O možnosti hitre sodobne proizvodnje nafte in plina

2024 Avtor: Seth Attwood | [email protected]. Nazadnje spremenjeno: 2023-12-16 16:16

Leta 1993 so ruski znanstveniki dokazali, da sta nafta in plin obnovljiva vira. In ne smete pridobiti več, kot nastane kot posledica naravnih procesov. Le tako se lahko plen šteje za nebarbarskega.

V nekaterih primerjavah je splošno sprejeta uporaba podobe dveh strani iste medalje. Primerjava je figurativna, a ne povsem točna, saj ima medalja tudi rebro, ki določa debelino. Znanstveni koncepti, če jih primerjamo z medaljo, imajo poleg lastnih znanstvenih in uporabnih vidikov še enega - psihološkega, ki je povezan s premagovanjem vztrajnosti mišljenja in revizijo mnenja, ki se je do takrat razvilo o tem pojavu.

Psihološko oviro lahko imenujemo sindrom znanstvenega dogmatizma ali tako imenovana "zdrava pamet". Premagovanje tega sindroma, ki je opazna zavora znanstvenega napredka, je v poznavanju izvora njegovega videza.

Ideje o počasnem nastajanju in kopičenju nafte in plina ter posledično o izčrpavanju in nenadomestljivosti zalog ogljikovodikov (HC) v notranjosti Zemlje so se pojavile sredi prejšnjega stoletja skupaj z zametki geologije nafte in plina.. Temeljili so na špekulativnem konceptu nastajanja nafte kot procesa, ki je povezan z iztiskanjem vode in ogljikovodikov med potapljanjem in vse večjim zbijanjem sedimentnih kamnin z globino.

Počasno posedanje in postopno segrevanje, ki je potekalo več milijonov let, je povzročilo iluzijo zelo počasnega nastajanja nafte in plina. Postalo je aksiom, da je izjemno nizka stopnja nastajanja nahajališč ogljikovodikov neprimerljiva s hitrostjo črpanja nafte in plina med obratovanjem polja. Tu je prišlo do zamenjave idej o hitrostih kemičnih reakcij med uničenjem organske snovi (OM) in njene pretvorbe v mobilne plinsko-tekoče ogljikovodike, hitrosti pogrezanja sedimentnih plasti in njihove katagenetske preobrazbe zaradi počasne, predvsem prevodne, ogrevanje. Ogromne stopnje kemičnih reakcij so nadomestile sorazmerno nizke stopnje evolucije sedimentnih bazenov. Prav ta okoliščina je osnova koncepta trajanja nastajanja nafte in plina in posledično izčrpanosti, nenadomestljivosti zalog nafte in plina v bližnji prihodnosti.

Stališča o počasnem nastajanju nafte so bila splošno priznana in so bila uporabljena kot osnova tako za ekonomske koncepte kot za teorije nastajanja nafte in plina. Mnogi raziskovalci pri ocenjevanju obsega nastajanja ogljikovodikov kot faktor uvajajo koncept "geološkega časa" v formule za izračun. Vendar je očitno na podlagi novih podatkov o teh pogledih treba razpravljati in jih revidirati [4, 9−11].

Določen odmik od tradicije je mogoče opaziti že v teoriji uprizoritve nastajanja nafte in ideji o glavni fazi nastajanja nafte (GEF), ki jo je leta 1967 predlagal NB Vassoevich [2]. Tukaj je prvič prikazano, da vrh generacije pade na relativno ozko globino in s tem časovni interval, določen s časom, ko je matična plast v temperaturnem območju 60–150 ° C.

Nadaljnja študija manifestacije uprizoritve je pokazala, da se glavni valovi tvorbe nafte in plina razbijejo na ožje vrhove. Torej, S. G. Neruchev in drugi so določili več maksimumov tako za območje GFN kot za GZG. Ustrezni vrhovi generacije po moči ustrezajo intervalom le nekaj sto metrov. In to kaže na znatno zmanjšanje trajanja nastajanja udarnih valov in hkrati na znatno povečanje njegove stopnje [6].

Visoke stopnje nastajanja HC izhajajo tudi iz sodobnega modela tega procesa. Nastajanje nafte in plina v sedimentnem bazenu se obravnava kot samorazvijajoč se večstopenjski kemični proces, ki se izraža z izmenjavo reakcij razgradnje (uničenja) in sinteze ter poteka pod delovanjem tako "biološke" (sončne) energije, ki jo hranijo organske spojine. in energijo endogene toplote Zemlje, in, kot kažejo rezultati superglobokega vrtanja, večina toplote vstopi v dno litosfere in se v litosferi premika s konvekcijo. Delež toplote, ki je povezan z radioaktivnim razpadom, predstavlja manj kot eno tretjino njene skupne količine [8]. Menijo, da je v območjih tektonskega stiskanja toplotni tok približno 40 mW / m², v območjih napetosti pa njegove vrednosti dosežejo 60-80 mW / m²… Največje vrednosti so določene v srednjeoceanskih razpokih - 400-800 mW / m²… Nizke vrednosti, opažene v mladih depresijah, kot sta Južno Kaspijsko in Črno morje, so izkrivljene zaradi ultra visokih stopenj sedimentacije (0,1 cm / leto). Pravzaprav so tudi precej visoki (80-120 mW / m²) [8].

Razgradnja OM in sinteza ogljikovodikov kot kemične reakcije potekata izjemno hitro. Reakcije uničenja in sinteze je treba obravnavati kot revolucionarne prelomnice, ki vodijo do pojava nafte in plina z njihovo kasnejšo koncentracijo v rezervoarju na splošnem ozadju počasnega evolucijskega pogrezanja in segrevanja sedimentnih plasti. To dejstvo so prepričljivo potrdile laboratorijske študije pirolize kerogena.

V zadnjem času se je začel uporabljati izraz "anastrofija", ki ga je predlagal švedski kemik H. Balchevsky, za opis hitro nastalih pojavov pretvorbe snovi iz enega v drugo stanje. Nastajanje ogljikovodikovih spojin iz razpadajoče organske snovi, ki se zgodi v skoku z ogromno hitrostjo, je treba razvrstiti kot anastrofično.

Sodobni scenarij nastajanja nafte in plina je narisan takole. Organska snov sedimentnih plasti porečja je podvržena vrsti transformacij. V fazi sedimentogeneze in diageneze se glavne skupine biopolimerov (maščobe, beljakovine, ogljikovi hidrati, lignin) razgradijo in v sedimentu se kopičijo različne vrste geopolimerov, ki ustvarjajo kerogen v sedimentnih kamninah. Hkrati pride do hitre sinteze (geoanastrofije) ogljikovodikovih plinov, ki se lahko kopičijo pod prvimi tesnili, ustvarjajo plasti plinskih hidratov v spodnji plasti ali območjih permafrosta in tvorijo izpuste zemeljskega plina na površini ali na dnu rezervoarjev (sl.. 1).

riž. 1. Shema nastajanja plinskih hidratov v Paramuširskem delu Ohotskega morja (po [5]): 1 - sedimentna plast; 2 - konsolidirane plasti; 3 - oblikovanje plasti plinskega hidrata; 4 - cona koncentracije plina; 5 - smer migracije plina; 6 - spodnji izhodi za plin. Navpična lestvica v sekundah

Na stopnji katagenetske transformacije sedimentnih kamnin poteka termodestrukcija geopolimerov in termokatalitična anastrofija naftnih ogljikovodikov iz fragmentov lipidnih in izoprenoidnih spojin, ki vsebujejo kisik, sproščenih iz kerogenih oblik dispergirane organske snovi [31]. Posledično nastanejo tekoči in plinasti ogljikovodiki, ki tvorijo migrirajoče ogljikovodične raztopine, ki prehajajo iz matičnih plasti v rezervoarske horizonte in prelome, ki vodijo tekočino.

HC raztopine, ki nasičijo naravne rezervoarje, se bodisi koncentrirajo v njihovih dvignjenih delih v obliki posameznih akumulacije nafte in plina, bodisi pri gibanju navzgor po tektonskih prelomih padejo v cone nižjih temperatur in tlakov in tam tvorijo nahajališča različnih vrst, ali pa pri visoki intenzivnosti procesa pridejo na dnevno površino v obliki naravnih naftnih in plinskih manifestacij.

Analiza lokacije naftnih in plinskih polj v bazenih CIS (slika 2) in svetu nedvoumno kaže, da obstaja globalna raven 1-3 km koncentracije akumulacije nafte in plina in približno 90% vseh zalog ogljikovodikov. so povezani z njim.

riž. 2. Globinska porazdelitev zalog nafte in plina v bazenih CIS (po A. G. Gabrielyantsu, 1991)

medtem ko se viri nastajanja nahajajo na globinah od 2 do 10 km (slika 3).

riž. 3. Tipizacija bazenov glede na razmerje glavne cone nastajanja nafte in glavnega intervala koncentracije nahajališč nafte in plina (po A. A. Fayzulaev, 1992, s spremembami in dodatki)

