Производство  ->  Энергетика  | Автор: | Добавлено: 2015-03-23

Условия образования и залегания нефти. Состав нефти

Одним из приоритетных направлений учебной деятельности нашей школы является создание разнообразных проектов по различным учебным дисциплинам. В этой сфере накоплен большой опыт. На наш взгляд, проектные технологии интересны тем, что представляют собой совокупность исследовательских, поисковых и проблемных методов. Работа над проектом играет важную роль в повышении познавательной мотивации, так как позволяет на основе фундаментальных знаний организовать прикладные работы, приблизить теорию к реальной жизни.

Нам показалось интересным создать проект, посвященный вопросам нефтедобычи и нефтепереработки.

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию, энергию приливов и отливов, ветровую и другие нетрадиционные источники). Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей мировой экономики сегодня играют топливные ресурсы.

Нефть – одно из главных богатств нашей страны. Нефтяная промышленность традиционно занимает ведущее место в экономике России. Еще в СССР валютные доходы от ее экспорта позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами. И сейчас нефть – важнейший источник валюты для страны. Отрасли ТЭК дают не менее 60% валютных поступлений в Россию, позволяют иметь положительное внешнеторговое сальдо, поддерживать курс рубля. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.

Велика роль нефти и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего и дальнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с другими государствами.

Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.

Россия выступает как активный самостоятельный субъект в мировой энергетической политике, малейшие социально-экономические и политические обострения в Москве или Тюмени тут же отражаются на стоимости нефти на биржах Нью-Йорка или Лондона. Сегодня нефтяную политику определяют два картеля - западный и восточный. Первый объединяет 6 крупнейших нефтяных компаний, на которые приходятся 40% нефтедобычи стран, не входящих в ОПЕК. Совокупный объем продаж этих компаний составляет почти 400 млрд. долларов. В восточный картель (ОПЕК) входят 13 стран, дающих 38% всей мировой добычи и 61% мирового экспорта нефти. Добыча России составляет 10% мировой, поэтому можно с уверенностью сказать, что страна занимает сильные позиции на международном рынке нефти. Например, эксперты ОПЕК заявили, что государства, входящие в эту организацию, не смогут восполнить нехватку нефти, если мировой рынок покинет РФ.

Кроме того, в обозримом будущем нефть заменить нечем. Мировой спрос будет расти на 1,5%в год, а предложение существенно не возрастет. До энергетического кризиса 1973 года в течение 70 лет мировая добыча практически удваивалась каждые десять лет. Однако сейчас из стран - членов ОПЕК, располагающих 66% мировых запасов, лишь четыре страны могут ощутимо увеличить объем нефтедобычи (Саудовская Аравия, Кувейт, Нигерия, Габон). Тем более существенной становится роль России, иначе ряд экспертов не исключают возможность скорого возникновения очередного энергетического кризиса.

Следует отметить, однако, что в нефтяной промышленности РФ нерешенным остается ряд проблем. В частности, по-прежнему не разработаны технологии по полной выработке нефтяных пластов, не достаточно быстрыми темпами развивается шельфовая добыча этого вида топлива. Кроме того, очевидно, что в России при огромных масштабах добычи «черного золота» размеры ее переработки ничтожно малы. Одной из приоритетных задач является устранение этого разрыва. Также при продолжающемся падении внутренних цен на нефть продолжается рост цен на бензин. Необходимо преодолеть и эту диспропорцию. В свете вышесказанного становится очевидной актуальность разрабатываемой в нашем проекте темы.

В своем проекте мы изучили теоретические материалы, так или иначе связанные с нефтью – условия образования и залегания, основные бассейны и месторождения, особенности нефтедобычи, способы нефтепереработки, использование нефти и нефтепродуктов, транспортировка нефти. Исследовательская часть нашей работы представлена мониторингом и прогнозированием мировой нефтедобычи и нефтепереработки, а также созданием проектной документации для реализации освоения приразломного месторождения нефти.

В процессе разработки проекта у нас возникла идея создания макета настольной игры, получившей в дальнейшем название «Нефтяной магнат». Таким образом, макет игры является практической частью нашего проекта.

Наша проектная работа включает в себя следующие составные части:

✓ Проектная документация

✓ Собственно макет игры

Мы надеемся, что наш проект представляет интерес не только как исследовательская работа, но и как увлекательная и познавательная игра для учеников средней школы.

Презентация проекта будет проводиться в виде ознакомления учащихся 8-10 классов нашей школы с проектной документацией и представления созданной нами игры.

Теоретическая часть.

Все о нефти.

1. Условия образования и залегания нефти. Состав нефти.

Важнейший раздел геологии, позволяющий решать обширные прикладные задачи, – учение о полезных ископаемых. Он включает в себя совокупность сведений о геологической позиции и закономерностях размещения месторождений различных полезных ископаемых, методику поисков и экономику минерального сырья, тесно соприкасается с технологией переработки и извлечения ценных компонентов.

Полезное ископаемое – это минеральное вещество, которое в современных условиях развития техники и технологии может быть использовано человеком в практических целях. Месторождением полезного ископаемого называют природное скопление минерального сырья в земной коре, разработка которого в количественном, качественном и экономическом отношениях удовлетворяет требованиям промышленности и является рентабельным.

Месторождения полезных ископаемых размещены в земной коре неравномерно. Наряду с районами, практически лишенными месторождений, встречаются регионы, насыщенные проявлениями разнообразных полезных ископаемых, в некоторых же местах отмечаются месторождения лишь отдельных видов минерального сырья. Изучением закономерностей размещения различных по составу и происхождению в разных участках земной коры занимается металлогения.

Процессы минералообразования подразделяются на эндогенные и экзогенные. Среди последних, наряду с другими, выделяют осадочные процессы. Осадочными породами называются горные породы, образующиеся на поверхности земли за счет накопления и некоторого преобразования продуктов разрушения ранее существовавших пород, а также при химическом осаждении в водных бассейнах с участием или без участия живых организмов. Осадочные породы в объеме земной коры составляют не более 5 – 8 % и в то же время занимают около 75 % площади земной поверхности. Осадочные горные породы образуются в условиях земной поверхности в результате накопления и цементации обломочного материала, выпадения различных веществ из растворов или под воздействием жизнедеятельности организмов.

В основу классификации осадочных пород положено, с одной стороны, их происхождение, а с другой, – их химический и минеральный состав. Так, по способу накопления осадков различают породы обломочные, химические и органогенные. Органогенные процессы связаны с образованием минералов и горных пород за счет жизнедеятельности живых организмов.

К числу органогенных полезных ископаемых относят в том числе и каустобиолиты, то есть горючие ископаемые органогенного происхождения. К каустобиолитам относят торф, ископаемые угли, горючие сланцы, горючие газы, нефть и нефтяные битумы.

Важнейшее энергетическое и химическое сырье – нефть – относят к каустобиолитам битумного ряда. В отличие от твердых горючих ископаемых, нефть характеризуется подвижностью и способностью пропитывать другие породы. Иногда пористые породы, в которых скапливается нефть, залегают среди нефтематеринских отложений, в таких случаях образуются первичные залежи нефти. Однако в силу указанных свойств нефть нередко встречается в тех местах, куда она переместилась. В таких случаях формируются вторичные залежи нефти.

Едва ли в геологии найдется другая проблема, которая вызвала бы столь бурные дискуссии, как проблема происхождения нефти. Существуют две гипотезы происхождения нефти: одна предполагает образование нефти неорганогенным путем, другая – за счет органического вещества.

Гипотеза о неорганическом происхождении нефти предполагает образование ее в результате действия воды в толщах земного шара на раскаленные карбиды металлов (соединения металлов с углеродом) с последующим изменением получающихся углеводородов под влиянием высокой температуры, высокого давления, воздействия металлов, воздуха, водорода и др. Эта гипотеза все еще числится в аутсайдерах, однако за более чем столетнюю историю своего существования накопила немало фактов, которые необъяснимы органической концепцией.

Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил схему образования нефти из глубинных флюидов, проникающих в земную кору из верхней мантии. В дальнейшем Н. Кудрявцев, Н. Бескровный и другие геологи развили эти представления и показали, что глубинным разломам действительно соответствует поток газообразных углеводородов, а приуроченность крупнейших месторождений нефти к рифтам не случайна. В зонах крупных разломов вполне может идти абиогенный синтез горючих ископаемых, этому способствуют активность природных катализаторов, высокая температура глубинного флюида и присутствие в его составе свободного водорода.

Более широким признанием пользуется вторая гипотеза – гипотеза об органогенном образовании нефти. В соответствии с ее положениями, нефть образуется в песчано-глинистых, карбонатных и кремнистых осадках, богатых органическим материалом, при благоприятных условиях захоронения и преобразования исходных илов. Наиболее благоприятны глинистые отложения, из которых нефть мигрирует в пористые породы, где она и накапливается.

Как отмечал академик И. М. Губкин, основоположник современного учения о нефти, образование ее начинается еще в илах и в породе еще не вполне отвердевшей, и по мере того, как эта порода под влиянием возрастающего давления все более и более уплотнялась, жидкость из нее выжималась в рыхлые породы (пески, известняки и т. д. ). Первоначально рассеянное в осадках органическое вещество превращалось в нефть и газы, которые, мигрируя, концентрировались в благоприятных структурах. Следовательно, необходимое условие для образования нефти – присутствие в осадках органического материала. Однако, в отличие от углей, возникающих за счет преобразования остатков высших растений, формирование нефти протекает за счет преобразования без доступа кислорода веществ смешанного (животного и растительного) происхождения, среди которых преобладают остатки одноклеточных организмов.

Кроме того, обязательным условием нефтеобразования является быстрое погружение территории, в пределах которой накапливаются органогенные илы. В случае быстрого захоронения осадков в последних создается восстановительная среда, затрудняющая окисление компонентов осадка.

Для образования нефтяного месторождения, помимо наличия в разрезе нефтеносных пород, необходима еще благоприятная геологическая структура. Наиболее перспективны в отношении нефтеносности брахиоформные антиклинали и купола. Такие структуры характерны, например, для Апшеронского полуострова и Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Геологический разрез нефтеносной местности

Вопрос происхождения нефти весьма актуален. Если исходное органическое вещество – это остатки организмов, умерших миллионы лет назад и подвергшихся в древние геологические эпохи метаморфозу, то количество нефти и газа на Земле ограничено, а их запасы невосполнимы. Если же органический синтез происходит в недрах из неорганики, то он может идти там и сейчас, постоянно обновляя запасы углеводородов. А, значит, мы будем открывать все новые и новые месторождения нефти в разных местах земной коры. Конечно, обе концепции происхождения нефти еще далеки до окончательного становления, они постоянно дополняются новыми фактическими материалами, поэтому ставить точку в дискуссии о происхождении нефти пока еще рано.

На данный момент нефтепроявления установлены в отложениях различного возраста – от докембрия до кайнозоя, как на суше, так и в акватории континентального шельфа.

Нефть (тур. neft, от перс. нефть) – это природная горючая маслянистая жидкость, состоящая из углеводородов, кислородных, азотистых и серных соединений. Углеводороды составляют около 96-98 % состава нефти. Нефть может иметь окраску от желтого и оранжевого до темно-коричневого, реже встречается бесцветная или черная нефть.

Нефть – это сложная смесь алканов, некоторых цикланов и аренов, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. В ее составе обнаруживается свыше 1000 индивидуальных органических веществ, содержащих 83-87% углерода, 12-14% водорода, 0,5-6,0% серы, 0,02-1,7% азота и 0,005-3,6% кислорода и незначительную примесь минеральных соединений; зольность нефти не превышает 0,1 %.

Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Теплота сгорания нефти составляет 43,7-46,2 МДж/кг (10400-11000 ккал/кг).

В составе нефти выделяют легкие фракции (начало кипения 200°С), где преобладают метановые углеводороды (алканы). Содержание легких фракций в нефтях разных месторождений и даже разных продуктивных горизонтов одного и того же месторождения сильно разнятся. Существенное значение в составе нефтей имеют циклоалканы и арены – ароматические углеводороды.

Ароматические углеводороды - наиболее токсичные компоненты нефти. 0ни являются хроническими токсикантами. В частности, к очень активным и быстродействующим токсикантам относятся низкокипящие арены - бензол, ксилол, толуол и др. Многие ароматические углеводороды характеризуются ярко выраженной мутагенностью и канцерогенностью. Наиболее опасна группа полиароматических углеводородов.

Одним из значительных компонентов нефти являются твердые метановые углеводороды (парафины), содержание которых может достигать 15-20%. Парафины содержатся практически во всех нефтях. По содержанию парафинов выделяются три группы нефтей: малопарафиновые (парафина - до 1,5%), парафиновые (1,5-6,0%), высокопарафиновые (более 6%). В нефтях также идентифицированы фенантрены, хризены, пирены, бензпирены, тетрафены.

К неуглеводородным компонентам нефти относятся смолы и асфальтены, играющие очень важную роль в химической активности нефти. Их содержание колеблется от 1-2 до 6-40%. С этими группами соединений связана основная часть микроэлементов нефти. Наиболее высоки концентрации V и Ni, а на отдельных месторождениях в нефтях и углеводородных газах довольно много Hg и As.

Важными с экологических позиций компонентами нефти являются присутствующие в ней соединения серы (элементарная, сероводородная, сульфидная, меркаптановая). В России нефть классифицируют по содержанию серы на три класса: малосернистая (до 0,5 %), сернистая (0,5-2%) и высокосернистая (свыше 2 %).

Еще один неуглеводородный компонент сырой нефти - минерализованные пластовые воды. Состав пластовых вод, которые извлекаются вместе с нефтью, концентрации в них солей и соотношения ионов, а соответственно, и степень их экологической опасности разнообразны. Основные группы вод – хлоридно-натриевые (преобладающие) и хлоридно-кальциевые. Все воды нефтяных месторождений высоко минерализованы. Выделяются рассолы (свыше 100г/л) и соленые воды (10-50г/л). Для нефтяных вод характерно повышенное содержание галогенов (Cl, Br, J), а также бора, бария, стронция, а в ряде случаев – двухвалентного железа и сероводорода.

2. Нефтедобыча. Основные бассейны и месторождения.

Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, путем рытья колодцев. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть в 1859 году в США. В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 году. 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.

При добыче из нефтеносных пластов, залегающих в земной коре иногда на глубине нескольких километров, нефть либо выходит на поверхность под давлением находящихся на нем газов, либо выкачивается насосами.

