O możliwości szybkiego, nowoczesnego wytwarzania ropy i gazu

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Ostatnio zmodyfikowany: 2023-12-16 16:14

Już w 1993 roku rosyjscy naukowcy udowodnili, że ropa i gaz są zasobami odnawialnymi. I nie musisz wydobywać więcej, niż powstaje w wyniku naturalnych procesów. Tylko wtedy zdobycz można uznać za niebarbarzyńską.

W niektórych porównaniach powszechnie przyjmuje się, że używa się wizerunku dwóch stron tego samego medalu. Porównanie jest obrazowe, ale nie do końca dokładne, ponieważ medal ma również żebro, które określa grubość. Koncepcje naukowe, jeśli porównamy je z medalem, mają oprócz własnych aspektów naukowych i użytkowych jeszcze jeden - psychologiczny, związany z przezwyciężaniem inercji myślenia i rewizji wypracowanej w tym czasie opinii na temat tego zjawiska.

Przeszkodę psychologiczną można nazwać syndromem naukowego dogmatyzmu lub tzw. „zdrowym rozsądkiem”. Przezwyciężenie tego syndromu, który jest zauważalnym hamulcem postępu naukowego, polega na poznaniu genezy jego pojawienia się.

W połowie ubiegłego wieku wraz z podstawami geologii ropy i gazu pojawiły się koncepcje powolnego powstawania i akumulacji ropy naftowej i gazu, a w konsekwencji wyczerpywania się i niezastąpionych zasobów węglowodorów (HC) we wnętrzu Ziemi.. Opierały się one na spekulacyjnej koncepcji wytwarzania ropy naftowej jako procesu związanego z wyciskaniem wody i węglowodorów podczas zanurzenia oraz narastającym zagęszczeniem skał osadowych wraz z głębokością.

Powolne osiadanie i stopniowe nagrzewanie, trwające przez wiele milionów lat, dało początek iluzji bardzo powolnego powstawania ropy i gazu. Stało się aksjomatem, że ekstremalnie niska szybkość tworzenia złóż węglowodorów jest nieporównywalna z szybkością wydobycia ropy i gazu podczas eksploatacji polowej. Zastąpiły tu wyobrażenia o szybkości reakcji chemicznych podczas niszczenia materii organicznej (OM) i jej przemianie w ruchome węglowodory gazowo-cieczowe, szybkości osiadania warstw osadowych i ich przemian katagenetycznych na skutek powolnej, głównie przewodzącej, ogrzewanie. Ogromne tempo reakcji chemicznych zostało zastąpione stosunkowo niskim tempem ewolucji basenów sedymentacyjnych. Ta okoliczność leży u podstaw koncepcji czasu trwania powstawania ropy i gazu, a w konsekwencji wyczerpania, niezastąpienia złóż ropy i gazu w dającej się przewidzieć przyszłości.

Poglądy na temat powolnej formacji ropy naftowej zyskały powszechne uznanie i zostały wykorzystane jako podstawa zarówno koncepcji ekonomicznych, jak i teorii powstawania ropy i gazu. Wielu badaczy, oceniając skalę generowania węglowodorów, wprowadza do wzorów obliczeniowych pojęcie „czasu geologicznego” jako czynnik. Jednak, jak się wydaje, w oparciu o nowe dane poglądy te należy omówić i zrewidować [4, 9–11].

Pewne odejście od tradycji widać już w teorii etapowania formacji naftowej i idei fazy głównej formacji naftowej (GEF), zaproponowanej w 1967 roku przez NB Vassoevicha [2]. Tutaj po raz pierwszy pokazano, że szczyt generacji przypada na stosunkowo wąską głębokość, a zatem w przedziale czasowym wyznaczonym przez czas, w którym warstwa macierzysta znajduje się w strefie temperatur 60–150 ° C.

Dalsze badania nad manifestacją stopniowania wykazały, że główne fale formacji ropy i gazu rozpadają się na węższe piki. Tak więc S. G. Neruchev i wsp. ustalili kilka maksimów zarówno dla strefy GFN, jak i GZG. Odpowiadające szczyty generacji odpowiadają pod względem mocy odstępom wynoszącym zaledwie kilkaset metrów. A to wskazuje na znaczne skrócenie czasu trwania generowania fal uderzeniowych i jednocześnie znaczny wzrost jego szybkości [6].

Wysokie tempo wytwarzania HC również wynika z nowoczesnego modelu tego procesu. Powstawanie ropy i gazu w basenie sedymentacyjnym jest uważane za samopowstający wieloetapowy proces chemiczny, wyrażający się naprzemiennymi reakcjami rozkładu (destrukcji) i syntezy oraz zachodzącym pod działaniem zarówno energii „biologicznej” (słonecznej), zmagazynowanej przez związki organiczne oraz energię endogennego ciepła Ziemi, a jak pokazują wyniki supergłębokiego wiercenia, większość ciepła dostaje się do podstawy litosfery i przemieszcza się w niej na zasadzie konwekcji. Udział ciepła związanego z rozpadem promieniotwórczym stanowi mniej niż jedną trzecią jego całkowitej ilości [8]. Uważa się, że w strefach kompresji tektonicznej przepływ ciepła wynosi około 40 mW/m², a w strefach napięcia jego wartości sięgają 60−80 mW/m²… Maksymalne wartości są ustalone w szczelinach śródoceanicznych - 400-800 mW/m²… Niskie wartości obserwowane w młodych zagłębieniach, takich jak południowy kaspijski i Morze Czarne, są zniekształcone z powodu bardzo wysokich wskaźników sedymentacji (0,1 cm/rok). W rzeczywistości są też dość wysokie (80-120 mW/m²²) [8].

Rozkład OM i synteza węglowodorów jako reakcje chemiczne przebiegają niezwykle szybko. Reakcje destrukcji i syntezy należy uznać za rewolucyjne punkty zwrotne prowadzące do pojawienia się ropy i gazu, a następnie ich koncentracji w zbiorniku na tle powolnego osiadania ewolucyjnego i ogrzewania warstw osadowych. Fakt ten przekonująco potwierdziły laboratoryjne badania pirolizy kerogenu.

Ostatnio do opisu szybko zachodzących zjawisk przemian substancji z jednego stanu w drugi zaczęto używać terminu „anastrofia”, zaproponowanego przez szwedzkiego chemika H. Balchevsky'ego. Powstawanie związków węglowodorowych z rozkładającej się materii organicznej, które następuje w skoku z ogromną prędkością, należy zaliczyć do anastroficznych.

Współczesny scenariusz powstawania ropy i gazu rysuje się następująco. Materia organiczna warstw osadowych basenu opadającego ulega szeregowi przekształceń. Na etapie sedymentogenezy i diagenezy główne grupy biopolimerów (tłuszcze, białka, węglowodany, lignina) ulegają rozkładowi, a różnego rodzaju geopolimery gromadzą się w osadzie i tworzą kerogen w skałach osadowych. Jednocześnie następuje szybka synteza (geoanastrofia) gazów węglowodorowych, które mogą gromadzić się pod pierwszymi uszczelnieniami, tworzyć warstwy hydratów gazu w warstwie dennej lub obszarach wiecznej zmarzliny oraz tworzyć ujścia gazu ziemnego na powierzchni lub na dnie zbiorników (rys. 1).

Ryż. 1. Schemat powstawania hydratu gazu w części Paramuhir Morza Ochockiego (wg [5]): 1 - warstwa osadowa; 2 - warstwy skonsolidowane; 3 - tworząca warstwę hydratu gazu; 4 - strefa koncentracji gazu; 5 - kierunek migracji gazu; 6 - dolne wyloty gazu. Skala pionowa w sekundach

Na etapie przemian katagenetycznych skał osadowych następuje termodestrukcja geopolimerów i termokatalityczna anastrofia węglowodorów ropopochodnych z zawierających tlen fragmentów związków lipidowych i izoprenoidowych uwalnianych z form kerogenowych rozproszonej materii organicznej [31]. W efekcie powstają węglowodory ciekłe i gazowe, które tworzą migrujące roztwory węglowodorów, przechodząc z warstw macierzystych do poziomów złożowych i uskoków płynonośnych.

roztwory HC nasycające naturalne zbiorniki albo koncentrują się w swoich wyniesionych częściach w postaci pojedynczych nagromadzeń ropy i gazu, albo poruszając się w górę wzdłuż uskoków tektonicznych opadają w strefy o niższych temperaturach i ciśnieniach i tam tworzą różnego rodzaju złoża, lub, z dużą intensywnością procesu, wychodzą na powierzchnię dnia w postaci naturalnych przejawów ropy i gazu.

Analiza lokalizacji złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w basenach WNP (rys. 2) i na świecie jednoznacznie wskazuje na globalny poziom 1-3 km koncentracji akumulacji ropy i gazu oraz około 90% wszystkich zasobów węglowodorów są z nim związane.

Ryż. 2. Głęboki rozkład zasobów ropy i gazu w basenach WNP (wg A. G. Gabrielyants, 1991)

natomiast źródła wytwarzania zlokalizowane są na głębokościach od 2 do 10 km (rys. 3).

Ryż. 3. Typizacja basenów według stosunku głównej strefy ropopochodnej i głównego przedziału koncentracji złóż ropy naftowej i gazu (według A. A. Fayzulaeva, 1992, ze zmianami i uzupełnieniami)

Rodzaje basenów: i- niezjednoczeni; II - blisko; III - zjednoczeni. Nazwa puli: 1 - Południowy Kaspijski; 2 - Wiedeń; 3 - Zatoka Meksykańska; 4 - panoński; 5 - zachodniosyberyjski; 6 - Perm, 7 - Wołga-Uralski. Strefowanie pionowe: 1 - górna strefa tranzytowa: 2 - strefa oczu z nagromadzeniem oleju: 3 - dolna strefa tranzytowa; 4 - GFN (centra wytwarzania ropy naftowej); 5 - GFG (centra wytwarzania gazu); 6 - kierunek migracji węglowodorów; 7 - teren odzwierciedlający geologiczne zasoby węglowodorów lub liczbę złóż,%

Położenie ośrodków wytwórczych determinowane jest reżimem temperaturowym basenu, a położenie złóż ropy naftowej i gazu determinują przede wszystkim termobaryczne warunki kondensacji roztworów węglowodorów i utrata energii ruchu migracyjnego. Pierwszy warunek jest indywidualny dla poszczególnych basenów, drugi jest generalnie uniwersalny dla wszystkich basenów. Tak więc w każdym basenie, od dołu do góry, rozróżnia się kilka stref genetycznych zachowania HC: dolna lub główna strefa wytwarzania HC i tworzenia roztworów HC, dolna strefa tranzytowa roztworu HC, główna strefa akumulacji roztworu HC w zbiornik i górna strefa tranzytowa roztworu HC oraz ich wyjście na powierzchnię dzienną. Ponadto w głębinowych morskich basenach sedymentacyjnych i basenach położonych w regionach subpolarnych, w górnej części basenu pojawia się strefa hydratów gazowych.

Rozważany scenariusz powstawania ropy i gazu umożliwia ilościowe określenie tempa tworzenia się HC w basenach naftowo-gazowych podlegających intensywnej osiadaniu, a więc w warunkach intensywnego współczesnego tworzenia się HC. Najbardziej uderzającym wskaźnikiem intensywności powstawania ropy i gazu są pokazy ropy i gazu w nowoczesnych basenach sedymentacyjnych. Naturalne wycieki ropy mają miejsce w wielu częściach świata: u wybrzeży Australii, Alaski, Wenezueli, Kanady, Meksyku, USA, w Zatoce Perskiej, Morzu Kaspijskim, poza wyspą. Trynidad. Całkowite wolumeny wydobycia ropy i gazu są znaczące. Tak więc w basenie morskim Santa Barbara u wybrzeży Kalifornii do 11 tys. l / s ropy pochodzi tylko z jednego odcinka dna (do 4 mln ton / rok). Źródło to, działające od ponad 10 tysięcy lat, odkrył w 1793 r. D. Vancouver [15]. Obliczenia przeprowadzone przez FG Dadaszewa i innych wykazały, że na obszarze Półwyspu Absheron na powierzchnię doby wychodzą miliardy metrów sześciennych gazu i kilka milionów ton ropy naftowej rocznie. Są to produkty nowoczesnej formacji ropy naftowej i gazu, nieuwięzione przez pułapki i przepuszczalne, wypełnione wodą formacje. W konsekwencji oczekiwana skala wytwarzania HC powinna być wielokrotnie zwiększana.

O ogromnym tempie powstawania gazu jednoznacznie świadczą grube warstwy hydratów gazu we współczesnych osadach Oceanu Światowego. Utworzono już ponad 40 regionów dystrybucji hydratacji gazu, zawierających wiele bilionów metrów sześciennych gazu. Na Morzu Ochockim A. M. Nadieżny i V. I. Bondarenko zaobserwowali tworzenie się warstwy hydratu gazu o powierzchni 5000 m²zawierający 2 biliony m³ gaz węglowodorowy [5]. Jeżeli wiek złóż uważa się za 1 mln lat, to natężenie przepływu gazu przekracza 2 mln m³/ rok [5]. Intensywne przesiąkanie występuje w Morzu Beringa [14].

Obserwacje na polach zachodniej Syberii (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye, itp.) wykazały zmianę składu ropy ze studni na studnię, wyjaśnianą dopływem HC wzdłuż ukrytych szczelin i szczelin (ryc. 4) z głębszego źródła HC generacji, co jednoznacznie wskazuje na występowanie w strefach tranzytu węglowodorów uskoków i spękań o charakterze ukrytym (uskoki-widmo), które jednak dość dobrze są prześledzone na czasowych liniach sejsmicznych.

Ryż. 4. Model formacji złoża ropy w formacji BP₁₀, pole Severo-Gubkinskoye (Zachodnia Syberia)

i - sekcja profilu; II - uogólnione chromatogramy próbek oleju. Złoża ropy naftowej: 1 - "podstawowy"; 2 - kompozycje „drugorzędne”; 3 - kierunek ruchu węglowodorów ze źródła wytwarzania; 4 - liczba studni; 5 - pękać; 6 - chromatogramy (a - n-alkany, b - alkany izoprenoidowe). Z - ilość węgla w cząsteczce

Próbki oleju z odwiertów znajdujących się w strefie zakłóceń mają mniejszą gęstość, wyższy uzysk frakcji benzyny oraz wyższe wartości stosunku izoprenanów pristan do fitanu niż próbki z centralnej części zbiornika, która znajduje się w strefie mniejszej wpływ wznoszącego się przepływu płynu i odbijanie olejów z wcześniejszego napływu. Badanie współczesnych form przesiąkania hydrotermalnego i węglowodorowego na dnie morskim pozwoliło W. Jarzowi Trocyukowi wyodrębnić je do specjalnej grupy zjawisk przyrodniczych, które nazwał „strukturami przełomu płynów” [13].

O wysokim tempie powstawania węglowodorów jednoznacznie świadczy istnienie gigantycznych złóż gazu i ropy, zwłaszcza jeśli są one ograniczone do pułapek utworzonych w czwartorzędzie.

Świadczą o tym również gigantyczne ilości olejów ciężkich w górnokredowych warstwach pola Athabasca w Kanadzie lub w oligoceńskich skałach basenu Orinoko w Wenezueli. Z podstawowych obliczeń wynika, że do powstania 500 miliardów ton ciężkiego oleju z Wenezueli potrzeba 1,5 biliona ton ciekłych węglowodorów, a gdy oligocen trwał mniej niż 30 milionów lat, napływ węglowodorów powinien przekraczać 50 tysięcy ton rocznie. Od dawna wiadomo, że po kilku latach przywrócono wydobycie ropy naftowej z opuszczonych szybów na starych polach w rejonie Baku i Groznego. Ponadto na wyeksploatowanych złożach groznych złóż Starogroznienskoje, Oktiabrskoje, Malgobek znajdują się czynne odwierty, których łączna produkcja ropy naftowej już dawno przekroczyła początkowe zasoby wydobywalne.

Odkrycie tak zwanych olejów hydrotermalnych może świadczyć o wysokim tempie powstawania oleju [7]. W wielu współczesnych zagłębieniach ryftowych Oceanu Światowego (Zatoki Kalifornijskiej itp.) w osadach czwartorzędowych pod wpływem płynów o wysokiej temperaturze stwierdzono przejawy płynnej ropy naftowej, której wiek można oszacować od kilku lat do 4000 -5000 lat [7]. Ale jeśli olej hydrotermalny jest uważany za analogię laboratoryjnego procesu pirolizy, szybkość należy oszacować jako pierwszą liczbę.

Porównanie z innymi naturalnymi układami płynów, w których występuje ruch pionowy, może służyć jako pośredni dowód na wysokie szybkości ruchu roztworów węglowodorów. Ogromne tempo wylewania się wytopów magmowych i wulkanogenicznych jest dość oczywiste. Na przykład współczesna erupcja Etny następuje z prędkością lawy 100 m/h. Interesujące jest to, że w spokojnych okresach do atmosfery przedostaje się do atmosfery z powierzchni wulkanu przez ukryte zakłócenia w ciągu roku do 25 milionów ton dwutlenku węgla. Szybkość wypływu wysokotemperaturowych płynów hydrotermalnych z grzbietów śródoceanicznych, która występuje od co najmniej 20-30 tysięcy lat, wynosi 1-5 m³/Z. Z tymi systemami wiąże się tworzenie się osadów siarczkowych w postaci tak zwanych „czarnych palaczy”. Złoża rudy powstają w tempie 25 mln ton/rok, a czas trwania samego procesu szacuje się na 1–100 lat [1]. Interesujące są konstrukcje OG Sorokhtina, który uważa, że wytopy kimberlitu poruszają się wzdłuż szczelin litosferycznych z prędkością 30–50 m/s [11]. Pozwala to wytopowi pokonać skały skorupy kontynentalnej i płaszcza o grubości do 250 km w zaledwie 1,5–2 godziny [12].

Powyższe przykłady wskazują, po pierwsze, na znaczne szybkości nie tylko powstawania węglowodorów, ale także przemieszczania się ich roztworów przez strefy tranzytowe w skorupie ziemskiej wzdłuż systemów ukrytych pęknięć i zaburzeń w niej. Po drugie, potrzeba rozróżnienia między bardzo wolnymi szybkościami osiadania warstw osadowych (m / mln lat), wolnymi szybkościami ogrzewania (od 1 ° С / rok do 1 ° С / mln lat) i odwrotnie, bardzo szybkimi szybkościami węglowodorów sam proces wytwarzania i przenoszenie ich ze źródła wytwarzania do pułapek w naturalnych zbiornikach lub na powierzchnię dzienną basenu. Po trzecie, sam proces przemiany OM w HC, który ma charakter pulsacyjny, również rozwija się dość długo na przestrzeni milionów lat.

Wszystko to, jeśli okaże się prawdą, będzie wymagało radykalnej rewizji zasad zagospodarowania złóż ropy i gazu zlokalizowanych w nowoczesnych, intensywnie generujących zasoby węglowodorów. Opierając się na szybkości wytwarzania i liczbie złóż, zagospodarowanie tych ostatnich powinno być zaplanowane w taki sposób, aby szybkość poboru pozostawała w pewnej relacji do szybkości dopływu HC ze źródeł wytwarzania. W tych warunkach niektóre złoża będą decydować o poziomie wydobycia, podczas gdy inne będą na naturalnym uzupełnianiu swoich zasobów. W ten sposób wiele regionów wydobywających ropę będzie działać przez setki lat, zapewniając stabilną i zrównoważoną produkcję węglowodorów. Zasada ta, podobnie jak zasada eksploatacji gruntów leśnych, powinna w najbliższych latach stać się najważniejsza w rozwoju geologii nafty i gazu

Ropa i gaz są odnawialnymi zasobami naturalnymi, a ich rozwój powinien być budowany w oparciu o naukowo uzasadniony bilans wielkości produkcji węglowodorów i możliwości ich wycofania w trakcie eksploatacji złoża

Zobacz też: Cisza: ropa jest sama syntetyzowana na zużytych polach

Borys Aleksandrowicz Sokołow (1930-2004) - członek korespondent Rosyjskiej Akademii Nauk, doktor nauk geologicznych i mineralogicznych, profesor, kierownik Katedry Geologii i Geochemii Paliw Kopalnych, Dziekan Wydziału Geologicznego (1992-2002) Moskwy Uniwersytet stanowy. MV Lomonosov, laureat nagrody im. Gubkina (2004) za cykl prac „Stworzenie ewolucyjno-geodynamicznej koncepcji płynnodynamicznego modelu formowania się ropy naftowej i klasyfikacja basenów naftowych i gazowych na podstawie geodynamicznej”.

Gusiewa Antonina Nikołajewna (1918−2014) - kandydat nauk chemicznych, geochemik naftowy, pracownik Katedry Geologii i Geochemii Paliw Kopalnych Wydziału Geologicznego Uniwersytetu Moskiewskiego. Śr. Łomonosow.

Bibliografia

1. Butuzova G. Yu O związku formacji rudy hydrotermalnej z tektoniką, magmatyzmem i historią rozwoju strefy ryftowej Morza Czerwonego // Litol. i przydatne. skamieniałość. 1991. nr 4.

2. Vassoevich N. B, Teoria pochodzenia osadowo-migracyjnego ropy (przegląd historyczny i stan obecny) // Izv. Akademia Nauk ZSRR. Ser. geol. 1967. nr 11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokołow BA Geochemiczne aspekty tworzenia ogólnej teorii powstawania ropy i gazu // Tez. raport II Ogólnounijny. Rada Geochemii Węgla. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Ropa naftowa i gaz ziemny - szybko i stale formowane minerały // Tez. raport III Ogólnounijny. spotkanie. na geochemii węgla. M., 1991. tom 1.

5. Nadieżnyj AM, Bondarenko VI Hydraty gazowe w części Morza Ochockiego Kamczatka-Pryparamuszyr // Dokl. Akademia Nauk ZSRR. 1989. T. 306, nr 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. i wsp. Tworzenie się ropy i gazu w osadach typu Domanik. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Dojrzewanie materii organicznej i tworzenie się oleju: aspekt hydrotermalny, Geokhimiya, no. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya B., Kononov VI Badania geotermalne i głębokie odwierty // Sov. geol. 1991. Nr 8.

9. Sokolov BA Samooscylacyjny model powstawania ropy i gazu Vestn. Podkładki, nie-to. Ser. 4, Geologia. 1990. Nr 5.

10. Sokołow BA O nowych kierunkach rozwoju geologii nafty i gazu // Mineral. res. Rosja. 1992. nr 3.

11. Sokolov BA, Khann VE Teoria i praktyka poszukiwania ropy i gazu w Rosji: wyniki i zadania // Izv. Akademia Nauk ZSRR. Ser. geol. 1992. nr 8.

12. Sorokhtin OG Formacja kimberlitów diamentonośnych i skał pokrewnych z punktu widzenia tektoniki płyt // Geodynam. analiza i schematy powstawania i rozmieszczania złóż kopalin. L., 1987. S. 92-107.

13. Trotsyuk V. Ya Skały ropa naftowe basenów sedymentacyjnych obszarów wodnych. M., 1992.

14. Abrams M. A. Geofizyczne i geochemiczne dowody na podpowierzchniowe wycieki węglowodorów w Morzu Beringa, Alaska // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, nr 2.