Vrste bazenov: jaz- neenoten; II - blizu; III - združeni. Ime bazenov: 1 - Južni Kaspijski; 2 - Dunaj; 3 - Mehiški zaliv; 4 - panonski; 5 - zahodnosibirski; 6 - Perm, 7 - Volga-Uralsky. Vertikalno zoniranje: 1 - zgornje tranzitno območje: 2 - območje kopičenja olja: 3 - spodnje tranzitno območje; 4 - GFN (centri za proizvodnjo nafte); 5 - GFG (centri za proizvodnjo plina); 6 - smer migracije ogljikovodikov; 7 - območje, ki odraža geološke zaloge ogljikovodikov ali število nahajališč, %

Položaj proizvodnih centrov določa temperaturni režim bazena, položaj nahajališč nafte in plina pa predvsem termobarični pogoji kondenzacije ogljikovodičnih raztopin in izgube energije migracijskega gibanja. Prvi pogoj je individualen za posamezne bazene, drugi je na splošno univerzalen za vse bazene. Tako v katerem koli bazenu od spodaj navzgor ločimo več genetskih območij obnašanja HC: spodnja ali glavna cona nastajanja HC in nastajanja raztopin HC, spodnja tranzitna cona HC-raztopine, glavna cona akumulacije HC-raztopine v rezervoar in zgornja prehodna cona raztopine HC ter njihov izhod na dnevno površino. Poleg tega se v globokomorskih morskih sedimentnih bazenih in bazenih, ki se nahajajo v subpolarnih območjih, na vrhu porečja pojavi območje plinskih hidratov.

Obravnavani scenarij nastajanja nafte in plina omogoča kvantificiranje stopnje nastajanja HC v naftnih in plinskih bazenih, ki se intenzivno pogrezajo in zato v pogojih intenzivnega sodobnega nastajanja HC. Najbolj presenetljiv kazalnik intenzivnosti nastajanja nafte in plina so naravna nafta in plin v sodobnih sedimentacijskih bazenih. Naravno pronicanje nafte je bilo ugotovljeno v mnogih delih sveta: ob obali Avstralije, Aljaske, Venezuele, Kanade, Mehike, ZDA, v Perzijskem zalivu, Kaspijskem morju, ob otoku. Trinidad. Skupni obseg proizvodnje nafte in plina je precejšen. Torej, v morskem bazenu Santa Barbare ob obali Kalifornije pride do 11 tisoč l / s nafte samo iz enega dela dna (do 4 milijone ton / leto). Ta vir, ki deluje že več kot 10 tisoč let, je leta 1793 odkril D. Vancouver [15]. Izračuni, ki so jih izvedli FG Dadashev in drugi, so pokazali, da na območju polotoka Abšeron na površje dneva priteče milijarde kubičnih metrov plina in več milijonov ton nafte na leto. To so produkti sodobne tvorbe nafte in plina, ki jih ne ujamejo pasti in prepustne, z vodo napolnjene formacije. Posledično je treba pričakovani obseg proizvodnje HC večkrat povečati.

O ogromnih stopnjah nastajanja plinov nedvoumno pričajo debele plasti plinskih hidratov v sodobnih sedimentih Svetovnega oceana. Vzpostavljenih je že več kot 40 regij distribucije hidratacije plina, ki vsebujejo veliko bilijonov kubičnih metrov plina. V Okhotskem morju sta A. M. Nadezhny in V. I. Bondarenko opazila nastanek plasti plinskega hidrata s površino 5000 m²ki vsebuje 2 bilijona m³ ogljikovodikov plin [5]. Če štejemo starost nahajališč za 1 milijon let, potem pretok plina presega 2 milijona m³/ leto [5]. Intenzivno pronicanje se pojavi v Beringovem morju [14].

Opazovanja na poljih Zahodne Sibirije (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye itd.) so pokazala spremembo sestave olj od vrtine do vrtine, kar je razloženo z dotokom HC vzdolž skritih razpok in zlomov (slika 4) iz globljega vira HC. generacije, ki nedvoumno kaže na prisotnost v conah prehoda ogljikovodikov prelomov in razpok skrite narave (ghost-fault), ki pa se na časovnih potresnih linijah precej dobro zasledujejo.

riž. 4. Model nastanka naftnega rezervoarja v formaciji BP₁₀, Severo-Gubkinsko polje (Zahodna Sibirija)

jaz - profilni odsek; II - generalizirani kromatogrami vzorcev olja. nahajališča nafte: 1 - "primarni"; 2 - "sekundarne" kompozicije; 3 - smer gibanja ogljikovodikov iz vira proizvodnje; 4 - število vrtin; 5 - razpoka; 6 - kromatogrami (a - n-alkani, b - izoprenoidni alkani). Z - količina ogljika v molekuli

Vzorci olja iz vrtin, ki se nahajajo v coni motenj, imajo manjšo gostoto, večji izkoristek bencinskih frakcij in višje vrednosti razmerja pristan-fitan izoprenani kot vzorci iz osrednjega dela rezervoarja, ki je v coni manjše vrednosti. vpliv naraščajočega toka tekočine in odsevnih olj prejšnjega pritoka. Preučevanje sodobnih oblik hidrotermalnih in ogljikovodikov pronicanja na morsko dno je V. Ya. Trotsyuku omogočilo, da jih je izpostavil v posebno skupino naravnih pojavov, ki jih je imenoval "strukture preboja tekočin" [13].

O visoki stopnji nastajanja ogljikovodikov nedvoumno priča obstoj velikanskih nahajališč plina in nafte, še posebej, če so omejeni na pasti, ki so nastale v kvartarju.

O tem pričajo tudi ogromne količine težkih olj v zgornjih krednih plasteh polja Athabasca v Kanadi ali v oligocenskih kamninah porečja Orinoka v Venezueli. Elementarni izračuni kažejo, da je 500 milijard ton težke nafte iz Venezuele za nastanek zahtevalo 1,5 bilijona ton tekočih ogljikovodikov, in ko je oligocen trajal manj kot 30 milijonov let, bi morala stopnja dotoka ogljikovodikov preseči 50 tisoč ton / leto. Že dolgo je znano, da se je proizvodnja nafte po nekaj letih obnovila iz zapuščenih vrtin na starih poljih v regijah Baku in Grozni. Poleg tega so v izčrpanih nahajališčih Groznega polj Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek aktivne vrtine, katerih skupna proizvodnja nafte že dolgo presega začetne izterljive rezerve.

Odkritje tako imenovanih hidrotermalnih olj lahko služi kot dokaz visoke stopnje nastajanja olja [7]. V številnih sodobnih riftnih depresijah Svetovnega oceana (Kalifornijski zaliv itd.) V kvartarnih sedimentih pod vplivom visokotemperaturnih tekočin so bile ugotovljene manifestacije tekočega olja, njegovo starost je mogoče oceniti od nekaj let do 4000. -5000 let [7]. Če pa hidrotermalno olje velja za analog laboratorijskega postopka pirolize, je treba stopnjo oceniti kot prvo številko.

Primerjava z drugimi naravnimi tekočinskimi sistemi, ki doživljajo navpično gibanje, lahko služi kot posredni dokaz visoke stopnje gibanja raztopin ogljikovodikov. Ogromne stopnje izlivanja magmatskih in vulkanogenih talin so povsem očitne. Na primer, sodobni izbruh Etne se zgodi s hitrostjo lave 100 m / h. Zanimivo je, da v mirnih obdobjih s skritimi motnjami v enem letu s površja vulkana v ozračje prodre do 25 milijonov ton ogljikovega dioksida. Hitrost iztoka visokotemperaturnih hidrotermalnih tekočin srednjeoceanskih grebenov, ki se pojavlja vsaj 20-30 tisoč let, je 1-5 m³/Z. S temi sistemi je povezano nastajanje sulfidnih usedlin v obliki tako imenovanih »črnih kadilcev«. Rudna telesa se tvorijo s hitrostjo 25 milijonov ton / leto, trajanje samega procesa pa je ocenjeno na 1–100 let [1]. Zanimive so konstrukcije OG Sorokhtina, ki meni, da se taline kimberlita premikajo vzdolž litosferskih razpok s hitrostjo 30–50 m / s [11]. To omogoča, da talina premaga kamnine celinske skorje in plašča do 250 km debele v samo 1,5–2 urah [12].

Zgornji primeri kažejo, prvič, na znatne stopnje ne samo nastajanja ogljikovodikov, temveč tudi na gibanje njihovih raztopin skozi tranzitna območja v zemeljski skorji vzdolž sistemov skritih razpok in motenj v njej. Drugič, treba je razlikovati med zelo počasnimi stopnjami pogrezanja sedimentnih plasti (m / milijon let), počasnimi stopnjami segrevanja (od 1 ° C / leto do 1 ° C / milijon let) in, nasprotno, zelo hitrimi stopnjami ogljikovodikov. sam generacijski proces in njihovo premikanje iz izvora nastajanja v pasti v naravnih rezervoarjih ali na dnevno površino kotanja. Tretjič, sam proces transformacije OM v HC, ki ima utripajoč značaj, se prav tako razvija precej dolgo v milijonih let.

