Где обычно располагаются нефтеперерабатывающие заводы

Топливно-энергетический комплекс – это: Совокупность отраслей, связанных с производством и распределением энергии Предприятия по выработке электроэнергии Предприятия по добыче горючих полезных ископаемых Отрасль народного хозяйства, занимающаяся переработкой топлива и электроэнергии. Какова доля топлива и энергии в экспорте России? 20% 30% 50% 40% Какое место в мире по запасам нефти занимает Россия? 1 2 3 4 Основная нефтяная база России – это: Северо-Европейская Западно-Сибирская Дальневосточная Прикаспийская Где обычно располагаются нефтеперерабатывающие заводы? В местах добычи нефти В крупных морских портах В районах потребления нефтепродуктов На пограничных территориях Всего в России действует нефтеперерабатывающих заводов: Около 20 Около 30 Около 40 Около 60 На какую базу приходится основное количество добываемого газа в России? На Западно-Сибирскую На Оренбургско-Астраханскую На Тимано-Печорскую На Дальневосточную Какой из названных трубопроводов не является газопроводом? «Сияние Севера» «Голубой поток» «Ямал-Европа» «Дружба» Самым большим по запасам каменного угля в России является: Кузнецкий бассейн Печорский бассейн Тунгусский бассейн Подмосковный бассейн Какая ТЭС является самой мощной в России (4,8 млн т)? Костромская Рефтинская Сургутская Ириклинская Какой район России обладает максимальными потенциальными гидроресурсами? Европейский Север Западная Сибирь Восточная Сибирь Дальний Восток На какой крупной реке России не создано каскада ГЭС? Волге Енисее Оби Ангаре Какая ГЭС России самая мощная? Братская Саянская Красноярская Куйбышевская Какое количество каменного угля нужно сжечь, чтобы выделилось столько же энергии, сколько выделяется из 1 кг ядерного топлива? 1000т 3000т 5000т 8000т Какие проблемы отсутствуют при эксплуатации АЭС? Хранение радиоактивных отходов Переработка ядерных отходов Обеспечение радиационной безопасности Загрязнение атмосферы

Совокупность отраслей, связанных с производством и распределением энергии

Отрасль народного хозяйства, занимающаяся переработкой топлива и электроэнергии.

На какую базу приходится основное количество добываемого газа в России?

Какой район России обладает максимальными потенциальными гидроресурсами?

Какое количество каменного угля нужно сжечь, чтобы выделилось столько же энергии, сколько выделяется из 1 кг ядерного топлива?

Http://multiurok. ru/index. php/files/tiest-toplivno-enierghietichieskii-komplieks. html

Совокупность отраслей, связанных с производством и распределением энергии

Отрасль народного хозяйства, занимающаяся переработкой топлива и электроэнергии.

На какую базу приходится основное количество добываемого газа в России?

Какой район России обладает максимальными потенциальными гидроресурсами?

Какое количество каменного угля нужно сжечь, чтобы выделилось столько же энергии, сколько выделяется из 1 кг ядерного топлива?

В каких районах невыгодно создавать металлургические предприятия?

Какой из районов развития черной металлургии России имеет наибольшую долю в российском производстве (42%)?

Крупнейшим в мире месторождением железной руды, расположенном на территории России, является:

Какой город европейской части России не является металлургическим центром?

Какой фактор не оказывает влияния на размещение металлургических предприятий?

Наибольшее количество руды (более 300 т) для получения 1 т металла приходится перерабатывать при производстве:

Для производства черных металлов необходим хром, который Россия целиком завозит из:

С чем связано размещение производства цветных металлов в местах их добычи?

Какое количество промышленных выбросов в атмосферу приходится на долю металлургии?

Широкое применение химических технологий и материалов во всех хозяйственных отраслях и в быту

Увеличение количества работников, занятых в химической промышленности

Создание дополнительных подразделений по химической защите в Вооруженных силах Российской Федерации

Сколько видов продукции можно получить из нефти с помощью химических технологий?

Какое место в мире занимает Россия по производству минеральных удобрений?

В каком из перечисленных районов России химическая промышленность развивается на привозном сырье?

Какая отрасль народного хозяйства не поставляет сырье для химической промышленности?

В каком городе России расположен завод, выпускающий калийные удобрения?

В каком небольшом городе Предуралья производится наибольшая часть соды России?

Какой город России является центром производства фосфорных удобрений?

Какой город на Волге является старейшим центром производства каучука в России?

Какое место в мире занимает Россия по производству пиломатериалов?

Какой из традиционных районов развития лесной промышленности России дает наибольшее количество продукции?

Обеспечить экспортные поступления для развития сельского хозяйства

Поддерживать боеспособность Вооруженных сил Российской Федерации

Создание на базе предприятий ВПК крупных транснациональных корпораций

Почему значительная часть оборонных предприятий сосредоточена в Москве и Подмосковье?

Где в России сосредоточено производство зерноуборочных комбайнов?

Почему производство сахара размещается в местах выращивания сахарной свеклы?

Перевозить свеклу невыгодно, так как для получения 1 т сахара необходимо переработать 7 т свеклы

Необходимо занять население: летом выращивать свеклу, зимой ее перерабатывать

В районах расположения элеваторов и мельниц создавать производство макарон опасно с военной точки зрения

Мука занимает максимальный объем вагона, а макароны, с учетом пустот, только 2/3

Макаронные фабрики в военное время перестраиваются на производство боеприпасов

На каком месте в мире располагается Россия по потреблению продовольствия?

Почему предприятия первичной обработки льна располагаются в местах его выращивания?

При длительном спрессованном хранении лен склонен к самовозгоранию

Изготовление льна требует сложных традиционных технологий, которые передаются из поколения в поколение

Работа на предприятиях легкой промышленности требует усидчивости

Http://gigabaza. ru/doc/15965.html

Нас объединяют “плохие дороги и дураки”, казенное отношение к людям, чрезмерная бюрократизация и тотальная коррупция.

Впрочем, в последнем пункте есть одно принципиальное отличие. Высокие должностные лица Российской Федерации воруют, но соблюдают принцип “Сначала — государству, а потом — себе”. А вот наши действуют по другой парадигме — на первом плане у них часто стоят личные потребности.

В первую очередь от этого страдает простой народ. Например, в связи с кризисом и падением цен на нефть, во всем мире цены на горючее тоже пошли вниз. И только в нашей стране они постоянно растут. Все это — результат недальновидной политики многих правительств, которые принимали странные решения в пользу зарубежных коммерческих структур в ущерб энергетической безопасности нашей страны. Зависимость Украины от одного источника поставок углеродных — критическая.

Еще более усугубила ситуацию на внутреннем рынке нефтепродуктов недавняя остановка Одесского НПЗ. “Это тот пример, когда за предыдущие 10 лет через нечестную теневую преступную приватизацию раздавали нефтеперерабатывающие заводы, транспортные системы. Это следствие работы Кучмы и его правительств, в том числе правительства Януковича”, — так отреагировала Юлия Тимошенко на это событие. При этом хочется, чтобы эта словесная принципиальность подкреплялась конкретными действиями.

Обвиняемые могут сказать в оправдание, что, отдавая наши НПЗ в руки российского бизнеса, они надеялись на бесперебойные и дешевые поставки в Украину российской нефти. Такими же благими намерениями, очевидно, руководствовались и при создании в 1994 году совместного предприятия ЗАО “Укртатнафта”. Появление этого СП выглядело вполне логичным. Татарстан богат на нефть, однако она имеет слишком высокий процент серы. А Кременчугский НПЗ — один из немногих в СНГ, способных переработать тяжелую татарскую нефть. Как говорится, сам Бог велел.

Однако с самого старта работы СП, вместо стабильных поставок дешевой татарской нефти начались непонятные задержки, которые больше смахивали на блокирование работы. За 12 лет татарская сторона недопоставила на Кременчугский НПЗ обусловленные договором 66 миллионов тонн нефти на целых $2,53 миллиарда. Впрочем, это не помешало нашим коллегам по СП позже предъявить украинской стороне требование оплатить несуществующий долг в размере $507,25 миллиона за якобы поставленную нефть. Параллельно предпринимались другие враждебные шаги, за которыми скрывалось желание искусственно довести Кременчугский НПЗ до банкротства. Так, близкие к татарскому инвестору “Укртатнафты” — “Татнефти” — офф-шорные компании Sea Group и АмRUZ мошенническим путем отобрали у нашего государства 18,3% акций совместного предприятия.

Любая команда играет так, как ему позволяет противник. Татарские “инвесторы” вели себя так потому, что прекрасно знали о наших продажных чиновниках и судах, что интересы государства в Украине защищать практически некому. Так почему бы ни взять, если никто не сторожит? Слава Богу, на стороне государства против нечистоплотных партнеров сыграли украинские миноритарные акционеры “Укртатнафты”. Именно их усилиями и упорством удалось через суды вернуть государству те же похищенные 18,3% акций. А где в этот момент был Секретариат Президента, Кабмин с его принципиальным руководителем и НАК “Нефтегаз Украины”? Они либо молчали, либо вообще мешали. Так, решение Киевского межобластного апелляционного суда не отчуждать в пользу государства Украина акции “Укртатнафты”, которые незаконно принадлежали российской “Татнефти”, было принято не без давления со стороны некоторых украинских должностных лиц.

А вот у татарской стороны с государственной поддержкой все в порядке. Все претензии партнеров к украинской стороне неизменно подкрепляются “весомыми аргументами” в виде “правильных” решений российских судов. Например, 73,92% акций ОАО “Татнефтепром”, переданные в 1995 году Татарстаном Украине в качестве своего взноса в уставный фонд созданного совместного предприятия (они были обменяны на 28,78% акций “Укртатнафты”), уже потеряны для нас. Решением российского суда летом прошлого года этот пакет акций был арестован в качестве обеспечения иска компании “Сувар—Казань” к “Укртатнафте” с требованием оплатить упомянутый выше несуществующий долг в более чем полмиллиарда долларов. В отличие от более чутких украинских судей, российские служители Фемиды полностью проигнорировали аргументы украинской стороны. Иск “Сувар—Казани” был полностью удовлетворен, а пакет акций “Татнефтепрома” был выставлен на торги.

Они прошли 11 сентября 2009 года в Казани. Победу ожидаемо одержало близкое к руководству “Татнефти” ЗАО “Алойл”. Стартовая цена пакета акций “Татнефтепрома” составляла 3,150 млрд. рублей. Торги были остановлены на отметке 3,174 млрд. рублей. Это само по себе свидетельствует о том, что победители конкурса были известны задолго до его проведения. Впрочем, дело не только в мизерном росте цены на торгах, но и в явно заниженной оценке, в 4,5—5 раз меньшей реальной стоимости этой самой перспективной в республике нефтяной компании. Ведь “Татнефтепрому” принадлежит, например, Зюзеевское нефтегазодобывающее месторождение с доказанными запасами нефти в 60 млн. тонн, а также лицензии на разработку других месторождений с запасами свыше 10 млн. тонн.

Процесс наглого отчуждения украинского госимущества пыталось остановить нынешнее руководство “Укртатнефти”, которое дошло до Высшего арбитражного суда. В этой неравной схватке с “российско-татарским беспределом” оно так и не дождалось поддержки ни от Кабмина, ни от НАК “Нефтегаз Украины”. А может, пора уже нашим должностным лицам менять парадигму, и начать думать в первую очередь о государстве?

Http://www. ukrrudprom. com/digest/Ne_ta_paradigma. html? print

Понятие процесса каталитического крекинга, используемые сырье и продукты. Контактирование сырья с активным катализатором в соответствующих условиях для превращения высококипящих нефтяных фракций в базовые компоненты авиационных и автомобильных бензинов.

Каталитический крекинг – один из важнейших процессов, обеспечивающих глубокую переработку нефти. Реакция изомеризации – трансформация взаимного расположения атомов внутри молекулы без изменения атомного числа. Анализ механизма действия катализатора.

Реконструкция грозненской нефтяной промышленности. Основные периоды развития техники и технологии добычи нефти кустарным (колодезным) способом в Советском Союзе. Состояние техники и технологии бурения скважин перед национализацией грозненских промыслов.

Особенности современного этапа развития нефтяной промышленности в России. Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. Физические свойства коллекторов, пластовых жидкостей и газов.

Проведение исследования областей потребления свинца и цинка. Выявление запасов полиметаллических руд на территории зарубежных стран. Изучение поставщиков цинкового концентрата на мировой рынок. Характеристика свинцово-цинковой отрасли в Казахстане.

Изучение каталитического крекинга, процесса нефтепереработки, разложения углеводородов, входящих в состав вакуумного газойля. Описания реакторов с аксиальным и радиальным вводом сырья, каталитического риформинга для получения компонентов автобензинов.

Изучение технологии обработки нефти. Анализ способов добычи, переработки, первичной перегонки и кренинга черного золота. Характеристика исходного сырья: составление материального, энергетического и теплового баланса для определения качества нефти.

Методы разделения, применяемые в нефтеперерабатывающей, газовой промышленности, их процесс классификации. Понятие абсорбции как процесса избирательного поглощения компонентов газовой смеси, его основные виды. Характеристика кристаллизации, ее структура.

Анализ видов альтернативных топлив, применимых в ДВС, описание возможных систем топливоподачи, необходимых для подачи АТ в ДВС, физико-химические и моторные свойства АТ и их смесей. Принципы регулирования ДВС изменением физико-химических свойств топлив.

Нефть как источник получения углеводородов в промышленности. Физические свойства нефти и нахождение её в природе. Температура кипения различных видов топлива. Схема устройства тарелок ректификационной колонны. Состав газов термического крекинга.

Http://allbest. ru/o-3c0b65625b2ac78b5d53b89521206c26-7.html

ПАО “Укртранснафта” к 18.10 8 августа завершила работы по замене двух дефектных участков на 143 км магистрального нефтепровода Глинское-Разбышевка-Кременчуг.

“Благодаря слаженной работе сотрудников “Укртранснафты” ремонт “конфликтного” участка нефтепровода, питающей нефтью Кременчугский НПЗ, закончен досрочно, трубопровод введен в эксплуатацию. О готовности возобновить транспортировку нефти диспетчер “Укртранснафты” безотлагательно уведомил диспетчерские службы “Укрнафты” и “Укртатнафты”, – написал исполнительный директор НАК “Нафтогаз Украины” Андрей Пасишник на своей странице в “Фейсбук”.

“Таким образом, обычная техническая проблема, которую некоторые пытались искусственно превратить в противостояние трудовых коллективов дружественных предприятий, устранена, “конфликт” – исчерпан!”, – добавил он.

Как сообщалось, “Укртранснафта” заявила о необходимости ремонта одного из трубопроводов, по которому прокачивается нефть на Кременчугский НПЗ, и приостановила его работу. В ответ лица, представившиеся сотрудниками “Укртатнафты”, организовали пикеты офиса “Укртранснафты”.

Предполагалось, что ремонт трубопровода начнется 6 августа и продлится 58 часов. До остановки нефтепровода “Укртранснафта” прокачает на Кременчугский НПЗ около 14 тыс. тонн нефти, добытой “Укрнафтой”.

“Укртранснафта” выступает оператором нефтетранспортной системы Украины. 100% ее акций находятся в управлении Национальной акционерной компании “Нафтогаз Украины”. Система магистральных нефтепроводов “Укртранснафты” диаметром от 159 до 1220 мм общей протяженностью 4,7 тыс. км проходит по территории 19 областей Украины.

Кременчугский НПЗ эксплуатирует ПАО “Укртатнафта”, менеджмент которого с октября 2007 года контролируют акционеры ПриватБанка (Днепропетровск). Проектная мощность завода по переработке сырья – 18,62 млн тонн в год.

Http://interfax. com. ua/news/economic/282919.html

Завод «Газпроммаш» в рамках выполнения собственной программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) поставил задачу: разработать серию устройств, поз – воляющих оборудовать каждый технологический узел газораспределительной станции (ГРС) блоками локальной автоматики, объединенных общей информационной сетью. Система в целом не должна ограничиваться обычным сбором данных от установленных на технологических узлах датчиков и выполнять команды от верхнего уровня автоматизации. По совокупности выполняемых функций и способам информационного взаимодействия разработанная нами аппаратно-программная конструкция представляет собой распределенную информационно-управляющую систему (РИУС).

Структура традиционной системы автоматизации ГРС, взаимодействие системы автоматического управления (САУ) ГРС с первичными датчиками и исполнительными механизмами представлены на рис. 1. При такой структуре бóльшая часть сигнальных кабелей от датчиков и исполнительных устройств идет напрямую в САУ ГРС или через промежуточные клеммные коробки, объединяющие несколько кабелей в один многожильный.

В случае применения РИУС структура системы автоматизации ГРС будет выглядеть как совокупность контроллеров, заключенных во взрывонепроницаемые оболочки и объединенных в единую информационную сеть, как показано на рис. 2. Каждый технологический узел ГРС оборудован собственной локальной системой автоматики, являющейся частью РИУС. Для каждого технологического узла характерны свой набор первичных датчиков, исполнительных устройств и определенный набор алгоритмов автоматического управления.

Разработка алгоритмов для технологических узлов основана на Перечне типовых функций, выполняемых САУ ГРС по технологическим узлам и системам, – документе ПАО «Газпром». Каждый алгоритм может быть инициирован автоматически при регистрации аварийной ситуации на ГРС, запущен по инициативе оператора ГРС либо дистанционно – диспетчером ЛПУ. Также возможна дистанционная блокировка любого алгоритма.

Взятый ПАО «Газпром» курс на внедрение безлюдных технологий в системе транспортировки, хранения и распределения газа существенно повышает требования к диагностике состояния эксплуатируемого оборудования, его своевременному техническому обслуживанию и ремонту. С этой целью для каждого типа оборудования, подключенного к блоку РИУС, разработаны специальные алгоритмы диагностики, предотвращения выхода из строя и предупреждения аварийных ситуаций.

Технологические уставки, временные характеристики и коэффициенты масштабирования для каждого датчика и исполнительного устройства хранятся в энергонезависимой памяти конт – роллера. Бóльшая их часть может быть установлена или изменена дистанционно, при непременном разграничении прав доступа эксплуатирующего персонала. Некоторые параметры вычисляются автоматически в процессе самодиагностики.

Каждый блок РИУС отвечает за конкретный технологический узел ГРС. Все блоки РИУС объединены в единую информационную сеть. Блок, отвечающий за обмен данными с верхним уровнем автоматизации, как правило, является координатором взаимодействия между всеми остальными блоками в распределенной сети.

Информационная сеть может быть выполнена в виде витой пары с интерфейсом RS-485 промышленного Ethernet или волоконно-оптического кабеля. Рассматриваются варианты беспроводного информационного обмена в пределах площадки ГРС.

Расположенные во взрыво – опасных помещениях блоки РИУС изготовлены в виде взрывонепроницаемой оболочки. Блоки, установленные в невзрывоопасных помещениях, таких как операторная или помещение котельной, имеют общепромышленное исполнение.

Наиболее рациональным применение РИУС видится на объектах блочно-модульного типа, когда технологические узлы ГРС расположены на площадке на некотором удалении друг от друга и от помещения операторной, где обычно находится главный шкаф автоматики. На таких объектах наиболее очевидны преимущества РИУС за счет сокращения межблочных кабельных линий, кабельных проходок и вводов, клеммных коробок и, как следствие, уменьшения сроков монтажных и пусконаладочных работ.

Работы в этом направлении в рамках НИОКР ведут специалисты завода «Газппроммаш» в целях внедрения подобной системы на одном из предприятий ПАО «Газпром».

А. В. Филипенков, к. т.н., ООО «Газпром трансгаз Москва» (Москва, РФ), filipenkov@gtm. gazprom. ru

Преимущество СУБД Oracle [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://oracle. axoft. ru/fordev/advantagesOracle. php (дата обращения: 12.02.2018).

СУБД Ред База Данных [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. red-soft. ru/ru/main_products. html#rbd (дата обращения: 12.02.2018).

Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. М.: Радио и связь, 1993. 278 с.

Gerbert Ph., Lorenz M., Rüßmann M., et al. Industry 4.0: The Future of Productivity and Growth in Manufacturing Industries [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. bcg. com/publications/2015/engineered_products_project_business_industry_4_future_product. (дата обращения: 06.04.2018).

А. Н. Блябляс, Институт прикладной механики Уральского отделения РАН (г. Ижевск, РФ), sas5939@yandex. ru

ANSYS 14.0 Delivers Capabilities for Improved Efficiency, Accuracy, Speed and Innovation in Product Development [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. ansys. com/about-ansys/news-center/12-08-11-ansys-14-0-delivers-capabilities-for-improved. (дата обращения: 02.04.2018).

Галикеев И. А., Насыров В. А., Насыров А. М. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях. Ижевск: Парацельс Принт, 2015. 354 с.

Блябляс А. Н. Повышение эффективности химических методов при удалении АСПО в нефтепромысловых трубопроводных системах (на примере Киенгопского месторождения) // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 6 (59). С. 52–55.

Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами: Методические рекомендации ГГК «Газпром». М.: ОХО Миннефтепрома СССР, 1991. 160 с.

Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. 523 с.

Патент № 2202692 РФ. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин / В. И. Кононов, Г. И. Облеков, А. И. Березняков и др. Заявл.: 13.07.2000, опубл. 20.04.2003 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. freepatent. ru/patents/2202692 (дата обращения: 14.03.2018).

Патент № 2607004 РФ. Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин / О. Б. Арно, А. В. Меркулов, А. К. Арабский и др. Заявл.: 26.11.2015, опубл. 10.01.2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://bankpatentov. ru/node/663954 (дата обращения: 14.03.2018).

Wonderware [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. klinkmann. ru/ (дата обращения: 14.03.2018).

В. И. Богоявленский, чл.-корр. РАН, д. т.н., проф., Институт проблем нефти и газа РАН, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина (Москва, РФ), vib@pgc. su

И. В. Богоявленский, Институт проблем нефти и газа РАН, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, igorbogoyavlenskiy@gmail. com

Богоявленский В. И., Богоявленский И. В. Тренды объемов добычи углеводородов морских и сланцевых месторождений США // Газовая промышленность. 2013. Спецвыпуск № 3 (696). С. 23–27.

Богоявленский В. И., Богоявленский И. В. Особенности геологического строения и разработки нефтегазовых месторождений в регионе Северного моря. «Гронинген» и «Экофиск» // Бурение и нефть. 2014. № 4. C. 4–8.

Богоявленский В. И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов // Науч. труды Вольного экономического общества России. 2014. Т. 182. С. 12–179.

Богоявленский В. И., Тупысев М. К., Титовский А. Л., Пушкарев В. А. Рациональное природопользование в районах распространения газовых залежей в верхней части разреза // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2016. № 2. C. 160–164.

Hulten van F. F.N. Brief History of Petroleum Exploration in the Netherlands // Symposium and Core Workshop “Fifty Years of Petroleum Exploration in the Netherlands after the Groningen Discovery”. Utrecht, 2009. 18 p. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. f-van-hulten. com/Geology/van_Hulten_2009.pdf (дата обращения: 15.03.2018).

Steenbrink J., Priebe H., Sluijk A., Dijksman N. The Groningen Field: Recent and Future Development // Symposium and Core Workshop “Fifty Years of Petroleum Exploration in the Netherlands after the Groningen Discovery”. Utrecht, 2009. P. 20 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://clck. ru/D6PLf (дата обращения: 15.03.2018).

Whaley J. The Groningen Gas Field // GeoExPro. 2009. Vol. 6. № 4. P. 48–54.

Honoré A. GGP: The Dutch Gas Market: Trials, Tribulations and Trends [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. naturalgasworld. com/ggp-the-dutch-gas-markets-trials-tribulations-and-trends-37512 (дата обращения: 15.03.2018).

Boogaard M., Hoetz G. Seismic Characterisation of Shallow Gas in the Netherlands // FORCE Seminar Stavanger. 2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. force. org/Global/Seminars/2015/150408 – Underexplored plays/Summaries/Production from shallow reservoirs_M van den Boogaard. pdf (дата обращения: 15.03.2018).

Burkitov U., Oeveren van H., Valvatne P. Groningen Field Review 2015. Subsurface Dynamic Modelling Report [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://feitenencijfers. namplatform. nl/download/rapport/e683753a-e085-417d-995d-b7ae7a9c820f? open=tru. (дата обращения: 15.03.2018).

Groningen Gasfield [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. nlog. nl/en/groningen-gasfield (дата обращения: 15.03.2018).

Technical Addendum to the Winningsplan Groningen 2013. Subsidence, Induced Earthquakes and Seismic Hazard Analysis in the Groningen Field [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docplayer. net/531547-Technical-addendum-to-the-winningsplan-groningen-2013-subsidence-induced. (дата обращения: 15.03.2018).

Кузнецов В. Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 511 c.

Dost B., Caccavale M., Eck van T., Kraaijpoel D. Report on the Expected PGV and PGA Values for Induced Earthquakes in the Groningen Area. KNMI Report. De Bilt: Royal Netherlands Meteorological Institute, 2013. 26 p.

Akkar S., Sandıkkaya M. A., Bommer J. J. Empirical Ground-Motion Models for Point – and Extended-Source Crustal Earthquake Scenarios in Europe and the Middle East [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. researchgate. net/publication/250075340_Empirical_Equations_for_the_Prediction_of_PGA_PGV. (дата обращения: 15.03.2018).

Foulger G. R., Wilson M. P., Gluyas J. G., et al. Global Review of Human-Induced Earthquakes // Earth-Science Reviews. 2018. Vol. 178. P. 438–514.

Maury V., Grasso J. R., Domaine I., Wittinger G. Lacq Gas Field (France): Monitoring of Induced Subsidence and Seismicity Consequences on Gas Production and Field Operation // European Petroleum Conference. Hague: Society of Petroleum Engineers, 1990 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. onepetro. org/conference-paper/SPE-20887-MS (дата обращения: 15.03.2018).

NAM Moet Binnen 48 uur met Maatregelen Komen na 3,4 Beving in Groningen [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. sodm. nl/actueel/nieuws/2018/01/08/nam-moet-binnen-48-uur-met-maatregelen-komen-na-34-bev. (дата обращения: 15.03.2018).

Goebel T. H.W., Weingarten M., Chen X., et al. The 2016 Mw 5.1 Fairview, Oklahoma Earthquakes: Evidence for Long-Range Poroelastic Triggering at >40 km from Fluid Disposal Wells [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://dx. doi. org/10.1016/j. epsl.2017.05.011 (дата обращения: 15.03.2018).

Тихонов И. Н. О наведенной сейсмичности на шельфе острова Сахалин вблизи Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения // Вестник ДВО РАН. 2010. № 3. C. 59–63.

История «Севернефтегазпрома» ведет свой отсчет с 9 января 1998 г. Перед предприятием была поставлена нелегкая задача: добывать газ, газовый конденсат и нефть в сложнейших условиях Крайнего Севера на Южно-Русском месторождении, открытом на Ямале еще в эпоху большого газа. 17 ноября 1969 года там заложили поисковую скважину № 6. При испытании скважины первопроходцы получили фонтанирующий приток свободного газа дебитом свыше 278 тыс. м3/сут. Начало второго этапа поисково-разведочного бурения залежей Южно-Русского месторождения пришлось на 1990 г. В 1993–1994 гг. провели оперативную оценку и подтвердили эффективность запасов газа и нефти.

Работы по обустройству Южно-Русского месторождения начались в январе 2006 г. На просторах ямальской тундры предстояло построить мощный газодобывающий комплекс. Суровый северный климат, отсутствие дорог, удаленность газоносных залежей от населенных пунктов добавляли сложностей. Параллельно велась работа по подбору квалифицированного персонала: специалистам предстояло в кратчайшие сроки запустить месторождение, чтобы начать отправлять миллионы кубометров «голубого топлива» ямальских недр по газопроводам.

По воспоминаниям ветеранов предприятия, строительная площадка напоминала гигантский муравейник: здесь одновременно трудились специалисты Общества и представители многочисленных подрядных организаций. В то время на предприятии подобралась профессиональная команда, руководил которой генеральный директор Эдуард Худайнатов. Люди работали с полной отдачей, все определяли два фактора – качество и сроки. Были построены и введены в эксплуатацию установка комплексной подготовки газа, газопровод товарного газа, электростанция собственных нужд, пожарное депо и другие объекты эксплуатации. При обустройстве газового промысла использовали передовые высокотехнологичные решения. Например, производственная площадка юга месторождения на тот момент стала первым автоматизированным площадным объектом в отечественной нефтегазовой отрасли, работающим по безлюдной технологии.

В 2007 г. компания успешно осуществила врезку в Единую систему газоснабжения ОАО «Газпром» и Южно-Русское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию. Спустя два года, с опережением утвержденных сроков, проектная мощность месторождения доведена до объемов 25 млрд м3/год. Уже в 2012 г. состоялась торжественная церемония ввода в эксплуатацию первой экспериментальной скважины туронской газовой залежи в мировой практике. Накопленный ПАО «Газпром» опыт по освоению месторождений в условиях многолетней мерзлоты дополнился в ОАО «Севернефтегазпром» зарубежным опытом, техническими разработками и инновациями.

В последующие годы предприятие реализовало этап опытно-промышленных работ по освоению запасов газа из туронских отложений. Полученные положительные результаты открыли новую эпоху в газовой отрасли. За этим успехом стоит профессиональная работа всего коллектива ОАО «Севернефтегазпром», возглавляемого генеральным директором Владимиром Дмитруком. Компания сохраняет высокие темпы выполнения производственных программ, укрепляет ресурсную базу, наращивает производственные мощности. На начало 2018 г. достигнут объем добычи природного газа 240 млрд м3.

На сегодняшний день на Южно-Русском месторождении в эксплуатацию введен ряд важных производственных и социально-бытовых объектов, что позволяет компании не только сохранить, но и повысить эффективность производства. В ближайших планах – приступить к бурению в 2018 г. эксплуатационных скважин для промышленной эксплуатации туронской газовой залежи, ввод в эксплуатацию в 2020 г. на месторождении второго дожимного компрессорного цеха в составе шести газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью 16 МВт. Это позволит предприятию поддерживать проектный объем добычи углеводородов.

В перспективе уникальное строение и запасы Южно-Русского месторождения обеспечат многолетнее поступательное развитие компании и достижение высоких производственных показателей.

Предстоит обустройство и запуск в эксплуатацию 12 скважин туронской залежи, при строительстве двух из них будет применен многостадийный гидроразрыв пласта. Ввести в эксплуатацию скважины должны в 2019 г. Затем планомерно будут строиться новые, общее количество туронских скважин достигнет 138. Это планы вплоть до 2034 г. включительно. В долгосрочной перспективе «Севернефтегазпром» приступит к опытно-промышленной эксплуатации скважин нижнего мела и в последующем – юры. Так что компания обосновалась на Ямале всерьез и надолго.

Физкультура и спорт помогают работникам ОАО «Севернефтегазпром» сохранить здоровье и позитивный настрой в суровых климатических условиях.

В оздоровительном блоке и спортивном зале обустроен 25-метровый плавательный бассейн на четыре дорожки, зал с современными тренажерами, душевые, сауны, соляная комната, массажный кабинет, фитнес-зал, бильярдная, залы для занятий настольным теннисом, для игры в дартс, интерактивный тир. На первом этаже посетителей ждет уютный фитобар с большим телевизором и зоной Wi-Fi, с настольными играми – футболом и аэрохоккеем. В самом спортивном зале проводятся соревнования и тренировки по мини-футболу, волейболу, баскетболу, большому теннису. На балконе второго этажа оборудована зона с девятью кардиотренажерами и двумя телевизорами.

Благодаря руководству ОАО «Севернефтегазпром» и акционерам компании вахтовый поселок газового промысла Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения по праву считается одним из лучших в отрасли.

Работодателем кроме обязательного медицинского страхования предоставляются услуги добровольного медицинского страхования, что делается далеко не на каждом предприятии. Увеличивается и объем услуг санаторно-курортного лечения. На предприятии действует достойная социальная программа.

Сегодня ОАО «Севернефтегазпром» – это сплоченная команда энергичных, творческих и ответственных людей, стремящихся к получению новых знаний и покорению новых вершин. Ежедневно сотни человек объединяют свои усилия и таланты для того, чтобы Общество процветало.

Здесь бережно относятся к земле, которая открывает им свои тайны, к природе сурового северного края, ставшего родным для многих сотен работников предприятия, для тех, чей героический труд и мастерство лежат в основе былых достижений и будущих успехов. А значит, не иссякнут истоки газовых рек, по которым течет «голубое топливо», неся тепло и комфорт во все уголки России и далеко за ее пределы.

В состав ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой» входят три завода: по выпуску стальных шаровых кранов и дисковых затворов; латунных шаровых кранов для жидких и газообразных сред и завод по выпуску фланцев. Предприятие располагает 14 филиалами с собственными складами и имеет более 140 дилеров по всей России и ближнему зарубежью. Общее количество сотрудников насчитывает более 1200 человек.

Стратегия развития предприятия позволяет не зависеть от внешних имущественных и кредитных обязательств и при этом создавать с нуля новые производства полного цикла. Этот подход стал визитной карточкой предприятия. Завод полностью независим от сторонних поставщиков и самостоятельно обеспечивает полный контроль качества выпускаемой продукции. В конечном счете потребитель получает гарантированную повторяемость продукции, которая выпускается крупной серией. Изделия под маркой LD не отличаются друг от друга на протяжении всего серийного выпуска. В выданном Торгово-промышленной палатой акте исследования состояния производства указано, что краны LD являются полностью российскими.

Предприятия компании LD – на 100 % российские, без иностранных бенефициаров. Используются исключительно отечественные сырье и материалы, нет зависимости от импорта комплектующих, деталей и составных компонентов.

Компания LD за прошедшие два года инвестировала значительные собственные средства в создание новых производственных площадок и освоение новой номенклатуры трубопроводной арматуры и деталей трубопровода.

В 2016–2017 гг. Инженерно-технический центр ООО «Челябинск – СпецГражданСтрой» разработал собственный оригинальный конструктив и внедрил в производство новый тип арматуры – дисковый затвор с тройным эксцентриситетом.

В 2016 г. с нуля построен и запущен Челябинский фланцевый завод, выпускающий сегодня более 2 млн стальных фланцев в год.

В 2017 г. построена первая очередь и открыт завод LD Pride по производству латунных шаровых кранов для водо – и газоснабжения, выходящий в этом году на объемы производства 600 тыс. кранов в месяц. В данное время ведется строительство еще трех очередей (цехов) завода.

На шаровые краны LD Pride получен сертификат ГАЗСЕРТ, что подтверждает высокое качество продукции и полное соответствие требованиям, применяемым в сфере распределения и использования газа в РФ.

Уникальность предприятия LD Pride заключается также в полном цикле производства – от выплавки исходного сырья до готового изделия. Отходы производства, составляющие до 45 % от массы исходного сырья, переплавляются в собственном литейном цеху, и получается заново исходное сырье: пруток, труба толстостенная и шестигранник. Это позволяет удерживать достаточно низкую стоимость продукции.

Внедрение новых технологий, в том числе автоматизации процессов, позволяет удерживать неизменную стоимость и на основную линейку стальных шаровых кранов.

На заводе отмечают, что для рынка газораспределения флагманом компании будет новая линейка шаровых кранов LD Energy Gas, обладающая целым рядом особенностей. Например, инженерами компании был внедрен новый ограничитель хода – SafeStop. Кроме того, удалось внедрить ряд других решений, уже получивших патенты.

К вопросам защиты интеллектуальной собственности завод относится серьезно. Получены 25 патентов на оригинальные разработки в России и один патент – в Европейском союзе. Получение европейского патента на компактные краны «LD Стриж» стало для ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой» событием 2017 г.

Межфланцевый оцинкованный шаровой кран «LD Стриж» разработан инженерами и технологами компании LD в 2014 г. Кран предназначен для использования на объектах водо – и газоснабжения и перекачивания горюче-смазочных материалов, требующих особого внимания к коррозионной стойкости и компактности. Разработка челябинских арматуростроителей быстро получила признание на российском рынке.

По мнению соавтора патента – главного инженера завода Дмитрия Левина, «европейский патент – это очередное доказательство профессионализма инженерного состава нашего предприятия, а также потенциала в разработке новых решений. Мы с гордостью пишем на наших кранах: «Сделано в России» – и выпускаем стопроцентно российский продукт. «LD Стриж» – пример внешне простой, но эффективной и надежной конструкции компактного шарового крана. На объектах энергетики вокруг крана в оцинкованном и нержавеющем исполнении могут не один раз поменять трубы, а сам кран будет исправно служить намного дольше».

Документ Европейского патентного ведомства дает защиту интеллектуальных прав на изобретение, подтверждает оригинальность конструкции и отсутствие аналогичных шаровых кранов на мировом рынке.

И, как часто в России говорят: «Лучше один раз увидеть, чем сто раз услышать». Ответственно заявляем: готовы любому показать производственную площадку в г. Челябинске и не только продемонстрировать полный цикл российского производства в действии, но и показать уровень развития технологичности предприятия и контроля качества. Основные потребители продукции под маркой LD, дорожащие своей репутацией и способные провести грамотный технологический аудит, давно знают, что завод ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой» – уникальное предприятие, готовое пройти любую проверку на соответствие развитию технологичности и уровню оснащенности для выпуска продукции с честной и гордой надписью: «Сделано в России». В числе потребителей, проводивших аудит, – ПАО «СИБУР», Система сертификации ГАЗСЕРТ, ПАО «Фортум», ГУП «ТЭК Санкт-Петербурга» и многие другие.

• В собственности – 42 тыс. м2 земли, из которых 22 тыс. м2 – производственные цеха.

– производство стальных шаровых кранов и поворотно-дисковых затворов LD, ООО «ЛД Прайд»;

– производство латунных шаровых кранов, ООО «Челябинский фланцевый завод».

• Производство полного цикла, оснащенное современным оборудованием, преимущественно с ЧПУ. Ведется освоение новых технологий: литья, автоматизации процессов.

• 14 филиалов с собственными складами и более 120 дилеров по всей России и ближнему зарубежью.

• Стальные цельносварные шаровые краны LD Energy Gas DN 10-800, PN 1,6-4,0 МПа.

На стадии принятия решения о начале испытаний у Департамента ПАО «Газпром», возглавляемого В. В. Черепановым, возникали вполне резонные опасения: способны ли отечественные антипомпажные клапаны (АПК), которые применяются на газотранспортных магистралях, так же успешно работать на дожимных компрессорных станциях (ДКС), отличающихся тяжелыми условиями эксплуатации при наличии в газе капельной жидкости и механических примесей, и в условиях низких температур.

Эксплуатация АПК на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов и ДКС предприятий добычи газа действительно имеет ряд существенных различий, связанных, во-первых, со степенью сжатия газа. Если на КС газотранспортных магистралей требуется степень сжатия газа, близкая к 1, то на ДКС это значение находится в диапазоне от 2 до 4 ед. с высоким перепадом давления на входе и выходе АПК в зависимости от условий эксплуатации. Во-вторых, рабочая температура газа на ДКС может достигать 150 °C, что повышает требования к выбору материалов, особенно уплотнений. И наконец, в-третьих, еще один важный аспект антипомпажного регулирования на ДКС заключается в поддержании запаса по помпажу путем изменения степени открытия АПК с дискретностью 0,5–1,0 %, что требует высокой чувствительности системы управления и плавности хода АПК.

Обязательное выполнение ООО «Некст Трейд» всех перечисленных условий детально обсуждалось с первым заместителем начальника Департамента 307 А. Г. Филипповым и заместителем начальника Управления В. Ю. Артеменковым.

Площадкой для проведения опытно-промышленной эксплуатации АПК производства ООО «Некст Трейд» Департамент 307 определил ООО «Газпром добыча Надым». Руководство ООО «Газпром добыча Надым» активно включилось в реализацию данного проекта. От руководителей ООО «Газпром добыча Надым» – заместителя генерального директора по перспективному развитию Д. В. Стратова и начальника ПО по ЭДКС и СОГ Б. Г. Кувытченко – мы получили ряд важных замечаний по возможным проблемам в процессе эксплуатации клапана и совместно проработали технические решения по их недопущению.

Выражаем благодарность за организацию работ и проведение испытаний сотрудникам и руководителям всех подразделений ГП «Юбилейное», начальнику ПО по ЭДКС и СОГ ННГДУ Б. Ю. Ковгану и главному прибористу – начальнику отдела АТиМ А. В. Сосыкину. Благодаря их помощи мы за три дня подготовили клапан и провели все необходимые испытания.

Из четырех российских компаний – производителей АПК, которые были определены ПАО «Газпром» для проведения испытаний, ООО «Некст Трейд» приступило к работам последним. Несмотря на это нам удалось первыми пройти приемочные испытания без доработки АПК. Во многом этот результат был достигнут благодаря активному научному и практическому взаимодействию с Департаментом 307 и с ООО «Газпром добыча Надым». В процессе совместной работы были внесены изменения в уже готовую конструкцию клапана. Доработки коснулись шкафа управления, были изменены материалы уплотнений. Правильность этих решений подтвердилась в ходе заводских испытаний в присутствии представителей ООО «Газпром добыча Надым».

12 марта 2018 г. специалисты ООО «Некст Трейд» приступили к монтажу АПК и приемочным испытаниям на ГП «Юбилейное» ООО «Газпром добыча Надым».

Март характеризовался высокими пиковыми режимами дожимного комплекса и пониженными температурами окружающего воздуха. Работы по демонтажу АПК Mokveld и монтажу АПК производства ООО «Некст Трейд» пришлось проводить при температуре –30 °С. Осложняющим фактором послужила и необходимость «вклиниваться» в технологический процесс ДКС, поэтому работать приходилось быстро.

В ходе проведения испытания мы увидели плюсы и минусы работы АПК «Нест Трейд» относительно АПК Mokveld. При проведении проверки точности отработки управляющего задания наш АПК показал параметры, представленные в табл. 1.

Максимальная погрешность при ступенчатом изменении задания >5 % в диапазоне от 90 до 100 % между заданным и фактическим положением АПК составила 3,2 %. Для сравнения: область перерегулирования АПК Mokveld указана на рис. 1.

