PRODUKCJA ROPY I GAZU
Nowoczesne metody wydobycie ropy naftowej poprzedzano metodami prymitywnymi:
Pobieranie ropy z powierzchni zbiorników;
Obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem;
Wydobywanie ropy z dołów i studni.
Pobieranie ropy naftowej z powierzchni otwartych zbiorników wodnych - jest to najwyraźniej jedna z najstarszych metod jego wydobywania. Używano go w Medii, Asyro-Babilonii i Syrii p.n.e., na Sycylii w I w. n.e. itd. W Rosji wydobycie ropy naftowej poprzez zbieranie jej z powierzchni rzeki Uchty zorganizował w 1745 r. F.S. Priadunow. W 1858 roku na wyspie. Cheleken, a w 1868 roku w Chanacie Kokand zbierano ropę w rowach, budując tamę z desek. Indianie amerykańscy, gdy odkryli ropę na powierzchni jezior i strumieni, kładli na wodzie koc, aby wchłonąć ropę, a następnie wyciskali ją do pojemnika.
Obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem, w celu ich wydobycia po raz pierwszy opisał je włoski naukowiec F. Ariosto w XV wieku: w pobliżu Modeny we Włoszech gleby zawierające ropę kruszyono i podgrzewano w kotłach; następnie umieszczono je w workach i sprasowano za pomocą prasy. W 1819 roku we Francji w wyniku wydobycia zagospodarowano roponośne warstwy wapienia i piaskowca. Wydobytą skałę umieszczano w kadzi wypełnionej gorącą wodą. Podczas mieszania olej wypływał na powierzchnię wody i był zbierany za pomocą wyciskarki. W latach 1833...1845 Na brzegach Morza Azowskiego wydobywano piasek nasączony ropą. Następnie umieszczano je w dołach o pochyłym dnie i podlewano wodą. Olej wypłukany z piasku zbierano z powierzchni wody za pomocą kępek trawy.
Wydobywanie ropy naftowej z dołów i studni znany również od czasów starożytnych. W Kissia – starożytnym regionie pomiędzy Asyrią a Medią – w V wieku. PRZED CHRYSTUSEM Olej wydobywano za pomocą skórzanych wiader – bukłaków.
Na Ukrainie pierwsze wzmianki o wydobyciu ropy naftowej pochodzą z początku XVII wieku. W tym celu wykopano doły o głębokości 1,5...2 m, do których wyciekała ropa naftowa wraz z wodą. Następnie mieszaninę zebrano do beczek zamkniętych na dnie korkami. Gdy wypłynął lżejszy olej, wykręcano korki i spuszczano osadzoną wodę. Do 1840 r. głębokość dołów osiągnęła 6 m, później zaczęto wydobywać ropę ze studni o głębokości około 30 m.
Na półwyspach Kercz i Taman od czasów starożytnych produkcję oliwy prowadzono za pomocą słupa, do którego przywiązywano filc lub kok z włosia końskiego. Opuszczono je do studni, a następnie wyciśnięto oliwę do przygotowanego pojemnika.
Na Półwyspie Abszerońskim wydobycie ropy ze studni znane jest już od VIII wieku. OGŁOSZENIE Podczas ich budowy najpierw wyrwano otwór w kształcie odwróconego (odwróconego) stożka aż do zbiornika ropy. Następnie wykonano półki po bokach wykopu: przy średniej głębokości zanurzenia stożka 9,5 m - co najmniej siedem. Średnia ilość ziemi wydobytej podczas kopania takiej studni wynosiła około 3100 m3. Następnie ściany studni od samego dołu do powierzchni zabezpieczono drewnianą ramą lub deskami. W dolnych koronach wykonano otwory umożliwiające przepływ oleju. Wyciągano go ze studni za pomocą bukłaków, które podnosino za pomocą ręcznej wciągarki lub przy pomocy konia.
W swojej relacji z podróży na Półwysep Abszeroński w 1735 r. dr I. Lerche napisał: „...w Bałakhanach znajdowały się 52 złoża ropy naftowej o głębokości 20 sążni (1 sążń = 2,1 m), z których część mocno uderzyła i co roku dostarczaj 500 batmanów ropy…” (1 batman = 8,5 kg). Według akademika S.G. Ameliny (1771) głębokość odwiertów naftowych w Bałachanach sięgała 40...50 m, a średnica czyli bok kwadratowego przekroju odwiertu wynosiła 0,7...! M.
W 1803 r. kupiec z Baku Kasymbek zbudował w morzu dwa odwierty naftowe w odległości 18 i 30 m od brzegu Bibi-Heybat. Studnie chroniono przed wodą skrzynką wykonaną z ciasno dzianych desek. Od wielu lat wydobywa się z nich olej. W 1825 roku podczas sztormu studnie zostały zniszczone i zalane przez wody Morza Kaspijskiego.
Do czasu podpisania traktatu pokojowego w Gulistanie między Rosją a Persją (grudzień 1813 r.), kiedy do naszego kraju przystąpiły chanaty Baku i Derbent, na Półwyspie Abszerońskim znajdowało się rocznie 116 odwiertów z czarną ropą i jeden z „białą” ropą. uzyskując około 2400 ton tego cennego produktu. W 1825 r. ze studni w rejonie Baku wydobyto już 4126 ton ropy.
Dzięki metodzie odwiertowej technologia wydobycia ropy naftowej nie zmieniła się od wieków. Ale już w 1835 roku urzędnik wydziału górniczego Fallendorf w Taman po raz pierwszy użył pompy do pompowania oleju przez opuszczoną drewnianą rurę. Szereg ulepszeń technicznych wiąże się z nazwiskiem inżyniera górnictwa N.I. Woskobojnikowa. Aby zmniejszyć objętość prac wydobywczych, zaproponował budowę szybów naftowych w formie szybu kopalnianego, a w latach 1836...1837. przeprowadził przebudowę całego systemu magazynowania i dystrybucji ropy w Baku i Balakhani. Ale jednym z głównych wydarzeń jego życia było wiercenie pierwszego na świecie szybu naftowego w 1848 roku.
Przez długi czas wydobycie ropy naftowej drogą wierceń odwiertowych było w naszym kraju traktowane z uprzedzeniami. Uważano, że skoro przekrój odwiertu jest mniejszy niż przekrój odwiertu naftowego, to dopływ ropy do odwiertów jest znacznie mniejszy. Nie wzięto przy tym pod uwagę, że głębokość studni jest znacznie większa, a pracochłonność ich budowy mniejsza.
Mój negatywna rola odegrała wypowiedź akademika G.V., który odwiedził Baku w 1864 roku. Abiha, że wiercenia tutaj nie spełniają oczekiwań i że „...zarówno teoria, jak i doświadczenie w równym stopniu potwierdzają opinię o konieczności zwiększenia liczby odwiertów…”
Podobna opinia istniała już od jakiegoś czasu w sprawie wierceń w Stanach Zjednoczonych. I tak w rejonie, gdzie E. Drake wykonał swój pierwszy odwiert naftowy, wierzono, że „ropa naftowa to ciecz wypływająca kroplami z węgla zalegającego na pobliskich wzgórzach, że nie ma sensu wiercić ziemi w celu jej wydobycia i że Jedynym sposobem na jej zebranie jest kopanie rowów.”
Niemniej jednak praktyczne rezultaty wiercenie studni stopniowo zmieniało tę opinię. Ponadto dane statystyczne dotyczące wpływu głębokości odwiertów na wydobycie ropy naftowej wskazywały na potrzebę rozwoju wierceń: w 1872 r. średnie dzienne wydobycie ropy z jednego odwiertu o głębokości 10...11 m wynosiło 816 kg, w 14.. 0,16 m – 3081 kg, a przy głębokości ponad 20 m – już 11 200 kg.
Podczas eksploatacji odwiertów producenci ropy starali się przenieść je do trybu płynięcia, ponieważ to był najłatwiejszy sposób na zdobycie tego. Pierwszy potężny wyciek ropy w Bałachanach miał miejsce w 1873 r. w miejscu Khalafi. W 1878 roku odwiertem w Z.A. wydobyto duży lejek ropy. Tagijewa w Bibi-Heybat. W 1887 r. metodą płynącą wydobywano w Baku 42% oliwy.
Przymusowe wydobywanie ropy ze studni doprowadziło do szybkiego wyczerpania się warstw roponośnych przylegających do ich pnia, a reszta (większość) pozostała w głębinach. Ponadto, w związku z brakiem wystarczającej liczby magazynów, już na powierzchni ziemi wystąpiły znaczne straty ropy. I tak w 1887 r. fontanny wyrzuciły 1088 tys. ton ropy, a zebrano jedynie 608 tys. ton. Na terenach wokół fontann utworzyły się rozległe jeziora ropy, w których w wyniku parowania utracono najcenniejsze frakcje. Sam zwietrzały olej stał się nienadający się do przerobu i uległ spaleniu. Stojące jeziora ropy płonęły przez wiele dni z rzędu.
Ropę wydobywano ze studni, w których ciśnienie było niewystarczające do wypływu, za pomocą czerpaków cylindrycznych o długości do 6 m, w ich dnie instalowano zawór, który otwierał się przy opuszczeniu czerpaka i zamykał się pod ciężarem wydobywanej cieczy wciśnięty do góry. Nazwano metodę wydobywania ropy naftowej za pomocą ubijaków Tartan
Pierwsze eksperymenty na zastosowanie pomp głębinowych do produkcji ropy naftowej przeprowadzono w USA w 1865 r. W Rosji metodę tę zaczęto stosować w 1876 r. Jednak pompy szybko zatykały się piaskiem, a przemysłowcy naftowi nadal preferowali ubijak. Ze wszystkich znanych metod ekstrakcji oleju kamień nazębny pozostał głównym: w 1913 roku wydobyto za jego pomocą 95% całej oliwy.
Niemniej jednak myśl inżynierska nie stała w miejscu. W latach 70-tych XIX wieku. V.G. – zasugerował Szuchow Kompresorowa metoda produkcji oleju poprzez dostarczenie sprężonego powietrza do studni (tzw. podnośnik powietrzny). Technologię tę przetestowano w Baku dopiero w 1897 roku. Inną metodę wydobycia ropy naftowej - windę gazową - zaproponował M.M. Tichwińskiego w 1914 r
Wyloty gazu ziemnego pochodzącego ze źródeł naturalnych były wykorzystywane przez człowieka od niepamiętnych czasów. Później zastosowanie znalazł gaz ziemny pozyskiwany ze studni i odwiertów. W 1902 roku wykonano pierwszy odwiert w Sura-Chany koło Baku, wydobywając gaz przemysłowy z głębokości 207 m.
Nowoczesne metody wydobywania ropy naftowej poprzedzone były metodami prymitywnymi:
zbieranie ropy z powierzchni zbiorników;
obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem;
wydobycie ropy z dołów i studni.
Zbieranie ropy naftowej z powierzchni otwartych zbiorników wodnych jest podobno jedną z najstarszych metod jej wydobycia. Używano go w Medii, Asyro-Babilonii i Syrii p.n.e., na Sycylii w I wieku n.e. itd. W Rosji ropę wydobywano poprzez zbieranie jej z powierzchni rzeki Uchty w 1745 roku. zorganizowany przez F.S. Priadunow. W 1868 roku w Chanacie Kokand zbierano ropę w rowach, tworząc tamę z desek. Indianie amerykańscy, gdy odkryli ropę na powierzchni jezior i strumieni, kładli na wodzie koc, aby wchłonąć ropę, a następnie wyciskali ją do pojemnika.
Obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem, w celu jego wydobycia, po raz pierwszy opisał włoski naukowiec F. Ariosto w XV wieku: w pobliżu Modeny we Włoszech gleby zawierające ropę kruszyono i podgrzewano w kotłach; następnie umieszczono je w workach i sprasowano za pomocą prasy. W 1819 roku we Francji w wyniku wydobycia zagospodarowano roponośne warstwy wapienia i piaskowca. Wydobytą skałę umieszczano w kadzi wypełnionej gorącą wodą. Podczas mieszania olej wypływał na powierzchnię wody i był zbierany za pomocą wyciskarki. W latach 1833-1845. Na brzegach Morza Azowskiego wydobywano piasek nasączony ropą. Następnie umieszczano je w dołach o pochyłym dnie i podlewano wodą. Olej wypłukany z piasku zbierano z powierzchni wody za pomocą kępek trawy.
Wydobywanie ropy naftowej z dołów i studni znany również od czasów starożytnych. W Kissia – starożytnym regionie pomiędzy Asyrią a Medią – w V wieku. PRZED CHRYSTUSEM Olej wydobywano za pomocą skórzanych wiader zwanych bukłakami.
Na Ukrainie pierwsze wzmianki o wydobyciu ropy naftowej pochodzą z początku XV wieku. W tym celu wykopali doły o głębokości 1,5-2 m, do których wyciekał olej wraz z wodą. Następnie mieszaninę zebrano do beczek zamkniętych na dnie korkami. Gdy wypłynął lżejszy olej, wykręcano korki i spuszczano osadzoną wodę. Do 1840 r. głębokość dołów osiągnęła 6 m, później zaczęto wydobywać ropę ze studni o głębokości około 30 m.
Na półwyspach Kercz i Taman od czasów starożytnych produkcję oliwy prowadzono za pomocą słupa, do którego przywiązywano filc lub kok z włosia końskiego. Opuszczano je do studni, a następnie do przygotowanego pojemnika wyciskano oliwę.
Na Półwyspie Abszerońskim wydobycie ropy ze studni znane jest już od XIII wieku. OGŁOSZENIE Podczas ich budowy najpierw wyrwano otwór w kształcie odwróconego (odwróconego) stożka aż do zbiornika ropy. Następnie wykonano półki po bokach wykopu: przy średniej głębokości zanurzenia stożka 9,5 m, co najmniej 7. Średnia ilość ziemi usuwanej podczas kopania takiej studni wynosiła około 3100 m 3; wówczas ściany studni od samego dna do powierzchni zabezpieczono drewnianą ramą lub deskami, w dolnych koronach wykonano otwory na dopływ olej. Wyciągano go ze studni za pomocą bukłaków, które podnosino za pomocą ręcznej wciągarki lub przy pomocy konia.
W swojej relacji z podróży na Półwysep Abszeroński w 1735 r. dr I. Lerche napisał: „... W Bałachanach znajdowały się 52 złoża ropy naftowej o głębokości 20 sążni (1 sążń - 2,1 m), z czego niektóre mocno uderzyły i dostarczają rocznie 500 batmanów ropy…” (1 batman 8,5 kg). Według akademika S.G. Ameliny (1771) głębokość odwiertów naftowych w Bałachanach sięgała 40-50 m, a średnica lub bok kwadratowego przekroju odwiertu wynosiła 0,7-1 m.
W 1803 r. kupiec z Baku Kasymbek zbudował w morzu dwa odwierty naftowe w odległości 18 i 30 m od brzegu Bibi-Heybat. Studnie chroniono przed wodą skrzynką wykonaną z ciasno dzianych desek. Od wielu lat wydobywa się z nich olej. W 1825 roku podczas sztormu studnie zostały zniszczone i zalane przez wody Morza Kaspijskiego.
Dzięki metodzie odwiertowej technologia wydobycia ropy naftowej nie zmieniła się od wieków. Ale już w 1835 roku urzędnik wydziału górniczego Fallendorf w Taman po raz pierwszy użył pompy do pompowania oleju przez opuszczoną drewnianą rurę. Szereg ulepszeń technicznych wiąże się z nazwiskiem inżyniera górnictwa N.I. Woskobojnikowa. Aby zmniejszyć objętość prac wykopaliskowych, zaproponował budowę szybów naftowych w formie szybu kopalnianego, a w latach 1836–1837. przeprowadził rekonstrukcję całego systemu magazynowania i dostarczania ropy w Baku i Balakhani, ale jednym z głównych wydarzeń jego życia było wiercenie pierwszego na świecie odwiertu naftowego 1848.
Przez długi czas wydobycie ropy naftowej drogą wierceń odwiertowych było w naszym kraju traktowane z uprzedzeniami. Uważano, że skoro przekrój odwiertu jest mniejszy niż przekrój odwiertu naftowego, to dopływ ropy do odwiertów jest znacznie mniejszy. Nie wzięto przy tym pod uwagę, że głębokość studni jest znacznie większa, a pracochłonność ich budowy mniejsza.
Podczas eksploatacji odwiertów producenci ropy starali się przenieść je do trybu płynięcia, ponieważ to był najłatwiejszy sposób na zdobycie tego. Pierwszy potężny wyciek ropy w Bałachanach miał miejsce w 1873 r. w miejscu Khalafi. W 1887 r. metodą płynącą wydobywano w Baku 42% oliwy.
Przymusowe wydobywanie ropy ze studni doprowadziło do szybkiego wyczerpania się warstw roponośnych przylegających do ich pnia, a reszta (większość) pozostała w głębinach. Ponadto, w związku z brakiem wystarczającej liczby magazynów, już na powierzchni ziemi wystąpiły znaczne straty ropy. I tak w 1887 roku fontanny wyrzuciły 1088 tys. ton ropy, a zebrano jedynie 608 tys. ton. W okolicach fontann utworzyły się rozległe jeziora ropy, w których w wyniku parowania utracono najcenniejsze frakcje. Sam zwietrzały olej stał się nienadający się do przerobu i uległ spaleniu. Stojące jeziora ropy płonęły przez wiele dni z rzędu.
Ropę wydobywano ze studni, w których ciśnienie było niewystarczające do wypływu, za pomocą czerpaków cylindrycznych o długości do 6 m, w ich dnie instalowano zawór, który otwierał się przy opuszczeniu czerpaka i zamykał się pod ciężarem wydobywanej cieczy wciśnięty do góry. Nazwano metodę wydobywania ropy naftowej za pomocą ubijaków tartan,V 1913, przy jego pomocy wydobyto 95% całej ropy.
Jednak myśl inżynierska nie stała w miejscu. W latach 70-tych XIX wieku. V.G. – zasugerował Szuchow Kompresorowa metoda produkcji oleju poprzez doprowadzenie sprężonego powietrza do studni (podnośnik powietrzny). Technologię tę przetestowano w Baku dopiero w 1897 roku. Inną metodę wydobycia ropy naftowej – podnośnik gazowy – zaproponował M.M. Tichwińskiego w 1914 r
Wyloty gazu ziemnego pochodzącego ze źródeł naturalnych były wykorzystywane przez człowieka od niepamiętnych czasów. Później zastosowanie znalazł gaz ziemny pozyskiwany ze studni i odwiertów. W 1902 roku w Surakhani koło Baku wykonano pierwszy odwiert, wydobywając gaz przemysłowy z głębokości 207 m.
W rozwoju przemysłu naftowego Można wyróżnić pięć głównych etapów:
I etap (przed 1917 r.) – okres przedrewolucyjny;
Etap II (od 1917 do 1941) okres przed Wielkim Wojna Ojczyźniana;
Etap III (od 1941 do 1945) – okres Wielkiej Wojny Ojczyźnianej;
Etap IV (od 1945 do 1991) – okres przed rozpadem ZSRR;
Etap V (od 1991) – okres nowożytny.
Okres przedrewolucyjny. Ropa naftowa jest znana w Rosji od dawna. Już w XVI wieku. Rosyjscy kupcy handlowali ropą z Baku. Za Borysa Godunowa (XVI w.) do Moskwy dostarczono pierwszą ropę wydobywaną na rzece Uchta. Ponieważ słowo „ropa” weszło do języka rosyjskiego dopiero pod koniec XVIII wieku, nazywano je wówczas „gęstą płonącą wodą”.
W 1813 roku chanaty Baku i Derbent, posiadające najbogatsze zasoby ropy naftowej, zostały przyłączone do Rosji. Wydarzenie to wywarło ogromny wpływ na rozwój rosyjskiego przemysłu naftowego przez następne 150 lat.
Kolejnym dużym obszarem wydobycia ropy naftowej w przedrewolucyjnej Rosji był Turkmenistan. Ustalono, że w rejonie Nebit-Dag wydobywano czarne złoto około 800 lat temu. W 1765 roku na wyspie. Cheleken miał 20 odwiertów naftowych o łącznej rocznej produkcji około 64 ton rocznie. Według rosyjskiego odkrywcy Morza Kaspijskiego N. Muravyova w 1821 roku Turkmeni wysłali łodzią do Persji około 640 ton ropy. W 1835 roku została zabrana z wyspy. Cheleken bardziej niż z Baku, choć to właśnie Półwysep Abszeroński był obiektem wzmożonego zainteresowania przemysłowców naftowych.
Rozwój przemysłu naftowego w Rosji rozpoczął się w 1848 roku.
W 1957 r. Federacja Rosyjska odpowiadała za ponad 70% wydobycia ropy, a Tatarstan zajmował pierwsze miejsce w kraju pod względem wydobycia ropy.
Głównym wydarzeniem tego okresu było odkrycie i rozpoczęcie zagospodarowania najbogatszych złóż ropy naftowej w Zachodnia Syberia. Już w 1932 roku akademik I.M. Gubkin wyraził pomysł konieczności rozpoczęcia systematycznych poszukiwań ropy na wschodnim zboczu Uralu. W pierwszej kolejności zebrano informacje na temat obserwacji naturalnych wycieków ropy (rzeki Bolszoj Jugan, Belaya itp.). W 1935 r Rozpoczęły się tu prace geologiczne, które potwierdziły obecność substancji ropopochodnych. Nie było jednak Big Oil. Prace poszukiwawcze trwały do 1943 r., a następnie wznowiono je w 1948 r. Dopiero w 1960 r. odkryto złoże naftowe Szaimskoje, a następnie Megionskoje, Ust-Bałykskoje, Surgutskoje, Samotlorskoje, Varieganskoje, Lyantorskoye, Kholmogorskoye i inne Za rok 1965 uznaje się produkcję na Syberii Zachodniej, kiedy to wydobyto około 1 miliona ton. Już w 1970 roku wydobycie ropy naftowej wyniosło tu 28 milionów ton, a w 1981 roku - 329,2 miliona ton. Zachodnia Syberia stała się głównym regionem wydobycia ropy naftowej w kraju, a ZSRR znalazł się w czołówce świata w wydobyciu ropy.
W 1961 roku na polach Uzen i Żetybai w zachodnim Kazachstanie (półwysep Mangyszlak) wyprodukowano pierwsze fontanny oliwne. Ich rozwój przemysłowy rozpoczął się w 1965 roku. Tylko na tych dwóch złożach wydobywalne zasoby ropy naftowej sięgały kilkuset milionów ton. Problem polegał na tym, że oleje Mangyshlak były silnie parafinowe i miały temperaturę krzepnięcia +30...33°C. Niemniej jednak w 1970 r. wydobycie ropy na półwyspie wzrosło do kilku milionów ton.
Systematyczny wzrost wydobycia ropy naftowej w kraju trwał do 1984 roku. W latach 1984-85. Nastąpił spadek wydobycia ropy. W latach 1986-87 ponownie wzrosła, osiągając maksimum. Jednak od 1989 roku produkcja ropy zaczęła spadać.
Okres nowożytny. Po rozpadzie ZSRR kontynuowany był spadek wydobycia ropy naftowej w Rosji. W 1992 r. wyniosło 399 mln ton, w 1993 r. – 354 mln ton, w 1994 r. – 317 mln ton, w 1995 r. – 307 mln ton.
Utrzymujący się spadek wydobycia ropy naftowej wynika z nie wyeliminowania wpływu szeregu obiektywnych i subiektywnych czynników negatywnych.
Po pierwsze, pogorszyła się baza surowcowa przemysłu. Stopień zaangażowania w zagospodarowanie i wyczerpanie złóż w podziale na regiony jest bardzo wysoki. Na Kaukazie Północnym 91,0% potwierdzonych zasobów ropy naftowej jest zaangażowanych w zagospodarowanie, a wyczerpanie złóż wynosi 81,5%. W regionie Ural-Wołga liczby te wynoszą odpowiednio 88,0% i 69,1%, w Republice Komi - 69,0% i 48,6%, na zachodniej Syberii - 76,8% i 33,6%.
Po drugie, zmniejszył się przyrost zasobów ropy naftowej w związku z nowo odkrytymi złożami. Ze względu na gwałtowny spadek finansowania organizacje zajmujące się badaniami geologicznymi ograniczyły zakres prac geofizycznych i odwiertów poszukiwawczych. Doprowadziło to do spadku liczby nowo odkrywanych złóż. Tak więc, jeśli w latach 1986-90. wówczas w latach 1991-95 zasoby ropy naftowej w nowo odkrytych złożach wynosiły 10,8 mln ton. - tylko 3,8 mln ton.
Po trzecie, ubytek wody w produkowanym oleju jest wysoki. Oznacza to, że przy tych samych kosztach i wielkości produkcji płynu złożowego, produkuje się coraz mniej samej ropy.
Po czwarte, koszty restrukturyzacji wpływają. W wyniku załamania się starego mechanizmu gospodarczego wyeliminowano sztywne, scentralizowane zarządzanie branżą, a nowe dopiero się tworzy. Wynikająca z tego nierównowaga cen ropy z jednej strony, a sprzętu i materiałów z drugiej, skomplikowała techniczne wyposażenie złóż. Jest to jednak konieczne właśnie teraz, gdy większość sprzętu wygasła, a wiele dziedzin wymaga przejścia z płynnej metody produkcji na metodę pompowania.
Wreszcie liczne błędne obliczenia poczynione w ubiegłych latach dają o sobie znać. Dlatego w latach 70. wierzono, że zasoby ropy naftowej w naszym kraju są niewyczerpane. Zgodnie z tym nacisk kładziono nie na rozwój własnych rodzajów produkcji przemysłowej, lecz na zakup gotowych wyrobów przemysłowych za granicą za walutę otrzymaną ze sprzedaży ropy. Ogromne sumy pieniędzy wydano na utrzymanie pozorów dobrobytu w społeczeństwie sowieckim. Przemysł naftowy otrzymał minimalne fundusze.
Na półce Sachalin w latach 70. i 80. Odkryto duże złoża, które nie zostały jeszcze oddane do użytku. Tymczasem mają zapewniony ogromny rynek w krajach regionu Azji i Pacyfiku.
Jakie są perspektywy rozwoju krajowego przemysłu naftowego?
Nie ma jednoznacznej oceny zasobów ropy naftowej w Rosji. Różni eksperci podają dane dotyczące wielkości zasobów wydobywalnych od 7 do 27 miliardów ton, co stanowi od 5 do 20% światowej. Rozkład zasobów ropy naftowej w Rosji przedstawia się następująco: Zachodnia Syberia – 72,2%; Region Ural-Wołga - 15,2%; prowincja Timan-Peczora – 7,2%; Republika Sacha (Jakucja), terytorium Krasnojarska, obwód irkucki, półka Morze Ochockie- około 3,5%.
W 1992 r. rozpoczęła się strukturalna restrukturyzacja rosyjskiego przemysłu naftowego: idąc za przykładem Kraje zachodnie zaczęto tworzyć pionowo zintegrowane koncerny naftowe kontrolujące produkcję i rafinację ropy naftowej oraz dystrybucję otrzymywanych z niej produktów naftowych.
Obiecujące zasoby (kategoria C3) znajdują się głównie w północnych regionach naftowo-gazowych: 80% z nich koncentruje się na polach naftowych i gazowych Nadym-Pur, Sredneobskaya, Pur-Tazovskaya i Frolovskaya. Stratygraficznie największe ilości obiecujących zasobów ropy naftowej są związane z kompleksami Neokom (35%), Tiumeń (31%), Achimov (19%) i Wasyugan (15%), przy czym bardziej aktywna i niezawodna część ogranicza się do Neokomu i Kompleksy Vasyugana. Cechą charakterystyczną zasobów ropy kategorii C3 jest ich niska koncentracja w wielu strukturach. Dlatego odkrycia polowe w obiektach ocenianych w kategorii C3 będą w większości niewielkie pod względem zasobów, głównie 3-10 mln ton.
Obiecujące zasoby ropy naftowej, ze względu na fakt, że znaczna ich część zlokalizowana jest w złożach o niskiej produktywności, charakteryzują się niekorzystną charakterystyką produktywności. Zatem zasoby o natężeniu przepływu odwiertu mniejszym niż 10 ton/dzień stanowią 50%.
Na stan zasobów ropy kategorii C3 negatywnie wpływa ich mała sprawdzalność w przeliczeniu na potwierdzone i wstępnie oszacowane zasoby. Współczynnik niezawodności obiecujących zasobów różni się znacznie w czasie i w zależności od poszczególnych obszarów wydobycia ropy. Według IGiRGI i SibNIINP jego wartość w ostatniej dekadzie wyniosła 0,4.
Zaprezentowane dane wskazują na napiętą sytuację w regionie w zakresie wyboru najbardziej perspektywicznych konstrukcji do wprowadzenia do głębokich wierceń.
Zdecydowana większość nieodkrytych zasobów ropy naftowej (około 80%) na Syberii Zachodniej to zasoby przewidywane. Jednocześnie w związku z wysoki stopień Na podstawie badań zawartości ropy naftowej w województwie na poziomie regionalnym prawie wszystkie zasoby zostały zaliczone do kategorii D1. Około 30% przewidywanych zasobów ropy naftowej szacuje się na trudno dostępne północne regiony zachodniej Syberii – pola naftowe i gazowe Nadym-Pur, Pur-Taz, Jamał i Gydan.
Prognozowane zasoby ropy naftowej charakteryzują się znacznym zmniejszeniem (w porównaniu do skumulowanej produkcji i potwierdzonych zasobów ropy) ich udziału w wysoko produktywnym kompleksie skalnym Neokomu (ryc. 1). Jeżeli z osadów kompleksu neokomskiego wydobyto 86% ropy, a udział potwierdzonych złóż w tych osadach wynosi około 55%, to udział nieodkrytych zasobów ropy (kategoria D1+D2+C3) wynosi tylko 39%. Zwiększa się udział zasobów w gliniastych zbiornikach polimiktowych formacji tiumeńskiej (24,0%), które na ogół mają niskie właściwości filtracyjne i zbiornikowe. Zasoby ropy z nimi związane są w dużej mierze trudne do odzyskania. W złożach kompleksu achimowskiego, a nawet neokomańskiego znajduje się duża część zasobów trudnych do odzyskania. W tym ostatnim prawie jedna trzecia zasobów ropy naftowej związana jest ze złożami ropy i gazu.
Doświadczenie w badaniach geologicznych ostatnie lata na Syberii Zachodniej wskazuje na stopniowy wzrost liczby pułapek innych niż łukowe objętych eksploracją. Dlatego znaczna część przewidywanych zasobów ropy naftowej związana jest ze złożami o bardziej złożonym charakterze struktura geologiczna niż potwierdzone zasoby. Jeśli te ostatnie ograniczają się głównie do stosunkowo prostych wypiętrzeń antyklinalnych, które można wiarygodnie wykryć metodami geofizycznymi, to w przypadku zasobów prognozowanych należy spodziewać się znacznego wzrostu udziału pułapek różnych typów nieantyklinalnych. Według najnowszej prognozy udział zasobów ropy naftowej w pułapkach nieantyklinalnych na Syberii Zachodniej wynosi 67%. Identyfikacja i przygotowanie do wiercenia takich pułapek wymaga bardziej zaawansowanych metod eksploracji geologicznej, przede wszystkim badań sejsmicznych, a przygotowanie dla nich złóż wymaga większego wolumenu głębokich wierceń.
Najważniejszą cechą jakości złóż i nieodkrytych zasobów ropy naftowej jest wielkość zasobów złóż. Retrospektywna analiza odkryć i ekstrapolacja powstających zależności w przyszłość wykazała, że największe złoża średniej wielkości odkryto w latach 1965-1971. (ponad 300 mln ton). Do tego czasu średni rozmiar zasoby odkrytych złóż ropy spadły do 20 mln ton. W przyszłości nastąpi dalsze zmniejszanie się średniej wielkości złóż i wielkości największych złóż (ryc. 2).
Rysunek 2. Dynamika średnich zasobów ropy naftowej na polach otwartych
Spośród złóż ropy naftowej i ropy naftowej i gazu odkrytych w zachodniej Syberii 50% zalicza się do złóż małych, których maksymalne zasoby mieszczą się w przedziale 3–10 mln ton, jednak 37% wstępnie zbadanych złóż obejmuje siedem unikalnych złóż.
Wykres rozkładu odkrytych złóż według klas wielkości ma wygląd symetryczny, gdzie liczba złóż maleje dla złóż największych i najmniejszych. Ocena struktury zasobów nieodkrytych na podstawie matematycznego rozkładu Pareto wykazała istotną różnicę pomiędzy rozkładem przewidywanym a rzeczywistym w obszarze złóż małych i średnich. Generalnie im mniejsze są zasoby złóż, tym większa jest ich liczba. Przewiduje się, że większość nieodkrytych zasobów ropy naftowej reprezentowana jest przez kilka tysięcy małych (poniżej 10 mln ton) i 250-300 średnich złóż. Wśród dużych dominują pola naftowe o zasobach 30-100 mln ton, których przewiduje się odkrycie kilku dużych złóż o zasobach 100-200 mln ton. Szczególną kwestią jest ocena prawdopodobieństwa odkrycia złóż unikalnej ropy rezerwy. Na Syberii Zachodniej, zgodnie z ilościową oceną prognozowanych zasobów ropy naftowej i stosowanym prawem dystrybucyjnym, możliwe jest odkrycie jednego lub dwóch unikalnych złóż. Jednak porównanie wielkości powierzchni unikalnych złóż (300 km2 i więcej) wskazuje na małe prawdopodobieństwo odkrycia złóż unikalnych pod względem wielkości złóż ropy naftowej na Syberii Zachodniej. Nawiasem mówiąc, od 1983 roku na zachodniej Syberii nie odkryto złóż o unikalnych rezerwach.
