СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов.

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

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

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сути является способ разработки газогидратного месторождения, включающий бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине, добычу газа осуществляют по затрубному пространству скважины, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт (RU 2438009, 2010 г.).

К недостаткам способа следует отнести неизбежное снижение температуры на забое скважины вследствие как диссоциации гидратов, происходящей с поглощением большого количества тепла, так и процесса дросселирования газа в призабойной зоне пласта, дополнительно приводящего к снижению температуры. Снижение температуры в призабойной зоне приводит к образованию вторичных гидратов, при этом фронт вторичных гидратов начинает образовываться от забоя скважины. Оба указанных фактора приводят к постепенному снижению дебита газовой скважины вплоть до прекращения добычи газа из скважины. Снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, не решает полностью эту проблему, т.к. при разложении 1 м³ гидрата образуется 0.784 м³ воды и не исключается возможность образования вторичных гидратов. К недостаткам также следует отнести низкую приемистость водоносного пласта, из которого ничего не отбирается, и отсутствие приемистости через небольшой промежуток времени. Описываемый способ разработки может осуществляться непродолжительное время и может не оправдать затраты на погружную насосную установку.

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

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки газогидратной залежи производят бурение основной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, в пробуренной скважине осуществляют перфорацию в зоне продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, затем осуществляют спуск в основную скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине, причем добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт, согласно изобретению производят дополнительно бурение, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи со вскрытием нижележащего водоносного пласта и осуществляют перфорацию их в зоне продуктивного пласта и водоносного пласта, в процессе отбора газожидкостной смеси осуществляют перепуск термальной пластовой минерализованной воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт для тепловой диссоциации гидрата с обеспечением циркуляции термальной пластовой воды и воды диссоциации гидрата между продуктивным пластом и нижележащим водоносным пластом без подъема воды на поверхность, при этом в процессе отбора газожидкостной смеси происходит снижение давления в призабойной зоне газогидратного пласта до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата.

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

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

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

Способ осуществляют следующим образом.

Производят бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего водоносного пласта 2.

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

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

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

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

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

Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа.

Пример представлен для случая эксплуатации скважин Мессояхского газогидратного месторождения. Определим равновесные термобарические условия существования гидратов Мессояхского месторождения. Состав газа Мессояхского месторождения в основном представлен метаном ((98-99 об. %). Поэтому для дальнейших расчетов можно принять, что условия диссоциации гидратов Мессояхского месторождения соответствуют условиям диссоциации чистого метана и составляют при пластовой температуре 10,5°С величину 6,8 МПа. Следовательно, при давлении ниже 6,8 МПа происходит диссоциация существующих гидратов.

Начальное пластовое давление и температура Мессояхского месторождения составляют соответственно 7,5 МПа и 10,5°С. Для начала диссоциации гидратов нужно снизить давление в подошве газогидратной области месторождения на величину 0,7 МПа.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта следующие - проницаемость k=93,1 мД; пористость m=25%. Принимая, что в водоносной части пласта фильтрационно-емкостные параметры остаются теми же, можно рассчитать отбор пластовой воды, при котором начнется снижение давления в области пласта, расположенной ниже газогидратов.

В соответствии с предлагаемой технологией осуществляют бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего изолированного водоносного пласта 2. Кроме того, по периферии залежи бурятся две перепускные скважины 16 в породе до пласта 2 с термальными водами, нижележащего относительно газогидратной залежи. Эксплуатационные скважины Мессояхского месторождения имеют следующую конструкцию:

- кондуктор - 219 мм - до глубины 450,0-500,0 м;

- эксплуатационная колонна - 146 мм - до глубины 870,0-900,0 м, т.е. практически до забоя;

- лифтовая колонна - НКТ d=73 мм.

Устанавливается насосная установка 5 с погружным электродвигателем 6. Наиболее подходящий типоразмер установки погружного центробежного насоса для рассматриваемого примера - УЭЦН5А-360-600.

Коэффициент продуктивности скважины при принятых допущениях составит - 50,18 т/(сут·МПа) (расчет производился для следующих условий - плотность пластовой воды - 1043 кг/м³; толщина пласта 10 м; радиус контура питания - 300 м; приведенный радиус скважины - 0,2 м; вязкость пластовой воды - 1,08 мПа·с). Дебит пластовой жидкости, рассчитанный по формуле Дюпюи, составляет 351,26 т/сутки.

Диаметр НКТ эксплуатационных скважин способен обеспечить рассчитанный дебит по жидкости.

Пакер 8 устанавливают между продуктивным пластом и водоносным пластом 2. При закачке пластовой жидкости в пласт осуществляют следующую компоновку подземного оборудования: эксплуатационный пакер типа 2 ПД-ЯГ-118-500 с наружным диаметром 118 мм, для скважин с эксплуатационной колонной диаметром 139.7 мм - пакер типа АПД-ЯГ-112-500.

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

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

Результаты расчетов показывают, что пластовое давление в области дренирования на расстоянии до 50 метров ниже давления начала диссоциации гидратов.

Одновременно, в результате отбора воды происходит снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта.

Разделение газожидкостной смеси происходит в скважине 1. Далее газ по затрубью поступает на поверхность в шлейф 14, где производят его подготовку, а вода закачивается в нижележащий водоносный пласт 2.

При диссоциации гидратов образуется 160 м³ газа и 1 м³ воды. Для рассматриваемой конструкции скважины при поступлении воды динамический уровень изменяется на 59 метров на каждый кубометр поступившей в скважину воды. При достижении водой определенного уровня происходит самозадавливание скважин пластовой водой и выбытие скважин из эксплуатации. Производительность выбранного насоса позволяет постоянно удалять воду из скважины и поддерживать давление в призабойной зоне пласта, обеспечивающего диссоциацию гидратов. При этих условиях поступление газа в скважину будет происходить постоянно без риска образования вторичных гидратов до величины газонасыщенности в пласте 5-10%, когда фазовая проницаемость для газа будет равна нулю. Общий отбор газа из газогидратного пласта составит при этом 90-95%.

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

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

где: q - дебит термальной пластовой воды,

С_п - теплоемкость породы, ккал/м³·°С;

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

ΔТ_ф=T_ф-T_пл, °С;

ΔT=T₀-T_пл, °С;

Т₀ - температура термальной пластовой воды, °С;

Т_пл - температура пласта, °С;

Т_ф - температура фазового перехода, °С;

m - пористость;

ΔH - теплота фазового перехода газогидрата, ккал/м³;

α_гид - коэффициент гидратонасыщенности.

Теплоемкость породы составляет С_п=600 ккал/м³·°С; m=0,2; ΔН=1,25 ккал/м³; α_гид=0,4; Т₀=60°С; T_пл=3°С; т Т_ф=7°С теплоемкость термальной пластовой воды С_Т=1000 ккал/м³·°С, соответственно

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

В процессе разработки осуществляют контроль давления высоконапорных термальных пластовых вод.

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

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

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

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

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