Время перестановки нашего АПК из положения «Открыто» в положение «Закрыто» составило

2 с (заданное значение ≤3 с). Время перестановки клапана АПК из положения «Закрыто» в положение «Открыто» составило

Вместе с тем при проверке функции автоматического регулирования при работе газоперекачивающего агрегата в режиме «Магистраль» при изменении помпажного запаса и давления на выходе нагнетателя были получены следующие результаты: при уменьшении уставки с 5,74 МПа до 3,10 МПа ограничения по давлению (открытие АПК) наблюдалось ступенчатое изменение положения АПК: с 84,5 до 77,6 %. При восстановлении уставки 5,74 МПа ограничения по давлению (закрытие АПК) наблюдались ступенчатые изменения положения АПК с 77,8 до 85,8 % (рис. 2); при уменьшении уставки минимального помпажного запаса с 10 до 26 % (открытие АПК) наблюдалось ступенчатое изменение положения АПК с 84,5 до 77,6 %. При восстановлении уставки минимального помпажного запаса (закрытие АПК) наблюдалось ступенчатое изменение положения АПК с 81,6 до 85,1 % (рис. 3). Все описанные негативные особенности являются следствием отсутствия гибкости в настройках выбранного нами позиционера.

На основе полученных данных в июне 2018 г. ООО «Некст Трейд» планирует провести замену позиционера в ходе планово-предупредительного ремонта ГП «Юбилейная». В новом позиционере будут реализованы все функции и параметры, а также возможность проводить настройки позиционера в соответствии с поставленными алгоритмами работы.

Проведение испытаний на действующем объекте дает много информации для улучшения изделия. Но даже при положительных результатах испытаний последующие улучшения эксплуатационных характеристик, технологий изготовления и конструкции изделия возможны только при его серийном производстве, когда будет накоплен опыт эксплуатации.

На сегодняшний день, основываясь на 19-летнем опыте работы с ООО «Газпром добыча Астрахань» и имея в портфеле разработки изделия, успешно прошедшие испытания на данном промысле, компания «Некст Трейд» готова попробовать свои силы в производстве АПК для условий работы в агрессивных средах с высоким содержанием H2S и CO2.

П. В. Крылов, к. т.н., ООО «Газпром 335» (Санкт-Петербург, РФ), info@gazprom335.ru

А. Г. Акуличев, PhD (инженерное проектирование и материалы), ООО «Газпром 335», a. akulichev@gazprom335.ru

Gautier D. L., Bird K. J., Charpentier R. R., et al. Assessment of Undiscovered Oil and Gas in the Arctic // Science. 2009. Vol. 324. Iss. 5931. P. 1175–1179.

Subsea Facilities – Technology Developments, Incidents and Future Trends [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. ptil. no/getfile. php/1327438/PDF/Seminar 2014/Undervassanlegg/Report No %20 18IM1UH-4_2014.pdf (дата обращения: 28.03.2018).

Müller H. K., Nau B. S. Fluid Sealing Technology: Principles and Applications. New York: M. Dekker Inc., 1998. 485 p.

Abaqus 6.14 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://abaqus. software. polimi. it/v6.14/ (дата обращения: 28.03.2018).

Полонский В. Л., Тюрин А. П. Проектирование нестандартных неподвижных уплотнений // Известия Самарского научного центра РАН. 2016. Т. 18. № 1–2. С. 264–268.

ISO 10423:2009. Petroleum and Natural Gas Industries. Drilling and Production Equipment. Wellhead and Christmas Tree Equipment [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. iso. org/standard/42757.html (дата обращения: 28.03.2018).

Treloar L. R.G. The Physics of Rubber Elasticity. Oxford: Oxford University Press, 2005. 324 p.

Akulichev A. G., Alcock B., Echtermeyer A. T. Compression Stress Relaxation in Carbon Black Reinforced HNBR at Low Temperatures // Polymer Testing. 2017. Vol. 63. P. 226–235.

Smith T. L. Ultimate Tensile Properties of Elastomers. II. Comparison of Failure Envelopes for Unfilled Vulcanizates // Journal of Applied Physics. 1964. Vol. 35. № 1. P. 27–36.

Mody R., Gerrard D., Goodson J. Elastomers in the Oil Field // Rubber Chemistry and Technology. 2013. Vol. 86. № 3. P. 449–469.

Elastomers for Fluid Containment in Offshore Oil and Gas Production: Guidelines and Review [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. hse. gov. uk/research/rrpdf/rr320.pdf (дата обращения: 28.03.2018).

Nygård H., Mollan S., Melve B. Compatibility between Elastomers and Oilfield Chemicals on the Kristin Subsea Wellhead Structure // Proceedings of Conference “Oilfield Engineering with Polymers”. London, 2006. Paper 3. 10 p.

ISO 23936-1:2009. Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Non-Metallic Materials in Contact with Media Related to Oil and Gas Production. Part 1: Thermoplastics [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. iso. org/standard/41947.html (дата обращения: 28.03.2018).

ISO 23936-2:2011. Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Non-Metallic Materials in Contact with Media Related to Oil and Gas Production. Part 2: Elastomers [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. iso. org/standard/41948.html (дата обращения: 28.03.2018).

NORSOK Standard M-CR-710. Common Requirements. Qualification of Non-Metallic Sealing Materials and Manufactures [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. standard. no/pagefiles/1152/m-cr-710r1.pdf (дата обращения: 28.03.2018).

Slay J. B., Ferrell K. Performance Qualification of Seal Systems for Deepwater Completions // Offshore Technology Conference “Waves of Change”. Houston, 2008. Vol. 5. OTC 19626. P. 2765–2778.

Bueche F. Tensile Strength of Plastics above the Glass Temperature // Journal of Applied Physics. 1955. Vol. 26. № 9. P. 1133–1140.

Zhurkov S. N. Kinetic Concept of the Strength of Solids // International Journal of Fracture. 1984. Vol. 26. Iss. 4. P. 295–307.

Yadali Jamaloei B., Asghari K. The Joule-Thomson Effect in Petroleum Fields: I. Well Testing, Multilateral/Slanted Wells, Hydrate Formation, and Drilling/Completion/Production Operations // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. 2015. Vol. 37. Iss. 2. P. 217–224.

Bukhina M. F., Kurlyand S. K. Low-Temperature Behaviour of Elastomers. Leiden, Boston: VSP, 2007. 187 p.

Akulichev A. G., Alcock B., Echtermeyer A. T. Elastic Recovery after Compression in HNBR at Low and Moderate Temperatures: Experiment and Modelling // Polymer Testing. 2017. Vol. 61. P. 46–56.

Jaunich M., Eche von der K., Wolff D., et al. Understanding the Low Temperature Properties of Rubber Seals [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. tes. bam. de/de/umschliessungen/behaelter_radioaktive_stoffe/dokumente_veranstaltungen/pat. (дата обращения: 28.03.2018).

Grelle T., Wolff D., Jaunich M. Temperature-Dependent Leak Tightness of Elastomer Seals after Partial and Rapid Release of Compression // Polymer Testing. 2015. Vol. 48. P. 44–49.

Grelle T., Wolff D., Jaunich M. Leakage Behaviour of Elastomer Seals under Dynamic Unloading Conditions at Low Temperatures // Polymer Testing. 2017. Vol. 58. P. 219–226.

Akulichev A. G., Echtermeyer A. T., Persson B. N.J. Interfacial Leakage of Elastomer Seals at Low Temperatures // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2018. Vol. 160. P. 14–23.

Akulichev A. G., Tiwari A., Dorogin L., et al. Rubber Adhesion Below the Glass Transition Temperature: Role of Frozen-in Elastic Deformation // EPL (Europhysics Letters). 2017. Vol. 120. № 3. P. 36002.

NACE TM0192–2012. Evaluating Elastomeric Materials in Carbon Dioxide Decompression Environments [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://store. nace. org/tm0192-2012 (дата обращения: 28.03.2018).

Martin T., Abrams P., Harris R., Thomson B. Seal Selection for Acid Gas Injection Using an Accelerated Test Program // Proceedings of the 5th Oilfield Engineering with Polymers Conference. London: Rapra Technology Ltd, 2006. Paper 5.

Е. Е. Фомина, к. т.н., доцент, ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина» (Москва, РФ), ka72@bk. ru

Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2012 году [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. gosnadzor. ru/public/annual_reports/Отчет 2012.pdf (дата обращения: 04.03.2018).

Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2013 году [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. gosnadzor. ru/public/annual_reports/Отчет 2013.pdf (дата обращения: 04.03.2018).

Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2014 году. [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. gosnadzor. ru/public/annual_reports/Отчет 2014.pdf (дата обращения: 04.03.2018).

Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2015 году [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. gosnadzor. ru/public/annual_reports/Годовой отчет 2015.pdf (дата обращения: 04.03.2018).

Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2016 году [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. gosnadzor. ru/public/annual_reports/Годовой отчет за 2016 год 3.pdf (дата обращения: 04.03.2018).

Фомина Е. Е., Садыкова И. И., Глебова Е. В., Гуськов М. А. Анализ процесса регистрации опасных производственных объектов // Промышленный сервис. 2017. № 2. С. 39–42.

Приказ Роструда от 10.11.2017 № 655 «Об утверждении форм проверочных листов (списков контрольных вопросов) для осуществления федерального государственного надзора за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права» [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. consultant. ru/document/cons_doc_LAW_283128 (дата обращения: 04.03.2018).

Приказ Роспотребнадзора от 18.09.2017 № 860 «Об утверждении форм проверочных листов (списков контрольных вопросов), используемых должностными лицами территориальных органов Федеральной службы по надзору в сфере защиты прав потребителей и благополучия человека при проведении плановых проверок в рамках осуществления федерального государственного санитарно-эпидемиологического надзора» [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. consultant. ru/document/cons_doc_LAW_286106 (дата обращения: 04.03.2018).

Приказ Росприроднадзора от 18.09.2017 № 447 «Об утверждении форм проверочных листов (списков контрольных вопросов)» [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. consultant. ru/document/cons_doc_LAW_282398 (дата обращения: 04.03.2018).

Проект Приказа МЧС России «Об утверждении форм проверочных листов, используемых при осуществлении государственного надзора в области гражданской обороны» (подготовлен МЧС России 25.12.2017) [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. garant. ru/products/ipo/prime/doc/56639182/ (дата обращения: 04.03.2018).

Проект Приказа Ростехнадзора «Об утверждении форм проверочных листов (списков контрольных вопросов), используемых при проведении плановой проверки в рамках осуществления федерального государственного надзора в области промышленной безопасности» [Электронный источник]. Режим доступа: http://www. consultant. ru/law/hotdocs/51091.html (дата обращения: 04.03.2018).

Приказ Ростехнадзора от 11.04.2016 № 144 «Об утверждении Руководства по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах» [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/420347908 (дата обращения: 04.03.2018).

IHR Core Capacity Monitoring Framework: Checklist and Indicators for Monitoring Progress in the Development of IHR Core Capacities in States Parties. 2013 [Электронный источник]. Режим доступа: http://apps. who. int/iris/bitstream/10665/84933/1/WHO_HSE_GCR_2013.2_eng. pdf (дата обращения: 04.03.2018).

ГОСТ Р ИСО/МЭК 31010–2011. Менеджмент риска. Методы оценки риска [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/gost-r-iso-mek-31010-2011 (дата обращения: 04.03.2018).

Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 12.04.2006 № 78 «Об утверждении Методических рекомендаций по разработке и подготовке к принятию проектов технических регламентов» [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/901986865 (дата обращения: 04.03.2018).

Приказ Ростехнадзора от 06.11.2013 № 520 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» [Электронный источник]. Режим доступа: http://sudact. ru/law/prikaz-rostekhnadzora-ot-06112013-n-520-ob/ (дата обращения: 04.03.2018).

В. А. Грачев, чл.-корр. РАН, д. т.н., проф., Неправительственный экологический фонд имени В. И. Вернадского (Москва, РФ), eco. moskvitina@mail. ru

Структурно-инвестиционная политика в целях обеспечения экономического роста в России / Науч. ред. В. В. Ивантер. М.: Научный консультант, 2017. 196 с.

Виктор Ивантер: «У Российской экономики есть потенциал для роста» // Вестник Финансового университета. 2015. № 3 (87). С. 18–25.

Блинков А. Н., Власов А. А., Лицис А. В., Шурпяк В. К. CNG – новая технология морской транспортировки газа: состояние, перспективы, проблемы // Науч.-техн. сб. Российского морского регистра судоходства. 2007. № 30. С. 127–162.

Вассерман А. А., Лавренченко Г. К. Анализ способов морской перевозки газов // Технические газы. 2014. № 2. С. 57–64.

Власьев М. В. Технико-экономическое исследование целесообразности создания судов для транспортировки природного газа в сжатом состоянии. Автореф. дис. … к. т.н. СПб., 2015. 27 с.

Вотинцев А. В. Транспортировка сжатого природного газа // Газовая промышленность. 2007. № 2. С. 62–64.

Новиков А. И., Глаголев А. И., Удалов Д. А. Морская транспортировка компримированного природного газа. Современное состояние и перспективы. М.: Газпром экспо, 2010. 108 с.

Рен Ч. Г., Зеленовская Е. В. Обзор существующих методов транспортировки природного газа на дальние расстояния и оценка их применимости // Нефть, Газ и Бизнес. 2011. № 3. С. 3–9.

Савицкий М. М., Савицкий А. М., Супруненко В. А. и др. Определение параметров облегченных стальных баллонов для грузовой системы CNG-газовозов // Вестник Национального ун-та кораблестроения. 2013. № 1. С. 4–14.

Encyclopaedia of Hydrocarbons. Rome: Istituto della Enciclopedia Italiana Fondata da Giovanni Treccani, 2007. 966 p.

Kryzhanivskyj Je. I., Zaytsev V. V. The Concept of Fast Alternative Delivery Natural Gas to Ukraine // The 5th International Symposium on Hydrocarbons & Chemistry (ISHC5). Algiers, 2010. P. 127.

Marongiu-Porcu M., Wang X., Economides M. J. The Economics of Compressed Natural Gas Sea Transport // SPE Russian Oil & Gas Conference and Exhibition. Moscow, 2008. SPE 115310. P. 1–12.

Shakeri O., Barati A. Marine Transportation of Compressed Natural Gas // The 3rd Iran Gas Forum, 2009 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docplayer. net/7351374-Marine-transportation-of-compressed-natural-gas. html (дата обращения: 30.03.2018).

Britton P. S., Dunlop J. P. SS: CNG and Other LNG Alternatives – CNG Marine Gas Transport Solution: Tested and Ready // Offshore Technology Conference. Houston, 2007. OTC 18702. P. 822–829.

«НГ-Энерго» работает на рынке распределенной генерации с 2004 г., решая задачи комплексного энергообеспечения, включая разработку проекта, поставку оборудования, полный комплекс строительно-монтажных работ, ввод объекта в эксплуатацию, гарантийное и сервисное обслуживание, эксплуатацию построенных объектов.

«Основа стратегии нашей компании – это близость к заказчику и решение его проблем, – говорит генеральный директор «НГ-Энерго» Андрей Рудской. – Мы не стремимся просто поставить то или иное оборудование. Наша цель – выбор оптимального решения тех задач, которые стоят перед заказчиком сегодня или будут стоять перед ним завтра». Именно на достижение этой цели направлена деятельность компании.

Выступая в качестве генерального подрядчика, «НГ-Энерго» осуществляет работы по подготовке проектной документации для объектов капитального строительства, взаимодействует с заказчиками и подрядными организациями, сопровождает текущие проекты до момента сдачи.

Собственные производственные мощности, размещенные на 20 000 м2, позволяют «НГ-Энерго» осуществлять полный комплекс работ по производству блочно-модульных электростанций и дополнительного оборудования.

В перечень предоставляемых услуг входят также монтажные и шефмонтажные работы, освидетельствование оборудования, проведение приемо-сдаточных испытаний электростанций, их ремонт и техническое обслуживание, поставка запасных частей, инструментов и принадлежностей, обучение персонала заказчика. Отдельным направлением деятельности компании является предоставление в аренду собственных дизель-генераторных и газопоршневых электростанций блочно-модульного исполнения, как с собственным эксплуатирующим персоналом, так и без него. Наряду с генерирующим оборудованием предоставляются в аренду комплектные трансформаторные подстанции, распределительные устройства, модули с дополнительным оборудованием. Компания также предоставляет услуги по продаже электрической энергии с использованием собственных автономных электростанций.

Одним из примеров реализованного «под ключ» проекта стала газотурбинная электростанция (ГТЭС) на Новопортовском неф – тяном месторождении. Сегодня это самая крупная ГТЭС на п-ове Ямал, ее мощность достигает 96 МВт с возможностью увеличения до 144 МВт. Топливом для нее служит попутный нефтяной газ, добываемый там же. Для выработки электроэнергии на ГТЭС применяются энергетические газотурбинные агрегаты ГТА-16РМ (П) цехового исполнения с двигателем ПС-90ГП-2, собранные на заводе «ОДК – Газовые турбины». Станция обслуживает Новопортовское месторождение, приемо-сдаточный пункт «Мыс Каменный» и терминал «Ворота Арктики» в акватории Обской губы.

Строительство ГТЭС на Новопортовском месторождении потребовало от «НГ-Энерго» использования высокого научно-технического потенциала и накопленного опыта. Суровые климатические условия и отсутствие налаженного транспортного сообщения сделали этот проект достаточно сложным. Выполнение подобных работ под силу лишь немногим лидирующим компаниям.

Строительно-монтажные работы включали бурение и погружение 1039 термостабилизаторов, монтаж многих тонн металлоконструкций, зданий и сооружений. Устройство фундаментов под оборудование – свыше 1730 м3, монтаж 179 ед. основного технологического оборудования. Монтаж свыше 50 км технологических трубопроводов.

28 февраля 2018 г. на Новопортовском месторождении состоялось торжественное мероприятие «Энергия большой нефти» с участием заместителя Председателя Правления, первого заместителя генерального директора ПАО «Газпром нефть» В. В. Яковлева, посвященное открытию ГТЭС. По результатам выполнения работ генеральному подрядчику по строительству «НГ-Энерго» было вручено благодарственное письмо.

Еще один проект, наглядно демонстрирующий возможности «НГ-Энерго» как компании полного цикла, – строительство электростанции для Усть-Тегусского нефтяного месторождения в Уватском р-не Тюменской обл. Как и на Ямале, топливом для ГТЭС здесь является попутный нефтяной газ. Это месторождение находится на значительном удалении от развитой транспортной инфраструктуры, так что строительство автономной теплоэлектростанции стало для него решением проблемы.

В состав электростанции на Усть-Тегусском месторождении входят более 40 объектов, в том числе система подготовки газа с ротационно-винтовым компрессором, трансформаторная подстанция, машинные залы ГТЭС и другое вспомогательное оборудование. Предусмотрены системы отопления, вентиляции, охранно-пожарная сигнализация и прочие системы жизнеобеспечения, узлы учета, газовые сепараторы и прочее сопутствующее оборудование.

Одним из интересных проектов компании «НГ-Энерго» стала организация энергоснабжения инфраструктуры Верхне-Мунского месторождения алмазов в Якутии. Проект реализуется в рамках договора с АК «АЛРОСА». Работы включают полный цикл – от проектирования до пусконаладки, выполняются «под ключ».

Автономный энергокомплекс, сооружение которого сейчас близится к завершению, состоит из здания дизельной электростанции, блока вспомогательных модулей, котельной и резервуарного парка. Установленная электрическая мощность – 8,5 МВт, общая установленная тепловая мощность – 16 МВт.

Как и в случае с ГТЭС на Новопортовском месторождении, при строительстве в Верхней Муне было необходимо учитывать особенности климата и сложности с доставкой строительных материалов. Есть и еще одно важное сходство – это проект, ориентированный на местные ресурсы: пять генераторных установок Hyundai на базе двигателей HiMSEN 9H21/32 единичной мощностью по 1700 кВт, входящих в состав ГТЭС, работают на тяжелом топливе – товарной нефти Иреляхского месторождения. Именно наличие местной нефти, стоимость которой в два раза ниже стоимости дизельного топлива, позволило значительно снизить операционные расходы.

Одной из особенностей оборудования можно назвать отсутствие необходимости переключения двигателя на дизельное топливо для промывки системы перед остановкой на регламентные работы. Двигатель HiMSEN 9H21/32 – один из самых надежных и эффективных в линейке оборудования, выпускаемого компанией Hyundai. Сегодня эти двигатели работают в 28 странах, включая страны, находящиеся под санкциями США и Евросоюза.

Сегодня компания «НГ-Энерго» готова к реализации проектов любого масштаба в любом регионе России, невзирая на сложность местных условий. Квалифицированная служба главного инженера, огромный инженерный потенциал, собственное производство, а также необходимый штат высококвалифицированных специалистов позволяют компании решать все вопросы, связанные с проектированием, согласованием и строительством объектов «под ключ», включая гарантийное и сервисное обслуживание. Растущий интерес к распределенной генерации как варианту решения проблем энергообеспечения промышленных объектов, находящихся в труднодоступных районах, открывает перед компанией большие перспективы.

И. Б. Масалева, к. т.н., ООО «Газпром энерго» (Москва, РФ), i. masaleva@adm. energo. gazprom. ru

Бурганов Ф. С., Тужилкин В. Н., Шварц Г. Р., Шпилевой В. А. Энергетика и электрификация компрессорных станций магистральных газопроводов. Тюмень, 2003. 448 с.

Белоусенко И. В., Шварц Г. Р., Шпилевой В. А. Энергетика и электрификация газовых промыслов и месторождений. Тюмень, 2000. 273 с.

СТО Газпром 2-6.2-1028-2015. Категорийность электроприемников промышленных объектов ПАО «Газпром». М.: Газпром экспо, 2015. 69 c.

