Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений (залежей) газовых гидратов.

Известен способ разработки газогидратной залежи путем нагнетания в зону залегания (пласт) жидкого катализатора, например, метанола (а.с. СССР №390257, М.Кл.² Е21В 43/00, опубл. 11.07.73. Бюл. №30).

Недостатком данного способа является использование большого количества метанола, необходимого для разложения газовых гидратов. Это влечет за собой:

- крупнотоннажную транспортировку метанола на дальние расстояния из промышленных районов его синтеза в места добычи газа, обычно находящиеся в весьма отдаленных областях (приполярные и заполярные районы, шельфы морей, морские платформы и пр.), что удорожает добычу газа;

- хранение и охрану токсичного вещества - метанола, в специально оборудованных складах, это также удорожает в конечном итоге добычу газа;

- очистку добываемого газа от водного раствора метанола и регенерацию метанола из водного раствора, обычно высокоминерализованного, для чего необходимо затрачивать большое количество тепловой энергии;

- нагнетание в пласт залежи высокотоксичного вещества - метанола ведет к ухудшению экологической обстановки в районе добычи газа.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи газа из газовых гидратов, включающий создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла, при этом подвод тепла осуществляют введением в зону залегания газового гидрата через скважину твердого сорбента, способного поглощать воду с удельным тепловыделением, превышающим теплоту диссоциации газового гидрата, с последующим выносом сорбента в потоке с образующимся газом и регенерацией сорбента, при этом газ, выделившийся из гидратов, подвергают очистке и осушке, подачу очищенного и осушенного газа потребителю, кроме того, размещение, при необходимости, в скважине локального источника нагрева (Патент RU №2159323 С1, МПК7 Е21В 43/00, Е21В 43/16, опубл. 20.11.2000 г.).

Общими признаками известного и предлагаемого способов являются:

- создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла;

- очистка и осушка выделившегося из гидратов газа;

- подача очищенного и осушенного газа потребителю;

- размещение при необходимости в скважине локального источника нагрева.

Недостатком описанного способа является его невысокая эффективность. Она связана:

- во-первых, с тем, что снижение через скважину давления на 10÷45% от исходного в зоне залегания газовых гидратов приводит к образованию на внешней поверхности гидратов непроницаемой для газа твердой оболочки, состоящей из водяного льда, который не тает и не разрушается при дальнейшем уменьшении величины давления вплоть до атмосферного;

- во-вторых, с тем, что подвод к газовым гидратам тепла, превышающего только теплоту их диссоциации, не достаточен из-за того, что необходимо дополнительно растапливать водяной лед;

- в третьих, твердые частицы сорбента практически не проникают в пористую породу, несущую газовые гидраты, в связи с этим разложение последних под действием сорбента будет происходить только на небольшой поверхности контакта сорбента с грунтом забоя скважины, и поэтому выделение газа из гидратов минимальное; кроме того твердые частицы сорбента забивают поры гидратного пласта, уменьшают его проницаемость и тем самым снижают дебит добываемого газа;

- в четвертых, размещение в скважине локального источника нагрева, воздействующего без теплоносителя только на небольшую поверхность гидратов, обладающих низкой теплопроводностью, неэффективно и выделение газа из гидратов от действия тепла локального источника нагрева низкое.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей.

Техническим результатом является повышение дебита, надежности, расширение возможности использования и снижения энергетических затрат.

Технический результат достигается тем, что в способе добычи газа из газовых гидратов, включающем создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла, удаление газа и пластовой жидкости, образующихся из гидратов, при этом газ подвергают очистке и осушке, подачу очищенного и осушенного газа потребителю, размещение, при необходимости, в скважине локального источника нагрева, новым является то, что вне зоны залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления, сбрасывают в нее добываемый газ и пластовую жидкость, отделяют газ от жидкости, газ делят на два потока, из первого производят электрическую и тепловую энергии, затрачиваемые на технологические нужды, а также на компримирование и осушку газа второго потока, после чего сжатый и осушенный газ второго потока отправляют потребителю и закачивают в зону залегания газовых гидратов.

Кроме того, при закачивании осушенный газ нагревают вне зоны залегания газовых гидратов и/или внутри нее локальным источником нагрева.

