Otro petróleo y gas no convencionales
De 1976 a 1995, además del "Proyecto Eastern Gas Shale" (1976 ~ 1992), el Departamento de Energía de EE. UU. y sus predecesores iniciaron e implementaron múltiples estudios de recursos de gas natural no convencionales. proyecto. También están el Plan Occidental de Arenas Gasíferas (1978 ~ 1992) y el Plan de Recuperación de Metano de Capas de Carbón (1978 ~ 1982). Proyecto de gas Shenyuan (1982 ~ 1992)), proyecto de hidrato de metano ((1982 ~ 1992)), proyecto de recuperación secundaria de gas (1987).
1) Proyecto West Gas Sandstone (1978 ~ 1992). A fines de la década de 1970, cuando comenzó el Programa de Investigación y Desarrollo de Areniscas de Gas Occidental, la comprensión del gas de roca compacta en la cuenca del antepaís de las Montañas Rocosas Occidentales era un recurso superficial y en su mayoría antieconómico. La industria de exploración y desarrollo de petróleo y gas se ha mostrado escéptica ante la idea de producir una producción grande y ampliamente distribuida a partir de areniscas tan discontinuas y de baja permeabilidad.
Según estimaciones modestas, las cuencas de los Apalaches, Shanxi y Pérmico produjeron aproximadamente 1 Tcf de gas natural en 1976. Esta producción es menos del 6% de la producción de gas natural de Estados Unidos y menos del 5% de toda la producción de gas natural. Además, los campos de gas casi estrechos con condiciones de yacimiento ligeramente mejores, como las cuencas del Golfo de México, el Este de Texas, el Interior Central y Wellington, producen aproximadamente 36 mil millones de pies cúbicos por año. Sin embargo, la producción anual de gas natural de las cinco cuencas del antepaís de las Montañas Rocosas (cuencas de Daluhe, Fenghe, Pischens, Ewinta y Denver) que se seleccionarán para el Proyecto Western Gas Sandstone es de sólo 162 BCF, y las reservas son de sólo 2 Tcf, lo que es menor que las reservas nacionales de gas natural en ese momento 1.
De 1978 a 1992, el proyecto occidental de arenisca gaseosa tardó 16 años en llegar a su fin con altibajos. Aunque ha experimentado idas y venidas, se han logrado grandes avances en la comprensión básica del gas del centro de la cuenca y en el desarrollo de un aumento de producción económico y eficaz.
En los últimos 30 años, se han logrado avances significativos en el descubrimiento y la tecnología minera de yacimientos estrechos, que se basan en gran medida en la comprensión teórica básica y el progreso tecnológico logrado en los proyectos de arenisca de gas en el oeste de. .
En 2004, la producción de gas natural en rocas compactas de Estados Unidos superó los 5 billones de pies cúbicos, lo que representa más del 28% de la producción de gas natural de Estados Unidos y más del 265.438% de la producción total de gas natural. La EIA predice que el gas de roca compacta en la Cuenca Foreland de las Montañas Rocosas alcanzará los 2,3 Tcf por año, y la producción de gas de roca compacta en los Estados Unidos alcanzará los 5,5 Tcf por año en 2020, lo que demuestra plenamente los beneficios a largo plazo de las areniscas que contienen gas en Occidente.
2) Proyecto de desarrollo de metano en yacimientos de carbón (1978 ~ 1982). Durante el proceso de formación del carbón, el metano se genera y almacena en vetas de carbón y formaciones adyacentes. Todos los depósitos de carbón contienen metano, pero las características de acumulación varían mucho de una capa a otra. Los recursos totales de metano derivados del carbón en los Estados Unidos oscilan entre 100 TCF y 800 TCF, la mayoría de los cuales son 400 TCF, de los cuales los recursos técnicamente recuperables son de 100 a 150 TCF.
Según la evaluación del USGS, la producción de metano de yacimientos de carbón en 2005 fue de 1.732 Tcf, aproximadamente 10 veces la producción de gas natural de Estados Unidos.
Pero antes de que se implementara este proyecto en 1978, este recurso no era reconocido por la industria o ignorado por la industria. Fue la escasez de gas natural en la década de 1970 lo que provocó que las vetas de carbón (como las areniscas compactas y las lutitas del Devónico) se consideraran fuentes potenciales para satisfacer la creciente demanda de gas natural y recibieran atención.
Los requisitos de seguridad para la minería del carbón llevaron a la Oficina de Desarrollo Mineral de EE. UU. a desarrollar una tecnología de emisión de metano. El uso de esta tecnología resultó en la emisión de aproximadamente 250 MMcfd a la atmósfera. El objetivo principal de este proyecto es cómo obtener este recurso, incluidos los recursos de metano de las capas de carbón en vetas de carbón que son demasiado profundas y delgadas para ser explotadas.
La política de gas natural de 1978 dio incentivos económicos a la exploración comercial de metano de yacimientos de carbón, pero todavía existen muchos obstáculos para su desarrollo a gran escala y su utilización comercial. La viabilidad económica de la tecnología, la gestión y la producción no ha sido suficientemente demostrada como para atraer la inversión privada. Antes de la extracción, el gas natural asociado con la veta de carbón es esencialmente metano puro, el gas del área minera es una mezcla de metano y aire, y el equipo de ventilación es metano aún más diluido.
Los recursos suelen estar lejos de las zonas de demanda y la producción de un solo pozo es muy baja. Al mismo tiempo, los productores de carbón, a quienes legalmente se les permite emitir metano durante el proceso minero, se preocupan por los problemas legales que enfrenta la extracción de metano porque los derechos para extraer gas natural generalmente pertenecen a otros. Dado que el valor de mercado de 100 millones de toneladas de carbón es cientos de veces el precio del gas metano que contiene, las empresas mineras de carbón no están más interesadas en los ingresos derivados del metano que sus principales negocios.
Los primeros trabajos del USDA sobre el metano de las vetas de carbón se centraron en los procesos de prebombeo y producción en las cuencas de los Apalaches y Black Warrior. Proyecto de la Autoridad de Desarrollo Mineral, 1978, apoyado por el Departamento de Energía durante cinco años. Posteriormente, la investigación y el desarrollo de CBM contaron principalmente con el apoyo del Instituto de Investigación del Gas (GRI) y la industria.
El propósito del proyecto de desarrollo de metano de lechos de carbón es determinar el tamaño y la capacidad de extracción de la base de recursos y la utilización del metano de los lechos de carbón extraído durante la minería del carbón. Se han implementado una serie de proyectos de vanguardia, incluidas pruebas de pozos verticales de vetas de carbón profundas no minables, pruebas de pozos verticales de vetas de carbón múltiples, producción de gas combinada con pruebas de pozos horizontales compuestos y centrales eléctricas de turbinas de gas en minas de carbón que utilizan metano de yacimientos de carbón como combustible. . Las pruebas posteriores de fracturación hidráulica realizadas por la Agencia de Desarrollo Mineral y el Departamento de Energía demostraron la aplicación de la tecnología en el desarrollo de metano en vetas de carbón.
La inversión en proyectos de metano en capas de carbón entre 1978 y 1982 fue de aproximadamente 3 mil millones de dólares, principalmente entre 1979 y 1981. Los proyectos piloto en Black Warrior Basin también han recibido inversiones de la industria.
Los incentivos fiscales y la investigación básica y aplicada ayudaron a establecer una próspera industria del metano de yacimientos de carbón (sin incentivos financieros) que siguió siendo competitiva después de las fases de bajo precio del gas natural (1988 ~ 1989 y 1991 ~ 1992). Entre ellos, el Departamento de Energía desempeña un papel clave en la comprensión del valor de desarrollo comercial del metano de yacimientos de carbón, especialmente el potencial de recursos del metano de yacimientos de carbón y las pruebas iniciales de campo.
3) Proyecto de Gas Shenyuan (1982 ~ 1992). La investigación de gas en fuentes profundas es un subproducto del Programa de Recursos de Gas Natural No Convencional del Departamento de Energía lanzado en 1976. El concepto básico detrás de este estudio es que si se confirma la existencia de metano o rocas generadoras de metano por encima de los 30,000 pies, esto afectará fundamentalmente los métodos utilizados para explorar en busca de nuevos suministros de gas natural.
El impulso inicial provino de un taller del METC en mayo de 1982. En la reunión se discutieron los beneficios potenciales del proyecto de investigación. Este proyecto investigará tres tipos de recursos de gas de fuentes profundas, que incluyen: ① Gas no orgánico: hidrocarburos no orgánicos que se originan en el manto de la Tierra. ② Gases orgánicos en zonas de subducción: la subducción de placas lleva los gases orgánicos cerca de la superficie a las profundidades para formar hidrocarburos. ③ Gas de cuenca sedimentaria profunda: el gas natural de fuente convencional que se encuentra en rocas sedimentarias está enterrado a más de 30,000 pies debajo de la estructura.
Finalmente, la discusión se centra en la fuente profunda de gas en la zona de subducción. El área de estudio es América del Norte, que tiene márgenes continentales tanto activos como pasivos. Según resultados de investigaciones geoquímicas anteriores, hay 6.543.805 millas cuadradas en el oeste de Estados Unidos, Alaska y Canadá, y la capacidad de generación de gas de fuente profunda alcanza los 3.000 Tcf.
La inversión del Departamento de Energía se centra principalmente en determinar si se puede formar gas natural en esta zona de fuente de gas profunda, determinar su ruta de migración, determinar la existencia de posibles reservorios de gas natural, identificar áreas objetivo y estimar los recursos. cantidades.
La caracterización geológica comenzó en 1984 e incluyó estudios de campo geofísicos y geoquímicos de áreas objetivo en el norte de California, Oregón y Washington (Figura 1.2).
Figura 1.2 Diagrama esquemático de la formación de gas en fuente profunda en la zona de subducción
4) Proyecto de hidrato de metano (1982 ~ 1992). El "Informe sobre el desarrollo de gas natural con fuente de hidrato de metano en el campo de gas de Mesoyakha en Siberia occidental" y el descubrimiento de hidratos de metano en núcleos de sedimentos del fondo marino del proyecto de perforación en aguas profundas de 1982 despertaron el interés de la Agencia de Energía de Estados Unidos en los hidratos de metano. El Departamento de Energía de EE. UU. quería comprender el potencial del hidrato de metano y el papel que debería desempeñar en los recursos de hidrato de metano, por lo que celebró un taller en METC 1982 para estudiar tres cuestiones: el momento de los requisitos clave de investigación y desarrollo. Un proyecto de I+D significativo y en curso; ; buscando financiación gubernamental desde 1983.
5) Desarrollo secundario del gas natural (1987 ~ 1995).
En 1992, el Consejo Nacional del Petróleo estimó que Estados Unidos todavía tenía 1.295 Tcf de recursos recuperables de gas natural (incluidas reservas probadas y recursos de gas natural convencionales y no convencionales). Entre ellas, las reservas de gas natural en los yacimientos de gas existentes en 48 estados locales aumentaron en 216 TCF. La apreciación del valor de las reservas se refiere al aumento de las reservas en comparación con las reservas estimadas originales a través de una mejor comprensión geológica y la aplicación de nuevas tecnologías de producción.