История развития нефтяной промышленности России.Вклад в развитие братьев Нобель

Первые хранилища для нефти 17го века. Клепанные резервуары

Развитие нефтяной промышленности необратимо повлекло за собой потребность в хранении больших объемов нефти и продуктов на ее основе. Для России этот этап выпал на 17-й век, когда были построены первые нефтяные хранилища. Они представляли собой амбары или земляные ямы глубиной 4-5 метров. С целью уменьшения утечек нефти в почву ямы делались в глинистых грунтах или специально зацементированных подземных резервуарах, прикрытых каменными сводчатыми крышами.

Длительное время способ хранения нефти не менялся, но с увеличением потребностей в нефтепродуктах стали очевидны недостатки имеющихся методов хранения: потери содержимого в виде испарений, постепенное разрушение стенок и недостаточная их герметичность. От камня перешли к металлу. В России это привело к тому, что в 1878 по проекту инженера Шухова В.Г. был построен первый металлический резервуар для хранения нефти, собранный из клепаных листов металла. К тому времени в мире уже существовали металлические резервуары, к примеру, в США такой был построен еще в 1864, но предложенный Шуховым вариант имел цилиндрическую форму, в отличие от прямоугольных резервуаров в США, что значительно снижало его металлоемкость.

В дальнейшем от заклепок перешли к сварке, качественно изменился состав используемых сталей, но до сих пор заложенные еще в 19 веке основы конструирования резервуаров остаются актуальными. На место стихийного и слабо спланированного строительства отдельных нефтебаз перешли к постройке сложных комплексов для хранения нефти, где резервуар – это лишь одна из составляющих сложной системы.

 

Нефть. Состав сырой нефти.

Нефть — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений. Относится к каустобоилитам-ископаемое топливо

Нефть сырая – сырой нефтью называют маслянистую горючую жидкость природного характера, находящуюся в осадочной оболочке Земли. Состав ее отличается большим разнообразием строения содержащихся в ней смеси углеводородов. Их молекулы, в свою очередь, это короткие цепи углеводородных атомов, в большинстве своем многокольчатых или в виде разветвленных и замкнутых колец. С помощью перегонки из сырьевой нефти получают бензин и мазут, дизельное и реактивное топливо или осветительный керосин.

 

В состав нефти также входит небольшой процент сернистых и кислородных соединений и совсем мало азотистых. Нефть сырая немного легче воды и почти не растворяется в ней, а за счет содержащихся различных по свойствам углеводородов лишена точной точки кипения. Цвет нефти может варьироваться от светло-коричневого и бесцветного до почти черного и темно-бурого. Сырая нефть отличается и разными показателями плотности, для легкой это 0,65-0,70 г/см кубических, тяжелой - 0,98-1,05 г/см кубических. Растворяет нефть органика, что невозможно для воды, которая может образовывать с нефтью стойкие эмульсии.

 

Основные компоненты сырой нефти – асфальтосмолистые, углеводородные и зольные соединения. В ее состав входит и сера, и порфирины. На выходе из нефтяного пласта сырую нефть отличает содержание воды, твердых частиц горных пород, газа и соли, причем, две последние составляющие - в растворенном виде. Все перечисленные примеси подвергают оборудование коррозии, что негативно влияет на переработку и транспортирование сырой нефти. Поэтому когда необходимо ее доставлять в отдаленные местности или экспортировать, прибегают к обработке сырой нефти, которая предполагает удаление воды, соли, твердых углеводородов и механических примесей. Так как к ценным продуктам относят газ и некоторые легкие углеводороды, то их выделяют из сырой нефти.

 

К важнейшим характеристикам сырой нефти относят: плотность и вязкость, содержание серы, воды, твердых примесей и хлористых соединений, фракционный состав. В зависимости от плотности, измеряемой в градусах (°) API сырая нефть подразделяется на:

- лёгкую (36-45°);

- среднюю (29,5-36°);

- тяжёлую (22,3-29,3°);

- очень тяжёлую (менее 22,3°).

 

Плотность сырой нефти характеризует и содержание углеводородов, высокий ее показатель указывает на большое количество ароматических углеводородов, а низкая уже на более высокий процент парафиновых соединений. В зависимости от количества, входящей в состав сырья серы, нефть относят к малосернистой (до 0,5%) или высокосернистой (более 2%) и сернистой (0,51-2%).

По мнению экспертов в течение нескольких десятков лет нефть так и будет важнейшим энергоносителем.

 

Требования к объемам резервуарных парков на головных, промежуточных нефтеперекачивающих станциях и конечных магистрального нефтепровода

При проектировании резервуаров их подразделяют на три класса в зависимости от объема и места расположения:

1 класс - включает особо опасные резервуары объемом ≥ 10 000 м3 и резервуары объёмом ≥ 5 000 м3, размещаемые на берегах больших водоёмов и рек, а также в городской зоне;

2 класс - включает резервуары повышенной опасности объемом 5 000 - 10 000 м3;

3 класс - включает опасные резервуары объём 100 - 5 000 м3.

 

Оборудование резервуаров

Оборудование резервуаров имеет своим предназначением обеспечивать правильную и неопасную эксплуатацию резервуаров, а именно:

заполнение и опорожнение резервуаров;

застыл уровня нефтепродукта;

отбор проб нефтепродукта;

зачистку и ремонт резервуаров;

обогрев нефтепродуктов;

отстой нефтепродуктов;

удаление подтоварной воды;

поддержание давления.

На резервуарах устанавливают последующее оборудования

Лючки: люк-лаз размещается в нижнем поясе резервуара, предназначен для внутреннего осмотра, ремонта и чистки резервуара; лючок световой устанавливается на крыше резервуара и служит для проветривания и освещения резервуара; лючок замерный - для контрольного замера уровня воды и взятия проб.

На вертикальные, цилиндрические резервуары в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров и снижение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения:

 

дыхательные клапаны;

предохранительные клапаны;

огневые предохранители;

приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

хлопушки;

противопожарное оборудование;

оборудование для подогрева;

приемо-раздаточные патрубки;

зачистной патрубок;

вентиляционные патрубки;

люки-лазы;

люк световой;

люк замерный.

Горизонтальные резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, лестницами, мешалками, приборами контроля уровня и сигнализации, измерительными трубами, замерным люком и другими устройствами в соответствии с требованиями проектов.

 

1.4.2. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

 

Исполнение, категория условий эксплуатации в зависимости от воздействия климатических факторов внешней среды (температуры, влажности воздуха, давления воздуха или газа с учетом высоты над уровнем моря, солнечного излучения, дождя, ветра, смены температуры и т. д.) должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

 

1.4.3. Требования по устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды должны быть отражены в нормативно-технической документации на оборудование и установлены в соответствии с прил. 8 к ГОСТ 15150—69 (часть II, прил. 1, п. 7).

 

1.4.4. Дыхательная арматура вертикальных цилиндрических резервуаров должна соответствовать проектному избыточному давлению и вакууму и отвечать требованиям ГОСТ 23097—78 (прил. 1, п. 9). По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны изготавливаются категории V размещения 1 по ГОСТ 15150—69 и ГОСТ 16350—80 (часть II, прил. 1, пп. 7, 8).

 

1.4.5. Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

 

1.4.6. Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами.

 

1.4.7. Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные.

 

1.4.8. В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска Н.

 

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана

 

1.4.9. Для тушения пожара на резервуарах следует предусматривать установки и оборудование в соответствии с требованиями СНиП 11-106—79 и Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР (часть II, прил. 1, пп. 34, 38).

 

1.4.10. Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11).

 

1.4.11. Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

 

1.4.12. Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия.

 

В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

 

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и другие.

1.4.13. Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

 

1.4.14. Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

 

1.4.15. В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

 

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

 

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

 

1.4.16. Электроподогрев общим способом применяют в том случае, когда объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30 %-ной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

 

1.4.17. Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, устроенной в резервуаре. Объем камеры принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

 

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1—2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

 

1.4.18. Комбинированный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре хранения до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар. Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

 

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

 

Объем промежуточных резервуаров принимается равным объему максимально возможной суточной реализации. Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

 

1.4.19. Электрооборудование, аппараты и приборы, используемые в резервуарных парках, должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.2.020—76 и раздела 7.14 Правил технической эксплуатации нефтебаз (прил. 1, пп. 53, 39).

 

 

История развития нефтяной промышленности России.Вклад в развитие братьев Нобель

В 1702 году царь Петр Первый издал указ об учреждении первой регулярной российской газеты «Ведомости». В первом выпуске газеты была опубликована статья о том, как была обнаружена нефть на реке Сок в Поволжье, а в более поздних выпусках была информация о нефтепроявлениях в других районах России. В 1745 г. Федор Прядунов получил разрешение начать добычу нефти со дна реки Ухты. Прядунов также построил примитивный нефтеперегонный завод и поставлял некоторые продукты в Москву и Санкт-Петербург.

 

Нефтепроявления также наблюдались многочисленными путешественниками на Северном Кавказе. Местные жители даже собирали нефть с помощью ведер, вычерпывая ее из скважин глубиной до полутора метров. В 1823 году братья Дубинины открыли нефтеперерабатывающий завод в Моздоке для переработки нефти, собираемой с близлежащего Вознесенского нефтяного месторождения.

 

Нефте- и газопроявления были зафиксированы в Баку, на западном склоне Каспийского моря арабским путешественником и историком еще в десятом веке. Марко Поло позднее описывал, как люди в Баку использовали нефть в медицинских целях и для проведения богослужений. С четырнадцатого века нефть, собираемая в Баку, экспортировалась в другие страны Среднего Востока. Первая нефтяная скважина в мире была пробурена на Биби-Айбатском месторождении вблизи Баку в 1846 году, более чем на десятилетие раньше, чем была пробурена первая скважина в США. С этим событием связывают начало современной нефтяной промышленности.

 

 

Рождение нефтяной промышленности

 

В Бакинском регионе находилось много больших месторождений с относительно легко извлекаемыми запасами, но транспортировка нефти до рынков сбыта была трудной и дорогой. Братья Нобель и семейство Ротшильдов сыграли ключевую роль в развитии нефтяной промышленности в Баку, бывшего в то время частью Российской империи. Промышленность стремительно развивалась, и на рубеже веков на долю России приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Компания Шелл Транспорт и Трейдинг, которая позже стала частью Роял Датч/Шелл, начала свой бизнес с перевозок нефти, добываемой Ротшильдами, в Западную Европу.

 

Революция 1917 года негативно сказалась на добыче нефти в России, ситуация еще более ухудшилась с национализацией нефтяных месторождений в 1920 году. Братья Нобель продали значительную часть своих российских активов компании Стандард Ойл из Нью-Джерси, которая позже превратилась в компанию Экссон. Стандард Ойл выступала против решений о национализации нефтяных месторождений и отказывалась сотрудничать с новым советскимправительством. Но другие компании, включая Вакуум и Стандард Ойл из Нью-Йорка, которые позже превратились в компанию Мобил, вкладывали деньги в Россию. Продолжающийся приток западного капитала помог восстановлению нефтедобычи в России, и с 1923 года экспорт нефти вернулся на дореволюционный уровень.

 

Рост советской нефтяной промышленности

Каспий и Северный Кавказ оставались центром советской нефтяной промышленности вплоть до Второй мировой войны. Растущая добыча удовлетворяла потребности индустриализации России. Контроль добычи нефти в Баку, отсечение Советского Союза от добычи в этом регионе были основной стратегической задачей Германии во время войны. Добыча нефти на Каспии снова начала расти после войны, и в 1951 году достигла рекордного уровня в 850 000 баррелей в день. Баку оставался крупным промышленным центром, около двух третей советского нефтяного оборудования производилось в этом регионе.

 

В это же время советские планирующие органы начали развивать разведочные работы в Волго-Уральском регионе, который начинали разрабатывать еще в тридцатых годах. Месторождения в регионе зачастую находились недалеко от транспортной инфраструктуры, и их геология не была особенно сложной. С пятидесятых годов добыча с новых месторождений составляла около 45% от общей добычи Советского Союза. Широкомасштабные инвестиции в регион быстро окупались, что способствовало серьезному росту добычи нефти в СССР. Дополнительные тонны нефти шли на удовлетворение потребностей новых заводов, которые были построены в период с 1930-х по 1950-е годы. Омский завод был открыт в 1955 году и в дальнейшем превратился в один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в мире.

 

Рост добычи позволил Советскому Союзу наращивать экспорт нефти значительными темпами. Москва стремилась максимизировать валютные поступления от экспорта нефти и активно боролась за увеличение своей доли на мировом рынке. В начале 1960-х годов Советский Союз вытеснил Венесуэлу со второго места по добыче нефти в мире. Выброс больших объемов дешевой советской нефти на рынок вынудил многие западные нефтяные компании снизить цены на нефть, добываемую на Ближнем Востоке, уменьшая таким образом платежи за пользование недрами правительствам стран Ближнего Востока. Это уменьшение доходов было одной из причин создания Организации Стран Производителей Нефти (ОПЕК).

 

Упадок советской нефтяной промышленности

 

После достижения феноменальной добычи из месторождений Западно-Сибирского бассейна советская нефтяная промышленность стала проявлять признаки упадка. Западно-Сибирские месторождения были относительно дешевы в разработке и давали существенный выигрыш за счет своих размеров, а советские плановые органы отдавали приоритет максимизации краткосрочной, а не долгосрочной нефтеотдачи. Производственные объединения стремились добыть как можно больше нефти с месторождений с тем, чтобы выполнить план по добыче, при этом не учитывалось влияние последствий разработки на состояние месторождений, бурилось слишком много скважин и закачивалось слишком много воды.

 

К середине 1970-х годов в Москве уже поняли, что назревает падение добычи. Первое падение, обусловленное хроническим недофинансированием разведки в Западной Сибири, началось в 1977 году, но властям удалось его приостановить за счет очень больших капиталовложений в бурение. Второе падение произошло в период с 1982 по 1986 года. И в этот раз кризис удалось преодолеть за счет увеличения финансирования.

 

Падение было усугублено экономическим кризисом, который охватил регион в период распада Советского Союза. Развал экономики вызвал резкое падение спроса на нефть внутри страны, а экспортные мощности оставались ограниченными, и поэтому компании были вынуждены продолжать продавать большую долю нефти на внутреннем рынке, зачастую некредитоспособным потребителям. Финансовые трудности компаний спровоцировали резкое снижение объемов новых разведочных работ, объемов бурения и даже объемов капитальных ремонтов существующих скважин. В результате сложилась ситуация, которая привела к дальнейшему неизбежному падению добычи.

 

Будущее развитие

 

Добыча нефти в России окончательно прекратила свое падение в 1997 году. Независимые эксперты считают, что Западная Сибирь располагает остаточными запасами более 150 миллиардов баррелей (более 20 миллиардов тонн), и уровень добычи может быть в три раза больше, чем сейчас. Но ситуация осложнена плохими пластовыми условиями на уже разрабатываемых месторождениях и тем, что западносибирские месторождения обычно состоят из большего числа нефтеносных пластов, чем месторождения в других регионах, что осложняет добычу.

 

Другие провинции также демонстрируют существенный потенциал. Тимано-Печорский бассейн простирается от Урала на востоке до Баренцева моря на севере. Регион характеризуется резким климатом, большая часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых и содержит тяжелую нефть. Несмотря на это, остаточные разведанные запасы оцениваются приблизительно в девять миллиардов баррелей (1,25 миллиарда тонн), представляя хороший потенциал развития нефтедобычи в России. Остаточные запасы Восточной Сибири оценены в три миллиарда баррелей (0,45 миллиарда тонн), но неразведанные запасы могут быть в несколько раз больше. Основной проблемой этого региона является удаленность от рынков сбыта и отсутствие транспортной инфраструктуры. Нефтяные запасы острова Сахалин также представляются довольно значительными, но их разработка в наши дни сдерживается высокой капиталоемкостью.

Имена Альфреда, Роберта и Людвига Нобелей хорошо известны во всем мире. Для большинства людей эти имена ассоциируются прежде всего с Нобелевской премией. И мало кто задумывается при этом, что подавляющая часть наследия Нобелей состоит из капитала, полученного в результате деятельности одной из крупнейших нефтяных компаний того времени The Nobel Brothers Petroleum Production Company. При этом, 7-12% Нобелевского Фонда составляют средства, полученные этими нефтепромышленниками с месторождений в Баку и на Апшероне. Таким образом, справедливо утверждать, что история Нобелевской премии тесно переплетена с историей нефтедобычи в Азербайджане. Кроме того, братья Нобели внесли большой вклад в развитие нефтяного производства. Первый нефтяной танкер, первый нефтепровод на Кавказе, ряд других инноваций, связанных с нефтегазовой промышленностью: все это - братья Нобели и их деятельность на апшеронских нефтепромыслах.

«Мы считаем очень символичным проведение этой художественной выставки в рамках Caspian Oil and Gas. История становления нефтяной промышленности тесно связана с именами всемирно известных новаторов Братьев Нобелей. Выставка же Caspian Oil and Gas является отражение того, чего наша страна и отрасль добилась за эти годы. Хочу отметить, что с первых дней выставка, которая проводится уже свыше 20 лет ежегодно, имела необыкновенный успех, и роль Caspian Oil and Gas для развития отрасли с каждым годом возрастает. В ходе истории выставки большое количество инноваций, запуск новых проектов в нефтегазовой отрасли страны впервые представлялось именно здесь. Этой уникальной коллекцией картин "Братья Нобели и бакинская нефть. Премия" мы хотим еще раз вспомнить с чего все начиналось. Несомненно, предлагаемая выставка И. Эльдаровой станет еще одной важной акцией в деле освещения и пропаганды истории нефтедобычи в Азербайджане», - отмечает директор компании Iteca Caspian Фарид Мамедов.

Вице-президент BP по коммуникациям, внешним связям и безопасности, Гусейн Мамедов также отмечает: "Мы гордимся тем, что стали эксклюзивными спонсорами этой замечательной выставки. За нашу 20-летнюю деятельность поддержка культурных мероприятий, включая важных научно-исследовательских инициатив, публикаций, книг по искусству и выставок, стала замечательной традицией компании. Эта выставка является хорошей возможностью воздать должное братьям Нобелям, сыгравших вместе с национальными промышленниками, большую роль в развитии нефтяной промышленности Азербайджана".

Таким образом, новый проект "Братья Нобели и бакинская нефть. Премия"- является еще одним напоминанием об исторической роли и значении деятельности братьев Нобелей в Азербайджане, как для данного региона, так и для развития нефтедобычи в мире. Все художественные произведения принадлежат кисти широко известной в Азербайджане и России художницы Ирины Эльдаровой.