Спосіб видобутку газу з газогідратних покладів

1. Спосіб видобутку газу з газогідратних покладів, що включає буріння свердловин до підошви шару із газогідратів, підвищення проникності цього шару гідророзривом, введення в шар із газогідратів теплої води і відкачку газу, що вивільнюється, з підгідратної порожнини, який відрізняється тим, 3 що включає буріння свердловин до підошви шару із газогідратів, підвищення проникності цього шару гідророзривом, введення в шар із газогідратів теплої води і відкачку газу, що виділяється, з підгідратної порожнини, введення в шар із газогідратів теплої води здійснюють шляхом відкачки з підгідратної порожнини газу а також води при тиску нижче тиску утворення газогідратів за допомогою газліфта періодичної дії в гирловий сепаратор свердловини, звідки газ виводять через регулюючий вентиль у накопичувальний резервуар, а воду відкачують у відкрите море. Причому в якості робочого газу газліфта періодичної дії використовується продуктовий газ, рециркуляція якого здійснюється періодично за допомогою компресора. При цьому підгідратну порожнину з'єднують із вхідними фільтрами свердловин колекторною тріщинуватістю від спрямованого гідророзриву шару із газогідратів. Використання власного тепла шару із газогідратів для плавлення газогідратів шляхом зниження тиску газогідратів нижче рівноважного тиску утворення газогідратів послідовною відкачкою води і газу з підгідратної порожнини використанням газліфта періодичної дії дозволяє знизити вартість газовидобутку в декілька разів за рахунок зменшення необхідної кількості теплої води, яка накачується у шар із газогідратів. Спрямований гідророзрив шару із газогідратів з утворенням колекторної тріщинуватістю, що з'єднує порожнини підгідратного газу і води із входом свердловин, знижує гідравлічний опір циркуляції газу і води через шар, що приводить до підвищення швидкості їхньої циркуляції і відповідно інтенсивності плавлення газогідратів. Це дозволяє скоротити час розробки газогідратних покладів і додатково знизити вартість газовидобутку. На Фіг.1 представлена принципова схема устаткування газодобувного комплексу для видобутку газу з морських газогідратних покладів. На Фіг.2 представлений процес 1-2 плавлення газогідратів, що характеризується зниженням тиску Р и температури Т шару із газогідратів, а також наведені рівноважна крива утворення газогідратів для метану c-d і лінія геотермічного градієнта для Чорного моря 1-3-4. Газодобувний комплекс (ГДК), призначений для видобутку газу з газгідратних покладів, включає морську платформу 1, що містить резервуар 2 для попереднього накопичення газу і компресор 3 для періодичної рециркуляції газу з резервуара 2 у компресорні труби 4 свердловини 5 по сполучених трубах 6. Свердловини 5 установлені в шару із газогідратів до його підошви і постачені вихідними лініями газу 7 і води 8. При цьому згадані свердловини постачені гирловим сепаратором 9 для відділення газу від попутної води, виконаним у вигляді ресивера газу, і насосом 10 для відкачки води із сепаратора у відкрите море. Вихідна лінія газу постачена регулюючим вентилем 11, підключеним по лінії керування до датчика 12 тиску газу в сепараторі, а насос підключений по лінії керування до датчика 13 рівня води в сепараторі. Обсадні труби 14 свердловини постачені рівномірно роз 90193 4 міщеними вхідними фільтрами 15 у вигляді перфорації уздовж обсадних труб 14, а на рівні покрівлі шару із газогідратів встановлене ущільнення 16 для герметизації порожнини шару із газогідратів від порожнини відкритого моря (Фіг.1). У випадку використання плунжерного ліфта застосовується плунжер 17. Колекторна тріщинуватість 18 з'єднує підгідратну порожнину із вхідними фільтрами 15 свердловини 5. Спосіб видобутку газу з газогідратних покладів по пропонованому способі реалізується таким чином: Проводять геолого-розвідницькі роботи з визначення координат газогідратних морських покладів і глибини їхнього залягання. Згідно з отриманими даними бурять свердловину 5 до підошви шару із газогідратів з установкою обсадних труб 14, постачених вхідними фільтрами 15 і проводять спрямований гідророзрив шару із газогідратів з утворенням колекторної тріщинуватості для циркуляції підгідратних води і газу через шар із газогідратів у напрямку до вхідних фільтрів 15. Установлюють ущільнення 16 для гідроізоляції шару із газогідратів від відкритого моря і монтують необхідне устаткування для роботи свердловини з обліком наведеного вище опису ГДК. Режим пуску свердловини характеризується виводом підгідратного газу із підгідратної порожнини через вхідні фільтри 15 свердловини 5, гирловий сепаратор 9, регулюючий вентиль 11 і вихідну лінію 7 у резервуар 2, звідки газ транспортують на берег. При цьому, тиск газу у вибої свердловини і відповідно в підгідратної порожнини зменшують до значення, що відповідає плавленню газогідратів, і підтримують у часі регулюючим вентилем 11, з'єднаним по лінії керування з датчиком 12 тиску газу в сепараторі. Завдяки зниженню тиску газу в підгидратній порожнині нижче рівноважного тиску утворення газогідратів вони починають плавитися із зниженням температури шару із газогідратів 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 від підошви шару із газогідратів нагору з виділенням газу і води - продуктів розкладання газогідратів. Газ і вода, що виділяються, під дією перепаду тиску надходять з шару із газогідратів через вхідні фільтри 14 у простір між трубами свердловини у вигляді газоводяної емульсії, що збагачується робочим газом газліфта за рахунок періодичної рециркуляції газу під плунжер 17 із резервуара 2. Періодичну рециркуляцію газу ведуть компресором 3, що підключений до компресорних труб 4 сполученими шлангами 6. Тиск газу в сепараторі контролюють датчиком 12, що подає імпульс на виконавчий механізм регулюючого вентиля 11 для підтримки тиску газу в заданих межах. Одночасно контролюють рівень води у відстійнику сепаратора за допомогою датчика 13, що подає імпульс на блок керування приводом насоса 10. У результаті роботи газліфта періодичної дії здійснюється відкачка продуктів розкладання газо 5 90193 гідратів з шару із газогідратів у вигляді газоводяної емульсії в гирловий сепаратор 9, який служить ресивером газу і постачений відстійником води. Під дією перепаду тиску через шар фільтруються підгідратні вода і газ, які мають підвищену температуру у порівнянні з шаром із газогідратів відповідно до геотермічного градієнта (див. Фіг.2) і, таким чином, компенсують частину тепла, що поглинається в результаті розкладання газогідратів. При цьому газ, відділений від води у сепараторі, направляють, як згадувалося вище, через регулюючий вентиль 11 у резервуар 2 і далі на берег, а воду з відстійника ресивера 9 відкачують насосом 10 у відкрите море, що відповідає режиму експлуатації ГДК. Оцінка енерговитрат у пропонованому способі і у прототипі. І. У пропонованому способі: 1. Питома об'ємна витрата газу Vу д для газліфта (з рівняння балансу роботи підйому води обсягом Vв на висоту Н з урахуванням ККД газліфта і роботи стиску газу обсягом Vг від тиску газу на вхід газліфта P1 до тиску газу на вихід газліфта P2 і урахуванням ККД компресора) g H Vу д Ру л 1,1 к P1 P2 ln 1000 9,81 100 0,7 1,1 4500000 4500000 ln 0,3 4000000 Тут Vу д . 5,3 Vг / Vв - питома об'ємна витрата газу для газліфта; 3 1000 кг/м - щільність води; Т V m S ГГ ГГ 0,25 0,2 900 2,5 СГГ m SB B при витраті у VB 1 10 Н 100 м - висота піднімальних труб газліфта відповідає глибині покрівлі шару із газогідратів щодо дна моря, на якому розміщений гирловий сепаратор(згідно Фіг.1); Р1 4500000 Па - тиск газу на вхід газліфта і Р2 4000000 Па - тиск газу на вихід газліфта (при експлуатації свердловини, коли досягнутий тиск у вибої підгідратної порожнини нижче рівноважного тиску утворення газогідратів - приблизно 5000000Па згідно Фіг.2 для крапки 2); 0,7 - ККД компресора і л 0,3 - ККД газк ліфта відповідно; 1,1 - коефіцієнт, що враховує гідравлічні втрати у піднімальних трубах. 2. Кількість метану в одиничному обсязі шару із газогідратів, прийнятим V=1м3 Gм V m SГГ ГГ / А 1 0,25 0,2 900 / 8,07 5,6кг , де m 0,25 - пористість шару із газогідратів; SГГ 0,2 - насиченість пор шару газогідрата ми; 900кг / м3 - щільність газогідратів; А 8,07кг газогідратів/кг метану - відносна маса газогідратів до маси метану, що втримується в газогідратах. 3. Необхідна кількість тепла для розкладання газогідратів в одиничному обсязі Q Gм Н 5,6 3784 ,3 21200 кДж , де Н 3784 ,3кДж / кг метану - питома теплота плавлення газогідратів. 4. Зниження температури шару із газогідратів в результаті поглинання тепла при розкладанні газогідратів визначимо з теплового балансу одиничного обсягу газогідратного шару ГГ Q CB m SГ Г СГ 1 m 21200 0,25 0,6 1000 4,2 0,25 0,2 200 2,7 Тут SГГ , SВ, SГ - насиченості пор газогідратами, водою і газом; ГГ , В, Г , ГР - щільності газогідратів, води, газу і ґрунту; СГГ , СВ, СГ , СГР - теплоємності газогідратів, води, газу і ґрунту. Таким чином, зниження температури шару із газогідратів перебуває в межах прийнятого Т 12 С (див. Фіг.2). 5. Кількість газогідратної води, що виділяється в результаті розкладання газогідратів в одиничному обсязі GГВ GГ А 1 5,6 8,07 1 39кг . 6. Потужність насоса для відкачки цієї води 6 3 6 м / с складе 1 0,25 1750 1 PH V B NH 220 H де РН СГР ГР Рд Р2 10 С 40 10 5 10 0,7 6 26Bт , 220 40 105 Па - перепад тиску при відкачці води з відстійника гирлового сепаратора свердловини у відкрите море з глибиною 2200м, де тиск води зовні сепаратору дорівнює Р2 Рд 220 105 Па , а у сепараторі 40 105Па ; 0,7 - ККД насоса. 7. Потужність компресора для рециркуляції газу дорівнює Н Nк Тк GГ СГ 6 10 де 3 кВт 6Вт 13 0,175 10 3 2,7 , 7 Т2 Тк Р1 Р2 К к 1 к 90193 293 0,7 1 4,5 4 1,3 1 1,3 прототипі GПР і за пропонованим способом GB та B 1 13 С - нагрівання газу при стиску; GГ VГ VB Vу д Г Г 1 10 Г 1/ Г 6 5,3 33 1/ 0,03 33кг / м3 0,03м3 / кг при Р1 СГ - витра 4,5Па і Т1 коли 20 С ; 2,7кДж / кг К - теплоємність газу метану; 0,7 - ККД компресора. к II. У прототипі: 1. Кількість теплої поверхневої води з температурою влітку ТТ 25 С , яку накачують для плавлення газогідратів в одиничному обсязі шару із газогідратів у прототипі Q 21200 GПР 1000 кг води, B CB Т Т 4,2 5 де СВ за умовою однакової витраті VB NПР H 0,175 10 3 кг / с та газу в газліфті; Г 8 4,2кДж / кг К - теплоємність води; ТТ ТТ ТГГ 25 20 5 С - температурний напір при плавленні газогідратів з температурою ТГГ 20 С . 2. Потужність насоса для прототипу, враховуючи співвідношення кількості води, відкачуваної у 1 10 GПР РН VB B GB H 1000 220 40 10 5 10 156 0,7 6 3 м /с , , 6 115Bт де GB GГВ 1 SB / SГГ 39 1 0,6 / 0,2 156кг - кількість води, яку відкачують з шару із газогідратів в одиничному обсязі шару із газогідратів за пропонованим способом. 3. Співвідношення енерговитрат у прототипі і за пропонованому способі NПР 156 H 4,4 раз, NН 26 що приблизно визначає співвідношення ціни газовидобутку у прототипі і у запропонованому способі, коли основна витратна складова при розробці родовищ із газогідратів є енерговитрати на плавлення газогідратів. Слід відзначити, що температура поверхневої морської води частіше нижче 25°С і тому її треба підігрівати, а це підвищує собівартість газовидобутку по прототипі. 9 Комп’ютерна верстка Т. Чепелева 90193 Підписне 10 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