Rosja jest światowym liderem w wydobyciu ropy i gazu (nowy etap rozwoju) - iv_g. Menu główne Przejdź do treści

Współczesne metody pozyskiwania oleju poprzedziły prymitywne metody:

zbieranie ropy z powierzchni zbiorników;

obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem;

wydobywanie ropy naftowej z dołów i studni.

Pobieranie ropy z powierzchni otwartych zbiorników jest podobno jedną z najstarszych metod jej wydobycia. Był używany w Media, Asyro-Babilonia i Syrii pne, na Sycylii w I wieku n.e., itd. W Rosji wydobycie ropy naftowej poprzez zbieranie jej z powierzchni rzeki Uchty w 1745 r. zorganizowanej przez F.S. Pryadunow. W 1868 roku w Chanacie Kokand zbierano olej z rowów, układając tamę z desek. Indianie amerykańscy, gdy odkryli ropę na powierzchni jezior i strumieni, nałożyli na wodę koc, aby wchłonąć ropę, a następnie wtłoczyli ją do naczynia.

Obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem, w celu jego wydobycia, zostały po raz pierwszy opisane przez włoskiego naukowca F. Ariosto w XV wieku: w pobliżu Modeny we Włoszech gleby zawierające olej były kruszone i podgrzewane w kotłach; następnie umieszczano je w workach i prasowano prasą. W 1819 r. we Francji metodą kopalnianą wydobyto warstwy wapieni i piaskowców roponośnych. Wydobyta skała została umieszczona w kadzi wypełnionej gorącą wodą. Podczas mieszania olej wypłynął na powierzchnię wody, którą zebrano łyżką. W latach 1833-1845. piasek nasączony olejem wydobywano na brzegach Morza Azowskiego. Następnie umieszczano go w dołach ze spadzistym dnem i zalewano wodą. Wymyty z piasku olej został zebrany z powierzchni wody kępami trawy.

Wydobycie ropy naftowej z dołów i studni znany również od czasów starożytnych. W Kissii - starożytnym regionie między Asyrią a Media - w V wieku. PNE. olej wydobywano za pomocą skórzanych wiader - bukłaków.

Na Ukrainie pierwsze wzmianki o wydobyciu ropy pochodzą z początku XV wieku. Aby to zrobić, wykopali dziury o głębokości 1,5-2 m, gdzie olej wyciekał wraz z wodą. Następnie mieszaninę zebrano w beczkach, zamkniętych od dołu korkami. Gdy lżejszy olej unosił się na wodzie, korki zostały usunięte, a osadzona woda została spuszczona. Do 1840 r. głębokość wykopów sięgała 6 m, a później wydobywano ropę ze studni o głębokości ok. 30 m.

Od najdawniejszych czasów na półwyspie Kercz i Taman olej pozyskiwano za pomocą tyczki, do której przywiązywano filc lub kłębek z włosia końskiego ogona. Wpuszczano je do studni, a następnie olej wyciskano do przygotowanych naczyń.

Na Półwyspie Absheron wydobycie ropy naftowej ze studni znane jest od XIII wieku. OGŁOSZENIE Podczas ich budowy najpierw wyrwano otwór jak odwrócony (odwrócony) stożek do samego zbiornika ropy. Następnie po bokach wykopu wykonano gzymsy: o średniej głębokości zanurzenia stożka 9,5 m, co najmniej siedmiu. Średnia ilość ziemi wykopana podczas kopania takiej studni wynosiła około 3100 m 3 , następnie ściany studni od samego dna do powierzchni mocowano drewnianą ramą lub deskami. olej. Wydobywano go ze studni z bukłakami, które podnoszono ręczną obrożą lub przy pomocy konia.

W swoim raporcie z wyprawy na Półwysep Apsheron w 1735 r. dr I. Lerkhe napisał: „...W Bałachani znajdowały się 52 szyby naftowe o głębokości 20 sążni (1 sążnia - 2,1 m), 500 nietoperzy ropy...” (1 batman 8,5 kg). Według akademika S.G. Amelina (1771), głębokość szybów naftowych w Bałachanach sięgała 40-50 m, a średnica lub bok kwadratu odcinka szybu wynosiła 0,7-1 m.

W 1803 r. bakijski kupiec Kasymbek zbudował dwa szyby naftowe na morzu w odległości 18 i 30 m od brzegu Bibi-Heybat. Studnie chroniło przed wodą pudło z ciasno splecionych desek. Olej jest z nich wydobywany od wielu lat. W 1825 r. podczas sztormu studnie zostały przerwane i zalane wodami Morza Kaspijskiego.

Dzięki metodzie studni technika wydobycia ropy nie zmieniła się na przestrzeni wieków. Ale już w 1835 r. urzędnik wydziału górniczego Fallendorf on Taman po raz pierwszy użył pompy do pompowania ropy przez obniżoną drewnianą rurę. Szereg usprawnień technicznych wiąże się z nazwiskiem inżyniera górnictwa N.I. Woskobojnikow. Aby zmniejszyć ilość wykopów, zaproponował budowę szybów naftowych w formie szybu, aw latach 1836-1837. przeprowadził przebudowę całego systemu magazynowania i dystrybucji ropy naftowej w Baku i Bałachani, ale jednym z głównych czynów jego życia było wywiercenie pierwszego na świecie szybu naftowego w 1848.

Przez długi czas wydobycie ropy naftowej przez wiercenia w naszym kraju traktowane było z uprzedzeniami. Uważano, że skoro przekrój odwiertu jest mniejszy niż odwiertu naftowego, to dopływ ropy do odwiertów jest znacznie mniejszy. Nie uwzględniono przy tym, że głębokość studni jest znacznie większa, a złożoność ich budowy jest mniejsza.

Podczas eksploatacji odwiertów producenci ropy starali się przenieść je na tryb płynący, ponieważ. to był najłatwiejszy sposób na zdobycie go. Pierwsza potężna tryskacz ropy w Bałachanach uderzyła w 1873 r. w miejsce Chalafi. W 1887 r. 42% oleju w Baku zostało wyprodukowane metodą fontannową.

Wymuszone wydobycie ropy naftowej ze studni doprowadziło do szybkiego wyczerpywania się warstw roponośnych przylegających do ich odwiertu, a reszta (większość) pozostała w jelitach. Dodatkowo, ze względu na brak wystarczającej ilości magazynów, już na powierzchni ziemi wystąpiły znaczne straty ropy. Tak więc w 1887 roku fontanny wyrzuciły 1088 tysięcy ton ropy, a zebrano tylko 608 tysięcy t. Na terenach wokół fontann utworzyły się rozległe jeziora, w których w wyniku parowania utracono najcenniejsze frakcje. Sam zwietrzały olej nie nadawał się do przetwarzania i został wypalony. Przez wiele dni z rzędu paliły się stojące jeziora naftowe.

Wydobycie ropy ze studni, w których ciśnienie było niewystarczające do przepływu, odbywało się za pomocą cylindrycznych wiader o długości do 6 m. Na ich dnie umieszczono zawór, który otwiera się, gdy wiadro przesuwa się w dół i zamyka pod ciężarem wydobywanej cieczy kiedy wzrasta ciśnienie wiadra. Nazwano metodę pozyskiwania oleju za pomocą bailerów tartan,w W 1913 roku za jego pomocą wyprodukowano 95% całej ropy.

Jednak myśl inżynierska nie stanęła w miejscu. W latach 70. XIX wieku. W.G. Zasugerował Szuchow kompresorowa metoda ekstrakcji oleju, poprzez dostarczanie sprężonego powietrza do studni (airlift). Technologia ta została przetestowana w Baku dopiero w 1897 roku. Inną metodę produkcji ropy – podnośnik gazowy – zaproponował M.M. Tichwiński w 1914 r.

Wyloty gazu ziemnego ze źródeł naturalnych były wykorzystywane przez człowieka od niepamiętnych czasów. Później znaleziono wykorzystanie gazu ziemnego uzyskanego ze studni i studni. W 1902 r. w Surachani koło Baku odwiercono pierwszy odwiert, w którym wydobywano gaz przemysłowy z głębokości 207 m.

W rozwoju przemysłu naftowego Istnieje pięć głównych etapów:

Etap I (do 1917) - okres przedrewolucyjny;

Etap II (od 1917 do 1941) okres przed Wielką Wojną Ojczyźnianą;

Etap III (od 1941 do 1945) - okres Wielkiej Wojny Ojczyźnianej;

Etap IV (od 1945 do 1991) - okres przed rozpadem ZSRR;

Etap V (od 1991) - okres nowożytny.

okres przedrewolucyjny. Ropa znana jest w Rosji od dawna. Powrót w XVI wieku. Rosyjscy kupcy handlowali ropą z Baku. Za Borysa Godunowa (XVI w.) do Moskwy trafiła pierwsza ropa na rzece Uchta. Ponieważ słowo „olej” weszło do języka rosyjskiego dopiero pod koniec XVIII wieku, nazywano je wówczas „gęstą płonącą wodą”.

W 1813 r. chanaty Baku i Derbent z ich najbogatszymi zasobami ropy naftowej zostały przyłączone do Rosji. Wydarzenie to miało ogromny wpływ na rozwój rosyjskiego przemysłu naftowego w kolejnych 150 latach.

Kolejnym ważnym regionem produkującym ropę w przedrewolucyjnej Rosji był Turkmenistan. Ustalono, że czarne złoto wydobywano w regionie Nebit-Dag już około 800 lat temu. W 1765 r. około. Cheleken było 20 szybów naftowych o łącznej rocznej produkcji około 64 ton rocznie. Według rosyjskiego badacza Morza Kaspijskiego N. Muravyova, w 1821 roku Turkmeni wysłali łodzią do Persji około 640 ton ropy. W 1835 r. została zabrana z ok. godz. Czelekenów jest więcej niż z Baku, choć to właśnie Półwysep Absheron był obiektem zwiększonej uwagi właścicieli ropy.

Początek rozwoju przemysłu naftowego w Rosji to rok 1848,

W 1957 r. na Federację Rosyjską przypadało ponad 70% wydobycia ropy, a Tataria zajęła pierwsze miejsce w kraju pod względem wydobycia ropy.

Głównym wydarzeniem tego okresu było odkrycie i zagospodarowanie najbogatszych pól naftowych Syberii Zachodniej. W 1932 roku akademik I.M. Gubkin wyraził ideę konieczności rozpoczęcia systematycznych poszukiwań ropy naftowej na wschodnim zboczu Uralu. Najpierw zebrano informacje o obserwacjach naturalnych wycieków ropy (rzeki Bolszoj Jugan, Belaya itp.). W 1935 Rozpoczęły się tu prace geologiczne, które potwierdziły obecność wychodni substancji ropopodobnych. Nie było jednak „wielkiego oleju”. Prace poszukiwawcze trwały do 1943 r., A następnie zostały wznowione w 1948 r. Dopiero w 1960 r. odkryto pole naftowe Szaimskoje, a następnie Megionskoje, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varyeganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye i inne. na Syberii Zachodniej uważa się rok 1965, kiedy to wyprodukowano około 1 mln t. Już w 1970 r. wydobycie ropy wyniosło tu 28 mln ton, a w 1981 r. - 329,2 mln ton. Syberia Zachodnia stała się głównym regionem wydobycia ropy naftowej w kraju, a ZSRR zajął pierwsze miejsce na świecie w wydobyciu ropy naftowej.

W 1961 r. na polach Uzen i Zhetybay w zachodnim Kazachstanie (półwysep Mangyshlak) uzyskano pierwsze fontanny naftowe. Ich rozwój przemysłowy rozpoczął się w 1965 roku. Zasoby wydobywalne ropy naftowej tylko z tych dwóch złóż wynosiły kilkaset milionów ton. Problem polegał na tym, że olejki mangyshlak są silnie parafinowe i miały temperaturę płynięcia +30...33 °C. Mimo to w 1970 roku wydobycie ropy naftowej na półwyspie zwiększono do kilku milionów ton.

Systematyczny wzrost wydobycia ropy w kraju trwał do 1984 r. W latach 1984-85. nastąpił spadek wydobycia ropy. W latach 1986-87. podniósł się ponownie, osiągając maksimum. Jednak począwszy od 1989 r. produkcja ropy zaczęła spadać.

okres nowożytny. Po rozpadzie ZSRR trwał spadek wydobycia ropy w Rosji. W 1992 r. wynosiła 399 mln ton, w 1993 r. 354 mln ton, w 1994 r. 317 mln ton, w 1995 r. 307 mln ton.

Dalszy spadek wydobycia ropy naftowej wynika z faktu, że nie wyeliminowano wpływu szeregu obiektywnych i subiektywnych czynników negatywnych.

Po pierwsze, pogorszyła się baza surowcowa przemysłu. Stopień zaangażowania w rozwój i wyczerpywanie się złóż w regionach jest bardzo wysoki. Na Kaukazie Północnym w zagospodarowanie zaangażowanych jest 91,0% eksploatowanych złóż ropy naftowej, a wyczerpanie złóż wynosi 81,5%. W regionie Ural-Wołga liczby te wynoszą odpowiednio 88,0% i 69,1%, w Republice Komi - 69,0% i 48,6%, na Syberii Zachodniej - 76,8% i 33,6%.

Po drugie, wzrost rezerw ropy naftowej zmniejszył się dzięki nowo odkrytym złożom. Ze względu na gwałtowny spadek finansowania organizacje poszukiwawcze ograniczyły zakres prac geofizycznych i wierceń poszukiwawczych. Doprowadziło to do spadku liczby nowo odkrytych złóż. Tak więc, jeśli w latach 1986-90. Zasoby ropy naftowej w nowo odkrytych złożach wyniosły 10,8 mln ton, następnie w latach 1991-95. - tylko 3,8 mln ton.

Po trzecie, odcięcie wody produkowanego oleju jest wysokie.. Oznacza to, że przy tych samych kosztach i wielkościach produkcji płynu formacyjnego, sama ropa jest produkowana coraz mniej.

Po czwarte, koszty restrukturyzacji. W wyniku załamania się starego mechanizmu gospodarczego zlikwidowano sztywne scentralizowane zarządzanie branżą, a nowy wciąż powstaje. Wynikająca z tego nierównowaga cen ropy z jednej strony, a sprzętu i materiałów z drugiej utrudniała wyposażanie pól w sprzęt techniczny. Ale jest to konieczne właśnie teraz, kiedy większość urządzeń przepracowała swoją żywotność, a wiele dziedzin wymaga przejścia od płynnej metody produkcji do pompowania.

Wreszcie, w ostatnich latach popełniono wiele błędnych obliczeń. Dlatego w latach 70. uważano, że zasoby ropy naftowej w naszym kraju są niewyczerpane. Zgodnie z tym nacisk położono nie na rozwój własnych rodzajów produkcji przemysłowej, ale na zakup gotowych wyrobów przemysłowych za granicą za walutę otrzymaną ze sprzedaży ropy. Na utrzymanie pozorów dobrobytu w społeczeństwie sowieckim wydano ogromne fundusze. Przemysł naftowy był finansowany do minimum.

Na półce sachalińskiej w latach 70-80. odkryto duże złoża, które nie zostały jeszcze oddane do eksploatacji. Tymczasem mają zagwarantowany ogromny rynek zbytu w krajach regionu Azji i Pacyfiku.

Jakie są perspektywy rozwoju krajowego przemysłu naftowego?

Nie ma jednoznacznej oceny zasobów ropy naftowej w Rosji. Różni eksperci podają liczby dotyczące wielkości zasobów wydobywalnych od 7 do 27 miliardów ton, co stanowi od 5 do 20% światowych. Rozkład zasobów ropy naftowej w Rosji przedstawia się następująco: Syberia Zachodnia - 72,2%; Region Ural-Wołga - 15,2%; prowincja Timan-Peczora - 7,2%; Republika Sacha (Jakucja), Terytorium Krasnojarskie, obwód irkucki, szelf Morza Ochockiego - około 3,5%.

W 1992 roku rozpoczęła się restrukturyzacja rosyjskiego przemysłu naftowego: wzorem krajów zachodnich zaczęto tworzyć pionowo zintegrowane firmy naftowe, które kontrolują wydobycie i przerób ropy oraz dystrybucję uzyskiwanych z niej produktów naftowych.

480 rub. | 150 zł | 7,5 $ ", WYŁĄCZANIE MYSZY, FGCOLOR, "#FFFFCC", BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Teza - 480 rubli, wysyłka 10 minut 24 godziny na dobę, siedem dni w tygodniu i święta

Myachina Ksenia Wiktorowna Geoekologiczne konsekwencje wydobycia ropy i gazu w Orenburgu Cis-Ural: rozprawa ... Kandydat nauk geograficznych: 25.00.36 Orenburg, 2007 168 s. OD, 61:07-11/130

Wstęp

Rozdział 1. Uwarunkowania krajobrazowe i ekologiczne badanego obszaru 10

1.1. Położenie geograficzne i naturalny podział na strefy 10

1.2. Budowa geologiczna i rzeźba terenu 12

1.2.1. Geologia 12

1.2.2. Tektonika i analiza rozmieszczenia złóż węglowodorów 15

1.2.3. Geomorfologia i główne ukształtowanie terenu 18

1.3. Warunki klimatyczne 19

1.4. Warunki hydrologiczne 22

1.5. Pokrywa glebowa i roślinna 27

1.6. Rodzaje terenu 30

1.7. Potencjalne zrównoważenie środowiskowe krajobrazów Cis-Uralu w Orenburgu 32

1.7.1. Podejścia do definicji zrównoważonego rozwoju 32

1.7.2. Ranking badanego obszaru według stopnia potencjalnego zrównoważenia środowiskowego 36

Rozdział 2. Materiały i metody badań 38

Rozdział 3 Charakterystyka kompleksu naftowo-gazowego 43

3.1. Historia rozwoju wydobycia ropy i gazu na świecie i w Rosji 43

3.2. Historia rozwoju wydobycia ropy i gazu w regionie Orenburg 47

3.3. Charakterystyka obiektów produkcyjnych i transportowych 56 surowców węglowodorowych

Rozdział 4 Wpływ instalacji naftowych i gazowych na środowisko 70

4.1. Główne rodzaje i źródła wpływu 70

4.2. Wpływ na elementy środowiska naturalnego 73

4.2.1. Oddziaływanie na wody gruntowe i powierzchniowe 73

4.2.2. Wpływ na glebę i pokrywę roślinną 79

4.2.3. Wpływ na atmosferę 99

Rozdział 5 Ocena stanu geoekologicznego regionów Orenburga Cis-Uralu 102

5.1. Klasyfikacja obszarów według stopnia przemiany technogenicznej 102

5.2. Strefowanie geoekologiczne Uralu Orenburg w związku z rozwojem wydobycia ropy i gazu 116

Rozdział 6. SILNE Problemy ochrony i optymalizacji krajobrazów pod wpływem

STRONG 122 produkcja ropy i gazu

6.1. Ochrona krajobrazu na polach naftowych i gazowych Rosji i Uralu Orenburg 122

6.2. Problem współdziałania obiektów naftowych z unikatowymi obiektami przyrodniczymi (na przykładzie boru sosnowego Buzuluk) 127

6.3. Główne kierunki optymalizacji krajobrazu w Orenburgu Cis-Ural 130

Wniosek 134

Referencje 136

Aplikacja fotograficzna 159

Wprowadzenie do pracy

Trafność tematu. Region Orenburg jest jednym z wiodących regionów produkujących ropę i gaz w europejskiej części Rosji i zajmuje jedno z pierwszych miejsc pod względem potencjału zasobów ropy i gazu. Na początku 2004 r. w regionie odkryto 203 złoża węglowodorów, z czego 157 znajduje się w fazie poszukiwań i zagospodarowania, 41 znajduje się w rezerwach konserwatorskich i państwowych, 5 złóż nie jest zarejestrowanych ze względu na niewielkie zasoby (patrz Rysunek 1). Większość złóż i dalsze perspektywy rozwoju przemysłu naftowo-gazowego w rejonie Orenburga związane są z jego zachodnią częścią, geograficznie jest to terytorium Uralu Orenburskiego.

Przemysł naftowy i gazowy w regionie Orenburg ma dominujące znaczenie w gospodarce regionu. Jednocześnie zakłady wydobycia ropy i gazu mają zróżnicowany i rosnący wpływ na kompleksy przyrodnicze i są jedną z głównych przyczyn nierównowagi środowiskowej w regionach. Na terenach pól naftowych i gazowych naturalne krajobrazy zostały przekształcone w kompleksy przyrodniczo-technologiczne, w których występują głębokie, często nieodwracalne zmiany. Przyczyną tych zmian jest zanieczyszczenie środowiska naturalnego w wyniku wycieków ropy naftowej i wód międzywarstwowych, emisja gazów zawierających siarkowodór do atmosfery, wpływ wydobycia ropy i gazu na środowisko geologiczne podczas wiercenia otworów wiertniczych, związane z tym roboty ziemne, budowlano-montażowe, układanie robót, przemieszczanie sprzętu transportowego i budowlanego.

Liczne wypadki w transporcie rurociągowym wszystkich stopni są stałym czynnikiem pogarszającym stan kompleksów przyrodniczych z rozwiniętą siecią wydobycia węglowodorów.

System transportu ropy i gazu w regionie Orenburga zaczął powstawać w latach 40. XX wieku. Większość systemu rurociągów, zarówno magistralnych, jak i polowych, wymaga przebudowy ze względu na:

5 wysoki stopień pogorszenia i niezgodności z istniejącymi wymaganiami środowiskowymi i technologicznymi, a w rezultacie wysoki odsetek podmuchów awaryjnych.

Niewystarczająca wiedza i niepełne zrozumienie zmian zachodzących w krajobrazach może spowodować kryzys ekologiczny, aw niektórych przypadkach katastrofy ekologiczne. Dlatego konieczne jest określenie prawidłowości i stopnia zmian w zespołach krajobrazowych w celu identyfikacji trendów ich dalszego przeobrażenia w procesie tego typu gospodarowania przyrodą. Może to przyczynić się do wypracowania rekomendacji zapobiegających dalszym negatywnym skutkom i zapewniających bezpieczeństwo ekologiczne regionu.

Cele i zadania badania. Celem pracy jest geoekologiczna ocena wpływu obiektów naftowych i gazowych na środowisko przyrodnicze Cisuralów Orenburskich.

Aby osiągnąć ten cel, postanowiliśmy następujące zadania:

Analiza stanu obecnego, struktury akomodacji i
trendy w dalszym rozwoju kompleksu naftowo-gazowego
region;

Zidentyfikowano główne czynniki i konsekwencje geoekologiczne
zmiany technogeniczne i zaburzenia krajobrazu na terenie
pola naftowe i gazowe;

Zróżnicowanie terytorium Cis-Uralu Orenburg według:
poziomy technogenicznej transformacji krajobrazów w oparciu o system
identyfikacje i uogólnienia głównych wskaźników charakteryzujących stopień
ładunek technogeniczny;

„- na podstawie przeprowadzonego zróżnicowania opracowano schemat zagospodarowania przestrzennego geoekologicznego badanego obszaru, uwzględniający potencjalną trwałość środowiskową kompleksów przyrodniczych na oddziaływanie technogeniczne;

w oparciu o nowoczesną krajową i regionalną politykę środowiskową oraz praktykę przedsiębiorstw wydobywających ropę naftową i gaz, opracowano podstawowe kierunki optymalizacji zarządzania przyrodą i działań proekologicznych.

Przedmiot studiów to naturalne kompleksy Orenburg Cis-Ural, które znajdują się pod wpływem zakładów wydobycia ropy naftowej i gazu.

Przedmiot badań to aktualna sytuacja geoekologiczna w obszarach wydobycia ropy i gazu, stopień przekształceń spowodowanych przez człowieka. zespoły krajobrazowe i ich dynamika w związku z rozwojem tej branży.

Do obrony proponuje się następujące główne postanowienia:

długoterminowy i wielkoskalowy rozwój pól naftowych i gazowych doprowadził do różnych zaburzeń elementów krajobrazu w Orenburgu Cis-Ural i doprowadził do powstania kompleksów przyrodniczo-technologicznych, które zmieniły strukturę przyrodniczo-krajobrazową tego terytorium;

punktacja wskaźników diagnostycznych oddziaływania technogenicznego na obszary oraz utworzona na jej podstawie skala oceny stopnia przekształcenia technogenicznego krajobrazów pozwala na wyodrębnienie 6 grup regionów Orenburga Cis-Uralu, różniących się stopniem przeobrażenia technogenicznego kompleksów przyrodniczych ;

kategorie napięć geoekologicznych są integralnym wskaźnikiem zaburzonej równowagi komponentów środowiska na obszarach wydobycia ropy i gazu i zależą nie tylko od skali i głębokości oddziaływania pól naftowych i gazowych, ale także od stabilności ekologicznej krajobrazów na poziomie jednostek regionalnych i typologicznych. Opracowano schemat podziału na strefy terytorium Cis-Uralu Orenburg według kategorii napięć geoekologicznych.

7
najważniejszy wskaźnik głębokości oddziaływania wydobycia ropy i gazu
na krajobrazach regionu jest obecny stan ekologiczny
kluczowe obszary przyrodnicze (obiekty dziedzictwa przyrodniczego). Rozwój
i zachowanie sieci obszarów chronionych oraz kształtowanie krajobrazowo-ekologiczne
narzędziem, z obowiązkowym wdrożeniem monitoringu,
przeciwdziałanie dalszemu negatywnemu wpływowi

złoża ropy i gazu na środowisko naturalne. Nowość naukowa

W pracy po raz pierwszy przedstawiono analizę aktualnej sytuacji geoekologicznej.
na terenie Uralu Orenburg w związku z intensywnymi poszukiwaniami i
zagospodarowanie złóż węglowodorów;

Po raz pierwszy na terytorium Uralu Orenburg użyto
systemowe krajobrazowo-ekologiczne podejście do badań
wzorce zmian w zespołach przyrodniczych na obszarach
produkcja ropy i gazu;

Ustalono, że obszary wydobycia ropy i gazu są głównymi ogniskami katastrofy ekologicznej i obszarami o obniżonej produktywności rolnictwa;

W oparciu o istniejące schematy przyrodnicze i agroklimatyczne
obszary zaproponowały schemat potencjalnej równowagi przyrodniczej
krajobrazy Orenburg Ural;

Badany obszar zróżnicowano ze względu na stopień przekształceń technogenicznych krajobrazów oraz wprowadzono kategorie napięcia geoekologicznego, odzwierciedlające stan geoekologiczny zidentyfikowanych obszarów.

Praktyczne znaczenie pracy jest determinowana przez rozpoznanie znaczącej negatywnej roli wydobycia ropy i gazu jako źródła specyficznego oddziaływania na elementy krajobrazu Orenburga Cis-Ural. W wyniku przeprowadzonych badań uzyskano informacje o stanie kompleksów przyrodniczych oraz o głównych wzorcach ich

8 zmiany na terytoriach pól naftowych. Proponowane podejścia są obiecujące dla określenia poziomu technologicznej transformacji krajobrazów dotkniętych wydobyciem ropy i gazu w różnych regionach. Zidentyfikowane cechy stanu zespołów przyrodniczych zapewnią zróżnicowane podejście do opracowania środków ich optymalizacji i ochrony w procesie dalszego zarządzania przyrodą.

Wykorzystanie wyników badań potwierdzają ustawy o
realizacja przez Komitet Ochrony Środowiska i Zasobów Naturalnych
Region Orenburga przy planowaniu i organizacji wydarzeń dla
działania środowiskowe. Utworzona baza informacji
był również wykorzystywany do badań naukowych JSC

OrenburgNIPInieft.

Wkład osobisty wnioskodawcy polega na: bezpośrednim udziale autora w terenowych badaniach krajobrazowych i geoekologicznych; analiza i systematyzacja danych literackich i magazynowych; opracowanie skali oceny technogenicznej transformacji kompleksów przyrodniczych; uzasadnienie schematu potencjalnej naturalnej stabilności krajobrazów badanego obszaru.

Zatwierdzenie pracy i publikacji.

Główne założenia pracy doktorskiej autor przedstawił na konferencjach naukowo-praktycznych, sympozjach i seminariach szkolno-seminarialnych różnego szczebla: regionalnych konferencjach naukowo-praktycznych młodych naukowców i specjalistów (Orenburg, 2003, 2004, 2005); międzynarodowa konferencja młodzieżowa „Ekologia-2003” (Archangielsk, 2003); Trzecia Republikańska konferencja szkolna „Drogi młodzieży i Rosji do zrównoważonego rozwoju” (Krasnojarsk, 2003); II międzynarodowa konferencja naukowa „Biotechnologia – ochrona środowiska” oraz III szkolna konferencja młodych naukowców i studentów „Ochrona bioróżnorodności i racjonalne wykorzystanie zasobów biologicznych”

9 (Moskwa, 2004); Międzynarodowa konferencja „Dziedzictwo naturalne Rosji: badania, monitoring, ochrona” (Togliatti, 2004); Ogólnorosyjska Konferencja Naukowa poświęcona 200-leciu Uniwersytetu Kazańskiego (Kazań, 2004); Ogólnorosyjska konferencja młodych naukowców i studentów „Aktualne problemy ekologii i ochrony środowiska” (Ufa, 2004); Druga Syberyjska Międzynarodowa Konferencja Młodych Naukowców o Ziemi (Nowosybirsk, 2004). Na podstawie wyników pracy autor otrzymał stypendium młodzieżowe Uralskiego Oddziału Rosyjskiej Akademii Nauk. W 2005 roku autor został zwycięzcą konkursu prac naukowych młodych naukowców i specjalistów regionu Orenburg za pracę „Zagospodarowanie stref ekologicznych i geograficznych obszaru naftowo-gazowego regionu Orenburg”.

Na temat rozprawy zostało opublikowanych 15 artykułów. Zakres i struktura pracy. Rozprawa składa się ze wstępu, 6 rozdziałów, zakończenia, spisu piśmiennictwa oraz 1 aplikacje fotograficzne. Całkowita objętość pracy -170 strony zawierające 12 rysunki i 12 tabele. Referencje zawiera 182 źródło.

Tektonika i analiza rozmieszczenia złóż węglowodorów

Korzystnymi strukturami geologicznymi do akumulacji dużych mas ropy i gazu są kopuły i antykliny.

Węglowodory mają niższy ciężar właściwy niż woda i skały, dlatego są wyciskane ze skał macierzystych, w których powstały i przesuwają się w górę szczelin i warstw skał porowatych, takich jak piaskowce, zlepieńce, wapienie. Napotykając na swojej drodze horyzonty gęstych nieprzepuszczalnych skał, takich jak iły czy łupki, minerały te gromadzą się pod nimi, wypełniając wszystkie pory, pęknięcia, puste przestrzenie.

Komercyjne złoża ropy naftowej i gazu odkryte w regionie są zwykle ograniczone do fal i izometrycznych lub liniowo wydłużonych stref strukturalnych (łuk tatarski, koryto Muchanowo-Erochowa, wypiętrzenie łukowe Sol-Iletsk, strefa przybrzeżna syneklizy kaspijskiej, falopodobne wypiętrzenie , zapadlisko przedgórskie Cis-Ural). Maksymalne rezerwy ropy naftowej ograniczają się do koryta Muchanowo-Erochowskiego, a rezerwy gazu do wypiętrzenia kopuły Sol-Ileck (patrz Rysunek 2).

Zgodnie z strefą petrogeologiczną zachodnia część regionu Orenburg należy do prowincji naftowo-gazowych nad Wołga-Ural i Kaspijską. Na terytorium regionu prowincja Wołga-Ural obejmuje regiony naftowe i gazowe Tatar, Środkowa Wołga, Ufa-Orenburg i Południowy Ural (NTO).

Tatarski NTO ogranicza się do południowych stoków łuku tatarskiego. Środkowa Wołga NTO dzieli się na regiony roponośne i gazonośne Muchanowo-Erochowski i Jużno-Buzułukski, które odpowiadają północnej części depresji Buzuluk (centralna część niecki Muchanowo-Erochowskij) i jej południowemu załadunkowi. NTO Ufimsko-Orenburg jest podzielony na regiony naftowo-gazowe East Orenburg i Sol-Ileck, region naftowo-gazowy Południowego Uralu obejmuje region naftowo-gazowy Sakmaro-Ileck. Kaspijska prowincja naftowo-gazowa na terytorium regionu jest tektonicznie reprezentowana przez brzegową półkę syneklizy kaspijskiej i jej wewnętrzną strefę brzegową. W rejonie północnej zewnętrznej ściany koryta Muchanowo-Erochow główne złoża ropy naftowej ograniczają się do dewońskiego kompleksu terygenicznego. Część zasobów związana jest z utworami dolnego karbonu. Potencjalne złoża ropy naftowej wewnętrznej północnej strony koryta Muchanowo-Erochowa związane są z dewońskim kompleksem terygenicznym, podkompleksem wereńskim i kompleksem terygenicznym wizenu. W strefie osiowej niecki Muchano-Erokhov główne złoża ropy naftowej są związane z dewońskimi formacjami terygenicznymi. W tej strefie znajdują się pola naftowe Mogutowskie, Gremyaczewskie, Twierdiłowskoje, Woroncowskie i Nowokazańskie. Rezerwy południowej zewnętrznej strefy brzeżnej koryta Muchanowo-Erochowa są skoncentrowane w kompleksach węglanowych francusko-turnajskich i terygenicznych wiseńskich. W jej obrębie zidentyfikowano obszary Bobrovskaya, Dolgovsko-Shulaevskaya, Pokrovsko-Sorochinsky, Malakhovskaya, Solonovskaya i Tichonovskaya. Trwają prace poszukiwawcze w obiecujących obszarach brzeżnej strefy syneklizy kaspijskiej, wypiętrzenia przypominającego fale wschodniego Orenburga, niecki brzeżnej Cis-Ural. Na tych obszarach północna strona wypiętrzenia Sol-Ileck jest stosunkowo dobrze zbadana. Potencjalne rezerwy gazu na złożu Orenburg znajdują się w głównych warstwach górnokarbońsko-dolnopermskich. W brzeżnej strefie syneklizy kaspijskiej duże złoża ropy naftowej związane są z warstwami produkcyjnymi dewonu i karbonu, gaz – z osadami dolnego permu i karbonu. W obrębie wypiętrzenia przypominającego spiętrzenie Orenburga Wschodniego zidentyfikowano największe rezerwy w porównaniu z zasobami innych elementów geostrukturalnych regionu Orenburga. Związane są one głównie z kompleksami terygenicznymi dewońskimi, węglanowymi francusko-turnajskimi i wizeńskimi terygenicznymi. Stopień eksploracji obiecujących złóż w regionie jest wysoki, ale nierówny. Dotyczy to zwłaszcza regionów południowych, które są związane z głównymi perspektywami dla ropy i gazu. Na przykład w marginalnej części depresji kaspijskiej gęstość głębokich wierceń jest ponad 3 razy mniejsza niż średnia dla regionu. Potencjalnym regionem, w którym konieczne jest przewidywanie odkrycia dużych złóż w dłuższym okresie, jest Cis-Uralskie niecki brzeżne. Obszar ten posiada duże niezbadane zasoby darmowego gazu i ropy, których stopień zagospodarowania wynosi odpowiednio tylko 11 i 2%. Region ma bardzo korzystne położenie geograficzne i gospodarcze. ze względu na bliskość kompleksu gazowego Orenburg. Najbardziej realistyczne perspektywy odkrycia nowych złóż w najbliższej przyszłości w obszarze działalności OJSC „Orenburgnieft” w południowej części depresji Buzuluk i zachodniej części wypiętrzenia Orenburga Wschodniego. Istnieje zgodna opinia o wysokich perspektywach dewonu w południowej części regionu w obrębie nieskompensowanego koryta Rubezhinsky. W tym regionie możemy liczyć na odkrycie dużych i średnich złóż związanych z krokami blokowymi przez analogię z grupami złóż Zaikinskaya i Rostashinsky.

Historia rozwoju wydobycia ropy i gazu na świecie i w Rosji

Do połowy XIX wieku ropę wydobywano w niewielkich ilościach (2-5 tys. ton rocznie) z płytkich studni w pobliżu jej naturalnych ujścia na powierzchnię. Wtedy rewolucja przemysłowa z góry określiła szerokie zapotrzebowanie na paliwa i smary. Zaczął rosnąć popyt na ropę.

Wraz z wprowadzeniem odwiertów naftowych pod koniec lat 60. XIX w. światowa produkcja ropy wzrosła dziesięciokrotnie, z 2 do 20 mln ton do końca wieku.W 1900 r. ropę wydobywano w 10 krajach: Rosji, USA, Holenderskie Indie Wschodnie, Rumunia, Austro-Węgry, Indie, Japonia, Kanada, Niemcy, Peru. Prawie połowa całkowitego światowego wydobycia ropy pochodziła z Rosji (9 927 tys. ton) i USA (8 334 tys. ton).

Przez cały XX wiek światowe zużycie ropy rosło w szybkim tempie. W przededniu I wojny światowej, w 1913 roku, głównymi krajami produkującymi ropę były: USA, Rosja, Meksyk, Rumunia, Holenderskie Indie Wschodnie, Birma i Indie, Polska.

W 1938 roku na świecie wyprodukowano już 280 milionów ton ropy. Po II wojnie światowej geografia produkcji znacznie się poszerzyła. W 1945 roku już 45 krajów wyprodukowało ponad 350 milionów ton ropy. W 1950 r. światowe wydobycie ropy naftowej (549 mln ton) niemal podwoiło poziom przedwojenny, a w kolejnych latach podwajało się co 10 lat: 1105 mln ton w 1960 r., 2337,6 mln ton w 1970 r. W latach 1973 - 1974 w wyniku wieloletnich zmagań 13 rozwijających się krajów produkujących ropę, zrzeszonych w Organizacji Krajów Eksportujących Ropę Naftową (OPEC) i ich zwycięstwa nad międzynarodowym kartelem naftowym, nastąpił prawie czterokrotny wzrost światowych cen ropy. Spowodowało to głęboki kryzys energetyczny, z którego świat wyszedł na przełomie lat 70. i 80. XX wieku. Ustalone nadmiernie wysokie ceny ropy zmusiły kraje rozwinięte do aktywnego wprowadzania technologii oszczędzających ropę. Maksymalna światowa produkcja ropy naftowej - 3109 milionów ton (3280 milionów ton z kondensatem) wystąpiła w 1979 roku. Ale do 1983 roku produkcja spadła do 2637 milionów ton, a następnie zaczęła ponownie rosnąć. W 1994 roku na świecie wyprodukowano 3066 milionów ton ropy. Całkowita światowa produkcja ropy naftowej skumulowana od początku rozwoju pól naftowych wyniosła do 1995 roku około 98,5 miliarda ton. Gaz ziemny został po raz pierwszy użyty w 1821 roku w USA do oświetlenia. Sto lat później, w latach dwudziestych, Stany Zjednoczone znacznie wyprzedziły inne kraje pod względem wykorzystania gazu. Całkowita światowa produkcja gazu ziemnego na każde 20 lat wzrosła 3-4 lub więcej razy: 1901-1920. - 0,3 biliona. m3; 1921-1940 - 1,0 biliona. m3; 1941-1960TG. - 4,8 biliona. m3; 1960-1980 - 21,0 biliona. m3. W 1986 roku na świecie wyprodukowano 1,704 mld m gazu ziemnego. W 1993 roku całkowite wydobycie gazu ziemnego na świecie wyniosło 2663,4 mld m3. Wydobycie ropy naftowej i gazu w ZSRR i Rosji W przedrewolucyjnej Rosji największe wydobycie ropy naftowej wyniosło w 1901 r. – 11,9 mln t. Stanowiło to ponad połowę całego światowego wydobycia ropy naftowej. W przededniu I wojny światowej (1913) w Rosji wyprodukowano 10,3 miliona ton ropy, a pod koniec wojny (1917) - 8,8 miliona t. Przemysł naftowy, prawie całkowicie zniszczony w latach świata a wojna domowa zaczęła się odradzać od 1920 roku. Przed II wojną światową główne regiony naftowe ZSRR znajdowały się w Azerbejdżanie i na Ciscaucasia. W 1940 r. wydobycie ropy w ZSRR sięgnęło 31,1 mln ton (z czego 22,2 mln ton w Azerbejdżanie; 7,0 mln ton w RSFSR). Ale w latach wojny produkcja znacznie spadła i wyniosła 19,4 miliona ton w 1945 roku (11,5 miliona ton w Azerbejdżanie; 5,7 miliona ton w RSFSR). Udział ropy naftowej w przemyśle w tym czasie zajmował węgiel. W latach wojennych i powojennych konsekwentnie angażowano nowe pola naftowe. We wrześniu 1943 r. w Baszkirii odebrano potężną fontannę olejową z szybu poszukiwawczego w pobliżu wsi Kinzebulatovo. Umożliwiło to znaczne zwiększenie produkcji ropy naftowej w szczytowym momencie Wielkiej Wojny Ojczyźnianej. Rok później pozyskano pierwszą ropę ze złóż dewońskich na polu Tujmazinskoje. W 1946 r. na Tatarii odkryto pierwsze złoże ropy naftowej (Bavlinskoye). W tym samym okresie pojawiło się tutaj pole naftowe Romashkinskoye, słynące ze swoich rezerw. W 1950 r. wydobycie ropy w ZSRR (37,9 mln ton) przekroczyło poziom przedwojenny. Głównym obszarem produkcji ropy naftowej w kraju było rozległe terytorium położone między Wołgą a Uralem, w tym bogate pola naftowe Baszkirii i Tatarstanu, zwane „Drugim Baku". Do 1960 r. wydobycie ropy naftowej zwiększyło się prawie 4-krotnie w porównaniu do 1950 r. Złoża dewońskie stały się najpotężniejszym kompleksem roponośnym w prowincji naftowo-gazowej Wołga-Ural. Od 1964 r. rozpoczęto komercyjną eksploatację pól naftowych zachodniej Syberii. Umożliwiło to zwiększenie wydobycia ropy w kraju w 1970 r. ponaddwukrotnie w porównaniu z rokiem 1960 (353,0 mln t) oraz zwiększenie rocznego przyrostu wydobycia ropy do 25-30 mln t. W 1974 r. ZSRR zajął pierwsze miejsce na świecie pod względem wydobycia ropy. Zachodnia Syberyjska prowincja naftowo-gazowa, która od połowy lat 70. stała się główną bazą wydobycia ropy i gazu, dostarczała ponad połowę całej ropy naftowej wydobywanej w kraju. W pierwszej połowie lat 80. ZSRR wyprodukował 603-616 mln ton ropy (z kondensatem). Ale w 1985 r. Produkcja gwałtownie spadła do 595 mln ton, chociaż zgodnie z „Podstawowymi kierunkami rozwoju gospodarczego i społecznego gospodarki narodowej ZSRR” w 1985 r. Planowano wyprodukować 628 mln ton ropy. Maksymalna produkcja ropy w kraju - 624,3 mln ton - została osiągnięta w 1988 r. Następnie rozpoczął się spadek - 305,6 mln ton w 1997 r., Po czym produkcja zaczęła ponownie rosnąć (patrz rys. 5). W większości starych regionów wydobywających ropę na Kaukazie Północnym iw regionie Ural-Wołga spadek wydobycia ropy nastąpił na długo przed 1988 rokiem. Został on jednak zrekompensowany wzrostem produkcji w regionie Tiumeń. Gwałtowny spadek wydobycia ropy naftowej w obwodzie tiumeńskim po 1988 r. (średnio o 7,17% rocznie) spowodował równie istotny spadek w całym ZSRR (o 7,38% rocznie) iw Rosji.

Główne rodzaje i źródła wpływu

Wszystkie obiekty technologiczne kompleksu naftowo-gazowego są potężnymi źródłami negatywnego wpływu na różne elementy systemów naturalnych. Oddziaływania można podzielić na kilka rodzajów: chemiczne, mechaniczne, radiacyjne, biologiczne, termiczne, hałasowe. Głównymi rodzajami oddziaływań powodujących największe szkody w środowisku przyrodniczym w procesie rozpatrywanego rodzaju gospodarowania przyrodą są oddziaływania chemiczne i mechaniczne.

Oddziaływania chemiczne obejmują zanieczyszczenie gleb (najczęstszy czynnik wpływu), wód powierzchniowych i gruntowych ropą i produktami ropopochodnymi; zanieczyszczenie elementów krajobrazu wysoko zmineralizowanymi wodami złożowymi, płuczkami wiertniczymi, inhibitorami korozji i innymi chemikaliami; zanieczyszczenie powietrza emisją szkodliwych substancji. Potencjalnymi źródłami chemicznego oddziaływania na środowisko są wszystkie obiekty pól naftowych i systemów rurociągowych: platformy wiertnicze, studnie różnego przeznaczenia, tankownie i inne obiekty w ramach obiektów naftowych, rurociągi śródlądowe i główne.

Podczas wiercenia głównym źródłem zanieczyszczeń chemicznych są płyny wiertnicze, płyny buforowe, składniki wstrzykiwane do warstw produkcyjnych w celu zwiększenia odzysku ropy naftowej, inhibitory korozji i kamienia oraz siarkowodór. Placówki wiertnicze posiadają doły przeznaczone do przechowywania zwiercin, wód złożowych i innych nieczystości płynnych (patrz załącznik fotograficzny, fot. 1). Uszkodzenie ścian obór i ich przelewanie prowadzi do wycieku zawartości i zanieczyszczenia okolicznych terenów. Szczególnym niebezpieczeństwem jest otwarty awaryjny wypływający ze studni, w wyniku którego do środowiska mogą przedostać się dziesiątki ton ropy. Zanieczyszczenie środowiska ropą i produktami ropopochodnymi jest jednym z najpoważniejszych problemów środowiskowych w Rosji i jest corocznie odnotowywane jako priorytet w raporcie państwowym „O stanie środowiska Federacji Rosyjskiej” .

Zanieczyszczenie węglowodorami jest również możliwe w wyniku sytuacji awaryjnych i wycieków urządzeń na obiektach naftowych, podczas filtracji z wyrobisk, zbiorników szlamowych.

Nie mniej dotkliwe problemy środowiskowe pojawiają się podczas transportu ropy naftowej i produktów naftowych. Najbardziej ekonomiczny jest transport ropy rurociągami - koszt pompowania ropy jest 2-3 razy niższy niż koszt transportu koleją. Średni zasięg pompowania ropy naftowej w naszym kraju wynosi do 1500 km. Olej transportowany jest rurociągami o średnicy 300-1200 mm, narażonymi na korozję, osadzanie się żywic i parafin wewnątrz rur. Dlatego wymagana jest kontrola techniczna, terminowa naprawa i rekonstrukcja na całej długości rurociągów. W badanym regionie 50% wypadków na ropociągach i 66% wypadków na gazociągach ma miejsce w wyniku starzenia się i zużycia sprzętu. Sieć transportu ropy i gazu w regionie Orenburga zaczęła powstawać w latach 40. XX wieku. Większość rurociągów, zarówno głównych, jak i polowych, wymaga rekonstrukcji ze względu na wysoki stopień degradacji i niezgodności z istniejącymi wymaganiami środowiskowymi, a co za tym idzie, wysoki odsetek podmuchów awaryjnych.

Naturalne przyczyny wypadków wynikają z oddziaływania środowiska, na które rurociąg naftowy jest narażony. Linia rurociągu istnieje w określonym środowisku, którego rolę odgrywają otaczające ją skały. Materiał rurociągu podlega wpływom chemicznym środowiska (korozja różnego rodzaju). To właśnie korozja jest główną przyczyną awarii na polowych rurociągach naftowych. Awaria jest również możliwa pod wpływem egzogenicznych procesów geologicznych, co wyraża się mechanicznym uderzeniem w linię w górotworze. Wielkość naprężeń wynikających z mechanicznego oddziaływania gleb na rury zależy od stromości zbocza i orientacji linii rurociągu naftowego na zboczu. Tak więc liczba awarii rurociągów jest związana z warunkami geomorfologicznymi terytorium. Największą liczbę wypadków obserwuje się, gdy rurociąg przecina linię nachylenia pod kątem 0-15, to znaczy układa się równolegle do linii nachylenia. Rurociągi te należą do najwyższych i pierwszych klas zagrożenia awaryjnego. W regionie Orenburg około 550 km głównych rurociągów produktów naftowych należy do IV klasy zagrożenia, ponad 2090 km - do III i około 290 - do II klasy zagrożenia.

Oddzielnie należy zwrócić uwagę na problemy związane z odwiertami „bez właściciela” wykonywanymi przez firmy poszukiwawcze, a nie w bilansie żadnej z organizacji prowadzących działalność gospodarczą. Wiele z tych odwiertów jest pod ciśnieniem i ma inne ślady ropy i gazu. Prace nad ich eliminacją i konserwacją praktycznie nie są prowadzone z powodu braku funduszy. Najniebezpieczniejsze z ekologicznego punktu widzenia są studnie zlokalizowane na terenach bagiennych i w pobliżu zbiorników wodnych, a także te zlokalizowane w strefach przemieszczania się glinek plastycznych i sezonowych powodzi.

Na polach naftowych badanego regionu znajduje się ponad 2900 odwiertów, z których około 1950 roku jest eksploatowanych. W konsekwencji znaczna liczba studni znajduje się w konserwacji długoterminowej, czego nie przewiduje instrukcja postępowania przy likwidacji i konserwacji studni. W związku z tym studnie te są potencjalnymi źródłami awaryjnych pokazów ropy i gazu.

Oddziaływanie mechaniczne obejmuje naruszenie pokrywy glebowo-roślinnej lub jej całkowite zniszczenie, zmiany krajobrazu (w wyniku robót ziemnych, budowlano-montażowych, układania, przemieszczania sprzętu transportowego i budowlanego, wycofywania gruntów pod budowę zakładów wydobycia ropy naftowej, wylesiania itp. .), naruszenie integralności podłoża podczas wiercenia (patrz załącznik ze zdjęciem, zdjęcie 3) .

Klasyfikacja obszarów według stopnia przekształcenia technogenicznego

W celu szczegółowej analizy aktualnej sytuacji geoekologicznej, jaka kształtowała się w regionie pod wpływem wydobycia ropy i gazu, w pierwszej kolejności zróżnicowano badany teren ze względu na stopień przekształceń technogenicznych. Zróżnicowanie opiera się na analizie lokalizacji złóż węglowodorów oraz identyfikacji systemu podstawowych wskaźników diagnostycznych określających stopień technologicznego przekształcenia krajobrazów. Na podstawie wyników badań opracowano skalę oceny stopnia przekształcenia krajobrazu.

Regiony administracyjne Orenburga Cis-Ural działają jako jednostki różnicujące.

W regionie Orenburg obszar z rozwiniętą siecią wydobycia ropy i gazu obejmuje 25 okręgów administracyjnych, w tym okręg Orenburg. Na jego terenie, oprócz kilku średnich pól gazowych, znajduje się największe w Europie złoże ropy naftowej i gazu kondensacyjnego Orenburg (ONGCF), jego powierzchnia jest około 48 razy większa niż powierzchnia przeciętnego złoża węglowodorów ( długość - 100 km, szerokość - 18 km). Zasoby i wielkości wydobycia surowców tego złoża można nazwać niewspółmiernymi (ponad 849,56 mld m gazu ziemnego, ponad 39,5 mln ton kondensatu, a także ropa, hel i inne cenne składniki w składzie surowców) . Na dzień 01.01.95 zasób tylko odwiertów produkcyjnych na terenie OOGCF wynosił 142 sztuki. Na terenie regionu Orenburg znajdują się największe w Europie ośrodki przetwarzania gazu i kondensatu – Zakład Przeróbki Gazu Orenburg i Zakład Helu Orenburg, które są głównymi źródłami negatywnego wpływu na wszystkie elementy środowiska naturalnego w regionie.

Biorąc pod uwagę powyższe cechy regionu Orenburga, jego naturalne kompleksy można obiektywnie przypisać najbardziej przetworzonym technologicznie, z zastrzeżeniem maksymalnego obciążenia z zakładów wydobycia ropy i gazu. Na tej podstawie nie przeprowadzono dalszej punktacji przekształceń kompleksów przyrodniczych regionu Orenburga.

Ocenę stanu krajobrazów w innych regionach przeprowadzono analizując 12 wskaźników diagnostycznych zmian technogenicznych (tab. 9), wybór każdego wskaźnika jest uzasadniony.

