RU2693983C9 - Способ добычи природного газа из газогидратной залежи - Google Patents
Способ добычи природного газа из газогидратной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693983C9 RU2693983C9 RU2017143009A RU2017143009A RU2693983C9 RU 2693983 C9 RU2693983 C9 RU 2693983C9 RU 2017143009 A RU2017143009 A RU 2017143009A RU 2017143009 A RU2017143009 A RU 2017143009A RU 2693983 C9 RU2693983 C9 RU 2693983C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- formation
- carbon dioxide
- hydrate
- methane
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 154
- 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 74
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 116
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 103
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 90
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 70
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 58
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 58
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 42
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims abstract description 35
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000003570 air Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 26
- -1 for example Substances 0.000 claims description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 9
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 7
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 claims description 4
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 25
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 85
- 230000008569 process Effects 0.000 description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 12
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 5
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical class [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KPAMAAOTLJSEAR-UHFFFAOYSA-N [N].O=C=O Chemical compound [N].O=C=O KPAMAAOTLJSEAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229940038032 nitrogen 20 % Drugs 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к разработке газогидратных месторождений. Способ добычи природного газа из газогидратной залежи заключается в том, что сооружают скважину на газопроницаемый газогидратный пласт, вскрывают этот пласт и периодически проводят закачку в призабойную зону пласта первичного агента, способного разлагать гидраты метана в термобарических условиях пласта, и затем закачку в призабойную зону пласта газообразного вторичного агента, содержащего диоксид углерода в количестве, обеспечивающем образование газовых гидратов диоксида углерода в термобарических условиях пласта, и затем проводят отбор добываемого газа. В качестве первичного агента используют газ, не содержащий диоксид углерода или с низким содержанием диоксида углерода не более 20 мол. %, например, азот, или воздух, или дымовые газы, обеспечивающий одновременно с разложением гидратов метана вытеснение природного газа вглубь пласта. В качестве вторичного агента используют, например, обогащенный диоксидом углерода азот или дымовой газ с содержанием диоксида углерода не менее 50 мол. %. Изобретение позволяет повысить отбор газа вследствие исключения снижения проницаемости призабойной зоны пласта водой. Также увеличивается коэффициент извлечения метансодержащего газа из пласта. 9 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к разработке газогидратных месторождений.
В России примером газогидратного месторождения является Мессояхское месторождение на полуострове Таймыр недалеко от г. Норильска. В продуктивном горизонте (в поровом пространстве коллектора) этого месторождения находятся в термодинамическом равновесии три фазы: природный углеводородный газ, остаточная вода и газовые гидраты (твердая фаза). Состав углеводородного газа в залежи - практически чистый метан (в газовой фазе и в гидратной фазе). Данная залежь разрабатывается (с периодами консервации месторождения) традиционным методом снижения давления (разработка залежи на истощение) с периодической закачкой метанола в призабойную зону газодобывающих скважин для разложения вторично образовывающихся в призабойной зоне газовых гидратов. Анализ опыта эксплуатации этого месторождения показывает, что залежь заметно остывает вследствие самоохлаждения за счет разложения гидратов метана при снижении давления в залежи, что снижает темп разложения гидратов в залежи.
В ближайшей перспективе Российскими газодобывающими предприятиями планируется освоение неглубокозалегающих надсеноманских, например, туронских залежей месторождений Западной Сибири. Эти месторождения по термодинамическим условиям находятся в гидратном, либо близком к нему термобарическом режиме. Ряд подобных месторождений имеется также и в Норильском промышленном районе.
Принципиально важная особенность рассматриваемых газогидратных залежей - сохранение проницаемости по газу, несмотря на наличие твердой газогидратной компоненты в коллекторе. При этом наличие в поровом пространстве газогидратов является дополнительным фактором, цементирующим коллектор. Также важно отметить присутствие остаточной воды в коллекторе (слабо минерализованной для указанных выше объектов), которая находится в термодинамическом равновесии с газовыми гидратами и газом. Содержание остаточной воды может составлять 15-40% от объема порового пространства коллектора.
Из технической литературы известен ряд способов разработки газогидратных залежей: понижением давления в залежи, тепловыми методами, закачкой ингибиторов гидратообразования, а также их различными комбинациями (см., например, Воробьев А.Е., Малюков В.П. Газовые гидраты, технологии воздействия на нетрадиционные углеводороды, М: Российский у-т дружбы народов, 2009, с. 126-154; Щепалов А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие источники углеводородного сырья, Нижний Новгород, 2012, с. 35-37).
Указанные способы в принципиальном отношении недостаточно эффективны.
