RU2306410C1

RU2306410C1 - Способ термической разработки месторождений газовых гидратов

Info

Publication number: RU2306410C1
Application number: RU2005139988/03A
Authority: RU
Inventors: Валерий Владимирович Кульчицкий (RU); Валерий Владимирович Кульчицкий; Алексей Валерьевич Щебетов (RU); Алексей Валерьевич Щебетов; Александр Иосифович Ермолаев (RU); Александр Иосифович Ермолаев
Priority date: 2005-12-22
Filing date: 2005-12-22
Publication date: 2007-09-20
Also published as: RU2005139988A

Abstract

Использование: в области разработки газогидратных залежей. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения площади теплового воздействия и, соответственно, объема разложения газовых гидратов, а также сокращение затрат за счет использования нерентабельных запасов нижележащих нефтяной и/или газовой оторочек. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи пересекающей пласты по крайней мере одной многозабойной скважиной с горизонтальными стволами, формирование теплового потока в подстилающем его нижележащем пласте и отбор углеводородов из газогидратного пласта. Согласно изобретению при разработке залежи с нижележащим естественным или искусственно сформированным углеводородным пластом многозабойная скважина имеет в нижележащем пласте горизонтальный ствол с секцией, имеющей перфорационные отверстия на ее начальном участке и по крайней мере один восстающий участок с многоствольными перфорированными горизонтальными ответвлениями, расположенными в газогидратном пласте. Формирование теплового потока осуществляют посредством инициирования внутрипластового горения и поддержания фронта горения в нижележащем пласте путем подачи окислителя через затрубное пространство между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной и перфорационными отверстиями на начальном участке горизонтальной секции. Длину этой секции выбирают из условия обеспечения прогрева образованной в результате разложения газовых гидратов газоводяной смеси до температуры, предотвращающей повторное образование газовых гидратов в процессе ее движения в интервале от кровли нижележащего пласта до устья скважины. При этом отбор углеводородов - природного газа с водой - производят через многоствольные перфорированные горизонтальные ответвления. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений.

Известен способ разработки газогидратных месторождений, включающий разбуривание залежи, состоящей по меньшей мере из двух пластов, изолированных друг от друга непроницаемыми перемычками, двумя скважинами с горизонтальными секциями, одна из которых является нагнетательной, а другая добывающей, через нагнетательную скважину осуществляют закачку теплоносителя, в качестве которого используют жидкие радиоактивные отходы, причем бурение нагнетательной скважины производят с числом горизонтальных секций, соответствующих числу разбуриваемых пластов, верхние из которых прокладывают в продуктивных пластах, а перфорированную нижнюю в непродуктивном (RU №2211319, Е21В 43/24, 2003).

Однако реализация указанного способа сопряжена с необходимостью обеспечения безопасной транспортировки и закачки жидких радиоактивных отходов, герметичности подземного хранилища, а также с созданием системы радиационной и экологической безопасности.

Известен термический способ разработки газогидратной залежи, предусматривающий сжигание части углеводородного сырья на месте его залегания с использованием образующихся горячих продуктов для прогрева продуктивного пласта (Е.В.Крейнин. «Нетрадиционная термическая технология добычи трудноизвлекаемого углеводородного сырья». Газовая промышленность №3, 2005, с.22).

Недостатком известного способа является практическая невозможность осуществления воспламенения метана непосредственно в газогидратной среде по причине ее непроницаемости.

Известен способ добычи нефти из продуктивного горизонта, содержащего по крайней мере два нефтенасыщенных пласта, разделенных непроницаемым прослоем, включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину в нижний нефтенасыщенный пласт для осуществления внутрипластового горения и добычи нефти через нагнетательную скважину из верхнего пласта и через добывающую скважину из нижнего пласта, причем продукты горения из нижнего пласта подают в верхний пласт (RU №1476986, Е21В 43/243).

Однако известный способ малоэффективен для разработки газовых гидратов по причине непроницаемости газогидратной залежи и, соответственно, различных механизмов протекания физических процессов, происходящих под тепловым воздействием. Известный способ обеспечивает снижение вязкости нефти в разрабатываемых пластах за счет использования внутрипластового горения, а не изменение агрегатного состояния.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки газогидратных месторождений с нижележащим пластом горячей воды, включающий разбуривание залежи пересекающей пласты скважины с системой замкнутых горизонтальных боковых секций, поддержание непрерывной циркуляции по образованным замкнутым каналам горячей воды из нижнего пласта и охлажденной из верхнего и отбор углеводородов из верхнего пласта (RU №2231635, Е21В 43/24, 2002).

Однако известный способ требует для реализации наличия под газогидратной залежью термальных вод и значительных затрат на создание скважин сложной пространственной конфигурации.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение площади теплового воздействия и, соответственно, объема разложения газовых гидратов, а также сокращение затрат за счет использования нерентабельных запасов нижележащих нефтяной и/или газовой оторочек.

Поставленная задача достигается тем, что в способе термической разработки месторождений газовых гидратов с нижележащим естественным или искусственно сформированным углеводородным пластом, включающем разбуривание залежей пересекающей пласты по крайней мере одной скважины с горизонтальным стволом в вышележащем газогидратном пласте, формирование теплового поля в подстилающем его нижележащем пласте и отбор углеводородов из газогидратного пласта, согласно изобретению производят бурение многозабойной скважины, горизонтальный ствол которой имеет расположенную в нижележащем пласте горизонтальную секцию с перфорационными отверстиями на ее начальном участке и по крайней мере один восстающий участок с многоствольными перфорированными горизонтальными ответвлениями, расположенными в газогидратном пласте, а формирование теплового поля осуществляют посредством инициирования внутрипластового горения и поддержания фронта горения в нижележащем пласте путем подачи окислителя через затрубное пространство между НКТ и эксплуатационной колонной и перфорационными отверстиями на начальном участке горизонтальной секции, длину которой выбирают из условия обеспечения прогрева образованной в результате разложения газогидратов газоводяной смеси до температуры, предотвращающей повторное гидратообразование в процессе ее движения в интервале от кровли нижележащего пласта до устья скважины, при этом отбор природного газа с водой производят через многоствольные перфорированные горизонтальные ответвления и эксплуатационную колонну.

В предпочтительных вариантах реализации способа:

- бурение многозабойной скважины осуществляют на глубину нефтяного и/или газового горизонта для образования переточного ствола, сообщающегося с пластом, подстилающим газогидратный пласт;

- осуществляют разбуривание залежи удаленными друг от друга на заданном расстоянии двумя многозабойными скважинами, горизонтальные секции и многоствольные перфорированные горизонтальные ответвления которых ориентированы навстречу друг другу для гидравлического взаимодействия в процессе эксплуатации, причем инициирование внутрипластового горения производят через одну скважину, а подачу окислителя через другую для обеспечения противоточной схемы горения.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где:

на фиг.1 приведена общая схема разработки с использованием запасов природного нижележащего пласта или искусственно сформированного за счет перетока нефти из нижележащего горизонта;

на фиг.2 изображена схема разработки с использованием двух восстающих участков горизонтального ствола с многоствольными горизонтальными ответвлениями;

на фиг.3 показан вариант разработки с использованием двух многозабойных скважин.

На чертежах приняты следующие обозначения: газогидратная залежь 1, нефтяная и/или газовая оторочка 2, нефтяной и/или газовый горизонт 3, многозабойная скважина 4, переточный ствол 5, горизонтальный ствол 6, восстающий участок 7, многозабойные горизонтальные ответвления 8, эксплуатационная колонна 9, НКТ 10, пакеры 11-12, перфорационные отверстия 13 восстающего участка 7 и горизонтальных ответвлений 8, окно в эксплуатационной колонне 14, перфорационные отверстия 15 на входе в горизонтальный ствол 6, направление теплового потока 16, направление потока окислителя 17, направление потока газоводяной смеси 18, встречная многозабойная скважина 19, многолетнемерзлые породы 20.