СТО Газпром 2-6.2-149–2007. Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. gosthelp. ru/text/STOGazprom2621492007Kateg. html (дата обращения: 06.04.2018).

Приказ Минэнерго России № 143 от 01.03.2017 «Об утверждении схемы и программы развития ЕЭС России на 2017–2023 гг.» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://minenergo. gov. ru/node/8170 (дата обращения: 06.04.2018).

Долотовский И. В., Ларин Е. А., Долотовская Н. В. Системный анализ эффективности электростанций собственных нужд на предприятиях переработки газа и газового конденсата // Вестник СГТУ. 2012. Т. 2. № 2 (66). С. 66–74.

AVEVA PDMS. Технология для точного трехмерного проектирования без коллизий. М.: ООО «АВЕВА», 2017. 8 c.

SmartPlant [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. intergraph. com/products/ppm/smartplant/ (дата обращения: 20.03.2018).

Tekla [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. tekla. com/ (дата обращения: 20.03.2018).

А. С. Алябьев, к. х.н., заместитель директора по науке и производству, ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», 87aas@snos. ru

ГОСТ 33133–2014. Дороги автомобильные общего пользования. Битумы нефтяные дорожные вязкие. Технические требования (с поправкой) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/1200121335 (дата обращения: 20.03.2018).

За период своего развития ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» прошло ряд этапов становления: в мае 1961 г. был поднят первый ковш грунта на строительной площадке будущей станции, в апреле 1966 г. – введена первая очередь станции и выработан первый промышленный ток.

15 апреля 1966 г. министр энергетики и электрификации СССР П. С. Непорожний подписал Приказ о вводе станции в число действующих предприятий Министерства.

С развитием салаватского промышленного комплекса и города развивалась и Ново-Салаватская ТЭЦ. С вводом новых объектов росла мощность станции. Если к концу 1966 г. она составляла 100 МВт, то в 1971 г. увеличилась в три раза, достигнув 300 МВт, а в 1976 г. составляла уже 435 МВт. В 1981 г. была достигнута проектная установленная электрическая мощность в 570 МВт и тепловая – 1883 МВт, в результате чего станция вошла в число крупнейших теплоэлектроцентралей Респуб – лики Башкортостан и Урала.

Одним из наиболее значимых событий за историю существования станции стало решение ООО «Газпром нефтехим Салават» о расширении – строительстве третьей очереди для ООО «Ново – Салаватская ТЭЦ». Было согласовано сооружение двухвальной парогазовой установки ПГУ-410Т МВт с паровой турбиной типа Т. В октябре 2011 г. было начато строительство энергоблока ПГУ-410Т на базе теплосилового оборудования компании Siemens.

В октябре 2016 г. ООО «Ново-Салаватская ПГУ», дочернее общество ООО «Газпром нефтехим Салават», успешно завершило реализацию одного из самых масштабных энергетических проектов Республики Башкортостан и всего региона – был введен в работу современный парогазовый двухвальный энергоблок ПГУ-410Т на базе современной высокоэффективной газовой турбины компании Siemens с теплофикационной паровой турбиной.

Сооружение установок комбинированного цикла, или парогазовых установок, является основной тенденцией развития мировой теплоэнергетики в последние два десятилетия. Применение парогазовой технологии обеспечивает резкий скачок тепловой экономичности комбинированной установки.

Благодаря высокому уровню управленческих и инженерных решений, принятых на этапе определения концепции будущего энергоблока и при подборе оборудования, удалось достичь уникальных результатов при комплексном испытании: установленная мощность энергоблока составила 432 МВт при проектной мощности 410 МВт.

Уже 1 ноября 2016 г. состоялся вывод энергоблока ПГУ-410Т на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

Реализованный в проекте парогазовый цикл отличается высоким показателем КПД. Так, КПД на производстве электроэнергии рядовых ТЭЦ – примерно 38–40 %, тогда как на оборудовании компании Siemens блока ПГУ-410Т он достигает 60 %. Благодаря этому обеспечивается один из лучших экологических показателей – эмиссия оксидов азота при работе на природном газе в диапазоне нагрузок газовой турбины от 56 до 100 % составляет не более 50 мг/Нм3, что значительно меньше установленных нормативов удельных выбросов в атмосферу.

Реализованный проект ПГУ – 410Т – залог стабильности энергосистемы Республики Башкортостан и надежный поставщик тепловой и электрической энергии ООО «Газпром нефтехим Салават».

В настоящее время в состав основного оборудования станции входят десять паровых котлов высокого давления с суммарной производительностью по пару 4200 т/ч и шесть паровых турбин высокого давления различных мощностей и типов с суммарной установленной мощностью 450 МВт, тепловая мощность по отборному пару составляет 2495 МВт.

О. Л. Аверченкова, начальник отдела организационного развития Управления по работе с персоналом, ООО «Газпром нефтехим Салават», 07aol@snos. ru

Е. Г. Тимонина, начальник отдела подбора и обучения персонала Управления по работе с персоналом, ООО «Газпром нефтехим Салават», 06veg@snos. ru

Тест Про 2.0 [Электронный ресурс: программа]. Салават: ООО «Газпром нефтехим Салват», 2016. Режим доступа: ограниченный.

О. Н. Бурков, главный эколог, начальник отдела экологической безопасности, ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ), 63bon@snos. ru

СТО Газпром 12.05–2017. Экологическая политика и цели, программы и планы природоохранных мероприятий. Утв. Приказом № 99 от 13.02.2017.

Программа природоохранных мероприятий ООО «Газпром нефтехим Салават» на 2016–2020 гг. Утв. техническим директором 16.01.2017.

Перспективная экологическая программа ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» на 2011–2015 гг. Утв. генеральным директором 31.01.2011.

ГОСТ Р ИСО 14001–2016. Системы экологического менеджмента. Требования и руководство по применению [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/1200134681 (дата обращения: 20.03.2018).

ISO 14001:2015. Environmental Management Systems – Requirements with Guidance for Use [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. iso. org/standard/60857.html (дата обращения: 20.03.2018).

Указ Президента РФ «О проведении в Российской Федерации Года экологии (с изм. на 03.09.2016) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/420327699 (дата обращения: 20.03.2018).

Распоряжение Правительства РФ «Об утверждении плана основных мероприятий по проведению в 2017 году в Российской Федерации Года экологии» (с изм. на 04.08.2017) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/420358056 (дата обращения: 20.03.2018).

Распоряжение Правительства Республики Башкортостан «Об утверждении плана мероприятий по проведению в Республике Башкортостан Года экологии и особо охраняемых природных территорий» (с изм. на 09.10.2017) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/445071921 (дата обращения: 20.03.2018).

Приказ ПАО «Газпром» № 153 от 17.03.2017 «Об утверждении плана мероприятий Года экологии в ПАО «Газпром» в 2017 году».

П. Г. Репин, заместитель технического директора по ТО и РО, ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ), 60rpg@snos. ru

А. Л. Фуфаев, начальник производственного управления, ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ), 61fal@snos. ru

П. В. Козлов, начальник отдела оптимизационного планирования, ООО «Газпром нефтехим Салават», 04kpv@snos. ru

Д. В. Писаревский, главный специалист отдела оптимизационного планирования, ООО «Газпром нефтехим Салават», 87pdw@snos. ru

SPYRO Suite [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. spyrosuite. com/spyro-suite-7-2/?lang=ru (дата обращения: 20.03.2018).

А. М. Хабибуллин, заместитель генерального директора по производству, ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ)

Р. Ф. Губайдуллин, технический директор НПЗ, ООО «Газпром нефтехим Салават»

В. А. Зуев, технический директор завода «Мономер», ООО «Газпром нефтехим Салават»

И. В. Антипова, заместитель главного технолога по развитию, ООО «Газпром нефтехим Салават»

Р. Ф. Муртазин, начальник отдела развития производств Управления главного технолога, ООО «Газпром нефтехим Салават»

ТР ТС 013/2011 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту (с изм. на 02.12.2015)» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/902307833 (дата обращения: 20.03.2018).

ФАС России, Ростехнадзор, Росстандарт и 12 нефтяных компаний подписали соглашения, направленные на стабилизацию ситуации на рынке нефтепродуктов [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://fas. gov. ru/publications/10847 (дата обращения: 20.03.2018).

Р. Ф. Галиев, директор по инвестициям и капитальному строительству, ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ)

А. З. Ахметшин, заместитель генерального директора, главный инженер, ООО «Газпром нефтехим Салават»

Р. Р. Измайлов, начальник отдела разработки и экспертизы проектной документации, ООО «Газпром нефтехим Салават», 48irr@snos. ru

ТР ТС 013/2011 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту (с изменениями на 2 декабря 2015 г.)» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs. cntd. ru/document/902307833 (дата обращения: 20.03.2018).

А. Н. Морозов, начальник производственно-технического отдела, ООО «Акрил Салават» (Салават, РФ), 87man@snos. ru

Е. А. Балтинский, заместитель руководителя проекта, ООО «Акрил Салават», 28bea@snos. ru

Nexant. Chemsystems PERP program. Acrylic Acid. New York, 2010. 180 p.

Патент RU 2518063 C2. Способ производства суперабсорбирующего полимерного геля с суперабсорбирующими полимерными тонкоизмельченными частицами / Г. Тиан, С. Дж. Смит, Дж. Пэйт-Линтон. Патентообладатель: Э. Штокхаузен. Заявл. 13.10.2009, опубл. 10.06.2014 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. freepatent. ru/images/img_patents/2/2518/2518063/patent-2518063.pdf (дата обращения: 20.03.2018).

Кильмухаметов М. Д., Садретдинов И. Ф. Обзор современных технологий получения суперабсорбирующих полимеров (САП) для комплекса акриловой кислоты ОАО «Газпром нефтехим Салават» // Башкирский химический журнал. 2014. Т. 21. № 2. С. 5–14.

Speight J. G. Chemical Process and Design Handbook. New York: McGraw Hill Professional, 2002. 633 p.

Гидрогели и суперабсорбирующие полимеры (ч. II) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www. newchemistry. ru/printletter. php? n_id=2120 (дата обращения: 20.03.2018).

С. Л. Горин, технический директор ГХЗ, ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ)

А. А. Абдуллаев, главный технолог, начальник отдела, ООО «Газпром нефтехим Салават»

«Газпром нефтехим Салават». Энциклопедия / Под ред. Д. Р. Ягтман. Уфа: Башкирская энциклопедия, 2013. С. 96.

Хабибуллин Р. Р., Потеряхин В. А., Галяутдинова В. М. и др. Салаватский карбамид. Салават, 2006. 171 с.

ТР Z054.010–2014. Технологический регламент производства аммиака ц. 54 Газохимического завода ООО «Газпром нефтехим Салават». Салават, 2014. С. 4–5.

ТР Z050.011–2014. Технологический регламент производства карбамида ц. 50 Газохимического завода ООО «Газпром нефтехим Салават». Салават, 2014. С. 2.

ТР Z024.020–2017. Технологический регламент производства карбамида ц. 24 Газохимического завода ООО «Газпром нефтехим Салават». Салават, 2017. С. 4.

В. А. Зуев, технический директор завода «Мономер», ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ)

Р. Ф. Губайдуллин, технический директор НПЗ, ООО «Газпром нефтехим Салават» (Салават, РФ)

М. Р. Давлетшин, начальник производственного отдела НПЗ, ООО «Газпром нефтехим Салават»

А. П. Ефременко, ведущий специалист по подготовке производства ПО НПЗ, ООО «Газпром нефтехим Салават»

PI System [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www. osisoft. ru/pi-system/#tab2 (дата обращения: 20.03.2018).

– Айрат Азатович, компании исполняется 70 лет. В течение этого времени менялись политические и экономические условия, выросло не одно поколение. Предприятие переживало разные периоды, но неизменно развивалось, даже в трудные времена.

– Источник наших достижений – профессионализм нефтехимиков. Благодаря трудовому коллективу предприятие сегодня входит в число крупнейших компаний отрасли. Мы работаем над большим количеством проектов, реализация которых позволит выйти на новый уровень развития не только в регионе, но и в России. Нужно отметить, что в 2017 г. проделана большая коллективная работа по операционному совершенствованию, в которой основную роль сыграл технологический персонал заводов. Компания повысила свою эффективность и заработала дополнительную прибыль.

– Как бы вы охарактеризовали ключевые моменты в сегодняшней отечественной нефтепереработке и нефтехимии?

– Сегодня в нефтепереработке самое важное – глубина переработки нефти и экологическая безопасность. Все это, безусловно, на фоне надежной работы оборудования. «Газпром нефтехим Салават» поступательно движется по этим направлениям. Что касается нефтехимии, сегодня в отрасли весьма благоприятные условия для развития, наша задача – воспользоваться этим для увеличения производства олефинов и расширения их передела в более маржинальные продукты.

– В последние годы ситуация для нефтепереработки была непростой, это видно и по общей загрузке мощностей, и по динамике инвестиций. Как «Газпром нефтехим Салават» реагировал на новую конструкцию отрасли?

– В 2016 г. в два этапа был запрещен оборот на территории России моторных топлив, не соответствующих экологическому классу 5, а с 2017 г. экспортная пошлина на темные нефтепродукты сравнялась с нефтяной. На фоне слабого внутреннего спроса и дорогой логистики мазут для некоторых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) перестал создавать стоимость как продукт. В свою очередь, мы решили задачу перехода на класс 5 по дизельным топливам и автобензинам досрочно, еще в 2015 г., а ответом на низкую эффективность темных нефтепродуктов стала оптимизация сырьевой корзины предприятия.

– Многие уже обратили внимание, что предприятие активно наращивает переработку конденсата. Дело только в пошлине на мазут и низких ценах на него?

– «Газпром нефтехим Салават» интегрирован в Группу «Газпром», поэтому наша задача – обеспечить создание добавленной стоимости при углублении переделов того сырья, которое есть у «Газпрома». Производство газового конденсата в стране активно растет из-за освоения глубокозалегающего газа. Так что увеличение загрузки наших мощностей конденсатом решает сразу две задачи: мы сокращаем выход низкомаржинальных товарных темных нефтепродуктов (топочный мазут и аналоги), а «Газпром» получает добавленную стоимость при переделе конденсата в моторные топлива и нефтехимическую продукцию. В цифрах это выглядит так: в 2012 г. «Газпром нефтехим Салават» переработал 4,9 млн т нефти и 1,9 млн т газового конденсата, тогда как в 2016 г. – уже 2,1 млн и 4,4 млн т соответственно. В 2017 г. мы вышли на пропорцию 1,4 млн т нефти и 4,7 млн т конденсата. В прогнозе на 2018 г. 1,4 млн т нефти и 4,94 млн т газового конденсата.

Безусловно, столь резкое смещение в сторону конденсата произошло не так быстро, поскольку газовый конденсат – это не просто легкая нефть. С точки зрения технологических схем и оборудования между этими продуктами есть значительная разница. Так, в некоторых конденсатах больше сернистых соединений, поэтому их концентрация выше и в отбираемых фракциях первичной переработки, в связи с чем большая нагрузка приходится на гидропроцессы в плане каталитических систем и потребления водорода. Да и само по себе увеличение переработки конденсата, например на установке первичной переработки нефти, потребовало целого ряда технических и организационных мероприятий. Также пришлось проделать определенную работу, чтобы приспособить под конденсат сырьевые резервуары, созданные для нефти.

– По приведенным вами цифрам складывается впечатление, что общий объем переработки сырья незначительно, но снижается.

– Если говорить о переработке сырья атмосферных процессов – да, это так. Но в российской нефтепереработке становятся уже привычными прямые поставки полуфабрикатов. Многие компании оптимизируют свою переработку, не строя новые мощности на каждом отдельном заводе, а маневрируя потоками: где-то есть избыток темных нефтепродуктов, и он подается на свободные мощности другого завода, где-то – избыток компонентов бензина, который идет на смешение на еще одно предприятие Группы. Новая тенденция в отрасли – замещение нефти мазутом. Мы не остаемся в стороне и в 2016 г. начали принимать на переработку мазут производства Астраханского газоперерабатывающего завода «Газпрома», где для него не хватает углубляющих процессов, поскольку завод ориентирован на переработку газового конденсата. Для нас же это возможность дозагрузить мощности по темным нефтепродуктам, которые высвобождаются из-за увеличения доли конденсата в общей корзине сырья первичных процессов. Полностью разгружать их нам невыгодно. Во-первых, бензин каталитического крекинга – важный компонент нашего топливного пула, отказаться от него трудно. Во-вторых, нам интересен битум, мы активно работаем над совершенствованием качества. В конце 2015 г. был введен новый ГОСТ на дорожные битумы, требования достаточно жесткие. И хотя это документ добровольного применения, мы ведем работу для достижения заложенных в нем показателей. В частности, по показателю изменения температуры размягчения после старения мы уже близки к норме.

– Как изменения в сырьевой корзине отражаются на показателях переработки?

– В 2012 г. показатель выхода светлых нефтепродуктов у нас составлял 58,4 %, а по итогам 2017 г. – уже 73,2 %. Соответственно, растет и такой показатель, как глубина переработки: в 2012 г. он составлял 74,6 %, а в 2017 г. мы достигли отметки в 90 %.

– Увеличение доли конденсата ведет к росту относительного отбора светлых фракций. Вторичные установки завода готовы принять их в таких количествах?

– Эта проблема потребовала от предприятия комплексного подхода к решению. В 2018 г. «Газпром нефтехим Салават» завершает третий этап реконструкции установки ГО-2, его цель – довести наработку дизельного топлива класса 5 на установке до проектных 2 млн т/год. Вместе с тем гидроочистка питается не только фракциями нефти, вторым сырьем здесь служит водород. Увеличение производительности установки требует и роста производства водорода на площадке. Для решения этой проблемы в 2017 г. мы завершили строительство установки короткоцикловой адсорбции производительностью 42 тыс. м3/ч. Она обеспечит концентрирование водородсодержащего газа риформингов до показателей выше 98–99 %. Также продолжаются работы по строительству новой установки производства водорода чистотой 99 % и мощностью 25 тыс. м3/ч. Она позволит добиться автономности гидропроцессов от нагрузки риформингов и обеспечить водородом растущие потребности «Газпром нефтехим Салават».

– Каковы результаты и дальнейшие планы в области бензиновых процессов?

– Когда мы планировали переход на класс 5, основной проблемой стало избыточное содержание бензола – 2–3 % (при нормативе в 1 %) и содержание серы более 10 ppm. Вопрос по бензолу был решен строительством на установке бензинового риформинга блока фракционирования риформата, на котором удаляется узкая бензолсодержащая фракция, подающаяся на ароматический риформинг. Содержание серы удалось понизить после проведения двух мероприятий. Мы начали принимать новый компонент низкосернистого изопентана со Стерлитамакского нефтехимического завода, а также заменили каталитическую систему на установке Л-16-1, позволившей снизить содержание сернистых соединений в сырье установок каталитического крекинга. Все это позволило нам еще в 2015 г. полностью перейти на класс 5, при том что пробные партии нарабатывались с 2013 г. Затем мы завершили проект установки изомеризации пентан-гексановой фракции. Мощность установки составляет 434 тыс. т/год. Теперь в распоряжении «Газпром нефтехим Салават» достаточно богатый набор бензиновых процессов и компонентов и высокие октановые характеристики собственного пула, что снижает необходимость в закупках модификаторов октанового числа со стороны. Но работа по бензиновым процессам еще не окончена, ее заключительный проект – новый комплекс каталитического крекинга с установкой гидроочистки бензина каталитического крекинга.

– С запуском нового каткрекинга, а окончание проекта планируется в 2020 г., мы сможем вывести из эксплуатации старые установки каталитического крекинга, которые не отвечают сегодняшним требованиям по экономичности и эффективности. Новый комплекс будет вдвое мощнее – почти 1,1 млн т/год. Отбор бензина будет больше, а его октановое число – выше. В свою очередь, гидроочистка позволит ввести в наш бензиновый пул новый малосернистый компонент и увеличить производство автобензинов в целом. Как углубляющий процесс, новый каталитический крекинг позволит перерабатывать тяжелые фракции нефти и конденсата эффективнее и в большем объеме. Для «Газпром нефтехим Салават» этот проект – крупнейший за последние 30 лет.

– «Газпром нефтехим Салават» – это не только нефтепереработка, но и нефтехимия. Какова сегодня стратегия предприятия по этому блоку?

– Как я отмечал ранее, ключевая задача состоит в эффективном использовании наших уникальных сырьевых возможностей, с тем чтобы увеличить до максимума выход маржинальных и востребованных продуктов. На комплексе пиролиза мы хотим достичь максимальной производительности, не строя нового комплекса, а всю продукцию ЭП-340 использовать в наиболее привлекательных направлениях. Сегодня суточная наработка этилена стабильно выше 1000 т/ч и приближается к отметке 1080–1100 т/ч. Это позволяет говорить о годовой производительности 340–360 тыс. т, тогда как целью остается отметка в 380 тыс. т/год. За счет собственных технических мероприятий нам удается увеличивать производительность установок, перерабатывающих продукты пиролиза. В 2016 г. на комплексе полиэтилена удалось выйти на номинальную загрузку по сырью 15 т/ч при производстве трубных марок, а при производстве выдувных и литьевых марок – 16 т/ч. На комплексе полистирола также удалось несколько нарастить производительность на трех нитках по ударопрочному полистиролу и полистиролу общего назначения. Еще один интересный проект в этом направлении – создание раздельных трактов сбора и налива широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) от разных источников. Сегодня переработка бензина на пиролизе часто выгоднее, чем газового сырья. Раньше мы собирали вместе ШФЛУ от разных источников и направляли на пиролиз. Сейчас, когда ШФЛУ замещается нафтой, встала задача ее эффективной реализации. Но проблема в том, что смесевой продукт имеет низкое качество по содержанию серы, а потому он низкомаржинальный. Требованиям потребителей отвечает только ШФЛУ, образующаяся на установке ГО-4 и большом бензиновом риформинге. В итоге мы построили дополнительный трубопровод и теперь можем раздельно накапливать и наливать в железнодорожные цистерны низкосернистую фракцию.

– В пропиленовой цепочке ключевой для «Газпром нефтехим Салават» проект – новый комплекс акриловой кислоты и эфиров, введенный в эксплуатацию в прошлом году. Его логика, напомню, заключалась в том, чтобы минимизировать производство малоэффективных бутиловых спиртов и монетизировать пропилен в новом для нас и востребованном рынком продукте с большей добавленной стоимостью, т. е. проект полностью вписывается в нашу общую стратегию по нефтехимическому блоку.

– Среди ключевых вызовов отрасли вы назвали экологическую безопасность. Как развивается это направление на фоне успехов в области производственных проектов?

– Инвестиции в производственные объекты и объекты экологической направленности идут параллельно и одинаково важны для нас. Сегодня в отрасли все понимают, что экологические инвестиции – это на самом деле инвестиции в операционную эффективность. Среди наших проектов яркий пример такого рода – новая установка очистки сульфидно-щелочных стоков (СЩС). Завод развивается, появляются новые установки и растет загрузка существующих мощностей, т. е. увеличивается объем стоков. В скором времени действующая установка СЩС не сможет справиться с ними. Новая установка позволит, во-первых, снизить нагрузку на биологические очистные сооружения, что сэкономит нам текущие расходы и инвестиции в будущем. Во-вторых, мы сможем нарастить во – влечение оборотной воды, а это прямая операционная экономия. В-третьих, после вывода старой установки СЩС высвободится пространство, потому что три блока новой установки распределены по площадке вблизи ключевых генераторов стоков. Первый блок фильтрации и флотации уже запущен. По блокам очистки стоков от аммонийного азота и сульфидов и от фенолов идут завершающие работы. Следует особо отметить, что в последнем блоке среди оборудования есть четыре колонны, наполненные носителем, который заселен колониями бактерий, поедающих фенол.

– Но проект реконструкции очистных сооружений – это расходы для компании?

– Классические для российской нефтепереработки открытые зеркала объектов комплекса очистных сооружений служат чуть ли не главным стационарным источником выбросов углеводородов и других вредных веществ. С точки зрения предприятия, это безвозвратные потери. При реконструкции мы внедряем, например, вместо четырех старых нефтеловушек открытого типа две новые – закрытого типа, т. е. испаряющиеся углеводороды будут улавливаться и возвращаться на предприятие. То же касается загрязненных шламов и песка, которые будут обезвреживаться, а выделяемые углеводороды – возвращаться в процесс, при этом отходами станут инертные материалы. Кроме того, мы внедряем рекуператоры тепла, т. е. экономим ресурсы завода, повышаем операционную эффективность. При этом производительность очистных сооружений после реконструкции вырастет на 22 % – этого требуют плановый рост производительности технологических установок на заводе и новые вводимые объекты. Стоки при этом будут доводиться до рыбохозяйственных нормативов по содержанию вредных веществ. Иначе говоря, наши стоки будут чище, чем свежая питьевая вода, которую мы забираем из того же водоема. Кроме того, после реконструкции очистные сооружения будут занимать меньше места, чем старые, таким образом, мы высвободим место, которое понадобится для новых установок и проектов в будущем.

– Реализация наукоемких проектов, о которых мы говорили, требует особых компетенций персонала…

– Совершенно верно. В компании существует Совет молодых специалистов, члены которого – молодые грамотные перспективные сотрудники – регулярно вносят предложения по улучшению производства. Кроме того, у нас есть собственный Научно-технический центр – ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», который позволяет проводить научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) в короткие сроки. Например, реализация предложения по изменению технологических схем НПЗ для получения нового продукта и адаптации к фискальной политике Российской Федерации сопровож – далась НИОКР по разработке рецептуры. Общий срок от идеи до получения продукции в промышленных объемах составил шесть месяцев. Реализация всех мероприятий, изменяющих технологические параметры, связана с фиксированными пробегами, для которых также разработан новый стандарт. Таким образом, мы не только применяем инновационные продукты, но и сами разрабатываем инновации различной направленности: от увеличения глубины переработки и эффективного использования побочной продукции до сокращения стоков и выбросов. Синтез науки и производства работает на эффективность компании, как того требуют государственные приоритеты, основанные на стремлении повысить эффективность производств и отойти от сырьевой зависимости экономики.

Http://neftegas. info/gasindustry/-04-2018/

Нефть – полезное ископаемое, представляющее из себя маслянистую жидкость. Это горючее вещество, часто черного цвета, хотя цвета нефти в разных районах различаются. Она может быть и коричневой, и вишневой, зеленой, желтой, и даже прозрачной. С химической точки зрения нефть – это сложная смесь углеводородов с примесью различных соединений, например, серы, азота и других. Ее запах также может быть различным, так как зависит от присутствия в ее составе ароматических углеводородов, сернистых соединений.

Углеводороды, из которых состоит нефть, – это химические соединения состоящие из атомов углерода (C) и водорода (H). В общем виде формула углеводорода – CxHy. Простейший углеводород, метан, имеет один атом углерода и четыре атома водорода, его формула – CH4 (схематично он изображен справа). Метан – легкий углеводород, всегда присутствует в нефти.

В зависимости от количественного соотношения различных углеводородов, составляющих нефть, ее свойства также различаются. Нефть бывает прозрачной и текучей как вода. А бывает черной и настолько вязкой и малоподвижной, что не вытекает из сосуда, даже если его перевернуть.

С химической точки зрения обычная (традиционная) нефть состоит из следующих элементов:

Углерод – 84% Водород – 14% Сера – 1-3% (в виде сульфидов, дисульфидов, сероводорода и серы как таковой) Азот – менее 1% Кислород – менее 1% Металлы – менее 1% (железо, никель, ванадий, медь, хром, кобальт, молибден и др.) Соли – менее 1% (хлорид кальция, хлорид магния, хлорид натрия и др.)

Нефть (и сопутствующий ей углеводородный газ) залегает на глубинах от нескольких десятков метров до 5-6 километров. При этом на глубинах 6 км и ниже встречается только газ, а на глубинах 1 км и выше – только нефть. Большинство продуктивных пластов находятся на глубине между 1 и 6 км, где нефть и газ встречаются в различных сочетаниях.

Залегает нефть в горных породах называемых коллекторами. Пласт-коллектор – это горная порода способная вмещать в себе флюиды, т. е. подвижные вещества (это могут быть нефть, газ, вода). Упрощенно коллектор можно представить как очень твердую и плотную губку, в порах которой и содержится нефть.

Образование нефти – процесс весьма и весьма длительный. Он проходит в несколько стадий и занимает по некоторым оценкам 50-350 млн. лет.

Наиболее доказанной и общепризнанной на сегодняшний день является Теория органического происхождения нефти или, как ее еще называют, Биогенная теория. Согласно этой теории нефть образовалась из останков микроорганизмов, живших миллионы лет назад в обширных водных бассейнах (преимущественно на мелководье). Отмирая, эти микроорганизмы образовывали на дне слои с высоким содержанием органического вещества. Слои, постепенно погружаясь все глубже и глубже (напомню, процесс занимает миллионы лет), испытывали воздействие усиливающегося давления верхних слоев и повышения температуры. В результате биохимических процессов, происходящих без доступа кислорода, органическое вещество преобразовывалось в углеводороды.

Часть образовавшихся углеводородов находилась в газообразном состоянии (самые легкие), часть в жидком (более тяжелые) и какая-то часть в твердом. Соответственно подвижная смесь углеводородов в газообразном и жидком состоянии под воздействием давления постепенно двигалась сквозь проницаемые горные породы в сторону меньшего давления (как правило, вверх). Движение продолжалось до тех пор, пока на их пути не встретилась толща непроницаемых пластов и дальнейшее движение оказалось невозможным. Это так называемая Ловушка, образуемая пластом-коллектором и покрывающим ее непроницаемым пластом-покрышкой (рисунок справа). В этой ловушке смесь углеводородов постепенно скапливалась, образовывая то, что мы называем Месторождением нефти. Как видите, месторождение на самом деле не является Местом рождения. Это скорее Местоскопление. Но, как бы там ни было, практика названий уже сложилась.

Поскольку плотность нефти, как правило, значительно меньше плотности воды, которая в ней всегда присутствует (свидетельство ее морского происхождения), нефть неизменно перемещается вверх и скапливается выше воды. Если присутствует газ, он будет на самом верху, выше нефти.

В некоторых районах нефть и углеводородный газ, не встретив на своем пути ловушку, выходили на поверхность земли. Здесь они подвергались воздействию различных поверхностных факторов, в результате чего рассеивались и разрушались.

Нефть известна человеку с древнейших времен. Люди уже давно обратили внимание на черную жидкость, сочившуюся из-под земли. Есть данные, что уже 6500 лет назад люди, жившие на территории современного Ирака, добавляли нефть в строительный и цементирующий материал при строительстве домов, чтобы защитить свои жилища от проникновения влаги. Древние египтяне собирали нефть с поверхности воды и использовали ее в строительстве и для освещения. Нефть также использовалась для герметизации лодок и как составная часть мумифицирующего вещества.

Во времена древнего Вавилона на Ближнем Востоке велась довольно интенсивная торговля этим «черным золотом». Некоторые города уже тогда буквально вырастали на торговле нефтью. Одно из семи чудес света, знаменитые Висячие сады Серамиды (по другой версии – Висячие сады Вавилона), также не обошлись без использования нефти в качестве герметизирующего материала.

Не везде нефть собирали только с поверхности. В Китае более 2000 лет назад при помощи стволов бамбука с металлическим наконечником бурили небольшие скважины. Изначально скважины предназначались для добычи соленой воды, из которой извлекалась соль. Но при бурении на бОльшую глубину из скважин добывали нефть и газ. Неизвестно нашла ли нефть применение в древнем Китае, известно только, что газ поджигали для выпаривания воды и извлечения соли.

Примерно 750 лет назад известный путешественник Марко Поло в описании своих путешествий на Восток упоминает использование нефти жителями Апшеронского полуострова в качестве лекарства от кожных болезней и топлива для освещения.

Первые упоминания о нефти на территории России относятся к XV веку. Нефть собирали с поверхности воды на реке Ухта. Также как и другие народы, здесь ее использовали в качестве лекарственного средства и для хозяйственных нужд.

Хотя, как мы видим, нефть была известна с древнейших времен, она находила довольно ограниченное применение. Современная история нефти начинается с 1853 года, когда польский химик Игнатий Лукасевич изобрел безопасную и удобную в обращении керосиновую лампу. Он же по данным некоторых источников открыл способ извлекать из нефти керосин в промышленных масштабах и основал в 1856 году нефтеперегонный завод в окрестностях польского города Ulaszowice.

Еще в 1846 году канадский химик Абрахам Геснер придумал, как получать керосин из угля. Но нефть позволяла получать более дешевый керосин и в гораздо большем количестве. Растущий спрос на керосин, использовавшийся для освещения, породил спрос на исходный материал. Так было положено начало нефтедобывающей промышленности.

По данным некоторых источников первая в мире Нефтяная скважина была пробурена в 1847 году в районе города Баку на берегу Каспийского моря. Вскоре после этого в Баку, входящем в то время в состав Российской империи, было пробурено столько нефтяных скважин, что его стали называть Черный город.

Тем не менее, рождением российской нефтяной промышленности принято считать 1864 год. Осенью 1864 года в Кубанской области был осуществлен переход от ручного способа бурения нефтяных скважин к механическому ударно-штанговому с использованием паровой машины в качестве привода бурового станка. Переход к этому способу бурения нефтяных скважин подтвердил свою высокую эффективность 3 февраля 1866 года, когда было закончено бурение скважины 1 на Кудакинском промысле и из нее забил фонтан нефти. Это был первый в России и на Кавказе фонтан нефти.

Датой начала промышленной Мировой нефтедобычи, по данным большинства источников, принято считать 27 августа 1859 года. Это день, когда из пробуренной «полковником» Эдвином Дрейком первой в США нефтяной скважины был получен приток нефти с зафиксированным дебитом. Эта скважина глубиной 21,2 метра была пробурена Дрейком в городе Тайтусвиль, штат Пенсильвания, где бурение водяных скважин часто сопровождалось проявлениями нефти.

Новость об открытии нового источника нефти с помощью бурения скважины разнеслась по округе Тайтусвиля со скоростью лесного пожара. К тому времени переработка, опыт обращения с керосином и подходящий тип лампы для освещения уже были отработаны. Бурение нефтяной скважины позволило получить достаточно дешевый доступ к необходимому сырью, дополнив, таким образом, последний элемент в зарождение нефтяной отрасли.

Http://vseonefti. ru/neft/

Территория Российской Федерации богата «нетрадиционными» нефтяными месторождениями, различающимися по уровню загрязнений и трудностей при добыче и эксплуатации. Характер разработки этих нефтяных запасов — от выбора месторождений до экологического контроля — неизбежно окажет влияние и на ситуацию в самой России, и на весь мир.

К сожалению, нынешняя нефтяная политика России предусматривает более высокие субсидии и налоговые льготы при добыче нефти из самых труднодоступных источников и производстве самых «грязных» видов топлива. Эти меры ведут страну в совершенно неверном направлении. В результате рынок наводняется наиболее экологически вредными нефтяными ресурсами, что может стать дополнительной «углеродной» гирей на чаше весов изменений климата. Если вместо этого Россия проведет категоризацию нефтяных ресурсов, начнет субсидировать внедрение менее углеродоемких видов топлива и обеспечит энергоэффективность в масштабе всей экономики, она пойдет по пути обеспечения своих основных потребителей в ЕС и Азии более качественным сырьем и превращения в лидера экологически устойчивой нефтедобычи.

История российской нефтяной отрасли богата неординарными личностями, казалось бы, непреодолимыми проблемами и невероятными триумфами. Сегодня российские нефтяные компании — «Роснефть», «Газпром», ЛУКОЙЛ и др. — не уступают крупнейшим транснациональным корпорациям этого сектора, в том числе «ExxonMobil», BP и «Shell», по объему ресурсов и прибыльности. Это настоящие бриллианты в короне путинской России, приносящие государству многомиллиардные доходы, поддерживающие жизнь в сибирских моногородах и стоящие у руля модернизаторских усилий Кремля.

В царскую, советскую и современную эпохи эта отрасль переживала сенсационные взлеты и катастрофические падения. С 1960 г. разработка традиционных нефтяных ресурсов в России отмечена заметными колебаниями (рис. 1).

В 1987 г., когда объем нефтедобычи в СССР достиг исторического максимума, страна занимала по этому показателю первое место в мире — 11,4 млн баррелей в сутки. После распада СССР добыча стала снижаться, дойдя в 1996 г. до минимальной отметки — 6 млн баррелей в сутки. В условиях резкого падения добычи, вызванного экономическим хаосом 1990-х годов и усугублявшегося снижением мировых цен на черное золото у крупнейших российских нефтяных компаний — «Роснефти», ЛУКОЙЛа, ТНК-BP, «Сургутнефтегаза» — не было серьезных стимулов для разработки новых месторождений. В результате сегодня эксплуатируются в основном месторождения, открытые в Западной Сибири еще до начала 1970-х годов.

На пороге нового века отрасль начала отвоевывать утраченные позиции. Добыча увеличивалась просто за счет загрузки существующих мощностей до уровня, близкого к пиковому советскому. Последние десять лет нефтедобыча в России продолжала расти.

Сегодня Россия соперничает с Саудовской Аравией за статус крупнейшей нефтедобывающей страны. Однако по объему нынешних установленных запасов нефти она намного уступает Саудовской Аравии и даже Северной Америке. Более того, в отличие от Саудовской Аравии Россия добывает нефть на пределе возможностей — резервных ресурсов у нее нет. В результате, по мнению многих, российский нефтяной сектор вновь оказался на грани сильного падения добычи. Производственные затраты растут, а объемы добычи на доставшихся в наследство от СССР традиционных месторождениях (их еще называют «зрелыми») остаются на прежнем уровне.

Кроме того, Россия обладает разнообразными нетронутыми ресурсами включая неосвоенные месторождения на отдаленных территориях, содержащие большие объемы нефти, но дорогие в разработке и расположенные на большом расстоянии от имеющихся объектов инфраструктуры. В свое время в СССР проявляли большой интерес к разработке технологий добычи подобных видов нефти более ранниего поколения вплоть до применения подземных ядерных взрывов для раскалывания скальных сланцевых пластов в Тимано-Печорском бассейне в 1960-х годах. Геологи открыли эти нетрадиционные и трудные в разработке нефтяные месторождения, но оставили их нетронутыми для будущих поколений. И теперь перед Россией стоит задача их освоения.

В мире постепенно иссякают запасы традиционной легкодоступной сырой нефти. В связи с этим Россия, как и другие государства, исходит из того, что оставшиеся запасы нефти неизбежно будут иметь более высокую углеродоемкость. Подобная «тяжелая» нефть имеет принципиально иные физические свойства и химический состав, а потому ее добыча сопряжена с бо́льшими трудностями и более серьезным ущербом для окружающей среды по сравнению с традиционными видами нефти. Однако в ходе геологоразведочных работ по всему миру обнаруживаются запасы менее «тяжелой» (зачастую даже «легкой») труднодоступной нефти, необычные не по составу, а по методам добычи.

Для выработки новых приоритетов России необходимо учесть как благоприятные возможности, так и проблемы, связанные с растущим разнообразием ее новых нефтяных ресурсов. В 2000 г. нефтяной баланс России на 83% состоял из легкой малосернистой сырой нефти, на 15% — из «тяжелой» нефти и на 2% — из «сверхтяжелой» битуминозной (нефти из очень древних залежей, подвергшейся воздействию бактерий, в результате чего она загустела, как смола). К 2020 г. по прогнозам соотношение элементов этого баланса должно измениться. Доля «тяжелой» нефти удвоится (до 30%), доля битуминозной нефти достигнет 20%, в результате чего доли «тяжелой» и «легкой» нефти в балансе станут равными.

В этом прогнозе, однако, не полностью учитываются перспективы разработки трудноизвлекаемых нефтяных запасов страны, находящихся в скальных породах сравнительно низкой пористости и проницаемости. Подобно тому, как метод гидравлического разрыва пластов и горизонтальное бурение сделали возможным недавний бум в области добычи легкой трудноизвлекаемой нефти в Северной Америке, Россия в состоянии освоить новый тип прежде недоступных нефтяных ресурсов.

Они представляют собой альтернативу еще более рискованному арктическому «нефтяному гамбиту», сопряженному с множеством эксплуатационных проблем, вызванных, например, непредсказуемыми погодными условиями, способными повышать производственные риски и срывать мероприятия по устранению разливов нефти. В то же время трудноизвлекаемая нефть обладает меньшей углеродоемкостью, чем битуминозная, и не так опасна для окружающей среды.

В последнее время разработка арктических месторождений оказалась в центре внимания в качестве «четвертого поколения российской нефти», но освоение трудноизвлекаемых нефтяных ресурсов может дать стране шанс сохранить нынешние объемы добычи. В «Энергетической стратегии России до 2030 года», разработанной Министерством энергетики в 2010 г., прогнозируется, что из годового объема добычи в 500—530 млн т нефти как минимум 40 млн т будут поступать из «трудных» сланцевых месторождений 1 . Столь небольшая доля не отражает подлинного потенциала российских запасов трудноизвлекаемой нефти в связи с их большим объемом.

В России имеется несколько разведанных горизонтов трудноизвлекаемой нефти, расположенных в Западной Сибири. Известное Баженовское месторождение, содержащее, по текущим оценкам, до 140 млрд т нефти, считается даже более крупным, чем североамериканская формация Баккен. Баккен, находящийся в Северной Дакоте, является одним из крупнейших разведанных месторождений трудноизвлекаемой легкой нефти: его объем оценивается в 70 млрд т. Трудноизвлекаемую нефть содержат также Абалакская и Фроловская формации в Западной Сибири. Хотя часть этих запасов невозможно добыть по техническим причинам, они представляют собой гигантские новые ресурсы для потенциальной разработки.

Однако категория трудноизвлекаемой нефти имеет значительные вариации, и эти российские ресурсы, возможно, несколько отличаются по свойствам от североамериканских аналогов. Судя по всему, эта нефть немного «тяжелее», требует больше энергии при добыче, а ее месторождения расположены даже в более отдаленных местах, чем американские запасы. В частности, несмотря на часто проводимые аналогии, верхнее Баженовское месторождение содержит более густое и менее текучее сырье, чем формации сверхлегкой трудноизвлекаемой нефти в США. Тем не менее российская трудноизвлекаемая нефть вполне способна заменить истощающиеся ресурсы легкой сырой нефти 2 .

Россия также обладает значительными запасами битуминозной нефти: их объем оценивается в 35 млрд т, не считая 29 млрд т, залегающих в отдаленных районах Восточной Сибири. Только на территории Татарстана запасы битуминозной нефти, возможно, составляют 7 млрд т. Однако эти залежи расположены на большой глубине — до 1000 м. Методы открытой добычи здесь не приемлемы: для нагрева и разжижения битума необходимо закачивать глубоко под землю значительное количество пара. Для этого требуются большие объемы воды и природного газа.

Несмотря на эти геологические особенности, разработка месторождений битуминозной нефти в Татарстане идет с 2006 г. Сегодня республиканская нефтегазовая компания «Татнефть», применяя методы, впервые опробованные в канадской провинции Альберта, добывает битуминозную нефть с глубины почти 300 м.

Помимо трудноизвлекаемой и битуминозной нефти в России имеются ресурсы керогена или нефтеносных сланцев — «незрелой» нефти, состоящей из химических соединений, содержащихся в органическом веществе известковых скальных пород. Так, верхняя часть Баженовской формации содержит залежи керогена. Однако кероген отличается еще большей энергоемкостью, концентрацией углерода, сложностью добычи и переработки, чем битум.

Россия обладает широким ассортиментом нетрадиционных нефтяных ресурсов, отличающихся по характеристикам и особенностям добычи как друг от друга, так и от обычной сырой нефти, разработка которой была главной задачей отрасли в прошлом столетии. Чтобы воспользоваться этими нефтяными «ресурсами будущего», компаниям необходимо внедрять новые технологии добычи и переработки. Однако существующая в стране система налогообложения, регулирования иностранных инвестиций, а также институциональное устройство не позволяют адекватно реагировать на меняющуюся обстановку в сфере нефтедобычи. Чтобы воспользоваться имеющимися возможностями разумно и с соблюдением должной безопасности, Москве придется адаптировать эту систему к новым реалиям.

Пожалуй, важнейшая непосредственная задача, стоящая перед российским нефтяным сектором, связана с острой потребностью в увеличении доли нефтяной ренты, инвестируемой в отрасль. Без адекватных объемов реинвестирования повышение эффективности в секторе забуксует, ответственные методы производства не будут внедряться, объем добычи упадет, и отрасль вынуждена будет полагаться на разработку низкокачественных и более экологически вредных нефтяных ресурсов.

Российская налоговая система также не способствует разработке новых качественных видов нефти. В настоящее время российские власти облагают традиционные виды нефти по высоким ставкам: в частности, стандартная экспортная пошлина составляет 55 долл. за баррель. Высокие налоги не мешают российским компаниям вкладывать средства в поддержание основных фондов и пополнение резервов, но они могут отрицательно повлиять на разработку нетрадиционных углеводородных ресурсов, требующую финансовых стимулов (или ослабления «антистимулов») для повышения эффективности производства и соблюдения экологических стандартов. В целях поощрения разработки и добычи новых типов углеводородов власти в 2007 г. освободили битуминозную нефть от «сырьевого» налога. Российское правительство также рассматривает вопрос о гибком налогообложении для отдельных месторождений: те, которые сложнее всего разрабатывать, должны получить наибольшие льготы — от полного освобождения от налогов на десять лет до 50%-ного снижения ставки на пять лет. Однако с учетом наличия более легких в плане добычи и наносящих меньше ущерба окружающей среде нефтяных ресурсов этот вариант представляется контрпродуктивным.

Для разработки таких ресурсов российские власти предпочитают осуществлять масштабные интегрированные проекты с большой ролью государства и участием компаний с высокой капитализацией. Так, «Роснефть» заключила с «ExxonMobil» соглашение о добыче трудноизвлекаемой нефти на территории США, что даст ей ценный опыт и знания для аналогичной деятельности в России. Кроме того, «ExxonMobil» согласилась вместе с «Роснефтью» разрабатывать Баженовское месторождение. Другие иностранные нефтяные компании, например «Royal Dutch Shell» и «Statoil», либо уже заключили, либо подумывают о подписании соглашений о совместной разведке и разработке российских месторождений трудноизвлекаемой нефти. Наконец, «Газпром» руками своего филиала — «Газпромнефти» — разрабатывает Ачимовское конденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе.

Однако при переходе от обычной добычи нефтяных ресурсов на крупных месторождениях к разработке множества мелких нетрадиционных «площадок» российские компании могут столкнуться с проблемами. Хотя некоторые небольшие фирмы, в частности «Иркутск Ойл», уже получили лицензии на освоение традиционных нефтяных месторождений в Восточной Сибири, большинство компаний пока не занимаются добычей трудноизвлекаемой нефти. Одна из первых корпораций, наладивших такую добычу, — «Петронефть» из Томской области.

Центральную роль в разработке трудноизвлекаемых нефтяных ресурсов должны сыграть иностранные инвесторы — как крупные, так и мелкие. Привлекая иностранный капитал, независимые нефтедобывающие предприятия будут копировать бизнес-модели успешно действующих западных компаний, разбогатевших на «революции» в области добычи сланцевого газа в США. Для этого необходимо, чтобы деловой климат в России стал более благоприятным для небольших независимых фирм, которым придется сталкиваться с неопределенностью условий, высокими рисками и небольшими объемами добычи, характерными для разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти.

Наконец, препятствия на пути освоения новых запасов нефти создает существующая в России система владения сырьевыми ресурсами. В отличие от США, где природные ресурсы, расположенные вне пределов земель, принадлежащих государству, являются частной собственностью, в России государство владеет всеми углеводородами, находящимися на территории страны. В результате у небольших фирм отсутствуют серьезные стимулы для разведки нетрадиционных нефтяных ресурсов, поскольку нет никаких гарантий, что они получат в аренду территории, где найдена нефть.

На нефтяную цепочку России — добычу, переработку и экспорт — глубокое влияние окажет характер инфраструктуры, в которую будут реинвестироваться доходы, полученные отраслью. Вызовом для нынешнего руководства нефтяного сектора страны станут не только проблемы нефтедобычи, но и изменения в общемировом спросе на менее углеродоемкие, более легкие и экологически чистые нефтепродукты.

По объему мощностей российский сектор нефтепереработки занимает третье место в мире после американского и китайского, но его модернизация началась лишь недавно. В настоящее время в продукции российской нефтепереработки несоразмерно велика доля «грязных» сортов топлива с высоким содержанием углерода: с 2000 г. их производство увеличилось почти втрое. Причина этого помимо устаревшей инфраструктуры заключается в том, что российское государство облагает неприбыльную рафинированную «тяжелую» нефть более низкими налогами, чем легкую, и намного более низкими, чем сырую нефть. Делается это для поддержания спроса на низкокачественные нефтепродукты. Если же Россия будет уделять приоритетное внимание добыче битуминозной и керогенной нефти, имеющей очень высокое содержание углерода и предпочтительной для переработки в весьма «тяжелые» продукты по сравнению с трудноизвлекаемой нефтью, качество продукции нефтепереработки в стране может снизиться еще больше.

Российские нефтеперерабатывающие предприятия производят в основном продукты с низкой добавленной стоимостью. У США, напротив, имеются дорогостоящие, передовые перерабатывающие предприятия, где «трудное» сырье превращается в продукты с высокой стоимостью 3 . В странах Евросоюза тем временем поговаривают о закрытии собственных нефтеперегонных заводов, в результате чего ближайшие торговые партнеры России в конечном счете будут зависеть от импортных нефтепродуктов.

Модернизация нефтеперерабатывающих предприятий в России постепенно приводит к повышению качества их продукции. В условиях высокого спроса на малосернистое дизельное топливо в Европе и Азии России необходимо сократить производство «тяжелых» сортов мазута и увеличить долю дорогих нефтепродуктов, соответствующих жестким экологическим стандартам.

Резкое падение промышленного производства после распада СССР дало России возможность без особых усилий обеспечить выполнение даже самых амбиционных задач в плане сокращения выбросов двуокиси углерода. Это создало в Кремле чувство самоуспокоенности, мешающее — наряду с зависимостью от нефтяной ренты, высокой энергоемкостью экономики и медленными темпами внедрения энергоэффективных технологий — превращению страны в одного из лидеров в борьбе с климатическими изменениями.

Москва не может и дальше занимать двусмысленную позицию в вопросе об изменении климата. Глобальное потепление будет влиять на характер нефтяной политики страны и одновременно испытывать ее воздействие. Факты свидетельствуют, что последствия «парникового эффекта» сильнее ощущаются в северных регионах России, где в настоящее время сосредоточены основные усилия в сфере разведки и добычи нефти.

По данным Федеральной службы гидрометеорологии и экологического мониторинга темпы роста средней температуры в России вдвое превосходят общемировые. Таяние вечной мерзлоты уже оборачивается экономическими издержками и чревато серьезными опасностями для существующей системы трубопроводов и буровых установок. В результате будущие инфраструктурные проекты станут более дорогими и потребуют дополнительных мер по обеспечению безопасной эксплуатации. Особенно это актуально для таких районов, как полуостров Ямал, который из-за таяния вечной мерзлоты может в летний сезон превращаться в сплошное болото, не способное служить твердым «фундаментом» для инфраструктурных объектов. Вследствие заболачивания ухудшатся и общие условия для нефтедобычи в регионе.

Кроме того, дорогостоящая добыча в Арктике (оценки мировых цен на нефть, обеспечивающих ее рентабельность, варьируются от 75 до 100 долл. за баррель) чревата ущербом для ледяного покрова, высвобождением метана, содержащегося в вечной мерзлоте, и изменениями в хрупком механизме поглощения углерода, представляющем собой неотъемлемую часть естественной планетарной системы секвестирования парниковых газов.

В России имеются запасы целого ряда видов нефти, что создает возможность для селективного подхода к разработке нетрадиционных месторождений. При расчете долгосрочных инвестиций в нефтяную отрасль России необходимо учитывать затраты, связанные с климатическими изменениями. Стране стоило бы избегать капиталовложений в разработку самых экологически вредных нефтяных ресурсов, поскольку в конце концов этой продукции придется не только столкнуться с нормами климатического регулирования, но и, возможно, конкурировать с менее углеродоемкими видами нефти.

Высокие мировые цены на нефть обернулись для России самоуспокоенностью, препятствующей проведению реформ, совершенствованию налогового режима и решению климатических проблем. Сегодня нефтяная рента составляет до 40% федерального бюджета страны. Для обеспечения его сбалансированности необходимо, чтобы нефтяные цены оставались на уровне 110 долл. за баррель или превышали его. Однако в условиях значительного общего повышения государственных расходов и падения добычи сырой нефти в Западной Сибири российская система стрижки нефтяных купонов нуждается в коренном пересмотре.

России необходимо диверсифицировать экономику, преодолеть ее сырьевой характер — в Кремле это осознают, но выполнить подобную задачу на практике чрезвычайно трудно. Кроме того, существует непосредственная задача перенацеливания текущих инвестиций на развитие наиболее стабильных и безопасных новых нефтяных ресурсов. Один из вариантов продвижения вперед связан с разработкой месторождений с учетом ее климатических последствий, субсидированием создания менее углеродоемких видов топлива и внедрением энергоэффективных технологий в масштабе всей экономики.

Кроме того, России скорее всего придется пересмотреть вопрос об освоении энергоресурсов Арктики. Из-за чрезвычайной сложности добычи нефти в этом регионе любая разработка месторождений в данных экстремальных условиях зависит от сохранения высоких и стабильных нефтяных цен. Тем не менее Управление энергетический информации США прогнозирует, что общемировые цены на нефть в период до 2040 г. будут колебаться от 60 до 250 долл. за баррель. Согласно имеющимся оценкам в это время общемировой объем добычи нефти должен увеличиться как минимум на 6 млн баррелей в сутки, а то и вдвое больше. Хотя политическая нестабильность на Ближнем Востоке и рост общемирового спроса на нефть снижает вероятность падения цен на это сырье, неопределенность ситуации позволяет говорить о том, что дорогостоящие эксперименты с нефтедобычей в Арктике следует отложить на долгий срок. Столь же проблематичными можно счесть и перспективы разработки запасов «сверхтяжелой» битуминозной и керогенной нефти.

Вместо этого России следует сосредоточить внимание на разработке тех видов нефтяных ресурсов, добыча которых сопряжена с наименьшими внешними издержками — минимальным воздействием на окружающую среду и низким объемом выбросов парниковых газов. Возможно, месторождения трудноизвлекаемой нефти на суше будут проще в освоении и отличаться меньшей углеродоемкостью, чем нефтяные ресурсы Арктики, и их разработка станет более рентабельным и экологичным вариантом. Российскому правительству необходимо создать стимулы для разведки залежей трудноизвлекаемой нефти, упразднить субсидирование производства «грязного» топлива, реинвестировать нефтяные доходы в повышение качества нефтепереработки и способствовать прозрачности в сборе данных, гарантирующей минимальное воздействие такой нефтедобычи на климатические изменения.

Сегодня, когда мир пытается разобраться с благоприятными и негативными последствиями освоения новых углеводородных ресурсов, Россия может взять на себя роль мирового лидера в этой сфере посредством успешного освоения своих новых нефтяных горизонтов. Разумный подход для нее связан с инвестициями в экономически и экологически обоснованную политику освоения ее многообразных углеводородных ресурсов.

1 Чтобы перевести значения из тонн в баррели, нужно умножить соответствующие цифры на 7,33.

2 Трудноизвлекаемая нефть из Баженовского месторождения имеет плотность 30—45 градусов API (по методике измерения Американского нефтяного института). Для сравнения: американская легкая и сверхлегкая трудноизвлекаемая нефть обладает плотностью 45—75 градусов API.

3 Индекс Нельсона применяется для измерения возможностей предприятия по вторичной переработке нефти по отношению к возможностям первичной очистки и показывает степень комплексности перерабатывающих мощностей страны. Чем выше значение индекса, тем больше уровень комплексности возможностей нефтепеработки. Для России он составляет 5, для США — 9,5, для ЕС — 6,5.

Http://carnegie. ru/publications/?fa=52538

Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) — горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см. Газы природные горючие) обычно на глубинах более 1,2—2 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др.

Нефть сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти чёрной) и по плотности — от весьма лёгкой (0,65—0,70 г/см 3 ) до весьма тяжёлой (0,98—1,05 г/см 3 ). Пластовая нефть, находящаяся в залежах на значительной глубине, в различной степени насыщена газообразными углеводородами. По химическому составу нефти также разнообразны. Поэтому говорить о среднем составе нефти или «средней» нефти можно только условно (Рис. 1). Менее всего колеблется элементный состав: 82,5—87% С; 11,5—14,5% Н; 0,05—0,35, редко до 0,7% О; 0,001—5,3% S; 0,001—1,8% N. Преобладают малосернистые нефти (менее 0,5% S), но около 1 /3 всей добываемой в мире нефти содержит свыше 1% S.

Мировые (без социалистических стран) разведанные запасы нефти оценивались к началу 1973 в 71,2 млрд. т (данные по запасам нефти, публикуемые за рубежом, возможно занижены). Запасы нефти в недрах по странам и регионам распределяются крайне неравномерно (Рис. 2).

Мировая добыча нефти удваивается примерно каждое десятилетие. В 1938 она составляла около 280 млн. т, в 1950 около 550 млн. т, в 1960 свыше 1 млрд. т, а в 1970 свыше 2 млрд. т. В 1973 мировая добыча нефти превысила 2,8 млрд. т. В СССР в 1940 было добыто 31,1 млн. т, в 1973 — 429 млн. т. Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) до конца 1973 в мире было извлечено из недр 41 млрд. т, из которых половина приходится на 1965—73.

Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растет: 3% в 1900, 5% перед 1-й мировой войной 1914—1918, 17,5% накануне 2-й мировой войны 1939—45, 24% в 1950 и 41,5% в 1972. Нефть составляет основу топливно-энергетических балансов всех экономически развитых стран. В США на её долю (включая газовый конденсат) приходится 46% общего потребления энергии (1972), в странах ЕЭС — свыше 60% (1972), в Японии — 70% (1972). В СССР доля нефти в суммарной добыче топлива (в пересчёте на условное топливо) составила 42,3% в 1972. Опережающий рост потребления жидкого топлива в развитых капиталистических странах (США, страны Западной Европы, Япония, Канада, Австралийский Союз), на долю которых приходится свыше 4 /5 потребления нефтепродуктов в мире (без социалистических стран), но около 10% разведанных запасов и около 30% её добычи, привёл к углублению географического разрыва между районами добычи и потребления нефти (Рис. 3).

Быстрый рост добычи нефти в развивающихся странах (особенно на Ближнем и Среднем Востоке), за счёт которых покрываются растущие промышленные и военно-стратегические потребности развитых капиталистических стран, оказывает решающее воздействие на нефтяное хозяйство капиталистического мира. См. Нефтяные монополии.

В познании генетической природы нефти и условий её образования можно выделить несколько периодов. Первый из них (донаучный) продолжался до средних веков. Так, в 1546 Агрикола писал, что нефть и каменные угли имеют неорганическое происхождение; последние образуются путём сгущения и затвердевания нефти.

Второй период — научных догадок — связывается с датой опубликования труда М. В. Ломоносова «О слоях земных» (1763), где была высказана идея о дистилляционном происхождении нефти из того же органического вещества, которое даёт начало каменным углям.

Третий период в эволюции знаний о происхождении нефти связан с возникновением и развитием нефтяной промышленности. В этот период были предложены разнообразные гипотезы неорганического (минерального) и органического происхождения нефти.

В 1866 французский химик М. Бертло высказал предположение, что нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В 1871 франц. химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении нефти путём взаимодействия воды, CO2, H2S с раскалённым железом. В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой возникновение нефти связано с проникновением воды в глубь Земли по разломам, где под воздействием её на «углеродистые металлы» — карбиды — образуются углеводороды и окись железа. В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения нефти. По этой гипотезе исходным материалом для возникновения нефти служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния. По мере остывания Земли углеводороды поглотились расплавленной магмой. Затем, с формированием земной коры, углеводороды проникли в осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались и образовали нефть.

В 50—60-е гг. 20 в. в СССР (Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Н. Доленко и др.) и за рубежом (английский учёный Ф. Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы неорганического (космического, вулканического, магматогенного) происхождения нефти. Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м (1971) Международных нефтяных конгрессах неорганические гипотезы не получили поддержки.

Важным для познания генезиса нефти являлось установление в конце 19 — начале 20 вв. оптической активности нефти, а также тесной связи нефти с сапропелевым органическим веществом в осадочных породах. Сапропелевую гипотезу, высказанную впервые немецким ботаником Г. Потонье в 1904—05, в дальнейшем развивали русские и советские учёные — Н. И. Андрусов, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, Н. Д. Зелинский и др. Сапропелевая гипотеза ассимилирована современной теорией осадочно-миграционного происхождения нефти. Развитию представлений о природе нефти и условиях формирования её залежей способствовали также труды немецкого учёного К. Энглера, американских геологов Дж. Ньюберри, Э. Ортона, Д. Уайта, русских и советских учёных — Г. П. Михайловского, Д. В. Голубятникова, М. В. Абрамовича, К. И. Богдановича и др.

Четвёртый период характеризуется организацией широких геолого-геохимических исследований, направленных на решение проблемы нефтеобразования и органически связанной с ней проблемы нефтематеринских отложений. В СССР такие работы осуществлены А. Д. Архангельским в 1925—26. В США аналогичные исследования начаты в 1926 П. Траском. В 1932 была опубликована классическая работа И. М. Губкина «Учение о нефти», сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе нефти и формировании её залежей. В 1934 в нефтях, асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла и др. природных пигментов.

Начало пятого периода связано с открытием в 50-е гг. 20 в. (в СССР — А. И. Горской, в США — Ф. Смитом) нефтяных углеводородов в осадках водоёмов различного типа (в озёрах, заливах, морях, океанах). Дальнейшему прогрессу в этой области способствовали работы многих учёных и коллективов исследователей в разных странах: в СССР (А. Д. Архангельский, В. И. Вернадский, А. П. Виноградов, И. М. Губкин, Н. М. Страхов, А. А. Трофимук, А. М. Акрамходжаев, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В. В. Вебер, А. Ф. Добрянский, Н. А. Еременко, А. Э. Конторович, М. Ф. Мирчинк, С. Н. Неручев, К. Ф. Родионова, В. А. Соколов, В. А. Успенский и др.), в США (Ф. М. Ван-Тайл, К. Зобелл, У. Майншайн, А. Леворсен, Дж. Смит, Ф. Смит, Дж. Хант, Х. Хедберг, Э. Эванс, П. Эйбелсон, Дж. Эрдман и др.), во Франции (Б. Тиссоидр.), в ГДР (Р. Майнхольд, П. Мюллеридр.), в ФРГ (М. Тайхмюллер, Д. Вельте и др.), а также в Японии, Великобритании и др. Убедительные доказательства биогенной природы нефте-материнского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников (прогениторов) в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных нефтях из залежей. Важным явилось обнаружение в составе нефти хемофоссилий — весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных структур явно биогенной природы, т. е. унаследованных (целиком или в виде фрагментов) от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (C 12 , C 13 ) в нефти, органическом веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез. Было установлено, что нефть — результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно много млн. лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий: подготовительная, во время которой под влиянием биохимических и биокаталитических факторов образуется диффузно рассеянная в материнской породе нефть (микронефть); главная, когда в результате битуминизации генерируется основная масса микронефти, происходит её «созревание», сближение по составу с собственно нефтью и миграция в коллекторы, а по ним в ловушки; постумная, когда усиливается накопление низкомолекулярных углеводородов, обусловливающее образование обычно лёгкой газорастворённой нефти — газоконденсата; постепенно газы становятся всё более «сухими» (т. е. богатыми CH4). И. М. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных месторождений.

