RU2602621C1 - Gas hydrate deposits development method - Google Patents
Gas hydrate deposits development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2602621C1 RU2602621C1 RU2015142452/03A RU2015142452A RU2602621C1 RU 2602621 C1 RU2602621 C1 RU 2602621C1 RU 2015142452/03 A RU2015142452/03 A RU 2015142452/03A RU 2015142452 A RU2015142452 A RU 2015142452A RU 2602621 C1 RU2602621 C1 RU 2602621C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- reservoir
- hydrate
- liquid mixture
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов.The invention relates to the field of development of gas hydrate hydrocarbon deposits.
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.).A known method of developing a gas hydrate deposit, including drilling bypass and production wells in the rock, followed by production of gas through the bypass wells while maintaining pressure in the developed reservoir by transferring the thermal formation water from the underlying horizon to the overlying one, while the bypass well is drilled to the formation with thermal waters, underlying relative to the gas hydrate reservoir, perform a horizontal branch under the sole of the gas hydrate reservoir to supply formation water and drill of flue hole with vertical outlet to the surface (RU 2250365, 2003 YG).
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.The disadvantages of the method include a large accumulation of water in the bottomhole zone, which will reduce the phase permeability for gas, as well as the pressure drop in the reservoir with thermal waters will not allow to develop a gas hydrate reservoir in this way for a long time.
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.).Of the known technical solutions, the closest to the proposed technical essence is a method of developing a gas hydrate field, which includes drilling a well with opening a productive formation and an underlying aquifer, then tubing with a submersible pump unit is lowered into the well and a gas-liquid mixture is selected at the gas-water boundary the contact of the reservoir with the simultaneous separation of the gas-liquid mixture in the well, gas is produced by annulus of the space well, and the fluid with dissolved gas - of the tubing which with the above submersible pump unit is pumped into the underlying aquifer (RU 2438009, 2010 YG).
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.The disadvantages of the method include the inevitable decrease in temperature at the bottom of the well due to both dissociation of hydrates occurring with the absorption of a large amount of heat and the process of gas throttling in the bottomhole formation zone, which additionally leads to a decrease in temperature. Lowering the temperature in the bottomhole zone leads to the formation of secondary hydrates, while the front of the secondary hydrates begins to form from the bottom of the well. Both of these factors lead to a gradual decrease in the flow rate of a gas well until the cessation of gas production from the well. The decrease in water saturation in the area located below the bottom of the gas hydrate formation does not completely solve this problem, because upon decomposition of 1 m 3 of hydrate, 0.784 m 3 of water is formed and the possibility of the formation of secondary hydrates is not excluded. The disadvantages also include the low injectivity of the aquifer, from which nothing is taken, and the lack of injectivity after a short period of time. The described development method may take a short time and may not justify the cost of a submersible pump installation.
Задачей изобретения является создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин, а также сокращение энергозатрат.The objective of the invention is to provide a method for the development of gas hydrate deposits, providing an increase in gas production and extending the life of non-hydrate wells, as well as reducing energy costs.
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.This object is achieved by the fact that in the method of developing a gas hydrate deposit, the main well is drilled with the productive formation and the underlying aquifer being opened, the perforated hole is drilled in the zone of the productive reservoir and the underlying aquifer, then tubing with a submersible is lowered into the main well pumping unit and select gas-liquid mixture at the boundary of the gas-water contact of the reservoir with the simultaneous separation of gas-liquid mixture in the well, and gas production is carried out in the annulus, and liquid with dissolved gas through tubing, which is pumped into the underlying aquifer using the aforementioned submersible pump installation, according to the invention, at least two bypass wells are additionally drilled on the periphery of the deposit with the opening of the underlying aquifer and carry out their perforation in the zone of the reservoir and the aquifer, in the process of selecting a gas-liquid mixture they allow the transfer of thermal formation mineralized water from the underlying aquifer to the overlying productive reservoir for thermal dissociation of the hydrate, ensuring the circulation of the thermal reservoir water and the water of hydrate dissociation between the reservoir and the underlying aquifer without raising water to the surface, while the gas-liquid mixture is reduced during the selection process pressure in the bottom-hole zone of the gas hydrate formation to a value that ensures the onset of hydrate dissociation.