Способ разработки месторождения осуществляют следующим образом. Выбирают газогидратную залежь 1 с нефтяной и/или газовой оторочкой 2 с нерентабельными запасами, расположенной под газогидратной залежью 1, или с нижележащим нефтяным и/или газовым горизонтом 3. Осуществляют бурение скважины 4 с горизонтальным стволом 6 нефтяной и/или газовой оторочки 2. Производят спуск эксплуатационной колонны 9 в горизонтальный ствол 6 с установкой пакера 11 в кровле газогидратной залежи 1. На расчетном расстоянии L от входа горизонтального ствола 6 в нефтяную и/или газовую оторочку 2 (на начальном участке его горизонтальной секции), определяемом из условия прогрева газоводяной смеси 18 до температуры, предотвращающей повторное гидратообразование при ее движении в интервале от кровли нефтяной оторочки 2 до устья скважины 4, в эксплуатационной колонне 9 вырезают окно 14 и из горизонтального ствола 6 производят бурение восстающего участка 7 с многоствольными горизонтальными ответвлениями 8. Все стволы указанных ответвлений 8 обсаживают перфорированными хвостовиками (на фиг. не показаны). В эксплуатационную колонну 9 спускают НКТ 10 и устанавливают пакер 12 после перфорационных отверстий 15 для нагнетания окислителя 17.

При отсутствии естественной нефтяной и/или газовой оторочки под подошвой газогидратной залежи 1 в водоносном коллекторе формируют искусственную нефтяную и/или газовую оторочку 2 путем перетока нефти или газа или нижележащего горизонта 3 по переточному стволу 5.

При разработке газогидратной залежи в нижележащем пласте 2 создают условия, необходимые для инициирования и образования устойчивого фронта горения, например посредством забойной топливной горелки, электрического нагревателя или химических реагентов. После зажигания нефтяной и/или газовой оторочки 2 в последнюю через затрубное пространство между эксплуатационной колонной 9 и НКТ 10 и перфорационные отверстия 15 нагнетают окислитель (кислородсодержащую газовую смесь, воздух) 17 в количестве, необходимом для поддержания устойчивого фронта горения. В результате интенсивного тепловыделения формируется тепловой поток 16 и начинается процесс гидраторазложения с восстановлением проницаемости газогидратной залежи. Через перфорационные отверстия 13 восстающего участка 7 и многозабойных горизонтальных ответвлений 8 отбирают природный газ с водой 18.

Нагнетание окислителя через затрубное пространство между эксплуатационной колонной 9 и НКТ 10 обеспечивает снижение тепловыделения и повышение теплоизоляции многолетнемерзлых пород 20 от добываемой горячей водогазовой смеси, что предотвращает вторичное гидратообразование и снижает техногенное воздействие на многолетнемерзлые породы 20.

Для интенсификации воздействия на газогидратную залежь 1 на расчетном расстоянии от устья скважины 4 сооружается встречная многозабойная скважина 19 с приближением забоев горизонтальных стволов 8 до гидравлического взаимодействия в процессе эксплуатации залежи. В результате реализуется противоточный вариант горения, когда в скважине 4 инициируется процесс горения, а окислитель подают через нагнетательную скважину 19 в нефтенасыщенную ненагретую часть пласта навстречу перемещающемуся фронту горения. Продукты процесса горения (газы, пары и нефть) продвигаются по выгоревшей зоне к нагнетательной скважине 19, прогревая газогидратную залежь 1 в зоне интенсивного отбора газа - многозабойных горизонтальных ответвлений 8.

Ниже приведено обоснование выбора длины горизонтального ствола 6, обеспечивающей предотвращение повторного гидратообразования в процессе движения продуктов разложения газогидратов при их движении в интервале от кровли нижележащего пласта до устья скважины.

При реализации предлагаемой схемы разработки газогидратного месторождения могут возникнуть ситуации, когда по ходу движения газа в колонне НКТ происходит как вторичное гидратообразование, так и ледообразование. С этой целью необходимо предусмотреть прогрев восходящего потока газа до температуры, обеспечивающей стабильную добычу углеводородного сырья без осложнений. В данном решении этот эффект достигается за счет конструкции скважины.

Остывший поток газа и воды из гидратной части пласта проходит по горизонтальной секции, пробуренной в более горячем нижнем пласте, где осуществляют внутрипластовое горение. В результате теплый пласт отдает тепло газу, нагревая его до определенной температуры. Эту температуру можно регулировать посредством длины горизонтальной секции.

Для расчета необходимой длины теплообменника используется известная формула Шухова для теплового расчета газопровода, заглубленного в грунт (в нашем случае под грунтом понимается нагревающий пласт, а под газопроводом - обсадная колонна):

где t_L - температура газа в газопроводе на расстоянии L от входа в трубу; t₀ - температура нагревающего пласта; k - коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту, окружающему трубу, принимаемый равным 120-380 Вт/(м²·°С); D - наружный диаметр трубопровода, м; Q - дебит газа, м³/с; С_р - теплоемкость газа при постоянном давлении, Дж/кг·°С.

После преобразования и потенцирования вышеприведенная формула примет вид:

Приведем пример расчета для следующих параметров системы: Q=0,115 м³/с (10000 м³/сут); D=0,168 м; t_пл=120°С; t₀=40°С; ρ_г=50 кг/м³ (метан при давлении 8 МПа и 60°С) и С_р=2,7 кДж/(кг·°С) (для метана при средних давлении 8 МПа и температуре 60°С). Коэффициент теплоотдачи k примем равным средней величине 250 Вт/(м²·°С).

Найдем длину теплообменника, которая позволит увеличить температуру газа в два раза от 40 до 80°С:

При дебитах 20000, 30000 и 40000 м³/сут необходимая длина теплообменника составит соответственно 164, 246 и 328 м.

Ниже приведены примеры конкретной реализации предлагаемого способа.

Как известно, большинство открытых и разведанных газогидратных месторождений характеризуются наличием водяных высокопроницаемых пластов или пропластков свободного газа, подстилающих гидратный пласт. Геологические особенности гидратных месторождений позволяют создать либо искусственную оторочку горючей жидкости, либо использовать для горения пропласток свободного газа. Эффективность предлагаемого способа многократно увеличивается, если ниже по разрезу имеются незначительные или нерентабельные запасы нефти. Тогда нефть за счет разности давления подают в подстилающий пласт-коллектор и тем самым создают искусственную нефтяную оторочку под гидратной залежью. В принципе можно создавать искусственные оторочки из любых горючих веществ.

Рассмотрим следующую схему реализации теплового метода разработки газогидратного пласта. В подстилающий газовые гидраты пласт-коллектор закачивают горючую жидкость (нефть из нижележащих интервалов, газ либо используют имеющийся пропласток свободного газа) и поджигают с помощью известной технологии влажного горения. При горении тепло поступает вертикально вверх и способствует разложению гидратов на газ и воду. Данный метод обладает тем преимуществом, что не происходит каких-либо существенных потерь тепла в стволе скважин (практически все тепло от сгорания горючего идет на разогрев гидратного пласта) и опирается на известные и апробированные технологии влажного горения.

Для оценки эффективности предлагаемого теплового метода воздействия на пласт рассмотрим тепловой баланс, возникающий при сжигании оторочки горючего материала.

q*=q_T,

где q* - теплота от сгорания горючего, q_Т - потери тепла в кровлю и подошву.

Для дальнейших расчетов примем предположение, что все тепло, поступающее к газогидратному телу, расходуется только на разложение гидрата. Естественно, что на разложение гидратов расходуется только та часть теплоты, которая идет в кровлю оторочки. Тогда количество теплоты, выделяемое при сжигании нефти в единицу времени, будет определяться выражением:

где А - теплота сгорания горючего вещества в пласте, Дж/кг; z_T - содержание горючего материала в единице объема пласта, кг/м³; h_н - мощность созданной искусственной оторочки, м; b - ширина пласта, м; ω_ф - скорость фронта горения, м/с.

Количество теплоты, идущее в кровлю пласта и расходуемое на разложение гидрата, составит:

где m - пористость гидратонасыщенного пласта; Н - теплота фазового перехода при разложении гидратов, Дж/кг; ρ_h - плотность гидрата, кг/м³; h_гид - мощность разложившегося гидратного пласта, м.

Решая совместно уравнения (1)-(2), получим соотношение для мощности искусственной оторочки h_н, необходимой для разложения гидратного пласта мощностью h_гид:

Допустим, что под газогидратной залежью создана искусственная оторочка нефти, добытой из нижележащих нерентабельных залежей, мощностью h_н. Примем содержание горючего кокса в породе z_T равным 25 кг/м³, теплоту сгорания кокса А=25,14·10⁶ Дж/кг, теплоту фазового перехода гидратов Н=0,5·10⁶ Дж/кг, пористость гидратного пласта m=0,3 и плотность гидратов ρ_h=910 кг/м³

Это означает, что при сжигании оторочки мощностью 1 м можно растопить гидратный пласт мощностью 2,3 м. Для оценки эффективности процесса добычи тепловым методом введем понятие тепловой эффективности как отношение тепла, получаемого от сжигания добытого метана из гидратов, к количеству тепла, затраченному при сжигании оторочки:

где q_см - теплота от сжигания метана, добытого из гидратов; ε - массовая доля газа в гидрате (0,13); G - теплота сгорания метана (51,2·10⁶), Дж/кг.

Для вышеупомянутого примера это соотношение составит:

Таким образом, на один затраченный Дж тепла дополнительно добывается 6,6 Дж энергии.

Рассмотрим схему поджога нижележащего пропластка свободного газа. В этом случае соотношение (3) будет иметь вид:

где ρ_g - плотность газа в пластовых условиях.

Если предположить, что залежь находится при давлении 8 МПа и температуре 12°С (285 К), то плотность газа (состоящего преимущественно из метана) составляет 73,7 кг/м³. В результате получим:

Т.е. для разложения гидратного пласта мощностью 4,1 м достаточно сжечь газовый пропласток мощностью 1 м. Коэффициент тепловой эффективности при сжигании газа составит:

Тепловая эффективность сжигания метана оказалось практически одинаковой с нефтью. Таким образом, нет принципиальной разницы в сжигании газа или нефти. В любом случае предложенный способ теплового воздействия на гидратный пласт будет эффективным и рентабельным.

Вышеприведенные соотношения можно использовать для оценки эффективности применения других горючих веществ. В качестве потенциальных горючих материалов можно предложить отработанные масла, отходы нефтеперерабатывающей отрасли и т.д.

Claims

1. Способ термической разработки залежи газовых гидратов, включающий разбуривание залежи, пересекающей пласты, по крайней мере, одной многозабойной скважиной с горизонтальными стволами, формирование теплового потока в подстилающем его нижележащем пласте и отбор углеводородов из газогидратного пласта, отличающийся тем, что при разработке залежи с нижележащим естественным или искусственно сформированным углеводородным пластом многозабойная скважина имеет в нижележащем пласте горизонтальный ствол с секцией, имеющей перфорационные отверстия на ее начальном участке и, по крайней мере, один восстающий участок с многоствольными перфорированными горизонтальными ответвлениями, расположенными в газогидратном пласте, а формирование теплового потока осуществляют посредством инициирования внутрипластового горения и поддержания фронта горения в нижележащем пласте путем подачи окислителя через затрубное пространство между насосно-компрессорными трубами - НКТ и эксплуатационной колонной и перфорационными отверстиями на начальном участке горизонтальной секции, длину которой выбирают из условия обеспечения прогрева образованной в результате разложения газовых гидратов газоводяной смеси до температуры, предотвращающей повторное образование газовых гидратов в процессе ее движения в интервале от кровли нижележащего пласта до устья скважины, при этом отбор углеводородов - природного газа с водой производят через многоствольные перфорированные горизонтальные ответвления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при разработке залежи с подстилающим водоносным пластом бурение многозабойной скважины осуществляют на глубину углеводородного пласта - нефтяного и/или газового пласта для образования переточного ствола, сообщающегося с водоносным пластом.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют разбуривание залежи удаленными друг от друга на заданном расстоянии двумя многозабойными скважинами, горизонтальные секции и многоствольные перфорированные горизонтальные ответвления которых ориентированы навстречу друг другу для гидравлического взаимодействия в процессе эксплуатации, причем инициирование внутрипластового горения производят через одну скважину, а подачу окислителя - через другую для обеспечения противоточной схемы горения.