Реферат по физике. Энергетика тэк icon

Реферат по физике. Энергетика тэк



Смотрите также:
Реферат по физике атомная энергетика и общество. Гуманитарные проблемы ядерной цивилизации...
-
Реферат Тема: "Ядерные реакции. Ядерная энергетика"...
Итоги 11 в санкт-Петербурге завершились мероприятия Минэнерго России «Отрасль...
Итоги 12 в санкт-Петербурге завершились мероприятия Минэнерго России «Отрасль...
Международный журналистский конкурс пегаз-2011 ( Petroleum Energy Gas ) "Лучшая публикация по...
Реферат по теме: Горячие источники...
Приказ от 05 2012г. №418...
Итоги работы тэк в России за период 2003 2005 г г. Проблемы и перспективы развития тэк в России...
Топливно-энергетический комплекс (тэк), его значение и проблемы. Состав...
В. В. Фаузер, д э. н., профессор, исэиэпс коми нц уро ран...
Урок в 11 классе (география физика) Тема урока : Энергетика и проблема потепления климата на...



страницы: 1   2   3   4
вернуться в начало
скачать

3.Нефтедобыча.


^ Её развитие и причины спада.

Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Первый способ применялся еще в 1 веке в Мидии и Сирии, второй - в 15 веке в Италии. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть в 1859 году в США, и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. За сотню с лишним лет развития истощились одни месторождения, были открыты другие, повысилась эффективность добычи нефти, увеличилась нефтеотдача, т.е. полнота извлечения нефти из пласта. Но изменилась структура добычи топлива. Долгое время находившуюся на первом месте нефтяную промышленность обгоняет перспективная газовая. (Сейчас на уголь приходиться только 15% тонн условного топлива, газ - 45% , нефть - 40%). У сходящей с лидирующих позиций нефтяной промышленности возникли проблемы.

В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 г. и в 1866 г. одна из них дала нефтяной фонтан с дебитом более 190 т в сутки. Тогда добыча нефти велась в основном монополиями, зависевшими от иностранного капитала. Механизация добычи была слабая, поэтому с целью получения максимальной прибыли разрабатывались наиболее перспективные в экономическом плане залежи. В начале 20 века Россия занимала первое место по добычи нефти. В 1901 - 1913 г.г. страна добывала приблизительно 11 млн. тонн нефти. Сильный спад произошел во время Гражданской войны. Но после национализации нефтяной промышленности были приняты чрезвычайные меры по восстановлению 20 разрушенных предприятий ввиду стратегического значения отрасли. К 1928 году добыча нефти была снова доведена до 11,6 млн. тонн. [1. Стр. 177-180]

В первые годы советской власти основными районами нефтедобычи были Бакинский и Северного Кавказа (Грозный, Майкоп). Также велась добыча на Западной Украине в Голиции. Закавказье и Северный Кавказ давали в 1940 г. около 87% нефти в Советском Союзе. Однако вскоре истощающиеся запасы старейших районов перестали удовлетворять запросы развивающейся промышленности. Назрела необходимость в поисках нефти на других территориях страны. Были открыты и введены в строй месторождения Пермской и Куйбышевской областей, Башкирии, что обусловило создание крупнейшей Волго-Уральской базы. Обнаружены новые месторождения в Средней Азии Казахстане, добыча нефти достигла 31,1 млн. тонн. Война 1941 - 1945 г.г. нанесла сильный ущерб районам Северного Кавказа, что существенно сократило объем добываемой нефти. Однако в послевоенный период с параллельным восстановлением нефтедобывающих комплексов Грозного и Майкопа были введены в разработку крупнейшие месторождения Волго-Уральской нефтяной базы. И в 1960 году она уже давала около 71% нефти страны. Применялись и технические новшества (поддержание пластового давления), что позволило значительно увеличить добычу. В 50 годах добывали 38 млн. тонн, в 60-ых же цифра возросла на порядок - 148 млн. тонн. Конец 60-ых годов ознаменовался оснащением отрасли новейшими техническими изобретениями и усовершенствованием технологий. В 1972 году производительность труда возросла в 2 раза. СССР занимал второе место по добыче нефти в мире после США, где большая часть месторождений была зарезервирована с целью создания стратегических запасов для будущего развития экономики. Поэтому темпы добычи в США ежегодно в течение 1951 - 1982 годов увеличивались на 4,6 млн. тонн, тогда как добыча нефти в Советском Союзе - на 18,8 млн. тонн, т.е., начиная с 1958 года прирост добычи фактически составлял более 100 млн. тонн за каждые 5 лет, что позволило стране выйти на первое место в мире. За период с 1961 по 1972 годы было добыто свыше 3,3 млр. тонн нефти. Такой быстрый рост изменения соотношения между потенциальными запасами (размер перспективных нефтегазоносных площадей превышает 11 млн. км и разведанными, которые особенно сократились в старых районах. В тоже время рост обеспечивали новые освоенные месторождения в Западной Сибири (Средне - Обский район и Шатиский районы), Белоруссии, Западном Казахстане, Оренбургской области и Удмуртии, на континентальном шельфе Каспийского моря. Еще в 1970 году Волго-Уральский район давал около 61% нефти, однако уже в 1974 году на лидирующие позиции стал выдвигаться уникальный Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, обогнав по уровню добычи нефти Татарию, являвшуюся крупным поставщиком в 60-ые годы. Промышленная добыча в районе развивалась быстрыми темпами. В 70-ые годы - 31 млн. тонн, а в 80-ые - 312 млн. тонн (свыше половины добычи нефти в стране), что позволило стать Западной Сибири ведущим нефтедобывающим районом страны. Восточные регионы превратились в главные по добыче нефти. Это Западная Сибирь, Казахстан, полуостров Мангышлак, Средняя Азия и Дальний Восток (Сахалин). Добыча же в 80-ых годах в старых районах либо стабилизировалась, как в Волго-Уральском, либо падала, как в Баку, Грозном и на Западной Украине. Новые перспективные месторождения были открыты в начале 70-ых годов в Коми и Архангельской области (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция), а также ряд незначительных в Прибалтике и других районах. [1. Стр. 180-183]

