Fundamentos geológicos del desarrollo de yacimientos de petróleo y gas. Conferencias sobre desarrollo de campos petroleros

27.09.2019

Diseño de desarrollo, el proceso de desarrollo es de naturaleza escalonada. Los documentos de diseño tecnológico son los siguientes:

1. proyecto de operación de prueba de depósitos, pozos.

2. Esquemas tecnológicos de desarrollo experimental - industrial (para operación de gas).

3. esquemas de desarrollo tecnológico.

4. proyectos de desarrollo.

5. proyectos de desarrollo refinados (antes del desarrollo).

6. análisis de desarrollo.

Los campos de petróleo y gas se están desarrollando sobre la base de los documentos anteriores. Las condiciones y el procedimiento para la puesta en explotación de campos están determinados por las Normas para el Desarrollo de Campos de Condensado de Petróleo, Gas y Gas.

El primer documento de proyecto en el desarrollo de depósitos de hidrocarburos es un proyecto de producción de prueba (PE). Se realiza una operación de prueba para obtener los datos iniciales para la elaboración de un esquema tecnológico de desarrollo piloto (para depósitos de petróleo) y operación piloto (para depósitos de gas). Se compilan durante 10-15 años. Ellos sustentan los indicadores tecnológicos y técnicos y económicos del desarrollo del embalse.

Después de recibir información adicional sobre el embalse y el embalse, basada en el recálculo de reservas, se elabora un proyecto de desarrollo del embalse.

El proyecto fundamenta todos los indicadores de desarrollo del yacimiento hasta el final de la vida útil del campo.

Cuando los indicadores de desarrollo reales se desvían significativamente de los de diseño, se elabora un proyecto de desarrollo actualizado.

En la última etapa de desarrollo del campo, se elabora un proyecto de pre-desarrollo. Su principal objetivo: sustanciación de medidas para incrementar la recuperación de petróleo.

Hay 4 etapas (ver Figura 40), y en el modo de gas, 3 etapas.

1. El desarrollo de un objeto (yacimiento) se caracteriza por un aumento en la producción de petróleo, un aumento en el número de pozos y termina cuando se alcanza la producción de petróleo de diseño.

2. La etapa principal se caracteriza por un alto nivel estable de producción de petróleo. Al final de la etapa, se nota un aumento en el corte de agua, mientras se extrae el 40-60% de las reservas recuperables.

3. Una fuerte disminución en la producción de petróleo: el número de pozos de producción disminuye (debido a su inundación), las tasas de producción disminuyen, la cantidad de agua producida aumenta. Al final de la etapa, se extrae el 80-90% de las reservas recuperables.

4. La etapa final se caracteriza por bajos caudales de pozo y alto corte de agua en pozos y producción en general.

Figura: 40.

Control de campo geológico sobre el desarrollo de depósitos de hidrocarburos

El propósito del control: es necesario obtener información suficiente para tomar una decisión sobre la necesidad de regular el desarrollo.

Se distinguen los siguientes métodos de control:

1. Métodos hidrodinámicos: le permiten estudiar la productividad de los yacimientos y otros parámetros geológicos y físicos utilizando equipos de fondo de pozo.

2. Métodos geofísicos: le permiten controlar la posición de los contactos y la naturaleza de la saturación de fluido actual de la formación.

3. Métodos fisicoquímicos para controlar la composición química y las propiedades físicas del petróleo, el gas y el agua.

En el proceso de seguimiento del desarrollo, se obtiene información inicial para el análisis del desarrollo. El objetivo principal del análisis es comparar el diseño y los indicadores de desarrollo reales. El análisis de desarrollo es realizado por los departamentos de producción de petróleo y gas (NGDU) y los departamentos de producción de gas (GPU). Los depósitos grandes y medianos se analizan una vez cada 5 años con la participación de institutos de investigación (SRI). Al mismo tiempo, se estudia el cambio en el tiempo de los siguientes indicadores:

Producción de petróleo

Extraccion de liquido

Producción de gas

Inyección de agua y gas

Bien stock (para diversos fines)

Presión del yacimiento

Posición de contactos.

Al realizar un análisis de desarrollo, se elaboran los siguientes documentos gráficos:

Mapa de desarrollo (mapa de producción total): se compila sobre la base de un mapa estructural, que muestra las posiciones de los contornos de petróleo y gas, posiciones de pozos de varias categorías. Para cada pozo, se elabora un gráfico circular de la producción total (acumulada) de petróleo, gas y agua.

Mapa del estado actual de desarrollo (retiros actuales) - en el formulario gráficos circulares muestra el caudal actual de los pozos en la fecha del mapa. De lo contrario, es similar al mapa de desarrollo.

Calendario de desarrollo: desarrollo a lo largo del tiempo.

Horarios de operación: la dinámica de los principales indicadores del desarrollo de un pozo individual.

Mapa de isobaras: control de los cambios de presión dentro del depósito.

Mapa de corte de agua: el estudio del corte de agua del reservorio y el movimiento de OWC, compilado en isolíneas del porcentaje de agua en el fluido producido.

Mapa de GOR: cuando el depósito está funcionando en el modo de conducción de gas disuelto o gas. Le permiten controlar el proceso de desarrollo. Se observa un aumento en el GOR en áreas de una fuerte disminución en la presión del yacimiento.

Cuando se detectan desviaciones de los indicadores reales de los de diseño, se regula el proceso de desarrollo del yacimiento.

Introducción ... ................................................ .................................................. ................................. 3

1. Conceptos básicos del desarrollo de campos de petróleo y gas ... ......................................... .......cinco

1.1. Distribución de hidrocarburos por altura del embalse ... ......................................... 5

1.2. El concepto de los contornos de las zonas petrolíferas y de agua-petróleo del yacimiento ... 7

1.3. Modos de desarrollo de campos petroleros ... ............................................. ..... 8

1.4. Tecnologías de estimulación de yacimientos de petróleo ... ............................................ ..............once

1.5. Desplazamiento de hidrocarburos de reservorios por diversos agentes ..................... 14

2. Debitometría y medición de flujo ... ............................................ ............................................. 17

2.1. Barometría ... ................................................ .................................................. .......... 19

2.2. Termometría ... ................................................ .................................................. ........ 20

3. Determinación de las características operativas de formaciones productivas ... ....................... 22

3.1. Determinación de caudal e inyectividad de pozos ... ............................................ ....... 22

3.2. Determinación del espesor de trabajo de la formación ... ............................................. ...... 23

3.3. Determinación del índice de productividad y presión del yacimiento ................ 24

4. Estudio del estado técnico de pozos ... ........................................... ............................ 26

Bibliografía ... ............................................... .................................................. ................ 27

Introducción

El desarrollo exitoso de los campos de petróleo y gas está determinado por la elección del sistema de desarrollo. En el proceso de desarrollo, se hace necesario controlar y esclarecer el estado de los depósitos, tomando en cuenta nueva información sobre la estructura geológica obtenida durante su perforación y operación. La alta eficiencia de los sistemas de inyección de agua se debe al hecho de que con la ayuda de la inyección de agua, la presión del yacimiento aumenta, como resultado de lo cual el petróleo se exprime más eficientemente del espacio poroso hacia los pozos de producción. La principal ventaja de tales sistemas es que la inyección de agua aumenta la tasa de producción de petróleo de la formación. Por otro lado, tales métodos para mantener la presión del yacimiento presentan un riesgo de inundación de formaciones productivas. Puede surgir una situación en la que el agua inyectada "supere" al aceite y se mueva por las zonas más permeables. En este caso, parte del petróleo del yacimiento está aislado en los denominados "pilares", lo que a su vez complicará su extracción. Es muy importante poder regular los procesos de inundación de agua. Los métodos de control basados \u200b\u200ben cambios en las tasas de inyección de agua y extracción de aceite requieren información sobre los cambios actuales en el yacimiento. El control de las inundaciones es uno de los mayores y más desafiantes desafíos de desarrollo campos de petróleo... Actualmente, más del 70% del petróleo se produce en campos que se operan con mantenimiento de la presión del yacimiento mediante inyección de agua. Una de las principales preguntas diseño racional Los campos petrolíferos con un régimen natural de presión de agua elástica, así como con el uso de inundaciones de agua en el circuito y en el circuito, es el control y la regulación del avance de los contornos petroleros.

El objetivo del control geofísico es obtener información sobre el estado y cambios que ocurren en las formaciones productivas durante su operación. Al mismo tiempo, se entiende por métodos geofísicos todos los métodos que se llevan a cabo en cualquier momento en el territorio del campo. Actualmente, el control sobre el desarrollo se ha convertido en una dirección separada con su propia metodología, métodos y equipos. El uso de estos métodos le permite resolver las siguientes tareas:

1. Determinar la posición y observar el movimiento de OWC y GOC en el proceso de desplazamiento de petróleo del depósito;

2. Controle el movimiento del frente de agua de inyección a lo largo del depósito;

3. Evaluar los coeficientes de saturación y recuperación de petróleo actual y final;

4. Estudiar el retorno y la inyectividad (la capacidad de la formación para recibir el agua inyectada) de los pozos;

5. Establecer el estado de los fluidos en el pozo;

6. Identificar los lugares donde el agua ingresa al pozo y los flujos cruzados de petróleo y agua en el espacio anular;

7. Evaluar el estado técnico de los pozos de producción e inyección;

8. Estudie el modo de funcionamiento equipo tecnológico pozos de producción;

9. Aclarar estructura geológica y reservas de petróleo.

Hasta finales de los años 40 del siglo XX, el OWC se estudiaba principalmente de acuerdo con los datos de la tala eléctrica. Esto, por supuesto, impuso sus propias limitaciones: los estudios se llevaron a cabo solo en pozos abiertos, por lo que los geólogos recibieron información sobre la posición inicial del OWC, el contorno inicial del contenido de petróleo, la saturación de petróleo y los intervalos de disparos. El movimiento del contorno interior de la capacidad de carga de petróleo sólo se pudo rastrear por la aparición de agua en los pozos de producción.

En los años 50 del siglo XX, con la introducción de la tala radiactiva, apareció una oportunidad real para crear métodos para separar los depósitos de petróleo y de agua en pozos entubados. Sin embargo, los resultados de estos métodos son confiables solo si se establece que el agua no ingresa al pozo desde otras formaciones debido a fallas de revestimiento o taponamiento del pozo. Al monitorear el desarrollo, lo principal es la diferencia en las propiedades de los neutrones del agua de formación salina. Las condiciones más favorables existen en lugares con una salinidad del agua de formación de más de 100 g / l (capas Devónico y Carbonífero de la provincia de petróleo y gas Volga-Ural ~ 300 g / l). La situación es peor con una mineralización de 20-30 g / l (Siberia occidental). En este caso, recurren al uso de métodos de neutrones pulsados \u200b\u200b(PNNM), que aumentan significativamente la sensibilidad a las propiedades neutrónicas de la formación. Junto con los métodos estacionarios y pulsados, la radio, termometría, registro acústico, métodos de medición de flujo, así como técnicas especiales de interpretación, se han generalizado en el desarrollo de la monitorización.

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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 la producción de petróleo eran Rusia (región de Bakú) y Estados Unidos (Pensilvania). En 1850, Rusia produjo 101 mil toneladas de petróleo 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 uno, 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 encuentra entre las principales potencias productoras de petróleo. La producción de petróleo en los países del mundo en 1913 ascendió a: 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, se extrajeron 95 millones de toneladas de petróleo en el mundo, en 1945 - más de 350 toneladas, en 1960 - más de mil millones de toneladas.

En la segunda mitad de la década de 1960, Venezuela, Kuwait, Arabia Saudita, Irán y Libia se encontraban entre los principales países productores de petróleo. Junto con la URSS y los EE. UU., 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 aumentó de 192 mil millones de m3 a 1 billón de metros cúbicos. m3, es decir 5 veces. Ahora son unos 2 billones. m3 El consumo de energía en el mundo crece constantemente. 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 America 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 socioeconómico Federación Rusa es crear 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 el 32% de las reservas de lignito. La producción total para toda la historia de uso de recursos es actualmente alrededor del 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 agotamiento de las reservas se observa en las regiones del norte del Cáucaso (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 de petróleo recuperables se encuentran dispersas en formaciones inundadas, en formaciones de baja permeabilidad, en casquetes de gas y zonas de petróleo-agua, lo que genera importantes dificultades en su extracción.

La distribución de la producción actual de petróleo por regiones no se corresponde completamente con la distribución de las reservas recuperables corrientes. 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 campos petroleros. La producción de petróleo en todos los campos puestos en servicio 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. 335 y 350 millones de toneladas, respectivamente, en condiciones desfavorables, bajos precios mundiales y preservación de las condiciones tributarias existentes, estos indicadores no se lograrán.

Siberia occidental seguirá siendo la principal región productora de petróleo de Rusia en toda la perspectiva considerada, 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 sigue sin ser 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 plantas de procesamiento de gas, las refinerías de petróleo 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
Este de NK


Total en Rusia

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

YUKOS puede ser 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 el doble. Además, dado que el costo del petróleo de YUKOS es el más bajo entre las compañías petroleras nacionales, la próxima caída de los precios del petróleo será la que menos probablemente sufrirá. Evidentemente, esta es la razón por la que, a finales de 2001, el volumen de ventas de LUKOIL en el mercado nacional disminuyó un 14%, mientras que en YUKOS esta cifra aumentó 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 de gas natural exploradas ascienden 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, norte del Cáucaso, Volga, 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 en la producción de gas fue causada por una disminución en la demanda de gas, que a su vez fue causada por una disminución producción industrial y una caída en el poder adquisitivo de los consumidores.

La principal empresa productora de gas en 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 en 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 aumentar 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 de Shtokman está previsto después de 2005 de acuerdo con las necesidades del mercado europeo y 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 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 de la CEI y fuera de la CEI, 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 aumentar 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. 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 del petróleo y el 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 roturas 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 ocurrir una circulación de sustancias móviles), cuya forma está determinada por la relación entre el reservorio y las rocas poco permeables que lo encierran.

Tipos: estratal, masivo, lenticular (litológicamente limitado en todos los lados).

Reservorio reservorio (Figura 1.1) es un reservorio limitado sobre 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 tanque masivocomprender estratos gruesos de rocas, que consisten en muchas capas permeables, no separadas unas de otras por rocas poco permeables.

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

Rocas débilmente permeables cubren todo este estrato desde arriba. Por la naturaleza de las rocas que los componen, los reservorios masivos se dividen en dos grupos:

1. Reservorios masivos homogéneos - compuestos por un estrato relativamente homogéneo de rocas, principalmente 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 por todos 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 de 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 en un callejón sin salida (trampa).

Una trampa es parte de un reservorio natural en el que, debido a diversos tipos de dislocaciones estructurales, limitaciones estratigráficas o litológicas, así como el apantallamiento tectónico, 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 doblando las capas;

Estratigráfico -formado como resultado de la erosión de los estratos - reservorios y luego superpuestos 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 estructurales.

Acumulación de petróleo, gas, condensado y otros componentes acompañantes útiles, concentrados en una trampa, limitados por superficies. diferentes 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 llama 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 confinados geográficamente en 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 depósito que tiene depósitos en capas (horizontes) de diferente afiliación estratigráfica se suele llamar 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 subdividen 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 gas y petróleo, 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 la parte de petróleo en volumen. Los depósitos de petróleo y gas también incluyen depósitos con una parte de aceite extremadamente insignificante en volumen: un borde de aceite. Aceite condensado de gas y condensado de petróleo y gas: en la primera, la mayor parte de la parte de aceite, y en la segunda, la parte de condensado de gas (Figura 1.7).

Los campos de condensado de gas incluyen tales campos, 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 colocación de no-embalses y embalses, así como embalses con diferentes propiedades geológicas y físicas tanto en la sección como en el área del embalse.

En consecuencia, las propiedades de yacimiento de la roca están determinadas por su vacío, que se compone del 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 huecos secundarios incluyen los poros de las cavernas y las grietas formadas durante la dolomitización de las calizas y la lixiviación de las rocas por las aguas circulantes, así como las grietas que resultan de los movimientos tectónicos.

Porosidad y estructura del espacio poroso.

Asignar completar, 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 la roca.

La porosidad de la roca depende en gran medida del tamaño de los poros y de los canales de los poros que los conectan, los cuales, a su vez, están determinados por la distribución del tamaño 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, promedia el 12-25%.

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 de grano cúbico menos denso que se muestra en la (Figura 1.9), el coeficiente de porosidad será 47.6%. Este número puede considerarse el máximo teóricamente posible de porosidad para rocas terrígenas. Para un estilo más ajustado terreno ideal (Figura 1.10) la porosidad será solo del 25,9%.

Cavernosidad

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

Microcavernoso En la práctica, los reservorios carbonatados se identifican a menudo con reservorios porosos 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 vugness es igual a la relación del volumen de las cavidades al volumen visible de la muestra.

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

Fracturamiento

La fractura de las 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 carbonato y, en algunas áreas (Cárpatos orientales, región de Irkutsk, etc.), a depósitos terrígenos. La presencia de una extensa red de fracturas que penetra en estos reservorios reducidos proporciona importantes entradas de petróleo a los pozos.

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

Por el tamaño de la apertura de la fractura en la geología de campos de petróleo y gas, 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, uniendo 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 más extendidos son los reservorios terrígenos porosos, en numerosos campos del mundo, incluso en Rusia (Volga-Ural, Siberia occidental, el norte del Cáucaso y otras regiones).

Los colectores puros fracturados son muy raros.

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

Los reservorios 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-Ural, Bielorrusia y otras regiones.

Propiedades de filtración de rocas reservorios. 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 ellas se denomina permeabilidad.

Las rocas no permeables son rocas que no forman un reservorio.

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 en 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 empaque 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 pasa a través de una 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 del camino recorrido.

donde es el caudal volumétrico de 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 absolutase entiende como la permeabilidad determinada bajo la condición de que la roca esté saturada con un fluido monofásico químicamente inerte con respecto a ella. Para su evaluación 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 absoluto de permeabilidad 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 se llama 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 los reservorios de petróleo y gas estaban inicialmente completamente saturados de 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 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 el espacio vacío abierto al volumen total del espacio vacío.

Coeficiente de saturación de agua un yacimiento 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 depósito 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 del yacimiento, 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 del 3 - 50%.

1,3 Pfluidos de aleta

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 las regularidades de las 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, diseño y operación de los sistemas de recolección y transporte de petróleo y gas.

Petróleo y gaspresente es una mezcla de HC predominantemente 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 arriba - sólidos llamados parafinas y ceresinas.

Con una gran cantidad de gas en el depósito, se puede ubicar por encima del aceite en forma de tapón de gas en una parte elevada de la estructura. En este caso, parte de los hidrocarburos líquidos del petróleo también estarán en forma de vapores en el casquete de gas. A alta presión en el depósito, la densidad del gas se vuelve muy significativa (acercándose 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 depósitos 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 consisten en un número grande 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 varía del 1 al 40%. La mayor cantidad de alquitrán 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... Las ceresinas tienen una mayor densidad y viscosidad en el mismo punto de fusión. El contenido de parafina en el aceite a veces alcanza el 13-14% y más.

ligeramente 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 su temperatura de cristalización se acerca a la temperatura de formación, existe una posibilidad real de precipitación de cera 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 de 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 liberado de una unidad de volumen de aceite cuando la presión disminuye por unidad. perforación de hidratos de campo petrolero

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 intervalo de tiempo intermedio, y factor de gas promedio, definido 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 dentro de 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 una 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 proporción de 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 hidrocarburos 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 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 aumento relativo del 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 la formación se ve afectada por 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 térmicos para estimular la formación.

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

donde es 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 del petróleo 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 más de uno y en ocasiones llegan a 2 - 3. Los valores más característicos están en el rango de 1.2 - 1.8.

Factor de conversión

Debajo densidad de aceite del yacimiento entendido la masa de petróleo recuperada 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 condiciones de 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 aceites 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;

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 viscosidad del aceite 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 yacimiento utilizando diferentes tipos inundación.

Las propiedades físicas de los aceites de yacimiento se estudian 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. Las características restantes 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 según la presión y, a veces, 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 de gas, que es un gas seco casi libre de hidrocarburos pesados.

Los gases producidos en los campos de condensado de gas 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.

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. La densidad relativa del gas en el aire se usa con más frecuencia. igual a la relación densidad del gas a densidad del aire tomada 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 disuelven 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 un contenido de condensado bajo (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 moléculas de gas a cierta 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, según 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 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, que está parcial o completamente hidratado (dependiendo de las condiciones termodinámicas y etapa de formación).

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Cuento desarrollo del negocio de petróleo y gas. El concepto y propósito de los pozos. Características geológicas y de campo de formaciones productivas. Fundamentos del desarrollo de yacimientos de petróleo y gas y su operación. Consideración de métodos de recuperación mejorada de petróleo.

informe de práctica, agregado 23/09/2014

Análisis de los procesos de desarrollo de yacimientos de petróleo como objetos de modelado. 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.

El desarrollo de yacimientos de petróleo y gas es un área de la ciencia en intenso desarrollo. Su mayor desarrollo estará asociado con el uso de nuevas tecnologías para la extracción de petróleo del subsuelo, nuevos métodos para reconocer la naturaleza del flujo de procesos in-situ, el uso de métodos avanzados para planificar la exploración y desarrollo de depósitos, el uso de sistemas de control automatizados para la extracción de minerales del subsuelo, el desarrollo de métodos para la contabilidad detallada de la estructura de capas y la naturaleza. procesos que ocurren en ellos sobre la base de modelos deterministas, implementados en potentes ordenadores.

El desarrollo de campos petrolíferos es un área compleja e independiente de la disciplina de la ciencia y la ingeniería, que tiene sus propias secciones especiales relacionadas con el estudio de sistemas y tecnologías para el desarrollo de campos, planificación e implementación del principio básico de desarrollo, diseño y regulación del desarrollo de campos.

La ciencia del desarrollo de los campos petroleros se llama la implementación de la extracción con base científica de las profundidades de los hidrocarburos que contienen en ellos y los minerales que los acompañan. La diferencia fundamental entre el desarrollo de campos petroleros de otras ciencias es que el ingeniero de desarrollo no tiene acceso directo a los yacimientos de petróleo. Toda la información pasa por pozos perforados.

Los campos de petróleo y gas y petróleo son la acumulación de hidrocarburos en la corteza terrestre, confinados a una o más estructuras geológicas localizadas. Los depósitos de hidrocarburos, incluidos en el campo, suelen ocurrir en capas o macizos de rocas porosas y permeables con diferentes distribuciones subterráneas y diferentes propiedades geológicas y físicas.

El petróleo, que se encuentra en formaciones porosas, está sujeto a la presión hidrostática y la presión de las aguas del circuito. Las vetas experimentan la presión de la roca, el peso de las rocas superpuestas. Un tapón de gasolina puede superponerse a un depósito de petróleo, ejerciendo presión sobre el depósito. Las fuerzas elásticas del petróleo, el gas, el agua y las rocas de formación actúan dentro del yacimiento.

Las formaciones de petróleo, agua, gas y saturación tienen diferentes densidades y se distribuyen en los depósitos de acuerdo con la manifestación de las fuerzas gravitacionales. Los líquidos inmiscibles - aceite y agua, al estar en contacto en pequeños poros y capilares, están sujetos a la acción de fuerzas moleculares superficiales, y en contacto con roca sólida - a tensión de humectación. Cuando el reservorio comienza a ser explotado, el equilibrio natural de estas fuerzas se altera debido a una disminución de la presión en el reservorio y comienza su manifestación más compleja, como resultado de lo cual comienza el movimiento de los fluidos en el reservorio. Dependiendo de qué fuerzas prevalezcan, provocando este movimiento, distinguir entre los diferentes modos de funcionamiento de los depósitos de petróleo.

1. 2. Modos de funcionamiento de los depósitos de petróleo

El modo de operación del reservorio es la manifestación del tipo predominante de energía del reservorio en el proceso de desarrollo.

Hay cinco modos de funcionamiento para los depósitos de aceite: elástico; presión del agua; gas disuelto; presion del gas; gravitacional; mezclado. Esta división en modos en una "forma pura" es bastante arbitraria. En el desarrollo de campo real, generalmente se observan regímenes mixtos.

Modo elástico o elástico cerrado

En este modo, el aceite se desplaza del medio poroso debido a la expansión elástica de los líquidos (aceite y agua), así como a una disminución (compresión) del volumen de poros con una disminución de la presión del yacimiento. El volumen total del líquido. extraído del yacimiento debido a estas fuerzas está determinado por la capacidad elástica de las rocas, la saturación de este volumen con líquido y la magnitud de la disminución de la presión del yacimiento

Qzh \u003d (Rpl. Inicio - Rtek) Vp *

* \u003d m n + dónde está

* - capacidad elástica

n - capacidad de roca elástica

w - capacidad elástica del líquido

m - porosidad

Rpl start y R tech - presión de yacimiento inicial y actual

La condición principal para el régimen elástico es el exceso de presión del yacimiento y la presión del fondo del pozo sobre la presión del punto de burbuja, entonces el petróleo se encuentra en un estado de fase única.

Si un depósito es litológico o tectónicamente limitado, sellado, entonces aparece un régimen elástico cerrado.

En el volumen de todo el depósito, la reserva de petróleo elástica suele ser una pequeña fracción (aproximadamente 5-10%) en relación con la reserva total, pero puede expresar una cantidad bastante grande de petróleo en unidades de masa.

Este modo se caracteriza por una disminución significativa de la presión del yacimiento en el período inicial de extracción de petróleo y una disminución de las tasas de producción de petróleo.

Modo de presión de agua elástica o presión de agua

Si el área del acuífero del depósito de petróleo tiene una salida a la superficie del día o el acuífero es extenso y el depósito en él es muy permeable. entonces el régimen de tal depósito será la presión elástica natural del agua. El aceite se desplaza del depósito por la presión del agua del contorno o del fondo. Cuando se produce un equilibrio (equilibrio) entre la extracción de líquido del reservorio y la entrada de aguas de borde o fondo al reservorio, se manifiesta el régimen de presión del agua, que también se denomina presión de agua dura debido a la igualdad de las cantidades del fluido extraído (aceite, agua) y el agua que invadió el reservorio.

El régimen se caracteriza por una disminución insignificante de Рпл y una reducción constante en el contorno de aceite.

Modo de presión de agua artificial

En la etapa actual del desarrollo de la industria petrolera, el desarrollo de depósitos de petróleo durante la inyección de agua, es decir, mediante inyección de agua, tiene una importancia predominante. En un modo de impulsión de agua artificial, la principal fuente de energía del depósito es la energía del agua inyectada en el depósito. En este caso, la extracción de fluido de la formación debe ser igual al volumen de agua inyectada, luego se establece un régimen de presión de agua rígido, que se caracteriza por el coeficiente de compensación por extracción por inyección.

Kcomp \u003d

La compensación por extracción por inyección es la relación entre el volumen de agua inyectada en el depósito y el volumen de fluido extraído del depósito en condiciones de depósito.

Si Kcomp\u003e o \u003d 1, entonces se establece un régimen de presión de agua rígido en el depósito.

Kcomp< 1. то упругий водонапорный режим.

La compensación por la selección por inyección es actual (en un momento dado) y acumulada (desde el inicio del desarrollo).

Modo de gas disuelto

Con una baja productividad del yacimiento, comunicación deteriorada con la zona portadora de agua, la presión del yacimiento finalmente disminuye a la presión del punto de burbuja y por debajo. Como resultado, el gas comienza a desprenderse del petróleo, que se expande al disminuir la presión y desplaza el petróleo de la formación, es decir, La entrada de petróleo se produce debido a la energía de expansión del gas disuelto en el petróleo. Las burbujas de este gas, expandiéndose, mueven el petróleo y se mueven a lo largo de la formación hasta el fondo de los pozos.

En la mayoría de los casos, el gas liberado del petróleo flota bajo la acción de las fuerzas gravitacionales, formando un casquete de gas (secundario) y se desarrolla el régimen del casquete de gas.

El efecto del proceso de desplazamiento de petróleo debido a la energía del gas es insignificante, porque la reserva de energía del gas se agota mucho antes de que logren extraer petróleo.

El desarrollo de depósitos en este modo va acompañado de:

una rápida disminución en el reservorio P y una disminución en las tasas de producción de pozos;

el contorno del cojinete de aceite permanece sin cambios.

Modo de presión de gas

se manifiesta en depósitos de petróleo con un gran tapón de gas. Se entiende por tapón de gas la acumulación de gas libre sobre un depósito de petróleo.

El petróleo fluye hacia el fondo del pozo principalmente debido a la energía de expansión del gas del casquete de gas cuando P pl es menor que P saturación. El desarrollo de depósitos va acompañado del movimiento del contacto gas-petróleo, la penetración del gas en los pozos y un aumento del factor gas. La eficiencia de la recuperación de petróleo del yacimiento varía ampliamente según las propiedades del yacimiento del yacimiento, la pendiente del yacimiento, la viscosidad del petróleo, etc. El modo de presión de gas rígido solo es posible con la inyección continua de una cantidad suficiente de gas en la tapa de gas.

Modo de gravedad

El régimen gravitacional se desarrolla con el agotamiento completo de todo tipo de energía. El petróleo del yacimiento bajo la influencia de la gravedad (gravedad) cae al fondo del pozo, después de lo cual se extrae.

Hay tales variedades:

1) régimen de gravedad con un contorno petrolífero en movimiento (presión-gravedad), en el que el petróleo bajo la influencia de su propio peso desciende por el buzamiento de una formación empinada y llena sus partes inferiores; los caudales del pozo son pequeños y constantes;

2) régimen de gravedad con un contorno petrolífero estacionario (con una superficie libre), en el que el nivel de aceite se encuentra por debajo de la parte superior de una formación horizontal. Los caudales de los pozos son menores que los caudales en el modo de presión-gravedad y disminuyen lentamente con el tiempo.

La gravedad y el gas disuelto rara vez son la principal fuerza impulsora, pero acompañar el proceso de recuperación de petróleo puede aumentar la recuperación de petróleo hasta 0,2.

Modos mixtos

En conclusión, cabe señalar que un depósito de aceite rara vez funciona en un modo durante todo el período de funcionamiento.

El modo en el que la manifestación simultánea de las energías del gas disuelto, la elasticidad y la presión del agua, se llama gas mixto. Las condiciones naturales del depósito solo contribuyen al desarrollo de un cierto modo de funcionamiento. Un régimen específico puede ser establecido, mantenido o reemplazado por otros cambiando la tasa de producción y la producción total de fluido, agregando energía adicional al reservorio, etc.

Todas las manifestaciones superficiales del petróleo y el 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, en las rocas montañosas se producen numerosas roturas 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 burbujas que aparecen en ellas. Con las emisiones de las fuentes, cuando el agua y las rocas entran en erupción junto con el gas, los conos de lodo permanecen en la superficie con una altura de varios a cientos de metros. Representantes de tales conos en la península de Absheron son los "volcanes" de lodo Touragay (300 m) y Kyanizadag (490 m). Los conos de lodo formados durante las emisiones intermitentes 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.

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 petroleros 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 piedra caliza empapados 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 de petróleo en la superficie y luego a perforar pozos.

Primero, 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 a realizarse 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 a 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 campos de petróleo y gas.