Способ добычи газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - контролируемое разрушение залежи газовых гидратов. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.

 

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов.

Известен способ добычи гидратов природного газа - термальное воздействие (Воробьев А.Е., Малюков В.П. Газовые гидраты. Технологии воздействия на нетрадиционные углеводороды. Учебное пособие. - 2-е изд., испр. доп. - М. РУДН, 2009. - с. 184-185). Способ основан на применении диссоциации - процесса, в ходе которого вещество распадается на более простые составляющие. В случае с гидратами природного газа диссоциация проходит при увеличении температуры и снижении давления, когда кристаллы льда тают или изменяют свою форму, тем самым высвобождая молекулы природного газа, заключенные внутри кристалла.

Способ термального воздействия основан на подаче тепла внутрь кристаллической структуры гидрата с целью повышения температуры и ускорения процесса диссоциации. Практическим примером такого метода может служить накачивание теплой морской воды внутрь слоя гидратов газа, залегающего на дне моря. Как только газ начнет высвобождаться из слоя морских отложений, его можно будет собрать. Недостатком данного способа являются высокие энергозатраты, необходимые на нагрев требуемого количества воды, которая подается для разрушения гидратов. Например, для оттаивания льда требуется 336 кДж/кг энергии, а для разложения газового гидрата - 450 кДж/кг энергии (В. Якушев. Газовый источник, способный перевернуть мировой рынок энергии. - ЭСКО. Электронный журнал энергетической компании «Экологические системы», 2009, №3. http://www.Journal.esco.co.ua/2009_3/art052.htm).

Известен способ и устройство для добычи подводных газовых гидратов, заключающийся в том, что прокладывают специальный трубопровод с платформы на поверхности моря до залежи газовых гидратов на морском дне. Согласно способу по внутренней трубе подается морская вода, нагретая до 30-40°C, непосредственно к месторождению газовых гидратов, которые начинают плавиться, при этом из них выделяются пузырьки газообразного метана, которые вместе с водой поднимаются по внешней трубе наверх, к платформе, где метан отделяется от воды и подается в цистерны или в магистральный трубопровод, а теплая вода снова закачивается вниз, к залежам газовых гидратов (В. Фрадкин. Газ на дне океана как альтернативный энергоноситель. Источник: Газовые гидраты, http://n-t.ru/tp/ie/gn.htm)

Компьютерное моделирование процесса термального воздействия на гидраты с использованием горячей воды и пара показало, что объем газа, высвобождаемый таким методом, достаточно велик для добычи, но не контролируем. Также существенны затраты на добычу газа за счет нагрева воды, которую нагнетают в газогидратный пласт для его разрушения.

Наиболее близким по существенным признакам и технической сущности к предлагаемому изобретению способ добычи подводных залежей газовых гидратов и подводный добычный комплекс газовых гидратов, предложенный в патенте RU 2489568. Согласно этому изобретению прокладывают трубопровод с платформы на поверхности моря до залежей газовых гидратов на морском дне, состоящий из внешней и внутренней труб. По внутренней трубе из емкости на платформе подают морскую воду, нагретую до 30-40°C°, непосредственно к месторождению газовых гидратов. Транспортируют пузырьки газообразного метана вместе с водой по внешней трубе наверх - к платформе. Отделяют метан от воды. Подают метан в цистерны или в магистральный трубопровод. При подаче морской воды, нагретой до 30-40 C°, подают гранитную крошку в пропорции 1:2 для заполнения внутреннего объема пласта, освободившегося при извлечении газовых гидратов. Подводный добычный комплекс включает платформу с трубопроводом, состоящим из внутренней трубы для подачи морской воды непосредственно к месторождению газовых гидратов, нагретой до 30-40°C°, и гранитной крошки в пропорции 1:2, и внешней трубы для транспортировки пузырьков газообразного метана вместе с водой наверх к платформе для отделения метана от воды. Кроме того, имеются насосы, газотурбинная установка мощностью 6 МВт и теплосиловая установка для вырабатывания энергии за счет термобарической разности морской воды. При этом платформа выполнена в виде подвижного морского аппарата с погружаемым тендером посредством телескопического устройства, внутри которого размещен трубопровод, выполненный из пропилена.

Недостатком рассмотренного способа является то, что в нем не решена проблема неконтролируемого разрушения газовых гидратов. Этот процесс плохо предсказуемый, в результате которого может произойти выброс большого количества газа. Как следствие, главным недостатком является низкая степень управления процессом разложения газогидратов.

Техническим результатом изобретения является контролируемое разрушение залежи газовых гидратов.

Технический результат достигается тем, что способ добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающий прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, при этом добычу аквальных газогидратов осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки. Кроме того, количество наночастиц составляет 120-150 тыс./л подаваемой на разрушение залежи воды.

Способ осуществляется следующим образом. Передвижной комплекс разработки придонных газовых гидратов включает: плавучую платформу с трубопроводом, состоящим из внутренней трубы для подачи морской воды с наночастицами-фуллеренами (C60) непосредственно к месторождению газовых гидратов и внешней трубы с погружным вытяжным колпаком для транспортировки пузырьков газообразного метана вместе с водой наверх к платформе для отделения метана от воды и последующего его сжатия при использовании компрессорной станции. Также, в передвижной комплекс входят насосы, емкость, магистральный трубопровод, устройство соединения магистрального трубопровода с платформой, телескопическое устройство. Прокладывают закачной трубопровод (пульпопровод, газопровод) с плавучей платформы на поверхности моря до залежей газовых гидратов на морском дне, состоящий из внешней и внутренней труб. Морскую воду подают из емкости на платформе, в которую предварительно добавлены наночастицы-фуллерены (C60) в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, что обусловлено длиной пути наночастиц по поверхности залежи, определенной первоначальной скоростью частицы, ее массой и поверхностью залежи, которые в процессе контакта разрушают залежь газового гидрата в необходимых, контролируемых объемах. Процесс осуществляется за счет прикрепления к внутреннему трубопроводу гидромониторной насадки и добавления в емкость на платформе в морскую воду наночастиц-фуллеренов (С60). Концентрация наночастиц фуллеренов (C60) в литре морской воды составляет 120-150 тыс. штук. Добавление меньшего количества наночастиц будет неэффективным, а большее - затратным.

По внутренней трубе, на конце которой расположена гидромониторная насадка, осуществляют подачу полученного состава с ускорением на выходе из закачного трубопровода (пульпопровода, газопровода), что обусловлено термобарическими (равновесными) условиями существования газогидратов (Воробьев А.Е., Молдабаева Г.Ж., Чекушина Е.В., Синченко А.В. и др. Развитие грязевого вулканизма и гидратоносность аквальных залежей. Монография. - Севастополь.: Рибэст, 2012 - с. 25-34) и определяется устойчивостью ячеек газовых гидратов. По внешней трубе, на конце которой прикреплен погружаемый тендер, посредством телескопического устройства с размещенным внутри закачным трубопроводом, происходит подача смеси газа и воды к платформе. Здесь отделяют метан от воды и сжимают его в компрессорной станции. Далее подают метан в цистерны или в магистральный трубопровод.

Пример 1.

В емкость с морской водой, установленной на платформе, добавляли наночастицы-фуллерены в соотношении 1 наночастица к 15 ячейкам газового гидрата, концентрация на литр воды составила 120 тыс. наночастиц. Морскую воду с наночастицами подавали в закачной трубопровод по внутренней трубе, подсоединенный к емкости, и направляли к поверхности залежи газогидратов на дне моря. На выходе из закачного трубопровода движение состава получало ускорение с помощью гидромониторной насадки. После разрушения газового гидрата по внешней трубе смесь газа и воды подавали к компрессорной станции, расположенной на платформе. Полученный метан подавали в трубопровод. В ходе процесса разрушения газового гидрата в районе морской залежи не наблюдалось выбросов или взрыва газа, высвобожденного из газового гидрата.

Пример 2.

В емкость с морской водой, установленной на платформе, добавляли наночастицы - фуллерены в соотношении 1 наночастица к 20 ячейкам газового гидрата, концентрация на литр воды составила 150 тыс. наночастиц. Морскую воду с наночастицами подавали в закачной трубопровод по внутренней трубе, подсоединенный к емкости, и направляли к поверхности залежи газогидратов на дне моря. На выходе из закачного трубопровода движение состава получало ускорение с помощью гидромониторной насадки. После разрушения газового гидрата в большем объеме, чем в примере 1, по внешней трубе смесь газа и воды подавали к компрессорной станции, расположенной на платформе. Полученный метан подавали в трубопровод. В ходе процесса разрушения газового гидрата в районе морской залежи не наблюдалось выбросов или взрыва газа высвобожденного из газового гидрата.

В результате происходит контролируемое разрушение залежи газовых гидратов, вследствие чего дебит добываемого газа из аквальных газогидратных месторождений является контролируемым, за счет использования водного раствора, обогащенного наночастицами (фуллеренами), которые предотвращают саморазложение газа до его контролируемого отбора из залежи путем поячеечного разрушения гидратов.

1. Способ добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающий прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, отличающийся тем, что добычу аквальных газогидратов осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что количество наночастиц составляет 120-150 тыс./л подаваемой на разрушение залежи воды.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый при сгорании композиционный материал и газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачную селитру гранулированную марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидную смолу марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал включает, мас. %: аммиачную селитру гранулированную марки Б 38-45, смолу поливинилхлоридную хлорированную марки ПСХ-ЛС 40-50, фторопласт-4 12-15. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - контролируемое разрушение залежи газовых гидратов. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.

Наверх