MARCELLUS AGYAGPALA - aZ IRÁNYÍTOTT, VÍZNYOMÁSOS REPESZTÉSI GÁZ-OLAJFÚRÁS PÉLDÁJA AZ EGYESŰLT ÁLLAMOKBAN MARCELLUS SHALE, AN EXAMPLE OF THE DIRECTIONAL, HYDRAULIC FRACTURING GAS/OIL DRILLING IN THE UNITED STATES
K. SZŰCS FERENC Abstract The author observed the Marcellus frequently during his 35 year teaching and research. M. King Hubbert, an American geophysicist, based on past productions, proven reserves and estimated future discoveries, using semi-logistical curved model, calculated in 1956 that the oil production in the United States will reach the crest (peak oil) in 1970. Similarly he predicted that the world production of oil will reach the top around the year 2000. However, since 2008 the US petroleum and natural gas production has surged and is now surpassing both Russia and Saudi Arabia. This dramatic increase is due to two technological developments: directional drilling and hydraulic fracturing used for low permeability shale formations. Directional drilling has been achieved by a geo-steering equipment that moves the drill bit from the original vertical direction horizontally to the elongation of the shale thickness. The drilled hole is lined with steel pipe and insulated with cement. The horizontal section of the line is perforated to allow the movement of the gas/oil to the production pipe. High pressure water jets fracture the low permeability shale, the propants keep the fractures open and the chemical additives increase the viscosity. Marcellus is the largest gas/oil producing formation in the United States located in Pennsylvania - New York - Ohio and West Virginia. It was deposited 390 million years ago in the Appalachian Basin as the result of the Acadian Mountain’s erosion. The formation is considered super-giant because it covers 250,000 km2. The bottom depth of the basin lies between 910 and 2.750 m. The thickness of the Marcellus shale varies from 15 to 75 m. Field studies show that the black shale accumulation occurred in a deep anoxic basin. Two different joints can be distinguished. The direction of the J1 joints is east-northeast, while the J2 fissures trend north-northwest. The J2 joints are less developed, partly filled with precipitations and are farther apart. These are natural joints and are useful in selecting the drilling sites. Induced fractures are created in order to enhance the flow of gas/oil to the surface. Hydraulic fractures form perpendicular to the minimum stress plain. Laboratory examinations prove that the TOC in average is 3,0–3,2 % and the quartz, calcite and clay triad is 45-8-47 %. The average porosity is between 2-18 % and the permeability ranges from 0,2×108 and 5,5×108 milli-Darcy. According to estimates, the gas in the Marcellus formation varies between 7,4 and 13,7 trillion meter cube. In addition, there are 19 shale formations in the United States with high rate of production. These developments show that the future unconventional gas/oil production will take an undulating form, contrary to the Hubbert’s peak and curve, for 30-40 years that might represent a transitional period for the development of renewable energy sources. Kulcsszavak: Irányított gáz- olajkútfúrás, víznyomásos kőzetrepesztés, a Marcellus
agyagpala, ‘joint’, hagyományos és nem-hagyományos gáz- olajkút fúrás, geo-irányítás, proppant. Keywords: Directional gas- oil well drilling, hydraulic rock fracturing, the Marcellus shale, joint, conventional and unconventional gas- oil well drilling, geo-steering, proppant.
Bevezetés Hubbert M. King a Shell Olajvállalat geofizikusa volt az első aki 1956-ban megjósolta, hogy az Amerikai Egyesűlt Államok kőolajtermelése az 1970-es években fogja elérni a csúcspontját (oil peak). Ez a prognosis abban az időszakban látszólag meg is valósult. A sötét jóslatok ellenére, az utóbbi húsz év alatt viszont a világ kőolaj- és földgáztermelése megnövekedett. Az Amerikai Egyesűlt Államok máris túlhaladta az orosz olajtermelés évi mennyiségét és közeledik a Saúd Arábiai Ghawar-hoz. A pesszimista jóslatok nem vették figyelembe az új technológia fejlődését. A jelenleg rendelkezésre álló nagyobb mennyiségű ősmaradványi (fosszil) erőforrás két technológiai fejlődésnek az eredménye: irányított gáz- olajkútfúrás és hidraulikus kőzetrepesztés. A kőzetrepesztés az angol ‘fracking’szlang szóval kerűlt a köznyelvbe (frackturing = repesztés, törés). A két új technológiát főképpen agyagpala gáz- vagy olajtermelésnél használják, amikor az üledékes kőzet folyadékáteresztő képessége (permeabilitás) nagyon alacsony, ami megakadályozza a gáz/olaj szivárgását a fúrókút felé. Az 1990-es évek elején indult meg gyors ütemben a víznyomásos kőzetrepesztési technológia alkalmazása az Egyesűlt Államokban. Mitchell George, a Michael Energia Vállalat alapítója kezdeményezésével. Ők vezették be a hidraulikus repesztés módszerét. A Marcellus agyagpala A Marcellus geológiai képződmény megtalálható a felszín alatt főképpen Pennsylvania, New York, Ohio és West Virginia államokban (1. ábra). A Marcellus aljának a mélysége 910 és 2.750 m. között fekszik, 1.800 m átlaggal. Az agyagpala képződmény vastagsága 15 és 75 méter között változik.A formáció 250.000 km2 terűletet foglal el és ezért is nevezik szuper-óriásnak. Azonfelűl, részben a Marcellus alatt fekszik egy másik terűletileg szintén óriási agyagpala gáztermelő kőzet, az Utica formáció. Ez azt jelenti, hogy mindkét réteg gázát és olaját el lehet érni ugyanazon kút padról. A Marcellus formáció egy fekete agyagpala
1. ábra: A Marcellus formáció aljának a mélysége Figure 1. Depth of the Marcellus bottom
A Marcellus képződmény a Devon Időszakban 390 millió évvel ezelőtt ülepedett le az Appalache Medencében az Akádia Hegység eróziója következtében. A sötét színből és az agyag-szilt szemcsékből arra lehet következtetni, hogy a leülepedés egy tengerparttól távoli mély medencében történt ahol a plankton mikroorganizmusok a víz alacsony oxygen tartalma miatt elkerűlték a mállást. A Marcellus gáz thermogenetikai, mivel a szerves anyagok átváltozását a magas hőmérséklet és nyomás okozta. Ez a ‘sütés’ (cooking) az eredeti szén molekulákat metánná alakította át (CH4). Laboratory mérések szerint az apró szemcsék és a nyomás alacsony átlag porozitást (2– 18%) és vízáteresztő képességet (0,2×108–5,5×10-8 mili-Darcy) eredményeztek a Marcellusban. Egy másik fizikai jellegzetessége a Marcellus képződménynek a természetes kőzetrepedések. A közel 400 millió éves szerves anyagokból földgázzá való átalakulása nyomást gyakorolt a kőzetbe bezárt folyadékra, ami párhuzamos repedéseket (joint) okozott. A szerző két különböző irányú hasadási ‘joint’ sorozatot különböztetett meg: J1 és J2 A J1 ‘jointok’ kelet -északkeleti irányban fekszenek, míg a J2 repedések észak-északnyugati irányúak. Ez utóbbiak kevésbé fejlődtek és távolabb vannak egymáshoz mint a J1 esetében. A J1 ‘joint’ repedések tágabbak, míg a J2 repedési sorok részben el vannak dugulva lecsapódott ásványokkal (pl. kalcit). A J sorozatok tehát természetes repedések. Víznyomásos repedések viszont emberi beavatkozással jönnek létre, amikor a repesztő folyadék nyomása a kőzetben felűlmúlja a kűlső nyomást a kőzeten. Hidraulikus repedések a minimum fő nyomaték (sztressz) síkjára merőlegesen nőnek.Tehát a Marcellus repedések alapjában függőlegesek. Viszont amikor a repedések közelebb kerűlnek a felszínhez, a vertikális sztressz orientációja változik és vele egyűtt a víznyomásos repedések iránya ami megközelítheti a horizontálist is. A kőzet modulusa (a sztressz és a sztrén aránya) nagyban befolyásolja a hidraulikus kőzetrepesztést. Ha a modulus nagy, a közet merev és a repedések hosszasak és vékonyak Ellekezőleg, kevésbé merev közetnél a repedések szélesebbek, de függőlegesen rövidebbek, mert a repedést okozó nyomás oldalvást hatolhat gyengébb szintekbe mint rétegződési sík, vagy létező repedés. A Marcellus fekete színű agyagpala, általában kevésbé merev mint a nem-repedett szűrke agyagpala.
Mindezt figyelembe kell venni a vízszintes hidraulikus repesztésnél. Jelenleg a Marcellus agyagpalában rejtőző földgáz/olaj mennyiségéről nincsennek biztonságos adatok. Különböző felbecsűlések szerint a kőzetben levő gáz térfogata 7,4 és 13,7 trillió köbméter között változik. A Marcelluson felűl eddig 19 nagytermelésű agyagpala medencét fedeztek fel a geológusok Amerikában, például a másik óriási Bakken formáció North Dakota Államban. A Marcellus irányított gázkút fúrás Két fontos terminus technikus a konvencionális (hagyományos) és nemkonvencionális (nemhagyományos) gáz- olajkút fúrás. Az újabb, nemkonvencionális kútfúrás irányított, és nagy mennyiségű vizet igényel a hidraulikus kőzetrepesztéshez. Az 1. táblázat röviden összefoglalja a kettő közötti különbségeket. 1. táblázat: A hagyományos és nemhagyományos kútfúrás közötti különbségek Table. 1. Differences between the conventional and unconventional well-borings Technológia Kút pad nagysága Épített út nagysága Anyakőzet Fúrás formája Fúrás mélysége Lateral hossza Kút kültsége Vízmennyiség szükséglete Vegyi adalékok szükéglete Kútfúrás időtartama Víznyomású kőzetrepesztés
Konvencionális kút 0,5-1,2 hektár 3,3 hektár nagy, könnyen kitermelhető függőleges 2-3 km 2-4 millió dollár 60.000-300.000 liter
Nem-konvencionális kút 1,2-2,5 hektár 3,3 hektár szórványos, nehezen kitermelhető irányított (‘vízszintes’) 3-6 km 1,2-1,5 km 8-12 millió dollár 7,6 millió - 34 millió liter
általában szükséges
feltétlenül szükséges (750)
~ 1 hónap néha szükséges
~ 3 hónap mindig szükséges
Mindkét technikánál a gáz- olajkút felső merőleges része ugyanaz. A fúrott lyukba acél csövet helyeznek és az annulust becementelik. A Marcellus kútaknál egy nagy átmérőjű csövet cementelnek a felső részbe hogy megakadályozza a beomlást. Majd három kisebbedő átmérőjű cső következik: felszíncső (35 cm), közbensőcső (22 cm), és termelőcső (7-8 cm) ami a kút teljes hosszában megy. Ezeknek a csöveknek a feladata a talajvíz szennyeződésének a megakadályozása, magas nyomás
kitörésének a megállítása és végűl a főldgáz vezetése a felszínre. A függőleges fúrás irányától való eltérés a cső hajláspontjánál kezdődik A fúrószárat kihúzzák a kútból és egy hydraulikus motort helyeznek a fúrócső alá. A fúróhegyet a hidraulikus motor forgatja, melyet a csőbe öntött folyékony fúróagyag nyomása mozgat. A fúrókút vezérlését a függőlegestől eltérő irányú hidraulikus motor végzi el a kútban. A hajlás változtatásával a fúrófej kormányozható a vertikálistól a vízszintesig és balról jobbra vagy fordítva. A görbűlet rádiusza általában 90től 150 méterig változik átlagban 300 m fúrás függőleges irányban. A fúróhegy fölött egy energia műszercsomag (geoirányító = geosteering; 3. ábra; módosítva Helms, 2010 után) különböző jelzéseket közvetít a felszíni geológusokhoz, mérnökökhöz, mint például a fúróeszköz azimutja (északi irány) és a lejtés (függőleges szög). Ellenállás (resistivity) a kőzetek elektromos tulajdonsága ami jelzi a szénhidrogének jelenlétét. Ugyanis, legtöbb kőzet alacsony ellenállású vizet tartalmaz, míg a gáz és olaj rezisztivitása igen magas. Ezek a műszerek információt adnak a kút környezetéről mint a hőmérséklet, a kőzetnyomás, a nyomás a fúrófejen, a forgósebesség és a torziós nyomaték. Ezenfelűl a kőzet fúrásideji fizikai jellegzetességét (rádióaktivitás, elektromos ellenállás) is mérik. A konvencionális kút mérésen felűl a szelvényezés fúrásközben (real time) történik. A vízszintes fúrat jóval több természetes ‘joint’-ot szel át mint a függőleges és így elősegíti a gáz mozgását a kút irányába. A merőlegestől eltérő fúrásokat oldalinak (lateral) nevezik. Egy főkútból több ‘lateral’ is ágazhat el. A Marcellus formációnál az előnyös horizontális irány észak-északnyugat vagy dél-délkelet, mivel ezekben az irányokban fekszenek a J1 és J2 ‘joint’-ok. Mivel a fúrat egésze bélelve van, lyukakat kell perforálni a vízszintes cső pontjain hogy a földgáz utat találjon a termelőcsőbe. Perforációs pisztolyt eresztenek egy vékony kábelen a vízszintes csőbe és meghatározott távolságokban golyókat lőnek az acél csövön és a cementezett annulus-on keresztűl. A Marcellus víznyomásos kőzetrepesztés Az ásványi összetétel a Marcellus agyagpalának egy másik jellegzetessége. A mélytengeri eredet következtében a kvarc-kalcit-agyag triád kicsivel nagyobb mennyiségű törékeny ásványból (kvarc, kalcit) áll, mint az agyag ásvány (~ 53 vs 47%). Ennek következtében a hidraulikus repesztésnél könyebben hasad.
A vízszintes fúrási műveletnek víznyomásos kőzetrepesztés, vagy ‘completion’ (befejezés) a neve. Több completion technologiák állnak rendelkezésre: cementelt cső, nyitott fúrat, nem-cementelt előzetesen lyukasztott, mechanikailag szigetelt stb. Mivel a Marcellus vízszintes csövezetének a hossza tipikusan 1.500- 3.000 méter, a hidraulikus repesztést szakaszonként csinálják A folyamatot a vízszintes cső legtávolabbi részénél kezdik, amit a repesztés után lezárnak. Majd folytatják a következő szakasznál. A szakaszok száma a kőzettől függ és négytől tízig változik. A hidraulikus repesztés három fázisból áll. Először vízből és vegyi anyagokból álló folyadékot injektálnak a kútba ami előzeti repesztést képez. Viszont a repedések csak addig maradnak nyitva amíg a repesztési folyadék nyomása tart. Ezért másodszor a vízbe különböző szilárd és vegyi anyagokat (proppant) kevernek. A repesztési folyadék vízből (90%), homokból vagy kerámiai részecskékből (9,5%) és több mint 750 vegyi adalékokból (0,5%) áll, amiből válsztanak. A Marcellus agyagpala esetében ez kútanként kb. 17 millió liter vizet igényel. Ekkor az előző repedések meghosszabbodnak és a proppant szemcsék beszorúlnak a hasadékokba akkor is ha a hidraulikus nyomást megszüntetik. A vegyi adalékok fő feladata a nagymennyiségű proppant szállítása a repedésekbe, a viszkozitás növelése, a sikosság emelése, a folyadék visszafolyásának a megengedése, de a proppant részecskék megtartása a repedésekben. Néhány ilyen vegyi anyag a sósav, nátriumklorid, poliakrilamid, etilglikol, bórsav, guar gumi, nátrium és kálium karbonát, glutaraldehid, vízben oldódó gél, citromsav, izopropanol stb. Végűl, kiöblitik a fúratot hogy a felesleges repesztési folyadékot kiengedjék a kútból. A Marcellus agyagpalánál a bepréselt repesztési folyadékból csupán 9-35% jön fel a felszínre. Ennek az oka még nincs megmagyarázva (hajszálcsövesség, az agyag dagadása?). Minden kőzet speciális repesztési kezelést kíván meg, ami a kőzet feszűltségétől és permeabilitásától függ. Az agyagpala gáz- olajtermelés és a jövő A jelenlegi hidraulikus repesztés sikere túlságos optimizmust válthat ki a különböző országok kormányzatából és a szakemberek egy részéből. Pedig tanulhatunk az 1980-as évek túlzott ellenkező borúlátásából a szénhidrogén energia csúcspontját és az “Olduvai. Szakadék”- ot illetően. Viszont figyelembe kell venni a nagy nem-konvencionális agyagpala olaj- gáztermelést is aminek jelenleg szemtanúi vagyunk (4. ábra). A fejlett technológia és a gyors ütemben megindult nemkonvencionális olajtermelésnek gazdasági oka is van: az olaj ára felemelkedett és a nehezen kitermelhető energia forrás magasabb költsége
is gazdaságossá vált. A horizontális fúrás és hidraulikus kőzetrepesztés által nyert gáz/olajmezők termelőképességét 30-40 évre becsűlik.
2. ábra. Vízszintes, víznyomásos repesztő kútfúrás engedélyek (53.857), 2007-2012 Figure 2. Permits for horizontal, hydraulic fracture well-bores, 2007-2012
Lehetséges, hogy a nem-konvencionális víznyomásos repesztés egy átmeneti időt ad amig kifejlődnek a megújuló energia források??? Jelenleg ez csak egy feltételezés, mert mint Yogi Berra mondta: “Jóslás egy nagyon nehéz dolog - különösen ha a jövőről van szó.” Irodalomjegyzék Blakey, R. 2008: Paleogeography and geologic evolution of North America. Global Plate Tectonics and Paleogeography. Hubbert, M. K. 1956: Nuclear Energy and The Fossil Fuels, Spring Meeting of the Southern District, American Petroleum Institute, San Antonio, TX. Duncan, C. C. 2000: The peak of world oil production and the road to the Olduvai Gorge. Geological Society of America, Pardee Keynote Symposia, p. 13, Reno,NV. Engelder, T. and Lash, G. G. 2008: Systematic joints in devonian black shale: A target for horizontal drilling in the Appalachian Basin. American Association of Petroleum Geologists, Bulletin. Forster, D. and Perks, J. 2012: Climate impact of potential shale gas production in the EU. American Economic Association.
Helms, L. 2010: Horizontal Drilling, DMR Newsletter, vol. 35, No. 1. Hirsch, R. L. 2007: Peaking of world oil production: Recent forecasts. U.S. Department of Energy. Howart, R. W., Santoro, RR, Ingraffea, A. Methane and the greenhouse footprint of natural gas from shale formations. Clim. Change, 106, 679-690. K. Szűcs, F. 2007: A kőolaj hajnala, aranykora és alkonya. Természet Világa, 138 évf. 1. sz. p.13-16. Lash, G. G. 2007: Jointing within outer arc of a forebulge at the onset of the Alleghanian Orogeny. Journal of Structural Geology, 29, 774-786. Levy, M. 2013: The Power Search: Energy, Opportunity, and the Battle for America’s Future. Oxford University Press, p. 249. Maurenzi, I. J. and Jersey, G. R. 2013: Life cycle greenhouse emissions and freshwater consumption of Marcellus shale gas. Environmental Science and Technology. American Chemical Society.
