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

100 RUR bono de primer pedido

Seleccione el tipo de trabajo Tesis Trabajo del curso Resumen Tesis de maestría Informe de práctica Artículo Informe Revisión Trabajo de examen Monografía Resolución de problemas Plan de negocios Respuestas a preguntas Trabajo creativo Ensayos Dibujo Ensayos Traducción Presentaciones Mecanografía Otros Incrementar la singularidad del texto Tesis doctoral Trabajo de laboratorio Ayuda en linea

Averigua el precio

Desde la antigüedad, la gente ha utilizado petróleo y gas donde se han observado sus afloramientos naturales a la superficie de la tierra. Hoy en día todavía se encuentran tales salidas. En nuestro país, en el Cáucaso, en la región del Volga, 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 áreas montañosas y depresiones intermontanas. Esto se debe al hecho de que, como resultado de complejos procesos de construcción de montañas, los reservorios de petróleo y gas que anteriormente se encontraban gran profundidadresultó estar cerca de la superficie o incluso en la superficie de la tierra. Además, en las rocas se producen numerosas fracturas y grietas que se extienden a grandes profundidades. Traen petróleo y gas natural a la superficie.

Las salidas más comunes son el gas natural, desde burbujas sutiles hasta fuentes potentes. En suelo húmedo y en la superficie del agua, las pequeñas salidas de gas se fijan mediante la aparición de burbujas. En caso de descargas de fuentes, cuando el agua y las rocas hacen erupción junto con el gas, quedan conos de lodo con una altura de varios a cientos de metros en la superficie. Los representantes de tales conos en la península de Absheron son los "volcanes" de barro Touragay (altura 300 m) y Kyanizadag (490 m). Los conos de lodo, que se forman durante las emisiones periódicas de gases, también se encuentran en el norte de Irán, México, Rumania, Estados Unidos y otros países.

Las salidas naturales de petróleo a la superficie del día ocurren desde el fondo de varios cuerpos de agua, a través de grietas en las rocas, a través de conos empapados de aceite (como conos de lodo) y en forma de rocas saturadas de aceite.

En el río Ukhta, pequeñas gotas de aceite flotan desde el fondo a intervalos cortos. El petróleo se libera constantemente del fondo del mar Caspio cerca de la isla Zhiloy.

En Daguestán, Chechenia, en las penínsulas de Apsheron y Taman, así como en muchos lugares el mundo existen numerosas fuentes de aceite. Estos espectáculos de petróleo en la superficie son característicos de las regiones montañosas con un relieve muy dentado, donde los barrancos y barrancos cortan los estratos petrolíferos ubicados cerca de la superficie de la tierra.

Ocasionalmente, las filtraciones de aceite se producen a través de protuberancias cónicas y craterizadas. El cuerpo del cono está compuesto por aceite y roca oxidados espesados. Conos similares se encuentran en Nebit-Dag (Turkmenistán), en México y otros lugares. En la isla Trinidat, la altura de los conos de petróleo alcanza los 20 m, y el área de "lagos de petróleo" a su alrededor es de 50 hectáreas. La superficie de tales "lagos" consiste en aceite espesado y oxidado. Por lo tanto, incluso en climas cálidos, una persona no solo no se cae, sino que ni siquiera deja rastros en su superficie.

Las rocas impregnadas de aceite oxidado y endurecido se denominan "kerami". 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 calizas empapadas en aceite.

Durante mucho tiempo, las salidas naturales de petróleo y gas han satisfecho plenamente las necesidades de la humanidad. Sin embargo, el desarrollo actividad económica el hombre 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 de exposiciones petroleras superficiales y luego a perforar pozos.

Al principio, se colocaron donde el aceite subió a la superficie de la tierra. Pero el número de esos lugares 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 producían petróleo.

En las nuevas regiones, la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas se realizó casi a ciegas, saltando de un lado a otro. El geólogo inglés K. Craig dejó curiosos recuerdos de la ubicación 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 se debería colocar el pozo. Sin embargo, con la precaución habitual en tales casos, nadie se atrevió a indicar el punto donde debería comenzar la perforación. Entonces uno de los presentes, distinguido por su gran valentía, dijo, señalando un cuervo que daba vueltas sobre ellos: "Señores, si no les importa, comencemos a perforar donde se sienta el cuervo ..." La propuesta fue aceptada. El pozo resultó ser un gran éxito. Pero si el cuervo volara cien metros más hacia el este, entonces 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 de dónde perforar pozos para encontrar con precisión petróleo y gas.

Esto requirió una explicación del origen del petróleo y el gas, se dio un poderoso impulso al desarrollo de la geología, la ciencia de la composición, estructura e historia de la Tierra, así como métodos de prospección y exploración de petróleo y campos de gas.

Desde la antigüedad, la gente ha utilizado petróleo y gas donde se han observado sus afloramientos naturales a la superficie de la tierra. Tales salidas todavía se encuentran hoy. En nuestro país, en el Cáucaso, en la región del Volga, 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 áreas montañosas y depresiones intermontanas. Esto se debe al hecho de que, como resultado de complejos procesos de construcción de montañas, los estratos que contienen petróleo y gas, que anteriormente habían estado a grandes profundidades, resultaron estar cerca de la superficie o incluso en la superficie de la tierra. Además, se producen numerosas fracturas y grietas en las rocas, que se extienden a grandes profundidades. Traen petróleo y gas natural a la superficie.

Las salidas más comunes son el gas natural, desde burbujas sutiles hasta fuentes poderosas. En suelo húmedo y en la superficie del agua, las pequeñas salidas de gas se fijan mediante la aparición de burbujas. En caso de descargas de fuentes, cuando el agua y las rocas hacen erupción junto con el gas, quedan conos de lodo con una altura de varios a cientos de metros en la superficie. Los representantes de tales conos en la península de Absheron son los "volcanes" de barro Touragay (altura 300 m) y Kyanizadag (490 m). Los conos de lodo, que se forman durante las emisiones periódicas de gas, también se encuentran en el norte de Irán, México, Rumania, Estados Unidos y otros países.

Las salidas naturales de petróleo a la superficie del día ocurren desde el fondo de varios cuerpos de agua, a través de grietas en las rocas, a través de conos empapados de aceite (como conos de lodo) y en forma de rocas saturadas de aceite.

En el río Ukhta, pequeñas gotas de aceite flotan desde el fondo a intervalos cortos. El petróleo se libera constantemente del fondo del mar Caspio cerca de la isla Zhiloy.

Existen numerosas fuentes de petróleo en Daguestán, Chechenia, en las penínsulas de Apsheron y Taman, así como en muchas partes del mundo. Estos espectáculos de petróleo en la superficie son característicos de las regiones montañosas con un relieve muy dentado, donde los barrancos y barrancos cortan los estratos petrolíferos ubicados cerca de la superficie de la tierra.

Ocasionalmente, las filtraciones de aceite se producen a través de protuberancias cónicas y craterizadas. El cuerpo del cono está compuesto por aceite y roca oxidados espesados. Conos similares se encuentran en Nebit-Dag (Turkmenistán), en México y otros lugares. En la isla Trinidat, la altura de los conos de petróleo alcanza los 20 m, y el área de "lagos de petróleo" a su alrededor es de 50 hectáreas. La superficie de tales "lagos" consiste en aceite espesado y oxidado. Por lo tanto, incluso en climas cálidos, una persona no solo no se cae, sino que ni siquiera deja rastros en su superficie.

Las rocas impregnadas de aceite oxidado y endurecido se denominan "kerami". 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 calizas empapadas en aceite.

Durante mucho tiempo, las salidas naturales de petróleo y gas han satisfecho plenamente las necesidades de la humanidad. Sin embargo, el desarrollo de la actividad económica humana requería cada vez más fuentes de energía.

En un esfuerzo por aumentar la cantidad de petróleo consumido, la gente comenzó a cavar pozos en lugares de exposiciones petroleras superficiales y luego a perforar pozos.

Al principio, se colocaron donde el aceite subió a la superficie de la tierra. Pero el número de esos lugares 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 producían petróleo.

En las nuevas regiones, la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas se realizó casi a ciegas, saltando de un lado a otro. El geólogo inglés K. Craig dejó curiosos recuerdos de la ubicación 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 se debería colocar el pozo. Sin embargo, con la precaución habitual en tales casos, nadie se atrevió a indicar el punto donde debería comenzar la perforación. Entonces uno de los presentes, distinguido por su gran valentía, dijo, señalando un cuervo que daba vueltas sobre ellos: "Señores, si no les importa, comencemos a perforar donde se sienta el cuervo ..." La propuesta fue aceptada. El pozo resultó ser un gran éxito. Pero si el cuervo volara cien metros más hacia el este, entonces 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 de dónde perforar pozos para encontrar petróleo y gas con precisión.

Esto requirió una explicación del origen del petróleo y el gas, se dio un poderoso impulso al desarrollo de la geología, la ciencia de la composición, estructura e historia de la Tierra, así como métodos de prospección y exploración de yacimientos de petróleo y gas.

Debajo desarrollo de campos de gas Se entiende el control del proceso de movimiento de gas en el reservorio a los pozos productores mediante un determinado sistema para colocar un número determinado de pozos en el área, el orden y ritmo de puesta en funcionamiento, manteniendo el modo planificado de su operación. , regulando el equilibrio de la energía del yacimiento.

Requisito básico para un sistema de desarrollo - asegurar los costos mínimos para la producción de volúmenes específicos de gas con un sistema dado de confiabilidad y 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. la mejor decision y teniendo en cuenta todos sus elementos, los principales de los cuales son:

Modo de desarrollo de depósitos;

Esquema de colocación de pozos;

Régimen tecnológico de operación de pozos y su diseño;

Esquema de recogida y tratamiento de gas.

Característica del desarrollo de campos de gas. en el hecho de que el desarrollo del campo realmente comienza antes de que se elabore el 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, y también por razones económicas: el alto costo de exploración de los campos de gas) ).

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

En la primera etapa, se realiza la operación piloto del campo;

En la segunda etapa, el desarrollo industrial se lleva a cabo de acuerdo con un proyecto elaborado sobre la base de datos suficientemente completos y confiables de desarrollo industrial experimental.

El método principal de producción de gas y condensado de gas es fluir, porque el gas en el depósito tiene una energía suficientemente grande para asegurar su movimiento a través de los canales capilares del depósito hasta el fondo de los pozos de gas.

Los equipos de boca y fondo de los pozos de gas, así como el diseño de un pozo de gas, son prácticamente similares a los de los pozos de petróleo.

En la producción de 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, lo que contribuye al desarrollo de la corrosión de las tuberías y los equipos. Los inhibidores han encontrado la mayor aplicación en la práctica de operación de pozos de gas, es decir, sustancias, 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 gas condensado manteniendo la presión del yacimiento mediante la reinyección de gas en el horizonte productivo. En este caso, se utiliza el gas producido en este campo (y, si es necesario, de otros campos), después de la extracción de hidrocarburos de alto punto de ebullición (C5 + B) del mismo. Mantener la presión del yacimiento evita los hidrocarburos de alto punto de ebullición que forman el gas condensado (que de otra manera prácticamente se pierde) del gas del yacimiento, lo que ocurre debido a la condensación retrógrada (ver Fenómenos retrógrados).

El proceso cíclico se utiliza cuando existe la posibilidad de conservación de las reservas de gas de un campo dado durante un cierto período de tiempo. Dependiendo de la relación de los volúmenes de gases inyectados y producidos, se distingue un proceso de ciclo completo y parcial. En el primer caso, todo el gas producido en el campo se inyecta en la formación después de que se hayan extraído los hidrocarburos C 5 + B de la misma. Como resultado, los volúmenes de producción de gas, reducidos a condiciones de reservorio, exceden los volúmenes de su inyección en el reservorio (en condiciones similares), no es posible mantener la presión inicial del reservorio y disminuye en un 3-7%. Por lo tanto, si la presión de inicio de condensación de la mezcla de formación es aproximadamente igual a la presión de formación inicial en el yacimiento, entonces en la formación productiva hay una condensación parcial de hidrocarburos de alto punto de ebullición. El factor de recuperación previsto de condensado del yacimiento con un proceso de ciclo 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 un proceso de ciclo parcial, una parte del gas producido se bombea al depósito (después de que se extraen los hidrocarburos de alto punto de ebullición). La relación de volúmenes (reducidos a las condiciones del yacimiento) de gases inyectados y extraídos es del 60 al 85%. En este caso, la disminución 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 un proceso de ciclo parcial es del 60 al 70%.

Los procesos de ciclado completo y parcial se pueden realizar inmediatamente después de la puesta en servicio del campo, así como en el caso de su desarrollo durante algún tiempo en modo de agotamiento. Sin embargo, cuanto más tarde comience el proceso de ciclado, menor será el coeficiente de recuperación de 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 de formación 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 depósitos con alto grado heterogeneidad del yacimiento, el proceso cíclico puede ser ineficaz incluso con una alta concentración de condensado en el gas.

Se recomienda el uso del proceso de ciclo completo en campos, cuyas mezclas de reservorios tienen isotermas pronunciadas de pérdidas de condensado del reservorio (según los resultados de los estudios del proceso de condensación diferencial). En este caso, incluso una pequeña disminución (del 10 al 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 ciclo parcial se lleva a cabo en campos, cuyas mezclas de yacimientos tienen curvas planas de isotermas de pérdidas de condensado del yacimiento; Luego, con una disminución de la presión del yacimiento en un 30-40% de la inicial, se libera hasta el 20% del condensado (de sus reservas iniciales) del gas del yacimiento y el condensado que queda en el gas del yacimiento se extrae junto con el gas a la superficie. El condensado que ha caído antes en el horizonte productivo puede ser parcialmente removido de la formación debido a su evaporación cuando porciones frescas de gas inyectadas en la formación pasan sobre él. Elección de una opción de proceso cíclico, incl. y la relación de los volúmenes de gases inyectados y extraídos se realiza como resultado de cálculos técnicos y económicos, teniendo en cuenta también las características del campo, las necesidades de la región en gas natural y condensado. En el proceso de ciclo, para aumentar la eficiencia de barrido del gas inyectado, los pozos de producción e inyección generalmente se colocan en forma de baterías anulares 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 1.5-3 veces menos número Operacional.

Etapas del desarrollo del reservorio.

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

I - aumento de la producción de petróleo;

II- estabilización de la producción de petróleo;

III - caída de la producción de petróleo;

IV - etapa tardía de explotación del embalse.

En primera etapael aumento de la producción de petróleo se debe principalmente a la introducción de nuevos pozos de producción en el desarrollo en condiciones de alta presión de los yacimientos. El método de producción de petróleo durante este período es vertiginoso, no hay corte de agua. La etapa I dura alrededor de 4-6 años.

Etapa dos- estabilización de la producción de petróleo - comienza después de perforar el stock principal de pozos. Durante este período, la producción de petróleo primero aumenta ligeramente y luego comienza a disminuir lentamente. El aumento de la producción de petróleo se logra:

1) espesar la rejilla de pozos; 2) aumentar la inyección de agua o gas en el depósito para mantener la presión del depósito; 3) trabajar para influir en las zonas de fondo de pozo de los pozos y aumentar la permeabilidad de la formación, etc.

El corte de agua de los productos puede llegar al 50%. La etapa II dura alrededor de 5-7 años.

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

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

La duración total del desarrollo de cualquier campo petrolero 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 petrolífero.

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

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

I - aumento de la producción de gas;

II- producción continua de gas;

III- Caída de la producción de gas.

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

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

A medida que se agotan las reservas de gas y la energía del yacimiento, las tasas de producción de los pozos disminuyen, los pozos cortados de agua se clausuran y la producción de gas del campo disminuye. Esta etapa de desarrollo se llama etapa de producción en declive... Continúa hasta que la extracción de gas cae por debajo del nivel rentable.

Tales etapas de producción de gas son típicas de campos grandes; en el desarrollo de campos de reservas promedio, la etapa de producción constante de gas a menudo está ausente, y en el desarrollo de campos insignificantes de gas y condensado de gas no hay etapas de gas creciente y constante. producción.

En cuanto a los campos de gas gigantes de nuestro país (Urengoyskoye, Medvezhye, Yamburgskoye), han entrado en una etapa de producción en declive.

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

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

Profundización de pozos rompiendo rocas con una herramienta de perforación;

Eliminación de esquejes del pozo;

Revestimiento de pozo durante su profundización con sartas de revestimiento;

Realización de un conjunto de trabajos geológicos y geofísicos para el estudio de rocas e identificación de horizontes productivos;

Corriendo a TD y cementando la última cadena (producción).

Por la naturaleza de la destrucción de rocas, se distinguen los métodos mecánicos y no mecánicos. perforación... Los métodos mecánicos incluyen métodos rotativos (rotativo, turbina, turbina de chorro perforación y perforación con un taladro eléctrico y motores de fondo de pozo), en el que la roca se destruye como resultado de una herramienta de corte de roca (broca) presionada contra el fondo y métodos de percusión. 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 recortes mediante corrientes de fluido de perforación en circulación continua (lodo de perforación), con menos frecuencia el fondo del pozo se purga con un gas agente de trabajo.

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

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

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

Los objetivos y el propósito de las perforaciones son diferentes. Los pozos de producción se colocan en un campo totalmente explorado y preparado para el desarrollo. La categoría de pozos de producción incluye no solo los pozos con la ayuda de los cuales se producen petróleo y gas (pozos de producción), sino también los pozos que permiten organizar el desarrollo eficiente del campo (pozos de evaluación, inyección, observación).

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

Los pozos de inyección se utilizan para organizar la inyección en bucle y en bucle de agua, gas o aire en el depósito de producción con el fin de mantener la presión del depósito.

Los pozos de observación se construyen para el seguimiento sistemático del régimen de desarrollo del campo.

El diseño de un pozo de producción está determinado por la cantidad de filas de tubería que se introducen en el pozo y se cementan durante la perforación para una colocación exitosa del pozo equipo su cara.

Las siguientes filas de tuberías se bajan al pozo:

2. Conductor: para fijar los intervalos inestables superiores de la sección, aislar los horizontes con agua subterránea, instalar en la boca de un reventón equipo.

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

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

Una estructura de pozo se llama columna única si consta solo de operacional cadenas, dos cadenas: en presencia de una cadena intermedia y de producción, etc.

El cabezal del pozo está equipado con un cabezal de revestimiento (sarta de revestimiento). El cabezal de la columna está diseñado para separar los espacios anulares y controlar la presión en ellos. Se instala sobre una rosca o soldando sobre una plantilla. Intermedio y operacional las columnas están suspendidas sobre cuñas o una manga.

La perforación en racimo está muy extendida en los campos de Siberia occidental. Perforación en racimo: construcción de grupos de pozos desde una base común de un área limitada, en la que se ubica la 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 las cabezas de pozo es de al menos 3 m.

Energía de yacimiento: una combinación de esos tipos de energía mecánica y térmica de fluidos (petróleo, gas y agua en rocas, caracterizados por su fluidez) y rocas, que se pueden utilizar prácticamente en la selección. petróleo y gas. Los principales son:

1. La energía de la cabeza de las aguas marginales de los depósitos de petróleo y gas.

2. Energía de compresión elástica de rocas y fluidos, incluida gasliberado a la fase libre desde el estado disuelto con presión decreciente.

3. Parte de la energía gravitacional de los estratos suprayacentes se gasta en la deformación plástica del yacimiento causada por una disminución de la presión del yacimiento en el yacimiento como resultado de la extracción de fluido del mismo.

4. El calor del fluido transportado a la superficie durante la operación de los pozos. En la práctica, no toda la energía de formación es significativa, sino solo la parte que se puede utilizar con suficiente eficiencia en la operación de los pozos.

Desarrollo de depósitos minerales: un sistema de medidas organizativas y técnicas para minería minerales de los intestinos. Desarrollo de petróleo y gas los depósitos se realizan mediante perforaciones. El mío a veces se usa producción de petróleo (Yaregskoe petróleo depósito, República de Komi).

Enviar tu buen trabajo en la base de conocimientos es sencillo. Utilice el siguiente formulario

Los estudiantes, estudiantes de posgrado, jóvenes científicos que utilizan la base de conocimientos en sus estudios y trabajos le estarán muy agradecidos.

Publicado en http:// www. todo lo mejor. ru/

INTRODUCCIÓN

A principios del siglo XX, el petróleo industrial se producía solo en 19 países del mundo. En 1940 había 39 países de ese 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 el volumen de producción de energía, han experimentado 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 en el mundo: 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 una, Japón - 0,11 , Alemania - 0.05.

En vísperas de la Primera Guerra Mundial, la producción de petróleo en los Estados Unidos aumentó considerablemente. México se convirtió en una de las principales potencias productoras de petróleo. La producción de petróleo en los países del mundo en 1913 fue: EE.UU. - 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, Venezuela, Kuwait, Arabia Saudita, Irán y Libia se encontraban entre los principales países productores de petróleo. Junto con la URSS y los Estados Unidos, representaron hasta el 80% de la producción mundial de petróleo.

En 1970, el mundo produjo alrededor de 2 mil millones de toneladas de petróleo, y en 1995, 3.1. En términos de producción anual de petróleo (datos de 1996), Arabia Saudita es el líder mundial (392,0 millones de toneladas). Le siguen EE.UU. (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 mundial total de petróleo aumente a 3.900 millones de toneladas / año.

El uso generalizado de gas natural comenzó solo a mediados del siglo pasado. En el período de 1950 a 1970. La producción de gas en el mundo ha aumentado de 192 mil millones de metros cúbicos a 1 billón de metros cúbicos. 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 tiempo durarán? La información sobre las reservas probadas de petróleo, así como sus volúmenes en 1996, se dan en la Tabla 1.

Región, país	Reservas probadas	Producción de petróleo en 1996	Multiplicidad de reservas
		% del mundo		% del mundo
Asia y Oceanía, total
incluso:
Indonesia
Norte y América Latina Total
incluso:
Venezuela
África, total
incluso:
Cercano y Medio Oriente
incluso:
Arabia Saudita
Europa del Este, total
incluso:
Europa occidental, total
incluso:
Noruega
Gran Bretaña
Total en el mundo

Una de las principales tareas del desarrollo social y económico de la Federación de Rusia es la creación de una economía eficiente y competitiva. Bajo cualquier opción y escenario de desarrollo económico para los próximos 10 a 20 años recursos naturales, principalmente combustibles fósiles y recursos energéticos, será el factor principal en el crecimiento económico del país.

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 hulla y 32% de las reservas de lignito. La producción total a lo largo de toda la historia del uso de recursos es actualmente de aproximadamente el 20% de los recursos recuperables previstos para el petróleo y el 5% para el gas. La provisión de producción con reservas probadas de combustible se estima para el petróleo y el gas durante varias décadas, mientras que para el carbón y el gas natural es mucho mayor.

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 ".

Desde el 1 de 2000, se están desarrollando más de 1200 campos de petróleo y gas-petróleo, ubicados en varias regiones del país, desde la isla de Sakhalin en el este hasta la región de Kaliningrado en el oeste, desde el territorio de Krasnoyarsk en el sur hasta Yamalo. Nenets Okrug en el norte.

Producción de petróleo en el complejo de producción de petróleo de 1991 a 1993 disminuyó de 462 a 350 millones de toneladas, es decir por 112 millones de toneladas. 1993 hasta 1997 - de 350 a 305 millones de toneladas, es decir por 45 millones de toneladas. De 1997 a 2000, la producción de petróleo se estabilizó en el nivel de 303 - 305 millones de toneladas. Durante 6 meses de 2002, se produjeron 157 millones de toneladas (Figura 1). El corte de agua de los productos elaborados es algo más del 82%. La tasa de producción de petróleo promedio por pozo es de 7,4 toneladas / día. El grado de recuperación de las reservas de petróleo de las categorías A, B, C1 en los campos en desarrollo en Rusia en su conjunto es del 52,8%. El mayor desarrollo de reservas se observa en las regiones del Cáucaso septentrional (82,2%) y 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 casquete gasífero y zonas petróleo-agua, lo que genera importantes dificultades en su extracción.

La distribución de la producción actual de petróleo por regiones no se corresponde totalmente con la distribución de las reservas recuperables actuales. Asi que, 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%) ), el Lejano Oriente - 0,6% (reservas recuperables 2,6%).

Para el período de 1991 a 1998. en Rusia se pusieron en funcionamiento 251 campos petroleros. La producción de petróleo en todos los campos puestos en operación en 1999 ascendió a 15,5 millones de toneladas.

En el período de 2000 a 2015. Está previsto poner en servicio 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 campos 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 tecnológicos en la exploración y el desarrollo de campos, así como la calidad de la base de recursos explorados.

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

Siberia Occidental seguirá siendo la principal región productora de petróleo de Rusia en todo el prospecto considerado, aunque su participación en 2020 disminuirá a 58 - 55% frente al 68% en la actualidad. Después de 2010, comenzará la producción de petróleo a gran escala en la provincia de Timan-Pechora, en la plataforma de los mares del norte del Caspio, 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 de petróleo del país.

El problema de la utilización del gas de petróleo sigue siendo sumamente grave, cuya producción no es rentable. Su precio está regulado por el estado y actualmente es de unos 300 rublos por 1000 m3. Como resultado del bajo precio del gas de petróleo suministrado a las refinerías de gas, las refinerías no están interesadas en aumentar su oferta para procesamiento y están buscando otras opciones para su uso, o están quemando el gas, dañando el medio ambiente. En relación con una disminución en el volumen de producción de petróleo y, en consecuencia, los recursos de gas de petróleo a procesar, la producción de productos comercializables en la planta de procesamiento de gas disminuye, lo que llevó a una disminución en la producción de materias primas para las industrias petroquímicas. .

La información sobre la producción de hidrocarburos líquidos por varias compañías petroleras en Rusia se muestra en la Tabla 2.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN RUSIA EN 1997-1999

Empresas
Surgutneftegaz
Tatneft
Sibneft
Bashneft
Rosneft
Slavneft
NK oriental
Total en Rusia

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

YUKOS puede convertirse en un serio competidor de LUKOIL. Según los PCGA: informes de YUKOS y LUKOIL durante 9 meses de 2001, la ganancia neta de YUKOS por barril de petróleo producido es de $ 7,8, mientras que LUKOIL tiene $ 3,8. Los costos de Yukos son tres veces más bajos que los de LUKOIL y la rentabilidad es dos veces mayor. Además, dado que el costo del petróleo de Yukos es el más bajo entre las compañías petroleras nacionales, la próxima caída en los precios del petróleo será la menos probable de sufrir. Evidentemente, esta es la razón por la que, a fines de 2001, el volumen de ventas de LUKOIL en el mercado interno disminuyó en un 14%, mientras que en YUKOS esta cifra aumentó en un 10%.

En 2002, YUKOS prevé recibir 71,5 millones de toneladas de petróleo, superando así las cifras del año pasado en un 24,3%. El volumen de inversiones en exploración y producción ascenderá a $ 775 millones. Para 2005, YUKOS tiene la intención de producir 80 millones de toneladas de petróleo por año.

Rusia es uno de los pocos países del mundo que satisface plenamente sus necesidades de gas utilizando sus propios recursos. Al 01.01.1998, sus reservas exploradas 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, hay 7 regiones productoras de gas en el país: Norte, Cáucaso del Norte, Povolzhsky, Ural, Siberia Occidental, Siberia Oriental y Lejano Oriente. La distribución de las reservas de gas entre ellos es la siguiente: la parte europea del país - 10,8%, la región de Siberia Occidental - 84,4%, las regiones de Siberia Oriental y Extremo Oriente - 4,8%.

La producción de gas en Rusia ha disminuido 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. M3, en 1995 - 595 mil millones de m3.

En 1999, la producción de gas ascendió a unos 590 mil millones de m3. La disminución de la producción de gas se debió a una disminución de la demanda de gas, que, a su vez, se debió a una disminución de la producción industrial y una caída de la solvencia de los consumidores.

La principal empresa productora de gas de Rusia es RAO Gazprom, establecida en febrero de 1993 (antes era una empresa estatal).

RAO Gazprom es la compañía de gas más grande del mundo, con una participación de 22 %. La participación controladora en RAO Gazprom (40%) es propiedad del estado.

