EA018879B1 - Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой - Google Patents
Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой Download PDFInfo
- Publication number
- EA018879B1 EA018879B1 EA201170055A EA201170055A EA018879B1 EA 018879 B1 EA018879 B1 EA 018879B1 EA 201170055 A EA201170055 A EA 201170055A EA 201170055 A EA201170055 A EA 201170055A EA 018879 B1 EA018879 B1 EA 018879B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- hydrate
- gas
- gas reservoir
- wellbore
- hydrate deposits
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 40
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 36
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 20
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 76
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 10
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 6
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JVBDSZLPVWLHPN-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane;hydrate Chemical compound O.CC(C)C JVBDSZLPVWLHPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- -1 methane hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/108—Production of gas hydrates
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретен способ извлечения газа из подземного пласта с отложениями гидратов, располагающимися в нем, и газовым коллектором, располагающимся под отложениями гидратов, включающий в себя закачку гидратообразующего флюида в верхнюю зону газового коллектора, прилегающую к отложениям гидратов; и добычу газообразных углеводородов из нижней зоны газового коллектора.
Description
Предпосылки изобретения Область техники изобретения
Варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся, в общем, к добыче газообразных углеводородов. Конкретно, варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к извлечению газообразных углеводородов из газовых коллекторов с гидратной шапкой.
Уровень техники изобретения
Добыча газа из подземных нефтяных и газовых коллекторов осуществляется по установившейся технологии. Добычу природного газа (в основном метана) в большинстве случаев осуществляют посредством бурения скважин в глубоких коллекторах, где природный газ, часто в объединении с газовым конденсатом, пластовой нефтью и водой, может находиться в ловушке под слоем покрывающей породы. Крепление ствола скважины осуществляют обсадной колонной, зацементированной в окружающем пласте для создания устойчивого ствола скважины. Обсадную колонну затем перфорируют на уровне коллектора для обеспечения притока газа и флюидов коллектора в обсадную колонну и затем на поверхность через насосно-компрессорную трубу внутри обсадной колонны.
После входа в обсадную колонну через перфорационные каналы газ входит в колонну (колонны) насосно-компрессорных труб, по которой проходит на поверхность через запорную арматуру в сборный трубопровод. Способ с применением обсаженной скважины облегчает регулирование притока газа из коллектора высокого давления и хорошо подходит для добычи из пористой породы или пласта песчаника. Если коллектор имеет достаточную прочность, продуктивный пласт может не требовать стабилизации обсадной колонной, и добычу можно осуществлять с заканчиваниями различных типов с необсаженным стволом.
Газовые гидраты являются клатратами (соединениями включения), в которых малые углеводородные молекулы (а также СО2, Н2§ и Ν2) захвачены в решетку, состоящую из молекул воды. Частицы замороженной воды образуют вытянутую кристаллическую структуру, захватывающую метан или другие частицы. Газовые гидраты образуются экзотермически вследствие стремления воды переориентироваться в присутствии неполярного растворенного вещества (обычно легких углеводородных газов, таких как метан) для стабилизации решетки, обычно посредством ван-дер-ваальсовых взаимодействий с поддержанием водородной связи между молекулами воды. Тетрагидрофуран, п-диоксан, СО2 и Н2§ представляют некоторые соединения, в дополнение к углеводородам низкого молекулярного веса, способные занимать внутренние позиции в решетке клатрата молекул воды и стабилизировать структуру в целом, так что она не разлагается до возникновения относительно значительного увеличения температуры и/или уменьшения давления.
Гидраты метана образуются при высоких давлениях и при температурах, намного выше температуры замерзания воды. Они могут являться стабильными в широких диапазонах давления и температуры. Гидраты метана являются стабильными при комбинациях температуры и давления, имеющихся в сухопутных арктических областях и под морским дном в водных глубинах больше приблизительно 1500 фут (500 м). Изменения как температуры, так и давления могут вызывать плавление гидратов метана и высвобождение природного газа. Газообразный метан может также находиться в ловушке под слоем гидратов, во многом аналогичной ловушке под слоями покрывающей породы в глубоких подземных коллекторах.
Газовые гидраты, вскрываемые в процессе бурения, являются потенциальным источником углеводородов для эксплуатации и добычи. Таким образом, разработка приемлемых способов промышленной добычи природного газа из природных отложений гидратов метана является объектом широкомасштабных исследований. Методики добычи могут включать в себя сброс давления, термическое нагнетание и закачку ингибитора. Вместе с тем, диссоциация гидратов может обусловливать неустойчивость в соседних горных породах, которые часто являются слабоконсолидированной смесью осадочных пород и гидрата или осадочных пород и льда, именуемой вечномерзлая порода.
В дополнение к метану, захваченному в слой газового гидрата, часто могут существовать нефтеносные коллекторы, расположенные под слоем гидрата. В случае добычи углеводородов из коллектора, расположенного под отложениями гидрата, особенное внимание можно обратить на непредусмотренное, но неизбежное уменьшение давления, которое может вызывать разложение гидратов, ослабляющее слой, образующий ловушку, и создавать риск дестабилизации ствола скважины, а также коллектора.
Соответственно, остается необходимость разработки методик добычи для извлечения углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой.
Сущность изобретения
В одном аспекте варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к способу извлечения газа из подземного пласта с отложениями гидратов, располагающимися в нем, и газовым коллектором, располагающимся под отложениями гидратов, включающему в себя закачку гидратообразующего флюида в верхнюю зону газового коллектора, прилегающую к отложениям гидратов; и добычу газообразных углеводородов из нижней зоны газового коллектора.
В другом аспекте варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к способу извлечения газа из подземного пласта с отложениями гидратов, располагающимися в нем, и газовым
- 1 018879 коллектором, располагающимся под отложениями гидратов, включающему в себя добычу газообразных углеводородов из газового коллектора через ствол скважины, проходящий через отложения гидратов и проходящий в газовый коллектор; закачку гидратообразующего флюида через ствол скважины в верхнюю зону газового коллектора, прилегающую к отложениям гидратов; прекращение закачки и добычу газообразных углеводородов через ствол скважины из нижней зоны газового коллектора.
В другом аспекте варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к способу извлечения газа из подземного пласта с отложениями гидратов, располагающимися в нем, и газовым коллектором, располагающимся под отложениями гидратов, включающему в себя добычу газообразных углеводородов из газового коллектора через первый ствол скважины, проходящий через отложения гидратов и проходящий в газовый коллектор; закачку гидратообразующего флюида в верхнюю зону газового коллектора, прилегающую к отложениям гидратов, через второй ствол скважины; и добычу газообразных углеводородов из нижней зоны газового коллектора через первый ствол скважины.
Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показан вариант осуществления с одной скважиной согласно настоящему изобретению.
На фиг. 2 показан вариант осуществления с двумя скважинами согласно настоящему изобретению.
Подробное описание
В одном аспекте варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к извлечению газообразных углеводородов. Конкретнее, варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к бурению, заканчиванию и добыче газообразных углеводородов из газовых коллекторов с гидратными шапками. При использовании в данном документе, термином газообразные углеводороды именуют, в общем, углеводороды, находящиеся в газовой фазе в условиях забоя скважины. Например, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что при условиях на поверхности метан, этан, пропан и бутан являются газами, под воздействием высоких температур и давлений в окружающих средах на забое скважины пентан и гексан могут также находиться в газовой фазе и могут, следовательно, быть включены в состав газообразных углеводородов, добываемых из коллектора. Дополнительно, термин газовый коллектор включает в себя любой коллектор, включающий в себя находящиеся в ловушке в нем газообразные углеводороды. Таким образом, газовый коллектор согласно настоящему описанию может также представлять собой газоконденсатный или нефтяной коллектор, в котором находятся в ловушке газообразные углеводороды.
Способы извлечения углеводородов можно, в общем, разделить на два типа: способы с вытеснением и циклические способы (также именуемые в технике эксплуатацией с циклической закачкой). В способах извлечения с вытеснением флюиды закачки и добычи разделены и находятся в разных скважинах, тогда как в способах с циклическим извлечением закачку и добычу проводят через одну скважину.
