แหล่งพลังงานทางเลือก: ชนิดและการใช้งาน ประเภทของทรัพยากร: ธรรมชาติ แร่ แรงงาน และทรัพยากรก๊าซแหวกแนวอื่นๆ

บทนำ. 3

ชนิดและแหล่งที่มาของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่. 4

น้ำมันหนักและทรายน้ำมัน 4

แหล่งกักเก็บผลผลิตที่มีการซึมผ่านต่ำ 6

แก๊สละลาย.. 6

แก๊สไฮเดรต.. 7

บทสรุป. 11

รายชื่อวรรณกรรมที่ใช้:. 12

บทนำ

ศตวรรษที่ 21 ได้รับการทำนายมานานแล้วว่าเป็นศตวรรษแห่งการพร่องของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอน ส่วนแรก น้ำมัน และก๊าซ กระบวนการนี้เป็นสิ่งที่หลีกเลี่ยงไม่ได้ เนื่องจากวัตถุดิบทุกประเภทมีแนวโน้มว่าจะไม่มีปริมาณสำรอง และมีการพัฒนาและจำหน่ายด้วยความเข้มข้นของวัตถุดิบ หากเราคำนึงว่าความต้องการพลังงานของโลกสมัยใหม่นั้นมาจากน้ำมันและก๊าซ -60% เป็นหลัก (น้ำมัน-36% ก๊าซ -24%) การคาดการณ์ทุกประเภทเกี่ยวกับการสิ้นเปลืองพลังงานนั้นไม่ต้องสงสัยเลย เฉพาะกำหนดเวลาสิ้นสุดยุคไฮโดรคาร์บอนของมนุษยชาติเท่านั้นที่เปลี่ยนแปลง โดยธรรมชาติแล้ว เวลาที่จะไปถึงขั้นตอนสุดท้ายของการพัฒนาไฮโดรคาร์บอนในทวีปต่างๆ และใน . ไม่เหมือนกัน ประเทศต่างๆแต่โดยส่วนใหญ่แล้ว น้ำมันดังกล่าวจะเข้าสู่ปริมาณการผลิตน้ำมันในปัจจุบันภายในปี 2573-2593 โดยมีเงื่อนไขว่าปริมาณสำรองของน้ำมันดังกล่าวจะสามารถผลิตซ้ำได้อย่างเพียงพอ อย่างไรก็ตาม ประมาณ 20 ปีที่ผ่านมา การผลิตน้ำมันในโลกได้แซงหน้าการเติบโตของปริมาณสำรอง

แนวคิดของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแบบดั้งเดิมและไม่เป็นทางการไม่มีคำจำกัดความที่ชัดเจน นักวิจัยส่วนใหญ่ตระหนักดีว่ากระบวนการและการก่อตัวตามธรรมชาติมักไม่มีความแตกต่างที่ชัดเจน แนะนำให้ใช้แนวความคิดเช่นปริมาณสำรองที่ยากต่อการกู้คืนและทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ธรรมดาในการกำหนดปริมาณสำรองและทรัพยากรที่ไม่เป็นทางการ ปริมาณสำรองที่กู้คืนได้ยาก ซึ่งแทบไม่มีศักยภาพในการสกัด มีความแตกต่างเพียงเล็กน้อยจากปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซแบบดั้งเดิม ยกเว้นการเสื่อมสภาพของลักษณะทางธรณีวิทยาและเชิงพาณิชย์ ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ธรรมดานั้นรวมถึงทรัพยากรที่มีความแตกต่างโดยพื้นฐานจากทรัพยากรดั้งเดิมในแง่ของคุณสมบัติทางกายภาพและเคมี เช่นเดียวกับในรูปแบบและธรรมชาติของการกระจายของพวกมันในหินเจ้าบ้าน (สิ่งแวดล้อม)

แหล่งไฮโดรคาร์บอนแหกคอกนั้น "แพง" กว่ามาก ดังนั้น เมื่อพูดถึงวัตถุดิบบางกลุ่ม ไม่เพียงแต่จะพิจารณาเหตุผลทางธรณีวิทยาและธรณีวิทยา-เทคนิคเท่านั้น แต่ยังพิจารณาถึงเหตุผลทางภูมิศาสตร์-เศรษฐกิจ สังคม ตลาด ยุทธศาสตร์ เป็นต้น

โดยทั่วไปแล้ว หากเราพูดถึงระบบทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมทุกประเภท แสดงว่ามีขนาดใหญ่มาก โดยรวมแล้วตามการประมาณการคร่าวๆ พวกมันเกิน 105 พันล้านนิ้ว แต่ปริมาณเหล่านี้ไม่สามารถโต้แย้งได้เพราะ เหล่านี้เป็นไฮโดรคาร์บอนที่กระจัดกระจายในสภาพแวดล้อมที่ไม่ก่อผลเช่น แม้แต่ในระยะยาวก็ไม่สามารถเชี่ยวชาญได้ทั้งหมด

ชนิดและแหล่งที่มาของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่

ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเป็นส่วนหนึ่งของทรัพยากร การเตรียมการและการพัฒนาซึ่งจำเป็นต้องมีการพัฒนาวิธีการและเทคนิคใหม่ๆ ในการตรวจจับ การสำรวจ การผลิต การแปรรูป และการขนส่ง พวกมันกระจุกตัวเป็นกลุ่มที่ยากต่อการพัฒนา หรือกระจัดกระจายในสภาพแวดล้อมที่ไม่เกิดผล พวกมันเคลื่อนที่ได้ไม่ดีในสภาพอ่างเก็บน้ำของดินใต้ผิวดินดังนั้นจึงต้องใช้วิธีการพิเศษในการสกัดจากดินใต้ผิวดินซึ่งจะเป็นการเพิ่มต้นทุน อย่างไรก็ตาม ความก้าวหน้าของโลกในด้านเทคโนโลยีสำหรับการสกัดวัตถุดิบน้ำมันและก๊าซช่วยให้สามารถพัฒนาบางส่วนได้

ในระยะเริ่มต้นของการวิจัย เชื่อกันว่าปริมาณสำรองของพวกมันนั้นแทบจะไม่มีวันหมด เมื่อพิจารณาจากขนาด (รูปที่ 1) และการกระจายอย่างกว้างขวาง อย่างไรก็ตาม การศึกษาระยะยาวของแหล่งทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกต่าง ๆ ในระยะยาว ซึ่งดำเนินการในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ผ่านมา เหลือเพียงน้ำมันหนัก ทรายน้ำมันและน้ำมันดิน แหล่งกักเก็บน้ำมันและก๊าซที่มีการซึมผ่านต่ำ และก๊าซจากแหล่งถ่านหิน เพื่อการพัฒนาอย่างแท้จริง แล้วที่การประชุมปิโตรเลียมโลกครั้งที่ 14 (พ.ศ. 2537 นอร์เวย์) น้ำมันนอกระบบซึ่งมีเฉพาะน้ำมันหนัก น้ำมันดิน และทรายน้ำมันเท่านั้น ประมาณ 400-700 พันล้านตัน มากกว่าทรัพยากรแบบดั้งเดิม 1.3-2.2 เท่า - . ก๊าซที่ละลายในน้ำและก๊าซไฮเดรตกลายเป็นปัญหาและเป็นที่ถกเถียงกันในฐานะแหล่งอุตสาหกรรมของก๊าซ แม้ว่าจะมีการกระจายอย่างกว้างขวาง

ข้าว. 1 ทรัพยากรทางธรณีวิทยาของไฮโดรคาร์บอน

น้ำมันหนักและทรายน้ำมัน

ทรัพยากรทางธรณีวิทยาในโลกของวัตถุดิบประเภทนี้มีขนาดใหญ่มาก - 500 พันล้านตัน ปริมาณสำรองของน้ำมันหนักที่มีความหนาแน่นได้รับการพัฒนาอย่างประสบความสำเร็จมากขึ้น ที่ เทคโนโลยีสมัยใหม่ปริมาณสำรองที่กู้คืนได้ของพวกเขาเกิน 100 พันล้านตัน เวเนซุเอลาและแคนาดาอุดมไปด้วยน้ำมันหนักและทรายน้ำมันดินโดยเฉพาะ

ที่ ปีที่แล้วการผลิตน้ำมันหนักกำลังเติบโต ตามการประมาณการต่างๆ ประมาณ 12-15% ของยอดทั้งหมดของโลก ย้อนกลับไปในปี 2543 มีเพียง 37.5 ล้านตันที่สกัดจากน้ำมันหนักในโลก ในปี 2548 - 42.5 ล้านตันและภายในปี 2553-2558 ตามการคาดการณ์ อาจมีปริมาณอยู่แล้วประมาณ 200 ล้านตัน แต่ด้วยราคาน้ำมันในตลาดโลกไม่ต่ำกว่า 50-60 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล

รัสเซียมีน้ำมันหนักจำนวนมาก และความเข้มข้นของน้ำมันดังกล่าวในแหล่งสะสมเฉพาะเป็นสิ่งสำคัญ 60% ของปริมาณสำรองน้ำมันหนักกระจุกตัวใน 15 แหล่ง ซึ่งทำให้การพัฒนาง่ายขึ้น ในหมู่พวกเขามีรัสเซีย Van-Eganskoe, Fedorovskoe และคนอื่น ๆ ในไซบีเรียตะวันตก, Novo-Elokhovskoe และ Romashkinskoe ในภูมิภาค Urals-Volga; Usinskoye, Yaregskoye, Toraveyskoye และคนอื่น ๆ ในภูมิภาค Timan-Pechora ปริมาณสำรองหลักของน้ำมันหนักในรัสเซียนั้นกระจุกตัวอยู่ในไซบีเรียตะวันตก (46%) และภูมิภาคอูราล-โวลก้า (26%) ในปี 2553 ปริมาณการผลิตอยู่ที่ 39.4 ล้านตัน แต่แหล่งแร่จำนวนมากยังคงอยู่ระหว่างการพัฒนา

ในหลายพื้นที่ น้ำมันหนักเป็นน้ำมันที่มีโลหะ โดยเฉพาะอย่างยิ่งในแหล่งน้ำมันและก๊าซของยุโรป และมีโลหะหายากสำรองจำนวนมาก โดยเฉพาะอย่างยิ่ง พวกมันเป็นแหล่งที่มีศักยภาพของวัตถุดิบวาเนเดียม ซึ่งมีคุณภาพเหนือกว่าแหล่งแร่อย่างมีนัยสำคัญ [Sukhanov, Petrova 2008] จากการประมาณการของเรา ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาของวาเนเดียมเพนท็อกไซด์ในน้ำมันหนักเฉพาะในแหล่งวาเนเดียมที่ใหญ่ที่สุดคือ 1.3 ล้านตัน สกัดพร้อมกับน้ำมัน 0.2 ล้านตัน (ตารางที่ 1)

วาเนเดียมถูกสกัดออกมาในวงกว้างในโลก ส่วนใหญ่โดยนักสะสมเถ้าในโรงไฟฟ้าพลังความร้อนขนาดใหญ่ที่ทำงานด้วยน้ำมันเชื้อเพลิง เช่นเดียวกับโค้กที่โรงกลั่นระหว่างกระบวนการแปรรูปน้ำมันแบบลึก การเพิ่มโค้กดังกล่าวลงในเตาหลอมเหลวช่วยให้สามารถต้านทานการแข็งตัวของน้ำแข็งได้

ดังนั้น น้ำมันหนักจึงเป็นวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่ซับซ้อน ซึ่งไม่เพียงแค่เป็นที่สนใจของ แหล่งข้อมูลเพิ่มเติมไฮโดรคาร์บอน แต่ยังเป็นแหล่งของโลหะมีค่าเช่นเดียวกับวัตถุดิบทางเคมี (สารประกอบออร์กาโนซัลเฟอร์และพอร์ไฟริน)

ตารางที่ 1

การประเมินปริมาณสำรองวาเนเดียมในน้ำมันที่มีโลหะหนักของสหพันธรัฐรัสเซีย

อุปสรรคหลักในการพัฒนาน้ำมันหนักในรัสเซียคือ:

ความไม่เพียงพอของการวิจัยขั้นพื้นฐานที่มุ่งสร้างเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสำหรับการพัฒนาและการประมวลผลที่ซับซ้อน โดยปรับให้เข้ากับลักษณะของวัตถุการพัฒนาที่เฉพาะเจาะจง

ความจำเป็นในการปรับปรุงและก่อสร้างโรงกลั่นใหม่สำหรับการแปรรูปน้ำมันหนักและโดยเฉพาะอย่างยิ่งน้ำมันหนักที่มีรสเปรี้ยว

แหล่งกักเก็บผลผลิตที่มีการซึมผ่านต่ำ

ไม่มีพารามิเตอร์มาตรฐานที่ชัดเจนของการซึมผ่านในการทำนายการนำน้ำมันและก๊าซกลับคืนมา เนื่องจากไม่เพียงขึ้นอยู่กับโครงสร้างและคุณภาพของเมทริกซ์อ่างเก็บน้ำ (ความพรุน การแตกหัก การนำไฮดรอลิก ปริมาณดินเหนียว ฯลฯ) และคุณภาพของ วัตถุดิบ (ความหนาแน่น ความหนืด) แต่ยังรวมถึงสภาวะทางอุณหพลศาสตร์ในตะกอน (อุณหภูมิและความดัน) สำหรับปริมาณน้ำมันสำรองจำนวนมากที่อยู่ในช่วงเวลาความลึก 1.5-3.0 กม. อ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำกว่าได้สร้างปัญหาบางอย่างในการสกัดออกจากลำไส้โดยเฉพาะอย่างยิ่งหากน้ำมันในแหล่งสะสมมีความหนาแน่นสูง () หรือ ความหนืด (> 30mPa*s) ส่วนแบ่งของปริมาณสำรองน้ำมันในแหล่งดังกล่าวคือ (ตามการประมาณการต่างๆ) ของทั่วโลกและ 37% ของปริมาณน้ำมันทั้งหมดคิดเป็นในรัสเซีย พวกมันพบได้ทั่วไปในไซบีเรียตะวันตกโดยเฉพาะ และส่วนแบ่งของพวกมันก็มีจำนวนมากในเงินฝากที่มีเงินสำรองพิเศษ (Salymskoe, Priobskoe ฯลฯ ) ในทรัพยากรที่คาดการณ์ไว้ของไซบีเรียตะวันตก พวกมันมีมากกว่า 65% (รูปที่ 2) ซึ่งไม่เอื้ออำนวยอย่างยิ่ง เนื่องจากเป็นการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำที่กำหนดอัตราการไหลของบ่อน้ำเป็นหลัก กล่าวคือ ขนาดของการผลิตและต้นทุนของมัน

ก๊าซที่ละลายในน้ำ

ก๊าซที่ละลายในน้ำมีองค์ประกอบของมีเทน มีเทน-ไนโตรเจน หรือมีเทน-คาร์บอนไดออกไซด์เป็นส่วนใหญ่ การพัฒนาอุตสาหกรรมของก๊าซไฮโดรคาร์บอนที่ละลายในน้ำมีเหตุผลทางทฤษฎีและเชิงบวก ตัวอย่างการใช้งานจริง. ทรัพยากรของก๊าซที่ละลายในน้ำ และจากการประมาณการต่างๆ มีตั้งแต่ ถึง โดยปกติปริมาตรของก๊าซที่ละลายในน้ำในน้ำชั้นหินที่ระดับความลึกปานกลางถึง 1.0-1.5 กม. เฉลี่ย 1-2 ก๊าซต่อลูกบาศก์เมตรของน้ำ ที่ 1.5-3.0 กม. 3-5 แต่ในร่องลึกของพื้นที่ geosynclinal ถึง 20-25 โดยเฉพาะอย่างยิ่งภายใต้สภาวะที่มีความเค็มต่ำของน้ำก่อตัว [Kaplan, 1990] อ่างเก็บน้ำที่มีก๊าซอิ่มตัวสูง

น้ำเกิดขึ้นที่ระดับความลึกมากกว่า 3.5-4.0 กม. พร้อมกับ AHRP โดยมีค่าสัมประสิทธิ์ความผิดปกติสูงถึง 2 atm. ซึ่งมักจะพุ่งทะลัก แต่แรงดันจะลดลงเองตามธรรมชาติอย่างรวดเร็ว

นอกจากนี้ หากน้ำจากชั้นหินที่อิ่มตัวด้วยก๊าซมีการเพิ่มแร่ธาตุและไม่มีเงื่อนไขสำหรับการปล่อย น้ำบนพื้นผิวหรือความลึก ปัญหาสิ่งแวดล้อมก็เกิดขึ้นเช่นกัน โดยเฉพาะความเค็มของดินและการทรุดตัวของพื้นผิว ราคาก๊าซที่ละลายในน้ำมีตั้งแต่ 75-140 ดอลลาร์ต่อ 1,000 ดอลลาร์ แต่ถ้าน้ำถูกใช้เป็นวัตถุดิบจากไฮโดรเทอร์มอลหรือสำหรับการจ่ายความร้อน ราคาจะลดลงเหลือ 50 ดอลลาร์

ข้าว. 2. การกระจายส่วนแบ่ง (%) ของน้ำมันในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำ () ในการสำรองและทรัพยากรของเขตของรัฐบาลกลาง

มูลค่าทางอุตสาหกรรมอยู่ที่ข้อเท็จจริงที่ว่าพวกเขาไม่มีส่วนประกอบที่เป็นอันตรายและสามารถส่งไปยังผู้บริโภคได้โดยตรงโดยไม่ต้องทำให้บริสุทธิ์

แก๊สไฮเดรต

การค้นพบก๊าซไฮเดรตที่สะสมจำนวนมากในบริเวณดินแห้งแล้งในแถบอาร์กติก เช่นเดียวกับใต้ก้นทะเลตามแนวขอบทวีปนอกของมหาสมุทรโลก เป็นที่สนใจของพวกมันมากในโลก

แก๊สไฮเดรตเป็นโครงสร้างแข็งที่เกิดจากน้ำและก๊าซที่ดูเหมือนหิมะอัด พวกมันคือผลึกน้ำแข็งใสที่มีโมเลกุลของแก๊สอยู่ข้างใน สำหรับการก่อตัวของพวกมัน ก๊าซ น้ำ และสภาวะทางอุณหพลศาสตร์บางอย่างมีความจำเป็น และองค์ประกอบเหล่านี้ไม่เหมือนกันสำหรับองค์ประกอบก๊าซ โมเลกุลของแก๊ส (ชิ้นส่วน) เติมช่องว่างในโครงกระดูกของโมเลกุลน้ำ (เจ้าภาพ) นอกจากนี้ 1 น้ำสามารถบรรจุได้ถึง 150-160. จนถึงปัจจุบัน มีการระบุก๊าซไฮเดรตสามประเภท (I, II และ III) ก๊าซไฮเดรต Type I เป็นเรื่องธรรมดาที่สุด: พวกมันส่วนใหญ่แสดงโดยโมเลกุลของก๊าซมีเทนชีวภาพ แก๊สไฮเดรต Type II และ III อาจมีโมเลกุลขนาดใหญ่กว่าซึ่งประกอบเป็นก๊าซความร้อน

การศึกษาที่ดำเนินการโดยนักวิทยาศาสตร์ทั่วโลกชี้ให้เห็นว่าปริมาณสำรองขนาดใหญ่อยู่ในตะกอนด้านล่างของหิ้งและมหาสมุทร แต่จากการศึกษาพบว่าไม่เป็นเช่นนั้น ในพื้นที่กว้างใหญ่ของพื้นมหาสมุทรลึก ในตะกอนก้นบางๆ ของมันนั้นแทบไม่มีก๊าซมีเทนเลย และในบริเวณรอยแยกซึ่งเป็นไปได้ อุณหภูมิจะสูงเกินไป ดังนั้นจึงไม่มีเงื่อนไขสำหรับการเกิดแก๊สไฮโดรเจน ตะกอนด้านล่างที่อิ่มตัวด้วยแก๊สไฮเดรตจะกระจายอยู่ทั่วไปบนชั้นวางเป็นหลัก และโดยเฉพาะอย่างยิ่งในบริเวณที่มีภูเขาไฟโคลนใต้น้ำที่ยังคุกรุ่นอยู่หรือการเคลื่อนตัว

อย่างไรก็ตาม แม้จะมีการยืนยันว่ามีก๊าซปริมาณมากในแก๊สไฮเดรต ปัญหาทางเทคนิคและเศรษฐกิจที่สำคัญจะต้องได้รับการแก้ไขเพื่อพิจารณาว่าก๊าซไฮเดรตเป็นแหล่งที่มีศักยภาพ แม้ว่าพื้นที่กว้างใหญ่ของขอบทวีปของโลกจะถูกปกคลุมด้วยแก๊สไฮเดรต แต่ความเข้มข้นของพวกมันในการสะสมในทะเลส่วนใหญ่นั้นต่ำมาก ซึ่งสร้างปัญหาที่เกี่ยวข้องกับเทคโนโลยีการสกัดก๊าซจากการสะสมที่กระจัดกระจายอย่างกว้างขวาง นอกจากนี้ ในกรณีส่วนใหญ่ ก๊าซไฮเดรตในทะเลจะพบในส่วนตะกอนที่ไม่รวมกันซึ่งอุดมไปด้วยดินเหนียว ซึ่งเป็นสาเหตุของการซึมผ่านของตะกอนที่ไม่มีนัยสำคัญหรือไม่มีการซึมผ่านของตะกอน โมเดลการผลิตก๊าซส่วนใหญ่ต้องการเส้นทางที่เชื่อถือได้ในการเคลื่อนย้ายก๊าซไปยังบ่อน้ำและฉีดของเหลวเข้าไปในแหล่งกักเก็บที่มีแก๊สไฮเดรต อย่างไรก็ตาม ไม่น่าเป็นไปได้ที่ตะกอนในทะเลส่วนใหญ่มีความแข็งแรงเชิงกลเพื่อสร้างเส้นทางการอพยพที่จำเป็น การศึกษาของนักวิทยาศาสตร์อเมริกันแสดงให้เห็นว่าการใช้สารยับยั้งในการผลิตก๊าซจากแก๊สไฮเดรตเป็นไปได้ในทางเทคนิค แต่การใช้สารเคมีในปริมาณมากเป็นการดำเนินการที่มีราคาแพง ทั้งจากมุมมองทางเทคนิคและจากมุมมองของ การป้องกัน สิ่งแวดล้อม.

ดังที่เห็นได้จากข้างต้น ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเป็นส่วนสำคัญของความสมดุล โดยเฉพาะอย่างยิ่งทรัพยากรที่มีอยู่จริงสำหรับการพัฒนาในปัจจุบัน มีการกระจายไปทั่วสหพันธรัฐรัสเซียอย่างไรก็ตามสัดส่วนของสายพันธุ์ในภูมิภาคต่างๆไม่เท่ากันซึ่งเป็นตัวกำหนดลำดับความสำคัญในการพัฒนาในแต่ละภูมิภาค (รูปที่ 3)

ข้าว. 3. ความโดดเด่นของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนในวัตถุแหกคอกในภูมิภาคของรัสเซีย

ความจำเป็นในการศึกษาทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกประเภทต่างๆ และความเป็นไปได้ในการปรับปรุงเทคโนโลยีสำหรับการพัฒนาแต่ละประเภทนั้นถูกกำหนดโดยบทบัญญัติพื้นฐานต่อไปนี้ ซึ่งมีความเกี่ยวข้องอย่างยิ่งเนื่องจากขาดการลงทุน ซึ่งไม่รวมการกลับรายการในวงกว้างของทุนสูง -งานสำรวจที่เข้มข้นในภูมิภาคที่ยังไม่ได้พัฒนา เข้าถึงยาก แต่มีแนวโน้ม:

ปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนที่ใช้งานหมดไปอย่างเห็นได้ชัดภายในอาณาเขตที่มีอยู่สำหรับการพัฒนาที่คุ้มค่า ระดับของปริมาณสำรองน้ำมันที่หมดลงในรัสเซียมีอยู่แล้ว 53% ขึ้นไปในหลายภูมิภาค ซึ่งทำให้การผลิตลดลงอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้

การเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในต้นทุนของปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนทั่วไปที่กำลังเตรียมสำหรับการพัฒนาเนื่องจากสภาพทางภูมิศาสตร์ที่รุนแรง ภูมิอากาศและเศรษฐกิจของการทำงานบนหิ้ง (ส่วนใหญ่เป็นอาร์กติก) และความลึกมากบนบก ในดินแดนที่ยังไม่พัฒนาซึ่งห่างไกลจากผู้บริโภคและขาดโครงสร้างพื้นฐานด้านการขนส่ง

การปรากฏตัวของปริมาณที่สำคัญ รวมถึงน้ำมันสำรองและก๊าซที่สำรวจโดยหมวดหมู่อุตสาหกรรมในแหล่งที่ไม่เป็นทางการในภูมิภาคที่มีโครงสร้างพื้นฐานเชิงพาณิชย์และการขนส่งที่พัฒนาแล้ว การพัฒนาดังกล่าวไม่มากนักเนื่องจากปัญหาทางเทคโนโลยีที่ค่อนข้างจะเอาชนะได้ แต่เนื่องจาก ขาดกฎหมายภาษี RF กลไกตลาดจริงสำหรับการเตรียมการและการพัฒนาที่คุ้มค่า

การเตรียมและพัฒนาแหล่งวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่จะครอบคลุมบางส่วนที่ขาดดุลที่เกิดขึ้นใหม่ในการสำรองในสหพันธรัฐรัสเซีย สิ่งนี้ต้องการการจัดสรรในระดับปานกลาง ซึ่งช่วยให้สามารถรักษาปริมาณการผลิตไฮโดรคาร์บอนได้ในช่วงปีแรกของช่วงหลังวิกฤต โดยมุ่งเป้าไปที่การวิจัยและพัฒนาเป็นหลัก กล่าวคือ:

ดำเนินการตรวจสอบระดับภูมิภาคของทรัพยากร สำรอง และคุณภาพของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนแหกคอกทุกประเภทในระดับข้อมูลใหม่ โดยคำนึงถึงความก้าวหน้าที่เกิดขึ้นในเทคโนโลยีสำหรับการผลิต เช่นเดียวกับผลทางเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อมของ การพัฒนา. สภาพของพวกเขาควรแสดงให้เห็นอย่างชัดเจนในงบดุลของรัฐบาล

วิ่ง การวิจัยขั้นพื้นฐานเพื่อสร้างเทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสำหรับการพัฒนาและการประมวลผลที่ซับซ้อนของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมซึ่งปรับให้เข้ากับวัตถุในประเทศเฉพาะของการพัฒนาลำดับความสำคัญ

ปรับปรุงระบบการจัดเก็บภาษีสำหรับการสกัดวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนประเภทที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมผ่านการแยกแยะตามคุณภาพและความจำเพาะของการพัฒนาแต่ละประเภท

บทสรุป

สถานะของความรู้เกี่ยวกับวัตถุดิบประเภทต่างๆ ที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมและการพัฒนาในโลกนี้ยังคงอยู่ในระดับต่ำ แต่พร้อมกับการหมดสิ้นของปริมาณสำรองแบบดั้งเดิม ประเทศที่ขาดแคลนไฮโดรคาร์บอนกำลังหันไปหาแหล่งที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมมากขึ้น

กิจกรรมส่วนใหญ่ รวมทั้งข้อเสนอเพื่อกระตุ้นการผลิต มุ่งเป้าไปที่กลุ่มน้ำมันและก๊าซที่ยากต่อการกู้คืนเท่านั้น อันที่จริง ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกอยู่นอกเหนือความสนใจของทั้งบริษัทน้ำมันและก๊าซ และหน่วยงานบริหารจัดการดินใต้ผิวดินของรัฐบาล

ดังนั้น เมื่อเทียบกับสถานการณ์ปัจจุบัน ประเภทหลักของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกสามารถแบ่งออกเป็นกลุ่มที่เตรียมไว้สำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรม (หรือโครงการนำร่อง) กลุ่มที่ต้องการการศึกษา การประเมิน และการบัญชีในงบดุล มีความจำเป็นต่อการพัฒนาเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาใน ระยะยาวและกลุ่มของวัตถุที่เป็นปัญหาและสมมุติฐาน

ตามความเป็นไปได้ของการมีส่วนร่วมในการพัฒนาทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมสามารถแบ่งออกเป็นสามกลุ่มที่ไม่เท่ากัน น้ำมัน น้ำมันดิน และทรายน้ำมันที่กู้คืนได้ยาก (ความหนืดสูงแบบหนัก) ตลอดจนน้ำมันและก๊าซในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำ มีความสำคัญในทางปฏิบัติอยู่แล้วในฐานะวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนในแหล่งไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่ ในระยะกลาง กลุ่มนี้ยังสามารถรวมก๊าซในหินดินดานและก๊าซในแหล่งที่มีถ่านหินเป็นพาหะ (ที่ดูดซับและปราศจากสารตะกั่ว) ในรัสเซีย ก๊าซที่ละลายในน้ำและก๊าซไฮเดรตไม่น่าจะกลายเป็นเป้าหมายของการประเมินและการพัฒนาที่ตรงเป้าหมายในอีก 20-30 ปีข้างหน้า

โดยทั่วไป แหล่งไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเป็นแหล่งสำรองที่สำคัญสำหรับการเติมเต็มฐานวัตถุดิบของน้ำมันในสหพันธรัฐรัสเซีย ไม่เพียงแต่ในแหล่งน้ำมันและก๊าซที่ "เก่า" เท่านั้น แต่ยังรวมถึงในไซบีเรียตะวันตกและตะวันออกซึ่งมีมากกว่า ครึ่งหนึ่งของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่คาดการณ์ไว้

รายชื่อวรรณกรรมที่ใช้:

1 Kaplan E.M. ทรัพยากรของวัตถุดิบก๊าซที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมและปัญหาของการพัฒนา - L.: VNIGRI, 1990-p.138-144

2 อันฟิลาโตวา อี.เอ. บทความ // ทบทวนการวิเคราะห์ข้อมูลต่างประเทศสมัยใหม่เกี่ยวกับปัญหาการกระจายก๊าซไฮเดรตในน่านน้ำของโลก (VNIGRI) 2552

3 Usivtseva L.F. บทความ // แหล่งไฮโดรคาร์บอนและวัตถุดิบไฮโดรเทอร์มอลที่แปลกใหม่

4 แหล่งวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่ / ed. ยาคุตเซนี วี.พี. 1989

5 ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิม - สำรองสำหรับการเติมฐานทรัพยากรน้ำมันและก๊าซของสหพันธรัฐรัสเซีย / Yakutseni V.P. , Petrova Yu.E. , Sukhanov A.A. (VNIGRI) .2009

6 โมงเช้า บทความ Prishchepa / ศักยภาพของทรัพยากรและทิศทางสำหรับการศึกษาแหล่งวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนแหกคอกของสหพันธรัฐรัสเซีย (FGUP VNIGRI) 2012

ส่งงานที่ดีของคุณในฐานความรู้เป็นเรื่องง่าย ใช้แบบฟอร์มด้านล่าง

นักศึกษา นักศึกษาระดับบัณฑิตศึกษา นักวิทยาศาสตร์รุ่นเยาว์ที่ใช้ฐานความรู้ในการศึกษาและการทำงานจะขอบคุณเป็นอย่างยิ่ง

โพสต์เมื่อ http://www.allbest.ru/

โพสต์เมื่อ http://www.allbest.ru/

กระทรวงศึกษาธิการของสหพันธรัฐรัสเซีย

สถาบันการศึกษางบประมาณของรัฐบาลกลาง

การศึกษาระดับมืออาชีพที่สูงขึ้น

มหาวิทยาลัยแร่แห่งชาติ

"ภูเขา"

ภาควิชาธรณีวิทยาและการสำรวจแหล่งแร่

บทคัดย่อ

ตามระเบียบวินัย« ธรณีวิทยาของน้ำมันและก๊าซ» .

เรื่อง: "ประเภทที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมและแหล่งที่มาของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนและปัญหาของการพัฒนา»

ตรวจสอบแล้ว: รองศาสตราจารย์ Archegov V.B.

เสร็จสมบูรณ์: นักเรียน gr. RM-12 Isaev R.A.

เซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก 2016

• บทนำ
• 1. ชนิดและแหล่งที่มาของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่
• 2. ภาพรวมของแหล่งทางเลือกของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอน
• เงินฝากจากชั้นหิน
• กระบวนการ Fischer-Tropsch
• ทุ่งนอกชายฝั่ง
• 3. แก๊สไฮเดรต
• ก๊าซให้ความชุ่มชื้นในธรรมชาติ
• บทสรุป
• วรรณกรรม

บทนำ

ไฮโดรคาร์บอนเป็นสารประกอบพิเศษของธาตุที่กระจายอยู่ทั่วไป - ไฮโดรเจนและคาร์บอน สารประกอบธรรมชาติเหล่านี้ถูกขุดและใช้มาเป็นเวลาหลายพันปีแล้ว: ในการก่อสร้างถนนและอาคารที่เป็นวัสดุประสาน ในการก่อสร้างและการผลิตตัวเรือและตะกร้ากันน้ำ ในการทาสี เพื่อสร้างภาพวาดโมเสค สำหรับทำอาหารและให้แสง อย่างแรก พวกมันถูกขุดจากโขดหินหายาก และจากบ่อน้ำ ในช่วงสองศตวรรษที่ผ่านมา การผลิตน้ำมันและก๊าซมีสัดส่วนที่ไม่เคยมีมาก่อน ปัจจุบันน้ำมันและก๊าซเป็นแหล่งพลังงานสำหรับกิจกรรมของมนุษย์เกือบทุกประเภท

ศตวรรษที่ 21 ได้รับการทำนายมานานแล้วว่าเป็นศตวรรษแห่งการพร่องของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอน ส่วนแรก น้ำมัน และก๊าซ กระบวนการนี้หลีกเลี่ยงไม่ได้ เนื่องจากวัตถุดิบทุกประเภทมีแนวโน้มว่าจะไม่มีปริมาณสำรอง และมีการพัฒนาและจำหน่ายด้วยความเข้มข้นของวัตถุดิบ หากเราคำนึงว่าความต้องการพลังงานของโลกสมัยใหม่นั้นมาจากน้ำมันและก๊าซ -60% เป็นหลัก (น้ำมัน-36% ก๊าซ -24%) การคาดการณ์ทุกประเภทเกี่ยวกับการสิ้นเปลืองพลังงานนั้นไม่ต้องสงสัยเลย เฉพาะกำหนดเวลาสิ้นสุดยุคไฮโดรคาร์บอนของมนุษยชาติเท่านั้นที่เปลี่ยนแปลง โดยธรรมชาติแล้ว เวลาที่จะไปถึงขั้นตอนสุดท้ายของการพัฒนาไฮโดรคาร์บอนนั้นไม่เหมือนกันในทวีปต่างๆ และในประเทศต่างๆ แต่โดยส่วนใหญ่ จะมาถึงปริมาณการผลิตน้ำมันในปัจจุบันภายในปี 2573-2593 ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับการทำซ้ำที่เห็นได้ชัดเจนเพียงพอของน้ำมันเหล่านี้ เงินสำรอง อย่างไรก็ตาม ประมาณ 20 ปีที่ผ่านมา การผลิตน้ำมันในโลกได้แซงหน้าการเติบโตของปริมาณสำรอง

แนวคิดของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแบบดั้งเดิมและไม่เป็นทางการไม่มีคำจำกัดความที่ชัดเจน นักวิจัยส่วนใหญ่ตระหนักดีว่ากระบวนการและการก่อตัวตามธรรมชาติมักไม่มีความแตกต่างที่ชัดเจน แนะนำให้ใช้แนวความคิดเช่นปริมาณสำรองที่ยากต่อการกู้คืนและทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ธรรมดาในการกำหนดปริมาณสำรองและทรัพยากรที่ไม่เป็นทางการ ปริมาณสำรองที่กู้คืนได้ยาก ซึ่งแทบไม่มีศักยภาพในการสกัด มีความแตกต่างเพียงเล็กน้อยจากปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซแบบดั้งเดิม ยกเว้นการเสื่อมสภาพของลักษณะทางธรณีวิทยาและเชิงพาณิชย์ ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ธรรมดานั้นรวมถึงทรัพยากรที่มีความแตกต่างโดยพื้นฐานจากทรัพยากรดั้งเดิมในแง่ของคุณสมบัติทางกายภาพและทางเคมี เช่นเดียวกับในรูปแบบและธรรมชาติของการจัดวางในหินเจ้าบ้าน (สิ่งแวดล้อม)

1. ชนิดและแหล่งที่มาของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่

ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเป็นส่วนหนึ่งของทรัพยากร การเตรียมการและการพัฒนาซึ่งจำเป็นต้องมีการพัฒนาวิธีการและเทคนิคใหม่ๆ ในการตรวจจับ การสำรวจ การผลิต การแปรรูป และการขนส่ง พวกมันกระจุกตัวเป็นกลุ่มที่ยากต่อการพัฒนา หรือกระจัดกระจายในสภาพแวดล้อมที่ไม่เกิดผล พวกมันเคลื่อนที่ได้ไม่ดีในสภาพอ่างเก็บน้ำของดินใต้ผิวดินดังนั้นจึงต้องใช้วิธีการพิเศษในการสกัดจากดินใต้ผิวดินซึ่งจะเป็นการเพิ่มต้นทุน อย่างไรก็ตาม ความก้าวหน้าของโลกในด้านเทคโนโลยีสำหรับการสกัดวัตถุดิบน้ำมันและก๊าซช่วยให้สามารถพัฒนาบางส่วนได้

ในระยะเริ่มต้นของการวิจัย เชื่อกันว่าปริมาณสำรองของพวกมันแทบจะไม่มีวันหมด เมื่อพิจารณาจากขนาด (รูปที่ 1) และการกระจายอย่างกว้างขวาง อย่างไรก็ตาม การศึกษาระยะยาวของแหล่งทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกต่าง ๆ ในระยะยาว ซึ่งดำเนินการในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ผ่านมา เหลือเพียงน้ำมันหนัก ทรายน้ำมันและน้ำมันดิน แหล่งกักเก็บน้ำมันและก๊าซที่มีการซึมผ่านต่ำ และก๊าซจากแหล่งถ่านหิน เพื่อการพัฒนาอย่างแท้จริง แล้วที่การประชุมปิโตรเลียมโลกครั้งที่ 14 (พ.ศ. 2537 นอร์เวย์) น้ำมันนอกระบบซึ่งมีเฉพาะน้ำมันหนัก น้ำมันดิน และทรายน้ำมันเท่านั้น ประมาณ 400-700 พันล้านตัน มากกว่าทรัพยากรแบบดั้งเดิม 1.3-2.2 เท่า - . ก๊าซที่ละลายในน้ำและก๊าซไฮเดรตกลายเป็นปัญหาและเป็นที่ถกเถียงกันในฐานะแหล่งอุตสาหกรรมของก๊าซ แม้ว่าจะมีการกระจายอย่างกว้างขวาง

รูปที่ 1 - ทรัพยากรทางธรณีวิทยาของไฮโดรคาร์บอน

2. ภาพรวมของแหล่งทางเลือกของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอน

น้ำมันหนักและทรายน้ำมัน

ทรัพยากรทางธรณีวิทยาในโลกของวัตถุดิบประเภทนี้มีขนาดใหญ่มาก - 500 พันล้านตัน ปริมาณสำรองของน้ำมันหนักที่มีความหนาแน่นได้รับการพัฒนาอย่างประสบความสำเร็จมากขึ้น ด้วยเทคโนโลยีที่ทันสมัยปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้เกิน 100 พันล้านตัน เวเนซุเอลาและแคนาดาอุดมไปด้วยน้ำมันหนักและทรายน้ำมันดินเป็นพิเศษ ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา การผลิตน้ำมันหนักเติบโตขึ้นตามการประมาณการต่างๆ ที่ประมาณ 12-15% ของการผลิตทั่วโลก ย้อนกลับไปในปี 2543 มีเพียง 37.5 ล้านตันที่สกัดจากน้ำมันหนักในโลก ในปี 2548 - 42.5 ล้านตันและภายในปี 2553-2558 ตามการคาดการณ์ อาจมีปริมาณอยู่แล้วประมาณ 200 ล้านตัน แต่ด้วยราคาน้ำมันในตลาดโลกไม่ต่ำกว่า 50-60 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล

ทรายน้ำมันได้รับการพัฒนาอย่างประสบความสำเร็จในแคนาดาตั้งแต่ยุค 60 ของศตวรรษที่ผ่านมา ปัจจุบัน น้ำมันที่ผลิตในประเทศนี้ประมาณครึ่งหนึ่งมาจากทรายน้ำมัน ทรายน้ำมันเป็นส่วนผสมของทราย น้ำ ดินเหนียว น้ำมันหนัก และน้ำมันดินธรรมชาติ แคนาดามีพื้นที่น้ำมันสามแห่งซึ่งมีน้ำมันหนักและน้ำมันดินธรรมชาติสำรองจำนวนมาก เหล่านี้คือ Athabasca, Peace River และ Cold Lake ทั้งหมดอยู่ในจังหวัดอัลเบอร์ตา

มีการใช้วิธีการที่แตกต่างกันสองวิธีในการสกัดน้ำมันจากทรายน้ำมัน:

1) หลุมเปิด และ 2) จากตะเข็บโดยตรง

วิธีการทำเหมืองแบบเปิดโล่งเหมาะสำหรับตะกอนตื้น (ลึกไม่เกิน 75 ม.) และตะกอนที่โผล่ขึ้นมาบนผิวน้ำ เป็นที่น่าสังเกตว่าในแคนาดา แหล่งฝากที่เปิดโล่งทั้งหมดตั้งอยู่ในภูมิภาคอาทาบาสกา

การทำเหมืองแบบเปิดโล่งหมายถึงเพียงแค่ใส่ทรายน้ำมันลงในรถดั๊มพ์และขนส่งไปยังโรงงานแปรรูป ซึ่งจะถูกล้างด้วยน้ำร้อนและแยกน้ำมันออกจากวัสดุอื่นๆ ทั้งหมด ต้องใช้ทรายน้ำมันประมาณ 2 ตันในการผลิตน้ำมัน 1 บาร์เรล หากวิธีนี้ฟังดูค่อนข้างลำบากในการรับน้ำมัน 1 บาร์เรล คุณพูดถูก แต่ปัจจัยการกู้คืนน้ำมันด้วยวิธีการผลิตนี้สูงมากและมีจำนวน 75% -95%

ข้าว. 1 การสกัดด้วยทรายน้ำมันแบบโอเพ่นพิท

ในการสกัดน้ำมันหนักโดยตรงจากอ่างเก็บน้ำ ตามกฎแล้วจะใช้วิธีการสกัดด้วยความร้อน เช่น การบำบัดด้วยแรงโน้มถ่วงด้วยไอน้ำ นอกจากนี้ยังมีวิธีการผลิตที่ "เย็น" ที่เกี่ยวข้องกับการฉีดตัวทำละลายลงในแหล่งกักเก็บ (เช่น วิธี VAPEX หรือเทคโนโลยี N-Solv) วิธีการสกัดน้ำมันหนักจากอ่างเก็บน้ำโดยตรงมีประสิทธิภาพน้อยกว่าในแง่ของการกู้คืนน้ำมันเมื่อเทียบกับวิธีการเปิดหลุม ในเวลาเดียวกัน วิธีการเหล่านี้มีศักยภาพในการลดต้นทุนการผลิตน้ำมันโดยการปรับปรุงเทคโนโลยีการผลิต

น้ำมันที่มีความหนืดสูง/ความหนืดสูง/น้ำมันบิทูมินัสได้รับความสนใจจากอุตสาหกรรมน้ำมันมากขึ้นเรื่อยๆ เนื่องจาก “ครีม” หลักในการผลิตน้ำมันของโลกได้ถูกตัดออกแล้ว บริษัทน้ำมันจึงถูกบังคับให้เปลี่ยนไปใช้แหล่งน้ำมันหนักที่น่าดึงดูดน้อยกว่า

มันอยู่ในน้ำมันหนักที่มีปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนของโลกหลักเข้มข้น หลังจากแคนาดาซึ่งมีปริมาณสำรองน้ำมันหนัก / บิทูมินัสสมดุล เวเนซุเอลาก็ทำเช่นเดียวกันซึ่งมีน้ำมันสำรองจำนวนมากในแถบแม่น้ำโอรีโนโก "การซ้อมรบ" นี้ทำให้เวเนซุเอลาเป็นที่แรกในโลกในแง่ของปริมาณสำรองน้ำมัน รัสเซียมีปริมาณสำรองน้ำมันหนักจำนวนมาก เช่นเดียวกับในประเทศผู้ผลิตน้ำมันอื่นๆ

ปริมาณสำรองน้ำมันหนักและน้ำมันดินธรรมชาติจำนวนมากต้องการการพัฒนาเทคโนโลยีที่เป็นนวัตกรรมสำหรับการสกัด การขนส่ง และการแปรรูปวัตถุดิบ ปัจจุบัน ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการสกัดน้ำมันหนักและน้ำมันดินธรรมชาติอาจสูงกว่าค่าใช้จ่ายในการสกัดน้ำมันเบา 3-4 เท่า การแปรรูปน้ำมันที่มีความหนืดสูงแบบหนักนั้นใช้พลังงานมากกว่าด้วย และด้วยเหตุนี้ ในหลายกรณีจึงมีกำไรต่ำและแม้แต่ไม่ได้กำไรด้วยซ้ำ

ในรัสเซีย มีการทดสอบวิธีการกู้คืนน้ำมันหนักแบบต่างๆ ที่แหล่งน้ำมันความหนืดสูง Yaregskoye ที่มีชื่อเสียงซึ่งตั้งอยู่ในสาธารณรัฐโคมิ การก่อตัวที่มีประสิทธิผลของสนามนี้ อยู่ที่ระดับความลึก ~200 ม. ประกอบด้วยน้ำมันที่มีความหนาแน่น 933 กก./ลบ.ม. และมีความหนืด 12000-16000 mPa·s ในปัจจุบัน พื้นที่นี้ใช้วิธีการสกัดด้วยความร้อนจากการขุด ซึ่งได้พิสูจน์ตัวเองแล้วว่าค่อนข้างมีประสิทธิภาพและสมเหตุสมผลในเชิงเศรษฐกิจ

ที่แหล่งน้ำมันความหนืดพิเศษ Ashalchinskoye ซึ่งตั้งอยู่ในตาตาร์สถาน กำลังดำเนินการโครงการเพื่อทดสอบนำร่องเทคโนโลยีการบำบัดด้วยแรงโน้มถ่วงด้วยไอน้ำ เทคโนโลยีนี้แม้จะไม่ประสบความสำเร็จมากนัก แต่ก็ได้รับการทดสอบที่สนาม Mordovo-Karmalskoye

ผลของการพัฒนาแหล่งน้ำมันความหนืดสูงที่มีความหนืดสูงในรัสเซียยังไม่เป็นแรงบันดาลใจให้เกิดการมองโลกในแง่ดีมากนัก จำเป็นต้องมีการปรับปรุงเทคโนโลยีและอุปกรณ์เพิ่มเติมเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิต ในขณะเดียวกัน ก็มีศักยภาพในการลดต้นทุนการผลิตน้ำมันหนัก และหลายบริษัทก็พร้อมที่จะมีส่วนร่วมในการผลิต

เงินฝากจากชั้นหิน

น้ำมันจากชั้นหินเป็นหัวข้อ "อินเทรนด์" เมื่อเร็ว ๆ นี้ ทุกวันนี้ หลายประเทศแสดงความสนใจเพิ่มขึ้นในการผลิตน้ำมันจากชั้นหิน ในสหรัฐอเมริกาที่ซึ่งการผลิตน้ำมันจากหินดินดานกำลังดำเนินอยู่ ความหวังที่สำคัญมีความเกี่ยวข้องเพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าทรัพยากรพลังงานประเภทนี้ ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา การผลิตน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นของสหรัฐฯ ส่วนใหญ่มาจากหินดินดาน Bakken ในนอร์ทดาโคตาและ Eagle Ford ในเท็กซัส

การพัฒนาการผลิตน้ำมันจากชั้นหินเป็นผลโดยตรงของ "การปฏิวัติ" ที่เกิดขึ้นในสหรัฐอเมริกาในการผลิตก๊าซจากชั้นหิน เมื่อราคาก๊าซร่วงลงอันเป็นผลมาจากการผลิตก๊าซที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว บริษัทต่างๆ เริ่มเปลี่ยนจากการผลิตก๊าซเป็นการผลิตน้ำมันจากชั้นหิน นอกจากนี้เทคโนโลยีสำหรับการสกัดก็ไม่ต่างกัน สำหรับสิ่งนี้ ดังที่ทราบกันดีอยู่แล้วว่ามีการเจาะหลุมแนวนอน ตามด้วยการแตกร้าวด้วยไฮดรอลิกหลายครั้งของหินที่มีน้ำมัน เนื่องจากอัตราของหลุมดังกล่าวลดลงอย่างรวดเร็ว จึงจำเป็นต้องเจาะหลุมจำนวนมากในตารางที่มีความหนาแน่นสูงเพื่อรักษาปริมาณการผลิต ดังนั้นค่าใช้จ่ายในการสกัดน้ำมันจากชั้นหินจึงสูงกว่าต้นทุนในการสกัดน้ำมันจากแหล่งทั่วไปอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้

ตราบใดที่ราคาน้ำมันยังสูง โครงการน้ำมันจากชั้นหินถึงแม้จะมีต้นทุนสูง แต่ก็ยังน่าดึงดูด นอกสหรัฐอเมริกา แหล่งน้ำมันจากหินดินดาน Vaca Muerta ในอาร์เจนตินาและการก่อตัวของ Bazhenov ในรัสเซียถือว่ามีแนวโน้มมากที่สุด

จนถึงปัจจุบัน เทคโนโลยีการผลิตน้ำมันจากชั้นหินยังอยู่ในช่วงเริ่มต้นของการพัฒนา ต้นทุนวัตถุดิบที่ได้รับ แม้ว่าจะมีแนวโน้มลดลง แต่ก็ยังสูงกว่าต้นทุนการผลิตน้ำมันทั่วไปอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้นน้ำมันจากชั้นหินจึงยังคงเป็นน้ำมันสำรองที่มีแนวโน้มดีในอนาคตและไม่น่าจะส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญ ตลาดที่มีอยู่น้ำมัน. "การปฏิวัติ" แบบเดียวกับที่เกิดขึ้นในตลาดก๊าซที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาการผลิตก๊าซจากชั้นหินนั้นไม่คาดว่าจะเกิดขึ้นในตลาดน้ำมัน

ก๊าซไฮโดรคาร์บอน ไฮเดรต น้ำมันเชื้อเพลิง

กระบวนการ Fischer-Tropsch

กระบวนการ Fischer-Tropsch ได้รับการพัฒนาในปี ค.ศ. 1920 โดยนักวิทยาศาสตร์ชาวเยอรมัน Franz Fischer และ Hans Tropsch ประกอบด้วยส่วนผสมของไฮโดรเจนกับคาร์บอนที่อุณหภูมิและความดันที่แน่นอนต่อหน้าตัวเร่งปฏิกิริยา ส่วนผสมที่เป็นผลลัพธ์ของไฮโดรคาร์บอนมีลักษณะคล้ายน้ำมันและมักเรียกกันว่า น้ำมันสังเคราะห์.

ข้าว. 2 การผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ตามกระบวนการ Fischer-Tropsch

CTL (ถ่านหินเป็นของเหลว)- แก่นแท้ของเทคโนโลยีคือถ่านหินที่ไม่มีอากาศเข้าและที่อุณหภูมิสูงจะสลายตัวเป็นคาร์บอนมอนอกไซด์และไฮโดรเจน นอกจากนี้ เมื่อมีตัวเร่งปฏิกิริยา ส่วนผสมของไฮโดรคาร์บอนต่างๆ จะถูกสังเคราะห์จากก๊าซทั้งสองนี้ จากนั้น น้ำมันสังเคราะห์นี้ ก็เหมือนกับน้ำมันธรรมดา ที่ถูกแยกออกเป็นเศษส่วนและแปรรูปต่อไป ใช้เหล็กหรือโคบอลต์เป็นตัวเร่งปฏิกิริยา

ในช่วงสงครามโลกครั้งที่สอง อุตสาหกรรมของเยอรมันใช้เทคโนโลยี Coal-to-liquids เพื่อผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ แต่เนื่องจากกระบวนการนี้ไม่ได้ประโยชน์ทางเศรษฐกิจ และยิ่งไปกว่านั้น เป็นอันตรายต่อสิ่งแวดล้อม หลังจากสิ้นสุดสงคราม การผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ก็สูญเปล่า ต่อมาชาวเยอรมันใช้ประสบการณ์เพียงสองครั้งเท่านั้น - โรงงานแห่งหนึ่งสร้างขึ้นในแอฟริกาใต้และอีกแห่งในตรินิแดด

GTL (แก๊สเป็นของเหลว)- กระบวนการผลิตไฮโดรคาร์บอนสังเคราะห์เหลวจากก๊าซ (ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง) น้ำมันสังเคราะห์ที่ได้จากกระบวนการ GTL ไม่ได้ด้อยกว่า แต่มีคุณสมบัติเหนือกว่าน้ำมันเบาคุณภาพสูงในบางลักษณะ ผู้ผลิตระดับโลกหลายรายใช้น้ำมันสังเคราะห์เพื่อปรับปรุงคุณสมบัติของน้ำมันหนักโดยการผสม

แม้จะมีความสนใจในเทคโนโลยีในการแปลงถ่านหินชนิดแรก แต่ก๊าซเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสังเคราะห์ไม่ได้จางหายไปตั้งแต่ต้นศตวรรษที่ 20 แต่ปัจจุบันมีโรงงาน GTL ขนาดใหญ่เพียงสี่แห่งที่ทำงานในโลก - Mossel Bay (แอฟริกาใต้) , Bintulu (มาเลเซีย), Oryx (กาตาร์) ) และ Pearl (กาตาร์)

BTL (ชีวมวลเป็นของเหลว)- สาระสำคัญของเทคโนโลยีเหมือนกับถ่านหินเป็นของเหลว สิ่งเดียวเท่านั้น ความแตกต่างที่สำคัญโดยที่วัสดุเริ่มต้นไม่ใช่ถ่านหิน แต่เป็นวัสดุจากพืช การใช้เทคโนโลยีนี้ในวงกว้างเป็นเรื่องยากเนื่องจากขาดแหล่งข้อมูลจำนวนมาก

ข้อเสียของโครงการสำหรับการผลิตไฮโดรคาร์บอนสังเคราะห์ตามกระบวนการ Fischer-Tropsch คือ: ความเข้มข้นของเงินทุนสูงของโครงการ การปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์อย่างมีนัยสำคัญ การใช้น้ำสูง เป็นผลให้โครงการไม่จ่ายเลยหรือกำลังจะทำกำไร ความสนใจในโครงการดังกล่าวเพิ่มขึ้นในช่วงที่ราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูง และจางหายไปอย่างรวดเร็วเมื่อราคาลดลง

ทุ่งนอกชายฝั่ง

การผลิตน้ำมันบนหิ้งน้ำลึกต้องใช้เงินลงทุนสูงจากบริษัทต่างๆ การครอบครองเทคโนโลยีที่เหมาะสม และความเสี่ยงที่เพิ่มขึ้นสำหรับบริษัทผู้ดำเนินการ ระลึกถึงอุบัติเหตุล่าสุดที่ Deepwater Horizon ในอ่าวเม็กซิโกเป็นอย่างน้อย BP เท่านั้นที่หลีกเลี่ยงการล้มละลายได้อย่างปาฏิหาริย์ เพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายทั้งหมดและการชำระเงินที่เกี่ยวข้อง บริษัทต้องขายสินทรัพย์เกือบครึ่งหนึ่ง การชำระบัญชีของอุบัติเหตุและผลที่ตามมา รวมถึงการจ่ายค่าชดเชย ทำให้ BP เป็นจำนวนเงินที่เป็นระเบียบเรียบร้อยประมาณ 30 พันล้านดอลลาร์

ไม่ใช่ทุกบริษัทพร้อมที่จะรับความเสี่ยงดังกล่าว ดังนั้น โครงการผลิตน้ำมันบนหิ้งน้ำลึกจึงมักดำเนินการโดยกลุ่มบริษัทต่างๆ

โครงการนอกชายฝั่งกำลังดำเนินการอย่างประสบความสำเร็จในอ่าวเม็กซิโก ทะเลเหนือ บนพื้นที่ของนอร์เวย์ บราซิล และประเทศอื่นๆ ในรัสเซีย ความหวังหลักเกี่ยวข้องกับหิ้งของทะเลอาร์กติกและตะวันออกไกล

หิ้งของทะเลอาร์กติกแม้ว่าจะมีการศึกษาเพียงเล็กน้อย แต่ก็มีศักยภาพที่สำคัญ ข้อมูลทางธรณีวิทยาที่มีอยู่ทำให้สามารถคาดการณ์ปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนที่สำคัญได้ในบริเวณนี้ แต่ความเสี่ยงก็ยิ่งใหญ่เช่นกัน ผู้ปฏิบัติงานด้านการผลิตน้ำมันทราบดีว่าคำตัดสินขั้นสุดท้ายเกี่ยวกับการมีอยู่ (หรือไม่มี) ของปริมาณสำรองน้ำมันเชิงพาณิชย์นั้นสามารถทำได้โดยอาศัยผลการขุดเจาะบ่อน้ำมันเท่านั้น และจนถึงขณะนี้ยังแทบไม่มีในแถบอาร์กติก วิธีการเปรียบเทียบซึ่งใช้ในกรณีเช่นนี้เพื่อประเมินปริมาณสำรองของภูมิภาคอาจให้แนวคิดที่ไม่ถูกต้องเกี่ยวกับปริมาณสำรองที่แท้จริง ไม่ใช่ว่าโครงสร้างทางธรณีวิทยาในอนาคตทุกแห่งจะมีน้ำมัน อย่างไรก็ตาม ผู้เชี่ยวชาญประเมินโอกาสในการค้นพบแหล่งน้ำมันขนาดใหญ่ว่าสูง

การค้นหาและพัฒนาแหล่งน้ำมันในแถบอาร์กติกนั้นขึ้นอยู่กับข้อกำหนดในการปกป้องสิ่งแวดล้อมที่สูงมาก อุปสรรคเพิ่มเติมคือสภาพอากาศที่รุนแรง ความห่างไกลจากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ และความจำเป็นต้องคำนึงถึงสถานการณ์น้ำแข็ง

3. แก๊สไฮเดรต

ก๊าซให้ความชุ่มชื้นในธรรมชาติ

แก๊สไฮเดรต (เช่น ก๊าซธรรมชาติไฮเดรตหรือคลาเทรต) เป็นสารประกอบผลึกที่เกิดขึ้นภายใต้สภาวะเทอร์โมบาริกจากน้ำและก๊าซ ชื่อ "clathrates" (จากภาษาละติน clathratus - "ใส่ในกรง") โดย Powell ในปี 1948 แก๊สไฮเดรตเป็นสารประกอบที่ไม่ใช่ปริมาณสัมพันธ์ นั่นคือ สารประกอบขององค์ประกอบที่แปรผันได้

ก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, ไอโซบิวเทน ฯลฯ) ก่อให้เกิดไฮเดรตซึ่งอยู่ภายใต้สภาวะเทอร์โมบาริกบางประการ พื้นที่ของการดำรงอยู่ของพวกเขาถูกกักขังอยู่ในตะกอนก้นทะเลและพื้นที่ดินแห้งแล้ง ไฮเดรตของก๊าซธรรมชาติที่โดดเด่นคือมีเทนและคาร์บอนไดออกไซด์ไฮเดรต

ในระหว่างการผลิตก๊าซ ไฮเดรตสามารถก่อตัวในหลุมเจาะ การสื่อสารทางอุตสาหกรรม และท่อส่งก๊าซหลัก ไฮเดรตจะลดปริมาณงานลงอย่างรวดเร็วเมื่อเกาะอยู่บนผนังท่อ เพื่อต่อสู้กับการก่อตัวของไฮเดรตในแหล่งก๊าซ สารยับยั้งต่างๆ จะถูกนำเข้าสู่บ่อน้ำและท่อ (เมทิลแอลกอฮอล์, ไกลคอล, สารละลาย 30% CaCl 2) และอุณหภูมิของการไหลของก๊าซจะคงอยู่เหนืออุณหภูมิของการก่อตัวของไฮเดรตโดยใช้เครื่องทำความร้อน, ความร้อน ฉนวนของท่อและการเลือกโหมดการทำงานให้อุณหภูมิสูงสุดของกระแสก๊าซ เพื่อป้องกันการก่อตัวของไฮเดรตในท่อส่งก๊าซหลัก การทำแห้งด้วยแก๊สเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพมากที่สุด - การทำให้แก๊สบริสุทธิ์จากไอน้ำ

ภูมิศาสตร์ของการกระจายก๊าซไฮเดรต

เห็นได้ชัดว่าไฮเดรตส่วนใหญ่กระจุกตัวอยู่ที่ขอบทวีปซึ่งมีความลึกของน้ำประมาณ 500 ม. ในเขตเหล่านี้ น้ำจะนำเอาสารอินทรีย์และมีสารอาหารสำหรับแบคทีเรียซึ่งเป็นผลมาจากการที่ก๊าซมีเทนถูกปลดปล่อยออกมา กิจกรรมที่สำคัญ ความลึกตามปกติของการเกิด SPGE อยู่ที่ 100-500 เมตรใต้ก้นทะเล ถึงแม้ว่าบางครั้งจะพบพวกมันที่ก้นทะเลก็ตาม ในพื้นที่ที่มีชั้นดินเยือกแข็งที่พัฒนาแล้ว อาจพบที่ระดับความลึกที่ตื้นกว่าด้วย เนื่องจากอุณหภูมิพื้นผิวต่ำกว่า พบ PLNG ขนาดใหญ่นอกชายฝั่งญี่ปุ่นนอกพื้นที่ Blake Ridge ทางตะวันออกของชายแดนทางทะเลของสหรัฐฯ บนขอบด้านในของ Cascades ใกล้แวนคูเวอร์ [บริติชโคลัมเบีย แคนาดา] และนอกชายฝั่งนิวซีแลนด์ มีหลักฐานเพียงเล็กน้อยของ SGGH จากการสุ่มตัวอย่างโดยตรงทั่วโลก ข้อมูลส่วนใหญ่เกี่ยวกับการเกิดไฮเดรตได้มาโดยทางอ้อม จากการสำรวจคลื่นไหวสะเทือน การตัดไม้ จากการวัดระหว่างการเจาะ จากการเปลี่ยนแปลงการทำให้เป็นแร่ของน้ำในรูพรุน

จนถึงตอนนี้ มีเพียงตัวอย่างเดียวของการผลิตก๊าซจาก LNG เท่านั้นที่ทราบ - ที่แหล่งก๊าซ Messoyakha ในไซบีเรีย ทุ่งนี้ถูกค้นพบในปี 1968 เป็นทุ่งแรกในตอนเหนือของลุ่มน้ำไซบีเรียตะวันตกที่ผลิตก๊าซ ในช่วงกลางทศวรรษ 1980 มีการค้นพบแหล่งสะสมอื่นๆ มากกว่า 60 แหล่งในแอ่ง เงินสำรองทั้งหมดของเงินฝากเหล่านี้มีจำนวน 22 ล้านล้าน ม. 3 หรือหนึ่งในสามของปริมาณก๊าซสำรองของโลก ตามการประมาณการก่อนการผลิต ปริมาณสำรองของแหล่ง Messoyakhskoye คือ 79 ล้านลูกบาศก์เมตรของก๊าซ ซึ่งหนึ่งในสามบรรจุอยู่ในไฮเดรตที่อยู่เหนือเขตก๊าซเสรี

ยกเว้นสนาม Messoyakha LPGGs ที่มีการศึกษาดีที่สุดอยู่ในเขตแม่น้ำ Prudhoe Bay-Kiparuk ของมลรัฐอะแลสกา ในปีพ.ศ. 2515 หลุมสำรวจ ARC0 และ Exxon 2 North West Eileen บนเนิน North Slope ของมลรัฐอะแลสกาได้ผลิตตัวอย่างไฮเดรตในแกนแรงดัน จากการไล่ระดับความดันและอุณหภูมิในภูมิภาคนี้ เป็นไปได้ที่จะคำนวณความหนาของโซนของสภาวะคงตัวหรือความเสถียรของไฮเดรตในภูมิภาคอ่าวพรูดโฮ-แม่น้ำคิพารุก ตามการประมาณการ ไฮเดรตควรมีความเข้มข้นในช่วง 210–950 ม.

อำเภอ ปัญญาสมัยใหม่เพื่อความชุ่มชื้น

ผู้เชี่ยวชาญของการสำรวจทางธรณีวิทยาของแคนาดา (GCSJ, Japan National Petroleum Corporation (JN0CI, Japan Petroleum Exploration Company (JAPEX1), US Geological Survey, US Department of Energy และบริษัทหลายแห่ง รวมถึง Schlumberger) ได้ทำการศึกษาแหล่งกักเก็บก๊าซไฮเดรต ( GTZ) ในสามเหลี่ยมปากแม่น้ำแมคเคนซี (นอร์ทเวสต์เทร์ริทอรีส์ แคนาดา) ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของโครงการความร่วมมือ ในปี 2541 หลุมสำรวจใหม่ Mallick 2L-38 ถูกเจาะติดกับบ่อน้ำของบริษัท Imperial Oil Ltd. ซึ่งค้นพบการสะสมไฮเดรต จุดประสงค์ของงานนี้เพื่อประเมินคุณสมบัติของไฮเดรตที่เกิดขึ้นตามธรรมชาติ และประเมินความเป็นไปได้ของการพิจารณาคุณสมบัติเหล่านี้โดยใช้เครื่องมือในหลุมเจาะที่หย่อนลงบนสายเคเบิล

ประสบการณ์ที่ได้รับจากการทำวิจัยเกี่ยวกับบ่อน้ำ มัลลิก พิสูจน์แล้วว่ามีประโยชน์มากในการศึกษาคุณสมบัติของไฮเดรตตามธรรมชาติ JAPEX และกลุ่มที่เกี่ยวข้องตัดสินใจเริ่มต้น โครงการใหม่การขุดเจาะไฮเดรตในลุ่มน้ำนันไคนอกชายฝั่งประเทศญี่ปุ่น มีการประเมินพื้นที่ประมาณสิบแห่งว่ามีโอกาสเกิดไฮเดรตโดยพิจารณาจากการมีอยู่ของ BSR (ตัวสะท้อนแสงแบบด้านล่าง)

ปัญหาการพัฒนาอุตสาหกรรมของรูปแบบก๊าซไฮเดรตของการสะสมของไฮโดรคาร์บอน

ความมั่นคงของก้นทะเล การสลายตัวของไฮเดรตสามารถนำไปสู่การละเมิดความเสถียรของตะกอนด้านล่างบนเนินเขาภาคพื้นทวีป ด้านล่างของ CCT สามารถเป็นจุดลดความเข้มของมวลหินตะกอนได้ การปรากฏตัวของไฮเดรตสามารถป้องกันการบดอัดและการรวมตัวของเงินฝากตามปกติ ดังนั้นก๊าซอิสระที่อยู่ต่ำกว่า HRT อาจอยู่ภายใต้แรงกดดันที่เพิ่มขึ้น ดังนั้น เทคโนโลยีใดๆ สำหรับการพัฒนาของสะสมไฮเดรตจะประสบความสำเร็จได้ก็ต่อเมื่อไม่รวมความเสถียรของหินที่ลดลงเพิ่มเติม ตัวอย่างของภาวะแทรกซ้อนที่เกิดจากการสลายตัวของไฮเดรตสามารถพบได้นอกชายฝั่งมหาสมุทรแอตแลนติกของสหรัฐอเมริกา ความชันของก้นทะเลอยู่ที่ 5° และที่ความชันนี้ ด้านล่างจะต้องคงที่ อย่างไรก็ตาม มีการสังเกตหินดินถล่มใต้น้ำจำนวนมาก ความลึกของแนวหินเหล่านี้ใกล้เคียงกับความลึกที่จำกัดของโซนความเสถียรของไฮเดรต ในพื้นที่ที่เกิดดินถล่ม BSRs มีความชัดเจนน้อยกว่า นี่อาจเป็นสัญญาณบ่งชี้ว่าไฮเดรตไม่มีอยู่อีกต่อไป เนื่องจากมีการเคลื่อนไหว มีสมมติฐานตามที่ความดันใน SPTT ลดลง ตามที่ควรเกิดขึ้นเมื่อระดับน้ำทะเลลดลงในยุคน้ำแข็ง การสลายตัวของไฮเดรตที่ระดับความลึกสามารถเริ่มต้นได้ และด้วยเหตุนี้ ตะกอนที่อิ่มตัวด้วยไฮเดรต เริ่มสไลด์ได้

พบพื้นที่ดังกล่าวนอกชายฝั่งทางเหนือ แคโรไลนาส, สหรัฐอเมริกา ในเขตของแผ่นดินถล่มใต้น้ำขนาดใหญ่ที่มีความกว้าง 66 กม. การศึกษาแผ่นดินไหวได้ระบุถึงการปรากฏตัวของ SPTT ขนาดใหญ่ทั้งสองด้านของหิ้งดินถล่ม อย่างไรก็ตามไม่มีไฮเดรตอยู่ใต้หิ้ง

ดินถล่มใต้น้ำที่ขับเคลื่อนโดยไฮเดรตอาจส่งผลต่อความเสถียรของแท่นขุดเจาะและท่อส่งน้ำนอกชายฝั่ง

ผู้เชี่ยวชาญหลายคนเชื่อว่าการประมาณการบ่อยครั้งของปริมาณมีเทนในไฮเดรตนั้นเกินจริง และแม้ว่าการประมาณการเหล่านี้ถูกต้อง แต่ไฮเดรตอาจกระจายตัวในหินตะกอนมากกว่าที่จะเข้มข้นในการสะสมขนาดใหญ่ ในกรณีนี้ การแยกออกอาจทำได้ยาก ไม่เกิดประโยชน์ทางเศรษฐกิจ และเป็นอันตรายต่อสิ่งแวดล้อม

บทสรุป

สถานะของความรู้เกี่ยวกับวัตถุดิบประเภทต่างๆ ที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมและการพัฒนาในโลกนี้ยังคงอยู่ในระดับต่ำ แต่พร้อมกับการหมดสิ้นของปริมาณสำรองแบบดั้งเดิม ประเทศที่ขาดแคลนไฮโดรคาร์บอนกำลังหันไปหาแหล่งที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมมากขึ้น กิจกรรมส่วนใหญ่ รวมทั้งข้อเสนอเพื่อกระตุ้นการผลิต มุ่งเป้าไปที่กลุ่มน้ำมันและก๊าซที่ยากต่อการกู้คืนเท่านั้น อันที่จริง ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกอยู่นอกเหนือความสนใจของทั้งบริษัทน้ำมันและก๊าซ และหน่วยงานบริหารจัดการดินใต้ผิวดินของรัฐบาล

ดังนั้น เมื่อเทียบกับสถานการณ์ปัจจุบัน ประเภทหลักของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกสามารถแบ่งออกเป็นกลุ่มที่เตรียมไว้สำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรม (หรือโครงการนำร่อง) กลุ่มที่ต้องการการศึกษา การประเมิน และการบัญชีในงบดุล มีความจำเป็นต่อการพัฒนาเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาในระยะยาว และกลุ่มของวัตถุที่เป็นปัญหาและสมมุติฐาน

ตามความเป็นไปได้ของการมีส่วนร่วมในการพัฒนา ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกสามารถแบ่งออกเป็นสามกลุ่มที่ไม่เท่ากัน น้ำมัน น้ำมันดิน และทรายน้ำมันที่ยากต่อการฟื้นตัว (ความหนืดสูงที่มีความหนืดสูง) มีความสำคัญในทางปฏิบัติอยู่แล้ว เนื่องจากเป็นวัตถุดิบของไฮโดรคาร์บอนในแหล่งไฮโดรคาร์บอนที่แปลกใหม่ ในระยะกลาง กลุ่มนี้สามารถรวมก๊าซและน้ำมันไว้ในชั้นหินได้

จนถึงตอนนี้ บริษัทน้ำมันยังไม่ได้แสดงความสนใจในก๊าซธรรมชาติไฮเดรต ในเวลาเดียวกันผลิตภัณฑ์ใหม่จะปรากฏในตลาดเทคโนโลยีในไม่ช้าตามคุณสมบัติของก๊าซธรรมชาติเพื่อสร้างสารประกอบที่เป็นของแข็งภายใต้เงื่อนไขบางประการ (โดยวิธีการจนถึงขณะนี้คุณสมบัตินี้นำมาซึ่งปัญหาและค่าใช้จ่ายเท่านั้นเนื่องจากต้องขอบคุณมัน , ท่อส่งก๊าซในฤดูหนาวมักจะพบปลั๊กแก๊สไฮเดรต) บริษัทขนาดใหญ่หลายแห่งมีส่วนร่วมในการพัฒนาผลิตภัณฑ์นี้ รวมถึง Shell, Total, Arco, Phillips และอื่นๆ เรากำลังพูดถึงการเปลี่ยนก๊าซธรรมชาติเป็นก๊าซไฮเดรต ซึ่งช่วยให้การขนส่งโดยไม่ต้องใช้ท่อส่งและการจัดเก็บในสถานที่จัดเก็บเหนือพื้นดินที่ความดันปกติ การพัฒนาเทคโนโลยีนี้เป็นผลพลอยได้จากการวิจัยด้านก๊าซธรรมชาติไฮเดรตในห้องปฏิบัติการทางวิทยาศาสตร์ของนอร์เวย์เป็นเวลาหลายทศวรรษ

โดยทั่วไปแล้ว ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเป็นทุนสำรองที่สำคัญสำหรับการเติมฐานทรัพยากรน้ำมันและก๊าซสำหรับหลายประเทศ

วรรณกรรม

1. มาโกกอน ยู.เอฟ. "ไฮเดรตของก๊าซธรรมชาติ", Nedra, 1974

2. Bazhenova O.K. , Burlin Yu.K. "ธรณีวิทยาและธรณีเคมีของน้ำมันและก๊าซ", Moscow State University 2004

3. Yakutseny V.P. , Petrova Yu.E. , Sukhanov A.A. "ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอก - สำรองสำหรับการเติมฐานวัตถุดิบของน้ำมันและก๊าซในรัสเซีย", VNIGRI, เซนต์ปีเตอร์สเบิร์ก, 2552, 20p

โฮสต์บน Allbest.ru

...

เอกสารที่คล้ายกัน

องค์ประกอบของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนของแหล่งน้ำมันและก๊าซคอนเดนเสทของโซนออนบอร์ดทางเหนือของภาวะซึมเศร้าพรีแคสเปี้ยน วิธีการป้องกันการกัดกร่อนของโลหะ การก่อไฮเดรต พาราฟินและการสะสมของเกลือระหว่างการรวบรวมและการเตรียมวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอน

วิทยานิพนธ์ เพิ่ม 12/31/2015


การแสดงลักษณะเฉพาะของแท่นขุดเจาะน้ำมันในฐานะคอมเพล็กซ์ทางวิศวกรรมที่ซับซ้อน ประเภทของแท่นขุดเจาะน้ำมัน: นิ่ง, เคลื่อนที่, กึ่งดำน้ำ การแต่งตั้ง การจัดการ และการทำงานของแท่นขุดเจาะน้ำมัน Eva 4000 การขุดเจาะบ่อน้ำและการสกัดวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอน

บทคัดย่อ เพิ่มเมื่อ 27/10/2015


ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับอุตสาหกรรมน้ำมันทั้งในโลกและในรัสเซีย น้ำมันสำรองของโลก การผลิตและการบริโภค การพิจารณา องค์กรอาณาเขตการผลิตและแปรรูปน้ำมันในสหพันธรัฐรัสเซีย ปัญหาหลักของการพัฒนาอุตสาหกรรมในประเทศ

ภาคเรียนที่เพิ่มเมื่อ 08/21/2015


เทคโนโลยีของผลกระทบจากความร้อนต่อการก่อตัวของน้ำมันที่มีความหนืดสูงและน้ำมันดินธรรมชาติ สาระสำคัญของวิธีการเผาไหม้ในแหล่งกำเนิด การพัฒนาแหล่งน้ำมัน (บิทูเมน) โดยวิธีเปิด ประสบการณ์การทำเหมืองน้ำมันหนักในรัสเซียและจุดอ่อนของมัน

บทคัดย่อ, เพิ่ม 05/08/2015


ประวัติการผลิตน้ำมันนอกชายฝั่ง ภูมิศาสตร์ของเงินฝาก ประเภทของแท่นขุดเจาะ การขุดเจาะบ่อน้ำมันและก๊าซในสภาวะอาร์คติก ลักษณะของการผลิตน้ำมันนอกชายฝั่งในรัสเซีย ภัยพิบัติชานชาลา อุบัติเหตุครั้งใหญ่ที่สุดบนแท่นขุดเจาะน้ำมัน

กระดาษภาคเรียนเพิ่ม 10/30/2011


ประเภทของแท่นขุดเจาะนอกชายฝั่ง - คอมเพล็กซ์วิศวกรรมที่ซับซ้อนซึ่งออกแบบมาสำหรับการขุดเจาะบ่อน้ำและการแยกไฮโดรคาร์บอนที่อยู่ใต้ก้นทะเล มหาสมุทร หรือแหล่งน้ำอื่นๆ องค์ประกอบของมันคือ: ตัวถัง, ระบบสมอ, แท่นเจาะและปั้นจั่น

การนำเสนอเพิ่ม 02/02/2017


การศึกษาและประเมินทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนในสภาวะคงที่และไดนามิก การสนับสนุนทางธรณีวิทยาเพื่อการพัฒนาภาคสนามอย่างมีประสิทธิภาพ วิธีการควบคุมภาคสนามทางธรณีวิทยา การปกป้องดินใต้ผิวดินและธรรมชาติในกระบวนการขุดเจาะและการทำงานของบ่อน้ำ

หลักสูตรการบรรยายเพิ่มเมื่อ 09/22/2012


การเปรียบเทียบหลักการจำแนกน้ำมันสำรองในปี 2544 และ 2548 การยืนยันพารามิเตอร์ที่คำนวณได้ของสนาม Zalesnoye ตามข้อมูลของการสำรวจธรณีฟิสิกส์ของบ่อน้ำ - พื้นที่ทั้งหมด, ปริมาตรของหินอิ่มตัวของน้ำมัน, ค่าสัมประสิทธิ์ความพรุน

ภาคเรียนที่เพิ่ม 05/17/2011


คำอธิบายโดยย่อและตัวชี้วัดหลักขององค์กร การวิเคราะห์ตลาดน้ำมัน คุณสมบัติของกระบวนการ และปัญหาในการผลิต ค้นหาวิธีการที่เป็นไปได้เพื่อเพิ่มผลผลิตที่ดี การดำเนินการของการแตกร้าวของกรดในการผลิตน้ำมัน

วิทยานิพนธ์, เพิ่ม 06/29/2012


ลักษณะทั่วไป ประวัติและขั้นตอนหลักของการพัฒนาแหล่งที่ศึกษา อุปกรณ์และเครื่องมือที่ใช้ในการทำงานของแหล่งน้ำมันและก๊าซ สิทธิและหน้าที่ทางวิชาชีพของผู้ดำเนินการผลิตน้ำมันและก๊าซ

ทุกวันนี้ มีทางเลือกมากมายสำหรับความพึงพอใจในระยะยาวต่อความต้องการของมนุษยชาติในด้านทรัพยากรพลังงาน ในทศวรรษหน้า การแข่งขันที่ดุเดือดจะเกิดขึ้นในโลกทั้งระหว่างแหล่งพลังงานต่างๆ โดยเฉพาะน้ำมันและก๊าซ และพื้นที่การผลิต

การศึกษาจำนวนมากโดยผู้เชี่ยวชาญชาวรัสเซียและชาวต่างประเทศให้เหตุผลหนักแน่นเพื่อยืนยันว่าปัจจุบันโลกกำลังจะเปลี่ยนแปลงของโลก การเปลี่ยนแปลงเชิงคุณภาพที่ร้ายแรงกำลังเริ่มต้น คลี่คลาย และกำลังเกิดขึ้นแล้วในการพัฒนาพลังงานโลก ดังนั้น อนาคตของพลังงานโลก เช่นเดียวกับอนาคตของเศรษฐกิจโลกทั้งโลก จะถูกกำหนดโดยแนวโน้มส่วนใหญ่ เช่น:

• ความสมดุลระหว่างโลกาภิวัตน์และภูมิภาค การคุกคามของการขาดแคลนพลังงาน และการเริ่มมีพลังงานส่วนเกินทั่วโลก
• การเปลี่ยนแปลงโครงสร้างทางเทคโนโลยีทั้งในการผลิตเชื้อเพลิงและพลังงานและการบริโภค
• การสิ้นสุดยุคไฮโดรคาร์บอนและการพัฒนานวัตกรรมพลังงานปลอดคาร์บอน เป็นต้น

ในขณะเดียวกัน โลกาภิวัตน์ก็เติบโตขึ้น และปัจจัยระดับโลกที่ก่อให้เกิดความไม่มั่นคงยังคงอยู่ ประการแรกคือการเปลี่ยนแปลงความสัมพันธ์ระหว่างศูนย์กลางอำนาจชั้นนำของโลก ความเหลื่อมล้ำทางเศรษฐกิจอย่างต่อเนื่อง การขาดแคลน ทรัพยากรธรรมชาติด้วยการใช้จ่ายอย่างสิ้นเปลืองอย่างต่อเนื่อง มลภาวะที่ต่อเนื่องของสภาพแวดล้อมทางธรรมชาติ โดยเฉพาะอย่างยิ่งกับของเสียจากอุตสาหกรรม และวิกฤตของแบบจำลองดั้งเดิมของการพัฒนาอย่างกว้างขวาง

โดยเฉพาะอย่างยิ่ง โลกาภิวัตน์ที่กำลังเติบโตนำความท้าทายใหม่ๆ มาสู่มนุษยชาติ แต่ยังให้โอกาสใหม่ในการแก้ปัญหาที่ซับซ้อนที่สุด ดังนั้นจึงมีตัวเลือกต่างๆ มากมายสำหรับความพึงพอใจในระยะยาวของความต้องการทรัพยากรพลังงานของมนุษยชาติและการพัฒนาในทศวรรษหน้าของการแข่งขันที่ดุเดือดระหว่างแหล่งพลังงานต่างๆ ซึ่งทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมจะครอบครองพื้นที่พิเศษ

ความเสี่ยง แนวโน้ม และปัจจัยทางเศรษฐกิจภายนอก เช่น

• การกำเริบของปัญหาจำนวนหนึ่งที่สถาบันระหว่างประเทศที่มีอยู่กำลังเผชิญอย่างไม่น่าพอใจ ซึ่งรวมถึงภัยคุกคามจากวิกฤตการเงินและเศรษฐกิจโลกที่รุนแรงขึ้น การรักษาและแม้กระทั่งการเสริมสร้างความไม่สมดุลและการสะสมของความไม่สมดุลในการค้าโลก ในการเคลื่อนย้ายของทุน ในการปรับโครงสร้างเศรษฐกิจโลกและระบบการเงิน
• ประการที่สองคือการเติบโตของความไม่แน่นอนของการพัฒนาโลกที่เกิดจากจำนวนที่เพิ่มขึ้นของประเทศที่กำหนดการก่อตัวของโลก พลวัตทางเศรษฐกิจ. ศูนย์กลางอำนาจแห่งใหม่มีผลกระทบเพิ่มขึ้นต่อแนวโน้มเศรษฐกิจโลกทั้งหมด เปลี่ยนรูปแบบการค้าโลก ขอบเขตการเงิน เงินทุนและกระแสแรงงาน
• และสุดท้าย การเพิ่มขึ้นของอัตราการเปลี่ยนแปลงของแนวโน้มเศรษฐกิจโลกที่สำคัญจำนวนหนึ่ง อันเนื่องมาจากกิจกรรมนวัตกรรมที่เข้มข้นขึ้น

เมื่อพูดถึงสถานการณ์พลังงานในโลกปัจจุบัน ไม่ควรพูดถึงการเปลี่ยนแปลงที่เกิดขึ้นเกือบต่อเนื่อง แต่เฉพาะการเปลี่ยนแปลงที่มีผลกระทบระยะยาวและพื้นฐานการเปลี่ยนแปลงความเข้าใจของเราเกี่ยวกับพลังงานในทศวรรษหน้า

นี่เป็นปัญหาหลักของการขาดพลังงาน ดังที่คุณทราบ สโมสรแห่งนี้ได้รับการกำหนดขึ้น (และพิสูจน์ได้ ตามระดับความรู้นั้น) ในกลางศตวรรษที่ผ่านมาโดย Club of Rome และตั้งแต่นั้นเป็นต้นมามนุษยชาติได้พัฒนา "ภายใต้ดาบของ Damocles" ของ การขาดพลังงาน อาจขาดพลังงานสำหรับการพัฒนา ภัยคุกคามจากการขาดดุลนี้ไม่เพียงกำหนดนโยบายเศรษฐกิจและพลังงานทั่วไปของประเทศชั้นนำเท่านั้น แต่ยังกำหนดมาตรการเชิงปฏิบัติของรัฐบาลและภาคธุรกิจด้วย

ในตอนต้นของศตวรรษนี้ สถานการณ์เริ่มเปลี่ยนไป การพัฒนาวิทยาศาสตร์ วิศวกรรม และเทคโนโลยีได้เปิดกว้างสำหรับมนุษยชาติ ไม่เพียงแต่ความเป็นไปได้ในการใช้งานเชิงพาณิชย์อย่างมีประสิทธิภาพกับแหล่งพลังงานหมุนเวียนขนาดใหญ่ (เช่น พลังงานแสงอาทิตย์ ความร้อนใต้พิภพ ลม น้ำขึ้นน้ำลง ฯลฯ) แต่ยังแทบไม่จำกัดปริมาณของ ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอก: มีเทนเตียงถ่านหิน ( มีเทนถ่านหิน); น้ำมันหนัก ทรายน้ำมัน และน้ำมันดินธรรมชาติ (น้ำมันหนักและน้ำมันหนักพิเศษ น้ำมันและทรายน้ำมัน) น้ำมันและก๊าซในรูปแบบที่แน่นและอ่างเก็บน้ำที่คับแคบ (น้ำมันและก๊าซที่แน่นและเบา) รวมถึงน้ำมันจากชั้นหินและก๊าซจากชั้นหิน (น้ำมันจากชั้นหินและ ก๊าซจากชั้นหิน).

การพัฒนาความรู้เกี่ยวกับธรรมชาติและการกำเนิดของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนและการสร้างเทคโนโลยีเพื่อการพัฒนาที่มีประสิทธิภาพไม่เพียงแต่นำไปสู่การลดภัยคุกคามของการขาดแคลนพลังงานเท่านั้น แต่ยังต้องคิดทบทวนปัญหาและแนวโน้มของสมดุลพลังงานทั่วโลกด้วย ทั้งหมด. ดังนั้นจึงได้ยินวิทยานิพนธ์เกี่ยวกับการคุกคามของปัญหาการขาดแคลนพลังงานน้อยลง ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา ผู้คนพูดถึงเรื่องนี้ด้วยความเฉื่อยหรือเพื่อวัตถุประสงค์เชิงฉวยโอกาสอย่างหมดจดเพื่อ "ผลักดัน" การตัดสินใจ โครงการ หรือเทคโนโลยีบางอย่าง

ดังนั้นจึงเป็นไปได้ที่จะทำนายจุดเปลี่ยนในปรัชญาพลังงาน - ปรัชญาของการคุกคามของการขาดพลังงานซึ่งครอบงำมนุษยชาติมานานกว่าครึ่งศตวรรษตั้งแต่สมัยของสโมสรโรม ยิ่งกว่านั้น ความสำเร็จทางวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีที่เหมือนกันเหล่านี้ทำให้สามารถยืนยันได้ว่ามีความเป็นไปได้สูงที่การขาดแคลนพลังงานไม่ได้คุกคามมนุษยชาติ ว่าทรัพยากรพลังงานส่วนเกินทั่วโลกกำลังใกล้เข้ามา และนี่คือผลลัพธ์หลักประการแรกจากการพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซแหวกแนวที่เริ่มต้นขึ้น

นอกจากนี้ ความเป็นไปได้ของการใช้แหล่งพลังงานหมุนเวียนอย่างมีประสิทธิภาพและไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมไม่เพียงเพิ่มทรัพยากรพลังงานทั้งหมด แต่ยังเปลี่ยนสถานการณ์ทางภูมิศาสตร์การเมืองในโลกอย่างรุนแรงอีกด้วย โดยเฉพาะอย่างยิ่ง มันสามารถมีอิทธิพลต่อการพัฒนาต่อไปของตลาดพลังงานโลก และเปลี่ยน "ดุลอำนาจ" และการแบ่งรัฐออกเป็นประเทศส่งออกและนำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ

ปัจจัยเดียวกัน - การพัฒนาวิทยาศาสตร์ วิศวกรรมศาสตร์ และเทคโนโลยี - ทำให้สามารถเริ่มต้นได้ (หากไม่ใช่ตอนนี้ ก็ในอนาคตอันใกล้) การพัฒนาที่คุ้มค่าทางเศรษฐกิจของแหล่งน้ำมันและก๊าซแบบดั้งเดิมที่ยังไม่ได้ใช้งานจริง เหล่านี้เป็นทรัพยากรที่มีความเข้มข้นเป็นหลักในขอบฟ้าลึกของจังหวัดน้ำมันและก๊าซบนบกและบนไหล่ทะเลลึกในแถบอาร์กติกและพื้นที่อื่น ๆ ซึ่งมีลักษณะทางธรรมชาติและภูมิอากาศที่รุนแรงหรือสภาพทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อนสำหรับการเกิดทรัพยากรไฮโดรคาร์บอน .

ในรูป รูปที่ 3 แสดงตามระดับความรู้ในปัจจุบันเกี่ยวกับโลกเกี่ยวกับการกำเนิดของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนและรูปแบบของการกระจาย การประเมินทั่วไปของทรัพยากรทางธรณีวิทยาไฮโดรคาร์บอนของโลก โดยผู้เชี่ยวชาญ VNIGRI ภายใต้การนำของ Vera Prokofievna YAKUTSENI . เห็นได้ชัดว่าทรัพยากรของไฮโดรคาร์บอนแหกคอกมีมากกว่าทรัพยากรน้ำมันและก๊าซแบบดั้งเดิมหลายเท่า ผู้เชี่ยวชาญหลายคนทำการประเมินในลักษณะเดียวกันนี้ ทั้งในรัสเซียและในประเทศอื่นๆ

การประเมินทรัพยากรก๊าซทางธรณีวิทยาของโลก นำเสนอเป็นการดัดแปลงปิรามิดทรัพยากรของ Boswell และ Collet

ผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศใช้ปิรามิดทรัพยากรกันอย่างแพร่หลายเพื่อแสดงขนาดสัมพัทธ์และผลผลิตของแหล่งพลังงานประเภทต่างๆ ในปิรามิดดังกล่าว ทรัพยากรที่มีแนวโน้มและพร้อมใช้งานที่สุดจะแสดงที่ด้านบนสุด ในขณะที่ทรัพยากรที่มีความซับซ้อนทางเทคนิคที่สุดและมีการสำรวจน้อยที่สุดจะแสดงที่ด้านล่าง ในรูป 4 แสดงค่าประมาณเปรียบเทียบของทรัพยากรโลกของก๊าซไฮเดรตและก๊าซธรรมชาติทั่วไป ซึ่งจัดทำโดยผู้เชี่ยวชาญของแคนาดา

ในรูป รูปที่ 5 แสดงค่าประมาณของทรัพยากรทางธรณีวิทยาสำหรับไฮโดรคาร์บอนและพลังงานนิวเคลียร์โดย David Deming แห่งมหาวิทยาลัยโอคลาโฮมา

ด้วยความแตกต่างทั้งหมดในการประเมินดังกล่าว อย่างไรก็ตาม ทั้งหมดบ่งชี้อย่างน่าเชื่อถือว่า ประการแรก ความหิวกระหายพลังงานเช่นนี้ไม่ได้คุกคามมนุษยชาติ และประการที่สอง ถ้าในอนาคตมนุษยชาติจะเปลี่ยนไปสู่แหล่งพลังงานใหม่ สิ่งนี้จะเกิดขึ้นไม่ว่าในกรณีใด ไม่ได้เกิดจากการขาดไฮโดรคาร์บอน ผู้เชี่ยวชาญด้านปิโตรเลียมคุ้นเคยกับสำนวนของ Sheikh Ahmed Zaki Yamani: "ยุคหินไม่ได้สิ้นสุดเพราะก้อนหินหมด"

การคาดการณ์ของ IEA, กระทรวงพลังงานสหรัฐ, BP และคลังสมองอื่นๆ ที่ได้รับการยอมรับ ให้การผลิตที่สำคัญของน้ำมันดินธรรมชาติ น้ำมันหนัก ความหนืดสูงและจากชั้นหิน ก๊าซจากชั้นหินและมีเทนในชั้นถ่านหิน น้ำมันและก๊าซที่เกิดขึ้นในระดับสูง ความลึกและในหินที่มีการซึมผ่านต่ำ

ดังจะเห็นได้จากรูปที่ การคาดการณ์ของสหรัฐฯ มองในแง่ดีอย่างมากเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการผลิตก๊าซนอกระบบในตลาดหลักสำหรับก๊าซรัสเซีย: สหภาพยุโรปและจีน

หากเราดำเนินการเฉพาะจากแนวคิดที่มีอยู่เกี่ยวกับการมีอยู่และปริมาณของทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแบบดั้งเดิมและไม่เป็นทางการ โดยคำนึงถึงการประมาณการโดยเฉลี่ยของขนาด รวมทั้งการกระจายดินแดน แต่ทิ้งประเด็นของความเป็นไปได้และต้นทุนการพัฒนาไว้ จากนั้นในช่วงกลางศตวรรษที่ 21 ประมาณโครงการดังกล่าวของศูนย์กลางการผลิตน้ำมันและก๊าซหลักของโลกและความสำคัญระหว่างภูมิภาคดังแสดงในรูปที่ เก้า.

อีกอย่างคือต้นทุนในการพัฒนาทรัพยากรใหม่ค่อนข้างสูง ดังนั้นในอนาคตอันใกล้ปัญหาหลักในการพัฒนาภาคพลังงานโลกจะไม่ใช่การขาดแคลนทรัพยากรพลังงาน แต่เป็นความสามารถในการจัดหาเชื้อเพลิงและการผลิตพลังงานตามปริมาณที่ต้องการด้วยทรัพยากรการลงทุนที่จำเป็นในเรื่องนี้ เงื่อนไขที่ตัวชี้วัดต้นทุนยังคงเป็นที่ยอมรับของผู้บริโภคและน่าสนใจสำหรับผู้ผลิตพลังงานที่ยอมรับได้ ความเสี่ยงด้านสิ่งแวดล้อมและผลลัพธ์

ราคาน้ำมันในปัจจุบันซึ่ง เศรษฐกิจโลกให้เหมาะสมทั้งผู้บริโภคและผู้ผลิตและอุตสาหกรรมพลังงานทดแทน นอกจากนี้ ราคาที่ค่อนข้างสูงเหล่านี้มีความจำเป็นสำหรับผู้ผลิตและผู้ส่งออกน้ำมันชั้นนำเท่านั้น เนื่องจากงบประมาณของประเทศเหล่านี้ขึ้นอยู่กับการรับเงินปิโตรเลียมโดยตรง แต่ราคาเดียวกันนี้ยังให้รายได้ที่สำคัญแก่งบประมาณของประเทศที่ใช้พลังงาน เนื่องจากส่วนแบ่งของภาษี สรรพสามิต และค่าธรรมเนียมต่างๆ ในราคาของผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมขั้นสุดท้ายในส่วนใหญ่อยู่ในช่วง 40% ถึง 60%

ต้นทุนการผลิตสำหรับการสกัดทั้งก๊าซจากชั้นหินและไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ธรรมดาประเภทอื่นๆ ในปัจจุบันโดยทั่วไปจะสูงกว่าต้นทุนทั่วไปมาก ในเรื่องนี้ ไฮโดรคาร์บอนแหกคอกในขณะที่สูญเสียต้นทุนการผลิต ได้รับประโยชน์จากการพัฒนาให้ใกล้เคียงกับพื้นที่การบริโภคโดยมีต้นทุนการขนส่งน้อยที่สุด อันที่จริง การไม่มีต้นทุนดังกล่าวทำให้ทรัพยากรที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมสามารถแข่งขันได้

การประเมินเปรียบเทียบโครงสร้างราคาผู้บริโภคโลกโดยเฉลี่ยสำหรับไฮโดรคาร์บอนแบบดั้งเดิมและที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิม (ในแง่ของน้ำมัน) ในปี 2553

แน่นอน ค่าประมาณที่แสดงในรูปที่ 10 เป็นเพียงการประมาณการ แต่การประมาณการที่สะท้อนถึงความแตกต่างหลักระหว่างโครงสร้างต้นทุนการผลิตของไฮโดรคาร์บอนทั่วไปและที่ไม่ธรรมดา และยังแสดงปริมาณสำรองที่มีอยู่ในพื้นที่นี้ด้วย การประเมินนี้ยังได้รับการยืนยันโดยโครงสร้างการลงทุนที่ IEA คาดการณ์ไว้ในการพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซทั่วโลกในปี 2555-2578

ในความเห็นของเรา การประเมินแบบเดียวกันนั้นกำหนดบทบาทหลักของก๊าซแหวกแนวในอีก 10-15 ปีข้างหน้า เพื่อคงเป็นเชื้อเพลิงประเภทท้องถิ่น (ระดับภูมิภาค) พัฒนา เสริมความแข็งแกร่ง หรือสร้างตลาดก๊าซที่เกี่ยวข้อง

ต้นทุนการผลิตที่เกี่ยวข้องกับการสกัดน้ำมันและก๊าซจากแหล่งที่ไม่ธรรมดา เนื่องจากเทคโนโลยีได้รับการปรับปรุงและได้รับประสบการณ์ในการผลิตลดลงอย่างรวดเร็ว แนวโน้มนี้มีแนวโน้มที่จะดำเนินต่อไป ซึ่งจะส่งผลต่อการเติบโตของการผลิตน้ำมันและก๊าซ บนกราฟ กระบวนการเหล่านี้คล้ายกับ "Chubais cross" ที่มีชื่อเสียงซึ่งเป็นที่รู้จักกันอย่างแพร่หลายในหมู่วิศวกรไฟฟ้า อย่างไรก็ตาม "กากบาท" ดังกล่าวเป็นที่รู้จักกันดีในอุตสาหกรรมน้ำมัน

อย่างไรก็ตาม ในการที่จะริเริ่มโครงการใหม่ขนาดใหญ่โดยใช้เทคโนโลยีใหม่ ราคาไฮโดรคาร์บอนและพลังงานโดยทั่วไป ด้านหนึ่งควรจะสูงพอที่จะกระตุ้นการผลิตได้ แต่ในทางกลับกัน ผู้บริโภคยังคงเป็นที่ยอมรับในการกระตุ้นพลังงาน เติบโตอย่างมีประสิทธิภาพ แต่ไม่ขัดขวาง การพัฒนาเศรษฐกิจ. ท้ายที่สุด ราคาน้ำมันที่สูงก็กลายเป็นกลไกหลักในการค้นหาเทคโนโลยีใหม่ๆ สำหรับการผลิตก๊าซจากชั้นหิน ซึ่งเป็นที่รู้จักมาตั้งแต่ช่วงทศวรรษที่ 20 ของศตวรรษที่ 19 ราคาสูงในช่วงครึ่งแรกของปี 1970 เริ่มโครงการเพื่อเริ่มพัฒนาทรายน้ำมันใน Athabasca และราคาที่ตกต่ำในทศวรรษ 1980 ทำให้โครงการเหล่านี้หยุดนิ่งเป็นเวลานาน

จนถึงปัจจุบัน ศูนย์วิจัยและผู้เชี่ยวชาญจำนวนหนึ่งได้ประมาณการต้นทุนในการพัฒนาทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนบางประเภท ดังนั้น ตามการประมาณการของ KPMG แหล่งก๊าซธรรมชาติจำนวนมากสามารถทำกำไรได้สำหรับการพัฒนาที่ระดับต้นทุนประมาณ $4-6/จิกะจูล นั่นคือ 150-230 ดอลลาร์/พันลูกบาศก์เมตร ลูกบาศก์ ม. และแหล่งก๊าซใหม่ส่วนใหญ่ของประเภทดั้งเดิม - ที่ระดับราคา 20 ถึง 190 ดอลลาร์ต่อพัน ลูกบาศก์ เมตร

นอกจากนี้ IEA ยังให้ค่าประมาณที่คล้ายกัน ผู้เชี่ยวชาญของหน่วยงานเพิ่งให้ค่าสัมบูรณ์ของการประมาณการเมื่อเร็ว ๆ นี้ยิ่งไปกว่านั้นสองครั้ง: ในเดือนมกราคม 2010 ซึ่งนำเสนอในปี 2011 ในรายงานพิเศษ "เรากำลังเข้าสู่ยุคทองของก๊าซหรือไม่" และในการพยากรณ์นำเสนอ ในเดือนพฤศจิกายน 2555 ใน "กฎทองของยุคทองของก๊าซ"

ในการตรวจสอบปี 2013 (WEO-2013) IEA ยังให้ข้อมูลใหม่เกี่ยวกับต้นทุนการผลิตโดยประมาณสำหรับเชื้อเพลิงเหลวประเภทต่างๆ

สิ่งเหล่านี้สะท้อนจากการประมาณการของโกลด์แมน แซคส์ในปี 2555: เพื่อให้โครงการน้ำมันใหม่ทำกำไรภายใต้เงื่อนไขภาษีในปัจจุบัน ราคาน้ำมันโลกไม่ควรตกต่ำกว่า 80 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล

แม้จะมีข้อโต้แย้งและความแตกต่างทั้งหมดในการประเมินดังกล่าว แนวโน้มทั่วไปยังคงค่อนข้างชัดเจน และยืนยันข้อสรุปของเราว่าในอนาคตการแข่งขันที่ดุเดือดจะเกิดขึ้นทั้งจากแหล่งน้ำมันและก๊าซต่างๆ และพื้นที่การผลิต และบริษัทน้ำมันและก๊าซของรัสเซียก็ควรเตรียมพร้อมสำหรับมัน และเราต้องตระหนักให้ชัดเจนว่ารัสเซียและรัสเซีย อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซมันไม่ใช่ "การปฏิวัติจากชั้นหิน" ที่คุกคาม แต่ความล้าหลังของเทคโนโลยีไม่มีภูมิคุ้มกันต่อการผลิตเทคโนโลยีใหม่ของคนรุ่นใหม่ล่าสุด ล้าหลังซึ่งสามารถลดความสามารถในการแข่งขันของเศรษฐกิจรัสเซียรวมทั้งเพิ่มความเสี่ยงในการเผชิญกับการแข่งขันทางภูมิรัฐศาสตร์ที่เพิ่มขึ้น ดังนั้น "การปฏิวัติจากชั้นหิน" ควรกลายเป็นสำหรับอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซของรัสเซีย ประการแรก แรงจูงใจในการลดต้นทุนในการผลิตและการขนส่งน้ำมัน ก๊าซ และผู้ให้บริการด้านพลังงานอื่นๆ และโดยทั่วไป - เพื่อเร่งการเปลี่ยนแปลงของ เศรษฐกิจรัสเซียสู่เส้นทางการพัฒนานวัตกรรมทรัพยากร

การวิเคราะห์การคาดการณ์ที่มีอยู่ของต้นทุนของไฮโดรคาร์บอนต่างๆ แสดงให้เห็นว่าการแข่งขันหลักสำหรับผู้บริโภคจะเกิดขึ้นระหว่างก๊าซประเภทต่างๆ เหล่านั้น ต้นทุนการผลิตที่บ่อน้ำอยู่ในช่วง 4 ถึง 6 USD/MBTU ( 212-318 USD/พันลูกบาศก์เมตรต่อราคาปี 2553) โดยธรรมชาติแล้ว ก๊าซที่มีราคาแพงกว่าจะเป็นที่ต้องการในบางประเทศและภูมิภาค แต่จะไม่ "ครองการแสดง" ในตลาดโลก ในแง่ของเชื้อเพลิงเหลว พารามิเตอร์เหล่านี้สอดคล้องกับต้นทุนการผลิตในช่วง 60 ถึง 80 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล ยิ่งไปกว่านั้น เป็นการยากที่จะทำนายผลลัพธ์ของการต่อสู้ทางการแข่งขันครั้งนี้ ประการแรก ต้นทุนการผลิตที่เกี่ยวข้องกับการสกัดน้ำมันและก๊าซจากแหล่งที่ไม่ธรรมดานั้นลดลงอย่างรวดเร็ว ประการที่สอง ก็เพียงพอแล้วที่เทคโนโลยีที่ก้าวล้ำใหม่สองหรือสามอย่างจะปรากฏขึ้น และภาพที่คาดหวังสามารถเปลี่ยนแปลงได้อย่างรุนแรงที่สุด

ในการคาดการณ์ที่กล่าวถึงข้างต้น การผลิตน้ำมันและก๊าซที่มีนัยสำคัญทางการค้าจากแหล่งที่ไม่เป็นทางการเช่น kerogen และก๊าซไฮเดรตในช่วงระยะเวลาจนถึงปี 2578-2583 ไม่ได้คาดการณ์ไว้ คาดว่าจะดำเนินการเฉพาะแต่ละโครงการในพื้นที่นี้

ดังนั้นในแง่ของก๊าซไฮเดรต คาดว่าการผลิตก๊าซมีเทนในปริมาณมากจะไม่ช้ากว่าปี 2020 และเป็นไปได้มากว่าในญี่ปุ่นซึ่งปัจจุบันเป็นผู้นำเข้า LNG รายใหญ่ที่สุดในโลก สำหรับสหรัฐอเมริกา ความเป็นผู้นำของพวกเขาถือว่าทรัพยากรก๊าซไฮเดรตเป็นแหล่งสำรองเชิงกลยุทธ์ที่จะรับประกันความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศในอนาคตอันไกลโพ้น

ตามการประมาณการของเรา มีเทนไฮเดรตสามารถเข้าสู่สมดุลพลังงานทั่วโลกได้ก็ต่อเมื่อต้นทุนการผลิต (ในปี 2553 ราคา) ไม่เกิน 11-12 เหรียญ / MBTU (583-636 / พันลูกบาศก์เมตร) m) ในพื้นที่นอกชายฝั่ง ใกล้ผู้บริโภครายใหญ่ เช่น ญี่ปุ่น อินเดีย และเกาหลีใต้ ส่วนภูมิภาคอาร์กติกที่ห่างไกล (เช่น อะแลสกา ภาคเหนือของแคนาดา ไซบีเรีย และ ตะวันออกอันไกลโพ้นรัสเซีย) ดังนั้นต้นทุนการผลิตไม่ควรเกิน 4-5/MBTU ($212-265/พันลูกบาศก์เมตร)

ดังนั้นในอีก 15-20 ปีข้างหน้า ก๊าซไฮเดรตจะไม่สามารถแข่งขันกับก๊าซแบบดั้งเดิมจากโครงการฟาร์อีสเทิร์นของรัสเซียในตลาดของประเทศในเอเชียแปซิฟิกได้ ซึ่งไม่สามารถพูดถึงช่วงเวลาต่อมาได้

ดังนั้นในเงื่อนไขใหม่ งานหลักไม่ใช่การจัดหาพลังงาน แต่เป็นการลดค่าใช้จ่ายทั้งหมดของสังคมเพื่อวัตถุประสงค์เหล่านี้ นอกจากนี้ ในแต่ละช่วงเวลาของช่วงเวลาที่จะมาถึง เพื่อให้สังคมมีพลังงาน อันที่จริง ปัญหาการปรับสมดุลจะได้รับการแก้ไข โดยคำนึงถึงปัจจัยด้านอุปสงค์และอุปทานที่หลากหลายและทรัพยากรทางการเงินที่จำเป็น สำหรับสิ่งนี้ แต่ยังรวมถึงความสำเร็จล่าสุดของความก้าวหน้าทางวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี

ในเวลาเดียวกัน โครงสร้างสมดุลพลังงานโลกจะขึ้นอยู่กับลักษณะเฉพาะของโครงสร้างของเศรษฐกิจในอนาคต การรวมกันขององค์ประกอบที่ไม่ใช่อุตสาหกรรม อุตสาหกรรม และ การพัฒนาหลังอุตสาหกรรม. เป็นโครงสร้างของเศรษฐกิจในอนาคตที่จะกำหนดแหล่งพลังงานที่เพียงพอ

ในความคิดของฉัน การแก้ปัญหาระดับโลกดังกล่าวเป็นไปได้ โดยอาศัยความร่วมมือด้านพลังงานระหว่างประเทศเท่านั้น ในขณะเดียวกัน ความร่วมมือดังกล่าวจะทำให้สามารถตอบสนองต่อความท้าทายด้านพลังงานอื่นๆ ได้อย่างเหมาะสม

โดยเฉพาะอย่างยิ่ง ในทศวรรษหน้า อาจมีการแข่งขันที่รุนแรงสำหรับสถานที่ในสมดุลพลังงานของไฮโดรคาร์บอนที่ผลิตบนหิ้งของทะเลอาร์กติก ซึ่งเกิดขึ้นจากการฟื้นตัวของน้ำมันและก๊าซที่เพิ่มขึ้นจากแหล่งที่พัฒนาแล้วและการพัฒนาแหล่งที่แปลกใหม่ ของน้ำมันและก๊าซ

ทั้งสามด้านนี้มีฐานทรัพยากรที่สำคัญ "ข้อดี" และ "ข้อเสีย" ที่สอดคล้องกันซึ่งเกี่ยวข้องกับเงื่อนไขของการผลิตและการส่งมอบผลิตภัณฑ์ไปยังตลาด ดังนั้น ลำดับความสำคัญในการพัฒนาจะเกี่ยวข้องกับโซลูชันทางเทคนิคและเทคโนโลยีล่าสุดเป็นหลัก เพื่อให้แน่ใจว่ามีการผลิตไฮโดรคาร์บอนที่คุ้มต้นทุนพร้อมความเสี่ยงและผลลัพธ์ด้านสิ่งแวดล้อมที่ยอมรับได้ และการแก้ปัญหาทางเทคนิคและเทคโนโลยีเดียวกันนี้จะทำให้สามารถค้นหาสถานที่ที่เหมาะสมที่สุดสำหรับแต่ละพื้นที่ของการผลิตน้ำมันและก๊าซในสมดุลพลังงานทั่วโลก เพื่อกำหนดอัตราส่วนที่เหมาะสมระหว่างพื้นที่เหล่านี้ในแต่ละช่วงเวลา

โดยไม่ได้คำนึงถึงปัจจัยและแนวโน้มข้างต้นทั้งหมด แทบจะเป็นไปไม่ได้เลยที่จะประเมินสถานที่และบทบาทของไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ธรรมดาในภาวะสมดุลพลังงานโลกในอนาคต

เมื่อพิจารณาจากทั้งหมดข้างต้นแล้ว สามารถสรุปได้ดังต่อไปนี้

1. เพื่อให้ไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเข้ามาแทนที่สมดุลพลังงานโลก จำเป็นต้องแก้ปัญหาทางวิทยาศาสตร์ เทคนิค เทคนิค เศรษฐกิจ และสิ่งแวดล้อมจำนวนหนึ่ง นอกจากนี้ เพื่อความเข้าใจที่ถูกต้องเกี่ยวกับบทบาทของไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมในการก่อตัวของสมดุลพลังงานโลกที่มีแนวโน้มดี จึงจำเป็นต้องวิเคราะห์ความเป็นไปได้ของแหล่งพลังงานทางเลือกอื่นๆ ทั้งในแง่ของความเพียงพอของทรัพยากร (เชิงปริมาตร) และในแง่ของตัวชี้วัดทางเศรษฐกิจ (ต้นทุนหลัก) และในแผนนิเวศวิทยา
2. ในความเห็นของเรา ปัจจัยกำหนดการเปลี่ยนแปลงที่จะเกิดขึ้นในสมดุลพลังงานโลกและโครงสร้างของมันคือ ประการแรก ปัจจัยทางเทคโนโลยี กล่าวคือ ระดับความพร้อมใช้งานและประสิทธิภาพของเทคโนโลยีที่รับรองการพัฒนาแหล่งน้ำมันและก๊าซแหกคอก การใช้แหล่งพลังงานหมุนเวียน การเติบโตของประสิทธิภาพพลังงาน การก่อตัวของเศรษฐกิจนวัตกรรมที่ใช้พลังงานต่ำนาโน ชีวภาพ ข้อมูล ความรู้ความเข้าใจ และเทคโนโลยีอื่นที่คล้ายคลึงกัน และในเรื่องนี้ การสกัดไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเป็นปัญหา ส่วนใหญ่เป็นเทคโนโลยี ไม่ใช่ทรัพยากร
3. ในโลกโลกาภิวัตน์ที่มีการแข่งขันสูง การแข่งขันทางเทคโนโลยีจะเกิดขึ้นในอีกไม่กี่ปีข้างหน้าและหลายทศวรรษข้างหน้า และหนึ่งในนั้นจะเข้าสู่ตลาดได้เร็วกว่า - เทคโนโลยีใหม่สำหรับการผลิตแหล่งพลังงานใหม่ (เช่นการพัฒนาน้ำมันจากชั้นหินและก๊าซไฮเดรต, การใช้พลังงานไทดัล, การไล่ระดับอุณหภูมิของมหาสมุทร, เทอร์โมนิวเคลียร์ฟิวชั่น ฯลฯ ) เทคโนโลยีที่ให้การขนส่งทรัพยากรพลังงานแบบดั้งเดิมอย่างมีประสิทธิภาพในระยะทางไกล (ก๊าซธรรมชาติในสถานะไฮเดรท ไฟฟ้าผ่านสายเคเบิลแช่แข็ง ฯลฯ) หรือเทคโนโลยีที่ให้ประสิทธิภาพการใช้พลังงานเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญจะขึ้นอยู่กับภูมิทัศน์พลังงานทั่วโลกของ กลางศตวรรษที่ 21 และแน่นอนชะตากรรมของผู้ส่งออกแหล่งพลังงานหลักรวมถึงรัสเซีย

ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนในระดับความลึกนั้นใหญ่มาก แต่มีการศึกษาเพียงส่วนเล็ก ๆ เท่านั้นซึ่งเป็นของดั้งเดิมเท่านั้น นอกเหนือจากการวิจัย สำรวจ และการพัฒนา ยังมีทรัพยากรสำรองของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมซึ่งมีขนาดใหญ่กว่าแบบเดิม 2-3 เท่า แต่ก็ยังมีการศึกษาเพียงเล็กน้อย ดังนั้น ทรัพยากรของก๊าซมีเทนในสภาวะไฮเดรท ซึ่งกระจัดกระจายเฉพาะในตะกอนด้านล่างของมหาสมุทรโลกและชั้นวาง จึงมีลำดับความสำคัญสูงกว่าแหล่งไฮโดรคาร์บอนแบบเดิมสองประการ (เทียบเท่าน้ำมัน) ประมาณ 8-10 4 พันล้านตันเทียบเท่าน้ำมัน อี มีเทนมีอยู่ในก๊าซที่ละลายในน้ำของไฮโดรสเฟียร์ใต้ดินและเฉพาะในพื้นที่ของการบัญชีสำหรับทรัพยากรไฮโดรคาร์บอน - สูงถึงระดับความลึก 7 กม. ปริมาณมหาศาลของทรัพยากรที่สำรวจจริงของทรายน้ำมัน - เทียบเท่าน้ำมันมากถึง 800 พันล้านตัน อี ในบางภูมิภาคของโลก - แคนาดา เวเนซุเอลา สหรัฐอเมริกา และอื่นๆ

ต่างจากการเคลื่อนที่ในดินใต้ผิวดิน ส่วนดั้งเดิมของแหล่งน้ำมันและก๊าซที่สกัดโดยเทคโนโลยีสมัยใหม่ ทรัพยากรที่ไม่ธรรมดานั้นเคลื่อนที่ได้ไม่ดีหรือเคลื่อนที่ไม่ได้ในสภาพอ่างเก็บน้ำของดินใต้ผิวดิน การพัฒนาต้องใช้เทคโนโลยีและวิธีการทางเทคนิคใหม่ ๆ ที่เพิ่มค่าใช้จ่ายในการค้นหา สกัด ขนส่ง แปรรูป และกำจัดทิ้ง วัตถุดิบที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมบางประเภทในขณะนี้ไม่สามารถใช้ได้ในเชิงเทคโนโลยีและเชิงเศรษฐกิจสำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรม แต่ในภูมิภาคที่ขาดแคลนพลังงาน เช่นเดียวกับในแอ่งที่มีปริมาณสำรองและโครงสร้างพื้นฐานที่พัฒนาแล้ว วัตถุดิบที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมบางประเภทสามารถกลายเป็นพื้นฐานได้ ของเชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและการจ่ายพลังงานที่ทันสมัย

การเพิ่มขึ้นของปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซแบบดั้งเดิมในโลก โดยเฉพาะอย่างยิ่งในรัสเซีย กำลังเกิดขึ้นในพื้นที่ที่มีสภาวะการพัฒนาที่รุนแรง เช่น อาร์กติก ชั้นวาง พื้นที่ที่ไม่เอื้ออำนวยทางภูมิศาสตร์และภูมิอากาศห่างไกลจากผู้บริโภค และอื่นๆ ต้นทุนในการพัฒนาสูงมากจนในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปยังฐานทรัพยากรใหม่ การพัฒนาวัตถุดิบสำรองที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมจะไม่เพียงหลีกเลี่ยงไม่ได้เท่านั้น แต่ยังมีความสามารถในการแข่งขันอีกด้วย

ความสำคัญของการศึกษาทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแหกคอกอย่างครอบคลุมและทันเวลานั้นชัดเจนโดยเฉพาะอย่างยิ่ง เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันทั้งหมดมากกว่าครึ่งที่บันทึกเป็นแบบดั้งเดิมในรัสเซียนั้นแสดงด้วยประเภทและแหล่งที่มาที่แปลกใหม่ ดังนั้นระดับของปริมาณสำรองการผลิตน้ำมันในรัสเซียซึ่งปัจจุบันได้รับการพิจารณาจากผลรวมของปริมาณสำรองแบบดั้งเดิมและแบบไม่เป็นทางการจึงไม่ถือว่าถูกต้อง เนื่องจากปริมาณการผลิตที่สำคัญไม่เป็นไปตามเงื่อนไขสำหรับการพัฒนาที่ทำกำไร

จังหวัดน้ำมันและก๊าซใด ๆ ในระหว่างการพัฒนามาถึงขั้นตอนของการสูญเสีย การเตรียมพร้อมอย่างทันท่วงทีสำหรับการพัฒนาปริมาณสำรองเพิ่มเติมในรูปแบบของแหล่งไฮโดรคาร์บอนแหกคอกจะช่วยให้รักษาระดับการผลิตด้วยตัวชี้วัดทางเศรษฐกิจที่ทำกำไรได้เป็นเวลานาน ในปัจจุบัน ระดับการพร่องของพื้นที่ขนาดใหญ่ส่วนใหญ่ที่อยู่ระหว่างการพัฒนาในรัสเซีย โดยทั่วไปแล้วเกิน 60% และประมาณ 43% ของการผลิตทั้งหมดมาจากทุ่งขนาดใหญ่ที่มีระดับการสูญเสีย 60-95% การผลิตน้ำมันสมัยใหม่ในรัสเซียดำเนินการในภูมิภาคที่มีปริมาณสำรองในระดับสูง การเปลี่ยนผ่านไปสู่การพัฒนาฐานทรัพยากรใหม่ในน่านน้ำอาร์กติกและน่านน้ำตะวันออกต้องใช้เวลาสำรองและรายจ่ายฝ่ายทุนส่วนเกิน ซึ่งเศรษฐกิจรัสเซียยังไม่พร้อม ในเวลาเดียวกัน ในแหล่งน้ำมันและก๊าซทั้งหมด แม้จะมีปริมาณสำรองที่หมดลงอย่างลึกล้ำ ก็ยังมีแหล่งสำรองที่สำคัญของแหล่งไฮโดรคาร์บอนแหกคอก การพัฒนาอย่างมีเหตุผลและทันเวลาซึ่งจะช่วยคงระดับการผลิตไว้ ความก้าวหน้าของโลกในด้านเทคโนโลยีสำหรับการสกัดวัตถุดิบน้ำมันและก๊าซทำให้สามารถพัฒนาประเภทและแหล่งที่มาของไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมได้ โดยมีต้นทุนเทียบเท่ากับต้นทุนวัตถุดิบในตลาดโลก

การศึกษา VNIGRI แสดงให้เห็นแหล่งน้ำมันและก๊าซสำรองที่สำคัญในแหล่งและแหล่งกักเก็บที่ไม่เป็นทางการ การศึกษาและการพัฒนาของพวกเขาจะทำให้สามารถเติมเต็มการหยุดชั่วคราวอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ในการจัดหาน้ำมันและการผลิตก๊าซ ซึ่งจะเกิดขึ้นอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ก่อนการพัฒนาฐานทรัพยากรใหม่ในภูมิภาคที่มีสภาวะการพัฒนาที่รุนแรง .

ในปัจจุบัน ประเภทและแหล่งที่มาของวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมต่อไปนี้ดูเหมือนจะมีความสำคัญต่อการพัฒนาเป็นลำดับแรก:

1. น้ำมันหนัก

2. หินดินดาน "ดำ" ที่ติดไฟได้

3. อ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำและอ่างเก็บน้ำแหกคอกที่ซับซ้อน

4. ก๊าซจากแอ่งถ่านหิน

หนัก (ρ>0.904 ก./ซม. 3 ) หนืดและหนืดสูง ( >30 mPa-s) น้ำมันครอบครองสถานที่พิเศษท่ามกลางแหล่งไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิม การสะสมของพวกมันได้รับการศึกษาอย่างดีที่สุดโดยวิธีธรณีวิทยาของน้ำมันและก๊าซจนถึงการขุดเจาะการผลิตและการพัฒนาอุตสาหกรรม และปริมาณสำรองในแหล่งสะสมจำนวนมากนั้นคาดว่าจะอยู่ในระดับสูง (A + B + C 1) ปริมาณสำรองเชิงพาณิชย์ของน้ำมันหนัก (HFOs) เชิงพาณิชย์จำนวนหลายพันล้านตันได้รับการระบุในแหล่งน้ำมันและก๊าซที่สำคัญทั้งหมดของสหพันธรัฐรัสเซียโดยมีการผลิตน้ำมันที่ลดลง - Timan-Pechora (16.6% ของปริมาณสำรองทั้งหมด), Volga-Ural (26) %) และ Zapadno - ไซบีเรีย (54%) ปริมาณสำรองที่สำคัญ (3%) ยังพบได้ในภูมิภาคของ Northern Ciscaucasia และ Sakhalin ทรัพยากรทั้งหมด (สำรอง + ทรัพยากรการคาดการณ์) ของ HP ในภูมิภาคเหล่านี้มีความสำคัญเช่นกัน โดยมีจำนวนถึงหลายหมื่นล้านตัน

โดยรวมแล้ว มีการค้นพบเงินฝาก 480 HP ในรัสเซีย โดย 1 นั้นไม่ซ้ำกันในแง่ของปริมาณสำรอง (รัสเซียในไซบีเรียตะวันตก) 5 อันที่ใหญ่ที่สุด 4 มีขนาดใหญ่และส่วนที่เหลือขนาดกลางและขนาดเล็ก

ทุ่งตั้งอยู่ในความลึกที่หลากหลาย - จาก 180 ถึง 3900 ม. อุณหภูมิภายในนั้นอยู่ที่ 6-65 ° C แรงดันอ่างเก็บน้ำ 1.1-35 MPa เงินฝากส่วนใหญ่ถูกกักขังอยู่ในโครงสร้างต้านคลินิก ตามกฎแล้วจะมีหลายชั้น ความสูงของตะกอนมีตั้งแต่ไม่กี่เมตรถึงร้อยเมตรแรก

สำหรับน้ำมันทั่วไปนั้นจะมีความเข้มข้นสูงของปริมาณสำรองในแหล่งขนาดใหญ่และใหญ่ที่สุด ในพวกเขาในแหล่งน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก 90.5% ของปริมาณสำรองของ TN ของจังหวัดนี้มีความเข้มข้น Timano-Pechora - 70.5% Volga-Ural - 31.9% ใน Northern Ciscaucasia - 52% บน Sakhalin - 38% รูปแบบที่คล้ายกันเป็นเรื่องปกติสำหรับสหพันธรัฐรัสเซียทั้งหมด - 72% ปริมาณสำรองหลักของ HP จะกระจุกตัวที่ระดับความลึกน้อยกว่า 1.5 กม. ใน 1-2 แหล่งของเงินฝากขนาดใหญ่และใหญ่ที่สุด ความไม่สมดุลดังกล่าวเกิดจากการพัฒนาแหล่งกักเก็บน้ำขนาดใหญ่ในไซบีเรียตะวันตกและภูมิภาคซาคาลิน ในแหล่งน้ำมันและก๊าซที่เหลือ แหล่งกักเก็บน้ำมีสภาพเหมือนดินและคาร์บอเนต และปริมาณสำรองจะกระจายไปอย่างเท่าเทียมกันโดยประมาณ

ในแง่ของเฟส คราบ HP ส่วนใหญ่เป็นน้ำมันล้วนๆ ข้อยกเว้นคือ ไซบีเรียตะวันตกโดยที่เงินฝากเกือบทั้งหมด (ประมาณ 90% ของปริมาณสำรอง) ถูกจัดประเภทเป็นน้ำมันและก๊าซ หรือก๊าซขอบขอบล้อ ในก๊าซของตะกอนที่จมอยู่ใต้น้ำมากที่สุด การมีอยู่ของคอนเดนเสทจะถูกบันทึกไว้ ในขณะที่ก๊าซของตะกอนที่ตื้นกว่านั้นส่วนใหญ่เป็นมีเทน "แห้ง"

ระดับการพัฒนาของเงินฝาก HP นั้นสูงที่สุดในดินแดนครัสโนดาร์และภูมิภาคซาคาลิน โดยที่การผลิตสะสมของ HP อยู่ที่ 66-72% ของปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ ดังนั้นการผลิตสะสมที่แหล่งน้ำมันและก๊าซโวลก้า - อูราลคือ 22% แหล่งน้ำมันและก๊าซ Timano-Pechora คือ 15% และแหล่งน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตกคือ 3% การพัฒนาสูงสุดมีการระบุไว้ในภูมิภาคเหล่านั้นซึ่งปริมาณสำรองของแสงและน้ำมันที่มีความหนืดน้อยกว่านั้นหมดลงมากที่สุด

คุณภาพของปริมาณสำรองของ HP โดยรวมนั้นสามารถพัฒนาได้อย่างมีประสิทธิภาพด้วยระดับปัจจุบันของเทคโนโลยีสำหรับการผลิต

ประการแรก ใช้กับน้ำมันที่ค่อนข้างเบาซึ่งมีความหนาแน่นสูงถึง 0.934 ก./ซม. และมีความหนืดสูงถึง 30-50 MPa-s แต่มีแนวโน้มไม่น้อยไปกว่าน้ำมันที่หนักกว่าและมีความหนืดมากกว่า

ผลกระทบทางเศรษฐกิจของการใช้ HP ไม่เพียงแต่จะกำหนดโดยต้นทุนของการพัฒนาภาคสนาม การผลิตน้ำมัน และการขนส่งเท่านั้น แต่ยังพิจารณาจากคุณภาพของตัวน้ำมันเองและความลึกของการแปรรูปทางอุตสาหกรรม รวมถึงการแปรรูป ณ สถานที่ผลิตด้วย ยิ่งการประมวลผลลึกเท่าใด ก็ยิ่งได้ผลิตภัณฑ์ที่หลากหลายขึ้นและปริมาณของเสียที่มักใช้เป็นเชื้อเพลิงหม้อไอน้ำก็จะยิ่งน้อยลงเท่านั้น TN เป็นแร่ที่ซับซ้อน น้ำมันเหล่านี้เท่านั้นที่เป็นผลิตภัณฑ์ที่มีคุณสมบัติเฉพาะที่ได้รับ เช่น น้ำมันคุณภาพสูงหลายชนิดและโค้กปิโตรเลียมที่ใช้ในอุตสาหกรรมโลหะวิทยาที่ไม่ใช่เหล็กและอุตสาหกรรมนิวเคลียร์ ตลอดจนวัตถุดิบสำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ในจำนวนนี้ เป็นไปได้ที่จะสกัดวาเนเดียม นิกเกิล และโลหะอื่นๆ ในระดับอุตสาหกรรม และทั้งหมดนี้แม้ว่า HP จะสามารถรับผลิตภัณฑ์ทั้งชุดที่เป็นแบบฉบับของน้ำมันทั่วไปได้

หินดินดานเป็นแหล่งของก๊าซที่ติดไฟได้ ในปี 2552 สหรัฐอเมริกาขึ้นอันดับหนึ่งของโลกในด้านการผลิตและการขายก๊าซ ต่างประเทศ "เชื้อเพลิงสีน้ำเงิน" ในปริมาณมากเริ่มได้รับจากหินดินดานผ่านการประมวลผลที่ลึกล้ำและไฮเทค

"การค้นพบหินดินดาน" ของอเมริกาควรค่าแก่การพิจารณาอย่างรอบคอบ จากข้อมูลของกระทรวงพลังงานสหรัฐในเดือนมกราคมถึงตุลาคม 2552 การผลิตก๊าซในรัฐเพิ่มขึ้น 3.9% เมื่อเทียบกับช่วงเวลาเดียวกันในปี 2551 - สูงถึง 18.3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต (519 พันล้านลูกบาศก์เมตร) กระทรวงพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียประเมินการผลิตก๊าซธรรมชาติของรัสเซียทั้งหมดในช่วงเวลาเดียวกันที่ 462 พันล้านลูกบาศก์เมตร ตามการประมาณการเบื้องต้น สำหรับทั้งหมด ปีที่แล้วสหรัฐอเมริกาผลิตได้ 624 ลบ.ซม. ในรัสเซียปริมาณการผลิตลดลงเหลือ 582.3 พันล้านลูกบาศก์เมตร (ในปี 2008 มีการผลิต 644.9 พันล้านลูกบาศก์เมตร)

การกลับไปสู่การทดสอบก่อนหน้านี้ แต่ได้รับการยอมรับว่าเป็นวิธีที่ "ไม่มีประสิทธิภาพ" ในการผลิตก๊าซจากชั้นหิน แสดงให้เห็นว่าเทคโนโลยีใหม่ ๆ ได้เกิดขึ้นในสหรัฐอเมริกาแล้ว ในปี 2551 ก๊าซจากชั้นหินผลิตได้เพียง 10% ของการผลิตก๊าซทั้งหมดในสหรัฐอเมริกา อีก 50% มาจากแหล่งเชื้อเพลิงที่แปลกใหม่ หนึ่งปีต่อมา หินดินดานให้ "เชื้อเพลิงสีน้ำเงิน" มากกว่า "Gazprom" ทั้งหมด /SPbV, 02.02.2010./

"นวัตกรรมก๊าซ" เปิดโอกาสให้สร้างตลาดก๊าซของโลกในรูปแบบใหม่ ขณะนี้ก๊าซธรรมชาติถูกขนส่งผ่านท่อ กล่าวคือ ขายให้กับผู้ซื้อที่เชื่อมต่อ "ท่อ" เท่านั้น ขณะนี้ไม่มีการแลกเปลี่ยนก๊าซในปริมาณมาก

หากประเทศขนาดใหญ่และก้าวหน้าทางเทคโนโลยีบางแห่งเรียนรู้ที่จะผลิต "เชื้อเพลิงสีน้ำเงิน" โดยแยกจากแหล่งก๊าซธรรมชาติและลงทุนในการผลิตก๊าซเหลวแทนท่อส่ง ตลาดสำหรับวัตถุดิบนี้จะกลายเป็นตลาดเดียวกับตลาดน้ำมัน ราคาจะเป็นตลาด!

ในรัสเซียพวกเขายังคงมองทั้งหมดนี้ "จากระยะไกล" ความล้าหลังทางเทคโนโลยีในอุตสาหกรรมวัตถุดิบอาจทำให้สหพันธ์ต้องเสียค่าใช้จ่ายอย่างมาก เป็นไปไม่ได้ที่จะเดิมพันเฉพาะแหล่งก๊าซของทุ่งในไซบีเรียตะวันตกและไหล่ทวีปของทะเลอาร์กติกและตะวันออกไกลเท่านั้น

มีประสบการณ์ในการได้รับวัตถุดิบพลังงานจากแหล่งที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมในรัสเซีย ก๊าซจากชั้นหินถูกสังเคราะห์ขึ้นเมื่อนานมาแล้ว และในปี 1950 “เชื้อเพลิงสีน้ำเงิน” ถูกส่งไปยังเลนินกราดจากทุ่งเอสโตเนียในโคห์ตลา-จาร์วี ในสหพันธรัฐรัสเซียทรัพยากรและปริมาณสำรองของหินน้ำมันมีขนาดค่อนข้างใหญ่ เฉพาะในเขตเลนินกราดเพียงแห่งเดียวปริมาณสำรองของหินดินดานที่สำรวจมีจำนวนมากกว่า 1 พันล้านตัน แหล่งที่มาขนาดใหญ่ของการรับ "เชื้อเพลิงสีน้ำเงิน" คือก๊าซที่ละลายในน้ำมัน Surgutneftegaz เพิ่งเริ่มพัฒนาสนาม Zapadno-Sakhalinskoye ซึ่งอยู่ห่างจาก Khanty-Mansiysk เกือบ 100 กม. ปัญหาหลักของสาขานี้คือการใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง ซึ่งแก้ไขได้สำเร็จในปี 2552 เมื่อมีการสร้างโรงไฟฟ้าลูกสูบก๊าซ Surgutneftegaz ใช้ 95% ของก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง

ดังนั้นการใช้แหล่งวัตถุดิบพลังงานที่ไม่ใช่แบบดั้งเดิมและประการแรกการผลิตก๊าซที่ติดไฟได้จึงมีความเกี่ยวข้องมาก

รถถังแหกคอก ( HP ) น้ำมันและก๊าซ เหล่านี้เป็นภาชนะที่มีประสิทธิภาพที่แยกออกมาซึ่งตำแหน่งที่ไม่ขึ้นกับโครงสร้าง plicative ที่ทันสมัย

ตัวอย่างเช่น ลองพิจารณาแหล่งก๊าซคอนเดนเสทที่ใหญ่ที่สุดแห่งหนึ่งในไซบีเรียตะวันตกในเลนส์ Berriasian Achz-4 (ก๊าซมากกว่า 700 พันล้านลูกบาศก์เมตรและคอนเดนเสท 200 ล้านตัน) ทางตะวันออกของแหล่งก๊าซคอนเดนเสท Urengoy ซึ่ง ตั้งอยู่ที่ส่วนล่างและชันที่สุดของความลาดชันที่ขยายออกไป อ่างเก็บน้ำไม่เพียงควบคุมโดยตัวทรายซึ่งครอบครองพื้นที่หลายเท่า แต่ยังรวมถึงอ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิภาพภายในด้วย อ่างเก็บน้ำนี้และอ่างเก็บน้ำใกล้เคียงอื่น ๆ ได้รับการอนุรักษ์ไว้เนื่องจากเป็นเส้นทางสำหรับการไหลของไฮโดรคาร์บอนแบบพัลซิ่งจากแหล่งน้ำมันและก๊าซที่ต่ำกว่าไปยังแหล่งที่อยู่ด้านบนผ่านตราประทับระดับภูมิภาค ซึ่งเห็นได้ชัดเจนจากการกระจายแรงดันของแหล่งกักเก็บ ในยอดของสนาม Urengoyskoye ซึ่งไม่มีน้ำล้น ค่าสัมประสิทธิ์ความแปรปรวนของแรงดันก่อตัวถึง 1.9 หรือมากกว่า และในเขตขนถ่ายจะลดลงเหลือ 1.6-1.7 ซึ่งทำให้สามารถติดตามได้ กระแสเหล่านี้รุนแรงเป็นพิเศษในระยะหลังของการพัฒนา เมื่อ Nizhnepursky megaswell เริ่มเติบโตอย่างรวดเร็ว และต้องขอบคุณการขนถ่ายทางเดียวที่ทรงพลังที่ทำให้การสะสมของก๊าซ Cenomanian ที่เป็นเอกลักษณ์เกิดขึ้น

องค์ประกอบของการสะสมในอ่างเก็บน้ำ Berriasian ที่ไม่ธรรมดานั้นสัมพันธ์กับลักษณะเฉพาะของการก่อตัว - จากคอนเดนเสทของแก๊สเริ่มต้น ก๊าซจะผ่านได้ง่ายกว่าผ่านการผนึก และปัจจัยคอนเดนเสทจะค่อยๆ เพิ่มขึ้นในของเหลวที่สะสม (สูงถึง 600 cm3/m3) แล้วขอบน้ำมันก็มักจะแยกจากกัน

สิ่งสำคัญคือต้องเน้นว่าในไซบีเรียตะวันตก ในแหล่งน้ำมันและก๊าซ Timan-Pechora และ Volga-Ural ใน Ciscaucasia กลุ่ม IS ส่วนใหญ่ตั้งอยู่ที่ระดับความลึก 3-4 กม. ซึ่งส่องสว่างได้ไม่ดีเมื่อทำการเจาะแม้ใน พื้นที่ผลิตน้ำมันและก๊าซเก่า การศึกษาอ่างเก็บน้ำแหกคอกที่ค่อนข้างดีกว่าในจังหวัด Lena-Tunguska นั้นอธิบายได้จากข้อเท็จจริงที่ว่าประการแรกไม่มีอ่างเก็บน้ำอื่นในนั้นและประการที่สองความลึกของพวกมันนั้นเล็กกว่ามากเนื่องจากการยกตัวในช่วงปลายเดือนถึงแม้จะอยู่ในที่ร่ำรวยที่สุด พื้นที่ของ Nepa-Botuoba anteclise 1-1.5 กม.

กระบวนการพลังงานในอ่างเก็บน้ำและสัณฐานวิทยา พารามิเตอร์ของแหล่งกักเก็บ ตัวอย่างของวัตถุ ตลอดจนเปอร์เซ็นต์ของทรัพยากรที่คาดการณ์ในอ่างเก็บน้ำประเภทต่างๆ และสำหรับแต่ละประเภท - ระดับของการสำรวจไม่เกิน 15%

ถังเก็บน้ำ(55% ของทรัพยากรการคาดการณ์ทั้งหมด) ไม่ได้หมายความว่ามีการศึกษามากที่สุด แต่บางทีตัวอย่างที่ชัดเจนที่สุดคือเขต Bovanenkovskoye ใน Yamal ในซีโนมาเนีย มีความสูงแบบพาเลโอสามแห่งที่ตั้งอยู่ในรูปทรงสามเหลี่ยม ซึ่งในขณะนั้นเป็นแหล่งสะสมที่ใหญ่ที่สุดที่มีการสะสมในหินทรายจูราสสิก จากนั้น แนวต้านขนาดยักษ์ก็เริ่มเติบโตที่กึ่งกลางของสามเหลี่ยม โดยทำให้แนวต้านเดิมเกือบทั้งสามเส้นตรง แนวต้านใหม่ได้รวบรวมก๊าซในอ่างเก็บน้ำที่ไม่มีการรวมตัวของอัลเบียน-เซโนมาเนีย (4.5 ล้านล้าน ม. 3 ) แต่เกือบจะว่างเปล่าในจูราสสิก เงินฝากในเงินฝากจูราสสิกถูกเปิดเผยบนแนวต้านที่อ่อนโยน

Yamal ยังเป็นตัวอย่างเพราะเป็นหนึ่งในกรณีที่โดดเด่นที่สุดของ "การผกผันของน้ำมันและก๊าซ" - แนวต้านที่รวบรวมน้ำมันและก๊าซในช่วงกลางและปลายยุคครีเทเชียสนั้นถูกยุบบางส่วนหรือทั้งหมดและใหม่ (รวมถึงเงินฝากใน Cenomanian) ส่วนใหญ่เกิดขึ้นใหม่ การควบคุมระดับความสูง Paleo เป็นเพียงหนึ่งในการควบคุมหลายประเภทที่ต้องพิจารณาเมื่อวางหลุมสำรวจ

ถังระบายมี 12% ของทรัพยากรที่คาดการณ์ไว้

ถังชะล้าง(30% ของทรัพยากรที่คาดการณ์ไว้) แยกได้ในชั้นคาร์บอเนต กระบวนการชะล้างมีบทบาทสำคัญในการเพิ่มความพรุนและการซึมผ่านของวัตถุต้านมะเร็ง โดยเฉพาะอย่างยิ่งจะเกี่ยวข้องกับโครงสร้างอวัยวะ วัสดุจากไซบีเรียตะวันตกเป็นพยานถึงการพัฒนาในวงกว้างของการชะล้างอ่างเก็บน้ำในหินทราย polymictic ซึ่งโดยส่วนใหญ่แล้วจะตรวจพบในกับดัก anticlinal-lithological แต่ในอนาคตจะมีความโดดเด่นในวัตถุที่แปลกใหม่บางอย่าง คุณสมบัติหลักของอ่างเก็บน้ำชะล้างคือการกระจายตัวของอ่างเก็บน้ำที่มีรูพรุนและมีรูปร่างที่ยาวมาก

ถังผลิตน้ำมันและก๊าซ(3% ของทรัพยากร) ได้รับการศึกษาเป็นอย่างดีเฉพาะในส่วนตะวันตกของไซบีเรียตะวันตกซึ่งการก่อตัวของการสะสมอัตโนมัติในหินดินดานสีดำ Bazhenov ยังคงดำเนินต่อไป (และเพิ่มขึ้น) จนถึงปัจจุบัน อ่างเก็บน้ำประเภทนี้มีความโดดเด่นไม่เพียง แต่ในหินดินดานสีดำเท่านั้น แต่ยังอยู่ในหินทรายที่อยู่ติดกันเนื่องจากการมีอยู่ของเงินฝากขนาดยักษ์ในนั้น (ตัวอย่างเช่นทุ่ง Talinskoye ในเขต Krasnoleninsky) ถูกกำหนดโดยระดับที่ยิ่งใหญ่ของรุ่นและ การอพยพของไฮโดรคาร์บอนจากชั้นหินสีดำ อ่างเก็บน้ำทั้งในหินดินดานและหินทรายที่อยู่ติดกัน (ด้านบน ด้านล่าง และภายในตราประทับภูมิภาค) เป็นตัวแทนของระบบอุทกพลศาสตร์เดียว (ในความหมายทางธรณีวิทยา) และการตีความแผ่นดินไหวควรกลายเป็นกลไกเดียวกัน

การกระจายของอุณหภูมิและแรงดันในแหล่งกักเก็บ และลักษณะโครงสร้างของซีลของเหลวในภูมิภาคมีความสำคัญอย่างยิ่ง นั่นคือ สิ่งที่กำหนดวิธีการหลักของการย้ายถิ่นของไฮโดรคาร์บอน อ่างเก็บน้ำที่มีรูพรุนแตกเป็นเสี่ยงซึ่งมีลักษณะการกระจายเป็นหย่อมที่ซับซ้อน

สิ่งสำคัญที่สุดสำหรับการพัฒนาของเงินฝากในยางธรรมชาติคือความซับซ้อนที่มีเหตุผลของการเพิ่มความเข้มข้นของการไหลเข้า สถานที่ชั้นนำเนื่องจากความเด่นของอ่างเก็บน้ำที่แตกหักนั้นแน่นอนว่าถูกครอบครองโดยพร่าพรายไฮดรอลิก ตามมาด้วยผลกระทบจากความร้อนต่อการก่อตัว ซึ่งเหนือสิ่งอื่นใด นำไปสู่การก่อตัวของกรดที่มีฤทธิ์รุนแรง ซึ่งมักมีส่วนในการกระจายตัวของแร่ซีเมนต์และการซึมผ่านที่เพิ่มขึ้น การบำบัดด้วยกรดนั้นให้ผลลัพธ์ที่ซับซ้อนยิ่งขึ้น ตัวอย่างเช่น ในหินทรายโพลีมิกติกหลายๆ ก้อน พวกมันไม่ได้นำไปสู่การเพิ่มขึ้น แต่ในทางกลับกัน ทำให้การซึมผ่านลดลง

ธุรกิจปิโตรเลียมต้องเผชิญกับแหล่งกักเก็บการซึมผ่านต่ำ (NC) มากขึ้นเรื่อยๆ และด้วยเหตุนี้ จึงมีการพัฒนาวิธีการศึกษาและเทคโนโลยีในการเพิ่มการกู้คืนน้ำมันและก๊าซ

ก๊าซจากแอ่งถ่านหิน ในอาณาเขตของรัสเซียมีอ่างถ่านหิน 24 แห่ง พื้นที่และพื้นที่ที่มีถ่านหินประมาณ 20 แห่งรวมถึงแหล่งถ่านหินหลายแห่ง ส่วนใหญ่เป็นแบริ่งก๊าซ ปริมาณก๊าซที่ปล่อยออกมาระหว่างการทำเหมืองถ่านหินในภูมิภาคที่ผลิตถ่านหินขนาดใหญ่มีขนาดใหญ่พอที่จะรองรับความต้องการก๊าซได้บางส่วนเป็นอย่างน้อย ตัวอย่างเช่น การนำเข้าก๊าซธรรมชาติประจำปีไปยังภูมิภาค Kemerovo คือ ~ 1.5 พันล้าน m อ่าง Kuznetsk - 2.0 พันล้าน m 3 รวม 0.17 พันล้าน m 3 ถูกดูดออกโดยระบบ degassing สำหรับการผลิตถ่านหินแต่ละตันในรัสเซีย จะมีการปล่อยก๊าซมีเทนเฉลี่ย 20 ลูกบาศก์เมตร ในปี 2552 เป็นครั้งแรกในรัสเซียที่การใช้ก๊าซมีเทนในอุตสาหกรรมเริ่มขึ้นในภูมิภาคเคเมโรโว

ปริมาณก๊าซของถ่านหิน อันที่จริง ปริมาณก๊าซมีเทน (ในแง่ขององค์ประกอบ ก๊าซส่วนใหญ่เป็นมีเทน แห้ง); ในหลายแอ่งถึง 30-40 m 3 /t (Pechora, Kuznetsk ฯลฯ ) ลักษณะเด่นของก๊าซถ่านหินคือรูปแบบของเนื้อหา - ส่วนใหญ่ดูดซับในตะเข็บถ่านหินแบบเสาหิน และปราศจากในบริเวณรอยร้าวของตะเข็บถ่านหินและในหินที่เป็นโฮสต์ ปริมาณก๊าซที่สูงในอ่างถ่านหินเป็นสาเหตุของอุบัติเหตุระหว่างการขุดถ่านหิน และในทางกลับกัน แสดงถึงปริมาณสำรองที่สำคัญของวัตถุดิบก๊าซสำหรับอุตสาหกรรม โดยเฉพาะอย่างยิ่งในภูมิภาคที่ขาดแคลนพลังงาน การสลับสับเปลี่ยนหลายครั้งในส่วนและพื้นที่ของแหล่งผลิตที่มีปริมาณก๊าซในรูปแบบต่างๆ ซึ่งกำหนดความแตกต่างในเทคโนโลยีการผลิตไว้ล่วงหน้า เป็นปัจจัยที่สร้างปัญหาในการพัฒนาก๊าซถ่านหิน

แหล่งก๊าซที่คาดการณ์ในตะเข็บถ่านหินที่คำนวณสำหรับ 18 อ่างถ่านหินภายในระดับความลึกของการประเมินปริมาณสำรองและทรัพยากรของถ่านหิน (< 1800 м) и составляют в сумме около 45 трлн. м", при колебаниях от еди­ниц млрд. м 3 (Угловский, Аркагалинский, Кизеловский, Челябинский) до 13-26 трлн. м 3 (Кузнецкий, Тунгус­ский). Оценка ресурсов газов в свободных газовых скоплениях выполнена только по двум бассейнам - Печор­скому и Кузнецкому, и составила в сумме ~ 120 млрд. м 3 . Около 90% всех общих ресурсов приходится на кате­горию Д 2 . Однако по отдельным бассейнам долевое участие ресурсов более высоких категорий может состав­лять 50-70% (Минусинский, Улугхемский, Кизеловский и др.), что связано с превышением запасов углей над ресурсами в этих бассейнах. Наиболее богатыми регионами России по ресурсам угольных газов являются Вос­точная и Западная Сибирь ~ 58 и 29%, соответственно, от общего объема ресурсов, в то время как в Европей­ской части сосредоточено не более 4% .

ก๊าซถ่านหินในแง่ของลักษณะเชิงคุณภาพและเชิงปริมาณไม่ด้อยไปกว่าก๊าซไฮโดรคาร์บอนจากแหล่งสะสมแบบเดิม

ในปัจจุบัน มีเทนประมาณ 4 หมื่นล้านลูกบาศก์เมตรต่อปีถูกปล่อยออกมาในเหมืองถ่านหินมากกว่า 3,000 แห่งทั่วโลก ซึ่งประมาณ 5.5 พันล้านลูกบาศก์เมตรต่อปีถูกจับในเหมือง 500 แห่ง และใช้ 2.3 พันล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี ประสบการณ์ระดับโลกในการใช้ก๊าซถ่านหินบ่งบอกถึงโอกาสและความเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจที่เกี่ยวข้องกับความสมดุลของเชื้อเพลิงในท้องถิ่น ใน 12 ประเทศทั่วโลก ก๊าซที่จับได้ถือเป็นแร่ธาตุที่เกี่ยวข้อง และในบางประเทศ - เป็นก๊าซอิสระ (สหรัฐอเมริกา) ในกรณีแรก ต้นทุนการพัฒนาไม่เกินต้นทุนของการผลิตก๊าซธรรมดา ในกรณีที่สองจะสูงขึ้นเล็กน้อย (1.3-1.5 เท่า)

ในรัสเซีย มีเธนสกัดจากชั้นที่มีถ่านหินเป็นองค์ประกอบจำนวน 1.2 พันล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี โดยระบบกำจัดก๊าซต่างๆ ในพื้นที่เหมืองปฏิบัติการ 132 แห่ง มันถูกใช้ในสองอ่าง - Pechora และ Kuznetsk ในปริมาณ 100-150 ล้าน m 3 / ปี เทคโนโลยีได้รับการพัฒนาขึ้นเพื่อให้สามารถสกัดก๊าซได้อย่างมีกำไรและใช้ก๊าซจากชั้นที่มีถ่านหินอย่างมีกำไร

แหล่งที่มีแนวโน้มมากที่สุดสำหรับการพัฒนาก๊าซคืออ่างถ่านหิน Pechora และ Kuznetsk ซึ่งการศึกษาความเป็นไปได้ได้เสร็จสิ้นลงแล้วและมีประสบการณ์เชิงบวกในการผลิตก๊าซ นอกจากนี้ การผลิตก๊าซที่เกี่ยวข้องยังเป็นไปได้ในแอ่งของฟาร์อีสเทิร์นจำนวนหนึ่ง - Partizansky, Uglovsky, Sakhalin อ่าง Tunguska และ Lena เป็นแหล่งสำรองก๊าซดิบจำนวนมากในอนาคต

โดยทั่วไป แหล่งไฮโดรคาร์บอนแหกคอกเป็นตัวแทนของโอกาสในการขยายฐานทรัพยากรน้ำมันและก๊าซในรัสเซีย โดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับจังหวัดที่มีปริมาณสำรองหมด แต่ต้องการการวิจัยที่ตรงเป้าหมายและที่สำคัญที่สุดคือการพัฒนาหลักการใหม่ของทฤษฎีและการปฏิบัติทั้ง สำหรับการค้นพบและการสำรวจและเหยื่อ .

ปัจจุบันการใช้น้ำมันไม่มีพลังงานทางเลือกทดแทนความต้องการน้ำมันได้ ในขณะเดียวกัน ปริมาณสำรองของน้ำมันที่เข้าถึงได้ง่ายแบบดั้งเดิมก็ลดลงอย่างต่อเนื่อง ไม่มีการค้นพบแหล่งน้ำมันขนาดใหญ่ใหม่ตั้งแต่ยุค 70 ของศตวรรษที่ผ่านมา แม้จะมีความพยายามทั้งหมดของบริษัทน้ำมันก็ตาม

แหล่งพลังงานหมุนเวียนเช่นพลังงานแสงอาทิตย์หรือพลังงานลมไม่เป็นไปตามความคาดหวังของผู้ติดตาม การใช้งานมีราคาแพงเกินไป และประสิทธิภาพในการใช้งานทำให้เกิดคำถามมากมาย ตามแนวทางปฏิบัติ ความเป็นไปได้ของทรัพยากรเหล่านี้ (เทคโนโลยี) สำหรับการผลิตพลังงานค่อนข้างจำกัด แม้จะมีตัวอย่างที่ค่อนข้างประสบความสำเร็จของการนำพลังงานทางเลือก (ทดแทน) มาใช้ แต่การใช้งานในวงกว้างก็ไม่น่าจะเป็นไปได้

อุตสาหกรรมนิวเคลียร์เพียงอย่างเดียวไม่สามารถครอบคลุมความต้องการที่จำเป็นได้ ปริมาณสำรองยูเรเนียมสูงสุดสำหรับเทคโนโลยีปัจจุบันคือ 10 ปี นอกจากนี้ หลังจากเหตุการณ์ล่าสุดที่ฟุกุชิมะ ทัศนคติเชิงลบต่อพลังงานประเภทนี้ก็เพิ่มมากขึ้นในสังคม ไม่มีใครอยากมีสิ่งอำนวยความสะดวกที่อาจเป็นอันตรายเช่นโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในสวนของพวกเขา

เพื่อตอบสนองความต้องการพลังงานที่เพิ่มมากขึ้นของสังคม อุตสาหกรรมน้ำมันจึงหันมาสนใจแหล่งไฮโดรคาร์บอนที่มีราคาแพง แปลกใหม่ และยากต่อการเข้าถึงมากขึ้นเรื่อยๆ

แหล่งที่มาเหล่านี้ได้แก่:

• ทรายน้ำมันของแคนาดา;
• น้ำมันบิทูมินัสที่มีความหนืดสูง/ความหนืดสูงจากภูมิภาคอื่นๆ ของโลก
• น้ำมันจากชั้นหิน;
• เทคโนโลยีที่ใช้กระบวนการ Fischer-Tropsch:
• แก๊สเป็นของเหลว / แก๊สเป็นของเหลว (GTL);
• ถ่านหินเป็นของเหลว / ถ่านหินเป็นของเหลว (CTL);
• ชีวมวลเป็นของเหลว / ชีวมวลเป็นของเหลว (BTL);
• การผลิตน้ำมันบนหิ้งน้ำลึกและหิ้งของทะเลอาร์กติก

ลักษณะทั่วไปของแหล่งไฮโดรคาร์บอนเหล่านี้คือต้นทุนผลิตภัณฑ์ขั้นสุดท้ายที่สูง แต่นี่เป็นราคาที่ค่อนข้างเล็กเพื่อให้ได้รูปแบบของพลังงานที่คุ้นเคยและเหมาะสมกับโครงสร้างพื้นฐานที่ทันสมัย ​​(ไฮโดรคาร์บอนเหลว)

ภาพรวมโดยย่อของแหล่งไฮโดรคาร์บอนแหกคอก

ทรายน้ำมันได้รับการพัฒนาอย่างประสบความสำเร็จในแคนาดาตั้งแต่ยุค 60 ของศตวรรษที่ผ่านมา ปัจจุบัน น้ำมันที่ผลิตในประเทศนี้ประมาณครึ่งหนึ่งมาจากทรายน้ำมัน ทรายน้ำมันเป็นส่วนผสมของทราย น้ำ ดินเหนียว น้ำมันหนัก และน้ำมันดินธรรมชาติ แคนาดามีพื้นที่น้ำมันสามแห่งซึ่งมีน้ำมันหนักและน้ำมันดินธรรมชาติสำรองจำนวนมาก นี่คือ Athabasca ซึ่งหลายคนคงเคยได้ยินชื่อ Peace River และ Cold Lake ทั้งหมดอยู่ในจังหวัดอัลเบอร์ตา

มีการใช้วิธีการที่แตกต่างกันสองวิธีในการสกัดน้ำมันจากทรายน้ำมัน:

1) หลุมเปิด และ 2) จากตะเข็บโดยตรง

วิธีการทำเหมืองแบบเปิดโล่งเหมาะสำหรับตะกอนตื้น (ลึกไม่เกิน 75 ม.) และตะกอนที่โผล่ขึ้นมาบนผิวน้ำ เป็นที่น่าสังเกตว่าในแคนาดา แหล่งฝากที่เปิดโล่งทั้งหมดตั้งอยู่ในภูมิภาคอาทาบาสกา

การทำเหมืองแบบเปิดโล่งหมายถึงเพียงแค่ใส่ทรายน้ำมันลงในรถดั๊มพ์และขนส่งไปยังโรงงานแปรรูป ซึ่งจะถูกล้างด้วยน้ำร้อนและแยกน้ำมันออกจากวัสดุอื่นๆ ทั้งหมด ต้องใช้ทรายน้ำมันประมาณ 2 ตันในการผลิตน้ำมัน 1 บาร์เรล หากวิธีนี้ฟังดูค่อนข้างลำบากในการรับน้ำมัน 1 บาร์เรล คุณพูดถูก แต่ปัจจัยการกู้คืนน้ำมันด้วยวิธีการผลิตนี้สูงมากและมีจำนวน 75% -95%

ข้าว. 1 การสกัดด้วยทรายน้ำมันแบบโอเพ่นพิท

ในการดึงน้ำมันหนักออกจากอ่างเก็บน้ำโดยตรง จะใช้วิธีการผลิตด้วยความร้อน เช่น นอกจากนี้ยังมีวิธีการผลิตที่ "เย็น" ที่เกี่ยวข้องกับการฉีดตัวทำละลายลงในแหล่งกักเก็บ (เช่น วิธี VAPEX หรือ) วิธีการสกัดน้ำมันหนักจากอ่างเก็บน้ำโดยตรงมีประสิทธิภาพน้อยกว่าในแง่ของการกู้คืนน้ำมันเมื่อเทียบกับวิธีการเปิดหลุม ในเวลาเดียวกัน วิธีการเหล่านี้มีศักยภาพในการลดต้นทุนการผลิตน้ำมันโดยการปรับปรุงเทคโนโลยีการผลิต

น้ำมันที่มีความหนืดสูง/ความหนืดสูง/น้ำมันบิทูมินัสได้รับความสนใจจากอุตสาหกรรมน้ำมันมากขึ้นเรื่อยๆ เนื่องจาก “ครีม” หลักในการผลิตน้ำมันของโลกได้ถูกตัดออกแล้ว บริษัทน้ำมันจึงถูกบังคับให้เปลี่ยนไปใช้แหล่งน้ำมันหนักที่น่าดึงดูดน้อยกว่า

มันอยู่ในน้ำมันหนักที่มีปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนของโลกหลักเข้มข้น หลังจากแคนาดาซึ่งมีปริมาณสำรองน้ำมันหนัก / บิทูมินัสสมดุล เวเนซุเอลาก็ทำเช่นเดียวกันซึ่งมีน้ำมันสำรองจำนวนมากในแถบแม่น้ำโอรีโนโก "การซ้อมรบ" นี้ทำให้เวเนซุเอลาเป็นที่แรกในโลกในแง่ของปริมาณสำรองน้ำมัน สำคัญเช่นเดียวกับในประเทศผู้ผลิตน้ำมันอีกหลายประเทศ

ปริมาณสำรองน้ำมันหนักและน้ำมันดินธรรมชาติจำนวนมากต้องการการพัฒนาเทคโนโลยีที่เป็นนวัตกรรมสำหรับการสกัด การขนส่ง และการแปรรูปวัตถุดิบ ปัจจุบัน ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการสกัดน้ำมันหนักและน้ำมันดินธรรมชาติอาจสูงกว่าค่าใช้จ่ายในการสกัดน้ำมันเบา 3-4 เท่า การแปรรูปน้ำมันที่มีความหนืดสูงแบบหนักนั้นใช้พลังงานมากกว่าด้วย และด้วยเหตุนี้ ในหลายกรณีจึงมีกำไรต่ำและแม้แต่ไม่ได้กำไรด้วยซ้ำ

ในรัสเซีย มีการทดสอบวิธีการกู้คืนน้ำมันหนักแบบต่างๆ ที่แหล่งน้ำมันความหนืดสูง Yaregskoye ที่มีชื่อเสียงซึ่งตั้งอยู่ในสาธารณรัฐโคมิ การก่อตัวที่มีประสิทธิผลของสนามนี้ อยู่ที่ระดับความลึก ~200 ม. ประกอบด้วยน้ำมันที่มีความหนาแน่น 933 กก./ลบ.ม. และมีความหนืด 12000-16000 mPa·s ในปัจจุบัน พื้นที่นี้ใช้วิธีการสกัดด้วยความร้อนจากการขุด ซึ่งได้พิสูจน์ตัวเองแล้วว่าค่อนข้างมีประสิทธิภาพและสมเหตุสมผลในเชิงเศรษฐกิจ

ที่แหล่งน้ำมันความหนืดพิเศษ Ashalchinskoye ซึ่งตั้งอยู่ในตาตาร์สถาน กำลังดำเนินการโครงการเพื่อทดสอบนำร่องเทคโนโลยีการบำบัดด้วยแรงโน้มถ่วงด้วยไอน้ำ เทคโนโลยีนี้แม้จะไม่ประสบความสำเร็จมากนัก แต่ก็ได้รับการทดสอบที่สนาม Mordovo-Karmalskoye

ผลของการพัฒนาแหล่งน้ำมันความหนืดสูงที่มีความหนืดสูงในรัสเซียยังไม่เป็นแรงบันดาลใจให้เกิดการมองโลกในแง่ดีมากนัก จำเป็นต้องมีการปรับปรุงเทคโนโลยีและอุปกรณ์เพิ่มเติมเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิต ในขณะเดียวกัน ก็มีศักยภาพในการลดต้นทุนการผลิตน้ำมันหนัก และหลายบริษัทก็พร้อมที่จะมีส่วนร่วมในการผลิต

น้ำมันจากชั้นหิน- ธีม "ทันสมัย" ในครั้งล่าสุด ทุกวันนี้ หลายประเทศแสดงความสนใจเพิ่มขึ้นในการผลิตน้ำมันจากชั้นหิน ในสหรัฐอเมริกาที่ซึ่งการผลิตน้ำมันจากหินดินดานกำลังดำเนินอยู่ ความหวังที่สำคัญมีความเกี่ยวข้องเพื่อลดการพึ่งพาการนำเข้าทรัพยากรพลังงานประเภทนี้ ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา การผลิตน้ำมันดิบที่เพิ่มขึ้นของสหรัฐฯ ส่วนใหญ่มาจากหินดินดาน Bakken ในนอร์ทดาโคตาและ Eagle Ford ในเท็กซัส

การพัฒนาการผลิตน้ำมันจากชั้นหินเป็นผลโดยตรงของ "การปฏิวัติ" ที่เกิดขึ้นในสหรัฐอเมริกาในการผลิตก๊าซจากชั้นหิน เมื่อราคาก๊าซร่วงลงอันเป็นผลมาจากการผลิตก๊าซที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว บริษัทต่างๆ เริ่มเปลี่ยนจากการผลิตก๊าซเป็นการผลิตน้ำมันจากชั้นหิน นอกจากนี้เทคโนโลยีสำหรับการสกัดก็ไม่ต่างกัน สำหรับสิ่งนี้ ดังที่ทราบกันดีอยู่แล้วว่ามีการเจาะหลุมแนวนอน ตามด้วยการแตกร้าวด้วยไฮดรอลิกหลายครั้งของหินที่มีน้ำมัน เนื่องจากอัตราของหลุมดังกล่าวลดลงอย่างรวดเร็ว จึงจำเป็นต้องเจาะหลุมจำนวนมากในตารางที่มีความหนาแน่นสูงเพื่อรักษาปริมาณการผลิต ดังนั้นค่าใช้จ่ายในการสกัดน้ำมันจากชั้นหินจึงสูงกว่าต้นทุนในการสกัดน้ำมันจากแหล่งทั่วไปอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้

แม้ว่าโครงการน้ำมันจากชั้นหินจะสูง แม้จะมีต้นทุนสูง แต่ก็ยังน่าดึงดูด นอกสหรัฐอเมริกา แหล่งน้ำมันจากหินดินดาน Vaca Muerta ในอาร์เจนตินาและการก่อตัวของ Bazhenov ในรัสเซียถือว่ามีแนวโน้มมากที่สุด

กระบวนการ Fischer-Tropschได้รับการพัฒนาในปี ค.ศ. 1920 โดยนักวิทยาศาสตร์ชาวเยอรมัน Franz Fischer และ Hans Tropsch ประกอบด้วยส่วนผสมของไฮโดรเจนกับคาร์บอนที่อุณหภูมิและความดันที่แน่นอนต่อหน้าตัวเร่งปฏิกิริยา ส่วนผสมที่เป็นผลลัพธ์ของไฮโดรคาร์บอนมีลักษณะคล้ายน้ำมันและมักเรียกกันว่า น้ำมันสังเคราะห์.

ข้าว. 2 การผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ตามกระบวนการ Fischer-Tropsch

CTL (ถ่านหินเป็นของเหลว)- แก่นแท้ของเทคโนโลยีคือถ่านหินที่ไม่มีอากาศเข้าและที่อุณหภูมิสูงจะสลายตัวเป็นคาร์บอนมอนอกไซด์และไฮโดรเจน นอกจากนี้ เมื่อมีตัวเร่งปฏิกิริยา ส่วนผสมของไฮโดรคาร์บอนต่างๆ จะถูกสังเคราะห์จากก๊าซทั้งสองนี้ จากนั้น น้ำมันสังเคราะห์นี้ ก็เหมือนกับน้ำมันธรรมดา ที่ถูกแยกออกเป็นเศษส่วนและแปรรูปต่อไป ใช้เหล็กหรือโคบอลต์เป็นตัวเร่งปฏิกิริยา

ในช่วงสงครามโลกครั้งที่สอง อุตสาหกรรมของเยอรมันใช้เทคโนโลยี Coal-to-liquids เพื่อผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ แต่เนื่องจากกระบวนการนี้ไม่ได้ประโยชน์ทางเศรษฐกิจ และยิ่งไปกว่านั้น เป็นอันตรายต่อสิ่งแวดล้อม หลังจากสิ้นสุดสงคราม การผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ก็สูญเปล่า ต่อมาชาวเยอรมันใช้ประสบการณ์เพียงสองครั้งเท่านั้น - โรงงานแห่งหนึ่งสร้างขึ้นในแอฟริกาใต้และอีกแห่งในตรินิแดด

GTL (แก๊สเป็นของเหลว)- กระบวนการผลิตไฮโดรคาร์บอนสังเคราะห์เหลวจากก๊าซ (ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง) น้ำมันสังเคราะห์ที่ได้จากกระบวนการ GTL ไม่ได้ด้อยกว่า แต่มีคุณสมบัติเหนือกว่าน้ำมันเบาคุณภาพสูงในบางลักษณะ ผู้ผลิตระดับโลกหลายรายใช้น้ำมันสังเคราะห์เพื่อปรับปรุงคุณสมบัติของน้ำมันหนักโดยการผสม

แม้จะมีความสนใจในเทคโนโลยีในการแปลงถ่านหินชนิดแรก แต่ก๊าซเป็นผลิตภัณฑ์น้ำมันสังเคราะห์ไม่ได้จางหายไปตั้งแต่ต้นศตวรรษที่ 20 แต่ปัจจุบันมีโรงงาน GTL ขนาดใหญ่เพียงสี่แห่งที่ทำงานในโลก - Mossel Bay (แอฟริกาใต้) , Bintulu (มาเลเซีย), Oryx (กาตาร์) ) และ Pearl (กาตาร์)

BTL (ชีวมวลเป็นของเหลว)- สาระสำคัญของเทคโนโลยีเหมือนกับถ่านหินเป็นของเหลว ความแตกต่างที่สำคัญเพียงอย่างเดียวคือวัสดุเริ่มต้นไม่ใช่ถ่านหิน แต่เป็นวัสดุจากพืช การใช้เทคโนโลยีนี้ในวงกว้างเป็นเรื่องยากเนื่องจากขาดแหล่งข้อมูลจำนวนมาก

ข้อเสียของโครงการสำหรับการผลิตไฮโดรคาร์บอนสังเคราะห์ตามกระบวนการ Fischer-Tropsch คือ: ความเข้มข้นของเงินทุนสูงของโครงการ การปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์อย่างมีนัยสำคัญ การใช้น้ำสูง เป็นผลให้โครงการไม่จ่ายเลยหรือกำลังจะทำกำไร ความสนใจในโครงการดังกล่าวเพิ่มขึ้นในช่วงที่ราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูง และจางหายไปอย่างรวดเร็วเมื่อราคาลดลง

การผลิตน้ำมันบนหิ้งน้ำลึกต้องใช้เงินลงทุนสูงจากบริษัทต่างๆ การครอบครองเทคโนโลยีที่เหมาะสม และความเสี่ยงที่เพิ่มขึ้นสำหรับบริษัทผู้ดำเนินการ ระลึกถึงอุบัติเหตุล่าสุดที่ Deepwater Horizon ในอ่าวเม็กซิโกเป็นอย่างน้อย BP เท่านั้นที่หลีกเลี่ยงการล้มละลายได้อย่างปาฏิหาริย์ เพื่อให้ครอบคลุมค่าใช้จ่ายทั้งหมดและการชำระเงินที่เกี่ยวข้อง บริษัทต้องขายสินทรัพย์เกือบครึ่งหนึ่ง การชำระบัญชีของอุบัติเหตุและผลที่ตามมา รวมถึงการจ่ายค่าชดเชย ทำให้ BP เป็นจำนวนเงินที่เป็นระเบียบเรียบร้อยประมาณ 30 พันล้านดอลลาร์

ไม่ใช่ทุกบริษัทพร้อมที่จะดำเนินการดังกล่าว ดังนั้น โครงการผลิตน้ำมันบนหิ้งน้ำลึกจึงมักดำเนินการโดยกลุ่มบริษัทต่างๆ

โครงการนอกชายฝั่งกำลังดำเนินการอย่างประสบความสำเร็จในอ่าวเม็กซิโก ทะเลเหนือ บนพื้นที่ของนอร์เวย์ บราซิล และประเทศอื่นๆ ในรัสเซีย ความหวังหลักเกี่ยวข้องกับหิ้งของทะเลอาร์กติกและตะวันออกไกล

หิ้งของทะเลอาร์กติกแม้ว่าจะมีการศึกษาเพียงเล็กน้อย แต่ก็มีศักยภาพที่สำคัญ ข้อมูลทางธรณีวิทยาที่มีอยู่ทำให้สามารถคาดการณ์ปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนที่สำคัญได้ในบริเวณนี้ แต่ความเสี่ยงก็ยิ่งใหญ่เช่นกัน ผู้ปฏิบัติงานด้านการผลิตน้ำมันทราบดีว่าคำตัดสินขั้นสุดท้ายเกี่ยวกับการมีอยู่ (หรือไม่มี) ของปริมาณสำรองน้ำมันเชิงพาณิชย์นั้นสามารถทำได้โดยอาศัยผลการขุดเจาะบ่อน้ำมันเท่านั้น และจนถึงขณะนี้ยังแทบไม่มีในแถบอาร์กติก วิธีการเปรียบเทียบซึ่งใช้ในกรณีเช่นนี้เพื่อประเมินปริมาณสำรองของภูมิภาคอาจให้แนวคิดที่ไม่ถูกต้องเกี่ยวกับปริมาณสำรองที่แท้จริง ไม่ใช่ว่าโครงสร้างทางธรณีวิทยาในอนาคตทุกแห่งจะมีน้ำมัน อย่างไรก็ตาม ผู้เชี่ยวชาญประเมินโอกาสในการค้นพบแหล่งน้ำมันขนาดใหญ่ว่าสูง

การค้นหาและพัฒนาแหล่งน้ำมันในแถบอาร์กติกนั้นขึ้นอยู่กับข้อกำหนดในการปกป้องสิ่งแวดล้อมที่สูงมาก อุปสรรคเพิ่มเติมคือสภาพอากาศที่รุนแรง ความห่างไกลจากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ และความจำเป็นต้องคำนึงถึงสถานการณ์น้ำแข็ง

และโดยสรุป ข้อควรพิจารณาเพิ่มเติมอีกเล็กน้อย

แหล่งที่มาของไฮโดรคาร์บอนและวิธีการทั้งหมดที่ระบุไว้สำหรับการผลิตนั้นไม่ใช่เรื่องใหม่ แต่เป็นที่ทราบกันมานานแล้ว ล้วนเกี่ยวข้องอยู่แล้วไม่ทางใดก็ทางหนึ่ง อุตสาหกรรมน้ำมัน. การพัฒนาของพวกเขาถูกขัดขวางโดยผลิตภัณฑ์ขั้นสุดท้ายที่มีราคาสูงที่กล่าวถึงแล้วและตัวบ่งชี้ที่น่าสนใจเช่น EROI

EROI (ผลตอบแทนการลงทุนด้านพลังงาน)- นี่คืออัตราส่วนของปริมาณพลังงานที่มีอยู่ในตัวพาพลังงานต่อพลังงานที่ใช้เพื่อให้ได้ตัวพาพลังงานนี้ กล่าวคือ เป็นอัตราส่วนของพลังงานที่น้ำมันได้รับต่อพลังงานที่ใช้ไปในการขุดเจาะ การผลิต การขนส่ง การแปรรูป การจัดเก็บ และการส่งมอบน้ำมันนี้ให้กับผู้บริโภค

ในขณะที่น้ำมันเบาทั่วไปในปัจจุบันมี EROI ประมาณ 15:1 น้ำมันทรายน้ำมันมี EROI ประมาณ 5:1 และน้ำมันจากชั้นหินมี EROI ประมาณ 2:1

กระบวนการค่อยๆ แทนที่ไลท์ออยล์ด้วยแหล่งไฮโดรคาร์บอนที่มีราคาแพงกว่ากำลังดำเนินการอยู่ และ EROI โดยเฉลี่ยกำลังเคลื่อนไปสู่ความเท่าเทียมกันที่ 1:1 และมีแนวโน้มว่าในอนาคตตัวบ่งชี้นี้จะไม่เป็นที่โปรดปรานของเรา ถ้าถึงตอนนี้เราได้รับพลังงานแล้ว เราสามารถพูดได้ว่า ฟรีแล้วในอนาคตอันใกล้เราอาจจะต้อง ที่จะต้องจ่ายเพื่อให้ได้พลังงานในรูปของเหลวที่คุ้นเคยและสะดวก เหมาะสมกับเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ของเรา