По последним экспертным оценкам разведанные мировые запасы нефти составляют 164 миллиарда тонн, примерно столько же уже выработано.

Нефтегазоносные бассейны (в мире их более 600) обычно располагаются в чехле древних платформ и приурочены к внутренним и краевым прогибам этих платформ. Разрабатывается около 50 тысяч нефтяных месторождений в 450 бассейнах.

Крупнейшими нефтяными провинциями являются:

• в Северной Америке – Аляска, Западная Канада, Скалистые горы, Южная Калифорния, Иллинойс, Техас, Мексиканский залив

• в Южной Америке – Оринокский и Маракайбский бассейны, Бразилия

• в Африке – Сахара, Западная Африка (Нигерия)

• в Евразии – Персидский залив, Северное, Черное, Каспийское, Баренцево, Карское, Охотское моря, Волго-Уральская провинция, Западная и Восточная Сибирь, Дацинский бассейн Китая, Индонезийский архипелаг и шельф

• а Австралии – Северная Австралия, о. Тасмания

Более половины мировых запасов нефти приходится на государства ОПЕК (организация стран – экспортеров нефти). Это Алжир, Венесуэла, Габон, Индонезия, Ирак, Иран, Катар, Кувейт, Ливия, Нигерия, Объединенные Арабские Эмираты, Саудовская Аравия. Наиболее концентрированно крупные нефтяные ресурсы расположены в государствах Персидского залива. Здесь в Саудовской Аравии находится крупнейшее в мире месторождение нефти Гавар. Кроме стран ОПЕК, значительными нефтяными ресурсами обладают также Россия, США, Казахстан, Азербайджан, Норвегия, Мексика, Китай.

Ежегодно из недр извлекается 3,8 миллиарда тонн. Нефть добывается в 80 странах мира.

Основными нефтедобывающими странами являются:

• Саудовская Аравия (450 млн. т в год)

• США (380 млн. т)

• Россия (300 млн. т).

В десятку ведущих нефтедобывающих стран входят также Иран, Венесуэла, Мексика, Китай, Норвегия, Великобритания, Канада. Крупная добыча нефти (более 50 млн. т в год) ведется также в ОАЭ, Нигерии, Кувейте, Ливии, Индонезии, Бразилии.

Ирак, долгое время бывший одним из крупнейших добытчиков и экспортеров нефти, утратил свои позиции, в связи с политическими событиями в стране, однако запасы нефти здесь очень велики и в любой момент могут оказать заметное влияние на мировой рынок нефти. Иное положение в Китае, где, несмотря на большие показатели добычи, уже наблюдается дефицит нефти, даже с учетом новых разработок в Таримской впадине и на шельфе Желтого моря. В то же время перспективны месторождения Юго-Восточной Азии – от Индонезии до Вьетнама, где ведется шельфовая добыча. Крупными добытчиками могут стать в ближайшем будущем Азербайджан (шельф Каспия), Туркмения (Узбой), Казахстан (Карачаганака, Тенгиз). Перед Россией также откроются большие перспективы в деле разведки и разработки нефтяных запасов Северного Ледовитого океана.

Изначально добыча нефти велась в нефтегазоносных провинциях суши, затем, по мере разведки шельфа, нефтедобыча все более смещалась в акватории океанов и морей.

Морская добыча нефти.

В конце 19 века, когда нефтяной промысел только зарождался, лишь немногие отваживались покидать берег и бурить скважины в море. Серьезные технологии, позволяющие разведку и добычу ископаемого топлива на океаническом дне, появились после Второй мировой войны. Так, в 1960-е годы разработка нефти и газа на шельфе Северного моря стала одной из главных причин роста европейской экономики.

Гигантские запасы нефти концентрируются в акватории Мирового океана, преимущественно на материковом шельфе. По оценке специалистов, 34% разведанных запасов нефти находится именно здесь, еще больше прогнозируемые запасы. Кроме того, на шельфе располагаются наиболее перспективные месторождения, как давно разрабатываемые, так и недавно разведанные.

Нефтяной промысел всегда был рискованным, а добыча на континентальном шельфе опасна вдвойне. Иногда нефтедобывающие платформы тонут: какой бы тяжелой и устойчивой ни была конструкция, на нее всегда найдется свой "девятый вал". Случаются и взрывы попутного газа, вызывающие на буровых платформах катастрофические пожары. И, хотя здесь предпринимаются уникальные меры безопасности, в следствии чего крупные аварии происходят редко (раз в десятилетие), последствия их всегда катастрофичны.

Одна из крупнейших аварий произошла 15 февраля 1982 года в 315 км от берегов острова Ньюфаундленд. Построенная в Японии конструкция "Оушен Рейнджер" была самой большой погруженной платформой того времени и слыла непотопляемой. В канадских водах она функционировала уже два года, когда начался сильнейший штор. Огромные волны накрывали палубу и оборудование, вода проникла в балластные цистерны. Платформа дала крен и начала тонуть. Шторм помешал ведению спасательных работ – вертолеты не могли вылететь в зону бедствия, а прибывшие суда-спасатели из-за высоких волн не могли приблизиться к конструкции. В результате все 84 человека, работавшие здесь, погибли.

Совсем недавняя трагедия на море была вызвана ураганами "Катрина" и "Рита", бушевавшими в августе-сентябре 2005 года у восточного побережья США. Стихия прошла по Мексиканскому заливу, где функционировало 4000 добывающие платформы. Было уничтожено 115 сооружений и повреждено 52 конструкции, нарушено 535 сегментов нефтепроводов, что полностью парализовало добычу нефти в заливе. К счастью обошлось без человеческих жертв.

Еще один аспект, осложняющий морскую добычу нефти, – экологический. Нефтегазовая добыча считается одним из самых "грязных" производств. Урон окружающей среде наносится на каждом этапе, начиная с геологоразведки. Несмотря на то, что к морской добыче приступили относительно недавно, имея отработанные технологии, загрязнение акватории происходит постоянно. Пробы грунта, разведочное бурение, обустройство платформы, прокладка трубопровода – все это негативно отражается на донных экосистемах.

Очень вредны буровые растворы и другие химические вещества, используемые при проходке скважин. Дело осложняется еще и тем, что в воде загрязнители распространяются очень быстро, а водные экосистемы очень неустойчивы к загрязнению и разрушению. Поэтому с конца 80-х годов 20 века на буровых платформах был введен стандарт "нулевого сброса", запрещающий сброс в океан любых технологических жидкостей.

Как бы ни опасна и трудна была добыча нефти на континентальном шельфе, ее масштабы продолжают устойчиво расти, что связано с огромными запасами нефти в этих акваториях. В пределах Мирового океана установлено около 70 нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных бассейнов или провинций. Генетически они разнородны, поэтому при анализе целесообразно сгруппировать их по географическому признаку в семь основных регионов: Северный Ледовитый океан, Северная Атлантика, Южная Атлантика, западная часть Индийского океана, восточная часть Индийского океана, западная часть Тихого океана, восточная часть Тихого океана.

Северный Ледовитый океан.

Северный Ледовитый океан представляет собой наименее изученный в нефтегазоносном отношении регион Мирового океана. Он характеризуется сложными природно-климатическими условиями, сдерживающими освоение его нефтегазовых ресурсов. Относительно исследована юго-западная часть, где выделяют Северо-Аляскинский нефтегазоносный бассейн, бассейн дельты р. Макензи — моря Бофорта и Свердрупский бассейн. Кроме того, к потенциально нефтегазоносным относят бассейны на шельфе Гренландии и Евразии.

• Северо-Аляскинский нефтегазоносный бассейн площадью 462 тыс. кв. км включает в себя краевой прогиб Колвилл и две впадины (Умнат на востоке и Чукотскую на западе), разделенные сводом Барроу. В пределах бассейна выявлено свыше 30 месторождений углеводородов, большая часть которых располагается в акватории.

Наиболее крупное, преимущественно нефтяное, месторождение бассейна Прадхо-Бей открыто в 1968 году. Основные залежи нефти сосредоточены в песчаниках триаса (на глубине 2460—2650 м), юры (2060—2150 м) и в каменноугольных известняках (2680— 3190 м). Большая часть залежей расположена на суше. Геологические запасы нефти этого месторождения оцениваются в 3 млрд. т. При коэффициенте извлечения 32 - 43 % извлекаемые запасы составят 0,97—1,32 млрд. т. Разработка месторождения началась в 1977 году после сооружения Трансаляскинского нефтепровода протяженностью 1287 км. Эксплуатация этого месторождения уже принесла США доход 1000 млрд. долларов.

К западу от месторождения Прадхо-Бей в 1976 году в юрских песчаниках выявлено крупное нефтяное месторождение Купарук-Ривер с извлекаемыми запасами нефти до 200 млн. т. В 1980 году в песчаниках триаса, юры и мела открыто нефтяное месторождение Милн-Пойнт. К востоку от месторождения Прадхо-Бей на побережье обнаружено четыре месторождения в песчаных коллекторах палеогена и три месторождения на шельфе (Сег-Дельта, Дак-Айленд, Флаксаман-Айленд) в каменноугольных отложениях, отложениях верхнего триаса и мела.

В целом, разведанные извлекаемые запасы углеводородов 16 морских месторождений Северо-Аляскинского бассейна составляют 1,5 млрд. т нефти и 750 млрд. куб. м газа. Потенциальные ресурсы оцениваются приблизительно в 3 млрд. т нефти и 1,7 трлн. куб. м газа.

• Нефтегазоносный бассейн дельты р. Маккензи — моря Бофорта занимает площадь 120 тыс. кв. км. Поисковое бурение здесь начато в 1965 году. Первое месторождение нефти – Аткинсон – открыто здесь в 1970 году. Всего в бассейне выявлено 25 нефтяных и газовых месторождений. Непосредственно на шельфе моря Бофорта бурение было начато в 1979 году с искусственных островов в 10 — 15 км от дельты реки Макензи. Сразу же были открыты два газонефтяных месторождения — Адю и Гарри. В   1976 году начато бурение с плавучих буровых установок, приведшее к открытию в 1978 году крупнейшего нефтяного месторождения Копаноар. Месторождение находится в 50 км от берега, глубина воды здесь 57 м. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 247 млн. т. Залежи залегают на   глубине порядка 3,5 км.

В 1980 г. были открыты нефтегазовые месторождения Тарсьют, Некторалик, Иссунгнак. Наиболее крупное месторождение Тарсьют, извлекаемые запасы его составляют 54 - 220 млн. т нефти. В 1981 г. в 32 км к востоку от месторождения Копаноар обнаружено нефтяное месторождение Коакоак. Четыре залежи находятся в интервале глубин 3240 - 3450 м. Максимальный дебит нефти — 685 т/сут, извлекаемые запасы — 274 млн. т. В 1984 г. в 74 км от берега при глубине воды 33 м выявлено нефтегазовое месторождение Амаулигак с запасами 83 - 100 млн. куб. м нефти и 42 млрд. куб м газа. Дебиты скважин—до 1600 куб. м/ сут.

Всего на побережье нефтегазоносного бассейна дельты р. Макензи—море Бофорта доказанные запасы нефти, оцениваются в 720 млн. т, газа - в 210 млрд. куб. м. На шельфе соответственно - 500 млн. т и 100 млрд. куб. м. Потенциальные извлекаемые ресурсы бассейна от 4,5 до 9,6 млрд. т нефти и приблизительно 1,7 трлн. куб. м газа.

• Свердрупский  нефтегазоносный бассейн имеет площадь 280 тыс. кв. км и занимает большую часть Арктического архипелага Канады. В его строении выделяют две впадины: Парри и Элемир, разделенные горстовидным поднятиями о. Амунд-Рингнес.

С 1969 году в бассейне открыто 19 месторождений углеводородов, в том числе одно нефтяное. В начале 80-х годов были выявлены залежи легкой нефти в рифовом массиве девонского возраста – месторождение Бент-Хорн, а также ряд нефтегазовых месторождении – Маклин, Скейт, Сиско. С их открытием извлекаемые запасы нефти в Свердрупском бассейне, достигли 213 млн. т.

В целом, для этого бассейна потенциальные извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются в 250 млн. т нефти и 1,13 трлн. куб. м газа.

Суммарная оценка потенциальных нефтегазовых ресурсов юго-западной части Северного Ледовитого океана (Арктический мегабассейн Северной Америки) составляет 2,5 - 4,2 млрд. т нефти и 3,4 - 4,5 трлн. куб. м газа, или 5,2 - 7,8 млрд. т углеводородов в пересчете на нефть. Здесь уже выявлено 60 морских и прибрежно-морских месторождений, в том числе 35 нефтяных и нефтегазовых и 25 газовых и газоконденсатных.

Северная Атлантика.

Располагается между Северной Америкой и Европой примерно до параллели 20' с. ш. На севере ограничена по меридиану восточных островов архипелага Шпицберген. Ширина Северной Атлантики колеблется от 3500 до 6400 км. К Северной Атлантике относят Средиземное море и условно Черное, Азовское и Каспийское моря. В тектоническом отношении Северная Атлантика представлена подводной окраиной материков, океаническим ложем и срединно-океаническим хребтом. Нефтегазоносность связана с первой геотектурой океанского дна.

Нефтегазоносные бассейны Северной Атлантики располагаются в пределах подводных окраин Европейского и Северо-Американского материков, а также во внутренних морях типа Средиземного и Черного. К наиболее крупным нефтегазоносным бассейнам относятся: Норвежский, Североморский, Юго-Западной Европы, Лабрадорский, Мексиканский, Карибский, Западно-Средиземноморский, Адриатический, Восточно-Средиземноморский и Южно-Каспийский.

• Норвежский нефтегазоносный бассейн расположен вдоль северо-западного побережья Скандинавского полуострова (Норвежское море). Континентальный склон Норвежского моря осложнен краевым плато Беринг шириной около 200 км, опущенным на глубину до 1200 м и ограниченным с юго-запада поперечным разломом Ян-Майен. В восточной (внутренней) части плато находится рифтогенная впадина Беринг с осадочным чехлом мощностью более 8 км и утоненной до 15 км корой. Поисковое бурение здесь начато в конце 70-х годов.

В 1979 году в Норвежском желобе на границе с Северным морем при глубине воды 340 м открыто нефтегазовое месторождение Тролл. Залежи находятся в хорошо проницаемых песчаниках юрского возраста. Освоение месторождения оценивается в 10 млрд. долларов.

• Североморский нефтегазоносный бассейн площадью 660 тыс. кв. км охватывает большую часть акватории Северного моря. К настоящему времени в Северном море открыто более 100 нефтяных и около 80 газовых месторождений, из которых извлекается 24% нефти и 30% газа от общемировой морской нефте- и газодобычи. Суммарные извлекаемые запасы углеводородов оцениваются в 7,5 млрд. т, из которых более 4 млрд. т приходится на долю нефти. Основная часть запасов (90 % нефти и 34 % газа) тяготеет к Центрально-Североморской рифовой системе, состоящей из нескольких грабенов (Центральный грабен, или Экофикс, Фортиз, Викинг, Северо-Нидерландский). Месторождения углеводородов в пределах Центрально-Североморской рифовой системы распределены неравномерно. Выделяют четыре участка с повышенной концентрацией нефти и газа: северную и центральную части грабена Викинг, грабены Фортиз и  Экофиск (Центральный).

Плотность запасов северной части грабена Викинг составляет 230 тыс. т/кв. км. Здесь сосредоточены крупнейшие нефтяные месторождения – Статьфиорд, Статвик, Брент, Ниниан, Слейпнер. Плотность запасов углеводородов центральной части грабена Викинг равна 120 тыс. т/кв. км, тут находятся такие месторождения нефти и газа как Берил, Хеймдал, Фригг.

К грабену Фортиз (плотность залежей 100 тыс. т/кв. км) приурочено крупное одноименное месторождение нефти – месторождение Фортиз.

Грабен Экофиск (Центральный) с плотностью запасов 210 тыс. т/кв. км содержит крупные газонефтяные месторождения Экофиск и Элдфиск, газоконденсатные месторождения Албускыл и Валгалл. В грабенах Викинг, Фортиз и Экофиск, площадь которых составляет 22 тыс. кв. км, сконцентрировано более половины разведанных запасов углеводородов Северного моря. На остальной площади Центрально-Североморской рифовой системы средняя плотность запасов равна 14 тыс. т/кв. км.

Ряд месторождений выявлен на горстовидных поднятиях, смежных с грабенами. Так, в пределах поднятия Викинг, ограничивающего с востока одноименный грабен, открыто крупное нефтяное месторождение Озеберг, приуроченное к антиклинальной складке. Залежи находятся в песчаниках средней юры. Дебиты нефти до 770 т/сут, газа – 535 тыс. куб. м/сут, конденсата – 150 т/сут. Общие извлекаемые запасы нефти оцениваются в  100 млн. т, газа – в 50 млрд. куб. м. В Западно-Норвежском грабене в 1979 году в водах глубиной 340 м открыто гигантское газонефтяное месторождение Тролл, приуроченное к антиклинальной складке площадью 700 кв. км. В Южно-Североморской впадине установлены в основном газовые месторождения.

• Нефтегазоносный бассейн Юго-Западной Европы охватывает ее подводную окраину. В составе подводной окраины выделяют юго-западный шельф Франции в Бискайском заливе (Армориканский шельф), шельф Пиренейского полуострова (Испанский шельф) и Португальский шельф. Шельфовые зоны узкие (до 160 км), обрываются крутым континентальным склоном. Протяженность шельфов составляет более 2500 км.

На Армориканском шельфе скважины, пробуренные до глубины 4,5 км, не дали положительных результатов. На шельфе Испании в 60 км от берега при глубине моря 146 м открыто нефтяное месторождение Кантабрико-Мар. Нефть это месторождения относится к легким (0,837 г/куб. см), получена с глубины 1450 м из низов эоцена. В 13 км от порта Бермео (близ г. Бильбао) выявлено газовое месторождение с дебитом до 1,4 млн. куб. м/сут. В Кадисском заливе на продолжении Гвадалквивирской впадины при глубине моря 120 м открыто семь мелких газовых месторождений в песчаниках миоцена. На шельфе Португалии пробурено около 30 скважин, из которых только в трех обнаружена непромышленная нефть.

Потенциальные ресурсы шельфа Юго-Западной Европы оцениваются невысоко: 0,3-0,6 млрд. т нефти и 0,1-0,3 трлн. куб. м газа. Небольшие месторождения углеводородов открыты на шельфе Ирландского моря, в частности, месторождение нефти Поркьюпайн с запасами 40 млн. т.

• Лабрадорский нефтегазоносный бассейн занимает северо-восточную часть атлантической окраины Северной Америки. В составе Лабрадорского нефтегазоносного бассейна можно выделить несколько нефтегазоносных областей (суббассейнов), из которых наиболее значительны Балтимор-Каньон, Новошотландская, Большой Ньюфаундлендской банки и Лабрадорская.

Нефтегазоносная область Балтимор-Каньон связана с грабенообразно впадиной размером 300 х 150 км, потенциальные ресурсы области оцениваются в 81 млн. т нефти и 116 млрд. куб. м газа. Более значительные перспективы связываются с погруженным рифовым массивом восточнее Балтимор-Каньона, а также с погруженным плато Блейк и банкой Джорджес.

Новошотландская нефтегазоносная область расположена в районе  о-ва Сейбл. Здесь пробурено около 150 скважин и открыто несколько мелких залежей нефти и газа.

Нефтегазоносная область Большой Ньюфаундлендской банки включает ряд месторождений. Наиболее крупное месторождение нефти Хиберния открыто в 1977 году. Месторождение расположено в 310 км от берега, где глубина моря 80-90 м. Нефтяные залежи находятся в интервале глубин 2164 - 4465 м, в песчаниках мелового и позднеюрского возраста. Запасы месторождения оцениваются в около 90 млн. т нефти. В пределах банки уже выявлено 15 газовых и нефтяных месторождений – Терра-Нова, Бен-Невис, Хеброн, Южный Темпест и др. , суммарные запасы которых оценивают в 177 млн. куб. м нефти и 150 млрд. куб. м газа. В 1979 году в этом районе была пробурена скважина на глубину 6103 м при глубине воды 1480 м.

Лабрадорская нефтегазоносная область находится между 55° и 60° с. ш. , связана с рифтогенным трогом Найн. В области открыт ряд нефтегазовых и газоконденсатных месторождений — Бьярни, Гудрнч, Снорри и Хопдайл. Извлекаемые запасы области оцениваются в 1,4 млрд. куб м газа и 600 млн. т нефти. К северу от Лабрадорского нефтегазоносного бассейна в Девисовом проливе в результате поискового бурения получены непромышленные притоки углеводородов.

• Мексиканский нефтегазоносный бассейн занимает площадь почти 2 млн. кв. км. По оценкам американских геологов, это единственное место Мирового океана, где целесообразно бурение скважин на нефть и газ глубиной более 7,5 км.

На северном шельфе Мексиканского залива в 200 км от берега открыто более 130 нефтяных и 410 газовых месторождений с начальными извлекаемыми запасами более 1 млрд. т нефти и 2,33 трлн. куб. м газа; в сумме почти 3 млрд. т углеводородов. Мощность осадочного чехла достигает здесь 17 км, в том числе 12 км приходится на дельтовые песчано-глинистые отложения кайнозоя, сформированные Палеомиссисипи.

85 % разведанных запасов нефти северного шельфа Мексиканского залива – Голф-Кост связано с 27 месторождениями, расположенными на шельфе штатов Луизиана и Техас. Месторождения концентрируются в зоне погребенного Миссисипского рифта, выраженного в рельефе дна каньоном. В водах Миссисипи – каньон глубиной 2292 м – пробурена самая глубоководная скважина залива, из которой можно добывать нефть. Большинство месторождений имеют извлекаемые запасы 200 млн. т нефти и 100 млрд. куб. м газа. Здесь находится самое крупное на территории США (исключая Аляску) нефтяное скопление — Ист-Тексас, начальные извлекаемые запасы которого оценивались в 850 млн. т. Значительное число крупных залежей углеводородов выявлено и в прибрежной части залив – месторождения Бей-Марчанд, Тимбалиер-Бей, Бей-Кайю, Кейллу-Айленд, Соут-Пасс. Всего в пределах Галф-Коста (совместно с прилегающей сушей) открыто более 1500 месторождений с извлекаемыми запасами нефти – 7,7 млрд. т и газа – 4,3 трлн. куб. м.

Геофизическими работами установлено продолжение продуктивной зоны в глубоководную часть Мексиканского залива – Миссисипский подводный каньон, где при глубине моря 375 м открыто нефтяное месторождение Коньяк. Перспективной считается антиклинальная зона Пердидо, расположенная в глубоководной впадине Сигсби на континентальном склоне Техаса.

Всего на северном шельфе Мексиканского залива добыто почти 1 млрд. т нефти и 1,3 трлн. куб. м газа, что составляет около 70% начальных извлекаемых запасов углеводородов этой акватории.

На западном шельфе Мексиканского залива располагается экваториальная часть нефтегазоносного бассейна Тампико-Тукспаи. Регион характеризуется широким развитием ископаемых рифов, которые образуют гигантское кольцо – Золотой пояс, западная часть которого находится на суше, а восточная – в акватории. Протяженность как сухопутной, так и морской системы рифов составляет 180 км при ширине до 3 км. Высота рифов около 1-1,5 км, иногда достигает 2,5 км. В настоящее время морские рифы Золотого пояса дают в год почти 2 млн. т нефти. В северной части Золотого пояса находится самое крупное месторождение нефти этого региона – Аренке, извлекаемые запасы которого составляют 141 млн. т. Начальные разведанные запасы западного шельфа Мексиканского залива оцениваются в 300 млн. т нефти и 70 млрд. куб. м газа, неоткрытые запасы — в 100 млн. т нефти и 30 млрд. куб. м газа.

В юго-западной части Мексиканского залива находится шельф залива Кампече, где поисковые работы ведутся с 50-х годов прошлого столетия. Наиболее крупные месторождения - Чак, Нооч и Акал расположены в пределах горстовидного поднятия Кантарел. Разработка месторождений Кантарел начата в 1979 году. Доказанные извлекаемые запасы месторождений оцениваются в 1,2 млрд. т нефти. Перспективны меловые и верхнеюрские комплексы. В непосредственной близости от месторождения Кантарел открыт еще ряд месторождений нефти – Бакай, Абкатун, Малуб и др. Начальные извлекаемые запасы нефти и газа в заливе Кампече, включая глубоководную часть, оценивают от 5 до 10 млрд. т.

Высокие перспективы нефтегазоносности и у шельфов п-ов Юкатан и Флорида. Мощность осадков здесь 3—6 км. Однако пробуренные скважины пока не дали положительных результатов. Перспективна и глубоководная часть Мексиканского залива – впадина Сигсби.

Общие начальные потенциальные извлекаемые ресурсы Мексиканского залива оцениваются в 6,3 млрд. т нефти и 4,8 трлн. куб. м газа. В пересчете на нефть это составит более 10 млрд. т углеводородов, в том числе 4,5 млрд. т в акватории США и 5,6 млрд. т в акватории Мексики.

• Карибский нефтегазоносный бассейн в своих пределах наибольшие концентрации углеводородов имеет в заливе-лагуне Маракайбо – Маракайбский нефтегазоносный суббассейн. Залив Маракайбо приурочен к одноименной межгорной впадине, окруженной горными хребтами Анд. Впадина имеет форму треугольника площадью 30 тыс. кв. км. Со стороны Карибского моря через узкий пролив морские воды вторгаются в пределы суши, образуя морскую лагуну-озеро с максимальной глубиной дна 250 м. Площадь ее равна 11,2 тыс. кв. км, что примерно составляет 1/3 площади всей впадины.

Регион характеризуется извлекаемыми запасами нефти более 7 млрд. т, причем почти 2/3 их (от 3,12 до 4,5 млрд. т) концентрируются в недрах нефтяного гиганта – месторождения Боливар-Кост. Последнее располагается вдоль восточного берега Маракайбского озера, частично захватывая и прилегающую сушу. Его площадь равна 3,5 тыс. кв. км. В состав гигантского месторождения входит несколько самостоятельных месторождений – Тиа-Хуана, Лагунилас, Бачакуэр, Мене Гранде, объединенных единым контуром нефтегазоносности. Водами лагуны перекрыто 4/5 площади месторождения, разработка которого осуществляется с помощью 4500 скважин. На месторождении Боливар-Кост установлено более 200 залежей нефти самого различного типа, из которых с конце 70-х годов ежегодно добывается до 85 млн. т нефти. Основные залежи (миоцен—олигоцен), которые дают до 80% добычи, находятся в интервале глубин 170—3400 м. Известны крупные залежи в эоценовых породах на глубине свыше 4 км.

К западу от Боливар-Кост в бассейне озера открыто еще два нефтяных гиганта – месторождения Лама и Ламар. Извлекаемые запасы месторождения Лама оцениваются в 285 млн. т. Месторождение Ламар имеет извлекаемые запасы нефти 180 млн. т, а годовую добычу 6 млн. т. В акватории Маракайбского озера известны и более мелкие месторождения, которые, как правило, частично располагаются на суше. В последние годы в южной части бассейна выявлено еще одно месторождение легкой нефти с извлекаемыми запасами более 100 млн. т.

На южном шельфе Карибского моря значительные перспективы связывают с недрами Венесуэльского залива. Потенциальные ресурсы оцениваются в 800 млн. т нефти и 200 млрд. куб. м газа. Перспективны в нефтегазовом отношении шельфы Панамы и Никарагуа.

В пределах Антильской складчатой зоны выявлено несколько мелких нефтяных месторождений – шельф о. Барбадос.

На атлантической окраине Карибского бассейна находится Тринидатский нефтегазоносный суббассейн, охватывающий залив Парна, о. Тринидад и его атлантический шельф. В пределах акватории уже открыто свыше 30 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами нефти 181 млн. т и газа 282 млрд. куб. м.

• Средиземноморские нефтегазоносные бассейны располагаются в западной и восточной частях Средиземного моря, общая площадь которого 2,5 млн. кв. км. Из них 529 тыс. кв. км приходится на шельф (до 200 м), 531 тыс. кв. км – на континентальный склон (от 200 до 1000 м) и 1440 тыс. кв. км – на глубоководные области. По особенностям регионального тектонического строения Средиземное море распадается на две тектонические области: Западно-Средиземноморскую и Восточно-Средиземноморскую. Геофизическими работами установлено существование в северной части Средиземного моря зоны субдукции, фиксирующей погружение Африканской литосферной плиты под Европейский континент. К этой зоне приурочены зоны землетрясений и действующие вулканы.

3ападно - Средиземноморский нефтегазоносный бассейн располагается на опущенном блоке Западно-Европейской герцинской платформы. Область окружена альпийскими складчатыми сооружениями Пиренеев и Атласа. В Западно-Средиземноморском нефтегазоносном бассейне месторождения углеводородов выявлены только на шельфе Испании — в Валенсийском рифте шириной до 10 км. Здесь установлено восемь нефтяных месторождений. Месторождения сравнительно мелкие; запасы их в пределах первых десятков миллиардов тонн. Также разработаны пять месторождений – Ампоста-Марино, Касабланка, Кастелон, Дорадо и Таррако – с начальными извлекаемыми запасами около 70 млн. т нефти и 20 млрд. куб. м газа. Более половины текущей добычи нефти приходится на месторождение Касабланка с запасами 11,5 млн. т.

Адриатический нефтегазоносный бассейн также относится к бассейну Средиземного моря. Первые газовые месторождения открыты в начале 60-х годов недалеко от города Равенна (Равенна-Маре, Равенна-Маре-Зюд, Порто-Корсини-Маре и Чезатино-Маре). Позже выявлены мелкие нефтяные месторождения.

Восточно-Средиземноморский (Сицилийско-Тунисский) бассейн расположен на Мальтийской плите древней Африканской  платформы.

На шельфе Сицилии выявлено несколько месторождений нефти – Джела, Перла, Мила, Вега, Нилде. На шельфе Туниса также выявлено несколько месторождений нефти и газа. Наиболее крупное месторождение Ашмардит имеет запасы нефти 103 млн. т и газа 31 млрд. куб. м. В дельте реки Нил (Египет) открыто несколько газовых месторождений и нефтяное месторождение Эль-Тина на глубине 10 м.

Всего в Средиземном море выявлено свыше 40 нефтяных и 60 газовых месторождений с разведанными извлекаемыми запасами 500 млн. т нефти и более 400 млрд. куб. м газа. Общий начальный углеводородный потенциал Средиземного моря оценивается в 1,5 млрд. т нефти и 1 трлн. куб. м газа, или около 2,5 млрд. т углеводородного сырья.

• Южно-Каспийский нефтегазоносный  бассейн.

Общая площадь провинции составляет 250 тыс. кв. км, из них 145 тыс. кв. км скрыто под водами Южного Каспия.   Месторождения нефти и газа открыты как на Апшеронском, так и на Туркменском шельфах. Глубина их залегания равна 2-3 км. Самая глубокая нефтяная залежь установлена здесь в Сангачлы-море (5240 м), а самая глубокая газовая залежь — на площади Булла-море (5203 м). Всего в провинции открыто более 50 нефтегазовых и свыше 20 газовых и газоконденсатных месторождений при глубине воды до 120 м. Разработку морских месторождений на Апшеронском шельфе ведут со свайных оснований с 1923 года. Наиболее известный морской промысел – Нефтяные камни.

Южная Атлантика.

Впадина Южной Атлантики продолжает к югу Северную Атлантику. В приэкваториальной зоне ширина океана 3000 км, на юге (между Аргентиной и Намибией) – до 8000 км. Наибольшие глубины моря (6245 м) отмечены у южного борта аргентинской котловины. Формирование впадины Южной Атлантики началось позже впадины Северной Атлантики. Здесь можно выделить несколько нефтегазоносных бассейнов, из которых наибольший интерес представляют следующие: Гвинейский или Конго-Нигерийский (Африканский шельф), Амазонский и Реконкаво-Кампус (Южно-Американский шельф).

• Гвинейский (Конго-Нигерийский) нефтегазоносный бассейн.

В его составе выделяют несколько суббассейнов: Абиджанский, Того-Бенинский, Нижне-Нигерийский, Камерунский, Габонский, Конго-Кабинда (Нижне-Конголезскнй) и  Кванза.

Абиджанский   нефтегазоносный   суббассейн   располагается   на шельфе Кот-д'Ивуара и Ганы. Здесь выявлено несколько нефтяных и газовых месторождений, наиболее крупные из которых Бельер и Эспуар. Запасы нефти, соответственно, равны 87 и 100-136 млн. т.

Того-Бенинский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Бенина, где открыто нефтяное месторождение Семе. Продуктивны туронские известняки, глубина залегания равна 2 и 2,2—2,4 км. Ниже нефтяных горизонтов вскрыты залежи газа и конденсата.

Нижне-Нигерийский нефтегазоносный суббассейн расположен в дельте р. Нигер. Здесь открыто свыше 230 месторождений углеводородов, в том числе 70 на шельфе. Начальные извлекаемые запасы суббассейна оцениваются в 3,4 млрд. т нефти и 1,4 трлн. куб. м газа, в том числе на шельфе 650 млн. т нефти и более 130 млрд. куб. м газа. Большинство месторождений (70 % запасов) находятся на морском продолжении рифта Бенуэ, вдоль которого течет р. Нигер. Здесь открыты наиболее крупные месторождения нефти – Мерен,  Окан,  Дельта,  Дельта Юг,  Форкадос-Эстуар.

Камерунский нефтегазоносный суббассейн связан с шельфом Камеруна, здесь открыто 16 нефтяных и 10 газовых месторождений. Наиболее значительны месторождения Коле и Южная Сайга.

Габонский нефтегазоносный суббассейн связан в основном с дельтой  р. Огове. Здесь открыто 48 нефтяных и 2 газовых месторождения, из которых 32 месторождения расположены на шельфе. Наиболее крупное месторождение Гронден имеет запасы 70 млн. т нефти. Всего на шельфе Габона разведанные запасы составляют 150 млн. т нефти и 40 млрд. куб. м попутного газа.

Нефтегазоносный суббассейн Конго-Кабинда (Нижне-Конголезский) расположен на шельфах юга Габона, Конго, Анголы. Выявлено 39 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами 310 млн. т нефти и 70 млрд. куб. м газа. Месторождения мелкие и средние. Наиболее крупное нефтяное месторождение Эмерод открыто в 1960 году на шельфе Конго, близ границы с Анголой. В этой же зоне располагается группа месторождений Малонго с запасами нефти 152 млн. т.

Общие начальные потенциальные извлекаемые запасы на атлантическом шельфе Африки оцениваются в 5,1 млрд. т углеводородов.

• Амазонский нефтегазоносный бассейн охватывает шельф в основном северо-восточного побережья Бразилии, а также шельфы Гвианы и Суринама. Промышленная нефтегазоносность установлена на шельфе Бразилии, где выделяют следующие основные нефтегазоносные суббассейны: дельты р. Амазонки, Маражо-Баррейриньяс и Сеара-Потигур.

Нефтегазоносный суббассейн дельты р. Амазонки (Фос-ду-Амазонас) расположен на периклинальном опускании Гвианского щита. На шельфе первое нефтегазовое месторождение Пирапема обнаружено в 1976 году в 250 км от берега при глубине моря 130 м. Нефтегазоносный суббассейн Маражо-Баррейриньяс практически не разведан. Нефтегазоносный суббассейн Сеара-Потигур содержит несколько мелких нефтяных и газовых месторождений. Залежи связаны с меловыми породами, залегают на глубине 1700—2500 м. Наиболее значительны следующие месторождения – Ксареу, Курима, Убарана и Агулья.

• Нефтегазоносный бассейн Реконкаво-Кампус расположен на восточном шельфе Бразилии, в его пределах выделяют следующие суббассейны: Реконкаво (Байа), Сержипи-Алагос, Эспириту-Санту и Кампус.

Нефтегазоносный   суббассейн   Реконкано   расположен     в      основном на суше (его морское продолжение называется Байа). Здесь выявлено свыше 60 месторождений углеводородов. Наиболее крупные месторождения – ВА-37 и ВА-38, выявленные в 12 км от берега.

Нефтегазоносный суббассейн Сержипи-Алагос протягивается вдоль побережья на расстояние 350 км при ширине шельфа до 30 км. В нем открыто около 30 нефтяных месторождений, из них 9 — на шельфе. Наиболее значительны месторождения Гуарисема и Кайоба, общие запасы которых оцениваются в 31 млн. т нефти и 10 млрд. куб. м газа.

В нефтегазоносном суббассейне Эспириту-Санту выявлены мелкие месторождения нефти. Наиболее крупное месторождение — Касау.

Нефтегазоносный суббассейн Кампус связан с рифтом шириной от 10 до 70 км. Открыто 14 нефтяных и 1 газовое месторождение. Первое месторождение Гароупа открыто в 1974 году в 80 км от Рио-де-Жанейро. Запасы его равны 82 млн. т нефти. Позже здесь были выявлены месторождения Паргу, Намораду, Эншова, Багре, Черне, Мерлуза и др. Наиболее крупное месторождение Намораду имеет запасы нефти 55 млн. т. Общие разведанные запасы нефти этого суббассейна оцениваются в 100 млн. т нефти и 14 млрд. куб. м газа. Размеры месторождений возрастают по мере движения в глубь бассейна, на большие глубины акваторий.

Суббассейн Кампус – основной морской нефтегазодобывающий район Бразилии. Потенциальная нефтедобыча составляет около 18 млн. т в год. Общая стоимость освоения этого района оценивается в 3 млрд. долларов. Себестоимость 1 т нефти здесь равна – 4,5 долларам.

Всего на Атлантическом шельфе Южной Америки открыто более 60 месторождений нефти и газа с начальными извлекаемыми запасами более 250 млн. т нефти и около 200 млрд. куб. м газа.

Западная часть Индийского океана.

Западная часть Индийского океана ключает в себя подводную континентальную окраину Восточной Африки, Красное море, шельфовые зоны Аравийского полуострова (в том числе и Персидский залив), а также западный шельф Индийского субконтинента. Ложе западной части Индийского океана состоит из глубоководных котловин: Агульяс (6230 м), Мозамбикской (6290 м), Мадагаскарской (5720 м), Маскаренской (5350 м), Сомалийской (5340 м) и Аравийской (5030 м. ). В западной части океана находится  также Аравийско-Индийский срединно-океанический хребет. Промышленная нефтегазоносность установлена в пределах подводной континентальной окраины и в межконтинентальных акваториях. Наиболее, крупные нефтегазоносные бассейны следующие: Красное море, Персидский залив и западный (Бомбейский) шельф Индии.

• Нефтегазоносный бассейн Красного моря охватывает узкую рифтогенную впадину шириной 200-300 км и протяженностью 2 тыс. км. Рифт разделяет Африканскую и Аравийскую плиты. В осевой зоне моря его глубина достигает 2635 м.

На севере впадина Красного моря разветвляется, образуя два залива – Суэцкий и Акабский, каждый из которых имеет рифтогенное строение.

Основные ресурсы углеводородов Красного моря приурочены к Суэцкому нефтегазоносному суббассейну. Его протяженность 300 км при ширине 60-80 км, площадь 20 тыс. кв. км. В суббассейне открыто 44 нефтяных месторождения, из них 29 морских и 3 прибрежно-морских.

К крупным месторождениям этого региона относятся Эль-Морган (запасы 115 млн. т нефти), Рамадан (100 млн. т нефти), Белаим-Море (78 млн. т нефти), Джулай (82 млн. т нефти), Октобер. Эти пять месторождений дают до 95%добычи нефти в Суэцком канале.

• Нефтегазоносный бассейн Персидского залива охватывает залив и прилегающую часть суши. В его пределах находятся территориальные воды Саудовской Аравии, Кувейта, Ирака, Ирана и Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ). Общая площадь залива равна 239 тыс. кв. км, площадь бассейна с его сухопутной частью – 720 тыс. кв. км. Здесь выявлено около 70 нефтяных и 6 газовых месторождений, которые группируются вдоль разломов северо-западного и северо-восточного простирания.

Персидский залив характеризуется высокой концентрацией запасов нефти в сравнительно небольшом числе гигантских месторождений. Более половины нефтяных ресурсов этого региона сосредоточено всего в 13 месторождениях. Непосредственно в заливе расположены следующие гигантские месторождения нефти – Сафания-Хафджи, Манифа, Ферейдун-Марджан, Абу-Сафа, Умм-Шейф, Берри, Зулуф, Зукум, Лулу-Эсфаидияр, Эль-Букуш и др.

Сафания (Сафания-Хафджи) — крупнейшее в мире морское месторождение, принадлежит Саудовской Аравии. Открыто в 1951 году, введено в эксплуатацию в 1957 году. Начальные извлекаемые запасы составили 2,6—3,8 млрд. т. Месторождение было открыто на суше, куда заходит его небольшая западная периклиналь. В геологическом отношении – это крупная антиклинальная складка размером 65х18 км.

Южнее месторождения Сафания находится второй нефтяной гигант Персидского залива – месторождение Манифа с извлекаемыми запасами  1,5 млрд. т. Антиклинальная складка, к которой приурочены залежи, находится в 13 км от берега. Размеры ее 23х15 км, глубина залегания продуктивных горизонтов равна 2—2,5 км. Месторождение открыто в 1957 году.

В непосредственной близости от Сафании-Хафджи открыто еще два нефтяных гиганта – месторождения Зулуф и Лулу-Эсфандияр, запасы которых оценивают соответственно в 0,78 и 4 млрд. т нефти.

В 50 км от западного берега Персидского залива находится еще одно крупное нефтяное месторождение — Абу-Сафа (568 млн. т нефти). Нефть содержится в трещинах и в кавернах известняков позднеюрского возраста (свита Араб). Скважины отличаются высокими дебитами. Своеобразный рекорд был установлен в 1966 году, когда из четырех эксплуатируемых скважин на месторождении за год было получено 2 млн. т нефти.

Месторождение Умм-Шейф (707 млн. т нефти) открыто в 1958 году в 35 км к востоку от о. Дас при глубине моря 15 м. В 86 км на юго-восток от месторождения Умм-Шейф в 1963 т. обнаружено крупное нефтяное месторождение Закум (744 млн. т нефти). Оба месторождения принадлежат эмирату Абу-Даби (ОАЭ), которое более половины нефти добывает со дна моря.

• Бомбейский (Западно-Индийский)  нефтегазоносный бассейн сформировался на западном шельфе Индийского субконтинента на продолжении Камбейского рифта. Наиболее крупное нефтяное месторождение этого бассейна – Бомбей-Хан, выявленное в 1974 году в 160 км от Бомбея. Запасы месторождения составляют до 250 млн. т нефти. Нефть этого месторождения легкая, дебиты скважин равны 200-500 т/сут. Эксплуатация месторождения начата в 1976 году, потенциальная добыча доходит до 10 млн. т в год.

К северу от Бомбейского свода открыты нефтяное месторождение Дну и газовое Дом, а к востоку и югу – еще шесть месторождений нефти и газа – Тарапур, Северный и Южный Бассейны, Алибаг, Ратнагри, В-57. Из них наиболее крупное – Северный Бассейн с запасами 2 млн т нефти.

Общие разведанные извлекаемые запасы нефти Бомбейского бассейна составляют 400 млн. т. Месторождения углеводородов приурочены к максимально прогретым зонам бассейна. Изолинии наиболее высоких градиентов температур совпадают в плане с изолиниями наиболее зрелого органического вещества и месторождениями нефти и газа, что свидетельствует об определяющем влиянии температурного фактора на образование углеводородов и их залежей.

Восточная часть Индийского океана.

Восточный сегмент Индийского океана включает в себя Бенгальский залив вместе с шельфами Индии, Бангладеш и Мьянмы, глубоководные котловины (Центрально-Индийская, Кокосовая, Южно-Австралийская, Крозе, Африкано-Антарктическая, Австрало-Антарктическая и Западно-Австралийская), Яванский глубоководный желоб, подводную окраину Северо-Западной Австралии (Тиморское море). Наиболее значительны Бенгальский и Западно-Австралийский нефтегазоносные бассейны.

• Бенгальский нефтегазоносный бассейн охватывает Бенгальский залив и северную часть Центрально-Индийской котловины. Размеры его составляют 3000x1000 км, площадь – 2,75 млн. кв. км. Нефтегазовые ресурсы бассейна изучены слабо.

• Западно-Австралийский нефтегазоносный бассейн охватывает подводную континентальную окраину Западной Австралии. Ширина шельфа составляет до 300 км, площадь его – 0,5 млн. кв. км  Площадь континентального склона 0,3 млн. кв. км. Вдоль западного и северо-западного побережья Австралии протягивается серия рифтогенных прогибов: Перт, Карнарвон, Дампир, Броуз, Бонапарт-Галф. С этими прогибами связаны одноименные нефтегазоносные суббассейны.

Пертский нефтегазоносный суббассейн имеет на шельфе только одно газовое месторождение Гейдж-Роудз, открытое в 1970 году.

Основные запасы углеводородов на западном шельфе Австралии сосредоточены в нефтегазоносном суббассейне  Дампир площадью 150 тыс. кв. км. Наиболее крупные месторождения – Гудвин (140 млрд. куб. м газа и 50 млн. т конденсата), Норд-Рэнкин (150 млрд. м3 газа и 22 млн. т конденсата), Энджел (68 млрд. м3 газа и 24 млн. т конденсата).

В Тиморском море (шельф Сахул) расположены два суббассейна – Броуз и Бонапарт-Галф. Площадь первого равна 130 тыс. кв. км. Здесь открыто одно нефтяное месторождение – Пуффин – и два газовых, в том числе Скот-Рифф с запасами 180 млрд. м3 газа. Площадь нефтегазоносного суббассейна Бонапарт-Галф составляет 60 тыс. кв. км. В его пределах открыто четыре газовых месторождения (Петрел, Терн и др. ) и нефтяное месторождение Джабиру.

Западная часть Тихого океана.

Тихий океан занимает площадь в 180 млн. кв. км. Он со всех сторон окружен альпийскими складчатыми сооружениями Круготихоокеанского подвижного пояса. Это создает принципиально иную тектоническую его обстановку. Если подводные окраины Северного Ледовитого, Атлантического и Индийского океанов относятся в основном к пассивным типам окраин, то тихоокеанские – к активным. Вдоль них происходит столкновение литосферных плит и погружение океанской литосферы под континент или островные дуги. Подводные окраины Тихого океана можно разделить на западную и восточную.

К западной окраине относят Австралазийскую переходную зону, протянувшуюся от Камчатки до Новой Зеландии. В ее пределах существуют обширные впадины окраинных морей, которые и образуют нефтегазоносные бассейны. Наиболее крупные в нефтегазоносном отношении бассейны находятся в морях Юго-Восточной Азии (Зондский шельф) – Явано-Суматринскнй, Южно-Китайский, Восточно-Калимантанский. С юга к ним примыкает северный шельф Австралии, где наиболее значителен нефтегазоносный бассейн Папуа. В юго-западной части Тихого океана имеются Новозеландский  нефтегазоносный бассейн и бассейн Гипсленд.

• Явано-Суматринский нефтегазоносный бассейн охватывает острова Суматру, Яву и прилегающие акватории Малаккского пролива, морей Яванского, Балл и Банда. Бассейн распадается на два суббассенна: Суматринский и Яванский. Известны крупнейшие нефтяные месторождения Минас (запасы  700 млн. т нефти) и Дури (запасы 270 млн. т нефти). Морские месторождения сконцентрированы в Яванском нефтегазоносном суббассейне. В  нем открыто 67 морских месторождений из них 40 нефтяных. Наиболее крупное нефтегазовое месторождение Арджупа имеет запасы более 50 млн. т нефти. Остальные месторождения – Синта, Рама, Селатан и др. – имеют запасы нефти 20-25 млн. т.

• Южно-Китайский нефтегазоносный бассейн расположен в пределах одноименного моря, включая и Сиамский залив. В его пределах можно выделить Сиамский, Саравакский, Тайваньский и Меконгский нефтегазоносные суббассейны. Площадь Сиамского суббассейна равна 410 тыс. кв. км. В его пределах открыто около 60 месторождений углеводородов, в том числе 37 – в Сиамском заливе. Наиболее крупное месторождение Эраван с доказанными извлекаемыми запасами газа 57 млрд. куб. м.

Всего в Южно-Китайском нефтегазоносном бассейне выявлено 125 нефтяных и газовых  месторождений  с начальными разведанными запасами около 900 млн. т нефти и более 900 млрд. куб. м газа.

• Восточно-Калимантанский  нефтегазоносный   бассейн охватывает моря Сулавеси и Макасарский пролив. Площадь бассейна равна 635 тыс. кв. км, в том числе 95 тыс. кв. км – это суша, а 131 тыс. кв. км – шельф и 409 тыс. кв. км – глубоководье. Всего в морях Юго-Восточной Азии открыто 231 нефтяное и газовое месторождение с начальными доказанными запасами нефти более 1,2 млрд. т и газа около 1,1 трлн. куб. м. Неоткрытые извлекаемые ресурсы этого региона оцениваются в 1,2-2,7 млрд. т нефти и 1,7-4,2 трлн. куб. м газа.

• Нефтегазоносный бассейн Папуа располагается в пределах Кораллового и Арафурского морей. Его площадь равна 532 тыс. кв. км, в том числе суша – 166 тыс. кв. км, шельф – 79 тыс. кв. км, глубоководье –        287 тыс. кв. км. На шельфе Папуа-Новой Гвинеи (залив Папуа) открыто три нефтегазовых месторождения – Ураму, Паски и Ямаро.

• Новозеландский нефтегазоносный бассейн охватывает акватории, прилегающие к Новой Зеландии. Площадь суббассейна составляет 230 тыс. кв. км, в том числе 33 тыс. кв. км – суша, 57 тыс. кв. км – шельф и 140 тыс. кв. км – глубоководье. На шельфе открыто несколько месторождений, в том числе одно крупное газоконденсатное месторождение Мауи. Запасы газа в нем составляют 148 млрд. куб. м газа и конденсата — 24 млн. т.

Восточная часть Тихого океана.

Восточная часть Тихого океана охватывает восточную активную подводную окраину Северной и Южной Америки. Вдоль восточной части Тихоокеанского побережья целесообразно выделить следующие основные нефтегазоносные бассейны: Южно-Аляскинский, Южно-Калифорнийский, Гуаякиль-Прогрессо.

• Южно-Аляскинский нефтегазоносный бассейн протягивается вдоль побережья Южной Америки до широты г. Сан-Франциско.   Наиболее крупное  нефтяное  месторождение здесь – Макартур-Ривер  (извлекаемые запасы 72 млн. т), газовое — Кенай. (152 млрд. куб. м). Начальные извлекаемые запасы нефти суббассейна оцениваются в 145 млн. т, газа — в 230 млрд. ку4б. м.

Перспективным считается Аляскинский залив, но пока пробуренные скважины не дали результатов. Общие потенциальные неоткрытые запасы Южно-Аляскинского бассейна составляют около 1 млрд. т нефти и 0,54 трлн. куб. м газа.

• Южно-Калифорнийский  нефтегазоносный   бассейн  располагается  в осевой зоне рифтовой долины  Восточно-Тихоокеанского срединно-океанического хребта.   Непосредственно на продолжении рифтовой   зоны   хребта   находится   нефтегазоносный   бассейн   Грейт-Валли. Несколько западнее располагаются грабенообразные впадины   Лос-Анджелес,   Вентура—Санта-Барбара   и   Санта-Мария, содержащие промышленные скопления углеводородов. Их начальные доказанные запасы составляли более 1,5 млрд. т нефти. Большинство месторождений прибрежные,  17 из них находятся непосредственно в проливе Санта-Барбара, отделяющего от континента о-ва Санта-Роза, Санта-Крус, Сан-Мигель и др. Начальные извлекаемые запасы морских месторождений оценивались в 600 млн. т нефти. Наиболее значительные морские месторождения этого района — Элвуд, Дос-Куадрос, Ринкон.

В прикалифорнийской части залива развивается добыча нефти у мыса Аргуэлло, где разведанные запасы составляют 50 млн. т. Залежи приурочены к формации Монторей. В целом, неоткрытые запасы тихоокеанского шельфа США оцениваются в 140-900 млн. т нефти и 30- 220 млрд. куб. м газа.

• Нефтегазоносный бассейн Гуаякиль-Прогрессо находится на шельфе Эквадора и Перу. Здесь открыто 60 мелких и средних нефтяных месторождении, среди которых одно крупное – месторождение Ла Бреа-Паринас (140 млн. т) на побережье Перу, а также газовое месторождение Амистад (163 млрд. м3) на шельфе Эквадора. В южной части залива Гуаякиль выявлено 17 морских месторождений нефти, из них наиболее значительные месторождения – Гумбольдт, Литораль, Провидения. Годовая добыча нефти на морских месторождениях этого региона составляет порядка 15 млн. т.

Добыча нефти в России.

По разведанным запасам нефти в 2006 году Россия занимала второе место в мире вслед за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых запасов. Запасы бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн, из них запасы России – 20,2 млрд. т.

Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин. На территории Российской Федерации выделяют три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

• Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

– основная нефтяная база нашей страны. Она является крупнейшим в мире нефтегазоносным бассейном мира и располагается 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%), характерно повышенное количество летучих веществ. Добыча нефти здесь экономически эффективна.

В 1960 году было открыто первое нефтяное месторождение в Западной Сибири, а с начала 60-ых – около 300 месторождений нефти и газа, расположенных на обширной территории Западной Сибири, от Урала до Енисея. Оконтурены Шаимский, Сургутский и Нижневартовский нефтеносные районы, где находятся такие месторождения, как Самотлорское, Усть-Балыкское, Федоровское, Мегионское, Сосницко-Советское, Александровское и др.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Так, в 2005 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.

Большая часть месторождений расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. Тюменская область, занимающая площадь 1435,2 тысячи квадратных километров (59% площади Западной Сибири, 8,4% – 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% российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют 3/4 геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается более 90% всей добычи Западной Сибири.

• Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

– вторая по значению нефтяная база страны. 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.

Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны. Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия, Куйбышевская область.

Здесь разрабатываются такие известные месторождения, как Ромашкинское, Бавлинское, Арланское, Туймазинское, Ишимбаевское, Мухановское, Китель-Черкасское, Бугурусланское, Коробковское. Добыча нефти в этом районе обходится недорого, но нефть Башкирии содержит много серы (до 3%), парафина и смол, что осложняет ее переработку и снижает качество продукции.

• Тимано-Печерская нефтегазоносная провинция

– наиболее перспективная нефтяная база России. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа, Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 5% нефти в Российской Федерации. Она обеспечивает нефтью север европейской части страны.

Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Верхнегурьеторское, Тигубское, Вайваш, 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 западно-сибирскими. 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% 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.

В России ведется добыча нефти и в других регионах. 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. Следует также выделить Дагестан, Чечню и Ингушетию, где добывают нефть с высоким содержанием смол, но незначительным серы. Однако в следствие истощения месторождений добыча нефти на Северном Кавказе носит локальный характер.

В нефти, добываемой в Ставропольском крае, много легких фракций, чем она ценна. Хорошая нефть и на Дальнем Востоке, особенно качественные нефти разрабатываются на севере о. Сахалин – месторождение Оха. В Калининградской области находится месторождение нефти локального значения.

Признаки нефтеносности имеются на обширной территории Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Начата добыча нефти в Арктике, на шельфе у о. Колгуев – Песчаноозерское месторождение. Ведется активная морская добыча нефти, в том числе – в Баренцевом и Охотском морях.

К настоящему времени в разработку вовлечено более 60% текущих запасов нефти. В разработке находится 840 месторождений, расположенных во многих регионах страны: от Калининградской области на западе до о-ва Сахалин на востоке, от о-ва Колгуев в Баренцевом море на севере до предгорий Кавказа на юге.

Степень выработанности текущих запасов нефти превысила 50%, в том числе более 30% в Тюменской области, 70% в Волго-Уральской провинции и 80% - на Северном Кавказе. Особенно значительно выработаны запасы на наиболее крупных и высокопродуктивных месторождениях, обеспечивающих основную часть добычи нефти в России.

Оценивая в целом сырьевую базу нефтяной промышленности России, можно сделать вывод, что в количественном отношении она достаточна для решения текущих и прогнозных задач по добыче нефти. Однако качественные изменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти будут негативно отражаться на эффективности процессов нефтеотдачи. Разработка таких запасов потребует применения более сложных и дорогостоящих технических средств и технологических процессов, а также применение новых более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы отрасли увеличение нефтеотдачи приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития процессов нефтедобычи.

3. Способы нефтепереработки. Использование нефти и нефтепродуктов.

Человек использует нефть издавна, по крайней мере, с 6 века до нашей эры. В наше время сырая нефть практически не находит применения, мы все активнее используем продукты ее переработки, которая осуществляется на нефтеперерабатывающих предприятиях – НПЗ.

Что значит нефть сегодня для экономики мира?

• сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;

• источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);

• сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива.

Мировая география нефтепереработки значительно отличается от географии нефтедобычи. Это связано с высокой ценностью почти всех компонентов нефти как топлива и сырья для других отраслей экономики. Вторая причина разрыва – низкая себестоимость нефти при транспортировке мощными, концентрированными потоками с использованием магистральных нефтепроводов крупного диаметра и супертанкеров грузоподъемностью в несколько сотен тысяч тонн.

В мире насчитывается 705 очень крупных нефтеперерабатывающих заводов, из них 198 – в Северной Америке, 74 – в Латинской Америке 113 – в Западной Европе, 95 – в Восточной Европе, 42 – на Ближнем и Среднем Востоке, 138 – в Азиатско-Тихоокеанском регионе, 45 – в Африке.

В последнее время наблюдается сдвиг нефтепереработки в развивающиеся страны. Это связано с низкой экологичностью производства и наличием в этих странах дешевой рабочей силы. Тем не менее, крупнейший в мире НПЗ принадлежит США и расположен на Виргинских островах.

Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов.

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями. Как уже говорилось, технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов.

Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением:

• транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных;

• для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы, которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов;

• хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов.

В России нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными.

Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов (Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк, Орск, Омск, Ангарск), на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль, Хабаровск) и в морских портах (Туапсе), куда сейчас проложены трубопроводы.

Удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. На территории нефтегазоносных провинций сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай), идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Например, значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской). Тем не менее, новых заводов в районах добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (Ачинск).

Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны. В настоящее время там имеется лишь один центр переработки нефти в Омске, куда поступает небольшая часть добываемого в районе жидкого топлива.

Сейчас в России функционирует 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 миллионов тонн в год нефти.

Итак, как непосредственно осуществляется нефтепереработка? Сначала из нефти удаляют растворенные газообразные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают четыре летучие фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

Основные фракции нефти следующие:

• Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают газолин, бензины и т. д.

• Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250 °С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов. Большие количества лигроина перерабатывают в бензин.

• Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 180 до 300 °С. Керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

• Газойлевая фракция (tкип > 275 °С), по-другому называется дизельным топливом.

Остаток после перегонки нефти – мазут – содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции перегонкой под уменьшенным давлением, чтобы избежать разложения. В результате получают соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла (автотракторные, авиационные, индустриальные и др. ), вазелин (технический вазелин применяется для смазки металлических изделий с целью предохранения их от коррозии, очищенный вазелин используется как основа для косметических средств и в медицине). Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др. ). После отгонки летучих компонентов из мазута остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве. Кроме переработки на смазочные масла мазут также используют в качестве жидкого топлива в котельных установках.

Бензина, получаемого при перегонке нефти, не хватает для покрытия всех нужд. В лучшем случае из нефти удается получить до 20% бензина, остальное – высококипящие продукты. В связи с этим перед химией стала задача найти способы получения бензина в большом количестве.

Высококипящие продукты разгонки нефти непригодны для употребления в качестве моторного топлива. Их высокая температура кипения обусловлена тем, что молекулы таких углеводородов представляют собой слишком длинные цепи. Если расщепить крупные молекулы, содержащие до 18 углеродных атомов, получаются низкокипящие продукты типа бензина. Этим путем пошел русский инженер В. Г. Шухов, который в 1891 г. разработал метод расщепления сложных углеводородов, названный впоследствии крекингом (что означает расщепление).

В. Г. Шухов

(1853–1939)

При крекинге нефть или остающийся после первичной разгонки мазут подвергают сильному нагреву (до 600 °С) без доступа воздуха. В этих условиях происходит разрыв длинных углеродных цепей и образуются молекулы с меньшим числом атомов углерода; в результате получают низкокипящие моторное топливо (бензин) и другие ценные продукты.

Коренным усовершенствованием крекинга явилось внедрение в практику процесса каталитического крекинга. Этот процесс был впервые осуществлен в 1918 г. Н. Д. Зелинским. Каталитический крекинг позволил получать в крупных масштабах авиационный бензин. На установках каталитического крекинга при температуре 450 °С под действием катализаторов происходит расщепление длинных углеродных цепей.

Н. Д. Зелинский

(1861–1953)

В промышленности крекинг как термическое разложение углеводородов и других составных частей нефти получил распространение с 1920 годов, сейчас он является основным способом переработки нефтяных фракций.

Различают следующие основные виды крекинга:

• жидкофазный (20–60 атм, 430–550 °С), дает непредельный и насыщенный бензины, выход бензина порядка 50%, газов 10%;

• парофазный (обычное или пониженное давление, 600 °С), дает непредельно-ароматический бензин, выход меньше, чем при жидкофазном крекинге, образуется большое количество газов;

• пиролиз нефти (обычное или пониженное давление, 650–700 °С), дает смесь ароматических углеводородов (пиробензол), выход порядка 15%, более половины сырья превращается в газы;

• деструктивное гидрирование (давление водорода 200–250 атм, 300–400 °С в присутствии катализаторов – железа, никеля, вольфрама и др. ), дает предельный бензин с выходом до 90%;

• каталитический крекинг (300–500 °С в присутствии катализаторов – AlCl3, алюмосиликатов, МоS3, Сr2О3 и др. ), дает газообразные продукты и высокосортный бензин с преобладанием ароматических и предельных углеводородов изостроения.

Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества – основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью мира в настоящее время. Решение этих задач в условиях, когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосернистых, а за последние годы и высокопарафинистых нефтей, потребовало изменения технологии переработки нефти. Большое значение приобрели вторичные и, особенно, каталитические процессы. Производство топлив, отвечающих современным требованиям, невозможно без применения таких процессов, как каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, алкилирование и изомеризация, а в некоторых случаях—гидрокрекинг.

Перед переработкой поступающая с промыслов нефть с содержанием солей 100-700 мг/л и воды менее 1% массы подвергается на НПЗ глубокой очистке от солей до содержания менее 3 мг/л и от воды до менее 0,1% массы на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Технологические процессы НПЗ подразделяются на физические (т. н. первичные) и химические (вторичные).

Физическими процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) или удаление из фракций или остатков нефти нежелательных групповых химических компонентов.

В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов. Химические процессы в свою очередь подразделяются:

• по способу активации химических реакций - на термические и каталитические;

• по типу протекающих в них химических превращений - на деструктивные, гидрогенизационные и окислительные.

Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ) является атмосферная перегонка, на которой отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию – гидроочистке от гетероатомных соединений. А бензины подвергаются каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов – сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др. )

Из мазута путем вакуумной перегонки получают широкую фракцию (350-500 гр. С) вакуумного газойля – сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением компонентов моторных топлив, а также узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др. ). Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

Из химических процессов наибольшее распространение получили гидроочистка, риформинг и каталитический крекинг. Гидроочистка используется для повышения качества моторных топлив путем удаления (гидрогенолиза) сернистых, азотистых и кислородных соединений и гидрирования олефинов сырья в среде водорода на алюмокобальтовых или никельмолибденовых катализаторах (при т-ре 300-400 гр. С и давлении 2-4 МПа). Гидроочистка нефтяных дистиллятов является одним из наиболее распространенных процессов, особенно при переработке сернистых и высокосернистых нефтей. Основной целью гидроочистки нефтяных дистиллятов является уменьшение содержания в них сернистых, азотистых и металлоорганических соединений. При гидроочистке происходит разложение органических веществ, содержащих серу и азот. Они реагируют с водородом, циркулирующим в системе, с образованием сероводорода и аммиака, которые удаляют из системы. Промышленные процессы основаны на контактировании нефтяных дистиллятов с активными катализаторами, в основном алюмокобальтмолибденовыми и алюмоникельмолибденовыми. Процесс протекает в условиях, при которых 95—99 вес. % исходного сырья превращается в очищенный продукт (гидрогенизат). Одновременно образуется незначительное количество бензина. Катализатор периодически регенерируют.

В процессе каталитического риформинга, проводимого при температуре 500 гр. С, давлении 1-4 МПа в среде водорода на алюмоплатиновом катализаторе, осуществляются преимущественно химического превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические, в результате существенно повышается октановое число (достигая до 100 пунктов) продукта. Риформинг при более низких давлениях в системе и в сочетании с экстрактивной перегонкой или экстракцией растворителями позволяет получать ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы и высшие), используемые в нефтехимической промышленности. Промышленные процессы каталитического риформинга, при которых выходы риформата достигают 73—90%, основаны на контактировании сырья с активным катализатором, обычно содержащим платину. Для поддержания активности катализатора его периодически регенерируют; регенерацию проводят тем чаще, чем ниже давление в системе. Исключением является процесс платформинга, когда катализатор не регенерируют. Важной особенностью каталитического риформинга является то, что процесс протекает в среде водорода, который выделяется так же, как и в реакциях риформинга; избыток водорода удаляют из системы. Этот водород намного дешевле специально получаемого, и его используют в гидрогенизационных процессах нефтепереработки. Каталитический риформинг—современный, широко применяемый процесс для производства высокооктановых бензинов из низкооктановых.

Каталитический крекинг представляет собой современный процесс превращения высококипящих нефтяных фракций в базовые  компоненты высококачественных авиационных и автомобильных бензинов и в средние дистиллятные фракции – газойли. Промышленные процессы основаны на контактировании сырья с активным катализатором в соответствующих условиях, когда 40-50% исходного сырья без рециркуляции превращается в бензин и другие легкие продукты. В процессе крекинга на катализаторе образуются углистые отложения, резко снижающие его активность, в данном случае крекирующую способность. Для восстановления активности катализатор регенерируют.

Алкилирование представляет собой процесс получения высококачественных компонентов авиационных и автомобильных бензинов. В основе процесса лежит взаимодействие парафиновых углеводородов с олефиновыми с образованием более высококипящего парафинового углеводорода. До недавнего времени промышленное изменение процесса ограничивалось каталитическим алкилированием изобутана бутиленами в присутствии серной или фтористоводородной кислот. В последнее время в промышленных условиях изобутан алкилируют не только бутиленами, но и этиленом, пропиленом и даже амиленами, а иногда и смесью этих олефинов.

Изомеризация – процесс превращения низкооктановых парафиновых углеводородов, преимущественно фракций С5 и С6 или их смесей, в соответствующие изопарафиновые фракции с более высоким октановым числом. На промышленных установках в соответствующих условиях можно получать до 97—99,7% продуктов изомеризации. Изомеризация протекает в среде водорода. Катализатор периодически регенерируют.

Полимеризация – процесс превращения пропилена и бутиленов в жидкие олигомерные продукты, используемые в качестве компонентов автомобильных бензинов или сырья для нефтехимических процессов. В зависимости от сырья, катализатора и технологического режима количество продукта может  изменяться в широких пределах

Современные высокопроизводительные нефтеперерабатывающие. производства оснащены сложными по конструкции аппаратами и машинами, способными функционировать в условиях низких температур, глубокого вакуума и высоких давлений (до 20 МПa при гидрокрекинге нефтяного сырья), в агрессивных средах. Промышленная переработка нефти на современных НПЗ осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных технологических установках, предназначенных для получения большого ассортимента нефтепродуктов.

4. Транспортировка нефти.

Нефть не используется в первоначальном виде, поэтому нефтеперерабатывающие заводы - основной ее потребитель. Они располагаются повсеместно, т. к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях экономики. В прошлом нефть из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти либо транспортируется морскими танкерами, либо перекачивается по нефтепроводам.

Самый крупный грузопоток нефти сложился между странами Персидского залива и странами Западной Европы.

Морская перевозка нефти.

Международные перевозки нефти осуществляются в основном морским транспортом. Танкерный транспорт дешев и обладает высокими скоростными показателями и объемами перевозок.

Морской транспорт ежегодно перевозит около 1,26 миллиардов тонн сырой нефти, что составляет 30% всех морских перевозок. Несмотря на развитие целого ряда нефтеносных районов международного значения, около 50% всего объема перевозимой нефти отгружается в районе Персидского залива. Как дальние отголоски энергетического кризиса наблюдается некоторое сокращение дальности перевозок нефти – 8 тысяч км. Также замедлен рост нефтяного танкерного флота, хотя его доля в мировом морском транспорте составляет 40-45%.

Напротив, перевозки нефтепродуктов устойчиво растут и составляют 0,3 миллиарда тонн в год при дальности перевозок в 7 тысяч км. Эта тенденция является следствием интенсивного строительства нефтеперерабатывающих предприятий в нефтеэкспортирующих странах.

Танкерные перевозки являются главным видом транспорта нефти и нефтепродуктов крупнейших транснациональных корпораций. Через свои судоходные филиалы ТНК контролируют 60% перевозок нефти и 42% перевозок нефтепродуктов. Крупнейшими судовладельцами являются нефтяные корпорации – "Эксон", "Сокал", "Галф ойл", "Мобил ойл", "Бритиш петролиум". Такой высокий уровень участия ТНК в транспортировке сырья позволяет им контролировать движение фрахтовых ставок путем создания дефицита или излишков тоннажа. Так, избыточный тоннаж позволил ТНК через демпинговые цены на транспортные услуги компенсировать снижение прибылей, вызванных колебаниями цен на нефть.

По мере специализации морского транспорта и обострения конкуренции между судоходными компаниями возрастает необходимость крупных капиталовложений в эту область. Кроме того, вызывает озабоченность недостаточная экологичность такого способа транспортировки нефти. Одной из крупнейших экологических катастроф стала авария супертанкера "Амако Кадис" 16 марта 1978 года у северо-западных берегов Франции, в результате которой в море попало более 200 тысяч тонн нефти.

Чрезвычайно тяжелы были и последствия аварии танкера "Вальдез", принадлежавшего кампании "Эксон", у берегов Аляски в марте 1989 года. Это судно перевозило более 200 000 тонн сырой нефти в Калифорнию. В заливе Принца Уильяма оно напоролось на подводный риф и получило пробоину корпуса. В результате в одну из самых чистых в мире акваторий вылилось около 41 500 тонн высокотоксичного продукта. Вскоре последовал типичный для этих мест шторм, который резко изменил географию разлива. Нефтяная пленка быстро достигла острова Кадьяк, вытянувшись на 3 000 км. Местные экосистемы были серьезно травмированы: погибли два десятка китов, 310 тюленей, 3 000 каланов, 152 белоголовых орла, 250 орланов и около 250 000 других морских птиц.

К сожалению, более или менее катастрофичные разливы нефти вследствие аварий танкеров происходят достаточно часто.

Трубопроводная транспортировка нефти.

Трубопроводный транспорт зародился в середине 19 века, что было связано с развитием нефтяной промышленности. Первый нефтепровод длиной в 6 км был сооружен в США в 1865 году. Нефтепроводы большей длины начали строить в 1875 году.

Сейчас общая протяженность нефтепроводов мира составляет 1,5 миллионов км. Наиболее крупные магистральные системы принадлежат США, России, Канаде, Китаю, Саудовской Аравии. Крупные сети возникли в странах, имеющих большую добычу нефти (например, в США и России), высокие показатели потребления нефти и нефтепродуктов (например, во Франции) или значительный экспорт этого сырья (например, в Алжире, Мексике, Саудовской Аравии).

В состав современных нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Скорость движения нефти в среднем составляет 10-12 км/ч. Стандартный диаметр трубопровода равен 12 тысяч мм. Средняя производительность в год достигает 90 млн. тонн нефти. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, трубопроводы менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке). Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за 2-3 года.

Рост значимости трубопроводного транспорта в доставке нефти и нефтепродуктов отлично иллюстрируют следующие статистические данные:

• Динамика протяженности мировой сети нефтяных трубопроводов (тыс. км. ): 1950 год – 175, 1979 год – 395, 1980 год – 520, 1990 год – 600, 1995 год – 680, 2000 год – 710, 2005 год – 760 тыс. км

• Динамика мирового грузооборота нефтепроводов (млрд. ткм): 1950 год – 213, 1970 год – 1447, 1980 год – 2859, 1995 год – 3832, 2005 год – 4748 млрд. ткм.

Транспортировка нефти в России.

Трубопроводы - наиболее эффективное средство транспортировки нефти в России. Трубопроводный транспорт является важной подотраслью нефтяной промышленности.

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.

Развитие нефтепроводного транспорта в Советском 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. Максимальный диаметр составлял 300 мм.

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".

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.

На сегодняшний день сформировалась развитая сеть магистральных нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов представлена двумя неравными по значимости и условиям управления группами объектов: внутререгиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи промыслов и заводов, вторые - интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца. Связывая очень большое число нефтедобывающих предприятий одновременно со многими нефтеперерабатывающими заводами и экспортными терминалами, нефтепроводы этой группы образуют технологически связную сеть - единый объект экономического и режимного управления, которая получила название системы дальних транзитных нефтепроводов и в которую входят такие трубопроводы, как:

• Нижневартовск - Курган - Самара;

• Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск;

• Сургут - Полоцк;

• Холмогоры - Клин;

• Самара - Тихорецкая;

• система нефтепроводов "Дружба" и другие трубопроводы, включая выходы к экспортным терминалам.

В свое время создание нефтяной базы между Волгой и Уралом намного улучшило снабжение нефтью центральных и восточных районов страны. Занимая выгодное транспортно-географическое положение, Волго-Уральский район вызвал появление целой системы магистральных нефтепроводов, идущих по следующим направлениям:

• На восток - Туймазы - Омск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа - Новосибирск (нефтепродукты); Уфа - Курган - Петропавловск (нефтепродукты);

• На запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через Самару - Брянск до Мозыря (Белоруссия), откуда в Польшу, Германию, Венгрию, Чехию, а также с ответвлением: Унеча - Полоцк - Вентспилс; Самара - Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск Нижний Новгород - Рязань - Москва с ответвлением Нижний Новгород - Ярославль - Кириши (Северо - Запад);

• На юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.

Формирование в Западной Сибири главной нефтяной базы страны изменило ориентацию основных потоков нефти. Волго-Уральский район теперь "повернут" целиком на запад. Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири. Отсюда нефтепроводы идут по следующим направлениям:

• На запад - Усть-Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Самара - Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк; Самара - Лисичанск - Грозный - Баку;

• На юг - Шаим - Тюмень; Усть-Балык - Омск - Павлодар – Чимкент -Чарджоу;

• На восток - Александровское - Анжеро-Судженск.

• Для транспортировки нефти как на запад, так и на восток используются трубопроводы Волго-Уральского района восточного направления.

Из других магистральных направлений, возникших под влиянием добычи нефти в разных районах, выделяются Волгоград - Новороссийск; Грозный - Армавир - Туапсе; Грозный - Армавир - Донбасс (нефтепродукты); Ухта - Ярославль; Оха - Комсомольск-на-Амуре.

На данный момент общая протяженность магистральных нефтепроводов в России составляет 48,3 тысячи км.

На железной дороге основной поток нефти образуется в Западной Сибири и Поволжье. Из Западной Сибири нефть по железной дороге транспортируется на Дальний Восток, Южный Урал и страны центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск.

Транспортировка нефти водным путем обходится дешевле и экономичней других видов транспортировки, однако, из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в основном при перевозке нефти на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны (Ленский, Амурский) и Северному морскому пути.

Исследовательская часть.

Мониторинг и прогнозирование мировой нефтедобычи и нефтепереработки.

В 1949 году в журнале "Сайанс" вышла статья одного из руководителей исследовательского отдела компании "Шелл" Кинга Хабберта под названием "Энергия из ископаемого топлива". Хабберт, много лет проработавший аналитиком в нефтяной отрасли, предполагал, что рост энергопотребления напрямую зависит от роста народонаселения планеты, а вместе с ним растет и добыча сырья – невосполнимого ресурса недр Земли. Автор построил график зависимости объемов добычи ископаемого топлива от времени, который получил название "пик Хабберта", а также дал прогноз относительно дальнейшего развития нефтедобычи.

Через семь лет Хабберт выпустил новую работу, где уточнил свои прогнозы. По его мнению, между 1965 и 1970 годами в США производство нефти начнет неуклонно падать. В реальности это произошло в 1971 году. Кинг Хабберт получил признание в научных и аналитических кругах. Его дело продолжила американская Ассоциация изучения нефтяного пика, которая в свою очередь дала прогноз о том, что пик мировой добычи нефти будет достигнут в 2004 году, а далее последует снижение объемов нефтедобычи. Однако до сих пор наблюдается рост нефтедобычи. Этому способствует совершенствование технологии добычи, внедрение энергосберегающих технологий, расширение шельфовой добычи и добычи из нетрадиционных источников – битуминозных песков, песчаников и сланцев, освоение сверхглубоких залеж, разработка месторождений тяжелой нефти, обогащенной парафинами и серой. Учтя все вышесказанное, Международное энергетическое агентство отодвинуло наступление коллапса на 2025 год.

Прав ли Хабберт, предполагая, что в ближайшем будущем добыча нефти и газа резко снизится? По данным "Вритиш петролиум", мировых запасов нефти хватит на 40,6 года, а газа – на 65,1 года. В России выработали почти половину прогнозных ресурсов суши, а разведанных месторождений хватит лишь до 2015 года. Аналитики полагают, что к 2030 году потребление энергоресурсов возрастет по сравнению с 2000 годом в 1,7 раз и составит 15,3 млрд. тонн в год условного топлива, в том числе 5,7 млрд. тонн нефти.

Главное ограничение на пути развития мировой энергетики в ее современном виде – конечное количество ископаемого топлива. Даже в случае снижения зависимости энергетики от нефти и газа проблема не будет решена. Оценки количества ископаемого топлива различаются порой на порядки. Их величина зависит от того, что именно учитывают: прогнозные, разведанные, доказанные, геологические или извлекаемые запасы сырья. Включают ли в расчет объем месторождений второй и третей очереди, то есть те, где разработки возможно будут экономически выгодны в будущем – например, глубоко залегающие битуминозные пески Канады. Важно также, до какой глубины залежи считаются рентабельными. Лет 50 назад запасы углеводородов на континентальном шельфе считали до глубины в несколько десятков метров, сегодня – до первых километров. По подсчетам "Бритиш петролиум" на конец 2005 года мировые доказанные запасы нефти составляли 163,8 млрд. тонн.

Что касается прогнозных оценок, то они еще неточны. Многие территории и акватории континентального шельфа еще недостаточно разведаны и изучены. В подсчеты не включают запасы Антарктиды и глубоководных зон Мирового океана по причине их неизведанности.

Известно, что к 1980 году геологи обнаружили порядка 600 осадочных бассейнов, перспективных в отношении нефти и газа. Из них сегодня порядка 400 месторождений освоено, а около 200 – еще нет. Замечено, что основные мировые запасы сосредоточены всего в нескольких бассейнах, таких как Персидский и Мескиканский заливы, Западная Сибирь, на сотни же остальных приходится около 10 % запасов. Так что среди двух сотен неизученных бассейнов ожидали найти 10 супергигантских залежей, но, похоже, их не более 4-5.

Относительно суши, изученной в большей степени, крупные открытия и не предполагались. Эксперты прочили их там, где раньше ещё не искали – на континентальном шельфе. Что, собственно, и произошло в конце 1980-х- начале1990-х. В настоящее время на шельфе добывают более 34% нефти и 25% газа. Это вовсе не значит, что специалисты там всё изучили, по большему счёту, за морские поиски только принимаются. Перспективы недр шельфа как вместилища ископаемого топлива действительно высоки. Геологические запасы нефти (до глубины305м) составляют 280 млрд. тонн, газа - 140 трлн. куб. м.

Впечатляют и открытия в конце прошлого века гигантских нефтяных и газовых месторождений у берегов Анголы, Нигерии, на Каспии, в арктических морях. Но работы на шельфе, глубоко под водой, очень дороги, технически сложны и рискованны. В запасе есть другие варианты, например активнее исследовать горизонты глубокого залегания на суше. Большая часть посчитанных запасов нефти лежит до глубины 3 км, ниже месторождения находят редко, еще реже на глубинах 5—7 км (там чаще находят газ). В северо-западной части полуострова Флорида изученность месторождения такова, что из одной скважины с глубины 4,7 км получают 234,5 т нефти и 60 000 м3 газа в сутки. Из недавних открытий – обнаруженные в августе 2006 года промышленные запасы нефти на глубине 8,5 км в Мексиканском заливе (под 2-километровой толщей воды).

В России глубинные поиски нефти пока происходят в рамках научного бурения. Так, сверхглубокая Тюменская скважина в Западной Сибири — 7,5 км — вскрыла перспективные пласты палеозойского возраста, хотя промышленных запасов нефти или газа там не оказалось.

Еще один источник нефти — остатки в пласте. В недрах нефть находится под давлением (например, при глубине 2 км ее давление в коллекторе достигает 20 МПа), поэтому при вскрытии скважины она начинает стремиться вверх (фонтанировать, как говорят нефтяники) и первое время извлекается без труда. Затем давление в пласте падает, нефть перестает подниматься кверху, и ее приходится вытеснять, закачивая в коллектор воду, или выкачивать мощными насосами. Чем ниже давление, тем более сложные и дорогостоящие технологии приходится использовать (гидроакустические, физико-химические и даже бактериальные), чтобы заставить породу «отдать» нефть.

Добирать остатки очень дорого, а иногда технически невозможно. Полностью же выбрать всю нефть, особенно если она вязкая, из пород нельзя, в месторождении ее может оставаться еще много. Весьма редко, на отдельных месторождениях, разрабатываемых новейшими способами, доля извлеченной нефти достигает 35-40%, обычно это — 18-25%. «Глубинный» или «остаточный» способы не дешевле морского. И большой вопрос, как лучше распорядиться деньгами — вложить их в морской проект, где разведочная скважина обойдется в 15 миллионов долларов, или зарыть в землю. Для каждого региона решение принимается индивидуально. К примеру, на Аляске, где создана хорошая нефтедобывающая инфраструктура, бросать которую, конечна, неразумно, идут путем извлечения остатков, хотят выжать недра до последней капли. В пору, когда основными орудиями нефтедобытчиков были веревка и ведро, немногие смельчаки в стремлении не упустить прибыль отваживались вступать на чуждую и опасную территорию — в море, совершенно справедливо полагая, что нефтесодержащий пласт не обрывается на берегу, но продолжается под водой.

Установить, кто первым взялся за морскую добычу нефти, непросто. Российские историки указывают, что уже в 1824 году на Апшеронском полуострове недалеко от Баку, в нескольких десятках метров от берега, промышленники устраивали колодцы и черпали оттуда нефть. Американцы же считают первопроходцами шельфа своих соотечественников. Согласно документальным свидетельствам, некий мистер Уильяме, нефтяник из Калифорнии, в 1896 году построил насыпь в 400 метрах от берега и пробурил с нее скважину. Самые простые решения — бурение с насыпей и наклонных скважин с берега — не позволяли уйти дальше. Открытое море опасно. Сильные ветры и высокие волны грозили уничтожить буровые установки, да и тащить их по воде особенно было не на чем. Так или иначе, но попытки освоить шельф на протяжении XIX столетия предпринимали единицы, никто специально бурить морское дно в поисках ископаемого топлива не желал: нефти хватало и на суше.

Переломный момент наступил в конце 40-х годов XX века, сразу после Второй мировой войны. Ровно 60 лет назад, в ноябре 1947-го, американская компания «Керр Макги» (существующая и поныне) построила первую в мире нефтяную платформу в Мексиканском заливе в 16 км от берега на глубине 6 м и тогда же начала с нее бурение. Платформа Кермак-16 была размером с обычную жилую комнату и стоила всего 230 тысяч долларов, ее демонтировали в 1984 году. Чуть позже, в 1948 году, на Каспии в 42 км от Апшеронского полуострова начали возводить сооружение, превратившееся впоследствии в город на воде — Нефтяные Камни, и по сей день остающийся уникальным проектом. Нефтяные Камни — это гигантское сооружение на сваях, установленных вокруг каменной гряды, с комплексом сложнейших гидротехнических и технологических сооружений, асфальтированными дорогами, общежитиями, столовыми, магазинами. Глубины моря в тех местах небольшие, всего 10—20 м, но то были первые шаги в освоении шельфа, доказавшие, что человек «пришел в море» не случайно и останется здесь надолго. Наиболее изученные морские районы, где идут разработки, — заливы Мексиканский, Персидский и Гвинейский, Каспий, моря Юго-Восточной Азии, экваториальные воды Африки и Центральной Америки. Все они расположены в теплых краях, где море не замерзает и работы можно вести круглый год. При развитой инфраструктуре инвестиции в добычу окупаются быстро, и потому в таких местах выгодно разрабатывать даже некрупные или глубокие залежи.

Северные моря, освоенные мореходами с незапамятных времен, для нефтяников долгое время оставались «терра инкогнита». Искать углеводороды там в какой-то степени начали случайно. В 1959 году в голландской провинции Гронинген обнаружили в древних песчаниках газовое месторождение гигантских размеров — Слохтерен. Геологи предположили, что песчаники продолжаются дальше на север — под воды Северного моря, и что они должны содержать залежи ископаемого топлива. Через несколько лет, после согласования некоторых юридических вопросов между заинтересованными странами (кто и какой частью шельфа владеет), началось активное поисковое бурение, показавшее, что шельф Северного моря — это один из крупнейших в мире газонефтяных резервуаров. Только Великобритании принадлежит на нем около 300 месторождений, из которых сотня газовых.

Благодаря запасам Северного моря на третье место после Саудовской Аравии и России по объему экспорта нефти вышла Норвегия. Во владении страны, шельф которой в четыре раза превосходит сухопутную территорию, находятся гигантские месторождения углеводородов (такие, как Тролл и Экофиск), открытые еще сорок лет назад. Понимая, что много нефти не бывает, с 1980-х годов норвежцы приступили к исследованию Баренцева моря. Оно гораздо более суровое, чем Норвежское и Северное: замерзающее, зимой температура воздуха снижается до -25°С, погода изменчива, частые штормы. Как проводить поиски, какой техникой бурить, как именно разрабатывать месторождения, будь они найдены, не знал никто в мире. Работы среди льдов требовали принципиально иного технического уровня, сравнимого по сложности и дороговизне с космическими проектами (в специальной литературе существует даже термин «космоокеанические» работы). Глубокие морские скважины чрезвычайно дороги: в теплых морях одна стоит порядка 2,5 млн. долл. , в северных – 8. Учитывая, что более половины поисковых скважин — сухие, то есть не вскрывают залежь (у нефтяников есть поговорка, что в скважины ушло больше денег, чем вернулось обратно), бурение в Баренцевом море стоило громадного напряжения и денег. Несмотря на потраченные усилия, на шельфе Норвегии пока нашли лишь одно гигантское месторождение — Сноуит — с запасами 193 млрд. м3 газа и конденсата.

Россия располагает самым обширным морским шельфом. Но взгляните на карту — почти весь он находится за полярным кругом и редкий месяц не покрыт льдами. Ввиду крайней суровости природных условий изучено только 2% арктического шельфа, площадь которого — 5,2 млн. км. Тем не менее, по самым грубым оценкам, в нем скрыто 136 млрд. т углеводородов в пересчете на нефть. Это 25% общемировых ресурсов.

Масштабное изучение арктических морей на нефть и газ началось 8 1978 году с решения Правительства СССР. В Мурманске создали предприятие, которое провело геофизические работы и поисковое бурение главным образом на Баренцевом, Карском и Печорском морях. Было пробурено 39 поисковых скважин, выявлено 100 перспективных структур, 10 месторождений, половина из которых — крупные. Что характерно, большинство залежей расположено в куполах пластов одинакового возраста и просто устроено с геологической точки зрения.

Уникальное месторождение Штокмэновское (запасы газа — 3,2 трлн. м3, газового конденсата — 31 млн. т) в Баренцевом море — самое большое из известных в мире морское газоконденсатное месторождение. Его нашли в 1988 году, углубившись ниже проектного горизонта. Штокмэновское расположено в 600 км от Мурманска, глубина моря над ним — 340 м, температура воды опускается ниже -2°С, штормы, тяжелая ледовая обстановка. Осваивать такое месторождение будет сложно, потребуются денежные вложения порядка 50 млрд. долл. и участие технологов ведущих нефтяных компаний мира, поскольку отечественных специалистов мало. Более того, до сих пор неясно, какую из двух существующих на сей день технологий бурения в замерзающих морях стоит предпочесть: стационарную надводную платформу или подводные буровые, изобретенные норвежцами.

В Карском море в 1989 году открыли Русановское, а в 1991 году — Ленинградское гигантские газоконденсатные месторождения. Единственную крупную нефтяную залежь нашли в Печорском море — это месторождение Приразломное с извлекаемыми запасами 83,2 млн. т. Оно находится в 60 км от берега, а толща воды над ним не превышает 20 м, и если бы не арктический холод и льды, проблем с добычей не было бы. Для Приразломного даже спроектировали особую добывающую платформу с уникальными параметрами, которые позволят ей противостоять тяжелым ледовым условиям в том районе. Площадь основания — 126 на 126 м, масса — более 70 000 тонн. Однако заложенная в 1995 году в Северодвинске на верфи Севмаша платформа Приразломная до сих пор строится, что, впрочем, неудивительно, учитывая ее немалую стоимость — 800 млн. долл. , а также отсутствие опыта создания нефтяных платформ. Созданная нами проектная документация по разработке данного месторождения находится в Приложении 1.

В начале 1990-х годов работы в арктических морях прекратили — у государства не было на это средств. Прошло несколько лет, прежде чем добывающие компании снова обратились к северному шельфу. В 1994 году на север пришел «Газпром», выбрав для изучения акватории Обской и Тазовской губ. А в 2006 году тот же «Газпром» собирался брать лицензию на поиск ископаемого топлива в морях на северо-востоке страны — наименее изученных территориях. В Восточно-Сибирском и Чукотском морях не пробурено ни одной поисковой скважины, есть только опорные геофизические профили, поэтому о запасах нефти и газа можно только гадать. Скорее всего, там есть перспективные точки, но при море, свободном ото льда всего 1,5 месяца в году, вряд ли мы получим этому скорое подтверждение.

Промышленная разработка сырья на российском северном шельфе идет только в Балтийском («Лукойл») и Охотском («Сахалинморнефтегаз», «Сахалин Энерджи») морях. Вообще Сахалинский шельф входит в цепь богатейших нефтегазоносных бассейнов Тихоокеанского кольца, и его перспективы очень высоки. Небольшое количество открытых здесь месторождений — всего 8 — объясняют малой изученностью территории.

Континентальный шельф остается последним крупным нефтегазовым ресурсом на планете. Его освоение — это история постоянного испытания человеческих возможностей, эксперимента и риска. Даже несколько десятков метров воды над месторождением требуют принципиально иных технических решений и больших капиталовложений, а преимущество только одно — упрощается транспортировка сырья. По морю его удобно перевозить танкерами и не зависеть от наличия «трубы» и воли ее собственника.

Но и это преимущество исчезает, а усилия и затраты возрастают многократно, если речь идет о Северном Ледовитом океане и примыкающих к нему морях. Несмотря на уникальное богатство этого региона, рентабельность его освоения все еще под вопросом. И как знать, если наш северный шельф еще долго будет оставаться без буровых вышек, возможно, к тому времени найдут дешевые заменители жидких моторных топлив и потребность в ископаемом топливе существенно снизится. Промышленности будет хватать разработки тех месторождений, которые есть на суше или в теплых морях. В таком случае нефтегазовый потенциал ледовитых морей России вообще окажется невостребован. Будем ли мы об этом жалеть?

Практическая часть.

Игра "Нефтяной магнат".

Правила игры.

Игра "Нефтяной магнат" представляет собой увлекательную стратегическую игру для учащихся средней и старшей школы, а также для взрослых. От игроков требуется собранность, внимательность, творческая активность, способность к математическому анализу, умение быстро просчитывать различные экономические модели, знание экономической географии. Одновременно могут играть от 2 до 6 игроков.

✓ Подготовка к игре.

Перед началом игры следует разложить на игровом поле карточки "Вопрос" и "Извещение", разобрать игровые фишки. Игроки должны выбрать Банкира, который на протяжении игры будет управлять банком, регулировать финансовые потоки и приобретение собственности. Банкир раскладывает карточки "Право на собственность", "Владение", "Действие" и банкноты по номиналу. Банкир выдает Игрокам "Начальный капитал" в размере 200. 000 единиц – "нефтиков". Теперь можно приступать к игре.

✓ Ход игры.

Игроки по очереди бросают кубики, определяют сумму выпавших чисел и, в соответствии с ней, переставляют свою фишку на определенное количество секторов. Игровое поле насчитывает 36 секторов.

При каждом прохождении сектора "Старт" Банкир выдает Игроку "Капитал" в размере 30. 000 "нефтиков".

При попадании на сектор "Извещение" Игрок должен взять на игровом поле карточку "Извещение", прочитать ее и совершить предлагаемую в ней финансовую операцию.

При попадании на сектор "Вопрос" Игрок должен взять на игровом поле карточку "Вопрос", прочитать вопрос и ответить на него. Если игрок отвечает правильно, Банкир выплачивает ему "Премию" в размере 1. 500 "нефтиков". Если Игрок неправильно отвечает на вопрос или не может на него ответить, то он пропускает ход.

При попадании на сектор "Объект", который еще никем не выкуплен, Игрок имеет право выкупить данный "Объект". В таком случае Игрок выплачивает необходимую сумму, указанную в данном секторе игрового поля и получает карточку "Право на собственность" и карточку "Владение". Карточку "Владение" Игрок выставляет в данном секторе игрового поля.

Если Игрок не хочет выкупать данный "Объект", он сообщает об этом, Банкир выставляет "Объект" на "Аукцион", где его может приобрести любой Игрок. Если желающих приобрести "Объект" нет, то сектор продолжает оставаться свободным.

При попадании на выкупленный сектор "Объект" Игрок обязан выплатить его владельцу сумму, указанную в данном секторе на игровом поле.

В процессе игры Игроки перед своим ходом могут осуществлять следующие операции:

- Обменяться "Объектами" с другим Игроком по обоюдному согласию (возможно с доплатой)

- Продать любой свой "Объект" Банкиру или другому Игроку

- Заложить любой свой "Объект" Банкиру (при залоге Банкир выплачивает Игроку 50% стоимости "Объекта")

- Выкупить ранее заложенный "Объект" у Банкира (при выкупе Игрок выплачивает 60% стоимости "Объекта")

- Запустить в действие свой "Объект", если Игрок сумел выкупить все три сектора данной нефтяной провинции (для этого Игрок выплачивает Банкиру указанную в секторе игрового поля сумму, получает карточку "Действие" и выставляет ее на игровое поле в данном секторе. )

✓ Смысл игры.

Игроки стремятся разработать собственную стратегию игры с тем, чтобы выкупить наиболее выгодные "Объекты", выкупить целые "Нефтяные провинции", запустить в действие свои "Объекты". Все эти действия требуют материальных затрат, но приносят в дальнейшем дивиденды. Задача Игроков не только не обанкротиться, но и накопить наибольший "Капитал". Обанкротившийся Игрок выбывает из игры. Его "Объекты" передаются Банкиру. Банкир выплачивает "Долги" Игрока и выставляет на "Аукцион" "Объекты" выбывшего Игрока.

Макет игры.

□ Создание макета.

Первым шагом в изготовлении макета стала подготовка основы. Мы выпилили квадрат 100 см х 100 см из листа фанеры, отполировали поверхность и закруглили углы и края при помощи наждачной бумаги. Затем обклеили фанеру светло-бежевой самоклеющейся пленкой и нанесли разметку секторов.

Следующим этапом в работе стало оформление секторов. При помощи самоклеющейся пленки разных цветов мы выделили сектора "Объект", относящиеся к разным провинциям (в каждую провинцию входит три сектора "Объект"), темно-коричневой пленкой заклеили сектора "Старт", "Вопрос", "Извещение". Затем были наклеены белые карточки секторов "Объект", содержащие всю необходимую информацию о каждом "Объекте", и белые карточки "Старт", "Вопрос", "Извещение". В центре игрового поля разместили название игры из букв, вырезанных из самоклеющейся пленки. Так мы подготовили основу макета игры.

Теперь наступили время изготовления объемных моделей "Объектов". Был составлен список "Объектов" и продумано, какими фигурами их отобразить и какие материалы использовать:

■ Железнодорожный терминал (1 шт. ) – пирамида + икосаэдр (картон, трубочки для коктейля), рельсы (дерево и алюминиевая проволока)

■ Автозаправочные станции (3 шт. ) – семигранник (картон, трубочки для коктейля)

■ Буровые установки (3 шт. ) – усеченная пирамида (медная проволока)

■ Нефтехранилища (4 шт. ) – два горизонтально расположенных цилиндра (картон, трубочки для коктейля)

■ ТЭС (2 шт. ) – усеченный конус (картон)

■ Трубопроводы (3 шт. ) – горизонтально расположенные цилиндры (пластиковый армированный шланг)

■ Машиностроительный завод (1 шт. ) – вертикально расположенный параллелепипед (картон и трубочки для коктейля)

■ Морской порт и танкерный флот (1 шт. ) – семигранник (картон) и кораблики (бумага)

■ Химические заводы (3 шт. ) – вертикально расположенная призма + додекаэдр (картон и трубочки для коктейля)

■ Нефтеперерабатывающие заводы (3 шт. ) – вертикально расположенный цилиндр + куб (картон и трубочки для коктейля)

Затем мы определили размеры каждой фигуры, подготовили развертки и создали фигуры.

Следующим шагом стал монтаж моделей на основу. В этих целях мы использовали прозрачный клей "Момент-Кристалл", прозрачную липкую ленту и деревянные зубочистки.

И, наконец, была подготовлена коробка с отсеками для хранения реквизита игры.

□ Стереометрия. Многоугольники.

Стереометрия – это раздел геометрии, в котором рассматриваются свойства фигур в пространстве.

Существует мнение, что изучение стереометрии затруднено тем, что у многих учащихся недостаточно развито пространственное воображение. Нам кажется, что на самом деле это не совсем так и способность представлять пространственные тела, мысленно перемещать их и трансформировать присутствует практически у каждого человека, поскольку живет он в трехмерном пространстве. Другое дело, что это пространственное воображение далеко не всем удается применить при изучении стереометрии, иными словами, перенести в учебный процесс свой житейский пространственный опыт. Отчасти это вызвано тем, что стереометрические изображения выполняются на плоской поверхности листа бумаги или доски. "Увидеть", "потрогать руками", "повертеть перед глазами" объекты школьных стереометрических задач ученику позволяют развертки многогранников, из которых можно собрать объемные фигуры.

Многогранник – это такое тело, поверхность которого состоит из конечного числа плоских многоугольников. Многогранник называется выпуклым, если он расположен по одну сторону плоскости каждого плоского многоугольника на его поверхности. Общая часть такой плоскости и поверхности выпуклого многогранника называется гранью. Грани выпуклого многогранника являются плоскими выпуклыми многоугольниками. Стороны граней называются ребрами многогранника, а вершины – вершинами многогранника.

Комментарии


Войти или Зарегистрироваться (чтобы оставлять отзывы)