СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов.

Известен способ разработки газогидратного месторождения, включающий бурение эксплуатационных скважин до уровня залегания подошвы газогидратного пласта, и последующую эксплуатацию газовых скважин на депрессии, позволяющий добывать газ без образования гидратов в стволе и призабойной зоне скважины, при этом поступление газа в ствол скважины обеспечивается за счет снижения пластового давления и, соответственно, начала процесса диссоциации гидратов (Богатыренко Р.С., Особенности разработки и эксплуатации газогидратных залежей на примере Мессояхского месторождения, диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, МИНХ и ГП им. И.М.Губкина).

К недостаткам способа следует отнести неизбежное снижение температуры на забое скважины вследствие как диссоциации гидратов, происходящей с поглощением большого количества тепла, так и процесса дросселирования газа в призабойной зоне пласта, дополнительно приводящего к снижению температуры. Снижение температуры в призабойной зоне приводит к началу образования вторичных гидратов, при этом фронт вторичных гидратов начинает образовываться от забоя скважины. Оба указанных фактора приводят к постепенному снижению дебита газовой скважины вплоть до прекращения добычи газа из скважины. Одновременно с сокращением добычи газа растет водонасыщенность пласта в призабойной зоне за счет диссоциации гидратов и увеличения количества свободной воды.

Также известен способ добычи газа из твердых газогидратов, основанный на создании неравновесных термобарических условий путем снижения давления и подвода тепла, при этом теплоотвод осуществляется введением в зону залегания твердых газовых гидратов через скважину твердого сорбента, способного поглощать пары воды или жидкую воду с удельным тепловыделением, большим теплоты диссоциации твердых газовых гидратов, с последующим выносом сорбента потоками образующегося газа и регенерацией сорбента (RU 2159323).

Недостатком известного способа является проблема удаления твердого сорбента с забоя скважины, т.к. дебиты газовых скважин газогидратных месторождений незначительны и не обеспечивают вынос твердых частиц сорбента на поверхность. Применение компрессора для подачи сухого, очищенного метана на забой скважины для удаления сорбента делает этот способ экономически нерентабельным по следующим причинам - часть добываемого газа консервируется для циркуляции в скважине и удаления сорбента, а часть газа сжигается для обеспечения регенерации сорбента. В результате снижается общий объем добываемого газа и значительно увеличивается количество оборудования, размещаемого на каждой эксплуатационной скважине.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сути и достигаемому результату является способ разработки газогидратной залежи, заключающийся в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта, осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой, затем производят нагнетание в скважину теплоносителя и отбор газожидкостной смеси с подъемом ее на поверхность и с последующей сепарацией (WO 2007/072172).

Недостатками указанного решения являются большие энергетические затраты на нагрев теплоносителя и необходимость подъема пластовой воды на устье. Поскольку практически все газогидратные месторождения расположены в зоне многолетнемерзлых пород либо в шельфовой части морей и океанов, т.е. в зонах в низкой температурой, разделение газа и жидкости в скважине и последующая подача жидкости на поверхность связана с необходимостью обеспечения ее фазового состояния и принятием мер для предотвращения ее замерзания.

При этом неравновесные термобарические условия создаются исключительно за счет нагнетания в скважину теплоносителя, закачка которого приводит к смещению условия равновесия, при этом уменьшения водонасыщенности в призабойной зоне не происходит, так как теплоноситель нагнетается постоянно. Указанное приводит к снижению отбора газа.

Задачей изобретения является создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин за счет снижения водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, и, как следствие, снижение вероятности самоконсервации гидратов, а также сокращение энергозатрат за счет исключения подъема пластовой воды на поверхность и использования теплононосителя.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки газогидратной залежи производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта, затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине, причем добычу газа осуществляют по затрубному пространству скважины, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий изолированный водоносный пласт.

Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором показана принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего изолированного водоносного пласта 2.

В пробуренной скважине 1 осуществляют перфорацию 3 в зоне водоносного пласта 2 и в зоне контакта газ-вода 4 продуктивного пласта 5. На насосно-компрессорных трубах 6 опускают насосную установку 7 с погружным электродвигателем 8 ниже динамического уровня 9. Устанавливают пакер 10 между продуктивным пластом 5 и изолированным водоносным пластом 2. Связь погружного электродвигателя 8 со станцией управления 11 осуществляют с помощью внутрискважинного кабеля 12 и поверхностного кабеля 13. Управление работой погружного электродвигателя 8 осуществляют с помощью трансформатора 14 и частотного преобразователя 15.

Посредством насосной установки 7 производят отбор газожидкостной смеси. В результате отбора газожидкостной смеси пластовое давление в газогидратном пласте 5 снижается. Начинается процесс диссоциации гидрата и поступления газа в газонасыщенную часть пласта. Одновременно, в результате отбора воды, происходит снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта 5. С изменением газонасыщенности меняются также фазовые проницаемости для газа и воды. Фазовая проницаемость для газа увеличивается с ростом газонасыщенности, что обеспечивает поступление газа в скважину.

Разделение газожидкостной смеси происходит в скважине 1 и осуществляется посредством газосепаратора, входящего в состав погружной насосной установки 7. Далее газ по затрубью скважины поступает на поверхность в шлейф 16 и далее на установку подготовки газа и к потребителю, а воду после разделения газожидкостной смеси с помощью погружной насосной установки 7 закачивают в нижележащий изолированный водоносный пласт 2.

Таким образом, в предлагаемом способе обеспечивается создание неравновесных термобарических условий за счет снижения давления на забое скважины в процессе отбора газожидкостной смеси с помощью насосной установки 7.

Вероятность самоконсервации гидратов при реализации способа значительно снижается, т.к. уменьшается количество воды, участвующей в процессе вторичного гидратообразования. Не происходит и снижения температуры газа на забое эксплуатационной скважины, поскольку добывается газожидкостная смесь, а не чистый газ и дроссель-эффект не проявляется.

Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа.

Пример представлен для случая эксплуатации скважин Мессояхского газогидратного месторождения. Определим равновесные термобарические условия существования гидратов Мессояхского месторождения. Состав газа Мессояхского месторождения в основном представлен метаном ((98-99 об.%). Поэтому для дальнейших расчетов можно принять, что условия диссоциации гидратов Мессояхского месторождения соответствуют условиям диссоциации чистого метана и составляют при пластовой температуре 10,5°С величину 6,8 МПа. Следовательно, при давлении ниже 6,8 МПа происходит диссоциация существующих гидратов.

Начальное пластовое давление и температура Мессояхского месторождения составляют соответственно 7,5 МПа и 10,5°С. Для начала диссоциации гидратов нужно снизить давление в подошве газогидратной области месторождения на величину 0,7 МПа.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта следующие - проницаемость k=93,1 мД; пористость m=25%. Принимая, что в водоносной части пласта фильтрационно-емкостные параметры остаются теми же, можно рассчитать отбор пластовой воды, при котором начнется снижение давления в области пласта, расположенной ниже газогидратов.

В соответствии с предлагаемой технологией осуществляют бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего изолированного водоносного пласта 2. Эксплуатационные скважины Мессояхского месторождения имеют следующую конструкцию:

- Кондуктор ⌀ 219 мм - до глубины 450,0-500,0 м;

- Эксплуатационная колонна ⌀ 146 мм - до глубины 870,0-900,0 м, т.е. практически до забоя;

- Лифтовая колонна - НКТ d=73 мм.

Газоводяной контакт 4 устанавливается по данным геозифизических исследований. На расстоянии 10 метров ниже газоводяного контакта производится перфорация 3 и устанавливается насосная установка 7 с погружным электродвигателем 8. Наиболее подходящий типоразмер установки погружного центробежного насоса для рассматриваемого примера - УЭЦН5А-360-600.

Коэффициент продуктивности скважины при принятых допущениях составит - 50,18 т/(сут·МПа) (расчет производился для следующих условий - плотность пластовой воды - 1043 кг/м³; толщина пласта 10 м; радиус контура питания - 300 м; приведенный радиус скважины - 0,2 м; вязкость пластовой воды - 1,08 мПа·с). Дебит пластовой жидкости, рассчитанный по формуле Дюпюи, составляет 351,26 т/сутки.

Диаметр НКТ эксплуатационных скважин способен обеспечить рассчитанный дебит по жидкости.

Пакер 10 устанавливают между продуктивным пластом 5 и изолированным водоносным пластом 2. При закачке пластовой жидкости в пласт осуществляют следующую компоновку подземного оборудования: эксплуатационный пакер типа 2 ПД-ЯГ-118-500 с наружным диаметром 118 мм, для скважин с эксплуатационнной колонной диаметром 139.7 мм - пакер типа АПД-ЯГ-112-500.

Связь погружного электродвигателя 8 со станцией управления 11 осуществляют с помощью внутрискважинного кабеля 12 и поверхностного кабеля 13. Управление работой погружного электродвигателя осуществляют с помощью трансформатора 14 и частотного преобразователя 15.

В результате работы насоса и отбора газожидкостной смеси пластовое давление в подошве газогидратного пласта 5 снижается.

Распределение давления в области дренирования определим для случая плоскорадиальной фильтрации при забойном давлении 5,0 МПа и пластовом давлении 7,5 МПа; радиус контура питания - 300 метров, приведенный радиус скважины - 0,2 м.

Результаты расчетов приведены в таблице.

Расстояние r, м 1 5 10 15 20 25 35 50 150 300 Давление на расстоянии r, МПа 5,55 6,1 6,34 6,48 6,58 6,65 6,77 6,89 7,26 7,50

Результаты расчетов показывают, что пластовое давление в области дренирования на расстоянии до 50 метров ниже давления начала диссоциации гидратов.

Одновременно, в результате отбора воды, происходит снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта.

Разделение газожидкостной смеси происходит в скважине 1. Далее газ по затрубью поступает на поверхность в шлейф 16, где производят его подготовку, а вода закачивается в нижележащий водоносный пласт 2.

При диссоциации гидратов образуется 160 м³ газа и 1 м³ воды. Для рассматриваемой конструкции скважины при поступлении воды динамический уровень изменяется на 59 метров на каждый кубометр поступившей в скважину воды. При достижении водой определенного уровня происходит самозадавливание скважин пластовой водой и выбытие скважин из эксплуатации. Производительность выбранного насоса позволяет постоянно удалять воду из скважины и поддерживать давление в призабойной зоне пласта, обеспечивающего диссоциацию гидратов. При этих условиях поступление газа в скважину будет происходить постоянно без риска образования вторичных гидратов до величины газонасыщенности в пласте 5-10%, когда фазовая проницаемость для газа будет равна нулю. Общий отбор газа из газогидратного пласта составит при этом 90-95%.

При использовании известной технологии при разработке Мессояхского газогидратного месторождения коэффициент извлечения газа составил лишь 60%, после чего месторождение из-за обводнения скважин было переведено в режим консервации.

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Обеспечивает создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин за счет снижения водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, и, как следствие, снижение вероятности самоконсервации гидратов. Сущность изобретения: способ заключается в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта. Затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта. Одновременно осуществляют сепарацию газожидкостной смеси в скважине. При этом добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт. 1 ил., 1 табл.

Способ разработки газогидратной залежи, заключающийся в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта, затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине, причем добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт.