Спосіб видобування газу з морських газогідратних покладів

1. Спосіб видобутку газу з морських газогідратних покладів, що включає буріння свердловин до підошви шару із газогідратів, підвищення проник 3 пульсації тиску цієї суміші за допомогою плунжерного насоса, у порожнині якого з відсутністю штока встановлена мембрана. Причому газо-водяну суміші відкачують з підгідратної порожнині плунжерним насосом у гирловий сепаратор свердловини, а воду відкачують з гирлового сепаратора додатковим насосом у відкрите море. Відкачка газу з підгідратної порожнині разом з водою у вигляді газо-водяної суміші дозволяє реалізувати фільтрацію більш теплої води з підгідратного ґрунту до підошви шару із газогідратів і далі в міру звільнення пор цього шару від газогідратів. Порушення пульсації тиску газо-водяної суміші у підгідратної порожнині за допомогою плунжерного насоса, у порожнині якого з відсутністю штока встановлена мембрана, інтенсифікує фільтрацію газо-водяної суміші через пори шару із газогідратів і відповідно цьому процеси тепло- і масообміну при розкладанні газогідпратів приблизно в 3 рази. Причому відкачка води з підгідратної порожнини в 2 етапи (спочатку у вигляді газо-водяної суміші в гирловий сепаратор плунжерним насосом, а потім із сепаратора у відкрите море додатковим насосом) дозволяє знизити потужність і габарити плунжерного насоса і помістити його в башмаку насоснокомпресорних труб, що спрощує конструкцію і підвищує надійність його роботи. На фіг. представлена принципова схема газодобувного комплексу для видобутку газу з морських газогідратних покладів. Газодобувний комплекс, призначений для видобутку газу з газогідратних покладів включає морську платформу 1, постачену резервуаром 2 для попереднього накопичення газу, а також свердловини 3, установлених у шару із газогідратів. Свердловини постачені вихідними лініями газу 4 і води 5. При цьому згадані свердловини постачені також гирловим сепаратором 6 для відділення газу від попутної води, виконаним у вигляді ресивера газу, і додатковим насосом 7 для відкачки води із сепаратора у відкрите море. Вихідна лінія газу постачена регулюючим вентилем 8, підключеним по лінії керування до датчика 9 тиску газу в сепараторі, а додатковий насос підключений по лінії керування до датчика 10 рівня води в сепараторі. Обсадні труби свердловини постачені рівномірно розміщеними вхідними фільтрами 11 у вигляді поздовжньої перфорації, а від рівня покрівлі шару із газогідратів через шар осадових порід установлене ущільнення 12 для гідравлічної герметизації порожнини шару із газогідратів від порожнини відкритого моря. При цьому в свердловинах розміщені насоснокомпресорні труби 13, постачені на рівні башмака плунжерним насосом 14, у порожнині якого з відсутністю штока встановлена мембрана 15. Як плунжерний насос, який відкачує газоводяну суміші з підгідратної порожнини, можуть бути використані різні типи плунжерних насосів. На фіг. а, б, у представлені найбільш кращі типи плунжерних насосів для такого використання. На фіг. а) представлена принципова схема газодобувної свердловини, постаченої плунжерним насосом диференціальної дії, у якого циліндр 90587 4 насоса має дві камери, розміщені по різні сторони плунжера. Хід плунжера нагору створює в нижній камері циліндра розрідження, внаслідок чого всмоктувальний клапан відкривається при закритому нагнітальному клапані і газо-водяна суміш надходить у цю камеру з нижче розміщеної порожнини усмоктування з обсадних труб, постачених вхідними фільтрами 11. При цьому у верхній камері створюється надлишковий тиск, внаслідок чого нагнітальний клапан відкривається при закритому всмоктувальному клапані і газо-водяна суміш витісняється із цієї камери по затрубному просторі в гирловий сепаратор 6. Хід плунжера унизу створює в нижній камері надлишковий тиск, внаслідок чого нагнітальний клапан відкривається при закритому всмоктувальному клапані і газо-водяна суміш витісняється по затрубному просторі в гирловий сепаратор 6. Причому частина її направляється у верхню камеру, заповнюючи її після звільнення при ході плунжера нагору і забезпечуючи, таким чином, рівномірність нагнітання. На фіг. б) представлена принципова схема газодобувної свердловини, постаченої плунжерним насосом у вигляді насоса Плейгера з діафрагмою, у якого електродвигун 16 і з'єднані з ним через пару шестірень верхній плунжер 17 і нижній плунжер 18 вкладені в герметичну камеру, заповнену маслом і обмежену по торцях діафрагмами у вигляді мембран 19 і 20. Верхній плунжер 17 за допомогою мембрани 19 відкачує газо-водяну суміші з порожнині усмоктування, постаченої вхідними фільтрами 11, у гирловий сепаратор 6, а нижній плунжер 18 надає руху мембрані 20 для порушення пульсації тиску в газоводяної суміші, що фільтрується через пори шару із газогідратів. Згідно конструкції насоса пари конічних шестірень, змонтованих на роторі електродвигуна, обертають ексцентричні диски 21 і 22, які передають плунжерам зворотно-поступальний рух. Плунжера за допомогою масла, що перебуває в герметичній камері, надають руху мембрані. При цьому простір над верхньою мембраною пов'язане з усмоктувальними і нагнітальним клапанами. На фіг. в) представлена принципова схема газодобувної свердловини, постаченої плунжерним насосом у вигляді акустичного насоса Боудайна, у якого насосно-компресорні труби підвішуються на плиті-підвіску 23, що перебуває на пружинах 24, а в кожному з'єднанні насоснокомпресорних труб або в більшості з них установлюються зворотні клапани, виготовлені із пластмаси. На плиті-підвіску монтуються два вантажі 25 для порушення вібрацій. Зубчасті колеса 26, насаджені на ексцентричні вали, забезпечують синхронне обертання двох вантажів-ексцентриків 26. Один з валів приводиться в обертання за допомогою електродвигуна. При обертанні двох валів у протилежних напрямках виникають відцентрові сили, рівнодіюча яким спрямована вертикально. У результаті цього плита-підвіска починає вібрувати із частотою, рівній частоті обертання валів. Вібрація поширюється по насосно 5 компресорних трубах, викликаючи відповідні подовження і скорочення кожної секції труб між зворотними клапанами. При подовженні труб відкриті клапани поринають у газо-водяну суміші, у той час як при скороченні вони закриваються і піднімають стовп суміші. Для запобігання поперечних коливань, здатних викликати тертя насоснокомпресорних труб об колону обсадних труб, у затрубному просторі встановлюють центратори 27, зроблені із пластмаси. Спосіб видобутку газу з морських газогідратних покладів по пропонованому способі реалізується таким чином: Проводять геолого-розвідницькі роботи з визначення координат морських газогідратних покладів і глибини їхнього залягання. Згідно з отриманими даними бурять свердловину 3 до підошви шару із газогідратів з установкою обсадних труб і проводять спрямований гідророзрив шару із газогідратів з утворенням колекторної тріщинуватістю для циркуляції підгідратних води і газу через шар із газогідратів у напрямку до вхідних фільтрів 11, розміщених у місцях гідророзриву шару. Установлюють ущільнення 12 для гідроізоляції шару із газогідратів від відкритого моря і монтують устаткування, необхідне для роботи газодобувного комплексу. Режим пуску свердловини характеризується виводом підгідратного газу за допомогою регулюючого вентиля 8 послідовно через фільтри 11, гирловий сепаратор 6 і вихідну лінію 4 у резервуар 2, звідки газ транспортують на берегову станцію підготовки. При цьому, тиск газу у вибої свердловини і відповідно в підгідратній порожнині зменшують до заданого значення, що підтримується у часі регулюючим вентилем 8 і насосом 7. Завдяки зниженню тиску газу в підгідратній порожнині нижче рівноважного тиску утворення газогідратів вони починають плавитися зі зниженням температури відповідно до теплового балансу між кількістю тепла, що поглинається при плавленні газогідратів і кількістю тепла, що віддається шаром при його охолодженні. Фронт розкладання газогідратів рухається через товщу шару із газогідратів нагору від його підошви з виділенням газу і води - продуктів розкладання газогідратів. Під дією перепаду тиску, забезпечуваного насосами 7 і 14, газо-водяна суміш надходить з шару із газогідратів через фільтри 11 у затрубний простір свердловини і відкачується плунжерним насосом 14 у гирловий сепаратор 6. З гирлового сепаратора газ виводять у накопичувальний резервуар 