Способ разработки газогидратных месторождений

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения отбора газа, продление срока безгидратной эксплуатации скважин и сокращение энергозатрат. Способ заключается в том, что производят бурение основной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, в пробуренной скважине осуществляют перфорацию в зоне продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта. Затем осуществляют спуск в основную 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. Добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам. Эту жидкость с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт. При этом производят дополнительно бурение, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи со вскрытием нижележащего водоносного пласта. Осуществляют их перфорацию в зоне продуктивного пласта и водоносного пласта. В процессе отбора газожидкостной смеси осуществляют перепуск термальной пластовой минерализованной воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт для тепловой диссоциации гидрата с обеспечением циркуляции термальной пластовой воды и воды диссоциации гидрата между продуктивным пластом и нижележащим водоносным пластом без подъема воды на поверхность. В процессе отбора газожидкостной смеси производят снижение давления в призабойной зоне газогидратного пласта до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов.

Известен способ разработки газогидратной залежи, включающий бурение перепускных и эксплуатационных скважин в породе с последующей добычей через перепускные скважины газа с поддержанием давления в разрабатываемой залежи путем перепуска термальной пластовой воды из нижележащего горизонта в вышележащий, при этом производят бурение перепускной скважины до пласта с термальными водами, нижележащего относительно газогидратной залежи, выполняют горизонтальное ответвление под подошвой газогидратной залежи для подачи пластовой воды и бурение газоотводящей скважины с вертикальным отводом на поверхность (RU 2250365, 2003 г.).

К недостаткам способа следует отнести большое скопление воды в призабойной зоне, которая снизит фазовую проницаемость для газа, а также падение давления в пласте с термальными водами не позволит разрабатывать газогидратную залежь указанным способом продолжительное время.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сути является способ разработки газогидратного месторождения, включающий бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего 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, 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 водоносный пласт (RU 2438009, 2010 г.).

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 образованию 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. Снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, не решает полностью эту проблему, т.к. при разложении 1 м3 гидрата образуется 0.784 м3 воды и не исключается возможность образования вторичных гидратов. К недостаткам также следует отнести низкую приемистость водоносного пласта, из которого ничего не отбирается, и отсутствие приемистости через небольшой промежуток времени. Описываемый способ разработки может осуществляться непродолжительное время и может не оправдать затраты на погружную насосную установку.

Задачей изобретения является создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин, а также сокращение энергозатрат.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки газогидратной залежи производят бурение основной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, в пробуренной скважине осуществляют перфорацию в зоне продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, затем осуществляют спуск в основную 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, согласно изобретению производят дополнительно бурение, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи со вскрытием нижележащего водоносного пласта и осуществляют перфорацию их в зоне продуктивного пласта и водоносного пласта, в процессе отбора газожидкостной смеси осуществляют перепуск термальной пластовой минерализованной воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт для тепловой диссоциации гидрата с обеспечением циркуляции термальной пластовой воды и воды диссоциации гидрата между продуктивным пластом и нижележащим водоносным пластом без подъема воды на поверхность, при этом в процессе отбора газожидкостной смеси происходит снижение давления в призабойной зоне газогидратного пласта до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата.

Достигаемый технический результат достигается за счет обеспечения циркуляции термальной пластовой воды между водоносным и продуктивным пластом и за счет исключения подъема пластовой воды на поверхность.

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

На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - скважина, 2 - водоносный пласт, 3 - перфорационное отверстие, 4 - насосно-компрессорная труба, 5 - насосная установка, 6 - погружной электродвигатель, 7 - динамический уровень, 8 - пакер, 9 - станция управления, 10 - внутрискважинный кабель, 11 - поверхностный кабель, 12 - трансформатор, 13 - частичный преобразователь, 14 - шлейф, 15 - продуктивный пласт, 16 - перепускная скважина.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего водоносного пласта 2.

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

Посредством насосной установки 5 производят отбор газожидкостной смеси. В результате отбора газожидкостной смеси пластовое давление в призабойной зоне газогидратного пласта 15 снижается, начинается процесс диссоциации гидрата.

Разделение газожидкостной смеси происходит в скважине 1 и осуществляется посредством газосепаратора, входящего в состав погружной насосной установки 5. Далее газ по затрубью скважины поступает на поверхность в шлейф 14 и далее на установку подготовки газа и к потребителю, а воду после разделения газожидкостной смеси с помощью погружной насосной установки 5 закачивают в нижележащий водоносный пласт 2.

Кроме того, по периферии залежи бурятся перепускные скважины 16 в породе до пласта 2 с термальными водами, нижележащего относительно газогидратной залежи, для поддержания давления в разрабатываемой залежи и обеспечения приемистости водоносного пласта путем перепуска термальной пластовой воды из нижележащего горизонта в вышележащий. Таким образом, осуществляется циркуляция пластовой воды и воды диссоциации гидрата.

Предлагаемый способ обеспечивает разложение газогидратов не только за счет снижения давления на забое скважины в процессе отбора газожидкостной смеси, но и теплового и ингибирующего воздействия термальных вод.

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. Кроме того, по периферии залежи бурятся две перепускные скважины 16 в породе до пласта 2 с термальными водами, нижележащего относительно газогидратной залежи. 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.

Устанавливается насосная установка 5 с погружным электродвигателем 6. 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 8 устанавливают между продуктивным пластом и 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 эксплуатационной колонной диаметром 139.7 мм - пакер типа АПД-ЯГ-112-500.

Связь погружного электродвигателя 6 со станцией управления 9 осуществляют с помощью внутрискважинного кабеля 10 и поверхностного кабеля 11. Управление работой погружного электродвигателя осуществляют с помощью трансформатора 12 и частотного преобразователя 13.

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

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 14, 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%.

По периферии пласта через перепускные скважины в продуктивный пласт поступает термальная пластовая вода с высокой степенью минерализации, которая имеет теплоемкость, значительно превышающую теплоемкость пресной воды.

Дебит термальной пластовой воды, необходимый для обработки 1 м3 породы принимают:

где: q - дебит термальной пластовой воды,

Сп - теплоемкость породы, ккал/м3·°С;

CT - теплоемкость термальной пластовой воды, ккал/м3·°С

ΔТф=Tф-Tпл, °С;

ΔT=T0-Tпл, °С;

Т0 - температура термальной пластовой воды, °С;

Тпл - температура пласта, °С;

Тф - температура фазового перехода, °С;

m - пористость;

ΔH - теплота фазового перехода газогидрата, ккал/м3;

αгид - коэффициент гидратонасыщенности.

Теплоемкость породы составляет Сп=600 ккал/м3·°С; m=0,2; ΔН=1,25 ккал/м3; αгид=0,4; Т0=60°С; Tпл=3°С; т Тф=7°С теплоемкость термальной пластовой воды СТ=1000 ккал/м3·°С, соответственно

т.е. для осуществления способа по предлагаемому изобретению необходимо на каждый 1 м3 породы примерно 0,31 м3 термальной пластовой воды.

В процессе разработки осуществляют контроль давления высоконапорных термальных пластовых вод.

Кроме того, при этом увеличивается химическое и тепловое воздействие контактирующей поверхности минерализованной термальной пластовой воды. Например, увеличение концентрации хлористого кальция в термальной пластовой воде на 1% снижает равновесную температуру гидратообразования на 0,5 °С. Кроме того, термальная пластовая вода с высокой степенью минерализации имеет теплоемкость, значительно превышающую теплоемкость пресной воды.

Количество термальной пластовой воды регламентируется в соответствии с предлагаемой формулой, что позволяет наиболее эффективно осуществлять разработку залежи без опасности превышения пластового давления выше горного, исключая возникновение неуправляемого гидроразрыва пласта.

В результате воздействия перечисленных факторов существенно повышается степень извлечения газа в масштабе целой залежи.

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению обеспечивает продолжительную эксплуатацию скважины за счет циркуляции пластовой воды.

Вероятность самоконсервации гидратов при реализации способа значительно снижается, т.к. не происходит и снижения температуры газа на забое эксплуатационной скважины, поскольку добывается газожидкостная смесь, а не чистый газ и дроссель-эффект не проявляется и за счет теплоносителя (термальных вод).

Способ разработки газогидратной залежи, заключающийся в том, что производят бурение основной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, в пробуренной скважине осуществляют перфорацию в зоне продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, затем осуществляют спуск в основную 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, отличающийся тем, что производят дополнительно бурение, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи со вскрытием нижележащего водоносного пласта и осуществляют перфорацию их в зоне продуктивного пласта и водоносного пласта, в процессе отбора газожидкостной смеси осуществляют перепуск термальной пластовой минерализованной воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт для тепловой диссоциации гидрата с обеспечением циркуляции термальной пластовой воды и воды диссоциации гидрата между продуктивным пластом и нижележащим водоносным пластом без подъема воды на поверхность, при этом в процессе отбора газожидкостной смеси производят снижение давления в призабойной зоне газогидратного пласта до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти до 90% на любых месторождениях с угольными пластами, в т.

Группа изобретений относится, главным образом, к способам и системам для добычи углеводородов из различных подземных пластов. Способ поставки тепловой энергии в горизонтальный ствол скважины, расположенный в подземном пласте, через соединенный с ним вертикальный канал включает нагрев теплопередающей среды в нагревателе, расположенном на поверхности.

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов с высоковязкой нефтью и наличием подошвенной воды небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойных зон скважин. Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии содержит корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом и верхний подпружиненный поршень с осевым каналом, шаровой клапан с седлами, установленный между нижним ступенчатым и верхним подпружиненным поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности и, в частности, к интенсификации нефтегазовых скважин и дегазации угольных пластов. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Способ включает бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидроразрывов пласта.

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.

Изобретение относится к способам обработки призабойной зоны пластов скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти путем повышения или восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях разработки.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для скважин с низким пластовым давлением, а именно для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов за счет генерации колебаний давления в подпакерной области при извлечении нефти струйным насосом.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обработки призабойной зоны скважины мгновенными импульсами давления.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и предназначено для проточной тепловой обработки пластового флюида как в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) с высоковязкой нефтью, так и в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), с целью снижения вязкости нефти и исключения образования асфальтосмолопарафиновых пробок. Скважинный электронагреватель, встраиваемый в колонну НКТ, включает НКТ, концевые участки которой выполнены с возможностью встраивания ее в колонну НКТ, кожух, концентрично установленный относительно НКТ, и нагревательные элементы, установленные между указанной трубой и кожухом, подключенные к токоподводящему кабелю. При этом кожух выполнен металлическим и установлен относительно НКТ с образованием кольцевого пространства, загерметизированного со стороны торцов кожуха. Причем в указанном кольцевом пространстве размещен по меньшей мере один снабженный термостойким изолятором нагревательный элемент, выполненный в виде дугообразного пластинчатого электрода, нижний конец которого погружен в электролит, частично заполняющий кольцевое пространство. Верхний конец электрода подключен к токоподводящему кабелю через узел ввода последнего в кольцевое пространство. При этом нагреватель снабжен по меньшей мере одним датчиком измерительного контроля, питание которого и снятие показателей с которого производится через указанный токоподводящий кабель. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы за счет упрощения конструкции и увеличения теплоотдачи, при одновременном обеспечении универсальности за счет возможности его использования для тепловой обработки пластового флюида как в ПЗП, так и в колонне НКТ. 12 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх