Utvinning av olje er. Moderne oljeproduksjonsteknologi

2017: 546 millioner tonn (-0,2%). Liste over største gruveselskaper

2015: Ny rekord for produksjonsvolum

Den absolutte maksimale produksjonen i USSR ble vist i 1988 på nivået 11,07 millioner fat per dag. Da, i tillegg til RSFSR, ga også republikker som den kasakhiske SSR, Aserbajdsjan SSR, Turkmen SSR og Usbekisk SSR et betydelig bidrag til produksjonen.

I september 2015 satte Russland ny rekord for oljeproduksjon for den post-sovjetiske perioden – produksjonsnivået, ifølge det russiske energidepartementet, utgjorde 10,74 millioner fat per dag. Dette er 0,4 % (30 tusen fat per dag) høyere enn i august 2015. Det forrige maksimumet ble vist i mars 2015 til 10,71 millioner fat per dag.

Generelt var Russlands oljeproduksjonstall i september de høyeste for hele perioden etter Sovjetunionens kollaps.

Ifølge Deutsche Bank-eksperter, sitert av Wall Street Journal, vil Russland mest sannsynlig også sette ny rekord for gjennomsnittlig årlig produksjon ved slutten av 2015: ifølge prognoser vil oljeproduksjonen i 2015 utgjøre 10,6 millioner fat per dag sammenlignet med med den forrige postsovjetiske rekorden på 10,58 millioner fat per dag, som ble vist i 2014.

2013: Russland er den største oljeprodusenten i verden

I 2013 var Russland verdens største oljeprodusent, foran Saudi-Arabia, sin nærmeste konkurrent, med en million fat per dag.

I 2013 satte Russland en ny årlig rekord for oljeproduksjon, og overgikk alle industribeste siden tidlig på 1990-tallet. Dette ble uttalt av den russiske drivstoff- og energiministeren Alexander Novak. Ifølge ministeren utgjorde produksjonen 523,2 millioner tonn, som er 4,5 millioner mer enn i 2012.

Novak bemerket at i henhold til prognosen for landets sosioøkonomiske utvikling, antok han oljeproduksjon på nivået 505-510 millioner tonn. Han la til at fjorårets vekst ble oppnådd blant annet takket være endringer i russisk skattelovgivning som stimulerer produksjonen av reserver som er vanskelig å utvinne.

En av komponentene i denne veksten var Rosnefts arbeid på Vankor-feltet i Krasnoyarsk-territoriet, hvor selskapet klarte å øke produksjonen betydelig. I tillegg begynte Gazprom å produsere mer råolje.

Transport: Transnefts rolle

Oljeeksport

2017: 252 millioner tonn (-0,9 %)

Rørledninger

En annen viktig eksportkanal er rørledninger. De ble bygget hovedsakelig under sovjettiden og når nå grensene til mange CIS-land. Druzhba-oljerørledningen, som ble skapt for å transportere olje til landene i den sosiale blokken og nå leverer drivstoff til Tyskland og Polen, er allerede et halvt århundre gammel. Totalt hjelper Druzhba med å sende mer enn 60 millioner tonn olje til Europa årlig.

De siste årene har Kina blitt en ny rørledningsdestinasjon for Transneft, som mottar olje gjennom en gren av rørledningen Øst-Sibir - Stillehavet som går fra Skovorodino i Amur-regionen. Ifølge det statseide selskapet selv var volumet av forsyninger til Kina via oljerørledningen i 2011 nesten like mye som Tsjekkia, Slovakia og Ungarn til sammen (mer enn 15 millioner tonn) kjøper via Druzhba.

Jernbane

Oljehandlere

Russisk olje leveres hvert år til dusinvis av land rundt om i verden - fra vesteuropeiske land til Japan og. Riktignok er levering til sluttforbrukere i de fleste tilfeller ikke selskapenes bekymring. Faktum er at når det gjelder eksport av olje til utlandet, foretrekker de å samarbeide med handelsmenn som kjøper drivstoff fra dem og selger det på markedet selv. Dette reduserer lønnsomheten til virksomheten, men sikrer russerne mot nødssituasjoner. For eksempel, hvis et oljeraffineri som brukte russisk olje et sted i Europa stenger, blir dette en hodepine for forhandleren, ikke produsenten.

Litasco (Lukoil)

Valget mellom næringsdrivende og direkteleveranser er aktuelt for bedrifter som ikke har egne næringsdrivende. Dermed opprettet Rosneft sin egen forhandler, registrert i Sveits, først i 2011, men Lukoil har jobbet gjennom sitt heleide datterselskap Litasco i mer enn ti år (januar 2013). Samtidig er Litascos handelsvolumer ikke begrenset til olje og oljeprodukter fra Lukoil: ifølge selskapets offisielle data kjøpte det i 2011 "utenfor" 20 millioner tonn olje og 37 millioner tonn oljeprodukter.

Sunimex (Sergey Kishilov)

Det er enda vanskeligere å få informasjon om handelsmenn uavhengig av gruveselskaper. Selv børsnoterte selskaper er ikke pålagt å offisielt publisere strukturen til eksportforsyningene sine. På sin side har traderne selv heller ikke hastverk med å gjøre noen rapportering tilgjengelig. For eksempel inntar næringsdrivende Sunimex en ledende posisjon i forsyningen av russisk olje via Druzhba-rørledningen til Tyskland, men detaljene i virksomheten hans forblir i skyggen. Det eneste som kan sies sikkert om Sunimex er at det administreres av gründer Sergei Kishilov.

Gunvor (Gennady Timchenko)

Selv inntil nylig rapporterte den største forhandleren av russisk olje som ankommer havner, selskapet Gunvor, om resultatene av sine aktiviteter bare når den trenger det og bare i de volumene den anser som tilstrekkelige. Det er kjent at Gunvors omsetning i 2010 utgjorde 104 millioner tonn oljeekvivalenter, men hva Russlands andel av det er, er uklart.

Data for 2010 reflekterer dårlig dagens tilstand, også fordi markedssituasjonen i seg selv har endret seg betydelig. Hvis tidligere de viktigste eksportvolumene av olje fra Rosneft, Surgutneftegaz, TNK-BP ble solgt av Gennady Timchenkos selskap, tapte det uventet flere anbud i Russland i 2012. I september 2012 rapporterte Reuters at Gunvors handelsvolum av den russiske Ural-oljen falt flere ganger, ettersom konkurrentene Shell, Vitol og Glencore vant anbudene til Rosneft, Surgutneftegaz og TNK-BP.

Gunvor forklarte imidlertid at de ikke forlot det russiske markedet, men ganske enkelt endret forretningskonseptet: Hvis selskapet tidligere var interessert i langsiktige kontrakter, kjøper nå forhandleren russisk olje på det åpne markedet, hvor noen ganger kostnadene for råvarer er enda lavere enn under langsiktige kontrakter. For Rosneft er det tvert imot lønnsomt å inngå avtaler for flere år i forveien og få forskuddsbetaling for dem. Disse midlene kan brukes til å betale for TNK-BP-aksjer og dermed unngå å ta opp et dyrt lån.

Glencore

Rett før nyttår 2013 ble Gunvor utdelt nok et slag: Glencore og Vitol ble enige om en langsiktig kontrakt med Rosneft for 67 millioner tonn olje. Det russiske selskapet forplikter seg til å levere dette råstoffet til handelsmenn innen fem år. Glencore og Vitol har med andre ord kontrahert en femtedel av Rosnefts årlige eksport gjennom Transneft.

Allerede i 2013 ble det klart at aksjene mellom Glencore og Vitol ville bli ujevnt fordelt. Ifølge det samme Reuters-byrået vil Glencore motta opptil 70 prosent av det totale volumet av olje, noe som vil gjøre det til en av de største eller til og med største forhandlerne av russisk olje.

Kommer det nye handelsmenn?

Sjansene for at enhver ny handelsmann vil begynne å handle russisk olje i nær fremtid er små: selskaper som jobber gjennom sine egne datterselskaper vil prøve å utvikle dem først, mens resten har samarbeidet med nåværende markedsaktører i mange år og stoler fullstendig på dem. Samtidig kan det skje endringer i den betingede rangeringen av de største handelsmennene, spesielt med tanke på at konkurransen vil fortsette å øke, i hvert fall på grunn av en reduksjon i mengden oljeeksport.

Direkte kontrakter

Fram til 2013 leverte Rosneft olje via Druzhba-rørledningen til Tyskland til et joint venture mellom BP og Rosneft, men fra 2013 skulle betydningen av dette selskapet øke. Dermed ble det i februar 2013 kjent at Rosneft hadde signert en direkte kontrakt for levering av rundt seks millioner tonn årlig til Polen. Lignende avtaler er signert med Total og Shell, og en annen forventes å bli signert med Eni i nær fremtid. Riktignok er ikke kjøpsvolumene fra Total, Shell og Eni angitt i offisielle rapporter.

Ikke bare markedsledere, men også alle andre går gradvis over til direkte kontrakter. Dermed meldte konsulentselskapet Argus i januar 2013 at Tatneft hadde blitt enig med polske Grupa Lotos om direkte leveranser til oljeraffineriet i Gdansk. Det er sant at denne informasjonen ikke ble offisielt bekreftet.