Naturalnie mechaniczne zaburzenie kompleksów krajobrazowych regionu jest bezpośrednio uzależnione od całkowitej gęstości złóż węglowodorów (czynnych, eksploatowanych, zubożonych i niezarejestrowanych), od gęstości otworów wierconych o różnym przeznaczeniu (poszukiwawcze, parametryczne, eksploatacyjne, zatłaczane). , itp.), z obecności na terytorium kluczowych struktur pól naftowych o dowolnym przeznaczeniu (pompownie wspomagające, stacje uzdatniania ropy naftowej, stacje wstępnego zrzutu wody, punkty załadunku i rozładunku oleju itp.) (patrz Tabela 10). Zależność tę komplikuje jednak wielkość złóż, czas trwania i technologie ich eksploatacji oraz inne czynniki. Liczba poważnych awarii na polach w latach 2000-2004 Badany obszar znajduje się pod kontrolą środowiskową Inspekcji Ochrony Środowiska Regionu Orenburg i jego pododdziału (Wyspecjalizowany Inspektorat Państwowej Kontroli i Analiz Środowiskowych Buzuluk). Zgodnie z danymi z kontroli przeprowadzono analizę porównawczą wypadkowości przy produkcji i transporcie surowców węglowodorowych (rozlewy ropy na skutek przerwania rurociągów głównych i polowych oraz przewodów szybowych, niekontrolowane pokazy naftowe, w tym otwarte wytryski ropy). według dzielnic (patrz Tabela 10). Uwzględniono tylko największe awarie, w wyniku których doszło do zanieczyszczenia olejami (z późniejszym wysokim przekroczeniem wartości tła produktów ropopochodnych w glebie) dużej powierzchni ziemi lub pokrywy śnieżnej (co najmniej 1 ha). ) i (lub) wystąpiło znaczne zanieczyszczenie ropą (przy dużym nadmiarze MPC) zbiornika . Można stwierdzić, że pod względem ogólnej liczby wypadków prym wiodą obwody Grachevsky, Krasnogvardeysky i Kurmanaevsky. Zgodnie z naszymi dalszymi wnioskami, to właśnie te obszary znajdują się w strefie kryzysu ekologicznego, którego główną przyczyną jest wydobycie i transport surowców węglowodorowych. Warunki zagospodarowania terenu, stan techniczny obiektów Czynnik czasu odgrywa tu podwójną rolę: z jednej strony, w miarę upływu czasu od uderzenia, pod wpływem samoleczących się funkcji środowiska można niwelować negatywne oddziaływanie z drugiej strony stan techniczny sprzętu polowego pogarsza się z czasem i może prowadzić do nowych zanieczyszczeń. Czas trwania zagospodarowania złoża służy z reguły jako wskaźnik jego układu wyposażenia i stanu technicznego obiektów, a także wyraża stopień nagromadzonego obciążenia technogenicznego składników naturalnych. Ponadto, gdy pola naftowe wchodzą w późną fazę rozwoju, ilość produkowanej zmineralizowanej, chemicznie agresywnej wody stale rośnie. Przeciętne zużycie wody w wytwarzanych produktach może przekraczać 84%, a stosunek wody do oleju stale rośnie. Dzielnice Buguruslan, Severny, Abdulinsky, Asekeevsky, Matveevsky zawierają najstarsze złoża, których rozwój rozpoczął się przed 1952 r., Co zaostrza negatyw. wpływ na krajobrazy. Według materiałów OAO OrenburgNIPIneft stan techniczny obiektów polowych jest niezadowalający, większość z nich nie została zrekonstruowana od roku budowy; można znaleźć bezciśnieniowe systemy do zbierania produktów ze zbiorników (pole Baituganskoye).

Współczesne metody pozyskiwania oleju poprzedziły prymitywne metody:

Zbieranie ropy z powierzchni zbiorników;

Obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem;

Wydobywanie ropy naftowej z dołów i studni.

Odbiór ropy z powierzchni otwartych zbiorników - wydaje się to być jednym z najstarszych sposobów jego wydobycia. Stosowano go w Media, Asyro-Babilonia i Syrii pne, na Sycylii w I wieku n.e. itd. W Rosji wydobycie ropy naftowej poprzez zbieranie ropy z powierzchni rzeki Uchty w 1745 roku zorganizował F.S. Pryadunow. W 1858 r. ok. godz. Cheleken, aw 1868 roku w Chanacie Kokand, olej zbierano w rowach, układając tamę z desek. Indianie amerykańscy, gdy odkryli ropę na powierzchni jezior i strumieni, nałożyli na wodę koc, aby wchłonąć ropę, a następnie wtłoczyli ją do naczynia.

Obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem, w celu jego wydobycia zostały po raz pierwszy opisane przez włoskiego naukowca F. Ariosto w XV wieku: niedaleko Modeny we Włoszech gleby zawierające olej były kruszone i podgrzewane w kotłach; następnie umieszczano je w workach i prasowano prasą. W 1819 r. we Francji metodą kopalnianą wydobyto warstwy wapieni i piaskowców roponośnych. Wydobyta skała została umieszczona w kadzi wypełnionej gorącą wodą. Podczas mieszania olej wypłynął na powierzchnię wody, którą zebrano łyżką. W latach 1833...1845. piasek nasączony olejem wydobywano na brzegach Morza Azowskiego. Następnie umieszczano go w dołach ze spadzistym dnem i zalewano wodą. Wymyty z piasku olej został zebrany z powierzchni wody kępami trawy.

Na Ukrainie pierwsze wzmianki o wydobyciu ropy pochodzą z początku XVII wieku. Aby to zrobić, wykopali dziury o głębokości 1,5 ... 2 m, gdzie olej wyciekł wraz z wodą. Następnie mieszaninę zebrano w beczkach, zamkniętych od dołu korkami. Gdy lżejszy olej unosił się na wodzie, korki zostały usunięte, a osadzona woda została spuszczona. Do 1840 r. głębokość wykopów osiągnęła 6 m, a później zaczęto wydobywać ropę ze studni o głębokości ok. 30 m.

Na Półwyspie Absheron wydobycie ropy naftowej ze studni znane jest od VIII wieku. OGŁOSZENIE Podczas ich budowy najpierw wyrwano otwór jak odwrócony (odwrócony) stożek do samego zbiornika ropy. Następnie po bokach wykopu wykonano półki: o średniej głębokości zanurzenia stożka 9,5 m - co najmniej siedem. Średnia ilość ziemi wykopanej podczas kopania takiej studni wynosiła około 3100 m 3 . Ponadto ściany studni od samego dna do powierzchni były mocowane drewnianą ramą lub deskami. W dolnych koronach wykonano otwory do przepływu oleju. Wydobywano go ze studni z bukłakami, które podnoszono ręczną obrożą lub przy pomocy konia.

W swoim raporcie z wyprawy na półwysep Apsheron w 1735 r. dr I. Lerkhe napisał: „... w Bałachani znajdowały się 52 szyby naftowe o głębokości 20 sazhenów (1 sazhen = 2,1 m), z których niektóre uderzyły mocno, a każdy rok dostarcz 500 batmanów oleju...” (1 batman = 8,5 kg). Według akademika S.G. Amelina (1771), głębokość szybów naftowych w Bałachanach sięgała 40...50 m, a średnica lub kwadratowy bok odwiertu wynosił 0,7...! m.

Do czasu podpisania traktatu pokojowego między Rosją a Persją w Gulistanie (grudzień 1813 r.), kiedy chanaty baku i derbentu połączyły się z naszym krajem, na Półwyspie Abszerońskim znajdowało się 116 odwiertów z czarną ropą i jeden z „białą” ropą, rocznie daje około 2400 ton tego cennego produktu olejowego. W 1825 r. ze studni w regionie Baku wydobyto już 4126 ton ropy.

Dzięki metodzie studni technika wydobycia ropy nie zmieniła się na przestrzeni wieków. Ale już w 1835 r. urzędnik wydziału górniczego Fallendorf on Taman po raz pierwszy użył pompy do pompowania ropy przez obniżoną drewnianą rurę. Szereg usprawnień technicznych wiąże się z nazwiskiem inżyniera górnictwa N.I. Woskobojnikow. Aby zmniejszyć ilość wykopów, zaproponował budowę szybów naftowych w formie szybu, aw latach 1836-1837. przeprowadził przebudowę całego systemu magazynowania i dystrybucji ropy w Baku i Bałachani. Ale jednym z głównych czynów w jego życiu było wiercenie pierwszego na świecie szybu naftowego w 1848 roku.

Negatywną rolę odegrało oświadczenie akademika G.V. Abiha, że wiercenie szybów naftowych tutaj nie spełnia oczekiwań i że „…zarówno teoria, jak i doświadczenie w równym stopniu potwierdzają opinię, że konieczne jest zwiększenie liczby odwiertów…”

Podobna opinia istniała od jakiegoś czasu w sprawie wierceń w Stanach Zjednoczonych. Tak więc w rejonie, w którym E. Drake wiercił swój pierwszy otwór naftowy, wierzono, że „ropa jest cieczą spływającą kroplami z węgla zalegającego na pobliskich wzgórzach, że nie ma sensu drążenie gruntu pod jego wydobycie i że jedyny sposób zebranie go to wykopanie rowów tam, gdzie by się nagromadziło.

Jednak praktyczne wyniki wiercenia studni stopniowo zmieniły tę opinię. Ponadto dane statystyczne dotyczące wpływu głębokości odwiertów na wydobycie ropy naftowej świadczyły o potrzebie rozwoju odwiertów: w 1872 r. średnia dzienna produkcja ropy z jednego odwiertu o głębokości 10 ... 11 m wynosiła 816 kg , w 14 ... 16 m - 3081 kg, a przy głębokości powyżej 20 m - już 11 200 kg.

Podczas eksploatacji odwiertów producenci ropy starali się przenieść je na tryb płynący, ponieważ. to był najłatwiejszy sposób na zdobycie go. Pierwsza potężna tryskacz ropy w Bałachanach uderzyła w 1873 r. w miejsce Chalafi. W 1878 r. z odwiertu wywierconego w Z.A. Tagijew w Bibi-Heybat. W 1887 r. 42% oleju w Baku zostało wyprodukowane metodą fontannową.

Pierwsze eksperymenty na pompy głębinowe do produkcji ropy naftowej przeprowadzono w USA w 1865 r. W Rosji tę metodę zaczęto stosować od 1876 r. Jednak pompy szybko zatkały się piaskiem, a właściciele ropy nadal preferowali bailera. Ze wszystkich znanych metod wydobycia ropy główną pozostała metoda ratunkowa: w 1913 r. za jej pomocą wydobyto 95% całej ropy.

Niemniej jednak myśl inżynierska nie stanęła w miejscu. W latach 70. XIX wieku. W.G. Zasugerował Szuchow kompresorowa metoda ekstrakcji oleju, poprzez dostarczanie sprężonego powietrza do studni (airlift). Technologia ta została przetestowana w Baku dopiero w 1897 roku. Inną metodę produkcji ropy – podnośnik gazowy – zaproponował M.M. Tichwiński w 1914 r.

Wyloty gazu ziemnego ze źródeł naturalnych były wykorzystywane przez człowieka od niepamiętnych czasów. Później znaleziono wykorzystanie gazu ziemnego uzyskanego ze studni i studni. W 1902 r. w Sura-Khanach koło Baku odwiercono pierwszy odwiert, w którym wydobywano gaz przemysłowy z głębokości 207 m.

- 95,50 KB

______________________________ ________________________

Katedra Matematyki Wyższej i Informatyki Stosowanej

„Historia rozwoju maszyn i urządzeń do produkcji ropy i gazu”

Robi student

W kratę:

Samara 2011

Wstęp ................................................. .............. ... ....

Historia rozwoju górnictwa od czasów starożytnych do współczesności ..................................... ........ ..... .......

Wstęp

Olej to naturalnie palna oleista ciecz, która składa się z mieszaniny węglowodorów o najróżniejszej strukturze. Ich cząsteczki są zarówno krótkimi łańcuchami atomów węgla, jak i długimi, normalnymi, rozgałęzionymi, zamkniętymi pierścieniami i wielopierścieniowymi. Oprócz węglowodorów olej zawiera niewielkie ilości związków tlenu i siarki oraz bardzo mało azotu. Ropa i gaz palny znajdują się we wnętrzu ziemi zarówno razem, jak i osobno. Naturalny gaz palny składa się z węglowodorów gazowych - metanu, etanu, propanu.

Ropa i gaz palny gromadzą się w porowatych skałach zwanych zbiornikami. Dobrym zbiornikiem jest złoże piaskowca osadzone w nieprzepuszczalnych skałach, takich jak gliny lub łupki, które zapobiegają wyciekowi ropy i gazu z naturalnych zbiorników. Najkorzystniejsze warunki dla powstawania złóż ropy naftowej i gazu występują, gdy warstwa piaskowca jest zagięta w fałdę skierowaną ku górze. W tym przypadku górna część takiej kopuły jest wypełniona gazem, olej znajduje się poniżej, a jeszcze niżej - woda.

Naukowcy wiele spierają się o to, jak powstały złoża ropy naftowej i gazu palnego. Niektórzy geolodzy – zwolennicy hipotezy pochodzenia nieorganicznego – twierdzą, że złoża ropy i gazu powstały w wyniku wycieku węgla i wodoru z głębi Ziemi, ich połączenia w postaci węglowodorów i akumulacji w skałach zbiornikowych.

Inni geolodzy, w większości z nich, uważają, że ropa, podobnie jak węgiel, powstała z materii organicznej zakopanej głęboko pod osadami morskimi, z których uwolniono palną ciecz i gaz. Jest to organiczna hipoteza o pochodzeniu ropy naftowej i gazu palnego. Obie te hipotezy wyjaśniają część faktów, ale drugą część pozostawiają bez odpowiedzi.

Całkowity rozwój teorii powstawania ropy naftowej i gazu palnego wciąż czeka na swoich przyszłych badaczy.

Grupy pól naftowych i gazowych, takie jak złoża węgla kopalnego, tworzą baseny gazowe i naftowe. Z reguły są one ograniczone do koryt skorupy ziemskiej, w których występują skały osadowe; zawierają warstwy dobrych zbiorników.

Nasz kraj od dawna zna kaspijski basen roponośny, którego rozwój rozpoczął się w regionie Baku. W latach dwudziestych odkryto basen Wołga-Ural, który nazwano Drugim Baku.

W latach 50. XX wieku odkryto największy na świecie basen naftowo-gazowy, Zachodni Syberyjski. Duże baseny znane są również w innych częściach kraju – od wybrzeży Oceanu Arktycznego po pustynie Azji Środkowej. Występują powszechnie zarówno na kontynentach, jak i pod dnem mórz. Na przykład ropa jest wydobywana z dna Morza Kaspijskiego.

Rosja zajmuje jedno z pierwszych miejsc na świecie pod względem rezerw ropy i gazu. Ogromną zaletą tych minerałów jest względna łatwość ich transportu. Rurociągi transportują ropę i gaz tysiące kilometrów do fabryk, fabryk i elektrowni, gdzie są wykorzystywane jako paliwo, surowce do produkcji benzyny, nafty, olejów oraz dla przemysłu chemicznego.

W powstawaniu i rozwoju przemysłu naftowego i gazowniczego można prześledzić kilka etapów, z których każdy odzwierciedla stałą zmianę relacji z jednej strony skali zużycia ropy i gazu, a z drugiej stopnia złożoność ich ekstrakcji.

W pierwszym etapie powstawania przemysłu naftowego, ze względu na ograniczone zapotrzebowanie na ropę, wydobywano ją z niewielkiej liczby złóż, których zagospodarowanie nie było trudne. Główną metodą podnoszenia oleju na powierzchnię była najprostsza - spływająca. W związku z tym sprzęt używany do produkcji ropy był również prymitywny.

W drugim etapie zapotrzebowanie na ropę wzrosło, a warunki jej wydobycia stały się bardziej skomplikowane, pojawiła się potrzeba wydobywania ropy ze złóż na większych głębokościach z pól o bardziej skomplikowanych warunkach geologicznych. Było wiele problemów związanych z wydobyciem ropy naftowej i eksploatacją szybu. W tym celu opracowano technologie podnoszenia cieczy metodami gazociągu i pompowania. Stworzono i wprowadzono urządzenia do eksploatacji odwiertów metodą przepływową, urządzenia do obsługi studni gazociągiem z potężnymi tłoczniami, instalacje do obsługi odwiertów z pompami żerdziowymi i beztłoczyskowymi, urządzenia do zbierania, pompowania, oddzielania produktów odwiertów. Stopniowo zaczęła nabierać kształtów inżynieria naftowa. Jednocześnie powstało szybko rosnące zapotrzebowanie na gaz, co doprowadziło do powstania przemysłu wydobycia gazu, opartego głównie na złożach gazu i kondensatu gazowego. Na tym etapie kraje uprzemysłowione zaczęły rozwijać przemysł paliwowo-energetyczny oraz chemię poprzez dominujący rozwój przemysłu naftowego i gazowego.

Historia rozwoju górnictwa od czasów starożytnych do współczesności

Federacja Rosyjska jest jedną z wiodących potęg energetycznych.

Obecnie na Rosję przypada ponad 80% całkowitego wydobycia ropy i gazu oraz 50% węgla byłego ZSRR, co stanowi prawie jedną siódmą całkowitej produkcji surowców energetycznych na świecie.

W Rosji koncentruje się 12,9% potwierdzonych światowych zasobów ropy naftowej i 15,4% jej produkcji.

Stanowi 36,4% światowych rezerw gazu i 30,9% jego produkcji.

Kompleks paliwowo-energetyczny (FEC) Rosji jest rdzeniem gospodarki narodowej, zapewniającym żywotną aktywność wszystkich sektorów gospodarki narodowej, konsolidację) regionów, tworzenie znacznej części dochodów budżetowych i główny udział dochodów walutowych kraju.

Kompleks paliwowo-energetyczny akumuluje 2/3 zysku powstającego w gałęziach produkcji materialnej.

Niedostateczne uzupełnianie bazy surowcowej zaczyna ograniczać możliwość zwiększenia wydobycia ropy i gazu.

Wzrost zużycia energii per capita do 2010 r., w ekstremalnych warunkach rozwoju gospodarczego, jest możliwy dzięki zestawowi działań na rzecz intensywnej oszczędności energii, optymalnie wystarczającemu eksportowi surowców energetycznych przy powolnym wzroście ich produkcji oraz powściągliwej polityce inwestycyjnej ukierunkowanej na najbardziej efektywne projekty.

W tym przypadku istotną rolę odgrywa zastosowanie nowoczesnego sprzętu, który zapewnia energooszczędne technologie w produkcji ropy naftowej.

Znane kopalniane i odwiertowe metody wydobycia ropy naftowej.

Etapy rozwoju metody kopalnianej: kopanie dołów (kopaczki) o głębokości do 2 m; budowa studni (dołków) o głębokości do 35¸45 m oraz budowa kompleksów kopalnianych wyrobisk pionowych, poziomych i nachylonych (rzadko stosowanych przy wydobyciu olejów lepkich).

Do początku lat 80-tych olej pozyskiwano głównie z kopaczy, które obsadzano akacją.

W miarę nagromadzenia oliwy wyłapywano ją w workach i wydawano konsumentom.

Odwierty były mocowane drewnianą ramą, końcowa średnica odwiertu z obudową wynosiła zwykle od 0,6 do 0,9 m z pewnym wzrostem w dół, aby poprawić przepływ ropy do jej dna.

Podnoszenie oleju ze studni odbywało się za pomocą ręcznej bramy (później jazda konna) i liny, do której przywiązywano bukłak (skórzane wiadro).

Do lat 70. XIX wieku. główna produkcja w Rosji i na świecie pochodzi już z szybów naftowych. Tak więc w 1878 roku w Baku było ich 301, których obciążenie jest wielokrotnie większe niż obciążenie studni. Ropa była wydobywana ze studni za pomocą czerpaka - metalowego naczynia (rury) o wysokości do 6 m, na dnie którego zamontowany jest zawór zwrotny, który otwiera się po zanurzeniu czerpaka w cieczy i zamyka, gdy porusza się w górę. Podnoszenie bajlera (workowanie) odbywało się ręcznie, następnie zaprzęgiem konnym (początek lat 70. XIX w.) oraz za pomocą lokomotywy parowej (lata 80.).

Pierwsze pompy głębinowe zastosowano w Baku w 1876 roku, a pierwszą pompę głębinową w Groznym w 1895 roku. Jednak przez długi czas najważniejsza była metoda uwięzi. Na przykład w 1913 r. w Rosji 95% ropy zostało wyprodukowane przez żelowanie.

Wypieranie ropy ze studni sprężonym powietrzem lub gazem zaproponowano pod koniec XVIII wieku, ale niedoskonałość technologii sprężarkowej opóźniła rozwój tej metody o ponad sto lat, która jest znacznie mniej pracochłonna w porównaniu z metodą uwięzi .

Również na początku naszego stulecia nie ukształtowała się metoda fontannowego wydobycia. Z licznych Fontann regionu Baku ropa rozlała się do wąwozów, rzek, stworzyła całe jeziora, spaliła się, została bezpowrotnie utracona, zanieczyściła glebę, warstwy wodonośne i morze.

Obecnie główną metodą produkcji ropy naftowej jest pompowanie za pomocą elektrycznych zespołów pomp odśrodkowych (ESP) i pomp żerdziowych (SHSN).

Olej i gaz. Metody fontannowe i gazowe do produkcji ropy naftowej i gazu Pompa gazu do produkcji ropy naftowej

Ropa znajduje się pod ziemią pod takim ciśnieniem, że gdy zostanie do niej wytyczona ścieżka w postaci studni, pędzi na powierzchnię. W warstwach produkcyjnych ropa jest osadzana głównie wraz z podtrzymującą ją wodą. Warstwy znajdujące się na różnych głębokościach doświadczają pewnego ciśnienia, odpowiadającego w przybliżeniu jednej atmosferze na 10 m głębokości. Studnie o głębokości 1000-1500-2000m mają ciśnienia złożowe rzędu 100-150-200 atm. Z powodu tego ciśnienia ropa przemieszcza się wzdłuż zbiornika do odwiertu. Z reguły studnie płyną dopiero na początku swojego cyklu życia, tj. natychmiast po wierceniu. Po pewnym czasie ciśnienie w zbiorniku spada, a fontanna wysycha. Oczywiście, gdyby w tym momencie przerwano eksploatację odwiertu, pod ziemią pozostałoby ponad 80% ropy. W trakcie opracowywania studni wpuszczany jest do niej ciąg rurek (tubów). Podczas pracy studni w sposób płynny na powierzchni instalowany jest specjalny sprzęt - choinka.

Nie zrozumiemy wszystkich szczegółów tego sprzętu.

Zaznaczamy tylko, że ten sprzęt jest niezbędny do dobrej kontroli.

Przy pomocy choinek można regulować produkcję oleju - ograniczyć lub całkowicie zatrzymać.

Eksperci uważają, że gdy ciśnienie w odwiercie spadnie i zacznie produkować bardzo mało ropy, zostanie on przeniesiony na inną metodę eksploatacji. Podczas wydobywania gazu najważniejsza jest metoda przepływowa.

Po ustaniu przepływu z powodu braku energii złożowej przechodzą na zmechanizowaną metodę eksploatacji studni, w której dodatkowa energia jest wprowadzana z zewnątrz (z powierzchni). Jedną z takich metod, w której energia jest wprowadzana w postaci sprężonego gazu, jest podnośnik gazowy. Podnośnik gazowy (airlift) - system składający się z produkcyjnego (osłonowego) ciągu rur i opuszczonych do niego przewodów, w którym ciecz jest podnoszona za pomocą sprężonego gazu (powietrza). Czasami ten system nazywa się windą gazową (powietrzną). Sposób obsługi studni w tym przypadku nazywa się podnośnikiem gazowym.

Według schematu zasilania, gazociąg kompresorowy i bezsprężarkowy rozróżnia się ze względu na rodzaj źródła czynnika roboczego - gaz (powietrze), a zgodnie ze schematem działania - gazociąg ciągły i okresowy.

Do przestrzeni pierścieniowej wtryskiwany jest gaz pod wysokim ciśnieniem, w wyniku czego poziom w nim cieczy zmniejszy się, a w przewodach - wzrośnie. Gdy poziom cieczy spadnie do dolnego końca rurki, sprężony gaz zacznie płynąć do rurki i mieszać się z cieczą. W rezultacie gęstość takiej mieszaniny gazowo-cieczowej staje się niższa niż gęstość płynu wychodzącego ze zbiornika, a poziom w przewodach wzrośnie.

Im więcej gazu zostanie wprowadzonych, tym mniejsza będzie gęstość mieszaniny i tym większa będzie wysokość, na którą się wzniesie. Przy ciągłym dopływie gazu do odwiertu ciecz (mieszanina) unosi się do głowicy odwiertu i wylewa się na powierzchnię, a nowa porcja cieczy stale spływa ze zbiornika do odwiertu.

Natężenie przepływu w studni gazowej zależy od ilości i ciśnienia wtłaczanego gazu, głębokości zanurzenia rur w cieczy, ich średnicy, lepkości cieczy itp.

Konstrukcje gazociągów ustalane są w zależności od ilości rzędów rur opuszczanych do odwiertu oraz kierunku ruchu sprężonego gazu.

W zależności od ilości rzędów rur, które mają być opuszczane, windy są jedno- i dwurzędowe, a w kierunku wtrysku gazu - pierścieniowe i centralne. Dzięki podnośnikowi jednorzędowemu jeden rząd wężyków jest opuszczany do studni.

Sprężony gaz jest wtryskiwany do przestrzeni pierścieniowej pomiędzy obudową a przewodami i mieszanina gazu i cieczy unosi się przez przewód lub gaz jest wtryskiwany przez przewód, a mieszanina gazu i cieczy unosi się przez pierścień. W pierwszym przypadku mamy do czynienia z jednorzędowym podnośnikiem układu pierścieniowego, a w drugim jednorzędowym podnośnikiem układu centralnego. Za pomocą dwurzędowego podnośnika do studni opuszczane są dwa rzędy koncentrycznie ułożonych rur. Jeżeli sprężony gaz jest kierowany do przestrzeni pierścieniowej między dwoma przewodami rurowymi, a mieszanina gazowo-cieczowa unosi się przez wewnętrzne piony, wówczas taki pion nazywany jest dwurzędowym układem pierścieniowym.

Wydobycie oleju za pomocą pomp

Według statystyk tylko nieco ponad 13% wszystkich odwiertów w Rosji jest eksploatowanych metodami przepływowymi i gazowymi (choć te odwierty produkują ponad 30% całej rosyjskiej ropy). Ogólnie statystyki według metod działania wyglądają tak:

Dobrze działa z pompami prętowymi

Mówiąc o biznesie naftowym, przeciętny człowiek ma wyobrażenie dwóch maszyn – wiertnicy i agregatu pompowego.

Krótki opis

Zawartość

Wprowadzenie ............................................... . ......
Historia rozwoju górnictwa od czasów starożytnych do współczesności ..................................... .....................
Olej i gaz. Metody fontannowe i gazowe do produkcji ropy naftowej i gazu ...........d.ob
Wydobywanie oleju za pomocą pomp ..............
Klasyfikacja i skład maszyn i urządzeń do wydobycia ropy naftowej i gazu .............................................

Khalimov E.M., Khalimov K.E., Geologia ropy i gazu, 2-2007

Rosja jest największym na świecie producentem i eksporterem ropy i gazu na rynku światowym. W 2006 roku przychody z dostaw ropy naftowej, produktów naftowych i gazu za granicę przekroczyły 160 miliardów dolarów, czyli ponad 70% wszystkich dochodów z eksportu.

Kompleks naftowo-gazowy Rosji, który jest podstawowym sektorem gospodarki kraju, zapewnia ponad 2/3 całkowitego zużycia zasobów energii pierwotnej, 4/5 ich produkcji i służy jako główne źródło podatków i wymiany walutowej dochody dla państwa.