За время развития совершенствовались технические способы добычи. Однако этот процесс был значительно замедлен из-за экстенсивного пути, по которому пошла советская нефтяная промышленность, когда увеличение объемов добычи достигалась в основном не автоматизацией производства и внедрения современных эффективных методов, а разработкой новых месторождений. Такое развитие обусловило старение технологий, что стало одной из причин настоящего спада.

В заключении рассмотрим динамику добычи нефти (см. приложение 2).

Из таблиц видно, что до 50-ых годов наращивание объемов добычи шло низкими темпами, т.к. развитию нефтяной промышленности препятствовали разруха после Гражданской войны и ущерб, понесенный во время Великой Отечественной в 1941 - 1945 годах. Затем следовал резкий скачок, связанный с приоритетным развитием отрасли и открытием крупнейших нефтегазоносных районов. С конца 80-ых годов мы наблюдаем спад (за 1988 - 1991 годы объем добычи сократился более чем на 20%), главные причины которого заключаются в следующем: [4. Стр. 148-150]

- крупные и высокодебитные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны;

- резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения;

- сократилось финансирование геологоразведочных работ. Так в Западной Сибири, где степень освоения прогнозных ресурсов составляет около 35 процентов, финансирование геологических работ начиная с 1989 года сократилось на 30 процентов. На столько же уменьшились объемы разведочного бурения;

- остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50 процентов, только 14 процентов машин и оборудования соответствует мировым стандартам, 70 процентов парка буровых установок морально устарело и требует замены. С распадом СССР усуглубилось положение с поставками нефтепромыслового оборудования из стран СНГ.

- низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге произошло серьезное ухудшение материально - технического и финансового обеспечения отрасли;

- нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды (авария в Коми). На решение этой проблемы отвлекаются значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;

- не определен единообразный собственник месторождений нефти и газа, с которым следует иметь дело отечественным и зарубежным организациям, а также частным лицам;

- задолженность республик за поставленную нефть и нарастающий кризис неплатежей (см. приложение 3; [11. Стр. 71]).

Итак упадок нефтедобывающей промышленности обусловлен наличием комплекса взаимосвязанных причин. Выход из настоящего положения затруднен глобальным характером стоящих проблем, поэтому если продолжится экономический кризис в стране и усилится процесс политического раздробления в бывшем Советском Союзе, то добыча нефти, по всей вероятности, будет и впредь сокращаться. [11. Стр. 70-74]


^ Размещение основных нефтяных баз России.

На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные бызы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

Основная из них - Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Так, в 1993 году добыча нефти без газового конденсата составила 231.397.192 тонны, из которых фонтанным способом - 26.512.060 тонн, а насосным 193.130.104 тонны. Из данных следует, что добыча насосным способом превышает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Вывод подтверждается и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации из старых скважин добывалось 318.272.101 тонна нефти (без газового конденсата), в том числе из скважин, перешедших с прошлого года - 303.872.124 тонны, в то время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 12.511.827 тонн (см. приложение 4).

