СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газогидратной залежи, например, покрытой сверху многолетнемерзлыми породами или морем, расположенной или не расположенной над горючими осадочными породами (каустобиолитами) или геотермальными резервуарами.

Известны многочисленные способы разработки газогидратной залежи [1]. Среди них заслуживает внимания схема разработки, предусматривающая создание давлением гидроразрыва хаотически образовывающейся сети продольных и поперечных полостей (трещин), которые увеличивают площадь физико-химической обработки газогидратной залежи на несколько порядков, а ведь именно многократное увеличение площади этого взаимодействия и является ключом к рентабельности. Но эта и иные подобные схемы разработки в промышленности не используются из-за весьма существенных недостатков. Во-первых, для разработки газогидратной залежи желательна эксплуатация длинных продольных полостей с заданными размерами и направлением, предусмотренная заявляемым способом. А при гидроразрыве образуется сеть трещин, хаотически расположенных как вдоль, так и поперек газогидратной залежи, причем нет гарантий о заданных размерах “ячеек” такой сети, а следовательно, нет гарантий прямоточного, без обходных путей движения теплоносителя в залежи от нагнетательной к добывающей скважине. В таких условиях теплоноситель может неэффективно терять тепло. Кроме того, осадочные породы газогидратной залежи, сцементированные газовым гидратом, в процессе разработки, как правило, склонны к просадке. Поэтому, чтобы трещины от гидроразрыва обратно не сомкнулись после снятия давления гидроразрыва, в образующиеся трещины вместе с жидкостью надо нагнетать какие-либо гранулы или песок, закачать который в трещины на сотни или хотя бы на десятки метров представляется весьма сомнительным по причинам механической закупорки самих трещин закачиваемым песком. Здесь жидкость под действием давления гидроразрыва будет проходить дальше, а песок будет оставаться либо в скважине, либо на небольшом расстоянии от нее. Кроме того, если даже удастся решить и эту проблему, то данная полость в виде трещины хотя бы частично сомкнется или забьется с большой вероятностью, как только на ее стенках газовый гидрат и газонасыщенный лед начнут сильно таять с выпадением вниз твердых частиц осадочных отложений и образованием песчаных и илистых пробок.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу из всех способов разработки газогидратных залежей является выбранный в качестве прототипа “способ разработки скоплений газогидратов в криолитозоне” [2]. Он предусматривает гидроразрыв по естественной трещиноватости в зоне исследованных тектонических нарушений газогидратной залежи, что есть некоторая преднамеренная упорядоченность, а это является признаком, сходным с преднамеренной упорядоченностью расположения участка многозабойной скважины по заявляемому способу. Причем прототип в качестве примера предусматривает использование в толще газогидратной залежи таких скважин, у которых башмак эксплуатационной колонны установлен в плотные глины. При этом в процессе эксплуатации перфорированный участок обсадной колонны оказывается в техногенной полости, не подпираемый с боков, а нижний участок, расположенный в плотных глинах, частично выполняет функцию несущей сваи. А это является признаком, сходным с наличием свай, несущих наклонный и(или) горизонтальный участок эксплуатационной колонны по заявляемому способу. Однако прототип имеет следующие недостатки. Несмотря на некоторую упорядоченность, эксплуатационные продольные полости (трещины) в газогидратном пласте не имеют геометрических размеров, задаваемых разработчиками по своему желанию. Эти полости не могут быть ориентированы относительно устья скважины в желаемом направлении, и здесь, наоборот, скважины бурят применительно к ориентации тектонических нарушений. Ориентированные продольные полости (трещины) в газогидратной залежи не могут быть сделаны по желанию разработчика с заданными размерами и в заданном направлении.