Таким образом, установка отбора углеводорода может иметь две общие конфигурации, в зависимости от использования способа вытеснения или циклического извлечения. Для циклического извлечения конфигурация, в общем, включает в себя одну скважину, проходящую через отложения гидрата в газовый, газоконденсатный и/или нефтяной коллектор, расположенный под отложениями гидрата, заканчивание в которой выполняют по меньшей мере в двух зонах: нижнее заканчивание на нижнем участке зоны газовой шапки коллектора для добычи газообразных углеводородов из нее и верхнее заканчивание на верхнем участке газового коллектора, предпочтительно сразу под гидратной шапкой и над нижним участком зоны газовой шапки коллектора, из которого добывают газообразные углеводороды. Если коллектор разделен на верхний наполненный газом слой (газовая шапка) над наполненным газоконденсатом или нефтью слоем, то нижний участок заканчивания может находиться как над наполненным газоконденсатом или нефтью слоем, так и в нем и ниже большей части или всего наполненного газом слоя. Если коллектор разделен на верхний наполненный газом слой над наполненным водой слоем, то нижний участок заканчивания должен находиться над газоводяным контактом и внизу в наполненном газом слое.
Два участка заканчивания в одной скважине должны быть механически разделены так, что во время цикла закачки, когда двуокись углерода (СО2) или другую образующую газовый гидрат флюида (газ или жидкость) закачивают в верхний участок коллектора, СО2 или аналогичный флюид не имеет возможности проходить в нижний участок заканчивания. Аналогично, во время цикла добычи, когда газ отбирают на участке нижнего заканчивания, должен отсутствовать приток газа из верхнего участка заканчивания. Данные методики механического разделения хорошо известны специалистам в данной области техники.
Альтернативно, для извлечения с вытеснением конфигурация, в общем, включает в себя две скважины, проходящие через отложения гидратов в газовый, газоконденсатный и/или нефтяной коллектор, расположенный под отложениями гидратов, первую скважину с заканчиванием на нижнем участке газового коллектора (и, следовательно, пробуренную глубже второй скважины) для добычи газообразных углеводородов из нее или даже пробуренную глубже, в газоконденсатную или нефтяную оторочку, и вторую скважину с заканчиванием в верхнем участке газового коллектора, примыкающем к отложению
- 2 018879 гидратов, для закачки флюидов в нее для вытеснения добываемых флюидов.
Конфигурация для извлечения с вытеснением, в общем, включает в себя две скважины, проходящие через отложения гидратов в газовый коллектор, расположенный под отложениями гидратов, первую скважину с заканчиванием в нижнем участке газового коллектора (и, следовательно, пробуренную глубже второй скважины) для добычи газообразных углеводородов из него и вторую скважину с заканчиванием в верхнем участке газового коллектора, примыкающем к отложениям гидратов, для закачки флюидов в нее.
На фиг. 1 показан вариант осуществления с одной скважиной для использования в способе циклического извлечения. Как показано на фиг. 1, используют один ствол 10 скважины (обычно обсаженный, но, альтернативно, с заканчиванием без обсадки) для добычи углеводородов из него, а также закачки двуокиси углерода в него. Ствол 10 скважины проходит через отложения 12 гидратов в газовый коллектор 14, расположенный под (т.е. глубже) отложениями 12 гидратов. Отложения гидратов может перекрывать слой вечной мерзлоты или глубинная холодная вода, как, например, на глубоких участках моря Бофорта, или и вечная мерзлота и холодная вода. Ствол 10 скважины включает в себя перфорационные каналы 13 или другое оборудование участка заканчивания, расположенное в верхней зоне газового коллектора 14, примыкающей к отложениям 12 гидратов, а также перфорационные каналы 15 и оборудование участка заканчивания/другое техническое оснащение, размещенное в нижней зоне коллектора 14. Ствол 10 скважины может быть оснащен механическим средством 11, таким как дроссельная заслонка, или другим обычным механическим средством для изоляции флюидов закачки от добываемых флюидов. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что после завершения бурения ствола скважины можно использовать различные методики заканчивания или оборудование, известное в технике, и что выбор таких методик и/или оборудования может основываться на обычных решениях для нагнетательных или эксплуатационных скважин в данном типе пласта.
Закачку двуокиси углерода или аналогичных гидратообразующих флюидов (газов или жидкостей), таких, например, как Н2§, в ствол 10 скважины можно регулировать для входа гидратообразующих жидкостей в коллектор 14 через перфорационные каналы 13 (верхнее заканчивание), отличающиеся от перфорационных каналов 15 (нижнее заканчивание), расположенных в нижней зоне коллектора 14 (через которые из коллектора 14 можно добывать газ).
Закачка двуокиси углерода или других аналогичных гидратообразующих флюидов может предпочтительно служить для поддержания или даже увеличения слоя 12 гидратов и, таким образом, уменьшать риск потери коллектора 14. Обычно сброс давления в таком газовом коллекторе может также давать в результате эндотермическую реакцию разложения гидратов слоя гидратов (когда давление при данной температуре уменьшается до величины ниже давления равновесия для образования гидратов). С продолжающейся эксплуатацией сброс давления может приводить к продолжающемуся разложению гидратов, утончению слоя гидратов до точки, где увеличивается риск возможного ухода газа, находящегося под слоем гидратов, через ставший тонким слой на поверхность, сопровождаемый последующей потерей коллектора.
Вместе с тем, закачка двуокиси углерода или других гидратообразующих флюидов в верхние зоны коллектора 14, примыкающие к отложениям 12 гидратов, согласно способам, описанным в данном документе, может изменять обычные реакции, происходящие на забое скважины. В частности, закачиваемая двуокись углерода может реагировать со встреченными гидратами в следующей экзотермической реакции:
СН4 (гидрат) + СО2(газ) СО2 (гидрат) + СН4 (газ) + АН!, при этом вновь образовавшийся гидрат двуокиси углерода должен замещать разложенный гидрат метана. Таким образом, вместо добычи утончением слоя гидратов добыча, объединенная с закачкой двуокиси углерода, может поддерживать или даже наращивать слой гидратов с одновременным извлечением метана, ранее находившегося в ловушке в слое. Кроме того, нагнетание может также служить для повторного нагнетания давления в газовом коллекторе, так что истощение коллектора не должно давать таких серьезных последствий, как при использовании описанных выше обычных способов. После стабилизации давления в коллекторе следом за данным этапом закачки газ (с небольшим загрязнением двуокисью углерода или без нее вследствие расположения закаченного газа в верхней зоне коллектора или захвата в гидраты) можно выводить из нижней зоны коллектора, и весь процесс можно повторять.
На фиг. 2 показан вариант осуществления с использованием двух скважин для извлечения способом вытеснения. Как показано на фиг. 2, первый ствол 20 скважины (если необходимо, обсаженный) используют для закачки двуокиси углерода и второй ствол 30 скважины (также, если необходимо, обсаженный) используют для добычи газообразных углеводородов через него. Ствол 20 скважины проходит через отложения 22 гидратов в газовый коллектор 24, расположенный под (т.е. глубже) отложениями 22 гидратов. Ствол 20 скважины включает в себя перфорационные каналы 23 (так называемое верхнее заканчивание) и другое техническое оснащение/оборудование заканчивания, размещенное в верхней зоне газового коллектора 24, примыкающей к отложениям 22 гидратов, а ствол 30 скважины включает в себя перфорационные каналы 25 (так называемое нижнее заканчивание) и другое техническое оснащение/оборудование заканчивания, размещенное в нижней зоне газового коллектора 24. При использова
- 3 018879 нии системы двух скважин закачку двуокиси углерода через ствол 20 скважины в верхнюю зону коллектора 24 можно проводить, по существу, одновременно с добычей газообразных углеводородов из нижней зоны коллектора 24.
Аналогично описанному варианту осуществления для одной скважины, закачка двуокиси углерода в верхнюю зону коллектора 24, примыкающую к отложениям 22 гидратов, может давать реакцию двуокиси углерода с гидратами метана для образования стабилизирующих гидратов двуокиси углерода, обеспечивающих поддержание или даже рост слоя 22 гидратов. Дополнительно, такое вытеснение метана может также увеличивать уровни добычи на количество метана, высвобожденного из гидратов, а также восстанавливать давление в коллекторе.
Кроме того, хотя данный способ описан как закачка и добыча, проводящиеся, по существу, одновременно, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что закачку и/или добычу можно замедлять или останавливать, при необходимости, для поддержания требуемых условий в коллекторе или условий добычи. Дополнительно, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что, хотя варианты осуществления, описанные в данном документе, имеют только одну группу скважин для добычи или закачки, настоящее изобретение указанным не ограничено. Таким образом, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что в зависимости от коллектора можно использовать любое число нагнетательных скважин, эксплуатационных скважин и/или одиночных скважин циклической добычи с множеством участков заканчивания.
Хотя выше описана двуокись углерода в качестве закачиваемого флюида, другие гидратообразующие флюиды можно также использовать в любых вышеописанных вариантах осуществления. Например, в дополнение к СО2, тетрагидрофуран, п-диоксан, Н2§, а также не являющиеся метаном углеводороды низкого молекулярного веса способны к экзотермическим реакциям замещения, таким как следующие:
СН4 (гидрат) + Н2§ (газ) Н2§ (гидрат) + СН! (газ) + ΔΗ2 и
СН4 (гидрат) + изобутан (газ) изобутан (гидрат) + СН4 (газ) + Δ^.
Из них СО2 и Н2§ являются наиболее доступными малоценными сырьевыми материалами для закачки. Преимущество СО2 состоит в том, что его можно получать в процессе выработки энергии при сжигании метана на поверхности поблизости, и только электроэнергию требуется поставлять на продажу. Вместе с тем, настоящее изобретение не является ограничивающим. Напротив, любые из гидратообразующих флюидов, которые вступают в экзотермическую реакцию с образованием гидратов, можно использовать.
Преимущественно варианты осуществления настоящего изобретения предназначены по меньшей мере для одного из следующего. При использовании способов, описанных в данном документе, можно поддерживать устойчивость газового коллектора с гидратной шапкой посредством осуществления образования нового гидрата (гидрата двуокиси углерода). Такую устойчивость слоя гидратов можно поддерживать, несмотря на высвобождение метана при разложении гидратов метана. Таким образом, кроме добычи дополнительных углеводородов, сам газовый коллектор может получить уменьшенный риск потерь в процессе добычи газообразных углеводородов из него, в сравнении с обычной эксплуатацией, где сброс давления может приводить к утончению слоя гидратов и, в конце концов, к потере изоляции коллектора. Кроме того, двуокись углерода, закачиваемая в коллектор, может служить для связывания двуокиси углерода, получаемой при преобразовании метана в полезные формы энергии или продукты. Таким образом, произведенную двуокись углерода можно вторично использовать в процессе закачки, получая ее из различных потоков отходов и уменьшая количество двуокиси углерода, созданной/выпущенной в атмосферу.
Хотя изобретение описано для ограниченного числа вариантов осуществления, специалисту в данной области техники, воспользовавшемуся описанием, должно быть ясно, что можно разработать другие варианты осуществления, не отходящие от объема изобретения, описанного в данном документе.
Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (22)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ извлечения газа из отложений гидратов газового коллектора, располагающегося под отложениями гидратов в подземном пласте, содержащий закачку гидратообразующего флюида в верхнюю зону газового коллектора, прилегающую к отложениям гидратов; и добычу газообразных углеводородов из нижней зоны газового коллектора.
- 2. Способ по п.1, в котором закачку и добычу проводят по меньшей мере в двух разных стволах скважин.
- 3. Способ по п.2, в котором закачку и добычу проводят одновременно.