Считается, что основным исходным веществом нефти обычно является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алифатических и алициклических молекулярных структур). Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органическое вещество, потенциально нефтематеринские. Чаще всего это глины, реже — карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза (см. Катагенез), где вступает в силу главный фактор нефтеобразования — длительный прогрев органического вещества при температуре от 50 °С и выше. Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глубине от 1,3—1,7 км (при среднем геотермическом градиенте 4 °С/100 м) до 2,7—3 км (при градиенте 2 °С/100 м) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Главная фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г (см. Каменный уголь). Эта фаза характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и др. компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в том числе низкомолекулярньге (C5—C15), почти отсутствовавшие на более ранних этапах превращения органического вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям нефти, значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно, вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам в ловушки нефть всегда поднимается, поэтому её максимальные запасы располагаются на несколько меньших глубинах, чем зона проявления главной фазы нефтеобразования (Рис. 4), нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органическое вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям (К). В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница проходит на глубинах (имеются в виду максимальной глубины погружения за всю геологическую историю данной серии осадочных отложений) от 3—3,5 до 5—6 км.

Нефть находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм 3 до нескольких десятков млрд. м 3 . Практический интерес имеют залежи нефти, представляющие её скопления с массой от нескольких тыс. т и больше, находящиеся в пористых и проницаемых породах-коллекторах. Различают 3 основных типа коллекторов: межгранулярные (главным образом песчаные и алевритовые породы), кавернозные (например, карстово-кавернозные, рифогенные и др. известняки) и трещинные (карбонатные, кремнистые и др. трещиноватые породы). Залежь обычно располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими покрышку.

Каждая залежь нефти находится в ловушке, задержавшей мигрировавшие нефть и газ и сохранявшей их в течение длительного времени. Можно выделить 3 основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые 2 типа связаны с первичным выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое экранирование) коллекторов (Рис. 5) и поэтому именуются ловушками выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими — в них газ и нефть удерживаются в сводовой части антиклинального перегиба слоев (весьма распространённый тип залежей нефти) или выступа подземного рельефа (например, захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки иногда занимает газ («газовая шапка»); в этом случае залежь называется газонефтяной; под нефтью располагается вода. Нефть залегает на разных глубинах, вплоть до 6—7 км, однако на глубине 4,5—5 км нефтяные залежи всё чаще сменяются газовыми и газоконденсатными. Максимальное число залежей нефти располагается в интервале 0,5—3 км, а наибольшие запасы сосредоточены в пределах 0,8—2,4 км.

Обязательным условием нефтеобразования является существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной нефти, имеет большое значение при нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам — от нескольких тыс. до нескольких млн. км 2 , однако около 80% их имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км 2 . Всего в современном структурном плане Земли насчитывается (если исключить небольшие, преимущественно межгорные) около 350 таких бассейнов. Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах; остальные являются перспективными. По тектоническому строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30%), внутрискладчатые (около 35%), складчато-платформенные, или краевых прогибов (около 15%), периокеанические платформенные (около 15%) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25% всех известных запасов нефти, к мезозойским — 55%, к палеозойским — 20%. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией.

Месторождения нефти являются основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки — сотни, редко тысячи км 2 , имеющие одну или несколько залежей нефти в ловушках (Рис. 6). Большей частью это участки, где нефть собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.

В мире известно (1973) около 28 тыс. месторождений нефти; из них 15—20% газонефтяные. Распределение месторождений по запасам подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн. т (извлекаемые запасы нефти обычно составляют около 1 /4— 1 /2 геологических) приходится лишь 1 /6 всех месторождений; из них более 400 находится в прибрежных зонах моря. Около 85% мировой добычи нефти дают 5% разрабатываемых месторождений; среди них в 1972 насчитывалось 27 гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими 0,5 млрд. т. Больше всего таких месторождений на Ближнем Востоке. Только в двух из них — Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) — сосредоточено более 20% всех разведанных запасов нефти мира (без социалистических стран).

Месторождения нефти выявлены на всех континентах (кроме Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий (см. Карту).

На территории СССР месторождения нефти были открыты в 19 в. на Апшеронском полуострове (см. Бакинский нефтегазоносный район), в районе Грозного, Краснодарском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941—45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области, позже выявлены месторождения в Западной Туркмении, в Казахстане (см. Мангышлакский нефтегазоносный район), в Ставропольском крае, на Украине и в Белоруссии. В 50—60-х гг. 20 в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах которого обнаружены значительные месторождения нефти (Табл. 1).

Табл. 1.— Важнейшие нефтяные месторождения ряда социалистических стран (1973)

Среди др. социалистических стран ряд месторождений имеется в Румынии и Китае, а также на территории Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии, ГДР и Монголии.

Среди развитых капиталистических и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты в странах Ближнего и Среднего Востока (Табл. 2). Крупные месторождения нефти открыты в 50—60-х гг. 20 в. также в странах Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Востоке Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам — в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие — в Японии. В США известно свыше 13 000 (в основном мелких) месторождений нефти; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине — в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие (по запасам) месторождения известны в Калифорнии (см. Калифорнийская нефтеносная область), Оклахоме и др. штатах (см. Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн). Крупные месторождения нефти выявлены в Канаде и Мексике. В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (например, Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на сев.-вост. побережье озера Маракайбо (см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн); единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).

Месторождения нефти открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Экуадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов. (О размерах добычи по странам см. Нефтяная промышленность.)

Табл. 2.— Важнейшие нефтяные месторождения развитых капиталистических и развивающихся стран (1973)

Примечание. Месторождения расположены в акваториях: 1 — Суэцкий залив; 2 — Персидский залив; 3 — Мексиканский залив; 4 — залив Кука; 5 — озеро Маракайбо; 6 — шельф Атлантического океана; 7 — Гвинейский залив; 8 — Южно-Китайс кое море; 9 — п ролив Басса; 10 — Северное море.

Цель нефтеразведки — выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на нефть и газ в СССР подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Разведочный этап на стадии не разделяется и завершается подготовкой месторождения к разработке.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с неустановленной нефтегазоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрическая съёмки (1: 1 000 000 — 1 200 000), геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро – и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин (см. Геофизические методы разведки, Геохимические поиски, Опорное бурение, Параметрическое бурение). В результате выявляются возможные продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся количественная оценка прогноза нефтегазоносности, и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии поисков производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путём структурно-геологической съёмки, детальной гравиразведки, электроразведки, сейсморазведки и структурного бурения. Составляются структурная и др. виды карт в масштабах 1: 100 000 — 1: 25 000. Детальное изучение строения площадей для подготовки их к поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке, которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии уточняется оценка прогноза нефтегазоносности, а для структур, расположенных в зонах с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Поисковые скважины закладываются в присводовых частях антиклиналей, брахиантиклиналей, куполов (Рис. 7, а) или в районах развития ловушек (Рис. 7, б). Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород, как правило, бурят на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, затем более глубокие. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке.

Разведочный этап — завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель этого этапа — подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологии, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химические свойства нефти, газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. При наличии нескольких нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически целесообразно вести по этажам (Рис. 8). В этажи выделяются промышленные объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По завершению разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.

Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется коэффициентом открытий — отношением числа продуктивных площадей (структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей, средним числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного нового месторождения. Основной показатель эффективности геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) — стоимость разведки 1 т нефти (или 1 м 3 газа). Др. показатели эффективности: прирост запасов на 1 м пробурённых поисковых и разведочных скважин или на одну скважину и отношение количества продуктивных скважин к общему числу законченных строительством скважин. В СССР эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ по большинству показателей, как правило, выше, чем в США.

Почти вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъёма нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми (см. Пластовое давление). Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор её на поверхности водоёмов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоёмов — это, очевидно, первый по времени появления способ добычи нефти, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии, в 1 в. в Сицилии и др. В России сбор нефти с поверхности р. Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745. В 1858 на полуострове Челекен и в 1868 в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, и извлечение из него нефти впервые описаны итал. учёным Ф. Ариосто в 15 в. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали в мешках при помощи пресса. В 1819 во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом при помощи штолен иногда длиной свыше 1 км. Добытую породу помещали в чан, наполненный горячей водой. После перемешивания на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833—45 на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии (древней области между Ассирией и Мидией) в 5 в. до н. э. при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Добыча нефти из колодцев на Апшеронском полуострове известна с 8 в. Имеются письменные указания о добыче лёгкой нефти из колодцев в Сураханах и тяжёлой в Балаханах в 10—13 вв. Подробное описание колодезной добычи нефти в Баку дал нем. натуралист Э. Кемпфер в 17 в. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом. В 1729 была составлена карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных колодцев. В 1825 в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 т нефти, а в 1862 из 220 колодцев 5480 т.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. 19 в. Вначале, наряду с открытыми фонтанами (см. Фонтанная эксплуатация) и сбором нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча нефти из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок (см. Тартание). Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубиннонасосная эксплуатация, которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В 1886 В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти, которая была испытана в Баку (1897). Более совершенный способ подъёма нефти из скважины — газлифт — предложил М. М. Тихвинский в 1914.

Процесс добычи нефти, начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить на три этапа. Первый — движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения). Второй этап — движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности — эксплуатация нефтяных скважин. Третий этап — сбор нефти и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из нефти (т. н. подготовка нефти), обработка пластовой воды перед закачкой в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию (т. н. подготовка воды), закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи нефти с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.

Разработка нефтяного месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (нефти, воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит нефти, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в нефти), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико-экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.

Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (в 1972 около 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусственным заводнением). Применяются в основном два вида заводнения (см. Заводнение) — законтурное, или приконтурное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутриконтурные (для залежей среднего размера и крупных).

Наиболее распространены системы внутриконтурного заводнения, когда залежь в зависимости от геологических условий залегания разделяется нагнетательными скважинами на полосы, в которых располагаются пять или три ряда эксплуатационных скважин (Рис. 9). Для более интенсивной эксплуатации иногда применяется площадное заводнение, в этом случае нагнетательные скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от нескольких десятков до нескольких тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Общее число эксплуатационных скважин по СССР 62 079, нагнетательных скважин 9135 (на 1 января 1974). Воздействие на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного давления.

Вытеснение нефти водой при разработке залежей успешно применяется для нефти с вязкостью в пластовых условиях до 0,15—0,2 пз (0,015—0,02 н × сек/м 2 ). При больших вязкостях коэффициента нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма нефти увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении нефти водой около половины геологических запасов нефти остаётся в недрах.

Ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок — поверхностно-активных веществ, углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное соотношение вязкостей нефти и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости нефти. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие на пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в начале 30-х гг. (см. Термическая нефтедобыча). Большие перспективы связаны со способом добычи нефти при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся (1974) теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения нефти растворителями и системами, растворимыми одновременно в нефти и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.

Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная добыча нефти).

Эксплуатация нефтяных скважин. Извлечение нефти из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный, или эрлифтный, и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов). В СССР штанговые глубиннонасосные скважины составляют 69,1% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 11,8% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 3,7% газлифтные скважины (1973). Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, значительно усовершенствованный в начале 70-х гг., и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое количество жидкости (воды и нефти). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% — механизированным (1972). На месторождениях нефти Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти и сопровождающего её газа из недр Земли. Вся продукция скважин, состоящая из нефти с попутным газом (и, как правило, с пластовой водой, в отдельных случаях с примесью песка), направляется по трубопроводу на групповую замерную установку, где производят замер количества поступающей из скважины нефти, определяют процент содержащейся в ней воды и количество попутного газа, приходящегося на 1 т добытой нефти (т. н. газовый фактор). На основе этих замеров подсчитывают суточный дебит нефти (в т) и газа (в м 3 ) по каждой скважине в отдельности. К групповой установке подключают обычно 10—30 скважин. Суточная добыча нефти на различных нефтепромыслах колеблется в широких пределах, достигая десятков тыс. т. Важным этапом процесса добычи нефти является сепарация — отделение газа от нефти, производимое в газонефтяном сепараторе. Такие сепараторы группируют в одном или нескольких пунктах промысла. Нефть, освобожденная от попутного газа, поступает на промысловые установки для обезвоживания и обессоливания, где от неё отделяется пластовая вода с минеральными солями до остаточного содержания солей в товарной нефти не более 50 мг на 1 л. Газ направляют потребителям или на газобензиновый завод для переработки. Обезвоживание и обессоливание осуществляется тепловым, химическим или электрическим способом. Значительная часть солей удаляется при обезвоживании с отделяемой водой, однако, иногда требуется дополнительное обессоливание пропусканием нефти через слой пресной воды. Отделённая от нефти вода подвергается очистке для последующей закачки в пласты или сброса в канализацию. Нефть также стабилизируют, т. е. отбирают из неё наиболее летучие углеводородные фракции для сокращения потерь от испарения при транспортировке на нефтеперерабатывающие заводы. Процесс стабилизации заключается в нагреве нефти до 80—120 °С, отделении лёгких углеводородов и последующей их конденсации. Полученные при этом нестабильный бензин и газ направляются на газобензиновые заводы, находящиеся обычно вблизи нефтяного промысла. Для уменьшения расхода топлива на нагревание и сокращения эксплуатационных расходов все три процесса — обезвоживание, обессоливание и стабилизацию — совмещают в установке комплексной подготовки нефти. Подготовкой называется придание нефти товарных кондиций. Товарная нефть накапливается в резервуарах и из них откачивается в магистральные нефтепроводы или в ж.-д. цистерны для доставки к месту переработки. Эта принципиальная технологическая схема работы нефтяного промысла может видоизменяться в зависимости от продуктивности скважин, преобладающего способа эксплуатации, величин давления и температуры нефти на устье скважин, физико-химических свойств нефти, содержания в ней газа, воды и песка, а также от природных и климатических условий.

Существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла вносит применение газлифтного способа эксплуатации, при котором на промысле необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределительными и газосборными трубопроводами.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоёмов с помощью водозаборных сооружений или преимущественно используют сточные пластовые воды нефтепромысла после их очистки. В некоторых случаях воду извлекают из водоносного пласта в нагнетательной скважине и перепускают её в продуктивный пласт, используя погружной электроцентробежный насос. Для очистки закачиваемой в пласт воды от механических примесей, микроорганизмов, солей железа, сероводорода и углекислоты на водоочистной установке её обрабатывают реагентами, подвергают отстою и пропускают через песчаные фильтры. Для создания напора при закачке воды в нагнетательные скважины на промысле сооружают кустовые насосные станции, которые подают воду через водораспределительные батареи (для измерения и регулирования её расхода). Большое значение на нефтепромысле имеет борьба с потерями лёгких фракций. Наиболее эффективно она осуществляется при закрытой системе сбора нефти на промысле, при которой нефть на всём пути от скважины до откачки на нефтеперерабатывающий завод не имеет контакта с атмосферой (Рис. 10).

В процессе нефтедобычи важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. От каждой скважины к групповой замерной установке подводится отдельный трубопровод. Отсюда нефть поступает в сборный трубопровод (промысловый коллектор) и далее на установки по её подготовке и в товарные резервуары промысла. Применяются две системы внутрипромыслового нефтетранспорта — самотёчные и напорные. При самотёчных системах, действующих на старых нефтяных промыслах, движение нефти из скважин происходит за счёт превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин для подачи нефти с газом к центральному сборному пункту промысла, откуда нефть подаётся в товарные резервуары, а газ — на потребление или в переработку. На нефтяных промыслах СССР применяются несколько напорных схем нефтегазосбора: в Азербайджане и Туркмении распространена так называемая однотрубная схема Барояна и Везирова, на месторождениях Сибири — схема внутрипромыслового сбора и транспорта Гипровостокнефти. Наряду с основным технологическим оборудованием на нефтяном промысле имеются системы технического водо – и энергоснабжения, установки для очистки промысловых сточных вод (Рис. 11), ремонтные мастерские, складские помещения и т. д.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создают морские нефтепромыслы.

На нефтяных промыслах проводятся большие работы по автоматизации промысловых технологических установок, широко распространяются индустриальные методы строительства технологических установок. Создаются: групповые замерные установки, которые автоматически переключают скважины на замер, производят замер, контролируют состояние работы скважин и обеспечивают блокировку их при аварийных случаях; автоматизированные сепарационные установки; сепараторы-деэмульсаторы, где происходит одновременное отделение газа и воды; установки для обработки воды и попутного газа, для учёта и сдачи товарной нефти, а также кустовые насосные станции, моноблочные автоматические газомотокомпрессоры. Развитие нефтепромыслового строительства основывается на внедрении заводского изготовления отдельных транспортабельных блоков основного технологического оборудования, доставки блоков на промысел и монтирования их на месте. Это даёт возможность в несколько раз ускорить и удешевить сооружение важнейших технологических установок.

VI. Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика

Нефть — сложная смесь алканов (парафиновые или ациклические насыщенные углеводороды), некоторых цикланов (нафтенов) и ароматических углеводородов различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Углеводородный состав нефти изменяется в различных месторождениях. Бензиновые и керосиновые фракции большинства нефтей СССР характеризуются значительным содержанием алканов (свыше 50%). Во фракциях отдельных нефтей преобладают нафтеновые углеводороды (50—75%). Содержание ароматических углеводородов в бензиновых и керосиновых фракциях большинства нефтей колеблется от 3 до 15% и от 16 до 27% соответственно. Масляные дистилляты иногда значительно различаются по углеводородному составу. Наибольшим содержанием ароматических углеводородов (в некоторых случаях до 53—65%) отличаются фракции высокосернистых нефтей. Часто нефти характеризуются значительным содержанием твёрдых углеводородов, состоящих в основном из углеводородов нормального строения. Кислородные соединения содержатся в нефти в виде нафтеновых кислот и асфальтово-смолистых веществ, состоящих из асфальтов и смол (на их долю приходится свыше 90% содержащегося в нефти кислорода). К сернистым соединениям относятся сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также полициклические сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения — это в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами нефти являются также газы, растворённые в нефти (см. Газы нефтяные попутные), вода и минеральные соли. Газы состоят из углеводородов, содержащих в цепи 1—4 атома углерода; их содержание — в пределах от десятых долей процента до 3% (по массе). Содержание золы (минеральных веществ) в большинстве нефтей не превышает десятых долей процента (считая на нефть). В составе нефтяной золы найдены многие элементы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Na и др.). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю лёгких нефтей (с плотностью до 0,87 г/см 3 ) в общемировой добыче нефти приходится около 60% (в СССР — 66%); на долю средних нефтей (0,871—0,910 г/см 3 ) — в СССР около 28%, за рубежом — 31%; на долю тяжёлых (более 0,910 г/см 3 ) — соответственно около 6% и 10%.

Начало кипения нефти обычно выше 28 °С. температура застывания колеблется от + 30 до — 60 °С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше). Теплоёмкость нефти 1,7—2,1 кдж/кг × К (0,4—0,5 ккал/кг × °С), теплота сгорания 43,7—46,2 Мдж/кг (10 400 — 11 000 ккал/кг), диэлектрическая проницаемость 2—2,5, электрическая проводимость 2 × 10 -10 —0,3 × 10 -18 ом -1 × см -1 . Вязкость изменяется в широких пределах (при 50 °С 1,2—55 сст) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Температура вспышки нефти колеблется в широких пределах (от ниже — 35 до 120 °С) в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Основу технологической классификации нефтей в СССР (ГОСТ 912—66) составляют: содержание серы (класс I — малосернистые нефти, включающие до 0,5% S; класс II — сернистые нефти с 0,5—2% S; класс III — высокосернистые нефти, включающие свыше 2% S); потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 °С (тип Т1 — нефти, в которых указанных фракций не меньше 45%, тип Т2 — 30—44,9% и тип Т3 — меньше 30%); потенциальное содержание масел (группы M1, M2, M3 и M4; для M1 содержание масел не меньше 25%, для M4 — меньше 15%); качество масел (подгруппа И1 — нефти с индексом вязкости масла больше 85, подгруппа И2 — нефти с индексом вязкости 40—85); содержание парафина в нефти и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных масел с депарафинизацией или без неё (вид П1 — нефти с содержанием парафина не выше 1,5%, вид П2 — нефти с 1,51—6% парафина и вид П3 — нефти с содержанием парафина больше 6%). Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации нефти. Например, доссорская (Казах. ССР) малопарафиновая нефть имеет шифр 1Т1М1И1П1, т. е. нефть малосернистая с потенциальным содержанием фракций, выкипающих до 350 °С, свыше 45%, потенциальным содержанием масел выше 25%, индексом вязкости масла больше 85 и содержанием парафина менее 1,5%.

Технологическая классификация может быть использована для сортировки нефти (при направлении для переработки на заводах), учёта качества при планировании добычи и переработки и при проектировании новых заводов. За рубежом нефть сортируют в основном по плотности и содержанию серы.

Начало применения нефти археологи относят к 6-му тыс. до н. э. В 3-м тыс. до н. э. в государствах Двуречья и Египте асфальт использовали как связующее и водонепроницаемое вещество вместе с песком и известью для изготовления мастики, применяемой при сооружении зданий из кирпича и камня, дамб, причалов и дорог. Нефть сжигали в светильниках и применяли в качестве лекарства. Её использовали в военном деле как воспламеняющееся вещество вместе с селитрой, серой и смолой для изготовления «огненных стрел» и «огненных горшков».

В средние века упоминания о нефти встречаются у писателей Ближнего и Среднего Востока, Средней Азии и Западной Европы. В 16—17 вв. нефть была предметом торговли. В коммерческих словарях указывалось, что она привозится в Марсель из Лангедока (приморской области Франции), турецкого г. Смирны и сирийского г. Алепно (до 4,5 т в год). В 18 в. появляются первые научные труды о нефти. В 1721 греческий учёный Эйрини д’Эйринис, живший во Франции, опубликовал результаты исследования нефти и асфальта.

Состояние Бакинского нефтяного промысла в 13 в. описано Марко Поло. Он указывает, что Бакинская нефть применялась для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней. В центральные районы России в 16—17 вв. нефть привозилась из Баку. Её применяли в медицине, живописи в качестве растворителя при изготовлении красок, а также в военном деле для изготовления гранат, негасимых ветром свечей и «светлых» ядер для «огнестрельных потешных стрельб».

Перегонка нефти была известна в начале нашей эры. Этот способ очистки применялся для уменьшения неприятного запаха нефти при использовании её в лечебных целях. В иностранных и рус. лечебниках 15—17 вв. нефть рекомендуется как наружное и внутреннее средство. Считалось, что нефть помогает при воспалительных процессах. В лечебниках даётся также описание способа перегонки нефти по опытам римского врача Кассия Феликса и арабского учёного 11 в. Авиценны. О перегонке бакинской нефти впервые упоминает хорезмийский географ 13 в. Бекран. Большое внимание перегонке нефти уделялось в 18 в. в связи с поисками и изучением нефтяных месторождений. В 1748 в лаборатории Берг-Коллегии в Москве перегонялась нефть, найденная на р. Ухте. В той же лаборатории перегонялась нефть, добытая на р. Соке в 1754. В небольшом количестве нефть перегоняли в колбах, а в большем — в кубах. Нефтеперегонный завод с кубами периодического действия был впервые в мире построен крепостными крестьянами братьями Дубиниными вблизи г. Моздока в 1823. Из 40 вёдер нефти, заливаемой в куб, они получали 16 вёдер перегнанной. В 1837 началась перегонка грозненской нефти на заводе откупщика В. Швецова. В этом году было отправлено в Москву 1000 пудов (16,38 т) перегнанной нефти. Завод для перегонки бакинской нефти был построен в Балаханах Н. И. Воскобойниковым. На заводе в 1837—39 было переработано 19,4 т нефти. В 1859 в Сураханах промышленники В. А. Кокорев, Н. Е. Торнау и П. И. Губонин приступили к строительству завода для получения фотогена из бакинского кира. На этом заводе была начата (1860) переработка нефти и введена кислотно-щелочная очистка фотогена (позже слово «фотоген» было заменено словом «керосин»). В 1866 на нефтеперегонных заводах бывшей Бакинской губернии было получено 1600 т керосина. Через 3 года в Баку было 23 нефтеперегонных завода, а в 1873 — 80 заводов, способных дать 16 350 т керосина в год.

С начала 70-х гг. 19 в. на нефтеперегонных заводах наблюдался рост числа кубов и их размеров без значительного изменения конструкции. Такая технология не соответствовала всё возрастающим потребностям в нефтепродуктах. Кроме того, кубы периодического действия не обеспечивали надёжного разделения нефти на фракции, улучшения отбора керосина и смазочных масел и повышения их качества. На необходимость непрерывной перегонки нефти указывал Д. И. Менделеев в 1863, когда он посетил завод А. В. Кокорева в Сураханах. В 1873 нефтепромышленник А. А. Тавризов разработал конструкцию аппарата непрерывного действия, являющегося прототипом ректификационной колонны. Непрерывная перегонка нефти в кубовых батареях была осуществлена в 1883 на заводе братьев Нобель в Баку. На этих кубах были установлены дефлегматоры, устроенные в виде двух цилиндров, вложенных один в другой. Непрерывнодействующий перегонный аппарат был предложен В. Г. Шуховым и Ф. А. Инчиком (1886). Этот аппарат был установлен на заводе С. М. Шибаева в Баку. Новая установка позволяла ежесуточно перегонять количество нефти, равное 27 объёмам аппарата, тогда как в кубе периодического действия можно было перегнать только полтора объёма, а в кубовой батарее — четыре. Основные технические принципы, заложенные в конструкции этого аппарата, используются в современных нефтеперегонных установках. Оригинальные установки для непрерывной перегонки нефти были разработаны О. К. Ленцем, Г. В. Алексеевым, Ю. В. Лермонтовой и др. русскими инженерами и химиками. Наиболее широкое распространение получили кубовые батареи непрерывного действия, вытеснившие периодические кубы. В 1893 непрерывнодействующих кубов было 15,7%, а в 1899 — 60% от общего числа кубов в нефтеперерабатывающей промышленности. Основными продуктами нефтеперерабатывающей промышленности были керосин и мазут. На долю керосина в 1899 приходилось 30—33%; кроме того, получали смазочных масел 2—3%, бензина 3%, остальное составлял мазут.

Нефтеперегонные заводы в 40-х гг. 19 в. появляются в др. странах: Дж. Юнг начал перегонку нефти на заводе в Великобритании в 1848, в 1849 С. М. Киром был построен завод по перегонке нефти в Пенсильвании (США). На этом заводе была введена кислотно-щелочная очистка нефтепродуктов. Во Франции первый нефтеперегонный завод построен А. Г. Гирном в Эльзасе (1854). На заводе из нефти и асфальта получали смазочные масла. При перегонке нефти на заводе применялся перегретый пар. В 1866 Дж. Юнг взял патент на способ получения керосина из тяжёлых нефтей при перегонке под давлением. Этот способ перегонки был назван крекингом. К 1869 давление во время перегонки нефти на лабораторной установке было доведено до 3,7 × 10 5 н/м 2 (около 3,8 ам). При обычной перегонке из нефти различных месторождений Юнг получал 2,5—20% керосина, а при крекинге 28— 60%.

В дореволюционной России вследствие слабого развития автомобильной и авиационной промышленности спрос на бензин вполне удовлетворялся бензином прямой перегонки. Однако к началу 20 в. русские учёные и инженеры подробно изучили процесс переработки нефти, сопровождающийся разложением исходных углеводородов под влиянием высокой температуры и давления. В 1875 А. А. Летний проводил опыты по получению ароматических углеводородов пиролизом нефти. Работа Летнего завершилась созданием промышленной установки на Константиновском заводе В. И. Рагозина. Ароматические углеводороды из нефти были необходимы для получения красителей, используемых в развивавшейся в то время текстильной промышленности. С той же целью пиролиз нефти и нефтяных остатков изучали Ю. В. Лермонтова, Б. В. Марковников, К. И. Лисенко, Г. В. Алексеев, Н. Д. Зелинский.

В 1891 В. Г. Шухов и С. Гаврилов разработали аппарат для крекинг-процесса. Они впервые предложили осуществлять нагревание нефти не в цилиндрических кубах, а в трубах при её вынужденном движении. Их научные и инженерные решения были повторены У. М. Бартоном и др. при сооружении крекинг-установки в США в 1915—18. Основным способом переработки нефти в России до 1917 была непрерывная перегонка нефти в кубовых батареях. О переработке нефти в СССР см. в ст. Нефтеперерабатывающая промышленность.

Перед переработкой нефть подвергают обессоливанию и одновременно обезвоживанию. С этой целью на нефтеперерабатывающих заводах применяют электрообессоливающие установки. Нефть при тщательном перемешивании промывают небольшим количеством пресной воды с добавкой деэмульгатора, образующуюся эмульсию подогревают до 100—140 °С, а иногда и до 160 °С и подают в непрерывнодействующие электродегидраторы. Под воздействием электрического поля высокого напряжения (1,5—3 кв/см), деэмульгатора и нагревания эмульсия быстро разрушается, вода с растворёнными в ней солями отстаивается и удаляется. После электрообессоливания содержание влаги в нефти снижается до 0,05—0,2% и хлоридов до 0,5—5 мг/л.

Многие лёгкие нефти после обезвоживания и обессоливания подвергают стабилизации — отгонке пропан-бутановой, а иногда частично и пентановой фракции углеводородов. Удаление этих фракций необходимо для того, чтобы снизить потери ценных углеводородов при транспортировке и хранении нефти, а также обеспечить постоянное давление паров нефти, поступающей на нефтеперегонные установки. Стабилизацию нефти производят на комплексных установках в сочетании с обезвоживанием и обессоливанием или на специальных установках с колонкой для отбора пропан-бутановой фракции. Получаемая при стабилизации нефти пропан-бутановая фракция является ценным сырьём для нефтехимической промышленности.

Основным процессом переработки нефти (после обезвоживания, обессоливания и стабилизации) является перегонка, при которой из нефти сначала отбираются в зависимости от поставленной цели следующие нефтепродукты: бензины (авиационный или автомобильный), реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо и мазут. Мазут служит в качестве сырья для получения дистиллятных масел (см. Масла нефтяные), парафина, битумов, для крекинга или может быть использован в качестве жидкого котельного топлива. Остаток (концентрат, гудрон) после отгонки от мазута масляных дистиллятов служит для получения остаточных масел или как сырьё для различных деструктивных процессов, а после окисления может быть использован в качестве дорожного и строительного битума или в качестве компонента котельного топлива.

Значительный рост потребления нефтепродуктов и всё более жёсткие требования к их качеству вызвали необходимость в так называемой вторичной переработке нефти, связанной с изменением структуры углеводородов, входящих в её состав, а также получением функциональных производных, содержащих кислород, азот, хлор и др. элементы. К числу вторичных процессов переработки относятся термический, термо-контактный и каталитический крекинг, термический и каталитический риформинг, гидрокрекинг, платформинг, алкилирование, изомеризация, дегидроциклизация, полимеризация, деструктивная гидрогенизация, пиролиз, коксование. В результате вторичной переработки из нефти получают исходные вещества для производства важнейших продуктов: каучуков синтетических, волокон синтетических, пластических масс, поверхностно-активных веществ, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей и многих др.

Для удаления нежелательных компонентов (сернистых, смолистых и кислородсодержащих соединений, а также полициклических ароматических углеводородов) нефтепродукты, полученные при прямой перегонке и при вторичных процессах, подвергаются очистке с помощью различных физических и физико-химических методов (см. Очистка нефтепродуктов).

Сырьё, необходимое для нефтехимической промышленности, получают из нефти с использованием: а) физических методов; (перегонки, экстракции, кристаллизации, адсорбции и т. д.), а также карбамидной и низкотемпературной депарафинизаций — при помощи этих методов из нефти выделяют индивидуальные углеводороды или их классы; б) так называемых вторичных процессов переработки, в результате чего получаются углеводороды, не присутствующие в сырой нефти или присутствующие в незначительном количестве (ненасыщенные и ароматические углеводороды). Из парафиновых (алканы) углеводородов наибольшее применение для нефтехимической промышленности нашли газообразные (при нормальных условиях) или жидкие низкокипящие углеводороды: метан, этан, пропан, бутан и пентаны, а также высокомолекулярные углеводороды с 10—20 атомами углеводорода в молекуле. Из нафтеновых углеводородов важнейшим исходным материалом для нефтехимической промышленности является циклогексан, из ароматических — бензол, толуол, ксилолы, этилбензол. Из ненасыщенных углеводородов в качестве сырья для нефтехимической промышленности служат главным образом этилен, пропилен и ацетилен.

Лит.: Геология нефти, Справочник, т. 1, под ред. Н. А. Еременко, М; Еременко., 1960 Н. А., Геология нефти и газа, 2 изд., М., 1968; Карцев А. А., Основы геохимии нефти и газа, М., 1969; Леворсен А., Геология нефти и газа, пер. с англ., 2 изд., М., 1970; Вассоевич Н. Б., Источник нефти — биогенное углеродистое вещество, «Природа», 1971, № 3; Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нефтидов, М., 1972 (Международный геологический конгресс. XXIV сессия. Доклады советских геологов. Проблема 5); Мелик-Пашаев В. С., Методика разведки нефтяных месторождений, М., 1968; Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа, М., 1968; Поисковые критерии прогноза нефтегазоносности, Л., 1969; Лисичкин С. М., Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности, М. — Л., 1954; Проектирование разработки нефтяных месторождений, М., 1962; Технология и техника добычи нефти и газа, М., 1971; Крылов А. П., Назаретов М. Б., Технический прогресс в добыче нефти и его роль в развитии нефтяной промышленности, «Нефтяное хозяйство», 1973, № 1; Лутошкин Г. С., Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту, М., 1972; Surface operations in petroleum production, ed. G. V. Chilingar, C. М. Beeson, N. Y., 1969; Сергиенко С. Р., Очерк развития химии и переработки нефти, М., 1955; Трошин А. К., История нефтяной техники в России (XVII в. — вторая половина XIX в.), М., 1958; Кострин К. В., Почему нефть называется нефтью, М., 1967; Redwood В., Petroleum, 4 ed., v. 1—3, L., 1922; Forbes R. J., Bitumen and petroleum in antiquity, Leiden, 1936; его же, Studies in early petroleum history, Leiden, 1958; History of petroleum engineering, ed. D. V. Carter, N. Y., 1961; Наметкин С. С., Химия нефти, М., 1955; Добрянский А. Ф., Химия нефти, Л., 1961; Нефти восточных районов СССР, Л., 1958; Новые нефти восточных районов СССР, М., 1967; Нефти СССР. Справочник, под ред. З. В. Дриацкой [и др.], т. 1—3, М., 1971—; Соколов В. А., Бестужев М. А., Тихомолова Т. В., Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением, М., 1972; «Chemical Age of India», 1968, v. 19, № 10; Petroleum processing handbook, ed. F. William, [a. o.], N. Y., 1967; Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения, М., 1967; Каспарьянц К. С., Промысловая подготовка нефти, М., 1966; Эрих В. Н., Химия нефти и газа, 2 изд., Л., 1969; International Petroleum Encyclopedia, Tulsa (Oklahoma), 1973.

Вассоевич Н. Б. и Калинко М. К. (Нефтегазоносные бассейны, области, районы, месторождения),

Дриацкая З. В. и Левченко Д. Н. (Химический состав и физические свойства. Технологическая характеристика. Переработка).

Рис. 2. Распределение мировых запасов нефти и её суммарной добычи в капиталистическом мире (по обзору «Бритиш петролеум компани», 1971).

Рис. 3. Соотношение добычи и потребления нефти в капиталистических странах (по обзору «Бритиш петролеум компани», 1971).

Рис. 11. Схема очистки сточных вод нефтепромыслов по закрытой системе: 1 — напорный горизонтальный отстойник; 2 — дегазатор; 3 — напорный кварцевый фильтр; 4 — промежуточная ёмкость; 5 — насосы для подачи воды в систему заводнения; 6 — насос для промывки кварцевых фильтров; 7 — резервуар очищенной воды для промывки кварцевых фильтров; 8 — резервуар-отстойник для воды от промывки фильтров; 9 — насос для перекачивания воды после промывки фильтров; 10 — сброс ливневых вод. УПН — установка подготовки нефти; 11 — приёмная камера насоса; 12 — насос для перекачивания промышленных и ливневых вод в резервуар-отстойник; 13 — аварийная ёмкость; 14 — резервуар-отстойник для промышленных и ливневых вод; 15 — насос для перекачивания промышленных и ливневых вод на фильтрование или в поглощающие скважины.

Рис. 8. Схема разделения разреза многопластового месторождения на этажи разведки: 1 — нефтенасыщенные песчаники; 2 — водонасыщенные песчаники; 3 — нефтенасыщенные известняки; 4 — водонасыщенные известняки.

Рис. 4. Распределение мировых запасов нефти (в крупных и средних месторождениях) по глубинам залегания (по Н. Б. Вассоевичу, 1973): 1 — интенсивность генерации нефти (в условных единицах); 2 — запасы нефти (%). ГЗН — главная зона нефтеобразования.

Рис. 6. Геологический разрез месторождений Локбатан (по А. М. Ахмедову и Б. К. Бабазаде): 1 — песчаники; 2 — глины; 3 — нефть; 4 — газ.

Рис. 5. Различного типа залежи нефти в гидравлически незамкнутых (1—3) и замкнутых (4—6) ловушках: 1 — пластовые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи; 2 — массивная сводовая газонефтяная залежь; 3 — нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр., рифа) или вторичного (эрозионного); 4 — нефтяная залежь, экранированная стратиграфическим несогласием; 5 — нефтяная залежь в ловушке первичного (фациального, литологического) выклинивания коллектора; 6 — тектонически экранированная залежь нефти; а — нефть; б — газ; в — вода.

Нефтегазоносные осадочные бассейны мира (разведанные и перспективные).

Рис. 10. Схема автоматизированной высоконапорной системы промыслового сбора и подготовки нефти, газа и воды для больших по площади месторождений: 1 — трубопроводы от скважин; 2 — автоматизированная установка по замеру продукции; 3 — сборный коллектор для нефтегазоводяной смеси; 4 — первая ступень сепарации; 5 — трубопровод для подачи нефтеводяной смеси на центральный пункт обезвоживания; 6 — подача газа на газобензиновый завод; 7 — сепаратор — делитель потока жидкости для равномерного распределения эмульсии по сепараторам – деэмульсаторам; 8 — сепаратор – деэмульсатор; 9 — установка подготовки сточной воды; 10 — сборный водовод сточной воды; 11 — сборный нефтепровод товарной нефти; 12 — компрессорная станция; 13 — газобензиновый завод; 14 — герметизированные резервуары товарной нефти; 15 — нефтяной насос для создания дополнительного напора; 16 — автоматизированная установка сдачи товарной нефти «Рубин – 4»; 17 — возврат некондиционной нефти на доочистку; 18 — насосная магистрального нефтепровода; 19 — магистральный нефтепровод; 20 — водяной насос.

Рис. 9. Схема расположения скважин при разработке нефти с заводнением пластов: 1 — внешний контур нефтеносности; 2 — внутренний контур нефтеносности; 3 — нагнетательные внутриконтурные скважины; 4 — нагнетательные законтурные скважины; 5 — эксплуатационные скважины.

Рис. 7. Схема заложения поисковых скважин: а — сводовые пластовые залежи; б — пластовые литологически экранированные залежи (1 — нефтенасыщенные песчаники; 2 — водонасыщенные песчаники; 3 — шток каменной соли).

Http://www. xumuk. ru/bse/1809.html

Стремительному развитию нефтедобывающей промышленности способствовало изобретение двигателей – парового, а после него дизельного и бензинового. Одним из наиболее важных свойств нефти считается ее склонность к горению.

Основным продуктом нефтепереработки, безусловно, является жидкое топливо (занимает более 50 % от общего объема продукции, производимой из нефти во всем мире):

2-е место после топлива занимает производство пластмассы – ежегодный объем выпускаемой продукции превышает 180 млн. тонн. Он присутствует в бытовой технике, отдельных элементах автомобилей, самолетов, поездов, промышленной техники. Сантехника, холодильники, канцелярские товары производятся из стирола, а детские игрушки, обувная подошва и оболочка силовых кабелей – из этиленвинилацетата. А эти материалы также производятся путем переработки нефтепродуктов.

Медицина – салициловая кислота, необходимая для производства аспирина, фенилсалицилата (препарат, используемый при желудочно-кишечных заболеваний) и парааминосалициловой кислоты (применяется в составе противотуберкулезных лекарственны средств) вырабатывается из фенола. Нефтепродукты присутствуют во множествах антимикробных, противоаллергических препаратах и антибиотиках; Косметология и украшения – тени для век, лак для ногтей, косметические карандаши, всевозможные красители, бижутерия, большинство ароматов для духов синтезируются именно из нефтехимических продуктов; Производство синтетических тканей – прочный нейлон, мягчайший акрил, эластичная лайкра, воздухонепроницаемый и не мнущийся полиэстер. Из них изготавливаются быстросохнущие, удерживающие тепло вещи, а также нижнее белье и купальники, колготки, обувь и сумки.

В сыром виде нефть используется лишь при строительстве линий электропередач и трубопроводов для закрепления барханных песков.

Из отходов нефтеперерабатывающего производства производят кокс, широко используемый при изготовлении сварочных электродов и в металлургической отрасли.

Большую популярность завоевала «белая нефть» (дает свыше 80 % керосина) при лечении некоторых онкологических заболеваний. А о целебных свойствах керосина знают практически все – народные лекари делают из него различные мази и настойки, рекомендуют натирать им больные участки на теле, прикладывать компрессы.

Продуктом вторичной переработки нефти является сырье, используемое при изготовлении синтетических резины, ткани, каучука, полимерных пленочных материалов, лакокрасочных покрытий, моющих средств, удобрений и многого другого. Гудрон (остаточный концентрат после переработки нефти) применяется при изготовлении строительных и дорожных покрытий.

А совсем недавно нашли еще одно применение нефти – человеческая пища. Это достигнуто благодаря микробиологическому синтезу белка из отходов нефтеперерабатывающего производства и нефтепродуктов. Полученный таким образом белок заменяет одноименный продукт животного происхождения и используется для производства различных пищевых продуктов.

Http://coroma. ru/stati/gde-ispolzuetsya-neft. htm

Поделиться ссылкой: