O mogućnosti brze moderne proizvodnje nafte i gasa

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Zadnja izmjena: 2023-12-16 15:59

Ruski naučnici su još 1993. godine dokazali da su nafta i gas obnovljivi resursi. I ne trebate ekstrahirati ništa više nego što je nastalo kao rezultat prirodnih procesa. Tek tada se plijen može smatrati nevarvarskim.

Općenito je prihvaćeno u nekim poređenjima koristiti sliku dvije strane iste medalje. Poređenje je figurativno, ali nije sasvim tačno, jer medalja ima i rebro koje određuje debljinu. Naučni koncepti, ako ih uporedimo sa medaljom, imaju, pored svojih naučnih i primenjenih aspekata, još jedan - psihološki, povezan sa prevazilaženjem inercije mišljenja i revizijom do tada stečenog mišljenja o ovom fenomenu.

Psihološka prepreka se može nazvati sindromom naučnog dogmatizma ili takozvanog "zdravog razuma". Prevazilaženje ovog sindroma, koji je uočljiva kočnica naučnog napretka, sastoji se u poznavanju porijekla njegove pojave.

Ideje o sporom formiranju i akumulaciji nafte i gasa i, kao posledica toga, o iscrpljivanju i nezamenljivosti rezervi ugljovodonika (HC) u unutrašnjosti Zemlje pojavile su se sredinom prošlog veka zajedno sa rudimentima geologije nafte i gasa.. Zasnovali su se na spekulativnom konceptu stvaranja nafte kao procesa povezanog s istiskivanjem vode i ugljovodonika tokom uranjanja i sve većim zbijanjem sedimentnih stijena s dubinom.

Sporo slijeganje i postepeno zagrijavanje, koje se dešavalo tokom mnogo miliona godina, stvorilo je iluziju vrlo sporog stvaranja nafte i plina. Postalo je aksiom da je ekstremno niska stopa formiranja ležišta ugljovodonika neuporediva sa brzinom vađenja nafte i gasa tokom rada polja. Ovdje je došlo do zamjene ideja o brzinama kemijskih reakcija prilikom razaranja organske tvari (OM) i njezinoj transformaciji u pokretne plinsko-tečne ugljovodonike, o brzinama slijeganja sedimentnih slojeva i njihovoj katagenetskoj transformaciji zbog spore, uglavnom provodljive, grijanje. Ogromne stope hemijskih reakcija zamijenjene su relativno niskim stopama evolucije sedimentnih bazena. Upravo je ta okolnost u osnovi koncepta trajanja nastanka nafte i gasa, a samim tim i iscrpljenosti, nezamjenjivosti rezervi nafte i plina u dogledno vrijeme.

Stavovi o sporom stvaranju nafte dobili su univerzalno priznanje i korišteni su kao osnova kako za ekonomske koncepte tako i za teorije stvaranja nafte i plina. Mnogi istraživači, kada procjenjuju obim proizvodnje ugljikovodika, uvode koncept "geološkog vremena" u proračunske formule kao faktor. Međutim, po svemu sudeći, na osnovu novih podataka, ova gledišta treba diskutovati i revidirati [4, 9−11].

Određeno odstupanje od tradicije može se uočiti već u teoriji etabliranja nastanka nafte i ideji glavne faze stvaranja nafte (GEF), koju je 1967. predložio NB Vassoevich [2]. Ovdje je po prvi put pokazano da vrhunac generacije pada na relativno usku dubinu, a samim tim i vremenski interval određen vremenom kada se roditeljski sloj nalazi u temperaturnoj zoni od 60-150°C.

Daljnje proučavanje manifestacije stadijuma pokazalo je da se glavni valovi stvaranja nafte i plina raspadaju na uže vrhove. Dakle, S. G. Neruchev i drugi su ustanovili nekoliko maksimuma i za GFN zonu i za GZG. Odgovarajući vrhovi proizvodnje odgovaraju po snazi intervalima od samo nekoliko stotina metara. A to ukazuje na značajno smanjenje trajanja generiranja udarnih valova i, istovremeno, značajno povećanje njegove brzine [6].