Так, способ снижения давления (т.е. разработка залежи скважинами в режиме истощения пласта) требует необходимости поддержания небольших депрессий на пласт (ограничения возникают из-за выноса песка и интенсивности вторичного гидратообразования в окрестности скважины). Из-за низкой проницаемости газогидратного пласта это приводит к низким рабочим дебитам скважин. Вследствие эффекта Джоуля-Томпсона (охлаждения газа при его дросселировании) имеет место вторичное гидратообразование в призабойной зоне, которое предотвращается закачкой термодинамического ингибитора гидратообразования (например, метанола). Закачка термодинамического ингибитора осуществляется его периодической продавкой в пласт и является неэффективным методом, поскольку при последующем отборе газа этот ингибитор, занявший поровый объем, сразу же выдувается газом на 80% и более процентов, т.е. фактически работает только ~15-20% ингибитора. Ограничение депрессий на пласт обусловлено также возможностью разрушения коллектора призабойной зоны пласта с выносом песка из-за того, что гидраты являются цементирующим материалом. В частности, разрушение призабойной зоны имеет место на Мессояхском месторождении. Это же отмечено и в недавних полевых экспериментах на газогидратном месторождении Нанкай (Япония) из-за слабосцементированного газогидратного продуктивного коллектора, который представляет собой турбидитовые песчаники.
Известны также разнообразные тепловые способы воздействия на газогидратный пласт, например, термокаталитический способ (RU 2169834 С1, 2001); способ с созданием теплового потока за счет реакции гомогенного окисления углеводородного газа вне зоны разложения газового гидрата (RU 2433255 С1, 2011); способ внутрипластового горения гидратов с выделением теплоты (RU 2306410 С1, 2007); акустическое воздействие с преобразованием в тепловую энергию, в том числе и сфокусированное акустическое воздействие (RU 2586343 С2, 10.06 2016). Тепловые способы требуют постоянного подвода энергии и эффективны по своей сути только для разложения гидратов в призабойной зоне скважины, когда не требуется значительного подвода теплоты и ее подвод необходим лишь в локальной прискважинной зоне. Таким образом, тепловые методы являются только вспомогательными элементами технологии добычи газогидратного газа.
Химические способы, связанные с закачкой ингибиторов гидратообразования непосредственно вглубь пласта для разложения пластовых гидратов крайне дорогостоящие. Как отмечалось выше, они пригодны только для обработки призабойной зоны пласта для предотвращения гидратообразования. Важно еще отметить, что закачка ингибитора в пласт в настоящее время затруднена в связи с строительством скважин с горизонтальным или субгоризонтальным окончанием. Разновидностью химического способа являются способы разработки газогидратных залежей с бурением дополнительных перепускных скважин на пласты с высокоминерализованной водой (при наличии таких пластов в разрезе) с использованием высокоминерализованной воды как ингибитора гидратообразования (см, например, RU 2602621 С1, 20.11.2016). Данный способ в принципиальном отношении применим только при наличии высокоминерализованного водоносного горизонта в разрезе. Этот способ неэффективен для указанных выше условий газогидратных месторождений Западной Сибири и полуостровов Ямал, Таймыр и Гыдан, поскольку минерализация водоносных горизонтов в разрезе этих месторождений достаточно низкая (5-20 г/л). Кроме того, бурение специальных перепускных скважин существенно удорожает себестоимость добычи гидратного газа, по существу делая его нерентабельным.
Таким образом, более эффективными способами добычи гидратного газа являются комбинированные варианты, например, разработка залежи на истощение методом понижения давления с дополнительным тепловым воздействием на призабойную зону пласта (помещение источников тепла на забой скважины, - электрические, СВЧ, акустические забойные нагреватели), либо химическими (ингибиторы), термохимическими, акустическими и другими воздействиями.
Однако принципиальные недостатки разработки гидратной залежи сохраняются и при использовании комбинированных способов: затруднительность (или невозможность) использования горизонтальных скважин, низкие рабочие дебиты, разрушение призабойной зоны пласта, добыча наряду с газом выделяющейся при разложении гидратов пластовой воды. Кроме того, в ходе разработки газогидратной залежи имеет место и общее охлаждение пласта. Это приводит к замедлению и практически к остановке процесса разложения гидратов в зонах дренирования скважин. Как показано в работе (Сухоносенко А.Л. Термогидродинамическое моделирование процессов разработки газогидратных месторождений, дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. М. РГУ нефти и газа, 2013), несмотря на снижение давления в газогидратной залежи Мессояхского месторождения с 7,7 МПа до 5,5-6,0 МПа гидраты в залежи сохранились из-за понижения пластовой температуры при разложении гидратов.
В связи с недостаточной эффективностью вышерассмотренных способов в последние годы предлагаются альтернативные способы, связанные с закачкой диоксида углерода в газогидратный пласт. Они имеют определенное обоснование в лабораторных опытах, проведенных в газогидратном реакторе (см. одну из первый публикаций: Methane exploitation by carbon dioxide from gas hydrates - Phase equilibria for CO2-CH4 mixed hydrate system in Journal of chemical engineering of Japan 29 (3): 478-483 ⋅ June 1996 DOI: 10.1252/jcej.29.478; и одну отечественную: В.П. Воронов, Е.Е., Городецкий Б.А. Григорьев, А.Р. Муратов Экспериментальные исследования процесса замещения метана в газовом гидрате диоксидом углерода, НТС, Вести газовой науки, 2 (7), 2011, с. 235-248.). Экспериментально показано, что в гидратном реакторе происходит частичное замещение гидрата метана на гидрат диоксида углерода с образованием смешанного гидрата метана и диоксида углерода. Степень замещения согласно лабораторным экспериментам и термодинамическим расчетам не превышает 50-60%.
