Физика пласта реферат. Реферат. Технический университет

• Название: Технический университет
• Анкор: Физика пласта реферат
• Дата: 30.01.2022
• Размер: 350.97 Kb.
• Имя файла: Реферат.docx
• Тип: Реферат; #346037

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт недропользования, кафедра нефтегазового дела

Условия добычи чистого газа, газоконденсата, гидратные залежи нефти в зависимости от термодинамических условий пласта.

Реферат



Проверил:

___________________

(оценка дата подпись)

Выполнил студент

группы

___________________

(дата сдачи подпись)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Газовая промышленность относится к молодым и наиболее развивающимся отраслям. С каждым годом доля природного газа в топливном энергетическом балансе страны увеличивается. Природный газ направляется как в различные отрасли промышленности, так и на бытовые нужды. Кроме того, с каждым годом растёт его доля в экспорте.

В настоящее время открыто до 700 и эксплуатируется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. По разведанным запасам природного газа наша страна вышла на первое место в мире, составляют они более 22 трлн. м3. Наиболее крупные газовые месторождения находятся на севере Тюменской области, начинается разработка газовых и газоконденсатных месторождений в Томской области. Знание современных методов получения информации и научных основ необходимо для рационализации природного газа.

1. Методы добычи газа и газового конденсата

В зависимости от состава продукции, получаемой из газовых скважин, газовые месторождения разделяют на две группы: чисто газовые месторождения и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (именуемый в дальнейшем природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода - метана (94-98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примерами чисто газовых месторождений являются Северо-Ставропольское, Уренгойское и Медвежье (всеноманских отложениях). В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды этого ряда (от пентана и далее). При этом содержание метана в газе снижается до 70-90 % по объему. Более тяжелые, чем метан, углеводороды при изменении пластового давления переходят в жидкое состояние (конденсируются), образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (например, Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. Кроме того, на ряде месторождений вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия).

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Следует отметить, что добычу газа ведут из одного продуктивного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения).

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации газовых скважин и обеспечения оптимального дебита этих скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважины на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоком газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны описанным нефтяным скважинам.

Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата (на газоконденсатных месторождениях). Решение этой основной задачи эксплуатации газовых скважин во многом зависит от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.

При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта, т.е. при выходе из призабойной зоны пласта большого количества песка, на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважины. При равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважины составляет всего 5 % дебита газа незасоренной скважины. Даже если проницаемость песчаной пробки будет в 10 раз больше, чем у продуктивного пласта, то и в этом случае дебит скважины не превысит 10 % дебита незасоренной скважины. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины; наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины. В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Первые два вида фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1,5-2 мм или с продолговатыми отверстиями типа щелей. Проволочные фильтры - это отрезки труб с крупными круглыми отверстиями, обмотанные проволокой с малым шагом навивки. Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них при освоении скважины. Для удаления песчаных пробок при меняют также промывку скважины.

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды с забойной зоны скважины. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор того или иного метода удаления влаги из газовых скважин зависит от большого, числа факторов, к которым относят геолого-промысловую характеристику данного месторождения, конструкцию скважины, объемы воды, причины ее попадания в скважину, стадию разработки газового месторождения. Так, например, при малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах - одного из непрерывных методов. Наиболее широко применяют на практике относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ - пенообразователей. В качестве пенообразователей широко используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) – сильные пенообразователи – сульфанол, синтетические моющие порошки ("Кристалл", "Луч") и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа.

Если газовая скважина эксплуатируется на месторождениях с кислыми газами, содержащими большое количество сероводорода и углекислого газа, то главное - это защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование с помощью веществ - ингибиторов коррозии; применение для оборудования легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов; применение коррозионно-стойких неметаллических и металлических покрытий; использование электрохимических методов защиты от коррозии; использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.

Ш. К. Гиматудинов замечает, что «наибольшее распространение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы, т.е. вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается. В практике эксплуатации газовых скважин применяют различные схемы ввода ингибиторов: инжекцию ингибиторов в межтрубное пространство; закачку ингибиторов непосредственно в пласт, введение ингибиторов в твердом состоянии. В межтрубное пространство ингибитор инжектируют с помощью специальной ингибиторной установки. Ингибитор в строго дозированном количестве под действием силы тяжести постоянно подается в межтрубное пространство, поступает на забой скважины и потоком газа по фонтанным трубам выносится на поверхность. Наличие в потоке газа с агрессивными компонентами ингибитора позволяет снизить скорость коррозии и заметно ослабить ее опасные последствия. Для борьбы с сероводородной коррозией эффективно вводить ингибиторы непосредственно в пласт. Ингибиторы в пласты закачивают с помощью цементировочных агрегатов под давлением один раз за время от 3 до 12 мес. Однако при закачке ингибиторов непосредственно в пласты необходимо принимать меры, предотвращающие загрязнение капиллярных каналов пласта» [1.C.136].

Легированные коррозионностойкие стали используют для изготовления внутрискважинного оборудования (пакеры, циркуляционные и предохранительные клапаны и др.). В отдельных случаях для фонтанных и обсадных труб применяют алюминиевые сплавы - дюралюмины Д16Т, Д16АТ, хромистые нержавеющие стали марок 2X13, 1X13, Х13, Х9М, Х8.

При протекторной защите фонтанных и обсадных труб последние контактируют с пластинами из более электроотрицательных металлов (магния, цинка). В этом случае коррозионному разрушению подвергаются не стальные трубы, а более отрицательные металлы анода. Если для защиты труб и оборудования применяют катодную защиту, то от источника постоянного тока (катодной станции на трубы или оборудование подают отрицательный потенциал, а на рядом расположенный отрезок трубы (анод) - положительный потенциал, что приводит к разрушению анода и к сохранению без разрушения катода, т.е. металла труб или оборудования.

В практике эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, как уже было сказано, встречаются однопластовые и многопластовые месторождения. Эксплуатацию многопластовых газовых или газоконденсатных месторождений можно вести двумя способами. При первом способе для извлечения газа из продуктивных пластов на каждый пласт пробуривают свои скважины, что приводит к значительному увеличению числа скважин и повышению капитальных затрат для разработки такого месторождения. При втором способе извлечение газа и газового конденсата из двух или более пластов выполняют одной скважиной. При этом значительно сокращается число скважин, следовательно, и капитальные затраты и увеличивается дебит каждой скважины. При эксплуатации многопластовых месторождений одной скважиной наиболее часто применяют раздельный отбор газа из каждого пласта с использованием различных схем. Обязательным для любой из схем является применение пакеров. Пакер - это разделитель или разобщитель пластов. Уплотнение в пакере создают за счет применения уплотнительных колец из резины или фторопласта. Пакер закрепляют на резьбе между фонтанными трубами и вместе с колонной фонтанных труб опускают в скважину, оснащенную обсадными трубами. При раздельной эксплуатации применяют как одну, так и несколько колонн фонтанных труб, соответствующих числу пластов. Возможна эксплуатация нескольких пластов одной скважиной и без разделения пластов, когда газ из всех пластов поступает в скважину, перемешивается и по фонтанным трубам выходит на поверхность. Однако в этом случае невозможно контролировать и регулировать разработку отдельных пластов.

 

2. Характеристика газогидратных залежей

Исследования, выполненные в МИНХ и ГП им. И. М. Губкина и ЯФ (якутским филиалом) АН СССР, показали, что в определенных термодинамических условиях природный газ в земной коре может находиться в твердом (гидратном) состоянии, а его скопления обра­зуют газогидратные залежи.



Рисунок 1. Структура газового гидрата

Газ в связанном гидратном со­стоянии характеризуется иными свой­ствами, чем в свободном состоянии.

Хорошо известно, что природ­ные газы при высоких давлениях и пониженных температурах всту­пают в соединение с водой и обра­зуют твердое соединение – гидрат.

Состав гидрата определяется вы­ражением nGmH₂O, где G – угле­водородная составляющая. В зависи­мости от состава исходного газа, давления и температуры величина п изменяется от 6 до 8, а т – от 46 до 184.

По составу исходного газа, давлению и температуре опре­деляется состав гидрата и его кристаллическая структура (рис. 1.). Мелкие точки — молекулы воды, образующие пептагондодекаэдры, внутри которых располагаются молекулы газа (крупные точки). Внешне скопление гидратов напоми­нает спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов газов зависит от его состава и изменяется в довольно широких пре­делах – от 0,8 до 1,8 г/см³. Энтальпия образования гидратов нахо­дится в пределах 48 - 135 кДж/моль.

Процесс начала образования гидратов газов поверхностно-контактный. Обычно центры кристаллизации зарождаются на по­верхности контакта газ –вода. Рост гидрата может происходить как в газовой среде, так и в объеме воды, как в области положи­тельных, так и отрицательных температур.

Гидраты газов могут образоваться в аппаратах и газопроводах, в скважине, а также в пористой среде – в пластах. В пластовых условиях гидраты образуются в двух случаях: в призабойной зоне скважины при ее эксплуатации с высокими депрессиями, когда температура газа снижается до температуры гидратообразования, и не­посредственно пласте (до ввода залежи в разработку), когда темпе­ратура залежи ниже равновесной температуры гидратообразования.

Термодинамические условия, соответствующие образованию гид­ратов газов непосредственно в пласте, обычно приурочены к районам распространения многолетнемерзлых грунтов.

Многолетнемерзлые грунты покрывают 23 % суши земного шара. Глубина залегания таких грунтов достигает 500 – 700 м, а иногда и 1500 м.

Ш. К. Гиматудинов замечает, что «как показали исследования, на территории распространения веч­ной мерзлоты находятся большие запасы нефти и природных газов. Естественно, что значительные запасы газа в таких районах приуро­чены к термодинамическим зонам, соответствующим условиям обра­зования гидратов газов в пластах» [1.С.171].

Газогидратная залежь по характеристике значительно отличается от обычной газовой залежи.

Переход газа из свободного состояния в связанное гидратное сопровождается значительным сокращением его объема, т. е. при переходе обычной газовой залежи в газогидратную понижается давле­ние (при неизменном положении газо-водяного контакта) либо умень­шается объем залежи (при неизменном пластовом давлении). Поровое пространство газогидратной залежи частично или полностью запол­няется гидратом. Наряду с газом в связанном гидратном состоянии он содержится в свободном или растворенном в воде виде.

Запасы газа в газогидратной залежи при одинаковых давлениях значительно превышают запасы обычной равнообъемной газовой залежи.

Подсчет запасов в газогидратной залежи без учета содержания гидрата приведет к ошибкам.

Запасы в месторождениях, содержащих газ частично или пол­ностью в состоянии гидратов:

Q= Vm [pT₀/p₀T_z(1 – S_b) + S_bS_pф + S_b (1 – S,)л + ф (S_n+ S_ж)], 

где V – объем залежи;

m – полная пористость в долях единицы;

р – давление в газогидратнои залежи;

p₀ – атмосферное давление;

Т – температура залежи в 'К;

z – коэффициент сверхсжимаемости свободного газа в залежи:

S_b– содержание поровой воды в залежи в долях единицы:

S_p– часть воды, перешедшей в гидрат, в долях единицы от содержания поровой воды (Sp обратно пропорциональна размеру пор и прямо пропорциональна толщине пленки поровой воды);

ф –коэффициент реагирования, при нормальных условиях рав­ный количеству объемов газа, содержащихся в одном объеме воды при переходе их в гидрат (величина г) зависит от состава исходного газа, давления и температуры);

л – коэффициент растворимости газа в свободной поровой воде;

S_n – количество поровой воды, перешедшей в гидрат (функция упругости паров воды над гидратами);

S_ж – количество воды, поступившей в пласт из приконтурной зоны и перешедшей в гидрат.

Разработка газогидратных залежей должна исходить из общего принципа — газ из связанного гидратного состояния должен быть переведен непосредственно в пласте в свободное состояние с последу­ющим отбором его через обычные скважины.

Существующие методы перевода газа из гидратного в свободное состояние основываются на снижении пластового давления ниже давления разложения гидрата; на повышении температуры залежи или ее части выше температуры разложения гидрата, а также на свойстве гидратов газов разлагаться при их контакте со спиртами и другими жидкостями.
2.1 Условия образования гидратов

Для образования гидрата необходимы следующие три условия:

1. Благоприятные термобарические условия. Образованию гидратов благоприятствует сочетание низкой температуры и высокого давления (рис. 2.).

Во всех случаях линии равновесия у трехфазных систем, включающих две жидкие фазы, имеют сильный наклон. При небольших изменениях температуры наблюдаются очень значительные изменения значений давления. У метана такой картины не наблюдается.



Рисунок 2. Кривые гидраобразования для некоторых компонентов природного газа

В таблицах также указаны значения молярных концентраций разных фаз (жидкой водной, жидкой неводной и газовой). Для этана, пропана и изобутана молярные доли гидратной фазы не являются функцией температуры и давления (т. е. постоянны), так как молекулы этих веществ занимают только большие полости в решетках соответствующих гидратов. У больших полостей степень заполнения высокая.

2. Наличие гидратообразующего вещества. К гидратообразующим веществам относятся метан, этан, двуокись углерода и др.

3. Достаточное количество воды. Воды не должно быть ни слишком много, ни слишком мало.

Точные значения температуры и давления гидратообразования зависят от химического состава газа, причем гидраты могут образовываться при температурах выше точки замерзания воды 0 С⁰.

Для предотвращения гидратообразования достаточно исключить одно из трех условий, перечисленных выше. Как правило, мы не можем удалить из смеси гидратообразующие вещество. В случае с природным газом именно 21 гидратообразующие вещества и являются полезным продуктом. Поэтому для борьбы с гидратообразованием мы обращаем внимание на два других фактора.

Ускоренному образованию гидратов также способствуют следующие явления:

- турбулентность. Высокие скорости потока. Образование гидратов активно протекает на участке с высокими скоростями потока среды. Это делает дроссельную арматуру особенно чувствительной к образованию гидратов. Во-первых, температура природного газа при прохождении через дроссель, как правило, значительно понижается вследствие эффекта Джоуля-Томсона. Во-вторых, в уменьшенном проходном сечении клапана возникает большая скорость потока.

Перемешивание. При перемешивании газа в трубопроводе, технологическом резервуаре, теплообменнике и т. п. интенсивность гидратообразования возрастает.

- центры кристаллизации. Центр кристаллизации представляет собой точку, в которой имеются благоприятные условия для фазового превращения, в данном конкретном случае – образование твердой фазы из жидкой. Центрами кристаллизации для образования гидратов могут быть дефекты трубопроводов, сварные швы, фасонные детали и арматура трубопроводов (например, колена, тройники, клапаны) и т. д. Включения шлама, окалины, грязи и песка также являются хорошими центрами кристаллизации.

- свободная вода. Наличие свободной воды не является обязательным условием для гидратообразования. Это продемонстрировано на фазовой диаграмме давление состав для системы метан плюс вода (рис. 3). Например, в равномолярой смеси метана и воды при 10 С⁰ и 10 МПа присутствуют только гидратная и газовая фазы – свободная вода отсутствует.



Рисунок 3. Фазовая диаграмма давления – состав для смеси вода плюс метан С⁰ (условные обозначения: Г – гидрат; ЖВ – живая вода; П – пар.)

Еще одно доказательство, так называемый «аргумент инея». Образование инея происходит без образования жидкой воды. Иней выкристаллизовывается из воздуха и покрывает предметы зимними ночами. При этом водяной пар, находящийся в воздухе, переходит непосредственно в твердую фазу, минуя жидкую. Воздушно – водяная смесь представляет собой газ, а в воздухе вода в жидком виде не содержится.

Процесс непосредственно перехода вещества из газообразного в твердое называется сублимацией. Так, например, двуокись углерода сублимирует при обычном атмосферном давлении. Твердая СО2, в просторечии называемая «сухим льдом», переходит из твердого состояния сразу в газообразное, минуя жидкую фазу. Или нафталин. Запах нафталиновых шариков можно чувствовать в воздухе, потому что нафталин превращается из твердого вещества непосредственно в газ, который и воспринимается обонянием человека. Фактически все чистые вещества, включая и чистую воду, способны к сублимации при значениях ниже давления в «тройной точке» (тройная точка – три фазы одновременно находятся в состоянии равновесия).

Однако интенсивность гидратообразования в присутствии свободной воды, безусловно, возрастает. Кроме того, поверхность раздела вода – газ является удобным центром кристаллизации для образования гидратов.

Перечисленные выше факторы способствуют усилению гидратообразования, но не являются обязательными условиями. Только три названных ранее условия обязательны для гидратообразования.

Бобрицкий Н.В. отмечает, что «одним важным аспектом гидратообразования является процесс накопления твердого вещества. Скопление гидрата необязательно происходит в том же месте, где и его образование. Гидраты могут перемещаться по трубопроводам вместе с потоком среды, особенно жидкой. Как правило, скопление гидратов приводит к возникновению технических проблем. В многофазных трубопроводах скопление гидратов создают пробки, которые могут забивать линии и вызывать повреждение оборудования. Для обнаружения зоны возможного гидратообразования необходимо знать влагосодержание и плотность транспортируемого газа, а также его температуру и давление» [2.С.143]. Для заданного участка в принятых масштабах строятся кривые изменения давления 1 и температуры 2 по длине газопровода. Используя кривые влагосодержания и равновесного состояния гидратов, на график наносятся кривые точки росы 3 и равновесной температуры гидратообразования (рис. 4.).



Рисунок 4. Положение зоны возможного образования скоплений гидратов

Рассмотрим в качестве примера определение зоны возможного гидратообразования в газопроводе протяженностью L. Пусть AM – линия точки росы, которая в точке M совпадает с температурой газа в газопроводе. Так как газ на участке AM имеет температуру выше точки росы T(L) > TР (L), то он будет недонасыщенным, и следовательно в самом начале газопровода (зона I) влага выпадать не будет. В точке M температура газа T(L) равна температуре точки росы TР (L). Это соответствует началу конденсации влаги на стенке газопровода (зона II). Однако, при снижении температуры от точки M до точки B гидраты образовываться не могут, так как температура газа в газопроводе T(L) выше равновесной температуры гидратообразования TРГ (L). В точке B температура газа становится равной равновесной температуре гидратообразования T(L) = TРГ (L). Следовательно, начиная с точки B, в газопроводе могут образовываться гидраты (зона III). Зона возможного гидратообразования будет распространяться до точки C, поскольку за ней температура газа становится выше равновесной температуры гидратообразования T(L) > TРГ (L) и гидраты существовать уже не могут. Участок CE соответствует наличию капельной влаги в газе и на стенках трубопровода, так как выполняется условие T(L).

Заключение

Исследование, проведенное в данном реферате посвящено проблеме условия добычи чистого газа, газоконденсата, гидратные залежи нефти в зависимости от термодинамических условий пласта.

В результате анализа литературы удалось сделать следующие выводы.

Чистые газовые месторождения встречаются редко. В составе газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород, но и более и более тяжелые углеводороды этого ряда. Основной метод добычи газа и газового конденсата, является фонтанный метода.

Добычу газа происходит из одного продуктивного пласта и из двух и более пластов.

Чтоб обеспечить нормальные условия эксплуатации скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб.

Термодинамические условия, соответствующие образованию гидратов газов непосредственно в пласте, обычно приурочены к районам распространения многолетнемерзлых грунтов.

Как показывают исследования, на территории распространения веч­ной мерзлоты находятся большие запасы нефти и природных газов. Естественно, что значительные запасы газа в таких районах приуро­чены к термодинамическим зонам, соответствующим условиям обра­зования гидратов газов в пластах.

Список использованных источников

1. Гиматудинов Ш. К. «Физика нефтяного и газового пласта.» 1971 г.

2. Бобрицкий Н. В., Юфин В. А. «Основы нефтяной и газовой промышленности.» 1988 г.

Иркутск, 2021