Система и способ добычи газа из газогидратных формаций

Группа изобретений относится к системе и способу, разработанным для получения газа из газогидратных формаций. Технический результат – повышение эффективности получения газа. По способу получают газ из газогидратных формаций под замороженными слоями земли в холодных регионах или под морским дном/склонами. Для этого осуществляют бурение скважины, содержащей газогидратные формации. Помещают насосно-компрессорные трубы с просверленными отверстиями в виде полосок с заглушками возле газогидратной формации в пробуренную скважину. Выбирают нижнюю отметку глубины газогидратной формации в качестве целевого уровня. Удаляют воду из скважины для понижения давления в насосно-компрессорных трубах. Выводят бурильную машину на целевой уровень газогидратной формации по насосно-компрессорным трубам для спуска бурильной машины и управления ею. Пробуривают заглушки в насосно-компрессорных трубах на целевом уровне газогидратной формации посредством бурового долота указанной бурильной машины. Осуществляют бурение каналов в газогидратной формации и обеспечивают диссоциацию формации на газ и воду посредством снижения давления в формации через пробуренные каналы. Регулируют уровень воды и давления воды в насосно-компрессорных трубах на целевом уровне при замещении диссоциированных газа и воды каверной. Втягивают буровое долото в насосно-компрессорные трубы. Повторяют технологические этапы, начиная с нижнего уровня, до верхнего уровня газогидратной формации и получают отделенный газ на устье скважины. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 14 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретение относится к системе и способу, разработанным для получения газа из газогидратных формаций.

В частности, изобретение относится к насосно-компрессорным трубам. В насосно-компрессорных трубах предварительно просверлены отверстия в виде полосок, причем отверстия, просверленные в виде полосок, закрыты и уплотнены стойкими к давлению заглушками. Указанные насосно-компрессорные трубы используются в системе, разработанной для получения газа из газогидратных формаций. Указанные насосно-компрессорные трубы могут также использоваться при добыче нефти, жидких нефтепродуктов, газа, сланцевого газа и всех видов углеводородов.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Газовый гидрат представляет собой твердое кристаллическое вещество, состоящее из молекулы газа, окруженной молекулами воды. Газовые гидраты могут образовываться из ряда газов с соответствующим молекулярным размером. Эти газы включают двуокись углерода, сульфид водорода и несколько углеводородов с низким числом атомов углерода, включая метан. Газовый гидрат называется также гидратом метана или клатратом метана.

Номинальная композиция газового гидрата составляет 1 моль метана на каждые 5,75 молей воды, что соответствует 13,4 % метана по массе, хотя фактическая композиция зависит от того, как много молекул метана заключены в различные каркасные структуры водной решетки. Наблюдаемая плотность составляет около 0,9 г/см3, что означает, что газовый гидрат будет всплывать на поверхность воды. Таким образом, один литр полностью насыщенного газогидратного твердого вещества будет содержать примерно 120 грамм метана (или примерно 169 литров газообразного метана при температуре 0 °C и под давлением 1 атм).

Гидраты обычно образуются в поровых пространствах осадочных слоев, а также как включения или залежи чистого гидрата. Газовые гидраты стабильны в условиях низкой температуры и высокого давления. Обычно они встречаются на морском дне после определенных глубин около 1200 метров и 1500 метров ниже уровня моря и под слоем многолетнемерзлых пород после определенных глубин около 200 метров и 1100 метров ниже уровня земли. Эта область называется также зоной стабильности газовых гидратов или газогидратной формацией.

При использовании газового гидрата в качестве источника энергии газовый гидрат необходимо диссоциировать на газообразный метан и воду, и собрать газообразный метан.

Газогидратоносные слои находятся под высоким давлением, создаваемым весом покрывающей толщи формации или объединенным весом покрывающей толщи морской воды и формации. При понижении давления газовый гидрат диссоциирует на газообразный метан и воду. Для диссоциации газового гидрата требуется уменьшение давления газового гидрата или повышение температуры газового гидрата, или и то и другое. Давление диссоциации является давлением, требуемым для выделения газа из газового гидрата. На значение давления диссоциации влияют различные параметры, включая температуру газового гидрата, состав газа, присутствие кислых газов, содержание газа и др.

При диссоциации следует соблюдать осторожность из-за возможности фазового перехода от твердого гидрата с быстрым высвобождением воды и газообразного метана при снижении давления. Быстрое высвобождение газообразного метана в замкнутой системе может вызывать быстрое повышение давления.

В некоторых из текущих областей применения диссоциация газогидратной формации обеспечивается снижением давления. Давление снижается путем снижения уровня воды в скважине или полного удаления воды из скважины. При этом газогидратная формация подвергается воздействию низкого давления, и она диссоциирует на газ и воду, и, таким образом газ добывают при достижении им поверхности.

При снижении давления в скважине низкое давление вызывает диссоциацию формации и высвобождение газообразного метана. Диссоциированная вода перемещается в скважину. Последующее удаление воды и газа снова создает область низкого давления, воздействующую на прилегающую часть скважины и приводящую к дальнейшей диссоциации и добыче газа. Но низкое давление влияет лишь на прилегающую часть скважины и не может распространяться вглубь газогидратной формации. Следовательно, диссоциация формации остается ограниченной, что в свою очередь обуславливает ограничение количества добываемого газа. Еще одна сложность заключается в том, что диссоциация гидратов представляет собой эндотермический процесс, т. е. процесс, при котором расходуется тепло. Поэтому естественным последствием диссоциации является охлаждение и возможное повторное замерзание прилегающих участков коллектора.

Ингибирование гидратообразования является еще одним способом, предложенным для обеспечения диссоциации газового гидрата путем использования химических веществ для дестабилизации газового гидрата. Однако чрезмерное использование химических веществ может нанести вред окружающей среде и может быть дорогостоящим.

Одной из заявок, относящихся к предмету настоящего изобретения, является US 2012325555. Эта заявка относится к туннельной системе. Подземная буровая система представляет собой робототехническую систему, состоящую из поверхностного блока питания, связующего кабеля, вспомогательного робототехнического устройства и вспомогательных блоков. Робототехническая буровая система образует канал спереди и пропускает шлам позади робота и таким образом осуществляется непрерывное прохождение канала. Указанная робототехническая система перемещается внутри канала, созданного ею. Для выполнения движений продвижения и врезки робота система должна стабильно крепиться в канале. Однако стенки туннеля не могут оставаться стабилизированными, и робот не может закрепиться ввиду того, что вследствие диссоциации газового гидрата на газ и воду канал расширяется, тем самым создавая туннель большего размера, наполненный газом и водой. Следовательно, эта заявка не может использоваться для получения газа из газогидратных формаций.

Еще одной заявкой, относящейся к предмету настоящего изобретения, является RU2026999C1.

В соответствии с этой заявкой, газ преобразуется из гидрата в свободный газ посредством повышения температуры, что приводит давление при повышенной температуре до отметки ниже давления диссоциации. В заявке детализируют свою технологию следующим образом: « … Горячая вода подается в колонну насосно-компрессорных труб, затем вытекает из ее отверстий для нагревания буровой дроби, а также затекает в полые рабочие элементы и вытекает через прорези в них для нагревания пород пласта гидратов. Шар закрывает канал в пакере, и горячая вода под давлением полностью нагревает буровую дробь и породы». В этой заявке отмечено также, что горячая вода проникает в формацию под давлением для повышения температуры.

Но использование более высокого давления, которое для проникания горячей воды в формацию должно быть выше, чем давление формации, может привести к более высокой температуре, требуемой для диссоциации. Иными словами, при повышенном давлении в формации требуется более высокая температура для диссоциации. Более высокая температура может обеспечиваться посредством большего объема горячей воды, проникающей в формацию. Однако для большего объема горячей воды, проникающей в формацию, опять-таки требуется более высокое давление горячей воды. Таким образом, применение этого способа может стать подобием цикла, промышленное применение которого может вызывать сомнения.

С другой стороны, этот способ применяют циклами: за циклом нагревания следует цикл добычи газа. Когда газовый гидрат диссоциирует, почти 80 % диссоциированного объема становятся водой и остаются в скважине, заполняя более низкие уровни диссоциированной формации. На протяжении последующего цикла горячая вода смешивается с диссоциированной водой и охлаждается. Проникновение горячей воды в формацию на протяжении последующего цикла в присутствии диссоциированной воды из предыдущего цикла становится менее эффективным. Учитывая, что в каждом цикле количество всей диссоциированной воды неизбежно увеличивается, температура смешанной горячей воды становится ниже температуры смешанной горячей воды, используемой на протяжении предыдущих циклов.

Можно сказать, что с каждым циклом эффективность способа снижается, и спустя несколько циклов температура горячей воды может быть недостаточной для приведения давления при повышенной температуре до отметки ниже давления диссоциации.

В соответствии с этой заявкой уплотнительные элементы используют для обеспечения уплотнения между теплопередающим перфорированным элементом (ТПЭ), обозначенным номером (8), и колонной (1) труб. Уплотнение для исключения сообщения между ТПЭ (8) и формацией в течение диссоциации является важной частью заявки. В противном случае свободный газ может накапливаться, что согласно заявке ведет к скачку давления и взрыву. Таким образом, предполагается, что материал уплотнительных элементов (11) обеспечивает уплотнение, и предполагается, что он остается неразрушенным (несмотря на деформацию его целостности при воздействии на ТПЭ (8) ударного механизма) и достаточно эластичным при высоких температуре и давлении, чтобы обеспечивать уплотнение между колонной (1) труб и ТПЭ (8). Можно предположить, что это является трудной задачей.

В заключение, ввиду вышеупомянутых недостатков и несовершенства существующих решений относительно предмета настоящего изобретения, представляется необходимым выполнить разработку в соответствующей области техники.

ЦЕЛЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к системе и способу получения газа из газогидратных формаций, отвечающим вышеупомянутым требованиям, устраняющим все недостатки и вносящим некоторые дополнительные преимущества.

Основной целью изобретения является обеспечение получения газа из газогидратных формаций, который может быть использован как топливо. Таким образом, газ, полученный из газогидратных формаций, можно использоваться в качестве источника энергии в разных областях.

Еще одной целью настоящего изобретения является снижение давления в насосно-компрессорных трубах с просверленными отверстиями в виде полосок в соответствии с настоящим изобретением и распространение низкого давления внутри газогидратной формации по каналам, пробуренным в формации. Таким образом, настоящее изобретение направлено на максимизацию распространения низкого давления в формацию, поскольку низкое давление вызывает диссоциацию формации и высвобождение газообразного метана.

Еще одной целью настоящего изобретения является образование каверны в формации вокруг пробуренных каналов. Таким образом, настоящее изобретение направлено на обеспечение эффективного распоряжения диссоциированной водой и получение выгоды от заводи диссоциированной воды в каверне.

Еще одной целью настоящего изобретения является образование отверстий на предлагаемых насосно-компрессорных трубах, которые затем закрываются и уплотняются стойким к давлению материалом, который можно пробурить и прорвать посредством бурового долота. Таким образом, настоящее изобретение направлено на максимизацию количества газа, получаемого из всей формации, путем начала добычи газа поуровневым образом с нижних отметок глубины в газогидратных формациях к верхним отметкам глубины.

Еще одной целью настоящего изобретения является исключение чрезмерного использования химических веществ при добыче газа.

Для достижения вышеупомянутых целей предлагается система, разработанная для получения газа из газогидратных формаций, содержащая бурильную машину, выполняющую бурение посредством бурового долота после опускания в пробуренную скважину, оборудование для спуска бурильной машины и управления ею, позволяющее спускать указанную бурильную машину в скважину, подающее питание в систему и управляющее ей, и насосно-компрессорные трубы с заглушками, закрывающими отверстия, предварительно просверленные в виде полосок на указанных насосно-компрессорных трубах с просверленными отверстиями в виде полосок.

Для достижения целей настоящего изобретения разработан способ, включающий технологические этапы бурения скважины, проходящей через газогидратные формации, помещения насосно-компрессорных труб с просверленными отверстиями в виде полосок с заглушками возле газогидратной формации в пробуренную скважину, выбора нижней отметки глубины газогидратной формации в качестве целевого уровня, удаления воды из скважины, обеспечивающего понижение давления в насосно-компрессорных трубах с просверленными отверстиями в виде полосок, выведения бурильной машины на целевой уровень газогидратной формации по насосно-компрессорным трубам с просверленными отверстиями в виде полосок посредством оборудования для спуска бурильной машины и управления ею, пробуривания заглушек в насосно-компрессорных трубах с просверленными отверстиями в виде полосок на целевом уровне газогидратной формации посредством бурового долота указанной бурильной машины, бурения каналов в газогидратной формации посредством бурового долота и обеспечение диссоциации формации на газ и воду посредством распространения низкого давления в формацию по пробуренным каналам, регулирования уровня воды и давления воды в насосно-компрессорных трубах с просверленными отверстиями в виде полосок и количества добытого газа из устья скважины для поддержания низкого давления на целевом уровне при замещении диссоциированных газа и воды каверной, втягивания указанного бурового долота обратно в насосно-компрессорные трубы с просверленными отверстиями в виде полосок, повторения указанных технологических этапов на каждом уровне, начиная с нижнего уровня, до верхнего уровня газогидратной формации, получения отделенного газа из устья скважины.

Все конструктивные и характеристические признаки и все преимущества изобретения станут понятнее из прилагаемых фигур и последующего подробного описания, составленного со ссылкой на эти фигуры, и по этой причине необходимо, чтобы оценка делалась с учетом этих фигур и подробного описания.

ЧЕРТЕЖИ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ПОНИМАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Фиг. 1 представляет собой общий вид системы, позволяющей получать газ из газогидратных формаций.

Фиг. 2 представляет собой вид насосно-компрессорных труб, в которых предварительно просверлены отверстия в виде полосок, и на которых просверленные отверстия в виде полосок закрыты стойким к давлению материалом.

Фиг. 3 представляет собой вид устьевого оборудования для спуска бурильной машины и управления ею.

Фиг. 4 представляет собой вид уплотнительного элемента, являющегося одним из компонентов устьевого оборудования для спуска бурильной машины и управления ею.

Фиг. 5 представляет собой вид бурильной машины, используемой для удаления заглушек на насосно-компрессорных трубах с просверленными отверстиями в виде полосок согласно изобретению и бурения каналов в формацию.

Фиг. 6 представляет собой вид опорных лапок, позволяющих корпусу бурового долота оставаться стабильным при работе бурильной машины.

Фиг. 7 представляет собой вид фиксирующих лапок, обеспечивающих фиксацию бурильной машины.

Фиг. 8 представляет собой вид башмаков фиксирующих лапок, предотвращающих блокирование бурильной машины при перемещении внутри трубы, а также обеспечивающих ее фиксацию в трубе.

Фиг. 9 представляет собой вид ползуна, обеспечивающего перемещение вперед-назад и вращение бурового долота.

Фиг. 10 представляет собой вид корпуса бурильной машины.

Фиг. 11 представляет собой вид бурового долота.

Фиг. 12 представляет собой вид сверху в плане каналов, пробуренных в формацию на целевом уровне. Впоследствии эти каналы расширяются и создают пустые пространства, инициируя образование каверны, также показанной на этой фигуре.

Фиг. 13 представляет собой вид каналов, пробуренных в формацию на целевом уровне. Впоследствии образуется каверна. В пояснительных целях на этой фигуре показана также каверна, подобная той, которая показанной на фиг. 12.

Фиг. 14 представляет собой вид каналов, пробуренных в формацию на верхнем уровне, и каверны, расширенной вверх.

Чертежи не обязательно выполнены в масштабе, и подробности, которые не являются необходимыми для представления настоящего изобретения, могут быть упущенными. Кроме того, элементы, являющиеся, по меньшей мере, по существу идентичными или имеющие, по меньшей мере, по существу идентичные функции, обозначены одинаковыми позициями.

ОПИСАНИЕ ПОЗИЦИЙ

A. Система

1. Оборудование для спуска бурильной машины и управления ею

11. Контейнер давления

12. Загрузочная труба бурильной машины

13. Уплотнительный элемент

131. Камера повышенного давления

132. Датчик давления

133. Уплотнительная прокладка

134. Несущий кабель

14. Кабельный ролик

15. Вмещающая кабель труба

16. Резак для кабеля

17. Силовое и управляющее оборудование

2. Насосно-компрессорные трубы

3. Бурильная машина

31. Опорные лапки

311. Башмак опорной лапки

312. Пружины опорной лапки

32. Фиксирующие лапки

321. Электромагнитный башмак лапки

322. Пружины фиксирующих лапок

33. Буровое долото

331. Корпус бурового долота

332. Направляющий ролик

34. Корпус бурильной машины

35. Ползун

351. Вал перемещения ползуна

352. Вал ползуна

36. Зажимной патрон

361. Вращающийся вал зажимного патрона

362. Подшипник зажимного патрона

37. Датчик

38. Инструмент для удаления заглушек

4. Насосно-компрессорные трубы с просверленными отверстиями в виде полосок

41. Заглушка

5. Канал

6. Каверна

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В этом подробном описании предпочтительные варианты осуществления системы и способа, разработанных для получения газа из газогидратных формаций в соответствии с настоящим изобретением, описаны исключительно для лучшего понимания предмета без какого-либо ограничения.

Фиг. 1 представляет собой общий вид системы (A), которая может использоваться при добыче всех видов углеводородов из газогидратных формаций, существующих под пластами многолетнемерзлых пород земли (под вечной мерзлотой) в холодных регионах, или под морским дном или морскими склонами. Как видно на этой фигуре, основными компонентами системы (A) являются следующие: оборудование (1) для спуска бурильной машины и управления ею, насосно-компрессорные трубы (2), бурильная машина (3) и насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок, используемые предпочтительно только на протяжении газогидратной формации. Указанные насосно-компрессорные трубы (2) представляют собой такие же насосно-компрессорные трубы, которые используются на известном уровне техники.

Фиг. 2 представляет собой вид насосно-компрессорных труб (4) с предварительно просверленными отверстиями в виде полосок, заполненными стойким к давлению материалом, который можно легко пробурить посредством бурового долота (33) бурильной машины (3). Эти заполненные зоны на указанных насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок в настоящем описании обозначены как заглушка (41). Указанная заглушка (41) имеет цвет, отличный от цвета насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок для того, чтобы заглушку (41) можно было обнаружить посредством датчика (37).

Для того чтобы пробурить несколько каналов (5) в газогидратную формацию, начиная с нижних уровней к верхним уровням, буровое долото (33) бурильной машины (3) должно легко достигать формации изнутри насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок с заглушками (41) к формации. Таким образом, в насосно-компрессорных трубах (4) предварительно просверлены отверстия в виде полосок вдоль корпуса. И для того, чтобы понижение давления действовало лишь на целевом уровне, каналы (5) на верхних уровнях должны оставаться закрытыми и уплотненными. С этой целью указанные полоски заполняют стойким к давлению материалом и уплотняют, тем самым образуя заглушку (41), причем этот материал можно легко пробурить и прорвать посредством бурового долота (33). Материалом указанной заглушки (41) может быть слюдяной органический или композиционный материал, являющийся стойким к давлению и уплотненный, и который можно легко пробурить и прорвать. Предпочтительно, может использоваться древесный материал, стойкий к давлению и уплотненный, и который можно легко пробурить и прорвать.

Профили скважины могут быть наклонными в зависимости от формы газогидратной формации. Соответственно, может возникнуть необходимость изогнуть насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок в зависимости от профиля скважины; то есть, заглушка (41) должна менять форму вместе с насосно-компрессорными трубами (4) с просверленными отверстиями в виде полосок. С другой стороны, в зависимости от разных глубин скважины заглушка (41) может подвергаться разным давлениям, при этом формы скважины могут быть разными, и, таким образом, материал заглушки (41) может быть различным. В качестве материала заглушки (41) в зависимости от формы скважины и давления в ней могут использоваться древесный, или слюдяной органический, или композиционный материалы. Например, использование древесного материала может быть приемлемым и экономичным решением для заглушек (41) в менее наклонных скважинах. Однако, если указанные насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок необходимо изогнуть из вертикального положения в горизонтальное положение с некоторым радиусом, может потребоваться использовать гибкий материал даже при том, что он может стоить дороже. Учитывая, что также предполагается, что материал заглушки (41) будет легко пробурить и прорвать буровым долотом (33), альтернативно на бурильной машине (3) закрепляется инструмент (38) для удаления заглушек, предназначенный для удаления заглушки (41), так что предпочтителен более дешевый материал заглушки (41), и тогда заглушка (41) удаляется инструментом (38) для удаления заглушки, а не буровым долотом (33).

Если полоски на насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок не будут уплотнены, понижение давления в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок приведет к тому, что верхние уровни будут также подвергаться низкому давлению и диссоциация вокруг насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок начнется на них вместе с целевым уровнем. Этой неуправляемой диссоциации необходимо избегать. Это будет дополнительно разъяснено ниже.

Просверленные полоски вдоль корпуса насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок равномерно распределены по окружности. Ширина каждой полоски является достаточно большой для того, чтобы через нее проходило буровое долото (33). Ширина полоски превышает ширину бурового долота с учетом колебания бурового долота (33).

Диаметры насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок могут быть различными. Следовательно, количество полосок, просверленных по окружности, может быть различным в зависимости от диаметра насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок.

Просверленные полоски имеют длину, достаточную для того, чтобы изогнутое буровое долото (33) входило в формацию после прохождения (пробуривания) сквозь заглушку (41) без касания насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок.

Полоски могут просверливаться в разбежку или параллельно друг другу вдоль насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок.

Углы просверленных полосок закруглены, благодаря чему предотвращаются контактирование бурового долота (33) с острыми углами и его повреждение. Кроме того, закругленные углы помогают лучшему закреплению и уплотнению заглушки (41) в просверленной полоске.

Фиг. 3 представляет собой вид оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею. Оборудование (1) для спуска бурильной машины и управления ею обеспечивает питание и управление, необходимые для спуска бурильной машины (3) в скважину, пробуривания заглушек (41) и каналов (5) в формацию, позволяя бурильной машине (3) продолжать пробуривание заглушек (41) во время добычи газа, и вытягивания бурильной машины (3) из скважины.

Первым элементом оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею является контейнер (11) давления. Внутри контейнера (11) давления находятся барабаны, на которых хранятся кабели. Контейнер (11) давления выдерживает давление до внутреннего давления, которое выше давления в устье скважины. При добыче газа добытый газ заполняет контейнер (11) давления. Или, альтернативно, контейнер (11) давления заполнен неопасными газами, такими как азот, или водой, и давление в нем повышено до давления в устье скважины.

Вторым элементом оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею является загрузочная труба (12) бурильной машины. Перед спуском в скважину бурильная машина (3) находится внутри загрузочной трубы (12) бурильной машины. Длина загрузочной трубы (12) бурильной машины превышает общую длину бурильной машины (3); таким образом, бурильная машина (3) может быть изолирована внутри загрузочной трубы (12) бурильной машины. Даже когда скважина находится под давлением, загрузочная труба (12) бурильной машины позволяет спускать бурильную машину (3) в скважину или вытягивать ее из скважины. Загрузочная труба (12) бурильной машины выдерживает давление до внутреннего давления, которое выше давления в устье скважины. При добыче газа добытый газ заполняет загрузочную трубу (12) бурильной машины.

Третьим элементом оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею является кабельный ролик (14). Все кабели и шланги, такие как силовой кабель, кабель управления, кабель дисплея, водоподводящий шланг, шланг для закачки химических веществ и несущий кабель бурильной машины проходят через кабельный ролик (14). Кабельный ролик (14) пропускает кабели и шланги из загрузочной трубы (12) бурильной машины во вмещающую кабель трубу (15). Кабельный ролик (14) выдерживает давление до внутреннего давления, которое выше давления в устье скважины. Во время добычи газа добытый газ заполняет кабельный ролик (14).

Вмещающая кабель труба (15) является четвертым элементом оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею. Указанная вмещающая кабель труба (15) находится между контейнером (11) давления и кабельным роликом (14). Вмещающая кабель труба (15) выдерживает давление до внутреннего давления, которое выше давления в устье скважины. Во время добычи газа добытый газ заполняет вмещающую кабель трубу (15).

Пятым элементом оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею является резак (16) для кабеля. В случае возникновения аварийной ситуации и необходимости немедленно закрыть устьевые задвижки и изолировать скважину, даже не ожидая вытягивания бурильной машины (3) из скважины обратно в загрузочную трубу (12) бурильной машины, резак (16) для кабеля перерезает кабели и шланги, позволяя этим кабелям и шлангам упасть в скважину, и позволяет устьевым задвижкам изолировать скважину. Резак (16) для кабеля расположен между загрузочной трубой (12) бурильной машины и устьем скважины. Резак (16) для кабеля выдерживает давление до внутреннего давления, которое выше давления в устье скважины. Во время добычи газа добытый газ заполняет резак (16) для кабеля.

Шестым элементом указанного оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею является силовое и управляющее оборудование (17). Оно предоставляет питание и управление для бурильной машины (3), включая наблюдение, отображение и определение местоположения, необходимые для работы бурильной машины (3) и управления давлением системы (A).

Фиг. 4 представляет собой вид уплотнительного элемента (13), являющегося седьмым элементом оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею. Уплотнительный элемент (13) предотвращает поступление добытого газа в контейнер (11) давления при добыче газа, если контейнер (11) давления предпочтительно изолировать от добытого газа.

Уплотнительный элемент (13) состоит из камер (131) повышенного давления, расположенных последовательно. Каждая камера (131) повышенного давления заполнена неопасным газом, таким как азот или подобный газ, или водой, и давление в ней повышено до давления в устье скважины.

Изменение давления в устье скважины и, таким образом, разность давлений, возникающая между контейнером (11) давления и устьем скважины, компенсируется уплотнительным элементом (13), пока давление в контейнере (11) давления не сравняется с давлением в устье скважины. Давление внутри каждой камеры (131) повышенного давления измеряется отдельно посредством датчика (132) давления. Разность давлений распределяется в равной мере между камерами (131) повышенного давления, и давление внутри каждой камеры (131) повышенного давления отдельно регулируется путем введения или отвода неопасного газа или воды в камеру (131) повышенного давления или из нее. Таким образом, каждая уплотнительная прокладка (133) функционирует при сравнительно меньших разностях давлений по сравнению с общей разностью давлений. Указанная уплотнительная прокладка (133) является эластичной.

Имеется несущий кабель (134), являющийся достаточно прочным, чтобы нести общий вес кабелей и шлангов и саму бурильную машину (3). Этот несущий кабель (134) проходит через указанный уплотнительный элемент (13).

В одном предпочтительном варианте осуществления системы (A) все кабели и шланги объединены в один шланг, однако при этом несущий кабель (134) является той частью, которая несет весь вес. Таким образом компоновки уплотнительного элемента (13) и барабана для кабеля можно упростить.

Фиг. 5 представляет собой вид бурильной машины (3). Основными компонентами бурильной машины (3) являются буровое долото (33), корпус (331) бурового долота, опорные лапки (31), фиксирующие лапки (32) и корпус (34) бурильной машины. Предусмотрен также датчик (37). Окрашенная в определенный цвет заглушка (41) обнаруживается посредством датчика (37), и буровое долото (33) выставляется в требуемом положении.

Бурильная машина (3) закрепляется внутри насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок и посредством нее осуществляется пробуривание заглушек (41) и каналов (5) в формацию. Бурильная машина (3) занимает внутреннее пространство насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок частично, благодаря чему возможно непрерывное прохождение газа и воды между ними. Перемещение бурильной машины (3) вверх и вниз в скважине обеспечивается собственным весом бурильной машины (3) и несущим кабелем (134).

Буровое долото (33) является компонентом, пробуривающим заглушки (41) и пробуривающим каналы (5) в формацию. Диаметры и характеристики бурового долота (33) могут быть различными. Альтернативно, для бурения может использоваться струя воды. В этой альтернативе кончик бурового долота имеет струйные насадки, и буровое долото является полым.

Буровое долото (33) находится внутри корпуса (331) бурового долота. Если используется гидравлическое бурение, нагрев воды для струи воды и повышение ее давления осуществляется в корпусе (331) бурового долота. При бурении формации буровым долотом (33) датчик давления измеряет давление воды в струе воды в корпусе (331) бурового долота, и скорость продвижения бурового долота (33) соответственно регулируется, чтобы уменьшить износ бурового долота (33).

К бурильной машине (3) крепится инструмент (38) для удаления заглушек. Инструмент (38) для удаления заглушек представляет собой дисковую пилу, которая подается в заглушку (41) для удаления заглушки (41).

Фиг. 6 представляет собой вид опорных лапок (31), позволяющих корпусу (331) бурового долота оставаться устойчивым при бурении. Пружины (312) опорной лапки соединяют башмак (311) опорной лапки с корпусом опорной лапки (31).

Фиг. 7 представляет собой вид фиксирующих лапок (32), обеспечивающих закрепление бурильной машины (3). Посредством фиксирующих лапок (32) бурильная машина (3) закрепляется внутри насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок. Предпочтительно, на контактной поверхности фиксирующих лапок (32) присутствуют электромагнитные башмаки (321) лапок. При необходимости закрепления бурильной машины (3) электромагнитные башмаки (321) лапок прилипают к внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок и закрепляют бурильную машину (3).

Фиг. 8 представляет собой подробный вид электромагнитных башмаков (321) лапок. Под электромагнитными башмаками (321) лапок предусмотрены пружины (322) фиксирующих лапок. Указанные пружины (322) фиксирующих лапок обеспечивают вдавливание электромагнитных башмаков (321) лапок в фиксирующие лапки (32), что позволяет бурильной машине (3) перемещаться внутри насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок без застревания.

Даже когда перемещение бурильной машины (3) вверх и вниз ограничено фиксирующими лапками (32), может потребоваться повернуть бурильную машину (3) относительно ее собственной оси и расположить буровое долото (33) относительно положения заглушки (41). С этой целью по меньшей мере одна фиксирующая лапка (32) выполнена с возможностью поворачиваться относительно ее собственной оси и, таким образом, позволяет бурильной машине (3) поворачиваться относительно ее собственной оси после закрепления указанной бурильной машины (3) внутри насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок для недопущения перемещения в направлении вверх/вниз. После того как буровое долото (33) установлено в требуемом положении, бурильная машина (3) фиксируется для недопущения перемещения как вверх/вниз, так и в осевых направлениях путем использования всех фиксирующих лапок (32).

Фиг. 10 представляет собой разрез корпуса (34) бурильной машины. Корпус (34) бурильной машины оставляет внутри насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок достаточно пространства для прохождения газа и воды. В корпусе (34) бурильной машины предусмотрены электродвигатели. Одним из электродвигателей приводится в движение вращающийся вал (361) зажимного патрона. Зажимной патрон (36) является компонентом, который крепко удерживает буровое долото (33) или высвобождает его и, предпочтительно, функционирование которого основано на использовании магнитных сил. Буровое долото (33) проходит через зажимной патрон (36). Магнитный зажимной патрон (36) оснащен подшипниками (362) зажимного патрона для обеспечения вращательного движения. Зажимной патрон (36) приводится в движение вращающимся валом (361) зажимного патрона.

Другим электродвигателем приводится в движение вал (351) перемещения ползуна. Вал (351) перемещения ползуна является валом, перемещающим буровое долото (33) вперед или назад путем перемещения ползуна (35) вперед и назад.

Ползун (35) предусмотрен между передней и задней сторонами корпуса (34) бурильной машины. Ползун (35) перемещается среди вращающегося вала (361) зажимного патрона, вала (351) перемещения ползуна и вала (352) ползуна. Фиг. 9 представляет собой вид ползуна (35).

Движение ползуна (35) вперед повторяется для дальнейшей подачи бурового долота (33) внутрь формации. При повторении перемещения ползун (35) перемещается вперед, и затем магнитный зажимной патрон (36) высвобождает буровое долото (33), ползун (35) перемещается назад, зажимной патрон (36) снова зажимает буровое долото (33), и ползун (35) снова перемещается вперед. Чтобы вытянуть буровое долото (33) из формации, предыдущий процесс необходимо повторить в обратном порядке.

Фиг. 11 представляет собой вид бурового долота (33) внутри корпуса (34) бурильной машины. Как видно на этой фигуре, предусмотрены направляющие ролики (332). Буровое долото (33) направляется в формацию посредством направляющих роликов (332).

Фиг. 12 представляет собой вид сверху в плане каналов (5), пробуренных в формацию на целевом уровне, и диссоциированные пустые пространства вокруг каналов (5). Давление в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок понижают, что приводит к распространению области низкого давления по каналам (5), пробуренные в формацию. Низкое давление вызывает диссоциацию формации и высвобождение газа и воды. По мере того как добытый газ достигает устья скважины, а свободная вода стекает в скважину, каналы (5) расширяются, и вокруг каналов (5) создаются пустые пространства, что инициирует образование каверны (6).

Фиг. 13 представляет собой вид каналов (5), пробуренных в формацию на целевом уровне, и каверны (6), образованной на целевом уровне. Пока продолжается регулирование уровня воды и давления воды в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок, и пока продолжается регулирование количества добытого газа из устья скважины, поддерживается низкое давление на целевом уровне. Низкое давление вызывает дальнейшую диссоциацию формации и дальнейшее высвобождение из нее газа и воды. Для ингибирования повторного замерзания может возникнуть необходимость вводить в струю воды химические вещества и распылять их в пустые пространства вокруг каналов (5) буровым долотом (33). Таким образом, пустые пространства, которые уже были созданы вокруг каналов (5), расширяются, и на целевом уровне в формации образуют каверну (6).

Фиг. 14 представляет собой вид каналов (5), пробуренных в формацию на верхнем уровне, и каверны (6), расширившейся вверх.

Способ, разработанный для получения газа из газогидратной формации, включает, в основном, следующие технологические этапы:

a. бурение скважины, проходящей через газогидратные формации,

b. помещение насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок с заглушками (41) возле газогидратной формации в пробуренную скважину,

c. выбор нижней отметки глубины газогидратной формации в качестве целевого уровня,

d. удаление воды из скважины, обеспечивающее понижение давления в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок,

e. выведение бурильной машины (3) на целевой уровень газогидратной формации по насосно-компрессорным трубам (4) с просверленными отверстиями в виде полосок посредством оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею,

f. пробуривание заглушек (41) в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок на целевом уровне газогидратной формации посредством бурового долота (33) указанной бурильной машины (3),

g. бурение каналов (5) в газогидратной формации посредством бурового долота (33) и обеспечение диссоциации формации на газ и воду посредством распространения низкого давления в формацию по пробуренным каналам (5),

h. регулирование уровня воды и давления воды в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок и количества добытого газа из устья скважины для поддержания низкого давления на целевом уровне при замещении диссоциированных газа и воды каверной (6),

i. втягивание указанного бурового долота (33) обратно в насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок,

j. повторение технологических этапов e, f, g, h и i на каждом уровне, начиная с нижнего уровня, до верхнего уровня газогидратной формации,

k. получение отделенного газа из устья скважины.

Скважину в газогидратные формации, существующие под пластами многолетнемерзлых пород земли (под вечной мерзлотой) в холодных регионах или под морским дном/склонами, бурят обычными способами. Профиль скважины может быть вертикальным или наклонным в зависимости от формы газогидратной формации. Или он может быть изогнут из вертикального положения в горизонтальное положение с определенным радиусом.

Понижение давления насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок вначале обеспечивают путем удаления воды из скважины. Но затем в скважину стекает диссоциированная вода из пробуренных каналов (5). Если ее не удалять, давление на целевом уровне повышается. Давление на целевом уровне становится суммой высоты водяного столба в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок выше целевого уровня и давления газа. Следовательно, для понижения давления на целевом уровне при добыче газа необходимо удаление воды. Для исключения необходимости удалять воду из насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок при добыче газа, скважину альтернативно бурят достаточно глубоко для хранения диссоциированной воды, поступающей с первого уровня, и, если используется, объема воды струи воды.

Затем в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок. Указанные насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок используют предпочтительно лишь на протяжении газогидратной формации. В этих случаях от верхнего уровня газогидратной формации используют обычные насосно-компрессорные трубы (2), доходящие до устья скважины. На устьевых задвижках устанавливают оборудование (1) для спуска бурильной машины и управления ею. На этом этапе бурильная машина (3) находится в загрузочной трубе (12) бурильной машины, и все кабели и шланги подсоединены к бурильной машине (3), причем все намотаны на барабан оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею.

В соответствии с предлагаемым способом, добычу газа предпочтительно начинают с нижних отметок глубины газогидратной формации и продолжают к верхним отметкам глубины во избежание непрерывного удаления воды при добыче газа. Нижнюю отметку глубины газогидратной формации выбирают в качестве целевого уровня.

С помощью оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею бурильную машину (3) спускают до целевого уровня по насосно-компрессорным трубам (2), а затем по насосно-компрессорным трубам (4) с просверленными отверстиями в виде полосок. Лапки (31) стабилизатора позволяют бурильной машине (3) перемещаться в насосно-компрессорных трубах (2) и компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок без застревания.

Датчик (37) на бурильной машине (3), которая в этот момент находится на целевом уровне, обнаруживает окрашенные в определенный цвет заглушки (41) на насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок, и буровое долото (3) выставляют в требуемом положении.

Затем буровым долотом (33) пробуривают заглушку (41) и доходят до формации. Буровое долото (33), достигающее формации, образует в формации канал (5). Альтернативно, канал (5) пробуривают под уклоном для лучшего стекания диссоциированной воды из формации. Затем буровое долото (33) втягивают обратно в корпус (331) бурового долота, тем самым распространяя низкое давление в формацию по пробуренным каналам (5).

В течение диссоциации целевого уровня пробуривание заглушек (41) и бурение каналов (5) в формацию продолжают. Используя одно и то же отверстие на насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок, можно пробурить более одного канала (5), если буровое долото (33) направляют в разных направлениях посредством направляющих роликов (332).

Обеспечение диссоциации формации на газ и воду. Диссоциированная вода стекает в скважину по пробуренному каналу (5), а добытый газ достигает устья скважины. Но диссоциация гидратов представляет собой эндотермический процесс, т. е. процесс, при котором расходуется тепло. Поэтому естественным последствием диссоциации является охлаждение и возможное повторное замерзание прилегающих участков коллектора. Даже если для гидравлического бурения используют горячую воду, может возникнуть необходимость вводить химические вещества в струю воды и распылять их буровым долотом (33) в диссоциированные пустые пространства вокруг каналов (5) для ингибирования повторного замерзания.

И в то же время осуществляют регулирование количества добытого газа из устья скважины для поддержания низкого давления на целевом уровне. Добычу газа продолжают до тех пор, пока давление на целевом уровне остается ниже давления диссоциации формации, а возможное повторное замерзание гидрата предотвращают путем использования горячей воды и/или химического ингибирования. Необходимо избегать резкого понижения давления добытого газа из-за возможности фазового перехода от твердого гидрата с быстрым высвобождением воды и газа при понижении давления. Давление газа в замкнутых системах является функцией объема газа. Это позволяет регулировать давление газа путем регулирования количества газа, извлекаемого из устья скважины.

Давление на целевом уровне представляет собой сумму давления газа и давления воды, причем давление воды является функцией высоты столба воды выше целевого уровня. Давление на целевом уровне измеряют посредством датчика давления, а уровень воды измеряют посредством датчика уровня на бурильной машине (3), а давление газа измеряют в устье скважины. Сравнение давления газа и воды и уровня воды позволяет понять условия на целевом уровне. Например, если измеренное давление на целевом уровне является высоким, это значит, что либо давление воды, либо давление газа является высоким. Затем необходимо обратить внимание на уровень воды. Если уровень воды низок, это значит, что на целевом уровне давление газа является высоким. При этом на случай высокого давления газа реагируют регуляцией объема добытого газа в устье скважины. Регулирование давления и последующее управляемое удаление добытого газа из устья скважины позволяет поддерживать низкое давление на целевом уровне, а резкого понижения или повышения давления газа избегают, как объяснено выше. В крайних случаях, если необходимо, воду в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок отводят посредством насоса или выпуска воды в скважину.

Перемещение бурильной машины (3) на один уровень выше, являющийся новым целевым уровнем, в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок осуществляют посредством оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею.

После того как каверна (6) образована, следующим этапом является расширение каверны (6) вверх. Расстояние между двумя уровнями выбирают таким образом, чтобы спустя некоторое время в течение диссоциации верхний уровень соединился с каверной (6). Благодаря этому вода, диссоциированная на верхних уровнях, заполняет каверну (6), образуя в каверне (6) заводь диссоциированной воды.

Количество добытого газа дает представление о размере каверны (6), а глубина пробуренных каналов (5) помогает оценить высоту каверны (6). При выборе расстояния между двумя уровнями стараются соединить пустые пространства, созданные вокруг каналов (5), в каверну (6) в течение диссоциации верхнего уровня, и поэтому это расстояние выбирают в соответствии с высотой каверны (6).

Наблюдаемая плотность газового гидрата составляет около 0,9 г/см3, что означает, что газовый гидрат всплывает на поверхность воды, и газ продолжает выделяться из частично диссоциированной формации. Заводь диссоциированной воды, площадь поверхности которой значительно больше площади сечения внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок, обеспечивает большую возможность для выделения большего количества газа из частично диссоциированного газового гидрата. Химические вещества, которые используют для ингибирования повторного замерзания диссоциированных пустых пространств вокруг каналов (5) на верхних уровнях, также стекают в заводь диссоциированной воды в каверне, и ингибирование продолжается в заводи.

Кроме того, заводь диссоциированной воды устраняет необходимость в перекачивании диссоциированной воды и частично диссоциированного газового гидрата на уровень поверхности земли и выделении газа из диссоциированной воды на уровне поверхности земли.

Это замещение диссоциированной формации на верхнем уровне диссоциированной водой на нижнем уровне также обладает преимуществами, такими как стабилизация формации и устранение необходимости удалять воду при добыче газа.

В соответствии с предлагаемым способом, добычу газа предпочтительно начинают с нижних отметок глубины газогидратной формации и продолжают к верхним отметкам глубины во избежание непрерывного удаления воды при добыче газа. Благодаря заглушкам (41) полоски на насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок на верхних уровнях остаются уплотненными во избежание неуправляемой диссоциации вокруг насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок.

Если бы заглушек не было, при понижении давления в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок низкое давление распространялось бы на всех уровнях газогидратной формации, и формация начала бы диссоциировать вокруг насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок. При диссоциации газового гидрата почти 80 % диссоциированного объема становятся водой и стекают в скважину, заполняя нижние уровни скважины. Большее количество диссоциированной воды, стекающей в скважину, повышает уровень воды, и, как следствие, давление на нижнем уровне повышается, и диссоциация на нижних уровнях прекращается. Даже если и возможно удаление диссоциированной воды из скважины, диссоциация гидратов представляет собой эндотермический процесс, т. е. процесс, при котором расходуется тепло. Поэтому естественным последствием диссоциации является охлаждение и возможное повторное замерзание прилегающих участков коллектора при понижении температуры ниже температуры при давлении диссоциации. При этом диссоциация на всех уровнях замедляется и, в конечном итоге, спустя некоторое время прекращается в скважине, что приводит к диссоциации ограниченных участков, прилегающих к насосно-компрессорных трубам (4) с просверленными отверстиями в виде полосок. При этом добыча газа остается ограниченной.

Решение этой проблемы приходит с поуровневой диссоциацией формации. В соответствии с предлагаемым методом диссоциированную воду хранят в каверне (6), образованной на нижнем уровне скважины, а возможное повторное замерзание гидрата предотвращают химическим ингибированием и нагревом формации струей горячей воды, если таковую используют, уровень за уровнем.

Когда бурильную машину (3) перемещают на новый уровень для удаления заглушек (41) и бурения каналов (5) в формацию, новый уровень подвергается низкому давлению и начинает диссоциировать.

Все заглушки (41) и каналы (5) пробуривают уровень за уровнем по всей длине насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок. Газ, добытый из формации, достигает поверхности по насосно-компрессорным трубам (2,4), а вода остается внутри формации.

Затем бурильную машину (3) втягивают обратно в загрузочную трубу (12) бурильной машины.

1. Система (А), разработанная для добычи газа из газогидратных формаций под замороженными слоями земли в холодных регионах или под морским дном/склонами и содержащая:

- бурильную машину (3), выполненную с возможностью производить бурение посредством бурового долота (33) после опускания ее в пробуренную скважину;

- оборудование (1) для спуска бурильной машины и управления ею, выполненное с возможностью обеспечения спуска указанной бурильной машины (3) в скважину, подачи питания в систему (А) и управления ею,

отличающаяся тем, что содержит:

- насосно-компрессорные трубы (4) с удаляемыми заглушками (41), причем каждая заглушка (41) закрывает отверстие, предварительно просверленное в указанных насосно-компрессорных трубах (4), и имеет ширину, достаточную для того, чтобы через нее проходило буровое долото (33) с учетом колебания бурового долота (33), и длину, достаточную для того, чтобы буровое долото (33) входило в формацию на выбранном целевом уровне после прохождения сквозь заглушку (41) без касания насосно-компрессорных труб (4);

- насос, предназначенный для отвода воды из насосно-компрессорных труб (4) до достижения и для поддержания величины давления, обеспечивающей диссоциацию газовых гидратов на выбранном целевом уровне формации.

2. Система (А) по п. 1, отличающаяся тем, что содержит насосно-компрессорные трубы (2), начинающиеся от верхнего уровня газогидратной формации и доходящие до устья скважины, и насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок на протяжении газогидратной формации.

3. Система (А) по п. 1, отличающаяся тем, что указанная заглушка (41) изготовлена из слюдяного органического материала, или композиционного материала, или древесного материала, стойкого к давлению и уплотненного и который можно легко удалить.

4. Система (А) по п. 1, отличающаяся тем, что указанная заглушка (41) имеет цвет, отличающийся от цвета насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок.

5. Система (А) по п. 1, отличающаяся тем, что содержит корпус (331) бурового долота, в котором стабилизировано буровое долото (33).

6. Система (А) по п. 1, отличающаяся тем, что указанные заглушки (41) равномерно распределены по окружности и расположены ступенчато на насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок.

7. Система (А) по п. 1, отличающаяся тем, что содержит по меньшей мере одну струйную насадку на кончике полого бурового долота (33), пригодного для использования струи воды.

8. Система (А) по п. 1, отличающаяся тем, что указанная заглушка (41) выполнена с возможностью ее удаления инструментом (38) для удаления заглушек, закрепленным на бурильной машине (3).

9. Способ получения газа из газогидратных формаций под замороженными слоями земли в холодных регионах или под морским дном/склонами, отличающийся тем, что включает следующие технологические этапы:

a) бурение скважины, содержащей газогидратные формации;

b) помещение насосно-компрессорных труб (4) с просверленными отверстиями в виде полосок с заглушками (41) возле газогидратной формации в пробуренную скважину,

c) выбор нижней отметки глубины газогидратной формации в качестве целевого уровня;

d) удаление воды из скважины, обеспечивающее понижение давления в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок;

e) выведение бурильной машины (3) на целевой уровень газогидратной формации по насосно-компрессорным трубам (4) с просверленными отверстиями в виде полосок посредством оборудования (1) для спуска бурильной машины и управления ею;

f) пробуривание заглушек (41) в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок на целевом уровне газогидратной формации посредством бурового долота (33) указанной бурильной машины (3);

g) бурение каналов (5) в газогидратной формации посредством бурового долота (33) и обеспечение диссоциации формации на газ и воду посредством распространения низкого давления в формацию по пробуренным каналам (5);

h) регулирование уровня воды и давления воды в насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок и количества добытого газа из устья скважины для поддержания низкого давления на целевом уровне при замещении диссоциированных газа и воды каверной (6);

i) втягивание указанного бурового долота (33) обратно в насосно-компрессорные трубы (4) с просверленными отверстиями в виде полосок;

j) повторение технологических этапов е, f, g, h и i на каждом уровне - начиная с нижнего уровня до верхнего уровня газогидратной формации; и

k) получение отделенного газа из устья скважины.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что после технологического этапа е) буровое долото (33) бурильной машины (3) располагают в требуемом положении путем обнаружения заглушек в (41) насосно-компрессорных трубах (4) с просверленными отверстиями в виде полосок посредством датчика (37).

11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что бурение каналов (5) в формации на технологическом этапе g) осуществляют струей воды посредством бурового долота (33).

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что указанную воду струи воды нагревают в корпусе (331) бурового долота в скважине.

13. Способ по п. 9, отличающийся тем, что скважина, упомянутая в технологическом этапе а), пробуренная в газогидратную формацию, является достаточно глубокой для хранения диссоциированной воды, поступающей с по меньшей мере первого диссоциированного уровня.

14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что включает введение химических веществ в струю воды и распыление их на прилегающие участки формации для ингибирования повторного замерзания.

15. Способ по п. 9, отличающийся тем, что первый целевой уровень является самой нижней отметкой глубины газогидратной формации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности за счет увеличения площади охвата залежи сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат -увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон, обеспечение равномерной выработки запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине, снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, снижение затрат на прогрев пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение дебита не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра так, что конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, выявление переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом и определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра так, что конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, выявление переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом и определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи, сокращение энергетических затрат, эффективная добыча продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения.

Изобретение относится к технологии скважинной добычи углеводородного сырья. Технический результат – увеличение коэффициента продуктивности в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для возбуждения скважины путем создания депрессии, и может быть использовано при вторичном вскрытии пласта и освоении скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.

Группа изобретений относится к пакерным двуствольным эжекторным установкам. Техническим результатом является повышение производительности и надежности эксплуатации добывающих скважин.

Предложены система и способ для улучшения добычи углеводорода из газовых скважин и, в частности, для улучшения добычи углеводорода с использованием систем для насосно-компрессорной добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт.

Изобретение относится к гравитационному дренированию флюида в углеводородном пласте. Технический результат – повышение эффективности дренирования в слоистом углеводородном пласте с барьерами, затрудняющими дренирование. По способу осуществляют бурение добывающей скважины вдоль первого по существу горизонтального продуктивного слоя залежи. Над добывающей скважиной осуществляют бурение перфорационной скважины в слое, отделенном от продуктивного слоя барьером для флюидов. Осуществляют перфорацию пласта, непосредственно примыкающего к перфорационной скважине, для создания пути перемещения флюидов к продуктивному слою. При этом перфорационную скважину располагают внутри барьера для флюидов или между верхним и нижним барьерами для флюидов. Перфорацию выполняют как вверх, так и вниз в любом месте вдоль перфорационной скважины. Осуществляют стимулирование гравитационного дренирования через путь перемещения флюидов и добычу флюидов, собранных в добывающей скважине. 18 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к системе и способу, разработанным для получения газа из газогидратных формаций. Технический результат – повышение эффективности получения газа. По способу получают газ из газогидратных формаций под замороженными слоями земли в холодных регионах или под морским дномсклонами. Для этого осуществляют бурение скважины, содержащей газогидратные формации. Помещают насосно-компрессорные трубы с просверленными отверстиями в виде полосок с заглушками возле газогидратной формации в пробуренную скважину. Выбирают нижнюю отметку глубины газогидратной формации в качестве целевого уровня. Удаляют воду из скважины для понижения давления в насосно-компрессорных трубах. Выводят бурильную машину на целевой уровень газогидратной формации по насосно-компрессорным трубам для спуска бурильной машины и управления ею. Пробуривают заглушки в насосно-компрессорных трубах на целевом уровне газогидратной формации посредством бурового долота указанной бурильной машины. Осуществляют бурение каналов в газогидратной формации и обеспечивают диссоциацию формации на газ и воду посредством снижения давления в формации через пробуренные каналы. Регулируют уровень воды и давления воды в насосно-компрессорных трубах на целевом уровне при замещении диссоциированных газа и воды каверной. Втягивают буровое долото в насосно-компрессорные трубы. Повторяют технологические этапы, начиная с нижнего уровня, до верхнего уровня газогидратной формации и получают отделенный газ на устье скважины. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 14 ил.

Наверх