Кроме того, при закачивании осушенного газа в зону залегания газовых гидратов в него добавляют ингибиторы гидратообразования.

Кроме того, при закачивании и нагреве осушенного газа в зону залегания газовых гидратов в него добавляют теплоноситель, обладающий высокой теплотой, выделяющейся при конденсации, например, углеводороды С_3+в,

Кроме того, сброс добываемого газа и пластовой жидкости в область пониженного давления и закачку осушенного газа в зону залегания газовых гидратов производят поочередно.

Кроме того, газ, отправляемый потребителю, и газ, закачиваемый в зону залегания газовых гидратов, компримируют, по потребности, до одинакового или разных величин давления.

Технический прием, заключающийся в том, что вне зоны залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления и сбрасывают в нее газ и пластовую жидкость, позволяет создавать в зоне залегания газовых гидратов неравновесные термобарические условия с высокой разностью давлений в зоне газовых гидратов и скважине. Это приводит к механическому разрушению гидратов и ледяных пленок, образующихся на поверхности гидратов, увеличению проницаемости зоны (пласта) их залегания и, как следствие, к интенсификации разложения гидратов при пониженном давлении и повышению дебита добываемого газа.

Технический прием, заключающийся в том, что газ, выделившейся из гидратов, отделяют от жидкости в зоне пониженного давления, позволяет провести этот технологический процесс без риска повторного образования гидратов и, как следствие, без аварийных ситуаций и с высокой надежностью.

Технический прием, заключающийся в том, что газ делят на два потока, из первого производят электрическую и тепловую энергии, затрачиваемые на технологические нужды, а также на компримирование и осушку газа второго потока, после чего сжатый и осушенный газ второго потока отправляют потребителю и закачивают в зону залегания газовых гидратов, позволяет, во-первых, подготавливать газ, не прибегая к использованию внешних источников энергии, что расширяет возможности использования предлагаемого способа добычи газа, во-вторых, применять осушенный газ в качестве поглотителя водного компонента из газовых гидратов и тем самым повысить эффективность разложения гидратов и повышения дебита.

Технический прием, заключающийся в том, что при закачивании осушенный газ нагревают вне зоны залегания газовых гидратов и/или внутри нее локальным источником нагрева, позволяет повысить температуру газа и его поглотительную способность по водному компоненту, что приводит к повышению проницаемости газа в поровом пространстве внутри обрабатываемой зоны гидратов и воздействию теплом на них. В конечном итоге это приводит к интенсификации разложения гидратов и повышению количества добываемого газа.

Технический прием, заключающийся в том, что при закачивании осушенного газа в зону залегания газовых гидратов в него добавляют ингибиторы гидратообразования, также как в предыдущем случае, повышает поглотительную способность по водному компоненту, способствует интенсификации разложения гидратов и повышению дебита добываемого газа.

Технический прием, заключающийся в том, что при закачивании и нагреве осушенного газа в зону залегания газовых гидратов в него добавляют теплоноситель, обладающий высокой теплотой, выделяющейся при конденсации, например, углеводороды С_3+в., приводит к повышению количества тепла, воздействующего на газовые гидраты, и как следствие ведет к повышению количества добываемого газа.

Технический прием, заключающийся в том, что сброс добываемого газа и пластовой жидкости в область пониженного давления и закачку осушенного газа в зону залегания газовых гидратов производят поочередно, позволяет инициировать в породе зоны залегания газовых гидратов тепловые и барические волны. Под действием тепловых волн увеличивается, а затем уменьшается локальное давление в порах породы зоны залегания газовых гидратов. При увеличении температуры в каждой локальной точке породы происходит десятикратное увеличение объема газа и жидкости по сравнению с твердым объемом породы. Это приводит к увеличению давления в порах и перемещению разогретого газа и пластовой жидкости в зону пониженного давления - к забою скважины. Барические волны, образующиеся при сбросе добываемого газа и пластовой жидкости в область пониженного давления, интенсифицируют движение газа и жидкости в поровом пространстве. Барические волны сопровождаются уменьшением температуры в тепловой волне и, как следствие, происходит остывание локального порового пространства, локальное поровое давление уменьшается, т.е. уменьшается давление в первую очередь на забое. И в зону пониженного давления - на забой скважины, поступает из породы флюид - газ и жидкость. При этом каждая пора породы работает, как локальный насос, повышая подвижность флюида сторону забоя скважины. Это повышает эффективность выделения флюида продуктивной породой и, в конечном итоге, повышает продуктивность скважины.

Технический прием, заключающийся в том, что газ, отправляемый потребителю, и газ, закачиваемый в зону залегания газовых гидратов, компримируют до одинакового или разных величин давления, позволяет оптимизировать энергетические затраты на компримирование газа и, тем самым, повысить эффективность добычи газа.

Авторам неизвестно из существующего уровня техники повышение эффективности добычи газа из газовых гидратов подобным образом.

На чертеже представлена схема, иллюстрирующая технологическую и техническую стороны реализации способа добычи газа из газовых гидратов.

Добыча газа из газовых гидратов по предлагаемому способу осуществляется следующим образом.

Создают в зоне 1 залегания газовых гидратов неравновесные термобарические условия путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла. Удаляют газ и пластовую жидкость, образующиеся из гидратов, по линии 2 насосно-компрессорных труб, расположенных в скважине 3. Газ подвергают очистке и осушке и подают потребителю по линии 4. В скважине 3 располагают локальный источник нагрева 5.

Вне зоны 1 залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления в емкостном фазном разделителе 6 и ресивере 7, первоначально путем стравливания из них давления газовой фазы через управляемый клапан 8 на свечу 9 (при закрытом клапане 10 на линии 2). Сбрасывают добываемый газ и пластовую жидкость в область пониженного давления (фазный разделитель 6 и ресивер 7), закрыв клапан 8 и открыв клапан 10. Отделяют в фазном разделителе 6 газ от жидкости. Газ делят на два потока. Первый поток газа подают по линии 11 из ресивера 7 в электростанцию 12 и по линии 13 в блок 14 осушки добываемого газа. Из газа первого потока производят электрическую и тепловую энергии, затрачиваемые на технологические нужды и на компримирование в компрессоре 15 и осушку в блоке 14 газа второго потока, подаваемого по линии 16. После чего сжатый и осушенный газ второго потока отправляют потребителю по линии 4, а по линии 17 закачивают в зону 1 залегания газовых гидратов.

При закачивании осушенный газ нагревают теплом отходящих газов от электростанции 12 вне зоны залегания газовых гидратов в теплообменнике 18 и/или внутри нее локальным источником нагрева 5.

При закачивании осушенного газа в зону залегания газовых гидратов в него добавляют через смеситель 19 ингибиторы гидратообразования (метанол, гликоли), нагнетаемые насосом 20 по линии 21. Ингибиторы гидратообразования отбирают из блока регенерации 22 по линии 23 насосом 20. В блок регенерации 22 ингибиторы гидратообразования поступают в водном растворе из фазного разделителя 6 по линии 24. Из газа первого потока, подаваемого по линиям 13 и 25, получают тепловую энергию, затрачиваемую на технологические нужды в блоке регенерации 22.

При закачивании осушенного газа в зону залегания газовых гидратов в него добавляют через смеситель 26 теплоноситель (углеводороды С_3+в), обладающий высокой теплотой, выделяющейся при конденсации, например, углеводороды С_3+в. Углеводороды отбирают из фазного разделителя 6 по линии 27 и нагнетают по линии 28 в смеситель 26 насосом 29.

Сброс добываемого газа и пластовой жидкости в область пониженного давления и закачку осушенного газа в зону залегания газовых гидратов производят поочередно. Для чего из фазного разделителя 6 откачивают газ по линии 30 компрессором 15 (при этом обратный клапан 31 препятствует обратному току газа из ресивера 7) и закачивают в зону 1 залегания газовых гидратов по линии 17. При закачке газ нагревают в теплообменнике 18 и локальном источнике нагрева 5. Воздействуя теплом на гидраты в зоне 1, их разлагают. Из разложившихся гидратов газ и пластовую жидкость сбрасывают (открывая задвижку 10) в область пониженного давления - фазный разделитель 6.

Газ, отправляемый потребителю по линии 4, и газ, закачиваемый в зону залегания газовых гидратов по линии 17, компримируют, по потребности, до одинакового давления компрессором 15 или до разных величин давления - компрессором 15 и компрессором 32. Компрессор 32 является дожимным. Он имеет возможность дожимать газ в линию 4 (подачи газа потребителю на дальние расстояния), что достигается перекрытием клапанов 33, 34 и открытием клапана 35. Кроме того, компрессор 32 имеет возможность дожимать газ в линию 17 для закачки его в пласт. Для чего перекрывают клапан 35 и открывают клапаны 34 и 33.

Установка, принципиальная схема которой представлена на чертеже, позволяет добывать газ из зоны 1 залегания газовых гидратов, подготавливать его к транспорту и отправлять потребителю по линии 4. Кроме того, в установке, а именно в фазном разделителе 6, производят сепарацию жидких углеводородов, попадающих вместе с пластовой жидкостью, от воды. Жидкие углеводороды транспортируются по линии 36. Из установки сбрасывают только воду по линии 37 из блока 22 регенерации ингибиторов гидратообразования. Таким образом, добыча газа из газовых гидратов по предлагаемому способу, оформленному технически и технологически согласно схеме, представленной на чертеже, является экологически чистым.

Реализация способа иллюстрируется примером.

ПРИМЕР

Предлагаемый способ добычи газа из зоны 1 (см.чертеж) залегания газовых гидратов реализуется с помощью технологической установки следующим образом.

В зоне 1 залегания газовых гидратов исходное давление составляет порядка 10,0 МПа, а температура плюс 2÷5°C.

В емкостном фазном разделителе 6 и ресивере 7 формируют область пониженного давления. В ресивере 7 устанавливают и поддерживают давление газа в пределах 2,0÷2,5 МПа. В фазном разделителе 6 устанавливают и поддерживают давление 0,3÷0,5 от исходной величины давления в зоне 1 залегания газовых гидратов (т.е. 3,0÷5,0 МПа). Установку и поддержание величин давления в фазном разделителе 6 и ресивере 7 производят с помощью управляемых клапанов:

- 8 на линии 38 сброса на свечу 9;

- 10 на линии 2;

- 39 на линии 30;

- 40 на линии 16;

- 41 на линии 42 отвода газа из фазного разделителя 6.

Область пониженного давления формируют при запуске установки и в штатном технологическом режиме ее работы.

При запуске установки область пониженного давления формируют в емкостном фазном разделителе 6 и ресивере 7, стравливая из них газовую фазу через клапан 8 на свечу 9 при закрытых клапанах 10, 39, 40 и 41.

В штатном технологическом режиме стравливание газа на свечу 9 отсутствует. Область пониженного давления создают перепуском газа двумя потоками. Первый поток газа - через клапан 41. Второй поток газа - через клапан 39.

В область пониженного давления, а именно в фазный разделитель 6, как при запуске, так и в штатном технологическом режиме, по линии 2 через открытый клапан 10 сбрасывают добываемый газ и пластовую жидкость.

При этом в зоне 1 залегания газовых гидратов, а именно в районе приточной части 43 скважины 3, создаются неравновесные термобарические условия с высокой разностью давлений (5,0÷7,0 МПа) в зоне 1 гидратов и приточной части 43 скважины 3. Это приводит к механическому разрушению гидратов и ледяных пленок, образующихся на поверхности гидратов, увеличению проницаемости зоны (пласта) их залегания и, как следствие, к интенсификации разложения гидратов и выделения из них газа и жидкости.

В фазном разделителе 6 газ отделяют от пластовой жидкости при давлении 3,0÷5,0 МПа и температуре газа и пластовой жидкости порядка плюс 2÷5°C. При таких термобарических условиях повторно гидраты не образуются. Это позволяет провести данный технологический процесс без аварийных ситуаций и с высокой надежностью.

Газ, который отводят из фазного разделителя 6, делят на два потока. Первый поток газа подают по линии 42 через открытый клапан 41, ресивер 7, по линии 11 в электростанцию 12, а также по линиям 13 и 25, соответственно, в блоки осушки газа 14 и регенерации ингибитора гидратообразования 22. Из газа первого потока в станции 12 производят электрическую и тепловую энергии в блоках 14 и 22 - тепловую энергию, которую затрачивают на технологические нужды.

Электрическую и тепловую энергии затрачивают на технологические нужды установки, а также на работу компрессора 14 по сжатию газа второго потока, подаваемого из фазного разделителя 6 по линии 30 через клапан 39. Сжатый до давления 7,5 МПа газ второго потока осушают в блоке 14 до температуры точки росы минус 25°C по водному компоненту. Сжатый и осушенный газ второго потока после блока осушки 14 отправляют потребителю по линии 4.

Кроме этого, сжатый и осушенный газ дожимают в компрессоре 32 до давления 12÷45 МПа и закачивают по линии 17 в зону 1 залегания газовых гидратов, а именно, в ее район 44 инфильтрации осушенного газа. Действие осушенного газа в качестве поглотителя водного компонента из газовых гидратов позволяет повысить эффективность разложения гидратов и выделения из них газа. Выделившийся газ поступает по поровому пространству зоны 1 в район приточной части 43 скважины 3. Откуда газ удаляется по линии 2 и сбрасывается в фазный разделитель 6.

С целью интенсификации разложения газовых гидратов на них воздействуют теплом и ингибиторами гидратообразования. Для чего при закачивании осушенный газ нагревают вне зоны залегания газовых гидратов, а именно, в теплообменнике 18 до температуры 120°C отходящими газами электростанции 12 внутри зоны 1 локальным источником нагрева 5 до температуры 150°C. В нагреваемый газ вводят через смеситель 19 ингибитор гидратообразования - метанол или этиленгликоль. Ингибитор гидратообразования отбирают из блока 22 регенерации, куда он попадает в виде водного раствора вместе с пластовой жидкостью. Кроме ингибитора гидратообразования в закачиваемый осушенный газ через смеситель 28 добавляют теплоноситель, обладающий высокой теплотой, выделяющейся при конденсации. Например, углеводороды С_3+в, имеют теплоту конденсации (3÷4)·10⁵ Дж/кг. Теплота, выделяющаяся при конденсации паров углеводородов С_3+в на газовых гидратах, способствует их разложению и выделению газа, т.е. повышению дебита скважины.

Для повышения дебита скважины производят сброс добываемого газа и пластовой жидкости в область пониженного давления (в фазный разделитель 6) и закачку по линии 17 осушенного газа в зону 1 залегания газовых гидратов производят поочередно. Этим инициируют в породе зоны 1 залегания газовых гидратов тепловые и барические волны. Под действием тепловых волн увеличивается, а затем уменьшается локальное давление в порах породы зоны залегания газовых гидратов. При увеличении температуры в каждой локальной точке породы происходит десятикратное увеличение объема газа и жидкости по сравнению с твердым объемом породы. Это приводит к увеличению давления в порах и перемещению разогретого газа и пластовой жидкости в зону пониженного давления - в район приточной части 43 скважины 3. Барические волны, образующиеся при сбросе добываемого газа и пластовой жидкости в фазный разделитель 6, интенсифицируют движение газа и жидкости в поровом пространстве. Барические волны сопровождаются уменьшением температуры в тепловой волне и, как следствие, происходит остывание локального порового пространства, локальное поровое давление уменьшается, т.е. уменьшается давление в первую очередь в районе приточной части 43 скважины 3. И в зону пониженного давления поступает из породы флюид - газ и жидкость. При этом каждая пора породы работает как локальный насос, повышая подвижность флюида сторону приточной части 43 скважины. Это повышает эффективность выделения флюида продуктивной породой и, в конечном итоге, повышает продуктивность скважины.

Технологические процессы, связанные с закачкой газа в зону 1 залегания газовых гидратов и подачей подготовленного газа потребителю по линии 4, осуществляются параллельным компримированием этих газов компрессорами 14 и 32 до разных давлений, соответственно, до 7,5 и 12÷15 МПа, в случае, когда транспорт газа до потребителя производят на небольшое расстояние. При необходимости транспортировки газ на большие расстояния оба газа компримируют последовательно в компрессорах 14 и 32 до одинаковой величины давления - 150 МПа. Этот технический прием позволяет гибко использовать компрессорное оборудование и оптимизировать энергетические затраты на сжатие газа и, тем самым, повысить эффективность добычи газа.