La Russia è il leader mondiale nella produzione di petrolio e gas (una nuova fase di sviluppo) - iv_g. Menu principale Vai al contenuto

I metodi moderni di estrazione dell'olio sono stati preceduti da metodi primitivi:

raccolta di petrolio dalla superficie dei giacimenti;

lavorazione di arenaria o calcare impregnato di olio;

estrazione di petrolio da pozzi e pozzi.

La raccolta dell'olio dalla superficie dei bacini aperti è, a quanto pare, uno dei metodi più antichi della sua estrazione. Era usato in Media, Assiro-Babilonia e Siria a.C., in Sicilia nel I secolo d.C., ecc. In Russia, estrazione di petrolio raccogliendolo dalla superficie del fiume Ukhta nel 1745 organizzato da F.S. Pryadunov. Nel 1868, nel Kokand Khanate, il petrolio fu raccolto nei fossati, organizzando una diga di assi. Gli indiani d'America, quando hanno scoperto il petrolio sulla superficie di laghi e corsi d'acqua, hanno messo una coperta sull'acqua per assorbire il petrolio e poi l'hanno spremuto in un recipiente.

Lavorazione di arenarie o pietre calcaree impregnate di olio, con lo scopo di estrarlo, furono descritti per la prima volta dallo scienziato italiano F. Ariosto nel XV secolo: vicino a Modena in Italia, i terreni contenenti olio venivano frantumati e riscaldati in caldaie; poi venivano poste in sacchi e pressate con un torchio. Nel 1819, in Francia, gli strati di calcare e arenaria contenenti olio furono sviluppati con il metodo della miniera. La roccia estratta è stata posta in una vasca piena di acqua calda. Mescolando, l'olio galleggiava sulla superficie dell'acqua, che veniva raccolta con una paletta. Nel 1833-1845. la sabbia impregnata di petrolio veniva estratta sulle rive del Mar d'Azov. Quindi veniva posto in fosse con fondo inclinato e versato con acqua. L'olio dilavato dalla sabbia veniva raccolto dalla superficie dell'acqua con mazzi d'erba.

Estrazione di petrolio da pozzi e pozzi noto anche dai tempi antichi. In Kissia - un'antica regione tra Assiria e Media - nel V secolo. AVANTI CRISTO. l'olio veniva estratto con l'aiuto di secchi di cuoio - otri.

In Ucraina, la prima menzione della produzione di petrolio risale all'inizio del XV secolo. Per fare questo, hanno scavato buche profonde 1,5-2 m, dove l'olio fuoriusciva insieme all'acqua. Quindi la miscela veniva raccolta in barili, chiusi dal fondo con tappi. Quando l'olio più leggero galleggiava, i tappi venivano rimossi e l'acqua depositata veniva drenata. Nel 1840, la profondità dei fori di scavo raggiunse i 6 m, e successivamente il petrolio fu estratto da pozzi con una profondità di circa 30 m.

Sin dai tempi antichi, nelle penisole di Kerch e Taman, l'olio veniva estratto utilizzando un palo, al quale era legato un feltro o un fagotto ricavato dai peli della coda di un cavallo. Sono stati calati nel pozzo e poi l'olio è stato spremuto nei piatti preparati.

Nella penisola di Absheron, l'estrazione di petrolio dai pozzi è nota sin dal XIII secolo. ANNO DOMINI Durante la loro costruzione, un foro è stato prima strappato come un cono rovesciato (invertito) fino al serbatoio dell'olio. Quindi sono state realizzate delle sporgenze ai lati della fossa: con una profondità media di immersione del cono di 9,5 m, almeno sette. La quantità media di terra scavata durante lo scavo di un tale pozzo era di circa 3100 m 3, quindi le pareti dei pozzi dal fondo alla superficie sono state fissate con un telaio o assi di legno, sono stati praticati dei fori nelle corone inferiori per il flusso di olio. Si estraeva dai pozzi con otri, che venivano sollevati con un collare manuale o con l'aiuto di un cavallo.

Nel suo rapporto su un viaggio nella penisola di Apsheron nel 1735, il dottor I. Lerkhe scrisse: "... A Balakhani c'erano 52 pozzi petroliferi profondi 20 braccia (1 braccio - 2,1 m), 500 batman di petrolio ..." (1 batman 8,5 kg). Secondo l'accademico S.G. Amelin (1771), la profondità dei pozzi petroliferi a Balakhany raggiungeva i 40-50 me il diametro o il lato della sezione quadrata del pozzo era di 0,7-1 m.

Nel 1803, il mercante di Baku Kasymbek costruì due pozzi petroliferi nel mare a una distanza di 18 e 30 m dalla riva di Bibi-Heybat. I pozzi erano protetti dall'acqua da una scatola di assi strettamente accostate. L'olio è stato estratto da loro per molti anni. Nel 1825, durante una tempesta, i pozzi furono rotti e allagati con le acque del Mar Caspio.

Con il metodo del pozzo, la tecnica di estrazione dell'olio non è cambiata nei secoli. Ma già nel 1835, un funzionario del dipartimento minerario, Fallendorf su Taman, utilizzò per la prima volta una pompa per pompare petrolio attraverso un tubo di legno ribassato. Numerosi miglioramenti tecnici sono associati al nome dell'ingegnere minerario N.I. Voskoboinikov. Per ridurre la quantità di scavi, propose di costruire pozzi petroliferi a forma di pozzo e nel 1836-1837. ha effettuato la ricostruzione dell'intero sistema di stoccaggio e distribuzione del petrolio a Baku e Balakhani, ma una delle azioni principali della sua vita è stata la perforazione del primo pozzo petrolifero al mondo a 1848.

Per molto tempo la produzione di petrolio attraverso la trivellazione nel nostro paese è stata trattata con pregiudizio. Si credeva che poiché la sezione trasversale del pozzo è inferiore a quella di un pozzo petrolifero, l'afflusso di petrolio ai pozzi è significativamente inferiore. Allo stesso tempo, non si è tenuto conto del fatto che la profondità dei pozzi è molto maggiore e la complessità della loro costruzione è minore.

Durante il funzionamento dei pozzi, i produttori di petrolio hanno cercato di trasferirli in modalità fluente, perché. era il modo più semplice per ottenerlo. Il primo potente gusher di petrolio a Balakhany colpì nel 1873 nel sito di Khalafi. Nel 1887, il 42% dell'olio di Baku veniva prodotto con il metodo della fontana.

L'estrazione forzata di petrolio dai pozzi ha portato al rapido esaurimento degli strati contenenti petrolio adiacenti al loro pozzo, e il resto (la maggior parte) è rimasto nelle viscere. Inoltre, a causa della mancanza di un numero sufficiente di impianti di stoccaggio, si sono già verificate significative perdite di petrolio sulla superficie terrestre. Così, nel 1887, 1088mila tonnellate di petrolio furono espulse dalle fontane e ne furono raccolte solo 608.000 Nelle zone intorno alle fontane si formarono estesi laghi di petrolio, dove le frazioni più pregiate andarono perdute per evaporazione. Lo stesso olio esposto alle intemperie è diventato inadatto alla lavorazione ed è stato bruciato. Laghi di petrolio stagnanti bruciati per molti giorni di fila.

La produzione di petrolio dai pozzi, la cui pressione era insufficiente per il flusso, veniva effettuata utilizzando secchi cilindrici lunghi fino a 6 m, nel cui fondo era disposta una valvola che si apre quando il secchio si abbassa e si chiude sotto il peso del fluido estratto quando la pressione del secchio sale. Fu chiamato il metodo di estrazione dell'olio mediante bailer tartan,v Nel 1913, il 95% di tutto il petrolio veniva prodotto con il suo aiuto.

Tuttavia, il pensiero ingegneristico non si è fermato. Negli anni '70 del XIX secolo. V.G. Suggerì Shukhov metodo del compressore di estrazione dell'olio fornendo aria compressa al pozzo (airlift). Questa tecnologia fu testata a Baku solo nel 1897. Un altro metodo di produzione di petrolio - gas lift - è stato proposto da M.M. Tikhvinskij nel 1914

Le prese di gas naturale da fonti naturali sono utilizzate dall'uomo da tempo immemorabile. Successivamente si è scoperto l'uso del gas naturale ottenuto da pozzi e pozzi. Nel 1902 fu perforato il primo pozzo a Surakhani vicino a Baku, che produceva gas industriale da una profondità di 207 m.

Nello sviluppo dell'industria petrolifera Ci sono cinque fasi principali:

Fase I (fino al 1917) - periodo pre-rivoluzionario;

Fase II (dal 1917 al 1941) il periodo prima della Grande Guerra Patriottica;

Fase III (dal 1941 al 1945) - il periodo della Grande Guerra Patriottica;

Fase IV (dal 1945 al 1991) - il periodo prima del crollo dell'URSS;

Fase V (dal 1991) - il periodo moderno.

periodo pre-rivoluzionario. Il petrolio è noto in Russia da molto tempo. Torna nel 16 ° secolo. I mercanti russi commerciavano olio di Baku. Sotto Boris Godunov (XVI secolo), il primo petrolio prodotto sul fiume Ukhta fu consegnato a Mosca. Poiché la parola "olio" è entrata nella lingua russa solo alla fine del XVIII secolo, è stata poi chiamata "acqua densa e ardente".

Nel 1813, i khanati di Baku e Derbent con le loro più ricche risorse petrolifere furono annessi alla Russia. Questo evento ha avuto una grande influenza sullo sviluppo dell'industria petrolifera russa nei successivi 150 anni.

Un'altra importante regione produttrice di petrolio nella Russia pre-rivoluzionaria era il Turkmenistan. È stato stabilito che l'oro nero veniva estratto nella regione di Nebit-Dag già circa 800 anni fa. Nel 1765 circa. Cheleken, c'erano 20 pozzi petroliferi con una produzione annua totale di circa 64 tonnellate all'anno. Secondo l'esploratore russo del Mar Caspio N. Muravyov, nel 1821 i turkmeni inviarono in barca circa 640 tonnellate di petrolio in Persia. Nel 1835 fu presa da circa. Ci sono più Cheleken che da Baku, sebbene fosse la penisola di Absheron ad essere oggetto di maggiore attenzione da parte dei proprietari di petrolio.

L'inizio dello sviluppo dell'industria petrolifera in Russia è il 1848,

Nel 1957, la Federazione Russa rappresentava oltre il 70% del petrolio prodotto e Tataria era al primo posto nel paese in termini di produzione di petrolio.

L'evento principale di questo periodo fu la scoperta e lo sviluppo dei più ricchi giacimenti petroliferi della Siberia occidentale. Nel 1932, l'accademico I.M. Gubkin ha espresso l'idea della necessità di avviare una ricerca sistematica di petrolio sul versante orientale degli Urali. In primo luogo, sono state raccolte informazioni sulle osservazioni di infiltrazioni di petrolio naturale (i fiumi Bolshoi Yugan, Belaya, ecc.). Nel 1935 Qui hanno iniziato a lavorare le squadre di esplorazione geologica, che hanno confermato la presenza di affioramenti di sostanze simili al petrolio. Tuttavia, non c'era "grande petrolio". I lavori di esplorazione continuarono fino al 1943, per poi riprendere nel 1948. Solo nel 1960 fu scoperto il giacimento petrolifero di Shaimskoye, seguito da Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varyeganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye e altri. nella Siberia occidentale è considerato il 1965, quando ne furono prodotte circa 1 milione di tonnellate Già nel 1970 la produzione di petrolio qui ammontava a 28 milioni di tonnellate e nel 1981 a 329,2 milioni di tonnellate. La Siberia occidentale è diventata la principale regione produttrice di petrolio del paese e l'URSS è risultata la prima al mondo nella produzione di petrolio.

Nel 1961 furono ottenute le prime fontane di petrolio nei campi di Uzen e Zhetybay nel Kazakistan occidentale (la penisola di Mangyshlak). Il loro sviluppo industriale iniziò nel 1965. Le riserve petrolifere recuperabili da questi due soli giacimenti ammontavano a diverse centinaia di milioni di tonnellate. Il problema era che gli oli Mangyshlak sono altamente paraffinici e avevano un punto di scorrimento di +30...33 °C. Tuttavia, nel 1970, la produzione di petrolio nella penisola è stata aumentata a diversi milioni di tonnellate.

La crescita sistematica della produzione di petrolio nel paese è continuata fino al 1984. Nel 1984-85. c'è stato un calo della produzione di petrolio. Nel 1986-87. è risalito, raggiungendo il massimo. Tuttavia, a partire dal 1989, la produzione di petrolio iniziò a diminuire.

periodo moderno. Dopo il crollo dell'URSS, è continuato il calo della produzione di petrolio in Russia. Nel 1992 ammontava a 399 milioni di tonnellate, nel 1993 - 354 milioni di tonnellate, nel 1994 - 317 milioni di tonnellate, nel 1995 - 307 milioni di tonnellate.

Il continuo calo della produzione di petrolio è dovuto al fatto che non è stata eliminata l'influenza di una serie di fattori negativi oggettivi e soggettivi.

In primo luogo, la base di materie prime del settore si è deteriorata. Il grado di coinvolgimento nello sviluppo e nell'esaurimento dei depositi nelle regioni è molto elevato. Nel Caucaso settentrionale, il 91,0% delle riserve petrolifere esplorate è coinvolto nello sviluppo e l'esaurimento dei giacimenti è dell'81,5%. Nella regione degli Urali-Volga, queste cifre sono rispettivamente dell'88,0% e del 69,1%, nella Repubblica dei Komi - 69,0% e 48,6%, nella Siberia occidentale - 76,8% e 33,6%.

In secondo luogo, l'aumento delle riserve petrolifere è diminuito a causa dei nuovi giacimenti scoperti. A causa di una forte diminuzione dei finanziamenti, le organizzazioni di esplorazione hanno ridotto la portata del lavoro geofisico e delle perforazioni esplorative. Ciò ha portato a una diminuzione del numero di depositi scoperti di recente. Quindi, se nel 1986-90. le riserve di petrolio nei giacimenti scoperti di recente ammontavano a 10,8 milioni di tonnellate, quindi nel 1991-95. - solo 3,8 milioni di tonnellate.

In terzo luogo, il taglio dell'acqua dell'olio prodotto è elevato.. Ciò significa che a parità di costi e volumi di produzione del fluido di formazione, l'olio stesso viene prodotto sempre meno.

In quarto luogo, i costi di ristrutturazione. A seguito del crollo del vecchio meccanismo economico, è stata eliminata la rigida gestione centralizzata dell'industria e se ne sta ancora creando una nuova. Il conseguente squilibrio dei prezzi del petrolio, da un lato, e delle attrezzature e dei materiali, dall'altro, rendeva difficile dotare i giacimenti di attrezzature tecniche. Ma questo è necessario in questo momento, quando la maggior parte delle attrezzature ha esaurito la sua vita e molti campi richiedono una transizione dal metodo di produzione fluente al pompaggio.

Infine, ci sono numerosi errori di calcolo fatti negli anni passati. Così, negli anni '70, si credeva che le riserve di petrolio nel nostro paese fossero inesauribili. In accordo con ciò, l'enfasi non era sullo sviluppo dei propri tipi di produzione industriale, ma sull'acquisto di prodotti industriali finiti all'estero con la valuta ricevuta dalla vendita di petrolio. Enormi fondi furono spesi per mantenere l'apparenza di prosperità nella società sovietica. L'industria petrolifera era finanziata al minimo.

Sullo scaffale Sakhalin negli anni '70 e '80. sono stati scoperti grandi giacimenti, che non sono ancora stati messi in funzione. Nel frattempo, viene loro garantito un enorme mercato di vendita nei paesi della regione Asia-Pacifico.

Quali sono le prospettive future per lo sviluppo dell'industria petrolifera nazionale?

Non esiste una valutazione univoca delle riserve petrolifere in Russia. Vari esperti danno cifre per il volume delle riserve recuperabili da 7 a 27 miliardi di tonnellate, che è dal 5 al 20% del mondo. La distribuzione delle riserve petrolifere in Russia è la seguente: Siberia occidentale - 72,2%; Regione degli Urali-Volga - 15,2%; Provincia di Timan-Pechora - 7,2%; La Repubblica di Sakha (Yakutia), il territorio di Krasnoyarsk, la regione di Irkutsk, la piattaforma del mare di Okhotsk - circa il 3,5%.

Nel 1992 iniziò la ristrutturazione dell'industria petrolifera russa: seguendo l'esempio dei paesi occidentali, iniziarono a creare compagnie petrolifere integrate verticalmente che controllano l'estrazione e la lavorazione del petrolio, nonché la distribuzione dei prodotti petroliferi da esso ottenuti.

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Myachina Ksenia Viktorovna Conseguenze geoecologiche della produzione di petrolio e gas nella Cis-Urali di Orenburg: dissertazione ... Candidato di scienze geografiche: 25.00.36 Orenburg, 2007 168 p. RSL OD, 61:07-11/130

introduzione

Capitolo 1. Condizioni paesaggistiche ed ecologiche dell'area di studio 10

1.1. Posizione geografica e zonizzazione naturale 10

1.2. Struttura geologica e rilievo 12

1.2.1. Geologia 12

1.2.2. Tettonica e analisi della distribuzione dei depositi di idrocarburi 15

1.2.3. Geomorfologia e principali morfologie 18

1.3. Condizioni climatiche 19

1.4. Condizioni idrologiche 22

1.5. Suolo e copertura vegetale 27

1.6. Tipi di terreno 30

1.7. Potenziale sostenibilità ambientale dei paesaggi nella Cis-Urali di Orenburg 32

1.7.1. Approcci alla definizione di sostenibilità 32

1.7.2. Graduare l'area di studio in base al grado di potenziale sostenibilità ambientale 36

Capitolo 2. Materiali e metodi di ricerca 38

capitolo 3 Caratteristiche del complesso petrolifero e del gas 43

3.1. Storia dello sviluppo della produzione di petrolio e gas nel mondo e in Russia 43

3.2. Storia dello sviluppo della produzione di petrolio e gas nella regione di Orenburg 47

3.3. Caratteristiche degli impianti di produzione e trasporto 56 materie prime idrocarburiche

capitolo 4 Impatto degli impianti di petrolio e gas sull'ambiente 70

4.1. Principali tipologie e fonti di impatto 70

4.2. Impatto sui componenti dell'ambiente naturale 73

4.2.1. Impatto sulle acque sotterranee e superficiali 73

4.2.2. Impatto sul suolo e sulla copertura vegetale 79

4.2.3. Impatto sull'atmosfera 99

Capitolo 5 Valutazione dello stato geoecologico delle regioni della Cis-Urali di Orenburg 102

5.1. Classificazione delle aree in base al grado di trasformazione tecnogenica 102

5.2. Zonizzazione geoecologica degli Urali di Orenburg in relazione allo sviluppo della produzione di petrolio e gas 116

Capitolo 6. FORTE Problemi di tutela e valorizzazione dei paesaggi sotto l'influenza

FORTE 122 produzione di petrolio e gas

6.1. Protezione del paesaggio nei giacimenti di petrolio e gas della Russia e degli Urali di Orenburg 122

6.2. Il problema dell'interazione delle strutture petrolifere con oggetti naturali unici (sull'esempio della pineta di Buzuluk) 127

6.3. Le principali direzioni dell'ottimizzazione del paesaggio nell'Orenburg Cis-Urals 130

Conclusione 134

Riferimenti 136

Applicazione fotografica 159

Introduzione al lavoro

Rilevanza dell'argomento. La regione di Orenburg è una delle principali regioni produttrici di petrolio e gas nella parte europea della Russia e occupa uno dei primi posti in termini di potenziale di risorse di petrolio e gas. All'inizio del 2004 sono stati scoperti nella regione 203 giacimenti di idrocarburi, di cui 157 in esplorazione e sviluppo, 41 in conservazione e riserva statale, 5 giacimenti non censiti per piccole riserve (vedi Figura 1) . La maggior parte dei depositi e ulteriori prospettive per lo sviluppo dell'industria petrolifera e del gas nella regione di Orenburg sono associati alla sua parte occidentale, geograficamente questo è il territorio degli Urali di Orenburg.

L'industria del petrolio e del gas nella regione di Orenburg è di importanza predominante nell'economia regionale. Allo stesso tempo, gli impianti di produzione di petrolio e gas hanno un impatto diversificato e crescente sui complessi naturali e sono una delle principali cause di squilibrio ambientale nelle regioni. Nei territori dei giacimenti di petrolio e gas, i paesaggi naturali si sono trasformati in complessi naturali-tecnogenici, dove si riscontrano cambiamenti profondi, spesso irreversibili. Le ragioni di questi cambiamenti sono l'inquinamento dell'ambiente naturale a seguito di fuoriuscite di petrolio e acque interstratali, emissioni di gas contenenti idrogeno solforato nell'atmosfera, l'impatto della produzione di petrolio e gas sull'ambiente geologico durante la perforazione di pozzi, lavori di sterro associati, costruzione e installazione, lavori di posa, movimento di trasporto e attrezzature da costruzione.

Numerosi incidenti nel trasporto di condotte di tutti i gradi sono un fattore costante nel deterioramento dello stato dei complessi naturali con una rete di produzione di idrocarburi sviluppata.

Il sistema di trasporto di petrolio e gas della regione di Orenburg iniziò a essere creato negli anni '40 del XX secolo. La maggior parte del sistema di condutture, sia del tronco che del campo, deve essere ricostruita a causa di

5 un elevato grado di degrado e non conformità ai requisiti ambientali e tecnologici esistenti e, di conseguenza, un'elevata percentuale di raffiche di emergenza.

Una conoscenza insufficiente e una comprensione incompleta dei cambiamenti in atto nei paesaggi possono causare una crisi ecologica e, in alcuni casi, disastri ecologici. Pertanto, è necessario determinare la regolarità e il grado di cambiamento nei complessi paesaggistici al fine di identificare le tendenze nella loro ulteriore trasformazione nel processo di questo tipo di gestione della natura. Ciò può contribuire allo sviluppo di raccomandazioni per prevenire ulteriori conseguenze negative e garantire la sicurezza ambientale della regione.

Finalità e obiettivi dello studio. Lo scopo del lavoro è una valutazione geoecologica dell'impatto degli impianti di petrolio e gas sull'ambiente naturale delle Orenburg Cisurals.

Per raggiungere questo obiettivo, abbiamo deciso i seguenti compiti:

L'analisi dello stato attuale, della struttura ricettiva e
tendenze nell'ulteriore sviluppo del complesso petrolifero e del gas
regione;

Vengono identificati i principali fattori e le conseguenze geoecologiche
mutamenti tecnogeni e perturbazioni dei paesaggi sul territorio
giacimenti di petrolio e gas;

La differenziazione del territorio della Cis-Urali di Orenburg secondo
livelli di trasformazione tecnogenica dei paesaggi, basati sul sistema
individuazioni e generalizzazioni dei principali indicatori caratterizzanti la laurea
carico tecnogenico;

"- è stato elaborato uno schema di zonizzazione geoecologica dell'area di studio sulla base della differenziazione effettuata, tenendo conto della potenziale sostenibilità ambientale dei complessi naturali ad impatto tecnogenico;

sulla base della moderna politica ambientale nazionale e regionale e della pratica delle imprese produttrici di petrolio e gas, sono state sviluppate indicazioni di base per ottimizzare la gestione della natura e le attività ambientali.

Oggetto di studio sono i complessi naturali della Cis-Urali di Orenburg, che sono sotto l'influenza degli impianti di produzione di petrolio e gas.

Oggetto della ricercaè l'attuale situazione geo-ecologica nelle aree di produzione di petrolio e gas, il grado di trasformazione operata dall'uomo. complessi paesaggistici e le loro dinamiche in relazione allo sviluppo di questo settore.

Le seguenti disposizioni principali sono proposte per la difesa:

lo sviluppo a lungo termine e su larga scala di giacimenti di petrolio e gas ha portato a vari disturbi delle componenti paesaggistiche nella Cis-Urali di Orenburg e ha portato alla formazione di complessi tecnogeni naturali che hanno modificato la struttura paesaggistica naturale del territorio;

il punteggio degli indicatori diagnostici dell'impatto tecnogenico sulle aree e la scala di valutazione dei livelli di trasformazione tecnogenica dei paesaggi creati sulla base consente di distinguere 6 gruppi di regioni della Cis-Urali di Orenburg, che differiscono nei livelli di trasformazione tecnogenica dei complessi naturali ;

categorie di tensione geoecologica sono un indicatore integrale dell'equilibrio disturbato delle componenti ambientali nelle aree di produzione di petrolio e gas e dipendono non solo dalla scala e dalla profondità dell'impatto dei giacimenti di petrolio e gas, ma anche dalla stabilità ecologica dei paesaggi a livello delle unità regionali e tipologiche. È stato sviluppato uno schema per la suddivisione in zone del territorio della Cis-Urali di Orenburg per categorie di tensione geoecologica.

7
l'indicatore più importante della profondità dell'impatto della produzione di petrolio e gas
sui paesaggi della regione è l'attuale stato ecologico
aree naturali chiave (oggetti del patrimonio naturale). Sviluppo
e conservazione della rete delle aree protette e la formazione di un sistema paesaggistico-ecologico
quadro, con l'attuazione obbligatoria del monitoraggio, è uno strumento
contrastare ulteriori effetti negativi

giacimenti di petrolio e gas sull'ambiente naturale. Novità scientifica

Per la prima volta nel lavoro viene fornita l'analisi dell'attuale situazione geoecologica.
sul territorio degli Urali di Orenburg in connessione con un'intensa esplorazione e
sviluppo di giacimenti di idrocarburi;

Per la prima volta utilizzato per il territorio degli Urali di Orenburg
approccio sistemico-ecologico alla ricerca
modelli di cambiamenti nei complessi naturali nelle aree
produzione di petrolio e gas;

È stato stabilito che le aree di produzione di petrolio e gas sono i principali centri di disastro ecologico e aree di ridotta produttività agricola;

Sulla base degli schemi esistenti di natura naturale e agro-climatica
aree hanno proposto uno schema di potenziale sostenibilità naturale
paesaggi degli Urali di Orenburg;

l'area di studio è stata differenziata in base ai livelli di trasformazione tecnogenica dei paesaggi e sono state introdotte le categorie di tensione geoecologica, che riflettono lo stato geoecologico delle aree individuate.

Il significato pratico dell'operaè determinato dall'identificazione di un ruolo negativo significativo della produzione di petrolio e gas come fonte di impatto specifico sulle componenti dei paesaggi della Cis-Urali di Orenburg. Come risultato della ricerca, sono state ottenute informazioni sullo stato dei complessi naturali e sui loro principali schemi

8 cambiamenti nei territori dei giacimenti petroliferi. Gli approcci proposti sono promettenti per determinare il livello di trasformazione tecnogenica dei paesaggi interessati dalla produzione di petrolio e gas in varie regioni. Le caratteristiche identificate dello stato dei complessi naturali forniranno un approccio differenziato allo sviluppo di misure per la loro ottimizzazione e conservazione nel processo di ulteriore gestione della natura.

L'utilizzo dei risultati della ricerca è confermato da atti su
attuazione da parte del comitato per la protezione dell'ambiente e delle risorse naturali
Regione di Orenburg durante la pianificazione e l'organizzazione di eventi per
attività ambientali. Base informativa creata
è stato utilizzato anche per studi scientifici su JSC

OrenburgNIPINeft.

Contributo personale del richiedente consiste: nella partecipazione diretta dell'autore a studi paesaggistici e geoecologici sul campo; analisi e sistematizzazione di dati letterari e archivistici; sviluppo di una scala di valutazione per la trasformazione tecnogenica dei complessi naturali; fondatezza dello schema di potenziale stabilità naturale dei paesaggi dell'area di studio.

Approvazione del lavoro e pubblicazione.

Le principali disposizioni del lavoro di tesi sono state riportate dall'autore in occasione di conferenze scientifiche e pratiche, simposi e seminari scolastici di vari livelli: conferenze scientifiche e pratiche regionali di giovani scienziati e specialisti (Orenburg, 2003, 2004, 2005); conferenza internazionale giovanile "Ecology-2003" (Arkhangelsk, 2003); Terzo convegno scolastico repubblicano "I giovani ei percorsi della Russia verso lo sviluppo sostenibile" (Krasnoyarsk, 2003); Il secondo convegno scientifico internazionale "Biotecnologie - protezione ambientale" e il terzo convegno scolastico di giovani scienziati e studenti "Conservazione della biodiversità e uso razionale delle risorse biologiche"

9 (Mosca, 2004); Convegno internazionale "Patrimonio naturale della Russia: studio, monitoraggio, protezione" (Togliatti, 2004); Conferenza scientifica tutta russa dedicata al 200° anniversario dell'Università di Kazan (Kazan, 2004); Conferenza tutta russa di giovani scienziati e studenti "Problemi reali di ecologia e protezione ambientale" (Ufa, 2004); Seconda conferenza internazionale siberiana di giovani scienziati sulle scienze della terra (Novosibirsk, 2004). Sulla base dei risultati del lavoro, l'autore ha ricevuto una borsa di studio per giovani dal ramo degli Urali dell'Accademia delle scienze russa. Nel 2005, l'autore è diventato il vincitore del concorso di lavori scientifici di giovani scienziati e specialisti della regione di Orenburg per il lavoro "Zonizzazione ecologica e geografica del territorio petrolifero e del gas della regione di Orenburg".

Sono stati pubblicati 15 articoli sull'argomento della tesi. Scopo e struttura del lavoro. La dissertazione è composta da introduzione, 6 capitoli, conclusione, bibliografia e 1 applicazioni fotografiche. Il volume totale della tesi -170 pagine comprese 12 disegni e 12 tabelle. I riferimenti contengono 182 fonte.

Tettonica e analisi della distribuzione dei depositi di idrocarburi

Strutture geologiche favorevoli per l'accumulo di grandi masse di petrolio e gas sono cupole e anticlinali.

Gli idrocarburi hanno un peso specifico inferiore rispetto all'acqua e alle rocce, quindi vengono espulsi dalle rocce madri in cui si sono formati e risalgono le fessure e gli strati di rocce porose, come arenarie, conglomerati, calcari. Incontrando sulla loro strada orizzonti di dense rocce impermeabili, come argille o scisti, questi minerali si accumulano sotto di loro, riempiendo tutti i pori, le crepe, i vuoti.

I giacimenti commerciali di petrolio e gas scoperti nella regione sono solitamente confinati a rigonfiamenti e zone strutturali isometriche o linearmente allungate (arco tartaro, avvallamento di Mukhanovo-Erokhov, sollevamento ad arco di Sol-Iletsk, zona vicino alla costa della sineclisi del Caspio, rigonfiamento simile a un rigonfiamento di Orenburg orientale sollevamento , avanfossa Cis-Ural). Le riserve massime di petrolio sono limitate al trogolo Mukhanovo-Erokhovskiy e le riserve di gas - al sollevamento a cupola di Sol-Iletsk (vedi Figura 2).

Secondo la zonizzazione petrogeologica, la parte occidentale della regione di Orenburg appartiene alle province del petrolio e del gas del Volga-Urali e del Caspio. Sul territorio della regione, la provincia del Volga-Urali comprende le regioni del petrolio e del gas (NTO) di Tatar, Medio Volga, Ufa-Orenburg e Urali meridionali.

Il Tatar NTO è confinato alle pendici meridionali dell'arco tartaro. Il Medio Volga NTO è suddiviso nelle regioni portanti di petrolio e gas di Mukhanovo-Erokhovskiy e Yuzhno-Buzulukskiy, che corrispondono alla parte settentrionale della depressione di Buzuluk (la parte centrale della depressione di Mukhanovo-Erokhovskiy) e al suo carico di tronchi meridionale. L'NTO di Ufimsko-Orenburg è suddiviso nelle regioni del petrolio e del gas di Orenburg orientale e Sol-Iletsk, la regione del petrolio e del gas degli Urali meridionali comprende la regione del petrolio e del gas di Sakmaro-Iletsk. La provincia del petrolio e del gas del Caspio nel territorio della regione è rappresentata tettonicamente dalla sporgenza marginale della sineclisi del Caspio e dalla sua zona marginale interna. Nell'area del muro esterno settentrionale del trogolo Mukhanovo-Erokhov, le principali riserve petrolifere sono limitate al complesso terrigeno devoniano. Parte delle risorse è associata ai depositi del Carbonifero inferiore. Le potenziali riserve di petrolio del lato settentrionale interno della depressione di Mukhanovo-Erokhov sono associate al complesso terrigeno devoniano, al sottocomplesso terrigeno di Vereian e al complesso terrigeno di Visean. Nella zona assiale della depressione di Mukhanovo-Erokhov, i principali depositi di petrolio sono associati a formazioni terrigene devoniane. I giacimenti petroliferi di Mogutovskoye, Gremyachevskoye, Tverdilovskoye, Vorontsovskoye e Novokazanskoye sono confinati in questa zona. Le riserve della zona marginale esterna meridionale del trogolo di Mukhanovo-Erokhov sono concentrate nei complessi carbonatici franco-tournaisiani e visiani. Al suo interno sono state identificate le aree Bobrovskaya, Dolgovsko-Shulaevskaya, Pokrovsko-Sorochinsky, Malakhovskaya, Solonovskaya e Tikhonovskaya. Sono in corso lavori di esplorazione in aree promettenti della zona marginale della sineclisi del Caspio, del sollevamento simile a un rigonfiamento di Orenburg orientale, della depressione marginale Cis-Ural. In queste aree, il lato settentrionale del sollevamento a cupola di Sol-Iletsk è relativamente ben studiato. Le potenziali riserve di gas del giacimento di Orenburg si trovano nei principali strati del Carbonifero superiore e del Permiano inferiore. Nella zona marginale della sineclisi del Caspio, grandi depositi di petrolio sono associati agli strati produttivi del Devoniano e del Carbonifero, gas - con depositi del Permiano inferiore e del Carbonifero. All'interno del sollevamento simile a un moto ondoso di East Orenburg, sono state identificate le maggiori riserve rispetto alle risorse di altri elementi geostrutturali della regione di Orenburg. Sono principalmente associati ai complessi terrigeni devoniani, carbonati franco-tournaisiani e visiani. Il grado di esplorazione di depositi promettenti, la regione è alto, ma irregolare. Ciò è particolarmente vero per le regioni meridionali, associate alle principali prospettive di petrolio e gas. Ad esempio, nella parte marginale della depressione del Caspio, la densità delle perforazioni profonde è più di 3 volte inferiore alla media della regione. Una regione potenziale in cui è necessario prevedere la scoperta di grandi depositi a più lungo termine è la depressione marginale Cis-Ural. Quest'area ha grandi risorse inesplorate di gas e petrolio gratuiti, il cui grado di sviluppo è rispettivamente solo dell'11 e del 2%. La regione ha una posizione geografica ed economica molto vantaggiosa. a causa della vicinanza al complesso del gas di Orenburg. Le prospettive più realistiche per la scoperta di nuovi giacimenti nel prossimo futuro nell'area di attività di OJSC "Orenburgneft" nella parte meridionale della depressione di Buzuluk e nella parte occidentale del sollevamento di East Orenburg. C'è un'opinione unanime sulle alte prospettive del Devoniano nella parte meridionale della regione all'interno del trogolo non compensato di Rubezhinsky. In questa regione possiamo contare sulla scoperta di depositi di grandi e medie dimensioni associati a gradini di blocco per analogia con i gruppi di depositi Zaikinskaya e Rostashinsky.

La storia dello sviluppo della produzione di petrolio e gas nel mondo e in Russia

Fino alla metà dell'Ottocento il petrolio veniva estratto in piccole quantità (2-5 mila tonnellate all'anno) da pozzi poco profondi vicini ai suoi sbocchi naturali in superficie. Quindi la rivoluzione industriale ha predeterminato un'ampia domanda di carburanti e lubrificanti. La domanda di petrolio iniziò a salire.

Con l'introduzione delle trivellazioni petrolifere alla fine degli anni '60 del XIX secolo, la produzione mondiale di petrolio aumentò di dieci volte, passando da 2 a 20 milioni di tonnellate entro la fine del secolo.Nel 1900, il petrolio veniva prodotto in 10 paesi: Russia, Stati Uniti, Indie orientali olandesi, Romania, Austria-Ungheria, India, Giappone, Canada, Germania, Perù. Quasi la metà della produzione totale mondiale di petrolio proviene dalla Russia (9.927 migliaia di tonnellate) e dagli Stati Uniti (8.334 migliaia di tonnellate).

Per tutto il XX secolo, il consumo mondiale di petrolio ha continuato a crescere a ritmo sostenuto. Alla vigilia della prima guerra mondiale, nel 1913, i principali paesi produttori di petrolio erano: Stati Uniti, Russia, Messico, Romania, Indie orientali olandesi, Birmania e India, Polonia.

Nel 1938 nel mondo si producevano già 280 milioni di tonnellate di petrolio. Dopo la seconda guerra mondiale, la geografia della produzione si espanse notevolmente. Nel 1945 già 45 paesi producevano oltre 350 milioni di tonnellate di petrolio. Nel 1950 la produzione mondiale di petrolio (549 milioni di tonnellate) raddoppiò quasi il livello prebellico e negli anni successivi raddoppiò ogni 10 anni: 1.105 milioni di tonnellate nel 1960, 2.337,6 milioni di tonnellate nel 1970. Nel 1973 - 1974 Come risultato di molti anni di lotta di 13 paesi in via di sviluppo produttori di petrolio, uniti nell'Organizzazione dei paesi esportatori di petrolio (OPEC), e della loro vittoria sul cartello petrolifero internazionale, c'è stato un aumento quasi quadruplicato dei prezzi mondiali del petrolio. Ciò ha causato una profonda crisi energetica, dalla quale il mondo è emerso alla fine degli anni '70 e all'inizio degli anni '80. I prezzi del petrolio eccessivamente elevati hanno costretto i paesi sviluppati a introdurre attivamente tecnologie per il risparmio di petrolio. La massima produzione mondiale di petrolio - 3.109 milioni di tonnellate (3.280 milioni di tonnellate con condensato) si è verificata nel 1979. Ma nel 1983 la produzione è scesa a 2.637 milioni di tonnellate, per poi ricominciare ad aumentare. Nel 1994 sono state prodotte nel mondo 3.066 milioni di tonnellate di petrolio. La produzione mondiale totale di petrolio accumulata dall'inizio dello sviluppo dei giacimenti petroliferi ammontava a circa 98,5 miliardi di tonnellate nel 1995. Il gas naturale fu utilizzato per la prima volta nel 1821 negli Stati Uniti per l'illuminazione. Un secolo dopo, negli anni '20, gli Stati Uniti erano molto più avanti di altri paesi nell'uso del gas. La produzione mondiale totale di gas naturale ogni 20 anni è aumentata di 3-4 o più volte: 1901-1920. - 0,3 trilioni. m3; 1921-1940 - 1,0 trilioni. m3; 1941-1960TG. - 4,8 trilioni. m3; 1960-1980 - 21,0 trilioni. m3. Nel 1986 sono stati prodotti nel mondo 1.704 miliardi di m3 di gas naturale. Nel 1993 la produzione totale di gas naturale nel mondo ammontava a 2663,4 miliardi di m3. Produzione di petrolio e gas nell'URSS e in Russia Nella Russia pre-rivoluzionaria, la più grande produzione di petrolio avvenne nel 1901: 11,9 milioni di tonnellate, pari a più della metà dell'intera produzione mondiale di petrolio. Alla vigilia della prima guerra mondiale (1913), in Russia furono prodotte 10,3 milioni di tonnellate di petrolio e alla fine della guerra (1917) - 8,8 milioni di tonnellate L'industria petrolifera, quasi completamente distrutta durante gli anni del mondo e la guerra civile iniziò a riprendersi dal 1920. Prima della seconda guerra mondiale, le principali regioni petrolifere dell'URSS si trovavano in Azerbaigian e Ciscaucasia. Nel 1940, la produzione di petrolio in URSS raggiunse i 31,1 milioni di tonnellate (di cui 22,2 milioni di tonnellate in Azerbaigian; 7,0 milioni di tonnellate nella RSFSR). Ma durante gli anni della guerra, la produzione diminuì notevolmente e nel 1945 ammontava a 19,4 milioni di tonnellate (11,5 milioni di tonnellate in Azerbaigian; 5,7 milioni di tonnellate nella RSFSR). La quota di petrolio nell'industria a quel tempo era occupata dal carbone. Negli anni della guerra e del dopoguerra, i nuovi giacimenti petroliferi furono costantemente coinvolti nello sviluppo. Nel settembre 1943, una potente fontana di petrolio fu ricevuta in Bashkiria da un pozzo esplorativo vicino al villaggio di Kinzebulatovo. Ciò ha permesso di aumentare notevolmente la produzione di petrolio qui al culmine della Grande Guerra Patriottica. Un anno dopo, il primo petrolio fu ottenuto dai depositi devoniani del campo di Tuymazinskoye. Nel 1946 fu scoperto a Tataria il primo giacimento petrolifero (Bavlinskoye). Nello stesso periodo qui apparve il giacimento petrolifero di Romashkinskoye, famoso per le sue riserve. Nel 1950, la produzione di petrolio in URSS (37,9 milioni di tonnellate) ha superato il livello prebellico. La principale regione produttrice di petrolio del paese era un vasto territorio situato tra il Volga e gli Urali, compresi i ricchi giacimenti petroliferi della Bashkiria e del Tatarstan, e chiamato la "Seconda Baku".Nel 1960, la produzione di petrolio era aumentata di quasi 4 volte rispetto al 1950. I depositi devoniani divennero il più potente complesso petrolifero della provincia di petrolio e gas del Volga-Urali. Dal 1964 è iniziato lo sfruttamento commerciale dei giacimenti petroliferi della Siberia occidentale. Ciò ha permesso di aumentare la produzione di petrolio nel paese nel 1970 più che raddoppiata rispetto al 1960 (353,0 milioni di tonnellate) e aumentare gli incrementi annuali della produzione di petrolio a 25-30 milioni di tonnellate Nel 1974, l'URSS ha conquistato il primo posto nel mondo in termini della produzione di petrolio. La provincia del petrolio e del gas della Siberia occidentale, che è diventata la base principale per la produzione di petrolio e gas dalla metà degli anni '70, ha fornito più della metà di tutto il petrolio prodotto nel paese. Nella prima metà degli anni '80, l'URSS ha prodotto 603-616 milioni di tonnellate di petrolio (con condensato). Ma nel 1985 la produzione è scesa drasticamente a 595 milioni di tonnellate, anche se secondo le "Direttive di base per lo sviluppo economico e sociale dell'economia nazionale dell'URSS", nel 1985 si prevedeva di produrre 628 milioni di tonnellate di petrolio. La massima produzione di petrolio nel paese - 624,3 milioni di tonnellate - è stata raggiunta nel 1988. Poi è iniziato un calo - 305,6 milioni di tonnellate nel 1997, dopodiché la produzione ha ripreso ad aumentare (vedi Fig. 5). Nella maggior parte delle vecchie regioni produttrici di petrolio del Caucaso settentrionale e nella regione degli Urali-Volga, il calo della produzione di petrolio si è verificato molto prima del 1988. Ma è stato compensato da un aumento della produzione nella regione di Tyumen. Pertanto, un forte calo della produzione di petrolio nella regione di Tyumen dopo il 1988 (in media, del 7,17% all'anno) ha causato un calo altrettanto significativo nell'URSS nel suo complesso (del 7,38% all'anno) e in Russia.

Principali tipologie e fonti di impatto

Tutte le strutture tecnologiche del complesso petrolifero e del gas sono potenti fonti di impatto negativo su vari componenti dei sistemi naturali. L'impatto può essere suddiviso in diverse tipologie: chimico, meccanico, radiante, biologico, termico, acustico. I principali tipi di impatto che causano i danni più significativi all'ambiente naturale nel processo del tipo di gestione della natura in esame sono gli impatti chimici e meccanici.

Gli impatti chimici includono l'inquinamento dei suoli (il fattore di impatto più comune), delle acque superficiali e sotterranee con petrolio e prodotti petroliferi; contaminazione di componenti del paesaggio con acque di formazione altamente mineralizzate, fluidi di perforazione, inibitori di corrosione e altri prodotti chimici; inquinamento atmosferico da emissioni di sostanze nocive. Le potenziali fonti di impatto chimico sull'ambiente sono tutti gli oggetti dei sistemi di giacimenti petroliferi e di oleodotti: impianti di perforazione, pozzi per vari scopi, depositi di serbatoi e altri oggetti come parte di strutture petrolifere, infield e oleodotti principali.

Durante la perforazione, la principale fonte di inquinamento chimico sono i fluidi di perforazione, i fluidi tampone, i componenti iniettati negli strati produttivi per migliorare il recupero del petrolio, gli inibitori della corrosione e delle incrostazioni e l'idrogeno solforato. I siti di perforazione dispongono di pozzi progettati per lo stoccaggio di detriti di perforazione, acque di formazione e altri rifiuti liquidi (vedi foto allegata, foto 1). I danni alle pareti dei fienili e il loro straripamento portano alla fuoriuscita del contenuto e all'inquinamento delle aree circostanti. Di particolare pericolo è l'emergenza aperta che scorre da un pozzo, a seguito della quale decine di tonnellate di petrolio possono entrare nell'ambiente. L'inquinamento dell'ambiente naturale con petrolio e prodotti petroliferi è uno dei problemi ambientali più acuti in Russia ed è annotato ogni anno come priorità nel rapporto di Stato "Sullo stato dell'ambiente della Federazione Russa" .

La contaminazione con idrocarburi è possibile anche a seguito di situazioni di emergenza e perdite di apparecchiature negli impianti petroliferi, durante la filtrazione da pozzi, serbatoi di fanghi.

Non sorgono problemi ambientali meno acuti durante il trasporto di petrolio e prodotti petroliferi. Il più economico è il trasporto di petrolio attraverso oleodotti: il costo del pompaggio del petrolio è 2-3 volte inferiore al costo del trasporto su rotaia. L'autonomia media del pompaggio di petrolio nel nostro paese è fino a 1500 km. Il trasporto del petrolio avviene attraverso condotte del diametro di 300-1200 mm, soggette a corrosione, depositi di resine e paraffine all'interno delle tubazioni. Pertanto, sono necessari controllo tecnico, riparazione e ricostruzione tempestive lungo l'intera lunghezza delle condotte. Nella regione di studio, il 50% degli incidenti sugli oleodotti e il 66% degli incidenti sui gasdotti si verificano a causa dell'invecchiamento e dell'usura delle apparecchiature. La rete di trasporto di petrolio e gas della regione di Orenburg iniziò a essere creata negli anni '40 del XX secolo. La maggior parte del sistema di condotte, sia principali che di campo, necessita di essere ricostruita a causa dell'elevato grado di degrado e della non conformità ai requisiti ambientali esistenti e, di conseguenza, di un'elevata percentuale di raffiche di emergenza.

Le cause naturali degli incidenti sono dovute agli impatti a cui l'oleodotto è esposto dall'ambiente. La linea del gasdotto esiste in un determinato ambiente, il cui ruolo è svolto dalle rocce che lo racchiudono. Il materiale della tubazione subisce influenze chimiche dall'ambiente (corrosione di vario tipo). È la corrosione la causa principale delle emergenze sugli oleodotti del campo. Un incidente è possibile anche sotto l'influenza di processi geologici esogeni, che si esprime nell'impatto meccanico sulla linea nell'ammasso roccioso. L'entità delle sollecitazioni derivanti dall'azione meccanica dei terreni sui tubi è determinata dalla pendenza del pendio e dall'orientamento della linea dell'oleodotto sul pendio. Pertanto, il numero di incidenti di gasdotto è correlato alle condizioni geomorfologiche del territorio. Il maggior numero di incidenti si osserva quando il gasdotto attraversa la linea di pendenza con un angolo di 0-15, cioè disposto parallelamente alla linea di pendenza. Queste condotte appartengono alle più alte e prime classi di pericolo di emergenza. Nella regione di Orenburg, circa 550 km dei principali oleodotti appartengono alla classe di pericolo IV, più di 2090 km - alla classe III e circa 290 - alla classe II.

Separatamente, vanno segnalati i problemi associati ai pozzi "senza proprietario" perforati dalle società di esplorazione e non presenti nel bilancio di nessuna delle organizzazioni che svolgono attività economiche. Molti di questi pozzi sono sotto pressione e hanno altri segni di petrolio e gas. I lavori per la loro eliminazione e conservazione non vengono praticamente eseguiti per mancanza di fondi. I più pericolosi dal punto di vista ambientale sono i pozzi situati in zone paludose e vicino a corpi idrici, nonché quelli situati nelle zone di movimento delle argille plastiche e delle inondazioni stagionali.

Sono oltre 2900 i pozzi nei giacimenti petroliferi della regione oggetto di studio, di cui circa 1950 in esercizio. Di conseguenza, un numero significativo di pozzi è in conservazione a lungo termine, cosa non prevista dalle istruzioni sulla procedura di liquidazione e conservazione dei pozzi. Di conseguenza, questi pozzi sono potenziali fonti di spettacoli di petrolio e gas di emergenza.

L'impatto meccanico include il disturbo del suolo e della copertura vegetale o la sua completa distruzione, i cambiamenti del paesaggio (a seguito di lavori di movimento terra, costruzione e installazione, lavori di posa, movimento di trasporto e attrezzature da costruzione, ritiro del terreno per la costruzione di impianti di produzione di petrolio, deforestazione, ecc. .), violazione dell'integrità del sottosuolo durante la perforazione (vedi foto appendice, foto 3) .

Classificazione delle aree in base al grado di trasformazione tecnogenica

Per un'analisi dettagliata dell'attuale situazione geo-ecologica che si è sviluppata nella regione sotto l'influenza della produzione di petrolio e gas, prima di tutto, il territorio oggetto di studio è stato differenziato in base al grado di trasformazione tecnogenica. La differenziazione si basa sull'analisi dell'ubicazione dei depositi di idrocarburi e sull'identificazione di un sistema di indicatori diagnostici di base che determinano il grado di trasformazione tecnogenica dei paesaggi. Sulla base dei risultati della ricerca è stata elaborata una scala di valutazione dei livelli di trasformazione del paesaggio.

Le regioni amministrative della Cis-Urali di Orenburg fungono da unità di differenziazione.

Nella regione di Orenburg, il territorio con una rete sviluppata di produzione di petrolio e gas copre 25 distretti amministrativi, compreso il distretto di Orenburg. Sul suo territorio, oltre a diversi giacimenti di gas di medie dimensioni, si trova il più grande giacimento di petrolio e gas condensato di Orenburg in Europa (ONGCF), la sua area è circa 48 volte più grande dell'area di un giacimento medio di idrocarburi ( lunghezza - 100 km, larghezza - 18 km). Le riserve e i volumi di produzione di materie prime di questo campo possono essere definiti incommensurabili (oltre 849,56 miliardi di m di gas naturale, oltre 39,5 milioni di tonnellate di condensato, oltre a petrolio, elio e altri componenti preziosi nella composizione delle materie prime) . Al 01.01.95 lo stock di soli pozzi in produzione sul territorio dell'OOGCF ammontava a 142 unità. Sul territorio della regione di Orenburg si trovano i più grandi centri di trattamento del gas e del condensato in Europa: l'impianto di trattamento del gas di Orenburg e l'impianto di elio di Orenburg, che sono le principali fonti di impatto negativo su tutti i componenti dell'ambiente naturale della regione.

Tenendo conto delle suddette caratteristiche della regione di Orenburg, i suoi complessi naturali possono essere oggettivamente attribuiti a quelli più tecnologicamente trasformati, soggetti al carico massimo degli impianti di produzione di petrolio e gas. Su questa base, non è stata effettuata un'ulteriore valutazione della trasformazione dei complessi naturali della regione di Orenburg.

La valutazione dello stato dei paesaggi in altre regioni è stata effettuata analizzando 12 indicatori diagnostici di cambiamento tecnologico (Tabella 9), la scelta di ciascun indicatore è giustificata.

Naturalmente, il disturbo meccanico dei complessi paesaggistici della regione è direttamente dipendente dalla densità totale dei giacimenti di idrocarburi (operativi, messi fuori servizio, esauriti e non registrati), dalla densità dei pozzi perforati per vari scopi (esplorativi, parametrici, produttivi, di iniezione , ecc.), dalla presenza sul territorio delle strutture chiave di giacimenti petroliferi di qualsiasi destinazione (stazioni di pompaggio di richiamo, impianti di trattamento olio, impianti di scarico acque preliminari, punti di carico e scarico olio, ecc.) (vedi Tabella 10). Tuttavia, questa dipendenza è complicata dalla dimensione dei depositi, dalla durata e dalle tecnologie del loro sfruttamento, nonché da altri fattori. Numero di incidenti rilevanti nei campi nel 2000-2004 L'area di studio è sotto il controllo ambientale dell'Ispettorato per la protezione ambientale della regione di Orenburg e della sua suddivisione (l'Ispettorato specializzato di Buzuluk per il controllo e l'analisi ambientale statale). Secondo i dati dell'ispezione, è stata effettuata un'analisi comparativa del tasso di incidenti nella produzione e nel trasporto di materie prime di idrocarburi (fuoriuscite di petrolio dovute alla rottura delle condutture principali e di campo e delle condutture dei pozzi, spettacoli petroliferi incontrollati, compreso lo zampillo di petrolio aperto) secondo i distretti (vedi Tabella 10). Sono stati presi in considerazione solo gli incidenti più grandi, a seguito dei quali si è verificato l'inquinamento da idrocarburi (con conseguente elevato eccesso del valore di fondo dei prodotti petroliferi nel suolo) di un'ampia area di terreno o manto nevoso (almeno 1 ha ), e (o) si è verificato un significativo inquinamento da petrolio (con un elevato eccesso di MPC) di un giacimento . Si può concludere che i distretti di Grachevsky, Krasnogvardeisky e Kurmanaevsky sono in testa in termini di numero totale di incidenti. Secondo le nostre ulteriori conclusioni, sono queste aree che sono incluse nella zona di crisi ecologica, il motivo principale per cui è l'estrazione e il trasporto di materie prime di idrocarburi. Condizioni di sviluppo del campo, condizioni tecniche delle strutture Il fattore tempo qui gioca un duplice ruolo: da un lato, nel tempo trascorso dall'impatto, sotto l'influenza delle funzioni di auto-guarigione dell'ambiente, l'impatto negativo può essere attenuato e, d'altra parte, le condizioni tecniche dell'attrezzatura sul campo si deteriorano nel tempo e possono portare a nuovo inquinamento. La durata dello sviluppo di un deposito serve, di regola, come indicatore del suo sistema di equipaggiamento e delle condizioni tecniche degli oggetti, ed esprime anche il grado di carico tecnogenico accumulato sui componenti naturali. Inoltre, quando i giacimenti petroliferi entrano nella fase avanzata di sviluppo, i volumi di acqua chimicamente aggressiva mineralizzata prodotta sono in costante aumento. Il taglio idrico medio dei prodotti prodotti può superare l'84% e il rapporto acqua/olio è in costante aumento. I distretti di Buguruslan, Severny, Abdulinsky, Asekeevsky, Matveevsky contengono i depositi più antichi, il cui sviluppo è iniziato prima del 1952, il che aggrava il negativo. impatto sui paesaggi. Secondo i materiali di OAO OrenburgNIPIneft, le condizioni tecniche delle strutture sul campo sono insoddisfacenti, la maggior parte di esse non è stata ricostruita dall'anno di costruzione; puoi trovare sistemi non pressurizzati per la raccolta dei prodotti del serbatoio (campo Baituganskoye).

I metodi moderni di estrazione dell'olio sono stati preceduti da metodi primitivi:

Raccolta di petrolio dalla superficie di serbatoi;

Lavorazione di arenarie o pietre calcaree impregnate di olio;

Estrazione di petrolio da pozzi e pozzi.

Raccolta di olio dalla superficie di serbatoi aperti - questo sembra essere uno dei modi più antichi per estrarlo. Era usato in Media, Assiro-Babilonia e Siria a.C., in Sicilia nel I secolo d.C., ecc. In Russia, l'estrazione di petrolio raccogliendo olio dalla superficie del fiume Ukhta nel 1745 fu organizzata da F.S. Pryadunov. Nel 1858, circa. Cheleken e nel 1868 nel Kokand Khanate, il petrolio fu raccolto nei fossati, organizzando una diga dalle assi. Gli indiani d'America, quando hanno scoperto il petrolio sulla superficie di laghi e corsi d'acqua, hanno messo una coperta sull'acqua per assorbire il petrolio e poi l'hanno spremuto in un recipiente.

Lavorazione di arenarie o pietre calcaree impregnate di olio, per estrarlo furono descritti per la prima volta dallo scienziato italiano F. Ariosto nel XV secolo: non lontano da Modena in Italia, i terreni contenenti olio venivano frantumati e riscaldati in caldaie; poi venivano poste in sacchi e pressate con un torchio. Nel 1819, in Francia, gli strati di calcare e arenaria contenenti olio furono sviluppati con il metodo della miniera. La roccia estratta è stata posta in una vasca piena di acqua calda. Mescolando, l'olio galleggiava sulla superficie dell'acqua, che veniva raccolta con una paletta. Nel 1833...1845. la sabbia impregnata di petrolio veniva estratta sulle rive del Mar d'Azov. Quindi veniva posto in fosse con fondo inclinato e versato con acqua. L'olio dilavato dalla sabbia veniva raccolto dalla superficie dell'acqua con mazzi d'erba.

In Ucraina, la prima menzione della produzione di petrolio risale all'inizio del XVII secolo. Per fare questo, hanno scavato buche con una profondità di 1,5 ... 2 m, dove l'olio fuoriusciva insieme all'acqua. Quindi la miscela veniva raccolta in barili, chiusi dal fondo con tappi. Quando l'olio più leggero galleggiava, i tappi venivano rimossi e l'acqua depositata veniva drenata. Nel 1840, la profondità delle fosse di scavo raggiunse i 6 m, e successivamente il petrolio iniziò ad essere estratto da pozzi profondi circa 30 m.

Nella penisola di Absheron, la produzione di petrolio dai pozzi è nota fin dall'VIII secolo. ANNO DOMINI Durante la loro costruzione, un foro è stato prima strappato come un cono rovesciato (invertito) fino al serbatoio dell'olio. Quindi sono state realizzate sporgenze ai lati della fossa: con una profondità media di immersione del cono di 9,5 m - almeno sette. La quantità media di terra scavata durante lo scavo di un tale pozzo era di circa 3100 m 3 . Inoltre, le pareti dei pozzi dal fondo alla superficie erano fissate con un telaio o assi di legno. Nelle corone inferiori sono stati praticati dei fori per il deflusso dell'olio. Si estraeva dai pozzi con otri, che venivano sollevati con un collare manuale o con l'aiuto di un cavallo.

Nel suo rapporto su un viaggio nella penisola di Apsheron nel 1735, il dottor I. Lerkhe scrisse: “... a Balakhani c'erano 52 pozzi petroliferi profondi 20 sazhen (1 sazhen = 2,1 m), alcuni dei quali colpivano duramente, e ogni anno consegnare 500 batman di petrolio...” (1 batman = 8,5 kg). Secondo l'accademico S.G. Amelina (1771), la profondità dei pozzi petroliferi a Balakhany raggiungeva i 40...50 m, e il diametro o lato quadrato della sezione del pozzo era di 0,7...! M.

Al momento della firma del trattato di pace del Gulistan tra Russia e Persia (dicembre 1813), quando i khanati di Baku e Derbent si unirono al nostro paese, c'erano 116 pozzi con petrolio nero e uno con petrolio "bianco" nella penisola di Absheron, annualmente donando circa 2400 tonnellate di questo prezioso prodotto petrolifero. Nel 1825, 4126 tonnellate di petrolio erano già state estratte dai pozzi nella regione di Baku.

Con il metodo del pozzo, la tecnica di estrazione dell'olio non è cambiata nei secoli. Ma già nel 1835, un funzionario del dipartimento minerario, Fallendorf su Taman, utilizzò per la prima volta una pompa per pompare petrolio attraverso un tubo di legno ribassato. Numerosi miglioramenti tecnici sono associati al nome dell'ingegnere minerario N.I. Voskoboinikov. Per ridurre la quantità di scavi, propose di costruire pozzi petroliferi a forma di pozzo e nel 1836-1837. ha effettuato la ricostruzione dell'intero sistema di stoccaggio e distribuzione del petrolio a Baku e Balakhani. Ma una delle azioni principali della sua vita fu la perforazione del primo pozzo petrolifero al mondo nel 1848.

Un ruolo negativo è stato svolto dalla dichiarazione dell'accademico G.V. Abiha che la perforazione di pozzi petroliferi qui non è all'altezza delle aspettative e che "... sia la teoria che l'esperienza confermano ugualmente l'opinione che sia necessario aumentare il numero di pozzi ..."

Un'opinione simile esisteva da tempo riguardo alla perforazione negli Stati Uniti. Così, nella zona dove E. Drake perforò il suo primo pozzo petrolifero, si riteneva che “il petrolio è un liquido che scorre a gocce dal carbone depositato nelle vicine colline, che è inutile perforare il terreno per la sua produzione e che l'unico modo raccoglierlo è scavare trincee dove si accumulerebbe.

Tuttavia, i risultati pratici della perforazione dei pozzi hanno gradualmente cambiato questa opinione. Inoltre, i dati statistici sull'influenza della profondità dei pozzi sulla produzione di petrolio testimoniavano la necessità di sviluppare la perforazione: nel 1872, la produzione media giornaliera di petrolio da un pozzo con una profondità di 10 ... 11 m era di 816 kg , in 14 ... 16 m - 3081 kg, e con una profondità di oltre 20 m - già 11.200 kg.

Durante il funzionamento dei pozzi, i produttori di petrolio hanno cercato di trasferirli in modalità fluente, perché. era il modo più semplice per ottenerlo. Il primo potente gusher di petrolio a Balakhany colpì nel 1873 nel sito di Khalafi. Nel 1878, un grande pozzo petrolifero fu prodotto da un pozzo trivellato nella Z.A. Tagiyev a Bibi-Heybat. Nel 1887, il 42% dell'olio di Baku veniva prodotto con il metodo della fontana.

Primi esperimenti su pompe per pozzi profondi per la produzione di petrolio furono eseguiti negli Stati Uniti nel 1865. In Russia, questo metodo iniziò ad essere utilizzato dal 1876. Tuttavia, le pompe si intasarono rapidamente di sabbia ei proprietari di petrolio continuarono a preferire il bailer. Di tutti i metodi conosciuti di produzione di petrolio, il principale è rimasto il metodo di salvataggio: nel 1913, il 95% di tutto il petrolio è stato estratto con il suo aiuto.

Le prese di gas naturale da fonti naturali sono utilizzate dall'uomo da tempo immemorabile. Successivamente si è scoperto l'uso del gas naturale ottenuto da pozzi e pozzi. Nel 1902 fu perforato il primo pozzo a Sura-Khany vicino a Baku, che produceva gas industriale da una profondità di 207 m.

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Dipartimento di Matematica Superiore e Informatica Applicata

"Storia dello sviluppo di macchine e attrezzature per la produzione di petrolio e gas"

È fatto da uno studente

Controllato:

Samara 2011

Introduzione ................................................. .............. ... ....

La storia dello sviluppo dell'estrazione mineraria dall'antichità ai giorni nostri ............................. ........ .................. .... .......

introduzione

L'olio è un liquido oleoso naturalmente combustibile, che consiste in una miscela di idrocarburi della struttura più diversa. Le loro molecole sono sia catene corte di atomi di carbonio, sia lunghe, normali, ramificate, chiuse in anelli e multi-anelli. Oltre agli idrocarburi, l'olio contiene piccole quantità di composti di ossigeno e zolfo e pochissimo azoto. Petrolio e gas combustibile si trovano nelle viscere della terra sia insieme che separatamente. Il gas combustibile naturale è costituito da idrocarburi gassosi: metano, etano, propano.

Il petrolio e il gas combustibile si accumulano in rocce porose chiamate serbatoi. Un buon serbatoio è un letto di arenaria incorporato in rocce impermeabili come argille o scisti che impediscono la fuoriuscita di petrolio e gas dai serbatoi naturali. Le condizioni più favorevoli per la formazione di depositi di petrolio e gas si verificano quando lo strato di arenaria è piegato in una piega, rivolto verso l'alto. In questo caso, la parte superiore di tale cupola è piena di gas, l'olio si trova sotto e ancora più in basso c'è acqua.

Gli scienziati discutono molto su come si sono formati i depositi di petrolio e gas combustibile. Alcuni geologi - sostenitori dell'ipotesi dell'origine inorganica - sostengono che i depositi di petrolio e gas si siano formati a seguito della fuoriuscita di carbonio e idrogeno dalle profondità della Terra, della loro combinazione sotto forma di idrocarburi e dell'accumulo nelle rocce del serbatoio.

Altri geologi, la maggior parte di loro, credono che il petrolio, come il carbone, sia nato da materia organica sepolta in profondità sotto i sedimenti marini, dove sono stati rilasciati liquidi e gas combustibili. Questa è un'ipotesi organica dell'origine del petrolio e del gas combustibile. Entrambe queste ipotesi spiegano parte dei fatti, ma lasciano l'altra parte senza risposta.

Lo sviluppo completo della teoria della formazione di petrolio e gas combustibile attende ancora i suoi futuri ricercatori.

Gruppi di giacimenti di petrolio e gas, come depositi di carbone fossile, formano bacini di gas e petrolio. Di regola, sono confinati nelle cavità della crosta terrestre, in cui si trovano rocce sedimentarie; contengono strati di buoni serbatoi.

Il nostro paese conosce da tempo il bacino petrolifero del Caspio, il cui sviluppo è iniziato nella regione di Baku. Negli anni '20 fu scoperto il bacino Volga-Ural, che fu chiamato la Seconda Baku.

Negli anni '50 fu scoperto il più grande bacino di petrolio e gas del mondo, la Siberia occidentale. Grandi bacini sono noti anche in altre parti del paese, dalle rive dell'Oceano Artico ai deserti dell'Asia centrale. Sono comuni sia nei continenti che sotto il fondo dei mari. Il petrolio, ad esempio, viene estratto dal fondo del Mar Caspio.

La Russia occupa uno dei primi posti al mondo in termini di riserve di petrolio e gas. Il grande vantaggio di questi minerali è la relativa facilità di trasporto. Gli oleodotti trasportano petrolio e gas per migliaia di chilometri verso fabbriche, fabbriche e centrali elettriche, dove vengono utilizzati come combustibile, come materie prime per la produzione di benzina, cherosene, oli e per l'industria chimica.

Si possono rintracciare diverse fasi nella formazione e nello sviluppo dell'industria petrolifera e del gas, ognuna delle quali riflette un cambiamento costante nel rapporto, da un lato, tra la scala del consumo di petrolio e gas e, dall'altro, il grado di complessità della loro estrazione.

Nella prima fase dell'emergere dell'industria petrolifera, a causa del limitato fabbisogno di petrolio, veniva estratto da un piccolo numero di giacimenti, il cui sviluppo non era difficile. Il metodo principale per sollevare l'olio in superficie era il più semplice: il flusso. Di conseguenza, anche l'attrezzatura utilizzata per la produzione di petrolio era primitiva.

Nella seconda fase, la necessità di petrolio è aumentata e le condizioni per la produzione di petrolio sono diventate più complicate, c'era la necessità di estrarre petrolio da giacimenti a profondità maggiori da campi con condizioni geologiche più complesse. C'erano molti problemi associati alla produzione di petrolio e al funzionamento dei pozzi. Per fare ciò, sono state sviluppate tecnologie per il sollevamento di liquidi mediante gas lift e metodi di pompaggio. Sono state create e introdotte attrezzature per il funzionamento dei pozzi con il metodo a flusso, attrezzature per il funzionamento a gas di pozzi con potenti stazioni di compressione, impianti per il funzionamento di pozzi con pompe ad asta e senza asta, attrezzature per la raccolta, il pompaggio, la separazione dei prodotti dei pozzi. L'ingegneria petrolifera iniziò gradualmente a prendere forma. Allo stesso tempo, è emersa una domanda di gas in rapida crescita, che ha portato alla formazione di un'industria di produzione di gas, basata principalmente su giacimenti di gas e gas condensato. In questa fase, i paesi industrializzati iniziarono a sviluppare le industrie dei combustibili e dell'energia e la chimica attraverso lo sviluppo predominante dell'industria del petrolio e del gas.

La storia dello sviluppo dell'estrazione mineraria dall'antichità ai giorni nostri

La Federazione Russa è una delle principali potenze energetiche.

Attualmente, la Russia rappresenta oltre l'80% della produzione totale di petrolio e gas e il 50% del carbone dell'ex URSS, che è quasi un settimo della produzione totale di risorse energetiche primarie nel mondo.

Il 12,9% delle riserve mondiali accertate di petrolio e il 15,4% della sua produzione sono concentrate in Russia.

Rappresenta il 36,4% delle riserve mondiali di gas e il 30,9% della sua produzione.

Il complesso di combustibili ed energia (FEC) della Russia è il fulcro dell'economia nazionale, garantendo l'attività vitale di tutti i settori dell'economia nazionale, il consolidamento) delle regioni, la formazione di una parte significativa delle entrate di bilancio e la quota principale delle entrate in valuta estera del paese.

Il complesso di carburante ed energia accumula i 2/3 del profitto creato nei rami della produzione materiale.

Il rifornimento insufficiente della base di risorse sta iniziando a limitare la possibilità di aumentare la produzione di petrolio e gas.

Un aumento del consumo di energia pro capite entro il 2010, in condizioni estreme di sviluppo economico, è possibile attraverso una serie di misure per il risparmio energetico intensivo, un'esportazione ottimale di risorse energetiche con un lento aumento della loro produzione e una politica di investimenti contenuta focalizzata su i progetti più efficienti.

In questo caso, l'uso di moderne attrezzature che forniscono tecnologie di risparmio energetico nella produzione di petrolio gioca un ruolo significativo.

Metodi noti per la produzione di petrolio in miniera e pozzo trivellato.

Fasi di sviluppo del metodo della miniera: scavare buche (scavatori) fino a 2 m di profondità; costruzione di pozzi (pits) fino a 35¸45 m di profondità, e costruzione di complessi minerari di lavorazioni verticali, orizzontali e inclinate (raramente utilizzate nell'estrazione di oli viscosi).

Fino all'inizio dell'80° secolo, l'olio veniva estratto principalmente dagli scavatori, che venivano piantati con canniccio.

Man mano che l'olio si accumulava, veniva raccolto in sacchi e portato ai consumatori.

I pozzi erano fissati con un telaio di legno, il diametro finale del pozzo rivestito era solitamente da 0,6 a 0,9 m con qualche aumento verso il basso per migliorare il flusso di petrolio al suo fondo pozzo.

La risalita dell'olio dal pozzo avveniva con l'ausilio di una saracinesca manuale (poi traino a cavallo) e di una fune alla quale era legato un otre (secchio di cuoio).

Negli anni '70 del XIX secolo. la produzione principale in Russia e nel mondo proviene già dai pozzi petroliferi. Quindi, nel 1878 ce n'erano 301 a Baku, il cui addebito è molte volte maggiore dell'addebito dei pozzi. Il petrolio veniva estratto dai pozzi con un bailer - un recipiente metallico (tubo) alto fino a 6 m, sul fondo del quale è montata una valvola di ritegno, che si apre quando il bailer viene immerso nel liquido e si chiude quando si alza. Il sollevamento del bailer (insacco) veniva effettuato manualmente, poi trainato da cavalli (primi anni '70 del XIX secolo) e con l'ausilio di una macchina a vapore (anni '80).

Le prime pompe profonde furono utilizzate a Baku nel 1876 e la prima pompa ad asta profonda a Grozny nel 1895. Tuttavia, il metodo di tethering rimase a lungo il principale. Ad esempio, nel 1913 in Russia il 95% del petrolio veniva prodotto per gelificazione.

Lo spostamento del petrolio da un pozzo con aria compressa o gas fu proposto alla fine del XVIII secolo, ma l'imperfezione della tecnologia del compressore ritardò di oltre un secolo lo sviluppo di questo metodo, molto meno laborioso rispetto al metodo tether .

Anche il metodo di estrazione a fontana non si è formato all'inizio del nostro secolo. Dalle numerose fontane della regione di Baku, il petrolio si è riversato in anfratti, fiumi, ha creato interi laghi, è bruciato, è andato irrimediabilmente perduto, ha inquinato il suolo, le falde acquifere e il mare.

Attualmente, il metodo principale di produzione di petrolio è il pompaggio con l'ausilio di unità di pompaggio centrifughe elettriche (ESP) e pompe a ventosa (SHSN).

Estrazione di petrolio e gas. Metodi di sollevamento a fontana e gas per la produzione di petrolio e gas Pompa di gas per la produzione di petrolio

Il petrolio è sottoterra sotto una tale pressione che quando gli viene tracciato un percorso sotto forma di pozzo, si precipita in superficie. Negli strati produttivi, l'olio si deposita prevalentemente insieme all'acqua che lo sostiene. Situati a diverse profondità, gli strati subiscono una certa pressione, corrispondente a circa un'atmosfera per 10 m di profondità. Pozzi con profondità 1000-1500-2000m hanno pressioni di formazione dell'ordine di 100-150-200 atm. A causa di questa pressione, il petrolio si sposta lungo il serbatoio fino al pozzo. Di norma, i pozzi scorrono solo all'inizio del loro ciclo di vita, ad es. subito dopo la perforazione. Dopo qualche tempo, la pressione nel serbatoio diminuisce e la fontana si prosciuga. Naturalmente, se il funzionamento del pozzo venisse interrotto a questo punto, oltre l'80% del petrolio rimarrebbe sottoterra. Nel processo di sviluppo del pozzo, viene calata una serie di tubi (tubi). Quando si fa funzionare un pozzo in modo scorrevole, sulla superficie viene installata un'attrezzatura speciale: un albero di Natale.

Non capiremo tutti i dettagli di questa apparecchiatura.

Notiamo solo che questa attrezzatura è necessaria per un buon controllo.

Con l'aiuto degli alberi di Natale, la produzione di petrolio può essere regolata, ridotta o completamente interrotta.

Dopo che la pressione nel pozzo è diminuita e il pozzo ha iniziato a produrre pochissimo petrolio, gli esperti ritengono che verrà trasferito a un altro metodo operativo. Quando si estrae il gas, il metodo a scorrimento è quello principale.

Dopo la cessazione del flusso a causa della mancanza di energia del serbatoio, passano a un metodo meccanizzato di funzionamento del pozzo, in cui viene introdotta energia aggiuntiva dall'esterno (dalla superficie). Uno di questi metodi, in cui l'energia viene introdotta sotto forma di gas compresso, è il gas lift. Ascensore a gas (ponte aereo) - un sistema costituito da una serie di tubi e tubi di produzione (involucro) calati al suo interno, in cui il liquido viene sollevato utilizzando gas compresso (aria). A volte questo sistema è chiamato ascensore a gas (aria). Il metodo di funzionamento dei pozzi in questo caso è chiamato gas lift.

Secondo lo schema di fornitura, il gas lift del compressore e del non compressore si distingue dal tipo di fonte dell'agente di lavoro - gas (aria) e secondo lo schema operativo - gas lift continuo e periodico.

Il gas ad alta pressione viene iniettato nello spazio anulare, a seguito del quale il livello del liquido in esso diminuirà e nel tubo aumenterà. Quando il livello del liquido scende all'estremità inferiore del tubo, il gas compresso inizierà a fluire nel tubo e si mescolerà con il liquido. Di conseguenza, la densità di tale miscela gas-liquido diventa inferiore alla densità del fluido proveniente dal serbatoio e il livello nel tubo aumenterà.

Più gas viene immesso, minore sarà la densità della miscela e maggiore sarà l'altezza che salirà. Con la fornitura continua di gas al pozzo, il liquido (miscela) sale alla testa del pozzo e si riversa in superficie, e una nuova porzione di liquido fluisce costantemente dal serbatoio nel pozzo.

La portata di un pozzo di sollevamento a gas dipende dalla quantità e dalla pressione del gas iniettato, dalla profondità di immersione dei tubi nel liquido, dal loro diametro, dalla viscosità del liquido, ecc.

I progetti dei sollevatori a gas sono determinati in base al numero di file di tubi che vengono abbassati nel pozzo e alla direzione del movimento del gas compresso.

In base al numero di file di tubi da abbassare, gli ascensori sono a singola e doppia fila e nella direzione dell'iniezione di gas - anello e centrale. Con un sollevatore a fila singola, una fila di tubi viene abbassata nel pozzo.

Il gas compresso viene iniettato nello spazio anulare tra l'involucro e il tubo e la miscela gas-liquido sale attraverso il tubo, oppure il gas viene iniettato attraverso il tubo e la miscela gas-liquido sale attraverso l'anello. Nel primo caso, abbiamo un ascensore a fila singola del sistema ad anello e nel secondo un ascensore a fila singola del sistema centrale. Con un ascensore a due file, due file di tubi disposti concentricamente vengono calate nel pozzo. Se il gas compresso viene diretto nello spazio anulare tra due stringhe di tubi e la miscela gas-liquido sale attraverso i riser interni, tale riser viene chiamato sistema anulare a doppia fila.

Estrazione olio con pompe

Secondo le statistiche, solo poco più del 13% di tutti i pozzi in Russia sono gestiti con metodi a flusso e gas lift (sebbene questi pozzi producano più del 30% di tutto il petrolio russo). In generale, le statistiche per metodi operativi si presentano così:

Bene il funzionamento con le pompe dell'asta

Quando si parla del business del petrolio, una persona media ha l'immagine di due macchine: una piattaforma di perforazione e un'unità di pompaggio.

Breve descrizione

Contenuto

Introduzione .................................................. . ......
La storia dello sviluppo delle miniere dall'antichità ai giorni nostri ........................................ ......... ...........
Estrazione di petrolio e gas. Metodi a fontana e gas-lift per la produzione di petrolio e gas............d.ob
Estrazione dell'olio mediante pompe ..............
Classificazione e composizione dei macchinari e delle attrezzature per la produzione di petrolio e gas..................................

Khalimov E.M., Khalimov K.E., Geologia del petrolio e del gas, 2-2007

La Russia è il più grande produttore ed esportatore mondiale di petrolio e gas sul mercato mondiale. Nel 2006, i ricavi derivanti dalla fornitura di petrolio, prodotti petroliferi e gas all'estero hanno superato i 160 miliardi di dollari, ovvero oltre il 70% di tutti i proventi delle esportazioni.

Il complesso petrolifero e del gas della Russia, che è il settore di base dell'economia del paese, fornisce oltre i 2/3 del consumo totale di risorse energetiche primarie, i 4/5 della loro produzione e funge da principale fonte di tasse e valuta estera entrate per lo Stato.

Già dalle cifre di cui sopra si può immaginare quanto il benessere del Paese, che da molti anni si è sviluppato come potenza di materia prima, dipenda dallo stato del complesso petrolifero e del gas. È evidente anche l'importanza dell'adozione tempestiva di misure globali per l'ulteriore sviluppo sostenibile del settore, caratterizzato da un'elevata intensità di capitale e inerzia.

I successi e le prospettive per lo sviluppo del complesso petrolifero e del gas del paese in tutte le fasi sono stati determinati dalle caratteristiche quantitative e qualitative della base di materie prime.

Il primo gusher petrolifero, che segnò l'inizio della fase industriale nella storia dell'industria petrolifera russa, fu ottenuto nel 1866 nel Kuban. L'industria petrolifera russa iniziò ad acquisire un aspetto moderno negli anni '30 e '40. 20 ° secolo in connessione con la scoperta e la messa in servizio di grandi depositi della regione degli Urali-Volga. A quel tempo, la base di materie prime della produzione di petrolio è stata ampiamente aumentata a causa della crescita del volume del lavoro di esplorazione geologica (perforazione esplorativa, metodi geofisici di prospezione ed esplorazione).

Nel nostro paese 30-70-zioni. 20 ° secolo furono un periodo di creazione di una potente base di risorse e sviluppo della produzione di petrolio e gas. La scoperta e lo sviluppo delle più grandi province di petrolio e gas della regione degli Urali-Volga e della Siberia occidentale hanno permesso all'URSS di conquistare il 1 ° posto nel mondo in termini di volume di riserve esplorate e livello di produzione annuale di petrolio.

La dinamica dello sviluppo della produzione nazionale di petrolio e gas durante questo periodo è chiaramente caratterizzata dai seguenti indicatori:
il volume delle riserve petrolifere esplorate nel paese per il periodo dal 1922 (anno della nazionalizzazione dell'industria petrolifera) al 1988 (anno del raggiungimento del massimo delle attuali riserve petrolifere esplorate) è aumentato di 3500 volte;
il volume della produzione e della perforazione esplorativa è aumentato di 112 volte (1928 - 362 mila metri, 1987 - 40.600 mila metri);
la produzione di petrolio è aumentata di 54 volte (1928 - 11,5 milioni di tonnellate, 1987 - l'anno della massima produzione - 624,3 milioni di tonnellate).
Per 72 anni sono stati scoperti 2027 giacimenti petroliferi (1928-322, 2000-2349).

L'industria del gas iniziò a svilupparsi in Russia all'inizio degli anni '30. 20 ° secolo Tuttavia, più di mezzo secolo di ritardo rispetto all'industria petrolifera è stato superato dal suo rapido sviluppo. Già nel 1960 nella RSFSR venivano prodotti 22,5 miliardi di m3 di gas e all'inizio del 1965 nella RSFSR erano in fase di sviluppo 110 giacimenti con una produzione totale di 61,3 miliardi di m3. L'industria della produzione di gas del paese iniziò a svilupparsi particolarmente rapidamente nel 1970-1980. dopo la scoperta e la messa in servizio di giganteschi giacimenti di gas nel nord della regione di Tyumen.

I successi quantitativi di un lungo periodo di crescita della produzione nazionale di petrolio e gas sono un enorme risultato dello stato socialista, che ha assicurato il successo dello sviluppo del complesso petrolifero e del gas del paese dalla metà alla fine del XX secolo, fino a l'inizio del nuovo secolo.

All'inizio del 2005, nel territorio della Federazione Russa sono stati scoperti 2901 depositi di idrocarburi, di cui 2864 a terra e 37 a scaffale, di cui 2032 erano nel fondo distribuito, di cui 2014 a terra e 18 a scaffale.

In Russia, il petrolio è prodotto da 177 organizzazioni, di cui 33 società per azioni che fanno parte di 13 società integrate verticalmente, 75 organizzazioni e JSC con capitale russo, 43 CJSC, LLC, JSC con capitale straniero, 6 filiali di JSC Gazprom, 9 JSC e organizzazioni di Rostopprom, 11 organizzazioni del Ministero delle risorse naturali della Federazione Russa.

Il sistema di oleodotti di Transneft trasporta il 94% del petrolio prodotto in Russia. I gasdotti della società attraversano 53 repubbliche, territori, regioni e regioni autonome della Federazione Russa. Sono in funzione 48,6 mila km di principali oleodotti, 336 stazioni di pompaggio del petrolio, 855 serbatoi di petrolio con una capacità totale di 12 milioni di m3 e molte strutture correlate.

La produzione di gas naturale per un importo dell'85% del volume tutto russo è effettuata da OAO Gazprom in 78 giacimenti in varie regioni della Federazione Russa. Gazprom possiede il 98% della rete di trasporto del gas del paese. I principali gasdotti sono riuniti nel Sistema Unificato di Fornitura di Gas (UGSS) con una lunghezza di 153.000 km e una capacità di trasporto di oltre 600 miliardi di m3. L'UGSS comprende 263 stazioni di compressione. 179 organizzazioni di distribuzione del gas servono 428.000 km di gasdotti del paese e forniscono forniture di gas a 80.000 città e insediamenti rurali della Federazione Russa.

Oltre a JSC Gazprom, la produzione di gas nella Federazione Russa è effettuata da produttori di gas indipendenti, compagnie petrolifere e regionali di gas (JSC Norilskgazprom, JSC Kamchatgazprom, JSC Yakutgazprom, JSC Sakhalinneftegaz, LLC Itera Holding e altri che forniscono fornitura di gas a territori non collegati con l'UGSS).

Lo stato della base delle materie prime
Dall'inizio degli anni '70. fino alla crisi politica della fine degli anni '80. in URSS, il volume della prospezione e dell'esplorazione di petrolio e gas era in costante aumento. Nel 1988, il volume dell'esplorazione geologica della perforazione ha raggiunto un massimo di 6,05 milioni di m, il che ha permesso quest'anno di scoprire 97 giacimenti di petrolio e 11 di gas con riserve di petrolio di 1.186 milioni di tonnellate e riserve di gas di 2.000 miliardi di m3.

Dalla metà degli anni '70. iniziò una naturale diminuzione dell'efficienza dell'esplorazione geologica, associata sia a una diminuzione delle dimensioni delle riserve di depositi di nuova scoperta, sia all'accesso ad aree difficili da raggiungere dell'estremo nord. I costi di esplorazione sono saliti alle stelle. Nonostante il fatto che l'ulteriore sviluppo dell'economia nazionale del paese richiedesse il mantenimento di elevati incrementi nelle riserve e il mantenimento degli alti livelli di produzione di petrolio già raggiunti, le possibilità di aumentare gli stanziamenti statali per questi scopi durante questo periodo erano già state esaurite.

Lo stato attuale della base di risorse minerarie di materie prime di idrocarburi è caratterizzato da una diminuzione delle attuali riserve esplorate di petrolio e gas e da bassi tassi di riproduzione.

Dal 1994, l'aumento delle riserve di petrolio e gas è stato significativamente inferiore all'estrazione di questi minerali. L'ambito dell'esplorazione geologica non garantisce la riproduzione della base di risorse minerarie dell'industria petrolifera e del gas. Il "mangiare" di petrolio (eccesso di produzione rispetto alla crescita delle riserve) nel periodo 1994-2005. ammontava a oltre 1,1 miliardi di tonnellate, gas - oltre 2,4 trilioni di m3.

Dei 2232 giacimenti scoperti di petrolio, petrolio e gas e condensato di petrolio e gas, ne sono in fase di sviluppo 1235. Le risorse di petrolio e gas sono limitate ai territori di 37 entità costituenti della Federazione Russa, ma sono concentrate principalmente nella Siberia occidentale, negli Urali -Regione del Volga e Nord Europa. Il più alto grado di sviluppo delle riserve esplorate si trova nelle regioni degli Urali (85%), del Volga (92%), del Caucaso settentrionale (89%) e della regione di Sakhalin (95%).

La struttura delle rimanenti riserve di petrolio nel Paese nel suo complesso è caratterizzata dal fatto che l'attuale produzione di petrolio (77%) è fornita dall'estrazione delle cosiddette riserve attive da grandi giacimenti, la cui disponibilità è di 8-10 anni . Allo stesso tempo, la quota di riserve difficili da recuperare in tutta la Russia è in costante aumento e varia dal 30 al 65% per le principali compagnie petrolifere.

Tutti i grandi e più grandi giacimenti petroliferi (179), che rappresentano i 3/4 dell'attuale produzione petrolifera del Paese, sono caratterizzati da un significativo esaurimento delle riserve e da un elevato taglio dell'acqua dei prodotti prodotti.

In Russia sono stati scoperti 786 giacimenti di gas naturale, di cui 338 sono coinvolti nello sviluppo con riserve esplorate di 20,8 trilioni di m3, ovvero il 44,1% di tutte le riserve in Russia.

La provincia della Siberia occidentale contiene il 78% di tutte le riserve di gas esplorate in Russia (37,1 trilioni di m3), di cui il 75% in 21 grandi giacimenti. I più grandi giacimenti di gas libero sono i giacimenti di petrolio e condensato di gas Urengoyskoye e Yamburgskoye con riserve iniziali di gas rispettivamente di 10,2 e 6,1 trilioni di m3, nonché Bovanenkovskoye (4,4 trilioni di m3), Shtokmanovskoye (3,7 trilioni di m3), Zapolyarnoye (3,5 trilioni di m3 ), Medvezhye (2,3 trilioni di m3), ecc.

Produzione di olio
Nel 1974, la Russia, come parte dell'URSS, ha ottenuto il 1 ° posto nel mondo in termini di produzione di petrolio e condensa. La produzione continuò a crescere per altri 13 anni e nel 1987 raggiunse un massimo di 569,5 milioni di tonnellate, durante la crisi degli anni '90. la produzione di petrolio si è ridotta al livello di 298,3 milioni di tonnellate (1996) (Fig. 1).

Riso. 1. PRODUZIONE DI PETROLIO CON GAS CONDENSATO IN URSS E RF E PREVISIONE fino al 2020

1 - URSS (attuale); 2 - RF (effettivo); 3 - previsto; 4 – secondo la “Strategia Energetica…” “Disposizioni fondamentali della Strategia Energetica…” approvata dal Governo della Federazione Russa (Verbale n. 39 del 23 novembre 2000).

Con il ritorno della Russia sulla via dell'economia di mercato, lo sviluppo del complesso petrolifero e del gas ha iniziato a obbedire alle leggi del mercato. Le condizioni favorevoli del mercato mondiale e l'aumento dei prezzi del petrolio tra la fine del 1990 e l'inizio del 2000 sono stati sfruttati appieno dalle compagnie petrolifere russe per intensificare la produzione dallo stock di pozzi esistente. Nel periodo 1999-2006. la produzione annua di petrolio è aumentata di 1,6 volte (di 180 milioni di tonnellate), superando di gran lunga lo scenario più ottimistico della "Strategia energetica ..." statale. I volumi di produzione di petrolio nella maggior parte dei giacimenti hanno superato gli indicatori di progettazione ottimizzati per un lungo periodo.

Le conseguenze negative delle estrazioni intensive e del conseguente rapido calo produttivo ad esse associato non tardarono a manifestarsi. Dopo aver raggiunto un massimo nel 2003 (41 milioni di tonnellate - un tasso del 9,8%), gli aumenti annuali della produzione di petrolio hanno iniziato a diminuire. Nel 2006 il tasso di crescita della produzione è diminuito di 4 volte (2,2%) (vedi Fig. 1).

Un'analisi dello stato della base di materie prime della produzione petrolifera, la situazione attuale con la riproduzione delle riserve petrolifere, la struttura delle riserve dei giacimenti sviluppati ci consente di concludere che la produzione petrolifera in Russia è naturalmente entrata in una fase critica della dinamica, quando la produzione di petrolio in crescita/stabile è sostituita da una traiettoria discendente. Tale cambiamento arriva inevitabilmente dopo lo sfruttamento intensivo delle riserve non rinnovabili. È prevedibile un calo della produzione di petrolio, nonostante la possibile continua crescita dei prezzi del petrolio, in quanto è dovuto a ragioni oggettive dell'esaurimento delle riserve attive non rinnovabili, che si stanno sviluppando a un ritmo costante.

Una condizione importante che riduce i rischi di conseguenze negative da un rapido declino della produzione e garantisce lo sviluppo sostenibile di qualsiasi industria mineraria è il rifornimento tempestivo e l'aumento della capacità produttiva. Il benessere e lo sviluppo sostenibile dell'industria petrolifera dipendono principalmente dallo stato dello stock di pozzi operativi e dalla dinamica dello sviluppo delle riserve da parte dei pozzi operativi. All'inizio del 2006, lo stock di pozzi di produzione nell'industria petrolifera ammontava a 152.612, ovvero 3.079 pozzi in meno rispetto a un anno fa. La diminuzione del fondo operativo e una parte significativa del fondo non operativo (20%) in esso non possono essere considerati indicatori soddisfacenti. Sfortunatamente, il settore negli ultimi 10 anni è stato caratterizzato da prestazioni generalmente insoddisfacenti nella messa in servizio di nuove capacità produttive (messa in servizio di nuovi depositi e nuove riserve, pozzi di produzione) e nel mantenimento del fondo in condizioni di lavoro. Alla fine del 1993, lo stock di pozzi di produzione era di 147.049 pozzi e il numero di pozzi operativi era di 127.050. Pertanto, in 12 anni, la capacità di produzione dello stock di pozzi dell'industria non solo non è aumentata, ma è addirittura diminuita.

Negli ultimi 6 anni, l'aumento della produzione annua di petrolio di 180 milioni di tonnellate è stato effettuato dalle compagnie petrolifere principalmente a causa dell'intensificazione della produzione dal pozzo esistente. Tra i metodi di stimolazione si è diffusa la fratturazione idraulica. In termini di scala di applicazione di questo metodo, le aziende russe hanno superato gli Stati Uniti. In media, vengono eseguite 0,05 operazioni per pozzetto dello stock operativo in Russia rispetto a 0,03 negli Stati Uniti.
“Disposizioni fondamentali della Strategia Energetica…” approvata dal Governo della Federazione Russa (Verbale n. 39 del 23 novembre 2000).

Nelle condizioni di "consumo" attivo di riserve petrolifere non rinnovabili, aumento inadeguato del numero di pozzi di produzione e sfruttamento aggressivo del fondo esistente, la tendenza all'ulteriore declino della produzione di petrolio sta diventando sempre più evidente. Secondo i risultati del 2006, 5 aziende integrate verticalmente su 11 hanno registrato un calo della produzione annuale di petrolio, tra cui TNK-BP, Gazpromneft e Bashneft. Si prevede che nei prossimi 2 anni (2007-2008) continuerà l'attuale tendenza al calo della produzione di petrolio in tutta la Russia. Solo nel 2009, grazie all'entrata in funzione dei giacimenti Vankorskoye, Talakanovskoye e Verkhnechonskoye nella Siberia orientale, sarà possibile aumentare la produzione di petrolio.

Produzione di gas
L'industria del gas iniziò a svilupparsi in Russia all'inizio degli anni '30. 20 ° secolo Nel 1930 furono estratti 520 milioni di m3. Durante il periodo più difficile della guerra (1942), fu messo in funzione il campo di Elshanskoye nella regione di Saratov.

Nel 1950-1960. nei territori di Stavropol e Krasnodar sono stati scoperti un gran numero di giacimenti di gas (Severo-Stavropolskoye, Kanevskoye, Leningradskoye, ecc.), il cui sviluppo ha assicurato un ulteriore aumento della produzione di gas naturale (Fig. 2). Per lo sviluppo dell'industria del gas, la scoperta nel 1964 del Vuktylskoye e nel 1966 dei giacimenti di gas condensato di Orenburg fu di grande importanza pratica. L'estrazione e la base di materie prime della parte europea del paese hanno ricevuto un ulteriore sviluppo con la scoperta nel 1976 del giacimento di petrolio e gas condensato di Astrakhan e il suo sviluppo.

Riso. 2. PRODUZIONE DI GAS IN URSS E RF E PREVISIONI FINO AL 2020

1 - URSS (attuale); 2 - RF (effettivo); 3 – per “Strategia Energetica…”

All'inizio del 1960, nel nord della regione di Tyumen fu scoperta una provincia gassosa unica al mondo con giacimenti giganti: Urengoysky, Medvezhiy, Yamburgsky, ecc. aumentare la produzione a 450-500 miliardi di m 1985

Dopo aver raggiunto un picco nel 1990 di 815 miliardi di m3 (in URSS, compresa la RSFSR - 740 miliardi di m3), la produzione di gas in Russia è scesa a 570 miliardi di m3. Negli ultimi 6 anni la produzione si è mantenuta nel range di 567-600 miliardi di mc, che è al di sotto del livello previsto dalla versione minima della “Strategia Energetica…”. Il ritardo è dovuto al mancato rispetto da parte di OAO Gazprom del programma per lo sviluppo di nuovi giacimenti di gas nella penisola di Yamal.

In contrasto con il precedente periodo di rapida crescita della produzione per il periodo 1991-2005. caratteristica è la sospensione della crescita della produzione annua di gas prodotta da OAO Gazprom. Ciò è dovuto alle specificità del ritiro delle capacità produttive in campi altamente produttivi intensamente sviluppati in modalità naturale in condizioni di una rete sparsa di pozzi di produzione. Lo smantellamento delle capacità produttive dovuto all'estrazione del gas e alla caduta di pressione del giacimento avviene continuamente nel tempo. Allo stesso tempo, i nuovi pozzi di produzione sono collegati alle reti prefabbricate solo dopo il completamento della costruzione di nuovi impianti integrati di trattamento del gas (GTP), stazioni di compressione (CS), stazioni di booster compressor (BCS), che sono strutture complesse a capitale unico In costruzione. Nel 2000-2005 il numero di queste strutture commissionate in media all'anno è stato: UKPG-3, DKS-4, KS-5.

Nel 2006, l'86% del volume totale russo di gas è stato prodotto da OJSC Gazprom, in cui la produzione principale è fornita dai tre maggiori giacimenti nel nord della Siberia occidentale (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye). Per 15-25 anni, questi giacimenti sono stati intensamente sviluppati in regime naturale senza mantenere la pressione del giacimento, fornendo fino all'80% della produzione totale di gas russo. Come risultato dello sfruttamento intensivo, la pressione del giacimento in essi è diminuita e la produzione (esaurimento delle riserve) dei depositi cenomaniani di gas secco ha raggiunto il 66% a Urengoy, il 55% a Yamburg e il 77% a Medvezhye. Il calo annuo della produzione di gas in questi tre giacimenti si sta attualmente verificando a un tasso dell'8-10% all'anno (25-20 bcm).

Per compensare il calo della produzione di gas, nel 2001 è stato commissionato il giacimento di petrolio e gas condensato di Zapolyarnoye, il più grande giacimento di petrolio e gas condensato. Già nel 2006 questo giacimento produceva 100 bcm di gas. Tuttavia, la produzione di questo giacimento non è sufficiente a compensare il calo della produzione di petrolio dai sottostanti giacimenti esauriti.

Dall'inizio del 2006, OAO Gazprom ha mostrato segni di un attuale calo della produzione di gas naturale. La produzione giornaliera di gas da febbraio a luglio 2006 è passata da 1649,9 a 1361,7 milioni di m3/giorno. Ciò ha portato a una diminuzione della produzione giornaliera di gas in tutta la Russia da 1966,8 a 1609,6 milioni di m3.

Lo stadio finale di sviluppo dei depositi cenomaniani dei giacimenti basici della Siberia occidentale è caratterizzato da una bassa pressione del giacimento e da una produzione in calo. Le condizioni operative dei depositi diventano molto più difficili. Ulteriore sviluppo è possibile con:
funzionamento efficiente dei pozzi in condizioni di irrigazione e distruzione della zona di fondo pozzo;
estrazione del gas intrappolato dall'intrusione di acqua di formazione;
estensione della produzione e aumento della produzione di gas a bassa pressione;
lavorazione in campo di idrocarburi a basse pressioni di ingresso (< 1 МПа).

Inoltre, è necessario creare attrezzature altamente efficienti per la compressione di gas a bassa pressione, nonché sviluppare tecnologie e attrezzature per il trattamento di gas a bassa pressione direttamente sul campo.

Risolvere il problema dell'utilizzo del gas a bassa pressione consentirà di garantire l'effettivo sviluppo aggiuntivo dei più grandi giacimenti di gas del mondo situati alle alte latitudini settentrionali ea una distanza considerevole dai centri di consumo di gas naturale.

La condizione più importante per garantire lo sviluppo sostenibile garantito dell'industria del gas nel periodo considerato dalla "Strategia energetica ..." statale è la messa in servizio accelerata di nuovi giacimenti e riserve di gas naturale.

OAO Gazprom prevede di aumentare il livello di produzione di gas entro il 2010 a 550-560 bcm, nel 2020 a 580-590 bcm (vedi Fig. 2), entro il 2030 a 610-630 bcm. Il livello previsto di produzione di gas fino al 2010 dovrebbe essere raggiunto a scapito dei giacimenti esistenti e nuovi messi in sviluppo nella regione di Nadym-Pur-Taz: Yuzhno-Russkoye, depositi del Cretaceo inferiore di Zapolyarnoye e Pestsovoy, depositi di Achimov di Urengoyskoye . La realtà e la fattibilità economica sono dovute alla vicinanza all'infrastruttura di trasporto del gas esistente.

Dopo il 2010, si prevede di iniziare a sviluppare giacimenti nella penisola di Yamal, la piattaforma dei mari artici, nelle acque delle baie di Ob e Taz, nella Siberia orientale e in Estremo Oriente.

OAO Gazprom nel dicembre 2006 ha deciso di mettere in sviluppo i giacimenti di gas condensato Bovanenkovskoye (2011), Shtokmanovskoye (2013) e Kharasaveyskoye (2014).

Conclusione
La produzione di petrolio e gas nella fase attuale si sta sviluppando secondo scenari diversi dalla "Strategia energetica..." del governo. I livelli annuali di produzione di petrolio superano significativamente la variante massima e la produzione di gas praticamente non cresce da 10 anni. Le deviazioni osservate dalla "strategia" sono associate sia all'errore dell'idea che si concentra sui confini economici chiusi e sull'autosufficienza del paese, sia alla sottovalutazione della dipendenza dell'economia nazionale dai processi globali, come i cambiamenti nelle prezzi del petrolio. Tuttavia, il motivo prevalente del mancato adempimento del programma strategico è l'indebolimento del ruolo dello Stato nella regolazione e gestione del settore energetico dell'economia.

Alla luce degli eventi che si sono verificati negli ultimi 10 anni e dei cambiamenti nella struttura e nelle caratteristiche quantitative della base di materie prime per la produzione di petrolio e gas, lo stato delle capacità produttive, le condizioni prevalenti per la produzione di petrolio nei giacimenti sviluppati , i principali oleodotti e gasdotti operativi e in costruzione, l'adeguamento della “Strategia Energetica…” essenziale per il medio e lungo termine. Lo sviluppo di tale strategia consentirà di valutare le reali possibilità di produzione di petrolio e gas sulla base delle caratteristiche tecniche ed economiche delle riserve recuperabili esplorate e delle nuove realtà emergenti nel paese e nel mondo.

Una circostanza di fondamentale importanza che determina l'ulteriore sviluppo di successo della produzione di petrolio e gas in Russia è la necessità di sviluppare nuovi progetti di petrolio e gas su larga scala, complessi e costosi caratterizzati da condizioni minerarie estreme e geografiche naturali difficili da raggiungere (campi sulla penisola di Yamal, la piattaforma dei mari artici, nelle aree acquatiche delle baie di Ob e Taz, nella Siberia orientale e in Estremo Oriente). I progetti globali di petrolio e gas richiedono enormi spese per il loro sviluppo, cooperazione su larga scala e consolidamento di forze e mezzi, tecnologie fondamentalmente nuove in tutte le fasi della produzione, nuovi modelli di macchinari e attrezzature.

In termini di complessità della risoluzione di problemi tecnici, organizzativi, finanziari, laboriosità del lavoro, questi progetti sono commisurati ai programmi spaziali. Ciò è dimostrato dall'esperienza dei primi tentativi di sviluppare strutture uniche per petrolio e gas (sulla penisola di Yamal, Sakhalin, Siberia orientale, ecc.). Il loro sviluppo ha richiesto enormi risorse materiali e finanziarie e nuove forme non tradizionali di organizzazione del lavoro, concentrazione degli sforzi, produzione e potenziale intellettuale delle principali società transnazionali non solo domestiche, ma anche mondiali. Lo sviluppo dei lavori avviati è vincolato dalle norme e dai regolamenti esistenti che differiscono dalla pratica mondiale moderna.

La possibilità di realizzare progetti unici di petrolio e gas su larga scala, in misura ancora maggiore rispetto agli oggetti tradizionali, dipende dallo stimolante quadro legislativo e normativo per l'uso del sottosuolo (la legge "Sul sottosuolo"), dall'entità dei pagamenti differenziati degli affitti e tasse sull'estrazione di minerali.

Il superamento degli ostacoli legali all'ulteriore sviluppo della produzione di petrolio e gas è una condizione importante per l'attuazione degli ambiziosi piani annunciati dallo Stato, che garantiscono la sicurezza energetica propria e regionale.

Letteratura
1. Elenco federale. Complesso di carburante ed energia della Russia. – M.: Rodina-Pro, 2003.
2. Khalimov EM Sviluppo di giacimenti petroliferi in condizioni di mercato. - San Pietroburgo: Nedra, 2005.

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