O mogućnosti brze moderne proizvodnje nafte i plina

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Zadnja promjena: 2023-12-16 16:06

Ruski znanstvenici su još 1993. dokazali da su nafta i plin obnovljivi izvori. I ne trebate ekstrahirati više od onoga što nastaje kao rezultat prirodnih procesa. Tek tada se plijen može smatrati nebarbarskim.

Općenito je prihvaćeno u nekim usporedbama koristiti sliku dviju strana iste medalje. Usporedba je slikovita, ali ne posve točna, budući da medalja ima i rebro koje određuje debljinu. Znanstveni koncepti, usporedimo li ih s medaljom, imaju, osim vlastitih znanstvenih i primijenjenih aspekata, još jedan - psihološki, povezan s prevladavanjem tromosti mišljenja i revizijom mišljenja koje se do tada razvilo o ovom fenomenu.

Psihološka prepreka može se nazvati sindromom znanstvenog dogmatizma ili takozvanog „zdravog razuma“. Prevladavanje ovog sindroma, koji je zamjetna kočnica znanstvenog napretka, sastoji se u poznavanju podrijetla njegove pojave.

Ideje o sporom nastajanju i akumulaciji nafte i plina te, kao posljedica toga, o iscrpljivanju i nezamjenjivosti rezervi ugljikovodika (HC) u unutrašnjosti Zemlje pojavile su se sredinom prošlog stoljeća zajedno s rudimentima geologije nafte i plina.. Temeljile su se na spekulativnom konceptu stvaranja nafte kao procesa povezanog s istiskivanjem vode i ugljikovodika tijekom uranjanja i sve većim zbijanjem sedimentnih stijena s dubinom.

Sporo slijeganje i postupno zagrijavanje, koji su se odvijali tijekom mnogo milijuna godina, doveli su do iluzije vrlo sporog stvaranja nafte i plina. Postalo je aksiom da je iznimno niska stopa stvaranja naslaga ugljikovodika neusporediva sa brzinom vađenja nafte i plina tijekom rada polja. Ovdje je došlo do zamjene ideja o brzinama kemijskih reakcija tijekom razaranja organske tvari (OM) i njezinoj transformaciji u pokretne plinsko-tekuće ugljikovodike, o brzinama slijeganja sedimentnih slojeva i njihovoj katagenetskoj transformaciji zbog spore, uglavnom vodljive, grijanje. Ogromne brzine kemijskih reakcija zamijenjene su relativno niskim stopama evolucije sedimentnih bazena. Upravo je ta okolnost u osnovi koncepta trajanja nastanka nafte i plina, a time i iscrpljenosti, nezamjenjivosti rezervi nafte i plina u doglednoj budućnosti.

Stavovi o sporom nastajanju nafte dobili su univerzalno priznanje i korišteni su kao osnova kako za ekonomske koncepte tako i za teorije stvaranja nafte i plina. Mnogi istraživači, pri procjeni razmjera proizvodnje ugljikovodika, uvode koncept "geološkog vremena" u proračunske formule kao faktor. Međutim, očito, na temelju novih podataka, ova stajališta bi trebala biti raspravljena i revidirana [4, 9−11].

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

Daljnjim proučavanjem manifestacije stadijabilnosti utvrđeno je da se glavni valovi stvaranja nafte i plina raspadaju na uže vrhove. Dakle, S. G. Neruchev i dr. Utvrdili su 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, ujedno, značajno povećanje njegove stope [6].

Visoke stope stvaranja HC također proizlaze iz suvremenog modela ovog procesa. Formiranje nafte i plina u sedimentnom bazenu smatra se samorazvijajućim višestupanjskim kemijskim procesom, izraženim izmjenom reakcija razgradnje (razaranja) i sinteze i odvija se pod djelovanjem i "biološke" (solarne) energije pohranjene u organskim spojevima. i energija endogene topline Zemlje, a, kao što pokazuju rezultati superdubokog bušenja, većina topline ulazi u bazu litosfere i kreće se u litosferi konvekcijom. Udio topline povezan s radioaktivnim raspadom čini manje od jedne trećine njezine ukupne količine [8]. Vjeruje se da je u zonama tektonske kompresije protok topline oko 40 mW/m², au zonama napetosti njegove vrijednosti dosežu 60−80 mW / m²… Maksimalne vrijednosti utvrđene su u srednjeoceanskim rascjepima - 400-800 mW / m²… Niske vrijednosti uočene u mladim depresijama kao što su Južno Kaspijsko i Crno more su iskrivljene 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 ugljikovodika kao kemijske reakcije odvijaju se iznimno brzo. Reakcije destrukcije i sinteze treba promatrati kao revolucionarne prekretnice koje dovode do pojave nafte i plina, s njihovom naknadnom koncentracijom u ležištu na općoj pozadini sporog evolucijskog slijeganja i zagrijavanja sedimentnih slojeva. Ovu činjenicu uvjerljivo su potvrdile laboratorijske studije pirolize kerogena.