Se prevé un aumento de la demanda de gas dentro de Rusia después de 2000. En consecuencia, su producción también aumentará: en el período de 2001 a 2030, se espera extraer del subsuelo 24,6 billones. m3 de gas, elevando la producción anual a 830 ... 840 mil millones de m3 para 2030. Las perspectivas de aumento de la producción de gas están asociadas con el desarrollo de campos en el norte de la región de Tyumen (distrito de Nadym-Pur-Tazovsky, península de Yamal), así como el campo de condensado de gas Shtokman, el más grande de Europa (mar de Barents).

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

Las reservas de gas explorado en la península de Yamal 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 planificado después de 2005 de acuerdo con las necesidades del mercado europeo y la región noroeste de Rusia. El nivel proyectado de producción de gas aquí es de 50 mil millones de metros cúbicos por año.

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

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

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

expansión de las exportaciones de gas ruso;

fortalecer la base de recursos de la industria del gas;

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

procesamiento profundo y uso complejo de materias primas de hidrocarburos.

1. BASE GEOLÓGICA PARA EL DESARROLLO DE DEPÓSITOS DE PETRÓLEO Y GAS

Desde la antigüedad, la gente ha utilizado petróleo y gas donde se han observado sus afloramientos naturales a la superficie de la tierra. Tales salidas todavía se encuentran hoy. En nuestro país, en el Cáucaso, en la región del Volga, 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 regiones montañosas y depresiones intermontanas. Esto se debe al hecho de que, como resultado de complejos procesos de construcción de montañas, los estratos que contienen petróleo y gas, que anteriormente habían estado a grandes profundidades, resultaron estar cerca de la superficie o incluso en la superficie de la tierra. Además, se producen numerosas fracturas y grietas en las rocas, que se extienden a grandes profundidades. Traen petróleo y gas natural a la superficie.

1,1 Wdepósitos de hidrocarburos naturales

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

Puntos de vista: estratal, masivo, lenticular (litológicamente limitado en todos los lados).

Reservorio reservorio (Figura 1.1) es un reservorio delimitado en un área grande en la parte superior e inferior por rocas poco permeables. La peculiaridad de tal reservorio es la preservación del espesor y la composición litológica en un área grande.

Bajo un enorme embalsecomprender estratos gruesos de rocas, que consisten en muchos estratos permeables, no separados 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 débilmente permeables cubren todo este estrato desde arriba. Por la naturaleza de sus rocas constituyentes, los reservorios masivos se dividen en dos grupos:

1) Yacimientos masivos homogéneos: compuestos por un estrato relativamente homogéneo de rocas. en la mayor parte carbonato (Figura 1.2a).

2. Yacimientos masivos heterogéneos: el estrato de rocas es heterogéneo. Litológicamente, se puede representar, por ejemplo, por alternancia de calizas, arenas y areniscas, superpuestas por arcillas en la parte superior. (Figura 1.2b)

Embalses forma irregularlitológicamente limitado en todos los ladosEste grupo incluye todo tipo de reservorios naturales, en los que los hidrocarburos gaseosos y líquidos que los saturan están rodeados por todos lados por rocas prácticamente impermeables o por rocas saturadas de agua débilmente activa.

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

la presencia de rocas permeables (reservorios);

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

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

Una trampa es parte de un reservorio natural en el que, debido a diversos tipos de dislocaciones estructurales, restricciones estratigráficas o litológicas, así como blindajes tectónicos, se crean las condiciones para la acumulación de petróleo y gas.

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

Estructural (arco) -formado como resultado de la flexión de las capas;

Estratigráfico -se forma como resultado de la erosión de los embalses y luego se superpone con rocas impermeables;

Tectónico -formado como resultado del desplazamiento vertical de los puntos de rotura entre sí, el depósito-depósito en el lugar de la perturbación tectónica puede entrar en contacto con la roca impermeable.

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

Aproximadamente el 80% de los depósitos del mundo están asociados con trampas de tipo estructural.

Acumulación de petróleo, gas, condensado y otros útiles componentes relacionados, concentrado en una trampa, limitado por superficies de varios tipos, en una cantidad suficiente para el desarrollo industrial, se denomina depósito.

La superficie que separa el aceite y el agua o el aceite y el gas se llama respectivamente agua-aceiteo contacto gas-oil.La línea de intersección de la superficie de contacto con la parte superior de la formación se denomina en consecuencia bucle exterior contenido de petróleo o gas, y con el fondo de la formación - contorno interior contenido de petróleo o gas (Figura 1.6). La distancia más corta entre la parte superior e inferior de la formación de cojinetes de petróleo y gas se llama grueso.

Un campo de petróleo y gas se entiende como un conjunto de depósitos geográficamente confinados a un área y unidos con una estructura tectónica favorable. Los conceptos de depósito y depósito son equivalentes si solo hay un depósito en un área, dicho depósito se llama una sola capa. Un campo con depósitos en capas (horizontes) de diferente afiliación estratigráfica se suele denominar multicapa.

Dependiendo del estado de fase y la composición básica de los compuestos de hidrocarburos en las profundidades, los depósitos de petróleo y gas se dividen en petróleo, que contiene solo aceite, saturado con gas en diversos grados: gassi contiene solo depósitos de gas de más del 90% de metano, gas-oil y petróleo y gas (bifásico). En los yacimientos de gasóleo, la mayor parte en volumen es petróleo y una parte menor es gas, en los yacimientos de petróleo y gas, el tapón de gas supera en volumen a la parte de petróleo. Los depósitos de petróleo y gas también incluyen depósitos con una parte de petróleo extremadamente insignificante en términos de volumen: el borde de aceite. Aceite condensado de gas y condensado de petróleo y gas: en el primero, la mayor parte de la parte de aceite, y en el segundo, el condensado de gas (Figura 1.7).

Los depósitos de gas condensado incluyen tales depósitos, de los cuales, cuando la presión cae a la atmosférica, se libera una fase líquida: el condensado.

1,2 Factores que determinan la estructura interna de los depósitos

Propiedades capacitivas de las rocas yacimiento

Rocas de reservorio y no reservorio.

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

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

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

La estructura interna del embalse viene determinada por la diferente ubicación de no embalses y embalses, así como embalses con diferentes propiedades geológicas y físicas tanto en la sección como en la zona del embalse.

En consecuencia, las propiedades de yacimiento de la roca están determinadas por su vacío, que está compuesto por el volumen de poros, grietas y cavidades.

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

El vacío primario es inherente a todas las rocas sedimentarias sin excepción, en las que se encuentran 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 cavernas y grietas formadas en el proceso de dolomitización de calizas y lixiviación de rocas por las aguas circulantes, así como grietas resultantes de movimientos tectónicos.

Porosidad y estructura del espacio poroso.

Asignar completo, que a menudo se denomina 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 la comunicación de los poros.La relación de porosidad abierta es la relación entre el volumen de poros abiertos y comunicantes y el volumen visible de la muestra:

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

Cuantitativamente, la porosidad de la roca se caracteriza por coeficiente de porosidad, que se mide en fracciones o porcentaje del volumen de roca.

La porosidad de la roca depende en gran medida del tamaño de los poros y de los canales de poros que los conectan, los cuales, a su vez, están determinados por la distribución del tamaño de partícula de las partículas que componen la roca y el grado de consolidación.

Al resolver problemas de geología de campos de petróleo y gas, se utiliza el coeficiente de porosidad abierta, que se determina tanto por muestras en el laboratorio como por datos de estudios geofísicos de 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, tiene un promedio de 12 a 25%.

En los depósitos granulares, la posición relativa de los granos tiene una gran influencia en la porosidad. Cálculos simples muestran que en el caso del empaque cúbico de granos menos denso que se muestra en la (Figura 1.9), el coeficiente de porosidad será 47.6%. Este número puede considerarse la porosidad máxima teóricamente posible para rocas terrígenas. Si el suelo ideal se coloca más densamente (Figura 1.10), la porosidad será solo del 25,9%.

Cavernosidad

La cavernosidad de las rocas de las montañas se debe a la existencia de huecos secundarios en ellas en forma de cavernas. Las cavidades son comunes en los reservorios de carbonato. Distinguir entre razas microcavernoso y macrocavernoso... Las primeras incluyen rocas con gran cantidad de pequeños huecos, con un diámetro de cavernas (poros de lixiviación) de hasta 2 mm, y las segundas, con cavernas más grandes esparcidas en la roca, hasta varios centímetros.

Microcavernoso En la práctica, los reservorios de carbonato a menudo se identifican con reservorios de poros terrígenos, ya que en ambos el reservorio abierto está formado por pequeños vacíos comunicantes. Pero tanto en origen como en propiedades existen diferencias significativas entre ellos.

El vacío medio de las rocas microcavernosas no suele superar el 13-15%, pero puede ser incluso mayor.

Macrocavernoso los colectores 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 depósito, las reservas de depósitos pueden ser muy importantes.

El coeficiente de cavidad es igual a la relación entre el volumen de la cavidad al volumen visible de la muestra.

Dado que el proceso de drenaje del embalse puede involucrar principalmente macrocavernas intersectadas por macrofracturas, el estudio de la macrocavernosidad debe realizarse junto con el estudio de la fracturación.

Fracturamiento

La fractura de rocas (capacidad de fractura) se debe a la presencia de grietas en ellas que no están rellenas de materia sólida. Los depósitos asociados con reservorios fracturados se limitan principalmente a reservorios densos de carbonatos, y en algunas áreas (Cárpatos orientales, región de Irkutsk, etc.) y a depósitos terrígenos. La presencia de una extensa red de fracturas que penetran estos reservorios estrechos 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.

Por el tamaño de la apertura de la fractura en la geología de los campos de petróleo y gas, hay macrogrietas más de 40 - 50 micrones de ancho y microfisurasancho hasta 40 - 50 micrones

La capacidad de fractura de las rocas del yacimiento varía desde fracciones de un por ciento hasta 1 - 2%.

Muy a menudo, las grietas desempeñan el papel de canales de filtración de fluidos y gases que conectan todos los espacios vacíos complejos de las rocas del yacimiento.

Con la participación simultánea en el drenaje de dos o los tres tipos de huecos (poros, cavernas, grietas), el depósito se clasifica como de tipo mixto.

De los reservorios con uno de los tipos de vacíos, los reservorios terrígenos de poros son los más extendidos, en numerosos campos del mundo, incluso en Rusia (Volgo-Ural, Siberia occidental, el norte del Cáucaso y otras regiones).

Los reservorios fracturados puros son muy raros.

De rocas cavernosas puras, las rocas microcavernosas están muy extendidas (Volga-Ural, provincia de Timan-Pechora, etc.). Los macrocavernosos son raros.

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

Propiedades de filtración de las rocas del yacimiento. Permeabilidad

La propiedad más importante de las rocas reservorios es su capacidad de filtración, es decir, al movimiento de líquidos y gases en ellos en presencia de una caída de presión. La capacidad de las rocas del yacimiento para pasar fluidos y gases a través de sí misma se llama permeabilidad.

Las rocas que no son permeables son rocas que no son reservorios.

Durante el desarrollo de depósitos en el espacio vacío de las rocas del yacimiento, 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 combinado 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 empaque masivo.

A poco permeableincluyen: arcillas, con empaquetamiento ordenado, lutitas, margas, areniscas, con abundante cementación arcillosa.

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

donde es el caudal volumétrico del líquido en m3 / s; - coeficiente de permeabilidad en m2; - área de la 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 cuya sección transversal, igual a 1 cm2, con una caída de presión de 1 atm, pasa 1 cm3 de líquido durante 1 cm por 1 segundo, cuya viscosidad es de 1 cn.

La permeabilidad de las rocas que sirven como reservorios de petróleo se expresa generalmente en términos de milidarcy 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 de los cuales ocurre la filtración.

Bajo diferentes condiciones de filtración, la permeabilidad de la roca del yacimiento 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 permeabilidades.

Debajo permeabilidad absolutasignifica la permeabilidad, determinada bajo la condición de que la roca esté saturada con un fluido monofásico, químicamente inerte con respecto a ella. Para su valoración se suele utilizar aire, gas o líquido inerte, ya que las propiedades fisicoquímicas de los fluidos del yacimiento 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)se llama la permeabilidad de las rocas para un líquido o gas dado cuando se mueven en el espacio vacío de los sistemas multifásicos. Su valor depende no solo 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 fisicoquímicas.

Permeabilidad relativa llamado la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.

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

Petróleo, gas, saturación de agua de las rocas del yacimiento

Se cree que las formaciones saturadas de petróleo y gas estaban inicialmente completamente saturadas con agua. Durante la formación de los depósitos, el petróleo y el gas, debido a su menor densidad, migraron a las partes más altas de los reservorios, desplazando el agua de allí. Sin embargo, el agua del espacio vacío no se desplazó por completo, como resultado de lo cual las formaciones que contienen 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 de los vacíos y la permeabilidad del depósito.

El agua residual está contenida en depósitos en forma de película ligada molecularmente en las paredes de poros, cavernas, grietas, en huecos aislados y en un estado de unión capilar en la parte que no fluye de los huecos. Para el desarrollo del depósito es de interés el agua residual contenida en el espacio vacío abierto.

Factor de saturación de aceite (saturación de gas) llamado la relación de volumen de aceite(gas) contenido en un espacio vacío abierto al volumen total del espacio vacío.

Coeficiente de saturación de agua un depósito que contiene petróleo o gas es la relación entre el volumen de agua residual contenida en un espacio vacío abierto y el volumen total de vacíos abiertos.

Estos coeficientes están relacionados por las siguientes relaciones:

para un depósito saturado de aceite;

para un reservorio saturado de gas -;

para un depósito saturado de gas que contiene, además de agua residual, también aceite residual

El estudio de la saturación de agua ha gran importancia no solo para cuantificar 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 del reservorio y su condición tienen una gran influencia en los procesos de desplazamiento de los hidrocarburos del volumen vacío durante el desarrollo de los depósitos.

Dependiendo de las condiciones de formación de los depósitos, las características de las rocas reservorios, su capacidad y propiedades de filtración y otros parámetros, el valor de la saturación inicial de petróleo y gas de las formaciones productivas está dentro del 97 - 50% con la correspondiente saturación de agua inicial de 3 - 50%.

1,3 Pfluidos flipper

Las propiedades y el estado de los hidrocarburos (HC) dependen de su composición, presión y temperatura. En depósitos, pueden estar en estado líquido y gaseoso o en forma de mezclas gas-líquido. Durante el desarrollo de los depósitos en los reservorios y cuando suben a la superficie, la presión y la temperatura cambian constantemente, 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 transición 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, diseño y operación de los sistemas de recolección y transporte de petróleo y gas.

Petróleo y gasregalo es una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano (parafínico) (CnorteH2norte+2), nafténico (CnH2 norte) y en menor cantidad de aromáticos (CnH2 norte-6) filas.

Según el estado físico en condiciones superficiales, los hidrocarburos de CH4 antes de C4H10 - gases; desde C5H12 antes de S16H34 - líquidos y de С17Н34 antes de S35N72 y superiores - sólidos llamados parafinas y ceresinas.

Con una gran cantidad de gas en el depósito, se puede ubicar sobre el aceite en forma de tapón de gas en una parte elevada de la estructura. En este caso, parte de los hidrocarburos líquidos del petróleo estarán en forma de vapores también en el casquete de gas. A alta presión en el depósito, la densidad del gas se vuelve muy significativa (acercándose en valor a la densidad de los líquidos de hidrocarburos ligeros). En estas condiciones, cantidades significativas de aceite ligero (C5H12 + C6H14) se disuelven en gas comprimido, al igual que el aceite y el betún pesado se disuelven en gasolina u otros hidrocarburos líquidos. Como resultado, el aceite a veces se disuelve completamente en el gas comprimido. Cuando dicho gas se extrae de un depósito a la superficie, como resultado de una disminución de la presión y la temperatura, los hidrocarburos disueltos en él se condensan y caen en forma de condensado.

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

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

Aceites de yacimiento

Clasificación de aceites La mezcla de hidrocarburos gas-líquido se compone principalmente de compuestos de las series parafínica, nafténica y aromática. La composición del aceite también incluye compuestos orgánicos de alto peso molecular que contienen oxígeno, azufre, nitrógeno.

bajo contenido de azufre (contenido de azufre no más del 0,5%);

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

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

Sustancias resinosas de asfalto petróleo - compuestos de alto peso molecular, que incluyen oxígeno, azufre y nitrógeno y que consta de un gran número de compuestos neutros de estructura desconocida y composición variable, entre los que predominan las resinas neutras y los asfaltenos. El contenido de sustancias resinosas de asfalto en los aceites oscila entre el 1 y el 40%. La mayor cantidad de resinas se encuentra en los aceites pesados \u200b\u200boscuros ricos en hidrocarburos aromáticos.

baja resinosa (contenido de resina por debajo del 18%);

resinoso (18 - 35 %);

muy resinosa (más del 35%).

Parafina de petróleo -- es una mezcla de hidrocarburos sólidos dos grupos que difieren marcadamente entre sí en propiedades - parafinasC17 H36 - С35Н72 y ceresinas С36Н74 -C55 H112 ... Punto de fusión del primero 27 - 71 ° C, segundo - 65 - 88 ° C... En el mismo punto de fusión, las ceresinas tienen más alta densidad y viscosidad. El contenido de parafina en el aceite a veces alcanza el 13-14% y más.

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

parafínico - 1,5 - 6,0%;

altamente parafínico - más del 6%.

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

Propiedades físicas de los aceites

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

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

Factor de desgasificación aceite es la cantidad de gas que se libera de una unidad de volumen de aceite cuando la presión disminuye por unidad. perforación de hidratos de campo petrolífero

Gas de campoel factor es la cantidad de gas producido en m3 por 1 m3 (t) de aceite desgasificado. Se determina en función de los datos sobre la producción de petróleo y gas asociado durante un cierto período de tiempo. Distinguir factor de gas inicial, generalmente determinado a partir de los datos del primer mes de funcionamiento del pozo, factor de gas actualdeterminado a partir de datos para cualquier período de tiempo intermedio, y factor de gas promedio, determinado para el período desde el inicio del desarrollo hasta cualquier fecha. El valor del factor de gas de campo depende tanto del contenido de gas del petróleo como de las condiciones del desarrollo del yacimiento. Puede variar en un rango muy amplio.

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

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

En condiciones naturales, la presión del punto de burbuja puede ser igual o menor que la presión de formación. En el primer caso, el aceite estará completamente saturado de gas, en el segundo, estará insuficientemente saturado.

Compresibilidad del aceite del yacimiento debido a que, como todos los líquidos, el aceite tiene elasticidad, que se mide factor de compresibilidad (o elasticidad a granel):

dónde está el cambio en el volumen de aceite; - el volumen inicial de aceite. - cambio de presión. Dimensión - 1 / Pa o Pa-1.

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

El factor de compresibilidad caracteriza el incremento relativo en el volumen de aceite con un cambio de presión por unidad.

Coeficiente de expansión térmica muestra cuánto del volumen inicial cambia el volumen de aceite cuando la temperatura cambia en 1 ° С

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

El coeficiente de expansión térmica del aceite debe tenerse en cuenta cuando se desarrolla un depósito en condiciones de régimen termohidrodinámico inestable cuando el depósito está expuesto a diversos agentes fríos o calientes. Su influencia, junto con la influencia de otros parámetros, afecta tanto las condiciones de la filtración de aceite actual como el valor del factor de recuperación de aceite final. El coeficiente de expansión térmica del aceite juega un papel especialmente importante en el diseño de métodos de estimulación térmica.

Coeficiente volumétrico de aceite del yacimiento muestra el volumen de 1 m3 de aceite desgasificado en condiciones de yacimiento:

dónde está el volumen de petróleo en condiciones de yacimiento; - el volumen de la misma cantidad de aceite después de la desgasificación a presión atmosférica yt \u003d 20 ° C; - densidad de hidrocarburos en condiciones de yacimiento; - densidad del aceite en condiciones estándar.

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

Los valores del coeficiente volumétrico de todos los aceites son mayores que uno y, a veces, alcanzan 2 - 3. Los más cantidades características se encuentran en el rango de 1.2 - 1.8.

Factor de conversión

Debajo densidad de aceite del yacimiento está entendido la masa de petróleo extraída del subsuelo mientras se mantienen las condiciones del yacimiento, por unidad de volumen. Suele ser 1,2 - 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. Hay aceites conocidos, cuya densidad en el depósito es de solo 0,3 - 0,4 g / cm3. Sus valores en condiciones de yacimiento pueden llegar a 1,0 g / cm3.

Por densidad, los hidrocarburos de yacimiento se dividen en:

ligero 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, petróleos pesados \u200b\u200b- 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 la temperatura del yacimiento. La presión tiene poco efecto sobre el cambio en la viscosidad del aceite por encima de la presión del punto de burbuja. En condiciones de yacimiento, la viscosidad del aceite puede ser diez veces menor que la viscosidad del aceite desgasificado. La viscosidad también depende de la densidad del aceite: los aceites ligeros son menos viscosos que los pesados. La viscosidad del aceite se mide en mPas.

Por viscosidad, los aceites se distinguen:

baja viscosidad - MPa desde;

baja viscosidad - MPa desde;

con alta viscosidad - MPa desde;

alta viscosidad - MPa desde.

La viscosidad del aceite es un parámetro muy importante, del cual dependen significativamente la eficiencia del proceso de desarrollo y el factor de recuperación final del aceite. La relación de 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 aceite del depósito utilizando diferentes tipos inundación.

Las propiedades físicas de los hidrocarburos de yacimiento se investigan en laboratorios especiales utilizando muestras de fondo de pozo tomadas de pozos con muestreadores sellados. La densidad y la viscosidad se encuentran a una presión constante igual a la presión inicial del yacimiento. El resto de las características se determinan a la presión inicial del yacimiento y a una presión que disminuye gradualmente. Como resultado, se trazan gráficos de cambios en varios coeficientes dependiendo de la presión y, a veces, de la temperatura. Estos gráficos se utilizan para resolver problemas de campo geológico.

Gases de formación

Los gases de hidrocarburos naturales son una mezcla de hidrocarburos limitantes de la forma DESDEnorteH2norte+2 ... El componente principal es el metano. CH4... Junto con el metano, los gases naturales contienen hidrocarburos más pesados, así como componentes que no son hidrocarburos: nitrógeno N, dióxido de carbono CO2, sulfuro de hidrógeno H2S, helio He, argón Ar.

Los gases naturales se clasifican en los siguientes grupos.

Gas de campos puramente gasíferos, que es un gas seco casi libre de hidrocarburos pesados.

Los gases producidos en los campos de gas condensado son una mezcla de gas seco y condensado de hidrocarburos líquidos. El condensado de hidrocarburos se compone de C5 + superior.

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

El gas que contiene hidrocarburos (C3, C4) no supera los 75 g / m3 se denomina seco. Con el contenido de hidrocarburos más pesados \u200b\u200b(más de 150 g / m3, el gas se llama grasa).

Propiedades físicas de los gases

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

Masa molecular gas natural:

donde es el peso molecular del i-ésimo componente; - contenido volumétrico del i-ésimo componente, fracción de unidades. Para gases reales, generalmente M \u003d 16 - 20.

Densidad de gas calculado por la fórmula:

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

Si y 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 Cliperon-Mendeleev:

donde, - presión y temperatura, respectivamente, en yacimiento y condiciones estándar.

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

Condensado de gas

Condensar se llama fase de hidrocarburo líquido, que se libera del gas cuando la presión disminuye... En condiciones de yacimiento, el condensado generalmente se disuelve todo en gas. Distinguir entre condensado crudo y estable.

Condensado crudo es un líquido que cae del gas directamente en los separadores de campo a la presión y temperatura de separación. Consiste en HC líquido en condiciones estándar. aquellos. de pentanos y superiores (C5 + superior), 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 gas condensado es factor de gas condensado, mostrando el contenido de condensado crudo (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) a partir de la cual se produce 1 m3 de condensado. El valor del factor de condensado de gas para campos varía de 1.500 a 25.000 m3 / m3.

Condensado estable Consiste solo en hidrocarburos líquidos - pentano y superior (C6 + superior) Se obtiene del condensado crudo desgasificando este último. El punto de ebullición de los componentes principales del condensado está en el rango de 40-200 ° 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 del hidrocarburo 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). ).

De gran importancia es una característica del gas de los depósitos de condensado como presión de inicio de condensación, aquellos. presión a la que se libera el condensado del gas en forma de líquido en la formación. Si, durante el desarrollo de un depósito de gas condensado, la presión no se mantiene en él, entonces disminuirá con el tiempo y puede alcanzar un valor menor que la presión de inicio de la condensación. En este caso, el condensado comenzará a emerger en el reservorio, lo que conducirá a la pérdida 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 moléculas de agua mediante un enlace de hidrógeno (enlace débil). Las moléculas de agua parecen separarse 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 se 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 están expresadas por el diagrama del estado heterogéneo. Para una temperatura dada, un aumento de presión por encima de la presión correspondiente a la curva de equilibrio se acompaña de la combinación de moléculas de gas con moléculas de agua y la formación de hidratos. La disminución inversa de la presión (o un aumento de la temperatura a una 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 -- estos son depósitos que contienen gas, parcial o completamente en estado hidratado (según las condiciones termodinámicas y la etapa de formación).

...

Documentos similares

Estudio de procesos tecnológicos de perforación de pozos de petróleo y gas en el ejemplo de NGDU "Almetyevneft". Características geológicas y físicas de los objetos, desarrollo de campos petroleros. Métodos para aumentar la productividad de los pozos. Precauciones de seguridad.

informe de práctica, añadido el 20/03/2012


Métodos de prospección y exploración de yacimientos de petróleo y gas. Etapas de prospección y exploración. Clasificación de yacimientos de petróleo y gas. Problemas en la prospección y exploración de petróleo y gas, perforación de pozos. Justificación de la colocación de pozos exploratorios de contorneado.

trabajo de término, añadido el 19/06/2011


Criterios para la selección de objetos operativos. Sistemas de desarrollo de yacimientos petrolíferos. Colocación de pozos por área del depósito. Revisión de métodos para incrementar la productividad de los pozos. Reparaciones de rutina y capitales de pozos. Recolección y preparación de petróleo, gas, agua.

informe de práctica, agregado 30/05/2013


Fundamentos geológicos de prospección, exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas. Petróleo: composición química, propiedades físicas, presión de saturación, contenido de gas, factor de gas de campo. Proceso tecnológico extracción de petróleo y gas natural.

prueba, añadido el 22/01/2012


Estudio y evaluación de recursos de hidrocarburos en estado estático y dinámico; apoyo geologico desarrollo efectivo depósitos; métodos de control de campo geológico. Protección del subsuelo y la naturaleza durante la perforación y operación de pozos.

curso de conferencias, agregado 22/09/2012


Desarrollo de campos petroleros. Técnica y tecnología de producción de petróleo. Explotación de pozos, sus reparaciones subterráneas y capitales. Recolección y preparación de aceite en el campo. Precauciones de seguridad al realizar trabajos de mantenimiento de pozos y equipos.

informe de práctica, añadido el 23/10/2011


Métodos primarios, secundarios y terciarios de desarrollo de campos de petróleo y gas, su esencia y características. Bueno y sus tipos. Perforación direccional (horizontal). Desviación de pozo artificial. Perforación de pozos para petróleo y gas.

trabajo de término, agregado 18/12/2014


Propiedades físicas y depósitos de petróleo y gas. Etapas y tipos de trabajo geológico. Perforación de pozos de petróleo y gas y su operación. Tipos de energía del yacimiento. Modos de desarrollo de yacimientos de petróleo y gas. Recolección de campo y tratamiento de petróleo y gas.

resumen, agregado el 14/07/2011


Una breve historia del desarrollo del negocio del petróleo y el gas. El concepto y propósito de los pozos. Características geológicas y de campo de formaciones productivas. Fundamentos del desarrollo de campos de petróleo y gas y su operación. Consideración de métodos mejorados de recuperación de petróleo.

informe de práctica, agregado 23/09/2014


Análisis de los procesos de desarrollo de yacimientos petrolíferos como objetos de modelización. Cálculo de indicadores tecnológicos de desarrollo de campo basados \u200b\u200ben modelos de un depósito heterogéneo estratificado y desplazamiento de pistón de petróleo por agua. Volumen de aceite en condiciones de yacimiento.