- 4. Способ по п.1, в котором закачку и добычу проводят в одном стволе скважины.
- 5. Способ по п.4, в котором закачку и добычу проводят последовательно.
- 6. Способ по п.1, в котором закачиваемый гидратообразующий флюид вступает в реакцию с отложениями гидратов для обмена углеводородов, захваченных отложениями гидратов.
- 7. Способ по п.1, дополнительно содержащий бурение по меньшей мере одного ствола скважины, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор; и заканчивание по меньшей мере одного ствола скважины в верхней зоне газового коллектора, примыкающей к отложениям гидратов, и в нижней зоне газового коллектора.
- 8. Способ по п.7, в котором заканчивание первого ствола скважины, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор, выполняют как в верхней, так и в нижней зонах газового коллектора.
- 9. Способ по п.7, в котором заканчивание первого ствола скважины, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор, выполняют, по меньшей мере, в нижней зоне газового коллектора и при этом заканчивание второго ствола скважины, по меньшей мере, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор выполняют в верхней зоне газового коллектора.
- 10. Способ по п.1, в котором гидратообразующий флюид содержит двуокись углерода.
- 11. Способ извлечения газа из отложений гидратов и газового коллектора, располагающегося под отложениями гидратов в подземном пласте, содержащий закачку гидратообразующего флюида через ствол скважины в верхнюю зону газового коллектора, прилегающую к отложениям гидратов;прекращение закачки;добычу газообразных углеводородов через ствол скважины, проходящий через отложения гидратов в газовый коллектор, из нижней зоны газового коллектора.
- 12. Способ по п.11, в котором закачку и добычу проводят последовательно.
- 13. Способ по п.11, в котором закачиваемый гидратообразующий флюид вступает в реакцию с отложениями гидратов для обмена углеводородов, захваченных отложениями гидратов.
- 14. Способ по п.11, дополнительно содержащий бурение по меньшей мере одного ствола скважины, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор; и заканчивание по меньшей мере одного ствола скважины в верхней зоне газового коллектора, примыкающей к отложениям гидратов, и в нижней зоне газового коллектора.
- 15. Способ по п.14, в котором заканчивание первого ствола скважины, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор, выполняют как в верхней, так и в нижней зонах газового коллектора.
- 16. Способ по п.11, в котором гидратообразующий флюид содержит двуокись углерода.
- 17. Способ извлечения газа из отложений гидратов и газового коллектора, располагающегося под отложениями гидратов в подземном пласте, содержащий добычу газообразных углеводородов из нижней зоны газового коллектора через первый ствол скважины, проходящий через отложения гидратов и проходящий в газовый коллектор;закачку гидратообразующего флюида в верхнюю зону газового коллектора, прилегающую к отложениям гидратов через второй ствол скважины.
- 18. Способ по п.17, в котором гидратообразующий флюид содержит двуокись углерода.
- 19. Способ по п.17, в котором закачку и добычу проводят одновременно.
- 20. Способ по п.17, в котором закачиваемый гидратообразующий флюид вступает в реакцию с отложениями гидратов для обмена углеводородов, захваченных отложениями гидратов.
- 21. Способ по п.17, дополнительно содержащий бурение по меньшей мере одного ствола скважины, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор; и заканчивание по меньшей мере одного ствола скважины в верхней зоне газового коллектора, примыкающей к отложениям гидратов, и в нижней зоне газового коллектора.- 5 018879
- 22. Способ по п.21, в котором заканчивание первого ствола скважины, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор, выполняют, по меньшей мере, в нижней зоне газового коллектора и в котором заканчивание второго ствола скважины, по меньшей мере, проходящего через отложения гидратов в газовый коллектор, выполняют в верхней зоне газового коллектора.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US7404008P | 2008-06-19 | 2008-06-19 | |
| PCT/US2009/047472 WO2009155270A2 (en) | 2008-06-19 | 2009-06-16 | Producing gaseous hydrocarbons from hydrate capped reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201170055A1 EA201170055A1 (ru) | 2011-08-30 |
| EA018879B1 true EA018879B1 (ru) | 2013-11-29 |
Family
ID=41434678
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201170055A EA018879B1 (ru) | 2008-06-19 | 2009-06-16 | Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8899340B2 (ru) |
| EP (1) | EP2315912A2 (ru) |
| CN (1) | CN102124184B (ru) |
| AU (1) | AU2009260314B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0914156A2 (ru) |
| CA (1) | CA2728427C (ru) |
| EA (1) | EA018879B1 (ru) |
| MX (1) | MX2010014145A (ru) |
| WO (1) | WO2009155270A2 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102010043720A1 (de) | 2010-11-10 | 2012-05-10 | Siemens Aktiengesellschaft | System und Verfahren zum Extrahieren eines Gases aus einem Gas-Hydrat-Vorkommen |
| US20120155966A1 (en) * | 2010-12-21 | 2012-06-21 | Hamilton Sundstrand Corporation | Gas and liquid recovery from regolith |
| US8910712B2 (en) * | 2011-10-31 | 2014-12-16 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for converting class II hydrate reservoirs |
| CA2873406C (en) * | 2012-05-30 | 2018-06-26 | Landmark Graphics Corporation | Oil or gas production using computer simulation of oil or gas fields and production facilities |
| CN105089584A (zh) * | 2014-05-14 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 油水井交替耦合注采提高封闭小断块油藏采收率的方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4042029A (en) * | 1975-04-25 | 1977-08-16 | Shell Oil Company | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs |
| US4628999A (en) * | 1983-12-21 | 1986-12-16 | Laszlo Kiss | Process employing CO2 /CH gas mixtures for secondary exploitation of oil reservoirs |
| US20050121200A1 (en) * | 2003-12-04 | 2005-06-09 | Alwarappa Sivaraman | Process to sequester CO2 in natural gas hydrate fields and simultaneously recover methane |
| US20060060356A1 (en) * | 2004-09-23 | 2006-03-23 | Arne Graue | Production of free gas by gas hydrate conversion |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4007787A (en) * | 1975-08-18 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Gas recovery from hydrate reservoirs |
| US5261490A (en) * | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| US5413177A (en) * | 1993-09-22 | 1995-05-09 | Texaco Inc. | Method of decreasing gas/oil ratio during cyclic huff-n-puff practice |
| GB0123409D0 (en) * | 2001-09-28 | 2001-11-21 | Atkinson Stephen | Method for the recovery of hydrocarbons from hydrates |
| US20030178195A1 (en) * | 2002-03-20 | 2003-09-25 | Agee Mark A. | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates |
| US20040200618A1 (en) * | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
| US6973968B2 (en) * | 2003-07-22 | 2005-12-13 | Precision Combustion, Inc. | Method of natural gas production |
| US7198107B2 (en) * | 2004-05-14 | 2007-04-03 | James Q. Maguire | In-situ method of producing oil shale and gas (methane) hydrates, on-shore and off-shore |
| US7165621B2 (en) * | 2004-08-10 | 2007-01-23 | Schlumberger Technology Corp. | Method for exploitation of gas hydrates |
| JP4871279B2 (ja) * | 2005-08-26 | 2012-02-08 | 財団法人電力中央研究所 | ガスハイドレートの生成方法、置換方法及び採掘方法 |
| CN101135240A (zh) * | 2007-09-04 | 2008-03-05 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 波动驱替气藏开采法 |
-
2009
- 2009-06-16 EA EA201170055A patent/EA018879B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-06-16 BR BRPI0914156A patent/BRPI0914156A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-06-16 CA CA2728427A patent/CA2728427C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-06-16 MX MX2010014145A patent/MX2010014145A/es not_active Application Discontinuation
- 2009-06-16 EP EP09767580A patent/EP2315912A2/en not_active Withdrawn
- 2009-06-16 AU AU2009260314A patent/AU2009260314B2/en not_active Ceased
- 2009-06-16 CN CN2009801319613A patent/CN102124184B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-06-16 WO PCT/US2009/047472 patent/WO2009155270A2/en active Application Filing
- 2009-06-16 US US12/999,849 patent/US8899340B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4042029A (en) * | 1975-04-25 | 1977-08-16 | Shell Oil Company | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs |
| US4628999A (en) * | 1983-12-21 | 1986-12-16 | Laszlo Kiss | Process employing CO2 /CH gas mixtures for secondary exploitation of oil reservoirs |
| US20050121200A1 (en) * | 2003-12-04 | 2005-06-09 | Alwarappa Sivaraman | Process to sequester CO2 in natural gas hydrate fields and simultaneously recover methane |
| US20060060356A1 (en) * | 2004-09-23 | 2006-03-23 | Arne Graue | Production of free gas by gas hydrate conversion |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2315912A2 (en) | 2011-05-04 |
| EA201170055A1 (ru) | 2011-08-30 |
| AU2009260314A1 (en) | 2009-12-23 |
| MX2010014145A (es) | 2011-02-25 |
| CA2728427C (en) | 2013-10-29 |
| US20110088898A1 (en) | 2011-04-21 |
| CN102124184B (zh) | 2013-11-06 |
| WO2009155270A3 (en) | 2010-04-22 |
| BRPI0914156A2 (pt) | 2015-10-20 |
| AU2009260314B2 (en) | 2012-09-20 |
| US8899340B2 (en) | 2014-12-02 |
| WO2009155270A2 (en) | 2009-12-23 |
| CN102124184A (zh) | 2011-07-13 |
| CA2728427A1 (en) | 2009-12-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
| CA2633746C (en) | Method and system for development of hydrocarbon bearing formations including depressurization of gas hydrates | |
| RU2502863C2 (ru) | Способ и система добычи углеводородов из пласта гидрата с использованием продувочного газа | |
| KR101370147B1 (ko) | 지질학적 형성물들 내에 이산화탄소를 저장하는 동시에 탄화수소 수소화물들로부터의 천연가스 제조방법 | |
| CN106677745A (zh) | 一种天然气水合物降压开采和co2埋存结合的工艺方法 | |
| US20120097401A1 (en) | Selective hydrate production with co2 and controlled depressurization | |
| EA018879B1 (ru) | Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой | |
| White et al. | Designing a pilot-scale experiment for the production of natural gas hydrates and sequestration of CO2 in class 1 hydrate accumulations | |
| EP2904066B1 (en) | A method for recovering oil | |
| Taheriotaghsara et al. | Field case studies of gas injection methods | |
| Ghajari et al. | Hydrate-related drilling hazards and their remedies | |
| US20230391614A1 (en) | Integration of natural hydrogen reservoir storage capacity or suitable subsurface reservoirs with other hydrogen sources and sinks | |
| Domitrović et al. | A-017 SIMULATION STUDY OF CO2 RETENTION DURING TERTIARY EOR FLOOD IN IVANIĆ OILFIELD | |
| Economides et al. | Oceanic gas hydrates as an energy resource | |
| Mu et al. | Analysis of Global Gas Hydrate Production Test and Development Prospects | |
| Jadhawar | Subsurface Decarbonization Options as Energy CO2 Hydrates Recovery with from Clean Natural Methane Gas Hydrate Reservoirs | |
| WO2023200864A1 (en) | Hydrogen production and sulfur-carbon sequestration | |
| Goricnik et al. | Simulation Study of CO2 Retention During Tertiary Eor Flood in Ivanic Oilfield | |
| Kułynycz | THE POSSIBILITY OF USING THE ENHANCED OIL RECOVERY METHOD ON THE SELECTED OIL RESERVOIR | |
| Ames et al. | Improved sweep efficiency through the application of horizontal well technology in a mature combustion EOR project: Battrum Field, Saskatchewan, Canada | |
| Li | CO2 for enhanced oil recovery and secure storage of CO2 in reservoirs | |
| Tchambak | Cold heavy oil production using CO2-EOR technique. | |
| Pakparvar et al. | Technical Evaluation of Miscible Gas Injection Methods; Case Study in an Iranian Heterogeneous Carbonate Reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |