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-ом веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745 г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1858 г. на о. Челекен и 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. Ари-осто в XV 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 XVII 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 6 м, 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 VIII 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 = 2,1 м), 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...! 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.
К моменту подписания Гюлистанского мирного договора между Россией и Персией (декабрь 1813г.), когда Бакинское и Дербентское ханства влились в состав нашей страны, на Апшеронском полуострове насчитывалось 116 колодцев с черной нефтью и один с «белой», ежегодно дававших около 2400 т этого ценного продукта. В 1825 г. в районе Баку из колодцев было добыто уже 4126 т нефти.
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.
Свою отрицательную роль сыграло высказывание посетившего Баку в 1864 г. академика Г.В. Абиха о том, что бурение нефтяных скважин здесь не оправдывает ожиданий, и что «... как теория, так и опыт одинаково подтверждают мнение о необходимости увеличения числа колодцев...»
Аналогичное мнение существовало в отношении бурения некоторое время и в США. Так, в местности, где Э. Дрейк пробурил свою первую нефтяную скважину, полагали, что «нефть является жидкостью, вытекающей каплями из угля, залегающего в ближних холмах, что для ее добычи бесполезно бурить землю и что единственный способ ее собрать - это отрыть траншеи, где она бы скапливалась».
Тем не менее практические результаты бурения скважин постепенно изменили это мнение. Кроме того и статистические данные о влиянии глубины колодцев на добычу нефти свидетельствовали о необходимости развития бурения: в 1872 г. среднесуточная добыча нефти из одного колодца глубиной 10... 11 м составляла 816 кг, в 14...16 м - 3081 кг, а глубиной свыше 20 м - уже 11200 кг.
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 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З.А. Тагиева в Биби-Эйбате. 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.
Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи нефти были выполнены в США в 1865 г. В России этот способ начали применять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком и нефтепромышленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальный: в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.
Тем не менее инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах XIX 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 Сура-ханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.
Перспективные ресурсы (категория С3) размещены в основном в северных нефтегазоносных областях: 80% их сосредоточено в Надым-Пурской, Среднеобской, Пур-Тазовской и Фроловской НГО. Стратиграфически наибольшие объемы перспективных ресурсов нефти связаны с неокомским (35%), тюменским (31%), ачимовским (19%) и васюганским (15%) комплексами, причем более активная и достоверная часть приурочена к неокомскому и васюганскому комплексам. Отличительной особенностью ресурсов нефти категории С3 является их низкая концентрация на многих структурах. Поэтому открытия месторождений на структурах, оцененных по категории С3, будут в основном мелкими по запасам, главным образом 3-10 млн. т.
Перспективные ресурсы нефти из-за приуроченности их значительной части к низкопродуктивным коллекторам имеют неблагоприятную характеристику по продуктивности. Так, ресурсы с дебитом скважин менее 10 т/сут составляют 50%.
На состояние ресурсов нефти категории С3 негативное влияние оказывает их низкая подтверждаемость при переводе в разведанные и предварительно оцененные запасы. Коэффициент достоверности перспективных ресурсов широко изменяется во времени и по отдельным нефтедобывающим районам. По данным ИГиРГИ и СибНИИНП его величина в последнее десятилетие составила 0.4.
Приведенные данные свидетельствуют о напряженном положении в регионе с выбором наиболее перспективных структур для ввода их в глубокое бурение.
Подавляющая часть неразведанных ресурсов нефти (около 80%) в Западной Сибири приходится на прогнозные ресурсы. При этом в связи с высокой степенью изученности нефтеносности провинции на региональном уровне практически все ресурсы отнесены к категории Д1. Около 30% прогнозных ресурсов нефти оценены в труднодоступных северных районах Западной Сибири - Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской НГО.
Для прогнозных ресурсов нефти характерно значительное сокращение (по сравнению с накопленной добычей и разведанными запасами нефти) их доли в высокопродуктивном неокомском комплексе пород (рис.1). Если из отложений неокомского комплекса добыто 86% нефти, а доля разведанных запасов в этих отложениях составляет около 55%, то удельный вес неразведанных ресурсов нефти (категории Д1+ Д2 + С3) составляет в них лишь 39%. Возрастает доля ресурсов в глинистых полимиктовых коллекторах тюменской свиты (24,0%), имеющих в основном низкие фильтрационно-емкостные свойства. Ресурсы нефти, связанные с ними, относятся в значительной мере к трудноизвлекаемым. Велика доля трудноизвлекаемых ресурсов в отложениях ачимовского и даже неокомского комплексов. В последнем почти одна треть ресурсов нефти связана с нефтегазовыми залежами.
Опыт геологоразведочных работ последних лет в Западной Сибири свидетельствует о постепенном увеличении количества несводовых ловушек, вовлекаемых в разведку. Поэтому значительная часть прогнозных ресурсов нефти связана с залежами более сложного геологического строения, чем разведанные запасы. Если последние в основном приурочены к сравнительно простым, уверенно обнаруживаемым геофизическими методами антиклинальным поднятиям, то для прогнозных ресурсов ожидается существенное увеличение доли ловушек различных неантиклинальных типов. Согласно последней прогнозной оценке доля ресурсов нефти в неантиклинальных ловушках составляет в Западной Сибири 67%. Выявление и подготовка к бурению подобных ловушек требуют более совершенных методов геолого-поисковых работ, прежде всего, сейсморазведки, а подготовка запасов на них - большего объема глубокого бурения.
К важнейшей характеристике качества запасов и неразведанных ресурсов нефти относится крупность запасов месторождений. Анализ ретроспективы открытий и экстраполяция складывающихся соотношений на перспективу показали, что самые значительные средних размеров запасы были открыты в 1965-1971 гг. (более 300 млн. т). К настоящему времени средний размер запасов открываемых нефтяных месторождений уменьшился до 20 млн. т. В перспективе будет происходить дальнейшее снижение средних размеров запасов и размеров наиболее крупных месторождений (рис. 2)
Рисунок 2. Динамика средней величины запасов нефти открытых месторождений
Среди открытых в Западной Сибири нефтяных и нефтегазовых месторождений 50% относятся к категории мелких с максимумом в интервале запасов 3-10 млн. т. Однако 37% начальных разведанных запасов приходится на семь уникальных месторождений.
График распределения открытых месторождений по классам крупности имеет симметричный вид, где число месторождений снижается для наиболее крупных и мелких месторождений. Оценка структуры неразведанных ресурсов на основе математического распределения Парето показала существенное отличие прогнозируемого распределения от фактического в области мелких и средних по размерам запасов месторождений. В целом, чем меньше запасы месторождений, тем больше их число. Прогнозируется, что большая часть неразведанных ресурсов нефти представлена несколькими тысячами мелких (менее 10 млн. т) и 250-300 средних по запасам месторождений. Среди крупных будут преобладать нефтяные месторождения с запасами 30-100 млн. т. Прогнозируются к открытию несколько крупных месторождений с запасами 100-200 млн. т. Особым вопросом является оценка вероятности открытия уникальных по запасам нефти месторождений. В Западной Сибири в соответствии с количественной оценкой прогнозных ресурсов нефти и используемым законом распределения возможно открытие одного-двух уникальных месторождений. Однако сопоставление площадных размеров уникальных месторождений (300 км2 и более) свидетельствует о невысокой вероятности открытия в Западной Сибири месторождений, уникальных по размерам запасов нефти. Кстати, уникальные по запасам месторождения не были открыты в Западной Сибири с 1983 г.
Итак, для Западно-Сибирской
провинции, крупнейшей по объему ресурсов
нефти всех категорий, характерен в последние
годы серьезный спад добычи, важнейшей
геологической причиной чего служит ухудшение
качества запасов, в том числе высокая
степень выработанности разрабатываемых
месторождений и последовательное накопление
на балансе запасов более низкого качества,
в том числе трудноизвлекаемых, доля которых
в общем объеме текущих разведанных запасов
превысила половину. Крупные по объему
неразведанные ресурсы нефти Западной
Сибири качественно уступают запасам
промышленных категорий как по степени
концентрации (запасам месторождений),
так и продуктивности.
1.3
Зарождение и освоение
газового комплекса
Западной Сибири
Впервые в Западной
Сибири на окраине посёлка Берёзово
21 сентября 1953 года одна из разведочных
скважин дала мощный фонтан газа. Это открытие
дало стимул для дальнейшего развёртывания
геолого-разведочных работ. Вскоре начался
период целого ряда открытий нефтяных
и газовых месторождений Западной Сибири.
21 июня 1960 года было открыто первое в Западной
Сибири Трёхозёрное, 24 марта 1961 года –
Мегионское, 15 октября 1961 года - Усть–Балыкское,
в агусте 1962 года – Советское, 15 ноября
1962 года – Западно–Сургутское, 1 декабря
1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года
– Мамонтовское, 29 мая 1965 года – Самотлорское
нефтяные месторождения.
Около 30 лет назад Западно-Сибирский нефтегазовый регион вышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящее время здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92% природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсов составляет более 14 млрд. т условного топлива, из них 35% приходится на долю нефти и свыше 25% на долю природного газа. Суммарные запасы нефти и газа на севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов топливно-энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовой провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. В доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей.
Самое крупное нефтяное месторождение в нашей стране – Самотлорское нефтегазоконденсатное – начальные извлекаемые запасы 3,3 млрд. т. Из недр этого месторождения уже добыто 2,2 млрд. т. Далее идут Приобское нефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд. т, Фёдоровское нефтегазоконденсатное – 0,7 млрд. т, Мамонтовское нефтяное – 0,6 млрд. т, Русское газо–нефтяное – 0,4 млрд. т и т.д. Крупнейшие месторождения природного газа с начальными извлекаемыми запасами газа соответственно: Уренгойское – 10,2 трлн. м3, Ямбургское – 6,1 трлн. м3, Бованенковское – 4,4 трлн. м3, Заполярное – 3,5 трлн. м3, Медвежье – 2,3 трлн. м3.
Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн. т, в том числе в Ханты–Мансийском автономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало-Ненецком автономном округе до 40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть доведена в 2010 г. до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня за счёт ввода в действие новых месторождений.
2.
ДИНАМИКА РАЗВИТИЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО
РЕГИОНА
Создание нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири занимает особое место в развитии нефтегазовой отрасли и всей экономики страны.
В силу специфики природных и климатических условий региона была принята упрощённая схема переработки нефтяного газа с минимальным ассортиментом продукции: сухой газ, стабильный бензин и широкая фракция лёгких углеводородов, перерабатываемых на газоперерабатывающих комплексах Западно-Сибирского региона.
В Западной Сибири для переработки нефтяного газа построено 8 газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) с объёмом переработки 26,2 млрд. м3 в год, 12 компрессорных станций суммарной производительностью 12 млрд. м3 в год и вся необходимая инфраструктура (товарные парки, наливные железнодорожные эстакады и т.д.).
Газоперерабатывающие
предприятия, наряду с производственными,
выполняют природоохранные функции,
направленные на недопущение сжигания
газа на факелах при добыче нефти,
следовательно, на исключение выбросов
вредных веществ в окружающую
среду.
2.1
Нижневартовский ГПЗ
Состоит из четырёх заводов, размещённых на одной площадке. Переработка газа на ГПЗ №1, 2, 3 предусмотрена по схеме низкотемпературной абсорбции на отечественном оборудовании. Переработка газа на ГПЗ № 4 предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером на комплектном импортном оборудовании (рис.2).
Проектные мощности всех четырёх заводов составляют по 2 млрд. м3 в год по сырому газу. Заводы были введены в эксплуатацию в 1974–1978 гг.
На заводе перерабатываются нефтяные газы восточной части Среднего Приобья, Самотлорского, Варьёганского, Советского, Аганского и других месторождений Западной Сибири.
Поставщики сырья на ГПЗ – нефтяные компании ТНК, СИДАНКО – Варьёганнефть, ВНК – Томскнефть и др.
Товарной продукцией
завода являются: сухой газ, широкая фракция
лёгких углеводородов, стабильный бензин.
Рисунок 3. Принципиальная
схема переработки газа на Нижневартовском
ГПЗ.
2.2
Южно-Балыкский ГПЗ
Введён в эксплуатацию
в 1976 году. Переработка газа предусмотрена
по схемам:
Низкотемпературной
абсорбции (проектная мощность 0,4 млрд.
м3 в год).
Низкотемпературной
конденсации (проектная мощность 0,6
млрд. м3 в год).
Низкотемпературной
конденсации с турбодетандером (проектная
мощность 1,0 млрд. м3 в год).
Общая проектная мощность по сырому газу составляет 2,0 млрд. м3 в год, в том числе по компремированию сырого газа 1,5 млрд. м3 в год. На завод поступают нефтяные газы Мамонтовского, Южно–Балыкского, Тепловского и других месторождений Западной Сибири. Поставщиком газа на завод является нефтяная компания ЮКОС (Юганнефтегаз). Основными товарными продуктами предприятия являются сухой газ и ШФЛУ
2.3
Белозёрный ГПЗ
Переработка газа предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером двумя технологическими линиями (каждая производительностью по 2000 млн. м3 сырого газа в год) на комплектном импортном оборудовании. Введён в эксплуатацию в 1980 году.
Тип перерабатываемого сырья – нефтяные газы 1, 2 и 3 ступеней сепарации нефти северной части Самотлорского, Варьёганского и Северо–Варьёганского нефтяных месторождений Западной Сибири.
Поставщики сырья на ГПЗ – нефтегазодобывающие предприятия нефтяных компаний ТНК и СИДАНКО.
Товарной продукцией
завода являются: сухой газ, подаваемый
в магистральный газопровод РАО
Газпром и частично местным газопроводам,
широкая фракция лёгких углеводородов
по продуктопроводу на эстакаду Южного
Балыка и на Тобольский НХК, стабильный
бензин по продуктопроводу, а также автотранспортом
2.4
Губкинский ГПК
В 1988 году были построены и введены в эксплуатацию две очереди по приёму, компримированию и осушке попутного нефтяного газа. Переработка газа предусмотрена по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером четырьмя технологическими линиями. Мощность завода составляет 2,0 млрд м3 газа в год.
- 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, одни из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирин до нашей эры, в Сицилии в 1-ом веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745 г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1858 г. на о. Челекен и 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 се извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в XV 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 помешали 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 XVII 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 6 м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.
Нa 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 VIII 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 — 2,1 м), 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 пли 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.
К моменту подписания Гюлистанского мирного договора между Россией и Персией (декабрь 1813 г.), когда Бакинское и Дербентское ханства влились в состав нашей страны, на Апшеронском полуострове насчитывалось 116 колодцев с черной нефтью и один с «белой», ежегодно дававших около 2400 т этого ценного продукта. В 1825 г. в районе Баку из колодцев было добыто уже 4126 т нефти.
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.
Свою отрицательную роль сыграло высказывание посетившего Баку в 1864 г. академика Г.В. Абиха о том, что бурение нефтяных скважин здесь не оправдывает ожиданий, и что «… как теория, так и опыт одинаково подтверждают мнение о необходимости увеличения числа колодцев…»
Аналогичное мнение существовало в отношении бурения некоторое время и в США. Так, в местности, где Э. Дрейк пробурил свою первую нефтяную скважину, полагали, что «нефть является жидкостью, вытекающей каплями из угля, залегающего в ближних холмах, что для ее добычи бесполезно бурить землю и что единственный способ её собрать — это отрыть траншей, где она бы скапливалась».
Тем не менее практические результаты бурения скважин постепенно изменили это мнение. Кроме того и статистические данные о влиянии глубины колодцев на добычу нефти свидетельствовали о необходимости развития бурения: в 1872 г. среднесуточная добыча нефти из одного колодца глубиной 10…11 м составляла 816 кг, в 14…16 м — 3081 кг, а глубиной свыше 20 м — уже 11200 кг.
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. па участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, пробуренная на участке З.Л. Тагиева в Биби-Эйбате. 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 .
Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи нефти были выполнены в США в 1865 г. В России этот способ начали применять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком и нефтепромышленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальиый: в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.
Тем не менее инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах XIX 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. [Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела.]
Видеофильм. Общая схема добычи нефти