Visoke stope proizvodnje HC također proizlaze iz modernog modela ovog procesa. Formiranje nafte i plina u sedimentnom bazenu smatra se samorazvijajućim višestepenim kemijskim procesom, izraženim izmjenom reakcija razgradnje (destrukcije) i sinteze i koji se odvija pod djelovanjem i "biološke" (solarne) energije pohranjene u organskim jedinjenjima. i energija endogene toplote Zemlje, a, kao što pokazuju rezultati superdubokog bušenja, većina toplote ulazi u bazu litosfere i kreće se u litosferi konvekcijom. Udio topline povezan s radioaktivnim raspadom čini manje od jedne trećine njene ukupne količine [8]. Smatra se da je u zonama tektonske kompresije protok toplote oko 40 mW/m², a u zonama napetosti njegove vrijednosti dostižu 60−80 mW / m²… Maksimalne vrijednosti su utvrđene u srednjeokeanskim rascjepima - 400-800 mW / m²… Niske vrijednosti uočene u mladim depresijama kao što su Južno Kaspijsko i Crno more su izobličene zbog ultra-visokih stopa sedimentacije (0,1 cm godišnje). U stvari, oni su također prilično visoki (80-120 mW / m²) [8].

Razgradnja OM i sinteza ugljovodonika kao hemijske reakcije odvijaju se izuzetno brzo. Reakcije destrukcije i sinteze treba posmatrati kao revolucionarne prekretnice koje dovode do pojave nafte i gasa, sa njihovom naknadnom koncentracijom u ležištu na opštoj pozadini sporog evolucionog slijeganja i zagrijavanja sedimentnih slojeva. Ovu činjenicu su uvjerljivo potvrdile laboratorijske studije pirolize kerogena.

Nedavno je za opisivanje brzog fenomena transformacije supstance iz jednog stanja u drugo počeo da se koristi termin "anastrofija", koji je predložio švedski hemičar H. Balčevski. Formiranje ugljikovodičnih spojeva iz raspadajuće organske tvari, koje se događa u skoku ogromnom brzinom, treba klasificirati kao anastrofično.

Savremeni scenario stvaranja nafte i gasa je nacrtan na sledeći način. Organska tvar sedimentnih slojeva spuštajućeg basena prolazi kroz niz transformacija. U fazi sedimentogeneze i dijageneze glavne grupe biopolimera (masti, proteini, ugljikohidrati, lignin) se razgrađuju, a različite vrste geopolimera se akumuliraju u sedimentu i stvaraju kerogen u sedimentnim stijenama. Istovremeno dolazi do brze sinteze (geoanastrofije) ugljikovodičnih plinova, koji se mogu akumulirati ispod prvih zaptivki, stvarati slojeve plinskih hidrata u donjem sloju ili područjima permafrosta i formirati izlaze prirodnog plina na površini ili na dnu rezervoara (sl.. 1).

Rice. 1. Šema formiranja gasnih hidrata u Paramuširskom dijelu Ohotskog mora (prema [5]): 1 - sedimentni sloj; 2 - konsolidovani slojevi; 3 - formiranje gasnog hidratnog sloja; 4 - zona koncentracije gasa; 5 - pravac migracije gasa; 6 - donji otvori za gas. Vertikalna skala u sekundama

U fazi katagenetske transformacije sedimentnih stijena odvija se termodestrukcija geopolimera i termokatalitička anastrofija naftnih ugljikovodika iz fragmenata lipidnih i izoprenoidnih spojeva koji sadrže kisik koji se oslobađaju iz kerogenih oblika dispergirane organske tvari [31]. Kao rezultat, stvaraju se tekući i plinoviti ugljovodonici, koji formiraju migrirajuće otopine ugljovodonika, prelazeći iz matičnih slojeva u horizonte ležišta i rasjede koji provode fluid.

HC rastvori koji zasićuju prirodne rezervoare, ili se koncentrišu u njihovim izdignutim delovima u vidu pojedinačnih akumulacija nafte i gasa, ili kada se kreću prema gore uz tektonske rasede, padaju u zone nižih temperatura i pritisaka i tamo formiraju naslage različitih tipova, ili, sa visokim intenzitetom procesa, izlaze na dnevnu površinu u vidu prirodnih naftnih i gasnih manifestacija.

Analiza lokacije naftnih i plinskih polja u basenima ZND (slika 2) i svijetu nedvosmisleno ukazuje da postoji globalni nivo od 1-3 km koncentracije akumulacija nafte i plina i oko 90% svih rezervi ugljikovodika. povezani su s tim.

Rice. 2. Dubinska distribucija rezervi nafte i gasa u basenima ZND (prema A. G. Gabrielyantsu, 1991.)

dok se izvori proizvodnje nalaze na dubinama od 2 do 10 km (sl. 3).

Rice. 3. Tipizacija basena prema odnosu glavne zone nastanka nafte i glavnog intervala koncentracije nalazišta nafte i gasa (prema A. A. Fayzulaev, 1992, sa izmenama i dopunama)

Vrste bazena: I- razjedinjeni; II - zatvoriti; III - ujedinjeni. Naziv bazena: 1 - Južni Kaspijski; 2 - Beč; 3 - Meksički zaljev; 4 - panonski; 5 - zapadnosibirski; 6 - Perm, 7 - Volga-Uralsky. Vertikalno zoniranje: 1 - gornje tranzitno područje: 2 - zona oko akumulacije ulja: 3 - donja tranzitna zona; 4 - GFN (centri za proizvodnju nafte); 5 - GFG (centri za proizvodnju gasa); 6 - smjer migracije ugljovodonika; 7 - površina koja odražava geološke rezerve ugljovodonika ili broj ležišta,%

Položaj proizvodnih centara određen je temperaturnim režimom basena, a položaj ležišta nafte i gasa prvenstveno je određen termobaričkim uslovima kondenzacije rastvora ugljovodonika i gubitkom energije migracijskog kretanja. Prvi uvjet je individualan za pojedinačne bazene, drugi je općenito univerzalan za sve bazene. Dakle, u bilo kojem basenu, odozdo prema gore, razlikuje se nekoliko genetskih zona ponašanja HC: donja ili glavna zona stvaranja HC-a i formiranja HC-rastvora, donja zona tranzita HC-rastvora, glavna zona akumulacije HC-rastvora u rezervoar i gornju tranzitnu zonu rastvora HC i njihov izlaz na dnevnu površinu. Osim toga, u dubokovodnim morskim sedimentnim bazenima i bazenima koji se nalaze u subpolarnim područjima, na vrhu bazena se pojavljuje zona plinskih hidrata.

Razmatrani scenario formiranja nafte i gasa omogućava kvantifikaciju brzine formiranja HC u naftnim i gasnim basenima koji se intenzivno spuštaju, a samim tim i u uslovima intenzivnog modernog formiranja HC. Najupečatljiviji pokazatelj intenziteta stvaranja nafte i gasa su prirodne pojave nafte i gasa u savremenim sedimentacionim basenima. Prirodno curenje nafte uspostavljeno je u mnogim dijelovima svijeta: uz obale Australije, Aljaske, Venecuele, Kanade, Meksika, SAD-a, u Perzijskom zaljevu, Kaspijskom moru, kod ostrva. Trinidad. Ukupni obim proizvodnje nafte i gasa je značajan. Dakle, u morskom bazenu Santa Barbare kod obale Kalifornije, do 11 hiljada l / s nafte dolazi iz samo jednog dijela dna (do 4 miliona tona / godišnje). Ovaj izvor, koji djeluje više od 10 hiljada godina, otkrio je 1793. D. Vancouver [15]. Proračuni koje su izvršili FG Dadašev i drugi pokazali su da na području Apšeronskog poluostrva dnevno na površinu izlaze milijarde kubnih metara gasa i nekoliko miliona tona nafte. To su proizvodi modernog stvaranja nafte i plina, koji nisu zarobljeni zamkama i propusnim, vodom ispunjenim formacijama. Shodno tome, očekivani obim proizvodnje HC treba višestruko povećati.

O ogromnoj brzini stvaranja gasa nedvosmisleno svjedoče debeli slojevi plinskih hidrata u savremenim sedimentima Svjetskog okeana. Već je uspostavljeno više od 40 regiona distribucije hidratacije gasa, koji sadrže mnogo triliona kubnih metara gasa. U Ohotskom moru A. M. Nadezhny i V. I. Bondarenko su uočili formiranje sloja hidrata gasa površine 5000 m²koji sadrži 2 triliona m³ ugljikovodični plin [5]. Ako se smatra da je starost ležišta 1 milion godina, onda brzina protoka gasa prelazi 2 miliona m³/ godina [5]. Intenzivno procjeđivanje se javlja u Beringovom moru [14].

Posmatranja na poljima Zapadnog Sibira (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, itd.) pokazala su promjenu sastava nafte od bušotine do bušotine, objašnjenu prilivom HC duž skrivenih pukotina i pukotina (slika 4) iz dubljeg izvora HC generacije, što nedvosmisleno ukazuje na prisustvo u zonama tranzita ugljikovodika, rasjeda i pukotina skrivene prirode (ghost-faults), koji se, međutim, prilično dobro prate na vremenskim seizmičkim linijama.

Rice. 4. Model formiranja naftnog ležišta u formaciji BP₁₀, Severo-Gubkinsko polje (Zapadni Sibir)

I - profilni presjek; II - generalizirani hromatogrami uzoraka ulja. Nalazišta nafte: 1 - "primarni"; 2 - "sekundarne" kompozicije; 3 - smjer kretanja ugljovodonika od izvora proizvodnje; 4 - broj bunara; 5 - pukotina; 6 - hromatogrami (a - n-alkani, b - izoprenoidni alkani). WITH - količina ugljika u molekulu

Uzorci nafte iz bušotina lociranih u zoni poremećaja imaju manju gustinu, veći prinos benzinskih frakcija i veće vrijednosti omjera pristan-fitan izoprenani od uzoraka iz centralnog dijela ležišta, koji se nalazi u zoni manjeg. uticaj uzlaznog toka fluida i reflektujućih ulja ranijeg priliva. Proučavanje modernih oblika hidrotermalnog i ugljovodoničkog curenja na morsko dno omogućilo je V. Ya. Trotsyuku da ih izdvoji u posebnu grupu prirodnih fenomena, koje je nazvao „strukture proboja fluida“[13].

O visokoj stopi stvaranja ugljikovodika nedvosmisleno svjedoči postojanje gigantskih naslaga plina i nafte, posebno ako su ograničene na zamke nastale u kvartaru.

O tome svjedoče i gigantske količine teških ulja u slojevima gornje krede polja Athabasca u Kanadi ili u oligocenskim stijenama basena Orinoco u Venecueli. Elementarne kalkulacije pokazuju da je za 500 milijardi tona teške nafte iz Venecuele bilo potrebno 1,5 triliona tona tečnih ugljovodonika za njihovo formiranje, a kada je oligocen trajao manje od 30 miliona godina, stopa priliva ugljovodonika trebala je premašiti 50 hiljada tona godišnje. Odavno je poznato da je proizvodnja nafte obnovljena nakon nekoliko godina iz napuštenih bušotina na starim poljima u regijama Baku i Grozni. Štaviše, postoje aktivne bušotine u iscrpljenim nalazištima Groznog polja Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, čija je ukupna proizvodnja nafte odavno premašila početne rezerve koje se mogu povratiti.

Otkriće takozvanih hidrotermalnih ulja može poslužiti kao dokaz visoke stope stvaranja nafte [7]. U nizu savremenih raskolnih depresija Svjetskog okeana (Kalifornijski zaljev i dr.) u kvartarnim sedimentima pod utjecajem visokotemperaturnih fluida ustanovljene su manifestacije tečne nafte, čija se starost može procijeniti od nekoliko godina do 4000 godina. -5000 godina [7]. Ali ako se hidrotermalno ulje smatra analogom procesa laboratorijske pirolize, brzinu treba procijeniti kao prvu brojku.

Poređenje sa drugim prirodnim fluidnim sistemima koji doživljavaju vertikalno kretanje može poslužiti kao indirektni dokaz visoke brzine kretanja rastvora ugljovodonika. Ogromne stope izlivanja magmatskih i vulkanogenih talina su sasvim očigledne. Na primjer, moderna erupcija planine Etna događa se brzinom lave od 100 m/h. Zanimljivo je da u mirnim periodima do 25 miliona tona ugljičnog dioksida procuri u atmosferu sa površine vulkana kroz skrivene poremećaje tokom jedne godine. Brzina istjecanja visokotemperaturnih hidrotermalnih fluida srednjeokeanskih grebena, koja se javlja najmanje 20-30 hiljada godina, iznosi 1-5 m³/Sa. Nastanak sulfidnih naslaga u obliku takozvanih "crnih pušača" povezan je sa ovim sistemima. Rudna tijela se formiraju brzinom od 25 miliona tona godišnje, a trajanje samog procesa procjenjuje se na 1-100 godina [1]. Zanimljive su konstrukcije OG Sorokhtina, koji smatra da se taline kimberlita kreću duž litosferskih pukotina brzinom od 30-50 m/s [11]. To omogućava topljenju da savlada stijene kontinentalne kore i plašta debljine do 250 km za samo 1,5-2 sata [12].

Navedeni primjeri ukazuju, prvo, na značajne stope ne samo stvaranja ugljovodonika, već i kretanja njihovih rastvora kroz tranzitne zone u zemljinoj kori duž sistema skrivenih pukotina i poremećaja u njoj. Drugo, potreba da se napravi razlika između vrlo sporih stopa slijeganja sedimentnih slojeva (m / milion godina), sporih stopa zagrijavanja (od 1 ° C / godišnje do 1 ° C / milion godina) i, obrnuto, vrlo brzih stopa ugljovodonika sam proces generisanja i njihovo premeštanje od izvora generacije do zamki u prirodnim rezervoarima ili na dnevnu površinu sliva. Treće, sam proces transformacije OM u HC, koji ima pulsirajući karakter, takođe se razvija prilično dugo tokom miliona godina.

Sve navedeno, ako se pokaže tačnim, zahtijevat će radikalnu reviziju principa razvoja naftnih i plinskih polja smještenih u modernim, intenzivno generirajućim basenima ugljovodonika. Na osnovu stopa proizvodnje i broja polja, razvoj potonjeg treba planirati na način da stopa povlačenja bude u određenom odnosu sa stopom unosa HC iz izvora proizvodnje. Pod ovim uslovom, neka ležišta će određivati nivo proizvodnje, dok će druga biti na prirodnom popunjavanju svojih rezervi. Tako će mnoge regije koje proizvode naftu raditi stotinama godina, osiguravajući stabilnu i uravnoteženu proizvodnju ugljovodonika. Ovaj princip, slično principu eksploatacije šumskog zemljišta, trebao bi postati najvažniji u razvoju geologije nafte i gasa u narednim godinama

Nafta i gas su obnovljivi prirodni resursi i njihov razvoj treba graditi na osnovu naučno utemeljene ravnoteže obima proizvodnje ugljovodonika i mogućnosti povlačenja tokom eksploatacije polja

Vidi također: Tihi osjećaj: nafta se sama sintetizira u istrošenim poljima

Boris Aleksandrovič Sokolov (1930-2004) - dopisni član Ruske akademije nauka, doktor geoloških i mineraloških nauka, profesor, šef katedre za geologiju i geohemiju fosilnih goriva, dekan Geološkog fakulteta (1992-2002) Moskovskog Državni univerzitet. MV Lomonosov, laureat IM Gubkinove nagrade (2004) za seriju radova "Kreiranje evoluciono-geodinamičkog koncepta fluidno-dinamičkog modela formiranja nafte i klasifikacija naftnih i gasnih basena na geodinamičkoj osnovi."

Guseva Antonina Nikolajevna (1918−2014) - kandidat hemijskih nauka, geohemičar nafte, radnik Katedre za geologiju i geohemiju fosilnih goriva Geološkog fakulteta Moskovskog državnog univerziteta. M. V. Lomonosov.

Bibliografija

1. Butuzova G. Yu. O odnosu hidrotermalne formacije rude s tektonikom, magmatizmom i istorijom razvoja riftne zone Crvenog mora // Litol. i korisno. fosil. 1991. br. 4.

2. Vassoevich N. B, Teorija sedimentno-migracionog porijekla nafte (povijesni pregled i trenutno stanje) // Izv. Akademija nauka SSSR-a. Ser. geol. 1967. br. 11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Geokemijski aspekti stvaranja opće teorije formiranja nafte i plina // Tez. izvještaj II All-Union. Vijeće za geohemiju ugljika. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Nafta i prirodni plin - brzo i stalno formirani minerali // Tez. izvještaj III Svesavezna. sastanak. o geohemiji ugljenika. M., 1991. Tom 1.

5. Nadezhny AM, Bondarenko VI Gasni hidrati u dijelu Kamčatka-Pryparamushir Ohotskog mora // Dokl. Akademija nauka SSSR-a. 1989. T. 306, br. 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. i dr. Formiranje nafte i gasa u sedimentima tipa Domanik. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Sazrevanje organske materije i stvaranje nafte: hidrotermalni aspekt, Geohimija, br. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Geotermalna istraživanja i superduboko bušenje // Sov. geol. 1991. br. 8.

9. Sokolov BA Autooscilatorni model formiranja nafte i gasa. Perilice, un-to. Ser. 4, Geologija. 1990. br. 5.

10. Sokolov BA O nekim novim pravcima razvoja geologije nafte i gasa // Mineral. res. Rusija. 1992. br. 3.

11. Sokolov BA, Khann VE Teorija i praksa istraživanja nafte i plina u Rusiji: rezultati i zadaci // Izv. Akademija nauka SSSR-a. Ser. geol. 1992. br. 8.

12. Sorokhtin OG Formiranje dijamantskih kimberlita i srodnih stijena sa stajališta tektonike ploča // Geodinam. analiza i obrazaca formiranja i postavljanja mineralnih naslaga. L., 1987. S. 92−107.

13. Trotsyuk V. Ya. Stene izvora nafte sedimentnih bazena vodenih područja. M., 1992.

14. Abrams M. A. Geofizički i geohemijski dokazi za podzemno curenje ugljikovodika u Beringovom moru, Aljaska // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, br. 2.