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой (см. карту). Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района.

Тюменская область, занимающая площадь 1435,2 тысячи квадратных километров (59 процентов площади Западной Сибири, 8,4 процента - Российской Федерации), относится к наиболее крупным (после Якутии и Красноярского края) административным образованиям России и включает Ямало - Ненецкий и Ханты - Мансийский автономные округа. В Российской Федерации Тюменская область занимает первое место по объему инвестиций, стоимости основных промышленно-производственных фондов, по вводу в действие основных фондов, пятое по объему промышленной продукции. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. Область обеспечивает 70,8 процента российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют 3/4 геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается 219.818.161 тонна нефти без годового конденсата (фонтанным способом - 24.281.270 тонн, насосным – 1.837.818.63 тонны), что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.

Теперь коснемся структур, занимающихся нефтедобычей в Тюмени (см. приложение 5; [6. Стр. 9]). На сегодняшний день почти 80 процентов добычи в области обеспечивается пятью управлениями (в порядке убывания веса - Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, Когалымнефтегаз). Однако в недалеком времени абсолютные объемы добычи сократятся в Нижневартовске на 60%, в Юганске на 44%, что выведет первое за пределы ведущей пятерки управлений. Тогда (по объемам добычи) первая пятерка будет включать (в порядке убывания) Сургут, Когалым, Юганск, Ноябрьск и Лангепас (вместе - около 70% объемов добычи области) [7. Стр. 7-8]; (см. приложение 7).

Статус также определяется объемами ресурсов, используемых для обеспечения добычи. Частично показателем общей динамики может служить доля различных управлений в общем объеме ввода новых скважин. По этому показателю к октябрю 1992 года на первом месте находится СургутНГ, затем идут НоябрьскНГ, КогалымНГ, ЮганскНГ и КрасноленинскНГ. Однако в ближайшие 2-3 года из первой пятерки исчезает ЮганскНГ (появляется НижневартовскНГ). Показатель ввода новых скважин на освоенных полях необходимо рассматривать в сочетании с показателем ввода в разработку новых месторождений. По этому критерию пятерка лидирующих управлений (около 65 вводимых до 2000 года месторождений, включает НоябрьскНГ, ПурНГ, СургутНГ, ТюменьНГ и ЮганскНГ. Причем именно эти управления лидируют как по доле месторождений, предполагаемых к вводу в 1995 году, так и по доле включаемых в разработку извлекаемых запасов нефти (в порядке убывания доли - ТюьеньНГ, НоябрьскНГ, ПугНГ и СургутНГ) (см.приложение 7).

Новым фактором упорядочивания является доля иностранного капитала, привлекаемого в первую очередь для разработки новых месторождений.

В зоне действия НоябрьскНГ таких месторождений находится около 70, ПурНГ и ЮганскНГ около 20.

Таким образом, сегодня в добывающей промышленности основного нефтяного района России мы наблюдаем сложную систему взаимодействия практически независимых управлений, несогласованно определяющих свою политику. Среди них нет признанного лидера, хотя можно предполагать сохранение ведущих позиций за Сургут, НоябрьскНГ и Юганск, не существует и настоящей конкурентной борьбы. Такая разобщенность создает немало проблем, но интеграция откладывается на неопределенную перспективу из-за большой динамичности отрасли: снижение статуса ПурНГ, КогальимНГ и ТюменьНГ вкупе с одновременным уменьшением влияния Нижневартовскнефтегаза способно уже сейчас дисбалансировать сложившуюся структуру отношений.

Без сомнения, эти выводы, сделанные на основе взаимоотношений в ведущем районе, можно распространить и на всю систему нефтедобычи в целом, что даст определенное объяснение сложной ситуации в данной отрасли. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415.1 млн. тонн, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. тонн, то есть на 13.7 процента, причем тенденция падения добычи сохраняется и в 1994 году.

Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако, используется лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического сырья, остальное количество сжигается в факелах, что объясняется отставнием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах. Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности. [5. Стр. 56-58]

Вторая по значению нефтяная база - Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волгл-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и состав вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагесстана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. Вставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.

Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо "стандартную" технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем переработки - 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на заводы республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

Третья нефтяная база - Тимано - Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано - Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации. Ведутся совместные разработки месторождений. Например, СП "Полярное сияние" с участием американской компании "Конако", которое разрабатывает Ардалинское месторождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект инвестировано 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов получили 160 российских компаний - поставщиков и подрядчиков. 71 процент всех доходов "Полярного сияния" остается в России, что делает контракт выгодным не только для иностранцев, но и для жителей Ненецкого автономного округа, получивших дополнительные рабочие места, и в целом всей Российской Федерации. [6. Стр. 9]

Теперь, обобщив сказанное в данной главе, выделим главную особенность, проблему размещения нефтедобывающей промышленности России. Частично она уже была рассмотрена - это сверхвысокая концентрация нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа, обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от главного поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному потребителю - западной ее части. [8. Стр. 2]


^ Транспортировка нефти трубопроводами.

Характеристики и преимущества.

Нефть не используется в первоначальном виде, поэтому нефтеперерабатывающие заводы - основной ее потребитель. Они располагаются во всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Скорость движения нефти - 10-12 км/ч. Стандартный диаметр - 12 тыс.мм. Производительность в год - 90 млн. тонн нефти. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке).

Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за 2-3 года.


^ Развитие и размещение основных нефтепроводов.

Первый нефтепровод длиной в 6 км был сооружен в США в 1865 году. Нефтепроводы большей длины начали строить в 1875 году. Первый нефтепровод в России проложен в 1878 году в Баку от промыслов до нефтеперерабатывающего завода, а в 1897 - 1907 году был построен самый большой в то время в мире по протяженности магистральный трубопровод Баку - Батуми диаметром 200 мм и длиной 835 км, который продолжает эксплуатироваться и по сей день. [3. Стр. 175]

Развитие нефтепроводного транспорта в Союзе было связано с освоением нефтяных месторождений в Башкирии, Татарии и Куйбышевской области. К 1941 году в эксплуатации находилось 4100 км магистральных трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов с сумарной годовой производительностью 7,9 млн. тонн. Максимальный диаметр составлял 300 мм. Общая протяженность магистральных нефтепроводов к 1956 году возросла до 11,5 тыс. км, а через 10 лет достигла уже 29 тыс. км. А в 1992 году в СНГ - 275 тысяч км. Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях: урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527 км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное от Альметьевска до Куйбышева и далее нефтепроводом "Дружба" с ответвлением на Полоцк и Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибольшей длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, т.к. связывали основного добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными районами Российской Федерации. Важность этого направления сохраняется и в настоящее время.

С открытием новых нефтяных месторождений на Южном Мангышлаке и в Тюменской области сооружены слудующие нефтепроводы: Узень - Гурьев - Куйбышев диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень, Александровское - Анжеро - Суджинск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км; Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью 1844 км, второй нефтепровод "Дружба". Общая протяженность нефтепроводов в СССР в 1973 году составила 42,9 тысяч км, а к 1987 году уже превысила 82 тыс. км.

Характерной особенностью развития нефтепроводного транспорта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью. [3. Стр. 176-177]

Развитие нефтепроводного транспорта определяется общим состоянием дел в нефтяной промышленности, т.к. между ними существует неразрывная связь. Например, во время благоприятной ситуации в отрасли с 1940 по 1980 годы протяженность нефтепроводов увеличилась с 4 до 69,7 тыс. км, а грузооборот - с 4 до 1197 млрд. ткм, т.е. на 29825%.

Так, в прошлом формирование нефтяной базы между Волгой и Уралом, намного улучшив снабжение нефтью центральных и восточных районов страны, обусловило появление целой системы магистральных нефтепроводов:

1) на запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через Куйбышев - Брянск до Мозыря (Белорусия), откуда в Полшу, Венгрию и Чехословакию с ответвлением в Белорусию, Латвию и Литву; Куйбышев - Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск - Горький - Рязань - Москва с ответвлением Горький - Ярославль - Кириши;

2) на юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.

3) на восток - Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа - Омск - Новосибирск (нефтепродукты).

Формирование Западно-Сибирской нефтяной базы изменило ориентацию основных потоков нефти: Волго-Уральский район целиком переориентировался на западное направление.

Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири, откуда трубопроводы идут: [6. Стр. 9-10]

1) на запад - Усть - Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Куйбышев; Куйбышев - Лисичанск - Кременчук - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк;

2) на юг - Шаим - Тюмень; Усть - Балык - Омск; Омск - Павлодар - Чимкент;

3) на восток - Александровское - Анжеро - Судженск.

Для транспортировки нефти на запад используются, кроме того, трубопроводы Волго - Уральского района восточного направления.

Из трубопроводов выделяются: Гурьев - Орск; Мангышлак - Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерская нефтегазоносная область); Огса - Комсомольск-на-Амуре (Сахалин). [3. Стр. 180-182]

За границу нефть экспортируется также при помощи трубопроводов (например, "Дружба"). Экспорт нефти сегодня составляет 105-110 млн. т, нефтепродуктов - 35 млн. тонн. Средняя цена нефти на мировом рынке - приблизительно 107 долларов за тонну, а мазута - 86 долларов. Треть экспорта сырой нефти приходиться на страны СНГ (на Украину, Белоруссию и Казахстан вместе более 90%).

Остальная часть нефти направляется в дальнее зарубежье, т.е. в Западную Европу, где Германия, Италия, Великобритания и Ирландия вкупе потребляют 60% этого объема. Сегодня экспорт за границу в основном выгоден, однако есть уже указанные проблемы с оплатой при поставке нефти в страны ближнего зарубежья.

В самой же России в будущем предусмотрено создание региональных систем магистральных нефтепродуктопроводов с разводящей сетью к нефтебазам, однако сейчас трубопроводный транспорт периживает тяжелые времена в связи с общим спадом в нефтяной промышленности. [3. Стр. 182-183]


Часть 3. Другие источники нефти.


1. “Небесная” нефть.

Впервые в мире решение проблемы получения синтетической нефти в большом колличестве было осуществлено в Германии. В годы первой мировой войны кайзеровская Германия оказалась полностью отрезанной от природных источников нефти. Армии нужен был бензин. Немецкие ученые обратили свои взоры „к небесам". Еще в 1908 г. русский изобретатель И.И. Орлов доказал возможность синтеза нефтя­ных УВ из оксида углерода и водорода (эта смесь получила название водяного газа). А где как не на „небе", т.е. в атмосфере, можно найти практически неограниченные количества этого газа? Немецкие ученые Фишер и Тропш создали технологию получения синтетической нефти. Правда, водяной газ они решили получать не из воздуха, тогда это было слишком сложно, а из бурых углей. Синтез нефти осуществляется путем контакта этого газа при температуре 180-200 °С и атмосферном давлении с оксидными железно-цинковыми катализаторами. Были построены целые заводы по производству искусственного топлива, которые успешно эксплуатировались многие годы. Но вот кончилась война, возросла добыча естественной нефти, цены на нее упали. Синте­тическая нефть Фишера - Тропша уже не могла конкурировать с ней, и производство было свернуто.

Сейчас идея искусственной нефти вновь приобретает актуальность.

Нефть можно получить уже непосредственно из воздуха. Более того, ученые полагают, что это будет способствовать удалению из атмосферы избыточной углекислоты, которая вредно влияет на окружающую среду. Огромное количество сжигаемого топлива ежегодно поставляет в атмосферу миллиарды тонн углекислого газа (диоксида углерода). В настоящее время лишь 10% его поглощается растениями. Многие ученые видят в таком катастрофическом увеличении концентрации углекислого газа в земной атмосфере определенную опасность. Как же от него избавиться?

Доктор технических наук В. Цысковский предлагает следующий путь. Прежде всего необходимо из атмосферы воздуха получить угле­кислый газ. Для этого воздух можно вымораживать, разделять с помощью пористых мембран или соединять при определенных усло­виях с газообразным аммиаком. В последнем случае образуется углекислый аммоний, который легко разлагается на аммиак и диоксид углерода под действием тепла. Полученная чистая углекислота и является продуктом для дальнейшего синтеза нефти. Ее разлагают на оксид углерода (угарный газ) и кислород. Для этой реакции требуются большие затраты энергии. Предполагают, что ее можно проводить в атомных реакторах при температуре 5000 °С в присутствии катализа­торов. А дальше оксид углерода синтезируют с водородом, и „небес­ная" нефть готова (рис. 1). [13. Стр. 126]


Рис. 1. Схема получения синтетической нефти из воздуха (по В. Цысковскому)


2. Нефть из камня.

Получение нефти из воздуха - дело будущего. Сейчас же искусст­венную нефть получают из камня. Конечно, это не совсем обычные камни, а так называемые горючие сланцы - породы, содержащие в большом количестве органическое вещество, т.е. тот природный материал, из которого получаются УВ. Для этих же целей подходят и пески, насыщенные густой, вязкой нефтью.

По данным геологической службы США, мировые запасы горючих сланцев и нефтеносных песков оцениваются в 700-800 млрд.т, что в 7-8 раз больше всех выявленных запасов нефти в мире. Только в районе Скалистых гор (США) в подобных породах концентрируется 270 млрд.т нефти, что в 2-3 раза превышает мировые запасы нефти и в 67 раз - оставшиеся запасы нефти Соединенных Штатов. Американские геологи подсчитали, что при коэффициенте извлечения 50 % и совре­менном уровне потребления нефти этих ресурсов хватило бы, чтобы удовлетворять запросы США в течение 140 лет. Казалось бы, выход из топливного тупика найден, однако опять-таки высокая стоимость работ препятствует интенсивной переработке горючих сланцев и нефтеносных песков. По оценке Национального совета США, разработ­ка битуминозных пород рентабельна при цене на нефть не менее 100-120 дол./т. До топливного кризиса о промышленной разработке сланцев не могло быть и речи. Тем не менее в ряде стран мира несколь­ко лет тому назад приступили уже к практическому осуществлению этой проблемы. Например, в Бразилии в 1971 г. запущена опытная установка по разработке и переработке сланцев производительностью 159 м3 сланцевой смолы, 17т серы и 36,5 тыс.м3 горючего газа в сутки. Капиталовложения в установку составят около 18 млн.дол. В Канаде в том же 1971 г. из битуминозных песков Атабаски получали до б тыс.т/сут легкой нефти. Всего же в год в этой стране добывают до 9 млн.м3 синтетической нефти.

В 1973 г., когда цены на нефть резко подскочили, взоры многих нефтепромышленников обратились к битуминозным сланцам и нефте­носным пескам. В США шесть объединенных компаний уже в 1974 г. получили право на разработку сланцев в штатах Колорадо, Юта и Вайоминг. Стоимость первых трех участков 403,6 млн.дол. По расчетам, США могут получать в сутки от 135 до 405 тыс.т такой нефти.

Однако крупномасштабная переработка тяжелых нефтей и горючих сланцев - дело относительно далекого будущего. По оценке компании „Шеврон", она начнется в третьем тысячелетии. Причем, стоимость добычи тяжелых нефтей и битумов прогнозируется в размере 220-314 дол /м3, а получение синтетической нефти из горючих сланцев -346 дол /м3.

По мере развития технологического прогресса добыча УВ из горю­чих сланцев и нефтеносных песков станет обычным делом. Перспек­тивны в этом отношении ядерные методы переработки битуминозных пород, над которыми в настоящее время в США работают группы ученых из 25 нефтяных компаний.

Согласно приближенным расчетам, при взрыве ядерного устройс­тва мощностью 100 кт из битуминозных сланцев при содержании в них нефти до 100 л/т может быть добыто до 320 тыс. т нефти.

В России проблема извлечения нефти из нефтенасыщенных песков решается по-иному, а именно путем шахтной добычи. Впервые нефтяная шахта была сооружена в районе г. Ухта в 1939 г. Глубина ее не превышает 500 м. Разработка вязких нефтей производит­ся следующим образом. Шахта проходит продуктивный пласт, который дренируется несколькими скважинами. Нефть под действием силы тяжести идет самотеком и попадает в специальные канавки, располо­женные на дне шахты и имеющие небольшой уклон для стока в нефте­хранилище. Если продуктивный пласт находится ниже шахты, то нефть извлекается насосами через специальные скважины. Из подземного нефтехранилища на поверхность нефть подается также насосами.

Сейчас предлагается воздействовать на нефть в шахте горячей водой или паром. По расчетам, таким образом можно получить дополнитель­но в нашей стране не менее 50 млн.т/год нефти, причем глубина шахт не будет превышать 500-1000 м.

В том случае, когда сланцы или нефтеносные пески находятся близко от поверхности (не более 150-200 м), разработка ведется карьерным способом. Примером такой необычной добычи нефти может служить карьер около горы Кирмаки под г. Баку. Отсюда порода доставляется в специальную емкость, где с помощью реактивов (не­кондиционный керосин, щелочная вода или каустическая сода) из нее вымывают нефть. Таким способом извлекается до 80 % нефти.

Один кубометр нефтеносного песка в Азербайджане содержит до 150 кг нефти. Такая же картина характерна и для многих других нефтеносных районов нашей страны. Поэтому проблема извлечения вязкой и остаточной нефти из неглубоко залегающих пород приобре­тает общенародное значение. Нефтяники Азербайджана, в частности, начали сооружение первой в республике нефтяной шахты на забро­шенном участке месторождения Балаханы (в пригороде г. Баку). Глубина шахты будет равна 400 м, разработку предполагают осущест­влять гравитационным способом. Шахта оборудуется современной техникой, предусматривается сооружение буровых камер, насосных установок, вентиляционных устройств. Почти полная автоматизация производственных процессов сведет к минимуму количество обслу­живающего персонала.

Становится очевидным, что эра „дешевой нефти" подходит к концу. То, что сейчас мы считаем дороговизной, через некоторое время покажется нам необычайно дешевым продуктом. Даже современная стоимость нефти в 100-150 дол/м3 через 30-35 лет будет выглядеть мелочью по сравнению с 300-350 дол/мз. Дети, рожденные в 1990 г., когда станут взрослыми, будут иметь дело с нефтью как с ограниченным для использования и чрезвычайно дорогостоящим топливом. Единственный путь из этого тупика - поиск альтернатив­ных и экологически чистых источников энергии, которые позволят „вырвать" нефть и газ из топок заводов, фабрик и электростанций.[13. Стр. 128-131]

^ 3. Дрова? Это неплохо.

Пока одни ученые ломают голову над проблемой увеличения коэффициента нефтеотдачи продуктивных пластов, а другие ищут пути наиболее рентабельного получения нефти из горючих сланцев, третьи пришли к выводу, что удовлетворить потребность в топливе можно обычным дедовским методом. Речь идет о дровах. Так считают специалисты Стэнфордского университета в США, к ним присоеди­няются и ученые университета штата Джорджия. Конечно, здесь нужны особые быстрорастущие сорта деревьев типа ольхи или платанов, которые дают до 40 т древесины с 1 га в год. После вырубки этих деревьев на земле остается листва, пригодная для удобрения. Древе­сина же измельчается и подается в топку электростанций. Участок в 125км2 может обеспечить энергией город с населением 80 тыс. чело­век. На вырубленных участках уже через 2-4 года из побегов вновь вырастут деревья, пригодные для топлива. Ученые прикинули, что если 3 % территории России отвести под „энергетические плантации", то страна могла бы полностью удовлетворить свои потребности в топливе за счет дров.

Американским поборникам „дровенизации" бытовой теплоэнерге­тики вторят их сторонники из Европы. В Бельгии, например, в 1988 г. газета „Суар" опубликовала статью, где назвала дрова топливом будущего. Для этих же целей предлагается использовать и макулату­ру. В магазинах этой страны уже продается ручной пресс, с помощью которого можно из газет и оберток делать топливные брикеты, не уступающие по своей калорийности буроугольным. Выпускаются специальные печи, работающие по принципу газогенератора и препят­ствующие уходу тепла через трубу. Дрова и брикеты горят в этой печи очень медленно: вязанка - за 8 ч. При этом дрова сгорают полностью, что практически сводит к нулю выделение в атмосферу золы и сажи. Такое отапливание помещений очень выгодно, ведь килограмм дров при сравнимой калорийности стоит в 10 раз меньше литра жидкого топлива.

Внимание другой группы американских ученых остановилось на быстрорастущих бурых водорослях. Предлагается перерабатывать их в газообразный метан с помощью бактерий или в нефтеподобные вещест­ва путем нагревания. По расчетам этих специалистов, ферма в океане площадью 40 тыс. га сможет снабжать энергией город с населением 50 тыс. человек. Для этих же целей ученые из Франции предлагают использовать одноклеточные водоросли ботриококк. Оказывается, эти микроскопические создания выделяют углеводороды в своем жизнен­ном цикле. Выращивая ботриококки в банках и подкармливая их углекислым газом и минеральными солями, можно регулярно „соби­рать урожай УВ".

Естественные „бензоколонки" обнаружены и в тропиках Южной Америки, на Филиппинах. Некоторые сорта лиан и тропических де­ревьев (ханга) содержат маслянистую жидкость, которую даже не надо подвергать перегонке. Она прекрасно горит в автомобильных моторах, давая менее токсичный выхлоп, чем бензин. Подходит для этих целей и пальмовое масло, из которого сравнительно легко можно получать „солярку".