Eksportavgift og økonomisk avhengighet av olje

Oljeeksportavgiften i 2012 holdt seg på rundt 400 dollar per tonn olje. Dette betyr at på grunn av eksport mottok statsbudsjettet omtrent 84 milliarder dollar (2,5 billioner rubler) i oljeavgifter til ikke-CIS-land alene. Til sammenligning utgjorde totale føderale budsjettinntekter (inkludert andre eksportavgifter og skatter) i 2012 12.858 billioner rubler.

Samtidig er russisk økonomi mye mindre avhengig av oljeeksport enn de fleste land – de største oljeeksportørene i verden.

Først startet i andre halvdel av det nittende århundre, i løpet av århundrene ble olje utvunnet av mennesker som bodde i forskjellige deler av verden hvor olje sivet til overflaten. I den russiske føderasjonen dukket den første skriftlige omtalen av å oppnå svart gull opp på det sekstende århundre.

Reisende beskrev hvordan stammer som bodde langs bredden av elven Ukhta i den nordlige Timan-Pechora-regionen samlet inn olje fra overflaten av elven og brukte den til medisinske formål og som oljer og smøremidler. Olje samlet inn fra Ukhta-elven ble først brakt til Moskva i 1597.

I 1702 utstedte tsar Peter den store et dekret som opprettet den første vanlige russiske avisen Vedomosti. Den første avisen publiserte en artikkel om hvordan olje ble oppdaget ved Sok-elven i Volga-regionen, og i senere pengeutgaver handlet det om oljemanifestasjoner i andre regioner i den russiske føderasjonen.

I 1745 fikk Fjodor Pryadunov tillatelse til å starte oljeproduksjon fra bunnen av Ukhta-elven. Pryadunov bygde også et primitivt oljeraffineri og leverte noen produkter til Moskva og St. Petersburg.

Oljemanifestasjoner ble også observert av mange reisende i Nord-Kaukasus. Lokale innbyggere samlet til og med olje ved hjelp av bøtter og øste den ut av brønner på opptil halvannen meters dyp.

I 1823 åpnet Dubinin-brødrene Mozdok for oljeraffinering, samlet fra det nærliggende oljefeltet Voznesenskoye.

Første oljeindustri

Olje- og gassshow ble spilt inn i Baku, på den vestlige skråningen av Det kaspiske hav, av en arabisk reisende og historiker tilbake i det tiende århundre.

Marco Polo beskrev senere hvordan folk i Baku brukte olje til medisinske formål og til religiøse tjenester.

I andre halvdel av det nittende århundre ble det funnet oljefelt i andre deler av landet. I 1864 begynte en brønn boret i Krasnodar-regionen å strømme for første gang.

Fire år senere ble den første oljeproduksjonsplattformen boret på bredden av Ukhta-elven, og i 1876 startet kommersiell produksjon på Cheleken-halvøya på territoriet til det moderne Turkmenistan.

Ytterligere tonn svart gull ble brukt for å møte behovene til nye fabrikker som ble bygget fra 1930- til 1950-tallet.

Omsk-anlegget ble åpnet i 1955 og ble deretter et av de største oljeraffineringsanleggene i verden.

Veksten i produksjonen tillot Union of Soviet Socialist Republics (CCCP) å øke eksporten av svart gull i et betydelig tempo. Moskva forsøkte å maksimere valutainntekter fra eksport av svart gull og kjempet aktivt for å øke sin andel på verdensmarkedet.

På begynnelsen av 1960-tallet ble Union of Soviet Socialist Republics (CCCP) fordrevet som den nest største oljeprodusenten i verden. Utgivelsen av store mengder billig sovjetisk svart gull på markedet tvang mange vestlige oljeorganisasjoner til å redusere prisen på produsert olje, og dermed reduserte avgiftene for bruk av undergrunn til regjeringene i Midtøsten. Denne nedgangen var en av årsakene til opprettelsen av de svarte gullproduserende landene (OPEC).

Produksjonen i Volga-Ural-regionen toppet seg med 4,5 millioner fat per dag i 1975, men falt senere igjen til to tredjedeler av det nivået. Akkurat som Union of Soviet Socialist Republics (CCCP) tenkte på hvordan den kunne opprettholde produksjonsnivåer fra Volga-Ural-feltene, ble oppdagelsen av de første store feltene i Vest-Sibir offentliggjort.

På begynnelsen av 1960-tallet ble de første reservene i denne regionen utforsket, hvorav den viktigste var det supergigantiske Samotlor-feltet, oppdaget i 1965, med utvinnbare reserver på rundt 14 milliarder fat (2 milliarder tonn).

Det vestsibirske bassenget er preget av vanskelige naturlige og klimatiske forhold der olje måtte utvinnes, og et enormt territorium som strekker seg fra permafrostsonen i polarsirkelen til ugjennomtrengelige torvmyrer i sør.

Men til tross for disse vanskelighetene, var Union of Soviet Socialist Republics (CCCP) i stand til å øke produksjonen i regionen i en astronomisk hastighet. Produksjonsveksten i Vest-Sibir forutbestemte økningen i produksjonen i Union of Soviet Socialist Republics (CCCP) fra 7,6 millioner fat (mer enn en million tonn) per dag i 1971 til 9,9 millioner fat (omtrent 1,4 millioner tonn) per dag i 1975 år. På midten av 1970-tallet fylte produksjonen i den vestlige sibirske regionen gapet etter fallende produksjon i Volga-Ural-regionen.

Nedgang i oljeproduksjonen

Etter å ha oppnådd fenomenal produksjon fra feltene i det vestsibirske bassenget, begynte den sovjetiske oljeindustrien å vise tegn til nedgang. De vestsibirske feltene var relativt billige å bygge ut og ga betydelige fordeler på grunn av størrelsen, og sovjetiske planleggere prioriterte å maksimere kortsiktig fremfor langsiktig oljeutvinning.

Samme år nådde produksjonsnivået i Vest-Sibir 8,3 millioner fat per dag. Men fra det øyeblikket kunne et betydelig fall i produksjonen ikke lenger unngås på grunn av dårlig produksjonsteknologi; til tross for en kraftig økning i kapitalinvesteringer, kunne Union of Soviet Socialist Republics (CCCP) bare begrense produksjonsnedgangen frem til begynnelsen av 1990.

Men så kom kollapsen i produksjonen, som var like kraftig som veksten - produksjonsnivåene i Russland falt jevnt i et tiår og la seg på et nivå som var nesten halvparten mindre enn den opprinnelige toppen.

Økonomiske vanskeligheter for selskaper provoserte en kraftig nedgang i volumet av nytt letearbeid, borevolumer og til og med volumet av overhalinger av eksisterende brønner. Resultatet var en situasjon som førte til et ytterligere uunngåelig fall i produksjonen.

De største oljeproduserende selskapene i verden

La oss vurdere hovedkarakteristikkene til råstoffbasen til oljeindustrien til de russiske enhetene. På grunn av de spesifikke geologiske forholdene har hvert av disse territoriene et individuelt fokus på geologisk letearbeid og tilhørende tekniske og økonomiske problemer.

Oljeselskapet Saudi Aramco i Saudi-Arabia (12,5 millioner b/d)

Saudi Aramco er det nasjonale oljeselskapet i Saudi-Arabia. Verdens største oljeselskap målt i oljeproduksjon og størrelse. I følge avisen er det også det største selskapet i verden etter virksomhet (781 milliarder dollar). Hovedkvarteret er i Dhahran.

Det russiske oljeselskapet Gazprom (9,7 millioner b/d)

Russisk selskap kontrollert av staten. Hovedtyngden av produserte hydrokarboner er gass, selv om Gazprom eier nesten 100 % av aksjene i et stort selskap (tidligere Sibneft). Staten eier litt mer enn 50 % av Gazprom-aksjene. Imidlertid er den virkelige gruppen i selskapet nært knyttet til "St. Petersburg" politiske og forretningsmessige gruppe. Gazprom betjenes av den private, Rossiya-kontrollerte fra St. Petersburg, den såkalte "vennerbanken til Vladimir Putin", byggekontrakter utføres av selskaper i samme gruppe, landets største forsikringskonsern SOGAZ, en del av "perimeter" av Gazprom, tilhører Rossiya Bank

Det iranske oljeproduserende selskapet National Iranian Oil Co. (6,4 millioner b/d)

Fullstendig iransk. Den siste tiden har det hatt vanskeligheter med salg på grunn av sanksjoner pålagt oljeeksport fra vestlige land. Ikke desto mindre samarbeider Iran med suksess med, og forsyner dem med olje i bytte ikke bare mot, men også for eksempel gull eller.

ExxonMobil (5,3 millioner b/d)

Det største private olje- og gasselskapet i verden med årlige inntekter på rundt 500 milliarder dollar. I motsetning til de fleste andre olje- og gasselskaper er det virkelig globalt, og opererer i dusinvis av land rundt om i verden. Et av de mest forhatte selskapene i verden, hovedsakelig for sin tøffe internasjonale tilnærming og ignorering av fasjonable verdier - fra "grønt" til "blått".

Det russiske oljeproduserende selskapet Rosneft (4,6 millioner b/d)

Oljeselskapet PetroChina (4,4 millioner b/d) i Kina

Statskontrollert kinesisk olje- og gasselskap, det største av de tre kinesiske oljegigantene. Det var en gang det største børsnoterte selskapet i verden, men har siden falt dramatisk i verdi. På mange måter ligner det russiske Rosneft (forbindelser i landets ledelse, gjennomføring av politiske og økonomiske spørsmål, etc.), justert for skala - det kinesiske selskapet er fortsatt flere ganger større.

Det britiske oljeselskapet BP (4,1 millioner b/d)

Britisk "spesialselskap" for å jobbe med ubehagelige regimer. På en gang klarte jeg å jobbe i mange "hot spots", noe som ga fordeler for landet mitt og aksjonærene. De siste årene har den konsentrert sin innsats om oljeproduksjon i USA og Russland. Etter handelen vil TNK-BP bli den største private aksjonæren i Open Joint Stock Company Rosneft. Selskapskontrollert oljeproduksjon vil falle med nesten en tredjedel på grunn av denne avtalen, men samarbeidet med det russiske oljenærmonopolet kan gi ytterligere finansinntekter. Og det er ingen grunn til å bekymre seg for BP - hva er vitsen med å bekymre seg for noe som aldri har skjedd?

Det anglo-nederlandske globale oljeselskapet Royal Dutch Shell (3,9 millioner b/d)

Royal Dutch Shell– 3,9 millioner b/d

Den europeiske analogen til ExxonMobil er et helt privat anglo-nederlandsk globalt selskap med tradisjonelle ideer fra oljeindustrien om forretningsetikk. Arbeider aktivt i Afrika og den russiske føderasjonen.

Det meksikanske oljeselskapet Pemex (3,6 millioner b/d)

Pemex(Petróleos Mexicanos) – 3,6 millioner b/d

Meksikansk statseid oljeprodusent med ekstremt dårlig ledelse. Til tross for tilstedeværelsen i landet av et av verdens største oljeselskaper, importerer det, siden fortjeneste fra salg av olje ikke brukes til raffinering, men til statlige (inkludert sosiale) programmer.

Chevron International Oil Corporation (3,5 millioner b/d) USA

Det malaysiske oljeselskapet Petronas (1,4 millioner b/d)

Petronas– 1,4 millioner b/d

Malaysisk statseid selskap. Sponsorer mye motorsport, inkludert Formel 1.

Oljedannelse

Teorier om opprinnelsen til olje

Første oljeproduksjon

Datoen for første bruk av olje går tilbake til 70 - 40 århundrer f.Kr. Da ble det brukt olje i det gamle Egypt, og det ble fisket på og i det gamle territoriet. Olje sivet ut gjennom sprekker i bakken, og eldgamle mennesker samlet inn dette interessante, oljeaktige stoffet. Dette var et av alternativene for å utvinne "svart gull". Den andre metoden var mer arbeidskrevende. På steder hvor olje sivet ut, gravde de dype brønner, etter en stund ble brønnene fylt opp, og denne væsken kunne folk bare øse ut her og der ved hjelp av en slags beholder.

I dag er denne metoden ikke mulig pga På grunne dyp var denne ressursen oppbrukt.

De mest brukte (mer enn 100 implementeringer) er termiske og gass (CO2) tertiære metoder. I det første tiåret av det 21. århundre, ifølge Aramco-estimater, ble rundt 3 millioner fat per dag produsert ved tertiære metoder (hvorav 2 millioner skyldtes termiske metoder), som er omtrent 3,5 % av den globale oljeproduksjonen.

Oljeleting og produksjon

Den kjente silhuetten av en pumpemaskin har blitt et slags symbol på oljeindustrien. Men før hans tur kommer, går geologer og oljearbeidere gjennom en lang og vanskelig reise. Og det begynner med utforskning av forekomster.

I naturen befinner olje seg i porøse bergarter der væske kan samle seg og bevege seg. Slike raser kalles . De viktigste oljereservoarene er sandsteiner og oppsprukket bergarter. Men for at et avleiring skal dannes, er tilstedeværelsen av såkalte dekk nødvendig - ugjennomtrengelige bergarter som hindrer migrasjon. Vanligvis er reservoaret plassert i en skråning, så olje og gass siver oppover. Hvis folder av stein og andre hindringer hindrer at de kommer til overflaten, dannes det feller. Den øvre delen av fellen er noen ganger okkupert av et lag med gass - en "gasshette".

For å oppdage en oljeforekomst er det derfor nødvendig å finne mulige feller som den kan samle seg i. Først ble det potensielt oljeførende området undersøkt visuelt, og lærte å oppdage tilstedeværelsen av olje ved hjelp av mange indirekte tegn. Men for at søket skal være så vellykket som mulig, er det nødvendig å kunne "se undergrunnen." Dette ble mulig takket være geofysiske forskningsmetoder. Det mest effektive verktøyet viste seg å være et som ble designet for å registrere jordskjelv. Dens evne til å oppdage mekaniske vibrasjoner var nyttig i geologisk utforskning. Vibrasjoner fra eksplosjonene av dynamittskjell brytes av underjordiske strukturer, og ved å registrere dem kan plasseringen og formen til underjordiske lag bestemmes.

En viktig forskningsmetode er selvsagt kjerneboring. Kjerne hentet fra dype brønner blir nøye studert lag for lag ved bruk av geofysiske, geokjemiske, hydrogeologiske og andre metoder. For denne typen forskning bores det brønner på opptil 7 kilometer dype.

Etter hvert som teknologien utviklet seg, ble nye teknikker lagt til geologenes arsenal. Luft- og romfotografering gir et bredere bilde av overflaten. Analyse av fossile rester fra ulike dyp bidrar til å mer nøyaktig bestemme typen og alderen til sedimentære bergarter.

Hovedtrenden for moderne geologisk leting er minimal påvirkning på miljøet. De prøver å gi så stor rolle som mulig til teoretiske spådommer og passiv modellering. Basert på indirekte bevis er det i dag mulig å spore hele "oljekjøkkenet" - hvor det oppsto, hvordan det beveget seg og hvor det befinner seg for øyeblikket. Nye metoder gjør det mulig å bore så få letebrønner som mulig og samtidig øke nøyaktigheten.

Så forekomsten ble funnet, og det ble besluttet å begynne utviklingen. Oljeboring er en prosess der bergarter ødelegges og knuste partikler bringes til overflaten. Det kan være støt eller rotasjon. Under slagboring knuses fjellet av kraftige slag fra boreverktøyet, og de knuste partiklene føres ut av brønnen av en vandig løsning. Under rotasjonsboring heves kuttede bergfragmenter til overflaten ved hjelp av arbeidsfluid som sirkulerer i brønnen. Den tunge borestrengen, som roterer, legger press på borkronen, noe som ødelegger fjellet. Inntrengningshastigheten avhenger av bergartens natur, kvaliteten på utstyret og dyktigheten til boreren.

En veldig viktig rolle spilles av borevæske, som ikke bare bringer steinpartikler til overflaten, men fungerer også som smøremiddel og kjølemiddel for boreverktøy. Det fremmer også dannelsen av en leirekake på brønnens vegger. Borevæske kan være vann- eller til og med oljebasert, og det tilsettes ofte ulike reagenser og tilsetningsstoffer.

I kildeformasjonene er det under trykk, og hvis dette trykket er høyt nok, når brønnen åpnes, begynner oljen naturlig å fosse ut. Vanligvis vedvarer denne effekten i det innledende stadiet, og da må du ty til en mekanisert produksjonsmetode - ved å bruke ulike typer pumper eller ved å introdusere komprimert gass i brønnen (denne metoden kalles gassløft). For å øke trykket i formasjonen pumpes vann inn i den, hvor det fungerer som et slags stempel. Dessverre ble denne metoden misbrukt i sovjettiden i et forsøk på å få maksimal avkastning i det raskeste tempoet. Som et resultat, etter at brønnene ble utviklet, gjensto oljerike formasjoner, men var allerede for kraftig oversvømmet. I dag brukes samtidig injeksjon av gass og vann også for å øke reservoartrykket.

Jo lavere trykk, jo mer komplekse teknologier brukes til å utvinne olje. For å måle effektiviteten av oljeproduksjonen brukes en indikator som «oljeutvinningsfaktor», eller forkortet oljeutvinningsfaktor. Den viser forholdet mellom produsert olje og feltets totale reserver. Dessverre er det umulig å fullstendig pumpe ut alt som finnes i undergrunnen, og derfor vil dette tallet alltid være mindre enn 100%.

Utviklingen av teknologi er også forbundet med en forringelse av kvaliteten på tilgjengelige oljer og vanskelig tilgang til forekomster. For delgasssoner og felt til havs benyttes horisontale brønner. I dag, ved hjelp av høypresisjonsinstrumenter, er det mulig å komme inn i et område på flere meter fra en avstand på flere kilometer. Moderne teknologier gjør det mulig å automatisere hele prosedyren så mye som mulig. Ved hjelp av spesielle sensorer som opererer i brønner, overvåkes prosessen kontinuerlig.

Ved ett felt bores det fra flere titalls til flere tusen brønner – ikke bare oljebrønner, men også kontroll- og injeksjonsbrønner – for pumping av vann eller gass. For å kontrollere bevegelsen av væsker og gasser, plasseres brønner på en spesiell måte og drives i en spesiell modus - hele denne prosessen kalles samlet feltutvikling.

Etter fullført feltutnyttelse blir oljebrønner lagt i møll eller forlatt avhengig av bruksgraden. Disse tiltakene er nødvendige for å sikre sikkerheten til menneskers liv og helse, samt for å beskytte miljøet.

Alt som kommer ut av brønner - olje med tilhørende gass, vann og andre urenheter, som sand - måles, og bestemmer prosentandelen vann og tilhørende gass. I spesielle gass-olje-separatorer skilles olje fra gass, og den går inn i en oppsamlingsrørledning. Derfra begynner oljen sin ferd til oljeraffineriet.

oljeraffinerianlegg

Geologi av olje og gass - grunnlaget for oljeindustrien, del 1

Geologi av olje og gass - grunnlaget for oljeindustrien, del 2

Verdens oljeproduksjon

V. N. Shchelkachev, som analyserte historiske data om oljeproduksjonsvolumer i sin bok "Domestic and World Oil Production", foreslo å dele utviklingen av verdens oljeproduksjon i to stadier:

Den første fasen er helt fra starten og frem til 1979, da det første relative maksimale oljeproduksjonen ble nådd (3235 millioner tonn).

Den andre fasen er fra 1979 til i dag.

Det ble bemerket at fra 1920 til 1970 økte verdens oljeproduksjon ikke bare nesten hvert nytt år, men også i løpet av tiårene vokste produksjonen nesten eksponentielt (nesten dobles hvert 10. år). Siden 1979 har det vært en nedgang i veksten i verdens oljeproduksjon. På begynnelsen av 80-tallet var det til og med en kortsiktig nedgang i oljeproduksjonen. Deretter fortsetter veksten i oljeproduksjonsvolumer, men ikke i et så raskt tempo som i den første fasen.

Oljeproduksjonen i Russland har vokst jevnt siden tidlig på 2000-tallet, selv om veksttakten nylig har avtatt, og i 2008 var det til og med en liten nedgang. Siden 2010 har oljeproduksjonen i Russland oversteget nivået på 500 millioner tonn per år og holder seg trygt over dette nivået og øker jevnt.

I 2013 fortsatte den stigende trenden i oljeproduksjonen. 531,4 millioner tonn olje ble produsert i Russland, som er 1,3 % høyere enn i 2012.

Geografi av olje i Russland

Oljeproduksjon og raffinering spiller en nøkkelrolle i utviklingen av mange regioner i Den russiske føderasjonen. På vårt lands territorium er det flere territorier med betydelige reserver av olje og gass, som kalles olje- og gassprovinser (OGP). Disse inkluderer både tradisjonelle produksjonsregioner: Vest-Sibir, Volga-regionen, Nord-Kaukasus og nye olje- og gassprovinser: i det europeiske nord (Timan-Pechora-regionen), i Øst-Sibir og Fjernøsten

Vest-Sibir, Volga-regionen

Feltene i den vestsibirske olje- og gassprovinsen begynte å bli utviklet i 1964. Det inkluderer territoriene til Tyumen, Tomsk, Novosibirsk og Omsk-regionene, Khanty-Mansiysk og Yamalo-Nenets autonome okruger, samt den tilstøtende sokkelen av Karahavet. De største forekomstene i denne provinsen er Samotlorskoye og Fedorovskoye. De viktigste fordelene med produksjon i denne regionen er den gunstige strukturen til påviste reserver og overvekt av olje med lavt svovelinnhold og andre urenheter.

Før oppdagelsen av felt i Vest-Sibir, okkuperte Volga-regionen førsteplassen i den russiske føderasjonen i oljeproduksjon. På grunn av sine betydelige oljereserver ble denne regionen kalt "Andre Baku". Olje- og gassprovinsen Volga-Ural inkluderer en rekke republikker og regioner i Ural-, Midt- og Nedre Volga-regioner. Olje har blitt utvunnet i disse regionene siden 20-tallet av forrige århundre. Siden den gang har mer enn 1000 felt blitt oppdaget på territoriet til Volga-Ural olje- og gassreservat og over 6 milliarder har blitt produsert. tonn olje. Dette er nesten halvparten av det totale volumet som produseres i Russland. Det største feltet i Volga-Ural-provinsen er Romashkinskoye, oppdaget i 1948

Nord-Kaukasus-regionen er den eldste og mest utforskede olje- og gassprovinsen i Russland, med en historie med industriell oljeproduksjon som strekker seg mer enn 150 år tilbake. Denne provinsen inkluderer forekomster som ligger på territoriet til Stavropol- og Krasnodar-territoriene, Den tsjetsjenske republikk, Rostov-regionen, Ingushetia, Kabardino-Balkaria, Nord-Ossetia og Dagestan. Hovedfeltene i denne olje- og gassprovinsen er i et sent stadium av utviklingen, sterkt utarmet og vannet

Komi-republikken og Yamalo-Nenets autonome okrug er en del av olje- og gassprovinsen Timan-Pechora. Målrettet oljeleting og produksjon har blitt utført her siden oppdagelsen av det første oljefeltet, Chibyuskoye, i 1930. Et særtrekk ved olje- og gassfeltet Timan-Pechora er den betydelige overvekt av olje over gass. Denne regionen anses som lovende når det gjelder hydrokarbonproduksjon, gitt de nylig oppdagede store olje- og gassfeltene i kystdelen av Barentshavet

Østsibirsk olje- og gassprovins

Den østsibirske olje- og gassprovinsen, som ennå ikke er utviklet i nødvendig grad, er hovedreserven for fremtidig økning i reserver og sikring av olje- og gassproduksjon i Russland. Avstand, ubefolkning, mangel på nødvendig infrastruktur og tøffe vær- og klimatiske forhold som er karakteristiske for disse regionene, gjør oljeleting og produksjon vanskelig. Men ettersom forekomstene i tradisjonelle produksjonsområder er oppbrukt, blir utviklingen av oljeindustrien i Øst-Sibir en prioritet for oljearbeidere. En stor rolle i løsningen er gitt til byggingen av oljerørledningen Øst-Sibir - Stillehavet, som vil tillate transport av oljen som produseres her til havnene i Fjernøsten. Den østsibirske olje- og gass-nasjonalparken er dannet av Krasnoyarsk-territoriet, republikken Sakha (Yakutia) og Irkutsk-regionen. Den største forekomsten er Verkhnechonskoye, oppdaget i 1978.

De viktigste påviste olje- og gassreservene i den fjerne østlige olje- og gassprovinsen er konsentrert på Sakhalin-øya og den tilstøtende sokkelen av Okhotskhavet. Til tross for at det har blitt utvunnet olje her siden 20-tallet av forrige århundre, startet den aktive utviklingen først 70 år senere, etter oppdagelsen av store forekomster på den nordøstlige sokkelen av øya innenfor havdyp på opptil 50 meter. Sammenlignet med landforekomster utmerker de seg ved sin større størrelse, gunstigere tektoniske struktur og høyere konsentrasjon av reserver. Til tross for at geologer ser et betydelig potensial i denne regionen, har andre territorier som er inkludert i Far Eastern Oil and Gas Reserve så langt blitt dårlig studert.

Stadier av oljefeltutvikling

Utbyggingen av ethvert oljefelt består av fire hovedtrinn: et økende nivå av oljeproduksjon, et konstant nivå av oljeproduksjon, en periode med fallende oljeproduksjon og en siste periode med oljeproduksjon.

Et karakteristisk trekk ved den første perioden er en gradvis økning i oljeproduksjonsvolumer, på grunn av kontinuerlig igangkjøring av produksjonsbrønner fra boring. Metoden for oljeproduksjon i denne perioden flyter, det er ingen vannkutte. Varigheten av dette stadiet er 4-6 år og avhenger av mange faktorer, hvorav den viktigste er: størrelsen på reservoartrykket, tykkelsen og antall produktive horisonter, egenskapene til produktive bergarter og selve oljen, tilgjengeligheten av midler til feltutvikling mv. 1t olje i denne perioden er relativt høyt på grunn av bygging av nye brønner og feltutbygging.

Den andre utviklingsfasen er preget av et konstant nivå av oljeproduksjon og en minimum startkostnad. I løpet av denne perioden overføres strømmende brønner til den mekaniserte produksjonsmetoden på grunn av det progressive vannkuttet i brønnene. Oljefallet i denne perioden begrenses av igangsetting av nye reservebrønner. Varigheten av det andre trinnet avhenger av hastigheten på oljeuttaket fra feltet, mengden utvinnbare oljereserver, vannkuttet i brønnproduksjonen og muligheten for å koble andre horisonter av feltet til utbygging. Slutten av det andre trinnet er preget av det faktum at økningen i volumet av injisert vann for vedlikehold av reservoartrykk ikke har en merkbar effekt på volumet av oljeproduksjon og nivået begynner å synke. Oljevann kuttet på slutten av denne perioden kan nå 50%. Periodens varighet er den laveste.

Den tredje utviklingsperioden er preget av et fall i oljeproduksjonen og en økning i produksjonen av produsert vann. Dette stadiet avsluttes når 80-90 % vannkutt er nådd. I denne perioden opererer alle brønner ved hjelp av mekaniserte utvinningsmetoder; individuelle brønner tas ut av drift på grunn av ekstremt vannavbrudd. Prisen uten påslag for 1 tonn olje begynner å øke i denne perioden på grunn av bygging og igangkjøring av oljedehydrerings- og avsaltingsanlegg. I løpet av denne perioden iverksettes hovedtiltak for å øke brønnproduksjonsratene. Varigheten av denne perioden er 4-6 år.

Det fjerde utviklingstrinn er preget av store volumer formasjonsvannproduksjon og små volumer oljeproduksjon. Vannkuttet til produktet er 90-95 % eller mer. Prisen uten påslag for oljeproduksjon i denne perioden øker til lønnsomhetens grenser. Denne perioden er den lengste og varer i 15-20 år.

Generelt kan vi konkludere med at den totale varigheten av utbygging av ethvert oljefelt er 40-50 år fra begynnelse til endelig lønnsomhet. Praksisen med å bygge ut oljefelt bekrefter generelt denne konklusjonen.

Verdens oljeøkonomi

Siden oljeproduksjonen ble satt på industriell basis, har den blitt en av de avgjørende faktorene for utviklingen. Oljeindustriens historie er en historie med konstant konfrontasjon og, så vel som kampen om innflytelsessfærer, som førte til de mest komplekse motsetningene mellom den globale oljeindustrien og internasjonal politikk

Og dette er ikke overraskende - tross alt kan olje uten overdrivelse kalles grunnlaget for velvære, siden det er en av hovedfaktorene i utviklingen av det moderne samfunnet. Forbedringen av teknisk fremgang, utviklingen av alle industriområder, drivstoff- og energikomplekset, uavbrutt drift av land-, sjø- og lufttransport og graden av komfort for mennesker avhenger av det.

Hovedkonsentrasjonen av oljefelt er i slike regioner i verden som Persiske og Meksikanske Gulf, øyene i den malaysiske skjærgården og New Guinea, vestlige Sibir, nordlige Alaska og Sakhalin Island. Oljeproduksjonen utføres av 95 land i verden, med nesten 85 % fra de ti største oljeproduserende statene.

russisk olje

Den første skriftlige omtalen av tilstedeværelsen av olje i den russiske føderasjonen dateres tilbake til 1500-tallet, da den ble oppdaget ved bredden av elven Ukhta, som renner i den nordlige delen av Timan-Pechora-regionen. Deretter ble det samlet fra overflaten av elven og brukt som et middel, og siden dette stoffet hadde oljeaktige egenskaper, ble det også brukt som smøremiddel. I 1702 dukket det opp en melding om oppdagelsen av olje i Volga-regionen, og noe senere i Nord-Kaukasus. I 1823 fikk livegne bønder, brødrene Dubinin, tillatelse til å åpne et lite oljeraffineri i Mozdok. Ved midten av 1800-tallet ble det funnet oljeutstillinger i Baku og i den vestlige delen av Det kaspiske hav, og med begynnelsen av neste århundre produserte Russland allerede mer enn 30 % av all verdens oljeproduksjon.

På letestadiet gjør metoder for teoretisk prognose, passiv modellering, flyfotografering og romavbildning det mulig å bestemme med høy grad av nøyaktighet hvor man skal lete etter olje, samtidig som påvirkningen på miljøet minimeres. Prinsippet om minimal påvirkning brukes også i oljeproduksjon i dag. Horisontal- og retningsboring bidrar til å utvinne mer olje med betydelig færre brønner.

Utvinning av olje fra undergrunnen og injeksjon av vann i selve forekomstene påvirker imidlertid tilstanden til steinmassene. Siden de fleste avsetningene er lokalisert i soner med tektoniske forkastninger og forskyvninger, kan denne typen påvirkning føre til innsynkning av jordoverflaten og til og med jordskjelv. Jordsenking på sokkelen kan også gi ødeleggende konsekvenser. For eksempel, i Nordsjøen, i området til Ekofisk-feltet, forårsaket bunnsenkning deformasjon av brønnboringer og selve offshoreplattformene. Derfor er det nødvendig å nøye studere egenskapene til massen som utvikles - spenningene og deformasjonene som eksisterer i den.

Ved oljeutslipp forurenser det jord og vann, og det kreves enorm innsats og ressurser for å eliminere skadene på naturen. Et utslipp er spesielt farlig på sokkelen, siden olje sprer seg veldig raskt over havoverflaten og, med store utslipp, fyller vannsøylen og gjør den ubeboelig. I 1969, i Santa Barbara-kanalen, rant rundt 6 tusen fat olje ut i havet mens du boret en brønn - en geologisk anomali var i veien for boringen. Moderne metoder for å studere utviklede forekomster gjør det mulig å unngå slike katastrofer.

Som følge av manglende overholdelse av produksjonsteknologi eller uforutsette hendelser (for eksempel skogbranner), kan oljen i brønnen ta fyr. En brann som ikke er for stor kan slokkes med vann og skum og brønnen kan lukkes med stålplugg. Det hender at det er umulig å komme nærmere brannstedet på grunn av overflod av brann. Deretter må du bore en skrå brønn, prøve å komme inn i den som tok fyr for å blokkere den. I slike tilfeller kan det ta opptil flere uker å slukke brannen.

Det skal sies at bluss ikke alltid er et tegn på en ulykke. Oljeproduksjonskomplekser brenner tilhørende gass, som er vanskelig og økonomisk ulønnsomt å transportere fra feltet - dette krever spesiell infrastruktur. Det viser seg at vi ikke bare må brenne verdifulle råvarer, men også slippe ut klimagasser til atmosfæren. Derfor er bruk av tilhørende gass en av drivstoffindustriens presserende oppgaver. For disse formålene bygges det kraftverk i feltene som driver på tilhørende gass og forsyner selve oljeproduksjonskomplekset og nærliggende bygder med varme.

Når utbyggingen av en brønn er fullført, skal den være møllball. Her står oljearbeidere overfor to oppgaver: å forhindre mulige negative påvirkninger på miljøet og å bevare brønnen for fremtiden, inntil innkomsten av mer avanserte utviklingsteknologier som gjør det mulig å fjerne den gjenværende oljen fra reservoaret. Dessverre er vårt enorme land spredt med mange ubeskyttede brønner igjen fra Sovjetunionens tid. I dag er en slik holdning til å fullføre arbeid i feltet rett og slett umulig. Hvis brønnen egner seg for videre bruk, lukkes den med en slitesterk plugg som hindrer innholdet i å slippe ut. Hvis det er nødvendig å fullstendig mothball innskuddet, utføres en hel rekke arbeid - jorda gjenopprettes, jorda gjenvinnes, trær plantes. Som et resultat ser det tidligere produksjonsstedet ut som om det aldri har skjedd noen utbygging her.

Miljøekspertise gjør at vi kan ta hensyn til miljøsikkerhetskrav på designstadiet av produksjonsanlegg og forhindre mulige menneskeskapte risikoer. Fiskeanlegg er plassert på en slik måte at mulige negative påvirkninger reduseres. Under driften av fisket kreves det konstant oppmerksomhet til overholdelse av teknologi, forbedring og rettidig utskifting av utstyr, rasjonell bruk av vann, kontroll av luftforurensning, avfallshåndtering og jordopprydding. I dag definerer internasjonal og russisk lov strenge krav til miljøvern. Moderne oljeselskaper implementerer spesielle miljøprogrammer og investerer midler og ressurser i miljøverntiltak.

I dag er området utsatt for menneskelig påvirkning fra oljeproduksjon en fjerdedel av hva det var for tretti år siden. Dette skyldes utviklingen av teknologi og bruk av moderne metoder for horisontal boring, mobile borerigger og brønner med liten diameter.

Et av de første menneskeskapte jordskjelvene knyttet til oljeproduksjon skjedde i 1939 i Wilmington-feltet i California. Det markerte begynnelsen på en hel syklus av naturkatastrofer som førte til ødeleggelse av bygninger, veier, broer, oljebrønner og rørledninger. Problemet ble løst ved å pumpe vann inn i den oljeførende formasjonen. Men denne metoden er langt fra et universalmiddel. Vann pumpet inn i dype lag kan påvirke temperaturregimet til massivet og bli en av årsakene til et jordskjelv.

Gamle stasjonære boreplattformer kan gjøres om til kunstige skjær som vil bli et "hjem" for fisk og annet marint liv. For å gjøre dette oversvømmes plattformene, og etter en tid, fra seks måneder til et år, er de overgrodd med skjell, svamper og koraller, og blir til et harmonisk element i havlandskapet.

Kilder og lenker

ru.wikipedia.org - en ressurs med artikler om mange emner, et gratis leksikon Wikipedia

vseonefti.ru - alt om olje

forexaw.com - informasjons- og analytisk portal om finansmarkeder

Ru - den største søkemotoren i verden

video.google.com - søk etter videoer på Internett via Google Inc.

translate.google.ru - oversetter fra søkemotoren Google Inc..

maps.google.ru - kart fra Google for å søke etter steder beskrevet i materialet

Ru er den største søkemotoren i Russland

wordstat.yandex.ru - en tjeneste fra Yandex som lar deg analysere søk

video.yandex.ru - søk etter videoer på Internett via Yandex

images.yandex.ru - bildesøk gjennom Yandex-tjenesten

superinvestor.ru

ny tittel

Søknadslenker

windows.microsoft.com - nettstedet til Microsoft Corporation, som opprettet Windows OS

office.microsoft.com - nettstedet til selskapet som opprettet Microsoft Office

chrome.google.ru - en ofte brukt nettleser for å jobbe med nettsteder

hyperionics.com - nettstedet til skaperne av HyperSnap-skjermbildeprogrammet

getpaint.net - gratis programvare for arbeid med bilder

I dag er den viktigste energikilden på planeten olje. Oljeproduksjonsstatistikken er omtrent 4,4 milliarder tonn - 32,9% av alle energiressurser som forbrukes. I følge prognoser vil reserver fra allerede utforskede oljefelt bare vare til 2025, med dagens hastighet.

Produksjon av flytende hydrokarboner i den russiske føderasjonen

Hvis oljeproduksjonen avtar eller nye oljefelt oppdages, kan denne perioden strekke seg over flere århundrer. Imidlertid er dette svært lite for jordens skala. I løpet av kort tid sløser menneskeheten bort mineralreserver som naturen har akkumulert gjennom hundrevis av millioner av år. I 2016 nådde oljeproduksjonen i Russland 547,6 millioner tonn. Tallet er 2,5 % høyere enn i fjor, og andelen var 46,5 % av dette volumet – 254,8 millioner tonn.

Ved utgangen av 2016 var eksportprisen per tonn 339,1 dollar. Siden slutten av 90-tallet har oljeproduksjonsstatistikken i Russland vist en konstant økning i volumene gjennom årene. Selv om prisene har endret seg ujevnt over 10 år. Fallet i oljeprisen i 2014 viste at landets overdrevne avhengighet av verdenspriser på hydrokarboner var uakseptabelt.

I dag eier Russland en betydelig andel av verdens oljeproduksjon. Organisasjonsstrukturen for produksjonen omfatter mer enn 300 selskaper. Når det gjelder oljeproduksjon, er Russland den største produsenten av svart gull. Saudi-Arabia, medlem av OPEC og besitter enorme mineralreserver, regnes tradisjonelt som lederen i utlandet.

I Gulf-landene utfører utenlandske selskaper først og fremst geologisk leting og utvinning av råvarer på gjensidig fordelaktige vilkår.

Ledende land innen oljeproduksjon:

Landstatistikk over oljeproduksjon viser ikke alltid en eksepsjonell leder. Dette skyldes noen faktorer:

• like store mengder råvarer;
• mangel på pålitelig informasjon om reelle produksjonsvolumer;
• forskjeller i metoder for å bestemme volumet av utvunnede råvarer som brukes av analytiske byråer.

Som oljeproduksjonsstatistikken i USA viser, var landet ledende i 2014, og passerte Saudi-Arabia og Russland når det gjelder volumer. Tilstanden til oljeindustrien i Nord-Amerika vurderes vanligvis uoffisielt ut fra antall opererende borerigger. Etter fallet begynte antallet å synke kraftig. Siden i fjor har imidlertid antallet økt og nådde i begynnelsen av juni 2017 747 enheter.

Produksjonskostnad

I dag er lederne innen oljeproduksjon en liste over ti land som forsyner markedet med mer enn 69 % av det totale volumet. Russland og Saudi-Arabia er på førsteplass. Et viktig kriterium for å vurdere lønnsomhet er kostnadene ved oljeproduksjon:

• den laveste indikatoren er i Saudi-Arabia – 4 dollar per fat og Iran – 5 dollar per fat;
• I Russland er kostnadene for oljeproduksjon på utforskede felt lave - 6 dollar per fat. På nye innskudd øker den imidlertid til 16;
• Det er den dyreste å få tak i skiferolje i USA. Takket være forbedringen av teknologien har imidlertid prisen på oljeproduksjonen i landet femdoblet seg over 4 år – fra 100 dollar per fat i 2012 til 20 i 2016.

Økning i volumer

Fra januar til oktober 2016 produserte Russland 454,12 millioner tonn olje- og gasskondensat – 2,2 % mer enn i fjor. Av disse kom 1/3 fra Rosneft. Oljeproduksjonen reflekteres uten å ta hensyn til den kjøpte Bashneft - 167,09 millioner tonn. I denne perioden økte også eksporten med 4,6 %, mens tilførselen av råvarer til prosessanlegg gikk ned med 1,6 %.

Oljeproduksjonsstatistikken for oktober 2016 viste et overskudd på 11,2 millioner fat i forhold til gjennomsnittlig daglig volum av produserte råvarer, noe som skjedde for første gang siden 90-tallet. Dette bekreftet oljeproduksjonsprognosen publisert av Goldman Sachs-eksperter. I følge han:

• produksjonsvolum per dag vil øke i 2017 til et nivå på 11,41 millioner tonn;
• i 2018 – til 11,65, som vil overstige det høyeste tallet for perioden 1985 til 2015.

I følge november-avtalen mellom OPEC-land og 11 andre produsenter, skulle den globale oljeproduksjonen reduseres for å stabilisere prisene på hydrokarboner og utjevne dynamikken i tilbud og etterspørsel. I januar-juni 2017 skulle den synke med 1,2 millioner fat per dag. Russland har lovet å redusere gjennomsnittlig daglig volum med 300 tusen fat.

Problemer med oljeproduksjon er forbundet med enorme materialkostnader. For eksempel er oljeproduksjonen i Canada preget av 50 % åpen gruvedrift av oljesand.

I den russiske føderasjonen ble ulike typer oljeproduksjon brukt innen tunge, ultraviskose råvarer i Komi-republikken. Resultatene indikerer behovet for å forbedre teknologien.

Nye kilder til råvarer

Ashalchinskoye-forekomsten har allerede produsert mer enn 200 tusen tonn tunge råvarer. Oljeproduksjonen i Tatarstan går aktivt videre i to retninger:

• øke lønnsomheten til gamle brønner;
• øke produksjonen av svært viskøse hydrokarboner, hvis reserver forventes å variere fra 1,5 til 7 milliarder tonn.

LUKOIL-selskapet kjøpte nylig en ny forekomst med tunge råvarer. Oljeproduksjonen vil bli utført fra meksikanske forekomster. Produksjonsnivået av flytende hydrokarboner påvirkes negativt av interne og eksterne faktorer som reduserer inntektene fra oljeproduksjonen betydelig:

• fallende priser på råvarer;
• sanksjoner mot landet;
• reduksjon i kvaliteten på utvunnede råvarer;
• fall i produksjonsvolum;
• mangel på forbedring av oljeproduksjonsteknologier, og den eksisterende avgiften på oljeproduksjon bidrar ikke til å stimulere prosessen.

Arktisk utvikling

Sokkelen til de arktiske hav er svært lite studert. Tilgjengelige geologiske data indikerer store utsikter for oljeproduksjon i Arktis. Det vil imidlertid kreves store kostnader for å bore brønner.

I dag er det eneste som opererer på arktisk sokkel Prirazlomnoye-feltet, eid av et datterselskap av Gazprom. Oljeproduksjonen der startet i 2014. I 2016 produserte den 2,154 millioner tonn.

Det er spådd at ved midten av århundret vil opptil 1/3 av oljeproduksjonen i Russland komme fra Arktis. Som oljeproduksjonsstatistikk viser, produserte de tre arktiske regionene totalt 57,6 millioner tonn i 2016. Økningen var 17 % sammenlignet med året før.

De viktigste oljeførende områdene

Den viktigste oljeproduserende regionen, som oljeproduksjonskartet viser, er Vest-Sibir. Opptil 65 % av flytende råvarer utvinnes her. Litt mer enn en tredjedel er utvunnet i den europeiske delen. Før oppdagelsen av sibirske felt var de rikeste stedene for oljeproduksjon i Volga-regionen. De eldste oljeførende områdene på kartet siden forrige århundre var Nord-Kaukasus - Tsjetsjenia, Adygea.

Salgsmarkeder

Som oljeproduksjonsstatistikk viser, kjøpes hoveddelen av russiske råvarer (omtrent 90%) av europeiske land, inkludert Ukraina. Oljeproduksjonen i Europa har ført til utarming av deres egne energiressurser, så de trenger en stabil tilførsel av importerte råvarer.

Tidligere var Norge den største oljeprodusenten. Dens forsyninger dekket opptil 20 % av Europas behov. Oljeproduksjonen i Norge falt imidlertid med 9,5 % i august i fjor sammenlignet med juli samme år, noe som indikerer uttømming av råvarereservene.

Oljeproduksjonsstatistikk viser en gradvis økning i forsyninger av råvarer til landene i Asia-Stillehavsregionen, hvorav Kina opptar hovedplassen. Siden begynnelsen av 2016 begynte oljeproduksjonen i Kina å gå ned - i de første syv månedene falt den med 5,1%. Analytikere spådde en ytterligere nedgang på grunn av uttømming av gamle felt og en reduksjon i investeringer i geologisk leting. Siden 2011 har forsyningene til Kina via den nye rørledningen allerede utgjort mer enn 100 millioner tonn.

Oljeproduksjonen i Kasakhstan vokser. Innen 2020 planlegger landet å gå inn i de ti beste verdenslederne innen eksport av svart gull med et årlig produksjonsvolum på 130 millioner tonn. I Aserbajdsjan er det forventet at volumet av utvunnet råstoff vil reduseres med 14 millioner fat i 2017 sammenlignet med 2016.

Vurdering av produserende land

Årlig oljeproduksjonsstatistikk for 2016 viser rekordstore produksjonsvolumer, til tross for Russlands oppfyllelse av sine forpliktelser om å redusere dem. I gjennomsnitt utgjorde de 10 111,7 tusen fat per dag. Verdens oljeproduksjon i fat når 84 951 tusen - hvorav 14,05% kommer fra Russland.

Saudi-Arabia produserer i dag 13 % av verdens svarte gullproduksjon. Derfor er Russlands plass i oljeproduksjon på første linje i rangeringen for 2016. Den andre er okkupert av saudierne, og den tredje tilhører USA med 12 % av globale volumer. 4. og 5. plassene deles av Kina og Canada – til sammen står de for 10 % av total produksjon. Produksjonstakten i Iran vokser – i dag utgjør den 3 %.

Som man ser har avtalen som ble oppnådd i november 2016 av de største produsentene av energiråvarer båret visse frukter. Dette bekreftes av oljeproduksjonsstatistikken. På grunn av økningen i noteringer vil det russiske budsjettet motta ytterligere om lag 7 milliarder dollar i løpet av de seks månedene av 2017. Eksperter mener at dersom det ikke fantes avtaler med OPEC, ville oljeproduksjonen i tonn økt til 552,5 millioner tonn. Men den vil fortsatt vokse frem til 2020.

Definisjoner

Oljeproduksjon- et sett med teknologiske og produksjonsprosesser knyttet til utvinning av olje fra undergrunnen til jordens overflate, innsamling og forberedelse i feltene til en kvalitet som oppfyller kravene i gjeldende standarder eller regulatoriske dokumenter.

Oljeproduksjon under testing av letebrønner - produsert i prosessen med testing og utvikling av letebrønner.

Olje (gass) forekomst– Dette er en naturlig ansamling av olje (gass) i jordens tarm.

Olje (gass) felt- er en samling av forekomster lokalisert i ett område (område) av land eller sjø.

Ofte har oljeforekomster gasskapper, og gassforekomster har oljefelger. I disse tilfellene bestemmes typen innskudd eller innskudd av betydningen av reservene til en av disse komponentene.

Olje (gass) sammen med vann finnes i et forgrenet system av porer, hulrom, porekanaler, sprekker, huler mellom individuelle korn eller aggregater av bergkorn, som kalles oljereservoar.

Tilstedeværelsen av hulrom i reservoaret kalles porøsitet. Porøsitetsverdien bestemmes av porøsitetskoeffisienten, dvs. forholdet mellom det totale volumet av alle hulrom i fjellet og det geometriske volumet til fjellet med hulrom. Når bergdybden øker, avtar vanligvis porøsiteten.

Oljemetning- forholdet mellom porevolumet i et reservoar fylt med olje og det totale porevolumet.

Permeabilitet bergarter er preget av deres evne til å passere væske og gass gjennom seg selv.

Absolutt eller fysisk permeabilitet- dette er permeabiliteten til et porøst medium når en fase beveger seg gjennom det - en gass eller en homogen væske uten fysisk og kjemisk interaksjon mellom væsken og det porøse mediet og forutsatt at porene i mediet er fullstendig fylt med gass eller væske .

Effektiv (fase) permeabilitet- permeabiliteten til et porøst medium for en gitt gass eller væske når porene inneholder en annen fase - væske eller gass.

Relativ permeabilitet- forholdet mellom effektiv permeabilitet og absolutt permeabilitet.

Elastisitet av bergarter- deres evne til å endre volumet med endringer i trykk. Det påvirker omfordelingen av trykk i formasjonen under drift.

Det indre trykket i reservoaret under oljeproduksjon fra forekomsten avtar, noe som fører til en reduksjon i volum og følgelig til fortrengning av væske og gass fra den.

Karbonatinnhold i bergarter- det totale innholdet av karbonsyresalter i dem: brus, potaske, kalkstein, dolomitt, sideritt, etc. Verdien av denne verdien er grunnlaget for å velge midlene for å påvirke dem. For eksempel løser saltsyre karbonater, øker antallet porer og porekanaler, noe som fører til en økning i permeabiliteten.

For å oppnå en tilstrømning av olje og gass til bunnen av brønner som har oppdaget en oljeforekomst, kreves det en trykkforskjell mellom reservoartrykket og trykket i bunnen som skapes av kolonnen av væske og gass i brønnen. Denne trykkforskjellen kalles depresjon. Mengden væske som kommer inn i brønnen per tidsenhet, dvs. brønnstrømningshastigheten avhenger av reservoartrykket, verdiene av all motstand mot væskebevegelse og nedtapping.

Metoder for oljeutvinning

Det er tre metoder for oljeproduksjon, avhengig av trykket i den oljeførende formasjonen og metoder for å opprettholde det:

Primær metode- olje kommer fra reservoaret under påvirkning av naturkrefter som opprettholder høyt trykk i reservoaret, for eksempel erstatning av olje med grunnvann, ekspansjon av gasser oppløst i olje etc. Oljeutvinningsfaktoren (ORF) med denne metoden er 5 -15 %.

Sekundær metode- etter at den naturlige trykkstøtteressursen er oppbrukt, når det ikke lenger er tilstrekkelig å løfte olje, begynner bruken av sekundære metoder. Ekstern energi tilføres formasjonen i form av injisert væske (ferskvann), naturgass eller tilhørende gass (gassløft) eller atmosfæriske gasser (luft, karbondioksid). Metodene oppnår utvinningsfaktorer på ca. 30 %, avhengig av egenskapene til oljen og reservoarbergartene. Den totale utvinningsfaktoren etter bruk av primære og sekundære metoder er vanligvis innenfor 35-45%.

Tertiær metode- en av oljeproduksjonsmetodene som øker produktiviteten til oljebrønner. Det utføres ved å kunstig opprettholde formasjonsenergien eller kunstig endre de fysiske og kjemiske egenskapene til olje. Et diagram som illustrerer injeksjon av damp i en brønn; slik produksjon fører til en intensivering av oljetilførselen og en økning i oljeutvinningen fra feltet med opptil 30-60 %, sammenlignet med 20-40 % oppnådd som et resultat av bruk av primær eller sekundære produksjonsmetoder.

Forbedret oljeutvinning i tertiære metoder oppnås gjennom gassinjeksjon, injeksjon av kjemiske reagenser, bruk av en termisk metode for å øke oljeutvinningen på grunn av syklisk injeksjon av damp i oljereservoaret eller etablering av in-situ forbrenning.

Metoder for oljeutvinning

Følgende hovedmetoder for oljeproduksjon skilles ut:

Flytende oljeproduksjon- en metode for drift av brønner der olje løftes til overflaten ved hjelp av reservoarenergi.

Brønnutblåsninger skjer vanligvis i nyoppdagede oljefelt når reserven av reservoarenergi er stor, det vil si at trykket i bunnen av brønnene er stort nok til å overvinne det hydrostatiske trykket til væskekolonnen i brønnen, mottrykket ved brønnhodet og trykket brukt for å overvinne friksjonen forbundet med bevegelsen av denne væsken. Den generelle obligatoriske betingelsen for drift av enhver flytende brønn vil være følgende grunnleggende likhet:

Det er to typer brønnflyt:

• spruting av en væske som ikke inneholder gassbobler - artesisk sprut;
• spruting av en væske som inneholder gassbobler som letter spruting (gushing på grunn av gassenergi) er den vanligste metoden for spruting.

Artesisk metode Sjelden påtruffet i oljeproduksjon. Det er mulig i fullstendig fravær av oppløst gass i oljen og ved et bunnhullstrykk som overstiger det hydrostatiske trykket til den fortsatt flytende kolonnen i brønnen. I nærvær av oppløst gass i væsken, som ikke frigjøres på grunn av at trykket ved brønnhodet overstiger metningstrykket, og når trykket i bunnen overstiger summen av to trykk: den hydrostatiske kolonnen til den stillestående væsken og trykket ved brønnhodet.

Grunnleggende metoder for oljeproduksjon.

Det er tre hovedmetoder for oljeproduksjon: flytende, gassløftende og mekanisert, inkludert flere typer pumpeproduksjon: sugestangpumpe (SRP), nedsenkbare elektriske sentrifugalpumper (ESP), elektriske diafragmapumper (EDP), elektriske skruepumper ( ESP). Hydrauliske stempelpumpeenheter (HPPU) har blitt ganske utbredt i utlandet.

Fountain er den enkleste og billigste operasjonsmetoden. Imidlertid kan ikke alle brønner flyte over lang tid. I dette tilfellet overføres de til mekaniserte metoder for oljeproduksjon. Samtidig kan fontenemetoden, mens den opprettholder reservoartrykket, også klassifiseres som mekanisert. Hvis vi beregner kraften brukt på vanninjeksjon under vedlikehold av reservoartrykket og tillegger den til beholdningen av produserende brønner, får vi en spesifikk tilleggseffekt per brønn på 13,5 kW, som er ganske sammenlignbar med kraften brukt i oljeproduksjon ved pumping.

Gassløftmetoden for operasjon refererer også til den mekaniserte metoden, fordi For å drive disse brønnene er det nødvendig å pumpe inn komprimert gass, som bruker ekstra energi. Gassløftmetoden, som utgjorde 37 % av produksjonen i hele Unionen i 1946, ble hovedsakelig utvidet til feltene til Azneft-foreningen. Beholdningen av gassløftebrønner, som på det tidspunktet utgjorde 10,8%, ble deretter redusert på grunn av den uøkonomiske karakteren til driftsmetoder for gassløft. I 1980 var oljeproduksjonen 3,73 %, og brønnbestanden var 2,87 %.

Andel av utnyttelsesmetoder for oljeproduksjon (% av den årlige) og brønnbestanden (% av den totale bestanden)

Som det fremgår av tabellen, ga stangmetoden frem til 1950 opptil 45 % av all-Union oljeproduksjon, mens brønnbeholdningen nådde 85 %. Over tid ble rollen og betydningen av denne metoden redusert på grunn av høy arbeidsintensitet og lav produktivitet til 13,23 % av produksjonen i hele Unionen. Den utbredte bruken av denne metoden (63 % av brønnbestanden) forklares imidlertid av det store antallet små brønner.

Siden 1955 har PECN-er blitt utbredt. Oljeproduksjonen ved denne metoden vokste fra år til år og nådde i 1975 34 % av totalen i hele Unionen med 14,4 % produserte brønner. Denne operasjonsmetoden sikrer å oppnå høyere strømningshastigheter (>40 m 3 /dag) fra brønner sammenlignet med sugestangpumper.

For øyeblikket (fra og med 2010) brønninnsamling: ESP - 49 %, SRP - 43 %, gassløftmetode - 1 %, Fontenemetode - 6 %, Annet - 1 %

Geologiske og fysiske egenskaper ved avsetninger.

T
Oljeproduksjonsteknologi er en hydromekanisk prosess for oljebevegelse med fasetransformasjoner fra bunnen av brønnen til munnen.

Et borehull er en gruveåpning hvis jordiske diameter er mye mindre enn lengden.

– formel for oljetilstrømning til bunnen av brønnen. Hvor er produktivitetskoeffisienten. Olje, gass og vann ligger i jordskorpen på dyp fra flere titalls meter til flere titalls kilometer, og samler seg i tomrom og sprekker som kalles porer. I utgangspunktet, geologisk, akkumuleres disse væskene i sedimentære bergarter i motsetning til magmatiske bergarter. Sedimentære bergarter er leire, sand, sandstein, kalkstein og dolomitt som ble avsatt i ulike geologiske perioder i ulike bassenger. I påfølgende epoker og utover fikk disse lagene, som et resultat av tektoniske prosesser (dette er en endring i strukturen til laget: bøyning eller forskyvning), gunstige former for akkumulering av disse væskene i dem i form av antiklinale folder.

Det dynamiske nivået i en brønn er avstanden målt fra brønnhodet til væskenivået når det trekkes ut av brønnen. Det statiske nivået er avstanden fra overflaten til væsken når brønnen er stengt. Det bestemmer reservoartrykket gjennom væsketettheten, og det dynamiske nivået - bunnhullstrykket.

– for en rennende brønn.

Volum av steinkube V-prøve, cm 3. Volum av kubekorn V-korn, cm 3. Da er steinvolumet til prøven lik: , cm 3. Porøsitetskoeffisienten er forholdet mellom volumet av stein i en prøve og dets geometriske volum, uttrykt i prosent.

I naturlig sandjord er ikke formen og størrelsen på sandkorn den samme. Under naturlige forhold består sand av korn med uregelmessig form og en rekke størrelser. Komprimeringen av sandkorn i jorda kan også variere. Alt dette fører til at porøsiteten til naturlig sandjord er betydelig mindre enn porøsiteten til fiktiv jord, dvs. jord som består av sfæriske partikler av samme størrelse. I sandholdige kalksteiner og andre sementerte bergarter er porøsiteten enda mindre enn i sandholdig jord på grunn av fylling av porene med ulike sementeringsstoffer. Porøsiteten øker med en nedgang i kornene som utgjør bergarten. Denne økningen i porøsitet er forårsaket av det faktum at formen på kornene vanligvis blir mer uregelmessig ettersom størrelsen minker, slik at kornene pakkes mindre tett. Ukonsoliderte eller svakt sementerte sedimentære bergarter – sand og leire – har størst porøsitet under naturlige forhold.

Når dybden av bergarten øker, avtar porøsiteten vanligvis på grunn av deres komprimering under trykket fra de overliggende bergartene. Den mest ujevne porøsiteten er i karbonatbergarter, der det, sammen med store sprekker og huler, er blokker praktisk talt blottet for porer.

Porøsitet til reservoarer som produserer kommersiell olje i prosent.

Permeabilitet av bergarter.

En av de viktigste egenskapene som bestemmer den industrielle verdien til et oljefelt er permeabiliteten til bergartene, dvs. deres evne til å føre væske eller gass gjennom seg selv i nærvær av en trykkforskjell. Bevegelsen av væsker og gasser i et porøst medium kalles filtrering. Det er ingen absolutt ugjennomtrengelige bergarter i naturen. Hvis trykket stemmer, kan væsker og gasser presses gjennom hvilken som helst stein. Men gitt trykkforskjellene som eksisterer i olje- og gassformasjoner, viser mange bergarter seg å være praktisk talt ugjennomtrengelige for væske og gass. Alt avhenger av størrelsen på porene og kanalene i bergartene. Porekanaler i naturen er konvensjonelt delt inn i 3 kategorier:

Superkapillære kanaler har en diameter større enn 0,5 mm. Væsken beveger seg i dem og følger de generelle lovene for hydraulikk. Disse kanalene finnes i bergarter med runde korn, som for eksempel grus.

Kapillærkanaler har en diameter fra 0,5 til 0,0002 mm. Når væske beveger seg i dem, vises overflatekrefter på overflaten av legemer: overflatespenning, presse- og adhesjonskrefter, etc. Disse kreftene skaper ytterligere motstand mot bevegelsen av væske i formasjonen, så kontinuerlig bevegelse er mulig i nærvær av en trykkforskjell.

Subkapillære kanaler har en diameter på mindre enn 0,0002 mm. Overflatekreftene i slike mikroskopiske kanaler er så store at trykkfallet som er tilstede under reservoarforhold ikke er i stand til å overvinne dem.

Bergartene av olje- og gassforekomster har hovedsakelig kapillære kanaler; disse er hovedsakelig sand, sandsteiner og dolomitter. Ugjennomtrengelige tak av olje- og gassformasjoner, vanligvis bestående av leirholdige bergarter, har subkapillære porer og kanaler, og det oppstår ingen væskebevegelse i dem. Vanligvis følger filtreringen av væsker og gasser i forekomster Darcys lov, ifølge hvilken filtreringshastigheten til en væske i et porøst medium er proporsjonal med trykkfallet og omvendt proporsjonal med dens viskositet:

Hvor er den lineære filtreringshastigheten; - volumetrisk væskestrøm gjennom fjellet per tidsenhet; - filtreringsområde; - permeabilitetskoeffisient: - dynamisk viskositet; - trykkforskjell langs prøvens lengde; - filtreringsveilengde (prøvelengde). Ved hjelp av formel (1) bestemmes permeabilitetskoeffisienten i laboratoriet på prøver av oljeholdige bergarter.

I SI-systemmengder har dimensjoner: - 1 m, - 1 Pa s, - m 3 / s, = 1 MPa. Da er permeabilitetskoeffisienten = 1m 2. I SI-systemet blir permeabilitetsenheten på 1 m 2 tatt til å være permeabiliteten til et slikt porøst medium, når man filtrerer gjennom en prøve på 1 m 2 i areal og 1 m i lengde med et trykkfall på 1 Pa, strømningshastigheten til en væske med en viskositet på 1 Pa s er 1 m 3 / s. Den fysiske betydningen av dimensjonen er at permeabiliteten karakteriserer tverrsnittsarealet til kanalene til det porøse mediet som filtrering skjer gjennom. Hvis bergartens porøsitet til slutt bestemmer oljereservene, er permeabiliteten tilstrømningen (strømningshastigheten) av væske fra formasjonen til brønnen. Enheten 1m2 er stor og upraktisk for praktiske beregninger, så i fiske bruker de en praktisk enhet - darcy. 1D 12 = 1m 2, altså 1D=1 10 -12 m 2. 1D er permeabiliteten til et slikt porøst medium, når det filtreres gjennom en prøve med et areal på 1 cm 2 og en lengde på 1 cm med et trykkfall på 1 kgf/cm 2, strømningshastigheten til væske med en viskositet på 1 cP er 1 cm 3 / s. 1D = 1000mD. Permeabiliteten til de fleste olje- og gassførende bergarter varierer fra 100 til 2000 mD. Permeabiliteten til leirholdige bergarter er tusendeler eller mindre av en millidarcy.