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.The technical result achieved is achieved by ensuring the circulation of thermal formation water between the aquifer and the reservoir and by eliminating the rise of formation water to the surface.
Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором показана принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа.The invention is illustrated in the drawing, which shows a schematic diagram of an installation for implementing the proposed method.
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.The following notation is adopted in the drawing: 1 - well, 2 - aquifer, 3 - perforation hole, 4 - tubing, 5 - pump unit, 6 - submersible motor, 7 - dynamic level, 8 - packer, 9 - control station 10 - downhole cable, 11 - surface cable, 12 - transformer, 13 - partial transducer, 14 - loop, 15 - reservoir, 16 - overflow well.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Производят бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего водоносного пласта 2.Drilling a
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.In the drilled
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.By means of a
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.The separation of the gas-liquid mixture takes place in the
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.In addition,
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.The proposed method provides the decomposition of gas hydrates not only by reducing pressure at the bottom of the well during the selection of the gas-liquid mixture, but also by the thermal and inhibitory effects of thermal waters.
Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа.The following is an example of a specific implementation of the proposed method.
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.An example is presented for the operation of the wells of the Messoyakha gas hydrate field. Let us determine the equilibrium thermobaric conditions for the existence of hydrates of the Messoyakhskoye field. The gas composition of the Messoyakhskoye field is mainly represented by methane ((98-99 vol.%). Therefore, for further calculations, we can assume that the conditions for dissociation of hydrates of the Messoyakhskoye field correspond to the conditions for the dissociation of pure methane and make up 6.8 at a reservoir temperature of 10.5 ° C. MPa Therefore, at pressures below 6.8 MPa, the dissociation of existing hydrates occurs.
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.The initial reservoir pressure and temperature of the Messoyakhskoye field are 7.5 MPa and 10.5 ° C, respectively. To begin the dissociation of hydrates, it is necessary to reduce the pressure in the sole of the gas hydrate region of the field by 0.7 MPa.
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.The reservoir properties of the reservoir are as follows - permeability k = 93.1 mD; porosity m = 25%. Assuming that the reservoir and filtration parameters in the aquifer remain the same, it is possible to calculate the formation water at which pressure will begin to decrease in the reservoir area located below the gas hydrates.
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:In accordance with the proposed technology, a
- кондуктор - 219 мм - до глубины 450,0-500,0 м;- conductor - 219 mm - to a depth of 450.0-500.0 m;
- эксплуатационная колонна - 146 мм - до глубины 870,0-900,0 м, т.е. практически до забоя;- production casing - 146 mm - to a depth of 870.0-900.0 m, i.e. almost to the bottom;
- лифтовая колонна - НКТ d=73 мм.- lift column - tubing d = 73 mm.
Устанавливается насосная установка 5 с погружным электродвигателем 6. Наиболее подходящий типоразмер установки погружного центробежного насоса для рассматриваемого примера - УЭЦН5А-360-600.A
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.The well productivity coefficient under the accepted assumptions will be - 50.18 t / (day · MPa) (the calculation was made for the following conditions - formation water density - 1043 kg / m 3 ; thickness of the formation 10 m; radius of the supply circuit - 300 m; reduced well radius - 0.2 m; formation water viscosity - 1.08 MPa · s). The production fluid rate calculated by the Dupuis formula is 351.26 t / day.
Диаметр НКТ эксплуатационных скважин способен обеспечить рассчитанный дебит по жидкости.The diameter of the production tubing is capable of providing a calculated fluid rate.
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.The packer 8 is installed between the reservoir and the
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.The connection of the
В результате работы насоса и отбора газожидкостной смеси пластовое давление в подошве газогидратного пласта снижается.As a result of the pump and the selection of the gas-liquid mixture, the reservoir pressure in the sole of the gas hydrate formation is reduced.
Результаты расчетов показывают, что пластовое давление в области дренирования на расстоянии до 50 метров ниже давления начала диссоциации гидратов.The calculation results show that the reservoir pressure in the drainage area is up to 50 meters below the pressure of the onset of hydrate dissociation.