Но пока это все в области научной фантазии. Более реален проект получения синтетической нефти из угля. Довольно простой метод разработан в США. Уголь распыляется, обрабатывается растворителем, и в полученную смесь добавляется водород. Из тонны угля с высоким содержанием серы получается почти 650 л похожей на нефть жидкости, из которой можно вырабатывать бензин.

Корпорация известного американского мультимиллионера А. Хаммера „Оксидентл петролеум" всерьез занялась подземной газифика­цией угля. Методом пиролиза из него получают 40 % метанового газа, 45 % кокса и 3 % жидкого топлива. Этой же корпорацией разработан совсем неожиданный способ получения топлива... из мусора. Из него предварительно извлекают магнитные и немагнитные металлы и отправляют в переплавку. Секретная технология переработки стекла позволяет получить из осколков стекло более дешевое и более высо­кого качества, чем исходное сырье. Остальное перерабатывается в кокс, метановый газ и жидкое топливо. „Мусорную" нефть испытыва­ли на опытных установках - горит прекрасно. Из тонны мусора таким способом „добывают" от 6 до 20 дол. В 1976 - 1977 гг. в Сан-Диего вступил в строй специальный завод для переработки мусора.

Над подобной проблемой успешно работают и в Великобритании. Здесь разработана и проходит испытания лабораторная установка, в которой под действием высоких температур и вдуваемого кислорода из органической части мусора (пластмассовые упаковки, пищевые отбросы, обрывки газет, тряпки и т.д.) получают синтетическую нефть и метановый газ с водородом. Жидкое топливо и газ предполагают использовать частично для работы дизеля, а частично для переплавки битого стекла, из которого можно получать строительные блоки. Сейчас изучается возможность переработки мусора в старых доменных печах. Это даст высокую производительность и экономию времени. Как показали эксперименты, в дело пойдет и остающийся шлак - он пригоден для замены гравия при строительстве дорог.

А вот еще два способа получения синтетической нефти. Французс­кий инженер А. Ротлисберже получил бензин из сухих стеблей куку­рузы. Автор утверждает, что подобное топливо с октановым числом 98 вполне можно добывать из соломы, опилок, ботвы овощей и других отходов, содержащих целлюлозные волокна. Под нажимом правитель­ственных учреждений изобретатель засекретил технологию синтеза, но известно, что качество его бензина во многом зависит от сложных стабилизирующих добавок, вводимых в спирты и изопропиниловые эфиры, получаемые из целлюлозы. Новое топливо не детонирует, сгорает без дыма и запахов. Его можно смешивать в любых пропорциях с обычным бензином. При этом конструктивных изменений в двига­телях не требуется. Франция намерена со временем довести производ­ство подобного бензина до 20 млн.т в год.

Еще один изобретатель искусственного бензина живет в Швейца­рии. Исходным материалом служит щепа, кукурузная шелуха, поли­этиленовые пакеты. Да вот беда, „бензин" пахнет самогоном. Изобре­тателю приходится платить 8 % налога как за изготовление алкогольных напитков. Тем не менее 1 л искусственного „бензина" стоит в 2 раза дешевле настоящего, а автомобиль работает исправно.

Фантазия изобретателей не ограничивается только искусственным бензином, предлагаются довольно-таки оригинальные методы получе­ния углеводородного газа для бытовых целей. Один из них разработан в г. Эрфурт (Германия). В качестве источника энергии выступает свалка мусора в пригородном местечке Шверборн. При заполнении свалки в ней заложили 57 газовых колодцев, соединенных трубопроводом. Оказывается, 1 кг мусора дает до 200 л газа, более половины которо­го - метан. Пока на свалке получают в час 40 м3 газа. Он отапливает помещения рабочих. Планируется сооружение теплоцентрали. По расчетам, затраты окупятся за 3,5 года.

Второй способ еще более неожиданный. С инициативой выступили власти г. Оттапалам в штате Керала (Индия). Рецепт следующий:

колодец заполняется коровьим навозом и наглухо закрывается. Образующийся при брожении газ по трубам отводится к газовым плитам. Одна такая „установка" полностью удовлетворяет потреб­ность семьи в энергии для домашних целей. В настоящее время в Индии разработаны и применяются 53 модели таких систем. Ими пользуются около 3,5 млн. семей. Правительство страны активно поддерживает распространение биогазовых установок. Уже сейчас ежегодно за счет этого экономится около 1,2 млрд. рупий.[13. Стр. 131-134]






оставить комментарий
страница2/4
Димитров Иван
Дата23.01.2012
Размер0,83 Mb.
ТипРеферат, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   2   3   4
Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Документы

наверх