Tak więc prowincja zachodniosyberyjska, największa pod względem zasobów ropy wszystkich kategorii, charakteryzowała się w ostatnich latach poważnym spadkiem wydobycia, czego najważniejszą przyczyną geologiczną jest pogorszenie jakości złóż, w tym wysoka stopień wyczerpywania zagospodarowanych złóż oraz konsekwentne gromadzenie w bilansie zasobów o niższej jakości, w tym trudnych do wydobycia, których udział w całkowitym wolumenie aktualnie potwierdzonych zasobów przekroczył połowę. Duże nieodkryte zasoby ropy naftowej zachodniej Syberii są jakościowo gorsze od złóż kategorii przemysłowej zarówno pod względem koncentracji (rezerwy złóż), jak i produktywności.
1.3 Geneza i rozwój kompleksu gazowego zachodniej Syberii
Po raz pierwszy na Syberii Zachodniej, na obrzeżach wsi Berezowo, 21 września 1953 r. w jednym ze odwiertów poszukiwawczych wydobyto potężną fontannę gazową. Odkrycie to dało impuls do dalszego rozwoju prac poszukiwawczych geologicznych. Wkrótce rozpoczął się okres licznych odkryć złóż ropy i gazu na zachodniej Syberii. 21 czerwca 1960 r. Otwarto pierwszy na Syberii Zachodniej Trehozernoe, 24 marca 1961 r. - Megionskoje, 15 października 1961 r. - Ust-Bałykskoje, w sierpniu 1962 r. - Sowietskoje, 15 listopada 1962 r. - Zapadno-Surgutskoje , 1 grudnia 1964 r. - Prawdinskoje, 3 kwietnia 1965 r. - Mamontowskie, 29 maja 1965 r. - pola naftowe Samotlor.
Około 30 lat temu zachodniosyberyjski region naftowo-gazowy znalazł się na szczycie pod względem wydobycia ropy i gazu w naszym kraju. Obecnie wydobywa się tu 66% rosyjskiego kondensatu ropy i gazu oraz 92% gazu ziemnego. Roczne światowe zużycie surowców paliwowo-energetycznych wynosi ponad 14 miliardów ton paliwa standardowego, z czego 35% to ropa naftowa, a ponad 25% to gaz ziemny. Całkowite zasoby ropy i gazu na północy zachodniej Syberii stanowią ponad jedną czwartą światowych rezerw tego rodzaju surowców paliwowo-energetycznych i pozwolą zachodniosyberyjskiej prowincji naftowo-gazowej pozostać nie tylko wiodącym regionem w Rosji w przemyśle naftowo-gazowym, ale także w całej gospodarce całego kraju od kilkudziesięciu lat. Do podstawy dochodów rosyjskiego budżetu federalnego trafia ponad 40% wpływów podatkowych z kompleksu paliwowo-energetycznego Zachodniej Syberii.
Największym złożem naftowym w naszym kraju jest złoże naftowo-gazowe Samotlor – początkowe zasoby wydobywalne wynoszą 3,3 miliarda ton. Z wnętrzności tego pola wydobyto już 2,2 miliarda ton. Następne miejsce zajmuje złoże Priobskoje z początkowymi zasobami wydobywalnymi wynoszącymi ponad 0,7 miliarda ton, Fedorovskoye ropa i kondensat gazowy – 0,7 miliarda ton, ropa Mamontovskoye – 0,6 miliarda ton, rosyjski olej napędowy – 0,4 miliarda ton itd. Największe złoża gazu ziemnego z początkowymi wydobywalnymi zasobami gazu, odpowiednio: Urengojskoje - 10,2 biliona. m3, Yamburgskoe – 6,1 biliona. m3, Bowanenkowskoje – 4,4 biliona. m3, Zapolarnoje – 3,5 biliona. m3, Miedwieże – 2,3 biliona. m3.
Kompleks wydobywczy ropy i gazu w zachodniej Syberii jest zaopatrywany w zasoby na wiele dziesięcioleci. Rozwój przemysłu naftowego, zgodnie ze strategią energetyczną Federacji Rosyjskiej, należy zapewnić poprzez zwiększenie wydobycia ropy w zachodniej Syberii do 255–270 mln ton, w tym w Chanty-Mansyjskim Okręgu Autonomicznym – do 200–220 mln ton , w Jamalo – w Nienieckim Okręgu Autonomicznym do 40–50 mln ton, na południu obwodu tiumeńskiego do 1,5–2,0 mln ton itp. Wydobycie ropy i kondensatu w Chanty-Mansyjskim Okręgu Autonomicznym może wzrosnąć do 235 mln ton w 2010 roku, przy późniejszym utrzymaniu osiągniętego poziomu dzięki uruchomieniu nowych złóż.
2. DYNAMIKA ROZWOJU PRZEMYSŁU NAFTOWEGO W REJONIE ZACHODNIOSYBERYJSKIM
Szczególne miejsce w rozwoju przemysłu naftowo-gazowego i całej gospodarki kraju zajmuje utworzenie przemysłu naftowo-gazowego na Syberii Zachodniej.
Ze względu na specyficzne warunki przyrodniczo-klimatyczne regionu przyjęto uproszczony schemat przeróbki gazu ziemnego, obejmujący minimalny asortyment produktów: gaz suchy, benzynę stabilną oraz szeroką frakcję lekkich węglowodorów przetwarzanych w kompleksach przeróbki gazu w regionie zachodniosyberyjskim.
Na Syberii Zachodniej funkcjonuje 8 zakładów przetwórstwa gazu (GPP) o wolumenie przerobu 26,2 mld m3 rocznie, 12 tłoczni o łącznej wydajności 12 mld m3 rocznie oraz cała niezbędna infrastruktura (składy towarowe, załadunek wiaduktów kolejowych itp.). ) zostały zbudowane do przetwarzania gazu ziemnego.d.).
Przedsiębiorstwa przetwórstwa gazu wraz z przedsiębiorstwami wydobywczymi pełnią funkcje ochrony środowiska, mające na celu zapobieganie spalaniu gazów podczas wydobycia ropy naftowej, a co za tym idzie, eliminację uwalniania szkodliwych substancji do środowiska.
2.1 Zakład Przeróbki Gazu w Niżniewartowsku
Składa się z czterech fabryk zlokalizowanych w jednym miejscu. Przeróbka gazu w zakładach przetwórstwa gazu nr 1, 2, 3 odbywa się zgodnie ze schematem absorpcji w niskiej temperaturze przy użyciu sprzętu domowego. Przeróbka gazu w GPP nr 4 prowadzona jest według schematu niskotemperaturowej kondensacji z turborozprężarką przy użyciu kompletnego importowanego sprzętu (ryc. 2).
Projektowa zdolność wszystkich czterech zakładów wynosi 2 miliardy m3 gazu surowego rocznie. Zakłady uruchomiono w latach 1974–1978.
Zakład przetwarza gazy ropopochodne ze wschodniej części regionu Środkowego Obu, Samotloru, Warioganskoje, Sowietskoje, Aganskoje i innych złóż zachodniej Syberii.
Dostawcami surowców do zakładu przetwórstwa gazu są firmy naftowe TNK, SIDANKO - Varyoganneft, VNK - Tomskneft itp.
Produktami handlowymi Zakładu są: gaz suchy, szeroka frakcja węglowodorów lekkich, benzyny stabilne.
Rysunek 3. Schemat ideowy przetwarzania gazu w zakładzie przetwórstwa gazu w Niżniewartowsku.
2.2 Zakład Przeróbki Gazu Jużno-Bałykski
Oddany do użytku w 1976 r. Przetwarzanie gazu odbywa się według następujących schematów:
Absorpcja w niskiej temperaturze (wydajność projektowa 0,4 miliarda m3 rocznie).
Kondensacja niskotemperaturowa (wydajność projektowa 0,6 miliarda m3 rocznie).
Kondensacja niskotemperaturowa z turborozprężarką (wydajność projektowa 1,0 miliarda m3 rocznie).
Całkowita projektowa przepustowość gazu surowego wynosi 2,0 mld m3 rocznie, w tym sprężanie gazu surowego 1,5 mld m3 rocznie. Zakład odbiera gazy ropopochodne ze złóż Mamontowskie, Jużno-Bałykskoje, Teplowskie i innych złóż zachodniej Syberii. Dostawcą gazu dla elektrowni jest koncern naftowy YUKOS (Yuganneftegaz). Głównymi produktami handlowymi przedsiębiorstwa są gaz suchy i gaz ziemny ciekły
2.3 Biełozerny GPP
Przeróbka gazu prowadzona jest metodą niskotemperaturowej kondensacji za pomocą turborozprężarki przy wykorzystaniu dwóch linii technologicznych (każda o wydajności 2000 mln m3 gazu surowego rocznie) przy wykorzystaniu kompletnego sprzętu z importu. Oddany do użytku w 1980 roku.
Rodzaj przetwarzanych surowców - gazy ropopochodne z I, II i III stopnia separacji ropy naftowej w północnej części pól naftowych Samotlor, Warioganskoje i Północno-Waryoganskoje zachodniej Syberii.
Dostawcami surowców do zakładu przetwórstwa gazu są przedsiębiorstwa wydobywcze ropy i gazu koncernów naftowych TNK i SIDANCO.
Produktami handlowymi zakładu są: gaz suchy dostarczany do głównego gazociągu RAO Gazprom i częściowo do gazociągów lokalnych, szeroka frakcja węglowodorów lekkich rurociągiem produktowym do wiaduktu Południowy Bałyk i do Zakładów Petrochemicznych w Tobolsku, benzyna stabilna poprzez rurociągiem produktowym, a także transportem samochodowym
2.4 Gubkinsky GPK
W 1988 roku wybudowano i uruchomiono dwa etapy odbioru, sprężania i suszenia gazu towarzyszącego. Przeróbka gazu prowadzona jest według schematu niskotemperaturowej kondensacji za pomocą turborozprężarki z wykorzystaniem czterech linii technologicznych. Wydajność elektrowni wynosi 2,0 mld m3 gazu rocznie.
- Nowoczesne metody wydobywania ropy naftowej poprzedzone były metodami prymitywnymi:
- — pobieranie ropy z powierzchni zbiorników;
- — obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem;
- — wydobycie ropy naftowej z dołów i studni.
Pobieranie ropy naftowej z powierzchni otwartych zbiorników wodnych- to podobno jedna z najstarszych metod jej wydobywania. Używano go w Medii, Asyro-Babilonii i Sirin p.n.e., na Sycylii w I w. n.e. itd. W Rosji wydobycie ropy naftowej poprzez zbieranie jej z powierzchni rzeki Uchty zorganizował w 1745 r. F.S. Priadunow. W 1858 roku na wyspie. Cheleken, a w 1868 roku w Chanacie Kokand zbierano ropę w rowach, budując tamę z desek. Indianie amerykańscy, gdy odkryli ropę na powierzchni jezior i strumieni, kładli na wodzie koc, aby wchłonąć ropę, a następnie wyciskali ją do pojemnika.
Obróbka piaskowca lub wapienia impregnowanego olejem, do celów ekstrakcji, po raz pierwszy opisał włoski naukowiec F. Ariosto w XV wieku: w pobliżu Modeny we Włoszech gleby zawierające ropę kruszyono i podgrzewano w kotłach; następnie umieszczono je w workach i sprasowano za pomocą prasy. W 1819 roku we Francji w wyniku wydobycia zagospodarowano roponośne warstwy wapienia i piaskowca. Wydobytą skałę umieszczano w kadzi wypełnionej gorącą wodą. Podczas mieszania olej wypływał na powierzchnię wody i był zbierany za pomocą wyciskarki. W latach 1833...1845 Na brzegach Morza Azowskiego wydobywano piasek nasączony ropą. Następnie umieszczano je w dołach o pochyłym dnie i podlewano wodą. Olej wypłukany z piasku zbierano z powierzchni wody za pomocą kępek trawy.
Wydobywanie ropy naftowej z dołów i studni znany również od czasów starożytnych. W Kissia – starożytnym regionie pomiędzy Asyrią a Medią – w V wieku. PRZED CHRYSTUSEM Olej wydobywano za pomocą skórzanych wiader – bukłaków.
Na Ukrainie pierwsze wzmianki o wydobyciu ropy naftowej pochodzą z początku XVII wieku. W tym celu wykopano doły o głębokości 1,5...2 m, do których wyciekała ropa naftowa wraz z wodą. Następnie mieszaninę zebrano do beczek zamkniętych na dnie korkami. Gdy wypłynął lżejszy olej, wykręcano korki i spuszczano osadzoną wodę. Do 1840 r. głębokość dołów osiągnęła 6 m, później zaczęto wydobywać ropę ze studni o głębokości około 30 m.
Na półwyspach Kercz i Taman od czasów starożytnych produkcję oliwy prowadzono za pomocą słupa, do którego przywiązywano filc lub kok z włosia końskiego. Opuszczano je do studni, a następnie do przygotowanego pojemnika wyciskano oliwę.
Na Półwyspie Abszerońskim wydobycie ropy ze studni znane jest już od VIII wieku. OGŁOSZENIE Podczas ich budowy najpierw wyrwano otwór w kształcie odwróconego (odwróconego) stożka aż do zbiornika ropy. Następnie wykonano półki po bokach wykopu: przy średniej głębokości zanurzenia stożka 9,5 m - co najmniej siedem. Średnia ilość ziemi wydobytej podczas kopania takiej studni wynosiła około 3100 m3. Następnie ściany studni od samego dołu do powierzchni zabezpieczono drewnianą ramą lub deskami. W dolnych koronach wykonano otwory umożliwiające przepływ oleju. Wyciągano go ze studni za pomocą bukłaków, które podnosino za pomocą ręcznej wciągarki lub przy pomocy konia.
W swojej relacji z podróży na Półwysep Abszeroński w 1735 r. dr I. Lerche napisał: „...w Bałachanach znajdowały się 52 złoża ropy naftowej o głębokości 20 sążni (1 sążń - 2,1 m), z czego niektóre mocno uderzyły i dostarczać rocznie 500 batmanów ropy…” (1 batman – 8,5 kg). Według akademika S.G. Ameliny (1771) głębokość odwiertów naftowych w Bałachanach sięgała 40...50 m, a średnica lub bok kwadratowego przekroju odwiertu wynosiła 0,7...1 m.
W 1803 r. kupiec z Baku Kasymbek zbudował w morzu dwa odwierty naftowe w odległości 18 i 30 m od brzegu Bibi-Heybat. Studnie chroniono przed wodą skrzynką wykonaną z ciasno dzianych desek. Od wielu lat wydobywa się z nich olej. W 1825 roku podczas sztormu studnie zostały zniszczone i zalane przez wody Morza Kaspijskiego.
Do czasu podpisania traktatu pokojowego w Gulistanie między Rosją a Persją (grudzień 1813 r.), kiedy do naszego kraju przystąpiły chanaty Baku i Derbent, na Półwyspie Abszerońskim znajdowało się 116 odwiertów z czarną ropą i jeden z „białą” ropą, które rocznie wytwarzało około 2400 ton tego cennego produktu. W 1825 r. ze studni w rejonie Baku wydobyto już 4126 ton ropy.
Dzięki metodzie odwiertowej technologia wydobycia ropy naftowej nie zmieniła się od wieków. Ale już w 1835 roku urzędnik wydziału górniczego Fallendorf w Taman po raz pierwszy użył pompy do pompowania oleju przez opuszczoną drewnianą rurę. Szereg ulepszeń technicznych wiąże się z nazwiskiem inżyniera górnictwa N.I. Woskobojnikowa. Aby zmniejszyć objętość prac wydobywczych, zaproponował budowę szybów naftowych w formie szybu kopalnianego, a w latach 1836... 1837. przeprowadził przebudowę całego systemu magazynowania i dystrybucji ropy w Baku i Balakhani. Ale jednym z głównych wydarzeń jego życia było wiercenie pierwszego na świecie szybu naftowego w 1848 roku.
Przez długi czas wydobycie ropy naftowej drogą wierceń odwiertowych było w naszym kraju traktowane z uprzedzeniami. Uważano, że skoro przekrój odwiertu jest mniejszy niż przekrój odwiertu naftowego, to dopływ ropy do odwiertów jest znacznie mniejszy. Nie wzięto przy tym pod uwagę, że głębokość studni jest znacznie większa, a pracochłonność ich budowy mniejsza.
Negatywną rolę odegrało oświadczenie akademika G.V., który odwiedził Baku w 1864 roku. Abiha, że wiercenia tutaj nie spełniają oczekiwań i że „...zarówno teoria, jak i doświadczenie w równym stopniu potwierdzają opinię o konieczności zwiększenia liczby odwiertów…”
Podobna opinia istniała już od jakiegoś czasu w sprawie wierceń w Stanach Zjednoczonych. I tak w rejonie, gdzie E. Drake wykonał swój pierwszy odwiert naftowy, wierzono, że „ropa naftowa to ciecz wypływająca kroplami z węgla zalegającego na pobliskich wzgórzach i że nie ma sensu wiercić ziemi w celu jej wydobycia, a Jedynym sposobem, aby go zebrać, jest kopanie rowów.”
Jednak praktyczne wyniki wierceń studni stopniowo zmieniały tę opinię. Ponadto dane statystyczne dotyczące wpływu głębokości odwiertów na wydobycie ropy naftowej wskazywały na potrzebę rozwoju wierceń: w 1872 r. średnie dzienne wydobycie ropy z jednego odwiertu o głębokości 10...11 m wynosiło 816 kg, w 14.. 0,16 m – 3081 kg, a przy głębokości ponad 20 m – już 11200 kg.
Podczas eksploatacji odwiertów producenci ropy starali się przenieść je do trybu płynięcia, ponieważ to był najłatwiejszy sposób na zdobycie tego. Pierwszy potężny wyciek ropy w Bałachanach miał miejsce w 1873 roku w rejonie Khalafi. W 1878 roku odwiertem w Z.L. wydobyto duży lejek ropy. Tagijewa w Bibi-Heybat. W 1887 r. metodą płynącą wydobywano w Baku 42% oliwy.
Przymusowe wydobywanie ropy ze studni doprowadziło do szybkiego wyczerpania się warstw roponośnych przylegających do ich pnia, a reszta (większość) pozostała w głębinach. Ponadto, w związku z brakiem wystarczającej liczby magazynów, już na powierzchni ziemi wystąpiły znaczne straty ropy. I tak w 1887 roku fontanny wyrzuciły 1088 tys. ton ropy, a zebrano jedynie 608 tys. ton. W okolicach fontann utworzyły się rozległe jeziora ropy, w których w wyniku parowania utracono najcenniejsze frakcje. Sam zwietrzały olej stał się nienadający się do przerobu i uległ spaleniu. Stojące jeziora ropy płonęły przez wiele dni z rzędu.
Ropę wydobywano ze studni, w których ciśnienie było niewystarczające do wypływu, za pomocą czerpaków cylindrycznych o długości do 6 m, w ich dnie instalowano zawór, który otwierał się przy opuszczeniu czerpaka i zamykał się pod ciężarem wydobywanej cieczy wciśnięty do góry. Nazwano metodę wydobywania ropy naftowej za pomocą ubijaków tartan.
Pierwsze eksperymenty na zastosowanie pomp głębinowych do produkcji ropy naftowej przeprowadzono w USA w 1865 r. W Rosji metodę tę zaczęto stosować w 1876 r. Jednak pompy szybko zatykały się piaskiem, a przemysłowcy naftowi nadal preferowali ubijak. Ze wszystkich znanych metod produkcji oliwy tartaglia pozostała główną: w 1913 r. wydobyto za jej pomocą 95% całej oliwy.
Niemniej jednak myśl inżynierska nie stała w miejscu. W latach 70-tych XIX wieku. V.G. Szuchow zaproponował sprężarkową metodę wydobywania ropy naftowej poprzez dostarczanie do odwiertu sprężonego powietrza (podnośnik powietrzny). Technologię tę przetestowano w Baku dopiero w 1897 roku. Inną metodę wydobycia ropy naftowej – podnośnik gazowy – zaproponował M.M. Tichwińskiego w 1914 r
Wyloty gazu ziemnego pochodzącego ze źródeł naturalnych były wykorzystywane przez człowieka od niepamiętnych czasów. Później zastosowanie znalazł gaz ziemny pozyskiwany ze studni i odwiertów. W 1902 r. wykonano pierwszy odwiert w Surakhani koło Baku, wydobywając gaz przemysłowy z głębokości 207 m [Korshak A.A., Shammazov A.M. Podstawy działalności naftowo-gazowej.]
Film wideo. Ogólny schemat produkcji ropy naftowej
Dość powiedzieć, że ze wszystkich rodzajów surowców energetycznych (woda, węgiel, łupki bitumiczne, energia jądrowa itp.) około dwie trzecie zapotrzebowania pokrywane są przez węglowodory. Nie sposób wyobrazić sobie współczesnego transportu i całej różnorodności technologii napędowych bez paliw i smarów, których podstawą jest ropa i gaz. Te bogactwa wnętrza ziemi są wydobywane i konsumowane ogromne ilości(ryc. 1.1).
Ryż. 1.1.
Surowcem do produkcji jest gaz wolny i gaz powstający jako produkt uboczny przy ropie przemysł chemiczny. W drodze chemicznej obróbki gazów uzyskuje się także produkty, do wytworzenia których potrzeba znacznych ilości surowców spożywczych.
Do początków XVIII wieku. Ropę naftową wydobywano głównie z wyrobisk otoczonych płotem plecionym. W miarę gromadzenia się oleju był on zbierany i transportowany do konsumentów w skórzanych torbach.
Odwierty zabezpieczano drewnianą ramą, ostateczna średnica odwiertu osłonowego wynosiła zwykle od 0,6 do 0,9 m z pewnym podwyższeniem w kierunku dna, aby poprawić przepływ ropy do jego dennego otworu.
Olej ze studni wydobywano za pomocą ręcznej wciągarki (później konnej) i liny, do której przywiązany był bukłak (skórzane wiadro).
Do lat 70. XIX wieku. Większość ropy w Rosji i na świecie wydobywana jest w szybach naftowych. I tak w 1878 roku było ich w Baku 301, a natężenie przepływu wielokrotnie przewyższało natężenie przepływu ze studni. Z odwiertów ropę wydobywano za pomocą tłoczka – metalowego naczynia (rury) o wysokości do 6 m, w dnie którego zamontowano zawór zwrotny, który otwierał się po zanurzeniu tłoka w cieczy i zamykał po jego przesunięciu do góry. Podnoszenie czerpaka (tartanu) odbywało się ręcznie, następnie za pomocą trakcji konnej (początek lat 70. XIX w.) i za pomocą maszyny parowej (lata 80. XX w.).
Pierwsze pompy głębinowe zastosowano w Baku w 1876 r., a pierwszą pompę głębinową w Groznym w 1895 r. Jednakże metoda kamienia nazębnego długo pozostał na czele. Na przykład w 1913 roku w Rosji 95% oleju wyprodukowano w drodze żelowania.
Zastąpienie ropy ze studni sprężonym powietrzem lub gazem zaproponowano już pod koniec XVIII wieku, jednak niedoskonałość technologii sprężarkowej opóźniła rozwój tej metody, znacznie mniej pracochłonnej w porównaniu z metodą kamienia nazębnego, o ponad pół roku. wiek.
Na początku naszego stulecia nie ukształtowała się jeszcze fontannowa metoda produkcji. Z licznych fontann w rejonie Baku ropa przedostała się do wąwozów i rzek, utworzyła całe jeziora, spłonęła, została bezpowrotnie utracona i zanieczyściła glebę, warstwy wodonośne i morze.
Obecnie główną metodą wydobycia ropy naftowej jest pompowanie przy użyciu elektrycznych pomp odśrodkowych (ESP) i pomp prętowych ssących (SSP).
W tabeli Tabela 1.1 przedstawia rozkład metod wydobycia ropy naftowej w Rosji.
| Rozkład liczby odwiertów i wydobycia ropy naftowej w zależności od sposobu eksploatacji | Sposób działania | Liczba studni,% | Średnie natężenie przepływu, Ekstrakcja, |
||
| % całości | olej | % całości | olej | ||
| płyny | 8,8 | 31,1 | 51,9 | 19,5 | 9,3 |
| Fontanna | 4,3 | 35,4 | 154,7 | 11,6 | 14,6 |
| Winda gazowa | 27,4 | 28,5 | 118,4 | 52,8 | 63,0 |
| ESP | 59,4 | 3,9 | 11,0 | 16,1 | 13,1 |
| SzSN | 0,1 | - | - | - | - |
Inni
Przemysł gazowniczy rozwinął się dopiero podczas Wielkiej Wojny Ojczyźnianej, wraz z odkryciem i uruchomieniem złóż gazu w rejonie Saratowa i zachodnich obwodach Ukrainy oraz budową gazociągów Saratów-Moskwa i Daszawa-Kijów-Briańsk-Moskwa.
Równolegle z uruchomieniem i zagospodarowaniem nowych złóż gazowych utworzono sieć głównych gazociągów i odgałęzień z nich w celu dostarczania gazu lokalnym odbiorcom.
Rozwój gazownictwa umożliwił zgazowanie wielu miast i przedsiębiorstw różnych branż.
Niektóre wskaźniki i informacje o wydobyciu ropy i gazu na świecie i w Rosji. obwód tomski.
300 milionów ton rocznie to bezpieczna linia do produkcji ropy dla Rosji;
10-11 mln ton rocznie – wydobycie ropy naftowej w obwodzie tomskim (ostatnia dekada);
9-11 t/dzień. – wydobycie ropy naftowej (średnio) z jednego odwiertu w obwodzie tomskim;
Rocznie na świecie wydobywa się 3,2 miliarda ton ropy;
3,9 miliarda ton/rok – przewidywane światowe wydobycie ropy do 2005 roku;
Rocznie na świecie wydobywa się 22 biliony m3 gazu;
Potwierdzone zasoby ropy naftowej w głębi ziemi wynoszą 139,57 miliardów ton (stan na 1996 r.);
Zasoby światowe, biorąc pod uwagę prawdopodobne i możliwe zasoby gazu, wynoszą 398 bln m3 (roczne wydobycie ok. 22 000 mld m3/rok);
105 miliardów ton ropy wyprodukowanej na świecie;
63 i 32% – potwierdzone zasoby ropy i gazu na Bliskim Wschodzie (świata);
7 i 38% – potwierdzone zasoby ropy i gazu w Rosji (świata);
624 mln ton rocznie – maksymalne wydobycie ropy w ZSRR (1988);
350 mln ton rocznie – prognozy wydobycia ropy w Rosji (na rok 2010);
W 2001 roku Jukos wyprodukował 58,07 mln ton ropy;
W 2001 roku Jukos przerobił 29 milionów ton ropy;
Wydział wydobycia ropy i gazu Streżewskiego wydobył w ciągu 35 lat 250 milionów ton ropy (grudzień 2001);
W 2001 roku w obwodzie tomskim NK Jukos wydobyło 11,7 mln ton ropy;
14,6 mln ton – w 2002 r.;
25 tysięcy lat temu prymitywny człowiek używane wiercenie krzemowe (wiercenie) do produkcji narzędzi;
w 221–263 OGŁOSZENIE w Syczuanie (Chiny) ze studni o głębokości około 240 m wydobywano gaz, który służył do odparowywania soli;
w 1594 r. we wsi. Do wydobycia ropy naftowej zbudowano studnię o głębokości 35 m w Bałachny (Baku);
w 1825 r. ze 120 odwiertów w Baku wydobyto 4126 ton ropy;
w 1847 r. odwiercono szyb naftowy w Bibi-Heybat (Azerbejdżan);
w 1896 r. V.K. Zelenitski stworzył projekt odwiertów morskich w celu wydobycia ropy z dna Morza Kaspijskiego;
w 1901 r. w Rosji wydobyto 11,987 mln ton ropy;
w 1955 r. firmy amerykańskie kontrolowały 60% wydobycia ropy naftowej na Bliskim i Środkowym Wschodzie;
9583 m – głębokość rekordowego odwiertu w USA (1974);
Maksymalna głębokość studni w obwodzie tomskim wynosi 5005 m.
| Udokumentowane zasoby ropy naftowej na świecie na dzień 1 stycznia 2001 r. | Region, kraj | Sprawdzone rezerwy | Produkcja ropy w 2000 r | ||
| Wskaźnik zapasów, lata | miliard ton | Wskaźnik zapasów, lata | miliard ton | ||
| % świata Azja i Oceania ogółem |
6,02 | 4,3 | 368,1 | 11,0 | 16,4 |
| w tym: | 3,29 | 2,3 | 162,7 | 4,9 | 20,2 |
| Chiny | 0,68 | 0,5 | 64,9 | 1,9 | 10,5 |
| Indonezja | 0,65 | 0,5 | 32,0 | 1,0 | 20,3 |
| Azja i Oceania ogółem |
20,53 | 14,6 | 859,8 | 25,6 | 23,9 |
| Indie | 10,53 | 7,5 | 151,8 | 4,5 | 69,4 |
| Wenezuela | 3,87 | 2,8 | 152,5 | 4,6 | 25,4 |
| Meksyk | 2,98 | 2,1 | 291,2 | 8,7 | 10,2 |
| USA Azja i Oceania ogółem |
10,26 | 7,3 | 335,3 | 10,0 | 30,6 |
| Afryka, całość | 4,04 | 2,9 | 70,4 | 2,1 | 57,4 |
| Libia | 3,08 | 2,2 | 99,5 | 3,0 | 31,0 |
| Nigeria | 1,26 | 0,9 | 40,0 | 1,2 | 31,5 |
| Azja i Oceania ogółem |
93,63 | 66,5 | 1078,4 | 32,2 | 86,8 |
| Algieria | 35,51 | 25,2 | 403,2 | 12,0 | 88,1 |
| Arabia Saudyjska | 15,41 | 10,9 | 134,1 | 4,0 | 114,9 |
| Irak | 12,88 | 9,1 | 88,7 | 2,6 | 145,2 |
| Kuwejt | 12,63 | 9,0 | 92,5 | 2,8 | 136,5 |
| Zjednoczone Emiraty Arabskie | 12,15 | 8,6 | 178,4 | 5,3 | 68,1 |
| Azja i Oceania ogółem |
8,09 | 5,8 | 364,1 | 11,5 | 22,3 |
| Iran | 6,65 | 5,6 | 352,2 | 11,1 | 22,2 |
| Rosja | 0,74 | 0,5 | 31,4 | 0,9 | 23,6 |
| Kazachstan | 0,2 | 0,1 | 6,1 | 0,2 | 32,8 |
| Rumunia Azja i Oceania ogółem |
2,35 | 1,7 | 321,5 | 9,6 | 7,3 |
| Europa Zachodnia, ogółem | 1,29 | 0,9 | 160,8 | 4,8 | 8,0 |
| Norwegia | 0,69 | 0,5 | 126,8 | 3,8 | 5,4 |
| Zjednoczone Królestwo | 0,15 | 0,1 | 17,9 | 0,5 | 8,4 |
| Dania | 140,88 | 100,0 | 3360,8 | 100,0 | 42,0 |
Razem na świecie
| Udokumentowane zasoby ropy naftowej na świecie na dzień 1 stycznia 2001 r. | Region, kraj | Tabela 1.3. | Produkcja ropy w 2000 r | ||
| Wskaźnik zapasów, lata | miliard ton | Wskaźnik zapasów, lata | miliard ton | ||
| % świata Azja i Oceania ogółem |
10,34 | 6,7 | 259,0 | 10,6 | 39,9 |
| Potwierdzone zasoby gazu na świecie na dzień 1 stycznia 2001 r. | 2,31 | 1,5 | 41,2 | 1,7 | 56,1 |
| Chiny | 2,05 | 1,3 | 68,5 | 2,8 | 29,9 |
| w tym: | 1,37 | 0,9 | 27,0 | 1,1 | 50,7 |
| Produkcja gazu w 2000 roku Malezja Północne i Azja i Oceania ogółem |
19,71 | 12,7 | 844,2 | 34,5 | 23,4 |
| Meksyk | 4,74 | 3,1 | 530,1 | 21,7 | 8,9 |
| Indie | 4,16 | 2,7 | 32,7 | 1,3 | 127,2 |
| Ameryka Łacińska | 1,73 | 1,1 | 178,8 | 7,3 | 9,7 |
| całkowity Azja i Oceania ogółem |
11,16 | 7,2 | 121,3 | 5,0 | 92,0 |
| Nigeria | 4,52 | 2,9 | 85,3 | 3,5 | 53,0 |
| Libia | 3,51 | 2,3 | 8,1 | 0,3 | 433,3 |
| Afryka, całość | 1,31 | 0,9 | 7,6 | 0,3 | 172,4 |
| Kanada Azja i Oceania ogółem |
52,52 | 33,9 | 205,1 | 8,4 | 256,1 |
| Zjednoczone Emiraty Arabskie | 23,0 | 14,9 | 57,1 | 2,3 | 402,8 |
| Afryka, całość | 11,15 | 7,2 | 25,6 | 1,1 | 435,6 |
| Algieria | 6,04 | 3,9 | 52,4 | 2,1 | 115,3 |
| Bliski i Środkowy Wschód ogółem Azja i Oceania ogółem |
56,7 | 36,6 | 740,0 | 30,3 | 76,6 |
| Iran | 48,14 | 31,1 | 595,0 | 24,3 | 80,9 |
| Katar | 2,86 | 1,9 | 34,0 | 1,4 | 84,1 |
| Europa Wschodnia i WNP, łącznie | 1,88 | 1,2 | 50,5 | 2,1 | 37,2 |
| Turkmenia | |||||