Одновременно, в результате отбора воды происходит снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта.At the same time, as a result of water withdrawal, water saturation decreases in the zone located below the bottom of the gas hydrate formation.
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.The separation of the gas-liquid mixture occurs in the
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%.Upon dissociation of hydrates, 160 m 3 of gas and 1 m 3 of water are formed. For the considered well design, when the water enters, the dynamic level changes by 59 meters for each cubic meter of water entering the well. When the water reaches a certain level, the wells self-pressurize with produced water and the wells are decommissioned. The performance of the selected pump allows you to constantly remove water from the well and maintain pressure in the bottomhole formation zone, which ensures hydrate dissociation. Under these conditions, gas will enter the well continuously without the risk of secondary hydrate formation until the gas saturation in the formation is 5-10%, when the phase permeability for gas is zero. The total gas withdrawal from the gas hydrate reservoir will be 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.Along the periphery of the formation, by-pass wells, thermal formation water with a high degree of mineralization, which has a heat capacity significantly exceeding the heat capacity of fresh water, enters the reservoir.
Дебит термальной пластовой воды, необходимый для обработки 1 м3 породы принимают:The flow rate of thermal formation water required for processing 1 m 3 of rock is taken:
где: q - дебит термальной пластовой воды,where: q is the rate of thermal formation water,
Сп - теплоемкость породы, ккал/м3·°С;With p - the heat capacity of the rock, kcal / m 3 · ° C;
CT - теплоемкость термальной пластовой воды, ккал/м3·°СC T - heat capacity of thermal formation water, kcal / m 3 · ° C
ΔТф=Tф-Tпл, °С;ΔT f = T f -T pl , ° C;
ΔT=T0-Tпл, °С;ΔT = T 0 -T pl , ° C;
Т0 - температура термальной пластовой воды, °С;T 0 - temperature of thermal formation water, ° C;
Тпл - температура пласта, °С;T PL - reservoir temperature, ° C;
Тф - температура фазового перехода, °С;T f - phase transition temperature, ° C;
m - пористость;m is the porosity;
ΔH - теплота фазового перехода газогидрата, ккал/м3;ΔH is the heat of the phase transition of gas hydrate, kcal / m 3 ;
αгид - коэффициент гидратонасыщенности.α guide - hydration coefficient.
Теплоемкость породы составляет Сп=600 ккал/м3·°С; m=0,2; ΔН=1,25 ккал/м3; αгид=0,4; Т0=60°С; Tпл=3°С; т Тф=7°С теплоемкость термальной пластовой воды СТ=1000 ккал/м3·°С, соответственноThe heat capacity of the rock is C p = 600 kcal / m 3 · ° C; m = 0.2; ΔH = 1.25 kcal / m 3 ; α guide = 0.4; T 0 = 60 ° C; T pl = 3 ° C; t T f = 7 ° C thermal capacity of thermal formation water C T = 1000 kcal / m 3 · ° C, respectively
т.е. для осуществления способа по предлагаемому изобретению необходимо на каждый 1 м3 породы примерно 0,31 м3 термальной пластовой воды.those. for the implementation of the method according to the invention, approximately 0.31 m 3 of thermal formation water is required for every 1 m 3 of rock.
В процессе разработки осуществляют контроль давления высоконапорных термальных пластовых вод.In the process of development, they control the pressure of high-pressure thermal formation waters.
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.In addition, this increases the chemical and thermal effects of the contacting surface of the mineralized thermal formation water. For example, an increase in the concentration of calcium chloride in thermal formation water by 1% reduces the equilibrium hydrate formation temperature by 0.5 ° C. In addition, thermal formation water with a high degree of mineralization has a heat capacity that is significantly higher than the heat capacity of fresh water.
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.The amount of thermal formation water is regulated in accordance with the proposed formula, which allows the most efficient development of the reservoir without the risk of exceeding reservoir pressure above the mountain, excluding the occurrence of uncontrolled hydraulic fracturing.
В результате воздействия перечисленных факторов существенно повышается степень извлечения газа в масштабе целой залежи.As a result of the influence of these factors, the degree of gas recovery on the scale of the whole reservoir increases significantly.
