Основные этапы развития нефтедобычи. Этапы развития добычи нефти


Основные этапы развития нефтедобычи. — МегаЛекции

В советский период в истории промышленной нефтедобычи в Тимано-Печорской провинции отчетливо прослеживаются шесть основных этапов: первый охватывает 1930 -1960 гг. В это время осваивались нефтяные месторождения Ухтинской складки Тимана и юго-восточного Притиманья. Началом отсчета стала геологоразведочная экспедиции ОГПУ СССР. Впоследствии она многократно меняла свое название: Ухта-Печорский трест (Ухпечлаг), Ухтинский комбинат (Ухтижемлаг) на их и функционирует ОАО «Коминефть» (отсюда осуществляется и управление северными магистральными нефтепроводами и газотранспортной системой «Сияние Севера»). Уникальное Ярегское месторождение тяжелой нефти выявлено в 1932 г. геологами И.Н. Стрижовым и Н.Н. Тихонович (с 19 июня по 22 ноября было пробурено две скважины №№ 57 и 62, давшие тяжелую нефть). Вскоре выяснилось, что из-за высокой вязкости нефти вести ее разработку скважинами с поверхности земли, экономически не выгодно. Н.Н. Тихоновичем было предложено вести разработку месторождения шахтным способом, 10 октября 1937 г. была заложена первая в нашей стране нефтешахта, давшая нефть в 1939 г. Опыт работы первой нефтешахты оказался удачным и он стал промышленным К началу 70-х годов добыча нефти стала снижаться, тогда был разработан и внедрен термошахтный метод добычи нефти, что существенно повысило нефтеотдачу: тяжелая и вязкая нефть добывается путем воздействия пара. Впервые в мировой практике нагнетание пара ведется на глубину 1400 метров. Метод дорогостоящий, но очень эффективный. Для сравнения: коэффициент извлечения высоковязкой нефти Ярегского месторождения даже при шахтном методе составлял 5-6%, а при использовании паротеплового метода - 30-40% и даже 50-60%. В настоящее время развернуто комплексное освоение Ярегского месторождения высоковязкой нефти и титановой руды, предполагающее организацию добычи нефти, нефтетитановой руды, производство титановых концентратов, лакокрасочных материалов. Отрабатываются и другие передовые методики по добыче тяжелой смолистой нефти. Всего в недрах России содержится до 8 млрд. тонн тяжелой нефти и 12,5 млрд. т битумов. А в Яреге пласт нефти составляет 12 м с вязкостью в 10 тысяч раз больше, чем у воды. С 1968 г. использование паротеплового метода позволяет добывать до 500 тыс. тонн нефти в год, а титановой руды - более 1,2 млн. тонн. В 1935 г. в 90 км от Ухты у деревни Крутой ударил и мощный фонтан природного газа, производительностью до 1 млн. кубометров в сутки. А до этого в 1934 г. в поселке Чибью вступила в строй 3-х кубовая нефтеперегонная установка периодического действия - ныне Ухтинский нефтеперерабатывающий завод с сегодняшней мощностью - 5,8 млн. тонн. В 1939 г. рабочий поселок Чибью был переименован в Ухту. В период 30-60-х годов происходило наращивание объемов добычи нефти с 88 тонн в 1930 г. до 800 тыс. тонн в 1960 г. Сенсацией стала разведочная скважина №8 у речки Войвож, пробуренная мастером Г.С. Кочергиным, из которой 19 марта 1946 года ударил мощный фонтан легкой нефти. В 1941 г. геологом Г. Черновым был высказан прогноз о перспективности Тимано-Печоры, как крупнейшей нефтегазоносной провинции. Однако к бурению 4-х разведочных скважин приступили только в 1960 г. Одна из них под №1 и названием «Усинская», заложенная вблизи слияния рек Колвы и Усы, 24 октября 1962 г. с глубины 2958,3 метра, дала поток вязкой смолистой нефти. Так было открыто Усинское нефтяное месторождение. Его первооткрывателями считаются бригадиры М.А. Колбасюк и В.Л. Рай. Второй этап связан с освоением нефтяных месторождений юга Ижмо-Печорской впадины и приходится на 1961-1973 гг. В 1968 г. со скважины №7 была получена и «легкая нефть» Усинского месторождения, ее первооткрывателем также стал бригадир В.Л. Рай. 21-22 февраля 1968 г. из этой разведочной скважины, с глубины 3080-3150 м ударил мощный фонтан легкой нефти. Так было начато освоение знаменитого Усинского нефтяного месторождения. Месторождение было объявлено Всесоюзной ударной комсомольской стройкой. А ныне усинская нефть составляет более 70% объемов ее добычи в Коми республике. В этот же период были введены новые месторождения: Западно-Тэбукское, Джьерское, Пашнинское, что позволило в 8 раз увеличить уровень добычи и довести его до 6,3 млн. тонн. Третий этап, который приходится на период с 1973 по 1986 гг. прошел в освоении группы крупнейших северных месторождений Усинского и Возейского, что привело к добыче 19 млн. тонн в год и позволило Тимано-Печорской провинции войти в пятерку ведущих нефтедобывающих регионов страны. 20 июля 1984 г. поселок Усинск получил статус города республиканского подчинения с тем же названием. Четвертый этап начался в 1986 г. вместе с «перестройкой» и совпал с падением добычи в связи с выработкой месторождений и ухудшением финансирования всех видов работ. Определенным выходом из ситуации стало создание в 1994 г. ОАО «КомиТЭК», что ознаменовало и начало нынешнего пятого этапа в истории освоения Тимано-Печорской провинции. В 1996 г. руководство ОАО переменило месторасположения и переехало из г. Ухта в г. Усинск. В 1999 г. ОАО перешло в под контроль ОАО «Лукойл», который обеспечил увеличение в 8 раз инвестирования всех основных программ развития нефтедобычи. В 1999 году была добыта 200 миллионная тонна усинской нефти. В результате Тимано-Печорская нефтяная промышленность фактически получила второе рождение, суточная добыча возросла с 9800 тонн до 11800, а в истории провинции наступил шестой этап, лидирующие позиции в котором занимает КомиТЭК. В 2001 г. добыча приблизилась к 5 млн. тонн нефти. На сегодняшний день Тимано- Печорская провинция - это один из крупнейших нефтегазоносных регионов на территории Российской Федерации с развитой нефтегазодобывающей отраслью и инфраструктурой. Она является второй в России по запасам свободного газа и третьей по запасам нефти. А по уровню добычи углеводородного сырья - находится на четвертом месте. Развитие нефтедобычи носило комплексный характер, как на территории европейского севера, так и в Урало-Поволжье. Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику И.М. Губкину предположить, что эти отложения будут продуктивны также и в более южных районах России, где к 1929 г уже было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году - Ишимбаевские месторождения, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого началась, по сути, разведка так называемого "второго Баку" (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области), так как ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Так что получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе. В 1935-1951 гг. были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн. условных тонн, в том числе примерно одна треть из них - газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована. Начиная с 1951 и по 1958 годы, пошла серия неудач. Геологи и буровики "топтались" на небольшом пятачке к юго-востоку от Ухты в районе реки Печоры, где в эти годы были выявлены лишь небольшие месторождения (Джебольское, Изкосьгоринское и др.). Лишь в 1959 г., после выхода на более погруженные участки региона, в так называемую Ижмо-Печорскую впадину, в 70 км, к востоку от города Ухта, было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн. тонн. В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении. В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн. тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн. тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на европейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение. В 1966-1971 гг. на Вуктыльском месторождении также принимается и используется методика форсированного освоения и, не дожидаясь окончания разведки, строится магистральный газопровод Вуктыл-Ухта-Торжок, протяженностью 1400 км. Причем впервые в мировой практике при прокладке трубопровода использовались трубы диаметром 1220 мм. В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки. В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых - 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых. Максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1980-1985 гг. (19,5-20,3 млн. тонн в год). В 1990 году добыча на месторождениях составила 15,6 млн. тонн. Снижение объемов добычи объясняется в первую очередь резким отставанием с обустройством месторождений и крайне низкими темпами ввода в разработку новых, уже разведанных и подготовленных к эксплуатации месторождений. Почти все новые месторождения расположены в северной части Коми, где отсутствует общая и отраслевая инфраструктура, затруднено решение транспортных проблем. По сравнению с другими регионами Тимано-Печорский ТПК, а следовательно и Северный экономический район, содержит не так много природного газа, как остальные регионы. Удельный вес Тимано-Печорского ТПК в нефтедобывающей промышленности России составляет около 3 % .Надо отметить, что как и любой другой отрасли, нефтяной промышленности нужны крупные инвестиции для дальнейшего функционирования и развития. Компания КомиТЭК, которая была организована на базе Тимано-Печоского ТПК, является крупнейшей компанией по добыче и экспорту нефти в этом регионе, но по сравнению с другими ведущими нефтяными компаниями России компания КомиТЭК добывает, перерабатывает и экспортирует гораздо меньше нефти, но это отнюдь не умаляет ее значение для России. За прошедшее десятилетие численность населения здесь росла относительно высокими темпами. Это связано с началом активного освоения в республике нефтяных и газовых месторождений, лесных ресурсов бассейна Мезени.. Но в связи со сложной экономической ситуацией ( закрываются заводы, шахты, обостряются экологические проблемы) происходит отток населения из района (общее количество населения в районе - около 6,2 млн. чел., в самом ТПК - около 3,5 млн. чел.) Тимано-Печорский ТПК, как и весь регион Севера, далеко не полностью обеспечивается пополнением кадров, необходимых для дальнейшего развития общественного производства. Промышленное развитие, формирование новых индустриальных центров и узлов требуют привлечения сюда рабочей силы и более рационального использования имеющихся кадров, повышения производительности общественного труда и его энерговооруженности. Но уже в 1997 г. добыча нефти увеличилась по сравнению с 1995 г. на 11%, объемы первичной обработки нефти на 12%. Сегодняшние перспективы связаны в основном с деятельностью Лукойла и это внушает определенный оптимизм. Нефть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции отличается высоким качеством. Вообще, нефти Тимано-Печорского ТПК очень широкого спектра. Не редкость, когда на месторождении встречается от 1 до 11 залежей, причем в разных залежах присутствуют нефти с различными характеристиками — сернистые и бессернистые, высоковязкие и низковязкие. Встречаются тяжелые, но есть и такие легкие, которые по своему составу и свойствам приближаются к конденсату — на некоторых месторождениях извлеченным сырьем заправляли автомобили. Очень легкие виды нефти добываются на о. Колгуеве. Как уже было сказано, одно из свойств тимано-печорской нефти — вязкость. Это делает невыгодным ее добычу из скважин и требует применения шахтного метода. Тяжелая нефть идет на производство редких сортов масел, высококачественного дорожного битума. Смазочные масла и дизельное топливо, получаемые из тяжелой нефти, не замерзают при низких температурах, поэтому их производство имеет большое значение в условиях Севера. Наряду с тяжелой нефтью ведется добыча и легкой . Годовая добыча нефти в 1997 г. составила 7,5 млн. тонн. Следует отметить, что по объему ежегодного прироста добычи нефти в стране Тимано-Печорский ТПК уступает лишь Западной Сибири. Несмотря на сложные природно-климатические условия, затраты на добычу 1 тонны нефти здесь ниже, чем в Поволжье, благодаря малой глубине залегания нефтяных пластов и высокому дебиту скважин. Часть добываемой нефти транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы в Центральный район по нефтепроводу Усинск - Ухта - Ярославль - Москва. Переработка нефти осуществляется также и на Ухтинском нефтеперерабатывающем заводе, где из нее получают свыше 20 видов продукции. Относительно стабильным выглядит положение в газовой промышленности. Добыча и переработка природного газа составляет около 3,5 млрд. куб. м. В Сосногорске на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) получают гелий, технический углерод и сжиженный газ. На базе этого завода в Ухте работает предприятие по ремонту автопокрышек. Уникальной продукцией завода является термическая сажа, так как Ухтинский ГПЗ - единственный ее производитель а стране. От Вуктылского месторождения газа берет свое начало газопровод «Сияние Севера». По территории Тимано-печорского ТПК проходит также трасса газопровода Уренгой - Надым - Вуктыл - Грязовец - Центр, которая была построена в 1981 году и входит в число крупнейших магистралей газопроводов Западная Сибирь — Центр. Это позволяет с минимальными дополнительными затратами подключить газовые месторождения Тимано-Печорской провинции к трубопроводам из Сибири. Важной проблемой развития комплекса является использование попутного газа, часть которого из-за недостатка мощностей по его переработке приходится сжигать. Для укрепления энергетической базы большое значение имело строительство Печорской ГРЭС, проектная мощность которой составила 2,4 млн. кВт. За последние годы введены новые мощности на Ухтинской ГРЭС и Воркутинской ТЭЦ, сооружена линия электропередачи напряжением 220 кВ Ухта - Печора, объединившая Ухтинский и Печорский энергоузлы , а также ЛЭП Печора - Усинск. Все это создает предпосылки не только для удовлетворения собственных потребностей ТПК в электроэнергии, но и для передачи ее в другие районы России. Разработка нефтяных и газовых месторождений способствовала возникновению нового вида транспорта - трубопроводного.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Этапы добычи нефти и газа

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа. Первый -движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений.Второй этап - движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка нефти и газак транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Разработка нефтяного или газового месторождения - это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.

Силы, действующие в продуктивном пласте

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая, в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:

1) напором краевых (контурных) вод;

2) напором газовой шапки;

3) энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления;

4) энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

5) силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

Режимы работы залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

При жестководонапорном режиме(рис. 7.6 а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководо-напорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока

 

Рис. 7. 6. Типы режимов нефтяного пласта:
а - жестководонапорный; б - газонапорный; в - растворённого газа; г - гравитационный

воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится.

При упруговодонапорном режимеосновным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.

При газонапорном режиме(рис. 7.6 б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4...0,6.

При режиме растворенного газа(рис. 7.6 в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим(рис. 7'.6 г) имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

studopedya.ru

Основные этапы развития нефтедобычи. — КиберПедия

В советский период в истории промышленной нефтедобычи в Тимано-Печорской провинции отчетливо прослеживаются шесть основных этапов: первый охватывает 1930 -1960 гг. В это время осваивались нефтяные месторождения Ухтинской складки Тимана и юго-восточного Притиманья. Началом отсчета стала геологоразведочная экспедиции ОГПУ СССР. Впоследствии она многократно меняла свое название: Ухта-Печорский трест (Ухпечлаг), Ухтинский комбинат (Ухтижемлаг) на их и функционирует ОАО «Коминефть» (отсюда осуществляется и управление северными магистральными нефтепроводами и газотранспортной системой «Сияние Севера»). Уникальное Ярегское месторождение тяжелой нефти выявлено в 1932 г. геологами И.Н. Стрижовым и Н.Н. Тихонович (с 19 июня по 22 ноября было пробурено две скважины №№ 57 и 62, давшие тяжелую нефть). Вскоре выяснилось, что из-за высокой вязкости нефти вести ее разработку скважинами с поверхности земли, экономически не выгодно. Н.Н. Тихоновичем было предложено вести разработку месторождения шахтным способом, 10 октября 1937 г. была заложена первая в нашей стране нефтешахта, давшая нефть в 1939 г. Опыт работы первой нефтешахты оказался удачным и он стал промышленным К началу 70-х годов добыча нефти стала снижаться, тогда был разработан и внедрен термошахтный метод добычи нефти, что существенно повысило нефтеотдачу: тяжелая и вязкая нефть добывается путем воздействия пара. Впервые в мировой практике нагнетание пара ведется на глубину 1400 метров. Метод дорогостоящий, но очень эффективный. Для сравнения: коэффициент извлечения высоковязкой нефти Ярегского месторождения даже при шахтном методе составлял 5-6%, а при использовании паротеплового метода - 30-40% и даже 50-60%. В настоящее время развернуто комплексное освоение Ярегского месторождения высоковязкой нефти и титановой руды, предполагающее организацию добычи нефти, нефтетитановой руды, производство титановых концентратов, лакокрасочных материалов. Отрабатываются и другие передовые методики по добыче тяжелой смолистой нефти. Всего в недрах России содержится до 8 млрд. тонн тяжелой нефти и 12,5 млрд. т битумов. А в Яреге пласт нефти составляет 12 м с вязкостью в 10 тысяч раз больше, чем у воды. С 1968 г. использование паротеплового метода позволяет добывать до 500 тыс. тонн нефти в год, а титановой руды - более 1,2 млн. тонн. В 1935 г. в 90 км от Ухты у деревни Крутой ударил и мощный фонтан природного газа, производительностью до 1 млн. кубометров в сутки. А до этого в 1934 г. в поселке Чибью вступила в строй 3-х кубовая нефтеперегонная установка периодического действия - ныне Ухтинский нефтеперерабатывающий завод с сегодняшней мощностью - 5,8 млн. тонн. В 1939 г. рабочий поселок Чибью был переименован в Ухту. В период 30-60-х годов происходило наращивание объемов добычи нефти с 88 тонн в 1930 г. до 800 тыс. тонн в 1960 г. Сенсацией стала разведочная скважина №8 у речки Войвож, пробуренная мастером Г.С. Кочергиным, из которой 19 марта 1946 года ударил мощный фонтан легкой нефти. В 1941 г. геологом Г. Черновым был высказан прогноз о перспективности Тимано-Печоры, как крупнейшей нефтегазоносной провинции. Однако к бурению 4-х разведочных скважин приступили только в 1960 г. Одна из них под №1 и названием «Усинская», заложенная вблизи слияния рек Колвы и Усы, 24 октября 1962 г. с глубины 2958,3 метра, дала поток вязкой смолистой нефти. Так было открыто Усинское нефтяное месторождение. Его первооткрывателями считаются бригадиры М.А. Колбасюк и В.Л. Рай. Второй этап связан с освоением нефтяных месторождений юга Ижмо-Печорской впадины и приходится на 1961-1973 гг. В 1968 г. со скважины №7 была получена и «легкая нефть» Усинского месторождения, ее первооткрывателем также стал бригадир В.Л. Рай. 21-22 февраля 1968 г. из этой разведочной скважины, с глубины 3080-3150 м ударил мощный фонтан легкой нефти. Так было начато освоение знаменитого Усинского нефтяного месторождения. Месторождение было объявлено Всесоюзной ударной комсомольской стройкой. А ныне усинская нефть составляет более 70% объемов ее добычи в Коми республике. В этот же период были введены новые месторождения: Западно-Тэбукское, Джьерское, Пашнинское, что позволило в 8 раз увеличить уровень добычи и довести его до 6,3 млн. тонн. Третий этап, который приходится на период с 1973 по 1986 гг. прошел в освоении группы крупнейших северных месторождений Усинского и Возейского, что привело к добыче 19 млн. тонн в год и позволило Тимано-Печорской провинции войти в пятерку ведущих нефтедобывающих регионов страны. 20 июля 1984 г. поселок Усинск получил статус города республиканского подчинения с тем же названием. Четвертый этап начался в 1986 г. вместе с «перестройкой» и совпал с падением добычи в связи с выработкой месторождений и ухудшением финансирования всех видов работ. Определенным выходом из ситуации стало создание в 1994 г. ОАО «КомиТЭК», что ознаменовало и начало нынешнего пятого этапа в истории освоения Тимано-Печорской провинции. В 1996 г. руководство ОАО переменило месторасположения и переехало из г. Ухта в г. Усинск. В 1999 г. ОАО перешло в под контроль ОАО «Лукойл», который обеспечил увеличение в 8 раз инвестирования всех основных программ развития нефтедобычи. В 1999 году была добыта 200 миллионная тонна усинской нефти. В результате Тимано-Печорская нефтяная промышленность фактически получила второе рождение, суточная добыча возросла с 9800 тонн до 11800, а в истории провинции наступил шестой этап, лидирующие позиции в котором занимает КомиТЭК. В 2001 г. добыча приблизилась к 5 млн. тонн нефти. На сегодняшний день Тимано- Печорская провинция - это один из крупнейших нефтегазоносных регионов на территории Российской Федерации с развитой нефтегазодобывающей отраслью и инфраструктурой. Она является второй в России по запасам свободного газа и третьей по запасам нефти. А по уровню добычи углеводородного сырья - находится на четвертом месте. Развитие нефтедобычи носило комплексный характер, как на территории европейского севера, так и в Урало-Поволжье. Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику И.М. Губкину предположить, что эти отложения будут продуктивны также и в более южных районах России, где к 1929 г уже было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году - Ишимбаевские месторождения, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого началась, по сути, разведка так называемого "второго Баку" (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области), так как ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Так что получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе. В 1935-1951 гг. были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн. условных тонн, в том числе примерно одна треть из них - газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована. Начиная с 1951 и по 1958 годы, пошла серия неудач. Геологи и буровики "топтались" на небольшом пятачке к юго-востоку от Ухты в районе реки Печоры, где в эти годы были выявлены лишь небольшие месторождения (Джебольское, Изкосьгоринское и др.). Лишь в 1959 г., после выхода на более погруженные участки региона, в так называемую Ижмо-Печорскую впадину, в 70 км, к востоку от города Ухта, было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн. тонн. В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении. В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн. тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн. тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на европейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение. В 1966-1971 гг. на Вуктыльском месторождении также принимается и используется методика форсированного освоения и, не дожидаясь окончания разведки, строится магистральный газопровод Вуктыл-Ухта-Торжок, протяженностью 1400 км. Причем впервые в мировой практике при прокладке трубопровода использовались трубы диаметром 1220 мм. В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки. В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых - 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых. Максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1980-1985 гг. (19,5-20,3 млн. тонн в год). В 1990 году добыча на месторождениях составила 15,6 млн. тонн. Снижение объемов добычи объясняется в первую очередь резким отставанием с обустройством месторождений и крайне низкими темпами ввода в разработку новых, уже разведанных и подготовленных к эксплуатации месторождений. Почти все новые месторождения расположены в северной части Коми, где отсутствует общая и отраслевая инфраструктура, затруднено решение транспортных проблем. По сравнению с другими регионами Тимано-Печорский ТПК, а следовательно и Северный экономический район, содержит не так много природного газа, как остальные регионы. Удельный вес Тимано-Печорского ТПК в нефтедобывающей промышленности России составляет около 3 % .Надо отметить, что как и любой другой отрасли, нефтяной промышленности нужны крупные инвестиции для дальнейшего функционирования и развития. Компания КомиТЭК, которая была организована на базе Тимано-Печоского ТПК, является крупнейшей компанией по добыче и экспорту нефти в этом регионе, но по сравнению с другими ведущими нефтяными компаниями России компания КомиТЭК добывает, перерабатывает и экспортирует гораздо меньше нефти, но это отнюдь не умаляет ее значение для России. За прошедшее десятилетие численность населения здесь росла относительно высокими темпами. Это связано с началом активного освоения в республике нефтяных и газовых месторождений, лесных ресурсов бассейна Мезени.. Но в связи со сложной экономической ситуацией ( закрываются заводы, шахты, обостряются экологические проблемы) происходит отток населения из района (общее количество населения в районе - около 6,2 млн. чел., в самом ТПК - около 3,5 млн. чел.) Тимано-Печорский ТПК, как и весь регион Севера, далеко не полностью обеспечивается пополнением кадров, необходимых для дальнейшего развития общественного производства. Промышленное развитие, формирование новых индустриальных центров и узлов требуют привлечения сюда рабочей силы и более рационального использования имеющихся кадров, повышения производительности общественного труда и его энерговооруженности. Но уже в 1997 г. добыча нефти увеличилась по сравнению с 1995 г. на 11%, объемы первичной обработки нефти на 12%. Сегодняшние перспективы связаны в основном с деятельностью Лукойла и это внушает определенный оптимизм. Нефть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции отличается высоким качеством. Вообще, нефти Тимано-Печорского ТПК очень широкого спектра. Не редкость, когда на месторождении встречается от 1 до 11 залежей, причем в разных залежах присутствуют нефти с различными характеристиками — сернистые и бессернистые, высоковязкие и низковязкие. Встречаются тяжелые, но есть и такие легкие, которые по своему составу и свойствам приближаются к конденсату — на некоторых месторождениях извлеченным сырьем заправляли автомобили. Очень легкие виды нефти добываются на о. Колгуеве. Как уже было сказано, одно из свойств тимано-печорской нефти — вязкость. Это делает невыгодным ее добычу из скважин и требует применения шахтного метода. Тяжелая нефть идет на производство редких сортов масел, высококачественного дорожного битума. Смазочные масла и дизельное топливо, получаемые из тяжелой нефти, не замерзают при низких температурах, поэтому их производство имеет большое значение в условиях Севера. Наряду с тяжелой нефтью ведется добыча и легкой . Годовая добыча нефти в 1997 г. составила 7,5 млн. тонн. Следует отметить, что по объему ежегодного прироста добычи нефти в стране Тимано-Печорский ТПК уступает лишь Западной Сибири. Несмотря на сложные природно-климатические условия, затраты на добычу 1 тонны нефти здесь ниже, чем в Поволжье, благодаря малой глубине залегания нефтяных пластов и высокому дебиту скважин. Часть добываемой нефти транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы в Центральный район по нефтепроводу Усинск - Ухта - Ярославль - Москва. Переработка нефти осуществляется также и на Ухтинском нефтеперерабатывающем заводе, где из нее получают свыше 20 видов продукции. Относительно стабильным выглядит положение в газовой промышленности. Добыча и переработка природного газа составляет около 3,5 млрд. куб. м. В Сосногорске на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) получают гелий, технический углерод и сжиженный газ. На базе этого завода в Ухте работает предприятие по ремонту автопокрышек. Уникальной продукцией завода является термическая сажа, так как Ухтинский ГПЗ - единственный ее производитель а стране. От Вуктылского месторождения газа берет свое начало газопровод «Сияние Севера». По территории Тимано-печорского ТПК проходит также трасса газопровода Уренгой - Надым - Вуктыл - Грязовец - Центр, которая была построена в 1981 году и входит в число крупнейших магистралей газопроводов Западная Сибирь — Центр. Это позволяет с минимальными дополнительными затратами подключить газовые месторождения Тимано-Печорской провинции к трубопроводам из Сибири. Важной проблемой развития комплекса является использование попутного газа, часть которого из-за недостатка мощностей по его переработке приходится сжигать. Для укрепления энергетической базы большое значение имело строительство Печорской ГРЭС, проектная мощность которой составила 2,4 млн. кВт. За последние годы введены новые мощности на Ухтинской ГРЭС и Воркутинской ТЭЦ, сооружена линия электропередачи напряжением 220 кВ Ухта - Печора, объединившая Ухтинский и Печорский энергоузлы , а также ЛЭП Печора - Усинск. Все это создает предпосылки не только для удовлетворения собственных потребностей ТПК в электроэнергии, но и для передачи ее в другие районы России. Разработка нефтяных и газовых месторождений способствовала возникновению нового вида транспорта - трубопроводного.

cyberpedia.su

Этапы развития нефтегазовой промышленности России - Документ

1. Значение нефти и газа в экономике

Этапы развития нефтегазовой промышленности России.

Основные районы добычи и переработки нефти и газа

Нефть известна человече­ству с незапамятных времен и как горючий и смазочный материал, и как ле­чебное средство против некоторых болезней. О нефти Апшеронского полуострова знали еще в далеком прошлом. Сохранилось описание ба­кинского нефтяного промысла, сделанное венецианским путеше­ственником Марко Поло. С древних времен нефть добывалась на севере нашей страны, в районе реки Ухты (Республика Коми).

Первоначально нефть для добычи нефти использовался самый примитивный способ, добыча велась из ям, вырытых в местах ее выходов на поверхность. Позже сооружались колодцы, которые крепили деревян­ными венцами или камнем. Скапливающаяся нефть вычерпывалась бадьями или бурдюками вручную или с помощью конной тяги.

Несмотря на то, что начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое, временем рождения отечественной нефтяной промышленности принято считать 1864 г., когда в долине р. Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В одной из скважин 16 февраля 1866 г. с глубины 55 м забил первый фон­тан нефти с суточным дебитом 12 тыс. пудов (около 200 т/сут).

Таким образом, бурение нефтяных скважин стало широко развиваться в России с 70-х годов прошлого столетия. В 1872 г. в районе Баку эксплуатировались две нефтяные скважины, в 1873 г. - 17, в 1874 г. - 50, а в 1877 г. - уже 296 скважины.

Совершенствование ударного способа бурения, внедре­нием механизированных ударно-штангового и ударно-канатного способов, способствовало увеличению средних глубин нефтяных сква­жин и включению в эксплуатацию все более продуктивные неф­тяные горизонты. Пример: В Бакинском районе в 1873 г. средняя глубина скважин составляла 22 м. в 1883 г. - 59 м, в 1893 г. - 114 м. К 1900 г. в этом районе бурили скважины глубиной до 300 м, а позднее - до 400 - 500 м.

Использование механического способа бурения способствовало возрастанию добычи нефти. Пример: За 50 лет с 1821 по 1872 г. в России было добыто всего 361 тыс. т нефти, в 1879 г. добыча нефти составила 402 тыс. т., в 1882 г. - 827 тыс. т, в 1892 г. - 4670 тыс. т.

В Баку приходят крупные нефтепромышленные фирмы, конкурирующие между собой в погоне за получением более мощных нефтяных фонтанов. Развивающиеся промышленность и транспорт требовали все больше нефти и нефтепродуктов. Поэтому в конце XIX в. на­блюдается бурное развитие отечественной нефтяной промыш­ленности, В Бакинском районе, помимо Балаханов, где первоначально была сосредоточена основная часть добычи нефти, разрабатываются новые площади: Сабунчи, Раманы, Биби-Эйбат, Бинагады и др. В 1893 г. пробурена первая скважина в районе г. Грозного, давшая мощный фонтан нефти и определившая дальнейшее развитие грозненского нефтяного района.

К 1898 г. Россия поуровню добычи нефти обогнала США, и в 1901 г. было до­быторекордное для России количество нефти - 11,5 млн. т. В 1910 - 1911 гг.вводятся в промышленную разра­ботку небольшие по объему добычиместорождения Майкопского и Эмбинского районов.

Для извлечения нефти исполь­зовалась фонтанная добыча и тартание - способ добычи с помощью желонки. Желонка – удлиненная емкость, спускаемая в скважину на тросе и приспособленная к более узким поперечным размерам скважины по сравнению с размером колодца (добыча бадьей). С ростом глубин скважин ручная и конная тяги при тартании к концу 80-х годов XIX сто­летия были заменены механической - от паровой машины. В начале XX в. стали появляться первые электродвигатели.

Способ тартания, применяемый для добычи нефти, громоздкий, дорогой и мало эффективный был единственным способом механизированной добычи нефти в царской России. Пример: в 1913 г. 95 % всей нефти в России было добыто способом тартания.

Добытая нефть на промыслах транспортировалась по деревянным лоткам и земляным канавам, хранилась в открытых земля­ных амбарах и перевозиласьпотребителю в бочках и бурдюках. Таков был уровень техники нефтепромыс­лового дела на заре развития нефтяной промышленности.

Для нефтепромышленника желонка была наиболее простым и надежным средством добычи нефти. В то же время объемы потребления нефтепродуктов диктовали необходимость интенсификации добычи. Этому способствовало изобретение и внедрение насосного оборудования (инж. Б. А. Иваницкий - 1865 г. и инж. Л. М. Соколовского) и компрессорный способ В. Г. Шухова - 70-х годы XIX.

С именем В. Г. Шухова связаны многие другие изобретения и новшества, сыгравшие большую роль в развитии техники неф­тяного дела. По его инициативе и проекту в России были по­строены первый нефтепровод для перекачки нефти от нефтяных промыслов до бакинских нефтеперегонных заводов и металли­ческие нефтеналивные баржи длиной свыше 150 м и грузоподъ­емностью до 12 тыс. т. Барж такой конструкции тогда еще не знала зарубежная техника. Известны первые форсунки В. Г. Шухова, в которых в качестве топлива использовался ма­зут, до того считавшийся бросовым продуктом. С именем В. Г. Шухова связано крупное нововведение в области нефте­переработки - крекинг-процесс, а также много других работ в различных отраслях промышленности.

Много ценных исследований, указаний и советов по разви­тию нефтяной техники в свое время было сделано великим рус­ским ученым Д. И. Менделеевым. Внесли свой вклад в развитие нефтяной промышленности русские геологи И. М. Губкин и Д.В. Голубятников.

Для увеличения прибыльности нефтяного дела наиболее инициативные и обладающие большими капиталами нефтепро­мышленники вводят ряд усовершенствований на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке нефти. На рубеже XIX - XX в. на ряде промыслов при эксплуатации скважин с помощью желонок применялись элек­тродвигатели и фонтан­ная арматура в целях ликвидации бесконтрольного открытого фонтанирования, сооружались стальные нефтепро­воды, связывающие промыслы с нефтеперерабатывающими заводами, строились нефтеналивные баржи и танкеры, металли­ческие резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. С 1923 г. в России начался процесс технического перевооружения нефте­добывающей промышленности. В бурении техническая реконструкция выразилась в замене старого, ударного способа новым, более прогрессивным, вра­щательным способом. В 1924 г. был испытан в промышленных условиях первый советский турбобур системы М. А. Капелюшникова, явившийся прообразом современных многоступенчатых турбобуров. Создаются первые конструкции отечественного обо­рудования для бурения скважин. Зарождается нефтяное машиностроение набазе старых про­мысловых мастерских и мелких заводов.В добыче нефти с1923 г. начинается внедрениена промыслах глубинно-насосногоспособа эксплуатациискважин. В широких масштабах проводится электрификация нефтяных промыслов.Замена пара электроэнергией способствовало процессу вытеснения желонки и замену ее более совершенным оборудованием для добычи нефти. В 1923 г. в Бакинском районе 55 % полу­ченной нефти было добыто тартанием, к 1932 г. этот способ эксплуатации был практически полностью заменен. Вместо желоночного способа добычи нефти внедряются глубинно-насосный и компрессорный методы эксплуатации скважин. В 1923 г. удельный вес компрессорной добычи нефти в бывш. СССР составлял около 15 %, а в 1932 г. этим способом уже добыва­лось свыше 50 % всей нефти.

С каждым годом улучшается геологическое обслуживание промыслов, расширяются разведочные работы на нефть, внедряются новые методы разведки. Развертывается подготовка специалистов для нефтяной промышленности: организованные Специализированные институты в Москве, Баку и Грозном стали давать нефтяной промышленности новые пополнения мо­лодых специалистов-нефтяников.

В 1928 г. добыча нефти вбывш.СССР превысила максимальный уровень нефтедобычи Рос­сии в 1901 г. и составила 11,6 млн.т. В предвоенные годы продолжалось дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности. На всех Ба­кинских месторождениях были вовлечены в разработку нефтеносные горизонты Нижнего отдела продуктивной толщи, открыто много новых месторождений. Было введено в разработку большое число новых нефтяныхместорожденийна СеверномКавказе, в Средней Азии,Казахстане. В конце 20-х годовбыла открыта первая нефть в ЧусовскихГородках Пермской области. В 1932 г. – на Ишимбаевском месторождении в Башкирии. После открытия ишимбаевской нефти и наметившимися большими перспекти­вами нефтеносности Урало-Волжского района в 1934 г. было принято решение об органи­зации нефтяной базы в районах западных и южных склонов Уральского хребта.

Добыча нефти в бывш. СССР в 1941 г. достигла 33 млн. т, в том числе 23,5 млн. т было добыто на бакинских промыслах, 5 млн. т - на Северном Кавказе и около 2 млн. т - в Урало-Поволжье.

В послевоенные годы промыслы на Кавказе вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в районах Красно­дара и Грозного, а также морские промыслы в районах Баку и Махачкалы.

В Жигулевских горах на Волге в 1943 г. впервые была по­лучена нефть из девонских пластов. В сентябре 1944 г. в центре Туймазинского месторождения из разведочной был получен мощный фонтан нефти из девонских горизонтов с глу­бины 1700 м - была доказана промышленная нефтенос­ность этих древнейших отложений, распространенных на се­веро-востоке европейской части России.

В Татарии, на Бавлинском месторождении в 1948 г. была открыта девонская нефть а в 1951 г. - восточнее Туймазин­ского месторождения вступило в строй Серафимовское девон­ское месторождение, в 1949 г. в Татарии - Ромашкинское. За короткий срок девонские и угленосные залежи нефти были открыты также в Куйбышевской, Волгоградской. Саратовской, Пермской и Оренбургской областях.

В 1949 г. был достигнут довоенный уровень добычи нефти в стране: в этом году было добыто 33,3 млн. т нефти, из кото­рых 8 млн. т - в Урало-Волжских районах.

С 1951 г. нефтедобывающая промышленностьразвиваетсяускоряющимися из года в годтемпами, что обусловлено от­крытием и вводом в эксплуатацию новыхнефтяных месторож­дений не только в Урале-Поволжье, нотакже на СеверномКавказе, в Азербайджане (на суше и на море),республикахСредней Азиина Украине.

В 1955 г. было добыто 70,8 млн. т нефти, в 1960 г. - 147.9 млн. т, в 1965 г. - 242.9 млн. т. В 60-х годах вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в Западной Сибири, на п-ове Мангышлак и в Белоруссии. В короткий срок Западно-Сибирский нефтенос­ный район стал ведущим и по уровню добычи нефти обогнал все другие районы страны. С вводом в действие нефтяных ме­сторождений этого района, а также месторождений полуострова Мангышлак, Белоруссии, Пермской, Тюменской и Оренбургской областей, Удмуртии и Коми темпы роста добычи нефти еще бо­лее возросли. Если в 1965 - 1970 гг. сред­негодовой прирост добычи нефти составлял 21 млн. т, то в 1971-1975 гг. годовой прирост равнялся уже 27,6 млн. т. В 1970 г. было добыто 352.8 млн. т нефти, в 1977 г.- 545,7 млн. т. включая газовый конденсат.

Как самостоятельная отрасль газовая промышленность оформилась в начале 40-х годов. Газ в качестве топлива использовался еще в далеком прошлом. Из древних рукописей известно, что врайоне селения Сураханы, близ Баку, из расщелин земливыбивались струи газа. Он использовался для обжига извести, в очагах на месте выходовгаза, в хра­мах огнепоклонников.Они прокладывали от местаего выхода из земли до углов крыши храма глиняные трубы,зажигали вы­ходящий газ, и "вечный огонь" пылал нахрамах, привлекаятысячи молящихся. В Сураханах сохранилисьразвалиныодного из таких храмов. В России промышленный интерес к газу появился в

1902 г., когда в Сураханах из скв. 1 был получен первый га­зовый фонтан из газовых шапок нефтяных пластов, и началось бурение скважин на газ с подачей его по газопроводам на нефтеперерабатывающие за­воды для использования в качестве топлива. В 1928 г. было добыто 304 млн. м3 газа, в 1937 г. - 2200 млн. м3. Добыча была сосредоточена в основном на ба­кинских нефтяных промыслах, небольшое количество газа до­бывалось на грозненских и майкопских промыслах. В Бакинском и Грозненском районах были построены первые заводы по переработке газа и производству газового бензина.

В 1931 г. в районе Нефтегорска (Майкопский нефтепромыс­ловый район) вступил в эксплуатацию первый в бывш. СССР сажевый завод; в качестве сырья для этого завода использовался нефтяной газ. В 30-х годах на бакинских и Северо-Кавказских промыслах были проведены большие работы по герметизации систем сбора нефти и газа. В результате добыча, нефтяного (попутного)газаувеличилась в 1941 г. до 3200 тыс. м3.

Чисто газовые месторождения в предвоенные годы разрабатывались только в Дагестане. Здесь в небольших количествах добывался природный газ на месторождении Да­гестанские Огни. Промышленная добыча природного газа в широких мас­штабах началась в начале 40-х годов. В 1942 г. было введено в разработку Елшано-Курдюмское газовое месторождение близ Саратова, а в 1943 г. - ряд месторождений в Куйбышевской и Оренбургской областях. Газ из газовых скважин по газопрово­дам подавался под собственным давлением на электростанции и промышленные предприятия Куйбышева и Саратова. В 1946 г. был построен первый дальний газопровод Сара­тов - Москва. На базе газовых месторожде­ний Северного Кавказа и Западной Украины была сооружена многониточная система газопроводов Северный Кавказ - Центр и газопровод Дашава – Киев – Брянск - Москва. В 1956 г. вступило в строй действующих Шебелинское газовое месторож­дение на Украине. В начале 60-х годов была открыта и введена в разработку группа среднеазиатских газовых месторождений и среди них крупнейшее Газлинское месторождение. Газом этих месторож­дений питаются не только города республик СреднейАзии, но и индустриальный Урал, и Москва, куда газ поступает по мощ­ным газопроводам Бухара - Урал и СредняяАзия -Центр, Уренгой – Помары – Ужгород и т.д.Протяженность магистральных газопроводов от газовых месторождений Северного Кавказа, Украины. Средней Азии, Туркмении, Коми АССР, Западной Сибири, Оренбургской об­ласти до пунктов потребления составила к началу 1977 г. более 100 тыс. км.

Добыча природного газа по бывш. СССР из газовых и газоконденсатных месторождений в 1946 г. была немногим более 2 млрд. м3, то в 1966 г. она возросла до 125 млрд.м3 и в 1977 г. - до 314 млрд. м3.

Развитие газопроводного хозяйства страны вызвало необ­ходимость проведения значительных работ по созданию под­земных хранилищ газа вблизи крупных городов, таких как Мо­сква, Ленинград, Киев и др.

Наряду с ростом добычи природного газа, состоящего преимущественно из метана в основном используемого в каче­стве топлива, из года в год увеличиваетсядобыча нефтяного(попутного) газа, извлекаемого из недрвместе с нефтью. Этот газ состоитиз смеси углеводородов (метан,этан, пропан и др.) и является нетолько хорошим топливом, но инезаменимым сырьем для нефтехимических производств.Такой газ перед подачей его потребителям в качестве топлива должен,как пра­вило, пройти переработку на газоперерабатывающих (газобен­зиновых) заводах.На ГПЗ из газа отделяют тяжелые фракции (бутан и выше), которые в виде сжиженныхгазов идутна неф­техимические заводы, а также населению в баллонах (баллонный газ).

Роль нефти и газа в современной экономике России

В настоящее время, нефтегазодобывающая промышленность включает систему предприятий и организаций, осуществляющих добычу сырья, геологические изыскания и разведку, а также обогащение (очистку) пер­вичного сырья для дальнейшего использования в энергетике и других отраслях хозяйства, играет особую роль в экономике Рос­сии и во многом определяет долгосрочную стратегию России как в коммерческом, так и в геополитическом аспекте.

1. Россия - континентальная страна с огра­ниченным числом морских портов, допускающих импорт наибо­лее богатого дешевого сырья. Дли­тельное время основой экспорта России и основой валютных по­ступлений будет экспорт углеводородов при непрерывном росте протяженности магистральных трубопроводов.

2. Большинство топ­ливного сырья залегает в зоне экстремального климата с особо сложными транспортными условиями. Дополнительные трудно­сти освоения этих богатейших районов связаны с дефицитом энергии, с отсутствием объединенной энергосети и практической невозможностью ее создания из-за огромных расстояний, а также с 5 - 7 - кратным увеличением стоимости строительства в указанных регионах.

Стратегия освоения перспективных районов развития топливного сырья определяет целесообразность созда­ния системы типовых мини-предприятий, снабженных унифицированным оборудованием, узлы которого должны поставляться в состоянии монтажной готовности в виде модульных блоков. Только таким путем можно компенсировать повышенные затраты на освоение уникальных месторождений Севера и Северо-Востока. Преимуществом системы типовых мини-предприятий является минимизация не только оборудования, но и степени риска, ибо при тиражировании и наращивании производства можно провести необходимую корректировку технологий и обо­рудования.

3. Экономическое возро­ждение России с ее значительными нефтяным и газовым потенциалом невозможно без существенных инвестиций в нефте­газовый комплекс. В свою очередь, обеспечение технического прогресса в этих отраслях потребует и соответствующего разви­тия их инфраструктуры, в том числе модернизации существую­щих и создания новых хранилищ для нефти, природного газа, газоконденсата и товарных нефтепродуктов, что наиболее экономично и экологически эффективно при использовании под­земных хранилищ.

4. Россия, несмотря на трудности пос­ледних лет, сохранила мощный сырьевой потенциал углеводородов, который требует восполнения с учетом долго­срочных государственных приорите­тов. По оценкам министерства природных ресурсов России суммар­ная инвестиционная емкость горнодо­бывающей и геологоразведочной от­раслей минерально-сырьевого комп­лекса составляет не менее 100 млрд. долларов на период 2000-2005 гг., а сто­имость продукции годовогообъема до­бычи полезных ископаемых в 2005 г. может достичь 125-130 млрд. долларов. Объемы геологических работ, сокра­тившиеся за последние 10 лет в 4 раза, явно недостаточны (начиная с 1994 г. по всем видам полез­ных ископаемых уровни ежегодной до­бычи не восполняются приростом за­пасов).

Анализ ситуации спроса на лицен­зии на право пользования недрами по нефти и газу свидетельствует о насы­щении российских компаний лицен­зионными площадями и необходимо­сти введения более эффективных ад­министративных и экономических рычагов воздействия на недропользователей, не проявляющих активности по выполнению лицензионных согла­шений.

uchebana5.ru

Этапы и режимы добычи нефти и газа

Первый этап: разработка нефтяных и газовых месторождений — это комплекс мероприятий направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою, предусматривающих с этой целью:

— определенный порядок размещения скважин на площади;

— очередность их бурения и ввода в эксплуатацию;

— установление и поддержание определенного режима их работы.

Нефтяная и газовая залежь обладает определенной потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

Запас потенциальной энергии создается:

1. напором краевых (контурных) вод;

2. напором газовой шапки;

3. энергией растворенного газа, выделяющегося из … нефти при снижении давления;

4. энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающие их породы

5. силой тяжести действующей на жидкость.

6. В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

 

При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых или подошвенных вод. При этом поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этоп постоянно перемещается и сокращается. Эксплуатация скважин прекращается тогда, когда вместо нефти начинает поступать одна вода. При таком режиме работы скважины фонтанируют и обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов 0.5…0.8.

При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. По мере извлечения нефти давление в пласте постепенно уменьшается, соответственно снижается и дебит скважин. Коэффициент нефтеотдачи при этом тоже может достигать 0.8.

При газонапорном режиме источникомэнергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер тем медленнее снижается давление. По мере снижения уровня газонефтяного контакта возможен прорыв газа к скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается. Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме 0.4…0.6.

При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме 0.15…0.3, т.к. запас энергии газа может полностью истощится намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим имеет место в том случае, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. Нефть стекает к скважинам под действием силы тяжести, а откачивается механизированным способом.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

 

| следующая страница ==>
Перекрытие пластов изолирующими пробками | Методы искусственного поддержания пластового давления.

Дата добавления: 2014-12-09; просмотров: 1.

Поделиться с ДРУЗЬЯМИ:

refac.ru

Развитие - добыча - нефть

Развитие - добыча - нефть

Cтраница 2

Современный этап развития добычи нефти в Башкирии характеризуется тем, что соотношение девонских месторождений и месторождений карбона быстро меняется в пользу последних. Из-за того, что девонские залежи интенсивно обводняются, а разработка залежей карбона требует значительно больших капиталовложений и-затрат материальных средств и труда, технико-экономические показатели в целом по Башкирии существенно меняются.  [16]

Относительно обеспеченности развития добычи нефти и газа запасами.  [17]

Рассматривая перспективы развития добычи нефти в ОАО Оренбургнефть, необходимо обратить внимание на следующие обстоятельства. Большинство месторождений имеют сравнительно высокую отработанность запасов и по ним будет продолжаться снижение уровня добычи нефти. Для поддержания текущей добычи на планируемом уровне необходимо обеспечить ежегодный ввод в разработку новых месторождений нефти. Ближайшим резервом являются месторождения, находящиеся по разным причинам в консервации или в разведке.  [18]

Параллельно с развитием добычи нефти строились новые магистральные нефтепроводы для подачи нефти от места добычи на нефтеперерабатывающие заводы ( НПЗ) и магистральные нефтепродуктопро-воды от НПЗ к потребителям. Для переработки непрерывно возрастающих объемов нефти реконструировали и расширяли действующие и строили новые нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы и комбинаты.  [19]

Поскольку каждый вариант развития добычи нефти состоит из трех основных взаимосвязанных стадий, длительность которых отображена однонаправленными векторами, всю траекторию можно описать с помощью линейного ориентированного графа.  [20]

Исключительно большой темп развития добычи нефти намечен на Украине.  [21]

Мы полагаем, что развитие добычи нефти из битуминозных песков и сланцев будет происходить исключительно быстрыми темпами. Возможно, что на определенном этапе эти темпы значительно опередят самые высокие показатели роста, которыми когда бы то ни было характеризовалось развитие добычи нефти из нефтяных месторождений. Это обосновывается многими обстоятельствами и в первую очередь огромными разведанными запасами нефти в нефтеносных песках и сланцах. Коль скоро удастся решить проблему экономически эффективной разработки этих месторождений, огромным промышленным масштабам добычи будет благоприятствовать концентрация залежей нефтеносных песков на относительно четко ограниченных площадях.  [22]

В этой стадии дается оценка развития добычи нефти в рассматриваемом районе, объема вовлекаемых запасов, числа новых месторождений, устанавливается несколько возможных вариантов перспективных уровней добычи нефти и газа по району в целом и по каждому месторождению конкретно. Для каждого из вариантов определяют объем капитальных вложений по отдельным видам работ, в том числе по разведке, бурению, обустройству, при соответствующих уровнях эксплуатационных расходов, а также оценивают затраты по сопряженным отраслям. Устанавливают лимиты капитальных вложений на развитие района и, в том числе, на конкретные объекты промыслового обустройства. Оценивают темпы ввода отдельных месторождений и групп в разработку и выбирают основные направления внешнего транспортирования продукции.  [23]

Наибольшее значение для определения возможностей развития добычи нефти и газа имеет оценка обеспеченности запасами различных категорий не только страны в целом, но и отдельных добывающих районов. Наряду с большими запасами-в целом ло стране может создаться напряженное положение с запасами в отдельных нефте-и газодобывающих районах.  [24]

Они должны лежать в основе развития добычи нефти, нефтепереработки и нефтеснабжения. Учет динамики спроса на нефтепродукты по всему ассортименту должен проводиться систематически на высоком уровне. Необходимо создать диную методику кратко -, средне - и долгосрочного прогнозирования потребностей народного хозяйства во всех видах нефтепродуктов.  [25]

В Программе КПСС большое внимание уделено развитию добычи нефти и газа с возрастающим их использованием как сырья для химических производств.  [26]

В решениях XVII съезда партии по развитию добычи нефти на Востоке было указано, что проблема создания Второго Баку является решающей практической задачей третьей сталинской пятилетки.  [27]

В девятой пятилетке большое значение придается развитию добычи нефти и природного газа в восточных районах страны, роль которых еще более возрастет после 1975 г. Достаточно сказать, что 75 % всего прироста добычи нефти в 1971 - 1975 гг. предусматривается получить из месторождений Тюмени и Мангышлака. Особое место в девятом пятилетнем плане отведено старым нефтедобывающим районам европейской части страны, которые переходят, на позднюю стадию разработки. В 1971 - 1975 гг. из этих месторождений должно быть извлечено около 1 млрд. т нефти, причем фактические коэффициенты нефтеотдачи здесь все еще будут на относительно невысоком уровне. В Директивах XXIV съезда важная роль отводится проведению работ, обеспечивающих более полное извлечение нефти из недр.  [28]

Партия и правительство уделяют огромное внимание развитию добычи нефти и ее переработке в Советском Союзе.  [29]

В последние годы, наряду с развитием добычи нефти в старых районах, большое внимание уделяется освоению новых нефтяных месторождений в Западной Сибири, Коми АССР, Удмуртской АССР и других районах, где предусмотрено получить основной прирост добычи нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Этапы развития техники и технологии морской добычи нефти и газа

из "Газовая промышленность Вчера, сегодня, завтра"

Как упоминалось выше, добыча нефти со дна Каспийского моря осуществлялась отдельными промышленниками еще в XIX в. Первая буровая, в Биби-Эйбатской бухте была пробурена с деревянного основания в 1925 г. Почти десять лет бурение на Каспии осуществлялось с деревянных оснований. Это требовало значительного количества специальных длинномерных бревен. Собственного леса необходимой кондиции в Азербайджане не было, его доставляли по Волге и Каспию. Часто происходили перебои с поставками леса. В некоторых случаях грунт дна моря не позволял сооружать основания из дерева. Все это диктовало необходимость изыскания новых путей сооружения оснований. [c.115] Тимофеева и при его участии была построена в районе о. Артема в 1943 г. [c.115] Несмотря на постоянные штормы, сооружение металлических оснований велось значительно быстрее, чем деревянных, но и оно отнимало много времени. Почти пятнадцать лет основания из металлических труб строили непосредственно в море. После окончания Великой Отечественной войны, когда остро встал вопрос о наращивании темпов добычи нефти и газа в Азербайджане, выяснилось, что существующие темпы сооружения металлических оснований в открытом море с киржимов и других плавсредств сильно сдерживают развертывание работ по разведочному и эксплуатационному бурению. [c.115] Переломным моментом в деле создания новой техники и тех-нолощи морской добычи нефти и газа было практическое использование морских стационарных платформ конструкции Л.А. Межлумова. Уже в 1947 г. бурились скважины с основания ЛАМ . Интенсификации работ по морскому бурению способствовало внедрение в практику бурения новой, более прогрессивной стационарной установки конструкции МОС . [c.116] С форсированием буровых работ на море и открытием 7 ноября 1949 г. крупного нефтегазового месторождения Нефтяные Камни на повестку дня встал вопрос о необходимости принятия комплексного решения по организации сбора и транспорта нефти и газа с морских месторождений. [c.116] При отсутствии опыта организации морского промыслового хозяйства в практику проектных работ был перенесен опыт создания промысла на суше. Основной недостаток всех внедряемых проектов заключался в организации всего процесса добычи, подготовки нефти и газа в открытом море. Очень скоро стало ясно, что опыт суши неприемлем длi. моря, и тогда было решено все технологическое хозяйство морского промысла вынести на береговую зону. Такая организация промыслового хозяйства положительно сказалась на результатах деятельности морских промысловиков, они стали мало зависеть от капризов моря. [c.116] С ростом объемов добычи нефти и газа в море и удалением вышек от берега встал вопрос о новой организации промыслового хозяйства. Было решено, что для группы эксплуатируемых скважин нужно создать общий промысловый сборный пункт. Так появились стационарные площадки, на которых было сосредоточено все нефтегазовое хозяйство. На этих площадках производилось отделение газа от нефти. К ним от скважин подводились либо самостоятельные, либо спаренные подводные трубопроводы, транспортирующие продукцию на материк. Существенную помощь в обслуживании промыслового хозяйства оказало сооружение металлических эстакад, связывающих между собой отдельные стационарные площадки с действующими на них эксплуатационными скважинами. Такая взаимосвязь скважин проектировалась исходя из технико-экономической целесообразности. Следует отметить, что строительству стационарных установок и эстакад предшествовала большая работа по определению геологической характеристики грунтов и рельефа дна на морских месторождениях. Только на основании четких данных и их изучения решался вопоос, как возводить морские гидротехнические сооружения. В процессе развертывания работ по обустройству вновь открываемых месторождений нефти и газа проектировщики вносили необходимые усовершенствования и разрабатывали новые конструкции и технологические схемы обустройства месторождений. [c.116] Таким образом, на смену стационарным платформам, применяемым в морской разведке, пришла новая техника, намного ускоряющая работу нефтегазоразведчиков. На Каспийское море стали поступать усовершенствованные плавучие буровые установки. Теперь ПБУ завоевали всесоюзную известность, и работают они не только на Каспии, но и в Черном, Балтийском и других морях. В связи с перспективой освоения месторождений на больших глубинах моря начались работы по дальнейшему усовершенствованию конструкций ПБУ, что привело к созданию новых установок. [c.117] Форсирование работ по открытию и освоению новых морских нефтегазовых месторождений было связано и с прокладкой многокилометровых продуктопроводов на значительных глубинах. Их строительство требовало новой надежной техники и технологии. В институте Гипроморнефть были созданы новые агрегаты, такие как морские суда-трубоукладчики, крановые суда и др. [c.117] По мере открытия новых месторождений росли число стационарных платформ и протяженность эстакад. Необходимо было разработать меры по защите этих сооружений от коррозии. Учитывая, что протяженность эстакад составляет несколько сот километров, а число платформ - около 200, требовалось создать новую технику для осуществления контроля за состоянием конструкций и их защиты от коррозии. [c.117] Очень остро встал вопрос о защите акватории Каспийского моря от загрязнения. Учитывая многообразие причин, которые могут привести к загрязнению моря в результате разведки, разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, можно себе представить, какой комплекс технических мероприятий необходимо было реализовать, чтобы сохранить Каспий как основной источник воспроизводства ценных п( д рыб. В этом направлении интересную и многогранную работу ведет отдел водоснабжения и канализации морских месторождений института Гипроморнефтегаз под руководством В. Арутюнова. [c.117] Вышё было сказано о суровом нраве Каспийского моря. Всегда разведкой и добычей нефти и газа на Каспии занимались люди мужественные, хорошо знающие специфику морской работы. Необходимо отметить, что наряду с перевооружением техники и технологии бурения и добычи нефти и газа в море решались и вопросы, связанные с условиями пребывания человека. На Нефтяных Камнях был создан, по существу, целый город с многоэтажными зданиями, цветниками. [c.118] На Каспии давно осуществляется вахтовый метод работы. В этих условиях комфортное пребывание человека в море является гарантией надежной работы всей нефтегазовой техники и соблюдения технологического режима. [c.118] Говоря о развитии техники и технологии морской добычи нефти и газа, нельзя обойти молчанием строительство специального завода морских глубоководных оснований в Баку. Он пришел на Meiw маленькому заводу по выпуску морских оснований им. Октяйрьской революции. Новый завод - это современное предприятие, построенное по проекту французских фирм. Его годовая проектная производственная мощность более 70 тыс. т металлоконструкций. [c.118] Реализация кусгового бурения с одного основания позволила резко сократить расход металла, удешевить стоимость добываемой в море нефти и газа, защитить просторы Каспия от загрязнения в процессе бурения и эксплуатации. [c.119] Успешное развитие техники и технологии добычи нефти и газа в море поставило вопрос о подготовке кадров для работы во всех звеньях морской добычи. Для работы в море требовались высококвалифицированные специалисты, отлично знающие современную технику. Особенно важно это для плавучих буровых установок. Дело в том, что плавучие буровые установки отличаются не только размерами, но разнообразием установленной на них техники. Это поистине большой автоматизированный завод, работающий в открытом море. [c.119] Об условиях, созданных для работы персонала и отдыха на плавучих буровых установках, можно судить по полученной в начале 1989 г. ВПО Каспморнефтепром установке под названием Каспий-2 . В отличие от ранее выпущенных с нее можно вести бурение на глубине моря до 70 м. По-новому оборудовано и рабочее место бурильщика и его помощника. Д я них сделана закрытая кабина, защищающая от дождя, снега и штормовых ветров. [c.119] Жилой блок не хуже, чем в хорошем отеле. Более 30 комфортабельных двухместных кают, оборудованных кондиционерами, с зеркалами, шкафами, столиками. Изящная судовая мебель, уютная комната отдыха с двумя цветными телевизорами и видеомагнитофоном. И, наконец, механизированная кухня, в комплексе которой небольшая пекарня. Это настоящий подарок разведчикам морских недр. Ведь на другие установки хлеб доставляется вертолетами один раз в неделю вместе с вахтой. [c.119] Все имеющееся на ПБУ сложное хозяйство требует отличного знания дела и, конечно, крепкого здоровья. Несмотря на все удобства, не так просто найти смельчаков, которые работали бы несколько дней в открытом бушующем море со сложной техникой. Все эти обстоятельства требуют уделять особое внимание подготовке специальных кадров морских разведчиков и добытчиков, независимо от того, где они работают. Так, например, для подготовки высококвалифицированных кадров для рамты в подразделениях ВПО Каспморнефтегазпром имеется специальная школа с современными программами обучения. [c.119]

Вернуться к основной статье

chem21.info