На базе результатов подобных лабораторных и расчетных термодинамических работ разработан ряд способов разработки газогидратных залежей закачкой диоксида углерода CO2 в пласт. Эти способы можно назвать способами замещения, поскольку гидрат метана заменяется на смешанный гидрат диоксида углерода и метана с выделением только части гидратного метана (на уровне 40-50%) в газовую фазу. При этом в пласте гарантированно останется не менее 40-50% метана в газогидратном состоянии вследствие преобразования гидрата метана в смешанный гидрата метана и диоксида углерода и только с частичным выделением метана в газовую фазу. Потенциальные достоинства таких способов состоят в том, что сохраняется цементирование гидратами коллектора (из-за замены одного гидрата на другой), дополнительно утилизируется диоксид углерода как парниковый газ, кроме того, не происходит общее охлаждение пласта, так как гидрат метана преобразуется в другой гидрат - смешанный гидрат метана и диоксида углерода. Лабораторные эксперименты и термодинамические расчеты подтвердили, что процесс замещения действительно происходит, причем с небольшим выделением теплоты, что поддерживает процесс замещения.
В качестве примере приведем способ добычи природного газа из гидратов углеводородов при одновременном сохранении диоксида углерода в толще породы по методу замещения (Вальдман Клаус, Хеккель Маттиас. Способ добычи природного газа из гидратов углеводородов при одновременном сохранении диоксида углерода в толще породы, RU 2498057 С2, 10.11.2013), включающий следующие технологические операции: подают CO2 в гидратную залежь; обеспечивают действие СО2 на гидрат метана при выделении метана; удаляют выделяемый метан. При этом СО2 подают в сверхкритическом состоянии, находящийся под давлением более 7,4 МПа и хранимый при температуре более 31,48°С.
Недостатки этого способа следующие: достаточно низкая степень извлечения гидратного метана вследствие замены гидрата метана на смешанный гидрат метана и диоксида углерода, возможность уменьшения проницаемости коллектора по газу за счет дополнительного тампонирования коллектора и, что особенно важно, низкая скорость процесса замещения гидрата метана на гидрат диоксида углерода. Низкая скорость замещения обусловлена тем, что процесс контролируется диффузионной стадией: реакция замещения происходит на поверхности твердого гидрата, постепенно вовлекаясь вглубь гидратной частицы за счет диффузии CO2. Кроме того, пластовые термобарические условия (температура ниже 10-12°С, давление выше 6-7 МПа) приводят к возможности сжижения CO2 в пласте, что является негативным для данного способа фактором. Важно подчеркнуть, что в данном способе возникает необходимость промышленного получения закачиваемого агента - чистого диоксида углерода, что существенно удорожает технологический процесс.
В способах замещения предложено (Gang Х.С., Sen L.X. Research progress on methane production from natural gas hydrates // RSC Advances, 2015, vol. 5, No. 67, p. 54672-54699; Liao Z., Guo X., Li Z., et al. Experimental studies on the replacement of CH4 hydrates with non-hydrocarbon gases // Journal of Petrochemical Universities, 2013, vol. 26, No. 4, p. 1-5) также использовать смеси диоксида углерода и азота. Однако по данным работы (Zhou X., Liang D., Liang S., et al. Recovering CH4 from Natural Gas Hydrates with the Injection of CO2-N2 Gas Mixtures // Energy & Fuels, 2015, vol. 29, No. 2, p. 1099-1106) наличие азота в смеси с диоксидом углерода при его высокой концентрации, достаточной для замещения гидрата метана на гидрат CO2, не приводит к ускорению процесса замещения метана на диоксид углерода, поскольку процесс продолжает контролироваться диффузией молекул CO2 через пористую корку вновь образованного твердого гидрата, где процесс замещения уже прошел.
В связи с недостатками непосредственного способа закачки CO2 либо закачки газов, содержащих CO2, был предложен способ добычи природного газа из гидратов (RU 2607849 С1, 20.01.2017), наиболее близкий к предлагаемому способу, по которому проводят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта, после этого производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования, выбранного из группы: одноатомные, многоатомные спирты или их смеси, водные растворы указанных спиртов или их смеси, с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов. Производят далее закачку вторичного агента, выбранного из группы: газообразный диоксид углерода, его смесь с метаном или азотом, жидкий диоксид углерода, способного образовывать гидрат диоксида углерода в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз. Осуществляют отбор добываемой продукции. Отмечается положительный технический результат: увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.
Таким образом, рассматриваемый известный способ является комбинированным и состоит в последовательной закачке раствора термодинамического ингибитора на базе спиртов и газообразного (либо сжиженного) агента, включающего диоксид углерода. Авторы данного изобретения считают, что вместо прямого способа замещения гидрата метана на гидрат CO2 будет осуществляться ингибиторно-заместительный способ: первичный агент (термодинамический ингибитор) разлагает гидрат метана, а вторичный агент (чистый газообразный или жидкий CO2 либо смесь CO2 с азотом) образует вторичный гидрат, в основном содержащий CO2. При этом медленный процесс замещения метана на диоксид углерода в твердой гидратной фазе заменяется на совокупность двух более быстрых процессов: на процесс разрушения гидрата метана под действием термодинамического ингибитора гидратообразования с высвобождением метана и воды, и на процесс синтеза вторичного гидрата диоксида углерода из CO2 и свободной воды, т.е. используется различная термодинамическая устойчивость гидратов метана и CO2 в присутствии спиртового ингибитора гидратообразования.