Таким образом, предлагаемый способ по сравнению обеспечивает продолжительную эксплуатацию скважины за счет циркуляции пластовой воды.Thus, the proposed method in comparison provides continuous operation of the well due to the circulation of produced water.
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).The probability of self-preservation of hydrates during the implementation of the method is significantly reduced, because there is no decrease in gas temperature at the bottom of the production well, since a gas-liquid mixture is produced, and not pure gas, and the throttle effect is not manifested due to the coolant (thermal waters).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015142452/03A RU2602621C1 (en) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Gas hydrate deposits development method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015142452/03A RU2602621C1 (en) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Gas hydrate deposits development method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2602621C1 true RU2602621C1 (en) | 2016-11-20 |
Family
ID=57760111
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015142452/03A RU2602621C1 (en) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Gas hydrate deposits development method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2602621C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106837257A (en) * | 2017-03-23 | 2017-06-13 | 西南石油大学 | A kind of non-diagenesis gas hydrates mining system in ocean and its production practice |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4007787A (en) * | 1975-08-18 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Gas recovery from hydrate reservoirs |
SU1574796A1 (en) * | 1987-12-14 | 1990-06-30 | Ленинградский горный институт им.Г.В.Плеханова | Method of working gas-vydrate deposits |
RU2250365C2 (en) * | 2003-05-26 | 2005-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет | Method for extraction of gas-hydrate deposit |
RU2306410C1 (en) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for thermal gaseous hydrate field development |
RU2438009C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Procedure for development of gas-hydrates deposits |
RU2491420C2 (en) * | 2011-11-30 | 2013-08-27 | Алексей Львович Сильвестров | Method for production of natural gas from gas-hydrate pools and device for its realisation |
-
2015
- 2015-10-07 RU RU2015142452/03A patent/RU2602621C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4007787A (en) * | 1975-08-18 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Gas recovery from hydrate reservoirs |
SU1574796A1 (en) * | 1987-12-14 | 1990-06-30 | Ленинградский горный институт им.Г.В.Плеханова | Method of working gas-vydrate deposits |
RU2250365C2 (en) * | 2003-05-26 | 2005-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет | Method for extraction of gas-hydrate deposit |
RU2306410C1 (en) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for thermal gaseous hydrate field development |
RU2438009C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Procedure for development of gas-hydrates deposits |
RU2491420C2 (en) * | 2011-11-30 | 2013-08-27 | Алексей Львович Сильвестров | Method for production of natural gas from gas-hydrate pools and device for its realisation |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106837257A (en) * | 2017-03-23 | 2017-06-13 | 西南石油大学 | A kind of non-diagenesis gas hydrates mining system in ocean and its production practice |
WO2018171067A1 (en) * | 2017-03-23 | 2018-09-27 | 西南石油大学 | Mining system of marine non-diagenetic natural gas hydrate reservoir and mining process thereof |
CN106837257B (en) * | 2017-03-23 | 2020-03-06 | 西南石油大学 | Marine non-diagenetic natural gas hydrate reservoir exploitation system and exploitation process thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102027193B (en) | Promotion of methane hydrate decomposition and methane gas collecting system | |
NO178775B (en) | Apparatus for the production of hydrocarbons | |
RU2491420C2 (en) | Method for production of natural gas from gas-hydrate pools and device for its realisation | |
CN110644963B (en) | Method for exploiting hydrate based on multilateral well | |
RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
CN107514245A (en) | A kind of method of gas hydrates row formula horizontal wells | |
RU2438009C1 (en) | Procedure for development of gas-hydrates deposits | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
CN109915082A (en) | A kind of device and method for exploiting Offshore Heavy Oil Field oil reservoir | |
RU2602621C1 (en) | Gas hydrate deposits development method | |
US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
CN107558977A (en) | A kind of method of row's formula horizontal well microwave heating exploitation of gas hydrate | |
RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
RU2519243C1 (en) | Method of development of oil-and-gas deposits with bottom water | |
RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
RU2605860C1 (en) | Method of developing oil deposit by horizontal wells | |
RU2421606C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
RU2738145C1 (en) | Development method of powerful low-permeability oil deposit | |
RU2803344C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits |