Спосіб розробки морських газогідратних покладів

Реферат: UA 90857 U UA 90857 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до газовидобувної галузі, а саме до розробки морських газогідратних покладів. Відомо три основні методи вилучення газу з гідратоносних пластів: пониження тиску нижче за рівноважний тиск гідратоутворення при заданій температурі, нагрів гідратовмісних порід до температури, вищої за рівноважну, а також їх механічне руйнування. Крім цього, відомі рішення, в яких пропонується використовувати реагенти, здатні впливати на хімічну активність води і газу, що приводить до зміщення рівноважного стану реакцій утворення і дисоціації газових гідратів у зону нижчих температур (так звані інгібітори - метанол, етиленгліколь, розчини електролітів тощо). Більшість запропонованих способів розробки газогідратних покладів передбачають комбінацію вище перелічених методів. На сьогодні відомо ряд теплових способів розробки газогідратних покладів. Так, в патенті US 6192691 пропонується під купол для збору газу, встановлений над придонним скупченням газогідрату, закачувати гарячу воду. У заявці US 20050161217 запропоновано здійснювати електричний підігрів продуктивного пласта та вилучати газ, що виділився по видобувній свердловині. У міжнародній заявці WO 2007/136485 передбачено газогідратний пласт нагрівати за рахунок енергії випромінювання лазера. У патентах US 4424866 та US 6733573 запропоновано комбінувати дію на гідратний пласт теплової енергії та інгібіторів. Проте недоліком теплових методів розробки газогідратних покладів є значні енергетичні витрати. Так, крім порівняно незначних енерговитрат на дисоціацію газогідрату (близько 7 % від енергії згорання видобутого газу), основна їх частина піде на розігрів породи гідратонасиченого пласта та породи в його підошві та крівлі. Крім цього, виходячи з теплофізичних властивостей порід і газогідрату, зона теплової дії в пласті буде обмежена кількома метрами. Найбільш економічною технологією розробки газогідратних покладів, з точки зору енергетичних витрат, є зниження пластового тиску нижче за рівноважний з подальшим відбором вільного газу. Приклад такого способу описано в міжнародній заявці WO 2007/072172, в якому зниження тиску забезпечується за рахунок відкачування газу з нижніх горизонтів. Проте такий спосіб є прийнятним для пластів, де насиченість гідратами незначна, а газ або вода не втратили свою рухливість. Звичайно, при збільшенні гідратонасичення (а отже, зменшенні проникності) ефективність такого способу різко падає. Інший недолік способу, заснованого на зниженні тиску в гідратоносному пласті, пов'язаний із вторинним техногенним утворенням гідратів у призабійній зоні внаслідок ефекту Джоуля-Томсона. Наприклад, при початковій температурі пласта 283 К і тискові 5,74 МПа коефіцієнт ДжоуляТомсона становить 3-4 К на 1 МПа депресії. Таким чином, при депресії 3-4 МПа забійна температура може досягти температури замерзання води. Процес ускладнюється ще й тим, що породи з вмістом гідрату більше ніж 60 % є фактично непроникними для газу [1]. В результаті газогідрат (газогідратний пласт) на тривалий час, який залежатиме від швидкості надходження тепла і визначатиметься теплофізичними параметрами його самого і пластів (у підошві та покрівлі), що його оточують, буде "надійно" законсервовано шаром льоду. Крім цього газові гідрати, крім утворення непроникної для газу і води структури, виконують функцію "цементу" для частинок породи пласта. Дисоціація клатратів в осіданнях приводить до аномально високої пористості та виділення великих мас води [2]. Таким чином, дестабілізація газогідратів призведе до істотного зниження міцності осадових структур у зоні дисоціації. Тому руйнування газогідратної структури внаслідок зниження тиску, підвищення температури або введення інгібіторів може призвести до розущільнення зцементованих гідратом порід та перетворення її на перезволожену ґрунтову масу із включенням бульбашок газу. Внаслідок створення депресії для вилучення газу неодмінно відбудеться руйнування перезволоженого пласта і засмоктування до вибою свердловини разом із водою і газом необмеженої кількості породи, унеможливлюючи подальшу експлуатацію свердловини. Відомі також способи одночасного зниження тиску і підводу тепла до свердловини. Причому основне розкладання гідрату відбувається за рахунок зниження тиску, а теплота, що підводиться до забою, дозволяє скоротити зону вторинного гідратоутворення, що позитивно позначається на дебіті газу. Однак комбінування цих способів не розв'язує описаних вище недоліків. Найближчими аналогами способу, що пропонується, у частині фазового стану корисної копалини у момент її вилучення з пласта, а саме у формі природного газогідрату, є способи, наведені в заявках US 2008/0088171, WO 00/47832 і RU 2004106857/03. Вони передбачають кар'єрну розробку морських газогідратних покладів шляхом їхнього механічного руйнування. Так, у заявці US 2008/0088171 описано спосіб відбору придонних гідратовмісних відкладень 1 UA 90857 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 підводними екскаваторами, їх підйом до поверхні в контейнерах і акумуляції отриманого газу під куполом, розміщеним у днищі судна. Спосіб видобування донних і придонних гідратів, описаний у заявці WO 00/47832, передбачає руйнування шару газогідрату стисненим повітрям і спеціальним розчином високої щільності (або води під тиском), які подаються по трубі, відділення від дна і спливання шматків гідрату, їх подальший збір і дисоціацію. Також передбачено можливість підігріву стисненого повітря і рідини. Спосіб видобування газових гідратів з дна моря, описаний у заявці RU 2004106857/03, передбачає використання видобувного пристрою у вигляді самохідного комбайна і пристрою доставки їх на поверхню у вигляді баржі, яка самостійно спливає. Однак, враховуючи той факт, що поверхня зон розвантаження газу, до яких приурочені придонні поклади газогідрату, переважно вкрита шаром відкладень (часто субмаринні гідрати зустрічаються, починаючи з глибини 0,4-2,2 м нижче від поверхні дна [3]), а виходячи зі швидкості згасання енергії струменя у водному середовищі незначну глибину їх різання, ефективність такого способу буде сумнівною. Це також стосується випадку, коли відношення об'єму газогідрату до мінеральної частини є незначним, що характерно для більшості покладів газогідрату (газогідрат заповнює пори або є цементом мінеральної частини пласта). Таким чином, використання способу, який передбачає руйнування газогідрату за допомогою струменів повітря чи рідини, а також кар'єрними породоруйнівними механізмами, розташованими безпосередньо на морському дні, буде малоефективним. Найбільш близьким аналогом способу, що пропонується, у частині впливу на продуктивний пласт, є спосіб свердловинного гідродобування корисних копалин, описаний у роботі [4], який передбачає розкриття покладу свердловиною, розущільнення породи в місці її залягання шляхом переведення в рухомий стан за допомогою гідромоніторного струменя та вилучення гідросуміші (пульпи) на поверхню. В основу корисної моделі поставлена задача розроблення промислово прийнятного для існуючого рівня техніки способу видобування газу з морських газогідратних покладів. Запропонований для вирішення поставленої задачі спосіб дає можливість отримати технічний результат, який полягає у максимальному зниженні енерговитрати в результаті комплексного врахування теплофізичних властивостей і параметрів взаємодії складових системи в межах покладу, що розробляється. Для вирішення поставленої задачі у відомому способі розробки морських газогідратних покладів, який включає розкриття газогідратного пласта свердловиною, вплив на гідратовмісну породу, в результаті якого відбувається вилучення газогідрату і/або продуктів його дисоціації газу чи газу і прісної води, відповідно до корисної моделі, розкриття здійснюється на максимальну протяжність горизонтальними, а потужних пластів - вертикальними або похило спрямованими до їх підошви свердловинами, вплив на продуктивний пласт, починаючи від вибою свердловини, здійснюється з метою його дезінтеграції шляхом механічного подрібнення при мінімальному рівні дисоціації та перекристалізації газогідрату (внаслідок утворення на короткий час локальних зон із нерівноважними умовами) в результаті дії затоплених струменів високого тиску суміші води і абразивного матеріалу за допомогою гідромонітора, причому для збільшення об'єму виробки штанги з насадками гідромонітора в робочому положенні подовжуються, займають перпендикулярне положення до осі свердловини та, обертаючись навколо неї, рухаються вздовж до контакту з фронтом дезінтеграції, крім того в результаті змішування подрібненої гідратовмісної породи з водою утворюється водогідратомінеральна пульпа, з якої на деякій відстані за активною робочою зоною осідає частина мінеральних включень породи відповідної щільності та фракційного складу, після цього пульпа з виробки через пульпозабірник, розташований за активною робочою зоною під тиском, вищим за рівноважний гідратоутворення, прокачується через гравітаційний сепаратор, розташований на дні моря для відділення у вигляді осаду частини "пустої" породи, яка відкачується на дно або через іншу свердловину - у відпрацьовану виробку, та у вигляді фракції, що спливає - суміші води і вільного газогідрату (природного та частково перекристалізованого), яка насосом, розташованим біля сепаратора (якщо цільовим продуктом технології видобування є газогідрат), або газліфтним способом при створенні в трубопроводі умов часткової її дисоціації (коли цільовим продуктом є газ) подається для переробки на видобувну платформу, крім того від потоку збідненої на газогідрат в результаті сепарації водогідратомінеральної пульпи відбирається частина, яка після додавання морської води під тиском подається до гідромонітора як робоча суміш для руйнування породи, а решта - викачується в море під газозбірний купол по трубі, відкритий кінець якої розташований на деякій відстані вище верхньої межі стабільності газогідрату, де внаслідок її перебування в нерівноважних умовах та теплообміну з морською водою відбувається дисоціація на газ і воду газогідрату, що лишився в 2 UA 90857 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 породі, в результаті чого порода осідає на дно, а газ накопичується під газозбірним куполом та подається на платформу. Отже, запропонований спосіб розробки газогідратного покладу передбачає чотири основні етапи: 1) дезінтеграція гідратовмісної породи з метою переведення у рухомий стан; 2) концентрування пульпи у виробці в результаті осідання частини породи на деякій відстані за зоною активного руйнування пласта; 3) відділення вільного газогідрату в гравітаційному сепараторі та зменшення об'єму пульпи на об'єм водогазогідратної суміші та осаду породи; 4) виділення газу в результаті дисоціації залишку газогідрату в процесі проходження породи через товщу морської води в інтервалі вище верхньої межі стабільності газогідрату цього складу. На кресленні подано принципову схему способу розробки газогідратних покладів, де ВМСГ верхня межа стабільності газогідрату; 1 - виробка у гідратонасиченому пласті; 2 - простір у виробці, заповнений водогідратомінеральною пульпою; 3 - осад щільних включень породи; 4 бурове долото; 5 - пульпозабірник; 6 - гідромоніторний пристрій; 7 - свердловина; 8 - насос; 9 гравітаційний сепаратор; 10 - газозбірний купол; 11 - видобувна платформа; потоки: I водогідратомінеральна пульпа; II – пульпа, збіднена на газогідрат; III - "пуста" порода; IV - газ, що виділився із пульпи в результаті дисоціації газогідрату; V - водогазогідратна суміш; VI морська вода; VII - робоча рідина для руйнування породи з домішкою абразиву - суміш морської води і пульпи. Спосіб здійснюється таким чином. Гідратонасичений пласт газогідратного покладу розкривають свердловиною 7 (пласти середньої потужності - горизонтальною максимальної протяжності, потужні - вертикальними або похило спрямованими до підошви). Потім, починаючи від вибою свердловини, за допомогою гідромонітора 6 в результаті дії затоплених струменів високого тиску суміші води і подрібненої мінеральної частини породи як абразивного компоненту (потік VII) шляхом механічного подрібнення здійснюється дезінтеграція гідратовмісної породи з метою переведення в рухомий стан. При такому способі впливу на пласт газогідрат в результаті дії солей та енергії морської води, перетворення механічної енергії в теплову та коливань тиску в процесі роботи гідромонітора може опинитися в нерівноважних умовах і дисоціювати. Однак, виходячи з теплового балансу процесу й особливостей кінетики, цей вплив буде незначним, короткочасним і носитиме локальний характер. У результаті відбуватиметься дисоціація якоїсь частини газогідрату, зв'язаного з породою, та утворення в іншому місці "вільного". Для збільшення об'єму виробки 1 штанги з насадками гідромонітора 6 в робочому положенні подовжуються, займаючи перпендикулярне положення до осі свердловини, обертаючись навколо неї, рухаються вздовж до контакту з фронтом руйнування породи. В результаті змішування подрібненої гідратовмісної породи з водою утворюється водогідратомінеральна пульпа 2, з якої на деякій відстані за активною робочою зоною осідає частина мінеральних включень породи 3 відповідної щільності та фракційного складу. Утворена пульпа із виробки 1 через пульпозабірник 5 під тиском, вищим за рівноважний гідратоутворення, насосом 9 у вигляді потоку І прокачується через гравітаційний сепаратор 10, розташований на дні моря. При цьому від пульпи відділяється у вигляді осаду частини "пустої" породи, яка насосом 11 у вигляді потоку III відкачується на дно або через іншу свердловину - у відпрацьовану виробку, та у вигляді фракції, що спливає - суміші води і вільного газогідрату (природного та частково перекристалізованого), яка насосом 12, розташованим біля сепаратора 10 (якщо цільовим продуктом технології видобування є газогідрат), або газліфтним способом (на схемі не вказано) при створенні в трубопроводі умов часткової її дисоціації (коли цільовим продуктом є газ), подається для переробки на видобувну платформу 14. Далі від потоку ІІ збідненої на газогідрат в результаті сепарації пульпи відбирається частина, яка після додавання морської води (потік VI) під тиском подається до гідромонітора 6 як робоча суміш для руйнування породи, а решта (потік II) - викачується в море під газозбірний купол 13 по трубі, відкритий кінець якої розташований на деякій відстані вище верхньої межі стабільності газогідрату (ВМСГ), де внаслідок її перебування в нерівноважних умовах та теплообміну з морською водою відбувається дисоціація на газ (потік IV) і воду газогідрату, що лишився в породі, в результаті чого порода ІІІ осідає на дно, а газ накопичується під газозбірним куполом 13 та подається на платформу 14. Враховуючи наближено можливе співвідношення кількості отриманого газу і видобутого газогідрату, останній, згідно із запропонованим способом, після відповідної підготовки приймається як цільовий продукт технології, а отриманий газ переважно використовується на технологічні потреби. Таким чином, основна ідея запропонованого способу розробки газогідратного покладу передбачає вилучення максимальної кількості газогідрату в його природній формі, тобто без 3 UA 90857 U 5 10 15 20 25 30 35 40 витрати енергії на фазовий перехід, а здійснення вимушеної дисоціації залишку газогідрату в породі - за рахунок низькопотенційної енергії морської види та враховуючи фізичні властивості газових гідратів і зміну параметрів морської товщі з глибиною. Джерела інформації: 1. Способы разработки газогидратных месторождений / К.С. Басниев, В.В. Кульчицкий, А.В. Щебетов, А.В. Нифантов // Газовая промышленность. - М., 2006. - № 7. - С. 22-24. 2. Kvenvolden K.A. Gas hydrates-geological perspectives and global change // Rev. Geophysics. 1993. - Vol. 31. - P. 173-187. 3. Накануне мировой субмаринной метаногидратодобычи / Е.Ф. Шнюков, П.Ф. Гожик, В.П. Краюшкин, В.П. Клочко // Доповіді Національної академії наук України. - 2007. - № 6. - С. 125134. 4. Скважинная гидродобыча полезных ископаемых: Учеб. Пособие / В.Ж. Аренс, А.Д. Бабичев, А.Д. Башкатов, О.М. Гридин, А.С. Хрулев, Г.Х. Хчеян - М.: Горная книга, 2007. - 295 с. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ Спосіб розробки морських газогідратних покладів, що включає розкриття газогідратного пласта свердловиною, вплив на гідратовмісну породу, в результаті якого відбувається вилучення газогідрату і/або продуктів його дисоціації - газу чи газу і прісної води, який відрізняється тим, що розкриття здійснюється на максимальну протяжність горизонтальними, а потужних пластів вертикальними або похило спрямованими до їх підошви свердловинами, вплив на продуктивний пласт, починаючи від вибою свердловини, здійснюється з метою його дезінтеграції шляхом механічного подрібнення при мінімальному рівні дисоціації та перекристалізації газогідрату в результаті дії струменів високого тиску суміші води і абразивного матеріалу за допомогою гідромонітора, причому для збільшення об'єму виробки штанги з насадками гідромонітора в робочому положенні подовжуються, займають перпендикулярне положення до осі свердловини та, обертаючись навколо неї, рухаючись вздовж до контакту з фронтом дезінтеграції, крім того в результаті змішування подрібненої породи з водою утворюється пульпа, з якої за активною робочою зоною осідає частина породи, після цього пульпа з виробки під тиском, вищим за рівноважний гідратоутворення, прокачується через сепаратор, розташований на дні моря для відділення "пустої" породи, яка відкачується на дно або у відпрацьовану виробку, та суміші вільного газогогідрату і води, яка спливає і насосом (якщо цільовим продуктом технології видобування є газогідрат) або газліфтним способом при створенні в трубопроводі умов часткової її дисоціації (коли цільовим продуктом є газ) подається для переробки на видобувну платформу, крім того від потоку збідненої на газогідрат в результаті сепарації пульпи відбирається частина, яка після додавання морської води під тиском подається до гідромонітора як робоча суміш для руйнування породи, а решта викачується в море під газозбірний купол по трубі, відкритий кінець якої розташований на деякій відстані вище верхньої межі стабільності газогідрату, де внаслідок її перебування в нерівноважних умовах та теплообміну з морською водою відбувається дисоціація на газ і воду газогідрату, що лишився в породі, в результаті чого газ накопичується під газозбірним куполом та подається на платформу. 4 UA 90857 U Комп’ютерна верстка М. Ломалова Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5