Rusko je svetovým lídrom v produkcii ropy a plynu (nová etapa rozvoja) – iv_g. Hlavná ponuka Prejsť 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 nádrží je zrejme jednou z najstarších metód jej ťažby. Používala sa v Médii, Asýrsko-Babylonii a Sýrii pred naším letopočtom, na Sicílii v 1. storočí nášho letopočtu atď. V Rusku ťažba ropy zberom z hladiny rieky Ukhta v roku 1745 organizuje F.S. Pryadunov. V roku 1868 sa v Kokand Khanate zbierala ropa v priekopách, čím sa vytvorila priehrada 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 napusteného olejom, s cieľom jeho ťažby, po prvý raz opísal taliansky vedec F. Ariosto v 15. storočí: pri Modene v Taliansku sa zeminy obsahujúce ropu drvili a zahrievali v kotloch; potom sa dali do vriec a lisovali lisom. V roku 1819 sa vo Francúzsku banskou metódou vyvinuli ropunosné vápencové a pieskovcové vrstvy. Vyťažená hornina sa umiestnila do kade naplnenej horúcou vodou. Za stáleho miešania vyplával na povrch vody olej, ktorý sa zachytával naberačkou. V rokoch 1833-1845. piesok nasiaknutý ropou sa ťažil na brehoch Azovského mora. Potom sa ukladal do jám so šikmým dnom a zalial vodou. Olej vyplavený z piesku sa zbieral z povrchu vody s trsmi trávy.

Ťažba ropy z jám a studní známy aj z dávnych čias. V Kissii - starovekom regióne medzi Asýriou a Médiou - v 5. stor. BC. olej sa extrahoval pomocou kožených vedier – mechov.

Na Ukrajine sa prvé zmienky o ťažbe ropy datujú na začiatok 15. storočia. Aby to urobili, vykopali diery hlboké 1,5-2 m, kde spolu s vodou unikal olej. Potom sa zmes zbierala do sudov, uzavretých zospodu 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 ťažila z vrtov s hĺbkou asi 30 m.

Od staroveku sa na Kerčskom a Tamanskom polostrove získavala ropa pomocou tyče, ku ktorej sa priväzovala plsť alebo zväzok vyrobený z vlasov konského chvosta. Spustili sa do studne a potom sa olej vytlačil do pripravených jedál.

Na Absheronskom polostrove je ťažba ropy z vrtov známa už od 13. storočia. AD Pri ich stavbe sa najskôr odtrhol otvor ako obrátený (obrátený) kužeľ až k samotnému ložisku ropy. Potom boli na bokoch jamy vyrobené rímsy: s priemernou hĺbkou ponorenia kužeľa 9,5 m, najmenej sedem. Priemerné množstvo zeminy vykopanej pri kopaní takejto studne bolo asi 3100 m 3, potom sa steny studní od samého dna až po povrch upevnili dreveným rámom alebo doskami.V spodných korunách boli urobené otvory pre prietok hl. oleja. Naberalo sa zo studní s mechami, ktoré sa dvíhali ručným golierom alebo pomocou koňa.

Vo svojej správe o ceste na Apsheronský polostrov v roku 1735 Dr. I. Lerkhe napísal: „...V Balakhani bolo 52 ropných vrtov hlbokých 20 siah (1 siah - 2,1 m), 500 ropných vrtov...“ (1 batman 8,5 kg). Podľa akademika S.G. Amelina (1771), hĺbka ropných vrtov v Balakhany dosiahla 40-50 m a priemer alebo strana štvorca 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 boli pred vodou chránené škatuľou s pevne zrazenými doskami. Ropa sa z nich ťaží dlhé roky. V roku 1825 boli počas búrky studne rozbité a zaplavené vodami Kaspického mora.

Pri studničnej metóde sa technika ťažby ropy v priebehu storočí nezmenila. Ale už v roku 1835 úradník banského oddelenia Fallendorf na Taman prvýkrát použil čerpadlo na čerpanie ropy cez znížené drevené potrubie. Množstvo technických vylepšení sa spája s menom banského inžiniera N.I. Voskoboinikov. Na zníženie množstva výkopov navrhol vybudovať ropné vrty vo forme šachty a v rokoch 1836-1837. vykonal rekonštrukciu celého systému skladovania a distribúcie ropy v Baku a Balakhani.No jedným z hlavných počinov jeho života bolo vyvŕtanie prvého ropného vrtu na svete v r. 1848.

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

Počas prevádzky vrtov sa producenti ropy snažili previesť ich do prúdiaceho režimu, pretože. bol to najjednoduchší spôsob, ako to získať. Prvý silný vyvierač ropy v Balakhany vybuchol v roku 1873 v lokalite Khalafi. V roku 1887 sa 42 % ropy v Baku vyrábalo fontánovou metódou.

Nútená ťažba ropy z vrtov viedla k rýchlemu vyčerpaniu ropných vrstiev susediacich s ich vrtom a zvyšok (väčšina) zostal v útrobách. Okrem toho v dôsledku nedostatku dostatočného počtu skladovacích zariadení došlo už na zemskom povrchu k značným stratám ropy. Takže v roku 1887 sa fontánami vyhodilo 1088 tisíc ton ropy a vyzbieralo sa len 608 tisíc ton.Na plochách okolo fontán sa vytvorili rozsiahle ropné jazerá, kde sa vyparovaním strácali najcennejšie frakcie. Samotný zvetraný olej sa stal nevhodným na spracovanie a vyhorel. Stagnujúce ropné jazerá horeli mnoho dní po sebe.

Ťažba ropy z vrtov, ktorých tlak nestačil na prúdenie, sa uskutočňovala pomocou valcových vedier s dĺžkou až 6 m. V ich dne bol usporiadaný ventil, ktorý sa otvára pri pohybe vedra dole a zatvára sa pod ťarchou odoberanej tekutiny. keď tlak vedra stúpa. Metóda ťažby ropy pomocou bailerov bola tzv tartan,V V roku 1913 sa s jeho pomocou vyrobilo 95 % všetkej ropy.

Inžinierske myslenie však nestálo na mieste. V 70. rokoch 19. stor. V.G. navrhol Shukhov kompresorová metóda ťažby 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 využitie zemného plynu získaného zo studní a studní. V roku 1902 bol vyvŕtaný prvý vrt v Surakhani pri Baku, ktorý produkoval priemyselný plyn z hĺbky 207 m.

Vo vývoji ropného priemyslu Existuje päť hlavných fáz:

I. etapa (do 1917) - predrevolučné obdobie;

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

Etapa III (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 (XVI. 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 nasledujúcich 150 rokoch.

Ďalším významným regiónom produkujúcim ropu v predrevolučnom Rusku bol Turkménsko. Zistilo sa, že čierne zlato sa v oblasti Nebit-Dag ťažilo už asi pred 800 rokmi. V roku 1765 asi. Cheleken, bolo tam 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 asi z. Chelekenov je viac ako z Baku, hoci práve polostrov Absheron bol predmetom zvýšenej pozornosti vlastníkov ropy.

Začiatok rozvoja ropného priemyslu v Rusku je 1848,

V roku 1957 sa Ruská federácia podieľala na ťažbe ropy viac ako 70 % a Tataria sa v ťažbe ropy umiestnila na vrchole krajiny.

Hlavnou udalosťou tohto obdobia bolo objavenie a rozvoj najbohatších ropných polí na západnej Sibíri. Ešte v roku 1932 akademik I.M. Gubkin vyjadril myšlienku potreby začať systematické hľadanie ropy na východnom svahu Uralu. Najprv sa zhromaždili informácie o pozorovaniach prírodných ropných priesakov (rieky Bolshoi Yugan, Belaya atď.). V roku 1935 Začali tu pracovať geologické prieskumné skupiny, ktoré potvrdili prítomnosť odkryvov ropných látok. Nešlo však o žiadnu „veľkú ropu“. Prieskumné práce pokračovali do roku 1943 a potom boli obnovené v roku 1948. Až v roku 1960 bolo objavené ropné pole Šaimskoje, po ňom Megionskoje, Usť-Balykskoje, Surgutskoje, Samotlorskoje, Varyeganskoje, Lyantorskoje, Kholmogorskoje a iné. Začiatok priemyselnej ťažby ropy na západnej Sibíri sa považuje rok 1965, kedy sa ho vyrobilo okolo 1 milióna 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 Zhetybay v západnom Kazachstane (polostrov Mangyshlak) získané prvé ropné fontány. Ich priemyselný rozvoj sa začal v roku 1965. Len z týchto dvoch polí vyťažiteľné zásoby ropy predstavovali niekoľko stoviek miliónov ton. Problém bol v tom, že oleje Mangyshlak sú 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 sa zdvihol a dosiahol 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 v regiónoch je veľmi vysoká. Na severnom Kaukaze sa na vývoji podieľa 91,0 % preskúmaných zásob ropy 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 sa znížil v dôsledku novoobjavených polí. V dôsledku prudkého poklesu financií prieskumné organizácie obmedzili rozsah geofyzikálnych prác a prieskumných vrtov. To viedlo k zníženiu počtu novoobjavených ložísk. Ak teda v rokoch 1986-90. zásoby ropy v novoobjavených poliach predstavovali 10,8 milióna ton, potom v rokoch 1991-95. - len 3,8 milióna ton.

Po tretie, vodný rez produkovaného oleja je vysoký.. To znamená, že pri rovnakých nákladoch a objemoch produkcie formačnej tekutiny sa samotného oleja vyrába čoraz menej.

Po štvrté, náklady na reštrukturalizáciu. V dôsledku rozpadu starého ekonomického mechanizmu sa odstránilo rigidné centralizované riadenie odvetvia a stále sa vytvára nové. Výsledná nerovnováha cien ropy na jednej strane a zariadení a materiálov na druhej strane sťažila vybavenie polí technickými zariadeniami. Je to však potrebné práve teraz, keď väčšina zariadení doslúžila a mnohé oblasti si vyžadujú prechod od plynulého spôsobu výroby k čerpaniu.

Napokon, v minulých rokoch došlo k mnohým chybným výpočtom. V 70. rokoch sa teda verilo, že zásoby ropy sú u nás nevyčerpateľné. V súlade s tým sa nekládol dôraz na rozvoj vlastných druhov priemyselnej výroby, ale na nákup hotových priemyselných tovarov v zahraničí za menu získanú z predaja ropy. Na udržanie zdania blahobytu v sovietskej spoločnosti boli vynaložené obrovské finančné prostriedky. Ropný priemysel bol financovaný na minimum.

Na Sachalinskej polici ešte v 70-80 rokoch. boli objavené veľké ložiská, ktoré ešte neboli uvedené do prevádzky. Medzitým majú zaručený obrovský predajný 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 reštrukturalizácia ruského ropného priemyslu: podľa vzoru západných krajín začali vytvárať vertikálne integrované ropné spoločnosti, ktoré kontrolujú ťažbu a spracovanie ropy, ako aj distribúciu ropných produktov z nej získaných.

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

Myachina Ksenia Viktorovna Geoekologické dôsledky ťažby ropy a plynu v Orenburg Cis-Ural: 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 environmentálna udržateľnosť krajiny v Orenburg Cis-Ural 32

1.7.1. Prístupy k definícii udržateľnosti 32

1.7.2. Zoradenie skúmanej oblasti podľa stupňa potenciálnej environmentálnej udržateľnosti 36

Kapitola 2. Materiály a metódy výskumu 38

Kapitola 3 Charakteristika ropného a plynového komplexu 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 výrobných a dopravných zariadení 56 uhľovodíkových surovín

Kapitola 4 Vplyv ropných a plynárenských zariadení na životné prostredie 70

4.1. Hlavné typy a zdroje vplyvu 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 Cis-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

STRONG 122 ťažba ropy a plynu

6.1. Ochrana krajiny v ropných a plynových poliach Ruska a Orenburgského Uralu 122

6.2. Problém interakcie zariadení ropných polí s jedinečnými prírodnými objektmi (na príklade borovicového lesa Buzuluk) 127

6.3. Hlavné smery optimalizácie krajiny v Orenburg Cis-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 zaujíma jedno z prvých miest z hľadiska potenciálu zdrojov ropy a zemného plynu. Začiatkom roku 2004 bolo v regióne objavených 203 ložísk uhľovodíkov, z toho 157 je v prieskume a vývoji, 41 v ochranných a štátnych rezerváciách, 5 ložísk nie je evidovaných pre malé zásoby (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.

Ropný a plynárenský priemysel v regióne Orenburg má v regionálnom hospodárstve prevládajúci význam. Zariadenia na ťažbu ropy a plynu majú zároveň rôznorodý a rastúci vplyv na prírodné komplexy a sú jednou z hlavných príčin nerovnováhy životného prostredia v regiónoch. Na územiach ropných a plynových polí sa prírodná krajina zmenila na prírodno-technogénne komplexy, v ktorých dochádza k hlbokým, často nezvratným zmenám. Dôvodom týchto zmien je znečistenie prírodného prostredia v dôsledku únikov ropy a medzivrstvových vôd, emisie plynov obsahujúcich sírovodík do atmosféry, vplyv ťažby ropy a plynu na geologické prostredie pri vŕtaní vrtov, súvisiace zemné práce, výstavba a montáž, kladenie prác, pohyb dopravných a stavebných zariadení.

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

Systém prepravy ropy a plynu v regióne Orenburg sa začal vytvárať v 40. rokoch 20. storočia. Väčšinu potrubného systému, kmeňového aj poľného, je potrebné zrekonštruovať z dôvodu

5 vysoký stupeň poškodenia a nesúlad s existujúcimi environmentálnymi a technologickými požiadavkami a v dôsledku toho vysoké percento núdzových poryvov.

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

Ciele a ciele štúdie. Cieľom práce je geoekologické posúdenie vplyvu ropných a plynárenských zariadení na prírodné prostredie Orenburgských cisurálov.

Aby sme tento cieľ dosiahli, rozhodli sme sa nasledujúce úlohy:

Analýza súčasného stavu, štruktúry ubytovania a
trendy v ďalšom rozvoji ropného a plynárenského komplexu
región;

Identifikujú sa hlavné faktory a geoekologické dôsledky
technogénne zmeny a poruchy krajiny na území
ropné a plynové polia;

Diferenciácia územia orenburského Cis-Uralu podľa
úrovne technogénnej transformácie krajiny na základe systému
identifikácie a zovšeobecnenia hlavných ukazovateľov charakterizujúcich stupeň
technogénne zaťaženie;

„- na základe vykonanej diferenciácie bola vypracovaná schéma geoekologického zónovania skúmaného územia s prihliadnutím na potenciálnu environmentálnu udržateľnosť prírodných komplexov na technogénny vplyv;

na základe modernej národnej a regionálnej environmentálnej politiky a praxe ropných a plynárenských podnikov boli vypracované základné smery pre optimalizáciu manažmentu prírody a environmentálnych aktivít.

Predmet štúdia sú prírodné komplexy Orenburg Cis-Ural, ktoré sú pod vplyvom zariadení na ťažbu ropy a plynu.

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

Na obranu sa predkladajú tieto hlavné ustanovenia:

dlhodobý a rozsiahly rozvoj ropných a plynových polí viedol k rôznym narušeniam krajinných zložiek v Orenburg Cis-Ural a viedol k vytvoreniu prírodno-technogénnych komplexov, ktoré zmenili prírodno-krajinnú štruktúru územia;

bodovanie diagnostických ukazovateľov technogénneho vplyvu na oblasti a hodnotiaca stupnica úrovní technogénnej transformácie krajiny vytvorená na jej základe umožňuje rozlíšiť 6 skupín regiónov Orenburg Cis-Ural, ktoré sa líšia úrovňami technogénnej transformácie prírodných komplexov ;

kategórie geoekologického napätia sú integrálnym indikátorom narušenej rovnováhy zložiek životného prostredia v oblastiach ťažby ropy a plynu a závisia nielen od rozsahu a hĺbky vplyvu ropných a plynových polí, ale aj od ekologickej stability krajiny na úrovni regionálnych a typologických jednotiek. Bola vyvinutá schéma zónovania územia Orenburg Cis-Ural podľa kategórií geoekologického napätia.

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

ropných a plynových poliach na prírodnom prostredí. Vedecká novinka

Prvýkrát je v práci uvedený rozbor súčasnej geoekologickej situácie.
na území Orenburgského Uralu v súvislosti s intenzívnym prieskumom a
rozvoj uhľovodíkových ložísk;

Prvýkrát pre územie Orenburg Ural použitý
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 ekologickej katastrofy a oblasťami zníženej poľnohospodárskej produktivity;

Na základe existujúcich schém prírodných a agroklimatických
oblasti navrhli schému potenciálnej prírodnej udržateľnosti
krajiny Orenburgského Uralu;

študované územie bolo diferencované podľa úrovní technogénnej premeny krajiny a boli zavedené kategórie geoekologického napätia, odrážajúce geoekologický stav identifikovaných území.

Praktický význam diela je určená identifikáciou významnej negatívnej úlohy ťažby ropy a plynu ako zdroja špecifického vplyvu na zložky krajiny Orenburg Cis-Ural. Výsledkom výskumu boli získané informácie o stave prírodných komplexov a ich hlavných vzorcoch

8 zmeny na územiach ropných polí. Navrhované prístupy sú sľubné na určenie úrovne technogénnej transformácie krajiny ovplyvnenej ťažbou ropy a plynu v rôznych regiónoch. Zistené znaky stavu prírodných komplexov poskytnú diferencovaný prístup k vypracovaniu opatrení na ich optimalizáciu a ochranu v procese ďalšieho manažmentu prírody.

Použitie výsledkov výskumu je potvrdené zákonmi o
implementáciu Výborom pre ochranu životného prostredia a prírodných zdrojov
Región Orenburg pri plánovaní a organizovaní podujatí pre
environmentálne aktivity. Vytvorená informačná základňa
bol použitý aj na vedecké štúdie JSC

OrenburgNIPIneft.

Osobný príspevok žiadateľa spočíva: v priamej účasti autora na terénnych krajinných a geoekologických štúdiách; analýza a systematizácia literárnych a akciových údajov; vývoj hodnotiacej stupnice pre technogénnu transformáciu prírodných komplexov; zdôvodnenie schémy potenciálnej prirodzenej stability krajiny skúmaného územia.

Schválenie práce a publikácie.

O hlavných ustanoveniach dizertačnej práce autor referoval na vedeckých a praktických konferenciách, sympóziách a školských seminároch rôznych úrovní: 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 cesty Ruska k trvalo udržateľnému rozvoju“ (Krasnojarsk, 2003); Druhá medzinárodná vedecká konferencia "Biotechnológie - 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 o vedách o Zemi (Novosibirsk, 2004). Na základe výsledkov práce autor získal grant pre mládež od Uralskej pobočky Ruskej akadémie vied. V roku 2005 sa autor stal víťazom súťaže vedeckých prác mladých vedcov a odborníkov regiónu Orenburg za prácu „Ekologické a geografické členenie ropného a plynárenského územia regiónu Orenburg“.

K téme dizertačnej práce bolo publikovaných 15 príspevkov. Rozsah a štruktúra práce. Dizertačná práca pozostáva z úvodu, 6 kapitol, záveru, zoznamu použitej literatúry a 1 fotografické aplikácie. Celkový objem práce -170 vrátane stránok 12 kresby a 12 tabuľky. Referencie 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 ako voda a horniny, preto sa vytláčajú z materských hornín, v ktorých vznikli, a posúvajú sa po puklinách a vrstvách poréznych hornín, ako sú pieskovce, zlepence, vápence. Keď na svojej ceste natrafia na horizonty hustých nepriepustných hornín, ako sú íly alebo bridlice, tieto minerály sa pod nimi hromadia a vyplňujú všetky póry, trhliny, dutiny.

Komerčné ložiská ropy a zemného plynu objavené v regióne sú zvyčajne obmedzené na vlnobitia a izometrické alebo lineárne pretiahnuté štrukturálne zóny (Tatarský oblúk, Muchanovo-Erokhov žľab, Sol-Iletsk oblúkový zdvih, pribrežná zóna kaspickej syneklýzy, vlnitosť východného Orenburgu zdvih , Cis-Ural predhlbka). Maximálne zásoby ropy sú obmedzené na Mukhanovo-Erokhovsky žľab a zásoby plynu - na kopulovité vyvýšenie 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 ropné a plynárenské oblasti (NTO) Tatar, Middle Volga, Ufa-Orenburg a Južný Ural.

Tatar NTO sa obmedzuje na južné svahy Tatarského oblúka. Stredná Volga NTO sa delí na Mukhanovo-Erokhovskiy a Yuzhno-Buzulukskiy ložísk ropy a plynu, ktoré zodpovedajú severnej časti depresie Buzuluk (stredná časť Mukhanovo-Erokhovskiy žľabu) a jej južnému zaťaženiu. NTO Ufimsko-Orenburg sa ďalej delí na ropné a plynárenské oblasti Východný Orenburg a Sol-Iletsk, ropný a plynárenský región Južný Ural zahŕňa ropný a plynárenský región Sakmaro-Iletsk. Kaspická ropná a plynárenská provincia na území regiónu je tektonicky reprezentovaná okrajovou rímsou kaspickej syneklízy a jej vnútornou okrajovou zónou. V oblasti severnej vonkajšej steny Mukhanovo-Erokhovského žľabu sú hlavné zásoby ropy obmedzené na devónsky terigénny komplex. Časť zdrojov je viazaná na ložiská spodného karbónu. Perspektívne zásoby ropy na vnútornej severnej strane Muchanovo-Erokhovského žľabu sú spojené s devónskym terigénnym komplexom, vereským terigénnym subkomplexom a visejskym terigénnym komplexom. 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 južnej vonkajšej okrajovej zóny Muchanovo-Erokhovského žľabu sú sústredené vo francúzsko-turnajských karbonátových a visejskych terigénnych komplexoch. V rámci nej boli identifikované oblasti Bobrovskaya, Dolgovsko-Shulaevskaya, Pokrovsko-Sorochinsky, Malakhovskaya, Solonovskaya a Tichonovskaya. Prieskumné práce prebiehajú v perspektívnych oblastiach okrajovej zóny kaspickej syneklízy, východoorenburgského vyvýšeniny, okrajového žľabu Cis-Ural. V týchto oblastiach je severná strana kopulovitého výzdvihu Sol-Iletsk pomerne dobre preštudovaná. Perspektívne zásoby plynu na poli Orenburg sú v hlavných vrstvách vrchného karbónu a spodného permu. V okrajovej zóne kaspickej syneklízy sú veľké ložiská ropy spojené s produktívnymi vrstvami devónu a karbónu, plyn - s ložiskami spodného permu a karbónu. V rámci východoorenburgského vyvýšeniny boli identifikované najväčšie zásoby v porovnaní so zdrojmi iných geoštrukturálnych prvkov regiónu Orenburg. Sú spájané najmä s devónskymi terigénnymi, francúzsko-turnajskými karbonátovými a vízskymi terigénnymi komplexmi. Stupeň prieskumu perspektívnych ložísk, región je vysoký, ale nerovnomerný. Platí to najmä pre južné regióny, ktoré sú spojené s hlavnými perspektívami pre ropu a plyn. Napríklad v okrajovej časti kaspickej depresie je hustota hĺbkových vrtov viac ako 3-krát menšia ako priemer v regióne. Potenciálnym regiónom, v ktorom je potrebné predpovedať objavenie veľkých ložísk v dlhodobejšom horizonte, je cis-uralský okrajový žľab. Táto oblasť má veľké nepreskúmané zdroje voľného plynu a ropy, ktorých stupeň rozvoja je len 11 a 2 %. Región má veľmi výhodnú geografickú a ekonomickú polohu. kvôli blízkosti plynového komplexu Orenburg. Najrealistickejšie vyhliadky na objavenie nových polí v blízkej budúcnosti v oblasti činnosti OJSC "Orenburgneft" v južnej časti depresie Buzuluk a západnej časti východného Orenburgu. 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 s blokovými krokmi analogicky so skupinami ložísk Zaikinskaya a Rostashinsky.

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 začal stúpať.

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 už 45 krajín vyprodukovalo viac ako 350 miliónov ton ropy. V roku 1950 svetová produkcia ropy (549 miliónov ton) takmer zdvojnásobila predvojnovú úroveň a v 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 dlhoročného boja 13 rozvojových krajín produkujúcich ropu, združených v Organizácii krajín vyvážajúcich ropu (OPEC) a ich víťazstva nad Medzinárodným ropným kartelom, došlo k takmer štvornásobnému nárastu svetových cien ropy. To spôsobilo hlbokú energetickú krízu, z ktorej sa svet vymanil koncom 70. a začiatkom 80. rokov. Stanovené nadmerne vysoké ceny ropy prinútili rozvinuté krajiny aktívne zavádzať technológie šetriace ropu. 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 vo využívaní plynu ďaleko pred ostatnými krajinami. Celková svetová produkcia zemného plynu za každých 20 rokov vzrástla 3-4 alebo viackrát: 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 svete vyprodukovalo 1 704 miliárd m zemného plynu. V roku 1993 predstavovala celková produkcia zemného plynu vo svete 2663,4 miliardy m3. Ťažba ropy a plynu v ZSSR a Rusku V predrevolučnom Rusku bola najväčšia 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, takmer úplne zničený v rokoch sveta a občianska vojna začala ožívať od roku 1920. Pred druhou svetovou vojnou sa hlavné ropné oblasti ZSSR nachádzali v Azerbajdžane a 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 tom čase zaberalo uhlie. Vo vojnových a povojnových rokoch sa do rozvoja dôsledne zapájali nové ropné polia. V septembri 1943 bola v Bashkirii prijatá silná olejová fontána z prieskumného vrtu pri dedine Kinzebulatovo. 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 Tatárii objavené prvé ropné pole (Bavlinskoye). V tom istom období sa tu objavilo ropné pole Romashkinskoye, známe svojimi zásobami. V roku 1950 ťažba ropy v ZSSR (37,9 milióna ton) prekonala predvojnovú úroveň. Hlavnou oblasťou produkujúcou ropu v krajine bolo rozsiahle územie nachádzajúce sa medzi Volgou a Uralom, vrátane bohatých ropných polí Baškirsko a Tatarstan a nazývané „Druhé Baku.“ Do roku 1960 sa produkcia ropy zvýšila takmer 4-krát v porovnaní do roku 1950. Devónske ložiská sa stali najvýkonnejším ropným komplexom v volžsko-uralskej ropnej a plynárenskej provincii. Od roku 1964 sa začalo komerčné využívanie ropných polí v západnej Sibíri. To umožnilo zvýšiť produkciu ropy v krajine v roku 1970 viac ako dvojnásobne oproti roku 1960 (353,0 mil. ton) a zvýšiť ročné prírastky ťažby ropy na 25-30 mil. ton.V roku 1974 obsadil ZSSR prvé miesto vo svete z hľadiska produkcie ropy. Západosibírska ropná a plynárenská provincia, ktorá sa od polovice 70. rokov stala hlavnou základňou pre ťažbu ropy a plynu, poskytla viac ako polovicu všetkej ropy vyprodukovanej v krajine. V prvej polovici 80. rokov ZSSR vyprodukoval 603-616 miliónov ton ropy (s kondenzátom). No v roku 1985 produkcia prudko klesla na 595 miliónov ton, hoci podľa „Základných smerníc pre hospodársky a sociálny rozvoj národného hospodárstva ZSSR“ sa v roku 1985 plánovalo vyprodukovať 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 ťažiacich ropu na severnom Kaukaze a v regióne Ural-Povolga nastal pokles ťažby ropy dávno pred rokom 1988. Bol však kompenzovaný zvýšením ťažby 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 (o 7,38 % ročne) a v Rusku.

Hlavné typy a zdroje vplyvu

Všetky technologické zariadenia ropného a plynárenského komplexu 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 manažmentu prírody, sú chemické a mechanické vplyvy.

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

Pri vŕtaní sú hlavným zdrojom chemického znečistenia vrtné kvapaliny, vyrovnávacie kvapaliny, komponenty vstrekované do výrobných vrstiev na zlepšenie regenerácie ropy, inhibítory korózie a vodného kameňa a sírovodík. Vŕtacie miesta majú jamy určené na skladovanie vrtných výrezov, vody z formovania a iných tekutých odpadov (viď fotopríloha, foto 1). Poškodenie stien maštalí a ich pretečenie vedie k úniku obsahu a znečisteniu okolitých priestorov. Mimoriadne nebezpečný je otvorený núdzový prúd z vrtu, v dôsledku ktorého sa do životného prostredia môžu dostať desiatky ton ropy. Znečistenie prírodného prostredia ropou a ropnými produktmi je jedným z najakútnejších environmentálnych problémov v Rusku a každoročne sa uvádza ako priorita v štátnej správe „O stave životného prostredia Ruskej federácie“.

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

Nemenej akútne environmentálne problémy vznikajú pri preprave ropy a ropných produktov. Najekonomickejšia je preprava ropy potrubím - náklady na čerpanie ropy sú 2-3 krát nižšie ako náklady na prepravu po železnici. Priemerný dojazd čerpania ropy u nás je do 1500 km. Ropa sa prepravuje potrubím s priemerom 300-1200 mm, podlieha korózii, usadzovaniu živíc a parafínov vo vnútri potrubí. Preto je potrebná technická kontrola, včasná oprava a rekonštrukcia 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. Väčšinu potrubného systému, hlavného aj poľného, je potrebné zrekonštruovať z dôvodu vysokého stupňa poškodenia a nedodržiavania existujúcich environmentálnych požiadaviek a v dôsledku toho vysokého percenta havarijných poryvov.

Prirodzené príčiny nehôd sú spôsobené vplyvmi, ktorým je ropovod vystavený zo životného prostredia. Potrubie existuje v určitom prostredí, ktorého úlohu zohrávajú obklopujúce horniny. Materiál potrubia je vystavený chemickým vplyvom z prostredia (korózia rôzneho druhu). Práve korózia je hlavnou príčinou mimoriadnych udalostí na poľných ropovodov. Nehoda je možná aj pod vplyvom exogénnych geologických procesov, čo sa prejavuje mechanickým nárazom na líniu v horninovom masíve. Veľkosť napätí vznikajúcich mechanickým pôsobením zemín na potrubia je určená strmosťou svahu a orientáciou ropovodu na svahu. Počet havárií potrubí teda súvisí s geomorfologickými pomermi územia. Najväčší počet nehôd sa pozoruje, keď potrubie pretína líniu svahu pod uhlom 0-15, to znamená, že je položené rovnobežne so svahom. Tieto potrubia patria do najvyššej a prvej triedy havarijného nebezpečenstva. V regióne Orenburg patrí približne 550 km hlavných ropovodov do IV. triedy nebezpečnosti, viac ako 2090 km do III. triedy a asi 290 km do II. triedy nebezpečnosti.

Samostatne je potrebné poznamenať problémy spojené s vrtmi „bez vlastníka“ vŕtanými prieskumnými spoločnosťami a nie v súvahe žiadnej z organizácií vykonávajúcich hospodársku činnosť. Mnohé z týchto vrtov sú pod tlakom a majú 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 plastových ílov a sezónnych záplav.

Na ropných poliach skúmaného regiónu je viac ako 2 900 vrtov, z ktorých asi 1 950 je v prevádzke. Z toho vyplýva, že značný počet studní je v dlhodobej konzervácii, čo neupravuje poučenie o postupe pri likvidácii a konzervácii studní. Preto sú tieto vrty potenciálnymi zdrojmi núdzových ropných a plynových šou.

Mechanický vplyv zahŕňa narušenie pôdneho a vegetačného krytu alebo jeho úplné zničenie, zmeny krajiny (v dôsledku zemných prác, výstavby a montáže, kladenia, pohybu dopravnej a stavebnej techniky, odňatia pôdy na výstavbu zariadení na výrobu ropy, odlesňovania atď.). .), 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 v prvom rade rozlíšené podľa stupňa technogénnej premeny. Diferenciácia je založená na analýze polohy ložísk uhľovodíkov a identifikácii systému základných diagnostických ukazovateľov, ktoré určujú stupeň technogénnej premeny krajiny. Na základe výsledkov výskumu bola vypracovaná hodnotiaca stupnica pre úrovne transformácie krajiny.

Správne regióny Orenburg Cis-Ural pôsobia ako diferenciačné jednotky.

V regióne Orenburg zahŕňa územie s rozvinutou sieťou ťažby ropy a plynu 25 správnych obvodov vrátane okresu Orenburg. Na jeho území sa okrem niekoľkých stredne veľkých ložísk zemného plynu nachádza najväčšie orenburské ložisko ropného a plynového kondenzátu v Európe (ONGCF), ktorého plocha je približne 48-krát väčšia ako plocha priemerného uhľovodíkového poľa ( dĺžka - 100 km, šírka - 18 km). Zásoby a objemy výroby surovín tohto poľa možno nazvať neporovnateľnými (viac ako 849,56 miliardy m zemného plynu, viac ako 39,5 milióna ton kondenzátu, ako aj ropa, hélium a ďalšie cenné zložky v zložení surovín) . Zásoba iba ťažobných vrtov na území OOGCF k 01.01.95 predstavovala 142 jednotiek. Na území regiónu Orenburg sa nachádzajú najväčšie centrá na spracovanie plynu a kondenzátu v Európe - závod na spracovanie plynu Orenburg a závod na výrobu hélia v Orenburgu, ktoré sú hlavnými zdrojmi negatívneho vplyvu na všetky zložky prírodného prostredia v regióne.

Berúc do úvahy vyššie uvedené črty regiónu Orenburg, jeho prírodné komplexy možno objektívne pripísať technogénne najviac transformovaným, ktoré podliehajú maximálnemu zaťaženiu zo zariadení na ťažbu ropy a plynu. Na základe toho sa neuskutočnilo ďalšie bodovanie premeny prírodných komplexov regiónu Orenburg.

Hodnotenie stavu krajiny v ostatných regiónoch 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 ložísk uhľovodíkov (prevádzkových, zakonzervovaných, vyčerpaných a neevidovaných), od hustoty vrtov na rôzne účely (prieskumné, parametrické, ťažobné, injektážne). , atď.), z prítomnosti kľúčových štruktúr ropných polí akéhokoľvek účelu na území (prečerpávacie stanice, čističky ropy, zariadenia na predbežné vypúšťanie vody, miesta nakladania a vykladania ropy atď.) (pozri tabuľku 10). Túto závislosť však komplikuje rozmer 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 pre ochranu životného prostredia regiónu Orenburg a jeho subdivízie (Špecializovaný inšpektorát pre štátnu kontrolu a analýzu životného prostredia Buzuluk). Podľa údajov z inšpekcie bola vykonaná porovnávacia analýza nehodovosti pri výrobe a preprave uhľovodíkových surovín (ropné úniky v dôsledku prasknutia hlavného a poľného potrubia a vrtných dymovodov, nekontrolované ropné show vrátane otvoreného výronu ropy). podľa okresov (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 ha). a (alebo) došlo k významnému znečisteniu ropou (s vysokým prebytkom MPC) v nádrži . Možno konštatovať, 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 ťažba a preprava uhľovodíkových surovín. Podmienky rozvoja terénu, technický stav zariadení Časový faktor tu zohráva dvojakú úlohu: na jednej strane v priebehu času, ktorý uplynie od vplyvu, pod vplyvom samoliečebných funkcií prostredia možno negatívny vplyv zmierniť. a na druhej strane sa technický stav terénnej techniky časom zhoršuje a môže viesť k novému znečisteniu. Doba vývoja ložiska slúži spravidla ako ukazovateľ jeho systému vybavenia a technického stavu objektov a vyjadruje aj mieru akumulovaného technogénneho zaťaženia prírodných zložiek. Navyše, keď ropné polia vstupujú do neskorého štádia vývoja, objemy vyprodukovanej mineralizovanej chemicky agresívnej vody neustále narastajú. Priemerný podiel vody vyrobených produktov môže presiahnuť 84 % a pomer voda/olej sa neustále zvyšuje. Okresy Buguruslan, Severny, Abdulinsky, Asekeevsky, Matveevsky obsahujú najstaršie ložiská, ktorých vývoj sa začal pred rokom 1952, čo zhoršuje negatív. vplyv na krajinu. Technický stav terénnych zariadení je podľa materiálov OAO OrenburgNIPIneft nevyhovujúci, väčšina z nich nebola od roku výstavby zrekonštruovaná; nájdete beztlakové systémy na zber produktov z nádrží (pole Baituganskoye).

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 nádrží - zdá sa, že ide o jeden z najstarších spôsobov jeho extrakcie. Používal sa v Médii, Asýrsko-Babylonii a Sýrii pred Kristom, na Sicílii v 1. storočí nášho letopočtu atď. V Rusku ťažbu ropy zberom ropy z hladiny rieky Ukhta v roku 1745 organizoval F.S. Pryadunov. V roku 1858, o. Cheleken a v roku 1868 v Kokand Khanate sa ropa zbierala v priekopách, čím sa z dosiek postavila priehrada. 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 jej ťažby ich po prvý raz opísal taliansky vedec F. Ari-osto v 15. storočí: neďaleko Modeny v Taliansku drvili a ohrievali v kotloch zeminy s obsahom ropy; potom sa dali do vriec a lisovali lisom. V roku 1819 sa vo Francúzsku banskou metódou vyvinuli ropunosné vápencové a pieskovcové vrstvy. Vyťažená hornina sa umiestnila do kade naplnenej horúcou vodou. Za stáleho miešania vyplával na povrch vody olej, ktorý sa zachytával naberačkou. V roku 1833...1845. piesok nasiaknutý ropou sa ťažil na brehoch Azovského mora. Potom sa ukladal do jám so šikmým dnom a zalial vodou. Olej vyplavený z piesku sa zbieral z povrchu vody s trsmi trávy.

Ťažba ropy z jám a studní známy aj z dávnych čias. V Kissii - starovekom regióne medzi Asýriou a Médiou - v 5. stor. BC. olej sa extrahoval pomocou kožených vedier – mechov.

Na Ukrajine sa prvé zmienky o ťažbe ropy datujú na začiatok 17. storočia. Aby to urobili, vykopali diery s hĺbkou 1,5 ... 2 m, kde spolu s vodou unikal olej. Potom sa zmes zbierala do sudov, uzavretých zospodu zátkami. Keď ľahší olej vyplával, zátky sa odstránili a usadená voda sa vypustila. Do roku 1840 dosiahla hĺbka kopacích jám 6 m a neskôr sa začala ťažiť ropa 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 odtrhol otvor ako obrátený (obrátený) kužeľ až k samotnému ložisku ropy. Potom boli na bokoch jamy vyrobené rímsy: s priemernou hĺbkou ponorenia kužeľa 9,5 m - najmenej sedem. Priemerné množstvo zeminy vykopanej pri kopaní takejto studne bolo asi 3100 m 3 . Ďalej boli steny studní od samého dna k povrchu pripevnené dreveným rámom alebo doskami. V spodných korunách boli urobené otvory na prietok oleja. Naberalo sa zo studní s mechami, ktoré sa dvíhali ručným golierom alebo pomocou koňa.

Vo svojej správe o ceste na Apsheronský polostrov v roku 1735 Dr. I. Lerkhe napísal: „... v Balakhani bolo 52 ropných vrtov s hĺbkou 20 sazhens (1 sazhen = 2,1 m), z ktorých niektoré tvrdo 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 štvorcová strana časti vrtu bola 0,7...! m.

V čase podpísania mierovej zmluvy Gulistan medzi Ruskom a Perziou (december 1813), keď sa do našej krajiny zlúčili chanáty Baku a Derbent, bolo na polostrove Abšeron 116 vrtov s čiernou ropou a jedna s „bielou“ ropou. ročne dáva okolo 2400 ton tohto cenného ropného produktu. V roku 1825 bolo z vrtov v regióne Baku vyťažených už 4126 ton ropy.

Pri studničnej metóde sa technika ťažby ropy v priebehu storočí nezmenila. Ale už v roku 1835 úradník banského oddelenia Fallendorf na Taman prvýkrát použil čerpadlo na čerpanie ropy cez znížené drevené potrubie. Množstvo technických vylepšení sa spája s menom banského inžiniera N.I. Voskoboinikov. Na zníženie množstva výkopov navrhol vybudovať ropné vrty vo forme šachty a v rokoch 1836-1837. zrealizovala rekonštrukciu celého systému skladovania a distribúcie ropy v Baku a Balakhani. Ale jedným z hlavných činov jeho života bolo vyvŕtanie prvého ropného vrtu na svete v roku 1848.

Negatívnu úlohu zohralo vyjadrenie akademika G.V. Abiha, že vŕtanie ropných vrtov tu nespĺňa očakávania a že „...teória aj skúsenosť rovnako potvrdzujú názor, že je potrebné zvýšiť počet vrtov...“

Podobný názor na vŕtanie už nejaký čas existoval v Spojených štátoch. Takže v oblasti, kde E. Drake navŕtal svoj prvý ropný vrt, sa verilo, že „ropa je kvapalina vytekajúca po kvapkách z uhlia uloženého v blízkych kopcoch, že je zbytočné vŕtať zem na jej výrobu a že jediný spôsob zbierať to znamená kopať zákopy, kde by sa hromadilo.

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

Počas prevádzky vrtov sa producenti ropy snažili previesť ich do prúdiaceho režimu, pretože. bol to najjednoduchší spôsob, ako to získať. Prvý silný vyvierač ropy v Balakhany vybuchol 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 vyrábalo fontánovou metódou.

Prvé pokusy na čerpadlá pre hlboké studne na ťažbu ropy sa vykonávali v USA v roku 1865. V Rusku sa táto metóda začala používať od roku 1876. Čerpadlá sa však rýchlo zanášali pieskom a majitelia ropy naďalej uprednostňovali bailera. Zo všetkých známych metód ťažby ropy zostala hlavnou metódou záchranná: v roku 1913 sa s jej pomocou vyťažilo 95 % všetkej ropy.

Napriek tomu inžinierske myslenie nestálo na mieste. V 70-tych rokoch XIX storočia. V.G. navrhol Shukhov kompresorová metóda ťažby 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 využitie zemného plynu získaného zo studní a studní. 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 rozvoja baníctva od najstarších čias po súčasnosť ................................. ........ ...........................

Úvod

Olej je prirodzene horľavá olejovitá kvapalina, ktorá pozostáva zo zmesi uhľovodíkov najrôznejšej štruktúry. Ich molekuly sú krátke reťazce atómov uhlíka a dlhé, normálne a rozvetvené, uzavreté v kruhoch a viackruhové. Okrem uhľovodíkov obsahuje ropa malé množstvo zlúčenín kyslíka a síry a veľmi málo 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 pieskovcové lôžko uložené 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 vrásy, smerom nahor. V tomto prípade je horná časť takejto kupoly naplnená plynom, olej je umiestnený nižšie 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 ložiská ropy a plynu 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 uvoľňovala horľavá kvapalina a plyn. Ide o organickú hypotézu pôvodu ropy a horľavého plynu. Obe tieto hypotézy vysvetľujú časť faktov, no druhú časť nechávajú nezodpovedanú.

Kompletné rozvinutie teórie vzniku ropy a horľavého plynu na svojich budúcich výskumníkov ešte len čaká.

Skupiny ropných a plynových polí, ako sú ložiská fosílneho uhlia, tvoria plynové a ropné panvy. Spravidla sú obmedzené na žľaby zemskej kôry, v ktorých sa vyskytujú sedimentárne horniny; obsahujú vrstvy dobrých rezervoárov.

Naša krajina už dlho pozná kaspickú ropnú panvu, ktorej rozvoj sa začal v regióne Baku. V 20. rokoch 20. storočia bolo objavené povodie Volga-Ural, ktoré sa nazývalo Druhé Baku.

V 50. rokoch 20. storočia bola objavená najväčšia ropná a plynová nádrž na svete, Západná Sibír. Veľké kotliny sú známe aj v iných častiach 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 pomerne jednoduchá preprava. Potrubia prepravujú ropu a plyn 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 zložitosť ich ťažby.

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

V druhej etape vzrástla potreba ropy a skomplikovali sa podmienky na jej ťažbu, vznikla potreba ťažiť ropu zo zásobníkov vo väčších hĺbkach z polí so zložitejšími geologickými podmienkami. S ťažbou ropy a prevádzkou vrtu bolo spojených veľa problémov. Na tento účel boli vyvinuté technológie na zdvíhanie kvapalín pomocou metód plynového výťahu a čerpania. Boli vytvorené a zavedené zariadenia na prevádzkovanie studní prietokovým spôsobom, zariadenia na plynovú prevádzku studní s výkonnými kompresorovými stanicami, zariadenia na obsluhu studní s tyčovými a beztyčovými čerpadlami, zariadenia na zber, čerpanie, separáciu studňových 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 vývoja 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 zemného plynu a 50 % na produkcii uhlia bývalého ZSSR, čo je takmer sedmina celkovej produkcie primárnych energetických zdrojov vo svete.

V Rusku je sústredených 12,9 % 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 devízových príjmov krajiny.

Palivovo-energetický komplex akumuluje 2/3 zisku vytvoreného v odvetviach materiálovej výroby.

Nedostatočné dopĺňanie zdrojovej základne začína obmedzovať možnosť 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 zdržanlivej investičnej politiky zameranej na najefektívnejšie projekty.

V tomto prípade zohráva významnú úlohu použitie moderných zariadení, ktoré poskytujú technológie šetriace energiu pri výrobe ropy.

Známe banské a vrtné metódy výroby ropy.

Etapy vývoja banskej metódy: hĺbenie dier (bagrov) do hĺbky 2 m; výstavba vrtov (jam) do hĺbky 35¸45 m a výstavba banských komplexov vertikálnych, horizontálnych a šikmých diel (zriedkavo využívaných pri ťažbe viskóznych olejov).

Až do začiatku 80. storočia sa ropa získavala najmä z kopáčov, do ktorých sa sadil prút.

Keď sa olej nahromadil, bol naberaný do vriec a odnášaný spotrebiteľom.

Vrty boli upevnené 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 dna.

Stúpanie oleja zo studne sa uskutočňovalo pomocou ručnej brány (neskôr konský pohon) a lana, na ktoré sa priväzoval mech na víno (kožené vedro).

Do 70-tych rokov XIX storočia. hlavná produkcia v Rusku a vo svete už pochádza z ropných vrtov. Takže v roku 1878 ich bolo v Baku 301, ktorých debet je mnohonásobne väčší ako debet studní. Ropa sa z vrtov ťažila bailerom - kovovou nádobou (rúrou) vysokou 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 (vrecovanie) sa uskutočňovalo ručne, potom ťahané koňmi (začiatok 70. rokov 19. storočia) a pomocou parného stroja (80. roky).

Prvé hĺbkové čerpadlá boli použité v Baku v roku 1876 a prvé hĺbkové tyčové čerpadlo v Groznom v roku 1895. Hlavným však dlho zostával spôsob uväzovania. Napríklad v roku 1913 sa v Rusku 95 % ropy vyrábalo gélovaním.

Vytlačenie ropy z vrtu stlačeným vzduchom alebo plynom bolo navrhnuté už koncom 18. storočia, ale nedokonalosť kompresorovej technológie oddialila vývoj tejto metódy o viac ako storočie, čo je oveľa menej prácne v porovnaní s metódou uväzovania. .

Fontánový spôsob ťažby sa nesformoval ani začiatkom nášho storočia. 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 elektrických odstredivých čerpacích jednotiek (ESP) a sacích tyčových čerpadiel (SHSN).

Ťažba ropy a plynu. Fontána a plynový výťah metódy ťažby ropy a plynu Plynové čerpadlo na ťažbu ropy

Ropa je v podzemí pod takým tlakom, že keď sa k nej položí cesta v podobe studne, vyrúti sa na povrch. V produktívnych vrstvách sa ropa ukladá prevažne spolu s vodou, ktorá ju podporuje. Vo vrstvách, ktoré sa nachádzajú v rôznych hĺbkach, pôsobí určitý tlak, ktorý zodpovedá približne jednej atmosfére na 10 m hĺbky. Vrty s hĺbkou 1000-1500-2000m majú formačné tlaky rádovo 100-150-200 atm. Vďaka tomuto tlaku sa ropa pohybuje pozdĺž zásobníka do studne. Vrty tečú spravidla len na začiatku svojho životného cyklu, t.j. ihneď po vŕtaní. Po určitom čase sa tlak v nádrži zníži a fontána vyschne. Samozrejme, ak by bola prevádzka vrtu na tomto mieste zastavená, potom by viac ako 80 % ropy zostalo pod zemou. V procese vývoja studne je do nej spustený reťazec hadíc (trubiek). Pri prevádzke studne tečúcim spôsobom je na povrchu inštalované špeciálne zariadenie - vianočný stromček.

Nepochopíme všetky detaily tohto zariadenia.

Poznamenávame len, že toto zariadenie je nevyhnutné na ovládanie studne.

Pomocou vianočných stromčekov možno produkciu oleja regulovať - znížiť alebo úplne zastaviť.

Po tom, čo sa tlak vo vrte zníži a vrt začne produkovať veľmi málo ropy, odborníci veria, že sa prenesie na iný spôsob prevádzky. Pri ťažbe plynu je hlavná metóda prúdenia.

Po zastavení prúdenia pre nedostatok energie zásobníka prechádzajú na mechanizovaný spôsob prevádzky studní, 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 (airlift) - systém pozostávajúci z výrobného (plášťového) reťazca rúrok a do neho spusteného potrubia, v ktorom je kvapalina zdvíhaná pomocou stlačeného plynu (vzduchu). Niekedy sa tento systém nazýva plynový (vzduchový) výťah. Spôsob prevádzky studní sa v tomto prípade nazýva plynový výťah.

Podľa schémy dodávky sa kompresorový a nekompresorový plynový zdvih odlišuje od typu zdroja pracovného činidla - plyn (vzduch) a podľa prevádzkovej schémy - kontinuálny a periodický plynový zdvih.

Do prstencového priestoru 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 tekutiny prichádzajúcej zo zásobníka a hladina v potrubí sa zvýši.

Čím viac plynu sa zavedie, tým nižšia bude hustota zmesi a tým väčšia bude výška. Pri nepretržitom prívode plynu do vrtu kvapalina (zmes) stúpa k ústiu vrtu a vyleje sa na povrch a nová časť kvapaliny neustále prúdi zo zásobníka do vrtu.

Prietok vrtu závisí od množstva a tlaku vstrekovaného plynu, hĺbky ponorenia hadíc do kvapaliny, ich priemeru, viskozity kvapaliny atď.

Konštrukcia plynových výťahov sa určuje v závislosti od počtu radov hadičiek, ktoré sa spúšťajú do studne, a od smeru pohybu stlačeného plynu.

Podľa počtu spustených radov rúr sú výťahy jedno- a dvojradové a v smere vstrekovania plynu - prstencové 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 tekutiny stúpa cez medzikružie. 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 usporiadaných rúr. Ak je stlačený plyn nasmerovaný do prstencového priestoru medzi dvoma vetvami rúrok a zmes plynu a kvapaliny stúpa cez vnútorné stúpačky, potom sa takáto stúpačka nazýva dvojradový prstencový systém.

Ťažba oleja 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 štatistika podľa operačných metód vyzerá takto:

Prevádzka studne s tyčovými čerpadlami

Keď hovoríme o ropnom biznise, priemerný človek má predstavu dvoch strojov – vrtnej súpravy a čerpacej jednotky.

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............d.ob
Odsávanie 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 pri uvedených číslach 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 trvalo 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 20. storočia. 20. storočie v súvislosti s objavením a uvedením do prevádzky veľkých ložísk regiónu Ural-Volga. Surovinová základňa ťažby ropy sa v tom čase značne zvýšila v dôsledku rastu objemu geologických prieskumných prác (prieskumné vrty, geofyzikálne metódy prieskumu a prieskumu).

U nás 30-70-tych rokov. 20. storočie boli obdobím vytvárania silnej zdrojovej základne a rozvoja ťažby ropy a plynu. Objav a rozvoj najväčších ropných a plynárenských provincií regiónu Ural-Volga a západnej Sibíri umožnil ZSSR zaujať 1. 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 preskúmaných zásob ropy v krajine za obdobie od roku 1922 (rok znárodnenia ropného priemyslu) do roku 1988 (rok dosiahnutia maxima súčasných preskúmaných zásob ropy) vzrástol 3500-krát;
objem ťažobných a prieskumných vrtov vzrástol 112-krát (1928 - 362 tisíc metrov, 1987 - 40 600 tisíc metrov);
produkcia ropy vzrástla 54-krát (1928 - 11,5 milióna ton, 1987 - rok maximálnej produkcie - 624,3 milióna ton).
Za 72 rokov bolo objavených 2027 ropných polí (1928 - 322, 2000 - 2349).

Plynárenský priemysel sa v Rusku začal rozvíjať začiatkom 30. rokov 20. storočia. 20. storočie Viac ako polstoročie 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 plynu sú obrovským úspechom socialistického štátu, ktorý zabezpečil úspešný rozvoj ropného a plynárenského komplexu krajiny od polovice do konca 20. storočia, až do r. začiatku nového storočia.

Začiatkom roku 2005 bolo na území Ruskej federácie objavených 2901 ložísk uhľovodíkov, z toho 2864 na pevnine a 37 na šelfe, z toho 2032 v distribuovanom fonde, vrátane 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 JSC s ruským kapitálom, 43 CJSC, LLC, JSC so zahraničným kapitálom, 6 dcérskych spoločností JSC Gazprom, 9 JSC a organizácie Rostopprom, 11 organizácií Ministerstva prírodných zdrojov Ruskej federácie.

Potrubný systém Transneftu prepravuje 94 % ropy vyrobenej v Rusku. Potrubia spoločnosti vedú cez 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 zariadenia.

Ťažbu zemného plynu vo výške 85 % celoruského objemu realizuje OAO Gazprom na 78 ložiskách v rôznych regiónoch Ruskej federácie. Gazprom vlastní 98 % siete na prepravu plynu v krajine. Hlavné plynovody sú spojené do Unified Gas Supply System (UGSS) s dĺžkou 153 000 km a kapacitou viac ako 600 miliárd m3. UGSS zahŕňa 263 kompresorových staníc. 179 plynárenských distribučných organizácií obsluhuje 428 000 km plynovodov v krajine a zabezpečuje dodávky plynu do 80 000 miest a vidieckych sídiel Ruskej federácie.

Okrem spoločnosti JSC 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 zabezpečujú dodávky plynu na nepripojené územia s UGSS).

Stav surovinovej základne
Od začiatku 70. rokov. až do politickej krízy na konci 80. rokov. v ZSSR sa objem vyhľadávania a prieskumu ropy a plynu neustále zvyšoval. V roku 1988 dosiahol objem vrtného geologického prieskumu maximálne 6,05 milióna m, čo umožnilo v tomto roku objaviť 97 ropných a 11 plynových polí so zásobami ropy 1 186 miliónov ton a zásobami plynu 2 000 miliárd m3.

Od polovice 70-tych rokov. začalo prirodzené znižovanie efektívnosti geologického prieskumu, spojené tak s poklesom veľkosti zásob novoobjavených ložísk, ako aj s prístupom do ťažko dostupných oblastí Ďalekého severu. Náklady na prieskum raketovo 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 štátnych dotácií na tieto účely v tomto období boli už vyčerpané.

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

Od roku 1994 je prírastok zásob ropy a zemného plynu podstatne menší ako ťažba týchto nerastov. Rozsah geologického prieskumu nezabezpečuje reprodukciu nerastných surovín ropného a plynárenského priemyslu. "Jedenie" ropy (prebytok produkcie nad rastom zásob) v období 1994-2005. predstavoval viac ako 1,1 miliardy ton, plyn - viac ako 2,4 bilióna m3.

Z 2232 objavených ložísk ropy, ropy a plynu a ropných a plynových kondenzátov sa rozvíja 1235. 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 preskúmaných rezervácií je v regiónoch Ural (85 %), Volga (92 %), Severný Kaukaz (89 %) a región Sachalin (95 %).

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

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 ktorých 338 je zapojených do rozvoja s preskúmanými zásobami 20,8 bilióna m3, čo predstavuje 44,1 % všetkých zásob v Rusku.

Západosibírska provincia obsahuje 78 % všetkých preskúmaných zásob plynu v Rusku (37,1 bilióna m3), z toho 75 % 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 1. miesto na svete v produkcii 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 - RF (aktuálne); 3 - očakávané; 4 – podľa „Energetickej stratégie...“ „Základné ustanovenia energetickej stratégie...“ schválenej vládou Ruskej federácie (zápisnica č. 39 zo dňa 23. novembra 2000).

S návratom Ruska na cestu trhovej ekonomiky sa rozvoj ropného a plynárenského komplexu začal riadiť zákonmi trhu. Priaznivé podmienky na svetovom trhu a rast cien ropy koncom rokov 1990 - začiatkom roka 2000 ruské ropné spoločnosti v plnej miere využili 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 štátu „Energetická stratégia ...“. Objemy ťažby ropy na väčšine polí dlhodobo prekračovali projektované ukazovatele optimalizované.

Negatívne dôsledky intenzívnych ťažieb a následného rýchleho poklesu výroby s nimi spojeného sa pomaly prejavovali. Po dosiahnutí maxima v roku 2003 (41 miliónov ton – miera 9,8 %) začali ročné prírastky produkcie ropy klesať. V roku 2006 sa tempo rastu produkcie znížilo 4-krát (2,2 %) (pozri obr. 1).

Analýza stavu surovinovej základne ťažby ropy, súčasná situácia s reprodukciou zásob ropy, štruktúra zásob rozvinutých polí nám umožňuje konštatovať, že ťažba ropy v Rusku prirodzene vstúpila do kritickej fázy dynamiky, keď rastúca / stabilná produkcia ropy je 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 z objektívnych príčin vyčerpania neobnoviteľných aktívnych zásob, ktoré sa rozvíjajú stabilným tempom.

Dôležitou podmienkou, ktorá znižuje riziká negatívnych dôsledkov z rýchleho poklesu produkcie a zabezpečuje trvalo udržateľný rozvoj každého ťažobného priemyslu, je včasné doplnenie a zvýšenie výrobných kapacít. Pohoda a trvalo udržateľný rozvoj ropného priemyslu závisí najmä od stavu prevádzkových zásob vrtov a dynamiky vývoja zásob prevádzkovými vrtmi. Do začiatku roka 2006 predstavovala zásoba ťažobných vrtov v ropnom priemysle 152 612, čo je o 3 079 vrtov menej ako pred rokom. Pokles prevádzkového fondu a významný podiel neprevádzkového fondu (20 %) v ňom nemožno považovať za uspokojivé ukazovatele. Bohužiaľ, priemysel za posledných 10 rokov charakterizovala všeobecne neuspokojivá výkonnosť pri uvádzaní nových ťažobných kapacít do prevádzky (uvádzanie nových ložísk a nových zásob, ťažobných vrtov) a udržiavaní fondu v prevádzkyschopnom stave. Zásoba ťažobných vrtov bola ku koncu roka 1993 147 049 vrtov a počet prevádzkovaných vrtov 127 050. Za 12 rokov sa tak produkčná kapacita zásob priemyselných vrtov nielen nezvýšila, ale dokonca znížila.

Zvýšenie ročnej produkcie ropy o 180 miliónov ton za posledných 6 rokov realizovali ropné spoločnosti najmä z dôvodu intenzifikácie ťažby z existujúcich zásob vrtov. Medzi stimulačnými metódami sa rozšírilo hydraulické štiepenie. Pokiaľ ide o rozsah uplatňovania tejto metódy, ruské spoločnosti prekonali Spojené štáty americké. V priemere sa v Rusku vykoná 0,05 operácie na vrt prevádzkového fondu v porovnaní s 0,03 v USA.
„Základné ustanovenia energetickej stratégie...“ schválené vládou Ruskej federácie (zápisnica č. 39 zo dňa 23. novembra 2000).

V podmienkach aktívneho „požierania“ neobnoviteľných zásob ropy, neadekvátneho zvyšovania počtu ťažobných vrtov a agresívneho využívania existujúceho fondu sa čoraz viac prejavuje tendencia ďalšieho poklesu ťažby ropy. Podľa výsledkov z roku 2006 zaznamenalo 5 z 11 vertikálne integrovaných spoločností pokles ročnej produkcie ropy, vrátane TNK-BP, Gazpromneft a Bashneft. Očakáva sa, že v nasledujúcich 2 rokoch (2007-2008) bude pokračovať súčasný trend poklesu 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. 20. storočie V roku 1930 sa vyťažilo 520 miliónov m3. Počas najťažšieho obdobia vojny (1942) bolo uvedené do prevádzky pole Elshanskoye v Saratovskej oblasti.

V rokoch 1950-1960. na Stavropolskom a Krasnodarskom území bolo objavené veľké množstvo plynových polí (Severo-Stavropolskoje, Kanevskoje, Leningradskoje atď.), ktorých rozvoj zabezpečil ďalší nárast produkcie zemného plynu (obr. 2). Pre rozvoj plynárenského priemyslu mal veľký praktický význam objavenie polí Vuktylskoye a v roku 1966 Orenburgského plynového kondenzátu. Ťažobná 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 - RF (aktuálne); 3 – pre „Energetickú stratégiu…“

Začiatkom roku 1960 bola na severe Ťumenskej oblasti objavená jedinečná provincia s plynom na svete s obrovskými poliami: Urengoysky, Medvezhiy, Yamburgsky atď. Uvedenie plynu z týchto a iných polí do prevádzky umožnilo výrazne zvýšenie produkcie na 450-500 miliárd m 1985

Po dosiahnutí vrcholu v roku 1990 815 miliárd m3 (v ZSSR vrátane RSFSR - 740 miliárd m3) produkcia plynu v Rusku klesla na 570 miliárd m3. Za posledných 6 rokov sa produkcia udržala v rozmedzí 567 – 600 miliárd m3, čo je pod úrovňou, ktorú stanovuje minimálna verzia „Energetickej stratégie…“. Oneskorenie je spôsobené tým, že spoločnosť OAO Gazprom nesplnila program rozvoja nových plynových polí na polostrove Jamal.

Na rozdiel od predchádzajúceho obdobia rýchleho rastu produkcie v rokoch 1991-2005. charakteristické je zastavenie rastu ročnej produkcie plynu produkovaného OAO Gazprom. Je to dané špecifikami vyraďovania výrobných kapacít na vysoko produktívnych poliach intenzívne rozvíjaných v prírodnom režime v podmienkach riedkej siete ťažobných vrtov. K vyraďovaniu výrobných kapacít v dôsledku ťažby plynu a poklesu tlaku v zásobníku dochádza priebežne v čase. Nové ťažobné vrty sú zároveň napojené na prefabrikované siete až po dokončení výstavby nových integrovaných čistiarní plynu (GTP), kompresorových staníc (CS), posilňovacích kompresorových staníc (BCS), ktoré sú jednokapitálové, komplexné stavby v stavebníctve. V rokoch 2000-2005 počet týchto zariadení spustených v priemere za rok bol: UKPG-3, DKS-4, KS-5.

V roku 2006 86 % z celkového ruského objemu plynu vyprodukovala OJSC Gazprom, v ktorej hlavnú produkciu zabezpečujú tri najväčšie polia na severe západnej Sibíri (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye). Počas 15-25 rokov sa tieto polia intenzívne rozvíjali v prirodzenom režime bez udržiavania tlaku v rezervoároch, čím sa zabezpečilo až 80 % celkovej ruskej produkcie plynu. V dôsledku intenzívnej ťažby sa tlak v nádrži znížil a produkcia (vyčerpanie zásob) cenomanských ložísk suchého plynu dosiahla 66% v Urengoy, 55% v Yamburgu a 77% v Medvezhye. Ročný pokles produkcie plynu v týchto troch poliach teraz nastáva rýchlosťou 8 – 10 % ročne (25 – 20 bcm).

S cieľom kompenzovať pokles ťažby plynu bolo v roku 2001 uvedené do prevádzky ropné a plynové kondenzačné pole Zapolyarnoye, najväčšie pole ropovo-plynového kondenzátu. Už v roku 2006 toto pole vyprodukovalo 100 miliárd m3 plynu. Ťažba z tohto poľa však nie je dostatočná na to, aby kompenzovala pokles ťažby ropy z podložných vyčerpaných polí.

OAO Gazprom od začiatku roka 2006 vykazuje známky súčasného poklesu 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.

Záverečný stupeň vývoja cenomanských ložísk základných polí západnej Sibíri charakterizuje nízky tlak v nádrži a klesajúca produkcia. Prevádzkové podmienky ložísk sú oveľa ťažšie. Ďalší vývoj je možný s:
efektívna prevádzka studní v podmienkach zavlažovania a ničenia zóny dna;
extrakcia plynu zachyteného vniknutou vodou z formácie;
rozšírenie výroby a zvýšenie výroby nízkotlakového plynu;
spracovanie uhľovodíkov v teréne pri nízkych vstupných tlakoch (< 1 МПа).

Okrem toho je potrebné vytvoriť vysoko efektívne zariadenia na stláčanie nízkotlakového plynu, ako aj vyvinúť technológie a zariadenia na spracovanie nízkotlakového plynu priamo v teréne.

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

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

OAO Gazprom plánuje zvýšiť úroveň produkcie plynu do roku 2010 na 550-560 bcm, v roku 2020 na 580-590 bcm (pozri obr. 2), do roku 2030 na 610-630 bcm. Plánovaná úroveň produkcie plynu do roku 2010 sa má dosiahnuť na úkor existujúcich a nových ložísk uvedených do rozvoja v regióne Nadym-Pur-Taz: Južno-Russkoye, spodnokriedové ložiská Zapolyarnoye a Pestsovoy, Achimovské ložiská v Urengoyskoye . Realita a ekonomická uskutočniteľnosť sú dané 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.

Spoločnosť OAO Gazprom sa v decembri 2006 rozhodla uviesť do rozvoja polia plynového kondenzátu Bovanenkovskoje (2011), Shtokmanovskoye (2013) a Kharasaveyskoye (2014).

Záver
Ťažba ropy a plynu sa v súčasnej fáze vyvíja podľa scenárov, ktoré sa líšia od vládnej „Energetickej stratégie...“. Ročné úrovne ťažby ropy výrazne prevyšujú maximálny variant a ťažba plynu už 10 rokov prakticky nerastie. 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, akými sú zmeny v ceny ropy. Prevládajúcim dôvodom neplnenia strategického programu je však oslabenie úlohy štátu v regulácii a riadení energetického sektora hospodárstva.

Vo svetle udalostí, ktoré sa udiali za posledných 10 rokov a zmien v štruktúre a kvantitatívnych charakteristikách surovinovej základne ťažby ropy a plynu, stavu ťažobných kapacít, prevládajúcich podmienok ťažby ropy na vyspelých ložiskách , existujúcich a vo výstavbe hlavných ropovodov a plynovodov, úprava „Energetickej stratégie...“ zásadná zo strednodobého a dlhodobého hľadiska. Vypracovanie takejto stratégie umožní posúdiť reálne možnosti ťažby ropy a plynu na základe technicko-ekonomických cieľových 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 ropných a plynárenských projektov charakterizovaných ťažko dostupnými extrémnymi bansko-geologickými a prírodno-geografickými podmienkami. (polia na polostrove Jamal, šelf arktických morí, vo vodných oblastiach zálivov Ob a Taz, vo východnej Sibíri a na Ďalekom východe). Globálne ropné a plynárenské projekty si vyžadujú obrovské výdavky na ich rozvoj, rozsiahlu spoluprácu a konsolidáciu síl a prostriedkov, zásadne nové technológie vo všetkých fázach výroby, nové typy strojov a zariadení.

Z hľadiska náročnosti riešenia technických, organizačných, finančných problémov, prácnosti prác sú tieto projekty primerané vesmírnym programom. 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. Rozvoj začatých prác je obmedzený existujúcimi pravidlami a nariadeniami, ktoré sa líšia od modernej svetovej praxe.

Možnosť realizácie rozsiahlych unikátnych projektov v oblasti ropy a zemného plynu, v ešte väčšej miere ako pri tradičných objektoch, závisí od stimulujúceho legislatívneho a regulačného rámca využívania podložia (zákon o podloží), veľkosti diferencovaných platieb nájomného a dane z ťažby nerastov.

Prekonanie právnych prekážok ďalšieho rozvoja ťažby ropy a plynu je dôležitou podmienkou realizácie štátom vyhlásených ambicióznych plánov, ktoré zaručujú 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

	Negácia nie so slovesami (v osobnom tvare, v infinitíve, v tvare gerundia) sa píše samostatne: nebrať, nebol, nevedieť, pomaly
	Prezentácia, správa o hlavných črtách filozofie renesancie
	Štýl beletrie
	Deti zeme Prezentácia Sme deti zeme pre záhradu
	Prezentácia na tému bariéry v komunikácii, prácu vykonali žiaci Bez komunikácie sa zomkneme do seba.

2023 "kingad.ru" - ultrazvukové vyšetrenie ľudských orgánov