Fundamentos de la geología del petróleo y el gas. fundamentos del desarrollo de campos de petróleo y gas

27.09.2019

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Desde la antigüedad, la gente ha utilizado el petróleo y el gas donde se encontraban naturalmente en la superficie de la tierra. Este tipo de salidas todavía se producen hoy en día. En nuestro país, en el Cáucaso, en la región del Volga, en los Urales, en la isla de Sakhalin. En el extranjero - en el norte y Sudamerica, en Indonesia y Oriente Medio.

Todas las manifestaciones superficiales de petróleo y gas se limitan a zonas montañosas y depresiones entre montañas. Esto se explica por el hecho de que, como resultado de complejos procesos de formación de montañas, los estratos portadores de petróleo y gas que anteriormente se encontraban sobre gran profundidad, terminó cerca de la superficie o incluso en la superficie de la tierra. Además, aparecen numerosas roturas y grietas en las rocas, llegando a grandes profundidades. Sacan petróleo y gas natural a la superficie.

Las emisiones más comunes de gas natural van desde burbujas apenas perceptibles hasta potentes fuentes. En suelos húmedos y en la superficie del agua, se detectan pequeñas salidas de gas por las burbujas que aparecen en ellas. Durante las eyecciones de fuentes, cuando el agua y las rocas estallan junto con el gas, quedan en la superficie conos de lodo de varios a cientos de metros de altura. Los representantes de estos conos en la península de Absheron son los “volcanes” de lodo Touragai (altura 300 m) y Kyanizadag (490 m). Los conos de lodo, formados por emisiones periódicas de gases, también se encuentran en el norte de Irán, México, Rumania, Estados Unidos y otros países.

Las filtraciones naturales de petróleo a la superficie se producen desde el fondo de varios yacimientos, a través de grietas en las rocas, a través de conos saturados de petróleo (similares al lodo) y en forma de rocas saturadas de petróleo.

En el río Ujtá, a intervalos cortos, pequeñas gotas de petróleo emergen del fondo. Constantemente se libera petróleo del fondo del Mar Caspio, cerca de la isla Zhiliy.

En Daguestán, Chechenia, en las penínsulas de Absheron y Taman, así como en muchos lugares globo Existen numerosas fuentes de petróleo. Estas muestras de petróleo en la superficie son típicas de regiones montañosas con terreno muy accidentado, donde barrancos y barrancos cortan los estratos petrolíferos ubicados cerca de la superficie de la tierra.

A veces el petróleo se filtra a través de montículos cónicos con cráteres. El cuerpo del cono está formado por roca y aceite oxidado espesado. Se encuentran conos similares en Nebit-Dag (Turkmenistán), México y otros lugares. En la isla de Trinidat, la altura de los conos de petróleo alcanza los 20 m y el área de los "lagos de petróleo" a su alrededor es de 50 hectáreas. La superficie de estos “lagos” está formada por aceite espesado y oxidado. Por lo tanto, incluso en climas cálidos, una persona no solo no se cae, sino que ni siquiera deja marcas en su superficie.

Las rocas saturadas de petróleo oxidado y endurecido se llaman "kiras". Están muy extendidos en el Cáucaso, Turkmenistán y Azerbaiyán. Se encuentran, aunque con menos frecuencia, en las llanuras: en el Volga, por ejemplo, hay afloramientos de piedra caliza impregnada de petróleo.

Durante mucho tiempo, la producción natural de petróleo y gas satisfizo plenamente las necesidades de la humanidad. Sin embargo, el desarrollo actividad económica la gente necesitaba cada vez más fuentes de energía.

En un esfuerzo por aumentar la cantidad de petróleo consumido, la gente comenzó a cavar pozos en lugares donde aparecía petróleo en la superficie y luego a perforar pozos.

Al principio se colocaban donde el petróleo llegaba a la superficie de la tierra. Pero el número de plazas de este tipo es limitado. A finales del siglo pasado, se desarrolló un nuevo método de búsqueda prometedor. La perforación comenzó en línea recta conectando dos pozos que ya estaban produciendo petróleo.

En nuevas zonas, la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas se llevó a cabo casi a ciegas, lanzándose de un lado a otro. El geólogo inglés K. Craig dejó interesantes recuerdos de la colocación del pozo.

“Para seleccionar una ubicación, los gerentes de perforación y los gerentes de campo se reunieron y determinaron conjuntamente el área dentro de la cual debería ubicarse el pozo. Sin embargo, con la cautela habitual en estos casos, nadie se atrevió a indicar el punto donde debía comenzar la perforación. Entonces uno de los presentes, distinguido por su gran coraje, dijo, señalando al cuervo que volaba sobre ellos: "Señores, si les da igual, comencemos a perforar donde se sienta el cuervo..." La propuesta fue aceptada. El pozo resultó ser un éxito inusual. Pero si el cuervo hubiera volado cien metros más al este, no habría esperanza de encontrar petróleo...” Está claro que esto no podría durar mucho, porque perforar cada pozo cuesta cientos de miles de dólares. Por lo tanto, surgió la pregunta urgente de dónde perforar pozos para encontrar con precisión petróleo y gas.

Esto requirió una explicación del origen del petróleo y el gas y dio un poderoso impulso al desarrollo de la geología: la ciencia de la composición, estructura e historia de la Tierra, así como los métodos para buscar y explorar reservas de petróleo y gas. campos de gas.

Desde la antigüedad, la gente ha utilizado el petróleo y el gas donde se encontraban naturalmente en la superficie de la tierra. Este tipo de salidas todavía se producen hoy en día. En nuestro país, en el Cáucaso, en la región del Volga, en los Urales, en la isla de Sakhalin. En el extranjero: en América del Norte y del Sur, Indonesia y Oriente Medio.

Todas las manifestaciones superficiales de petróleo y gas se limitan a zonas montañosas y depresiones entre montañas. Esto se explica por el hecho de que, como resultado de complejos procesos de formación de montañas, los estratos que contenían petróleo y gas, que anteriormente se encontraban a grandes profundidades, terminaron cerca de la superficie o incluso en la superficie de la tierra. Además, aparecen numerosas roturas y grietas en las rocas, llegando a grandes profundidades. Sacan petróleo y gas natural a la superficie.

En el río Ujtá, a intervalos cortos, pequeñas gotas de petróleo emergen del fondo. Constantemente se libera petróleo del fondo del Mar Caspio, cerca de la isla Zhiliy.

Existen numerosas fuentes de petróleo en Daguestán, Chechenia, en las penínsulas de Absheron y Taman, así como en muchos lugares del mundo. Estas muestras de petróleo en la superficie son típicas de regiones montañosas con terreno muy accidentado, donde barrancos y barrancos cortan los estratos petrolíferos ubicados cerca de la superficie de la tierra.

Durante mucho tiempo, la producción natural de petróleo y gas satisfizo plenamente las necesidades de la humanidad. Sin embargo, el desarrollo de la actividad económica humana requirió cada vez más fuentes de energía.

En un esfuerzo por aumentar la cantidad de petróleo consumido, la gente comenzó a cavar pozos en lugares donde aparecía petróleo en la superficie y luego a perforar pozos.

“Para seleccionar una ubicación, los gerentes de perforación y los gerentes de campo se reunieron y determinaron conjuntamente el área dentro de la cual debería ubicarse el pozo. Sin embargo, con la cautela habitual en estos casos, nadie se atrevió a indicar el punto donde debía comenzar la perforación. Entonces uno de los presentes, distinguido por su gran coraje, dijo, señalando al cuervo que volaba sobre ellos: "Señores, si les da igual, comencemos a perforar donde se sienta el cuervo..." La propuesta fue aceptada. El pozo resultó ser un éxito inusual. Pero si el cuervo hubiera volado cien metros más hacia el este, no habría habido ninguna esperanza de encontrar petróleo...” Está claro que esto no podría durar mucho, porque perforar cada pozo cuesta cientos de miles de dólares. Por lo tanto, surgió la pregunta urgente de dónde perforar pozos para encontrar con precisión petróleo y gas.

Bajo desarrollo del campo de gas Se refiere al control del proceso de movimiento del gas en el yacimiento hacia los pozos de producción utilizando un determinado sistema colocación del número establecido de pozos en el área, el orden y ritmo de su puesta en servicio, manteniendo el modo previsto de su operación, regulando el equilibrio de energía del yacimiento.

Requisito básico para un sistema de desarrollo.- garantizar costes mínimos para la producción de determinados volúmenes de gas con un determinado grado de fiabilidad del sistema y el cumplimiento de las normas de protección del subsuelo. El logro de estas condiciones se lleva a cabo en la etapa de diseño del sistema de desarrollo. elección óptima y teniendo en cuenta todos sus elementos, los principales de los cuales son:

Modo de desarrollo de depósitos;

Diagrama de ubicación de pozos;

Modo tecnológico de operación de los pozos y su diseño;

Esquema de recogida y preparación de gases.

Características del desarrollo de campos de gas. es que el desarrollo de los campos en realidad comienza antes de la elaboración de un proyecto de desarrollo (esto se debe al hecho de que una serie de características del campo no se pueden obtener en la etapa de exploración, así como por razones económicas: el alto costo de la exploración de yacimientos de gas).

El desarrollo de los yacimientos de gas se lleva a cabo en dos etapas:

En una primera etapa se realiza una explotación industrial piloto del yacimiento;

En la segunda etapa, el desarrollo industrial se lleva a cabo según un proyecto elaborado sobre la base de datos bastante completos y fiables procedentes de un desarrollo industrial piloto.

El principal método de producción de gas y condensado de gas es el flujo, ya que el gas en la formación productiva tiene una energía suficientemente alta para asegurar su movimiento a través de los canales capilares de la formación hasta el fondo de los pozos de gas.

El equipo en la boca y el fondo de los pozos de gas, así como el diseño de un pozo de gas, son casi similares a los de los pozos de petróleo.

Al producir gas, lo principal es proteger las tuberías de revestimiento y los equipos de los efectos agresivos del sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono, que contribuyen al desarrollo de la corrosión de las tuberías y equipos. Los más utilizados en la práctica de operación de pozos de gas son los inhibidores, es decir, sustancias que cuando se introducen en un ambiente corrosivo, la velocidad de corrosión se reduce significativamente o la corrosión se detiene por completo.

Proceso de ciclismo- un método para desarrollar campos de condensado de gas manteniendo la presión del yacimiento mediante la reinyección de gas en el horizonte productivo. En este caso, el gas producido en este campo (y, si es necesario, de otros campos) se utiliza después de extraer del mismo los hidrocarburos de alto punto de ebullición (C5+B). Mantener la presión del yacimiento evita la liberación de hidrocarburos de alto punto de ebullición del gas del yacimiento que se produce como resultado de la condensación retrógrada (ver Fenómenos retrógrados) en el horizonte productivo, formando condensado de gas (que de otro modo prácticamente se pierde).

El proceso de ciclado se utiliza cuando es posible conservar las reservas de gas de un yacimiento determinado durante un tiempo determinado. Dependiendo de la relación entre los volúmenes de gases inyectados y producidos, se distingue un proceso de ciclado total y parcial. En el primer caso, todo el gas producido en el campo se bombea al yacimiento después de extraer del mismo los hidrocarburos C 5 +B. Como resultado, los volúmenes de producción de gas, reducidos a las condiciones del yacimiento, exceden los volúmenes de su inyección en el yacimiento (en condiciones similares), no es posible mantener la presión inicial del yacimiento y disminuye entre un 3 y un 7%. Por lo tanto, si la presión al comienzo de la condensación de la mezcla del yacimiento es aproximadamente igual a la presión inicial del yacimiento en el yacimiento, entonces se produce una condensación parcial de hidrocarburos de alto punto de ebullición en el yacimiento productivo. El coeficiente previsto de recuperación de condensado de la formación con un proceso cíclico completo alcanza el 70-80% (ver también Recuperación de condensado). Para mantener la presión del yacimiento en el nivel inicial, la disminución en el volumen de gas inyectado se compensa atrayendo gas de otros campos. En el proceso de ciclado parcial, parte del gas producido se inyecta en la formación (después de haber extraído de ella los hidrocarburos de alto punto de ebullición). La proporción de volúmenes (reducidos a las condiciones del yacimiento) de gases inyectados y extraídos es del 60 al 85%. En este caso, la reducción de la presión del yacimiento puede llegar al 40% de la inicial, sin embargo La mayoría de Los hidrocarburos de alto punto de ebullición permanecen en el gas del yacimiento. El factor de recuperación de condensado previsto para el proceso de ciclado parcial es del 60 al 70 %.

Los procesos de reciclaje total y parcial se pueden llevar a cabo inmediatamente después de la puesta en funcionamiento del campo, así como en el caso de que se haya desarrollado durante algún tiempo en modo de agotamiento. Sin embargo, cuanto más tarde comience la implementación del proceso cíclico, menor será el coeficiente de recuperación del condensado de la formación. La viabilidad de utilizar el proceso cíclico está determinada por la eficiencia económica lograda mediante la producción adicional de condensado (en comparación con el desarrollo del campo en modo de agotamiento). Como regla general, el proceso de ciclado se lleva a cabo en campos con un contenido inicial de condensado en el gas del yacimiento superior a 200 g/m 3 . La efectividad del proceso cíclico también está determinada por el grado de cambio vertical en la permeabilidad del horizonte productivo. Para campos con alto grado Debido a la heterogeneidad del yacimiento, el proceso de ciclado puede resultar ineficaz incluso con un alto contenido de condensado en el gas.

El proceso de ciclado completo se recomienda para su uso en campos cuyas mezclas de formación tienen isotermas de pérdida de condensado de formación pronunciadas (construidas en base a los resultados de estudios del proceso de condensación diferencial). En este caso, incluso una pequeña disminución (10-15%) en la presión del yacimiento conduce a pérdidas significativas de condensado en el yacimiento (hasta el 50% de las reservas iniciales). El proceso de ciclado parcial se lleva a cabo en campos cuyas mezclas de formación tienen curvas isotérmicas de pérdida de condensado planas; luego, cuando la presión del yacimiento disminuye entre un 30 y un 40% con respecto a la inicial, hasta el 20% del condensado se libera del gas del yacimiento (de sus reservas iniciales), y el condensado que queda en el gas del yacimiento se extrae junto con el gas. a la superficie. El condensado que cayó anteriormente en el horizonte productivo puede extraerse parcialmente de la formación debido a su evaporación cuando pasan sobre ella porciones frescas de gas inyectadas en la formación. Seleccionar una variante del proceso de reciclaje, incl. y la relación entre los volúmenes de gases inyectados y retirados, se lleva a cabo como resultado de cálculos técnicos y económicos, que también tienen en cuenta las características del campo, las necesidades de gas natural y condensado de la región determinada. Al implementar el proceso cíclico, para aumentar la tasa de cobertura de la formación con gas inyectado, los pozos de producción e inyección se colocan, por regla general, en forma de baterías de anillos ubicadas a la mayor distancia posible entre sí. Porque la inyectividad de los pozos de inyección a menudo excede la productividad de los pozos de producción, el número de pozos de inyección en el campo es de 1,5 a 3 veces menos numero Operacional.

Etapas de desarrollo del depósito.

Al desarrollar un yacimiento de petróleo, se distinguen cuatro etapas:

I - aumento de la producción de petróleo;

II- estabilización de la producción petrolera;

III - caída de la producción de petróleo;

IV - etapa tardía de explotación del yacimiento.

En primera etapa El aumento de los volúmenes de producción de petróleo se garantiza principalmente mediante la introducción en el desarrollo de nuevos pozos de producción en condiciones de altas presiones de yacimiento. El método de producción de petróleo durante este período es fluido, no hay corte de agua. La duración de la etapa I es de unos 4-6 años.

Segunda etapa- estabilización de la producción de petróleo - comienza después de la perforación del pozo principal. Durante este período, la producción de petróleo primero aumenta ligeramente y luego comienza a disminuir lentamente. Se consigue un aumento de la producción de petróleo:

1) engrosar el patrón del pozo; 2) aumentar la inyección de agua o gas en la formación para mantener la presión del yacimiento; 3) realizar trabajos para influir en las zonas de fondo de los pozos y aumentar la permeabilidad de la formación, etc.

El corte de agua de los productos puede alcanzar el 50%. La duración de la etapa II es de unos 5 a 7 años.

Tercera etapa- caída de la producción de petróleo - caracterizada por una disminución de la producción de petróleo, un aumento del corte de agua en la producción de pozos y una gran caída de la presión del yacimiento. Durante este período, todos los pozos operan a métodos mecanizados producción Esta etapa finaliza cuando se alcanza el 80 - 90% de corte de agua.

Cuarta etapa- etapa tardía de la explotación del yacimiento - caracterizada por volúmenes relativamente bajos de extracción de petróleo y grandes extracciones de agua. El corte de agua del producto alcanza el 90-95% o más. Este período es el más largo y dura de 15 a 20 años.

La duración total del desarrollo de cualquier yacimiento petrolífero es de 40 a 50 años desde el inicio hasta la rentabilidad final.

La Figura 43 muestra las etapas de desarrollo. campos de petróleo.

Fig.43 Etapas del desarrollo de un campo petrolero.

Los yacimientos petrolíferos más grandes de nuestra región: la República de Udmurtia (Chutyrsko-Kiengopskoye, Mishkinskoye, Elnikovskoye) y región permanente- Kokuyskoye, Batyrbayskoye, Pavlovskoye, Baklanovskoye, Osinskoye, Unvinskoye, Sibirskoye se encuentran en la tercera o cuarta etapa de desarrollo.

En el desarrollo de yacimientos de gas y condensado de gas, se distinguen las siguientes etapas:

I - aumento de la producción de gas;

II- producción constante de gas;

III - caída de la producción de gas.

Para evitar la conservación de importantes recursos materiales, el desarrollo de los yacimientos de gas comienza durante la perforación y el desarrollo. A medida que se ponen en funcionamiento nuevos pozos, puntos de recolección, estaciones compresoras y gasoductos, aumenta la producción del campo. Por lo tanto, la etapa que coincide con la perforación y desarrollo del campo se denomina etapa de aumento de la producción.

Después de la puesta en servicio de todas las capacidades de producción de gas, que están determinadas por la viabilidad técnica y económica, etapa de producción continua. Más del 60% de las reservas de gas se extraen de los grandes yacimientos durante este período.

A medida que se agotan las reservas de gas y la energía de los yacimientos, se reducen los caudales de los pozos, se desmantelan los pozos inundados y disminuye la producción de gas del campo. Esta etapa de desarrollo se llama etapa de producción en declive. Continúa hasta que la extracción de gas cae por debajo de un nivel rentable.

Estas etapas de producción de gas son típicas de campos grandes; cuando se desarrollan campos con reservas medias, la etapa de producción constante de gas a menudo está ausente, y cuando se desarrollan campos de gas y condensado de gas con reservas insignificantes, no hay etapas de producción de gas creciente y constante. .

En cuanto a los gigantescos yacimientos de gas de nuestro país (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye), han entrado en una etapa de disminución de su producción.

Un pozo es una abertura de mina cilíndrica, construida sin acceso humano y que tiene un diámetro muchas veces menor que la longitud. El comienzo del pozo se llama boca, la superficie cilíndrica se llama pared o tronco y el fondo se llama fondo. La distancia desde la boca hasta el fondo a lo largo del eje del pozo determina la longitud del pozo y, según la proyección del eje sobre la vertical, su profundidad. El diámetro inicial máximo del aceite y gas Los pozos no suelen superar los 900 mm y el final rara vez mide menos de 165 mm.

La perforación de pozos es un proceso tecnológico complejo de construcción de un pozo. perforación pozos, que consta de las siguientes operaciones principales:

Profundizar pozos destruyendo rocas con una herramienta de perforación;

Retirar roca perforada de un pozo;

Fijación del pozo durante su profundización con columnas de revestimiento;

Realizar un complejo de trabajos geológicos y geofísicos para estudiar rocas e identificar horizontes productivos;

Bajar a la profundidad de diseño y cementar la última carcasa (de producción).

Según la naturaleza de la destrucción de las rocas, se distinguen métodos mecánicos y no mecánicos. perforación. Los métodos mecánicos incluyen métodos rotacionales (rotativos, de turbina, de turbina a chorro). perforación y perforación con taladro eléctrico y motores de fondo de tornillo), en la que la roca se destruye como resultado de una herramienta de corte de roca (broca) presionada hasta el fondo, y métodos de impacto. Los métodos de perforación no mecánicos (térmicos, eléctricos, explosivos, hidráulicos, etc.) aún no han encontrado una amplia aplicación industrial.

Al perforar en busca de petróleo y gas, la roca se destruye con brocas y el fondo de los pozos generalmente se limpia de roca perforada con corrientes de fluido de perforación que circula continuamente (fluido de perforación); con menos frecuencia, el fondo se limpia con un agente de trabajo gaseoso. agente.

Los pozos se perforan verticalmente (desviación de hasta 2¸3°). Si es necesario, se utiliza perforación inclinada: direccional, en racimo, de múltiples orificios, de doble cañón).

Los pozos se profundizan destruyendo el fondo en toda el área (sin muestreo de núcleos) o en la parte periférica (con muestreo de núcleos). En este último caso, en el centro del pozo queda una columna de roca (núcleo), que periódicamente se eleva a la superficie para estudiar la sección de roca atravesada.

Los pozos se perforan en tierra y mar adentro utilizando plataformas de perforación.

Los propósitos y propósitos de los pozos son diferentes. Los pozos de producción se colocan en un campo que ha sido completamente explorado y preparado para el desarrollo. La categoría de producción incluye no solo los pozos con los que se extrae petróleo y gas (pozos de producción), sino también los pozos que permiten el desarrollo efectivo de un campo (pozos de evaluación, inyección, observación).

Los pozos de evaluación están diseñados para aclarar el modo de operación del yacimiento y el grado de agotamiento de las secciones del campo, así como para aclarar el esquema de su desarrollo.

Los pozos de inyección se utilizan para organizar la inyección periférica e intracircuito de agua, gas o aire en la formación de producción con el fin de mantener la presión del yacimiento.

Se construyen pozos de observación para monitorear sistemáticamente el régimen de desarrollo del campo.

El diseño de un pozo de producción está determinado por la cantidad de filas de tuberías que se bajan al pozo y se cementan durante el proceso de perforación para una perforación exitosa de los pozos, así como equipo su matanza.

Las siguientes filas de tuberías se bajan al pozo:

2. Conductor: para sujetar los intervalos inestables superiores del corte, aislando horizontes de agua subterránea, instalación en la boca del preventor de reventones equipo.

3. Tubería de revestimiento intermedia (una o más): para evitar posibles complicaciones al perforar intervalos más profundos (al perforar el mismo tipo de sección de rocas fuertes, la tubería de revestimiento puede estar ausente).

4. Cadena de producción: para aislar horizontes y extraer petróleo y gas del yacimiento a la superficie. Operacional la columna está equipada con elementos de la columna y equipos de carcasa (empaquetadores, zapata, válvula de retención, centralizador, anillo de empuje, etc.).

Un diseño de pozo se llama de sarta única si consta únicamente de Operacional columna, dos columnas: en presencia de una columna intermedia y de producción, etc.

La boca del pozo está equipada con un cabezal de carcasa (tubería de columna). El cabezal de la columna está diseñado para aislar los espacios entre columnas y controlar la presión en ellos. Se instala sobre rosca o soldando sobre plantilla. Intermedio y Operacional las columnas están suspendidas sobre cuñas o un acoplamiento.

La perforación en racimos es común en los campos de Siberia occidental. La perforación en racimo es la construcción de grupos de pozos a partir de una base común de un área limitada en la que se instala una plataforma de perforación y equipo. Se produce en ausencia de sitios convenientes para las plataformas de perforación y para reducir el tiempo y el costo de la perforación. La distancia entre bocas de pozo es de al menos 3 m.

La energía del yacimiento es la totalidad de aquellos tipos de energía mecánica y térmica del fluido (petróleo, gas y agua en rocas, caracterizados por la fluidez) y la roca que se pueden utilizar prácticamente en la selección. aceite y gasolina. Los principales:

1. Energía de presión de las aguas marginales de los depósitos de petróleo y gas.

2. Energía de compresión elástica de rocas y fluidos, incluida gas, liberado a la fase libre desde el estado disuelto cuando la presión disminuye.

3. Parte de la energía gravitacional de los estratos suprayacentes, gastada en deformaciones plásticas del yacimiento provocadas por una disminución de la presión del yacimiento como resultado de la extracción de líquido del mismo.

4. El calor del fluido transportado a la superficie durante la operación del pozo. No toda la energía de la formación es prácticamente significativa, sino sólo aquella parte que puede utilizarse con suficiente eficiencia durante la operación de los pozos.

Desarrollo de depósitos minerales: un sistema de medidas organizativas y técnicas para producción minerales del subsuelo. Desarrollo aceite Y gas Los depósitos se realizan mediante perforaciones. A veces se utiliza una mina. producción de petróleo(Yaregskoye aceite depósito, República de Komi).

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INTRODUCCIÓN

A principios del siglo XX sólo se producía petróleo industrial en 19 países. En 1940 había 39 países de este tipo, en 1972 - 62, en 1989 - 79. El número de países productores de gas creció de manera similar. Hoy en día el petróleo y el gas se producen en todas partes del mundo excepto en la Antártida.

La geografía de los campos de petróleo y gas, así como los volúmenes de producción de recursos energéticos, han sufrido cambios significativos a lo largo del tiempo.

A mediados del siglo XIX, los líderes en producción de petróleo eran Rusia (región de Bakú) y Estados Unidos (Pensilvania). En 1850 se produjeron 101 mil toneladas de petróleo en Rusia y el total en el mundo fue de 300 mil toneladas.

En 1900, ya se producían alrededor de 20 millones de toneladas de petróleo, incluso en Rusia - 9,9 millones de toneladas, en los EE. UU. - 8,3, en las Indias Orientales Holandesas (Indonesia) - 0,43, en Rumania y Austria Hungría - 0,33 cada uno, en Japón - 0,11, en Alemania - 0,05.

En vísperas de la Primera Guerra Mundial, la producción de petróleo en Estados Unidos aumentó considerablemente. México se ha convertido en uno de los principales países productores de petróleo. La producción de petróleo en los países del mundo en 1913 fue: Estados Unidos - 33 millones de toneladas, Rusia - 10,3, México - 3,8, Rumania - 1,9, Indias Orientales Holandesas - 1,6, Polonia - 1,1.

En 1920, el mundo produjo 95 millones de toneladas de petróleo, en 1945, más de 350 toneladas, en 1960, más de mil millones de toneladas.

En la segunda mitad de los años 60, los principales países productores de petróleo eran Venezuela, Kuwait, Arabia Saudita, Irán y Libia. Junto con la URSS y los EE.UU., representaron hasta el 80% de la producción mundial de petróleo.

En 1970 se produjeron en el mundo alrededor de 2 mil millones de toneladas de petróleo, y en 1995, 3,1. Arabia Saudita es líder mundial en producción anual de petróleo (datos de 1996) (392,0 millones de toneladas). Le siguen Estados Unidos (323,0 millones de toneladas), los países de la CEI (352,2), Irán (183,8), México (142,2), China (156,4), Venezuela (147,8) y otros.

Se espera que para 2005, la producción total mundial de petróleo aumente a 3.900 millones de toneladas/año.

El uso generalizado del gas natural no comenzó hasta mediados del siglo pasado. Entre 1950 y 1970 La producción de gas en el mundo aumentó de 192 mil millones de m3 a 1 billón. m3, es decir 5 veces. Ahora son unos 2 billones. m3 El consumo de energía en el mundo está en constante crecimiento. Naturalmente, surge la pregunta: ¿cuánto durarán? La información sobre las reservas probadas de petróleo, así como sus volúmenes en 1996, se presenta en el Cuadro 1.

Región, país	Reservas probadas	Producción de petróleo en 1996	ratio de inventario
		% del mundo		% del mundo
Asia y Oceanía, total
incluido:

Indonesia

Total de América del Norte y América Latina
incluido:
Venezuela


África, total
incluido:



Cercano y Medio Oriente
incluido:
Arabia Saudita




Europa del Este, total
incluido:



Europa occidental, total
incluido:
Noruega
Gran Bretaña

Total en el mundo

Una de las principales tareas del desarrollo socioeconómico. Federación Rusa es crear una economía eficiente y competitiva. Bajo cualquier opción y escenario para el desarrollo económico para los próximos 10 a 20 años. Recursos naturales, principalmente combustibles fósiles y recursos energéticos, será el factor principal crecimiento económico países.

Con el 2,8% de la población y el 12,8% del territorio mundial, Rusia tiene entre el 11 y el 13% de los recursos previstos, aproximadamente el 5% de las reservas probadas de petróleo, el 42% de los recursos y el 34% de las reservas de gas natural, aproximadamente el 20% de las reservas probadas. de piedra y el 32% de las reservas de lignito. La producción total a lo largo de toda la historia del uso de recursos es actualmente alrededor del 20% de los recursos recuperables proyectados para el petróleo y el 5% para el gas. La disponibilidad de reservas probadas de combustible para la producción se estima para varias décadas en el caso del petróleo y el gas, y mucho mayor para el carbón y el gas natural.

Actualmente, la producción de petróleo la llevan a cabo 37 sociedades anónimas que forman parte de empresas integradas verticalmente, 83 organizaciones y sociedades anónimas de capital ruso, 43 organizaciones de capital extranjero, 6 subsidiarias Gazprom".

En enero de 2000, se estaban desarrollando más de 1.200 yacimientos de petróleo y gas, ubicados en varias regiones del país: desde la isla Sakhalin en el este hasta la región de Kaliningrado en el oeste, desde el territorio de Krasnoyarsk en el sur hasta Yamalo-Nenets. Distrito en el norte.

Producción de petróleo en el complejo petrolero de 1991 a 1993. disminuyó de 462 a 350 millones de toneladas, es decir. en 112 millones de toneladas. De 1993 a 1997 -- de 350 a 305 millones de toneladas, es decir en 45 millones de toneladas. De 1997 a 2000, la producción de petróleo se estabilizó en el nivel de 303 a 305 millones de toneladas, en seis meses de 2002 se produjeron 157 millones de toneladas (Figura 1). El corte de agua de los productos elaborados es de poco más del 82%. El caudal medio de petróleo de un pozo es de 7,4 toneladas/día. El grado de agotamiento de las reservas de petróleo de las categorías A, B, C1 en los campos desarrollados de Rusia en su conjunto es del 52,8%. El mayor agotamiento de las reservas se observa en las regiones del Cáucaso Norte (82,2%) y el Volga (77,8%), el más bajo en Siberia Occidental (42,8%) y el Lejano Oriente (40,2%). Una parte importante de las actuales reservas recuperables de petróleo se encuentran dispersas en formaciones inundadas, en formaciones de baja permeabilidad, en zonas subgasíferas y de petróleo y agua, lo que crea importantes dificultades en su extracción.

La distribución de la producción petrolera actual por región no se corresponde completamente con la distribución de las reservas recuperables actuales. Entonces, Siberia occidental proporciona casi el 68% de la producción de petróleo en Rusia (reservas recuperables 71,7%), región del Volga - 13,6% (reservas recuperables 6,5%), región de los Urales - 13,1% (reservas recuperables 8,5%), Norte de Europa - 3,9% (reservas recuperables 6,4% ), Lejano Oriente - 0,6% (reservas recuperables 2,6%).

Para el período de 1991 a 1998. En Rusia se pusieron en funcionamiento 251 yacimientos petrolíferos. La producción de petróleo de todos los yacimientos puestos en servicio en 1999 ascendió a 15,5 millones de toneladas.

En el periodo de 2000 a 2015. Está previsto poner en funcionamiento al menos 242 campos y garantizar la producción de 17,4 millones de toneladas de petróleo en 2005, lo que representa el 4,8% de la producción total de condensado de petróleo y gas en Rusia. En 2010, la producción de petróleo de nuevos yacimientos debería ascender a 59,2 millones de toneladas (15,7% del total) y en 2015 a 72,1 millones de toneladas (20,7% del total).

Los niveles prospectivos de producción de petróleo en Rusia estarán determinados principalmente por los siguientes factores: el nivel de los precios mundiales del combustible, las condiciones fiscales y los logros científicos y técnicos en la exploración y desarrollo de yacimientos, así como la calidad de la base de materias primas exploradas.

Los cálculos muestran que los niveles de producción de petróleo en Rusia se podrán alcanzar en 2010 y 2020. 335 y 350 millones de toneladas, respectivamente, en condiciones desfavorables, bajos precios mundiales y la preservación de las condiciones fiscales actuales, estos indicadores no se alcanzarán.

Siberia Occidental seguirá siendo la principal región productora de petróleo de Rusia en el futuro, aunque su participación en 2020 disminuirá al 58-55% en comparación con el 68% actual. Después de 2010, la producción de petróleo a gran escala comenzará en la provincia de Timan-Pechora, en la plataforma del Caspio. mares del norte, en el este de Siberia. En total, el este de Rusia (incluido el Lejano Oriente) en 2020 representará entre el 15 y el 20% de la producción petrolera del país.

El problema de la utilización del gas de petróleo sigue siendo extremadamente grave, cuya producción sigue siendo poco rentable. Su precio está regulado por el Estado y actualmente asciende a unos 300 rublos por 1000 m3. Como resultado del bajo precio del gas de petróleo suministrado a las plantas de procesamiento de gas, las refinerías de petróleo no están interesadas en aumentar su suministro para su procesamiento y buscan otras opciones para su uso o queman el gas, causando daños. ambiente. Debido a la disminución de los volúmenes de producción de petróleo y, en consecuencia, de los recursos de gas de petróleo objeto de procesamiento, la producción de productos comercializables en la planta de procesamiento de gas está disminuyendo, lo que ha provocado una disminución en la producción de materias primas para la producción petroquímica.

En el Cuadro 2 se proporciona información sobre la producción de hidrocarburos líquidos por varias compañías petroleras en Rusia.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN RUSIA EN 1997 - 1999

Compañías



Surgutneftegaz

tatneft
Sibneft
Bashneft
Rosneft
Slavneft
Este de NK


Total en Rusia

En términos de volúmenes de producción de petróleo, el líder entre las compañías petroleras nacionales es LUKOIL. En 2001, produjo 76,1 millones de toneladas en Rusia; Kazajstán, Azerbaiyán y Egipto: 2,2 millones de toneladas.

YUKOS puede convertirse en un serio competidor de LUKOIL. Según los informes GAAP de YUKOS y LUKOIL correspondientes a 9 meses de 2001, el beneficio neto de YUKOS por barril de petróleo producido es de 7,8 dólares, mientras que el de LUKOIL es de 3,8 dólares. Los costes de YUKOS son tres veces inferiores a los de LUKOIL y su rentabilidad es el doble. Además, dado que el costo del petróleo Yukos es el más bajo entre las compañías petroleras nacionales, otras sufrirán menos por la posible próxima caída de los precios del petróleo. Evidentemente, esta es la razón por la que a finales de 2001 el volumen de ventas de LUKOIL en el mercado interior disminuyó un 14%, mientras que para YUKOS esta cifra aumentó un 10%.

En 2002, YUKOS prevé producir 71,5 millones de toneladas de petróleo, superando así en un 24,3% las cifras del año pasado. El volumen de inversiones en exploración y producción ascenderá a 775 millones de dólares. Hasta 2005, YUKOS pretende producir 80 millones de toneladas de petróleo al año.

Rusia es uno de los pocos países del mundo que satisface plenamente sus necesidades de gas con sus propios recursos. Al 1 de enero de 1998, sus reservas probadas de gas natural ascendían a 48,1 billones. m3, es decir alrededor del 33% del mundo. Los recursos potenciales de gas en nuestro país se estiman en 236 billones. m3.

Actualmente, el país cuenta con siete regiones productoras de gas: Norte, Norte del Cáucaso, Volga, Ural, Siberia Occidental, Siberia Oriental y Extremo Oriente. La distribución de las reservas de gas entre ellas es la siguiente: la parte europea del país - 10,8%, la región de Siberia Occidental - 84,4%, las regiones de Siberia Oriental y el Lejano Oriente - 4,8%.

La producción de gas en Rusia ha ido disminuyendo en los últimos años: en 1991 - 643 mil millones de m3, en 1992 - 641 mil millones de m3, en 1993 - 617 mil millones de m3, en 1994 - 607 mil millones de m3, en 1995 - 595 mil millones de m3.

En 1999, la producción de gas ascendió a unos 590 mil millones de m3. La disminución en la producción de gas es causada por una disminución en la demanda de gas, que a su vez es causada por una disminución producción industrial y una disminución de la solvencia de los consumidores.

La principal empresa productora de gas en Rusia es RAO Gazprom, fundada en febrero de 1993 (anteriormente una empresa estatal).

RAO Gazprom es la empresa de gas más grande del mundo, cuya participación en la producción mundial es del 22 %. La participación mayoritaria en RAO Gazprom (40%) es propiedad del Estado.

Se prevé un aumento de la demanda de gas en Rusia después del año 2000. Su producción aumentará correspondientemente: en el período de 2001 a 2030 se espera extraer 24,6 billones. m3 de gas, con lo que la producción anual ascenderá a 830... 840 mil millones de m3 para 2030. Las perspectivas de aumentar la producción de gas están asociadas con el desarrollo de campos en el norte de la región de Tyumen (región de Nadym-Pur-Tazovsky, península de Yamal), así como con el campo de condensado de gas Shtokman más grande de Europa (Mar de Barents).

En la región de Nadym-Pur-Tazovsky ha comenzado el desarrollo de los campos Yubileinoye, Yamsoveyskoye y Kharvutinskoye con una producción anual total de 40 mil millones de m3. En 1998, comenzó la producción de gas en el campo Zapolyarnoye, que está previsto aumentar a 90 ... 100 mil millones de m3 en 2005.

En la península de Yamal, las reservas probadas de gas ascienden actualmente a 10,2 billones. m3. Se espera que el nivel máximo de producción de gas en la península de Yamal sea de 200... 250 mil millones de m3.

El desarrollo a gran escala del campo de condensado de gas Shtokman está previsto para después de 2005, de acuerdo con las necesidades del mercado europeo y de la región noroeste de Rusia. El nivel previsto de producción de gas aquí es de 50 mil millones de m3 por año.

Rusia es el mayor exportador de gas natural del mundo. Los envíos de “oro azul” a Polonia comenzaron en 1966. Luego se organizaron a Checoslovaquia (1967), Austria (1968) y Alemania (1973). Actualmente, el gas natural procedente de Rusia también se suministra a Bulgaria, Bosnia, Hungría, Grecia, Italia, Rumanía, Eslovenia, Turquía, Finlandia, Francia, Croacia, Suiza, los países bálticos y los países de la CEI (Bielorrusia, Georgia, Kazajstán, Moldavia, Ucrania). En 1999 se suministraron 204 mil millones de m3 de gas a países cercanos y lejanos, y la previsión para 2010 es de 278,5 mil millones de m3.

Los objetivos y prioridades más importantes para el desarrollo de la industria del gas rusa son:

aumentar la participación del gas natural en la producción total de recursos energéticos;

expansión de las exportaciones rusas de gas;

fortalecer la base de materias primas de la industria del gas;

reconstrucción Sistema unificado suministro de gas para aumentar su confiabilidad y eficiencia económica;

procesamiento profundo y uso integrado de materias primas de hidrocarburos.

1. FUNDAMENTOS GEOLÓGICOS DEL DESARROLLO DE CAMPOS DE PETRÓLEO Y GAS

Desde la antigüedad, la gente ha utilizado el petróleo y el gas donde se encontraban naturalmente en la superficie de la tierra. Este tipo de salidas todavía se producen hoy en día. En nuestro país, en el Cáucaso, en la región del Volga, en los Urales, en la isla de Sakhalin. En el extranjero: en América del Norte y del Sur, Indonesia y Oriente Medio.

Todas las manifestaciones superficiales de petróleo y gas se limitan a zonas montañosas y depresiones entre montañas. Esto se explica por el hecho de que, como resultado de complejos procesos de formación de montañas, los estratos que contenían petróleo y gas, que anteriormente se encontraban a grandes profundidades, terminaron cerca de la superficie o incluso en la superficie de la tierra. Además, aparecen numerosas roturas y grietas en las rocas, llegando a grandes profundidades. Sacan petróleo y gas natural a la superficie.

1.1Zyacimientos de hidrocarburos en estado natural

Un reservorio natural es un reservorio natural de petróleo, gas y agua (dentro del cual puede ocurrir la circulación de sustancias móviles), cuya forma está determinada por la relación del reservorio con las rocas poco permeables que lo albergan.

Tipos: estratos, masivos, en forma de lente (litológicamente limitados en todos los lados).

Reservorio(Figura 1.1) es un embalse limitado en una gran superficie en el techo y la base por rocas poco permeables. La peculiaridad de tal depósito es la preservación del espesor y la composición litológica en un área grande.

Debajo de un enorme tanque Comprender estratos gruesos de rocas, formados por muchas capas permeables, no separadas entre sí por rocas poco permeables.

La mayoría de los embalses masivos, especialmente extendidos en plataformas, están representados por estratos dolomitizados de piedra caliza.

Rocas poco permeables cubren todo este espesor desde arriba. Según la naturaleza de las rocas que los componen, los yacimientos masivos se dividen en dos grupos:

1. reservorios masivos homogéneos: compuestos por una capa relativamente homogénea de rocas, en su mayoría carbonatadas (Figura 1.2a).

2. Yacimientos masivos heterogéneos: el espesor de la roca es heterogéneo. Litológicamente se puede representar, por ejemplo, alternando calizas, arenas y areniscas, recubiertas de arcillas en la parte superior. (Figura 1.2b)

Embalses Forma irregular, litológicamente limitado por todos lados Este grupo incluye yacimientos naturales de todo tipo, en los que los hidrocarburos gaseosos y líquidos que los saturan están rodeados por todos lados por rocas prácticamente impermeables o rocas saturadas con agua poco activa.

Cualquiera que sea el mecanismo de formación de hidrocarburos, para la formación de grandes acumulaciones de petróleo y gas se deben cumplir una serie de condiciones:

presencia de rocas permeables (embalses);

rocas impermeables que limitan el movimiento vertical de petróleo y gas (neumáticos);

así como una formación de forma especial, una vez en la que el petróleo y el gas se encuentran en un callejón sin salida (trampa).

Una trampa es parte de un yacimiento natural en el que, gracias a diversos tipos de dislocaciones estructurales, restricciones estratigráficas o litológicas, así como al cribado tectónico, se crean las condiciones para la acumulación de petróleo y gas.

El factor gravitacional provoca la distribución atrapada de gas, petróleo y agua por gravedad específica.

Estructural (bóveda) -- formado como resultado de doblar capas;

estratigráfico -- formado como resultado de la erosión de las capas del yacimiento y luego cubriéndolas con rocas impermeables;

Tectónico-- Formado como resultado del movimiento vertical de las zonas de acantilados entre sí, el depósito en el lugar de una perturbación tectónica puede entrar en contacto con roca impenetrable.

litológico-- formado como resultado del reemplazo litológico de rocas porosas permeables por otras impermeables.

Alrededor del 80% de los depósitos del mundo están asociados con trampas estructurales.

Acumulación de petróleo, gas, condensado y otros útiles. componentes relacionados, concentrado en una trampa, limitado por superficies diferentes tipos, en cantidades suficientes para el desarrollo industrial, se llama depósito.

La superficie que separa el petróleo y el agua o el petróleo y el gas se llama respectivamente agua-aceite o Contacto gasóleo. La línea de intersección de la superficie de contacto con el techo de la formación se denomina en consecuencia contorno exterior capacidad de contener petróleo o gas, y con el fondo de la formación - contorno interno contenido de petróleo o gas (Figura 1.6). La distancia más corta entre el techo y el fondo de un yacimiento de petróleo y gas se llama grueso.

Se entiende por campo de petróleo y gas un conjunto de depósitos confinados geográficamente en un área y combinados con una estructura tectónica favorable. Los conceptos de depósito y yacimiento son equivalentes; si en una zona sólo existe un yacimiento, dicho depósito se denomina una sola capa. Se suele llamar a un depósito que tiene depósitos en capas (horizontes) de diferente afiliación estratigráfica. multicapa.

Dependiendo del estado de fase y la composición básica de los compuestos de hidrocarburos en el subsuelo, los depósitos de petróleo y gas se dividen en aceite, que contiene únicamente petróleo saturado en diversos grados con gas: gas, si contiene únicamente depósitos de gas compuestos por más del 90% de metano, gas y petróleo Y petróleo y gas(bifásico). En los depósitos de gas y petróleo, la mayor parte en volumen es petróleo y una parte más pequeña es gas; en los depósitos de petróleo y gas, la capa de gas excede la parte de petróleo en volumen. Los depósitos de petróleo y gas también incluyen depósitos con una parte de petróleo extremadamente insignificante en volumen: una llanta de petróleo. Gas condensado-aceite Y condensado de petróleo y gas: en primer lugar, la parte principal del petróleo en términos de volumen y, en segundo lugar, la parte del condensado de gas (Figura 1.7).

Los campos de condensado de gas incluyen aquellos campos en los que, cuando la presión cae a la presión atmosférica, se libera una fase líquida: el condensado.

1,2 grados centígradosActores que determinan la estructura interna de los depósitos.

Propiedades capacitivas de las rocas reservorio.

Rocas yacimientos y no yacimientos.

Una de las tareas más importantes en la etapa de exploración y preparación para el desarrollo de un depósito es estudiar la estructura interna de un depósito de petróleo o gas.

Un yacimiento es una roca que tiene propiedades geológicas y físicas que aseguran la movilidad física del petróleo o gas en su espacio vacío. La roca yacimiento puede estar saturada tanto con petróleo o gas como con agua.

Las rocas con propiedades geológicas y físicas que hacen físicamente imposible el movimiento de petróleo o gas en ellas se denominan no coleccionistas.

La estructura interna del depósito está determinada por la diferente ubicación de embalses y no embalses, así como reservorios con diferentes propiedades geológicas y físicas tanto en la sección como en toda el área del depósito.

En consecuencia, las propiedades capacitivas de una roca están determinadas por su vacío, que se compone del volumen de poros, grietas y cavernas.

Según el tiempo de formación se distinguen primario vacío y secundario. Los huecos primarios se forman en el proceso de sedimentogénesis y diagénesis, es decir, simultáneamente con la formación de la propia roca sedimentaria, y los huecos secundarios se forman en rocas ya formadas.

El vacío primario es inherente a todas las rocas sedimentarias, sin excepción, en las que se producen acumulaciones de petróleo y gas; estos son, en primer lugar, poros intergranulares, espacios entre grandes restos de conchas, etc. Los vacíos secundarios incluyen poros de caverna y grietas formadas durante el proceso de dolomitización de calizas y lixiviación de rocas por aguas circulantes, así como grietas resultantes de movimientos tectónicos.

Porosidad y estructura del espacio poroso.

Destacar lleno, que a menudo se llama general o absoluto, abierto, eficaz Y dinámica porosidad.

Porosidad total Incluye todos los poros de la roca, tanto aislados (cerrados) como abiertos, comunicándose entre sí. El coeficiente de porosidad total es la relación entre el volumen total de poros en una muestra de roca y su volumen aparente:

La porosidad abierta se forma mediante poros comunicantes. El coeficiente de porosidad abierta es la relación entre el volumen de los poros comunicantes abiertos y el volumen visible de la muestra:

Efectivo tiene en cuenta parte del volumen de poros interconectados saturado de aceite.

La porosidad de la roca se caracteriza cuantitativamente. coeficiente de porosidad, que se mide como una fracción o porcentaje del volumen de la roca.

La porosidad de una roca depende en gran medida del tamaño de los poros y de los canales de poros que los conectan, que a su vez están determinados por la composición granulométrica de las partículas que componen la roca y el grado de su cementación.

Al resolver problemas de geología de yacimientos de petróleo y gas, se utiliza el coeficiente de porosidad abierta, que se determina tanto a partir de muestras en el laboratorio como de estudios geofísicos de los pozos.

La porosidad abierta de los yacimientos de petróleo y gas varía ampliamente, desde un pequeño porcentaje hasta el 35%. Para la mayoría de los depósitos, el promedio es del 12 al 25%.

En los yacimientos granulares, la porosidad está muy influenciada por la posición relativa de los granos. Cálculos simples muestran que en el caso de la disposición cúbica de granos menos densa que se muestra en (Figura 1.9), el coeficiente de porosidad será del 47,6%. Este número puede considerarse una porosidad máxima teóricamente posible para rocas terrígenas. Con un empaquetamiento más denso del suelo ideal (Figura 1.10), la porosidad será sólo del 25,9%.

cavernosidad

El carácter cavernoso de las rocas viene determinado por la existencia en ellas de huecos secundarios en forma de cavernas. La voluptuosidad es característica de los yacimientos carbonatados. Se deben distinguir las razas microcavernoso Y macrocavernoso. Las primeras incluyen rocas con una gran cantidad de pequeños huecos, con un diámetro de cavidades (poros de lixiviación) de hasta 2 mm, las segundas, con cavidades más grandes esparcidas en la roca, de hasta varios centímetros.

microcavernoso En la práctica, los yacimientos carbonatados a menudo se identifican con yacimientos porosos terrígenos, ya que en ambos el yacimiento abierto está formado por pequeños huecos interconectados. Pero tanto en origen como en propiedades existen diferencias significativas entre ellos.

El vacío promedio de las rocas microcavernosas no suele exceder del 13 al 15%, pero puede ser mayor.

macrocavernoso Los coleccionistas en su forma pura son raros, su vacío no alcanza más del 1 al 2%. Con grandes espesores de depósitos de carbonatos productivos y con tal capacidad de yacimiento, las reservas de los depósitos pueden ser muy significativas.

Coeficiente de cavidad igual a la proporción volumen de la cavidad al volumen visible de la muestra.

Dado que el proceso de drenaje del yacimiento puede involucrar principalmente macrocavidades intersecadas por macrocavidades, el estudio de las macrocavidades debe realizarse junto con el estudio de la fracturación.

Fractura

La fracturación de las rocas (capacidad de fisura) se produce por la presencia de grietas en las mismas que no están rellenas de materia sólida. Los depósitos asociados con yacimientos fracturados se limitan principalmente a densos yacimientos de carbonato y, en algunas zonas (Cárpatos orientales, región de Irkutsk, etc.), a depósitos terrígenos. La presencia de una extensa red de fracturas que penetran en estos densos yacimientos proporciona importantes entradas de petróleo a los pozos.

La calidad de la roca fracturada como reservorio está determinada por la densidad y apertura de las fracturas.

Según el tamaño de las grietas en la geología de los campos de petróleo y gas, existen: macrofisuras ancho superior a 40 - 50 micrones y microfisuras ancho hasta 40 - 50 micrones

La capacidad de fractura de las rocas yacimientos oscila entre fracciones de un porcentaje y entre un 1 y un 2%.

Muy a menudo, las grietas desempeñan el papel de canales de filtración de líquidos y gases, conectando todos los complejos espacios vacíos de las rocas yacimiento.

Cuando dos o los tres tipos de huecos (poros, cavernas, grietas) participan simultáneamente en el drenaje, el yacimiento se clasifica como mixto.

Entre los yacimientos con un tipo de vacío, los más extendidos son los yacimientos terrígenos porosos, en numerosos yacimientos de todo el mundo, incluso en Rusia (Volga-Ural, Siberia occidental, el norte del Cáucaso y otras zonas).

Los yacimientos fracturados en su forma pura son muy raros.

De las rocas cavernosas, las microcavernosas son comunes en su forma pura (Volga-Ural, provincia de Timan-Pechora, etc.). Los macrocavernosos son raros.

Los yacimientos de tipo mixto, más típicos de las rocas carbonatadas, son característicos de los campos de las tierras bajas del Caspio, la provincia de Timan-Pechora, los Volga-Urales, Bielorrusia y otras zonas.

Propiedades de filtración de rocas yacimientos. Permeabilidad

La propiedad más importante de las rocas reservorio es su capacidad de filtrar, es decir. al movimiento de líquidos y gases en ellos en presencia de una diferencia de presión. La capacidad de las rocas yacimiento para permitir el paso de líquidos y gases se llama permeabilidad.

Las rocas que no tienen permeabilidad se clasifican como rocas que no son yacimientos.

Durante el desarrollo de depósitos en el espacio vacío de las rocas yacimientos, solo el petróleo, el gas o el agua pueden moverse, es decir. filtración monofásica. En otras circunstancias, puede ocurrir una filtración de dos o tres fases: el movimiento conjunto de petróleo y gas, petróleo y agua, gas y agua, o una mezcla de petróleo, gas y agua.

Rocas bien permeables son: arenas, areniscas, dolomitas, calizas dolomitizadas, limolitas, así como arcillas con empaquetamiento masivo.

A poco permeable incluyen: arcillas, con embalaje ordenado, lutitas, margas, areniscas, con abundante cementación arcillosa.

La permeabilidad de las rocas en el caso de filtración lineal está determinada por ley de darcy. Por lo cual El caudal volumétrico de un líquido que pasa a través de una roca durante el movimiento laminar es directamente proporcional al coeficiente de permeabilidad, el área de la sección transversal de la roca, la caída de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del líquido y la longitud del camino. viajado.

¿Dónde está el caudal volumétrico del líquido en m3/s? -- coeficiente de permeabilidad en m2; -- área de sección transversal en m2; -- viscosidad del fluido en Pas; -- longitud del camino en cm; -- caída de presión en Pa.

Unidad de coeficiente de permeabilidad llamado darcy, Corresponde a la permeabilidad de dicha roca, a través de una sección transversal igual a 1 cm2, con una caída de presión de 1 atm sobre 1 cm en 1 segundo, pasa 1 cm3 de líquido, cuya viscosidad es 1 cp.

La permeabilidad de las rocas que sirven como reservorios de petróleo generalmente se expresa en milidarcia o µm2 10-3 .

El significado físico de la dimensión (área) es que la permeabilidad caracteriza el área de la sección transversal de los canales del espacio vacío a través del cual se produce la filtración.

Bajo diferentes condiciones de filtración, la permeabilidad de la roca reservorio para cada fase será significativamente diferente. Por lo tanto, para caracterizar la permeabilidad de las rocas que contienen petróleo y gas, los conceptos absoluto, eficaz (fase) Y relativo permeabilidad.

Bajo permeabilidad absoluta Se refiere a la permeabilidad determinada bajo la condición de que la roca esté saturada con un fluido monofásico que sea químicamente inerte con respecto a ella. Para evaluarlo se suele utilizar aire, gas o un líquido inerte, ya que las propiedades fisicoquímicas de los fluidos de formación afectan la permeabilidad de la roca. El valor de la permeabilidad absoluta se expresa mediante el coeficiente de permeabilidad y depende únicamente de las propiedades físicas de la roca.

Efectivo (fase) es la permeabilidad de las rocas para un líquido o gas determinado cuando se mueven en el espacio vacío de sistemas multifásicos. Su valor depende no sólo de las propiedades físicas de las rocas, sino también del grado de saturación del espacio vacío de cada una de las fases, de su relación entre sí y de sus propiedades físicas y químicas.

Permeabilidad relativa se llama relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.

La permeabilidad de las rocas depende de las siguientes razones principales: el tamaño de la sección transversal de los poros; sobre la forma de los poros; sobre la naturaleza de la comunicación entre los poros; por fracturación de rocas; sobre la composición mineralógica de las rocas.

Saturación de petróleo, gas y agua de rocas yacimientos.

Se cree que las formaciones saturadas de petróleo y gas estaban inicialmente completamente saturadas de agua. Cuando se formaron depósitos, el petróleo y el gas, debido a su menor densidad, migraron a partes más altas de las formaciones, desplazando el agua de allí. Sin embargo, el agua del espacio vacío no fue desplazada por completo, por lo que las formaciones saturadas de petróleo y gas contienen una cierta cantidad de agua, llamada agua residual. El contenido relativo de esta agua en el espacio vacío es mayor cuanto menor es el tamaño del vacío y la permeabilidad del depósito.

El agua residual está contenida en depósitos en forma de una película unida molecularmente en las paredes de poros, cavernas, grietas, en huecos aislados y en estado capilarmente unido en la parte estancada de los huecos. Para el desarrollo de embalses, el agua residual contenida en el espacio vacío abierto es de interés.

Coeficiente de saturación de aceite (saturación de gas) llamado relación de volumen de aceite(gas) contenido en el espacio vacío abierto al volumen total del espacio vacío.

Coeficiente de saturación de agua Yacimiento que contiene petróleo o gas, se denomina relación entre el volumen de agua residual contenida en el espacio vacío abierto y el volumen total de los vacíos abiertos.

Los coeficientes indicados están relacionados por las siguientes relaciones:

para un yacimiento saturado de petróleo -- ;

para un yacimiento saturado de gas -- ;

para un yacimiento saturado de gas que contiene, además de agua residual, también petróleo residual

El estudio de la saturación de agua ha gran importancia no sólo para la evaluación cuantitativa de la saturación de petróleo y gas. También es importante aclarar el papel cualitativo de la saturación de agua. El contenido de agua residual en las rocas yacimiento y su condición tienen una gran influencia en los procesos de desplazamiento de hidrocarburos del volumen vacío durante el desarrollo de los depósitos.

Dependiendo de las condiciones de formación de los depósitos, las características de las rocas yacimientos, su volumen capacitivo y propiedades de filtración y otros parámetros, el valor de la saturación inicial de petróleo y gas de las formaciones productivas está en el rango de 97 - 50% con un agua inicial correspondiente. saturación de 3 - 50%.

1.3Pfluidos de aleta

Las propiedades y el estado de los hidrocarburos (HC) dependen de su composición, presión y temperatura. En los yacimientos pueden encontrarse en estado líquido y gaseoso o en forma de mezclas gas-líquido. Durante el desarrollo de los depósitos en capas y al ascender a la superficie, la presión y la temperatura cambian continuamente, lo que se acompaña de los correspondientes cambios en la composición de las fases gaseosa y líquida y la transición de los hidrocarburos de una fase a otra. Es necesario conocer los patrones de transiciones de fase, el estado y las propiedades de los hidrocarburos en diversas condiciones y tenerlos en cuenta al calcular las reservas, diseñar y regular el desarrollo del diseño y operación de los sistemas de recolección y transporte de petróleo y gas.

Petróleo y gas presente es una mezcla de hidrocarburos predominantemente metano (parafina) (CnorteH2norte+2), nafténico (CnH2 norte) y en menor cantidad aromáticos (CnH2 norte-6) filas.

Según el estado físico en condiciones superficiales, los hidrocarburos de CH4 antes С4Н10-- gases; de T5H12 antes T16N34- líquidos y T17N34 antes S35N72 y arriba, sólidos llamados parafinas y ceresinas.

En grandes cantidades gas en el yacimiento, puede ubicarse sobre el petróleo en forma de capa de gas en la parte elevada de la estructura. En este caso, parte de los hidrocarburos líquidos del petróleo también estarán en forma de vapores en la capa de gas. En hipertensión en el yacimiento, la densidad del gas se vuelve muy significativa (acercándose en valor a la densidad de los líquidos de hidrocarburos ligeros). En estas condiciones, cantidades importantes de petróleo ligero (C5H12 + C6H14) se disuelven en gas comprimido, del mismo modo que el petróleo y el betún pesado se disuelven en gasolina u otros hidrocarburos líquidos. Como resultado, a veces el aceite acaba completamente disuelto en el gas comprimido. Cuando dicho gas se extrae de un depósito a la superficie, como resultado de una disminución de presión y temperatura, los hidrocarburos disueltos en él se condensan y caen en forma de condensado.

Si la cantidad de gas en el depósito es pequeña en comparación con la cantidad de petróleo y la presión es lo suficientemente alta, el gas se disuelve completamente en el petróleo y luego la mezcla de gas y petróleo se encuentra en el depósito en estado líquido.

Los depósitos de hidratos de gas contienen gas en estado sólido (hidrato). La presencia de dicho gas se debe a su capacidad, a determinadas presiones y temperaturas, de combinarse con agua y formar hidratos. Los depósitos de hidratos de gas, en términos de parámetros físicos, difieren marcadamente de los convencionales, por lo que el cálculo de las reservas de gas y su desarrollo difieren en muchos aspectos de los utilizados para los depósitos de gas natural convencionales. Las áreas de distribución de depósitos de hidratos de gas se limitan principalmente a la zona de distribución de rocas de permafrost.

Aceite de depósito

Clasificación de aceites La mezcla de hidrocarburos gas-líquido está formada principalmente por compuestos de las series parafínica, nafténica y aromática. El petróleo también contiene compuestos orgánicos de alto peso molecular que contienen oxígeno, azufre y nitrógeno.

bajo en azufre (contenido de azufre no superior al 0,5%);

sulfuroso (0,5 - 2,0%);

alto contenido de azufre (más del 2,0%).

Sustancias asfálticas-resinosas Los aceites son compuestos de alto peso molecular, que incluyen oxígeno, azufre y nitrógeno, y están formados por una gran cantidad de compuestos neutros de estructura desconocida y composición variable, entre los que predominan las resinas neutras y los asfaltenos. El contenido de sustancias asfálticas-resinosas en los aceites oscila entre el 1 y el 40%. La mayor cantidad de resinas se observa en los aceites pesados y oscuros ricos en hidrocarburos aromáticos.

bajo en resina (contenido de resina inferior al 18%);

resinoso (18 - 35 %);

altamente resinoso (más del 35%).

parafina de petróleo -- Esta es una mezcla de hidrocarburos sólidos. dos grupos que se diferencian marcadamente entre sí en propiedades: parafinasC17 h36 - S35N72 Y ceresinas C36H74 -C55 h112 . Punto de fusión del primero. 27 - 71°C, segundo - 65 - 88°C. Al mismo punto de fusión, las ceresinas tienen más alta densidad y viscosidad. El contenido de parafina en el aceite alcanza a veces entre el 13 y el 14% o más..

bajo en parafina con un contenido de parafina inferior al 1,5% en peso;

parafina - 1,5 - 6,0%;

altamente parafínico: más del 6%.

En algunos casos, el contenido de parafina alcanza el 25%. Cuando su temperatura de cristalización es cercana a la temperatura de formación, existe una posibilidad real de precipitación de parafina en la formación en fase sólida durante el desarrollo del depósito.

Propiedades físicas aceites

Los petróleos de diferentes capas de un mismo yacimiento, y más aún de diferentes yacimientos, pueden diferir entre sí. Sus diferencias están determinadas en gran medida por su contenido de gas. Todos los petróleos en condiciones de yacimiento contienen gas en estado disuelto (líquido).

solubilidad del gas-- esta es la cantidad máxima de gas que se puede disolver en una unidad de volumen de petróleo del yacimiento, a una determinada presión y temperatura. El contenido de gas puede ser igual o menor que la solubilidad.

Coeficiente de desgasificación El petróleo es la cantidad de gas que se libera de una unidad de volumen de petróleo cuando la presión disminuye en una unidad. perforación de hidratos de campos petroleros

Gas de campo El factor es la cantidad de gas producido en m3 por 1 m3 (t) de petróleo desgasificado. Se determina en base a datos sobre la producción de petróleo y gas asociado durante un período de tiempo determinado. Distinguir factor de gas inicial, generalmente determinado a partir de datos del primer mes de operación del pozo, factor de gas actual, determinado a partir de datos de cualquier período de tiempo intermedio, y factor de gas promedio, definido para el período desde el inicio del desarrollo hasta una fecha determinada. El valor del factor de gas del campo depende tanto del contenido de gas del petróleo como de las condiciones de desarrollo del yacimiento. Puede variar dentro de límites muy amplios.

Si no se libera gas en el yacimiento durante el desarrollo, entonces el factor de gas es menor que el contenido de gas del petróleo del yacimiento, ya que la desgasificación completa del petróleo no ocurre en condiciones de campo.

Presión de saturación El petróleo del yacimiento es la presión a la que el gas comienza a liberarse. La presión de saturación depende de la relación entre los volúmenes de petróleo y gas en el yacimiento, de su composición y de la temperatura del yacimiento.

EN condiciones naturales La presión de saturación puede ser igual a la presión del yacimiento o puede ser menor que ella. En el primer caso, el petróleo estará completamente saturado de gas, en el segundo, subsaturado.

Compresibilidad del aceite del yacimiento se debe a que, como todos los líquidos, el aceite tiene elasticidad, que se mide coeficiente de compresibilidad(o elasticidad volumétrica):

¿Dónde está el cambio en el volumen de petróleo? -- volumen inicial de petróleo. -- cambio de presión. Dimensión: 1/Pa o Pa-1.

Su valor para la mayoría de los aceites de yacimiento se encuentra en el rango (1 - 5) * 10-3 MPa-1. La compresibilidad del petróleo, junto con la compresibilidad del agua y los yacimientos, se manifiesta principalmente durante el desarrollo de depósitos en condiciones de disminución constante de la presión del yacimiento.

El coeficiente de compresibilidad caracteriza el aumento relativo del volumen de aceite cuando la presión cambia en una unidad.

Coeficiente de expansión térmica muestra en qué parte del volumen original cambia el volumen de aceite cuando la temperatura cambia 1 °C

Dimensión -- 1/°C. Para la mayoría de los aceites, los valores del coeficiente de expansión térmica oscilan entre (1 - 20)*10-4 1/°C.

El coeficiente de expansión térmica del petróleo debe tenerse en cuenta al desarrollar un depósito en condiciones termohidrodinámicas inestables cuando la formación está expuesta a diversos agentes fríos o calientes. Su influencia, junto con la influencia de otros parámetros, afecta tanto las condiciones de filtración actual del petróleo como el valor del factor de recuperación final del petróleo. El coeficiente de expansión térmica del petróleo juega un papel particularmente importante al diseñar métodos térmicos para influir en la formación.

Coeficiente volumétrico del aceite del yacimiento. muestra cuánto volumen ocupa 1 m3 de petróleo desgasificado en condiciones de yacimiento:

¿Dónde está el volumen de petróleo en condiciones de yacimiento? -- volumen de la misma cantidad de petróleo después de la desgasificación a presión atmosférica y t=20°C; -- densidad del petróleo en condiciones de yacimiento; -- densidad del aceite en condiciones estándar.

Volumen de aceite en condiciones de yacimiento aumentacomparado con volumen en condiciones normales debido al aumento de temperatura y grandes cantidades de gas disuelto en el petróleo. La presión del depósito reduce el coeficiente volumétrico hasta cierto punto, pero como la compresibilidad del petróleo es muy baja, la presión tiene poco efecto sobre este valor.

Los valores del coeficiente de volumen de todos los aceites son mayores que la unidad y a veces alcanzan 2 - 3. La mayoría cantidades características se encuentran en el rango 1,2 - 1,8.

Factor de conversión

Bajo densidad de aceite del yacimiento está entendido Masa de petróleo extraída del subsuelo manteniendo las condiciones del yacimiento, por unidad de volumen. Suele ser entre 1,2 y 1,8 veces menor que la densidad del petróleo desgasificado, lo que se explica por el aumento de su volumen en las condiciones del yacimiento debido al gas disuelto. Se conocen petróleos cuya densidad en el yacimiento es de sólo 0,3 - 0,4 g/cm3. Sus valores en condiciones de yacimiento pueden alcanzar 1,0 g/cm3.

Según la densidad, los aceites de yacimiento se dividen en:

luz con una densidad inferior a 0,850 g/cm3;

pesado con una densidad de más de 0,850 g/.

Los petróleos ligeros se caracterizan por un alto contenido de gas, los petróleos pesados por un bajo.

Viscosidad del aceite del yacimiento, que determina el grado de su movilidad en condiciones de yacimiento, también es significativamente menor que su viscosidad en condiciones de superficie.

Esto se debe al aumento del contenido de gas y de la temperatura del yacimiento. La presión tiene poco efecto sobre el cambio en la viscosidad del aceite en la región por encima de la presión de saturación. En condiciones de yacimiento, la viscosidad del petróleo puede ser decenas de veces menor que la viscosidad del petróleo desgasificado. La viscosidad también depende de la densidad del petróleo: los petróleos ligeros son menos viscosos que los petróleos pesados. La viscosidad del aceite se mide en mPas.

Los aceites se clasifican según su viscosidad:

baja viscosidad -- MPa Con;

con mayor viscosidad - MPa Con;

muy viscoso - MPa Con.

La viscosidad del petróleo es un parámetro muy importante, del cual depende significativamente la eficiencia del proceso de desarrollo y el factor de recuperación final del petróleo. La relación entre las viscosidades del petróleo y el agua es un indicador que caracteriza la tasa de riego de los pozos. Cuanto mayor sea esta relación, peores serán las condiciones para extraer petróleo del yacimiento utilizando varios tipos inundación.

Las propiedades físicas de los aceites de yacimiento se estudian en laboratorios especiales utilizando muestras profundas tomadas de pozos mediante muestreadores sellados. La densidad y la viscosidad se encuentran a una presión constante igual a la presión inicial del yacimiento. Las características restantes se determinan a la presión inicial del yacimiento y a una presión que disminuye gradualmente. Como resultado, se trazan gráficas de cambios en varios coeficientes dependiendo de la presión y, a veces, de la temperatura. Estos gráficos se utilizan para resolver problemas geológicos.

Gases de yacimiento

Los gases de hidrocarburos naturales son una mezcla de hidrocarburos limitantes de la forma CONnorteH2norte+2 . El componente principal es el metano. CH4. Junto con el metano, los gases naturales incluyen hidrocarburos más pesados, así como componentes no hidrocarburos: nitrógeno N, dióxido de carbono CO2, sulfuro de hidrógeno H2S, helio He, argón Ar.

Los gases naturales se dividen en los siguientes grupos.

Gas procedente de yacimientos de gas puro, que es un gas seco, casi libre de hidrocarburos pesados.

Los gases extraídos de los campos de condensado de gas son una mezcla de gas seco y condensado de hidrocarburo líquido. El condensado de hidrocarburos se compone de C5+alto.

Gases producidos junto con el petróleo (gases disueltos). Se trata de mezclas físicas de gas seco, fracción propano-butano (gas húmedo) y gas gasolina.

Los gases que contienen hidrocarburos (C3, C4) en cantidades no superiores a 75 g/m3 se denominan secos. Cuando contiene hidrocarburos más pesados (más de 150 g/m3), el gas se denomina graso.

Propiedades físicas de los gases.

Las mezclas de gases se caracterizan por concentraciones másicas o molares de componentes. Para caracterizar una mezcla de gases es necesario conocer su peso molecular medio, su densidad media o su densidad relativa en el aire.

Masa molecular gas natural:

¿Dónde está el peso molecular del i-ésimo componente? -- contenido volumétrico del i-ésimo componente, fracciones de unidades. Para gases reales normalmente m = 16 - 20.

Densidad del gas calculado por la fórmula:

donde es el volumen de 1 mol de gas en condiciones estándar. Normalmente el valor está en el rango de 0,73 - 1,0 kg/m3. Más a menudo utilizan la densidad relativa del gas en el aire igual a la relación entre la densidad del gas y la densidad del aire tomada a la misma presión y temperatura:

Si se determinan en condiciones estándar, entonces kg/m3 y kg/m3.

Coeficiente volumétrico del gas del yacimiento. que es la relación entre el volumen de gas en condiciones de yacimiento y el volumen de la misma cantidad de gas que ocupa en condiciones estándar, se puede encontrar utilizando la ecuación de Clayperon-Mendeleev:

donde, son la presión y la temperatura, respectivamente, en condiciones de yacimiento y estándar.

El valor es de gran importancia, ya que el volumen de gas en condiciones de yacimiento es dos órdenes de magnitud (unas 100 veces) menor que en condiciones estándar.

Condensado de gas

Condensar Llamada fase líquida de hidrocarburo que se libera de un gas cuando la presión disminuye.. En condiciones de yacimiento, el condensado suele estar completamente disuelto en gas. Hay condensado crudo Y estable.

Condensado crudo Es un líquido que precipita del gas directamente en los separadores de campo a presión y temperatura de separación. Se compone de hidrocarburos que son líquidos en condiciones estándar. aquellos. de pentanos y superiores (C5 + superiores), en los que se disuelve una cierta cantidad de hidrocarburos gaseosos: butanos, propano y etano, así como H2S y otros gases.

Una característica importante de los depósitos de condensado de gas es factor de gas condensado, que muestra el contenido de condensado bruto (cm3) en 1 m3 de gas separado.

En la práctica, también se utiliza una característica, que se llama factor de condensado de gas, es la cantidad de gas (m3) de la que se extrae 1 m3 de condensado. El valor del factor de condensado de gas varía para campos de 1.500 a 25.000 m3/m3.

Condensado estable Se compone únicamente de hidrocarburos líquidos: pentano y superiores (C6 + superiores). Se obtiene a partir del condensado bruto desgasificando este último. El punto de ebullición de los componentes principales del condensado está en el rango de 40 a 200 °C. Peso molecular 90 - 160. La densidad del condensado en condiciones estándar varía de 0,6 a 0,82 g/cm3 y depende directamente de la composición de hidrocarburos del componente.

Los gases de los campos de condensado de gas se dividen en gases con bajo contenido de condensado (hasta 150 cm3/m3), medio (150 - 300 cm3/m3), alto (300 - 600 cm3/m3) y muy alto (más de 600 cm3/m3). m3).

De gran importancia es la característica del gas de los depósitos de condensado, como presión de inicio de condensación, aquellos. la presión a la que el condensado se libera del gas en la formación como líquido. Si, durante el desarrollo de un depósito de gas condensado, la presión en él no se mantiene, con el tiempo disminuirá y puede alcanzar un valor menor que la presión a la que comienza la condensación. Al mismo tiempo, el condensado comenzará a liberarse en la formación, lo que provocará pérdidas de valiosos hidrocarburos en las profundidades.

Hidratos de gas

Hidratos de gas Son compuestos sólidos (clatratos), en los que las moléculas de gas, a una determinada presión y temperatura, llenan los vacíos estructurales de la red cristalina formada por las moléculas de agua a través de enlaces de hidrógeno (enlaces débiles). Las moléculas de agua parecen ser separadas por las moléculas de gas: la densidad del agua en estado hidratado aumenta a 1,26 -1,32 cm3/g (densidad del hielo 1,09 cm3/g).

Un volumen de agua en estado hidratado une, dependiendo de las características del gas fuente, de 70 a 300 volúmenes de gas.

Las condiciones para la formación de hidratos están determinadas por la composición del gas, el estado del agua, la presión externa y la temperatura y se expresan mediante un diagrama de estados heterogéneo. Para una temperatura determinada, un aumento de presión por encima de la presión correspondiente a la curva de equilibrio va acompañado de la combinación de moléculas de gas con moléculas de agua y la formación de hidratos. Una disminución inversa de la presión (o un aumento de la temperatura a presión constante) va acompañada de la descomposición del hidrato en gas y agua.

La densidad de los hidratos de gas natural oscila entre 0,9 y 1,1 g/cm3.

Depósitos de hidratos de gas -- Son depósitos que contienen gas parcial o totalmente en estado hidratado.(dependiendo de las condiciones termodinámicas y etapa de formación).

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