Потенциальное достоинство рассматриваемого способа по RU 2607849 С1 заключается в разделении процессов разложения и образования гидратов в пространстве вокруг скважины. Однако имеет место и существенный недостаток - использование дорогого термодинамического ингибитора. Кроме того, в данном способе закачиваемым ингибиторным агентом в пласт загоняется масса воды от разложившегося гидрата метана, что может привести на стадии образования гидрата диоксида углерода к локальному повышению водонасыщенности пласта и закупорке в этом месте пласта гидратами вплоть до полной блокировки процесса добычи, из-за снижения проницаемости пласта практически до нуля.
Технической проблемой, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение технологичности процесса добычи, а также создание возможностей для управления процессом добычи углеводородного метансодержащего газа посредством контроля состава закачиваемых агентов и добываемого газа. При этом отпадает необходимость использования дорогостоящего термодинамического ингибитора в технологических операциях по добыче газа из пласта.
Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в повышении отбора газа вследствие исключения снижения проницаемости пласта водой, образовавшейся при разложении гидрата, а также в повышении коэффициента извлечения метана (метансодержащего) газа, полного разложения гидрата метана и замены поровой воды на гидрат CO2. Кроме того, в процессе разработки залежи не происходит понижение температуры пласта и температуры призабойной зоны пласта вследствие того, что происходит замена одного гидрата на другой.
Технический результат достигается способом добычи природного газа из газогидратной залежи путем сооружения скважины на газопроницаемый газогидратный пласт, вскрытия этого пласта, и периодического проведения закачки в призабойную зону пласта первичного агента, способного разлагать гидраты метана в термобарических условиях пласта, затем закачки в призабойную зону пласта вторичного газообразного агента, содержащего диоксид углерода в количестве, обеспечивающем образование газовых гидратов диоксида углерода в термобарических условиях пласта, и затем отбора добываемого газа, который отличается тем, что в качестве первичного агента используют газ, не содержащий диоксид углерода или с низким содержанием диоксида углерода не более 20 мол. %, обеспечивающий одновременно с разложением гидратов метана вытеснение природного газа вглубь пласта.
В качестве первичного агента может быть использован азот, или воздух, или дымовые газы с содержанием диоксида углерода не более 20 мол. %.
В качестве вторичного агента может быть использован обогащенный диоксидом углерода азот или обогащенный диоксидом углерода дымовой газ с содержанием диоксида углерода не менее 50 мол. %.
Кроме того, целесообразно при отборе добываемого газа контролировать состав отбираемого газа и по данным контроля определять начало отбора метансодержащего газа.
При этом контроль состава отбираемого газа предпочтительно осуществлять с помощью хроматографии.
Кроме того, целесообразно первоначально отбирать газ с низким содержанием метана, и затем осуществлять отбор метансодержащего газа до тех пор, пока в отбираемом газе не начнет снижаться содержание метана.
При этом отобранный газ с низким содержанием метана, отправляют на выделение диоксида углерода для использования его при получении вторичного агента.
Кроме того, перед первой закачкой первичного агента целесообразно призабойную зону пласта обработать путем закачки в нее термодинамического ингибитора гидратообразования.
В другом варианте перед первой закачкой первичного агента его можно насытить парами летучего ингибитора гидратообразования, например, метанола.
Также возможно перед первой закачкой первого газообразного агента провести отбор природного газа из газогидратного пласта посредством понижения давления.
Способ добычи природного газа из газогидратной залежи осуществляется следующим образом.
Последовательно осуществляют бурение скважины на газопроницаемый газогидратный пласт, вскрытие пласта, закачку в пласт первичного газообразного агента, не образующего в пласте гидратов в термобарических условиях залежи. Это может быть, например, азот, воздух, либо дымовые газы, бедные диоксидом углерода (т.е. газы, содержащие несколько молярных процентов CO2, не более 20 мол. %). При этом в пласте происходит разложение гидратов углеводородного газа (преимущественно гидратов метана) в ходе фильтрации этого агента и поршневое вытеснение вглубь пласта углеводородных газов, образующихся при разложении пластовых гидратов, а также вытеснение углеводородного газа, уже имевшегося в пористой среде пласта еще до разложения гидратов.
Затем проводят закачку вторичного газообразного агента, содержащего диоксид углерода в количестве, уже обеспечивающем образование гидратов в пласте. При этом происходит образование гидратов, преимущественно гидратов диоксида углерода, из остаточной воды в коллекторе и воды, получившейся после разложения гидрата метана. При достижении определенной репрессии на пласт, определяемой технологией и фильтрационными характеристиками пласта, осуществляют последующий отбор газа. При этом первоначально из пласта отбирается газ с небольшим содержанием CO2, который может быть частично вновь использован как первичный агент на следующем цикле закачки - отбора. Затем начинается процесс отбора метана - собственно полезной продукции. Важно подчеркнуть, что при этой технологической операции образовавшиеся в пласте гидраты CO2 не успевают разлагаться. Отбор метана продолжают, пока в продукции не начнет резко возрастать содержание диоксида углерода. Процесс контролируется с использованием поточной хроматографии. Далее цикл закачки-отбора повторяют. Полученный метановый газ (газ с преимущественным содержанием метана) обрабатывают известными способами до требуемых технических условий с целью возможности его использования.
