Rusko je svetovým lídrom v produkcii ropy a plynu (nová etapa rozvoja) – iv_g. Hlavná ponuka preskočiť na obsah

Moderným metódam ťažby ropy predchádzali primitívne metódy:

zber ropy z povrchu nádrží;

spracovanie pieskovca alebo vápenca impregnovaného olejom;

ťažba ropy z jám a studní.

Zber ropy z povrchu otvorených vodných plôch je zrejme jednou z najstarších metód jej ťažby. Používal sa v Médii, Asýrsko-Babylonsku a Sýrii pred naším letopočtom, na Sicílii v 1. storočí nášho letopočtu atď. V Rusku sa ropa získavala zberom z hladiny rieky Ukhta v roku 1745. organizuje F.S. Pryadunov. V roku 1868 sa v Kokand Khanate zbierala ropa v priekopách vytvorením hrádze z dosiek. Americkí Indiáni, keď objavili ropu na hladine jazier a potokov, položili na vodu prikrývku, aby ropu absorbovala, a potom ju vytlačili do nádoby.

Úprava olejom impregnovaného pieskovca alebo vápenca, za účelom jeho ťažby, po prvý raz opísal taliansky vedec F. Ariosto v 15. storočí: pri Modene v Taliansku sa v kotloch drvili a zahrievali zeminy obsahujúce ropu; potom boli vložené do vriec a lisované pomocou lisu. V roku 1819 sa vo Francúzsku ťažbou vyvinuli ropné vrstvy vápenca a pieskovca. Vyťažená hornina sa umiestnila do kade naplnenej horúcou vodou. Pri miešaní olej vyplával na povrch vody a zachytával sa pomocou bailera. V rokoch 1833-1845. Na brehoch Azovského mora sa ťažil piesok nasiaknutý ropou. Potom sa ukladala do jám so šikmým dnom a zalievala. Olej vyplavený z piesku sa zbieral z hladiny vody s trsmi trávy.

Ťažba ropy z jám a studní tiež známy už od staroveku. V Kissii - starovekej oblasti medzi Asýriou a Médiou - v 5. stor. BC. Ropa sa ťažila pomocou kožených vedier nazývaných vodné kože.

Na Ukrajine prvé zmienky o ťažbe ropy pochádzajú zo začiatku 15. storočia. Aby to urobili, vykopali jamy hlboké 1,5-2 m, do ktorých spolu s vodou vsakovala ropa. Zmes sa potom zhromaždila do sudov uzavretých na dne zátkami. Keď ľahší olej vyplával, zátky sa odstránili a usadená voda sa vypustila. Do roku 1840 dosiahla hĺbka kopaných dier 6 m a neskôr sa ropa začala ťažiť z vrtov hlbokých asi 30 m.

Na Kerčskom a Tamanskom polostrove sa odpradávna vyrábala ropa pomocou tyče, na ktorú sa priväzovala plsť alebo drdol z konského chvosta. Spustili sa do studne a potom sa olej vytlačil do pripravenej nádoby.

Na Absheronskom polostrove je ťažba ropy z vrtov známa už od 13. storočia. AD Pri ich stavbe sa najskôr odtrhla diera ako obrátený (obrátený) kužeľ až po zásobník ropy. Potom boli na bokoch jamy vyrobené rímsy: s priemernou hĺbkou ponorenia kužeľa 9,5 m, najmenej sedem. Pri kopaní takejto studne bolo priemerne odobraté množstvo zeminy asi 3100 m 3, potom sa steny studní od samého dna až po povrch zabezpečili dreveným rámom alebo doskami.V spodných korunách sa urobili otvory pre prítok oleja. Čerpalo sa zo studní pomocou mechov, ktoré sa dvíhali ručným navijakom alebo pomocou koňa.

Dr. I. Lerche vo svojej správe o ceste na polostrov Absheron v roku 1735 napísal: „... V Balakhany bolo 52 ropných ložísk s hĺbkou 20 siah (1 siah – 2,1 m), z ktorých niektoré tvrdo zasiahli , a ročne je dodaných 500 batmanov oleja...“ (1 batman 8,5 kg). Podľa akademika S.G. Amelina (1771) hĺbka ropných vrtov v Balakhany dosiahla 40-50 m a priemer alebo strana štvorcovej časti studne bola 0,7-1 m.

V roku 1803 vybudoval bakuský obchodník Kasymbek dva ropné vrty v mori vo vzdialenosti 18 a 30 m od brehu Bibi-Heybat. Studne pred vodou chránila schránka z nahusto pletených dosiek. Ropa sa z nich ťaží dlhé roky. V roku 1825 boli počas búrky studne rozbité a zaplavené vodami Kaspického mora.

Pri studničnej metóde sa technológia ťažby ropy po stáročia nezmenila. Ale už v roku 1835 úradník banského oddelenia Fallendorf v Taman prvýkrát použil čerpadlo na čerpanie ropy cez znížené drevené potrubie. Množstvo technických vylepšení sa spája s menom banského inžiniera N.I. Voskoboynikova. Na zníženie objemu výkopových prác navrhol výstavbu ropných vrtov vo forme banskej šachty a v rokoch 1836-1837. vykonal rekonštrukciu celého systému skladovania a zásobovania ropy v Baku a Balakhani.No jednou z hlavných záležitostí jeho života bolo vyvŕtanie prvého ropného vrtu na svete v r. 1848.

K ťažbe ropy vŕtaním vrtov sa u nás dlho pristupovalo s predsudkami. Verilo sa, že keďže prierez vrtu je menší ako prierez ropného vrtu, potom je prietok ropy do vrtov podstatne menší. Zároveň sa nezohľadnilo, že hĺbka studní je oveľa väčšia a náročnosť ich výstavby je menšia.

Pri prevádzke vrtov sa producenti ropy snažili previesť ich do tečúceho režimu, pretože toto bol najjednoduchší spôsob, ako to získať. Prvý silný prúd ropy v Balakhany sa objavil v roku 1873 v lokalite Khalafi. V roku 1887 sa 42 % ropy v Baku vyrobilo tečúcou metódou.

Nútená ťažba ropy z vrtov viedla k rýchlemu vyčerpaniu ropných vrstiev priľahlých k ich kmeňu a zvyšok (väčšina) zostal v hlbinách. Okrem toho v dôsledku nedostatku dostatočného počtu skladovacích zariadení došlo už na zemskom povrchu k značným stratám ropy. V roku 1887 sa tak fontánami vyhodilo 1 088 tisíc ton ropy a vyzbieralo sa len 608 tisíc ton.V oblastiach okolo fontán sa vytvorili rozsiahle ropné jazerá, kde sa v dôsledku vyparovania strácali najcennejšie frakcie. Samotný zvetraný olej sa stal nevhodným na spracovanie a bol spálený. Stagnujúce ropné jazerá horeli mnoho dní po sebe.

Ropa sa ťažila z vrtov, v ktorých nestačil vytekať tlak, pomocou valcových vedier s dĺžkou až 6 m. Na ich dne bol inštalovaný ventil, ktorý sa otváral pri pohybe vedra dole a zatváral sa pod váhou vyťaženej kvapaliny, keď sa vedro stlačené nahor. Metóda ťažby ropy pomocou bailerov bola tzv tartan,V 1913 sa s jeho pomocou vyťažilo 95 % všetkej ropy.

Inžinierske myslenie však nestálo na mieste. V 70. rokoch 19. stor. V.G. navrhol Shukhov kompresorový spôsob výroby oleja dodávkou stlačeného vzduchu do studne (airlift). Táto technológia bola testovaná v Baku až v roku 1897. Ďalší spôsob výroby ropy – plynový výťah – navrhol M.M. Tikhvinskij v roku 1914

Vývody zemného plynu z prírodných zdrojov využíval človek od nepamäti. Neskôr našiel uplatnenie zemný plyn získavaný zo studní a vrtov. V roku 1902 bol vyvŕtaný prvý vrt v Surakhani neďaleko Baku, ktorý produkoval priemyselný plyn z hĺbky 207 m.

Vo vývoji ropného priemyslu Je možné rozlíšiť päť hlavných fáz:

I. etapa (pred 1917) – predrevolučné obdobie;

II. etapa (od roku 1917 do roku 1941) obdobie pred Veľkou vlasteneckou vojnou;

III. etapa (od roku 1941 do roku 1945) – obdobie Veľkej vlasteneckej vojny;

Etapa IV (od roku 1945 do roku 1991) – obdobie pred rozpadom ZSSR;

V. etapa (od roku 1991) – novovek.

Predrevolučné obdobie. Ropa je v Rusku známa už dlho. Späť v 16. storočí. Ruskí obchodníci obchodovali s ropou z Baku. Za Borisa Godunova (16. storočie) bola prvá ropa vyrobená na rieke Ukhta dodaná do Moskvy. Keďže slovo „olej“ sa do ruštiny dostalo až na konci 18. storočia, vtedy sa nazývalo „hustá horiaca voda“.

V roku 1813 boli k Rusku pripojené chanáty Baku a Derbent s najbohatšími zásobami ropy. Táto udalosť mala veľký vplyv na rozvoj ruského ropného priemyslu v priebehu nasledujúcich 150 rokov.

Ďalšou veľkou oblasťou ťažby ropy v predrevolučnom Rusku bol Turkménsko. Zistilo sa, že čierne zlato sa ťažilo v oblasti Nebit-Dag asi pred 800 rokmi. V roku 1765 na ostrove. Cheleken mal 20 ropných vrtov s celkovou ročnou produkciou asi 64 ton ročne. Podľa ruského prieskumníka Kaspického mora N. Muravyova poslali Turkméni v roku 1821 loďou do Perzie asi 640 ton ropy. V roku 1835 bola odvezená z ostrova. Cheleken viac ako z Baku, hoci práve polostrov Absheron bol predmetom zvýšenej pozornosti ropných priemyselníkov.

Rozvoj ropného priemyslu v Rusku sa začal v roku 1848.

V roku 1957 sa Ruská federácia podieľala na produkcii ropy viac ako 70% a Tatarstan obsadil prvé miesto v krajine v produkcii ropy.

Hlavnou udalosťou tohto obdobia bolo objavenie a začiatok rozvoja najbohatších ropných polí na západnej Sibíri. Ešte v roku 1932 akademik I.M. Gubkin vyjadril myšlienku, že je potrebné začať systematicky hľadať ropu na východnom svahu Uralu. Najprv sa zhromaždili informácie o pozorovaniach prírodných ropných priesakov (rieky Bolshoi Yugan, Belaya atď.). V roku 1935 Začali tu pracovať skupiny geologického prieskumu, ktoré potvrdili prítomnosť ropných látok. Žiadna veľká ropa však neexistovala. Prieskumné práce pokračovali až do roku 1943 a potom boli obnovené v roku 1948. Až v roku 1960 bolo objavené ropné pole Šaimskoje, po ňom Megionskoje, Ust-Balykskoje, Surgutskoje, Samotlorskoje, Varieganskoje, Lyantorskoje, Kholmogorskoje a iné. za produkciu na západnej Sibíri sa považuje rok 1965, kedy sa vyrobilo asi 1 milión ton Už v roku 1970 tu bola produkcia ropy 28 miliónov ton av roku 1981 - 329,2 milióna ton. Západná Sibír sa stala hlavnou oblasťou produkujúcou ropu v krajine a ZSSR sa v ťažbe ropy umiestnil na vrchole sveta.

V roku 1961 boli na poliach Uzen a Zhetybai v západnom Kazachstane (polostrov Mangyshlak) vyrobené prvé olejové fontány. Ich priemyselný rozvoj sa začal v roku 1965. Len na týchto dvoch poliach dosahovali vyťažiteľné zásoby ropy niekoľko stoviek miliónov ton. Problém bol v tom, že oleje Mangyshlak boli vysoko parafínové a mali bod tuhnutia +30...33 °C. Napriek tomu sa v roku 1970 produkcia ropy na polostrove zvýšila na niekoľko miliónov ton.

Systematický rast ťažby ropy v krajine pokračoval až do roku 1984. V rokoch 1984-85. Došlo k poklesu produkcie ropy. V rokoch 1986-87 opäť narástla a dosiahla maximum. Od roku 1989 však produkcia ropy začala klesať.

Moderné obdobie. Po rozpade ZSSR pokračoval pokles ťažby ropy v Rusku. V roku 1992 to bolo 399 miliónov ton, v roku 1993 - 354 miliónov ton, v roku 1994 - 317 miliónov ton, v roku 1995 - 307 miliónov ton.

Pokračujúci pokles ťažby ropy je spôsobený tým, že sa nepodarilo eliminovať vplyv viacerých objektívnych a subjektívnych negatívnych faktorov.

Po prvé, surovinová základňa priemyslu sa zhoršila. Miera zapojenia sa do rozvoja a vyčerpania ložísk podľa regiónov je veľmi vysoká. Na severnom Kaukaze sa 91,0 % overených zásob ropy podieľa na rozvoji a vyčerpanie polí je 81,5 %. V regióne Ural-Volga sú tieto čísla 88,0 % a 69,1 %, v Komiskej republike – 69,0 % a 48,6 %, v západnej Sibíri – 76,8 % a 33,6 %.

Po druhé, nárast zásob ropy v dôsledku novoobjavených polí sa znížil. V dôsledku prudkého poklesu financií znížili geologické prieskumné organizácie objem geofyzikálnych prác a prieskumných vrtov. To viedlo k zníženiu počtu novoobjavených polí. Ak teda v rokoch 1986-90. zásoby ropy v novoobjavených poliach predstavovali 10,8 milióna ton, potom v rokoch 1991-95. - iba 3,8 milióna ton.

Po tretie, vodný rez produkovaného oleja je vysoký. To znamená, že pri rovnakých nákladoch a objemoch výroby formačnej tekutiny sa vyrába stále menej a menej ropy.

Po štvrté, ovplyvňujú náklady na reštrukturalizáciu. V dôsledku rozpadu starého ekonomického mechanizmu sa odstránilo rigidné centralizované riadenie odvetvia a nové sa len vytvára. Vzniknutá nerovnováha cien ropy na jednej strane a zariadení a materiálov na strane druhej komplikovala technické vybavenie polí. Je to však potrebné práve teraz, keď väčšina zariadení doslúžila a mnohé polia si vyžadujú prechod z plynulého spôsobu výroby na spôsob čerpania.

Napokon, početné nesprávne výpočty z minulých rokov si vyberajú svoju daň. V 70. rokoch sa teda verilo, že zásoby ropy sú u nás nevyčerpateľné. V súlade s tým sa kládol dôraz nie na rozvoj vlastných druhov priemyselnej výroby, ale na nákup hotových priemyselných tovarov v zahraničí za menu získanú z predaja ropy. Na udržiavanie zdania prosperity v sovietskej spoločnosti sa vynakladalo obrovské množstvo peňazí. Ropný priemysel dostal minimálne financie.

Na Sachalinskej polici ešte v 70-80 rokoch. Boli objavené veľké ložiská, ktoré ešte neboli uvedené do prevádzky. Medzitým majú zaručený obrovský trh v krajinách ázijsko-pacifického regiónu.

Aké sú vyhliadky do budúcnosti pre rozvoj domáceho ropného priemyslu?

Jednoznačné hodnotenie zásob ropy v Rusku neexistuje. Rôzni odborníci uvádzajú čísla o objeme vyťažiteľných zásob od 7 do 27 miliárd ton, čo je od 5 do 20 % sveta. Rozdelenie zásob ropy v Rusku je nasledovné: Západná Sibír – 72,2 %; región Ural-Povolga - 15,2 %; provincia Timan-Pechora - 7,2 %; Republika Sakha (Jakutsko), územie Krasnojarsk, región Irkutsk, šelf Okhotského mora - asi 3,5%.

V roku 1992 sa začala štrukturálna reštrukturalizácia ruského ropného priemyslu: podľa vzoru západných krajín začali vytvárať vertikálne integrované ropné spoločnosti, ktoré kontrolujú produkciu a rafináciu ropy, ako aj distribúciu ropných produktov z nej získaných.

480 rubľov. | 150 UAH | 7,5 $, MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Dizertačná práca - 480 RUR, dodávka 10 minút 24 hodín denne, sedem dní v týždni a sviatky

Myachina Ksenia Viktorovna. Geoekologické dôsledky ťažby ropy a zemného plynu na Orenburg Urale: dizertačná práca... Kandidát geografických vied: 25.00.36 Orenburg, 2007 168 s. RSL OD, 61:07-11/130

Úvod

Kapitola 1. Krajinné a ekologické pomery skúmaného územia 10

1.1. Geografická poloha a prirodzené členenie 10

1.2. Geologická stavba a reliéf 12

1.2.1. Geológia 12

1.2.2. Tektonika a analýza distribúcie uhľovodíkových ložísk 15

1.2.3. Geomorfológia a hlavné formy terénu 18

1.3. Klimatické podmienky 19

1.4. Hydrologické podmienky 22

1.5. Pôdny a vegetačný kryt 27

1.6. Typy terénu 30

1.7. Potenciálna ekologická udržateľnosť krajiny Orenburgského Uralu 32

1.7.1. Prístupy k určovaniu udržateľnosti 32

1.7.2. Poradie skúmanej oblasti podľa stupňa potenciálnej environmentálnej udržateľnosti 36

Kapitola 2. Materiály a metódy výskumu 38

Kapitola 3. Charakteristika komplexu ťažby ropy a plynu 43

3.1. História vývoja ťažby ropy a plynu vo svete a Rusku 43

3.2. História rozvoja ťažby ropy a plynu v regióne Orenburg 47

3.3. Charakteristika zariadení na výrobu a prepravu uhľovodíkov 56

Kapitola 4. Vplyv zariadení na ťažbu ropy a plynu na prírodné prostredie 70

4.1. Hlavné typy a zdroje expozície 70

4.2. Vplyv na zložky prírodného prostredia 73

4.2.1. Vplyv na podzemné a povrchové vody 73

4.2.2. Vplyv na pôdu a vegetačný kryt 79

4.2.3. Vplyv na atmosféru 99

Kapitola 5. Hodnotenie geoekologického stavu regiónov Orenburg Ural 102

5.1. Klasifikácia oblastí podľa stupňa technogénnej premeny 102

5.2. Geoekologické členenie Orenburgského Uralu v súvislosti s rozvojom ťažby ropy a plynu 116

Kapitola 6. SILNÉ Problémy ochrany a optimalizácie krajiny pod vplyvom

produkcia ropy a plynu STRONG 122

6.1. Ochrana krajiny na územiach ropných a plynových polí v Rusku a Orenburg Ural 122

6.2. Problém interakcie objektov ropných polí s jedinečnými prírodnými objektmi (na príklade Buzulukského lesa) 127

6.3. Hlavné smery optimalizácie krajiny Orenburg Ural 130

Záver 134

Referencie 136

Fotografická aplikácia 159

Úvod do práce

Relevantnosť témy. Región Orenburg je jedným z popredných regiónov produkujúcich ropu a plyn v európskej časti Ruska a patrí medzi prvé z hľadiska potenciálu zdrojov ropy a zemného plynu. Začiatkom roku 2004 bolo v regióne identifikovaných 203 ložísk uhľovodíkov, z toho 157 v prieskume a vývoji, 41 v ochranných a štátnych rezerváciách, 5 ložísk nie je evidovaných z dôvodu malých zásob (pozri obrázok 1). Väčšina ložísk a ďalšie vyhliadky na rozvoj ropného a plynárenského priemyslu v regióne Orenburg sú spojené s jeho západnou časťou, geograficky ide o územie Orenburgského Uralu.

Priemysel ťažby ropy a plynu v regióne Orenburg má prevládajúci význam v regionálnom hospodárstve. Zariadenia na ťažbu ropy a plynu majú zároveň rôznorodý a rastúci vplyv na prírodné systémy a sú jedným z hlavných dôvodov narušenia ekologickej rovnováhy v regiónoch. Na územiach ropných a plynových polí sa prírodná krajina zmenila na prírodno-technogénne komplexy, v ktorých dochádza k hlbokým, často nezvratným zmenám. Príčinou týchto zmien je znečistenie prírodného prostredia v dôsledku únikov ropy a medzivrstvových vôd, emisie plynov s obsahom sírovodíka do atmosféry, vplyv ťažby ropy a plynu na geologické prostredie pri vŕtaní vrtov, s tým spojené razenie, stavebné, montážne, pokládkové práce a pohyb dopravnej a stavebnej techniky.

Stálym faktorom zhoršovania stavu prírodných komplexov s rozvinutou sieťou ťažby uhľovodíkov sú početné havárie v potrubnej doprave všetkých radov.

Systém prepravy ropy a plynu v regióne Orenburg sa začal vytvárať v 40. rokoch 20. storočia. Väčšina potrubného systému, hlavného aj poľného, potrebuje rekonštrukciu z dôvodu

5 vysoký stupeň opotrebovania a nesúlad s existujúcimi environmentálnymi a technologickými požiadavkami a v dôsledku toho vysoké percento havarijných výbuchov.

Nedostatočné znalosti a neúplné pochopenie zmien, ku ktorým dochádza v krajine, môžu spôsobiť environmentálnu krízu av niektorých prípadoch aj ekologické katastrofy. Preto je potrebné určiť zákonitosť a mieru zmien krajinných komplexov, aby sa identifikovali trendy ich ďalšej transformácie v procese tohto typu environmentálneho manažmentu. To môže prispieť k vypracovaniu odporúčaní na predchádzanie ďalším negatívnym dôsledkom a zabezpečenie environmentálnej bezpečnosti regiónu.

Ciele a ciele štúdie.Účelom práce je geoekologické posúdenie vplyvu zariadení na ťažbu ropy a plynu na prírodné prostredie Orenburgského Uralu.

Na dosiahnutie tohto cieľa bolo rozhodnuté nasledujúce úlohy:

Analýza súčasného stavu, štruktúry umiestnenia a
trendy v ďalšom rozvoji komplexu ťažby ropy a plynu
región;

Boli identifikované hlavné faktory a geoekologické dôsledky
technogénne zmeny a poruchy krajiny v území
ropné a plynové polia;

Územie Orenburgského Uralu sa rozlišovalo podľa
úrovne technogénnej transformácie krajiny na základe systému
identifikácia a zovšeobecnenie hlavných ukazovateľov charakterizujúcich stupeň
technogénne zaťaženie;

" - na základe vykonanej diferenciácie bola vypracovaná schéma geoekologickej zonácie skúmaného územia s prihliadnutím na potenciálnu ekologickú stabilitu prírodných komplexov voči antropogénnym vplyvom;

Na základe moderných národných a regionálnych environmentálnych politík a postupov podnikov produkujúcich ropu a zemný plyn boli vyvinuté základné smery pre optimalizáciu environmentálneho manažmentu a environmentálnych aktivít.

Predmet štúdia sú prírodné komplexy Orenburgského Uralu, ktoré sú pod vplyvom zariadení na ťažbu ropy a plynu.

Predmet výskumu je súčasná geoekologická situácia v oblastiach ťažby ropy a plynu, stupeň technogénnej premeny. krajinné komplexy a ich dynamika v súvislosti s rozvojom tohto odvetvia.

Na obhajobu sa predkladajú tieto hlavné ustanovenia:

dlhodobý a rozsiahly rozvoj ropných a plynových polí viedol k rôznym narušeniam zložiek krajiny Orenburgského Uralu a viedol k vytvoreniu prírodno-technogénnych komplexov, ktoré zmenili prírodnú krajinnú štruktúru územia;

bodovanie diagnostických ukazovateľov technogénneho vplyvu na oblasti a hodnotiaca stupnica úrovní technogénnej transformácie krajiny vytvorená na jej základe nám umožňuje identifikovať 6 skupín regiónov Orenburgského Uralu, ktoré sa líšia úrovňami technogénnej transformácie prírodných komplexov;

kategórie geoekologického napätia sú integrálnym indikátorom narušenej rovnováhy zložiek tvoriacich životné prostredie v oblastiach ťažby ropy a zemného plynu a závisia nielen od rozsahu a hĺbky vplyvu ropných a plynových polí, ale aj od environmentálnej udržateľnosti krajiny pri úroveň regionálnych a typologických jednotiek. Bola vyvinutá schéma na zónovanie územia Orenburgského Uralu podľa kategórií geoekologického napätia.

7
najdôležitejším ukazovateľom hĺbky vplyvu ťažby ropy a plynu
na krajinu regiónu je súčasný ekologický stav
kľúčové prírodné oblasti (miesta prírodného dedičstva). rozvoj
a zachovanie siete chránených území a formovanie krajinno-ekologického
s povinnou implementáciou monitorovania
pôsobiť proti ďalším negatívnym vplyvom

ropné a plynové polia v prírodnom prostredí. Vedecká novinka

Práca po prvýkrát poskytuje analýzu súčasnej geoekologickej situácie.
na území Orenburgského Uralu v dôsledku intenzívneho prieskumu a
rozvoj uhľovodíkových ložísk;

Prvýkrát použité pre územie Orenburgského Uralu
systémový krajinno-ekologický prístup k výskumu
vzory zmien prírodných komplexov v oblastiach
ťažba ropy a plynu;

Zistilo sa, že oblasti ťažby ropy a plynu sú hlavnými centrami ekologických katastrof a oblasťami so zníženou produktivitou poľnohospodárskej pôdy;

Na základe existujúcich prírodných a agroklimatických schém
okresoch bola navrhnutá schéma potenciálnej prírodnej udržateľnosti
krajiny Orenburgského Uralu;

bola vykonaná diferenciácia študovaného územia podľa úrovní technogénnej premeny krajiny a boli zavedené kategórie geoekologického napätia, odrážajúce geoekologický stav vybraných území.

Praktický význam práce je určená identifikáciou významnej negatívnej úlohy ťažby ropy a plynu ako zdroja špecifického vplyvu na zložky krajiny Orenburgského Uralu. Výsledkom výskumu boli získané informácie o stave prírodných komplexov a ich základných zákonitostiach.

8 zmeny v oblastiach ropných polí. Navrhujú sa prístupy, ktoré sú sľubné na určenie úrovne technogénnej transformácie krajiny ovplyvnenej produkciou ropy a plynu v rôznych regiónoch. Zistené znaky stavu prírodných komplexov poskytnú diferencovaný prístup k tvorbe opatrení na ich optimalizáciu a zachovanie v procese ďalšieho environmentálneho manažmentu.

Využitie výsledkov výskumu je potvrdené zákonmi o
Výbor pre ochranu životného prostredia a prírodné zdroje
Región Orenburg pri plánovaní a organizovaní podujatí pre
environmentálne aktivity. Vytvorená informačná základňa
bol tiež použitý na vedecký výskum JSC

"OrenburgNIPIneft"

Osobný vklad žiadateľa pozostáva z: priamej účasti autora na terénnom krajinnom a geoekologickom výskume; analýza a systematizácia literárnych a akciových údajov; vývoj hodnotiacej škály pre technogénnu transformáciu prírodných komplexov; zdôvodnenie schémy potenciálnej prirodzenej stability krajiny skúmaného územia.

Schválenie práce a publikácie.

Hlavné ustanovenia dizertačnej práce autor prezentoval na vedeckých a praktických konferenciách, sympóziách a seminárnych školách na rôznych úrovniach: regionálne vedecké a praktické konferencie mladých vedcov a odborníkov (Orenburg, 2003, 2004, 2005); medzinárodná konferencia mládeže „Ekológia-2003“ (Arkhangelsk, 2003); Tretia republikánska školská konferencia „Mládež a cesta Ruska k trvalo udržateľnému rozvoju“ (Krasnojarsk, 2003); Druhá medzinárodná vedecká konferencia „Biotechnológia – ochrana životného prostredia“ a tretia školská konferencia mladých vedcov a študentov „Zachovanie biodiverzity a racionálne využívanie biologických zdrojov“

9 (Moskva, 2004); Medzinárodná konferencia „Prírodné dedičstvo Ruska: Štúdium, monitorovanie, ochrana“ (Tolyatti, 2004); Celoruská vedecká konferencia venovaná 200. výročiu Kazanskej univerzity (Kazaň, 2004); Celoruská konferencia mladých vedcov a študentov „Aktuálne problémy ekológie a ochrany životného prostredia“ (Ufa, 2004); Druhá sibírska medzinárodná konferencia mladých vedcov v geovedách (Novosibirsk, 2004). Na základe výsledkov práce autor získal grant pre mládež od Uralskej pobočky Ruskej akadémie vied. V roku 2005 sa autorka stala laureátkou súťaže vedeckých prác mladých vedcov a odborníkov z regiónu Orenburg za prácu „Ekologické a geografické členenie ropného a plynárenského územia regiónu Orenburg“.

K téme dizertačnej práce bolo publikovaných 15 prác. Rozsah a štruktúra práce. Dizertačná práca pozostáva z úvodu, 6 kapitol, záveru, zoznamu použitej literatúry a 1 fotografické aplikácie. Celkový objem dizertačnej práce -170 stránky, vrátane 12 kresby a 12 tabuľky. Zoznam referencií obsahuje 182 zdroj.

Tektonika a analýza distribúcie uhľovodíkových ložísk

Priaznivými geologickými štruktúrami pre akumuláciu veľkých más ropy a plynu sú dómy a antiklinály.

Uhľovodíky majú nižšiu špecifickú hmotnosť v porovnaní s vodou a horninami, takže sú vytláčané z materských hornín, v ktorých vznikli, a pohybujú sa nahor cez trhliny a vrstvy poréznych hornín, ako sú pieskovce, zlepence a vápence. Keď na svojej ceste narazia na horizonty hustých nepriepustných hornín, ako sú íly alebo bridlice, tieto minerály sa pod nimi hromadia a vyplnia všetky póry, trhliny a dutiny.

Priemyselné ropné a plynové polia objavené v regióne sú zvyčajne obmedzené na vlnobitia a izometrické alebo lineárne pretiahnuté štrukturálne zóny (Tatarský oblúk, Muchanovo-Erokhovsky žľab, Sol-Iletsk oblúkový zdvih, pobrežná zóna Kaspickej syneklízy, Východný Orenburg vlnitý zdvih , Preduralská predhlbina). Maximálne zásoby ropy sú obmedzené na Mukhanovo-Erokhovsky žľab a zásoby plynu na oblúkový zdvih Sol-Iletsk (pozri obrázok 2).

Podľa petrogeologického členenia patrí západná časť regiónu Orenburg do volžsko-uralských a kaspických ropných a plynárenských provincií. Na území regiónu zahŕňa provincia Volga-Ural regióny Tatar, Middle Volga, Ufa-Orenburg a Južný preduralský ropný a plynárenský región (NTO).

Tatar NTO sa obmedzuje na južné svahy Tatarského oblúka. Stredná Volga NTO je rozdelená na Mukhanovo-Erokhovsky a Južný Buzuluk ložiská ropy a plynu; zodpovedajú severnej časti depresie Buzuluk (stredná časť Mukhanovo-Erokhovského žľabu) a jej južnému zrubovému prostrediu. NTO Ufa-Orenburg sa ďalej delí na ropné a plynárenské oblasti Východný Orenburg a Sol-Iletsk, južný preduralský región ropy a zemného plynu zahŕňa ropný a plynárenský región Sakmaro-Iletsk. Kaspická ropná a plynárenská provincia na území regiónu je tektonicky reprezentovaná bočnou rímsou kaspickej syneklízy a jej vnútorným hraničným pásmom.Skúmané zásoby južnej časti tatárskeho oblúka sú viazané najmä na frasniansko-turnajský karbonátový komplex. , zvyšok je obsiahnutý v produktívnych vrstvách devónskych terigénnych ložísk. V zóne severného vonkajšieho okraja Mukhanovo-Erokhovského žľabu sú hlavné zásoby ropy obmedzené na devónsky terigénny komplex. Niektoré zo zdrojov sú spojené s ložiskami spodného karbónu. Perspektívne zásoby ropy na vnútornej severnej strane Mukhanovo-Erokhovského žľabu sú spojené s devónskym terigénnym komplexom, terigénnym subkomplexom Verei a terigénnym komplexom Visean. V axiálnej zóne Mukhanovo-Erokhovského žľabu sú hlavné ložiská ropy spojené s devónskymi terigénnymi formáciami. Ropné polia Mogutovskoye, Gremyachevskoye, Tverdilovskoye, Vorontsovskoye a Novokazanskoye sú obmedzené na túto zónu. Zásoby južného vonkajšieho okrajového pásma Mukhanovo-Erokhovského žľabu sú sústredené vo frasniansko-turnajských karbonátových a viseských terigénnych komplexoch. V rámci jeho hraníc boli identifikované oblasti Bobrovskaya, Dolgovsko-Shulaevskaya, Pokrovsko-Sorochinskaya, Malakhovskaya, Solonovskaya a Tichonovskaya. Prebiehajú geologické prieskumné práce v sľubných oblastiach blízkej pobrežnej zóny kaspickej syneklízy, východoorenburgského vyvýšeniny a preduralského regionálneho žľabu. V týchto oblastiach bola pomerne dobre preštudovaná severná strana oblúkového stúpania Sol-Iletsk. Sľubné zásoby plynu na poli Orenburg sú v hlavných vrstvách horného karbónu a spodného permu. V pribrežnej zóne kaspickej syneklízy sú veľké ložiská ropy spojené s produktívnymi devónskymi a karbónskymi formáciami a ložiská plynu s ložiskami spodného permu a karbónu. V rámci východoorenburgského vzdutia boli identifikované najväčšie zásoby v porovnaní so zdrojmi iných geoštrukturálnych prvkov regiónu Orenburg. Sú viazané najmä na devónsky terigénny, frasniansko-turnajský karbonátový a visský terigénny komplex. Stupeň prieskumu perspektívnych ložísk v regióne je vysoký, ale nerovnomerný. To platí najmä pre južné regióny, ktoré sú spojené s hlavnými vyhliadkami na ťažbu ropy a zemného plynu. Napríklad v pobrežnej časti kaspickej depresie je hustota hĺbkových vrtov viac ako 3-krát menšia ako regionálny priemer. Potenciálnou oblasťou, v ktorej by sa mal objav veľkých ložísk predpovedať v dlhšom časovom horizonte, je predhlbina Cis-Ural. Táto oblasť má veľké neobjavené zdroje voľného plynu a ropy, ktorých stupeň rozvoja je len 11 a 2 %. Región má veľmi priaznivú geografickú a ekonomickú polohu. kvôli blízkosti plynového komplexu Orenburg. Najreálnejšie vyhliadky na identifikáciu nových polí v blízkej budúcnosti sú na území, kde Orenburgneft OJSC pôsobí v južnej časti prepadliny Buzuluk a v západnej časti východného Orenburgského výzdvihu. Existuje jednotný názor na vysoké vyhliadky devónu v južnej časti regiónu v rámci Rubežinského nekompenzovaného žľabu. V tomto regióne môžeme počítať s objavom veľkých a stredne veľkých ložísk spojených so stupňovitými blokmi podobnými skupinám polí Zaykinskaya a Rostashinskaya.

História vývoja ťažby ropy a plynu vo svete a Rusku

Až do polovice 19. storočia sa ropa ťažila v malých množstvách (2 - 5 tisíc ton ročne) z plytkých vrtov v blízkosti jej prirodzených výstupov na povrch. Potom priemyselná revolúcia predurčila široký dopyt po palivách a mazivách. Dopyt po rope sa začal zvyšovať.

Zavedením ťažby ropy koncom 60. rokov 19. storočia sa svetová produkcia ropy desaťnásobne zvýšila, z 2 na 20 miliónov ton do konca storočia.V roku 1900 sa ropa ťažila v 10 krajinách: Rusko, USA, Holandská východná India, Rumunsko, Rakúsko-Uhorsko, India, Japonsko, Kanada, Nemecko, Peru. Takmer polovica celkovej svetovej produkcie ropy pochádzala z Ruska (9 927 tis. ton) a USA (8 334 tis. ton).

Počas celého 20. storočia svetová spotreba ropy naďalej rástla rýchlym tempom. V predvečer prvej svetovej vojny, v roku 1913, boli hlavnými producentmi ropy: USA, Rusko, Mexiko, Rumunsko, Holandská východná India, Barma a India, Poľsko.

V roku 1938 sa na svete vyrobilo už 280 miliónov ton ropy. Po druhej svetovej vojne sa geografia výroby výrazne rozšírila. V roku 1945 sa v 45 krajinách vyprodukovalo viac ako 350 miliónov ton ropy. V roku 1950 svetová produkcia ropy (549 miliónov ton) takmer zdvojnásobila predvojnovú úroveň av nasledujúcich rokoch sa zdvojnásobila každých 10 rokov: 1 105 miliónov ton v roku 1960, 2 337,6 milióna ton v roku 1970. V rokoch 1973 - 1974 V dôsledku dlhodobého boja 13 rozvojových krajín produkujúcich ropu združených v Organizácii krajín vyvážajúcich ropu (OPEC) a ich víťazstva nad Medzinárodným ropným kartelom vzrástli svetové ceny ropy takmer štvornásobne. To spôsobilo hlbokú energetickú krízu, z ktorej sa svet vymanil koncom 70. – začiatkom 80. rokov. Zavedené príliš vysoké ceny ropy prinútili rozvinuté krajiny aktívne zavádzať technológie na úsporu ropy. Maximálna svetová produkcia ropy - 3 109 miliónov ton (3 280 miliónov ton s kondenzátom) sa vyskytla v roku 1979. Ale v roku 1983 produkcia klesla na 2 637 miliónov ton a potom sa začala opäť zvyšovať. V roku 1994 sa na svete vyprodukovalo 3 066 miliónov ton ropy. Celková svetová produkcia ropy akumulovaná od začiatku rozvoja ropných polí dosiahla do roku 1995 asi 98,5 miliardy ton. Zemný plyn bol prvýkrát použitý v roku 1821 v USA na osvetlenie. O storočie neskôr, v 20. rokoch 20. storočia, boli Spojené štáty americké výrazne pred ostatnými krajinami vo využívaní plynu. Celková svetová produkcia zemného plynu vzrástla 3-4 krát alebo viac každých 20 rokov: 1901-1920. - 0,3 bilióna. m3; 1921-1940 - 1,0 bilióna. m3; 1941-1960 TG. - 4,8 bilióna. m3; 1960-1980 - 21,0 bilióna. m3. V roku 1986 sa na celom svete vyprodukovalo 1 704 miliárd m zemného plynu. V roku 1993 predstavovala celková produkcia zemného plynu vo svete 2663,4 miliardy m. Ťažba ropy a plynu v ZSSR a Rusku V predrevolučnom Rusku bola najvyššia produkcia ropy v roku 1901 - 11,9 milióna ton, čo predstavovalo viac ako polovicu celkovej svetovej produkcie ropy. V predvečer prvej svetovej vojny (1913) sa v Rusku vyrobilo 10,3 milióna ton ropy a na konci vojny (1917) - 8,8 milióna ton. Ropný priemysel bol takmer úplne zničený počas rokov sveta a občianska vojna.začala ožívať v roku 1920. Pred druhou svetovou vojnou sa hlavné ropné oblasti ZSSR nachádzali v Azerbajdžane a na Ciscaukaze. V roku 1940 dosiahla produkcia ropy v ZSSR 31,1 milióna ton (z toho 22,2 milióna ton v Azerbajdžane; 7,0 milióna ton v RSFSR). Počas vojnových rokov sa však produkcia výrazne znížila a v roku 1945 dosiahla 19,4 milióna ton (11,5 milióna ton v Azerbajdžane; 5,7 milióna ton v RSFSR). Podiel ropy v priemysle v tomto čase prevzalo uhlie. Vo vojnových a povojnových rokoch sa neustále rozvíjali nové ropné polia. V septembri 1943 bol v Bashkirii z prieskumného vrtu pri dedine Kinzebulatovo získaný silný ropný gejzír. To umožnilo prudko zvýšiť produkciu ropy tu v čase vrcholiacej Veľkej vlasteneckej vojny. O rok neskôr bola prvá ropa získaná z devónskych ložísk na poli Tuymazinskoye. V roku 1946 bolo v Tatarstane objavené prvé ropné pole (Bavlinskoye). V tom istom období sa tu objavilo ropné pole Romashkinskoye, známe svojimi zásobami. V roku 1950 prekročila ťažba ropy v ZSSR (37,9 mil. ton) predvojnovú úroveň. Hlavným ťažobným regiónom krajiny sa stalo rozsiahle územie nachádzajúce sa medzi Volgou a Uralom, vrátane bohatých ropných polí Bashkiria a Tataria a nazývané „Druhé Baku.“ Do roku 1960 sa produkcia ropy zvýšila takmer 4-krát v porovnaní s rokom 1950. Devónske ložiská sa stali najvýkonnejším ropným komplexom v volžsko-uralskej ropnej a plynárenskej provincii. Od roku 1964 sa začala priemyselná ťažba ropných polí v západnej Sibíri. To umožnilo v roku 1970 viac ako zdvojnásobiť produkciu ropy v krajine v porovnaní s rokom 1960 (353,0 mil. ton) a zvýšiť ročné prírastky ťažby ropy na 25-30 mil. výroby. Západosibírska ropná a plynárenská provincia, ktorá sa v polovici 70. rokov stala hlavnou základňou pre ťažbu ropy a plynu, poskytla viac ako polovicu všetkej ropy vyprodukovanej v krajine. V prvej polovici 80. rokov sa v ZSSR vyrobilo 603 - 616 miliónov ton ropy (s kondenzátom). V roku 1985 však produkcia prudko klesla na 595 miliónov ton, hoci podľa „Hlavných smerov hospodárskeho a sociálneho rozvoja národného hospodárstva ZSSR“ sa v roku 1985 plánovalo vyrobiť 628 miliónov ton ropy. Maximálna produkcia ropy v krajine - 624,3 milióna ton - bola dosiahnutá v roku 1988. Potom začal pokles - 305,6 milióna ton v roku 1997, po ktorom začala produkcia opäť stúpať (pozri obr. 5). Vo väčšine starých oblastí na severnom Kaukaze a v regióne Ural-Povolga došlo k poklesu produkcie ropy dávno pred rokom 1988. Bol však kompenzovaný zvýšením produkcie v oblasti Ťumen. Preto prudký pokles ťažby ropy v Ťumenskej oblasti po roku 1988 (v priemere o 7,17 % ročne) spôsobil rovnako výrazný pokles v ZSSR ako celku (7,38 % ročne) a v Rusku.

Hlavné typy a zdroje expozície

Všetky technologické zariadenia komplexu ťažby ropy a plynu sú silnými zdrojmi negatívneho vplyvu na rôzne zložky prírodných systémov. Vplyv možno rozdeliť do niekoľkých typov: chemický, mechanický, radiačný, biologický, tepelný, hlukový. Hlavnými typmi vplyvov, ktoré spôsobujú najvýznamnejšie poškodenie prírodného prostredia v procese posudzovaného typu environmentálneho manažmentu, sú chemické a mechanické vplyvy.

Chemické vplyvy zahŕňajú znečistenie pôdy ropou a ropnými produktmi (najčastejší faktor vplyvu), povrchových a podzemných vôd; kontaminácia krajinných prvkov vysoko mineralizovanými formačnými vodami, vrtnými výplachmi, inhibítormi korózie a inými chemikáliami; znečisťovanie ovzdušia emisiami škodlivých látok. Potenciálnymi zdrojmi chemického vplyvu na prírodné prostredie sú všetky objekty ropných polí a potrubných systémov: vrtné súpravy, vrty na rôzne účely, tankové farmy a iné objekty ako súčasť štruktúr ropných polí, vnútropoľné a hlavné ropovody.

Pri vŕtaní sú hlavným zdrojom chemického znečistenia vrtné výplachy, vyrovnávacie výplachy, komponenty vstrekované do výrobných vrstiev na zlepšenie regenerácie ropy, inhibítory korózie a vodného kameňa, sírovodík. Na miestach vŕtania sú stodoly určené na skladovanie vrtných rezkov, formovacej vody a iného tekutého odpadu (viď fotopríloha, foto 1). Poškodenie stien maštalí a ich preplnenie vedie k úniku obsahu a kontaminácii okolitých priestorov. Mimoriadne nebezpečný je otvorený núdzový výron z vrtu, v dôsledku ktorého sa do životného prostredia môžu dostať desiatky ton ropy. Znečistenie prírodného prostredia ropou a ropnými produktmi je jedným z najpálčivejších environmentálnych problémov v Rusku a každoročne sa uvádza ako priorita v štátnej správe „O stave prírodného prostredia Ruskej federácie“.

Kontaminácia uhľovodíkmi je možná aj v dôsledku havarijných situácií a narušenia tesnosti zariadení na štruktúrach ropných polí, pri filtrácii z jám a kalových nádrží.

Nemenej akútne environmentálne problémy vznikajú pri preprave ropy a ropných produktov. Preprava ropy potrubím je najekonomickejšia - náklady na čerpanie ropy sú 2-3 krát nižšie ako náklady na prepravu po železnici. Priemerná vzdialenosť na čerpanie ropy u nás je do 1500 km. Ropa sa prepravuje potrubím s priemerom 300-1200 mm, ktoré podlieha korózii, usadzovaniu živice a parafínu vo vnútri potrubí. Preto je potrebná technická kontrola, včasné opravy a rekonštrukcie po celej dĺžke potrubí. V skúmanom regióne sa 50 % nehôd na ropovode a 66 % nehôd na plynovodoch vyskytuje v dôsledku starnutia a opotrebovania zariadení. Sieť prepravy ropy a plynu v regióne Orenburg sa začala vytvárať v 40. rokoch 20. storočia. Väčšina potrubného systému, hlavného aj poľného, potrebuje rekonštrukciu z dôvodu vysokého stupňa poškodenia a nesúladu s existujúcimi environmentálnymi požiadavkami a v dôsledku toho pre vysoké percento núdzových únikov.

Prirodzené príčiny nehôd sú spôsobené vplyvmi, ktorým je ropovod vystavený z prostredia. Potrubie existuje v špecifickom prostredí, ktorého úlohu zohrávajú hostiteľské horniny. Materiál potrubia je vystavený chemickým vplyvom z prostredia (rôzne druhy korózie). Korózia je hlavnou príčinou mimoriadnych udalostí na ropovode. Nehoda je možná aj pod vplyvom exogénnych geologických procesov, čo sa prejavuje mechanickým účinkom na líniu v horninovom masíve. Veľkosť napätí vznikajúcich mechanickým pôsobením zeminy na potrubia je určená strmosťou svahu a orientáciou ropovodu na svahu. Počet havárií potrubí teda súvisí s geomorfologickými pomermi územia. K najväčšiemu počtu nehôd dochádza, keď potrubie pretína líniu pádu svahu pod uhlom 0-15, to znamená, že je položené rovnobežne s líniou pádu svahu. Tieto potrubia patria do najvyššej a prvej triedy nebezpečenstva havarijných situácií. V regióne Orenburg patrí približne 550 km hlavných ropovodov do IV. triedy nebezpečnosti, viac ako 2090 km do III. triedy nebezpečnosti a asi 290 km do II. triedy nebezpečnosti.

Samostatne je potrebné poznamenať problémy spojené s „sirotskými“ vrtmi vyvŕtanými podnikmi geologického prieskumu a nie v súvahe žiadnej z organizácií vykonávajúcich hospodársku činnosť. Mnohé z týchto vrtov sú pod tlakom a vykazujú iné známky ropy a plynu. Práce na ich likvidácii a konzervácii sa pre nedostatok financií prakticky nevykonávajú. Najnebezpečnejšie z hľadiska životného prostredia sú studne nachádzajúce sa v bažinatých oblastiach av blízkosti vodných útvarov, ako aj tie, ktoré sa nachádzajú v zónach pohybu plastovej hliny a sezónnych záplav.

V oblastiach ropných polí skúmaného regiónu sa nachádza viac ako 2 900 vrtov, z ktorých je asi 1 950 aktívnych. V dôsledku toho je značný počet vrtov v dlhodobom zablokovaní, čo nie je uvedené v pokynoch o postupe pri opúšťaní a odstraňovaní vrtov. Preto sú tieto vrty potenciálnymi zdrojmi núdzových ropných a plynových šou.

Medzi mechanické vplyvy patrí narušenie pôdneho a vegetačného krytu alebo jeho úplné zničenie, zmeny v krajine (následkom výkopových, stavebných, montážnych, kladenských prác, pohybu dopravnej a stavebnej techniky, záboru pôdy na výstavbu zariadení na ťažbu ropy), odlesňovanie a pod.), porušenie celistvosti podložia pri vŕtaní (viď fotopríloha, foto 3).

Klasifikácia oblastí podľa stupňa technogénnej premeny

Pre podrobnú analýzu súčasnej geoekologickej situácie, ktorá sa v regióne vyvinula pod vplyvom ťažby ropy a plynu, bolo skúmané územie najskôr rozlíšené podľa stupňa technogénnej premeny. Diferenciácia je založená na analýze polohy ložísk uhľovodíkov a identifikácii systému hlavných diagnostických ukazovateľov, ktoré určujú stupeň technogénnej premeny krajiny. Na základe výsledkov výskumu bola vypracovaná hodnotiaca stupnica pre úrovne transformácie krajiny.

Správne regióny Orenburg Ural pôsobia ako jednotky diferenciácie.

V regióne Orenburg zahŕňa územie s rozvinutou sieťou ťažby ropy a plynu 25 správnych obvodov vrátane regiónu Orenburg. Na jeho území sa okrem niekoľkých stredne veľkých ložísk zemného plynu nachádza najväčšie európske orenburské pole ropného a plynového kondenzátu (ONGKM), jeho plocha je približne 48-krát väčšia ako plocha priemerného uhľovodíkového poľa (dĺžka - 100 km , šírka - 18 km). Zásoby a objemy produkcie surovín z tohto poľa možno nazvať neporovnateľné (viac ako 849,56 mld. m zemného plynu, viac ako 39,5 mil. ton kondenzátu, ako aj ropa, hélium a ďalšie cenné zložky v surovine). Len zásoba ťažobných vrtov na území ONGCF k 1. januáru 1995 predstavovala 142 jednotiek. Na území regiónu Orenburg sa nachádzajú najväčšie európske centrá na spracovanie plynu a kondenzátu - závod na spracovanie plynu v Orenburgu a závod na výrobu hélia v Orenburgu, ktoré sú hlavnými zdrojmi negatívneho vplyvu na všetky zložky prírodného prostredia v regióne.

S prihliadnutím na vyššie uvedené črty regiónu Orenburg možno jeho prírodné komplexy objektívne zaradiť medzi technogénne najviac transformované, maximálne zaťažené zariadeniami na ťažbu ropy a zemného plynu. Na tomto základe sa neuskutočnilo žiadne ďalšie bodovanie premeny prírodných komplexov regiónu Orenburg.

Hodnotenie stavu krajiny zostávajúcich oblastí sa uskutočnilo analýzou 12 diagnostických indikátorov technogénnej zmeny (tabuľka 9), pričom výber každého indikátora je opodstatnený.

Prirodzene, mechanické narušenie krajinných komplexov regiónu je priamo závislé od celkovej hustoty uhľovodíkových ložísk (aktívnych, zakonzervovaných, vyčerpaných a neevidovaných), od hustoty vŕtaných vrtov na rôzne účely (geologický prieskum, parametrické, ťažobné, atď.). vstrekovanie atď.), z prítomnosti na území kľúčových zariadení ropných polí na akýkoľvek účel (zdvíhacie čerpacie stanice, zariadenia na úpravu ropy, zariadenia na predbežné vypúšťanie vody, miesta nakladania a vykladania ropy atď.) (pozri tabuľku 10). Túto závislosť však komplikuje veľkosť ložísk, dĺžka trvania a technológie ich ťažby, ako aj ďalšie faktory. Počet veľkých nehôd na poliach v rokoch 2000-2004. Študijná oblasť je pod environmentálnou kontrolou Inšpektorátu ochrany životného prostredia regiónu Orenburg a jeho divízie (Špecializovaný inšpektorát pre štátnu kontrolu a analýzu životného prostredia Buzuluk). Na základe údajov z inšpekcií bola vykonaná porovnávacia analýza nehodovosti pri výrobe a preprave uhľovodíkových surovín v regiónoch (ropné úniky v dôsledku prasknutia hlavných a poľných ropovodov a spádových potrubí vrtov, nekontrolované nálezy ropy, vrátane otvoreného prietoku oleja) (pozri tabuľku 10). Do úvahy sa brali len najväčšie havárie, v dôsledku ktorých došlo k znečisteniu ropnými látkami (s následným vysokým prekročením pozaďovej hodnoty ropných produktov v pôde) veľkej plochy pôdy alebo snehovej pokrývky (najmenej 1 hektár). ), a (alebo) došlo k významnému znečisteniu ropou (s vysokým prekročením maximálnej prípustnej koncentrácie) nádrže . Dá sa skonštatovať, že z hľadiska celkového počtu nehôd vedú okresy Gračevskij, Krasnogvardejskij a Kurmanajevskij. Podľa našich ďalších záverov sú práve tieto oblasti zaradené do zóny ekologickej krízy, ktorej hlavným dôvodom je produkcia a preprava uhľovodíkov. Podmienky rozvoja terénu, technický stav objektov Časový faktor tu zohráva dvojakú úlohu: na jednej strane v priebehu času, ktorý uplynie od momentu nárazu, môže pod vplyvom samoliečebných funkcií OS negatívny vplyv. zahladiť a na druhej strane sa technický stav terénnej techniky časom zhoršuje a môže viesť k novému znečisteniu. Trvanie vývoja poľa slúži spravidla ako ukazovateľ systému jeho vybavenia a technického stavu objektov a vyjadruje tiež mieru akumulovaného technogénneho zaťaženia prírodných zložiek. Navyše, keď sa ropné polia dostanú do neskorého štádia rozvoja, objemy vyprodukovanej mineralizovanej, chemicky agresívnej vody neustále narastajú. Priemerný podiel vody vyrobených produktov môže presiahnuť 84 % a pomer voda/olej sa neustále zvyšuje. V okresoch Buguruslansky, Severny, Abdulinsky, Asekeyevsky, Matveevsky sa nachádzajú najstaršie ložiská, ktorých vývoj sa začal pred rokom 1952, čo zhoršuje negatív. vplyv na krajinu. Podľa materiálov OJSC OrenburgNIPIneft je technický stav poľných zariadení nevyhovujúci, väčšina z nich nebola zrekonštruovaná od roku výstavby; Môžete nájsť neutesnené systémy na zber produktov z nádrží (pole Baituganskoye).

Moderným metódam ťažby ropy predchádzali primitívne metódy:

Zber ropy z povrchu nádrží;

Úprava pieskovca alebo vápenca impregnovaného olejom;

Ťažba ropy z jám a studní.

Zber ropy z povrchu otvorených vodných plôch - toto je zrejme jeden z najstarších spôsobov jeho extrakcie. Používal sa v Médii, Asýrsko-Babylonsku a Sýrii pred Kristom, na Sicílii v 1. storočí nášho letopočtu atď. V Rusku ťažbu ropy zberom z hladiny rieky Ukhta organizoval v roku 1745 F.S. Pryadunov. V roku 1858 na ostrove. Cheleken a v roku 1868 v Kokand Khanate sa ropa zbierala v priekopách stavaním hrádze z dosiek. Americkí Indiáni, keď objavili ropu na hladine jazier a potokov, položili na vodu prikrývku, aby ropu absorbovala, a potom ju vytlačili do nádoby.

Spracovanie pieskovca alebo vápenca impregnovaného olejom, za účelom jeho ťažby ich prvýkrát opísal taliansky vedec F. Ariosto v 15. storočí: pri Modene v Taliansku sa v kotloch drvili a zohrievali pôdy s obsahom ropy; potom boli vložené do vriec a lisované pomocou lisu. V roku 1819 sa vo Francúzsku ťažbou vyvinuli ropné vrstvy vápenca a pieskovca. Vyťažená hornina sa umiestnila do kade naplnenej horúcou vodou. Pri miešaní olej vyplával na povrch vody a zachytával sa pomocou bailera. V roku 1833...1845 Na brehoch Azovského mora sa ťažil piesok nasiaknutý ropou. Potom sa ukladala do jám so šikmým dnom a zalievala. Olej vyplavený z piesku sa zbieral z hladiny vody s trsmi trávy.

Ťažba ropy z jám a studní tiež známy už od staroveku. V Kissii - starovekej oblasti medzi Asýriou a Médiou - v 5. stor. BC. Ropa sa ťažila pomocou kožených vedier - vodných koží.

Na Ukrajine sú prvé zmienky o ťažbe ropy zo začiatku 17. storočia. K tomu vykopali jamy hlboké 1,5...2 m, do ktorých spolu s vodou unikala ropa. Zmes sa potom zhromaždila do sudov uzavretých na dne zátkami. Keď ľahší olej vyplával, zátky sa odstránili a usadená voda sa vypustila. Do roku 1840 dosiahla hĺbka kopaných dier 6 m a neskôr sa ropa začala ťažiť z vrtov hlbokých asi 30 m.

Na Absheronskom polostrove je ťažba ropy z vrtov známa už od 8. storočia. AD Pri ich stavbe sa najskôr odtrhla diera ako obrátený (obrátený) kužeľ až po zásobník ropy. Potom boli na bokoch jamy vyrobené rímsy: s priemernou hĺbkou ponorenia kužeľa 9,5 m - najmenej sedem. Priemerné množstvo zeminy odvezenej pri kopaní takejto studne bolo asi 3100 m3. Ďalej boli steny studní od samého dna až po povrch zaistené dreveným rámom alebo doskami. V spodných korunách boli urobené otvory pre prietok oleja. Čerpalo sa zo studní pomocou mechov, ktoré sa dvíhali ručným navijakom alebo pomocou koňa.

Vo svojej správe o ceste na polostrov Abšeron v roku 1735 Dr. I. Lerche napísal: „... v Balakhany bolo 52 ložísk ropy s hĺbkou 20 siah (1 siaha = 2,1 m), z ktorých niektoré dobre zasiahli a každý rok dodať 500 batmanov ropy...“ (1 batman = 8,5 kg). Podľa akademika S.G. Amelina (1771) hĺbka ropných vrtov v Balakhany dosiahla 40...50 m a priemer alebo strana štvorcovej časti vrtu bola 0,7...! m.

V čase podpísania Gulistanskej mierovej zmluvy medzi Ruskom a Perziou (december 1813), keď sa k našej krajine pripojili khanáty Baku a Derbent, bolo na polostrove Absheron ročne 116 vrtov s čiernou ropou a jedna s „bielou“ ropou. s výťažkom asi 2 400 ton tohto cenného produktu. V roku 1825 sa z vrtov v oblasti Baku vyťažilo už 4 126 ton ropy.

Pri studničnej metóde sa technológia ťažby ropy po stáročia nezmenila. Ale už v roku 1835 úradník banského oddelenia Fallendorf v Taman prvýkrát použil čerpadlo na čerpanie ropy cez znížené drevené potrubie. Množstvo technických vylepšení sa spája s menom banského inžiniera N.I. Voskoboynikova. Na zníženie objemu výkopových prác navrhol vybudovať ropné vrty vo forme banskej šachty a v rokoch 1836...1837. vykonala rekonštrukciu celého systému skladovania a distribúcie ropy v Baku a Balakhani. Ale jednou z hlavných záležitostí jeho života bolo vyvŕtanie prvého ropného vrtu na svete v roku 1848.

Negatívnu úlohu zohrala výpoveď akademika G.V., ktorý navštívil Baku v roku 1864. Abiha, že ťažba ropy tu nenapĺňa očakávania a že „...teória aj skúsenosti rovnako potvrdzujú názor o potrebe zvýšiť počet vrtov...“

Podobný názor na vŕtanie existoval už nejaký čas v Spojených štátoch. V oblasti, kde E. Drake vyvŕtal svoj prvý ropný vrt, sa teda verilo, že „ropa je kvapalina vytekajúca po kvapkách z uhlia ležiaceho v blízkych kopcoch, že je zbytočné vŕtať do zeme, aby sa ťažila, a že jediný spôsob, ako ho zbierať, je kopať zákopy.“ , kde by sa hromadil.“

Praktické výsledky vŕtania studní však tento názor postupne menili. Okrem toho štatistické údaje o vplyve hĺbky vrtu na ťažbu ropy naznačovali potrebu rozvoja vrtov: v roku 1872 bola priemerná denná ťažba ropy z jedného vrtu s hĺbkou 10...11 m 816 kg, v roku 14.. ,16 m - 3081 kg, a s hĺbkou nad 20 m - už 11 200 kg.

Pri prevádzke vrtov sa producenti ropy snažili previesť ich do tečúceho režimu, pretože toto bol najjednoduchší spôsob, ako to získať. Prvý silný prúd ropy v Balakhany sa objavil v roku 1873 v lokalite Khalafi. V roku 1878 vrt navŕtaný v Z.A. Tagijev v Bibi-Heybat. V roku 1887 sa 42 % ropy v Baku vyrobilo tečúcou metódou.

Prvé pokusy na použitie čerpadiel na hlboké studne na ťažbu ropy sa uskutočnili v USA v roku 1865. V Rusku sa tento spôsob začal používať v roku 1876. Čerpadlá sa však rýchlo upchali pieskom a ropní priemyselníci naďalej dávali prednosť bailerovi. Zo všetkých známych spôsobov ťažby oleja zostal zubný kameň hlavným: v roku 1913 sa s jeho pomocou vyťažilo 95% všetkého oleja.

Napriek tomu inžinierske myslenie nestálo na mieste. V 70-tych rokoch XIX storočia. V.G. navrhol Shukhov kompresorový spôsob výroby oleja dodávkou stlačeného vzduchu do studne (airlift). Táto technológia bola testovaná v Baku až v roku 1897. Ďalší spôsob výroby ropy – plynový výťah – navrhol M.M. Tikhvinskij v roku 1914

Vývody zemného plynu z prírodných zdrojov využíval človek od nepamäti. Neskôr našiel uplatnenie zemný plyn získavaný zo studní a vrtov. V roku 1902 bol vyvŕtaný prvý vrt v Sura-Khany pri Baku, ktorý produkoval priemyselný plyn z hĺbky 207 m.

- 95,50 kb

______________________________ ________________________

Katedra vyššej matematiky a aplikovanej informatiky

„História vývoja strojov a zariadení na ťažbu ropy a plynu“

Vykonáva ho študent

Skontrolované:

Samara 2011

Úvod ................................................................. ......

História vývoja baníctva od najstarších čias po súčasnosť...................................... ...........

Úvod

Olej je prírodná horľavá olejovitá kvapalina, ktorá pozostáva zo zmesi uhľovodíkov rôznych štruktúr. Ich molekuly sú krátke reťazce uhlíkových atómov, dlhé, normálne, rozvetvené, uzavreté v kruhoch a viackruhové. Okrem uhľovodíkov obsahuje ropa malé množstvo zlúčenín kyslíka a síry a veľmi málo zlúčenín dusíka. Ropa a horľavý plyn sa nachádzajú v útrobách zeme spoločne aj oddelene. Prírodný horľavý plyn pozostáva z plynných uhľovodíkov - metánu, etánu, propánu.

Ropa a horľavý plyn sa hromadia v pórovitých horninách nazývaných rezervoáre. Dobrým rezervoárom je pieskovcový útvar uložený v nepriepustných horninách, ako sú íly alebo bridlice, ktoré bránia úniku ropy a plynu z prírodných rezervoárov. Najpriaznivejšie podmienky pre vznik ložísk ropy a zemného plynu nastávajú vtedy, keď je pieskovcová vrstva ohnutá do záhybu oblúkom nahor. V tomto prípade je horná časť takejto kupoly naplnená plynom, dole je olej a ešte nižšia je voda.

Vedci sa veľa hádajú o tom, ako vznikali ložiská ropy a horľavého plynu. Niektorí geológovia – zástancovia hypotézy o anorganickom pôvode – tvrdia, že ropné a plynové polia vznikli v dôsledku presakovania uhlíka a vodíka z hlbín Zeme, ich kombináciou vo forme uhľovodíkov a akumuláciou v horninách zásobníkov.

Iní geológovia, väčšina z nich, sa domnieva, že ropa, podobne ako uhlie, vznikla z organickej hmoty pochovanej hlboko pod morskými sedimentmi, kde sa z nej uvoľňovali horľavé kvapaliny a plyny. Toto je organická hypotéza o pôvode ropy a horľavého plynu. Obe tieto hypotézy vysvetľujú časť faktov, no inú časť nechávajú nezodpovedanú.

Kompletné vypracovanie teórie vzniku ropy a horľavého plynu budúcich výskumníkov ešte len čaká.

Skupiny ložísk ropy a plynu, ako sú ložiská fosílneho uhlia, tvoria plynové a ropné panvy. Sú spravidla obmedzené na korytá zemskej kôry, v ktorých sa vyskytujú sedimentárne horniny; obsahujú vrstvy dobrých rezervoárov.

Naša krajina už dlho vie o kaspickej ropnej panve, ktorej rozvoj sa začal v regióne Baku. V 20. rokoch bolo objavené povodie Volga-Ural, ktoré sa nazývalo Druhé Baku.

V 50. rokoch bola objavená najväčšia západosibírska ropná a plynová nádrž na svete. Veľké bazény sú navyše známe aj v iných oblastiach krajiny - od brehov Severného ľadového oceánu až po púšte Strednej Ázie. Sú bežné na kontinentoch aj pod morským dnom. Ropa sa napríklad ťaží z dna Kaspického mora.

Rusko zaujíma jedno z prvých miest na svete, pokiaľ ide o zásoby ropy a plynu. Veľkou výhodou týchto minerálov je relatívna jednoduchosť ich prepravy. Ropovodmi sa ropa a plyn prepravujú tisíce kilometrov do tovární, tovární a elektrární, kde sa využívajú ako palivo, ako suroviny na výrobu benzínu, petroleja, olejov a pre chemický priemysel.

Vo formovaní a rozvoji ropného a plynárenského priemyslu možno vysledovať niekoľko etáp, z ktorých každá odráža neustálu zmenu pomeru na jednej strane v rozsahu spotreby ropy a plynu a na druhej strane v miere zložitosti ich výroby.

V prvej fáze vzniku ropného priemyslu sa kvôli obmedzenej potrebe ropy ťažila z malého počtu polí, ktorých rozvoj nebol náročný. Hlavná metóda získavania ropy zo stúpania na povrch bola najjednoduchšia - prúdiaca. V súlade s tým bolo zariadenie používané na výrobu ropy tiež primitívne.

V druhej etape vzrástol dopyt po rope a skomplikovali sa podmienky na ťažbu ropy, vznikla potreba ťažiť ropu z veľkých hĺbok zásobární z polí so zložitejšími geologickými podmienkami. V súvislosti s ťažbou ropy a prevádzkou vrtu sa objavilo veľa problémov. Na tento účel boli vyvinuté technológie na zdvíhanie kvapalín pomocou metód plynového výťahu a pumpy. Boli vytvorené a realizované zariadenia na prevádzku vrtov prietokovým spôsobom, zariadenia na plynovú prevádzku vrtov s výkonnými kompresorovými stanicami, zariadenia na obsluhu vrtov s tyčovými a beztyčovými čerpadlami, zariadenia na zber, čerpanie a separáciu vrtných produktov. Postupne sa začalo formovať ropné inžinierstvo. Zároveň sa rýchlo zvýšil dopyt po plyne, čo viedlo k vytvoreniu odvetvia výroby plynu, založeného najmä na plynových a plynových kondenzátových poliach. V tomto štádiu začali priemyselné krajiny rozvíjať palivový a energetický priemysel a chémiu prostredníctvom prevládajúceho rozvoja ropného a plynárenského priemyslu.

História rozvoja baníctva od najstarších čias po súčasnosť

Ruská federácia je jednou z vedúcich energetických veľmocí.

V súčasnosti sa Rusko podieľa viac ako 80 % na celkovej produkcii ropy a plynu a 50 % na produkcii uhlia bývalého ZSSR, čo je takmer sedmina celkovej produkcie primárnych energetických zdrojov vo svete.

Rusko obsahuje 12,9 % overených svetových zásob ropy a 15,4 % jej produkcie.

Tvorí 36,4 % svetových zásob plynu a 30,9 % jeho produkcie.

Palivový a energetický komplex (FEC) Ruska je jadrom národného hospodárstva, zabezpečuje životne dôležitú činnosť všetkých sektorov národného hospodárstva, konsolidáciu regiónov, tvorbu významnej časti rozpočtových príjmov a hlavný podiel devízové príjmy krajiny.

Palivovo-energetický komplex akumuluje 2/3 ziskov vytvorených v sektoroch materiálovej výroby.

Nedostatočné dopĺňanie zdrojovej základne začína obmedzovať možnosti zvýšenia produkcie ropy a plynu.

Zvýšenie spotreby energie na obyvateľa do roku 2010 v extrémnych podmienkach ekonomického rozvoja je možné prostredníctvom súboru opatrení na intenzívne šetrenie energií, optimálne dostatočného exportu energetických zdrojov s pomalým nárastom ich produkcie a zdržanlivou investičnou politikou zameranou na najefektívnejšie projekty.

V tejto veci zohráva významnú úlohu používanie moderných zariadení, ktoré poskytujú technológie šetriace energiu pri výrobe ropy.

Známe sú banské a vrtné spôsoby výroby ropy.

Etapy vývoja spôsobu dobývania: hĺbenie dier (výkopov) do hĺbky 2 m; výstavba vrtov (jam) do hĺbky 35-45 m a výstavba banských komplexov vertikálnych, horizontálnych a šikmých diel (zriedkavo používaných pri výrobe viskóznych olejov).

Až do začiatku 19. storočia sa ropa ťažila najmä z výkopov, ktoré boli lemované prúteným plotom.

Keď sa ropa nahromadila, bola naberaná do vriec a prepravovaná k spotrebiteľom.

Vrty boli zabezpečené dreveným rámom, konečný priemer opláštenej studne bol zvyčajne od 0,6 do 0,9 m s určitým zväčšením smerom nadol, aby sa zlepšil tok ropy do jej spodného otvoru.

Olej sa zo studne dvíhal pomocou ručného navijaka (neskôr ťahaného koňmi) a lana, ku ktorému bol priviazaný mech (kožené vedro).

Do 70-tych rokov XIX storočia. Hlavná produkcia v Rusku a vo svete pochádza z ropných vrtov. V roku 1878 ich teda bolo v Baku 301, ktorých prietok mnohonásobne prevyšoval prietok studní. Ropa sa ťažila z vrtov pomocou bailera - kovovej nádoby (rúry) vysokej až 6 m, na dne ktorej je namontovaný spätný ventil, ktorý sa otvára pri ponorení baileru do kvapaliny a zatvára sa pri pohybe nahor. Zdvíhanie bailera (tartanu) sa vykonávalo ručne, potom konskou trakciou (začiatok 70. rokov 19. storočia) a pomocou parného stroja (80. roky).

Prvé hlbinné čerpadlá boli použité v Baku v roku 1876 a prvé hlbinné čerpadlo v Groznom v roku 1895. Hlavným však dlho zostávala metóda zubného kameňa. Napríklad v roku 1913 sa v Rusku 95 % ropy vyrábalo želírovaním.

Nahradenie oleja z vrtu stlačeným vzduchom alebo plynom bolo navrhnuté už koncom 18. storočia, ale nedokonalosť kompresorovej technológie oddialila vývoj tejto metódy, ktorá bola v porovnaní s metódou tatárskeho kameňa oveľa menej náročná na prácu. storočí.

Začiatkom nášho storočia sa fontánová metóda extrakcie nevyvinula. Z početných fontán v regióne Baku sa ropa rozliala do roklín, riek, vytvorila celé jazerá, vyhorela, bola nenávratne stratená, znečistila pôdu, vodonosné vrstvy a more.

V súčasnosti je hlavným spôsobom výroby ropy čerpanie pomocou elektrického odstredivého čerpadla (ESP) a sacích tyčových čerpadiel (SSP).

Ťažba ropy a plynu. Fontána a plynový výťah metódy ťažby ropy a plynu.výrobné čerpadlo na ropu

Ropa sa nachádza v podzemí pod takým tlakom, že keď je k nej položená cesta vo forme studne, rúti sa na povrch. V produktívnych formáciách sa ropa vyskytuje hlavne spolu s vodou, ktorá ju podporuje. Vo vrstvách, ktoré sa nachádzajú v rôznych hĺbkach, pôsobí určitý tlak zodpovedajúci približne jednej atmosfére na 10 m hĺbky. Vrty s hĺbkou 1000-1500-2000 m majú tlak v nádrži rádovo 100-150-200 atm. Vďaka tomuto tlaku sa ropa pohybuje cez formáciu do vrtu. Vrty tečú spravidla len na začiatku svojho životného cyklu, t.j. ihneď po vŕtaní. Po určitom čase sa tlak vo formácii zníži a fontána vyschne. Samozrejme, ak by sa prevádzka vrtu na tomto mieste zastavila, viac ako 80 % ropy by zostalo pod zemou. Počas vývoja studne sa do nej spúšťa reťazec čerpacích a kompresorových potrubí (potrubia). Pri prevádzke studne prietokovou metódou je na povrchu inštalované špeciálne zariadenie - prietokové armatúry.

Nebudeme zachádzať do všetkých detailov tohto zariadenia.

Upozorňujeme len, že toto zariadenie je potrebné na ovládanie studne.

Pomocou vianočných ventilov môžete regulovať produkciu oleja - znížiť ju alebo úplne zastaviť.

Potom, čo sa tlak vo vrte zníži a vrt začne produkovať veľmi málo ropy, ako sa odborníci domnievajú, prejde na iný spôsob prevádzky. Pri ťažbe plynu je hlavná metóda prúdenia.

Po zastavení prúdenia pre nedostatok energie zásobníka prechádzajú na mechanizovaný spôsob prevádzky vrtov, pri ktorých sa dodatočná energia privádza zvonku (z povrchu). Jednou z takýchto metód, pri ktorej sa energia zavádza vo forme stlačeného plynu, je plynový zdvih. Plynový výťah (vzduchový výťah) je systém pozostávajúci z výrobného (plášťového) potrubného radu a do neho spusteného potrubia, v ktorom je kvapalina zdvíhaná pomocou stlačeného plynu (vzduchu). Tento systém sa niekedy nazýva plynový (vzduchový) výťah. Spôsob prevádzky studní sa nazýva plynový výťah.

Podľa schémy dodávky, v závislosti od typu zdroja pracovného činidla - plynu (vzduchu), sa rozlišuje kompresorový a nekompresorový plynový výťah a podľa prevádzkovej schémy - kontinuálny a periodický plynový výťah.

Do medzikružia sa vstrekuje vysokotlakový plyn, v dôsledku čoho sa hladina kvapaliny v ňom zníži a v potrubí sa zvýši. Keď hladina kvapaliny klesne na spodný koniec hadičky, stlačený plyn začne prúdiť do hadičky a miešať sa s kvapalinou. V dôsledku toho sa hustota takejto zmesi plynu a kvapaliny zníži ako hustota kvapaliny pochádzajúcej z formácie a hladina v potrubí sa zvýši.

Čím viac plynu sa zavedie, tým nižšia bude hustota zmesi a tým vyššia bude výška. Pri nepretržitom dodávaní plynu do vrtu kvapalina (zmes) stúpa do ústia a vylieva sa na povrch a nová časť kvapaliny neustále vstupuje do vrtu z formácie.

Prietok plynového výťahu závisí od množstva a tlaku vstrekovaného plynu, hĺbky ponorenia potrubia do kvapaliny, ich priemeru, viskozity kvapaliny atď.

Konštrukcia plynových výťahov sa určuje v závislosti od počtu radov rúrok spustených do studne a od smeru pohybu stlačeného plynu.

Podľa počtu spúšťaných radov rúr sú výťahy jedno- a dvojradové a podľa smeru vstrekovania plynu - kruhové a centrálne. Pri jednoradovom výťahu sa jeden rad hadíc spustí do studne.

Stlačený plyn sa vstrekuje do prstencového priestoru medzi puzdrom a potrubím a zmes plynu a kvapaliny stúpa potrubím alebo sa plyn vstrekuje potrubím a zmes plynu a kvapaliny stúpa cez prstencový priestor. V prvom prípade máme jednoradový výťah kruhového systému a v druhom - jednoradový výťah centrálneho systému. Pri dvojradovom výťahu sa do studne spúšťajú dva rady koncentricky umiestnených rúr. Ak je stlačený plyn nasmerovaný do prstencového priestoru medzi dvoma vetvami rúrok a zmes plynu a kvapaliny stúpa cez vnútorné zdvíhacie potrubia, potom sa takýto zdvih nazýva dvojradový prstencový systém.

Ťažba ropy pomocou čerpadiel

Podľa štatistík je len o niečo viac ako 13 % všetkých vrtov v Rusku prevádzkovaných metódou prietoku a plynového výťahu (hoci tieto vrty produkujú viac ako 30 % všetkej ruskej ropy). Vo všeobecnosti štatistiky o metódach prevádzky vyzerajú takto:

Prevádzka studní so sacími tyčovými čerpadlami

Keď hovoríme o ropnom priemysle, bežný človek má predstavu dvoch strojov – vrtnej súpravy a čerpacieho stroja.

Stručný opis

Obsah

Úvod................................................................. ...........
História rozvoja baníctva od najstarších čias po súčasnosť................................................ ........................
Ťažba ropy a plynu. Fontánové a plynové výťahové metódy ťažby ropy a plynu....................asi
Extrakcia oleja pomocou čerpadiel............
Klasifikácia a zloženie strojov a zariadení na ťažbu ropy a plynu.................................

Khalimov E.M., Khalimov K.E., Geológia ropy a plynu, 2-2007

Rusko je najväčším svetovým producentom a vývozcom ropy a plynu na svetovom trhu. V roku 2006 príjmy z dodávok ropy, ropných produktov a plynu do zahraničia presiahli 160 miliárd USD, čo je viac ako 70 % všetkých príjmov z exportu.

Ropný a plynárenský komplex Ruska, ktorý je základným sektorom hospodárstva krajiny, zabezpečuje viac ako 2/3 celkovej spotreby primárnych energetických zdrojov, 4/5 ich produkcie a slúži ako hlavný zdroj daní a devíz. príjmy pre štát.

Už z vyššie uvedených čísel si možno predstaviť, ako úzko závisí blahobyt krajiny, ktorá sa dlhé roky rozvíja ako surovinová veľmoc, od stavu ropno-plynového komplexu. Zjavná je aj relevancia včasného prijatia komplexných opatrení pre ďalší udržateľný rozvoj odvetvia, ktoré sa vyznačuje vysokou kapitálovou náročnosťou a zotrvačnosťou.

Úspechy a vyhliadky rozvoja ropného a plynárenského komplexu krajiny vo všetkých fázach boli určené kvantitatívnymi a kvalitatívnymi charakteristikami surovinovej základne.

Prvý ropný gejzír, ktorý znamenal začiatok priemyselnej etapy v histórii ruského ropného priemyslu, bol získaný v roku 1866 v Kubani. Ruský ropný priemysel začal nadobúdať moderný vzhľad v 30. a 40. rokoch. XX storočia v súvislosti s objavením a uvedením veľkých polí do prevádzky v regióne Ural-Povolga. Surovinová základňa na ťažbu ropy bola v tomto čase značne rozšírená v dôsledku nárastu objemu geologických prieskumných prác (prieskumné vrty, geofyzikálne metódy prospekcie a prieskumu).

U nás 30.-70. XX storočia boli obdobím vytvorenia silnej surovinovej základne a rozvoja ťažby ropy a plynu. Objav a rozvoj najväčších ropných a plynárenských provincií v regióne Ural-Volga a na západnej Sibíri umožnil ZSSR zaujať prvé miesto na svete z hľadiska objemu preskúmaných zásob a úrovne ročnej produkcie ropy.

Dynamiku vývoja domácej produkcie ropy a plynu v tomto období jednoznačne charakterizujú tieto ukazovatele:
objem preukázaných zásob ropy v krajine za obdobie od roku 1922 (rok znárodnenia ropného priemyslu) do roku 1988 (rok dosiahnutia maxima súčasných preukázaných zásob ropy) vzrástol 3 500-krát;
objem ťažby a prieskumných vrtov vzrástol 112-krát (1928 - 362 tis. m, 1987 - 40 600 tis. m);
produkcia ropy vzrástla 54-krát (1928 - 11,5 milióna ton, 1987 - rok maximálnej produkcie - 624,3 milióna ton).
Počas 72 rokov bolo objavených 2027 ropných polí (1928 - 322, 2000 - 2349).

Plynárenský priemysel sa v Rusku začal rozvíjať začiatkom 30. rokov 20. storočia. XX storočia Viac ako polstoročné zaostávanie za ropným priemyslom však prekonal jeho prudký rozvoj. Už v roku 1960 sa v RSFSR vyrobilo 22,5 miliardy m3 plynu a začiatkom roku 1965 sa v RSFSR rozvíjalo 110 polí s celkovou produkciou 61,3 miliardy m3. Odvetvie výroby plynu v krajine sa začalo obzvlášť rýchlo rozvíjať v rokoch 1970-1980. po objavení a uvedení do prevádzky obrovských plynových polí na severe oblasti Ťumen.

Kvantitatívne úspechy dlhého obdobia rastu domácej ťažby ropy a zemného plynu sú obrovským úspechom socialistického štátu, ktorý zabezpečil úspešný rozvoj ropného a plynárenského komplexu krajiny od polovice do konca dvadsiateho storočia, až do zač. nového storočia.

Začiatkom roku 2005 bolo na území Ruskej federácie objavených 2901 ložísk uhľovodíkových surovín, z toho 2864 na pevnine a 37 na šelfe, z toho 2032 v distribuovanom fonde, z toho 2014 na pevnine a 18 na šelfe.

V Rusku ropu ťaží 177 organizácií vrátane 33 akciových spoločností, ktoré sú súčasťou 13 vertikálne integrovaných spoločností, 75 organizácií a akciových spoločností s ruským kapitálom, 43 uzavretých akciových spoločností, LLC, otvorených akciových spoločností. so zahraničným kapitálom, 6 dcérskych spoločností Gazprom OJSC, 9 akciových spoločností a organizácií Rostopprom, 11 organizácií Ministerstva prírodných zdrojov Ruskej federácie.

Potrubný systém Transneft zabezpečuje prepravu 94 % ropy produkovanej v Rusku. Potrubia spoločnosti prechádzajú územím 53 republík, území, regiónov a autonómnych oblastí Ruskej federácie. V prevádzke je 48,6 tisíc km hlavných ropovodov, 336 ropných čerpacích staníc, 855 ropných nádrží s celkovou kapacitou 12 miliónov m3 a mnohé súvisiace stavby.

Produkciu zemného plynu vo výške 85% celoruskej produkcie realizuje OJSC Gazprom na 78 poliach v rôznych regiónoch Ruskej federácie. Gazprom vlastní 98 % siete na prepravu plynu v krajine. Hlavné plynovody sú zjednotené do Jednotného systému zásobovania plynom (UGSS) s dĺžkou 153 tisíc km a priepustnou kapacitou viac ako 600 miliárd m3. UGSS zahŕňa 263 kompresorových staníc. 179 distribučných organizácií obsluhuje 428 tisíc km plynovodov v krajine a zabezpečuje dodávky plynu do 80 tisíc miest a vidieckych sídiel Ruskej federácie.

Okrem OJSC Gazprom ťažbu plynu v Ruskej federácii vykonávajú nezávislí producenti plynu, ropné a regionálne plynárenské spoločnosti (JSC Norilskgazprom, JSC Kamchatgazprom, JSC Yakutgazprom, JSC Sakhalinneftegaz, LLC Itera Holding a ďalšie, ktoré poskytujú dodávky plynu na územia, ktoré nie sú v spojení s UGSS).

Stav surovinovej základne
Od začiatku 70. rokov. až do politickej krízy na konci 80. rokov. V ZSSR sa objem prieskumných prác pre ropu a plyn neustále zvyšoval. V roku 1988 dosiahol objem vrtného geologického prieskumu maximálne 6,05 milióna m3, čo umožnilo v tomto roku objaviť 97 ropných a 11 plynových polí so zásobami ropy 1186 miliónov ton a zásobami plynu 2000 miliárd m3.

Od polovice 70. rokov. sa začal prirodzený pokles efektívnosti geologického prieskumu spojený jednak s zmenšovaním veľkosti zásob novoobjavených polí a jednak s prístupom do ťažko dostupných oblastí Ďalekého severu. Náklady na prieskum prudko vzrástli. Napriek tomu, že ďalší rozvoj národného hospodárstva krajiny si vyžadoval udržanie vysokých prírastkov zásob a udržanie už dosiahnutej vysokej úrovne ťažby ropy, možnosti zvýšenia vládnych alokácií na tieto účely v tomto období už boli vyčerpané.

Súčasný stav nerastnej surovinovej základne uhľovodíkových surovín je charakterizovaný poklesom súčasných overených zásob ropy a plynu a nízkou mierou ich reprodukcie.

Od roku 1994 je prírastok zásob ropy a zemného plynu podstatne menší ako produkcia týchto nerastov. Objem geologických prieskumných prác nezabezpečuje reprodukciu nerastných surovín ropného a plynárenského priemyslu. Spotreba ropy (prebytok produkcie nad rastom rezerv) v období 1994-2005. predstavoval viac ako 1,1 miliardy ton, plyn - viac ako 2,4 bilióna m3.

Z 2 232 objavených polí ropy, ropy a zemného plynu a ropných a plynových kondenzátov sa rozvíja 1 235. Zásoby ropy a zemného plynu sú obmedzené na územia 37 zakladajúcich celkov Ruskej federácie, ale sústreďujú sa najmä na západnej Sibíri, Ural. - Región Volga a európsky sever. Najvyšší stupeň rozvoja overených zásob je v regiónoch Ural (85 %), Volga (92 %), Severný Kaukaz (89 %) a región Sachalin (95 %).

Štruktúra zvyškových zásob ropy v krajine ako celku je charakteristická tým, že súčasná ťažba ropy (77%) je zabezpečená výberom takzvaných aktívnych zásob z veľkých polí, ktorých zásoba je 8-10 rokov. Zároveň sa podiel ťažko obnoviteľných zásob v Rusku ako celku neustále zvyšuje a pre hlavné ropné spoločnosti sa pohybuje od 30 do 65 %.

Všetky veľké a najväčšie ropné polia (179), ktoré tvoria 3/4 súčasnej ťažby ropy v krajine, sa vyznačujú výrazným vyčerpaním zásob a vysokým úbytkom vody vyrábaných produktov.

V Rusku bolo objavených 786 ložísk zemného plynu, z toho 338 je zapojených do rozvoja s overenými zásobami 20,8 bilióna m3, čo predstavuje 44,1 % všetkých ruských zásob.

Západosibírska provincia obsahuje 78 % všetkých preukázaných zásob plynu v Rusku (37,1 bilióna m3), vrátane 75 % obsiahnutých v 21 veľkých ložiskách. Najväčšie voľné ložiská plynu sú Urengoyskoye a Yamburgskoye ropné a plynové kondenzačné polia s počiatočnými zásobami plynu 10,2 a 6,1 bilióna m3, ako aj Bovanenkovskoje (4,4 bilióna m3), Shtokmanovskoye (3,7 bilióna m3), Zapolyarno3. ), Medvezhye (2,3 bilióna m3) atď.

Produkcia ropy
V roku 1974 Rusko ako súčasť ZSSR zaujalo prvé miesto na svete z hľadiska produkcie ropy a kondenzátu. Produkcia rástla ďalších 13 rokov a v roku 1987 dosiahla maximum 569,5 milióna ton.Počas krízy 90. rokov. ťažba ropy sa znížila na úroveň 298,3 mil. ton (1996) (obr. 1).

Ryža. 1. PRODUKCIA ROPY S PLYNOVÝM KONDENZÁTOM V ZSSR A RF A PREDPOVEĎ do roku 2020

1 – ZSSR (aktuálny); 2 – Ruská federácia (aktuálna); 3 – očakávané; 4 – k „Energetickej stratégii...“ „Hlavné ustanovenia Energetickej stratégie...“ schválila vláda Ruskej federácie (zápisnica č. 39 z 23. novembra 2000).

S návratom Ruska na cestu trhovej ekonomiky sa rozvoj ropného a plynárenského komplexu začal riadiť zákonmi trhu. Priaznivé podmienky na svetových trhoch a rastúce ceny ropy na prelome rokov 1990 – 2000 naplno využili ruské ropné spoločnosti na zintenzívnenie ťažby z existujúcich zásob vrtov. V období 1999-2006. ročná produkcia ropy vzrástla 1,6-krát (o 180 miliónov ton), čo vysoko prekonalo najoptimistickejší scenár štátnej „Energetickej stratégie...“. Objemy ťažby ropy na väčšine polí prekračovali konštrukčné ciele optimalizované na dlhé obdobie.

Negatívne dôsledky intenzívnej selekcie a následného rýchleho poklesu produkcie s nimi spojeného si nenechali vyžiadať daň. Ročný nárast produkcie ropy po dosiahnutí maxima v roku 2003 (41 miliónov ton – miera 9,8 %) začal klesať. V roku 2006 sa tempo rastu produkcie znížilo 4-krát (2,2 %) (pozri obr. 1).

Analýza stavu surovinovej základne na ťažbu ropy, súčasná situácia s reprodukciou zásob ropy a štruktúra zásob rozvinutých polí nám umožňuje konštatovať, že ťažba ropy v Rusku prirodzene vstúpila do kritickej fázy dynamiky, keď je rastúca/stabilná produkcia ropy nahradená klesajúcou trajektóriou. Takáto zmena nevyhnutne prichádza po intenzívnom využívaní neobnoviteľných zásob. S poklesom ťažby ropy treba počítať aj napriek možnému pokračujúcemu rastu cien ropy, pretože z objektívnych príčin dochádza k vyčerpaniu neobnoviteľných aktívnych zásob, ktoré sa rozvíjajú nezadržateľne.

Dôležitou podmienkou, ktorá znižuje riziká negatívnych dôsledkov z rýchleho poklesu produkcie a zabezpečuje trvalo udržateľný rozvoj každého ťažobného priemyslu, je včasné doplnenie a rozšírenie výrobných kapacít. Pohoda a trvalo udržateľný rozvoj ropného priemyslu závisia najmä od stavu prevádzkových zásob vrtov a dynamiky rozvoja zásob existujúcimi vrtmi. Do začiatku roka 2006 dosiahol prevádzkový stav ťažobných vrtov v ropnom priemysle 152 612, čo je o 3 079 vrtov menej ako pred rokom. Zníženie prevádzkového fondu a významný podiel neprevádzkového fondu v ňom (20 %) nemožno považovať za uspokojivé ukazovatele. Bohužiaľ, priemysel za posledných 10 rokov charakterizovala celkovo neuspokojivá práca na spúšťaní nových výrobných kapacít (uvádzanie nových polí a nových zásob, ťažobných vrtov) a udržiavaní zásob v prevádzkyschopnom stave. Ku koncu roku 1993 bol prevádzkový stav 147 049 vrtov a počet prevádzkových vrtov 127 050. Za 12 rokov sa tak produkčná kapacita zásob odvetvia nielen nezvýšila, ale dokonca znížila.

Za posledných 6 rokov ropné spoločnosti zvýšili ročnú produkciu ropy o 180 miliónov ton najmä zintenzívnením produkcie z existujúcich zásob vrtov. Medzi metódami intenzifikácie sa rozšírilo hydraulické štiepenie. Ruské spoločnosti prekonali Spojené štáty v rozsahu aplikácie tejto metódy. Na jeden aktívny vrt sa v Rusku vykoná v priemere 0,05 operácií v porovnaní s 0,03 v USA.
„Hlavné ustanovenia Energetickej stratégie...“ boli schválené vládou Ruskej federácie (zápisnica č. 39 z 23. novembra 2000).

V podmienkach aktívneho „vyžierania“ neobnoviteľných zásob ropy, neadekvátneho nárastu počtu ťažobných vrtov a agresívneho využívania existujúcich zásob sa čoraz viac prejavuje tendencia k ďalšiemu poklesu ťažby ropy. Na konci roka 2006 zaznamenalo 5 z 11 vertikálne integrovaných spoločností pokles ročnej produkcie ropy, vrátane TNK-BP, Gazprom Neft a Bashneft. Očakáva sa, že v nasledujúcich 2 rokoch (2007-2008) bude pokračovať existujúci klesajúci trend ťažby ropy v Rusku ako celku. Až v roku 2009 bude možné vďaka uvedeniu do prevádzky polí Vankorskoye, Talakanovskoye a Verchnechonskoye vo východnej Sibíri zvýšiť produkciu ropy.

Výroba plynu
Plynárenský priemysel sa v Rusku začal rozvíjať začiatkom 30. rokov 20. storočia. XX storočia V roku 1930 sa vyrobilo 520 miliónov m3. Počas najťažšieho obdobia vojny (1942) bolo uvedené do prevádzky pole Elshanskoye v Saratovskej oblasti.

V rokoch 1950-1960 Na území Stavropolu a Krasnodaru bolo objavené veľké množstvo plynových polí (North-Stavropol, Kanevskoye, Leningradskoye atď.), ktorých rozvoj zabezpečil ďalší rast produkcie zemného plynu (obr. 2). Veľký praktický význam pre rozvoj plynárenského priemyslu malo objavenie poľa plynového kondenzátu Vuktylskoye v roku 1964 a poľa plynového kondenzátu Orenburg v roku 1966. Výrobná a surovinová základňa európskej časti krajiny sa ďalej rozvíjala objavením astrachánskeho ropného a plynového kondenzátového poľa v roku 1976 a jeho rozvojom.

Ryža. 2. PRODUKCIA PLYNU V ZSSR A RF A PROGNÓZA DO ROKU 2020

1 – ZSSR (aktuálny); 2 – Ruská federácia (aktuálna); 3 – na tému „Energetická stratégia...“

Začiatkom roku 1960 bola na severe Ťumenskej oblasti objavená jedinečná provincia na svete s obrovskými ložiskami: Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye atď. Uvedenie plynu z týchto a iných polí do prevádzky umožnilo výrazne zvýšiť produkciu na 450-500 miliárd m3 v rokoch 1975-1985

Po dosiahnutí vrcholu 815 miliárd m3 v roku 1990 (v ZSSR vrátane RSFSR - 740 miliárd m3) sa objem produkcie plynu v Rusku znížil na 570 miliárd m3. Za posledných 6 rokov sa produkcia udržala v rozsahu 567-600 miliárd m3, čo je pod úrovňou stanovenou v minimálnej verzii „Energetickej stratégie...“. Oneskorenie je spôsobené tým, že OAO Gazprom nerealizoval program rozvoja nových plynových polí na polostrove Jamal.

Na rozdiel od predchádzajúceho obdobia rýchleho rastu produkcie v rokoch 1991-2005. je typické, že rast ročnej produkcie plynu vyprodukovaného spoločnosťou OAO Gazprom je pozastavený. Je to dané špecifickým charakterom vyraďovania výrobných kapacít na vysoko produktívnych poliach intenzívne rozvíjaných v prírodných podmienkach v podmienkach riedkej siete ťažobných vrtov. K vyraďovaniu výrobnej kapacity v dôsledku ťažby plynu a poklesu tlaku v zásobníku dochádza priebežne v priebehu času. Nové ťažobné vrty sú zároveň napojené na zberné siete až po dokončení výstavby nových integrovaných jednotiek na úpravu plynu (CGTU), kompresorových staníc (CS) a posilňovacích kompresorových staníc (BCS), čo sú jednotné kapitálové štruktúry, ktoré sa ťažko stavajú. V rokoch 2000-2005 počet týchto zariadení uvádzaných do prevádzky v priemere za rok bol: UKPG-3, BCS-4, KS-5.

V roku 2006 bolo 86% objemu celoruského plynu produkovaných OJSC Gazprom, v ktorom hlavnú produkciu zabezpečujú tri najväčšie polia na severe západnej Sibíri (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye). Tieto polia sa intenzívne rozvíjali 15-25 rokov v prirodzenom režime bez udržiavania tlaku v zásobníku, čím sa zabezpečilo až 80% celoruskej produkcie plynu. V dôsledku intenzívnej ťažby sa tlak v nádrži v nich znížil a produkcia (vyčerpanie zásob) cenomanských ložísk suchého plynu dosiahla 66% v Urengoy, 55% v Yamburgu a 77% v Medvezhye. Ročný pokles ťažby plynu v týchto troch ložiskách teraz nastáva rýchlosťou 8 – 10 % ročne (25 – 20 miliárd m3).

Na kompenzáciu poklesu ťažby plynu bolo v roku 2001 uvedené do prevádzky najväčšie ropné a plynové kondenzačné pole Zapolyarnoje. Už v roku 2006 sa z tohto poľa vyrobilo 100 miliárd m3 plynu. Ťažba z tohto poľa však nestačí na kompenzáciu poklesu ťažby ropy z podložných vyčerpaných polí.

Od začiatku roku 2006 začala spoločnosť OAO Gazprom vykazovať známky súčasného poklesu objemu produkcie zemného plynu. Denná produkcia plynu od februára do júla 2006 klesla z 1649,9 na 1361,7 milióna m3/deň. To viedlo k poklesu dennej produkcie plynu v Rusku ako celku z roku 1966,8 na 1609,6 milióna m3.

Záverečnú fázu vývoja cenomanských ložísk základných polí západnej Sibíri charakterizuje nízky tlak v nádrži a pokles produkcie. Podmienky prevádzky ložísk sa výrazne komplikujú. Ďalší vývoj je možný s:
efektívna prevádzka studní v podmienkach ich zavlažovania a zničenia zóny dna;
extrakcia plynu zachyteného vniknutou vodou z formácie;
rozšírenie výroby a zvýšenie objemu výroby nízkotlakového plynu;
spracovanie uhľovodíkov v teréne pri nízkych vstupných tlakoch (< 1 МПа).

Okrem toho je potrebné vytvorenie vysoko účinných zariadení na stláčanie nízkotlakového plynu, ako aj vývoj technológií a zariadení na spracovanie nízkotlakového plynu priamo v teréne.

Vyriešenie problému využívania nízkotlakového plynu zabezpečí efektívny dodatočný rozvoj najväčších svetových ložísk plynu, ktoré sa nachádzajú vo vysokých severných zemepisných šírkach a v značnej vzdialenosti od centier spotreby zemného plynu.

Najdôležitejšou podmienkou zabezpečenia zaručeného trvalo udržateľného rozvoja plynárenstva v období posudzovanom štátnou „Energetickou stratégiou...“ je urýchlené spúšťanie nových polí a zásob zemného plynu.

Plány OJSC Gazprom zahŕňajú zvýšenie úrovne produkcie plynu do roku 2010 na 550-560 miliárd m3, v roku 2020 - na 580-590 miliárd m3 (pozri obr. 2), do roku 2030 - na 610-630 miliárd m3. Očakáva sa, že plánovaná úroveň ťažby plynu do roku 2010 sa dosiahne prostredníctvom existujúcich a nových ložísk v regióne Nadym-Pur-Taz: Južno-Russkoye, spodnokriedové ložiská Zapolyarny a Pestsovoy, Achimovské ložiská Urengoyskoye. Realita a ekonomická realizovateľnosť sú určené blízkosťou existujúcej infraštruktúry na prepravu plynu.

Po roku 2010 sa plánuje začať s rozvojom polí na polostrove Jamal, šelfe arktických morí, vo vodách zálivov Ob a Taz, vo východnej Sibíri a na Ďalekom východe.

OJSC Gazprom sa v decembri 2006 rozhodla uviesť do rozvoja polia plynového kondenzátu Bovanenkovskoje (2011), Shtokmanovskoje (2013) a Kharasaveyskoje (2014).

Záver
Ťažba ropy a plynu sa v súčasnej fáze vyvíja podľa scenárov, ktoré sa líšia od vládnej „Energetickej stratégie...“. Ročná úroveň produkcie ropy výrazne prekračuje maximálny scenár a produkcia plynu sa prakticky nezvýšila už 10 rokov. Pozorované odchýlky od „stratégie“ sú spojené jednak s mylnosťou myšlienky, ktorá sa sústreďuje na uzavreté ekonomické hranice a sebestačnosť krajiny, ako aj s podceňovaním závislosti národného hospodárstva od globálnych procesov, napr. v cenách ropy. Prevládajúcim dôvodom nerealizácie strategického programu je však slabnúca úloha štátu pri regulácii a riadení energetického sektora ekonomiky.

Vo svetle udalostí a zmien, ktoré nastali za posledných 10 rokov v štruktúre a kvantitatívnych charakteristikách surovinovej základne ťažby ropy a plynu, stavu ťažobných kapacít, súčasných podmienok ťažby ropy vo vyspelých oblastiach, prevádzkových a v rámci výstavby diaľkových ropovodov a plynovodov sú zo strednodobého a dlhodobého hľadiska naliehavo potrebné úpravy „Energetickej stratégie...“. Vypracovanie takejto stratégie umožní posúdiť reálne možnosti ťažby ropy a plynu na základe technicko-ekonomických cielených charakteristík preskúmaných vyťažiteľných zásob a vznikajúcich nových skutočností v krajine a vo svete.

Zásadne dôležitou okolnosťou, ktorá rozhoduje o ďalšom úspešnom rozvoji ťažby ropy a zemného plynu v Rusku, je potreba rozvoja rozsiahlych, zložitých a nákladných nových projektov ropy a zemného plynu charakterizovaných neprístupnými extrémnymi bansko-geologickými a prírodno-geografickými podmienkami (polia na tzv. polostrov Yamal, šelf arktických morí, vodné plochy zálivov Ob a Taz, vo východnej Sibíri a na Ďalekom východe). Globálne projekty v oblasti ropy a zemného plynu si vyžadujú obrovské náklady na ich rozvoj, rozsiahlu spoluprácu a konsolidáciu síl a zdrojov, zásadne nové technológie na všetkých úrovniach výroby a nové modely strojov a zariadení.

Z hľadiska zložitosti riešenia technických, organizačných, finančných problémov a náročnosti prác sú tieto projekty porovnateľné s vesmírnymi programami. Svedčia o tom skúsenosti z prvých pokusov o vývoj unikátnych ropných a plynárenských zariadení (na polostrove Jamal, Sachaline, východnej Sibíri atď.). Ich rozvoj si vyžiadal obrovské materiálne a finančné zdroje a nové netradičné formy organizácie práce, koncentráciu úsilia, výrobného a intelektuálneho potenciálu nielen domácich, ale aj popredných svetových nadnárodných korporácií. Rozvoju začatej práce bránia existujúce pravidlá a predpisy, ktoré sa líšia od modernej svetovej praxe.

Možnosť realizácie rozsiahlych unikátnych projektov ropy a zemného plynu, ešte viac ako pri tradičných objektoch, závisí od stimulujúceho legislatívneho a regulačného rámca pre využívanie podložia (zákon „o podloží“), od veľkosti diferencovaných platieb nájomného a daní z nerastných surovín. extrakcia.

Prekonanie právnych prekážok ďalšieho rozvoja ťažby ropy a zemného plynu je dôležitou podmienkou realizácie štátom deklarovaných ambicióznych plánov zaručujúcich vlastnú a regionálnu energetickú bezpečnosť.

Literatúra
1. Federálny adresár. Palivový a energetický komplex Ruska. – M.: Rodina-Pro, 2003.
2. Khalimov E.M. Rozvoj ropných polí v trhových podmienkach. – Petrohrad: Nedra, 2005.

KATEGÓRIE

POPULÁRNE ČLÁNKY

	Je možné vyrobiť hlohový džem?
	Recepty na lahodný a zdravý hlohový džem
	Domáci tvarohový kefír
	Špachtľa pečená v rúre alebo pomalom sporáku v horčicovej omáčke
	Ako variť thajské mäso doma, recept s fotografiou

2023 „kingad.ru“ - ultrazvukové vyšetrenie ľudských orgánov