Способ и устройство для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями Российский патент 2023 года по МПК E21B43/24 

Предлагаемое техническое решение на способ и устройство для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями, объединено общим изобретательским замыслом и относится к нефтегазовой промышленности, и может быть использовано при разработке газогидратных залежей в северных районах на континенте, а также в шельфовых зонах из продуктивных пластов, насыщенных газовыми гидратами.

Известно [1], что по запасам количество углеводородов в природных гидратах, в частности метана, в земной поверхности в несколько раз больше, чем в залежах, где нефтяные газы находятся в газообразном состоянии. В этой связи считается, что газогидратные залежи метана в поддонных осадках могут быть основными, в качестве потенциального и экологически чистого источника энергии будущего. В последние три десятилетия проблеме поиска, оценки запасов и разработке способов извлечения нефтяного газа из осадочных горных пород, в структуре которых находятся газовые гидраты, уделялось большое внимание, как в России, так и за рубежом: США, Япония, Германия Великобритания, Южная Корея, Китай и др. [2]. По современным оценкам 1 м³ гидрата в газогидратной залежи может содержать до 175 м³ газообразного метана, что может обеспечить промышленность на 60-100 лет [3]. По многочисленным информационным источникам, в том числе [1-5], установлено, что основными способами добычи газа из газогидратной залежи являются: 1) разгерметизация; 2) введение химических реагентов (ингибиторов); 3) нагревание; 4) комплексное воздействие разгерметизацией, ингибированием, нагреванием, влиянием ультразвука и электро-магнитных полей, газов.

Разгерметизация основана на искусственном понижении давления в газогидратных залежах. При этом газогидрат, из хрупкой кристаллической структуры, распадается на газ и воду. Однако этот метод малопроизводителен и применим на глубинах более 700 м. При низких температурах высвободившаяся вода обратно превращается в лед (замерзает) и препятствует выходу газа.

Введение химических реагентов (ингибиторов) в практике добычи газа рассматривается, как способ нарушения фазового равновесия газогидрата и понижения его температуры. В качестве ингибиторов предложены органические растворы (например: этанол, метанол, гликоль) или соляные растворы (морская вода).

Однако эти известные методы имеют существенные недостатки: их относят к технологическим процессам с высокой стоимостью и медленными процессами химических реакций разложения газовых гидратов. Кроме этого, использование ингибиторов экологически не безопасно [6].

Нагревание является наиболее приемлемым способом разложения газового гидрата на газ и воду. Однако энтальпия плавления газового гидрата (в сочетании с метаном) оценивается как 3,06 кДж/г, а водяной лед плавится (для сравнения) при теплопотреблении 2,83 кДж/г.Это требует высоких энергетических затрат на процесс разложения газового гидрата.

В этой связи известное разнообразие технических решений по добыче газа из газогидратной залежи, описанных в технической литературе и собранных в базах данных известных патентов, нуждается в проведении детальных патентных исследований для выявления аналогов и прототипа по добыче нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями.

Известен способ добычи газа на месторождениях гидратов (патент на изобретение РФ №2689012, МПК Е21В 43/24, бюл. №15 опубл. 23.05.2019). Способ предусматривает разлагающее воздействие химического реагента и тепла, где в качестве реагента предложен водный раствор пероксида водорода, а тепло выделяется при экзотермической реакции диссоциации пероксида водорода при его непосредственном контакте с гидратами.

Недостатком известного изобретения является отсутствие конкретных примеров и приемов реализации предложенного способа, что вызывает сомнения в его эффективном применении.

Известен способ добычи природного газа из газогидратной залежи (патент на изобретение РФ №2693983, МПК Е21В 43/22, бюл. №25 опубл. 02.09.2019). Способ добычи газа заключается в том, что сооружают скважину на газопроницаемый газогидратный пласт.Вскрывают этот пласт и периодически проводят закачку в призабойную зону пласта первичного агента, способного разлагать гидраты метана в термобарических условиях пласта. Затем в призабойную зону пласта закачивают газообразный вторичный агент содержащий диоксид углерода в количестве, обеспечивающем образование газообразного диоксида углерода в термобарических условиях пласта, и проводят отбор добываемого газа.

В качестве недостатка известного изобретения является усложнение технологии и прерывистость процесса добычи газа, связанная с необходимостью выполнения дополнительных операций по периодической закачке диоксида углерода путем привлечения специальной техники и специалистов.

Известен способ добычи природного газа из гидратов (патент на изобретение РФ №2607849, МПК Е21В4 3/24, бюл. №2 опубл. 10.01.2017) заключающийся в том, что по рассматриваемому способу производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта. После этого производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования, с обеспечением смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана, при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов. После этого проводят закачку вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз. Осуществляют отбор добываемой продукции. В качестве недостатков изобретния следует отметить сложность и не освоенность предложенных технологических операций.

Известен способ добычи природного газа из газогидратов и устройство его осуществления (патент на изобретение РФ №2550164, МПК Е21В 43/24, бюл. №13 опубл. 10.05.2015). По данному способу осуществляют доставку окислителя и топлива в газогенератор. Сжигают топливо в газогенераторе с получением потока горячих газов, содержащих диоксид углерода и воздействующих на газогидрат с получением вытесненного газа. Осуществляют сбор вытесненного газа на поверхности. При этом газогидрат диспергируют. Для получения потока содержащих диоксид углерода горячих газов используют систему газогенераторов. Эта система включает, как минимум, одну пару газогенераторов, ориентированных антисимметрично относительно друг друга. Истекающие из парогенератора потоки горячих газов воздействуют на газогидрат и одновременно приводят во вращательное движение турбину, с установленными на общем с ней валу устройство для диспергирования газогидрата. Имеется вентиляторное лопаточное устройство. Его вращение обеспечивает направленный транспорт снизу-вверх вытесненного газа и неразложившихся диспергированных газогидратов, которые в процессе транспортировки подвергаются разложению с выделением дополнительного количества газа.

Недостатками известного изобретения является сложность выполнения и контроля процесса получения диоксида углерода и его использования для реализации процесса добычи природного газа из газогидратов, а также большие затраты на реализации способа.

Известен способ разработки подводных газогидратных залежей (патент на изобретение РФ №2543389, МПК Е21В 43/00, бюл. №6 опубл. 27.02.2015). Способ включает разрушение массива гидратсодержащего коллектора высоконапорными струями воды, формирование из разрушенного материала пульпы в придонном объеме, покрываемом куполом, подъем пульпы, содержащей газ и газогидрат, на плавучее основание по трубопроводу и разделение пульпы на газ, воду и твердый материал с переводом газа в состояние, пригодное для перевозки. Согласно изобретению, осуществляют преобразование массива гидратсодержащего коллектора в мелкодисперсную суспензию «твердая тело - жидкость» с крупностью частиц газогидрата 10-20 мкм. Для этого воздействуют на него струями высокого давления, формируемыми в придонном объеме, покрываемом куполом. Кроме того, пульпу, сформированную в этом объеме, обрабатывают ультразвуком, с параметрами, вызывающими в ней кавитационные эффекты. Гидратсодержащую суспензию формируют с содержанием в ней дисперсной фазы газогидрата до 20-25%. Производительность средств разрушения массива гидратсодержащего коллектора регулируют пропорционально давлению в трубопроводе на его придонном участке. Ледяную пульпу, формируемую при диссоциации газогидрата, используют для охлаждения компримируемого газа - продукта диссоциации газогидратной пульпы.

Недостатками известного изобретения является сложность выполнения работ по процессу «дробления» газового гидрата и получения «ледяной» пульпы, способной, без риска образования пробок, транспортироваться по внутрискважинному оборудованию и по наземным трубопроводам.

Наиболее близким по технической сущности решением, принятым за прототип, выявлен патент на изобретение РФ №2491420, МПК Е21В 43/24, «Способ добычи природного газа из газогидратных залежей и устройство для его осуществления», опубл. 27.08.2013, бюл. №24. Способ включает разложение газовых гидратов в массиве их залегания нагревом до температуры, превышающей температуру их естественного разложения путем нагнетания по колонне труб через скважину в газогидратную залежь воды и отвода добываемого газа на поверхность по упомянутой скважине. Согласно известному изобретению газогидратную залежь разрабатывают блоками. В центре каждого блока бурят до подошвы залежи и закрепляют эксплуатационную скважину. Участок обсадной колонны в интервале залежи перфорируют. В обсадную колонну до подошвы залежи спускают теплоизолированную подвесную колонну, по которой нагнетают воду, нагретую до температуры, превышающей на выходе из подвесной колонны естественную температуру разложения газовых гидратов. Отвод выделяющегося газа осуществляют по межтрубью обсадной и подвесной колонн в виде газоводяной смеси и в режиме газлифта. Блок газогидратной залежи разрабатывают до обнаружения утечки газа на дневную поверхность помимо обсадной колонны и прекращения газлифтного эффекта, свидетельствующих о формировании контура зоны разложения гидратов до кровли газогидратной залежи. После этого переходят к разработке другого блока. При этом интенсивность разложения газовых гидратов и объем добываемого газа регулируют изменением температуры и расхода нагнетаемой по колонне воды, а также депрессией и снижением в отрабатываемой залежи ее исходного давления, достигаемой созданием в межтрубье обсадной и подвесной колонн для подаваемой на поверхность газоводяной смеси режима газлифта.

В качестве недостатков прототипа являются: большие затраты на подготовку внешних источников тепловой энергии (горячей воды) для разложения газового гидрата на газ и воду; цикличность процесса отбора газа, связанная с неустойчивой работой скважины в режиме разложения газового гидрата, а также использование для подъема газожидкостной смеси из скважины неуправляемой газлифтной технологии.

Целью предлагаемого изобретения является: создание эффективного способа и устройства для добычи нефтяного газа из осадочных пород, с газогидратными включениями, путем решения технической задачи, направленной на использование тепловой энергии глубоко залегающих горных пород, с контролем и управлением основными технологическими параметрами процесса извлечения газо-жидкостной смеси из добывающей скважины и утилизацией попутно добываемой воды в поглощающие скважины.

Технический результат выражается в повышении эффективности процесса разложения газогидратных отложений (газового гидрата) на газ и воду, который проводят за счет использования тепловой энергии, отбираемой из нижележащих горных пород пластов-доноров, обладающих высокой проницаемостью и температурой, а также насыщенных водой или нефтью и выполняющих роль теплоносителя. Для реализации способа выполняют работы по бурению (строительству) скважины (материнской скважины) до подошвы пласта-донора, а затем из материнской скважины строят боковой ствол с горизонтальным окончанием, пронизывающего пласт с газогидратными отложениями, протяженностью на несколько сотен метров, с созданием условий внутрискважинной циркуляции теплоносителя. При этом, поступление флюида (теплоносителя) из пласта-донора в ствол материнской скважины и его дальнейшая циркуляция по горизонтальному стволу газогидратного пласта, обеспечивается за счет использования энергии пласта-донора и включения в работу электроцентробежного насоса, оснащенного газосепаратором. Электроцентробежный насос размещают в эксплуатационной колонне материнской скважины на подвеске насосно-компрессорных труб над кровлей продуктивного пласта газогидратной залежи. При этом станцию управления электроцентробежного насоса, расположенную на поверхности, программно настраивают на интеллектуальный режим работы электроцентробежного насоса, который оптимизирует отбор объема отбираемой из материнской скважины газожидкостной смеси, с учетом добычных возможностей пласта-донора и интенсивности выделения газа из газогидратной залежи. Выделившийся из газогидратного пласта газ, вместе с водой, поступает на прием (во входной модуль) электроцентробежного насоса. При этом газ из газосепаратора электроцентробежного насоса частично поднимают из скважины струйным насосом, установленным на насосно-компрессорных трубах над электроцентробежным насосом, а избыточный объем газа транспортируют по кольцевому пространству скважины и через арматуру устья скважины, который направляют в наземную газоводяную систему, с последующим разделением на газ и жидкость. Жидкую фазу, поступающую из добывающей скважины, освобождают от углеводородов (нефти, при ее наличии) и твердых механических примесей (солей, песка), и насосными агрегатами закачивают в нагнетательную (поглащающую) скважину. Газовую фазу, после сепарации, устранения влаги (осушки) и компримирования, направляют в газотранспортную систему.

Технический результат при релизации настоящего технического решения достигается приемами и техническими средствами, направленными на разложение газовых гидратов в массиве их залегания нагревом до температуры, превышающей температуру их естественного разложения путем нагнетания по колонне труб через скважину в газогидратную залежь воды (нефти) и отвода добываемого газа на поверхность по упомянутой скважине. Разложение газового гидрата производят за счет тепловой энергии, отбираемой из нижележащих горных пород пластов-доноров, обладающих высокой проницаемостью и температурой, насыщенных водой или нефтью и выполняющих роль теплоносителя. Для реализации способа выполняют работы по бурению материнской скважины до подошвы пласта-донора, а затем из материнской скважины строят боковой ствол с горизонтальным окончанием в пласт с газогидратными отложениями протяженностью несколько сотен метров. Создают техническую возможность внутрискважинной циркуляции теппоносителя из пласта-донора в ствол материнской скважины и дальнейшей циркуляции теплоносителя по горизонтальному стволу газогидратного пласта за счет энергии пласта-донора и работы погружного электроцентробежного насоса. Станцию управления электроцентробежного насоса, расположенную на поверхности, программно настраивают на интеллектуальный режим работы насоса, с возможностью оптимизации объема отбираемой из материнской скважины газожидкостной смеси. Газожидкостную смесь, из кольцевого пространства материнской скважины, направляют во входной модуль электроцентробежного насоса и перекачивают ее насосом через устьевую арматуру в систему учета, сепарации и сбора скважинной продукции. Нефтяной газ из газосепаратора электроцентробежный насос по кольцевому пространству скважины направляют на входные каналы инжекторного насоса, обеспечивая возможность транспорта газа по кольцеву пространству скважины и устьевой арматуры, в систему учета, сепарации и сбора газа. Устройство, при котором осуществляют процесс добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными компонентами, включает скважину, пробуренную на газогидратную залежь, закрепленную обсадной колонной труб и цементным камнем. Материнский ствол скважины оснащен эксплуатационной колонной труб, составленой их верхней и нижней секций, соединенных промежуточным присоединительным переводником с внутренним конусом. Ствол материнской скважины снабжен боковым стволом, пробуренным по пласту газогидратной залежи, и оборудован перфорированной обсадной колонной; на внутренний конус присоединительного переводника оперт пустотелый конус верхней части подвески лифтововой колонны бокового ствола, составленной из насосно-компрессорных труб. В нижней секции эксплуатационной колонны установлен клин-отклонитель, закрепленный в колонне нижней секции якорным устройством и соединенным с ним лифтовой эксплуатационной колонной, спущенной до верхних дыр перфорации и оснащен центратором. В верхней части эксплуатационной колонны материнской скважины на насосно-компрессорных трубах размещена установка электроцентробежного насоса (электороцентробежный насос). В подвеску насосно-компрессорных труб, выше установки электроцентробежного насоса, вмонтирован струйный инжекторный насос для забора газа из кольцевого пространства скважины через входные каналы.

С целью повышении эффективности разложения газогидратных отложений на газ и воду из отложений с газогидратными включениями, с использованием предлагаемого технического решения, недропользователь, ответственный за разработку газогидратной залежи, должен обеспечить полный цикл работ, предусмотренный «Правилами разработки месторождений углеводородного сырья» [7]. В частности: изучить горно-геологические условия залегания газогидратной залежи, толщину Нгд и температуру t₁ газогидратного пласта, оценить запасы газа и его состав. Выявить и установить параметры пласта-донора: толщину пласта Нд и его температуру t₂, как источника тепловой энергии, коэффициент продуктивности; реализовать проект разработки газогидратной залежи, разработанный и утвержденный в установленном порядке, с учетом сетки разработки размещения добывающих и водопоглощающих (нагнетательных) скважин. При этом недропользователь должен обеспечить строительство добывающей скважины, причем, вертикальная (материнская) скважина должна быть пробурена до подошвы пласта-донора, обсажена колонной эксплуатационных труб, проведены работы по цементированию, вторичному вскрытию пласта-донора, а также работы по интенсификации притока из пласта-донора, например, как вариант - гидроразрыв пласта, с закачкой расклинивающего материала (проппанта) в трещины пласта-донора. Боковой ствол должен быть проложен (пробурен) с заходом в газогидратный пласт, с горизонтальным окончанием ствола скважины и оборудован эксплуатационной и лифтовой колоннами, в комплекте со щелевыми фильтрами. Обустроить систему сбора и разделения добываемой из скважин продукции по фракциям, предусмотреть их подготовку и транспортировку в водо и газотранспотные системы.

Существенные отличительные признаки и преимущества заявленного технического решения:

1. Существенным отличительным признаком, для способа разложения охлажденных газогидратных включений на газ и воду в осадочных горных породах газогидратной залежи, является использование тепловой энергии флюида из нижележащих горных пород (пласта-донора), обладающего высокой проницаемостью и температурой. Этот существенный признак способа является приоритетным способом воздействия на газогидратную залежь и может испозвользоваться долгие годы, исключив затраты на известные виды нагрева теплогосителя, в том числе, в поверхностных условиях.

2. Теплоноситель из пласта-донора направляют для разложения газового гидрата по кольцевому пространству ствола скважины, имеющего горизонтальное окончание, а продукты разложения (газ, жидкость) направляют по внутреннему каналу насосно-компрессорных труб в ствол материнской скважины.

3. Газожидкостную смесь из ствола материнской скважины откачивают высокопроизводительным электроцентробежным насосом, который для отбора газа, как вариант исполнения, доподнительно оснащен струйным (эжекторным) насосом.

4. Поступающую из добывающих скважин газожидкостную смесь в поверхностных условиях отделяют от углеводороднов (нефти), твердых механических примесей (солей, песка), а затем насосными агрегатами водную составляющую закачивают в нагнетательные скважины. Газ, после сепарации, устранения влаги (осушки) и компримирования, направляют в газотранспортную систему.

Для решения поставленной задачи рассматриваемый способ для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями, обеспечивается устройством, представленным на прилагаемых к описанию фиг.1-3.

На Фиг. 1 приведена схема скважины для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями.

На Фиг. 2 приведена схема опорного посадочного кольца для крепления лифтововой колонны из насосно-компрессорных труб, спущенной в боковой ствол скважины.

На Фиг. 3 приведена схема промежуточного присоединительного переводника, используемого для соединения верхней и нижней частей эксплуатационных колонн.

Способ добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями из подводных или подземных газогидратных залежей, включающий разложение газовых гидратов в массиве их залегания при температуре t₁ нагревом до температуры, превышающей температуру их естественного разложения t_p путем нагнетания по колонне труб через скважину в газогидратную залежь теплоносителя и отвода добываемого газа на поверхность по упомянутой скважине по настояему техническому предложению осуществляется путем разложения газового гидрата за счет тепловой энергии, отбираемой из нижележащих горных пород пластов-доноров 2, обладающих высокой проницаемостью и температурой t2, насыщенных водой или нефтью и выполняющих роль теплоносителя. При этом для реализации способа выполняют работы по бурению материнской скважины до подошвы пласта-донора 2, а затем из материнской скважины 1 строят боковой ствол 10, в вышележащий пласт 12 с газогидратными отложениями. Протяженность бокового стола составляет несколько сотен метров с конструктивной возможностью внутрискважинной циркуляции теплоносителя из пласта-донора 2 в ствол материнской скважины 1 и дальнейшей циркуляции теплоносителя по горизонтальному стволу 10 газогидратного пласта 12 за счет энергии пласта-донора и работы погружного электроцентробежного насоса 31, при этом станцию управления электроцентробежного насоса, расположенную на поверхности (на фиг. не показано), программно настраивают на интеллектуальный режим работы насоса, с возможностью оптимизации объема отбираемой из материнской скважины газожидкостной смеси. При этом, добыча нефтяного газа из осадочых пород с газогидратными включениями из подводных или подземных газогидратных залежей, на настоящему техническому решению, предусматривает выделившуюся газожидкостную смесь, в результате теплового воздействия на продуктивный пласт 12 газогидратной залежи, из кольцевого пространства материнской скважины 1, направлять во входной модуль 31 электроцентробежного насоса 29 и перекачивать ее насосом через устьевую арматуру в систему учета, сепарации и сбора скважинной продукции. Нефтяной газ из газосепаратора 30 электроцентробежного насоса 29 по кольцевому пространству скважины направляют на входные каналы инжекторного насоса 35, обеспечивая возможность транспорта газа по кольцеву пространству скважины и устьевой арматуры, в систему учета, сепарации и сбора газа (на фиг не показано).

Устройство для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями, с использованием скважины 1, отличается от известных технических решений тем, что, материнский ствол скважины 1 оснащен эксплуатационной колонной труб, составленой их верхней 3 и нижней 4 секций, соединенных между собой промежуточным присоединительным переводником 5. Внутренняя поверхность переводника 5 снабжена конической посадочной поверхностью 8, с возможностью опоры на новерхность 8 посадочного конуса 14, которым снабжена верхняя часть эксплуатационной колонны 13, спушенная в боковой ствол 10, пробуренный в продуктивный пласт газогидратной залежи 12. Эксплуатационная колонна в боковом стволе 10 снабжена перфорацией. Для транспортировки газо-жидкостной смеси из бокового ствола 10 в нем размещена лифтовая колонна 9, снабженная фильтрами-патрубками 17. Верхняя часть 19 лифтовой колонны 9 снабжена пустотелым посадочным конусом 20, с функцией неподвижного контакта с предусмотренным для этих целей посадочным кольцом 18. Посадочное кольцо 18 установленно в зазоре резьбового соединения труб обсадной колонны верхней секции 3. В верхней части нижней секции 4 эксплуатационной колонны труб материнской скважины установлено якорное устройство 23, с функцией крепления клина-отклонителя 23. Клин-отклонитель 23 используют для выполнения технологических операций по зарезке бокового ствола 10, спуска перфорированной эксплуатационной колонны 13, а также крепления к нему подвески хвостовика лифтовой колонны 9, предназначенной для транспортировки теплоносителя из пласта-донора 2. Нижняя часть хвостовика лифтовой эксплуатационной колонны 25, используемой для транспорта теплоносителя из пласта-донора 2, ограничена положением верхних перфорационных радиальных каналов в нижней секции 4 эксплуатационной колонны труб материнской скважины. В верхней секции 3 эксплуатационной колонны труб материнской скважины 1, в нижнюю ее часть спущена на насосно-компрессорных трубах 28 установка электроцентробежного насоса, включающая термоманометрическую систему установки электроцентробежного насоса 34, входной модуль 31, газосепаратор 30, насос электроцентробежный 29. При этом в подвеску насосно-компрессорных труб 28, выше электроцентробежного насоса 29, вмонтирован струйный инжекторный насос 35 для забора газа из кольцевого пространства скважины через входные каналы 36. Станция управления установкой электроцентробежного насоса, с трансформаторной подстанцией установлены на эстакаде земной поверхности, (на фиг. не показаны).

Для успешной рализации способа добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями из подводных или подземных газогидратных залежей на интервале пласта-донора 2 выполнена опрерация по гидроразрыву пласта (ГРП) с образованием перфорационных радиальных каналов (трещин) 27. Арматура устья скважина выполнена по стандартной схеме и в графических приложениях не показана.

Для добычи нефтяного газа из газогидратной залежи по настоящему техническому решению необходимо пробурить и оборудовать добывающую скважину, согласно действующих в нефтегазовой промышленности регламентирующих документов [7] и схем, приведенных на Фиг. 1…3.

После проведения работ по оснащению добывающей скважины, необходимым оборудованием, и проверке его на работоспособное состояние, приступают к запуску установки электроцентробежного насоса (поз. 29; 30; 31; 32; 34), в работу. При этом обеспечивают контроль всех доступных параметров работы системы. В частности определяют производительность электроцентробежного насоса 29, давление на входном модуле 31 (приеме) электроцентробежного насоса, частоту питающего напряжения, токовую нагрузку, сопротивление изоляции на кабельной линии 33 и погружного электродвигателя 32, статический и динамический уровень в кольцевом пространстве скважины, температуру выходящей на поверхность газожидкостной смеси, газосодержание (дебит газа). Вывод скважины на стационарный режим работы проводят несколько суток, в течение которого принимают управляющие действия по плавному изменению, например, производительности электроцентробежного насоса 29, путем изменения частоты вращения погружного электродвигателя 32 (от минимального, до оптимального) динамического уровня в скважине, частоты питающего напряжения на станции управления установки электроцентробежного насоса, температуры продукции скважины.

После запуска установки электроцентробежного насоса в работу из кольцевого пространства верхней секции эксплуатационной колонны 3 ствола материнской скважины 1 откачивают технологический раствор (жидкость глушения). При этом создают перепад давления (ΔР), как в призабойной зоне (в перфорационных радиальных каналах 27 пласта-донора 2), с высокой пластовой температурой t₂, так и в стволе боковой горизонтальной скважины 10, с температурой t₁ продуктивного пласта газогидратной залежи 12. После поступления теплоносителя из пласта-донора 2 в кольцевое пространство бокового горизонтального ствола скважины 10 (движение теплоносителя и газа на фиг.1 показано стрелками), возникает процесс прогрева продуктивного пласта с газогидратной залежью 12 и разложение газового гидрата на газ и воду. Выделившийся из газового гидрата газ, вместе с теплоносителем, поступает через фильтры-патрубки 17 и лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб 9, а затем в ствол материнской скважины 1, из которого газожидкостную смесь откачивают установкой электроцентробежного насоса и струйным инжекторным насосом 35. Изменение режима отбора газа (газожидкостной смеси из скважины) производят именениями параметров в настройках наземной станции управления, например, изменением частоты питающего напряжения, как в «ручном», так и в автоматическом режимах.

Пример реализации способа и устройства для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями для газогидратной залежи, расположенной на северной материковой части РФ по следующим исходным данным.

Глубина залегания газогидратной залежи - 750…780 м;

Начальное пластовое давление в газогидратной залежи - 7,5МПа;

Температура начала разложения (t_p) газового гидрата +20°С;

Пласт-донор вскрыт на глубине 3000…3050 м;

Пластовое давление пласта-донора - 30 МПа;

Температура пласта-донора t₂=(90…92)°С;

Теплоемкость воды (β) - 4,2 кДж/(кг⋅°С);

Доля снижения температуры теплоносителя при его движении из пласта-донора в ствол с газовым гидратом (μ) - 20% (0,2);

Затраты энергии (фазовый переход) на разложение газового гидрата (ρ) - 510 кДж/кг;

Содержание компонентов в 1 м³ газового гидрата: газа (γ) - 164 м³; воды - 0,87 м³;

Коэффициет продуктивности пласта-донора, после проведения геолого-технических мероприятий по интенсификации притока, - 250 м³/МПа (сут);

Величина отбора теплоносителя (Q_T) из пласта-донора, м³/сут - 500…1000;

Диаметр и глубина спуска эксплуатационной колонны в материнской скважине: верхняя секция - 194 мм/800 м; нижняя секция 168 мм (от 800 м до 3050 м);

Интервал перфорации эксплуатационной колонны в материнской скважине 3010…3040 м.

Клин отклонитель КОИ-135МФ (БИТехника) с якорным устройством и насосно-компрессорной трубой 102×7 -К - ГОСТ 632-80 (в интервале 800…3000 м).

Боковой ствол с горизонтальным окончанием выполнен на глубине 760…770 м, протяженностью 600 м. Боковой ствол с горизонтальным окончанием оборудован обсадной колонной из насосно-компрессорных труб 146×8 - К ГОСТ 632-80.

Подвеска насосно-компрессорных труб в боквом стволе составлена из насосно-компрессорных труб 102×8 - К ГОСТ 633-80 - 600 м.

Установка электроцентробежного насоса: электроцентробежный насос 7А-1000Э, газосепаратор ГН7А-1000; интеллектуальная станция управления ИУС-03 (Новомет), струйный насос НС-73 (Ижнефтемаш).

Оценка процесса добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями по принятым исходным данным:

1. Количество тепловой энергии (W) при расходе теплоносителя (Qт) из пласта-донора, равного 500 м3/сут;

W=Qт⋅(t₂-t₁)⋅(1-μ)⋅β=500⋅1000⋅(90-20)⋅(1-0,2)⋅4,2=1176 10⁵кДж/сут;

2. Оценка количества газового гидрата, которое будет разложено на воду (Gв) и газ (Vг) за сутки, при воздействии теплоносителя из пласта-донора в объеме Qт=500 м3/сут.

Gв=W/ρ=1176⋅10⁵/510=230588 кг/сут≈230,6 м³/сут;

3. Расчетный объем газа (Vг), выделившегося из газового гидрата за сутки

Vг=Gв⋅γ=230,6⋅164=37816 м³/сут.

Согласно выполненным расчетам, можно утверждать, что в процессе эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса, электроцентробежный насос 7А-1000Э вместе с водой, поступающей из пласта-донора в объеме Qт=500 м³/сут и водой, от разложения газового гидрата Gв=230,6 м³/сут нужно откачивать Qв=730,6 м³/сут. При этом расчетной суточный объем газа будет равен 37818 м³/сут. Среднее значение газового фактора (Гф) для скважины будет равно Гф=Vг/Qв=37816/730,6=51,7. Такое значение газового фактора (Гф) допустимо для работы установки электроцентробежного насоса серийного производства.

С учетом приведенного описания к заявке и выполненных расчетов можно утверждать, что предложенное техническое решение является эффективным и направленно на сокращение затрат на добычу нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями, с обеспечением контроля и управления основными технологическими параметрами процесса извлечения газо-жидкостной смеси и обладает новизной. Кроме этого, в рамках предложенного технического решения, исполнение составных частей устройства обладают необходимым уровнем их совершенства и новизны, которые находятся между собой в функционально-конструктивном единстве, с наличием признаков существенных отличий, что, в их совокупности, позволяет выполнять поставленную задачу. При этом, приведенные расчеты свидетельствует о возможности реализации настоящего технического решения в нефтегазовой отрасли.

Информационные источники:

1. А.Е. Воробьев, В.П. Малюков. Газовые гидраты. Технология воздействия на нестандартные углеводороды. Учеб. Пособие. - 2-е. - М. -: РУДН, 2001. - 289 с.;

2. Информационная Справка. Гидраты: технология добычи и перспективы разработки. Дирекция по стратегическим исследованиям в энергетике. Аналитичекский центр при правительстве РФ. 2013 г.;

3. Кузнецов Ф.А., Дядин Ю.А., Родионова Т.В. Газовые гидраты - неисчерпаемый источник углеводородного сырья. // Российский химический журнал. - 1997, №6. - С. 28 -34;

4. Патент на изобретение RU №2424427 «Способ добычи газа из газовых гидратов», опубл. 20.07.2011 Бюл. №20;

5. Пичугин З.А., Гулый Н.И. Гидраты: условия залегания, технологи обнаружения и добычи. Международный научный журнал «Инновационная наука» №05/2017 ISSN 2410-6070. №5 с. 43-49;

6. Газогидраты: технологии добычи и перспективы разработки [Электронный ресурс]. - URL: http://ac.gov.ru/files/publication/a/1437.pdf;

7. Правила разработки месторождений углеводородного сырья (с изменениями на 7 августа 2020 года). Приказ Минприроды России (Министерства природных ресурсов и экологии РФ) от 14.06.2016 N 356.

Пояснения к чертежам:

1 - ствол материнской скважины;

2 - пласт-донор;

3 - верхняя секция эксплуатационной колонны;

4 - нижняя секция эксплуатационной колонны;

5 - промежуточный присоединительный переводник;

6 - ниппельная трубная коническая присоединительная резьба;

7 - муфтовая трубная коническая присоединительная резьба;

8 - коническая посадочная поверхность присоединительного переводника;

9 - лифтововая колонна из насосно-компрессорных труб;

10 - боковой горизонтальный ствол скважины;

11 - цементный камень (цементное кольцо);

12 - продуктивный пласт газогидратной залежи;

13 - перфорированная эксплуатационная колонна;

14 - посадочный конус головной части перфорированной эксплуатационной колонны;

15 - направляющий башмак;

16 - осевые торцовые отверстия;

17 - фильтры-патрубки;

18 - опорное посадочное кольцо;

19 - верхняя часть лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб;

20 - пустотелый посадочный конус;

21 - транспортировочный переводник;

22 - присоединительная резьба транспортировочного переводника;

23 - клин-отклонитель;

24 - якорное устройство;

25 - хвостовик лифтовой эксплуатационной колонны;

26 - центратор направляющий;

27 - перфорационные радиальные каналы (трещины);

28 - насосно-компрессорные трубы;

29 - электроцентробежный насос;

30 - газосепаратор установки электроцентробежного насоса;

31 - входной модуль установки электроцентробежного насоса;

32 - погружной электродвигатель;

33 - кабельная линия установки электроцентробежного насоса;

34 - термоманометрическая система установки электроцентробежного насоса;

35 - струйный инжекторный насос;

36 - входные каналы инжекторного насоса;

t₁ - температура пород газогидратной залежи;

t₂ - температура пласта-донора;

Нд - толщина пласта-донора;

Нгд - толщина пласта газогидратной залежи.

Группа изобретений относится к области добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями и может быть использована при разработке газогидратных залежей в северных районах на континенте, а также в шельфовых зонах из продуктивных пластов, насыщенных газовыми гидратами. Устройство для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями включает скважину, пробуренную на газогидратную залежь и закрепленную обсадной колонной труб и цементным камнем. Материнский ствол скважины оснащен эксплуатационной колонной труб. Эксплуатационная колонна труб состоит из верхней и нижней секций, соединенных промежуточным присоединительным переводником. Внутренняя полость переводника выполнена с конической посадочной поверхностью с возможностью опоры посадочного конуса. Эксплуатационная колонна в боковом стволе снабжена перфорацией, а для транспортировки газожидкостной смеси из бокового ствола в нем размещена лифтовая колонна, снабженная фильтрами-патрубками. Верхняя часть лифтовой колонны соединена с пустотелым посадочным конусом. Пустотелый посадочный конус находится в контакте с предусмотренным для этих целей посадочным кольцом, установленным в зазоре резьбового соединения труб обсадной колонны верхней секции. В верхней части нижней секции эксплуатационной колонны труб материнской скважины установлено якорное устройство для крепления клина-отклонителя и подвеска хвостовика лифтовой колонны, предназначенной для транспортировки теплоносителя. Нижняя часть хвостовика лифтовой эксплуатационной колонны для транспорта теплоносителя ограничена положением верхних перфорационных радиальных каналов в нижней секции эксплуатационной колонны труб материнской скважины. В верхней секции эксплуатационной колонны труб материнской скважины на насосно-компрессорных трубах закреплена установка электроцентробежного насоса. В подвеску насосно-компрессорных труб выше установки электроцентробежного насоса вмонтирован струйный инжекторный насос для забора газа из кольцевого пространства скважины через входные каналы. Способ добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями из подводных или подземных газогидратных залежей включает разложение газовых гидратов в массиве их залегания нагревом до температуры, превышающей температуру их естественного разложения, путем нагнетания по колонне труб через скважину в газогидратную залежь теплоносителя и отвода добываемого газа на поверхность по упомянутой скважине. Обеспечивается повышение эффективности процесса разложения газогидратных отложений. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями из подводных или подземных газогидратных залежей, включающий разложение газовых гидратов в массиве их залегания нагревом до температуры, превышающей температуру их естественного разложения, путем нагнетания по колонне труб через скважину в газогидратную залежь теплоносителя и отвода добываемого газа на поверхность по упомянутой скважине, отличающийся тем, что разложение газового гидрата производят за счет тепловой энергии, отбираемой из нижележащих горных пород пластов-доноров, обладающих высокой проницаемостью и температурой, насыщенных водой или нефтью и выполняющих роль теплоносителя, причем для реализации способа выполняют работы по бурению материнской скважины до подошвы пласта-донора, а затем из материнской скважины строят боковой ствол в вышележащий пласт с газогидратными отложениями протяженностью несколько сотен метров, обеспечивают возможность внутрискважинной циркуляции теплоносителя из пласта-донора в ствол материнской скважины и дальнейшей циркуляции теплоносителя по горизонтальному стволу газогидратного пласта за счет энергии пласта-донора и работы установки электроцентробежного насоса, при этом станцию управления электроцентробежного насоса, расположенную на поверхности, программно настраивают на интеллектуальный режим работы насоса с возможностью оптимизации объема отбираемой из материнской скважины газожидкостной смеси.

2. Способ добычи нефтяного газа из осадочых пород с газогидратными включениями из подводных или подземных газогидратных залежей п. 1, отличающийся тем, что газожидкостную смесь из кольцевого пространства материнской скважины направляют во входной модуль электроцентробежного насоса и перекачивают ее насосом через устьевую арматуру в систему учета, сепарации и сбора скважинной продукции, а нефтяной газ из газосепаратора установки электроцентробежного насоса по кольцевому пространству скважины направляют на входные каналы инжекторного насоса, обеспечивая возможность транспорта газа по кольцевому пространству скважины и устьевой арматуры в систему учета, сепарации и сбора газа.

3. Устройство для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями, включающее скважину, пробуренную на газогидратную залежь, закрепленную обсадной колонной труб и цементным камнем, отличающееся тем, что материнский ствол скважины оснащен эксплуатационной колонной труб, составленной из верхней и нижней секций, соединенных промежуточным присоединительным переводником, внутренняя полость которого выполнена с конической посадочной поверхностью с возможностью опоры посадочного конуса от верхней части эксплуатационной колонны, спущенной в боковой ствол, при этом эксплуатационная колонна в боковом стволе снабжена перфорацией, а для транспортировки газожидкостной смеси из бокового ствола в нем размещена лифтовая колонна, снабженная фильтрами-патрубками, причем верхняя часть лифтовой колонны соединена с пустотелым посадочным конусом, который находится в контакте с предусмотренным для этих целей посадочным кольцом, установленным в зазоре резьбового соединения труб обсадной колонны верхней секции, при этом в верхней части нижней секции эксплуатационной колонны труб материнской скважины установлено якорное устройство для крепления клина-отклонителя и подвеска хвостовика лифтовой колонны, предназначенной для транспортировки теплоносителя, при этом нижняя часть хвостовика лифтовой эксплуатационной колонны для транспорта теплоносителя ограничена положением верхних перфорационных радиальных каналов в нижней секции эксплуатационной колонны труб материнской скважины, а в верхней секции эксплуатационной колонны труб материнской скважины на насосно-компрессорных трубах закреплена установка электроцентробежного насоса, при этом в подвеску насосно-компрессорных труб выше установки электроцентробежного насоса вмонтирован струйный инжекторный насос для забора газа из кольцевого пространства скважины через входные каналы.