Vse našteto, če se izkaže za res, bo zahtevalo korenito revizijo načel razvoja naftnih in plinskih polj, ki se nahajajo v sodobnih bazenih z intenzivno proizvodnjo ogljikovodikov. Na podlagi stopenj proizvodnje in števila polj je treba razvoj slednjih načrtovati tako, da je stopnja odvzema v določenem razmerju s stopnjo vnosa HC iz virov proizvodnje. Pod tem pogojem bodo nekatera nahajališča določala raven proizvodnje, druga pa bodo naravno polnila svoje rezerve. Tako bodo številne regije, ki proizvajajo nafto, delovale več sto let in zagotavljale stabilno in uravnoteženo proizvodnjo ogljikovodikov. To načelo bi moralo, podobno kot načelo izkoriščanja gozdnih zemljišč, v prihodnjih letih postati najpomembnejše pri razvoju geologije nafte in plina

Nafta in plin sta obnovljiva naravna vira in njihov razvoj je treba graditi na podlagi znanstveno utemeljenega ravnovesja količin proizvodnje ogljikovodikov in možnosti črpanja med obratovanjem polja

Glej tudi: Tihi občutek: nafta se sintetizira sama v izrabljenih poljih

Boris Aleksandrovič Sokolov (1930-2004) - dopisni član Ruske akademije znanosti, doktor geoloških in mineraloških znanosti, profesor, predstojnik katedre za geologijo in geokemijo fosilnih goriv, dekan Geološke fakultete (1992-2002) v Moskvi Državna univerza. MV Lomonosov, dobitnik nagrade IM Gubkin (2004) za serijo del "Ustvarjanje evolucijsko-geodinamičnega koncepta fluidno-dinamičnega modela nastajanja nafte in klasifikacija naftnih in plinskih bazenov na geodinamični podlagi."

Guseva Antonina Nikolajevna (1918−2014) - kandidat kemijskih znanosti, geokemik nafte, uslužbenec Oddelka za geologijo in geokemijo fosilnih goriv Geološke fakultete Moskovske državne univerze. M. V. Lomonosov.

Bibliografija

1. Butuzova G. Yu. O odnosu hidrotermalne rude s tektoniko, magmatizmom in zgodovino razvoja razpoke Rdečega morja // Litol. in koristno. fosil. 1991. št.4.

2. Vassoevich N. B, Teorija sedimentno-selitvenega izvora nafte (zgodovinski pregled in trenutno stanje) // Izv. Akademija znanosti ZSSR. Ser. geol. 1967. št.11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Geokemični vidiki ustvarjanja splošne teorije nastajanja nafte in plina // Tez. poročilo II Vsezvezna. Svet za geokemijo ogljika. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Nafta in zemeljski plin - hitro in nenehno oblikovani minerali // Tez. poročilo III Vsezvezna. srečanje. o geokemiji ogljika. M., 1991. Zv. 1.

5. Nadežny AM, Bondarenko VI Plinski hidrati v Kamčatsko-Pryparamushirskem delu Okhotskega morja // Dokl. Akademija znanosti ZSSR. 1989. T. 306, št. 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. idr. Nastajanje nafte in plina v sedimentih tipa Domanik. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Zorenje organske snovi in nastajanje olja: hidrotermalni vidik, Geohimiya, št. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Geotermalne raziskave in supergloboko vrtanje // Sov. geol. 1991. št.8.

9. Sokolov BA Samonihajni model nastajanja nafte in plina Vestn. Podložke, un-to. Ser. 4, Geologija. 1990. št.5.

10. Sokolov BA O nekaterih novih smereh razvoja geologije nafte in plina // Mineral. res. Rusija. 1992. št.3.

11. Sokolov BA, Khann VE Teorija in praksa iskanja nafte in plina v Rusiji: rezultati in naloge // Izv. Akademija znanosti ZSSR. Ser. geol. 1992. št.8.

12. Sorokhtin OG Oblikovanje diamantov kimberlitov in sorodnih kamnin z vidika tektonike plošč // Geodinam. analiza in vzorce nastajanja in umeščanja mineralnih nahajališč. L., 1987. S. 92−107.

13. Trotsyuk V. Ya. Naftne kamnine sedimentnih bazenov vodnih območij. M., 1992.

14. Abrams M. A. Geofizični in geokemični dokazi za podzemno uhajanje ogljikovodikov v Beringovem morju, Aljaska // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, št. 2.