Nedavno se za opisivanje brzog pojavljivanja fenomena transformacije tvari iz jednog stanja u drugo počeo koristiti izraz "anastrofija", koji je predložio švedski kemičar H. Balchevsky. Formiranje ugljikovodičnih spojeva iz raspadajuće organske tvari, koje se događa u skoku ogromnom brzinom, treba klasificirati kao anastrofično.

Suvremeni scenarij stvaranja nafte i plina nacrtan je na sljedeći način. Organska tvar sedimentnih slojeva spuštajućeg bazena prolazi kroz niz transformacija. U fazi sedimentogeneze i dijageneze glavne skupine biopolimera (masti, bjelančevine, ugljikohidrati, lignin) se razgrađuju i razne vrste geopolimera se nakupljaju u sedimentu i stvaraju kerogen u sedimentnim stijenama. Istovremeno dolazi do brze sinteze (geoanastrofije) ugljikovodičnih plinova, koji se mogu akumulirati ispod prvih brtvila, stvoriti slojeve plinskih hidrata u donjem sloju ili područjima permafrosta, te formirati izlaze prirodnog plina na površini ili na dnu ležišta (sl.. 1).

Riža. 1. Shema stvaranja plinskih hidrata u Paramushir dijelu Ohotskog mora (prema [5]): 1 - sedimentni sloj; 2 - konsolidirani slojevi; 3 - formiranje sloja plinskog hidrata; 4 - zona koncentracije plina; 5 - smjer migracije plina; 6 - donji izlazi plina. 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, nastaju tekući i plinoviti ugljikovodici, koji tvore migrirajuće otopine ugljikovodika, prelazeći iz matičnih slojeva u horizonte ležišta i rasjede koji provode fluid.

HC otopine koje zasićuju prirodne akumulacije, ili se koncentriraju u njihovim izdignutim dijelovima u obliku pojedinačnih nakupina nafte i plina, ili pri kretanju prema gore uz tektonske rasjede padaju u zone nižih temperatura i pritisaka i tamo stvaraju naslage raznih vrsta, ili, uz visoki intenzitet procesa, izlaze na dnevnu površinu u obliku prirodnih naftnih i plinskih manifestacija.

Analiza položaja naftnih i plinskih polja u bazenima ZND-a (slika 2) i svijetu nedvosmisleno ukazuje da postoji globalna razina od 1-3 km koncentracije nakupina nafte i plina i oko 90% svih rezervi ugljikovodika. povezani su s njim.

Riža. 2. Dubinska raspodjela rezervi nafte i plina u bazenima ZND-a (prema A. G. Gabrielyantsu, 1991.)

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

Riža. 3. Tipizacija bazena prema omjeru glavne zone stvaranja nafte i glavnog intervala koncentracije nalazišta nafte i plina (prema A. A. Fayzulaev, 1992, s izmjenama i dopunama)

Vrste bazena: ja- 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 - očna zona nakupljanja ulja: 3 - donja tranzitna zona; 4 - GFN (centri za proizvodnju nafte); 5 - GFG (centri za proizvodnju plina); 6 - smjer migracije ugljikovodika; 7 - područje koje odražava geološke rezerve ugljikovodika ili broj ležišta, %

Položaj proizvodnih centara određen je temperaturnim režimom bazena, a položaj ležišta nafte i plina prvenstveno je određen termobaričkim uvjetima kondenzacije ugljikovodičnih otopina i gubitkom energije migracijskog kretanja. Prvi uvjet je individualan za pojedinačne bazene, drugi je općenito univerzalan za sve bazene. Dakle, u bilo kojem bazenu, odozdo prema gore, razlikuje se nekoliko genetskih zona ponašanja HC: donja ili glavna zona stvaranja HC-a i formiranja HC-otopina, donja zona tranzita HC-otopine, glavna zona akumulacije HC-otopine u ležište i gornja tranzitna zona HC-otopine, te njihov izlaz na dnevnu površinu. Osim toga, u dubokovodnim morskim sedimentnim bazenima i bazenima koji se nalaze u subpolarnim područjima, na vrhu bazena pojavljuje se zona plinskih hidrata.

Razmatrani scenarij nastanka nafte i plina omogućuje kvantificiranje brzine stvaranja HC-a u naftnim i plinskim bazenima koji se intenzivno spuštaju, a time i u uvjetima intenzivnog suvremenog stvaranja HC-a. Najupečatljiviji pokazatelj intenziteta stvaranja nafte i plina su prirodne pojave nafte i plina u suvremenim sedimentacijskim bazenima. Prirodno curenje nafte uspostavljeno je u mnogim dijelovima svijeta: uz obale Australije, Aljaske, Venezuele, Kanade, Meksika, SAD-a, u Perzijskom zaljevu, Kaspijskom moru, kod otoka. Trinidad. Ukupne količine proizvodnje nafte i plina su značajne. Dakle, u morskom bazenu Santa Barbare uz obalu Kalifornije, do 11 tisuća l / s nafte dolazi iz samo jednog dijela dna (do 4 milijuna tona / godišnje). Ovaj izvor, koji djeluje više od 10 tisuća godina, otkrio je 1793. D. Vancouver [15]. Proračuni koje su proveli FG Dadashev i drugi pokazali su da na području Apšeronskog poluotoka dnevno na površinu izlaze milijarde kubičnih metara plina i nekoliko milijuna tona nafte. To su proizvodi suvremene proizvodnje nafte i plina, koji nisu zarobljeni zamkama i propusnim, vodom ispunjenim formacijama. Posljedično, očekivani opseg proizvodnje HC-a trebao bi se višestruko povećati.

O enormnoj brzini stvaranja plina nedvosmisleno svjedoče debeli slojevi plinskih hidrata u suvremenim sedimentima Svjetskog oceana. Već je uspostavljeno više od 40 regija distribucije hidratacije plina koje sadrže mnogo trilijuna kubnih metara plina. U Ohotskom moru A. M. Nadezhny i V. I. Bondarenko su primijetili formiranje sloja plinskih hidrata s površinom od 5000 m²koji sadrži 2 trilijuna m³ plin ugljikovodika [5]. Ako se starost naslaga smatra 1 milijun godina, tada brzina protoka plina prelazi 2 milijuna m³/ godina [5]. Intenzivno procjeđivanje događa se u Beringovom moru [14].

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

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

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

Uzorci nafte iz bušotina koje se nalaze u zoni poremećaja imaju manju gustoću, veći prinos benzinskih frakcija i veće vrijednosti omjera pristan-fitan izoprenani od uzoraka iz središnjeg dijela ležišta, koji je u zoni manjeg. utjecaj uzlaznog toka tekućine i reflektirajućih ulja ranijeg dotoka. Proučavanje suvremenih oblika hidrotermalnog i prodiranja ugljikovodika na morsko dno omogućilo je V. Ya. Trotsyuku da ih izdvoji u posebnu skupinu prirodnih fenomena, koje je nazvao "strukture proboja tekućine" [13].

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

O tome svjedoče i goleme količine teških ulja u slojevima gornje krede polja Athabasca u Kanadi ili u oligocenskim stijenama bazena Orinoco u Venezueli. Elementarni izračuni pokazuju da je za 500 milijardi tona teške nafte iz Venezuele bilo potrebno 1,5 bilijuna tona tekućih ugljikovodika za njihovo stvaranje, a kada je oligocen trajao manje od 30 milijuna godina, stopa dotoka ugljikovodika trebala je premašiti 50 tisuća tona godišnje. Odavno je poznato da je proizvodnja nafte obnovljena nakon nekoliko godina iz napuštenih bušotina na starim poljima u regijama Baku i Grozny. Štoviše, postoje aktivne bušotine u iscrpljenim naslagama Groznog polja Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, čija je ukupna proizvodnja nafte dugo premašila početne rezerve koje se mogu dobiti.

Otkriće takozvanih hidrotermalnih ulja može poslužiti kao dokaz visoke stope stvaranja nafte [7]. U nizu suvremenih riftnih depresija Svjetskog oceana (Kalifornijski zaljev i dr.) u kvartarnim sedimentima pod utjecajem visokotemperaturnih tekućina ustanovljene su manifestacije tekuće 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.

Usporedba s drugim prirodnim fluidnim sustavima koji doživljavaju vertikalno kretanje može poslužiti kao neizravni dokaz visoke brzine kretanja otopina ugljikovodika. Ogromne stope izljeva magmatskih i vulkanogenih talina sasvim su očite. Na primjer, moderna erupcija planine Etna događa se brzinom lave od 100 m / h. Zanimljivo je da tijekom mirnih razdoblja do 25 milijuna tona ugljičnog dioksida s površine vulkana kroz skrivene poremećaje tijekom jedne godine dospije u atmosferu. Brzina istjecanja visokotemperaturnih hidrotermalnih tekućina srednjooceanskih grebena, koja se javlja tijekom najmanje 20-30 tisuća godina, iznosi 1-5 m³/S. S tim je sustavima povezano stvaranje sulfidnih naslaga u obliku takozvanih "crnih pušača". Rudna tijela nastaju brzinom od 25 milijuna tona godišnje, a trajanje samog procesa procjenjuje se na 1-100 godina [1]. Zanimljive su konstrukcije OG Sorokhtina, koji vjeruje da se taline kimberlita kreću duž litosferskih pukotina brzinom od 30-50 m/s [11]. To omogućuje talini da prevlada 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 ugljikovodika, već i kretanja njihovih otopina kroz tranzitne zone u zemljinoj kori duž sustava skrivenih pukotina i poremećaja u njoj. Drugo, potrebno je razlikovati vrlo spore stope slijeganja sedimentnih slojeva (m / milijun godina), spore stope zagrijavanja (od 1 ° C / godišnje do 1 ° C / milijun godina) i, obrnuto, vrlo brze brzine ugljikovodika sam generacijski proces i njihovo premještanje od izvora generiranja do zamki u prirodnim akumulacijama ili na dnevnu površinu bazena. Treće, sam proces transformacije OM u HC, koji ima pulsirajući karakter, također se razvija prilično dugo tijekom milijuna godina.

Sve navedeno, ako se pokaže točnim, zahtijevat će radikalnu reviziju principa razvoja naftnih i plinskih polja smještenih u modernim, intenzivno generirajućim bazenima ugljikovodika. Na temelju stopa proizvodnje i broja polja, razvoj potonjeg treba planirati na način da stopa povlačenja bude u određenom omjeru sa stopom unosa HC iz izvora proizvodnje. Pod tim uvjetom, neka ležišta će određivati razinu proizvodnje, dok će druga biti na prirodnoj nadopunjavanju svojih rezervi. Stoga će mnoge regije koje proizvode naftu raditi stotinama godina, osiguravajući stabilnu i uravnoteženu proizvodnju ugljikovodika. Ovo načelo, slično principu eksploatacije šumskog zemljišta, trebalo bi u narednim godinama postati najvažnije u razvoju geologije nafte i plina

Nafta i plin su obnovljivi prirodni resursi i njihov razvoj treba graditi na temelju znanstveno utemeljene ravnoteže količina proizvodnje ugljikovodika i mogućnosti povlačenja tijekom rada polja

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

Boris Aleksandrovič Sokolov (1930-2004) - dopisni član Ruske akademije znanosti, doktor geoloških i mineraloških znanosti, profesor, šef Katedre za geologiju i geokemiju fosilnih goriva, dekan Geološkog fakulteta (1992-2002) Moskovskog Državno sveučilište. MV Lomonosov, laureat IM Gubkin nagrade (2004.) za seriju radova "Stvaranje evolucijsko-geodinamičkog koncepta fluidno-dinamičkog modela nastanka nafte i klasifikacija naftnih i plinskih bazena na geodinamičkoj osnovi."

Guseva Antonina Nikolajevna (1918−2014) - kandidat kemijskih znanosti, geokemičar nafte, zaposlenik Odjela za geologiju i geokemiju fosilnih goriva Geološkog fakulteta Moskovskog državnog sveučilišta. M. V. Lomonosov.

Bibliografija

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

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

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Geokemijski aspekti stvaranja opće teorije stvaranja nafte i plina // Tez. izvješće II Svesavezna. Vijeće za geokemiju ugljika. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Nafta i prirodni plin - brzo i stalno formirani minerali // Tez. izvješće III Svesavezna. sastanak. o geokemiji ugljika. M., 1991. Svezak 1.

5. Nadežny AM, Bondarenko VI Plinski hidrati u dijelu Kamčatka-Pryparamushir Ohotskog mora // Dokl. Akademija znanosti SSSR-a. 1989. T. 306, br. 5.

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

7. Symo neit, BRT, Sazrijevanje organske tvari i stvaranje ulja: hidrotermalni aspekt, Geohimiya, br. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Geotermalna istraživanja i superdeep drilling // Sov. geol. 1991. broj 8.

9. Sokolov BA Autooscilatorni model nastanka nafte i plina. Vestn. Perilice, un-to. Ser. 4, Geologija. 1990. broj 5.

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

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

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

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

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