Już na podstawie powyższych liczb można sobie wyobrazić, jak ściśle od stanu kompleksu naftowo-gazowego zależy dobrobyt kraju, który przez wiele lat rozwijał się jako potęga surowcowa. Oczywiste jest również znaczenie terminowego podjęcia kompleksowych działań dla dalszego zrównoważonego rozwoju branży, która charakteryzuje się dużą kapitałochłonnością i bezwładnością.

O sukcesach i perspektywach rozwoju krajowego kompleksu naftowo-gazowego na wszystkich etapach decydowały ilościowe i jakościowe cechy bazy surowcowej.

Pierwszy tryskacz ropy, który zapoczątkował etap przemysłowy w historii rosyjskiego przemysłu naftowego, został uzyskany w 1866 roku w Kubanie. Rosyjski przemysł naftowy zaczął nabierać nowoczesnego wyglądu w latach 30. i 40. XX wieku. XX wiek w związku z odkryciem i uruchomieniem dużych złóż regionu Ural-Wołga. W tym czasie baza surowcowa wydobycia ropy uległa znacznemu zwiększeniu dzięki wzrostowi wolumenu prac geologiczno-poszukiwawczych (wierceń poszukiwawczych, geofizycznych metod poszukiwawczo-rozpoznawczych).

W naszym kraju 30-70-tych. XX wiek były okresem tworzenia potężnej bazy surowcowej i rozwijania wydobycia ropy i gazu. Odkrycie i rozwój największych prowincji naftowo-gazowych regionu Ural-Wołga i Syberii Zachodniej pozwoliło ZSRR zająć 1 miejsce na świecie pod względem wielkości eksplorowanych zasobów i poziomu rocznego wydobycia ropy naftowej.

Dynamikę rozwoju krajowego wydobycia ropy i gazu w tym okresie wyraźnie charakteryzują następujące wskaźniki:
wielkość eksploatowanych zasobów ropy naftowej w kraju w okresie od 1922 (rok nacjonalizacji przemysłu naftowego) do 1988 (rok osiągnięcia maksimum obecnie eksploatowanych zasobów ropy) wzrosła 3500 razy;
112-krotnie zwiększył się wolumen wierceń wydobywczych i poszukiwawczych (1928 – 362 tys. m, 1987 – 40 600 tys. m);
produkcja ropy wzrosła 54-krotnie (1928 - 11,5 mln ton, 1987 - rok maksymalnej produkcji - 624,3 mln ton).
Przez 72 lata odkryto 2027 pól naftowych (1928 - 322, 2000 - 2349).

Przemysł gazowy zaczął się rozwijać w Rosji na początku lat 30. XX wieku. XX wiek Jednak ponad pół wieku pozostające w tyle za przemysłem naftowym zostało pokonane przez jego szybki rozwój. Już w 1960 r. w RFSRR wydobyto 22,5 mld m3 gazu, a na początku 1965 r. w RFSRR eksploatowano 110 złóż o łącznej produkcji 61,3 mld m3. Krajowy przemysł wydobycia gazu zaczął rozwijać się szczególnie szybko w latach 1970-1980. po odkryciu i uruchomieniu gigantycznych złóż gazu na północy regionu Tiumeń.

Ilościowe sukcesy długiego okresu wzrostu krajowego wydobycia ropy i gazu są ogromnym osiągnięciem państwa socjalistycznego, które zapewniło pomyślny rozwój krajowego kompleksu naftowo-gazowego od połowy do końca XX wieku, aż do początek nowego wieku.

Do początku 2005 r. na terytorium Federacji Rosyjskiej odkryto 2901 złóż węglowodorów, w tym 2864 na lądzie i 37 na szelfie, z czego 2032 znajdowało się w funduszu rozproszonym, w tym 2014 na lądzie i 18 na szelfie.

W Rosji ropa jest produkowana przez 177 organizacji, w tym 33 spółki akcyjne, które są częścią 13 pionowo zintegrowanych spółek, 75 organizacji i JSC z kapitałem rosyjskim, 43 CJSC, LLC, JSC z kapitałem zagranicznym, 6 spółek zależnych JSC Gazprom, 9 JSC i organizacje Rostoppromu, 11 organizacji Ministerstwa Zasobów Naturalnych Federacji Rosyjskiej.

System rurociągów magistralnych Transniefti transportuje 94% ropy produkowanej w Rosji. Rurociągi firmy przebiegają przez 53 republiki, terytoria, regiony i regiony autonomiczne Federacji Rosyjskiej. W eksploatacji pracuje 48,6 tys. km głównych rurociągów naftowych, 336 pompowni ropy naftowej, 855 zbiorników na ropę o łącznej pojemności 12 mln m3 oraz wiele obiektów towarzyszących.

Wydobycie gazu ziemnego w ilości 85% ogólnorosyjskiego wolumenu realizowane jest przez OAO Gazprom na 78 złożach w różnych regionach Federacji Rosyjskiej. Gazprom jest właścicielem 98% krajowej sieci przesyłowej gazu. Główne gazociągi połączone są w Zunifikowany System Dostaw Gazu (UGSS) o długości 153 000 km i przepustowości ponad 600 mld m3. UGSS obejmuje 263 tłoczni. 179 organizacji zajmujących się dystrybucją gazu obsługuje 428 000 km gazociągów dystrybucyjnych w kraju i dostarcza gaz do 80 000 miast i osiedli wiejskich Federacji Rosyjskiej.

Oprócz UAB Gazprom, produkcja gazu w Federacji Rosyjskiej jest prowadzona przez niezależnych producentów gazu, przedsiębiorstwa naftowe i regionalne firmy gazowe (UAB Norilskgazprom, UAB Kamchatgazprom, UAB Yakutgazprom, UAB Sakhalinneftegaz, LLC Itera Holding i inne dostarczające gaz do terytoriów niepołączonych z UGSS).

Stan bazy surowcowej
Od początku lat 70-tych. aż do kryzysu politycznego końca lat 80-tych. w ZSRR ilość poszukiwań i poszukiwań ropy i gazu stale rosła. W 1988 roku wielkość wierceń geologiczno-poszukiwawczych osiągnęła maksymalnie 6,05 mln m, co pozwoliło w tym roku odkryć 97 złóż ropy naftowej i 11 złóż gazowych o zasobach ropy naftowej na poziomie 1186 mln ton i gazu na poziomie 2000 mld m3.

Od połowy lat 70-tych. rozpoczął się naturalny spadek efektywności poszukiwań geologicznych, związany zarówno ze zmniejszeniem wielkości zasobów nowo odkrytych złóż, jak iz dostępem do trudno dostępnych obszarów Dalekiej Północy. Koszty eksploracji gwałtownie wzrosły. Pomimo tego, że dalszy rozwój gospodarki narodowej kraju wymagał utrzymywania wysokich przyrostów rezerw i utrzymywania osiągniętego już wysokiego poziomu wydobycia ropy naftowej, możliwości zwiększenia środków państwowych na te cele w tym okresie zostały już wyczerpane.

Obecny stan mineralnej bazy surowcowej surowców węglowodorowych charakteryzuje się spadkiem aktualnie eksploatowanych zasobów ropy naftowej i gazu oraz niskimi wskaźnikami ich reprodukcji.

Od 1994 roku wzrost rezerw ropy i gazu był znacznie mniejszy niż wydobycie tych kopalin. Zakres poszukiwań geologicznych nie zapewnia odtworzenia bazy mineralnej przemysłu naftowego i gazowniczego. „Zjedzenie” ropy (nadmiar produkcji nad przyrostem rezerw) w latach 1994-2005. wyniosła ponad 1,1 mld ton, gaz - ponad 2,4 bln m3.

Spośród 2232 odkrytych złóż ropy naftowej, ropy i gazu oraz ropy i gazu kondensacyjnego zagospodarowanych jest 1235. Zasoby ropy naftowej i gazu ograniczają się do terytoriów 37 podmiotów wchodzących w skład Federacji Rosyjskiej, ale koncentrują się głównie na Syberii Zachodniej, na Uralu. -Wołga i Północ Europy. Najwyższy stopień rozwoju zbadanych rezerwatów występuje w regionach Ural (85%), Wołga (92%), Kaukaz Północny (89%) i region Sachalin (95%).

Struktura pozostałych zasobów ropy naftowej w całym kraju charakteryzuje się tym, że bieżącą produkcję ropy (77%) zapewnia eksploatacja tzw. aktywnych zasobów z dużych złóż, których dostępność wynosi 8-10 lat . Jednocześnie udział trudnych do odzyskania rezerw w Rosji jako całości stale rośnie i waha się od 30 do 65% w przypadku głównych firm produkujących ropę.

Wszystkie duże i największe złoża ropy naftowej (179), które odpowiadają za 3/4 obecnego wydobycia ropy naftowej w kraju, charakteryzują się znacznym wyczerpywaniem się zasobów i wysokim odwodnieniem wytwarzanych produktów.

W Rosji odkryto 786 złóż gazu ziemnego, z czego w zagospodarowanie zaangażowanych jest 338 złóż o zbadanych złożach 20,8 bln m3, czyli 44,1% wszystkich zasobów Rosji.

W prowincji Zachodniosyberyjskiej znajduje się 78% wszystkich zbadanych rezerw gazu w Rosji (37,1 bln m3), w tym 75% na 21 dużych złożach. Największe wolne pola gazowe to złoża ropy naftowej i kondensatu jamburskiego Urengoy i Yamburg o początkowych rezerwach gazu odpowiednio 10,2 i 6,1 bln m3, a także Bovanenkovo (4,4 bln m3), Shtokmanovskoye (3,7 bln m3), Zapolyarnoye (3,5 m3), Medvezhye (2,3 biliona m3) itp.

Produkcja oleju
W 1974 r. Rosja w ramach ZSRR zajęła 1 miejsce na świecie pod względem wydobycia ropy i kondensatu. Produkcja rosła przez kolejne 13 lat iw 1987 r. osiągnęła maksimum 569,5 mln t. W czasie kryzysu lat 90. XX wieku. Wydobycie ropy zostało zredukowane do poziomu 298,3 mln ton (1996) (rys. 1).

Ryż. 1. PRODUKCJA OLEJU Z GAZU KONDENSATU W ZSRS I RF ORAZ PROGNOZA do 2020 r.

1 - ZSRR (rzeczywisty); 2 - RF (rzeczywiste); 3 - oczekiwany; 4 – zgodnie z zatwierdzoną przez Rząd Federacji Rosyjskiej „Strategią Energetyczną…” „Podstawowe postanowienia Strategii Energetycznej…” (Protokół nr 39 z dnia 23.11.2000 r.).

Wraz z powrotem Rosji na ścieżkę gospodarki rynkowej rozwój kompleksu naftowo-gazowego zaczął podlegać prawom rynku. Sprzyjające warunki na rynku światowym i wzrost cen ropy na przełomie lat 1990 - 2000 zostały w pełni wykorzystane przez rosyjskie firmy naftowe do intensyfikacji wydobycia z istniejących zasobów szybowych. W latach 1999-2006. roczna produkcja ropy wzrosła 1,6-krotnie (o 180 mln ton), co znacznie przekroczyło najbardziej optymistyczny scenariusz państwa „Strategii energetycznej…”. Wielkość wydobycia ropy naftowej na większości pól przekraczała zoptymalizowane od dłuższego czasu wskaźniki projektowe.

Negatywne konsekwencje intensywnych wydobycia i związany z nimi gwałtowny spadek produkcji nie były powolne. Po osiągnięciu maksimum w 2003 r. (41 mln ton - wskaźnik 9,8%), roczne przyrosty wydobycia ropy zaczęły spadać. W 2006 r. tempo wzrostu produkcji spadło 4-krotnie (2,2%) (por. rys. 1).

Analiza stanu bazy surowcowej wydobycia ropy naftowej, obecnej sytuacji z odtworzeniem zasobów ropy naftowej, struktury zasobów zagospodarowanych złóż pozwala stwierdzić, że wydobycie ropy naftowej w Rosji w naturalny sposób weszła w krytyczną fazę dynamiki, kiedy rosnąca / stabilna produkcja ropy zostaje zastąpiona trajektorią opadającą. Taka zmiana następuje nieuchronnie po intensywnej eksploatacji złóż nieodnawialnych. Należy spodziewać się spadku wydobycia ropy, mimo możliwego dalszego wzrostu cen ropy, gdyż wynika to z obiektywnych przyczyn wyczerpywania się nieodnawialnych rezerw czynnych, które są systematycznie eksploatowane.

Ważnym warunkiem, który zmniejsza ryzyko negatywnych skutków gwałtownego spadku produkcji i zapewnia zrównoważony rozwój każdej branży wydobywczej, jest terminowe uzupełnianie i zwiększanie mocy produkcyjnych. Dobrobyt i zrównoważony rozwój przemysłu naftowego zależy głównie od stanu zasobów eksploatacyjnych odwiertów oraz dynamiki rozbudowy zasobów przez działające odwierty. Na początku 2006 r. zasoby odwiertów wydobywczych w przemyśle naftowym wyniosły 152 612, czyli o 3079 odwiertów mniej niż przed rokiem. Spadek funduszu operacyjnego i znacznej części funduszu nieoperacyjnego (20%) nie można uznać za satysfakcjonujące wskaźniki. Niestety branża na przestrzeni ostatnich 10 lat charakteryzowała się generalnie niezadowalającymi wynikami w zakresie uruchamiania nowych mocy produkcyjnych (uruchamianie nowych złóż i nowych rezerw, odwiertów wydobywczych) oraz utrzymywania funduszu w sprawności. Na koniec 1993 r. zasób odwiertów wydobywczych wynosił 147.049 odwiertów, a odwiertów czynnych 127 050. Tym samym w ciągu 12 lat zdolność produkcyjna zaplecza wiertniczego nie tylko nie wzrosła, ale wręcz spadła.

Wzrost rocznego wydobycia ropy o 180 mln ton w ostatnich 6 latach był realizowany przez firmy naftowe głównie dzięki intensyfikacji wydobycia z istniejącego zasobu wiertniczego. Wśród metod stymulacji szeroko rozpowszechniło się szczelinowanie hydrauliczne. Pod względem skali zastosowania tej metody rosyjskie firmy wyprzedziły Stany Zjednoczone. Średnio w Rosji przeprowadza się 0,05 operacji na odwiert zasobów operacyjnych w porównaniu do 0,03 w USA.
„Podstawowe Postanowienia Strategii Energetycznej…” zatwierdzone przez Rząd Federacji Rosyjskiej (Protokół nr 39 z dnia 23.11.2000 r.).

W warunkach aktywnego „zjadania” nieodnawialnych zasobów ropy naftowej, niedostatecznego wzrostu liczby odwiertów wydobywczych i agresywnej eksploatacji istniejącego funduszu, tendencja dalszego spadku wydobycia ropy naftowej staje się coraz bardziej widoczna. Według wyników z 2006 roku 5 z 11 pionowo zintegrowanych firm doświadczyło spadku rocznego wydobycia ropy, m.in. TNK-BP, Gazpromnieft' i Basznieft'. Oczekuje się, że w ciągu najbliższych 2 lat (2007-2008) utrzyma się obecny trend spadku wydobycia ropy w całej Rosji. Dopiero w 2009 roku, dzięki uruchomieniu złóż Vankorskoye, Talakanovskoye i Verkhnechonskoye na Syberii Wschodniej, możliwe będzie zwiększenie wydobycia ropy naftowej.

Produkcja gazu
Przemysł gazowy zaczął się rozwijać w Rosji na początku lat 30. XX wieku. XX wiek W 1930 r. wydobyto 520 mln m3. W najtrudniejszym okresie wojny (1942) uruchomiono pole Elshanskoye w obwodzie saratowskim.

W latach 1950-1960. na terytorium Stawropola i Krasnodaru odkryto dużą liczbę złóż gazu (Severo-Stawropolskoye, Kanevskoye, Leningradskoye itp.), których rozwój zapewnił dalszy wzrost wydobycia gazu ziemnego (ryc. 2). Dla rozwoju przemysłu gazowego duże znaczenie praktyczne miało odkrycie w 1964 r. pól Wuktylskoje iw 1966 r. orenburskich złóż kondensatu gazowego. Baza wydobywcza i surowcowa europejskiej części kraju została dodatkowo rozwinięta wraz z odkryciem w 1976 r. astrachańskiego złoża kondensatu naftowo-gazowego i jego zagospodarowaniem.

Ryż. 2. PRODUKCJA GAZU W ZSRS I RF ORAZ PROGNOZA DO 2020 ROKU

1 - ZSRR (rzeczywisty); 2 - RF (rzeczywiste); 3 – za „Strategię energetyczną…”

Na początku 1960 roku na północy regionu Tiumeń odkryto unikalną prowincję gazonośną na świecie z gigantycznymi polami: Urengoysky, Medvezhiy, Yamburgsky itp. Uruchomienie gazu z tych i innych pól umożliwiło ostro zwiększenie produkcji do 450-500 mld m 1985

Po osiągnięciu w 1990 r. szczytowego poziomu 815 mld m3 (w ZSRR, w tym RFSRR - 740 mld m3), wydobycie gazu w Rosji spadło do 570 mld m3. W ostatnich 6 latach produkcja utrzymywała się w przedziale 567-600 mld m3, czyli poniżej poziomu przewidzianego przez minimalną wersję „Strategii energetycznej…”. Opóźnienie wynika z niewykonania przez OAO Gazpromu programu zagospodarowania nowych złóż gazowych na Półwyspie Jamalskim.

W przeciwieństwie do poprzedniego okresu szybkiego wzrostu produkcji w latach 1991-2005. charakterystyczne jest wstrzymanie wzrostu rocznego wydobycia gazu produkowanego przez OAO Gazprom. Wynika to ze specyfiki wycofywania mocy produkcyjnych na polach wysokowydajnych intensywnie zagospodarowanych w trybie naturalnym w warunkach nielicznej sieci odwiertów produkcyjnych. Likwidacja mocy produkcyjnych w związku z wydobyciem gazu i spadkiem ciśnienia w złożach następuje w sposób ciągły w czasie. Jednocześnie nowe odwierty produkcyjne podłączane są do sieci prefabrykowanych dopiero po zakończeniu budowy nowych zintegrowanych oczyszczalni gazu (GTP), tłoczni (CS), sprężarek wspomagających (BCS), które są jednokapitałowymi, złożonymi konstrukcjami w budowie. W latach 2000-2005 liczba oddanych do użytku tych obiektów średniorocznie wynosiła: UKPG-3, DKS-4, KS-5.

W 2006 r. 86% całkowitego rosyjskiego wolumenu gazu wydobyło OJSC Gazprom, w którym główne wydobycie zapewniają trzy największe złoża na północy Syberii Zachodniej (Urengojskoje, Miedwieżje, Jamburgskoje). Złoża te od 15-25 lat są intensywnie eksploatowane w reżimie naturalnym bez utrzymywania ciśnienia złożowego, dostarczając do 80% całkowitego rosyjskiego wydobycia gazu. W wyniku intensywnej eksploatacji obniżyło się w nich ciśnienie złożowe, a wydobycie (wyczerpanie zasobów) cenomańskie złóż suchego gazu sięgnęło 66% w Urengoj, 55% w Jamburgu i 77% w Medvezhye. Roczny spadek wydobycia gazu na tych trzech złożach występuje obecnie w tempie 8-10% rocznie (25-20 mld m3).

Aby zrekompensować spadek wydobycia gazu, w 2001 r. oddano do użytku największe złoże ropy i gazu kondensatu Zapolyarnoye. Już w 2006 roku z tego pola wytworzono 100 mld m3 gazu. Jednak produkcja z tego pola nie jest wystarczająca, aby zrekompensować spadek wydobycia ropy z leżących poniżej zubożonych pól.

Od początku 2006 roku OAO Gazprom wykazuje oznaki obecnego spadku wydobycia gazu ziemnego. Dzienna produkcja gazu od lutego do lipca 2006 r. spadła z 1649,9 do 1361,7 mln m3/dobę. Doprowadziło to do spadku dobowego wydobycia gazu w całej Rosji z 1966,8 do 1609,6 mln m3.

Końcowy etap zagospodarowania złóż cenomanu podstawowych pól zachodniej Syberii charakteryzuje się niskim ciśnieniem złożowym i malejącą produkcją. Warunki eksploatacji złóż stają się znacznie trudniejsze. Dalszy rozwój jest możliwy dzięki:
sprawna praca studni w warunkach nawadniania i niszczenia strefy dennej;
wydobywanie gazu uwięzionego przez wnikającą wodę z formacji;
rozszerzenie produkcji i zwiększenie produkcji gazu niskociśnieniowego;
polowa obróbka węglowodorów przy niskich ciśnieniach wlotowych (< 1 МПа).

Ponadto wymagane jest tworzenie wysokowydajnych urządzeń do sprężania gazu niskociśnieniowego, a także opracowywanie technologii i urządzeń do przetwarzania gazu niskociśnieniowego bezpośrednio w terenie.

Rozwiązanie problemu wykorzystania gazu niskociśnieniowego pozwoli na efektywne, dodatkowe zagospodarowanie największych złóż gazu na świecie, położonych na wysokich szerokościach północnych i w znacznej odległości od ośrodków poboru gazu ziemnego.

Najważniejszym warunkiem zapewnienia gwarantowanego zrównoważonego rozwoju gazownictwa w okresie rozpatrywanym przez państwową „Strategię energetyczną…” jest przyspieszone uruchamianie nowych złóż i zasobów gazu ziemnego.

OAO Gazprom planuje zwiększyć wydobycie do 2010 roku do 550-560 mld m3, w 2020 roku do 580-590 mld m3 (patrz rys. 2), do 2030 do 610-630 mld m3. Planowany poziom wydobycia gazu do 2010 r. ma zostać osiągnięty kosztem istniejących i nowych złóż eksploatowanych w regionie Nadym-Pur-Taz: jużnorusskoje, dolnokredowe złoża Zapolyarnoye i Pestsovoy, Achimov złoża Urengojskoje . Realność i ekonomiczną wykonalność wynika z bliskości istniejącej infrastruktury przesyłowej gazu.

Po 2010 roku planowane jest rozpoczęcie zagospodarowania złóż na Półwyspie Jamalskim, szelfie mórz arktycznych, w wodach zatok Ob i Taz, we wschodniej Syberii i na Dalekim Wschodzie.

OAO Gazprom w grudniu 2006 r. podjął decyzję o zagospodarowaniu złóż kondensatu gazowego Bovanenkovskoye (2011), Shtokmanovskoye (2013) i Kharasaveyskoye (2014).

Wniosek
Wydobycie ropy i gazu na obecnym etapie rozwija się według scenariuszy odmiennych od rządowej „Strategii energetycznej…”. Roczne poziomy wydobycia ropy znacznie przekraczają maksymalny wariant, a wydobycie gazu praktycznie nie rośnie od 10 lat. Obserwowane odstępstwa od „strategii” wiążą się zarówno z błędnością idei skupiającej się na zamkniętych granicach gospodarczych i samowystarczalności kraju, jak i niedocenianiem zależności gospodarki narodowej od procesów globalnych, takich jak zmiany w ceny oleju. Jednak dominującym powodem niezrealizowania programu strategicznego jest osłabienie roli państwa w regulacji i zarządzaniu sektorem energetycznym gospodarki.

W świetle wydarzeń, które miały miejsce w ciągu ostatnich 10 lat oraz zmian w strukturze i charakterystyce ilościowej bazy surowcowej wydobycia ropy i gazu, stanu zdolności produkcyjnych, panujących warunków do wydobycia ropy na zagospodarowanych złożach , eksploatowane i budowane główne rurociągi naftowe i gazowe, dostosowanie „Strategii energetycznej…” niezbędne w perspektywie średnio- i długoterminowej. Opracowanie takiej strategii pozwoli na ocenę realnych możliwości wydobycia ropy i gazu w oparciu o techniczno-ekonomiczne docelowe charakterystyki eksplorowanych złóż wydobywalnych oraz powstawanie nowych realiów w kraju i na świecie.

Zasadniczo ważną okolicznością, która determinuje dalszy pomyślny rozwój wydobycia ropy i gazu w Rosji, jest potrzeba opracowania dużych, złożonych i drogich nowych projektów naftowych i gazowych charakteryzujących się trudnymi do osiągnięcia ekstremalnymi warunkami górniczo-geologicznymi i przyrodniczo-geograficznymi (pola na Półwyspie Jamalskim, szelfie mórz arktycznych, na obszarach wodnych zatok Ob i Taz, na Syberii Wschodniej i na Dalekim Wschodzie). Globalne projekty naftowe i gazowe wymagają ogromnych nakładów na ich rozwój, zakrojonej na szeroką skalę współpracy i konsolidacji sił i środków, zasadniczo nowych technologii na wszystkich etapach produkcji, nowych typów maszyn i urządzeń.

Pod względem złożoności rozwiązywania problemów technicznych, organizacyjnych, finansowych, pracochłonności prac projekty te są współmierne do programów kosmicznych. Świadczą o tym doświadczenia pierwszych prób rozwoju unikalnych obiektów naftowo-gazowych (na Półwyspie Jamalskim, Sachalinie, Syberii Wschodniej itp.). Ich rozwój wymagał ogromnych środków materialnych i finansowych oraz nowych, nietradycyjnych form organizacji pracy, koncentracji wysiłków, potencjału produkcyjnego i intelektualnego nie tylko krajowych, ale i czołowych światowych korporacji transnarodowych. Rozwój rozpoczętych prac jest ograniczony istniejącymi zasadami i przepisami, które różnią się od współczesnej praktyki światowej.

Możliwość realizacji na dużą skalę unikalnych projektów naftowo-gazowych, w jeszcze większym stopniu niż w przypadku obiektów tradycyjnych, zależy od stymulujących ram legislacyjnych i regulacyjnych dotyczących użytkowania podglebia (Ustawa „O podglebiu”), wielkości zróżnicowanych opłat czynszowych oraz podatki od wydobycia kopalin.

Pokonywanie przeszkód prawnych dla dalszego rozwoju wydobycia ropy i gazu jest ważnym warunkiem realizacji ambitnych planów ogłoszonych przez państwo, gwarantujących własne i regionalne bezpieczeństwo energetyczne.

Literatura
1. Katalog federalny. Kompleks paliwowo-energetyczny Rosji. – M.: Rodina-Pro, 2003.
2. Chalimow E.M. Rozwój złóż naftowych w warunkach rynkowych. - Petersburg: Nedra, 2005.

KATEGORIE

USG klatki piersiowej

POPULARNE ARTYKUŁY

	Dziesięć znaków miłości mężczyzny do kobiety - Zachowanie kochanka
	Cztery etapy życia i śmierci w Ajurwedzie
	Najbardziej romantyczne i kochające znaki zodiaku
	Jak zrozumieć, że kobieta cię nie kocha (znaczniki, że czas poszukać nowej)?
	„Biały Szum” i negocjacje ze światem umarłych

2022 „kingad.ru” - badanie ultrasonograficzne narządów ludzkich