RU2607849C1 - Способ добычи природного газа из гидратов - Google Patents
Способ добычи природного газа из гидратов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607849C1 RU2607849C1 RU2016105439A RU2016105439A RU2607849C1 RU 2607849 C1 RU2607849 C1 RU 2607849C1 RU 2016105439 A RU2016105439 A RU 2016105439A RU 2016105439 A RU2016105439 A RU 2016105439A RU 2607849 C1 RU2607849 C1 RU 2607849C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrates
- methane
- hydrate
- carbon dioxide
- gas
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 102
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 69
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 title claims abstract description 20
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims abstract description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 90
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 45
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 23
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 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 abstract description 31
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 37
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 12
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 11
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 8
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 7
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 5
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 3
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 2
- JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N carbonic acid;hydrate Chemical compound O.OC(O)=O JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 208000019014 inability to feed Diseases 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ. По способу производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта. После этого производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов. Производят при этом закачку и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз. Осуществляют отбор добываемой продукции. При значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно. При небольшом расстоянии между скважинами упомянутые агенты закачивают последовательно. 1 з.п. ф-лы, 8 пр., 6 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов с использованием метода замещения на углекислый газ, что также позволяет секвестрировать парниковый газ в виде гидрата углекислого газа.
Известен способ добычи природного газа из газовых гидратов, включающий подвод тепла к зоне разложения газовых гидратов за счет протекания каталитических экзотермических реакции окисления метана (RU 2169834, 2001).
Недостатками способа являются практическая невозможность проведения в гидратной залежи низкотемпературных каталитических реакций окисления метана, низкая эффективность, связанная с недостаточной скоростью передачи тепла через слой гидратов, опасность катастрофического разрушения залежи (потери устойчивости пород) в результате диссоциации гидратов природных газов, сопровождающейся превращением твердого гидрата в газоводяную подвижную смесь.
Известен способ термической разработки месторождений газовых гидратов, включающий разбуривание залежи, обеспечение теплового потока в залежь за счет организации процесса внутрипластового горения (RU 2306410, 2007).
Недостатками способа являются невозможность проведения в низкотемпературной гидратной залежи высокотемпературных процессов внутрипластового горения, опасность катастрофического разрушения залежи (потери устойчивости пород) в результате диссоциации гидратов природных газов и прорывов газов в атмосферу, а также недостаточная глубина проникновения тепла в пласт из-за низкой теплопроводности газовых гидратов.
Известен способ разработки месторождения газовых гидратов, включающий разбуривание залежи и создание теплового потока за счет реакции гомогенного окисления углеводородного газа вне зоны разложения газового гидрата (RU 2433255, 2011).
Недостатками способа являются невозможность подачи в низкотемпературный гидратный пласт высокотемпературной смеси продуктов окисления (горения), высокие затраты на создание установок окисления, подготовку закачиваемого флюида, а также опасность аварий в результате потери устойчивости пласта вследствие превращения твердого гидрата в смесь газа и воды.
Известен способ разработки газогидратных месторождений с нижележащим пластом горячей воды, включающий разбуривание залежи скважинами с горизонтальными участками, поддержанием циркуляции в них горячей воды из нижнего пласта и охлажденной воды из верхнего и отбор углеводородов из верхнего пласта (RU 2231635, 2004).
Недостатками способа являются необходимость наличия под газогидратной залежью термальных вод, высокие затраты на создание скважин сложной конфигурации, а также потеря устойчивости пласта (и системы скважин и наземного оборудования) в результате диссоциации гидратов, то есть превращения твердого гидрата в смесь газа и воды.
Из известных способов наиболее близким к описываемому является способ добычи природного газа из гидратов углеводородов при одновременном сохранении углекислого газа в толще пород, включающий извлечение метана из гидратов метана за счет подачи в залежь углекислого газа (RU 2498057, 2013). Способ проводят следующим образом: подают углекислый газ в залежи гидратов метана, обеспечивают действие углекислого газа на гидрат метана при выделении метана и накоплении углекислого газа в виде гидратов углекислого газа, удаляют выделяемый метан. При этом углекислый газ подают в виде сверхкритического флюида, находящегося под давлением более 7,4 МПа и хранимого при температуре более 31,48°С.
В известном способе применение метода замещения метана в гидратах метана на углекислый газ позволяет создать источник физико-химической энергии (энергии Гиббса), необходимой для извлечения (добычи) метана из гидрата метана за счет большей термодинамической стабильности гидрата углекислого газа по сравнению с гидратом метана. За счет генерирования тепла при образовании гидрата углекислого газа возможно компенсировать эндотермический эффект разложения (диссоциации) гидрата метана в пласте, что позволяет отказаться от подведения тепловой энергии с поверхности. Замещение твердого гидрата метана на твердый гидрат углекислого газа предотвращает потерю устойчивости гидратсодержащих осадочных пород.
Недостатком известного способа является его пониженная эффективность, связанная с крайне низкой скоростью процессов замещения метана в гидрате метана на углекислый газ, приводящей к невысокой скорости выделения метана и недостаточной степени конверсии гидратного метана в свободный газ. Таким образом, известный способ является недостаточно эффективным.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа добычи природного газа из гидратов.
Поставленная задача достигается описываемым способом добычи природного газа из гидратов, при котором производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта, после чего производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз, с последующим отбором добываемой продукции, причем при значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно, а при небольшом расстоянии между скважинами - последовательно.
Предпочтительно используют термодинамический ингибитор гидратообразования, выбранный из группы одноатомные, многоатомные спирты или их смеси, водные растворы указанных спиртов или их смеси и вторичный агент, выбранный из группы газообразный диоксид углерода, его смесь с метаном или азотом, жидкий диоксид углерода.
Использование совокупности описываемых признаков приводит к техническому результату, заключающемуся в многократном увеличении скорости выделения метана и степени конверсии гидратного метана в свободный газ при сохранении высокой степени замещения гидрата метана на вторичный гидрат углекислого газа.
При проведении описываемого способа используемый термодинамический ингибитор приводит к разрушению (снижению устойчивости) гидрата метана и позволяет образовываться гидрату углекислого газа. При этом медленный процесс замещения по известному способу в твердой гидратной фазе (скорость которого очень мала, поскольку определяется диффузией в твердом теле и быстро затухает по мере увеличения расстояния от поверхности кристалла гидрата) заменяется на совокупность быстрых процессов: на процесс быстрого разрушения гидрата метана под действием ингибитора гидратообразования с высвобождением метана и воды и на процесс синтеза вторичного гидрата углекислого газа из диоксида углерода и свободной воды. При этом синтез вторичного гидрата углекислого газа происходит быстро вследствие высокой растворимости углекислого газа в воде.
Процесс добычи метана описываемым способом обладает способностью саморегулирования. При использовании термодинамического ингибитора с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов происходит только процесс разложения гидрата метана с выделением газа и воды. При этом за счет эндотермического эффекта разложения гидрата метана происходит охлаждение зоны пласта, в котором идет процесс разложения. Выделение свободного газа повышает давление в пласте, гидратная вода снижает концентрацию термодинамического ингибитора, то есть происходит изменение условий в сторону повышения стабильности гидрата углекислого газа, что способствует его синтезу. Синтез гидрата углекислого газа приводит к выделению тепла, а также превращению свободной воды в гидраты. Совокупность указанных факторов приводит к повышению температуры зоны пласта, к повышению концентрации термодинамического ингибитора, и, как следствие, к торможению процесса синтеза гидрата углекислого газа. Одновременное течение вышеуказанных разнонаправленных процессов приводит к саморегулированию описанных процессов в ходе процесса добычи гидратного метана.
В ходе осуществления способа происходит захоронение углекислого газа (парникового газа) в виде гидрата.
Описываемый способ осуществляют следующим образом.
Производят разбуривание гидратной залежи не менее одной скважиной со вскрытием гидратного пласта. После этого производят закачку в скважину последовательно или одновременно первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратоообразования и вторичного агента. При этом предпочтительно используют термодинамический ингибитор гидратоообразования, выбранный из группы одноатомные, многоатомные спирты или их смеси, водные растворы указанных спиртов или их смеси. Используют вторичный агент, предпочтительно выбранный из группы газообразный диоксид углерода, его смесь с метаном или с азотом, жидкий диоксид углерода.
Затем отбирают добываемую продукцию. Добычу метана (природного газа) производят из добывающих скважин или из одной скважины, чередуя закачку и отбор продукции.
Для осуществления описываемого способа наиболее предпочтительно использование в качестве термодинамического ингибитора гидратоообразования технического метанола или метанольной смеси, широко применяемой в газовой промышленности. Могут быть также использованы этанол, этиленгликоль или их смеси, а также другие ингибиторы гидратообразования на основе спиртов и их смеси. В качестве вторичного агента наиболее предпочтительным является применение диоксида углерода и его смесей с метаном, поскольку метан и углекислый газ легко разделяются, а азот ухудшает качество добываемого метана. Основная функция вторичного агента - образование в пласте вторичного гидрата углекислого газа, что обеспечивает устойчивость пласта и позволяет осуществлять тепловой баланс в ходе процесса. Используют вторичный агент, способный образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого в способе ингибитора гидратообразования гидратной водой, но не более чем в 10 раз.
Регулирование скорости процессов добычи гидратного метана и секвестрации углекислого газа применительно к условиям конкретной гидратной залежи может быть осуществлено путем изменения концентрации и состава термодинамического ингибитора гидратоообразования, изменения состава и давления закачиваемого вторичного агента, объема и типа закачки (последовательной и/или одновременной закачки агентов). Последовательную закачку первичного и вторичного агентов проводят при небольшом расстоянии между скважинами, составляющим до 200 м, а одновременную закачку проводят при значительном расстоянии между скважинами, составляющим 200 м и выше.
Ниже представлены примеры, раскрывающие, но не ограничивающие описываемый способ.
Пример 1.
Пример иллюстрирует известный способ.
В качестве модели пласта используют насыпную пористую среду из молотого речного песка. Корпус модели пласта представляет собой трубу из нержавеющей стали с нанесенной на внутреннюю поверхность винтовой нарезкой, что предотвращает прорыв флюидов вдоль стенок. Модель пласта насыщают дистиллированной водой (под вакуумом) и весовым методом определяют поровый объем. Для создания начальной газонасыщенности используют метод выдувания сжатым газом воды из пористой среды. При выдувании в вертикально установленную модель пласта сверху подают сжатый воздух. Периодически модель пласта переворачивают (меняют направление движения газа) для более равномерного распределения воды в пористой среде.
Далее приступают к синтезу гидрата метана в пористой среде, что моделирует гидратный пласт. После замораживания до минус 15-20°С газ из модели пласта быстро откачивают. Затем модель пласта оттаивают и устанавливают в фильтрационную установку. Модель пласта промывают метаном и поднимают давление до требуемого в опыте. Подачу метана осуществляют с помощью поршневой колонки. Охлаждение модели пласта осуществляют с помощью жидкостного криостата-термостата. Температуру газа контролируют с помощью термосопротивления с точностью не менее 0,01°С.
В ходе синтеза гидрата метана в модель пласта при избыточном давлении в 4,53 МПа подают метан в режиме «поддержание постоянного давления». С помощью счетчика на измерительном насосе измеряют количество поданного в модель газа. После завершения синтеза гидрата метана (после прекращения поглощения газа) в гидрат превращается 0,266 моль метана (расчет производят по уравнению идеальных газов). Затем давление в установке снижают до 3,3 МПа для того, чтобы углекислый газ находился в газообразном состоянии при термобарических условиях модели пласта. После чего приступают к фильтрации углекислого газа. Для измерения количества метана в потоке газа используют химическую абсорбцию (поглощение) СО2 в колонке с щелочью.
Вытеснение метана из пустотного пространства заканчивается через 2 ч после начала эксперимента. Для экономии ресурса поглотителя фильтрацию углекислого газа останавливают на 15 ч, после чего фильтрацию продолжают еще в течение 4 ч. Через поглотитель проходит около 0,8 мл газа (метана). Полученные данные показывают, что степень замещения метана на углекислый газ при выбранных условиях эксперимента составляет за сутки 0,45 отн.%, что указывает на крайне низкую скорость и глубину замещения метана в гидрате на углекислый газ.
Проведенный эксперимент показывает низкую скорость и глубину процесса замещения метана в гидрате на углекислый газ, что обуславливает недостаточную эффективность известного способа.
Данные, полученные в результате проведения примера 1, приведены в таблице 1. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок; проницаемость по газу 2,12 мкм2; длина 34,5 см, диаметр 3,0 см; насыщающая жидкость - дистиллированная вода; начальная газонасыщенность - 34,2 об.%.
Пример 2
Пример иллюстрирует описываемый способ при последовательной закачке первичного агента и вторичного агента (термодинамического ингибитора и углекислого газа, соответственно). Результаты эксперимента приведены в таблице 2.
Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок; проницаемость по газу 1,36 мкм; длина 34,5 см, диаметр 3,0 см.; насыщающая жидкость - дистиллированная вода; начальная газонасыщенность 35,3 об.%.
На первом этапе эксперимента готовят модель гидратного пласта по методике, описанной в примере 1. После завершения синтеза гидрата метана в модель гидратного пласта закачивают первичный агент, в качестве которого используют 20 мас.% раствора метанола в воде. При этом наблюдают разложение гидрата метана и выделение газа. Всего за сутки эксперимента из модели пласта получают 87 отн.% гидратного метана. Как следует из приведенных данных степень конверсии и средняя скорость выделения гидрата метана (количество полученного метана в сутки) по сравнению с известным способом увеличивается в 193 раза.
Затем через модель пласта фильтруют вторичный агент, в качестве которого используют углекислый газ.
Для измерения количества выделившегося смесевого газа проводят термическое разложение смесевого гидрата. В результате получают 0,312 моль газа. По материальному балансу определяют содержание углекислого газа в смесевом гидрате. В результате закачки первичного агента в модели пласта осталось 0,308-0,268=0,040 моль метана в виде гидрата. Перед термическим разрушением гидратов в модели пласта содержалось 0,312-0,040=0,272 моль углекислого газа. Таким образом, степень замещения метана на углекислый газ в гидрате составляет 0,272·100% / 0,268=101,5%.
Описываемый способ в сравнении с известным позволяет увеличить скорость добычи метана в 193 раза и обеспечивает высокую степень замещения гидрата метана на гидрат углекислого газа.
Пример 3.
Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют спирт (метанол), его растворы и углекислый газ. Результаты эксперимента приведены в таблице 3. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.
На первом этапе эксперимента готовят модель гидратного пласта по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного СО2.
Результаты эксперимента показывают, что уменьшение концентрации используемого спирта от 100 до 10 мас.% снижает степень конверсии гидратного метана в свободный газ с 99 до 51,8 отн.% В то же время, со снижением концентрации метанола увеличивается степень замещения метана в гидрате на углекислый газ с 11 до 125,5 отн.%, то есть в пласте происходит достаточно эффективная секвестрация парникового газа.
Пример 4
Пример иллюстрирует описываемый способ при последовательной закачке первичного агента и вторичного агента, в качестве которых используют водный раствор двухатомного спирта (этиленгликоль) и углекислый газ. Результаты эксперимента приведены в таблице 4. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.
Подготовку модели пласта с гидратом метана и проведение эксперимента осуществляют по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного CO2.
Полученные данные показывают, что в качестве термодинамического ингибитора может быть использован двухатомный спирт.
Данные примеров 2-4 показывают, что в способе возможно применение в качестве первичного агента различных ингибиторов гидратообразования на основе спиртов.
Сравнение результатов, представленных в таблицах 3 и 4, показывает, что эффективность использования ингибиторов гидратообразования в виде метанола и этиленгликоля практически одинакова.
Пример 5
Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют водный раствор спирта (метанол) и смесь углекислого газа и инертного газа (метана или азота). Результаты эксперимента приведены в таблице 5. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.
На первом этапе эксперимента готовят модель гидратного пласта по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного CO2.
Полученные данные показывают возможность использования в описываемом способе в качестве вторичного агента смесей углекислого газа и инертных (то есть не образующих в данных условиях заметного количества гидратов) газов.
Способ может быть использован при разработке запасов газа гидратных залежей с высокими пластовыми давлениями, то есть при давлениях выше давления сжижения углекислого газа. При этом по технологическим параметрам предпочтительно использование вторичного агента в виде газа, не содержащего жидких компонентов. Смеси инертных газов и углекислого газа в определенных интервалах термобарических условий представляют собой газ.
Пример 6
Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют водный раствор спирта (метанол) и смесь углекислого газа и инертного газа (метана или азота). Результаты эксперимента приведены в таблице 6. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок. Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.
Подготовку модели пласта с гидратом метана и проведение эксперимента осуществляют по методике, описанной в примере 1. Эксперимент проводят с использованием газообразного CO2.
Полученные данные показывают, что описываемый способ при одновременной закачке раствора термодинамического ингибитора и углекислого газа проявляет значительно более высокую эффективность по сравнению с известным способом.
Перед одновременной закачкой термодинамического ингибитора и углекислого газа может быть закачана оторочка (порция) термодинамического ингибитора для повышения проницаемости залежи или образования каверны в скважине для увеличения площади фильтрации флюидов в пласте.
Пример 7
Пример иллюстрирует описываемый способ при одновременной закачке первичного и вторичного агентов, в качестве которых используют раствор метанола и жидкую углекислоту. Результаты эксперимента приведены в таблице 7. Характеристика модели пласта: пористая среда - молотый речной песок.
Насыщающая жидкость - дистиллированная вода, диаметр модели пласта 3,0 см.
Подготовку модели пласта с гидратом метана и проведение эксперимента осуществляют по методике, описанной в примере 1.
Полученные данные показывают, что описываемый способ позволяет применять вторичный агент в виде жидкости. При этом эффективность описываемого способа значительно выше в сравнении с известным способом.
Таким образом, способ согласно изобретению позволяет значительно повысить скорость выделения метана из газогидратных месторождений и степень замещения метана в гидратах на углекислый газ.
Claims (2)
1. Способ добычи природного газа из гидратов, заключающийся в том, что производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта, после чего производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз, с последующим отбором добываемой продукции, причем при значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно, а при небольшом расстоянии между скважинами - последовательно.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют термодинамический ингибитор гидратоообразования, выбранный из группы одноатомные, многоатомные спирты или их смеси, водные растворы указанных спиртов или их смеси и вторичный агент, выбранный из группы газообразный диоксид углерода, его смесь с метаном или азотом, жидкий диоксид углерода.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016105439A RU2607849C1 (ru) | 2016-02-18 | 2016-02-18 | Способ добычи природного газа из гидратов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016105439A RU2607849C1 (ru) | 2016-02-18 | 2016-02-18 | Способ добычи природного газа из гидратов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2607849C1 true RU2607849C1 (ru) | 2017-01-20 |
Family
ID=58456068
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016105439A RU2607849C1 (ru) | 2016-02-18 | 2016-02-18 | Способ добычи природного газа из гидратов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2607849C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2693983C2 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-07-08 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4920752A (en) * | 1988-01-14 | 1990-05-01 | Sulzer Brothers Limited | Apparatus and process for storing hydrate-forming gaseous hydrocarbons |
| EA011934B1 (ru) * | 2004-09-23 | 2009-06-30 | Конокофиллипс Компани | Способ получения свободного газа путем превращения газового гидрата |
| RU2365747C2 (ru) * | 2004-08-10 | 2009-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ добычи газа из подземной формации (варианты) |
| RU2403379C1 (ru) * | 2009-06-24 | 2010-11-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. академика И.С. Грамберга | Способ добычи газа из придонных скоплений газовых гидратов |
-
2016
- 2016-02-18 RU RU2016105439A patent/RU2607849C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4920752A (en) * | 1988-01-14 | 1990-05-01 | Sulzer Brothers Limited | Apparatus and process for storing hydrate-forming gaseous hydrocarbons |
| RU2365747C2 (ru) * | 2004-08-10 | 2009-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ добычи газа из подземной формации (варианты) |
| EA011934B1 (ru) * | 2004-09-23 | 2009-06-30 | Конокофиллипс Компани | Способ получения свободного газа путем превращения газового гидрата |
| RU2370642C2 (ru) * | 2004-09-23 | 2009-10-20 | Конокофиллипс Компани | Добыча свободного газа конверсией газового гидрата |
| RU2403379C1 (ru) * | 2009-06-24 | 2010-11-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. академика И.С. Грамберга | Способ добычи газа из придонных скоплений газовых гидратов |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВОРОНОВ В. П. и др., Экспериментальные исследования процесса замещения метана в газовом гидрате диоксидом углерода, НТС, Вести газовой науки, 2(7), 2011, с. 235-248. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2693983C2 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-07-08 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
| RU2693983C9 (ru) * | 2017-12-08 | 2019-09-02 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Yuan et al. | Methane recovery from natural gas hydrate in porous sediment using pressurized liquid CO2 | |
| Zhang et al. | Enhanced CH4 recovery and CO2 storage via thermal stimulation in the CH4/CO2 replacement of methane hydrate | |
| Sun et al. | Natural gas hydrate exploitation by CO2/H2 continuous Injection-Production mode | |
| Chong et al. | Experimental investigations on energy recovery from water-saturated hydrate bearing sediments via depressurization approach | |
| Inkong et al. | Innovative approach to enhance the methane hydrate formation at near-ambient temperature and moderate pressure for gas storage applications | |
| Sun et al. | Storage of CO2 in a partially water saturated porous medium at gas hydrate formation conditions | |
| Ho et al. | HBGS (hydrate based gas separation) process for carbon dioxide capture employing an unstirred reactor with cyclopentane | |
| Gambelli et al. | Experimental study on natural gas hydrate exploitation: Optimization of methane recovery, carbon dioxide storage and deposit structure preservation | |
| Cai et al. | Formation kinetics of cyclopentane–methane binary clathrate hydrate | |
| Heydari et al. | Study of biosurfactant effects on methane recovery from gas hydrate by CO2 replacement and depressurization | |
| Babu et al. | A systematic kinetic study to evaluate the effect of tetrahydrofuran on the clathrate process for pre-combustion capture of carbon dioxide | |
| Gambelli et al. | How methane release may affect carbon dioxide storage during replacement processes in natural gas hydrate reservoirs | |
| Massah et al. | Demonstration of gas-hydrate assisted carbon dioxide storage through horizontal injection in lab-scale reservoir | |
| Gambelli | Variations in terms of CO2 capture and CH4 recovery during replacement processes in gas hydrate reservoirs, associated to the “memory effect” | |
| Meleshkin et al. | Investigation of the effect of operating parameters on the synthesis of gas hydrate by the method based on self-organizing process of boiling-condensation of a hydrate-forming gas in the volume of water | |
| Gaikwad et al. | Effect of cyclooctane and l-tryptophan on hydrate formation from an equimolar CO2–CH4 gas mixture employing a horizontal-tray packed bed reactor | |
| Zadeh et al. | Characteristics of formation and dissociation of CO2 hydrates at different CO2-Water ratios in a bulk condition | |
| Zeng et al. | Effects of inhibitors on the morphology and kinetics of hydrate growth on surface of bubble | |
| Rehman et al. | Effect of brine on the kinetics of Carbon dioxide hydrate formation and dissociation in porous media | |
| KR101211697B1 (ko) | 가스하이드레이트 제조 방법 | |
| Zheng et al. | Phase Equilibrium Data of CO2–MCP Hydrates and CO2 Gas Uptake Comparisons with CO2–CP Hydrates and CO2–C3H8 Hydrates | |
| Zhang et al. | Formation and storage characteristics of CO2 hydrate in porous media: Effect of liquefaction amount on the formation rate, accumulation amount | |
| Jarrahian et al. | Natural gas hydrate promotion capabilities of toluene sulfonic acid isomers | |
| Gautam et al. | Intensified carbon dioxide hydrate formation kinetics in a simulated subsea sediment: application in carbon capture and sequestration | |
| Le et al. | Influence of the initial CH4-hydrate system properties on CO2 capture kinetics |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 02-2017 FOR TAG: (45) |