2 через регулюючий вентиль 8, а воду відкачують у відкрите море за допомогою додаткового насоса 7. Тиск газу в сепараторі контролюють датчиком 9, що подає імпульс на виконавчий механізм регулюючого вентиля 8 для підтримки тиску газу у заданих межах. Одночасно контролюють рівень води у відстійнику сепаратора за допомогою датчика 10, що подає імпульс на блок керування приводом насоса 7. У результаті відкачки продуктів розкладання газогідратів у вигляді газо-водяної суміші через 90587 6 шар із газогідратів фільтруються підгідратні вода і газ, які мають підвищену температуру відповідно до геотермічного градієнта і, таким чином, компенсують частину тепла, що поглинається в результаті охолодження шару із газогідратів при їх розкладанні. При цьому газ, відділений від води у сепараторі, направляють, як згадувалося вище, через регулюючий вентиль 8 у резервуар 2 і далі на берегову станцію підготовки, а воду з відстійника ресивера 6 відкачують додатковим насосом 7 у відкрите море, що відповідає режиму тривалої експлуатації свердловини. Глибина дна моря, під осадовими породами якого найчастіше залягає газогідратний шар, дорівнює 1000-2000 м. При цьому, глибина розміщення газогідратного шару від дна моря звичайно становить 10-20 м. Таким чином, потужність плунжерного насоса, розміщеного у башмаку насосно-компресорних труб, менше потужності додаткового насоса, розміщеного у гирловому сепараторі, приблизно у 100 разів. Це дозволяє легко помістити плунжерний насос у башмаку насосно-компресорних труб і підвищити його надійність. Вплив на газогідрати пульсацією тиску газоводяної суміші підвищує швидкість фільтрації цієї суміші приблизно в 3 рази, що відповідно інтенсифікує тепло-масообмін при розкладанні газогідратів. Виконаємо також оцінку енерговитрат у пропонованому способі і у прототипі. 1. У пропонованому способі: Визначимо кількість метану в одиничному обсязі шару із газогідратів V = 1 м3 Gм = V m SГГ ГГ/А =1 0,25 0,2 900/8,07 = 5,6 кг, де m = 0,25 - пористість шару із газогідратів; SГГ = 0,2 - насиченість пор шару із газогідратів; 3 ГГ = 900 кг/м - щільність газогідратів; A = 8,07 кг газогідратів/кг метану - відносна маса газогідратів до маси метану, що втримується в газогідратах. Необхідна кількість тепла для розкладання газогідратів в одиничному обсязі Q = Gм Н = 5,6 3784,3 = 21200 кДж, де Н = 3784,3 кДж/кг метану - питома теплота плавлення газогідратів. Зниження температури шару із газогідратів в результаті поглинання власного тепла при розкладанні газогідратів визначимо з теплового балансу одиничного обсягу шару із газогідратів дорівнює T V[m SГГ ГГ СГГ m SВ В Q СВ m SГ Г СГ (1 m) ГР СГР ] 21200 10 C 0,25 0,2 900 2,5 0,25 0,6 1000 4,2 0,25 0,2 200 2,7 (1 0,25) 1750 1 Тут SГГ, SВ, SГ - насиченості пор газогідратами, водою і газом; ГГ, В, Г, ГР - щільності газогідратів, води, газу і ґрунту. Кількість води, що виділяється в результаті розкладання газогідратів в одиничному обсязі GB = GГ(А-А - 1) - 5,6 (8,07 - 1) = 39 кг. Тоді потужність насоса для відкачки цієї води при витраті V B 1 10 3 м/с складе 7 NH PH V B H (220 45) 105 10 0,7 90587 3 25000 Вт 25 кВт , де РН = (220 - 45) 105 Па - перепад тиску при відкачці води з відстійника гирлового сепаратора у відкрите море (220 105 Па, 45 105 Па - тиск газоводяної суміші у забої свердловини до і після включення насосів 14 і 7); Н = 0,7 - ККД насоса. 2. У прототипі необхідна для плавлення газогідратів кількість теплої поверхневої води з температурою влітку ТТ = 25 °С становить Q 21200 G ПР 1000 кг води В СВ Т Т 4,2 5 , Комп’ютерна верстка Д. Шеверун 8 де ТТ = ТТ - ТГГ = 25 - 20 = 5 °С - температурний напір при плавленні газогідратів з температурою ТГГ = 20 °С. Тоді потужність насоса у прототипі складе N ПР Н G ПР Р Н V B В GВ Н 1000 ( 220 45) 105 10 39 0,7 3 641000 Вт 641 кВт . Таким чином, співвідношення енерговитрат по прототипі і пропонованому способі становить N ПР 115 Н 4,4. NH 26 що приблизно визначає співвідношення ціни газовидобутку по прототипу і пропонованому способу, коли основною витратною складовою при розробці покладів з газогідратів є енерговитрати на плавлення газогідратів. Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601