Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:
сбор нефти с поверхности водоемов;
обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;
извлечение нефти из ям и колодцев.
Сбор нефти с поверхности открытых водоемов ‑ это, по-видимому, один из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирии до нашей эры, в Сицилии в 1-м веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.
Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью , с целью ее извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в ХV в: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помещали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833-1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.
Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии - древней области между Ассирией и Мидией ‑ в V в. до н.э. нефть добывали с помощью кожаных ведер ‑ бурдюков.
На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу ХV в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5-2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.
На Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен производилась с помощью шеста, к которому привязывали войлок или пучок, сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в колодец, а затем выжимали нефть в подготовленную посуду.
На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с 13 в. н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м ‑ не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца, составляло около 3100 м 3 далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками, В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.
В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И. Лерхе писал: «... В Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей (1 сажень - 2,1м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 батманов нефти...» (1 батман 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40-50 м, а диаметр или сторона квадрата сечения колодца 0,7-1 м.
В 1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колодца в море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добывалась из них много лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разбиты и затоплены водами Каспия.
При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836-1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти.Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г .
Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше.
При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.
Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано ‑ всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.
Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при давлении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием , в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.
Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах 19 в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. другой способ добычи нефти ‑ газлифт ‑ предложил М.М. Тихвинский в 1914 г.
Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.
В развитии нефтяной промышленности можно выделить пять основных этапов:
I этап (до 1917 г.) – дореволюционный период;
II этап (с 1917 до 1941 гг.) период до Великой Отечественной войны;
III этап (с 1941 по 1945 гг.) – период Великой Отечественной войны;
IV этап (с 1945 по 1991 гг.) – период до распада СССР;
V этап (с 1991 г.) – современный период.
Дореволюционный период. На территории России нефть известна с давних пор. Еще в XVI в. Русские купцы торговали Бакинской нефтью. При Борисе Годунове (XVI в.) в Москву была доставлена первая нефть, добытая на реке Ухте. Поскольку слово «нефть» вошло в русский язык лишь в конце XVIII в., называли ее тогда «густая вода горяща».
В 1813 г. к России были присоединены Бакинское и Дербентское ханства с их богатейшими нефтяными ресурсами. Это событие оказало большое влияние на развитие нефтяной промышленности России в последующие 150 лет.
Другим крупным районом нефтедобычи в дореволюционной России была Туркмения. Установлено, что в районе Небит-Дага черное золото добывалось уже около 800 лет назад. В 1765 г. на о. Челекен насчитывалось 20 нефтяных колодцев с суммарной годовой добычей около 64 т в год. По свидетельству русского исследователя Каспийского моря Н. Муравьева, в 1821 г. туркмены на лодках отправили в Персию около 640 т нефти. В 1835 г. ее вывезли с о. Челекен больше, чем из Баку, хотя именно Апшеронский полуостров являлся объектом повышенного внимания нефтепромышленников.
Началом развития нефтяной промышленности в России является 1848 год,
В 1957 г. на долю Российской Федерации приходилось более 70 % добываемой нефти, а Татария вышла на первое место в стране по добыче нефти.
Главным событием данного периода стало открытие и начало разработки богатейших нефтяных месторождений в Западной Сибири. Еще в 1932 г. академик И.М. Губкин высказал мысль о необходимости начала систематических поисков нефти на восточном склоне Урала. Сначала были собраны сведения о наблюдениях естественных нефтяных выходов (реки Большой Юган, Белая и др.). В 1935г. здесь начали работать геологоразведочные партии, которые подтвердили наличие выходов нефтеподобных веществ. Однако «большой нефти» не было. Разведочные работы продолжались до 1943 г., а за тем были возобновлены в 1948 г. Лишь в 1960 г. было открыто Шаимское нефтяное месторождение, а вслед за ним Мегионское, Усть-Балыкское, Сургутское, Самотлорское, Варьеганское, Лянторское, Холмогорское и др. Началом промышленной добычи нефти в Западной Сибири считается 1965 г., когда ее было добыто около 1 млн. т. Уже в 1970 г. добыча нефти здесь составила 28 млн. т, а в 1981 г. ‑ 329,2млн.т. Западная Сибирь стала основным нефтедобывающим районом страны, а СССР вышел на первое место в мире по добыче нефти.
В 1961 г. были получены первые фонтаны нефти на месторождениях Узень и Жетыбай в Западном Казахстане (полуостров Мангышлак). Промышленная их разработка началась в 1965 г. Только по этим двум месторождениям извлекаемые запасы нефти составляли несколько сот миллионов тонн. Проблема заключалась в том, что мангышлакские нефти ‑ высокопарафинистые и имели температуру застывания +30...33 °С. Тем не менее в 1970 г. добыча нефти на полуострове была доведена до нескольких миллионов тонн.
Планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 г. В 1984-85 гг. произошло падение нефтедобычи. В 1986-87 гг. она снова росла, достигнув максимума. Однако, начиная с 1989 г., добыча нефти стала падать.
Современный период. После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось. В 1992 г. она составила 399 млн. т, в 1993 г. ‑ 354 млн. т, в 1994 г. ‑ 317 млн. т, в 1995 г. ‑ 307 млн. т.
Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.
Во-первых, ухудшилась сырьевая база отрасли . Степень вовлеченности в разработку и выработанность месторождений по регионам весьма высоки. На Северном Кавказе в разработку вовлечены 91,0 % разведанных запасов нефти, а выработанность месторождений составляет 81,5 %. В Урало-Поволжье эти цифры составляю соответственно 88,0 % и 69,1 %, в Республике Коми ‑ 69,0 % и 48,6 %, в Западной Сибири ‑ 76,8 % и 33,6 %.
Во-вторых, уменьшился прирост запасов нефти за счет вновь открытых месторождений . Из-за резкого снижения финансирования геологоразведочные организации сократили объем геофизических работ и поисково-разведочного бурения. Это привело к снижению числа вновь открытых месторождений. Так, если в 1986-90 гг. запасы нефти во вновь открытых месторождениях составляли 10,8 млн. т, то в 1991-95 гг. ‑ лишь 3,8 млн. т.
В третьих, велика обводненность добываемой нефти . Это означает, что при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости самой нефти добывается все меньше.
В четвертых, сказываются издержки перестройки . В результате ломки старого хозяйственного механизма жесткое централизованное управление отраслью было ликвидировано, а новое - еще только создается. Возникший дисбаланс цен на нефть, с одной стороны, и на оборудование и материалы, с другой, затруднил техническое оснащение промыслов. А ведь это необходимо именно сейчас, когда большинство оборудования отработало свой срок, а многие месторождения требуют перехода с фонтанного способа добычи на насосный.
Наконец, сказываются многочисленные просчеты, допущенные в прошлые годы. Так, в 70-е годы считалось, что запасы нефти в нашей стране неисчерпаемы. В соответствии с этим ставка делалась не на развитие собственных видов промышленного производства, а на покупку готовых промышленных товаров за рубежом на валюту, получаемую от продажи нефти. Огромные средства ушли на поддержание видимости благополучия в советском обществе. Нефтяная же промышленность финансировалась по-минимуму.
На сахалинском шельфе еще в 70-80-х гг. были открыты крупные месторождения, которые до сего времени не введены в эксплуатацию. Между тем им гарантирован огромный рынок сбыта в странах Азиатско-Тихоокеанского региона.
Каковы же дальнейшие перспективы развития отечественной нефтяной промышленности?
Однозначной оценки запасов нефти в России нет. Различные эксперты называют цифры объема извлекаемых запасов от 7 до 27 млрд. т, что составляет от 5 до 20 % мировых. Распределение запасов нефти по территории России таково: Западная Сибирь ‑ 72,2 %; Урало-Поволжье ‑ 15,2 %; Тимано-Печорская провинция ‑ 7,2 %; Республика Саха (Якутия), Красноярский край, Иркутская область, шельф Охотского моря ‑ около 3,5 %.
В 1992 г. началась структурная перестройка нефтяной промышленности России: по примеру западных стран стали создавать вертикально интегрированные нефтяные компании, контролирующие добычу и переработку нефти, а также распределение получаемых из нее нефтепродуктов.
480 руб. | 150 грн. | 7,5 долл. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут , круглосуточно, без выходных и праздников
Мячина Ксения Викторовна. Геоэкологические последствия нефтегазодобычи в Оренбургском Приуралье: диссертация... кандидата географических наук: 25.00.36 Оренбург, 2007 168 с. РГБ ОД, 61:07-11/130
Введение
Глава 1. Ландшафтно-экологические условия района исследования 10
1.1. Географическое положение и природное районирование 10
1.2. Геологическое строение и рельеф 12
1.2.1. Геология 12
1.2.2. Тектоника и анализ распределения залежей углеводородного сырья 15
1.2.3. Геоморфология и основные формы рельефа 18
1.3. Климатические условия 19
1.4. Гидрологические условия 22
1.5. Почвенный и растительный покров 27
1.6. Типы местности 30
1.7. Потенциальная экологическая устойчивость ландшафтов Оренбургского Приуралья 32
1.7.1. Подходы к определению устойчивости 32
1.7.2. Ранжирование исследуемой территории по степени потенциальной экологической устойчивости 36
Глава 2. Материалы и методы исследований 38
Глава 3. Характеристика нефтегазодобывающего комплекса 43
3.1. История развития нефтегазодобычи в мире и России 43
3.2. История развития нефтегазодобычи в Оренбургской области 47
3.3. Характеристика объектов добычи и транспортировки 56 углеводородного сырья
Глава 4. Воздействие объектов нефтегазопромыслов на природную среду 70
4.1. Основные типы и источники воздействия 70
4.2. Влияние на компоненты природной среды 73
4.2.1. Влияние на подземные и поверхностные воды 73
4.2.2. Влияние на почвенный и растительный покров 79
4.2.3. Влияние на атмосферу 99
Глава 5. Оценка геоэкологического состояния районов Оренбургского Приуралья 102
5.1. Классификация районов по степени техногенного преобразования 102
5.2. Геоэкологическое районирование Оренбургского Приуралья в связи с развитием нефтегазодобычи 116
Глава 6. STRONG Проблемы охраны и оптимизации ландшафтов, находящихся под влиянием
нефтегазодобычи STRONG 122
6.1. Охрана ландшафтов на территориях нефтегазопромыслов России и Оренбургского Приуралья 122
6.2. Проблема взаимодействия объектов нефтепромыслов с уникальными природными объектами (на примере Бузулукского бора) 127
6.3. Основные направления оптимизации ландшафтов Оренбургского Приуралья 130
Заключение 134
Список литературы 136
Фотоприложение 159
Введение к работе
Актуальность темы. Оренбургская область является одним из ведущих нефтегазодобывающих регионов европейской части России и занимает одно из первых мест по своему ресурсному нефтегазовому потенциалу. На начало 2004 года по области выявлено 203 месторождения углеводородного сырья, из них 157 находятся в разведке и разработке, 41 - в консервации и госрезерве, 5 месторождений не поставлены на учет в связи с малыми запасами (см. рисунок 1) . Большая часть месторождений и дальнейшие перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли в Оренбургской области связаны с ее западной частью, в географическом отношении это территория Оренбургского Приуралья .
Нефтегазодобывающая отрасль в Оренбуржье имеет преобладающее значение в экономике области. В то же время объекты нефтегазодобычи оказывают разнообразное все возрастающее воздействие на природные комплексы и являются одной из основных Причин нарушения экологического равновесия в регионах. На территориях нефтегазопромыслов естественные ландшафты преобразованы в природно-техногенные комплексы, где обнаруживаются глубокие, часто необратимые изменения. Причинами этих изменений становятся загрязнения природной среды в результате разливов нефти и межпластовых вод, выбросов сероводородсодержащих газов в атмосферу, воздействия нефтегазового производства на геологическую среду при бурении скважин, проведения сопутствующих земляных, строительно-монтажных, укладочных работ, движение транспортной и строительной техники .
Постоянным фактором ухудшения состояния природных комплексов с развитой сетью добычи углеводородов являются многочисленные аварии на трубопроводном транспорте всех рангов.
Нефтегазотранспортная система Оренбургской области начала создаваться в 40-е годы 20-ого века. Большая часть трубопроводной системы, как магистральной, так и промысловой, нуждается в реконструкции в связи с
5 высокой степенью изношенности и несоответствия существующим экологическим и технологическим требованиям, и, как следствие, высоким процентом аварийных порывов.
Недостаточная изученность и неполное представление о происходящих в ландшафтах изменениях может послужить причиной экологического кризиса, а в некоторых случаях - экологических катастроф. Поэтому необходимо определение закономерности и степени изменения ландшафтных комплексов с целью выявления тенденций их дальнейшего преобразования в процессе данного вида природопользования. Это может способствовать разработке рекомендаций по предотвращению дальнейших негативных последствий и обеспечению экологической безопасности региона.
Цели и задачи исследования. Целью работы является геоэкологическая оценка воздействия нефтегазопромысловых объектов на природную среду Оренбургского Приуралья.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:
Проведен анализ современного состояния, структуры размещения и
тенденций дальнейшего развития нефтегазодобывающего комплекса
региона;
Выявлены основные факторы и геоэкологические последствия
техногенных изменений и нарушений ландшафтов на территории
нефтегазопромыслов;
Проведена дифференциация территории Оренбургского Приуралья по
уровням техногенной трансформации ландшафтов, основанная на системе
выявлений и обобщений основных показателей, характеризующих степень
техногенной нагрузки;
" - разработана схема геоэкологического районирования исследуемой территории на основе проведенной дифференциации с учетом потенциальной экологической устойчивости природных комплексов к техногенному воздействию;
на основе современной национальной и региональной природоохранной политики и практики нефтегазодобывающих предприятий разработаны базовые направления оптимизации природопользования и природоохранной деятельности.
Объектом исследования являются природные комплексы Оренбургского Приуралья, находящиеся под воздействием объектов нефтегазодобычи.
Предметом исследования является современная геоэкологическая ситуация в районах нефтегазодобычи, степень техногенной трансформации. ландшафтных комплексов и их динамика в связи с развитием указанной отрасли.
На защиту выносятся следующие основные положения:
длительная и широкомасштабная разработка нефтегазовых месторождений привела к разнообразным нарушениям компонентов ландшафтов Оренбургского Приуралья и обусловила формирование природно-техногенных комплексов, изменивших природно-ландшафтную структуру территории;
балльная оценка диагностических показателей техногенного воздействия на районы и созданная на ее основе оценочная шкала уровней техногенной трансформации ландшафтов позволяет выделить 6 групп районов Оренбургского Приуралья, различающихся по уровням техногенной трансформации природных комплексов;
категории геоэкологической напряженности являются интегральным показателем нарушенное баланса средообразующих компонентов в районах нефтегазодобычи и зависят не только от масштабов и глубины воздействия нефтегазопромыслов, но и от экологической устойчивости ландшафтов на уровне региональных и типологических единиц. Разработана схема районирования территории Оренбургского Приуралья по категориям геоэкологической напряженности.
7
важнейшим индикатором глубины воздействия нефтегазодобычи
на ландшафты региона является современное экологическое состояние
ключевых природных территорий (объектов природного наследия). Развитие
и сохранение сети ООПТ и формирование ландшафтно-экологического
каркаса, с обязательным внедрением мониторинга, является инструментом
противодействия дальнейшему негативному воздействию
нефтегазопромыслов на природную среду. Научная новизна
В работе впервые дан анализ сложившейся геоэкологической ситуации
на территории Оренбургского Приуралья в связи с интенсивной разведкой и
разработкой месторождений углеводородного сырья;
Впервые для территории Оренбургского Приуралья использован
системный ландшафтно-экологический подход- к исследованию
закономерностей изменения природных комплексов в районах
нефтегазодобычи;
Установлено, что районы нефтегазодобычи являются основными очагами экологического бедствия и зонами сокращения продуктивности сельхозугодий;
На основе существующих схем природных и агроклиматических
районов предложена схема потенциальной природной устойчивости
ландшафтов Оренбургского Приуралья;
проведена дифференциация изучаемой территории по уровням техногенной трансформации ландшафтов и введены категории геоэкологической напряженности, отражающие геоэкологическое состояние выделенных районов.
Практическое значение работы определяется выявлением значительной негативной роли нефтегазодобычи как источника специфического влияния на компоненты ландшафтов Оренбургского Приуралья. В результате проведенных исследований получена информация о состоянии природных комплексов и основных закономерностях их
8 изменений на территориях нефтепромыслов. Предложены подходы, перспективные для определения уровня техногенной трансформации ландшафтов, находящихся под влиянием нефтегазодобычи, в различных регионах. Выявленные особенности состояния природных комплексов позволят обеспечить дифференцированный подход к разработке мероприятий по их оптимизации и сохранению в процессе дальнейшего природопользования.
Использование результатов исследования подтверждается актами о
внедрении Комитетом по охране окружающей среды и природных ресурсов
Оренбургской области при планировании и организации мероприятий по
природоохранной деятельности. Созданная информационная база
использовалась также для научных проработок ОАО
«ОренбургНИПИнефти».
Личный вклад соискателя состоит: в непосредственном участии автора в полевых ландшафтно-геоэкологических исследованиях; анализе и систематизации литературных и фондовых данных; разработке оценочной шкалы техногенной трансформации природных комплексов; обосновании схемы потенциальной природной устойчивости ландшафтов исследуемой территории.
Апробация работы и публикации.
Основные положения диссертационной работы докладывались автором на научно практических конференциях, симпозиумах и школах-семинарах различного уровня: региональных научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов (Оренбург, 2003, 2004, 2005); молодежной международной конференции «Экология- 2003» (Архангельск, 2003); Третьей Республиканской школе-конференции «Молодежь и пути России к устойчивому развитию» (Красноярск, 2003); Второй международной научной конференции «Биотехнология - охране окружающей среды» и третьей школе-конференции молодых ученых и студентов «Сохранение биоразнообразия и рациональное использование биологических ресурсов»
9 (Москва, 2004); Международной конференции «Природное наследие России: изучение, мониторинг, охрана» (Тольятти, 2004); Всероссийской научной конференции, посвященной 200-летию Казанского университета (Казань, 2004); Всероссийской конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы экологии и охраны окружающей среды» (Уфа, 2004); Второй Сибирской международной конференции молодых ученых по наукам о Земле (Новосибирск, 2004). По результатам работы автором был получен молодежный грант от УрО РАН. В 2005 году автор стала лауреатом конкурса научных работ молодых ученых и специалистов Оренбуржья за работу «Эколого-географическое районирование нефтегазоносной территории Оренбургской области».
По теме диссертации опубликовано 15 работ. Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и 1 фотоприложения. Общий объем диссертации -170 страниц, включая 12 рисунков и 12 таблиц. Список литературы содержит 182 источника.
Тектоника и анализ распределения залежей углеводородного сырья
Благоприятными геологическими структурами для накопления больших масс нефти и газа являются купола и антиклинали.
Углеводороды имеют меньший удельный вес по сравнению с водой и горными породами, поэтому выжимаются из материнских пород, в которых образовались, и движутся вверх по трещинам и слоям пористых пород, например песчаников, конгломератов, известняков. Встречая на своем пути горизонты плотных непроницаемых пород, таких, как глины или глинистые сланцы, эти полезные ископаемые накапливаются под ними, заполняя все поры, трещины, пустоты.
Промышленные месторождения нефти и газа, выявленные на территории области, как правило, приурочены к валам и изометрическим или линейно-вытянутым структурным зонам (Татарский свод, Муханово-Ероховский прогиб, Соль-Илецкое сводовое поднятие, Прибортовая зона Прикаспийской синеклизы, Восточно-Оренбургское валообразное поднятие, Предуральский краевой прогиб). Максимальные запасы нефти приурочены к Муханово-Ероховскому прогибу, а газа - к Соль-Илецкому сводовому поднятию (см. рисунок 2) .
Согласно нефтегеологическому районированию, западная часть Оренбуржья относится к Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносным провинциям. На территории области Волго-Уральская провинция включает Татарскую, Средневолжскую, Уфимско-Оренбургскую и Южно-Предуральскую нефтегазоносные области (НТО).
Татарская НТО приурочена к южным склонам Татарского свода. Средневолжская НТО подразделяется на Муханово-Ероховский и Южно-Бузулукский нефтегазоносные районы, им соответствует северная часть Бузулукской впадины (центральная часть Муханово-Ероховского прогиба) и ее южное логружение. Уфимско-Оренбургская НТО подразделяется на Восточно-Оренбургский и Соль-Илецкий нефтегазоносные районы, Южно-Предуральская нефтегазоносная область включает в себя Сакмаро-Илецкий нефтегазоносный район. Прикаспийская нефтегазоносная провинция на территории области в тектоническом отношении представлена бортовым уступом Прикаспийской синеклизы и ее внутренней прибортовой зоной Разведанные запасы южной части Татарского свода связаны в основном с франско-турнейским карбонатным комплексом, остальные содержатся в продуктивных пластах терригенных отложений девона. В зоне северного внешнего борта Муханово-Ероховского прогиба основные запасы нефти приурочены к девонскому терригеному комплексу. Часть ресурсов связана с нижнекаменноугольными отложениями. Перспективные запасы нефти внутреннего северного борта Муханово-Ероховского прогиба связаны с девонским терригенным комплексом, вереиским терригенным подкомплексом и визейским терригенным комплексом. В осевой зоне Муханово-Ероховского прогиба основные залежи нефти связаны с девонскими терригенными образованиями. К этой зоне приурочены Могутовское, Гремячевское, Твердиловское, Воронцовское и Новоказанское месторождения нефти. Запасы южной внешней бортовой зоны Муханово-Ероховского прогиба сосредоточены в франско-турнейском карбонатном и визейском терригенном комплексах. В ее пределах выявлены Бобровская, Долговско-Шулаевская, Покровско-Сорочинская, Малаховская, Солоновская и Тихоновская площади. Ведутся геологоразведочные работы в перспективных районах прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия, Предуральского краевого, прогиба. В этих районах относительно хорошо изучен северный борт Соль-Илецкого сводового поднятия. Перспективные запасы газа на Оренбургском месторождении - в основной верхнекаменноугольно-нижнепермской толще. В прибортовой зоне Прикаспийской синеклизы крупные залежи нефти связаны с продуктивными пластами девона и карбона, газа - с отложениями нижней перми и карбона. В пределах Восточно-Оренбургского валообразного поднятия выявлены наиболее крупные запасы по сравнению с ресурсами других геоструктурных элементов Оренбургской области. В основном они связаны с девонским терригенным, франско-турнейским карбонатным и визейским терригенным комплексами . Степень- изученности перспективных залежей, области высокая, но неравномерная. Особенно это касается южных районов, с которыми связываются основные перспективы нефтегазоносное. Например, в прибортовой части Прикаспийской впадины плотность глубокого бурения более чем в 3 раза меньше среднестатистической, по области. Потенциальным регионом, в котором следует прогнозировать открытие крупных месторождений на более далёкую перспективу, является Предуральский краевой прогиб. Этот район обладает крупными неразведанными ресурсами свободного газа и нефти, степень освоенности которых составляет соответственно всего 11 и 2 %. Район отличается очень выгодным географо-экономическим положением в. связи с близостью к Оренбургскому газовому комплексу. Наиболее реальны перспективы выявления новых месторождений в ближайшее время на территории деятельности ОАО «Оренбургнефть» в южной части Бузулукской впадины и западной части Восточно-Оренбургского поднятия. Имеется единодушное мнение о высоких перспективах девона в южной части области в пределах Рубежинского некомпенсированного прогиба. В этом регионе мы можем рассчитывать на открытие крупных и средних месторождений, связанных с блоками-ступенями по аналогии с Зайкинской и Росташинской группами месторождений .
История развития нефтегазодобычи в мире и России
До середины XIX века нефть добывалась в небольших количествах (2 - 5 тыс. т в год) из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Затем промышленная революция предопределила широкий спрос на горюче-смазочные вещества. Спрос на нефть начал возрастать.
С внедрением в конце 60-х годов XIX века бурения нефтяных скважин мировая добыча нефти увеличилась в десять раз, с 2 до 20 млн. т к концу века.. В 1900 г. нефть добывалась в 10 странах: России, США, Голландской Ост-Индии, Румынии, Австро-Венгрии, Индии, Японии, Канаде, Германии, Перу. Почти половина общей мировой добычи нефти приходилась на Россию (9 927 тыс. т) и США (8 334 тыс. т).
На протяжении XX века потребление нефти в мире продолжало возрастать быстрыми темпами. Накануне первой мировой войны, в 1913 г., главными нефтедобывающими странами являлись: США, Россия, Мексика, Румыния, Голландская Ост-Индия, Бирма и Индия, Польша .
В 1938 г. в мире было добыто уже 280 млн. т нефти. После второй мировой войны география добычи существенно расширилась. В 1945 г. уже 45-ю странами было добыто свыше 350 млн. т нефти. В 1950 г. мировая добыча нефти (549 млн. т) почти вдвое превысила довоенный уровень и в последующие годы удваивалась каждые 10 лет: 1 105 млн. т в 1960 г., 2 337,6 млн. т в 1970 г. В 1973 - 1974 гг. в результате многолетней борьбы 13-ти развивающихся нефтедобывающих стран, объединившихся в Организацию стран-экспортеров нефти (ОПЕК), и их победы над Международным нефтяным картелем произошло почти четырехкратное увеличение мировых цен на нефть. Это вызвало глубокий энергетический кризис, из которого мир вышел в конце 70-х - начале 80-х гг. Установившиеся чрезмерно высокие цены на нефть вынудили развитые государства активно внедрять нефтесберегающие технологии. Максимум мировой добычи нефти - 3 109 млн. т (3 280 млн. т с конденсатом) пришелся на 1979 г. Но к 1983 г. добыча снизилась до 2 637 млн. т, а затем начала вновь возрастать. В 1994 г. в мире было добыто 3 066 млн. т нефти. Накопленная с начала разработки нефтяных месторождений суммарная мировая добыча нефти составила к 1995 г. около 98,5 млрд. т. Природный газ впервые был применен в 1821 г. в США для освещения. Спустя столетие, в 20-е годы XX века, США значительно обгоняли другие страны в использовании газа. Суммарная мировая добыча природного газа за каждые 20 лет возрастала в 3-4 и более раз: 1901-1920 гг. - 0,3 трлн. м3; 1921-1940 гг. - 1,0 трлн. м3; 1941-1960ТГ. - 4,8 трлн. м3; 1960-1980 гг. - 21,0 трлн. м3. В 1986 г. в мире было добыто 1 704 млрд. м природного газа. В 1993 г. общая добыча природного газа в мире составила 2663,4 млрд. м . Добыча нефти и газа в СССР и России В дореволюционной России наибольшая добыча нефти пришлась на 1901 г. - 11,9 млн. т. Это составило более половины всей мировой добычи нефти. В канун первой мировой войны (1913 г.) в России было добыто 10,3 млн. т нефти, а в конце войны (1917 г.) - 8,8 млн т. Почти полностью разрушенная в.годы мировой и гражданской войны нефтяная промышленность стала возрождаться с 1920 г. До второй мировой войны основные нефтяные районы СССР располагались в Азербайджане и Предкавказье. В 1940 г. добыча нефти в СССР достигла 31,1 млн. т (из них 22,2 млн. т.. в Азербайджане; 7,0 млн. т. в РСФСР). Но в годы войны добыча значительно уменьшилась и составила в 1945 т. 19,4 млн. т (11,5 млн. т в Азербайджане; 5,7 млн. т в РСФСР). Долю нефти в промышленности в это время занял уголь. В военные и послевоенные годы в разработку последовательно вовлекались новые нефтяные месторождения. В сентябре 1943 г. в Башкирии был получен мощный нефтяной фонтан из разведочной скважины у деревни Кинзебулатово. Это позволило резко поднять здесь добычу нефти в разгар Великой Отечественной войны. Спустя год был получена первая нефть из девонских отложений на Туймазинском месторождении. В 1946 г. было открыто первое нефтяное (Бавлинское) месторождение в Татарии. В этот же период здесь появилось знаменитое своими запасами Ромашкинское месторождение нефти. В 1950 г. добыча нефти в СССР (37,9 млн. т) превзошла довоенный уровень. Главным нефтедобывающим регионом страны стала обширная территория, расположенная между Волгой и Уралом, включающая богатые нефтяные месторождения Башкирии и Татарии и получившая название «Второе Баку».. К 1960 г. добыча нефти увеличилась почти в 4 раза по сравнению с 1950 г. Девонские отложения стали самым мощным нефтеносным комплексом в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. С 1964 г. началась промышленная эксплуатация западносибирских месторождений нефти. Это позволило увеличить добычу нефти в стране в 1970 г. по сравнению с 1960 г. более чем вдвое (353,0 млн. т) и наращивать годовые приросты добычи нефти до 25-30 млн. т. В 1974 г. СССР занял первое место в мире по добыче нефти. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, ставшая с середины 70-х годов главной базой по добыче нефти и газа, обеспечивала более половины всей добываемой в стране нефти. В первой половине 80-х годов в СССР добывалось 603 - 616 млн. т нефти (с конденсатом). Но в 1985 г. добыча резко упала до 595 млн. т, хотя согласно «Основным направлениям экономического и социального развития народного хозяйства СССР», в 1985 г. планировалось добыть 628 млн. т нефти. Максимум добычи нефти в стране - 624,3 млн. т - был достигнут в 1988 г. Затем начался спад - 305;6 млн. т в 1997 г., после чего добыча опять стала возрастать (см. рис. 5). В большинстве старых нефтедобывающих районов Северного Кавказа и в Урало-Поволжья снижение добычи нефти произошло задолго до 1988 г. Но оно компенсировалось ростом добычи в Тюменской области. Поэтому резкое падение добычи нефти в Тюменской области после 1988 г. (в среднем, по 7,17% в год) вызвало столь же значительное ее падение в целом по СССР (по 7,38% в год) и по России.
Основные типы и источники воздействия
Все технологические объекты нефтегазодобывающего комплекса являются мощными источниками негативного воздействия на различные компоненты природных систем . Оказываемое воздействие можно подразделить на несколько типов: химическое, механическое, радиационное, биологическое, тепловое, шумовое. Основными видами воздействия, наносящими наиболее значительный ущерб природной среде в процессе рассматриваемого вида природопользования, являются химическое и механическое воздействия .
К химическому воздействию можно отнести загрязнение нефтью и нефтепродуктами почв (является наиболее распространенным фактором воздействия), поверхностных и подземных вод; загрязнение компонентов ландшафта высокоминерализованными пластовыми водами, буровыми растворами, ингибиторами коррозии и другими химическими веществами; загрязнение атмосферы выбросами вредных веществ. Потенциальными источниками химического воздействия на природную среду являются все объекты нефтепромысловой и трубопроводной систем: буровые установки, скважины различного назначения, резервуарные парки и другие объекты в составе сооружений нефтепромыслов, внутрипромысловые и магистральные трубопроводы.
При бурении главным источником химического загрязнения являются буровые растворы, буферные жидкости, компоненты, закачиваемые в продуктивные толщи для повышения нефтеотдачи пластов, ингибиторы коррозии и солеотложений, сероводород . На буровых площадках имеются амбары, предназначенные для хранения бурового шлама, пластовых вод и других жидких отходов (см. фотоприложение, фото 1). Повреждение стен амбаров и их переполнение приводит к утечке содержимого и загрязнению прилегающих территорий . Особую опасность представляет открытое аварийное фонтанирование из скважины, в результате которого в окружающую среду могут попасть десятки тонн нефти. Загрязнение природной среды нефтью и нефтепродуктами является одной из острейших экологических проблем России и ежегодно отмечается в числе приоритетных в Государственном докладе «О состоянии окружающей природной среды Российской Федерации» .
Загрязнение углеводородами возможно также в результате аварийных ситуаций и нарушения герметичности оборудования на сооружениях нефтепромыслов, при фильтраций из котлованов, шламонакопителей.
Не менее острые экологические проблемы возникают при транспортировке нефти и нефтепродуктов. Наиболее экономичен транспорт нефти по трубопроводам - себестоимость перекачки нефти в 2-3 раза ниже, чем стоимость перевозки по железной дороге. Средняя дальность перекачки нефти в нашей стране составляет, до 1500 км. Нефть транспортируется по трубопроводам диаметром 300-1200 мм, подверженным коррозии, отложениям смол и парафинов внутри труб. Поэтому по всей длине трубопроводов необходимы технический контроль, своевременный ремонт и реконструкция . В исследуемом регионе 50% аварий на нефтепроводах и 66% аварий на газопроводах происходят по причине старения и износа оборудования . Нефтегазотранспортная сеть Оренбуржья начала создаваться в 40-е годы 20-го века. Большая часть трубопроводной системы, как магистральной, так и промысловой, нуждается в реконструкции в связи с высокой степенью изношенности и несоответствия существующим экологическим требованиям, и, как следствие, высоким процентом аварийных порывов.
Природные причины возникновения аварий обусловлены воздействиями, которым подвергается нефтепровод со стороны окружающей среды. Линия трубопровода существует в определенной окружающей среде, роль которой выполняют вмещающие горные породы. Материал трубопровода испытывает со стороны среды химические воздействия (коррозия различных видов). Именно коррозия является основной причиной возникновения аварийных ситуаций на промысловых нефтепроводах. Авария возможна и при влиянии экзогенных геологических процессов, которое выражается в механическом воздействии на линию в массиве пород. Величина напряжений, возникающих при механическом воздействии грунтов на трубы, определяется крутизной склона и ориентировкой линии нефтепровода на склоне. Таким образом, число аварий на трубопроводах связано с геоморфологическими условиями территории. Наибольшее количество аварий отмечается при пересечении линии падения склона трубопроводом под углом 0-15, то есть проложенных параллельно линии падения склона . Эти трубопроводы относятся к высшему и первому классам опасности возникновения аварийных ситуаций. В Оренбургской области примерно 550 км основных нефтепродуктопроводов относится к IV классу опасности, более 2090 км - к III и около 290 - ко II классам опасности .
Отдельно следует отметить проблемы, связанные с «бесхозными» скважинами, пробуренными геологоразведочными предприятиями и не стоящими на балансе ни в одной из организаций, ведущих хозяйственную деятельность. Многие из этих скважин находятся под давлением и с другими признаками проявления нефти и газа. Работы по их ликвидации и консервации практически не ведутся из-за отсутствия финансирования. Наиболее опасными с экологической точки зрения являются скважины, расположенные в болотистой местности и вблизи водных объектов, а также расположенные в зонах движения пластичных глин и сезонного затопления.
В районах нефтепромыслов исследуемого региона насчитывается более 2900 скважин, из них действующих около 1950 . Следовательно, значительное количество скважин находится в длительной консервации, что не предусматривается инструкцией о порядке ликвидации и консервации скважин. Соответственно, эти скважины являются потенциальными источниками аварийных нефте- и газопроявлений.
К механическому воздействию относится нарушение почвенного и растительного покрова или его полное уничтожение, изменение ландшафта (в результате земляных, строительно-монтажных, укладочных работ, движения транспортной и строительной техники, изъятия земель для строительства объектов нефтедобычи, вырубке лесов и т.д.), нарушение целостности недр при бурении (см. фотоприложение, фото 3) .
Классификация районов по степени техногенного преобразования
Для детального анализа современной геоэкологической ситуации, сложившейся в регионе под воздействием нефтегазодобычи, в первую очередь проведена дифференциация изучаемой территории по степени техногенной трансформации . Дифференциация основана на анализе размещения месторождений углеводородов и выявлении системы основных диагностических показателей, определяющих степень техногенной трансформации ландшафтов. По результатам исследований разработана оценочная шкала уровней трансформации ландшафтов.
В роли единиц дифференциации выступают административные районы Оренбургского Приуралья.
В Оренбургской области территория с развитой сетью нефтегазодобычи охватывает 25 административных районов, включая Оренбургский район. На его территории, помимо нескольких газовых месторождений средней величины, находится самое крупное в Европе Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), его площадь больше площади среднего месторождения углеводородов примерно в 48 раз (длина - 100 км, ширина - 18 км). Запасы и объемы добычи сырья данного месторождения можно назвать несоизмеримыми (более 849,56 млрд. м природного газа, более 39,5 млн. т конденсата, а также нефть, гелий и др. ценные компоненты в составе сырья). На 01.01 95 г. фонд только добывающих скважин на территории ОНГКМ составлял 142 единицы . На территории Оренбургского района расположены крупнейшие в Европе центры по переработке газа и конденсата - Оренбургский газоперерабатывающий и Оренбургский гелиевый заводы, являющиеся главными источниками негативного- воздействия на все компоненты природной среды на территории района .
Учитывая вышеизложенные особенности Оренбургского района, его природные комплексы объективно можно отнести к наиболее техногенно трансформированным, подверженным максимальной нагрузке со стороны объектов нефтегазодобычи. На этом основании дальнейшая балльная оценка трансформации природных комплексов Оренбургского района не проводилась.
Оценка состояния ландшафтов остальных районов производилась по анализу 12-ти диагностических показателей техногенной измененности (таблица 9), выбор каждого показателя обоснован.
Естественно, что механическая нарушенность ландшафтных комплексов района находится в прямой зависимости от общей плотности месторождений углеводородного сырья (действующих, законсервированных, выработанных и не поставленных на учет), от плотности пробуренных скважин различного назначения (геологоразведочных, параметрических, добывающих, нагнетательных и др.), от наличия на территории узловых сооружений нефтепромыслов любого назначения (дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, установок предварительного сброса воды, пунктов налива и слива нефти и др.) (см. табл. 10). Однако данная зависимость осложнена размерностью месторождений, длительностью и технологиями их эксплуатации, а также другими факторами. Количество крупных аварий на месторождениях за 2000-2004 гг. Изучаемая территория находится под экологическим контролем Инспекции по охране окружающей среды Оренбургской области и ее подразделения (Бузулукской Специализированной инспекции государственного экологического контроля, и анализа). По данным инспекции по районам проведен сравнительный анализ аварийности при добыче и транспортировке углеводородного сырья (разливы нефти при порыве магистральных и промысловых трубопроводов и откидных линий скважин, неуправляемые нефтепроявления, в т.ч. открытое фонтанирование нефти) (см. табл. 10). Учитывались только наиболее крупные аварии, вследствие которых произошло загрязнение нефтепродуктами (с последующим высоким превышением фонового значения нефтепродуктов в почве) большой площади земель или снежного покрова (не менее 1 га), и (или) произошло значительное загрязнение нефтепродуктами (с высоким превышением ПДК) водоема. Можно сделать вывод, что по общему числу аварий лидируют Грачёвский, Красногвардейский и Курманаевский районы. По нашим дальнейшим выводам, именно эти районы входят в зону кризисного экологического состояния, основной причиной которого является деятельность по добыче и транспортировке углеводородного сырья. Сроки разработки месторождений, техническое состояние объектов Фактор времени здесь играет двоякую роль: с одной стороны, за прошедшее с момента воздействия время под влиянием самовосстанавливающих функций ОС негативное воздействие может быть сглажено, а с другой стороны техническое состояние оборудования месторождений с течением времени ухудшается и может привести к новому загрязнению. Длительность разработки месторождения служит, как правило, показателем его системы оборудования и технического состояния объектов, а также выражает степень накопленной техногенной нагрузки на природные компоненты. Кроме того, при вступлении месторождений нефти в позднюю стадию разработки постоянно увеличиваются объемы добываемой минерализованной химически агрессивной воды. Средняя обводненность добываемой продукции может превышать 84 %, и соотношение вода / нефть постоянно увеличивается . В Бугурусланском, Северном, Абдулинском, Асекеёвском, Матвеевском районах расположены наиболее старые месторождения, разработка которых началась до 1952 года, что усугубляет негативное. воздействие на ландшафты. По материалам ОАО «ОренбургНИПИнефти», техническое состояние объектов месторождений неудовлетворительное, большинство не реконструировались с года постройки; можно встретить негерметизированные системы сбора пластовой продукции (Байтуганское месторождение).
Министерство образования Российской Федерации
Челябинский государственный университет
Институт экономики отраслей, бизнеса и администрирования
Кафедра экономики отраслей и рынков
РЕФЕРАТ
По дисциплине: Развитие нефтегазового производства
в России.
На тему: «История развития нефтегазовой
отрасти в России.»
Выполнила: ст. гр. 21ПС-401
Лаврентьева П.Е.
Проверил: преп. Колмакова Н.Б.
Челябинск 2013
Введение
Топливно-энергетический
комплекс (ТЭК) России в последние месяцы переживает неоднозначные времена.
Добыча нефти и газового конденсата увеличиваются.
При этом ТЭК продолжает обеспечивать
как внутренние потребности страны, так
и экспорт. Состояние ТЭК промышленности
Россия остается одним из крупнейших в
мире производителей, потребителей и экспортеров
нефти и продолжает сохранять важные позиции
на мировом рынке.
В настоящее время
такой вид топлива, как нефть,
имеет уникальное и огромное значение.
Нефтяная промышленность - это крупный народнохозяйственный комплекс,
который живет и развивается по своим
закономерностям.
Нефть - наше национальное богатство, источник
могущества страны, фундамент ее экономики.
Для России, как и для
большинства стран-экспортеров, нефть - один
из важнейших источников валютных поступлений.
Развитие нефтяной промышленности в России
В развитии нефтяной промышленности
России можно выделить 5 этапов:
I этап (до 1917 г.) - дореволюционный период;
II этап (с 1917 до 1941 гг.) - период до Великой
Отечественной войны;
III этап (с 1941 до 1945 гг.) - период Великой
Отечественной войны;
IV этап (с 1945 до 1991 гг.) - период до распада
СССР;
V этап (с 1991 г.) - современный период.
1.1 Дореволюционный период
Началом развития нефтяной
промышленности в России является 1848
г., когда под руководством В.Н. Семенова и Н.И. Воскобойникова в
Биби-Эйбате была пробурена первая в мире
нефтяная скважина.
В сентябре 1868 г. дала нефть
скважина, пробуренная по инициативе
архангельского купца М. Сидорова на
левом берегу р. Ухты. Из другой скважины
в 1872 г. было получено 32 т «черного золота». Образцы
ухтинской нефти были продемонстрированы
М. Сидоровым на трех всемирных выставках
- в Вене (1873), Филадельфии (1876) и Париже
(1878). В ее лабораторных исследованиях
принимал участие Д.И. Менделеев, давший
высокую оценку качеству присланных образцов.
Однако после кончины М. Сидорова в 1887
г. интерес к ухтинской нефти был утерян.
В 1876 г. бурение нефтяных
скважин в Туркмении начало «Товарищество
братьев Нобель». Суточный дебит
отдельных из них составлял 3-6 т.
В 1907 г. на о. Челекен из скважины глубиной
85 м ударил фонтан с суточным дебитом 560
т. Начиная с 1908 г. добыча «черного золота»
в Туркмении резко увеличилась ив 1911 г.
достигла 213 тыс. т в год.
Сведений о находках
нефти в Сибири в дореволюционный
период нет. Вместе с тем в декабре 1902 г. Министерство
земледелия и государственных
имуществ установило
подесятинную плату за разведку нефти
в пределах Тобольской, Томской и
Енисейской губерний. А в 1911 г. промышленное
товарищество «Пономарев и К°» получило
в Тобольске «дозволительное свидетельство»
на разведку «черного золота» в низовьях
р. Конда.
В 1911 же году дала первую
нефть скважина, пробуренная на о.
Сахалин.
Таким образом, во всех уголках
необъятной Российской империи велись
работы по разведке и добыче нефти. Длительное время она употреблялась,
в основном, в необработанном виде: для
топки, освещения, смазки конной сбруи,
колес, лечения кожных болезней скота
и т.п. В первой половине XIX в. из нее начали
получать фотоген. Однако он не пользовался
большим спросом. Поэтому вся годовая
добыча нефти в России в первой половине
XIX в. не превышала 300 т. Положение кардинально
изменилось после изобретения безопасной
керосиновой лампы львовскими фармацевтами
И. Лукасевичем и Я. Зегом в 1853 г.
Росту добычи нефти способствовали также изобретение двигателя
внутреннего сгорания, организация производства
смазочных масел, использование мазута
как топлива.
Динамика изменения
нефтедобычи в России в дореволюционный
период такова. Если в 1860 г. она составляла
всего 4 тыс. т, то в 1864 г. - 9 тыс. т, в 1890 г. - 3,8 млн. т, а
в 1900 г. - 10,4 млн. т. Перед революцией в силу
известных событий добыча нефти снизилась
до 8,8 млн. т.
1.2 Период до Великой Отечественной Войны
Первая мировая и
гражданская войны, иностранная
интервенция нанесли огромный ущерб нефтяной
промышленности. В 1920 г. добыча нефти в
России составила 3,9 млн. т, т.е. около 41
% от уровня 1913 г. Многие нефтепромыслы
были разрушены, а их оборудование вывезено
за границу.
После завершения гражданской
войны восстановление нефтяной промышленности
было одной из главных задач страны. В
результате в 1928 г. добыча нефти составила
11,6 млн. т, в 1930 г. -18,5 млн. т, а в 1932 г. - 22,3
млн. т. По объемам добычи нефти (19,5 % мировой)
СССР вышел на 2-е место в мире.
Прирост нефтедобычи шел, в основном, за
счет «старых» районов - Бакинского, Майкопского
и Грозненского, где осуществлялась глубокая
техническая реконструкция промыслов.
Однако росла добыча «черного золота»
и в других нефтяных районах страны. В
1927 г. в рабочем поселке Оха на о. Сахалин
был основан первый крупный нефтепромысел.
В 1928...1929 гг. здесь добыли 16,4 тыс. т «черного
золота», а в 1932 г. - 201 тыс. т. В 1931 г. в Коми
АССР был создан первый нефтяной промысел
в Чибью, а в верховьях р. Яреги было открыто
месторождение тяжелой высоковязкой нефти,
которую впоследствии стали добывать
шахтным способом. Несколько ранее -16 апреля
1929 г. близ уральского поселка Верхнечусовские
Городки (Пермская обл.) был получен первый
нефтяной фонтан с дебитом 40 т в сутки.
Открытие было совершено случайно в ходе
буровых работ по разведке месторождений
калийных солей. Больше всех находке радовался
И.М. Губкин, ставший академиком в том же
году и много лет выступавший за поиски
нефти в восточных районах. Открытие нефти
в Прикамье стало началом «Второго Баку».
По инициативе И.М. Губкина
началось освоение новых нефтяных районов
на Урале и в Поволжье. В 1931 г. в
Башкирии недалеко от села Ишимбаево
была пробурена первая скважина. А 16
мая 1932 г.из скважины 702, расположенной
на правом берегу р. Белой, ударил первый
фонтан нефти. Ее суточный дебит составлял
20 т. В 1937 г. было открыто Туймазинское
нефтяное месторождение. Добыча нефти
здесь составила в 1932 г. - 4,6 тыс. т, в 1934
г. - 63 тыс. т, в 1935 г. -406 тыс. т, в 1938 г. - свыше
1 млн. т.
В ноябре 1937 г. на базе существующей
в Бугуруслане нефтеразведки
возникает первый нефтепромысел
в Оренбургской области. А уже
в 1938 г. Бугурусланская нефтяная площадь
дала стране 2246 т. нефти. Всего в районах
«Второго Баку» в 1938 г. было добыто около 1,3 млн. т «черного золота».
Башкирия в предвоенные годы стала самым
крупным нефтяным районом в Урало-Поволжье.
В 1940 г. в стране было добыто
31,1 млн. т нефти, из которых около
71 % давал Азербайджан.
1.3 Период Великой Отечественной Войны
Вероломное нападение
фашистской Германии нарушило поступательное
развитие нашей страны в целом
и нефтяной промышленности в частности.
По мере приближения вражеских армий
к главным центрам нефтедобычи
- Баку, Грозному, Майкопу - производились
демонтаж и вывоз оборудования на Восток, скважины
консервировались. Работа нефтепромыслов,
находящихся вблизи от линии фронта, была
осложнена регулярными бомбардировками.
25 июля 1942 г. фашисты
начали операцию «Эдельвейс»
по захвату кавказской нефти.
В августе они вышли на Терек - последний рубеж перед
броском на Баку. Возможности доставки
нефти с Кавказа в центр страны стали серьезно
ограничены.
В результате, несмотря на
то, что ведение военных действий
требовало огромного количества
нефтепродуктов, поставки всех видов топлива в 1942 г. по сравнению с
1940 г. сократились более, чем в 2 раза.
В сложившихся условиях
нефтяная промышленность страны развивалась
благодаря освоению месторождений
в восточных районах.
Несмотря на постепенное
снижение дебита скважин, продолжалась эксплуатация Верхнечусовского
промысла. В 1945 г. он прекратил добычу.
Всю нефть, до последней тонны, промысел
отдал стране и победе.
Кроме того, в Пермской
области продолжалось освоение открытого
в 1934 г. Краснокамского нефтяного района.
За годы войны промысловики в тяжелейших условиях
добыли из недр 904 тыс. т нефти.
В районе Бугуруслана
добыча нефти была увеличена со 111
до 300 тыс. т в год, т.е. почти в 3
раза. Всего в 1941...1945 гг. месторождения
данного региона дали около 1 млн.
т так необходимого углеводородного сырья.
Еще в августе 1941 г. в
Башкирию был эвакуирован трест
«Азнефтеразведка» со всеми его
кадрами, оборудованием и транспортом.
Совместно со специальной экспедицией
Академии наук СССР он вел работы по
изучению нефтеносности в республике и соседних областях. В результате
были получены высокодебитные фонтаны
нефти в Туймазинском районе, а также в
Куйбышевской области - в Яблоневом Овраге
и в районе Самарской Луки. 14 августа 1943
г. была получена первая промышленная
нефть в Шугуровском районе Татарии.
В 1945 г. район Второго
Баку дал 2,6 млн. т «черного золота»
- почти половину всей нефтедобычи
в РСФСР (57 млн. т).
Однако рост добычи нефти
в «новых» районах не смог компенсировать
нефтедобычи в «старых» районах
и в 1945 г. она снизилась до 19 млн. т.
1.4 Период до распада СССР
В первые послевоенные годы было разведано
значительное количество нефтяных месторождений,
в том числе Ромашкинское (Татария),
Шкаповское (Башкирия), Мухановское (Куйбышевская
область). Соответственно, росла и
добыча нефти: в 1950 г. она составила 37,9
млн. т, а в 1956 г. - 83,8 млн. т.
В 1957 г. на долю Российской Федерации
приходилось более 70 % добываемой нефти,
а Татария вышла на первое место
в стране по добыче нефти.
Главным событием данного периода
стало открытие и начало разработки
богатейших нефтяных месторождений в
Западной Сибири.
Еще в 1932 г. академик И.М. Губкин высказал
мысль о необходимости начала
систематических поисков нефти
на восточном склоне Урала. Сначала
были собраны сведения о наблюдениях
естественных нефтяных выходов (реки Большой
Юган, Белая и др.). В 1935 г. здесь начали
работать геологоразведочные партии,
которые подтвердили наличие выходов
нефтеподобных веществ. Однако «большой
нефти» не было. Разведочные работы продолжались
до 1943 г., а затем были возобновлены в 1948
г. Лишь в 1960 г. было открыто Шаимское нефтяное
месторождение, а вслед за ним Мегионское,
Усть-Балыкское, Сургутское, Самотлорское,
Варьеганское, Лянторское, Холмогорское
и др. Началом промышленной добычи нефти
в Западной Сибири считается 1965 г., когда
ее было добыто около 1 млн. т. Уже в 1970 г.
добыча нефти здесь составила 28 млн. т,
а в 1981 г. - 329,2 млн. т. Западная Сибирь стала
основным нефтедобывающим районом страны,
а СССР вышел на первое место в мире по
добыче нефти.
В 1961 г. были получены первые фонтаны
нефти на месторождениях Узень и
Жетыбай в Западном Казахстане (полуостров
Мангышлак). Промышленная их разработка
началась в 1965 г. Только по этим двум месторождениям
извлекаемые запасы нефти составляли
несколько сот миллионов тонн. Проблема
заключалась в том, что мангышлакские
нефти - высокопарафинистые и имели температуру
застывания +30...33 "С. Тем не менее в 1970
г. добыча нефти на полуострове была доведена
до нескольких миллионов тонн.
Продолжалось освоение нефтяных месторождений
в Коми АССР. Если в 1970 г. на Усинском месторождении
было добыто 5,6 млн. т нефти, то в 1975 г. -
около 13 млн. т, а в 1981 г. - 18,5 млн. т.
Динамика изменения нефтедобычи
в стране в 80-х - начале 90-х годов
приведена ниже.
Таблица 1. Добыча нефти (включая газовый конденсат) в 80-х - 90-х годах.
Как видно из таблицы, планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 г. В 1984-85 гг. произошло падение нефтедобычи. В 1986-87 гг. она снова росла, достигнув максимума. Однако, начиная с 1989 г., добыча нефти стала падать.
1.5 Современный период
После распада СССР падение
добычи нефти в России продолжилось.
В 1992 г. она составила 399 млн. т, в 1993 г.
- 354 млн. т, в 1994 г. - 317 млн. т, в 1995 г. - 307 млн. т.
Продолжение падения
добычи нефти связано с тем, что
не устранено влияние ряда объективных
и субъективных негативных факторов.
Во-первых, ухудшилась
сырьевая база отрасли. Степень вовлеченности в разработку
и выработанность месторождений по регионам
весьма высоки. На Северном Кавказе в разработку
вовлечены 91,0 % разведанных запасов нефти,
а выработанность месторождений составляет
81,5 %. В Урало-Поволжье эти цифры составляют
соответственно 88,0 % и 69,1 %, в Республике
Коми - 69,0 % и 48,6 %, в Западной Сибири - 76,8
% и 33,6 %.
Во-вторых, уменьшился
прирост запасов нефти за счет
вновь открытых месторождений. Из-за резкого снижения финансирования
геолого-разведочные организации сократили
объем геофизических работ и поисково-разведочного
бурения. Это привело к снижению числа
вновь открытых месторождений. Так, если
в 1986-90 гг. запасы нефти во вновь открытых
месторождениях составляли 10,8 млн. т, то
в 1991-95 гг. - лишь 3,8 млн. т.
В-третьих, велика обводненность
добываемой нефти. Это означает, что при тех же издержках
и объемах добычи пластовой жидкости самой
нефти добывается все меньше.
В четвертых, сказываются
издержки перестройки. В результате ломки старого хозяйственного
механизма жесткое централизованное управление
отраслью было ликвидировано, а новое
- еще только создается. Возникший дисбаланс
цен на нефть, с одной стороны, и на оборудование
и материалы, с другой, затруднил техническое
оснащение промыслов. А ведь это необходимо
именно сейчас, когда большинство оборудования
отработало свой срок, а многие месторождения
требуют перехода с фонтанного способа
добычи на насосный.
Наконец, сказываются многочисленные
просчеты, допущенные в прошлые годы. Так, в 70-е годы считалось, что запасы
нефти в нашей стране неисчерпаемы. В соответствии
с этим ставка делалась не на развитие
собственных видов промышленного производства,
а на покупку готовых промышленных товаров
за рубежом на валюту, получаемую от продажи
нефти. Огромные средства ушли на поддержание
видимости благополучия в советском обществе.
Нефтяная же промышленность финансировалась
по-минимому.
На сахалинском шельфе еще в
70-80-х гг. были открыты крупные
месторождения, которые до сего времени
не введены в эксплуатацию. Между
тем им гарантирован огромный рынок
сбыта в странах Азиатско- Тихоокеанского
региона.
Распределение запасов нефти по
территории России таково: Западная Сибирь
-72,2 %; Урало-Поволжье - 15,2 %; Тимано-Печорская
провинция -7,2 %; Республика Саха (Якутия),
Красноярский край, Иркутская область,
шельф Охотского моря - около 3,5 %.
В 1992 г. началась структурная
перестройка нефтяной промышленности
России: по примеру западных стран
стали создавать вертикально
интегрированные нефтяные компании,
контролирующие добычу и переработку
нефти, а также распределение
получаемых из нее нефтепродуктов. Первой такой компанией стало
государственное предприятие «Роснефть».
В апреле 1993 г. была основана компания
«Лукойл». Вслед за ней ЮКОС, Сургутнефтегаз,
СИДАНКО, Оренбургская нефтяная компания,
КомиТЭК, Восточная нефтяная компания,
Славнефть, Тюменская нефтяная компания
и другие.
К 1995 г. формирование новой
структуры нефтяной промышленности
России в основном было завершено. Общее
руководство нефтяной промышленностью
осуществляет Министерство энергетики
Российской Федерации. Большая часть
государственных предприятий нефтяного комплекса
преобразована в акционерные общества.
Сформированные при этом 8 вертикально-интегрированных
нефтяных компаний выполняют полный цикл
работ - разведку, разработку нефтяных
месторождений, нефтепереработку и сбыт
нефтепродуктов.
Субъекты Российской
Федерации (республики в составе
России) осуществляют работы в указанных
областях силами нефтяных компаний, действующих
на территории соответствующих республик.
2. Развитие газовой промышленности
Газовая промышленность
России значительно моложе нефтяной. В ее развитии
можно выделить 4 этапа:
I этап (до 1950 г.) - период зарождения газовой
промышленности;
I1 этап (с 1950 г. по 1956 гг.) - период ее становления;
III этап (с 1956 г. по 1991 гг.) - период до распада
СССР;
IV этап (с 1991 г.) - современный период.
2.1 Период зарождения газовой промышленности
Газовая промышленность
России зародилась в 1835 г., когда в
Санкт-Петербурге методом сухой
перегонки угля начали вырабатывать
искусственный газ, названный светильным.
В 60-х годах XIX в. с его использованием началась
газификация Москвы и к 1915 г. здесь пользовались
газом 2700 квартир. Небольшие газовые заводы
были построены также в Одессе и Харькове.
Вместе с тем дореволюционная
Россия значительно отставала в
использовании газа от главных капиталистических стран
мира. Так, если в Великобритании в 1891 г.
светильный газ вырабатывался на 594 заводах,
то в России в этом же году таких заводов
было 30 (плюс 180 маломощных газогенераторных
установок). По этому поводу Д.И. Менделеев
с горечью отмечал, что вся газовая промышленность
России меньше газовой промышленности
одного Берлина.
В XX веке газовое освещение повсеместно
было вытеснено электрическим. Однако
100 лет применения светильного газа имели
огромное значение для будущего развития
промышленности природных газов.фть нефтяная компания
С развитием добычи нефти
люди вплотную соприкоснулись с нефтяным
газом, являющимся ее неизбежным спутником.
В 1880 г. Нефтяной газ начали использовать как топливо
в котельных Баку, а затем и Грозного. После
восстановления нефтяной промышленности
отбензиненный нефтяной газ широко применялся
для бытовых нужд и в промышленности.
В 20-х годах в СССР
было известно всего пять газовых
месторождений - «Дагестанские Огни»,
Мельниковское, Мелитопольское, Сураханское и Ставропольское. Общие запасы
газа в них составляли около 200 млн. м 3 ,
а добыча не превышала 15 млн. м 3 в
год.
До 30-х годов значение
природного газа недооценивалось. Поэтому
целенаправленные поиски газовых месторождений
не велись. Положение изменилось после того, как в 1933 г. был создан Главгаз.
Уже в июле 1935 г. было открыто первое в
Коми АССР чисто газовое месторождение
- Седельское. В последующем здесь же были
открыты Войвожское (1943 г.) и Нибельское
(1945 г.) газовые месторождения. К концу
30-х годов было открыто более 50 месторождений
природного газа в Азербайджане, Поволжье,
на Северном Кавказе и в Средней Азии.
Добыча природного газа достигла 3,4 млрд.
м 3 .
В годы войны были открыты
крупные по тем временам Елшанское
и Курдюмское газовые месторождения в Саратовской области.
2.2 Период становления газовой промышленности
Дальнейшее развитие
газовой промышленности связано
с открытием новых месторождений
в Ставропольском и Краснодарском
краях, в Тюменской области и
на Украине.
В 1950 г. в Ставропольском крае были открыты Ставропольско-Полагнадское,
Тахта-Кугультинское и Расшеватское газовые
месторождения. На Украине введены в эксплуатацию
Бильче-Валицкое (1954 г.), Радковское (1958
г.) и Шебелинское месторождения газа.
21 сентября 1953 г. на
окраине старинного сибирского села Березово
ударил мощный газовый фонтан, возвестивший
об открытии первой в Западной Сибири
газоносной провинции. Скважина-первооткрывательница
Р-1 поставила последнюю точку в спорах
ученых о перспективах добычи газа в данном
регионе.
Благодаря этим событиям
газ все шире стал использоваться
как высококачественное и дешевое
топливо в промышленности, начала
осуществляться программа газификации
городов и поселков, возросли объемы
переработки природных и нефтяных
газов.
Добыча газа в этот период росла по 500...600 млн. м" в год
и к концу 1955 г. составила 10,4 млрд. м 3 .
2.3 Период до распада СССР
Период после 1955 г. характеризуется
бурным развитием газовой промышленности.
К концу 50-х годов в
результате поисковых работ на Украине,
Северном Кавказе, в Прикаспии и Узбекистане
разведанные запасы газа увеличились
по сравнению с 1946 г. в 16 раз. В 60-е годы
поисковые работы переместились на восток
страны. Были открыты крупные газовые
месторождения в Западной Сибири (Пунгинское,
Заполярное, Медвежье, Уренгойское), в
Коми АССР (Вуктыльское), в Туркмении (Ачакское,
Шатлыкское), в Узбекистане (Учкырское,
Уртабулакское). Это позволило довести
добычу газа в 1965 г. до 127,7 млрд. м 3 ,
а к концу 1970 г. - до 198 млрд. м 3 .
Начиная с 70-х годов, главным направлением развития газовой
промышленности России стало освоение
крупных залежей природного газа в Западной
Сибири. Добыча газа здесь стремительно
росла: с 10 млрд. м 3 в 1965 г. до 195,7 млрд.
м 3 в 1981 г. Таким образом, всего за
20 лет в суровых условиях Западной Сибири
был создан мощный Западно-Сибирский топливно-энергетический
комплекс, включающий предприятия нефтяной
и газовой промышленности.
В 1980 г. в стране было добыто
435,2 млрд. м 3 природного газа. Начиная с 1981
г. ускоренное развитие газовой отрасли
стало возможным, благодаря освоению новых
месторождений в Туркмении, Астраханской,
Тюменской и Оренбургской областях. К
концу 1985 г. добыча газа в СССР достигла
643 млрд. м 3 . На долю Западной Сибири
при этом приходилось 376 млрд. м 3 ,
из которых 270 млрд. м 3 давало Уренгойское
месторождение.
Уже в 1984 г. СССР вышел
на первое место в мире по добыче
газа, опередив США. Однако рост добычи
«голубого золота» продолжался
и в последующем. В 1990 г. добыча газа
в стране составила 815 млрд. м 3 , из которых 640,5 млрд. м 3 приходились
на долю России.
2.4 Современный период
Россия - одна из немногих
стран мира, полностью удовлетворяющая
свои потребности в газе за счет
собственных ресурсов. По состоянию
на первое января 1998 г. ее разведанные
запасы природного газа составляют 48,1 трлн. м 3 ,
т.е. около 33 % мировых. Потенциальные
же ресурсы газа в нашей стране оцениваются
в 236 трлн. м 3 .
В настоящее время
в стране имеется 7 газодобывающих регионов:
Северный, Северо-Кавказский, Поволжский,
Уральский, Западно-Сибирский и Дальневосточный. Распределение
запасов газа между ними таково: Европейская
часть страны - 10,8 %, Западно-Сибирский
регион - 84,4 %, Восточно-Сибирский и Дальневосточный
регионы - 4,8 %.
Добыча газа в России
в последние годы сокращалась: в 1991 г. -643 млрд.
м 3 , в 1992 г. - 641 млрд. м 3 , в 1993
г. - 617 млрд. м 3 , в 1994 г. -607 млрд. м 3 ,
в 1995 г. - 595 млрд. м 3 . В 1999 г, добыча
газа составила около 590 млрд. м 3 .
Уменьшение газодобычи вызвано снижением
спроса на газ, обусловленного в свою очередь
снижением промышленного производства
и падением платежеспособности потребителей.
ОАО «Газпром» - крупнейшая
газовая компания мира, доля которой
в общемировой добыче составляет
22 %. Контрольный пакет акции ОАО
«Газпром» (40 %) находится в собственности государства.
Основными видами деятельности
общества являются:
- геологоразведочные
работы на суше и на шельфе;
- бурение разведочных
и эксплуатационных скважин;
- добыча газа, газового
конденсата и нефти;
- переработка газа, газового конденсата, производство жидких
углево-дородов, этана, пропан - бутана,
серы и гелия;
- транспорт и распределение
газа и газового конденсата;
- подземное хранение
газа;
- экспорт газа;
- использование газа
в качестве моторного топлива;
- ремонт и восстановление газопроводов и оборудования;
- научно - исследовательские
и проектные разработки.
С увеличением спроса
на газ внутри России возрастет и
его добыча: в период с 2001 г. по 2030
г. предполагается извлечь из недр 24,6
трлн. м" газа, доведя к 2030 г. ежегодную добычу до 830-840 млрд. м 3 ,
из них 650-660 млрд. м 3
на суше и 180 млрд. м 3
на шельфе. Перспективы увеличения добычи
газа связаны с освоением месторождений
севера Тюменской области (Надым-Пур-Тазовский
район, п-ов Ямал), а также крупнейшего
в Европе Штокмановского газоконденсатного
месторождения (Баренцево море).
В Надым-Пур-Тазовском
районе начата разработка Юбилейного,
Ямсовейского и Харвутинского месторождений
с суммарной годовой добычей 40
млрд. м 3 .
На полуострове Ямал
разведанные запасы газа в настоящее время составляют 10,4 трлн.
м 3 . К промышленному освоению из
27 разведанных здесь месторождений уже
подготовлено 4 крупных -Бованенковское,
Харасавэйское, Крузенштернское и Новопортовское.
Ожидается, что максимальный уровень добычи
газа на полуострове Ямал составит 200-250
млрд. м 3
Широкомасштабное освоение
Штокмановского газоконденсатного
месторождения намечается после 2005
г. - в соответствии с потребностями
европейского рынка и северозападного
региона России. Прогнозируемый уровень
добычи газа здесь - 50 млрд. м 3 в год.
Россия является крупнейшим
в мире экспортером природного газа.
Поставки «голубого золота» в
Польшу начались в 1966 г. Затем они
были организованы в Чехословакию (1967
г.), Австрию (1968 г.) и Германию (1973 г.).
В настоящее время природный газ из России поставляется
также в Болгарию, Боснию, Венгрию, Грецию,
Италию, Румынию, Словению, Турцию, Финляндию,
Францию, Хорватию, Швейцарию, страны Балтии
и государства СНГ (Белоруссию, Грузию,
Казахстан, Молдавию, Украину). В 1999 г. в
страны ближнего и дальнего зарубежья
было поставлено 204 млрд. м 3 газа,
а прогноз на 2010 г. составляет 278,5 млрд. м 3
Важнейшими целями и
приоритетами развития газовой промышленности
России являются:
1) увеличение доли
природного газа в суммарном
производстве энергоресурсов;
2) расширение экспорта
российского газа;
3) укрепление сырьевой
базы газовой промышленности;
4) реконструкция Единой
системы газоснабжения с целью
повышения ее надежности и
экономической эффективности;
5) глубокая переработка
и комплексное использование углеводородного
сырья.
Таблица 3. Добыча газа в России в 1999 - 2001 гг.
| 1999г. |
2000 г. |
2001 г. |
||||
| млрд. м 3 |
% к итогу |
млрд. м 3 |
% к итогу |
млрд. м 3 |
% к итогу |
|
| Газпром, |
556,47 |
94,4 |
523,16 |
89,6 |
511,9 |
88,0 |
| Лукойл |
2,97 |
0,5 |
3,60 |
0,6 |
3.72 |
0,6 |
| ЮКОС |
1,21 |
0,2 |
1,58 |
0,3 |
1,71 |
0,3 |
| Сургутнефтегаз |
11,12 |
1,9 |
11,14 |
1,9 |
11,10 |
1,9 |
| СИДАНКО |
2.09 |
0,4 |
1,30 |
0,2 |
0,72 |
0,1 |
| Татнефть |
0,74 |
0,1 |
0,75 |
0,1 |
0,75 |
0,1 |
| Тюменская НК |
1,83 |
0,3 |
2,90 |
0,5 |
4,69 |
0,8 |
| Сибнефть |
1,35 |
0,2 |
1,43 |
0,3 |
1,64 |
0,3 |
| Башнефть |
0,42 |
менее 0,1 |
0,39 |
менее 0,1 |
0,37 |
менее 0.1 |
| Роснефть |
4,91 |
0,8 |
5,63 |
1,0 |
6,13 |
1,1 |
| Славнефть |
0,71 |
0,1 |
0,72 |
0,1 |
1,39 |
0,2 |
| Восточная НК |
0.31 |
менее 0,1 |
- |
- |
- |
- |
| ОНАКО |
1,57 |
0,3 |
1,53 |
0,3 |
- |
- |
| Коми ТЭК |
0,40 |
менее 0,1 |
- |
- |
- |
- |
| Прочие |
3,59 |
0,6 |
30.06 |
5,2 |
37,39 |
6,4 |
| Всего по России |
589,69 |
100 |
584,19 |
100 |
581,51 |
100 |
Рис. 4.1 Структура нефтяной промышленности России
| Добывающая организация |
АО нефтепродук-тообеспечения |
||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
| Роснефть |
Архангельск-геолдобыча Дагнефть Калмнефть Пурнефтегаз Сахалинмор-нефтегаз Ставрополь-нефтегаз Термнефть |
Комсомольский Краснодарский
Московский Туапсинский |
Алтайнефтепродукт Архангельскнефте-продукт
Екатеринбургнефте-продукт Каббалкнефтепродукт
Калмнефтепродукт Карачаево-Черкесск- нефтепродукт
Кемеровнефтепродукт Краснодарнефтепродукт Курганнефтепродукт
Мордовнефтепродукт Мурманскнефтепродукт
Находканефтепродукт Север-Нефте-Сервис
Смоленскнефтепродукт Ставропольнефтепродукт
Туапсенефтепродукт |
| ЛУКойл |
Астраханьнефть Калиниград-мо- нефть
Когалымнефтегаз Лангепаснефтег аз Нижневолжскнефть Пермнефть Урайнефтегаз |
Волгоградский Пермский |
Абадзехскнефтепродукт
Адыгейнефтепродукт Астраханьнефтепродукт
Волгограднефтепродукт Вологданефтепродукт
Кировнефтепродукт Пермнефтепродукт
Челябинскнефтепродукт |
| ЮКОС |
Самаранефтегаз Юганскнефтегаз |
Куйбышевский Новокуйбышевский
Сызранский |
Белгороднефтепродукт
Брянскнефтепродукт Воронежнефтепродукт
Липецкнефтепродукт Орелнефтепродукт
Пензанефтепродукт Самаранефтепродукт
Тамбовнефте продукт Ульяновскне(1угепродукт |
| Сургутнеф -тегаз |
Сургутнефтегаз |
Киришский |
Калининграднефте-продукт
Карелнефтепродукт Киришинефтепродукт
Леннефтепродукт Новгороднефтепродукт
Псковнефтепродукт Тверьнефтепродукт |
| СИДАНКО |
Варьеганнефтегаз Кондпетролеум
Саратовнефтегаз Удмуртнефть Черногорнефть |
Ангарский Саратовский Хабаровский |
Амурнефтепродукт БАМнефтепродукт
Бурятнефтепродукт Иркутскнефтепродукт
Камчатканефтепродукт Магаданнефтепродукт
Приморнефтепродукт Ростовнефтепродукт
Саратовнефтепродукт Сахалиннефтепродукт
Хабаровскнефтепродукт Читанефтепродукт
Чукотканефтепродукт |
| Славнефть |
Мегионнефтегаз Мегионнефтегаз- геология |
Мозырьский Ярославский |
Ивановонефтепродукт Костроманефтепродукт
Ярославнефтепродукт |
| Оренбургская (ОНАКО) |
Оренбурггеология Оренбургнефть |
Оренбургский Орский |
Оренбургнефтепродукт |
| Коми ТЭК |
Коминефть |
Ухтинский |
Коминефтепродукт |
| Восточная |
Томскнефтегаз-геология
Томскнефть |
Ачинский Томский (НХК) |
Красноярскнефтепродукт
Новосибирскнефте-продукт Томскнефтепродукт
Туванефтепродукт Хакаснефтепродукт |
| Тюменская |
Нижневартовск-нефтегаз
Тюменнефтегаз Обьнефтегаз-геол огия |
Рязанский |
Калуганефтепродукт Курскнефтепродукт
Рязаньнефтепродукт Туланефтепродукт
Тюменнефтепродукт |
| НОРСИойл |
Нижегородский |
Владимирнефтепродукт
Марийнефте продукт Нижегороднефтепродукт
Удмуртнефтепродукт |
Таблица 4.1 Состав нефтяных компаний
Таблица 4.2 Добыча нефти в России в 1999-2001
гг., млн. т
| 1999 |
2000 |
2001 |
||||
| млн. т |
% |
млн. т |
% |
млн. т |
% |
|
| ЛУКойл |
53,4 |
17,5 |
62,2 |
19,3 |
62,9 |
18,1 |
| ЮКОС |
34,2 |
11,2 |
49,6 |
15,4 |
58,1 |
16,7 |
| Сургутнефтегаз |
37,6 |
12,3 |
40,6 |
12,6 |
44,0 |
12,6 |
| СИДАНКО |
19,6 |
6,4 |
10,7 |
3,3 |
9,1 |
2,6 |
| Татнефть |
24,0 |
7,9 |
24,3 |
7,5 |
24,6 |
7,1 |
| Тюменская НК |
20,0 |
6,6 |
30,8 |
9,5 |
40,6 |
11,7 |
| Сибнефть |
16,3 |
5,4 |
17,2 |
5,3 |
20,6 |
5,9 |
| Башнефть |
12,3 |
4,0 |
11,9 |
3,7 |
11,9 |
3,4 |
| Роснефть |
12,6 |
4,1 |
13,5 |
4,2 |
14,9 |
4,3 |
| Славнефть |
11,9 |
3,9 |
12,5 |
3,9 |
14,9 |
4,3 |
| Восточная НК |
10,5 |
3,5 |
0,2 |
менее 0,1 |
- |
- |
| ОНАКО |
8,0 |
2,6 |
7,5 |
2,3 |
- |
- |
| Коми ТЭК |
3,6 |
1,2 |
- |
- |
- |
- |
| Прочие |
41,0 |
13,4 |
42,0 |
13,0 |
46,4 |
13,3 |
| Всего по России |
305,0 |
100,0 |
323,0 |
100,0 |
348,0 |
100,0 |
1.
Введение
2. Особенности экономики
округа
3. История развития
нефтегазодобывающей отрасли в ХМАО
4.
Проблемы развития нефтегазового
комплекса
5. Заключение
6. Литература
1. Введение
Становление нефтегазодобывающего комплекса на Тюменском Севере можно рассматривать как беспрецедентный в масштабах мировой истории пример индустриального освоения обширных северных территорий, обладающих экстремальными для человека природно-климатическими условиями. Формирование Западно-Сибирского нефтегазового комплекса во второй половине XX века предопределило энергетические приоритеты государства, стало важнейшим стимулом развития науки, новых технологий и производств.
Интенсивный процесс освоения нефтяных и газовых богатств Западной Сибири подтолкнул научную общественность к развитию целого ряда новых предметных отраслей, невольным образом способствуя совершению многих знаменательных открытий. Он оказал решающее влияние на характер экономического развития страны, превратив ее в "ресурсную державу". Он породил множество экологических, социальных и культурных проблем, которые, никогда так остро не обнажались, как в условиях ранимой северной природы и органично вписанного в него традиционного жизненного уклада ее старожилов. Будучи частью новейшей отечественной истории, освоение Тюменского Севера, происходившее в течение жизни одного поколения, в сознании современников пока еще лишено масштаба "эпохальности", и по большей части воспринимается как нечто обыденное, происходящее рядом. Возможно, поэтому сегодня столь важным становится внимательное и осмысленное отношение к его истории, которое должно стать фундаментом для выработки критериев разумного и гармоничного будущего развития региона.
2. Ханты-Мансийский автономный округ является субъектом Российской Федерации. Округ - исконное место проживания коренных малочисленных народов ханты и манси. Территория автономного округа включает в себя территории городов окружного значения Белоярский, Когалым, Лангепас, Мегион, Нефтеюганск, Нижневартовск, Нягань, Покачи, Пыть-Ях, Радужный, Сургут, Урай, Ханты-Мансийск, Югорск, территории Белоярского, Березовского, Кондинского, Нефтеюганского, Нижневартовского, Октябрьского, Советского, Сургутского, Ханты-Мансийского районов, поселков, сел, сельсоветов и других населенных пунктов, находящихся в границах перечисленных районов. Всего муниципальных образований-22. Административный центр округа - город Ханты-Мансийск. Численность наличного населения округа на 01.01.99 -1369,6тыс. человек (предварительные данные). Территория округа занимает площадь 534,8 тыс. кв.км. Ханты-Мансийский автономный округ расположен в серединной части России. Округ расположен в пределах одной природной зоны -лесной. Основную часть территории округа занимает сильно заболоченная тайга. Среди болот и лесов расположено более 25 тысяч озёр. По территории округа с юга на север протекают две крупнейшие реки России - Обь и Иртыш. Кроме того, наиболее значительными реками округа являются притоки Оби: Вах, Аган, Тромъеган, Большой Юган, Лямин, Пим, Большой Салым, Назым, Северная Сосьва, Казым; притоки Иртыша: реки Конда,Согом. Водный режим рек характеризуется растянутым весенне-летним половодьем. Весенние воды, разливаясь по широким поймам рек, образуют обширные соры. Зимой реки замерзают на длительный период - до 6 месяцев. На формирование климата существенное влияние оказывают: защищенность территории с запада Уральским хребтом; открытость территории с севера, способствующая проникновению холодных арктических масс; равнинный характер местности с большим количеством рек, озер и болот. Климат округа резко континентальный, характеризуется быстрой сменой погодных условий особенно в переходные периоды - от осени к зиме и от весны к лету, а также в течение суток.
3. История открытия сибирской нефти началась задолго до того, как она стала всемирно известным символом региона. На протяжении нескольких столетий целый ряд исследователей предполагал наличие нефтяных богатств западносибирского края. Так, еще в XVIII веке сосланный в Тобольск хорватский ученый и общественный деятель Юрий Крижанич писал о выходе спутников нефти - битумных сланцев в бассейне реки Оби. Шведский капитан Страленберг, участвовавший в экспедиции Д.Г. Мессершмидта писал в изданной в 1730 году книге "Северная и восточная часть Европы и Азии" о нахождении на Иртыше горючего битуминозного материала [Казаков, 1993].
Выдающуюся роль в открытии нефтегазоносных богатств Западной Сибири сыграл основоположник советской нефтяной геологии, академик Иван Михайлович Губкин. В 1932 году им была выдвинута рабочая гипотеза о существовании нефтяных месторождений в районе Западно-Сибирской низменности. И.М. Губкин активно добивался развертывания здесь комплексных нефтегеологических исследований. Однако на протяжении еще двух десятилетий работы по поиску нефти в этом районе не давали ожидаемых результатов. Поворотным событием, с которого, как правило, начинают отсчет истории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, стал произошедший в 1953 году мощный выброс газа на буровой, расположенной недалеко от старинного форпоста освоения русскими Сибири - села Березово. Это событие явилось толчком для проведения крупномасштабных геологоразведочных работ на территории ряда районов Тюменского Севера. На территории Ханты-Мансийского автономного округа планомерное проведение геофизических и буровых работ началось в 1954 году. В 1958 году в Салехарде была создана комплексная геологоразведочная экспедиция, возглавляемая В.Д. Бованенко. Ее цель состояла в доказательстве прогнозов академика И.М. Губкина о нефтегазоносности ямальского края.
Фото А.В. Космакова
Наиважнейшую роль в становлении нефтегазовой отрасли стали легендарные первопроходцы, геологи - разведчики земных недр, непосредственные участники открытия на территории округа месторождений нефти и газа, ставших основой нефтегазового комплекса, общенациональной гордостью, гарантом энергетической независимости государства: Фарман Курбан-оглы Салманов и Лев Иванович Ровнин. Важным результатом начатых геологоразведочных работ стало открытие в 1959 году вблизи села Шаим (район современного города Урая) нефтегазоносного пласта с объемом суточной добычи нефти свыше одной тонны. В последующие годы были открыты такие крупные нефтяные и газовые месторождения, как Мегионское, Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Пунгинское и др. В 1962 году из скважины, пробуренной в районе поселка Тазовского, был получен фонтан природного газа дебитом более миллиона кубометров в сутки. Тазовское месторождение стало первым крупным месторождением газа, открытом в Заполярье.
В 1963 году вышло постановление Совета Министров СССР "Об организации подготовительных работ по промышленному освоению открытых нефтяных и газовых месторождений и о дальнейшем развитии геологоразведочных работ в Тюменской области". Началась подготовка пробной эксплуатации разведанных запасов, а они к 1964 году насчитывали около 300 миллионов тонн нефти и 176 миллиардов кубометров газа на 8 нефтяных и 2 газовых месторождениях [Очерки истории Тюменской области, 1994]. В этом же году началось строительство первых магистральных трубопроводов: газового Игрим - Серов и нефтяных Шаим - Тюмень и Усть-Балык - Омск.
1965 год стал новой вехой в истории освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В этом году было открыто Самотлорское нефтяное месторождение, по разведанным запасам ставшее самым крупным в Советском Союзе, и вошедшее в десятку крупнейших в мире. В этом же году была открыта Березовская группа газовых месторождений, которые давали от 500 тысяч до 1,5 миллионов кубометров газа в сутки, а также колоссальное по своим запасам Заполярное газоконденсатное месторождение. Год спустя, было открыто крупнейшее в мире Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение. В 1967 годы были открыты Надымское и Медвежье газовые месторождения, а в 1969 году новый мировой гигант - Ямбургское газоконденсатное месторождение.
За короткий отрезок времени некогда небольшой купеческий город Тюмень превратился в административный центр, из которого осуществлялось управление строительством крупнейшего в стране нефтегазодобывающего комплекса.
В городе были созданы крупные производственные управления Главтюменьнефтегаз и Главтюменьнефтегазстрой. Для подготовки высококвалифицированных специалистов, задействованных в нефтегазодобывающих отраслях в 1964 году был создан Тюменский индустриальный институт, позднее преобразованный в Нефтегазовый университет - один из ведущих вузов региона. Промышленные предприятия Тюмени занимались осуществлением сложных заказов для разработки и обустройства северных месторождений. Так, в 1969 году на Тюменском судостроительном заводе была построена первая плавучая электростанция "Северное сияние".
В 1972 году началось строительство крупнейшего в стране нефтепровода Самотлор - Альметьевск, длина которого составила около 1850 километров. После его завершения западносибирская нефть начала поступать в другие страны через систему нефтепроводов "Дружба". К тому времени, в связи со значительным повышением мировых цен на нефть и начавшемся в ряде стран Запада "энергетическим кризисом", Советский Союз быстро начал завоевывать роль крупной мировой "ресурсной державы", а в экономике государства все большее значение начинали занимать средства, вырученные от продажи энергетических ресурсов.
Одной из наиболее актуальных и сложных задач того времени стала необходимость обустройства уникальных по своему масштабу месторождений, находящихся в труднодоступных, слабозаселенных, а порой и совсем безлюдных районах, расположенных преимущественно в зоне тайги и тундры. Данный процесс обустройства был связан не только с проблемами заброски и монтажа тяжелой техники в экстремальные по своим климатическим условиям районы Севера, а также прокладки через них трубопроводов и других инженерных коммуникаций. Одна из наиболее острых проблем состояла в организации условий труда и жизнедеятельности значительного количества людей, вовлеченных в процесс "нового индустриального" освоения. Одним из получивших широкое внедрение вариантов решения данной проблемы стала организация работ на месторождениях вахтовым методом. Чаще всего он сводился к тому, что в места разработки месторождений доставлялись бригады специалистов из находящихся на значительном удалении крупных городов (получивших на Севере название "большой земли"). Здесь они выполняли необходимые работы в течение вахты, длившейся от нескольких недель до нескольких месяцев, проживая в минимально благоустроенных условиях, чаще всего, в специальных вагончиках-времянках. Однако осуществление работ одним лишь вахтовым методом не могло полностью удовлетворить запросы развивающейся стремительными темпами административной и технологической инфраструктуры формирующегося нефтегазодобывающего комплекса. Потому с середины 1960-х годов, начался интенсивный процесс урбанизации Тюменского Севера, результатом которого стало возникновение за короткий срок специфической системы расселения, состоявшей из городов и рабочих поселков, отвечавших разнообразным задачам осуществлявшегося здесь индустриального освоения. За исключением редких примеров, когда новые центры освоения складывались на месте сложившихся здесь ранее русских поселений (к ним можно отнести города Салехард, Ханты-Мансийск, Сургут и поселок Березово, развивавшиеся на месте основанных в XVI - XVII веках ранних форпостов освоения Севера Западной Сибири), в подавляющем большинстве случаев подобные новые поселения создавались "с чистого листа" в непосредственной близости от крупных месторождений или промышленных объектов. Благодаря этой особенности многие города и поселки оказались удалены друг от друга на сотни километров, а единственным надежным способом сообщения между ними долгое время продолжал оставаться авиационный транспорт.
В 1964 году были заложены поселки нефтяников в Урае и Сургуте. Спустя год они получили статус городов. В 1967 году на карте Советского Союза появился город Нефтеюганск, а в 1972 - Нижневартовск и Надым, ставшие форпостами освоения ряда крупнейших нефтяных и газовых месторождений. В 1980 году был образован город Новый Уренгой, сформировавшийся на месте Уренгойского газоконденсатного месторождения и ставший опорной базой освоения ряда других перспективных месторождений, преимущественно расположенных в заполярных районах Ямала. В 1982 году подобным образом, на месте рабочего поселка, был образован город Ноябрьск.
В 1984 году Советский Союз вышел на первое место в мире по добыче природного газа - 587 миллиардов кубометров в год. К этому времени было закончено сооружение газопровода Уренгой – Ужгород. Во Франции состоялась церемония открытия трансконтинентального газопровода Западная Сибирь - Западная Европа протяженностью свыше 20 тысяч километров. По нему экспорт тюменского "голубого топлива" осуществлялся в Германию, Францию, Италию, Голландию, Бельгию и ряд других стран.
К началу 1980-х годов на территории Тюменского Севера сложилось несколько десятков городов и крупных поселков, в которых быстрыми темпами строилось благоустроенное жилье и формировалась полноценная социальная инфраструктура. Состав их населения был достаточно пестрым. В основном это были молодые профильные специалисты и строители, приехавшие из разных уголков Советского Союза. Значительное число приезжих составляли специалисты из ряда других районов страны, в которых ранее уже велась промышленная добыча нефти и газа (Азербайджан, Башкирия, отдельные районы Поволжья и Урала и др.). Среди них был также большой процент выходцев из Украины, Белоруссии и ряда южных районов Западной Сибири. Многих из них привлекала возможность быстрого карьерного роста и высоких заработков на нефтегазодобывающих предприятиях. Можно сказать, что к тому времени жители молодых городов и поселков Тюменского Севера все чаще стали отождествлять себя не только с приехавшими сюда на время участниками индустриального освоения, но и полноправными жителями этих мест. Данные тенденции можно рассматривать как своеобразный индикатор формирования нового регионального сообщества индустриального типа. К его главным особенностям можно отнести то, что в отличие от прежних этапов промышленного развития Урала и Сибири, “новое освоение” Тюменского севера изначально осуществлялось проектными методами. Благодаря им вначале была создана организационная матрица производственного комплекса, которую уже потом начали заполнять приезжавшие из разных районов страны люди, со временем ставшие основой населения нового индустриального региона.
В 80-е годы на территории округа ежедневно добывалось около миллиона тонн нефти. Высокие темпы развития нефтяной промышленности, строительства, энергетики обусловили быстрый рост населения (более чем на 1 миллион человек за последние 30лет). Построены новые города. Развивается геологоразведка, создаются нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие предприятия. В сжатые сроки ведется строительство нефтегазопроводов, автомобильных и железных дорог. С переходом к рыночным реформам в стране в начале 90-х годов происходят существенные изменения и в экономике округа. До 1996 года происходило снижение объемов добычи нефти, потом этот процесс стабилизировался.
В 2004 году в активе региона было уже 8 миллиардов тонн добытой нефти из 17 миллиардов тонн, добытых за всю историю России.
3 июня 2008 года из недр Ханты-Мансийского автономного округа-Югры, основного региона нефтедобычи в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, была добыта 9-миллиардная тонна нефти.
Роль Западной Сибири в снабжении страны углеводородным сырьем в последнее время не только не снижается, но и возрастает отмечают, что нефтегазовый комплекс России уверенно преодолевает последствия глобального экономического и финансового кризиса. В 2010 г. добыто нефти и газового конденсата 505 млн т., что составляет 102,2%, газа – 650 млрд м3, что составляет 111,5% к итоговым показателям 2009 г. При этом основная часть добытых объёмов приходится на Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс, который в последние годы обеспечивает добычу свыше 68% всей российской нефти и не менее 93% российского газа.
За прошедшие 20 лет значительно расширилась география добычи нефти и газа в Западной Сибири. В Ханты-Мансийском автономном округе введено в разработку Приобское месторождение с извлекаемыми запасами нефти более 2,4 млрд т. В число нефтедобывающих территорий региона вошли юг Тюменской области, Новосибирская и Омская области. В Ванкорско-Сузунском нефтеносном районе Западно-Сибирской провинции (Красноярский край – левобережье р. Енисей) открыто и введено в разработку в 2009 году Ванкорское месторождение, на котором добыча нефти в 2010 году превысила 12,5 млн т.
В разработку введено большое количество газовых месторождений в Надым-Пурском междуречье Ямало-Ненецкого автономного округа. Интенсивно ведется подготовка к вводу в разработку Бованенковского месторождения на Ямале.
4. Вместе с тем в развитии Западно-Сибирского нефтегазового комплекса проявились и накапливаются негативные тенденции.
В Ямало-Ненецком автономном округе с 2004 г. по 2009 г. произошло падение добычи нефти с 53,3 млн т. до 35,3 млн т. В ХМАО добыча нефти с 2007 г. по 2009 г. упала с 280,0 млн т. до 270,4 млн т. В результате доля Тюменской (с округами) и Томской областей в российской добыче нефти снизилась с 71% в 2004 г. до 65,3% в 2009 г.
В регионе происходит определённое ухудшение структуры запасов нефти. На основании этого появились поспешные заявления, что 30% запасов на разрабатываемых месторождениях и 90% запасов на новых месторождениях нерентабельны для разработки. Аналогичные оценки состояния сырьевой базы имели место в кризисные девяностые годы, когда утверждалось, что нерентабельным для разработки является и Приобское месторождение. Последующая практика опровергла это, но на основе подобных заключений были списаны с государственного баланса огромные запасы нефти.
Дальнейший рост добычи нефти в указанных округах сдерживает отсутствие открытых и законченных разведкой крупных нефтяных месторождений, которые не введены в разработку. Вместе с тем, запасы категорий А+В, частично С1 (proof – по западным стандартам) на разбуренных эксплуатационным бурением частях месторождений составляют около 55%. Это означает, что в указанном регионе на ближайшие 5–7 лет имеются потенциальные возможности для поддержания и даже наращивания добычи.
В условиях ограниченных перспектив открытия новых крупных нефтяных месторождений, а также отсутствия четкой ориентации экономической политики страны на ресурсосбережение особо острой является проблема повышения эффективности поисков, разведки, добычи и переработки нефти.
Согласно существующим оценкам МПР России, в Западной Сибири остаются не выявленными значительные ресурсы нефти и газа. Однако они пока не обеспечены строго научным подтверждением. В частности, неоднократно заявлялось, что огромные прогнозные ресурсы нефти связаны с баженовской свитой, комплексами нижней и средней юры, палеозоя. Остается неясным, насколько достоверны эти оценки и могут ли они быть основой для перспективного прогнозирования.
Минприроды России и Агентство по недропользованию – Роснедра ведут в настоящее время переоценку ресурсов углеводородов, но методика этой переоценки не разработана, применяется в замкнутой системе отраслевых институтов Роснедр. До сих пор нет понимания, как будет осуществляться экспертиза этой оценки.
Главной проблемой, которая начинает сдерживать развитие добычи нефти в провинции, является совершенно недостаточный уровень геологоразведочных работ. Деятельность недропользователей по выявлению и подготовке запасов нефти является неудовлетворительной. Приросты запасов нефти за последние полтора десятилетия не обеспечивают устойчивую работу нефтяного комплекса России на перспективу, что неизбежно приведет к падению добычи нефти в стране.
Единственной формой государственного регулирования подготовки запасов нефти и газа недропользователями являются лицензионные соглашения как неотъемлемая часть лицензий. Существующая практика формирования лицензионных соглашений и предусмотренная ФЗ «О недрах» процедура их корректировки не позволяют государству управлять воспроизводством минерально-сырьевой базы и, как следствие, строить долгосрочную энергетическую стратегию. В опубликованных материалах по Генеральной схеме развития нефтяной отрасли о воспроизводстве минерально-сырьевой базы и перспективах ввода в разработку не открытых на сегодня месторождений нефти и газа ничего не сказано.
Требуют особого внимания инновационные исследования и инжиниринговые работы, направленные на увеличение коэффициента извлечения нефти. В «Энергетической стратегии России до 2030 г.» предусмотрено увеличение коэффициента нефтеотдачи от 0,30 в 2008 г. до 0,35–0,37 в 2030 г. Однако конкретные пути повышения эффективности разработки нефтяных месторождений проработаны слабо. В средствах массовой информации нередко высказываются мнения, что применение гидроразрыва пластов, внутриконтурного и законтурного заводнения ведет к хищнической разработке нефтяных месторождений, снижает конечный коэффициент извлечения нефти. Минэнерго РФ и его структуры совместно с нефтяными компаниями должны дать ясные и однозначные ответы на вопрос, по каким направлениям будут развиваться технологии добычи нефти в Западной Сибири в период до 2030 г..
5. Ханты- Мансийский автономный округ по-прежнему является основной топливно-энергетической базой страны.
В начале XXI века эффективность стратегии дальнейшего освоения природных богатств Тюменского Севера все более зависит от ее интеграции со многими фундаментальными и прикладными отраслями науки. В ближайшей перспективе залегающие у поверхности Земли месторождения нефти и газа будут истощаться, и вместо них возникнет необходимость извлечение залежей полезных ископаемых из новых, все более труднодоступных мест. Эта тенденция, а также необходимость более эффективной и бережной добычи нефти и газа ставит перед наукой задачи разработки методик добычи полезных ископаемых в экстремальных природно-климатических условиях, поиска путей к повышению нефтеотдачи и рационализации недропользования, решению проблем долговечности и безопасности инженерных сооружений, эксплуатируемых в условиях вечной мерзлоты. Большую актуальность продолжает иметь развитие исследований в сфере экологии, социальных и культурных проблем, специфичных для региона "нового освоения".
6, Литература
1. Курс социально-экономической статистики: / Под ред. М.Г.Назарова-М.: Финансы и статистика, 2007.-771с.
2.Человек в условиях интенсивного нефтегазового освоения Севера.
Материалы Всероссийской научной конференции 17-18 ноября 2010 года / Под ред. Г.Ю. Колевой. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 196 с.
3. Тюменский север. История освоения. (http://www.ikz.ru/siberianway/oilandgas.html )
4. Анализ и прогнозирование развития нефтегазового комплекса ХМАО
5.Интернет издание журнала "Нефть и Капитал" 02.2009.
6.Западно-Сибирский Нефтегазовый Комплекс: история становления и развития./ Г. Ю. Колева
Начало добычи нефти в России положено открытием первого промышленного нефтяного месторождения неподалеку от станицы Крымской (ныне г. Крымск) на разведочной площади Кудако, где в скважине, пробуренной в 1864 г. полковником Российского горного ведомства А.В. Новосильцевым, получен фонтанный приток нефти. Почти одновременно в США аналогичные результаты отмечены в скважине 1, пробуренной в штате Пенсильвания полковником А. Дрейком. Дальнейшее развитие нефтяной, а с начала XX столетия и газовой промышленности в мире, положенное этими странами, продолжало успешно расширяться, охватывая все новые и новые государства, не только соседние с ними, но и на других континентах.
В развитии нефтяной и газовой отраслей России, США и мира можно выделить пять основных этапов: начальный (до 1900 г.), определяющий (до 1950 г.), избирательно активный (до 1960 г.), всеобще интенсивный (до 1980 г.) и современный (по настоящее время).
Начальный этап характеризуется умеренными темпами становления нефтяной и газовой промышленности в России, США и ряде других стран Европы, Америки, Азии. В России главными районами добычи нефти в это время были Бакинский, Грозненский, Майкопский, Эмбенский, Челекенский и Ферганский, причем на долю первых двух приходилось около 96%, а остальных – 4,1%. Суммарная добыча нефти в России, достигнув 10,6 млн.т в 1900 г., и природного газа – 7 млрд.м3 была рекордной в мире (в США соответственно 9 млн.т и 6,6 млрд.м3) при общей добыче нефти в мире 19,9 млн.т и газа 14 млрд.м3. Небольшое количество углеводородного сырья в это время добывалось в Румынии, Венесуэле, Индии и др. странах.
Определяющий этап отличается развитием нефтяной отрасли в более чем 60 странах мира при заметном влиянии нефтяной промышленности России и США. В России добыча нефти велась на Северном Кавказе и Азербайджане, где в Майкопском районе благодаря работам талантливого ученого-нефтяника И.М. Губкина в 1910 году в районе ст. Нефтяной была открыта первая в мире «рукавообразная» залежь легкой нефти, положившая начало нефтяному «буму» на Северном Кавказе. Здесь вводится в разработку более 100 нефтяных и газовых залежей, в т.ч. знаменитая Хадыженско-Нефтегорская зона заливообразных литологических скоплений нефти, обеспечившая в 30-е годы высокий уровень ежегодной добычи – более 2 млн. тонн.
Примечательным для этого этапа явился разворот поисково-разведочных работ в большинстве нефтегазоносных областей страны, в т.ч. в Волго-Уральской, Тимано-Печорской, Грозненской, Апшеронской, Прикаспийской, Западно-Туркменской, Амударьинской, Ферганской, Днепрово-Припятской и других. Во многих случаях развороту поисково-разведочных работ предшествовали прогнозы И.М. Губкина, прежде всего в Волго-Уральской провинции. Стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности достиг наибольшей величины от девонских до миоценовых отложений, а уровень добычи нефти в бывшем СССР возрос к 1940 г. до 31,5 млн.т, газа – до 3,7 млрд. м3. К 1950 г. годовая добыча нефти в СССР увеличилась до 45,7 млн. т, газа – до 5,8 млрд. м3. Важнейшей научной задачей, которая решалась на этом этапе, являлась разработка теоретически обоснованных критериев поиска зон максимальной концентрации углеводородов в разрезе осадочного чехла.
Из зарубежных стран в этом периоде наиболее высокой и стабильной добычей нефти − более 120 млн. т и газа 65-70 млрд. м3 – характеризовались США. Меньшими, но устойчивыми уровнями добычи нефти и газа отличались многие страны Европы (Румыния, Болгария, Франция, Польша), Азии и Ближнего, Среднего Востока (Индия, Китай, Индонезия, Пакистан, Иран, Ирак, Саудовская Аравия), Америки (Канада, Мексика, Венесуэла, Аргентина, Бразилия), Африки (Алжир, Ливия, Нигерия, Египет). К 1950 г. наблюдается рост мировой добычи нефти и природного газа, которая достигла 520 млн. т и 290 млрд. м3.
Третий, избирательно активный этап, продолжавшийся до 1960 г., определялся локальной интенсивностью геологоразведочных работ, вплоть до широкомасштабных, со значительными приростами ресурсов и промышленных запасов нефти и газа. Так, благодаря теоретически обоснованному прогнозу высокой перспективности Западно-Сибирской провинции, сделанному академиком И.М. Губкиным еще в 30-е годы, поисково-разведочными работами на севере региона в 1953 году было выявлено первое крупное Березовское газовое месторождение. Развитие нефтегазовой промышленности в России на этом этапе ознаменовалось открытием в 1956 г. целого ряда крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений на Северном Кавказе, а также нефтяных месторождений в Татарии, Башкирии, Куйбышевской и Пермской областях, в том числе Ромашкинского нефтяного гиганта.
Одновременно проведением региональных геолого-геофизических исследований готовилась база для разворота широкомасштабных поисково-разведочных работ в основных нефтегазоносных регионах страны, получивших ранее теоретическое подтверждение высокой перспективности: в Северной и Центральной частях Западно-Сибирской провинции, Тимано-Печорской, Волго-Уральской, Северокавказско-Мангышлакской, Амударьинской провинциях, Западном Казахстане, Восточной Сибири и Сахалине. Благодаря высокой активности геологоразведочных работ и отмеченным открытиям, добыча нефти в стране возросла к 1960 г. до 147 млн. т, газа – 48-50 млрд. м3.
В зарубежных странах в рассматриваемом периоде наблюдалось поступательное развитие нефтяной и газовой отраслей, и прежде всего в США, с ежегодной добычей, превышавшей 230-240 млн. т нефти и 120 млрд. м3 углеводородного газа; высокие стабильные уровни производства нефти и газа и соответственно от 50 до 100 млн. т и от 20 до 60 млрд. м3 сохранялись в Венесуэле, Канаде, Мексике, Саудовской Аравии (включая Арабские Эмираты), Алжире, Ливии и Нигерии. Активизируется добыча нефти и в других странах Европы, Азии и Америки, отмечавшаяся в предшествующем этапе. В 1960 году в мире было произведено более 1,4 млрд. т нефти и около 640 млрд. м3 природного газа.
Наиболее примечательным по темпам развития нефтяной и газовой отраслей, характеризовавшихся максимальными значениями, является четвертый этап, названный этапом всеобщей интенсификации развития отраслей и добычи нефти и газа, продолжавшийся до 1980 года. В нашей стране ежегодный средний прирост добычи нефти составлял в это время не менее 20 млн. т, а в период с 1971 по 1980 гг. в отдельные годы достигал 25-28 млн. т, газа – 25-30 млрд. м3. Крупные открытия, базирующиеся на надежной теоретической основе, были сделаны в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, на полуострове Ямал (более 20 нефтяных и газовых гигантов), Волго-Уральской (8 нефтяных гигантов), ТиманоПечорской (3 уникальных нефтяных и 1 уникальное газоконденсатное месторождения); обнаружены нефтегазовые и газоконденсатные месторождения-сверхгиганты в Прикаспийской, Амударьинской и Северокавказско-Мангышлакской провинциях. Все это позволило к 1971 г. довести уровень ежегодной добычи нефти до 372 млн. т, а газа – 198 млрд. м3; в 1975 г. было добыто 491 млн. т и 289 млрд. м3, а в 1980 г. – 603 млн. т и 435 млрд. м3.
Выявление нефтяных и газовых месторождений в пределах новых высокоперспективных земель Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской провинций существенно укрепило ресурсную базу страны, а открытие Балтийской нефтеносной области показало значительные неиспользованные резервы смежных акваторий. Данный этап примечателен также освоением нефтегазоносности шельфов окраинных и внутренних морей и активной подготовкой региональными работами новых высокоперспективных территорий на арктических шельфах Баренцевого, Карского и Печорского морей.
Для зарубежных стран данный период характеризовался выявлением высокопродуктивных комплексов и многих крупнейших, в т.ч. уникальных, месторождений нефти и газа. В США благодаря открытию более 160 особо крупных месторождений добыча нефти к 1974 г. достигла максимального значения за всю историю нефтяной промышленности США – 534 млн. т, газа произведено свыше 490 млрд. м3. Примечательным в развитии нефтяной отрасли является обнаружение в пределах арктической части Аляски уникального по запасам нефтяного месторождения Прудо-Бей (около 2 млрд. т). Также впервые в мире в условиях высокогорной складчато-надвиговой системы Восточных Скалистых гор открыто около 30 крупных газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений, подтверждающих высокую перспективность складчатонадвиговых поясов, в частности Западно-Уральского пояса Тимано-Печорской провинции.
К 1980 году добыча нефти и природного газа в США составила соответственно свыше 435 млн. т и 610 млрд. м3. Высокий уровень годовой добычи газа обеспечивался разработкой газовых гигантов и прежде всего таких, как Панхендл, Хьюготон и др. Одновременно растет производство нефти в Мексике (до 95 млн. т) и сохраняется высоким в Венесуэле (120 млн. т) и Канаде (70-75 млн. т). К 1980 году увеличилась добыча нефти и природного газа в странах Европы за счет освоения месторождений Североморско-Германской провинции и других, особенно в Великобритании (89 млн. т, 52 млрд. м3), Норвегии (92 млн. т, 18 млрд. м3), а газа – в Нидерландах (до 75 млрд. м3).
По-прежнему сохраняется высокой добыча нефти в странах Ближнего и Среднего Востока, прежде всего в Саудовской Аравии, где обеспеченные ресурсами ежегодные уровни производства нефти варьируют в зависимости от конъюнктуры от 265 до 496 млн. т (1980 г.), составляя в среднем в Ираке 130, в Иране – 75 млн. т; на эти страны, включая Арабские Эмираты, приходится около 40 нефтяных месторождений-сверхгигантов, в том числе уникальных, самые крупные в мире – Гхавар (10,4 млрд. т извлекаемых запасов) и Бурган (9,6 млрд. т).
Ресурсный потенциал стран Азии и Африки существенно увеличился за счет новых крупных открытий на шельфах окраинных морей. Ежегодная добыча нефти и газа составила к концу этапа в Китае 106 млн. т и 65 млрд. м3, Индии – 10 млн. т и 12 млрд. м3, Индонезии – 78 млн. т и 16 млрд. м3; в Нигерии – 104 млн. т и 18 млрд. м3, Алжире – 97 млн. т и 29 млрд. м3, Ливии – 86 млн. т и 14 млрд. м3. Таким образом, все более возрастающее значение нефти и газа в мировой экономике привело к быстрому росту их добычи, динамика которой отражена на рис. 5.
На рубеже 60-х и 70-х годов производство нефти в мире почти вдвое превзошло уровень 1960 г., составив 2,379 млрд. т, а природного газа достигло 956 млрд. м3. К 1975 г. мировая добыча нефти составила 2,560 млрд. т, газа превысила 1,10 трлн. м3, в 1980 г. уровень добычи нефти был максимальным за всю предыдущую историю – 2,974 млрд. т, природного газа – 1,330 трлн. м3.
В течение рассматриваемого этапа продолжалась разработка теоретических основ и определяющих показателей раздельного количественного прогноза перспектив нефтегазоносности, научно обоснованного размещения ресурсной базы углеводородного сырья и направленного поиска месторождений. Велись региональные геолого-геофизические и геологоразведочные работы на высокоперспективных землях с целью подготовки первоочередных объектов поиска новых крупных и уникальных месторождений, в т.ч. на шельфе внешних и внутренних морей нашей страны и большинства стран мира.
Современный этап развития нефтяной и газовой промышленности нашей страны и большинства стран мира характеризуется поступательным расширением ресурсной базы углеводородного сырья за счет ввода первоочередных объектов с наибольшей плотностью ресурсов. В топливно-энергетическом комплексе России главенствующую роль в это время играла добыча нефти и газа в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, составившая в 1980 г. 247 млн. т и 228 млрд. м3; ежегодный темп прироста добычи нефти достигал в это время 24-25 млн. т, газа – 26-27 млрд. м3, что свидетельствует о реальных резервах для дальнейшего развития отрасли. В результате производство сибирской нефти и природного газа в 1986 г. составило 365 млн. т и 374 млрд. м3, всего же в стране было добыто 619 млн. т нефти и 643 млрд. м3 газа. В связи с усложнением с 1988 г. экономической ситуации в стране начался спад ежегодного количества добываемой нефти при продолжающемся увеличении (с меньшими темпами) добычи газа до 738 млрд. м3 в 1990 г. Последнее связано с новыми открытиями Ямбургского, Бованенковского, Хоросавэйского, Крузенштерновского и других уникальных газоконденсатных месторождений, в том числе и на смежном арктическом шельфе.
Переход на рыночные экономические отношения в России с 1991 года, развал СССР и резкое сокращение финансирования геологоразведочных работ привели к тотальному развалу нефтяной отрасли. Газовая промышленность, не пережившая столь глубокого кризиса, исходя из наличия крупной развивающейся ресурсной базы и своевременного вовлечения подготовленных месторождений в разработку в районах с хорошо развитой инфраструктурой газодобычи, сохранила устойчивую тенденцию дальнейшего наращивания добычи газа.
Спад нефтедобычи в России до 390 млн. т в 1991 и 265,5 млн. т – в 1995 требовал неотложных мер по ее активации. Процесс стабилизации производства нефти в стране возможен уже в ближайшие годы, главным образом, за счет использования новых прогрессивных технологий разработки месторождений и расширения ресурсной базы, а также ввода новых крупных месторождений, в том числе в глубокопогруженных зонах в районах с развитой инфраструктурой нефтедобычи. Степень освоенности ресурсной базы УВ сырья по основным нефтегазоносным регионам страны к началу 1999 года приведена на рис. 6.
С 2000 года одновременно с ростом газодобычи в мире до 2,2 трлн. м3 в год в России отмечается поступательное развитие производства как нефти, так и газа, и прежде всего в наиболее перспективных регионах, где оно будет не только более выгодным экономически и рентабельным, но и экологически обеспеченным. Такими регионами являются преимущественно по нефти Среднеобская, Фроловская нефтеносные, Ямальская газонефтеносная области Западно-Сибирской провинции, Балтийская нефтеносная область, арктический газонефтеносный шельф Баренцевоморского и Печорского морей; по нефти и газу – Прикаспийская, а в перспективе Лено-Тунгусская провинция и арктический шельф Карского моря. Несмотря на продолжающиеся экономические трудности, к 2005 г. в России прогнозируется добыча нефти порядка 400-425 млн. т, а природного газа – не менее 775 млрд. м3.
Из зарубежных стран следует выделить те, в которых отмечался устойчивый рост нефтегазодобычи за счет крупной собственной ресурсной базы. Далее группу стран, где при собственном мощном нефтегазовом потенциале из-за конъюнктурных соображений поддерживалась дискретная стабильность в производстве углеводородного сырья, а также страны с падающей добычей. К числу первых относятся те, ресурсная база которых поступательно развивалась в течение всего периода, пополняясь открытыми новыми гигантскими месторождениями нефти и газа. На американском континенте к числу таких стран, как видно из рис. 7, относятся Канада и Мексика с современными уровнями добычи нефти и природного газа соответственно 105-110 млн. т, 96,5-99 млрд. м3 и 155-160 млн. т, 42-45 млрд. м3, которые продолжают расти. В Европе и Азии тот же характер производства углеводородного сырья имеют Великобритания (до 134 млн. т, 65-75 млрд. м3), Китай (до 170-180 млн. т, 73-75 млрд. м3), Индонезия (до 80-85 млн. т, 44-45 млрд. м3).
Ко второй группе стран относятся США, где ограничения связаны, главным образом, с созданием государственного стратегического резерва, Венесуэла, Норвегия, Нидерланды (по газу), Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Алжир, Ливия и Нигерия, где добыча углеводородов стабилизировалась на уровне соответственно: 435-440 млн. т и 600-610 млрд. м3; 95-100 млн. т и 18-20 млрд. м3; 125-135 млн. т и 35-40 млрд. м3; 90-100 млрд. м3; 280-290 млн. т; 115-125 млн. т; 85-95 млн. т; 50-55 млн. т и 30-35 млрд. м3; 45-50 млн. т; 75-80 млн. т и 30-35 млрд. м3.
К третьей группе стран с относительно невысокими уровнями самообеспеченности и добычи углеводородного сырья (20-30 млн. усл. т) относятся Румыния, Германия, Франция, Италия, Болгария, Аргентина, Египет, Сирия, Тунис, Ангола.
Дальнейшее развитие нефтяной и газовой отраслей в России и ведущих зарубежных странах будет базироваться на строго сбалансированном освоении энергоресурсов и постепенном сокращении доли нефти и газа с адекватной заменой их в первой половине XXI столетия термоядерными источниками энергии. Нефтяной потенциал в мире, включая акватории, составляет не менее 400 млрд. т, что при современных технологиях нефтеизвлечения и ежегодном потреблении нефти в мире около 2,0 млрд. т может обеспечить стабильный многолетний уровень ее добычи. Газовый потенциал мира более чем вдвое превышает в условном топливе нефтяной и способен при современных технологиях извлечения газа на уровне ежегодного мирового потребления (до 1,0 трлн. м3) создать условия для устойчивого поступательного развития отрасли.
Таким образом, учитывая сбалансированный характер использования углеводородных и других энергетических ресурсов при полной экологической обеспеченности добычи нефти и газа, а также современный уровень производства и потребления углеводородного сырья в мире, может быть обоснован дальнейший прогноз состояния и укрепления ресурсной базы. Нефть, газ, конденсат и в будущем, по крайней мере, до конца XXI столетия, сохранят ведущее значение не только как энергетические, но и сбалансированно технологические сырьевые источники в России и в большинстве зарубежных стран мира. Теоретическая база количественного прогнозирования нефтегазоносности и научного обоснования направленного поиска месторождений нефти и газа будет выполняться в новом столетии в инвариантных формах математического моделирования для конкретных геолого-геохимических условий с использованием более совершенных генетических концепций и моделей.
