миф или реальность? / НГ-Энергия / Независимая газета

Механизм образования углеводородов на планете до сих пор для ученых во многом остается загадкой

13 февраля 2007 года в «НГ-Энергии» была опубликована статья казанского профессора Рената Халлиуловича Муслимова о подпитке нефтяных месторождений из недр земли. В ней, в частности, отмечался значительный эффект при поиске нефти в последнее время при помощи изучения пород кристаллического фундамента. Как известно, кристаллический фундамент располагается на глубинах от 0 до 15 км. Его перекрывают осадочные породы, в которых и находятся известные месторождения нефти. Исследования ученых из Татарстана показали, что кристаллический фундамент играет важнейшую роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин. Указаний на подток нефти из глубин достаточно много. В Татарстане отмечен ряд залежей, где уже извлечены все запасы, а добыча нефти продолжается. Предлагаемая читателям статья Владимира Кучерова развивает данную тему.

Олег Никифоров

Рис. 1. Доля углеводородов в мировом энергобалансе, %. Схема предоставлена автором

Углеводороды являются основным источником энергии для нашей цивилизации. В настоящий момент не существует других источников энергии, которые могут конкурировать с ними по доступности, степени распространения, эффективности и безопасности. Огромные инвестиции в возобновляемые и альтернативные источники энергии, сделанные в последние годы, практически не оказали влияния на мировой энергетический баланс. Доля углеводородов по-прежнему составляет около 57% (рис. 1). Сколько лет мы сможем использовать углеводородное сырье для покрытия наших энергетических потребностей? Для ответа на этот вопрос необходимо прежде всего обсудить реальный механизм образования нефтяных и газовых скоплений на нашей планете. Именно этому обсуждению и посвящена статья.

«Новая» нефть.

Сначала немного фактов. 12 января 2010 года на о. Гаити произошло сильное землетрясение с магнитудой семь баллов. Буквально через несколько дней после землетрясения в офшорной зоне острова были обнаружены крупные запасы нефти.

Ранее проведенные в этой зоне поиски на нефть дали отрицательные результаты.

В июне 1948 года разведочная скважина № 3 дала нефтяной фонтан, ознаменовавший открытие Ромашкинского нефтяного месторождения. По первоначальным оценкам, извлекаемые запасы месторождения составляли 710 млн т нефти. Однако на сегодняшний день здесь уже добыли более 3 млрд т нефти, и месторождение продолжает разрабатываться. При этом наблюдаются весьма интересные явления. Обычно при разработке нефтяного месторождения происходит ухудшение свойств остаточной нефти, ее плотность и вязкость увеличиваются. Однако на Миннибаевской площади Ромашкинского наблюдался обратный эффект. В целом ряде скважин были выявлены периодические уменьшения значений плотности и вязкости нефти до уровня первоначальных. Иными словами, в пласте появлялась «новая» нефть. Кроме того, были выявлены сотни инверсионных скважин, в которых долговременное падение дебитов внезапно сменялось их ростом, что явно противоречит «закону» падающей добычи нефти.

Разработка нефтяного месторождения в Терско-Сунженском районе в Чечне началась в 1895 году, а к началу Великой Отечественной войны из-за сильного обводнения скважин большинство из них было законсервировано. Через несколько лет расконсервированные скважины начали давать безводную нефть. К началу 90-х годов прошлого века скважины снова обводнились и в течение более 10 лет не эксплуатировались. При возобновлении добычи дебиты значительно возросли, а часть скважин вновь стала давать безводную нефть.

Подобные случаи прихода «новой» нефти были зафиксированы на целом ряде месторождений по всему миру. Откуда «новая» нефть в старых, зачастую выработанных месторождениях?

В сентябре 2009 года British Petroleum (BP) объявила об открытии, возможно, крупнейшего за всю историю существования компании нефтяного месторождения (Tiber Oilfield) в Мексиканском заливе. Скважина, вскрывшая продуктивный пласт, была пробурена с морской буровой платформы до глубины 10 685 м при толще воды в 1260 м. На такой глубине нет нефтематеринских пород, термобарические условия слишком высоки для сохранения состава нефти в течение длительного времени. Откуда же нефть в этом месторождении?

По данным BP на конец 2014 года, подтвержденные запасы стран Ближнего и Среднего Востока составляли около 48% мировых запасов по нефти и около 43% – по природному газу. В соответствии с общепризнанной количественной геохимической моделью все нефтематеринские породы региона могут дать не более 6% подтвержденных запасов. Где же источник остальных 94% нефти и газа?

Современные представления о генезисе углеводородов

Все многообразие предложенных моделей происхождения углеводородов и формирования углеводородных залежей объединяется в виде двух альтернативных концепций.

Упрощенно концепцию биогенного происхождения углеводородов можно описать следующим образом. С точки зрения этой концепции все без исключения углеводороды на нашей планете возникли из остатков органического вещества, которое в течение многих миллионов лет накапливалось на дне древних морей и озер, погружалось на глубину нескольких километров и в результате химических превращений преобразовывалось в органическое вещество – кероген. При дальнейшем погружении вглубь земной коры из керогена выделялись частицы рассеянной микронефти, которые в процессе первичной миграции поступали из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. В процессе вторичной миграции происходили концентрация углеводородов в ловушках и формирование нефтегазовых залежей. То есть в соответствии с этой концепцией процесс формирования скоплений углеводородов очень длительный и занимает миллионы лет. В рамках этой концепции весьма затруднительно объяснить быстрое восполнение запасов нефти в залежах. 

Однако существует и другая точка зрения – концепция абиогенного глубинного происхождения углеводородов. Эта концепция основана на представлениях о том, что генерация углеводородов происходит в глубинных слоях Земли вследствие абиогенного (неорганического) синтеза. Образовавшиеся в глубине углеводороды по глубинным разломам мигрируют в верхние слои земной коры и аккумулируются в скопления нефти и природного газа. Нефтегазоносность рассматривается как одно из проявлений природного процесса дегазации Земли, создавшего на ранних этапах ее развития гидросферу, атмосферу и биосферу. Как показали эксперименты, проведенные разными группами исследователей в различных лабораториях, абиогенный синтез углеводородов может проходить при условиях, сходных с термобарическими условиями верхней мантии Земли, или в условиях нижних слоев земной коры.

Лабораторные эксперименты по абиогенному синтезу углеводородов в условиях, сходных с условиями верхней мантии на глубинах 100–150 км, где давление доходит до 50 тыс. атмосфер, а температура превышает 1200 градусов Цельсия, подтвердили возможность образования и сохранения сложных углеводородных. Полученные углеводородные системы были сходны по своему составу с природным газом. При этом изменение термобарических условий (глубины) позволяет получать природный газ различного состава – от «сухого» с содержанием метана более 96% до «жирного», где в состав газа кроме метана входят различные нормальные и циклические углеводороды метанового ряда. Более того, в экспериментах, воспроизводящих термобарические условия верхней мантии, уже получены углеводородные системы, схожие с газоконденсатами, кетоны, альдегиды и другие сложные углеводороды.

Процесс абиогенного синтеза метана в нижних слоях земной коры возможен при реакции воды, содержащей растворенный СО2, с оливином с образованием серпентина и магнетита и выделением значительного количества водорода (процесс серпентинизации). Расчеты показывают, что количество метана и водорода, образующихся в процессе серпентинизации, на несколько порядков выше всех мировых запасов нефти. Ярким подтверждением процесса серпентинизации являются «черные курильщики» – глубоководные фонтаны высокоминерализованной, насыщенной метаном и водородом и разогретой до  350 градусов по Цельсию воды, обнаруженные на дне океанов.  

Да, природный газ верхней мантии или метан нижней коры еще не нефть. Но эти вещества по глубинным разломам могут проникать в верхние слои коры нашей планеты, где на глубинах 3–15 км присутствуют зоны природных катализаторов, и служить основой для синтеза нефти. Как показали многочисленные эксперименты, проведенные исследователями из разных стран, формирование нефти может происходить в земной коре в условиях температур ниже 400 градусов Цельсия в результате поликонденсационных процессов на природных катализаторах. Этот процесс носит пульсационный характер, тем самым обеспечивая подпитку месторождений нефти и газа.

В этом случае также есть «нефтематеринские» породы. Это каталитические зоны земной коры. Именно там и рождается нефть. Но рождается она в результате каталитического синтеза, основой которого служат абиогенные глубинные углеводороды.

Если описанный механизм образования нефтегазовых скоплений справедлив, то под каждым гигантским или крупным нефтегазовым месторождением должна существовать сеть глубинных разломов. Так оно и есть. Все без исключения гигантские нефтяные и газовые месторождения «сидят» на сети глубинных разломов, служащих каналами их подпитки глубинными углеводородами. 

Таким образом, «новая» нефть у о. Гаити, в Татарии и Чечне появилась за счет очередного притока глубинной нефти. Нефть месторождения Tiber относительно молодая, поступившая в пористые горизонты из глубинных слоев. А отсутствие биогенного источника для гигантских запасов углеводородов Ближнего Востока объясняется тем, что углеводороды не образовались в результате преобразования органического вещества, а поступили в породы-коллекторы по глубинным разломам – нефть из каталитических «нефтематеринских» зон, природный газ из верхней мантии и нижних слоев земной коры.

Описанный механизм образования залежей нефти и газа объясняет и существование сверхгигантских месторождений нефти на глубине свыше 10 км, и несоответствие между идентифицированными биогенными источниками и доказанными запасами углеводородов для большинства гигантских нефтегазовых месторождений, и наличие крупных углеводородных залежей в кристаллическом фундаменте в отсутствие нефтематеринских свит.

Конечно, описание механизма, обсуждаемого в данной статье, дано лишь схематично, но тем не менее на его основе можно сделать два весьма важных вывода.

1. Главным поисковым признаком методов обнаружения скоплений нефти и газа является поиск возможных ловушек – пористых и трещиноватых пород, способных вместить углеводороды, покрытых слоем непроницаемых горных пород. Теперь мы можем добавить новый поисковый признак – идентификация возможных каналов подпитки месторождений. Использование двух этих поисковых признаков позволит существенно увеличить вероятность обнаружения новых, в первую очередь гигантских нефтегазовых, месторождений.

2. Нефть и природный газ являются возобновляемыми природными ресурсами. Освоение месторождений углеводородного сырья должно строиться исходя из баланса объемов подпитки и отбора при их эксплуатации. Если добычу углеводородов производить с темпом отбора, равным темпу подпитки, то месторождение сможет эксплуатироваться очень длительное время, возможно, сотни лет. Это потребует коренного изменения способов и режимов эксплуатации нефтегазовых месторождений, разработку и внедрение принципиально новых типов оборудования и материалов. 

В «Газпром нефти» предложили развивать хабы для поставок углеводородов в АТР на востоке РФ

28 сентября, 01:32,

обновлено 28 сентября, 02:13

ЮЖНО-САХАЛИНСК, 28 сентября. Логистические хабы для поставок углеводородов в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) нужно развивать на востоке России. Об этом сообщил начальник департамента стратегического анализа «Газпром нефть» Денис Демин в среду на сессии форума «Нефть и газ Сахалина».

«Перенаправление потоков [энергоресурсов с запада на восток] через существующие каналы логистически является не самой простой задачей, если пользоваться сегодняшними каналами, сегодняшней инфраструктурой, это приводит к дополнительным расходам. <…> Стратегически как страна мы можем быть заинтересованы в том, чтобы не просто перенаправлять потоки, но и развивать новые хабы, сопровождая это развитием инфраструктуры», — сказал Демин.

По его мнению, это один из ключевых аспектов сотрудничества России со странами Азии, и «в этом сотрудничестве, скорее всего, будут принимать участие обе стороны». Как заявил директор по перспективному развитию и управлению портфелем «Газпром нефть шельф» Сергей Лихачев, Сахалинская область с ее развитой нефтегазовой инфраструктурой может стать перспективным сырьевым и логистическим хабом для экспорта нефти и газа в изменившихся условиях мировой торговли.

«Сегодня потенциальных альтернативных маршрутов (после наложенных ограничений на экспорт в Европу — прим. ТАСС) видится три. Один через Суэцкий канал, другой через Африку, и СМП (Северный морской путь — прим. ТАСС) как наиболее потенциально привлекательный для экономики, наименее подверженный рискам геополитики. Мы понимаем сложности, природно-климатические условия, но смотрим на данную возможность оптимистично, поскольку она раскроет определенные ключи для шельфовых проектов. В этом смысле Аяшский участок на Сахалине и сам Сахалин может стать серьезным бенефициаром, поскольку здесь уже сложившаяся нефтегазовая экосистема, которая формирует все условия и все предпосылки для того, чтобы стать в определенном смысле неким логистическим и сырьевым хабом», — сказал Лихачев.

Он добавил, что в деле перевозок нефтепродуктов сегодня есть еще вопросы, в частности с танкерным флотом и его обеспеченностью, но они решаемы в долгосрочной перспективе.

Международный дальневосточный энергетический форум «Нефть и газ Сахалина» проходит в Южно-Сахалинске 28-30 сентября. Среди его участников — представители федеральных министерств и ведомств, ведущих научных и технических организаций, региональной власти, топ-менеджеры российских и международных нефтегазовых компаний, поставщики и подрядчики, а также мировые эксперты, представители разработчиков технологий и инвесторов. Основными темами форума стали формирование новой энергетической стратегии и стратегии низкого углеродного развития, импортозамещение, а также кадровый потенциал. 

Теги:

РоссияСахалинская область

Нефтяные углеводороды (ПНУ) | Chemistry Matters

«Учитывая огромное количество потенциальных уникальных маркеров, присутствующих в нефти и продуктах нефтепереработки, глубокие знания этих компонентов позволяют квалифицированному эксперту по судебной экспертизе окружающей среды различать даже очень похожие источники». Court Sandau

Нефтяные углеводороды (НУВ) — это название, данное очень широкому спектру химических веществ, которые включают нефть и продукты ее переработки, такие как бензин и дизельное топливо. Эта смесь химических веществ также может быть описана общими химическими характеристиками, такими как диапазон температур кипения или размер молекул. Эти характеристики очень важны для определения стоимости сырой нефти. Например, легкая нефть содержит в основном небольшие ценные химические вещества, тогда как тяжелый битум содержит в основном более крупные и менее ценные химические вещества, которые необходимо очищать более тщательно, чтобы повысить ценность.

Химические характеристики ПНС также важны при оценке потенциального воздействия пролитого материала. Однако это создает проблему, поскольку просто нецелесообразно измерять каждое химическое вещество, связанное с ПГУ.

Определенные группы химических веществ в ПХУ представляют особую токсикологическую опасность, например бензол и толуол, а также полициклические ароматические углеводороды (ПАУ), и эти химические вещества измеряются отдельно в смеси ПХУ.

Остальные первичные медико-санитарные службы часто группируются вместе с конкретным руководством по охране здоровья для группы или групп. Природа того, как это осуществляется, глобально не унифицирована, и детали могут быть довольно сложными. Методы измерения различаются между странами, провинциями и штатами внутри страны и даже адаптированы для конкретного места в зависимости от характера ПМСП.

Самый простой метод называется общим содержанием нефтяных углеводородов (TPH), который представляет собой оценочное значение общего количества PHC. Однако TPH не учитывает диапазон токсичности PHC.

В Канаде в большинстве провинций применяются рекомендации Совета министров окружающей среды Канады (CCME) для ПМСП. Метод CCME признает, что диапазон PHC представляет собой шкалу токсикологической опасности; более легкие PHC представляют более высокую опасность, чем более тяжелые PHC. Таким образом, руководство CCME для PHC разделяет анализ PHC на 4 фракции, как правило, в зависимости от размера молекулы. Каждая фракция имеет конкретное руководство по токсикологической опасности, так что в целом метод может учитывать различные опасности, связанные, например, с легкой сырой нефтью и тяжелой битумной нефтью.

В США TPH часто разделяют на определенные классы, такие как органические вещества бензинового или дизельного двигателей. Как и в случае с канадским методом, здесь делается попытка учесть различные опасности, связанные с различными типами продуктов ПМСП. Однако в некоторых штатах США требуется разделение различных классов химических веществ, называемых алифатическими и ароматическими соединениями.

PHC также действуют как отпечатки пальцев нефтепродукта и обычно используются в криминалистических исследованиях окружающей среды. Конкретные группы химических веществ могут использоваться для судебно-медицинской экспертизы места возможного разлива, времени разлива и, в конечном счете, установления связи разлива с ответственной стороной. «Отпечаток пальца» ПГС состоит из ряда очень специфических характеристик, которые формируются с помощью следующего набора механизмов:

• Природа живого материала, который изначально умер и разложился тысячелетия назад,
• Геологические механизмы тепла, давления и химического катализа, которые превратили органический материал в нефть,
• Модернизация и переработка нефти,
• Экологическое выветривание, такое как испарение и микробиологические изменения.

Различные типы источников углеводородов могут быть идентифицированы путем изучения общего состава НУВ. На самом простом уровне это можно сделать, проанализировав хроматограмму ГХ или извлеченные ионные хроматограммы и сравнив их с примерами различных типов продуктов. Мы использовали этот тип анализа, чтобы выделить множество различных типов воздействий, таких как компоненты бензина и дизельного топлива на смешанном объекте воздействия в рамках проекта по распределению источников.

Более тщательный и точный анализ может быть выполнен при анализе конкретных групп химических веществ в пределах ПХВ. Многие из них называются биомаркерами. Это химические вещества, которые сохраняют некоторую общую структуру из биологии. Комплексный анализ биомаркеров представляет собой ключевой метод определения происхождения разлива или характеристики нефтепродуктов. Другие важные химические группы, такие как ПАУ и нафтеновые кислоты, также могут помочь отличить очень похожие нефтепродукты. Учитывая огромное количество потенциальных уникальных маркеров, присутствующих в нефти и продуктах нефтепереработки, глубокие знания этих компонентов позволяют подготовленному эксперту по судебной экспертизе окружающей среды различать даже очень похожие источники.

Углеводороды минерального масла (MOSH, MOAH) / Анализ пищевых продуктов

• Дом

• Еда

• Загрязнители

• Минеральное масло

В рамках проекта BMEL от 2012 года был выявлен высокий потенциал миграции в продукты питания углеводородов минерального масла из переработанных картонных коробок. Однако компоненты минерального масла могут попасть в пищу несколькими путями. Возможными источниками загрязнения являются упаковочные материалы (вторичная бумага, типографские краски, джутовые мешки), а также:

• смазочные масла для уборочных и перерабатывающих машин
• выхлопные газы из окружающей среды
• Повязки из гофрированного картона, содержащие минеральное масло
• пищевые добавки (разделительные агенты, покрывающие агенты, глазирователи, антипылевые агенты)

Что такое MOSH и MOAH?

С химической точки зрения минеральные масла представляют собой сложные смеси, в основном состоящие из предельных углеводородов ( МОСХ ) и в большинстве случаев алкилированные ароматические углеводороды ( MOAH ). Обе группы веществ содержат линейные, разветвленные, а также кольцеобразные соединения различного молекулярного размера.

Химический и процентный состав отдельных фракций нефтепродуктов может сильно различаться в зависимости от происхождения и процесса производства нефтепродуктов, полученных из сырой нефти. Таким образом, нерафинированные и технические минеральные масла содержат относительно высокое содержание MOAH, в то время как рафинированные медицинские минеральные масла обычно содержат только следы или не обнаруживают содержания ароматических компонентов.

Кроме того, некоторые вещества-маркеры могут предоставить информацию об источнике загрязнения. Диизопропилнафталины (ДИПН) , например, представляют собой соединения, используемые в качестве растворителей в безуглеродной бумаге, которые невозможно полностью удалить при производстве макулатуры. Таким образом, обнаружение DIPN в пищевых продуктах может указывать на прямой или косвенный контакт с упаковочными материалами, содержащими макулатуру. Кроме того, POSH (олигомерные углеводороды из полиолефинов) и PAO (полиальфаолефины) показывают характерные образцы сигналов на хроматограмме онлайн-анализа LC-GC-FID и позволяют идентифицировать загрязнение пластмассовыми компонентами и синтетическими смазочными материалами. ^1,2,3

Каковы риски для здоровья и каково правовое регулирование?

Согласно современному состоянию научных знаний, нет достаточных токсикологических данных, подтверждающих риск для здоровья человека от насыщенных фракций минерального масла (MOSH). В то же время предполагается, что MOAH обладают канцерогенным действием (особенно ПАУ-подобные соединения с 3-7 кольцевыми системами), поэтому их содержание в пищевых продуктах должно быть снижено в соответствии с принципом ALARA. (настолько низко, насколько возможно в разумных пределах).

В настоящее время не существует ни специальных правовых норм, ни максимальных уровней содержания компонентов минерального масла в пищевых продуктах. В феврале 2017 года был опубликован проект 4 ^th Постановления 22 ^nd о внесении изменений в Постановление Германии о товарах (« Постановление о минеральном масле »). Он предусматривает использование функциональных барьеров, гарантирующих, что не произойдет заметного перехода MOAH из макулатуры, содержащей материалы, контактирующие с пищевыми продуктами, в пищевые продукты. Здесь применяется предел обнаружения 0,5 мг/кг пищи.

В 2019 году Объединенный исследовательский центр Европейской комиссии опубликовал Руководство JRC по отбору проб, анализу и представлению данных для мониторинга углеводородов минерального масла в пищевых продуктах и ​​материалах, контактирующих с пищевыми продуктами. В этом документе рекомендуется единая процедура определения минерального масла, начиная с отбора проб и заканчивая представлением результатов, чтобы добиться лучшей сопоставимости аналитических результатов. ⁴

Кроме того, Ländergemeinschaft Verbraucherschutz (LAV) в сотрудничестве с Lebensmittelverband Deutschland e.V. ориентировочные значения для минерального масла в определенных категориях пищевых продуктов. Эти уровни были определены статистически и предназначены для представления действующего стандарта снижения содержания минерального масла в соответствии с Надлежащей производственной практикой. Ориентировочные значения относятся к стандартизированному анализу и представлению результатов рекомендаций JRC. ^{5, 6}

 Как проводится анализ в ИФП?

Углеводороды минеральных масел в компании ifp анализируются с использованием объединенного онлайн-метода ВЭЖХ-ГХ-ПИД, основанного на методе BfR 2009 г. и DIN EN 16995. Для более дифференцированной аналитической оценки были реализованы различные этапы оптимизации.

Кроме того, Институт качества продукции ifp предлагает высокоселективный метод проверки положительных результатов и дальнейшей характеристики компонентов минерального масла с использованием анализа GCxGC-ToF.

Компания ifp предлагает следующие услуги:

• анализ пищевых продуктов, смазочных материалов, картона, пластика и т. д. с помощью встроенной оптимизированной системы ВЭЖХ-ГХ-ПИД
• проверка положительных результатов и дальнейшая характеристика компонентов минерального масла с помощью ГХ высокого разрешения × ГХ-ВП
• Тесты на миграцию и функциональный барьер для пищевых упаковочных материалов
• идентификация источников загрязнения
• планирование мониторинга

 Мы будем рады проконсультировать вас.