Продольные полости с геометрически заданными размерами и неизменным или заданно перемещающимся вверх положением в пластах, как правило, создаются путем строительства наклонных и горизонтальных скважин. Но наклонное и горизонтальное бурение промышленностью здесь не предусматривалось по причине того, что в процессе физико-химической разработки газогидратной залежи происходит подземное таяние газового гидрата и газонасыщенного льда, при котором наклонные и горизонтальные участки обсадных колонн, закрепленные традиционным способом, заведомо будут опускаться ниже уровня образующейся газовой шапки из-за усадки соответствующих твердых геологических отложений. Соответственно, эффективного неизменного или заданно перемещающегося вверх положения продольных полостей, связанных с устьями скважин, не получится.

Техническим результатом изобретения является получение рентабельных промышленных дебитов за счет эксплуатации горизонтальных скважин с устойчивой конструкцией на свайном основании.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки газогидратных залежей, включающем эксплуатацию подземных техногенных полостей, согласно изобретению осуществляют бурение наклонной или горизонтальной скважины с учетом ориентации трешиноватости и с ответвлениями от эксплуатационного ствола скважины вниз, с возможностью установки башмаков обсадных колонн в нижележащем слое самой газогидратной залежи, с образованием свайного крепления, с более чем одной сваей для поддержания наклонного или горизонтального эксплуатационного участка обсадной колонны и возможности эксплуатации подземных техногенных полостей, с заданными их размерами и неизменным или заданным перемещением вверх их положения в залежи при применении теплоносителя, и трещин гидроразрыва.

В простейшем случае он достигается посредством строительства в газогидратной залежи многозабойной скважины, у которой эксплуатационной является обсадная колонна наклонного и(или) горизонтального участка. С целью предупреждения ее разрушения или опускания из-за просадки в газогидратной залежи, подверженной фазовому переходу из твердого состояния в жидкое и газообразное, эти участки опираются на сваи. Причем сваи могут использоваться и с целью поднятия наклонного и(или) горизонтального участка эксплуатационной колонны на уровень газовой шапки за счет распрямления самих свай по мере таяния газовых гидратов вокруг свай. Причем соответствующие сваи строят путем предварительной проводки скважинных ответвлений от наклонного и(или) горизонтального участка сверху вниз до достаточно твердых и устойчивых геологических отложений, с обязательным спуском в них обсадных колонн, служащих в дальнейшем пружинящими каркасами свай. Причем внутреннее и затрубное пространства у этих каркасов заполняют на расчетную высоту тампонажными материалами для низкотемпературных скважин и ожидают их отвердение. После этого, в зависимости от конструкции скважины, наклонный и(или) горизонтальный участок может прорабатываться фрезой для прорезания прохода внутри эксплуатационной колонны сквозь верхи свай для эксплуатации скважины, например, с помощью насосно-компрессорных труб.

Отличительными признаками заявленного изобретения является:

1) проводка основного горизонтального ствола с обсадкой и креплением, проводка из него ответвлений с обсадкой и креплением, причем в ответвления заливают тампонажный раствор и осуществляют его твердение для образования свайного крепления наклонного и(или) горизонтального участка эксплуатационной колонны скважины;

2) поддержка свайным креплением наклонного и(или) горизонтального участка эксплуатационной колонны скважины с возможностью использования для его поддержки более одной сваи;

3) при большой толщине залежи возможность установки башмаков свай в нижележащий неразрабатываемый слой самой газогидратной залежи;

4) эксплуатация физико-химическим методом (в том числе методом протаивания) образованной бурением продольной полости с геометрически заданными размерами, при котором регулируется объем тающей массы и уровень объема горючего газа в газогидратной залежи вокруг наклонного и(или) горизонтального участка эксплуатационной колонны скважины;

5) регулирование уровня наклонного и(или) горизонтального участка эксплуатационной колонны скважины, который внутри увеличивающейся продольной полости может оставаться неизменным или заданно перемещаться вверх, вслед за объемом с газом, по мере распрямления ответвлений упругих свай в процессе освобождения их искривленных участков при таянии окружающего объема газогидратной залежи.

Предлагаемый способ осуществляют, например, в следующих примерах.

Пример 1

Исходные данные: геологический разрез представлен сверху вниз сначала многолетнемерзлыми породами ММП, затем газогидратной залежью ГГЗ, затем подошвенными горными породами-плотными породами (фиг.1).

На разрабатываемом участке в газогидратной залежи в простейшем случае бурят многозабойную скважину со свайным основанием в виде ответвлений 2, причем башмаки и обсадные колонны многих забоев цементируют в подошвенных горных породах (показано штриховкой 3), а эксплуатационный участок скважины может быть собран из заранее перфорированных труб. В дальний от устья конец эксплуатационного участка скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), через которую в скважине начинают циркуляцию теплоносителя, содержащего катализатор или стимулятор разложения газогидратов (направление нагнетания 1). Причем колонна НКТ оснащается манжетами, препятствующими движению теплоносителя в кольцевом пространстве между НКТ и перфорированными эксплуатационными трубами на нужном протяжении эксплуатационного участка и направляющими теплоноситель в затрубное пространство 4. После этого в затрубном пространстве происходит разложение окружающих газовых гидратов и поступление новообразованных объемов газожидкостной смеси в циркулирующий теплоноситель.

Обогащенный теплоноситель поднимается по вертикальному участку скважины 5 на поверхность, где происходит сепарация метана и отгонка излишка воды. Часть добытого метана расходуется на нагревание теплоносителя и поддержания работы циркуляционной системы, а оставшаяся часть транспортируется к месту заготовки или потребления. При этом надо учесть, что нагнетание теплоносителя в высоком темпе и при условиях недостаточной растворимости газа способствует пузырению теплоносителя и быстрому росту давления. В результате может произойти неуправляемый гидроразрыв пласта, а нарушение герметизации пласта приведет к неконтролируемым межпластовым перетокам. Поэтому для предупреждения данных осложнений давление в газогидратной залежи следует регулировать темпами закачки теплоносителя, цикличностью его закачки, а также путем изменения его способности растворять в себе выделившийся природный газ посредством изменения физико-химических условий, например величины избыточного устьевого давления.

Количество многозабойных скважин и последовательность их строительства при разработке газогидратной залежи определяется конкретными обстоятельствами разработки.

Пример 2

Исходные данные: море с теплым поверхностным течением, геологический разрез сверху вниз представлен сначала толщей морской воды, затем газогидратной залежью ГГЗ толщиной несколько сот метров, затем залегают подошвенные горные породы - плотные породы (фиг.2).

С морской платформы или с корабля на разрабатываемом участке в толще газогидратной залежи бурят многозабойную скважину со свайным основанием в виде ответвлений 2. Причем башмаки обсадных колонн многих забоев при большой толщине залежи могут цементироваться в толще самой газогидратной залежи (на фиг.2 изображена ГГЗ небольшой толщины и крепление сваи обозначено штриховкой 3), а эксплуатационный участок скважины может быть собран из заранее перфорированных труб. Причем бурят с таким расчетом, чтобы толщина газогидратных отложений над горизонтальными участками была больше высоты свай, распрямляющихся в процессе разработки. В дальний от устья конец эксплуатационных участков каждой скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), через которую в скважине начинается циркуляция теплоносителя, содержащего катализатор или стимулятор разложения газогидратов (направление нагнетания 1). Причем колонна НКТ оснащается манжетами, препятствующими движению теплоносителя между НКТ и перфорированными эксплуатационными трубами на нужном протяжении эксплуатационных участков и направляющими теплоноситель в затрубное пространство. После этого в затрубном пространстве происходит разложение окружающих газогидратов и поступление новообразованных объемов газожидкостной смеси в циркулирующий теплоноситель. Обогащенный теплоноситель поднимается по вертикальному участку скважины 5 на поверхность, где происходит сепарация метана и отгонка излишка воды. В качестве нагревателя теплоносителя используется вода теплого морского течения. Часть добытого метана расходуется на подогревание теплоносителя и поддержание работы циркуляционной системы, а оставшаяся часть транспортируется к месту заготовки или потребления. При этом надо учесть, что нагнетание теплоносителя в высоком темпе и при условиях недостаточной растворимости газа способствует пузырению теплоносителя и быстрому росту давления. В результате может произойти неуправляемый гидроразрыв пласта, а нарушение герметизации пласта приведет к неконтролируемым межпластовым перетокам с возможным образованием грифонов на морском дне. Поэтому для предупреждения данных осложнений давление в газогидратной залежи следует регулировать темпами закачки теплоносителя, цикличностью его закачки, а также путем изменения его способности растворять в себе выделившийся природный газ посредством изменения физико-химических условий, например величины избыточного устьевого давления.

Количество многозабойных скважин и последовательность их строительства при разработке газогидратной залежи определяется конкретными обстоятельствами разработки.

Пример 3

Исходные данные: геологический разрез сверху вниз представлен сначала многолетнемерзлыми породами ММП, затем газогидратной залежью ГГЗ, затем залегают подошвенные горные породы-плотные породы, затем пласты горючих сланцев или углей (каустобиолиты) (фиг.3).

В пластах горючих сланцев или углей бурят две параллельные горизонтальные скважины 6 и 7 для создания между ними прямоугольного поля внутрипластового горения. Одна из этих скважин является воздухонагнетательной, другая - газоотводящей. Перпендикулярно им в газогидратной залежи бурят параллельные многозабойные скважины со свайным основанием в виде ответвлений 2 (на фиг.3 для простоты показана одна такая скважина), причем башмаки и обсадные колонны многих забоев цементируются в подошвенных горных породах, что показано штриховкой 3. Эти скважины являются газоводоотводящими. Затем создают фронт внутрипластового горения по всей протяженности горизонтального участка воздухонагнетательной скважины. Этот узкий, но протяженный фронт по мере прогорания горючего вещества будет постепенно перемещаться к горизонтальному участку газоотводящей скважины. При этом тепловая энергия горения будет нагревать подошвенные горные породы, а они, в свою очередь, - вышерасположенный участок газогидратной залежи, который тоже будет перемещаться в соответствующую сторону. В этом перемещающемся участке 4 под действием тепла будет происходить разложение газогидратов с появлением дополнительных объемов газожидкостной смеси, которые будут отбираться через вертикальные участки газоводоотводящих скважин 5. На поверхности или в вертикальных участках скважин извлекаемая смесь сепарируется, а полученный метан транспортируется к месту заготовки или потребления. Причем дополнительный прогрев разрабатываемого прямоугольного участка газогидратной залежи может быть осуществлен путем закачивания в разные эксплуатационные участки газоводоотводящих скважин ГВОС через насосно-компрессорные трубы химически нейтрального или активного теплоносителя, нагретого горячими газами из газоотводящей скважины ГОС (фиг.4). В этом случае возникает следующее движение. Поток воздуха или окислителя 1 нагнетается в воздухонагнетательную скважину ВНС. Расходом этого потока регулируется фронт внутрипластового горения. В результате этого горения некондиционные раскаленные горючие газы проникают по трещинам гидроразрыва к горизонтальному участку газоотводящей скважины ГОС, по пути нагревая окружающие породы и остывая достаточно, чтобы не разрушать обсадные трубы ГОС. Достигая ГОС и извлекаясь через нее, эти газы направляются потоком 2 в теплообменник ТО, из которого некондиционный охлажденный газ потоком 3 направляется на переработку или сжигание. Циркуляция теплоносителя осуществляется между теплообменником ТО, газоводоотводящей скважиной на свайном основании ГВОС и сепаратором СП. Этот теплоноситель получает тепло в ТО от некондиционных газов, отдает его в ГВОС, обогащается там продуктами распада газогидратов, освобождается от них в СП и вновь поступает в ТО. При этом надо учитывать совместное действие на газогидратную залежь тепла от внутрипластового горения каустобиолитов и от теплоносителя. Их совместное действие при условиях недостаточной растворимости газа способствует пузырению теплоносителя и быстрому росту давления. В результате может произойти неуправляемый гидроразрыв пласта, а нарушение герметизации пласта приведет к неконтролируемым межпластовым перетокам. Поэтому для предупреждения данных осложнений давление в газогидратной залежи следует регулировать темпами закачки воздуха для внутрипластового горения и теплоносителя для прямого нагревания газогидратной залежи, цикличностью их закачки, а также путем изменения способности теплоносителя растворять в себе выделившийся природный газ посредством изменения физико-химических условий, например величины избыточного устьевого давления.

Количество скважин и последовательность их строительства при разработке газогидратной залежи определяется конкретными обстоятельствами разработки.

Заявляемый способ разработки газогидратных месторождений надежен во всех вариантах, так как строительство продольных полостей в продуктивных пластах основано на современных буровых технологиях, использующихся при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Заявляемый способ разработки особенно эффективен при наличии дешевых теплоносителей и тепла, например при наличии воды из геотермальных источников, теплой морской или пресной воды, теплых каналов тепловых электростанций. В условиях их отсутствия на поддержание процесса добычи придется использовать до 40% добываемого газа [1].

Заявляемый способ наиболее эффективен при разработке больших газогидратных пластов, склонных к значительным просадкам в процессе разработки, отложения которых залегают на морском дне, в местах с теплым поверхностным течением, например в Северном или в Японском море.

В газогидратной залежи с 30% содержанием газового гидрата по данному способу разработки из одной скважины с длиной эксплуатационного участка в 300 м и с диаметром протаивания до 30 м можно извлечь 11 млн кубометров газа.

Литература

1. Ненахов В.А., Аметова З.А., Царев В.П. Методы разработки газогидратных залежей. - М.: ВНИИЭгазпром, 1988. - 36 с. (Обз. информ. Сер. Информационное обеспечение общесоюзных научно-технических программ, вып.3). Библиогр. - 26 названий.

2. А.с. №1588862, кл. 5 Е 21 В 43/20, опубл. в 1990 г.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газогидратной залежи, например, покрытой сверху многолетнемерзлыми породами или морем, расположенной или не расположенной над горючими осадочными породами (каустобиолитами) или геотермальными резервуарами. Обеспечивает получение рентабельных промышленных дебитов при регулируемом протаивании газогидратной залежи вокруг эксплуатационных участков горизонтальных скважин. Сущность изобретения: способ включает эксплуатацию подземных техногенных полостей. Согласно изобретению осуществляют бурение наклонной или горизонтальной скважины с учетом ориентации трещиноватости и с ответвлениями от эксплуатационного ствола скважины вниз. Предусматривают возможность установки башмаков обсадных колонн в нижележащем слое самой газогидратной залежи. Образуют свайное крепление с более чем одной сваей. Это необходимо для поддержания наклонного или горизонтального эксплуатационного участка обсадной колонны и возможности эксплуатации вдоль эксплуатационного участка обсадной колонны подземных техногенных полостей, с заданными их размерами и неизменным или заданным перемещением вверх их положения в залежи при применении теплоносителя, и трещин гидроразрыва. 4 ил.

Способ разработки газогидратных залежей, включающий эксплуатацию подземных техногенных полостей, отличающийся тем, что осуществляют бурение наклонной или горизонтальной скважины с учетом ориентации трещиноватости и с ответвлениями от эксплуатационного ствола скважины вниз, с возможностью установки башмаков обсадных колонн в нижележащем слое самой газогидратной залежи, с образованием свайного крепления с более чем одной сваей для поддержания наклонного или горизонтального эксплуатационного участка обсадной колонны и возможности эксплуатации подземных техногенных полостей, с заданными их размерами и неизменным или заданным перемещением вверх их положения в залежи при применении теплоносителя, и трещин гидроразрыва.