O možnosti rýchlej modernej výroby ropy a plynu

2024 Autor: Seth Attwood | [email protected]. Naposledy zmenené: 2023-12-16 16:15

Už v roku 1993 ruskí vedci dokázali, že ropa a plyn sú obnoviteľné zdroje. A nemusíte extrahovať viac, ako sa vytvára v dôsledku prírodných procesov. Až potom možno korisť považovať za nebarbarskú.

V niektorých prirovnaniach sa všeobecne akceptuje použitie zobrazenia dvoch strán tej istej medaily. Porovnanie je obrazné, no nie celkom presné, keďže medaila má aj rebro, ktoré určuje hrúbku. Vedecké koncepty, ak ich porovnáme s medailou, majú okrem vlastného vedeckého a aplikovaného aspektu ešte jeden - psychologický, spojený s prekonaním zotrvačnosti myslenia a prehodnotením názoru, ktorý sa dovtedy o tomto fenoméne vytvoril.

Psychologickú prekážku možno nazvať syndrómom vedeckého dogmatizmu, alebo takzvaným „zdravým rozumom“. Prekonanie tohto syndrómu, ktorý je citeľnou brzdou vedeckého pokroku, spočíva v poznaní pôvodu jeho vzhľadu.

V polovici minulého storočia sa spolu so základmi geológie ropy a zemného plynu objavili myšlienky o pomalom vytváraní a hromadení ropy a plynu a v dôsledku toho o vyčerpávaní a nenahraditeľnosti zásob uhľovodíkov (HC) vo vnútri Zeme.. Boli založené na špekulatívnom koncepte výroby ropy ako procesu spojeného s vytláčaním vody a uhľovodíkov počas ponorenia a rastúcim zhutňovaním sedimentárnych hornín s hĺbkou.

Pomalé klesanie a postupné zahrievanie, prebiehajúce počas mnohých miliónov rokov, vyvolalo ilúziu veľmi pomalej tvorby ropy a plynu. Stalo sa axiómou, že extrémne nízka miera tvorby uhľovodíkových ložísk je neporovnateľná s rýchlosťou ťažby ropy a plynu počas poľnej prevádzky. Došlo tu k zámene predstáv o rýchlostiach chemických reakcií pri deštrukcii organickej hmoty (OM) a jej premene na pohyblivé plynno-kvapalné uhľovodíky, rýchlosti poklesu sedimentárnych vrstiev a ich katagenetickej premene v dôsledku pomalej, hlavne vodivej, kúrenie. Obrovské rýchlosti chemických reakcií boli nahradené relatívne nízkymi rýchlosťami vývoja sedimentárnych nádrží. Práve táto okolnosť je základom koncepcie trvania tvorby ropy a plynu a následne vyčerpania, nenahraditeľnosti zásob ropy a plynu v dohľadnej dobe.

Názory na pomalú tvorbu ropy boli všeobecne uznávané a boli použité ako základ pre ekonomické koncepcie a teórie tvorby ropy a plynu. Mnohí výskumníci pri hodnotení rozsahu tvorby uhľovodíkov zavádzajú do výpočtových vzorcov ako faktor pojem „geologický čas“. Zdá sa však, že na základe nových údajov by sa tieto názory mali prediskutovať a zrevidovať [4, 9–11].

Určitý odklon od tradície možno vidieť už v teórii stupňovania tvorby ropy a myšlienke hlavnej fázy tvorby ropy (GEF), ktorú v roku 1967 navrhol NB Vassoevich [2]. Prvýkrát sa tu ukazuje, že generačný vrchol spadá do relatívne úzkej hĺbky, a teda časový interval určený časom, keď sa materská vrstva nachádza v teplotnom pásme 60–150 °C.

Ďalšie štúdium prejavu stagingu ukázalo, že hlavné vlny tvorby ropy a plynu sa rozpadajú na užšie vrcholy. S. G. Neruchev a kol., teda stanovili niekoľko maxím pre zónu GFN aj pre GZG. Zodpovedajúce generačné špičky výkonovo zodpovedajú intervalom len niekoľko sto metrov. A to naznačuje výrazné skrátenie trvania generovania rázových vĺn a zároveň výrazné zvýšenie jej rýchlosti [6].

Vysoká miera tvorby HC vyplýva aj z moderného modelu tohto procesu. Tvorba ropy a plynu v sedimentárnej panve sa považuje za samovyvíjajúci sa viacstupňový chemický proces, ktorý sa prejavuje striedaním rozkladných (deštrukcia) a syntéznych reakcií a prebieha pôsobením „biologickej“(slnečnej) energie uloženej v organických zlúčeninách. a energia endogénneho tepla Zeme, a ako ukazujú výsledky superhlbokého vŕtania, väčšina tepla vstupuje do spodnej časti litosféry a pohybuje sa v litosfére konvekciou. Podiel tepla spojeného s rádioaktívnym rozpadom predstavuje menej ako jednu tretinu jeho celkového množstva [8]. Predpokladá sa, že v zónach tektonickej kompresie je tepelný tok asi 40 mW / m²a v zónach napätia jeho hodnoty dosahujú 60-80 mW / m²… Maximálne hodnoty sú stanovené v stredooceánskych trhlinách - 400-800 mW / m²… Nízke hodnoty pozorované v mladých depresiách, ako je Južné Kaspické more a Čierne more, sú skreslené v dôsledku ultra vysokých mier sedimentácie (0,1 cm/rok). V skutočnosti sú tiež dosť vysoké (80-120 mW / m²) [8].

Rozklad OM a syntéza uhľovodíkov ako chemické reakcie prebiehajú extrémne rýchlo. Reakcie deštrukcie a syntézy by sa mali považovať za revolučné body obratu vedúce k objaveniu sa ropy a plynu s ich následnou koncentráciou v nádrži na všeobecnom pozadí pomalého evolučného poklesu a zahrievania sedimentárnych vrstiev. Túto skutočnosť presvedčivo potvrdili laboratórne štúdie pyrolýzy kerogénu.

Nedávno sa na opis rýchlo sa vyskytujúcich javov premeny látky z jedného stavu do druhého začal používať termín „anastrofia“, ktorý navrhol švédsky chemik H. Balchevsky. Vznik uhľovodíkových zlúčenín z rozkladajúcej sa organickej hmoty, ku ktorému dochádza pri skoku obrovskou rýchlosťou, by sa mal klasifikovať ako anastrofický.

Moderný scenár tvorby ropy a plynu je nakreslený nasledovne. Organická hmota sedimentárnych vrstiev klesajúcej panvy prechádza radom premien. V štádiu sedimentogenézy a diagenézy sa hlavné skupiny biopolymérov (tuky, bielkoviny, sacharidy, lignín) rozkladajú a v sedimentoch sa hromadia rôzne typy geopolymérov a vytvárajú kerogén v sedimentárnych horninách. Súčasne dochádza k rýchlej syntéze (geoanastrofii) uhľovodíkových plynov, ktoré sa môžu hromadiť pod prvými tesneniami, vytvárať vrstvy hydrátov plynu v spodnej vrstve alebo v oblastiach permafrostu a vytvárať výstupy zemného plynu na povrchu alebo na dne zásobníkov (obr. 1).

Ryža. 1. Schéma tvorby hydrátu plynu v paramuširskej časti Okhotského mora (podľa [5]): 1 - sedimentárna vrstva; 2 - spevnené vrstvy; 3 - vrstva hydrátu formovacieho plynu; 4 - zóna koncentrácie plynu; 5 - smer migrácie plynu; 6 - spodné vývody plynu. Vertikálna mierka v sekundách

V štádiu katagenetickej premeny sedimentárnych hornín prebieha termodeštrukcia geopolymérov a termokatalytická anastrofia ropných uhľovodíkov z kyslíkatých fragmentov lipidových a izoprenoidných zlúčenín uvoľňovaných z kerogénnych foriem dispergovanej organickej hmoty [31]. V dôsledku toho vznikajú kvapalné a plynné uhľovodíky, ktoré tvoria migrujúce uhľovodíkové roztoky, prechádzajú z materských vrstiev do horizontov zásobníkov a k poruchám vedenia tekutín.

HC roztoky, ktoré saturujú prírodné rezervoáre, sa buď sústreďujú vo svojich vyvýšených častiach vo forme jednotlivých nahromadení ropy a plynu, alebo pri pohybe nahor po tektonických poruchách spadajú do zón nižších teplôt a tlakov a tam vytvárajú ložiská rôzneho typu, alebo pri vysokej intenzite procesu vystupujú na dennú hladinu vo forme prírodných ropných a plynových prejavov.

Analýza polohy ropných a plynových polí v povodiach SNŠ (obr. 2) a vo svete jednoznačne naznačuje, že na globálnej úrovni je 1-3 km koncentrácie akumulácie ropy a plynu a približne 90 % všetkých zásob uhľovodíkov. sú s tým spojené.

Ryža. 2. Hĺbkové rozloženie zásob ropy a plynu v povodiach SNŠ (podľa A. G. Gabrielyants, 1991)

pričom zdroje výroby sa nachádzajú v hĺbkach od 2 do 10 km (obr. 3).

Ryža. 3. Typizácia panví podľa pomeru hlavnej zóny tvorby ropy a hlavného intervalu koncentrácie ložísk ropy a plynu (podľa A. A. Fayzulaeva, 1992, so zmenami a doplnkami)

Typy bazénov: ja- nejednotný; II - Zavrieť; III - zjednotený. Názov bazénov: 1 - južné Kaspické more; 2 - Viedeň; 3 - Mexický záliv; 4 - panónsky; 5 - západosibírska; 6 - Perm, 7 - Volga-Uralsky. Vertikálne zónovanie: 1 - horný tranzitný priestor: 2 - očná zóna hromadenia mazu: 3 - spodná tranzitná zóna; 4 - GFN (centrá na výrobu ropy); 5 - GFG (centrá na výrobu plynu); 6 - smer migrácie uhľovodíkov; 7 - plocha odrážajúca geologické zásoby uhľovodíkov alebo počet ložísk, %

Poloha výrobných centier je daná teplotným režimom povodia a poloha ložísk ropy a zemného plynu je daná predovšetkým termobarickými podmienkami kondenzácie uhľovodíkových roztokov a stratou energie migračného pohybu. Prvá podmienka je individuálna pre jednotlivé bazény, druhá je všeobecne univerzálna pre všetky bazény. V každom povodí sa teda zdola nahor rozlišuje niekoľko genetických zón správania HC: spodná alebo hlavná zóna tvorby HC a tvorby HC-roztokov, spodná tranzitná zóna HC-roztoku, hlavná zóna akumulácie HC-roztoku v nádrž a horná tranzitná zóna roztoku HC a ich výstup na dennú hladinu. Navyše v hlbokovodných morských sedimentárnych panvách a panvách nachádzajúcich sa v subpolárnych oblastiach sa na vrchole panvy objavuje zóna hydrátov plynu.

Uvažovaný scenár tvorby ropy a plynu umožňuje kvantifikovať rýchlosť tvorby HC v ropných a plynových panvách, ktoré prechádzajú intenzívnym poklesom, a teda v podmienkach intenzívnej modernej tvorby HC. Najvýraznejším ukazovateľom intenzity tvorby ropy a plynu sú prírodné prejavy ropy a plynu v moderných sedimentačných nádržiach. Prirodzené priesaky ropy boli zavedené v mnohých častiach sveta: pri pobreží Austrálie, Aljašky, Venezuely, Kanady, Mexika, USA, v Perzskom zálive, Kaspickom mori, pri ostrove. Trinidad. Celkové objemy ťažby ropy a plynu sú významné. Takže v morskej panve Santa Barbara pri pobreží Kalifornie pochádza až 11 000 l / s ropy iba z jednej časti dna (až 4 milióny ton / rok). Tento zdroj, fungujúci viac ako 10 tisíc rokov, objavil v roku 1793 D. Vancouver [15]. Výpočty, ktoré vykonal FG Dadashev a iní, ukázali, že v oblasti polostrova Absheron sa na povrch dňa dostanú miliardy kubických metrov plynu a niekoľko miliónov ton ropy ročne. Sú to produkty modernej tvorby ropy a plynu, ktoré nie sú zachytené pascami a priepustnými formáciami naplnenými vodou. V dôsledku toho by sa očakávaný rozsah tvorby HC mal mnohonásobne zvýšiť.

Obrovské rýchlosti tvorby plynu jednoznačne dokazujú hrubé vrstvy hydrátov plynu v moderných sedimentoch Svetového oceánu. Už bolo vytvorených viac ako 40 oblastí distribúcie hydratácie plynu, ktoré obsahujú mnoho biliónov kubických metrov plynu. V Okhotskom mori A. M. Nadezhny a V. I. Bondarenko pozorovali tvorbu vrstvy hydrátu plynu s rozlohou 5000 m²s obsahom 2 biliónov m³ uhľovodíkový plyn [5]. Ak sa vek ložísk považuje za 1 milión rokov, potom prietok plynu presahuje 2 milióny m³/ rok [5]. V Beringovom mori dochádza k intenzívnym priesakom [14].

Pozorovania na poliach západnej Sibíri (Verkhnekolikeganskoye, Severo-Gubkinskoye atď.) ukázali zmenu v zložení olejov od studne k studni, čo sa vysvetľuje prítokom HC pozdĺž skrytých puklín a zlomov (obr. 4) z hlbšieho zdroja HC. generácie, čo jednoznačne naznačuje prítomnosť v zónach tranzitu uhľovodíkov, zlomov a trhlín skrytého charakteru (ghost-faults), ktoré sú však celkom dobre vysledovateľné na časových seizmických líniách.

Ryža. 4. Model vzniku ložiska ropy v súvrství BP₁₀, Severo-Gubkinskoye pole (západná Sibír)

ja - profilová časť; II - zovšeobecnené chromatogramy vzoriek oleja. Ložiská ropy: 1 - "primárny"; 2 - "sekundárne" kompozície; 3 - smer pohybu uhľovodíkov z výrobného zdroja; 4 - počet studní; 5 - prasknúť; 6 - chromatogramy (a - n-alkány, b - izoprenoidné alkány). S - množstvo uhlíka v molekule

Vzorky ropy z vrtov nachádzajúcich sa v zóne porúch majú nižšiu hustotu, vyššiu výťažnosť benzínových frakcií a vyššie hodnoty pomeru pristan-fytánizoprenány ako vzorky z centrálnej časti nádrže, ktorá je v zóne menej. vplyv stúpajúceho prúdu tekutiny a odrážajúce oleje skoršieho prítoku. Štúdium moderných foriem hydrotermálnych a uhľovodíkových priesakov na morskom dne umožnilo V. Ya. Trotsyukovi vyčleniť ich do špeciálnej skupiny prírodných javov, ktoré nazval „štruktúry prielomu tekutín“[13].

O vysokej miere tvorby uhľovodíkov jednoznačne svedčí existencia gigantických ložísk plynu a ropy, najmä ak sú obmedzené na pasce vytvorené v štvrtohorách.

Svedčia o tom aj gigantické objemy ťažkých olejov vo vrchnokriedových vrstvách poľa Athabasca v Kanade či v oligocénnych horninách povodia Orinoka vo Venezuele. Elementárne výpočty ukazujú, že 500 miliárd ton ťažkej ropy z Venezuely si na svoj vznik vyžiadalo 1,5 bilióna ton tekutých uhľovodíkov a keď oligocén trval menej ako 30 miliónov rokov, prílev uhľovodíkov mal presiahnuť 50 tisíc ton/rok. Už dlho je známe, že ťažba ropy bola po niekoľkých rokoch obnovená z opustených vrtov na starých poliach v regiónoch Baku a Groznyj. Okrem toho existujú aktívne vrty vo vyčerpaných ložiskách grozných polí Starogroznenskoye, Oktyabrskoye, Malgobek, ktorých celková produkcia ropy už dávno presahuje počiatočné vyťažiteľné zásoby.

Objav takzvaných hydrotermálnych olejov môže slúžiť ako dôkaz vysokej miery tvorby oleja [7]. V množstve moderných puklinových depresií Svetového oceánu (Kalifornský záliv a pod.) v kvartérnych sedimentoch pod vplyvom vysokoteplotných tekutín sa ustálili prejavy tekutej ropy, jej vek možno odhadnúť na niekoľko rokov až 4000 -5000 rokov [7]. Ak sa však hydrotermálny olej považuje za analóg procesu laboratórnej pyrolýzy, rýchlosť by sa mala odhadnúť ako prvý údaj.

Porovnanie s inými prírodnými tekutými systémami, ktoré zažívajú vertikálny pohyb, môže slúžiť ako nepriamy dôkaz vysokej rýchlosti pohybu uhľovodíkových roztokov. Obrovské rýchlosti vylievania magmatických a vulkanogénnych tavenín sú celkom zrejmé. Napríklad moderná erupcia Etny nastáva s rýchlosťou lávy 100 m / h. Zaujímavosťou je, že v období pokoja počas jedného roka prenikne do atmosféry z povrchu sopky skrytými poruchami až 25 miliónov ton oxidu uhličitého. Rýchlosť odtoku vysokoteplotných hydrotermálnych kvapalín stredooceánskych chrbtov, ktorá sa vyskytuje najmenej 20-30 tisíc rokov, je 1-5 m³/S. S týmito systémami je spojená tvorba sulfidových usadenín vo forme takzvaných „čiernych fajčiarov“. Rudné telesá vznikajú rýchlosťou 25 miliónov ton/rok a trvanie samotného procesu sa odhaduje na 1–100 rokov [1]. Zaujímavé sú konštrukcie OG Sorokhtina, ktorý verí, že taveniny kimberlitu sa pohybujú pozdĺž litosférických trhlín rýchlosťou 30–50 m/s [11]. To umožňuje tavenine prekonať horniny kontinentálnej kôry a plášťa s hrúbkou až 250 km len za 1,5–2 hodiny [12].

Vyššie uvedené príklady poukazujú po prvé na významné rýchlosti nielen tvorby uhľovodíkov, ale aj pohybu ich roztokov cez tranzitné zóny v zemskej kôre pozdĺž systémov skrytých trhlín a porúch v nej. Po druhé, je potrebné rozlišovať medzi veľmi pomalými rýchlosťami poklesu sedimentárnych vrstiev (m / mil. rokov), pomalými rýchlosťami ohrevu (od 1 ° С / rok do 1 ° С / mil. rokov) a naopak, veľmi rýchlymi rýchlosťami uhľovodíkov. generačný proces a ich presun zo zdroja generácií do pascí v prírodných nádržiach alebo na dennú hladinu povodia. Po tretie, samotný proces premeny OM na HC, ktorý má pulzujúci charakter, sa tiež vyvíja pomerne dlho v priebehu miliónov rokov.

Všetko uvedené, ak sa ukáže ako pravdivé, si bude vyžadovať radikálnu revíziu princípov rozvoja ropných a plynových polí nachádzajúcich sa v moderných, intenzívne generujúcich uhľovodíkových panvách. Na základe rýchlostí výroby a počtu polí je potrebné plánovať ich rozvoj tak, aby miera odberu bola v určitom pomere s mierou vstupu HC z výrobných zdrojov. Za týchto podmienok budú niektoré ložiská určovať úroveň produkcie, zatiaľ čo iné budú na prirodzenom dopĺňaní svojich zásob. Mnohé regióny produkujúce ropu tak budú fungovať stovky rokov a budú poskytovať stabilnú a vyváženú produkciu uhľovodíkov. Tento princíp, podobne ako princíp využívania lesnej pôdy, by sa mal v najbližších rokoch stať najdôležitejším v rozvoji geológie ropy a zemného plynu

Ropa a plyn sú obnoviteľné prírodné zdroje a ich rozvoj by mal byť vybudovaný na základe vedecky podloženej rovnováhy objemov výroby uhľovodíkov a možnosti čerpania počas prevádzky v teréne

Pozri tiež: Tichý pocit: ropa sa syntetizuje sama na vyčerpaných poliach

Boris Alexandrovič Sokolov (1930-2004) - člen korešpondent Ruskej akadémie vied, doktor geologických a mineralogických vied, profesor, vedúci katedry geológie a geochémie fosílnych palív, dekan Geologickej fakulty (1992-2002) Moskvy Štátna univerzita. MV Lomonosov, laureát Ceny IM Gubkina (2004) za sériu prác „Vytvorenie evolučno-geodynamického konceptu kvapalinovo-dynamického modelu tvorby ropy a klasifikácie ropných a plynových panví na geodynamickom základe“.

Guseva Antonina Nikolaevna (1918−2014) - kandidát chemických vied, ropný geochemik, pracovník Katedry geológie a geochémie fosílnych palív Geologickej fakulty Moskovskej štátnej univerzity. M. V. Lomonosov.

Bibliografia

1. Butuzova G. Yu. O vzťahu tvorby hydrotermálnej rudy s tektonikou, magmatizmom a históriou vývoja riftovej zóny Červeného mora // Litol. a užitočné. fosílne. 1991. Číslo 4.

2. Vassoevich N. B, Teória sedimentárno-migračného pôvodu ropy (historický prehľad a súčasný stav) // Izv. Akadémie vied ZSSR. Ser. geol. 1967. Číslo 11.

3. Guseva AN, Leifman IE, Sokolov BA Geochemické aspekty tvorby všeobecnej teórie tvorby ropy a plynu // Tez. správa II All-Union. Rada pre uhlíkovú geochémiu. M., 1986.

4. Guseva A. N Sokolov B. A. Ropa a zemný plyn - rýchlo a neustále vznikajúce minerály // Tez. správa III All-Union. stretnutie. o uhlíkovej geochémii. M., 1991, zväzok 1.

5. Nadezhny AM, Bondarenko VI Plyn hydratuje v kamčatsko-pryparamušírskej časti Okhotského mora // Dokl. Akadémie vied ZSSR. 1989. T. 306, č. 5.

6. Neruchev S. G., Ragozina E. A., Parparova G. M. et al. Tvorba ropy a plynu v sedimentoch typu Domanik. L., 1986.

7. Symo neit, BRT, Zrenie organickej hmoty a tvorba oleja: hydrotermálny aspekt, Geokhimiya, č. 1986. D * 2.

8. Smirnov Ya. B., Kononov VI Geotermálny výskum a superhĺbkové vrty // Sov. geol. 1991. Číslo 8.

9. Sokolov BA Samooscilačný model tvorby ropy a plynu Vestn. Podložky, nie. Ser. 4, Geológia. 1990. Číslo 5.

10. Sokolov BA O niektorých nových smeroch rozvoja geológie ropy a zemného plynu // Minerál. res. Rusko. 1992. Číslo 3.

11. Sokolov BA, Khann VE Teória a prax prieskumu ropy a zemného plynu v Rusku: výsledky a úlohy // Izv. Akadémie vied ZSSR. Ser. geol. 1992. Číslo 8.

12. Sorokhtin OG Vznik diamantonosných kimberlitov a príbuzných hornín z hľadiska platňovej tektoniky // Geodynam. analýza a vzory tvorby a umiestňovania nerastných ložísk. L., 1987. S. 92-107.

13. Trotsyuk V. Ya. Ropné zdroje horniny sedimentárnych nádrží vodných oblastí. M., 1992.

14. Abrams M. A. Geofyzikálne a geochemické dôkazy pre podpovrchové úniky uhľovodíkov v Beringovom mori, Aljaška // Marine and Petroleum Geologv 1992. Vol. 9, č. 2.