RU2602621C1 - Способ разработки газогидратных месторождений - Google Patents
Способ разработки газогидратных месторождений 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 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 title claims abstract description 22
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- -1 gas hydrate hydrocarbon Chemical class 0.000 abstract description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 18
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000002939 deleterious effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- 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)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения отбора газа, продление срока безгидратной эксплуатации скважин и сокращение энергозатрат. Способ заключается в том, что 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. Добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам. Эту жидкость с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт. При этом производят дополнительно бурение, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи со вскрытием нижележащего водоносного пласта. Осуществляют их перфорацию 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. В процессе отбора газожидкостной смеси производят снижение давления в призабойной зоне газогидратного пласта до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата. 1 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов.
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.).
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.
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.).
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.
Задачей изобретения является создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин, а также сокращение энергозатрат.
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.
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.
Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором показана принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа.
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.
Способ осуществляют следующим образом.
Производят бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего водоносного пласта 2.
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.
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.
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.
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.
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.
Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа.
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.
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.
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.
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:
- кондуктор - 219 мм - до глубины 450,0-500,0 м;
- эксплуатационная колонна - 146 мм - до глубины 870,0-900,0 м, т.е. практически до забоя;
- лифтовая колонна - НКТ d=73 мм.
Устанавливается насосная установка 5 с погружным электродвигателем 6. Наиболее подходящий типоразмер установки погружного центробежного насоса для рассматриваемого примера - УЭЦН5А-360-600.
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.
Диаметр НКТ эксплуатационных скважин способен обеспечить рассчитанный дебит по жидкости.
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.
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.
В результате работы насоса и отбора газожидкостной смеси пластовое давление в подошве газогидратного пласта снижается.
Результаты расчетов показывают, что пластовое давление в области дренирования на расстоянии до 50 метров ниже давления начала диссоциации гидратов.
Одновременно, в результате отбора воды происходит снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта.
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.
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%.
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.
Дебит термальной пластовой воды, необходимый для обработки 1 м3 породы принимают:
где: q - дебит термальной пластовой воды,
Сп - теплоемкость породы, ккал/м3·°С;
CT - теплоемкость термальной пластовой воды, ккал/м3·°С
ΔТф=Tф-Tпл, °С;
ΔT=T0-Tпл, °С;
Т0 - температура термальной пластовой воды, °С;
Тпл - температура пласта, °С;
Тф - температура фазового перехода, °С;
m - пористость;
ΔH - теплота фазового перехода газогидрата, ккал/м3;
αгид - коэффициент гидратонасыщенности.
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, соответственно
т.е. для осуществления способа по предлагаемому изобретению необходимо на каждый 1 м3 породы примерно 0,31 м3 термальной пластовой воды.
В процессе разработки осуществляют контроль давления высоконапорных термальных пластовых вод.
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.
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.
В результате воздействия перечисленных факторов существенно повышается степень извлечения газа в масштабе целой залежи.
Таким образом, предлагаемый способ по сравнению обеспечивает продолжительную эксплуатацию скважины за счет циркуляции пластовой воды.
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).
Claims (1)
- Способ разработки газогидратной залежи, заключающийся в том, что 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, отличающийся тем, что 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 производят снижение давления в призабойной зоне газогидратного пласта до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142452/03A RU2602621C1 (ru) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Способ разработки газогидратных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142452/03A RU2602621C1 (ru) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Способ разработки газогидратных месторождений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2602621C1 true RU2602621C1 (ru) | 2016-11-20 |
Family
ID=57760111
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015142452/03A RU2602621C1 (ru) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Способ разработки газогидратных месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2602621C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106837257A (zh) * | 2017-03-23 | 2017-06-13 | 西南石油大学 | 一种海洋非成岩天然气水合物藏开采系统及其开采工艺 |
| RU2819884C1 (ru) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления |
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 (ru) * | 1987-12-14 | 1990-06-30 | Ленинградский горный институт им.Г.В.Плеханова | Способ разработки газогидратной залежи |
| RU2250365C2 (ru) * | 2003-05-26 | 2005-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет | Способ разработки газогидратной залежи |
| RU2306410C1 (ru) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ термической разработки месторождений газовых гидратов |
| RU2438009C1 (ru) * | 2010-05-04 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ разработки газогидратных месторождений |
| RU2491420C2 (ru) * | 2011-11-30 | 2013-08-27 | Алексей Львович Сильвестров | Способ добычи природного газа из газогидратных залежей и устройство для его осуществления |
-
2015
- 2015-10-07 RU RU2015142452/03A patent/RU2602621C1/ru 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 (ru) * | 1987-12-14 | 1990-06-30 | Ленинградский горный институт им.Г.В.Плеханова | Способ разработки газогидратной залежи |
| RU2250365C2 (ru) * | 2003-05-26 | 2005-04-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет | Способ разработки газогидратной залежи |
| RU2306410C1 (ru) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ термической разработки месторождений газовых гидратов |
| RU2438009C1 (ru) * | 2010-05-04 | 2011-12-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ разработки газогидратных месторождений |
| RU2491420C2 (ru) * | 2011-11-30 | 2013-08-27 | Алексей Львович Сильвестров | Способ добычи природного газа из газогидратных залежей и устройство для его осуществления |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106837257A (zh) * | 2017-03-23 | 2017-06-13 | 西南石油大学 | 一种海洋非成岩天然气水合物藏开采系统及其开采工艺 |
| WO2018171067A1 (zh) * | 2017-03-23 | 2018-09-27 | 西南石油大学 | 一种海洋非成岩天然气水合物藏开采系统及其开采工艺 |
| CN106837257B (zh) * | 2017-03-23 | 2020-03-06 | 西南石油大学 | 一种海洋非成岩天然气水合物藏开采系统及其开采工艺 |
| RU2819884C1 (ru) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102027193B (zh) | 促进甲烷水化物分解以及提取甲烷气体的系统 | |
| CN110644963B (zh) | 一种基于多分支井开采水合物的方法 | |
| RU2491420C2 (ru) | Способ добычи природного газа из газогидратных залежей и устройство для его осуществления | |
| NO178775B (no) | Anordning for produksjon av hydrokarboner | |
| RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2417306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2485291C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком | |
| RU2438009C1 (ru) | Способ разработки газогидратных месторождений | |
| CN107514245A (zh) | 一种天然气水合物排式水平井开采的方法 | |
| RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
| CN109915082A (zh) | 一种开采海上稠油油藏的装置和方法 | |
| RU2451165C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
| RU2602621C1 (ru) | Способ разработки газогидратных месторождений | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| RU2519243C1 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой | |
| RU137332U1 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине | |
| RU2342520C2 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) | |
| RU2431737C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
| CN107558977A (zh) | 一种排式水平井微波加热开采天然气水合物的方法 | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2225942C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
| RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
| EA029770B1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2530031C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения (варианты) |