Nafta isprana iz pijeska skupljala se s površine vode grozdovima trave.

Vađenje nafte iz jama i bušotina također poznat iz antičkih vremena. U Kisiji – drevnoj regiji između Asirije i Medije – u 5.st. PRIJE KRISTA. ulje se vadilo uz pomoć kožnih kanti – mješina.

U Ukrajini, prvi spomen proizvodnje nafte datira iz početka 15. stoljeća. Da bi to učinili, iskopali su rupe duboke 1,5-2 m, gdje je ulje curilo zajedno s vodom. Zatim je smjesa skupljena u bačve, zatvorene s dna čepovima. Kad je ulje za upaljač isplivalo, čepovi su uklonjeni i istaložena voda je ispuštena. Do 1840. godine dubina jama dosegla je 6 m, a kasnije se nafta vadi iz bušotina dubokih oko 30 m.

Od davnina se na poluotocima Kerch i Taman nafta vadi pomoću motke za koju se privezuje filc ili snop dlake preslice. Spuštali su ih u bunar, a potom su ulje cijedili u pripremljene posude.

Na poluotoku Absheron vađenje nafte iz bušotina poznato je od 13. stoljeća. OGLAS Prilikom njihove izgradnje prvo je otkinuta rupa poput obrnutog (obrnutog) stošca do samog naftnog ležišta. Zatim su na stranama jame napravljene izbočine: s prosječnom dubinom uranjanja konusa od 9,5 m, najmanje sedam. Prosječna količina zemlje koja je izvađena pri kopanju takvog bunara bila je oko 3100 m 3, tada su zidovi bunara od samog dna do površine pričvršćeni drvenim okvirom ili daskama.U donjim krunama napravljene su rupe za protok ulja. Grabila se iz bunara mjehovima koji su se podizali ručnom ogrlicom ili uz pomoć konja.

U svom izvješću o putovanju na poluotok Apšeron 1735. godine, dr. I. Lerkhe je napisao: “... U Balakhaniju su bile 52 naftne bušotine duboke 20 hvati (1 hvat - 2,1 m), 500 batmana nafte...” (1 batman 8,5 kg). Prema riječima akademika S.G. Amelin (1771), dubina naftnih bušotina u Balakhanyju 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 polomljeni i poplavljeni vodama Kaspijskog jezera.

Metodom bušotine tehnika vađenja nafte nije se mijenjala kroz stoljeća. Ali već 1835. godine službenik rudarskog odjela, Fallendorf na Tamanu, prvi je upotrijebio pumpu za pumpanje nafte kroz spuštenu drvenu cijev. Brojna tehnička poboljšanja povezana su s imenom rudarskog inženjera N.I. Voskoboinikov. Kako bi smanjio količinu iskopavanja, predložio je izgradnju naftnih bušotina u obliku okna, a 1836.-1837. izvršio je rekonstrukciju cjelokupnog sustava skladištenja i distribucije nafte u Bakuu i Balakhaniju. No jedno od glavnih djela njegova života bilo je bušenje prve naftne bušotine u svijetu u 1848. godine.

Dugo se vremena proizvodnja nafte bušenjem u našoj zemlji tretirala s predrasudama. Smatralo se da je, budući da je presjek bušotine manji od presjeka naftne bušotine, dotok nafte u bušotinu znatno manji. Pritom nije uzeto u obzir da je dubina bušotina puno veća, a složenost njihove konstrukcije manja.

Tijekom rada bušotina, proizvođači nafte nastojali su ih prebaciti u protočni način rada, jer. to je bio najlakši način da ga se dobije. Prvi snažan izvor nafte u Balakhanyu udario je 1873. godine na mjestu Khalafi. Godine 1887. 42% nafte u Bakuu proizvedeno je metodom fontane.

Prisilno vađenje nafte iz bušotina dovelo je do brzog iscrpljivanja naftonosnih slojeva uz njihovu bušotinu, a ostatak (većina) je ostao u utrobi. Osim toga, zbog nedostatka dovoljnog broja skladišnih kapaciteta, značajni gubici nafte su se dogodili već na površini zemlje. Tako je 1887. godine fontanama izbačeno 1088 tisuća tona nafte, a sakupljeno samo 608 tisuća tona Na područjima oko fontana nastala su opsežna naftna jezera u kojima su isparavanjem izgubljene najvrjednije frakcije. Istrošeno ulje postalo je neprikladno za preradu i izgorjelo je. Ustajala naftna jezera gorjela su mnogo dana zaredom.

Proizvodnja nafte iz bušotina, čiji je tlak bio nedovoljan za protok, izvedena je pomoću cilindričnih kanti duljine do 6 m. Na njihovom dnu je postavljen ventil koji se otvara kada se kanta pomiče prema dolje i zatvara pod težinom izvađene tekućine. kada pritisak u kanti poraste. Metoda vađenja ulja pomoću bailersa nazvana je tartan,u Godine 1913. 95% sve nafte proizvedeno je uz njegovu pomoć.

Međutim, inženjerska misao nije stajala mirno. 70-ih godina 19.st. V G. Šuhov je predložio kompresorska metoda ekstrakcije 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 pronađena uporaba prirodnog plina dobivenog iz bunara i bunara. Godine 1902. u Surakhaniju kod Bakua izbušena je prva bušotina koja je proizvodila industrijski plin s dubine od 207 m.

U razvoju naftne industrije Postoji pet glavnih faza:

I. faza (do 1917.) - predrevolucionarno razdoblje;

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

Faza III (od 1941. do 1945.) - razdoblje Velikog Domovinskog rata;

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

V. faza (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 (XVI. stoljeće) prva nafta proizvedena na rijeci Uhti isporučena je u Moskvu. Budući da je riječ "nafta" u ruski jezik ušla tek krajem 18. stoljeća, tada se nazivala "gusta goruća voda".

Godine 1813. Rusiji su pripojeni Bakuski i Derbentski kanati 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 u regiji Nebit-Dag još prije oko 800 godina. Godine 1765. na oko. Cheleken, bilo je 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. 1835. odvedena je iz o. Chelekena ima više nego iz Bakua, iako je upravo poluotok Absheron bio predmet povećane pozornosti vlasnika nafte.

Početak razvoja naftne industrije u Rusiji je 1848.

Godine 1957. Ruska Federacija je proizvodila više od 70% nafte, a Tatarija je izbila na prvo mjesto u zemlji po proizvodnji nafte.

Glavni događaj tog razdoblja bilo je otkriće i razvoj najbogatijih naftnih polja u zapadnom Sibiru. Davne 1932. godine akademik I.M. Gubkin je izrazio ideju o potrebi započinjanja sustavne potrage 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 izdanaka tvari sličnih nafti. No, “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, Varyeganskoye, Lyantorskoye, Holmogorskoye i dr. Početak industrijske proizvodnje proizvodnja nafte u zapadnom Sibiru smatra se 1965., kada je proizvedeno oko 1 milijun tona Već 1970. godine 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. na nalazištima Uzen i Zhetybay u zapadnom Kazahstanu (poluotok Mangyshlak) dobivene su prve naftne fontane. Njihov industrijski razvoj započeo je 1965. Nadoknadive rezerve nafte samo iz ova dva polja iznosile su nekoliko stotina milijuna tona. Problem je bio u tome što su ulja Mangyshlak vrlo parafinska i imala su točku tečenja 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 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 naslaga u regijama je vrlo visok. Na Sjevernom Kavkazu 91,0% istraženih 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, povećanje rezervi nafte smanjeno je zbog novootkrivenih polja. Zbog naglog smanjenja financiranja, istraživačke organizacije smanjile su opseg geofizičkih radova i istražnog bušenja. To je dovelo do smanjenja broja novootkrivenih ležišta. 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, same nafte proizvodi sve manje.

Četvrto, 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 strane otežavala je tehničko opremanje polja. Ali to je potrebno upravo sada, kada je većina opreme odradila svoj vijek trajanja, a mnoga polja zahtijevaju prijelaz s protočnog načina proizvodnje na pumpanje.

Konačno, postoje brojne pogrešne procjene napravljene proteklih godina. Tako se sedamdesetih godina prošlog stoljeća vjerovalo da su rezerve nafte u našoj zemlji neiscrpne. U skladu s tim, naglasak nije bio na razvoju vlastitih vrsta industrijske proizvodnje, već na kupnji gotovih industrijskih proizvoda u inozemstvu novcem dobivenim od prodaje nafte. Ogromna su sredstva potrošena na održavanje privida blagostanja u sovjetskom društvu. Naftna industrija financirana je minimalno.

Na polici Sahalina još 70-80-ih. otkrivena su velika nalazišta koja još nisu puštena u rad. U međuvremenu im je zajamčeno veliko prodajno 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 Saha (Jakutija), Krasnojarsko područje, Irkutska regija, polica Ohotskog mora - oko 3,5%.

Godine 1992. počelo je restrukturiranje ruske naftne industrije: po uzoru na zapadne zemlje počele su stvarati vertikalno integrirane naftne tvrtke koje kontroliraju vađenje 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();"> Diplomski rad - 480 rubalja, dostava 10 minuta 24 sata dnevno, sedam dana u tjednu i praznicima

Myachina Ksenia Viktorovna Geoekološke posljedice proizvodnje nafte i plina u Orenburgu Cis-Urala: 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 Preduralju 32

1.7.1. Pristupi definiciji održivosti 32

1.7.2. Rangiranje područja istraživanja prema stupnju potencijalne ekološke održivosti 36

Poglavlje 2. Materijali i metode istraživanja 38

Poglavlje 3 Obilježja naftno-plinskog kompleksa 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. Obilježja proizvodnih i transportnih objekata 56 ugljikovodične sirovine

Poglavlje 4 Utjecaj naftnih i plinskih postrojenja na okoliš 70

4.1. Glavne vrste i izvori utjecaja 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 Predurala 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

JAKA 122 proizvodnja nafte i plina

6.1. Zaštita krajolika na naftnim i plinskim poljima Rusije i Orenburškog Urala 122

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

6.3. Glavni pravci optimizacije krajolika u Orenburgu Cis-Urals 130

Zaključak 134

Literatura 136

Aplikacija za fotografije 159

Uvod u posao

Relevantnost teme. Regija Orenburg jedna je od vodećih regija za proizvodnju nafte i plina u europskom dijelu Rusije i zauzima jedno od prvih mjesta u pogledu potencijala resursa nafte i plina. Početkom 2004. u regiji su otkrivena 203 ležišta ugljikovodika, od kojih je 157 u fazi istraživanja i razrade, 41 u zaštiti i državnim rezervama, 5 ležišta nije registrirano zbog malih rezervi (vidi sliku 1). Većina naslaga i daljnji izgledi za razvoj industrije nafte i plina u regiji Orenburg povezani su s njezinim zapadnim dijelom, geografski to je područje Orenburškog Urala.

Industrija nafte i plina u regiji Orenburg ima dominantnu važnost u regionalnom gospodarstvu. Istodobno, postrojenja za proizvodnju nafte i plina imaju raznolik i sve veći utjecaj na prirodne komplekse i jedan su od glavnih uzroka ekološke neravnoteže u regijama. Na područjima naftnih i plinskih polja prirodni krajolici pretvoreni su u prirodno-tehnogene komplekse, gdje se nalaze duboke, često nepovratne promjene. Razlozi ovih promjena su onečišćenje prirodnog okoliša kao posljedica izlijevanja nafte i međuslojnih voda, emisije plinova koji sadrže sumporovodik u atmosferu, utjecaj proizvodnje nafte i plina na geološki okoliš tijekom bušenja bušotina, prateći zemljani radovi, građenje i montaža, polaganje radova, kretanje transporta i građevinske opreme.

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

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

5 visok stupanj dotrajalosti i neusklađenosti s postojećim ekološkim i tehnološkim zahtjevima te, kao rezultat toga, visok postotak hitnih udara.

Nedovoljno poznavanje i nepotpuno razumijevanje promjena koje se događaju u krajolicima može uzrokovati ekološku krizu, au nekim slučajevima i ekološku katastrofu. Stoga je potrebno utvrditi pravilnost i stupanj promjene krajobraznih kompleksa kako bi se identificirali trendovi njihove daljnje transformacije u procesu ovakvog načina gospodarenja prirodom. To može doprinijeti razvoju preporuka za sprječavanje daljnjih negativnih posljedica i osiguranje sigurnosti okoliša u regiji.

Ciljevi i zadaci studija. Cilj rada je geoekološka procjena utjecaja naftnih i plinskih postrojenja na prirodni okoliš Orenburškog podneblja.

Da bismo postigli ovaj cilj, odlučili smo sljedeće zadatke:

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

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

Diferencijacija teritorija Orenburškog Predurala prema
razine tehnogene transformacije krajobraza, na temelju sustava
identifikacije i generalizacije glavnih pokazatelja koji karakteriziraju stupanj
tehnogeno opterećenje;

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

na temelju suvremene nacionalne i regionalne politike zaštite okoliša i prakse poduzeća koja se bave proizvodnjom nafte i plina, razvijeni su osnovni pravci za optimizaciju gospodarenja prirodom i ekoloških aktivnosti.

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

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

Za obranu se iznose sljedeće glavne odredbe:

dugoročni i veliki razvoj naftnih i plinskih polja doveo je do različitih poremećaja krajobraznih komponenti u Orenburškom Cis-Uralu i doveo do formiranja prirodno-tehnogenih kompleksa koji su promijenili prirodno-pejzažnu strukturu teritorija;

bodovanje dijagnostičkih pokazatelja tehnogenog utjecaja na područja i ljestvica procjene razina tehnogene transformacije krajolika stvorena na temelju toga omogućuje razlikovanje 6 skupina regija Orenburg Cis-Urala, koje se razlikuju u razinama tehnogene transformacije prirodnih kompleksa ;

kategorije geoekološkog stresa sastavni su pokazatelj narušene ravnoteže sastavnica okoliša u naftno-plinskim područjima i ovise ne samo o opsegu i dubini utjecaja naftnih i plinskih polja, već i o ekološkoj stabilnosti krajobraza na razini regionalnih i tipoloških cjelina. Razvijena je shema za zoniranje teritorija Orenburškog Cis-Urala prema kategorijama geoekološke napetosti.

7
najvažniji pokazatelj dubine utjecaja proizvodnje nafte i plina
na krajolicima regije trenutno je ekološko stanje
ključna prirodna područja (objekti prirodne baštine). Razvoj
te očuvanje mreže zaštićenih područja i oblikovanje krajobrazno-ekološke
okvir, uz obvezno provođenje monitoringa, je alat
suprotstaviti se daljnjem negativnom utjecaju

naftna i plinska polja na prirodni okoliš. Znanstvena novost

U radu je prvi put dana analiza postojeće geoekološke situacije.
na području Orenburškog Urala u vezi s intenzivnim istraživanjem i
razvoj ležišta ugljikovodika;

Po prvi put za područje Orenburškog Urala korišteno
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 žarišta ekološke katastrofe i područja smanjene poljoprivredne produktivnosti;

Na temelju postojećih shema prirodnih i agroklimatskih
područja predložila shemu potencijalne prirodne održivosti
krajolici Orenburškog Urala;

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

Praktični značaj rada određena je identifikacijom značajne negativne uloge proizvodnje nafte i plina kao izvora specifičnog utjecaja na komponente krajolika Orenburškog Cis-Urala. Kao rezultat istraživanja dobivene su informacije o stanju prirodnih kompleksa i njihovim glavnim uzorcima

8 promjene teritorija naftnih polja. Predloženi pristupi 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 gospodarenja prirodom.

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

OrenburgNIPIneft.

Osobni doprinos prijavitelja sastoji se: u neposrednom sudjelovanju autora u terenskim krajobraznim i geoekološkim proučavanjima; 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 izvijestio na znanstvenim i praktičnim konferencijama, simpozijima i školama-seminarima različitih razina: 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 ruski putevi ka održivom razvoju" (Krasnojarsk, 2003.); Drugi međunarodni znanstveni skup "Biotehnologija - zaštita okoliša" i Treća škola-konferencija mladih znanstvenika i studenata "Očuvanje bioraznolikosti 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 o znanostima o Zemlji (Novosibirsk, 2004.). Na temelju rezultata rada, autor je dobio stipendiju za mlade Uralske podružnice Ruske akademije znanosti. Godine 2005. autor je postao laureat natjecanja znanstvenih radova mladih znanstvenika i stručnjaka regije Orenburg za rad "Ekološko-geografsko zoniranje teritorija bogatog naftom i plinom regije Orenburg".

O temi disertacije objavljeno je 15 radova. Opseg i struktura rada. Disertacija se sastoji od uvoda, 6 poglavlja, zaključka, popisa literature i 1 foto aplikacije. Ukupni obim diplomskog rada -170 stranice uključujući 12 crteži i 12 stolovi. Literatura 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 od vode i stijena, pa se istiskuju iz matičnih stijena u kojima su nastali i kreću se prema pukotinama i slojevima poroznih stijena, kao što su pješčenjaci, konglomerati, vapnenci. Susrećući na svom putu horizonte gustih nepropusnih stijena, poput gline ili škriljevca, ti se minerali nakupljaju ispod njih, ispunjavajući sve pore, pukotine, praznine.

Industrijska ležišta nafte i plina otkrivena u regiji obično su ograničena na valove i izometrične ili linearno izdužene strukturne zone (Tatarski luk, dolina Muhanovo-Erokhov, lučno uzdizanje Sol-Iletsk, priobalna zona Kaspijske sineklize, istočni Orenburgski valovi uzvisina, Preduralski prednji tok). Maksimalne rezerve nafte ograničene su na Mukhanovo-Erokhovskiy korito, a rezerve plina - na Sol-Iletsk kupolasto 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 Južnouralsku naftnu i plinsku regiju (NTO).

Tatarski NTO je ograničen na južne padine Tatarskog luka. NTO Srednje Volge podijeljen je na naftne i plinske regije Mukhanovo-Erokhovskiy i Južno-Buzulukskiy, one odgovaraju sjevernom dijelu depresije Buzuluk (središnji dio korita Mukhanovo-Erokhovskiy) i njenom južnom opterećenju. Ufimsko-Orenburška NTO podijeljena je na naftne i plinske regije Istočni Orenburg i Sol-Iletsk, a naftna i plinska regija Južnog Urala uključuje naftno-plinsku regiju Sakmaro-Iletsk. Kaspijska naftna i plinska provincija na području regije tektonski je predstavljena rubnom izbočinom Kaspijske sineklize i njezinom unutarnjom rubnom zonom. U zoni sjevernog vanjskog zida korita Mukhanovo-Erokhov, glavne rezerve nafte povezane su s devonskim terigenim kompleksom. Dio resursa povezan je s naslagama donjeg karbona. Prospektivne rezerve nafte unutarnje sjeverne strane korita Mukhanovo-Erokhov povezane su s devonskim terigenim kompleksom, verejskim terigenim podkompleksom i vizejskim terigenim kompleksom. U aksijalnoj zoni korita Mukhanovo-Erokhov 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-Erokhov koncentrirane su u franko-turneskim karbonatnim i visejskim terigenim kompleksima. Unutar njega identificirana su područja Bobrovskaya, Dolgovsko-Shulayevskaya, Pokrovsko-Sorochinsky, Malakhovskaya, Solonovskaya i Tikhonovskaya. Istraživački radovi su u tijeku u obećavajućim područjima priobalne zone Kaspijske sineklize, Istočno-Orenburškog valovitog uzvišenja, Cis-Uralskog rubnog korita. U tim područjima, sjeverna strana Sol-Iletsk kupolastog uzvišenja je relativno dobro proučena. Prospektivne rezerve plina na polju Orenburg nalaze se u glavnim slojevima gornjeg karbona i donjeg perma. U rubnoj zoni Kaspijske sineklize velika nalazišta nafte povezana su s produktivnim slojevima devona i karbona, plina - s naslagama donjeg perma i karbona. Unutar Istočno-Orenburškog valovitog uzvišenja utvrđene su najveće rezerve u usporedbi s resursima drugih geostrukturnih elemenata regije Orenburg. Uglavnom su povezani s devonskim terigenim, franko-turneskim karbonatnim i vizejskim terigenim kompleksima. Stupanj istraženosti obećavajućih depozita, regija je visoka, ali neujednačena. To se posebno odnosi na južne regije, koje su povezane s glavnim izgledima za naftu i plin. Na primjer, u rubnom dijelu Kaspijske depresije, gustoća dubokog bušenja je više od 3 puta manja od prosjeka za regiju. Potencijalno područje u kojem je potrebno dugoročno predvidjeti otkrivanje velikih ležišta je Preduralsko rubno korito. Ovo područje ima velike neistražene 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 otkrivanje novih polja u bliskoj budućnosti na području djelovanja JSC "Orenburgneft" u južnom dijelu Buzuluk depresije i zapadnom dijelu Istočno-Orenburškog 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 s blok-koracima po analogiji sa Zaikinskaya i Rostashinsky grupama naslaga.

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 XIX 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. već je 45 zemalja proizvodilo preko 350 milijuna tona nafte. Godine 1950. svjetska proizvodnja nafte (549 milijuna tona) gotovo je udvostručila prijeratnu razinu, au narednim godinama udvostručavala se svakih 10 godina: 1 105 milijuna tona 1960., 2 337,6 milijuna tona 1970. Od 1973. do 1974. kao rezultat višegodišnje borbe 13 zemalja proizvođača nafte u razvoju, ujedinjenih u Organizaciju zemalja izvoznica nafte (OPEC), i njihove pobjede nad Međunarodnim naftnim kartelom, došlo je do gotovo četverostrukog rasta svjetskih cijena nafte. To je izazvalo duboku energetsku krizu iz koje je svijet izašao krajem 1970-ih i početkom 1980-ih. Uspostavljene pretjerano visoke cijene nafte prisilile su razvijene zemlje na aktivno uvođenje tehnologija 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, 1920-ih, Sjedinjene Države bile su daleko ispred ostalih zemalja u korištenju plina. Ukupna svjetska proizvodnja prirodnog plina za svakih 20 godina povećala se za 3-4 ili više puta: 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 bila 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, gotovo potpuno uništena tijekom godina svijeta a građanski rat počeo je oživljavati od 1920. Prije Drugog svjetskog rata, glavne naftne regije SSSR-a nalazile su se u Azerbajdžanu i Kavkazu. Godine 1940. proizvodnja nafte u SSSR-u dosegla je 31,1 milijun tona (od toga 22,2 milijuna tona u Azerbajdžanu; 7,0 milijuna tona u RSFSR-u). Ali tijekom ratnih godina proizvodnja se značajno smanjila i 1945. godine iznosila je 19,4 milijuna tona (11,5 milijuna tona u Azerbajdžanu; 5,7 milijuna tona u RSFSR-u). Udio nafte u industriji tada je zauzimao ugljen. U ratnim i poratnim godinama nova naftna polja dosljedno su uključena u razvoj. U rujnu 1943. snažna naftna fontana primljena je u Baškiriji iz istraživačke bušotine u blizini sela Kinzebulatovo. 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 Tatariji 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 bilo je ogromno područje smješteno između Volge i Urala, uključujući bogata naftna polja Baškirije i Tatarstana, a nazvano je "Drugi Baku". Do 1960. proizvodnja nafte povećala se gotovo 4 puta u usporedbi s do 1950. Devonske naslage postale su najmoćniji naftonosni kompleks u Volgo-Uralskoj naftno-plinskoj provinciji. Od 1964. počinje komercijalna eksploatacija zapadnosibirskih naftnih polja. To je omogućilo povećanje proizvodnje nafte u zemlji 1970. više nego udvostručeno u odnosu na 1960. (353,0 milijuna tona) i povećanje godišnjeg povećanja proizvodnje nafte na 25-30 milijuna tona.U 1974. SSSR je zauzeo prvo mjesto u svijetu u smislu proizvodnje nafte. Zapadnosibirska naftna i plinska pokrajina, koja je od sredine 1970-ih postala glavna baza za proizvodnju nafte i plina, dala je više od polovice ukupne nafte proizvedene u zemlji. U prvoj polovici 1980-ih godina SSSR je proizvodio 603-616 milijuna tona nafte (s kondenzatom). No, 1985. proizvodnja je naglo pala na 595 milijuna tona, iako je prema “Osnovnim pravcima gospodarskog i društvenog razvoja narodnog gospodarstva SSSR-a” 1985. bilo 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, pad proizvodnje nafte dogodio se davno prije 1988. No to je nadoknađeno povećanjem proizvodnje u regiji Tyumen. Stoga je nagli pad proizvodnje nafte u Tjumenskoj regiji nakon 1988. godine (u prosjeku za 7,17% godišnje) uzrokovao jednako značajan pad u SSSR-u u cjelini (za 7,38% godišnje) iu Rusiji.

Glavne vrste i izvori utjecaja

Svi tehnološki objekti naftno-plinskog kompleksa 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 gospodarenja prirodom su kemijski i mehanički utjecaji.

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

Tijekom bušenja, glavni izvor kemijskog onečišćenja su tekućine za bušenje, puferske tekućine, komponente koje se ubrizgavaju u produktivne slojeve kako bi se poboljšalo iscrpljivanje nafte, inhibitori korozije i kamenca te vodikov sulfid. Mjesta za bušenje imaju jame dizajnirane za skladištenje bušotine, formacijske vode i drugog tekućeg otpada (vidi foto prilog, fotografija 1). Oštećenje zidova staja i njihovo prelijevanje dovodi do istjecanja sadržaja i onečišćenja okolnih prostora. Posebnu opasnost predstavlja otvoreno istjecanje iz bušotine, zbog čega deseci tona nafte mogu dospjeti u okoliš. Onečišćenje prirodnog okoliša naftom i naftnim derivatima jedan je od najakutnijih ekoloških problema u Rusiji i godišnje se navodi kao prioritet u Državnom izvješću "O stanju okoliša Ruske Federacije".

Kontaminacija ugljikovodicima također je moguća kao posljedica izvanrednih situacija i curenja opreme na naftnim poljima, tijekom filtracije iz jama, rezervoara mulja.

Ništa manje akutni ekološki problemi nastaju tijekom transporta nafte i naftnih derivata. Najekonomičniji je transport nafte cjevovodima - cijena crpljenja nafte je 2-3 puta niža od cijene transporta željeznicom. Prosječni domet pumpanja nafte kod nas je do 1500 km. Nafta se transportira cjevovodima promjera 300-1200 mm, koji su podložni koroziji, naslagama smola i parafina unutar cijevi. Stoga je potrebna tehnička kontrola, pravodobni popravak i rekonstrukcija duž cijele duljine cjevovoda. U regiji istraživanja 50% nesreća na naftovodima i 66% nesreća na plinovodima događa se zbog starenja i istrošenosti opreme. Mreža za transport nafte i plina Orenburške regije počela se stvarati 40-ih godina 20. stoljeća. Velik dio cjevovodnog sustava, kako magistralnog tako i terenskog, potrebno je rekonstruirati zbog visokog stupnja dotrajalosti i neusklađenosti s postojećim ekološkim zahtjevima, a posljedično i visokog postotka havarijskih udara.

Prirodni uzroci nesreća nastaju zbog utjecaja iz okoliša kojima je naftovod izložen. Cjevovod postoji u određenom okruženju, čiju ulogu igraju okolne stijene. Materijal cjevovoda doživljava kemijske utjecaje iz okoline (razne vrste korozije). Upravo je korozija glavni uzrok nesreća na terenskim naftovodima. Nezgoda je moguća i pod utjecajem egzogenih geoloških procesa, što se izražava u mehaničkom udaru 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 uočava se kada cjevovod prelazi liniju nagiba pod kutom od 0-15°, odnosno položen paralelno s linijom nagiba. Ovi cjevovodi pripadaju najvišem i prvom razredu opasnosti u slučaju opasnosti. U regiji Orenburg približno 550 km glavnih naftovoda pripada IV klasi opasnosti, više od 2090 km - III i oko 290 - II klasi opasnosti.

Zasebno treba istaknuti probleme povezane s bušotinama "bez vlasnika" koje buše istraživačke tvrtke, a ne u bilanci bilo koje organizacije koja obavlja gospodarske aktivnosti. Mnoge od tih bušotina su pod pritiskom i imaju 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 plastičnih glina i sezonskih poplava.

Na naftnim poljima proučavane regije nalazi se više od 2900 bušotina, od kojih je oko 1950 u funkciji. Slijedom toga, značajan broj bušotina je u dugoročnoj konzervaciji, što nije predviđeno uputom o postupku likvidacije i konzervacije bušotina. Sukladno tome, te su bušotine potencijalni izvori hitnih pojava nafte i plina.

Mehanički utjecaj uključuje kršenje pokrova tla i vegetacije ili njegovo potpuno uništenje, promjenu krajolika (kao rezultat zemljanih radova, građevinskih i instalacijskih radova, polaganja, kretanja transportne i građevinske opreme, povlačenja zemljišta za izgradnju objekata za proizvodnju nafte, krčenje šuma itd. .), povreda cjelovitosti podzemlja tijekom bušenja (vidi dodatak fotografiji, fotografija 3) .

Klasifikacija područja prema stupnju tehnogene transformacije

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

Administrativne regije Orenburg Cis-Urala djeluju kao diferencijacijske jedinice.

U regiji Orenburg, teritorij s razvijenom mrežom proizvodnje nafte i plina obuhvaća 25 administrativnih okruga, uključujući okrug Orenburg. Na njegovom teritoriju, uz nekoliko plinskih polja srednje veličine, nalazi se najveće u Europi Orenburško polje nafte i plinskog kondenzata (ONGCF), čija je površina otprilike 48 puta veća od površine prosječnog polja ugljikovodika ( duljina - 100 km, širina - 18 km). Rezerve i obujam proizvodnje sirovina 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 sastavu sirovina) . Od 1. 1. 1995. zaliha samo proizvodnih bušotina na području OOGCF-a iznosila je 142 jedinice. Na području regije Orenburg nalaze se najveći centri za preradu plina i kondenzata u Europi - tvornica za preradu plina Orenburg i tvornica helija Orenburg, 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 pripisati tehnogenički najviše transformiranim, podložnim maksimalnom opterećenju od pogona za proizvodnju nafte i plina. Na temelju toga nije provedeno daljnje bodovanje transformacije prirodnih kompleksa regije Orenburg.

Procjena stanja krajolika u ostalim regijama 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 (radnih, konzerviranih, iscrpljenih i neregistriranih), o gustoći bušenih bušotina za različite namjene (istraživačke, parametarske, proizvodne, injekcijske). , itd.), od prisutnosti na teritoriju ključnih struktura naftnih polja bilo koje namjene (pojačivačke pumpne stanice, postrojenja za obradu nafte, postrojenja za prethodno ispuštanje vode, mjesta za utovar i istovar 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 regije Orenburg i njegovog pododjeljenja (Specijalizirani inspektorat za državnu kontrolu i analizu okoliša Buzuluk). Prema podacima inspekcije, provedena je usporedna analiza stope akcidenta u proizvodnji i transportu ugljikovodičnih sirovina (izlijevanja nafte uslijed puknuća magistralnih i poljskih cjevovoda i dimovodnih vodova bušotina, nekontrolirane pojave nafte, uključujući i otvoreno curenje nafte). prema okruzima (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 ha). ), i (ili) došlo je do značajnog onečišćenja ležišta uljem (s visokim prekoračenjem MPC-a). Može se zaključiti da su Grachevsky, Krasnogvardeisky i Kurmanaevsky okrugi vodeći u ukupnom broju nesreća. Prema našim daljnjim zaključcima, upravo su ta područja uključena u zonu ekološke krize, čiji je glavni razlog vađenje i transport ugljikovodičnih sirovina. Uvjeti razvoja terena, tehničko stanje objekata. Vremenski čimbenik ovdje igra dvostruku ulogu: s jedne strane, tijekom vremena proteklog od udara, pod utjecajem funkcija samoiscjeljivanja OS-a, negativni utjecaj može se izgladiti. , a s druge strane, tehničko stanje opreme na terenu se s vremenom pogoršava i može dovesti do novih onečišćenja. Trajanje razvoja ležišta u pravilu služi 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. Prosječni udio vode u proizvedenim proizvodima može premašiti 84%, a omjer vode i ulja u stalnom je porastu. Okruzi Buguruslan, Severny, Abdulinsky, Asekeevsky, Matveevsky sadrže najstarije naslage, čiji je razvoj započeo prije 1952. godine, što pogoršava negativno. utjecaj na krajolike. Prema materijalima OAO OrenburgNIPIneft, tehničko stanje terenskih objekata je nezadovoljavajuće, većina njih nije rekonstruirana od godine izgradnje; možete pronaći sustave bez tlaka za prikupljanje proizvoda iz ležišta (Baituganskoye polje).

Suvremenim metodama vađenja 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 ležišta -čini se da je ovo jedan od najstarijih načina da se izvuče. Korišten je u Mediji, Asiro-Babiloniji i Siriji prije Krista, na Siciliji u 1. stoljeću poslije Krista itd. U Rusiji je vađenje nafte sakupljanjem nafte s površine rijeke Uhte 1745. godine organizirao F.S. Prjadunov. Godine 1858. na oko. Cheleken i 1868. u Kokandskom kanatu, ulje je skupljano u jarcima, uređujući branu 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, da bi ga ekstrahirali, prvi ih je opisao talijanski znanstvenik F. Ari-osto u 15. st.: nedaleko od Modene u Italiji tla koja su sadržavala naftu usitnjavala su se i zagrijavala u kotlovima; zatim su stavljene u vreće i prešane prešom. Godine 1819. u Francuskoj su rudarskom metodom razvijeni naftonosni slojevi vapnenca i pješčenjaka. Iskopani kamen stavljen je u bačvu napunjenu vrućom vodom. Uz miješanje, ulje je isplivalo na površinu vode koje je skupljeno lopaticom. Godine 1833...1845. na obalama Azovskog mora kopao se pijesak natopljen uljem. Zatim se stavljalo u jame s kosim dnom i polivalo vodom. Nafta isprana iz pijeska skupljala se s površine vode grozdovima trave.

U Ukrajini, prvi spomen proizvodnje nafte datira iz početka 17. stoljeća. Da bi to učinili, iskopali su rupe dubine 1,5 ... 2 m, gdje je ulje iscurilo zajedno s vodom. Zatim je smjesa skupljena u bačve, zatvorene s dna čepovima. Kad je ulje za upaljač isplivalo, čepovi su uklonjeni i istaložena voda je ispuštena. Do 1840. dubina jama za kopanje dosegla je 6 m, a kasnije se nafta počela vaditi iz bušotina dubokih oko 30 m.

Od davnina se na poluotocima Kerch i Taman nafta vadi pomoću motke za koju se privezuje filc ili snop dlake preslice. Spuštali su ih u bunar, a potom su ulje cijedili u pripremljene posude.

Na poluotoku Absheron proizvodnja nafte iz bušotina poznata je od 8. stoljeća. OGLAS Prilikom njihove izgradnje prvo je otkinuta rupa poput obrnutog (obrnutog) stošca do samog naftnog ležišta. Zatim su na stranama jame napravljene izbočine: s prosječnom dubinom uranjanja konusa od 9,5 m - najmanje sedam. Prosječna količina iskopane zemlje pri kopanju takvog bunara bila je oko 3100 m 3 . Nadalje, zidovi bunara od samog dna do površine pričvršćeni su drvenim okvirom ili daskama. U donjim krunama napravljene su rupe za protok ulja. Grabila se iz bunara mjehovima koji su se podizali ručnom ogrlicom ili uz pomoć konja.

U svom izvješću o putovanju na poluotok Apšeron 1735. godine, dr. I. Lerkhe je napisao: “... u Balakhaniju su bile 52 naftne bušotine duboke 20 sažena (1 sažen = 2,1 m), od kojih su neke snažno udarile, a svaki godine isporučiti 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 kvadratna stranica presjeka bušotine 0,7...! m.

Do potpisivanja Gulistanskog mirovnog ugovora između Rusije i Perzije (prosinac 1813.), kada su se Bakuski i Derbentski kanati spojili s našom zemljom, na poluotoku Absheron bilo je 116 bušotina s crnom naftom i jedna s "bijelom" naftom, godišnje daje oko 2400 tona ovog vrijednog ulja.proizvoda. Godine 1825. iz bušotina u regiji Baku već je izvađeno 4126 tona nafte.

Negativnu ulogu odigrala je izjava akademika G.V. Abiha da bušenje naftnih bušotina kod nas ne opravdava očekivanja, te da "...i teorija i iskustvo podjednako potvrđuju mišljenje da je potrebno povećati broj bušotina..."

Slično mišljenje o bušenju postojalo je neko vrijeme u Sjedinjenim Državama. Tako se na području gdje je E. Drake izbušio svoju prvu naftnu bušotinu vjerovalo da je „nafta tekućina koja istječe u kapljicama iz ugljena nataloženog u obližnjim brdima, da je beskorisno bušiti tlo za njezino vađenje i da je jedino način prikupljanja je kopanje rovova gdje bi se akumulirao.

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

Tijekom rada bušotina, proizvođači nafte nastojali su ih prebaciti u protočni način rada, jer. to je bio najlakši način da ga se dobije. Prvi snažan izvor nafte u Balakhanyu udario je 1873. godine na mjestu Khalafi. Godine 1878. bušotina izbušena u Z.A. Tagijev u Bibi-Hejbatu. Godine 1887. 42% nafte u Bakuu proizvedeno je metodom fontane.

Prvi pokusi na dubinske pumpe za proizvodnju nafte izvedene su u SAD-u 1865. U Rusiji se ova metoda počela koristiti od 1876. Međutim, crpke su se brzo začepile pijeskom i vlasnici nafte su i dalje davali prednost baileru. Od svih poznatih metoda proizvodnje nafte, glavna je ostala metoda spašavanja: 1913. godine uz pomoć nje je izvađeno 95% ukupne nafte.

Ipak, inženjerska misao nije stajala mirno. U 70-im godinama XIX stoljeća. V G. Šuhov je predložio kompresorska metoda ekstrakcije 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 pronađena uporaba prirodnog plina dobivenog iz bunara i bunara. 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 antičkih vremena do danas .................................. ........ .................. .... .....

Uvod

Nafta je prirodna zapaljiva uljasta tekućina koja se sastoji od mješavine ugljikovodika najrazličitije strukture. Njihove molekule su i kratki lanci ugljikovih atoma, i dugi, i normalni, i razgranati, i zatvoreni u prstenove, i s više prstenova. Osim ugljikovodika, nafta sadrži male količine kisikovih i sumpornih spojeva te vrlo malo dušika. 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 sloj pješčenjaka ugrađen u nepropusne stijene poput gline ili škriljevca koji sprječavaju curenje nafte i plina iz prirodnih ležišta. Najpovoljniji uvjeti za stvaranje ležišta nafte i plina nastaju kada se sloj pješčenjaka savije u nabor, okrenut prema gore. U ovom slučaju, gornji dio takve kupole ispunjen je plinom, ulje se nalazi ispod, a još niže - 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 nalazišta nafte i plina 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 oslobođeni zapaljiva tekućina i plin. Ovo je organska hipoteza o podrijetlu nafte i zapaljivog plina. Obje ove hipoteze objašnjavaju dio činjenica, ali ostavljaju drugi dio bez odgovora.

Potpuni razvoj teorije o nastanku nafte i zapaljivog plina tek čeka svoje 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 poznaje kaspijski naftonosni bazen, čiji je razvoj započeo u regiji Baku. Dvadesetih godina prošlog stoljeća otkriven je Volga-Uralski bazen, koji je nazvan Drugi Baku.

Pedesetih godina 20. stoljeća otkriven je najveći svjetski naftni i plinski bazen, Zapadnosibirski. Veliki bazeni poznati su iu drugim dijelovima zemlje - od obala Arktičkog oceana do pustinja središnje Azije. Česti su i na kontinentima i pod morskim dnom. 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 relativno lak njihov transport. Cjevovodi transportiraju naftu i plin 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, opsega potrošnje nafte i plina, as druge strane, stupnja složenost njihovog vađenja.

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 podizanja nafte 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 većim dubinama iz polja sa složenijim geološkim uvjetima. Bilo je mnogo problema povezanih s proizvodnjom nafte i radom bušotina. Da bi se to postiglo, razvijene su tehnologije za dizanje tekućina metodama plinskog dizanja i pumpanja. Izrađena je i uvedena 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, 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 te 50% ugljena bivšeg SSSR-a, što je gotovo sedmina ukupne proizvodnje primarnih energetskih resursa u svijetu.

U Rusiji je koncentrirano 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 nacionalne ekonomije, koja osigurava vitalnu aktivnost svih sektora nacionalnog gospodarstva, konsolidaciju) regija, formiranje značajnog dijela proračunskih prihoda i glavnih udio u deviznim prihodima zemlje.

Gorivno-energetski kompleks akumulira 2/3 dobiti stvorene u granama materijalne proizvodnje.

Nedovoljno obnavljanje baze resursa počinje ograničavati mogućnost povećanja proizvodnje nafte i plina.

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

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

Poznate rudarske i bušotinske metode proizvodnje nafte.

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

Sve do početka 80. stoljeća ulje se uglavnom vadilo iz kopača, na kojima se sadio pleter.

Kako se ulje skupljalo, grabilo se u vreće i iznosilo potrošačima.

Bušotine su bile pričvršćene drvenim okvirom, 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.

Dizanje nafte iz bušotine vršilo se uz pomoć ručnih vrata (kasnije konjskog pogona) i užeta za koje je bio vezan meh (kožna kanta).

Do 70-ih godina XIX stoljeća. glavna proizvodnja u Rusiji iu svijetu već dolazi iz naftnih bušotina. Dakle, 1878. godine u Bakuu ih je bilo 301, čiji je debit mnogo puta veći od debita bunara. Nafta se vadila iz bušotina bailerom - metalnom posudom (cijevi) visine do 6 m, na čijem je dnu ugrađen nepovratni ventil koji se otvara kad se bailer uroni u tekućinu, a zatvara kad se pomakne prema gore. Dizanje bailer-a (vrećenja) obavljalo se ručno, zatim konjskom vučom (početkom 70-ih godina 19. stoljeća) i uz pomoć parnog stroja (80-ih godina).

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

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

Fontanski način vađenja također se nije formirao do početka našeg stoljeća. 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 uz pomoć električnih centrifugalnih pumpnih jedinica (ESP) i pumpi sa šipkom (SHSN).

Nafta i plin. Fontana i gaslift metode proizvodnje nafte i plina.Plinska pumpa za proizvodnju nafte

Nafta je pod zemljom pod takvim pritiskom da kada se do nje postavi put u obliku bunara, ona hrli na površinu. U produktivnim slojevima nafta se uglavnom taloži zajedno s vodom koja je nosi. Smješteni na različitim dubinama, slojevi doživljavaju određeni pritisak, koji odgovara približno jednoj atmosferi na 10 m dubine. Bušotine dubine 1000-1500-2000m imaju formacijske pritiske reda veličine 100-150-200 atm. Zbog tog pritiska nafta se kreće duž ležišta do bušotine. U pravilu, bunari teku samo na početku svog životnog ciklusa, tj. neposredno nakon bušenja. Nakon nekog vremena tlak u rezervoaru se smanjuje i fontana presušuje. Naravno, ako bi se rad bušotine zaustavio na ovom mjestu, tada bi više od 80% nafte ostalo pod zemljom. U procesu razvoja bušotine u nju se spušta niz cijevi (cijevi). Prilikom rada bušotine na tečni način, na površini se postavlja posebna oprema - božićno drvce.

Nećemo razumjeti sve detalje ove opreme.

Napominjemo samo da je ova oprema neophodna za kontrolu bušotine.

Uz pomoć božićnih drvaca može se regulirati proizvodnja ulja - smanjiti ili potpuno zaustaviti.

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

Nakon prestanka protoka zbog nedostatka ležišne energije, prelazi se na mehanizirani način rada bušotine, pri čemu 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 (airlift) - sustav koji se sastoji od proizvodnog (zaštitnog) niza cijevi i cijevi spuštenih u njega, u kojima se tekućina podiže pomoću komprimiranog plina (zraka). Ponekad se ovaj sustav naziva plinski (zračni) lift. Metoda rada bušotina u ovom slučaju naziva se gas lift.

Prema shemi napajanja razlikuju se kompresorski i nekompresorski plinski lift prema vrsti izvora radnog sredstva - plin (zrak), a prema radnoj shemi - kontinuirani i periodični plinski lift.

Visokotlačni plin ubrizgava se u prstenasti prostor, zbog čega će se razina tekućine u njemu smanjiti, au cijevi - 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 fluida koji dolazi iz rezervoara, a razina u cijevima će se povećati.

Što je više plina uvedeno, manja će biti gustoća smjese i veća visina koja će se podići. Kontinuiranim dovodom plina u bušotinu, tekućina (smjesa) se diže do ušća bušotine i izlijeva na površinu, a novi dio tekućine stalno teče iz ležišta u bušotinu.

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

Izvedbe plinskih dizala određuju se ovisno o broju redova cijevi koji se spuštaju u bušotinu i smjeru kretanja stlačenog plina.

Prema broju redova cijevi koje se spuštaju dizalice su jednoredne i dvoredne, a u smjeru utiskivanja plina - prstenaste 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 prsten. U prvom slučaju imamo jednoredno podizanje prstenastog sustava, au drugom - jednoredno podizanje središnjeg sustava. Dvorednim dizalom u bunar se spuštaju dva reda koncentrično postavljenih cijevi. Ako se stlačeni plin usmjerava u prstenasti prostor između dva niza cijevi, a smjesa plina i tekućine se diže kroz unutarnje uspone, tada se takav uspon naziva dvoredni prstenasti sustav.

Vađenje ulja pumpama

Prema statistici, 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 po metodama rada izgleda ovako:

Rad bunara sa štapnim pumpama

Kada govorimo o naftnom biznisu, prosječan čovjek ima predodžbu dva stroja - bušilice i crpne jedinice.

Kratki opis

Sadržaj

Uvod ................................................. ......
Povijest razvoja rudarstva od antičkih vremena do danas ................................... ......... ...........
Nafta i plin. Fontanske i gaslift metode proizvodnje nafte i plina............d.ob
Vađenje nafte 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 opskrbe naftom, naftnim derivatima i plinom 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 po navedenim brojkama može se zamisliti koliko dobrobit zemlje, koja se godinama razvijala kao sirovinska sila, ovisi o stanju naftno-plinskog kompleksa. Očigledna 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 dobivati moderan izgled 1930-ih i 1940-ih. 20. stoljeće u vezi s otkrićem i puštanjem u pogon velikih naslaga regije Ural-Volga. U to vrijeme intenzivno je povećana sirovinska baza proizvodnje nafte zbog porasta obujma geološko-istražnih radova (istražno bušenje, geofizičke metode traženja i istraživanja).

U našoj zemlji 30-70-ih. 20. stoljeće bili su razdoblje stvaranja moćne baze resursa i razvoja proizvodnje nafte i plina. Otkriće i razvoj najvećih naftnih i plinskih pokrajina regije Ural-Volga i Zapadnog Sibira omogućilo je SSSR-u da zauzme 1. mjesto u svijetu u pogledu 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 dostizanja maksimuma sadašnjih dokazanih rezervi nafte) porastao je 3500 puta;
obujam proizvodnog i istražnog bušenja porastao je 112 puta (1928. - 362 tisuće metara, 1987. - 40 600 tisuća metara);
proizvodnja nafte porasla je 54 puta (1928. - 11,5 milijuna tona, 1987. - godina najveće proizvodnje - 624,3 milijuna tona).
Za 72 godine otkriveno je 2027 naftnih polja (1928. - 322, 2000. - 2349).

Plinska industrija počela se razvijati u Rusiji početkom 1930-ih. 20. stoljeće Međutim, više od pola stoljeća zaostajanja naftne industrije 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, koja je osigurala uspješan razvoj naftno-plinskog kompleksa zemlje od sredine do kraja 20. stoljeća, sve do početak novog stoljeća.

Do početka 2005. godine na području Ruske Federacije otkriveno je 2901 ležišta ugljikovodika, uključujući 2864 na kopnu i 37 na polici, od kojih su 2032 bila 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 dd s ruskim kapitalom, 43 CJSC, LLC, dd sa stranim kapitalom, 6 podružnica JSC Gazprom, 9 DD i organizacije Rostopproma, 11 organizacija Ministarstva prirodnih resursa Ruske Federacije.

Transnjeftov glavni sustav cjevovoda prenosi 94% nafte proizvedene u Rusiji. Cjevovodi tvrtke prolaze kroz 53 republike, teritorije, regije i autonomne regije Ruske Federacije. U funkciji je 48,6 tisuća km magistralnih naftovoda, 336 naftnih crpnih stanica, 855 naftnih rezervoara ukupnog kapaciteta 12 milijuna m3 i brojni prateći objekti.

Proizvodnja prirodnog plina u iznosu od 85% ukupne ruske količine obavlja OAO Gazprom na 78 polja u različitim regijama Ruske Federacije. Gazprom posjeduje 98% plinske prijenosne mreže u zemlji. Magistralni cjevovodi objedinjeni su u Jedinstveni sustav opskrbe plinom (UGSS) dužine 153.000 km i propusnog kapaciteta većeg od 600 milijardi m3. UGSS uključuje 263 kompresorske stanice. 179 organizacija za distribuciju plina opslužuje 428.000 km plinovoda u zemlji i opskrbljuje plinom 80.000 gradova i ruralnih naselja Ruske Federacije.

Uz JSC Gazprom, proizvodnju plina u Ruskoj Federaciji provode neovisni proizvođači plina, naftne i regionalne plinske tvrtke (JSC Norilskgasprom, JSC Kamchatgazprom, JSC Yakutgazprom, JSC Sakhalinneftegaz, LLC Itera Holding i drugi koji opskrbljuju područja nepovezanim plinom uz UGSS).

Stanje sirovinske baze
Od početka 70-ih. sve do političke krize kasnih 1980-ih. u SSSR-u se stalno povećavao obujam traženja i istraživanja nafte i plina. Godine 1988. obujam bušaćih geoloških istraživanja dosegao je maksimalnih 6,05 milijuna m, što je omogućilo da se ove godine otkrije 97 naftnih i 11 plinskih polja s rezervama nafte od 1186 milijuna tona i plina od 2000 milijardi m3.

Od sredine 70-ih. započelo je prirodno smanjenje učinkovitosti geoloških istraživanja, povezano i sa smanjenjem veličine rezervi novootkrivenih naslaga i s pristupom teško dostupnim područjima dalekog sjevera. Troškovi istraživanja vrtoglavo su porasli. Unatoč činjenici da je daljnji razvoj nacionalnog gospodarstva zemlje 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 trenutačno istraženih rezervi nafte i plina i niske stope njihove reprodukcije.

Od 1994. godine povećanje rezervi nafte i plina znatno je manje od vađenja ovih minerala. Opseg geoloških istraživanja ne osigurava reprodukciju mineralno sirovinske baze naftne i plinske industrije. „Jedenje“ nafte (višak proizvodnje nad prirastom rezervi) u razdoblju 1994.-2005. iznosio je više od 1,1 milijardu tona, plin - preko 2,4 trilijuna m3.

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

Struktura zaostalih rezervi nafte u zemlji u cjelini karakterizira činjenica da je trenutna proizvodnja nafte (77%) osigurana vađenjem takozvanih aktivnih rezervi iz velikih ležišta, čija je raspoloživost 8-10 godina. . Istodobno, udio teško iscrpljivih rezervi u Rusiji kao cjelini stalno raste i varira od 30 do 65% za glavne naftne kompanije.

Sva velika i najveća naftna polja (179), koja čine 3/4 trenutne proizvodnje nafte u zemlji, karakterizirana su značajnim iscrpljivanjem rezervi i visokom razvodnjenošću proizvedenih proizvoda.

U Rusiji je otkriveno 786 polja prirodnog plina, od kojih je 338 polja s istraženim rezervama od 20,8 bilijuna m3, ili 44,1% svih rezervi Rusije, uključeno u razradu.

Zapadnosibirska provincija sadrži 78% svih istraženih rezervi plina u Rusiji (37,1 trilijuna m3), uključujući 75% u 21 velikom polju. Najveća polja slobodnog plina su Urengojskoe i Yamburgskoye naftna i plinska kondenzata 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 zauzimala 1. mjesto u svijetu po proizvodnji nafte i kondenzata. Proizvodnja je nastavila rasti još 13 godina i 1987. dosegnula maksimum od 569,5 milijuna tona.U vrijeme krize 1990-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 - RF (stvarno); 3 - očekivano; 4 – prema „Energetskoj strategiji…” „Osnovne odredbe Energetske strategije…” koju je odobrila 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. Povoljne uvjete na svjetskom tržištu i porast cijena nafte krajem 1990. - početkom 2000. ruske su naftne kompanije u potpunosti iskoristile za intenziviranje proizvodnje iz postojećeg fonda bušotina. U razdoblju 1999.-2006. godišnja proizvodnja nafte povećana za 1,6 puta (za 180 milijuna tona), što je daleko premašilo najoptimističniji scenarij državne „Energetske strategije...“. Količine proizvodnje nafte na većini polja premašile su projektne pokazatelje optimizirane za dugo razdoblje.

Negativne posljedice intenzivnog vađenja i kasnijeg brzog pada proizvodnje povezanog s njim nisu se sporo odrazili. Nakon što je 2003. dosegnuo maksimum (41 milijun tona - stopa od 9,8%), godišnji porast proizvodnje nafte počeo je opadati. U 2006. godini stopa rasta proizvodnje smanjena je 4 puta (2,2%) (vidi sliku 1).

Analiza stanja sirovinske baze proizvodnje nafte, trenutna situacija s reprodukcijom rezervi nafte, struktura rezervi razvijenih polja omogućuje nam da zaključimo da je proizvodnja nafte u Rusiji prirodno ušla u kritičnu fazu dinamike, kada rastuća / stabilna proizvodnja nafte zamijenjena je padajućom putanjom. Takva promjena neminovno dolazi nakon intenzivne eksploatacije neobnovljivih rezervi. Pad proizvodnje nafte treba očekivati, unatoč mogućem nastavku rasta cijena nafte, jer je do njega došlo zbog objektivnih razloga iscrpljivanja neobnovljivih aktivnih rezervi koje se kontinuirano razvijaju.

Važan uvjet koji smanjuje rizike od negativnih posljedica brzog pada proizvodnje i osigurava održivi razvoj bilo koje rudarske industrije je pravovremeno obnavljanje i povećanje proizvodnih kapaciteta. Dobrobit i održivi razvoj naftne industrije ovisi uglavnom o stanju pogonskog fonda bušotina i dinamici razvoja rezervi po pogonskim bušotinama. Do početka 2006. godine fond proizvodnih bušotina u naftnoj industriji iznosio je 152.612, što je za 3.079 bušotina manje nego godinu prije. Smanjenje operativnog fonda i značajan udio neposlovnog fonda (20%) u njemu ne mogu se smatrati zadovoljavajućim pokazateljima. Nažalost, industriju u posljednjih 10 godina karakterizira općenito nezadovoljavajući učinak u puštanju u rad novih proizvodnih kapaciteta (puštanje u rad novih polja i novih rezervi, proizvodnih bušotina) i održavanju fonda u radnom stanju. Krajem 1993. proizvodni fond bušotina iznosio je 147 049 bušotina, a broj operativnih bušotina 127 050. Dakle, tijekom 12 godina proizvodni kapacitet industrijskog fonda bušotina ne samo da se nije povećao, nego se čak i smanjio.

U posljednjih 6 godina, povećanje godišnje proizvodnje nafte za 180 milijuna tona naftne kompanije ostvarile su uglavnom zahvaljujući intenziviranju proizvodnje iz postojećeg fonda bušotina. Među metodama stimulacije, hidrauličko lomljenje postalo je široko rasprostranjeno. Što se tiče opsega primjene ove metode, ruske tvrtke su nadmašile Sjedinjene Države. U Rusiji se u prosjeku izvodi 0,05 operacija po bušotini operativnih zaliha u usporedbi s 0,03 u SAD-u.
“Osnovne odredbe energetske strategije…” odobrene od strane Vlade Ruske Federacije (Zapisnik br. 39 od 23. studenog 2000.).

U uvjetima aktivnog “žderanja” neobnovljivih rezervi nafte, neadekvatnog povećanja broja proizvodnih bušotina i agresivne eksploatacije postojećeg fonda bušotina, sve je izraženija tendencija daljnjeg pada proizvodnje nafte. Prema rezultatima 2006. godine, 5 od 11 vertikalno integriranih kompanija doživjelo je pad godišnje proizvodnje nafte, uključujući TNK-BP, Gazpromneft i Bashneft. Očekuje se da će se u sljedeće 2 godine (2007.-2008.) nastaviti trenutni trend pada proizvodnje nafte u Rusiji kao cjelini. 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. 20. stoljeće Godine 1930. iskopano 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 (Severo-Stavropolskoye, Kanevskoye, Leningradskoye, itd.), čiji je razvoj osigurao daljnji porast proizvodnje prirodnog plina (slika 2). Za razvoj plinske industrije veliku praktičnu važnost imalo je otkriće 1964. godine Vuktylskoye i 1966. godine Orenburg plinskokondenzatnih polja. Ekstrakcija i sirovinska baza europskog dijela zemlje dobila je daljnji razvoj otkrićem 1976. godine Astrahanskog polja nafte i plinskog kondenzata i njegovim razvojem.

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

1 - SSSR (stvarno); 2 - RF (stvarno); 3 – za “Energetsku strategiju…”

Do početka 1960., jedinstvena plinonosna provincija u svijetu s divovskim poljima otkrivena je na sjeveru Tyumenske regije: Urengoysky, Medvezhiy, Yamburgsky, itd. Puštanje u rad plina iz ovih i drugih polja omogućilo je oštro povećati proizvodnju na 450-500 milijardi m 1985

Nakon što je 1990. dosegla vrhunac od 815 milijardi m3 (u SSSR-u, uključujući RSFSR - 740 milijardi m3), proizvodnja plina u Rusiji smanjila se na 570 milijardi m3. U posljednjih 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 da ispuni program razvoja novih plinskih polja na poluotoku Jamal.

Za razliku od prethodnog razdoblja brzog rasta proizvodnje 1991.-2005. karakteristika je obustava rasta godišnje proizvodnje plina koju proizvodi OAO Gazprom. To je zbog specifičnosti povlačenja proizvodnih kapaciteta na visokoproduktivnim poljima koja se intenzivno razvijaju prirodnim putem u uvjetima rijetke mreže proizvodnih bušotina. Prestanak rada proizvodnih kapaciteta zbog crpljenja plina i pada ležišnog tlaka događa se kontinuirano u vremenu. Istodobno, nove proizvodne bušotine povezuju se s montažnim mrežama tek nakon završetka izgradnje novih integriranih postrojenja za obradu plina (GTP), kompresorskih stanica (CS), kompresorskih stanica (BCS), koje su jedinstvene kapitalne, složene strukture u građevinarstvu. Godine 2000-2005 prosječno godišnje puštanje u pogon ovih objekata je: UKPG-3, DKS-4, KS-5.

U 2006. godini 86% ukupne ruske količine plina proizveo je OJSC Gazprom, u kojem glavnu proizvodnju osiguravaju tri najveća polja na sjeveru zapadnog Sibira (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye). Već 15-25 godina ova su se polja intenzivno razvijala u prirodnom režimu bez održavanja tlaka u ležištu, osiguravajući do 80% ukupne ruske proizvodnje plina. Kao rezultat intenzivne eksploatacije, ležišni tlak u njima se smanjio, a proizvodnja (iscrpljenost rezervi) cenomanskih 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 bcm).

Kako bi se nadoknadio pad proizvodnje plina, 2001. godine pušteno je u rad naftno-plinsko kondenzatsko polje Zapolyarnoye, najveće naftno-plinsko kondenzatsko polje. Već 2006. godine ovo je polje proizvelo 100 milijardi kubnih metara plina. Međutim, proizvodnja iz ovog polja nije dovoljna da nadoknadi pad proizvodnje nafte iz temeljnih iscrpljenih polja.

Od početka 2006. OAO Gazprom pokazuje znakove trenutnog pada 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. Radni uvjeti ležišta postaju znatno teži. Daljnji razvoj moguć je uz:
učinkovit rad bušotina u uvjetima navodnjavanja i uništavanja zone dna;
izvlačenje plina zarobljenog prodorom formacijske vode;
proširenje proizvodnje i povećanje proizvodnje niskotlačnog plina;
terenska obrada ugljikovodika pri niskim ulaznim tlakovima (< 1 МПа).

Osim toga, potrebno je stvoriti visoko učinkovitu opremu za kompresiju niskotlačnog plina, kao i razviti tehnologije i opremu za obradu niskotlačnog plina izravno na terenu.

Rješavanje problema korištenja niskotlačnog plina omogućit će učinkovit dodatni razvoj najvećih svjetskih plinskih polja koja se nalaze u visokim sjevernim geografskim širinama i na znatnoj udaljenosti od centara potrošnje prirodnog plina.

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

OAO Gazprom planira povećati razinu proizvodnje plina do 2010. na 550-560 bcm, 2020. na 580-590 bcm (vidi sliku 2), do 2030. na 610-630 bcm. Planirana razina proizvodnje plina do 2010. trebala bi se postići na račun postojećih i novih polja koja su puštena u razvoj u regiji Nadym-Pur-Taz: Južno-Ruskoye, donjokrednih naslaga Zapolyarnoye i Pestsovoy, Achimovovih naslaga Urengoyskoye . Realnost i ekonomska izvedivost su zbog blizine postojeće plinske transportne infrastrukture.

Nakon 2010. planira se započeti s razvojem nalazišta na poluotoku Yamal, polici arktičkih mora, u vodama zaljeva Ob i Taz, u istočnom Sibiru i na Dalekom istoku.

OAO Gazprom je u prosincu 2006. odlučio pustiti 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 maksimalnu varijantu, a proizvodnja plina praktički ne raste već 10 godina. Uočena odstupanja od „strategije“ povezuju se kako s pogrešnošću ideje koja se fokusira na zatvorene ekonomske granice i samodostatnost zemlje, tako i s podcjenjivanjem ovisnosti nacionalne ekonomije o globalnim procesima, poput promjena u cijene nafte. Ipak, prevladavajući razlog neispunjenja strateškog programa je slabljenje uloge države u regulaciji i upravljanju energetskim sektorom gospodarstva.

U svjetlu događaja koji su se dogodili u posljednjih 10 godina i promjena u strukturi i kvantitativnim karakteristikama sirovinske baze proizvodnje nafte i plina, stanja proizvodnih proizvodnih kapaciteta, prevladavajućih uvjeta za proizvodnju nafte na razvijenim poljima , postojeći i u izgradnji magistralni naftovodi i plinovodi, prilagodba „Energetske strategije...“ bitna za srednji i dugi rok. Razvoj takve strategije omogućit će procjenu stvarnih mogućnosti proizvodnje nafte i plina na temelju tehničko-ekonomskih ciljnih karakteristika istraženih rezervi i novonastalih 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 teško dostupni ekstremni rudarsko-geološki i prirodno-geografski uvjeti (polja na poluotoku Yamal, polici arktičkih mora, u vodenim područjima zaljeva Ob i Taz, u istočnom Sibiru i na Dalekom istoku). Globalni naftni i plinski projekti zahtijevaju ogromne izdatke za njihov razvoj, široku suradnju i konsolidaciju snaga i sredstava, temeljno nove tehnologije u svim fazama proizvodnje, nove modele strojeva i opreme.

Po složenosti rješavanja tehničkih, organizacijskih, financijskih problema, zahtjevnosti posla ovi projekti su razmjerni 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 započetih radova sputan je postojećim pravilima i propisima koji se razlikuju od suvremene svjetske prakse.

Mogućnost provedbe velikih jedinstvenih naftno-plinskih projekata, u još većoj mjeri nego za tradicionalna postrojenja, ovisi o poticajnom zakonodavnom i regulatornom okviru za korištenje podzemlja (Zakon o podzemlju), veličini diferenciranih plaćanja rente i porezi na vađenje minerala.

Prevladavanje zakonskih prepreka za daljnji razvoj proizvodnje nafte i plina važan je uvjet za realizaciju najavljenih ambicioznih planova države koji jamče 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

	Koliko je vremena potrebno da deksametazon počne djelovati?
	Mexidol tablete kako uzimati prije ili poslije jela
	Postinor - upute za uporabu
	Malo krvi u tijelu - uzroci, simptomi, liječenje Usporiti apsorpciju željeza
	Pont du Gard: najviši antički rimski akvadukt na svijetu Spomenik arhitekture i povijesti Francuske®

2022 "kingad.ru" - ultrazvučni pregled ljudskih organa