В качестве первичного газообразного агента предпочтительно используют азот, или воздух, или дымовые газы. Дымовые газы, образуемые в процессе дожигания, содержат низкую концентрацию (низкое парциальное давление) CO2, что способствует их непосредственному использованию в качестве первичного закачиваемого агента.
В качестве вторичного газообразного агента можно также использовать азот или дымовые газы, обогащенные CO2. Можно использовать газ, состоящий из смеси дымового газа и CO2 с достижением концентрации CO2, достаточной для образования гидрата CO2 в пласте (более 50 мол. %). При этом необходимое количество CO2 можно, например, получать из дымового газа, извлечением из него CO2 с использованием химической абсорбции растворами этаноламинов. Подобная технология известна и используется в газовой промышленности для извлечения из природного газа диоксида углерода (при его наличии в природном газе более 2 об. %).
При реализации предлагаемого способа не исключается, что для увеличения приемистости пласта перед первой закачкой первичного газообразного агента призабойную зону пласта однократно обрабатывают термодинамическим ингибитором гидратообразования, таким как концентрированные растворы алифатических спиртов, гликолей, электролитов или их смесей. Другим вариантом увеличения приемистости пласта является следующий прием: при первой закачке первичного агента его некоторое время обрабатывают раствором летучего ингибитора гидратообразования (например, метанола), насыщая первичный газообразный агент парами ингибитора, для интенсификации начала процесса разложения гидратов природного газа в призабойной зоне пласта: пары метанола конденсируются на поверхности гидрата и в остаточной воде и вызывают ускоренное разложение гидрата в пористой среде. Также перед первой закачкой первичного агента предварительно можно проводить отбор метана из газогидратного пласта посредством традиционной технологии депрессии на пласт (понижения давления), чтобы увеличить первичную приемистость скважины при последующей закачке газообразных агентов.
Сущность предлагаемого способа заключается в том, что процесс разложения гидрата метана и последующего образования гидрата диоксида углерода разделен по времени в отличие от известных способов закачки только одного агента и частичного замещения при этом гидрата метана на смешанный гидрат метана и диоксида углерода. Это позволяет увеличить степень извлечения метана, так как гидрат метана разлагается во время первой закачки, а гидрат CO2 образуется при второй закачке (с примесями других газов, например, азота). Важно еще, что при отборе метана, когда он фильтруется через зону, где содержится гидрат CO2, обратного замещения гидрата CO2 на гидрат метана практически не происходит. Процесс в обратную сторону кинетически блокирован, поскольку он происходит с поглощением теплоты и не самоподдерживается, а остаточную воду в коллекторе связал гидрат CO2. Таким образом, при отборе практически нет возможности образовываться гидрату метана из воды. Это позволяет при технологически допустимой депрессии на пласт на стадии отбора избежать разрушения коллектора и выноса песка.
По полученным данным на первом цикле закачки-отбора проводят анализ результатов, который позволяет определить временные условия второго цикла.
Таким образом, предлагаемый способ имеет следующие преимущества перед известными способами.
Процессы разложения в пласте гидратов углеводородного газа и образования преимущественно гидрата CO2 разделены, тогда как при закачке чистого CO2 образуется в пласте смешанный гидрат диоксида углерода и метана. В результате достигается увеличение степени извлечения метана из пласта.
Температура пласта в целом по крайней мере не снижается, тогда как при разработке газогидратной залежи методом снижения давления температура пласта понижается. Более того, в рассматриваемом случае температура слегка повышается, т.к. имеет место экзотермия процесса за счет двух факторов: образования самого гидрата CO2 (с большей экзотермией на моль воды, чем у гидрата метана) и того, что в процесс образования гидрата CO2 вовлекается остаточная вода коллектора, то есть происходит связывание дополнительной поровой воды в гидрат CO2
Не требуется использовать дорогой термодинамический ингибитор в качестве первичного агента. Взамен термодинамического ингибитора (метанола, или раствора электролита), плохо прокачиваемого в пласт с низкой приемистостью и могущего вызвать разрушение призабойной зоны пласта с последующим выносом песка на стадии отбора газа, в качестве первичного агента по предлагаемому способу используется газообразный агент, сам не образующий гидратов при термобарических условиях пласта и разлагающий пластовые гидраты углеводородного газа.
Предлагаемый способ был проверен экспериментально в лабораторных условиях, что позволило его обосновать детальными термодинамическими расчетами.
Эксперименты проводились на специальной фильтрационной лабораторной установке, позволяющей насыщать гидратами образцы пористой среды (в нашем случае песчаники) и прокачивать через них газ. Обеспечивалось всестороннее сжатие образца (моделирование горного давления). Данная установка позволяет создавать заданные термобарические условия в образцах грунтов в широком диапазоне температур (от -15 до +30°С) и давлений (до 10 МПа), а также прокачивать газ через ячейку с пористой средой (фильтровать газ) и при необходимости измерять проницаемость пористой среды по газу.
В нашем случае задавалась и поддерживалась системой термостатирования температура в экспериментальной ячейке плюс 5°С (для сравнения температура типичных газогидратных залежей варьируется в диапазоне плюс 2-12°С). В качестве модели пористой среды (пласта) использовался песчаник, предварительно насыщенный водой на 40-50% от порового объема и помещенный в проточную цилиндрическую ячейку. В ячейку при отсутствии фильтрации с одной стороны закачивался метан до давления 6 МПа. Термодинамические условия гидратообразования метана при рассматриваемой температуре плюс 5°С составляют 4,2 МПа. При этом начинался процесс гидратообразования, давление в камере снижалось до 8 МПа и далее давление поддерживалось дополнительной закачкой метана. При этом контролировался объем поступающего газа (метана) в ячейку. После перехода более 60% поровой воды в гидрат дополнительная закачка метана прекращалась, и камера выдерживалась некоторое время, при этом давление в системе постепенно снижалось до 4,3 МПа. На этом процесс создания экспериментальной модели газогидратного пласта заканчивался. Далее подключался к ячейке другой газ (моделирующий первичный закачиваемый агент), не образующий в данных условиях гидрат.
В качестве прокачиваемого газа первоначально использовался азот. Азот при температуре плюс 5°С образует гидраты при давлениях, выше 27 МПа, т.е. в условиях эксперимента азот заведомо не образует гидраты. Азот прокачивался (фильтровался) через образец, насыщенный гидратом метана при входном давлении 4,4 МПа и выходном давлении 4,3 МПа. На выходе из ячейки отбирались пробы газа и анализировался их состав на хроматографе: вначале выходил чистый метан, затем смесь метана и азота и, наконец, чистый азот. Составленный материальный баланс показал полное разложение гидрата метана в данном процессе.
Далее эксперимент повторялся с прокачкой через гидратонасыщенную пористую среду смеси азота и диоксида углерода при содержании диоксида углерода в количестве 20 и 40 мол. % (азот - остальное). Термодинамические расчеты показывают: при температуре плюс 5°С и при 20 мол. % CO2 гидраты в смеси азот-диоксид углерода образуются при давлениях выше 10,5 МПа, а при 40 мол. % CO2 - при давлении, выше 5,7 МПа.
По результатам эксперимента при 20 мол % CO2 получен результат, полностью аналогичный закачке азота. При 40% CO2 анализ результатов по соотношениям материального баланса показал, что в модели пласта идентифицировался смешанный гидрат метана и диоксида углерода. Т.е. выход метана был уже не полным.
Далее был проведен эксперимент по образованию гидрата CO2 в водонасыщенной модели пласта. Температура была задана плюс 5°С. Равновесное давление гидратообразования диоксида углерода при этой температуре составляет 2,3 МПа. В связи с этим эксперимент проводился следующим образом. Также в качестве модели пористой среды (пласта) использовался песчаник, предварительно насыщенный водой на 40-50% от порового объема и помещаемый в проточную цилиндрическую ячейку. В ячейку при отсутствии фильтрации с одной стороны закачивался диоксид углерода до давления 3,5 МПа. Начинался процесс гидратообразования и давление в системе снижалось до 2,8 МПа, затем поддерживалось закачкой в модель пласта дополнительного объема CO2, затем прекращалась подача CO2, давление постепенно снижалось и приближалось к равновесному значению. Процесс гидратонасыщения заканчивали при давлении 2,5 МПа. Далее через полученную модель насыщенного гидратом диоксида углерода проводили процесс прокачки метана под давлением 3,0 МПа. При этом отбираемом газе после периода вытеснения газообразного CO2 длительное время не наблюдалось разложение гидрата CO2 (в прокаченном газе обнаруживались только следы CO2).
Третья группа экспериментов состояла в медленной прокачке через водосодержащий керн при плюс 5°С смеси азота и диоксида углерода при давлении 4,5 МПа и содержании CO2 80%, азота 20%, Вначале выходила смесь того же состава, затем начался процесс гидратообразования, который фиксировался по снижению проницаемости пласта, а также по снижению на выходе из модели в смеси содержания CO2 соответственно до 50 мол. %, до 40 мол. % и до 30 мол. %.
Проведенные эксперименты и полученные результаты позволили на качественном уровне определить протекающие в пласте физические процессы и сформулировать техническое решение по добыче газогидратного газа.
Суть протекающих физических процессов в ходе закачки и отбора газа состоит в следующем.
При закачке в газогидратный пласт первичного газообразного агента, не образующего гидраты при пластовых термобарических условиях, в эксперименте фиксируется быстрое разложение гидрата углеводородного метаносодержащего газа с вытеснением полученного метансодержащего газа.
При закачке вторичного газообразного СО2-содержащего агента, образующего гидраты при пластовых термобарических условиях, в эксперименте фиксируется образование гидрата СО2 в пласте.
При прокачке смеси СО2 с азотом при малом содержании СО2 (до 20 мол. %) через зону пласта, содержащего гидраты СО2, разложения гидрата CO2 практически не происходит.
При прокачке метансодержащего газа через зону пласта, содержащего гидраты СО2, разложения гидрата СО2 практически не происходит (точнее, происходит крайне медленно). Это связано с давлением прокачиваемого газа, превышающем давление разложения гидрата СО2, поэтому разложение гидрата СО2 в этих условиях хотя и термодинамически возможно, но заторможено (частицы гидрата CO2 в атмосфере прокачиваемого метана при разложении покрываются оболочкой термодинамически стабильного смешанного гидрата метана и диоксида углерода и тем самым процесс разложения гидрата СО2 практически прекращается). При это дальнейшее разложение гидрата СО2 хотя и остается термодинамически возможным, но только посредством крайне медленного диффузионного процесса в твердой фазе.
Полученные экспериментальные результаты позволили разработать термодинамическую модель и сформулировать оптимальные условия проведения процесса добычи гидратного метанового газа.
Ниже приведены примеры осуществления изобретения.
Пример 1.
Была сооружена скважина на газопроницаемый газогидратный пласт, и произведено вскрытие пласта. Термобарические условия пласта: давление 4,2 МПа и температура плюс 5°С. В качестве первичного закачиваемого агента первоначально использовали азот. Азот продавливался в пласт, вызывая разложение метанового гидрата и вытеснение в глубь пласта природного газа. Затем закачивали вторичный агент с содержанием СО2 в количестве 80 мол. % (остальное - азот). При этом в призабойной зоне пласта (освобожденной от гидрата метана) образовывался гидрат СО2 (с небольшими примесями азота) до тех пор, пока в продавливаемом вторичном агенте содержание СО2 не достигло 50% (вдали от призабойной зоны). По расчету оценили объем закачанного вторичного агента. Далее начали осуществлять процесс отбора газа, состав которого контролировали с помощью поточной хроматографии. Вначале шла смесь азота с диоксидом углерода, причем содержание CO2 было на уровне 50 мол. %. Этот выкачанный газ отправляли на обогащение его СО2 до 80 мол. % для последующего использования в качестве вторичного агента. Затем из пласта начинал выходить почти чистый азот с низким содержанием метана. Затем в продукции появился метан, который откачивали как целевой продукт до тех пор, пока в продукции содержание CO2 не повысилось примерно до 2 мол. % и не начало снижаться содержание метана, так как метан с содержанием CO2 до 2 мол. % можно использовать, не очищая его от CO2. Появление CO2 связано с медленным (диффузионным) разложением гидрата СО2 в призабойной зоне пласта. Отобранный газ с низким содержанием метана отправляли на выделение диоксида углерода для использования его при получении вторичного агента.
Пример 2.
При таких же условиях термобарического пласта, как в примере 1, в качестве первичного агента использовали воздух. При плюс 5°С воздух образует гидраты при 26 МПа. Воздух продавливался в пласт, вызывая разложение метанового гидрата и вытеснение вглубь пласта природного газа. Далее все операции выполнялись так же, как в примере 1.
Пример 3.
Все операции выполнялись как в примерах 1 и 2. В качестве первичного агента закачивали - дымовой газ с содержанием CO2 15 мол. %, в качестве вторичного агента - дымовой газ, обогащенный CO2 до содержания 50 мол. %. Перед первой закачкой первичного агента в призабойную зону пласта закачивали термодинамический ингибитор гидратообразования - метанол. В результате гидраты метана в призабойной зоне разлагались ее проницаемость увеличивалась (приемистость скважины возрастала).
Пример 4.
Все операции выполнялись как в примерах 1, 2. В качестве первичного агента закачивали дымовой газ с содержанием CO2 15 мол. %, в качестве вторичного агента - дымовой газ, обогащенный CO2 до содержания 50 мол. %. Перед первой закачкой первичного агента в призабойную зону пласта закачивали термодинамический ингибитор на основе концентрированных растворов электролитов, в частности, растворов хлоридов кальция и магния. В результате гидраты метана в призабойной зоне разлагались, ее проницаемость увеличивалась и приемистость скважины возрастала.
Пример 5.
Все операции выполнялись как в предыдущих примерах 1, 2. В качестве первичного агента закачивали - дымовой газ с содержанием CO2 20 мол. %, в качестве вторичного агента - дымовой газ, обогащенный CO2 до содержания 50 мол. %. Перед первой закачкой первичного агента в него добавляли термодинамический ингибитор гидратообразования - концентрированный метанол (95 мас. % и более), он испарялся, и первичный агент закачивали с парами метанола с целью инициирования (интенсификации) разложения гидратов в призабойной зоне пласта, увеличения проницаемости призабойной зоны и приемистости скважины.
Пример 6.
Все операции выполнялись как в предыдущих примерах 1, 2. В качестве первичного агента закачивали - дымовой газ с содержанием CO2 20 мол. %, в качестве вторичного агента - дымовой газ, обогащенный CO2 до содержания 50 мол. %. Перед первой закачкой первичного газообразного агента проводили отбор природного газа из газогидратного пласта посредством понижения давления с целью разложения гидратов в призабойной зоне пласта, и, тем самым, увеличивалась проницаемость пласта и приемистость скважины.
Claims (10)
1. Способ добычи природного газа из газогидратной залежи путем сооружения скважины на газопроницаемый газогидратный пласт, вскрытия этого пласта и периодического проведения закачки в призабойную зону пласта первичного агента, способного разлагать гидраты метана в термобарических условиях пласта, затем закачки в призабойную зону пласта газообразного вторичного агента, содержащего диоксид углерода в количестве, обеспечивающем образование газовых гидратов диоксида углерода в термобарических условиях пласта, и затем отбора добываемого газа, отличающийся тем, что в качестве первичного агента используют газ, не содержащий диоксид углерода или с низким содержанием диоксида углерода не более 20 мол. %, обеспечивающий одновременно с разложением гидратов метана вытеснение природного газа вглубь пласта.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве первичного агента используют азот, или воздух, или дымовые газы с содержанием диоксида углерода не более 20 мол. %.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве вторичного агента используют обогащенный диоксидом углерода азот или обогащенный диоксидом углерода дымовой газ с содержанием диоксида углерода не менее 50 мол. %.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отборе добываемого газа контролируют состав отбираемого газа и по данным контроля определяют начало отбора метансодержащего газа.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что контроль состава отбираемого газа осуществляют с помощью хроматографии.
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что первоначально отбирают газ с низким содержанием метана и затем осуществляют отбор метансодержащего газа до тех пор, пока в отбираемом газе не начнет снижаться содержание метана.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что отобранный газ с низким содержанием метана, отправляют на выделение диоксида углерода для использования его при получении вторичного агента.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед первой закачкой первичного агента призабойную зону пласта обрабатывают путем закачки в нее термодинамического ингибитора гидратообразования.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед первой закачкой первичного агента его насыщают парами летучего ингибитора гидратообразования, например, метанола.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед первой закачкой первичного газообразного агента проводят отбор природного газа из газогидратного пласта посредством понижения давления.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143009A RU2693983C9 (ru) | 2017-12-08 | 2017-12-08 | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143009A RU2693983C9 (ru) | 2017-12-08 | 2017-12-08 | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017143009A3 RU2017143009A3 (ru) | 2019-06-10 |
| RU2017143009A RU2017143009A (ru) | 2019-06-10 |
| RU2693983C2 RU2693983C2 (ru) | 2019-07-08 |
| RU2693983C9 true RU2693983C9 (ru) | 2019-09-02 |
Family
ID=66793176
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017143009A RU2693983C9 (ru) | 2017-12-08 | 2017-12-08 | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2693983C9 (ru) |
Citations (9)
| 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 |
| RU2169834C1 (ru) * | 2000-03-27 | 2001-06-27 | Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН | Способ добычи природного газа из газовых гидратов |
| US20060272813A1 (en) * | 2002-12-13 | 2006-12-07 | Ola Olsvik | Plant and a method for increased oil recovery |
| RU2370642C2 (ru) * | 2004-09-23 | 2009-10-20 | Конокофиллипс Компани | Добыча свободного газа конверсией газового гидрата |
| RU2433255C1 (ru) * | 2010-03-03 | 2011-11-10 | Закрытое акционерное общество Научно-исследовательский проектно-изыскательский институт "ИнжГео" (ЗАО НИПИ "ИнжГео") | Способ разработки месторождения газовых гидратов |
| RU2436806C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2011-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ ингибирования образования газовых гидратов |
| RU2445544C2 (ru) * | 2006-03-24 | 2012-03-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Композиция и способ получения прокачиваемой суспензии углеводородных гидратов при высокой обводненности |
| RU2494233C2 (ru) * | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
| RU2607849C1 (ru) * | 2016-02-18 | 2017-01-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ добычи природного газа из гидратов |
-
2017
- 2017-12-08 RU RU2017143009A patent/RU2693983C9/ru active
Patent Citations (9)
| 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 |
| RU2169834C1 (ru) * | 2000-03-27 | 2001-06-27 | Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН | Способ добычи природного газа из газовых гидратов |
| US20060272813A1 (en) * | 2002-12-13 | 2006-12-07 | Ola Olsvik | Plant and a method for increased oil recovery |
| RU2370642C2 (ru) * | 2004-09-23 | 2009-10-20 | Конокофиллипс Компани | Добыча свободного газа конверсией газового гидрата |
| RU2445544C2 (ru) * | 2006-03-24 | 2012-03-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Композиция и способ получения прокачиваемой суспензии углеводородных гидратов при высокой обводненности |
| RU2494233C2 (ru) * | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
| RU2433255C1 (ru) * | 2010-03-03 | 2011-11-10 | Закрытое акционерное общество Научно-исследовательский проектно-изыскательский институт "ИнжГео" (ЗАО НИПИ "ИнжГео") | Способ разработки месторождения газовых гидратов |
| RU2436806C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2011-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина | Способ ингибирования образования газовых гидратов |
| RU2607849C1 (ru) * | 2016-02-18 | 2017-01-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ добычи природного газа из гидратов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017143009A3 (ru) | 2019-06-10 |
| RU2693983C2 (ru) | 2019-07-08 |
| RU2017143009A (ru) | 2019-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105625998B (zh) | 一种海底天然气水合物稳定层逆向开采方法及其开采设备 | |
| KR101440753B1 (ko) | 이산화탄소와 공기 혼합가스 주입법을 이용한 가스 하이드레이트 생산 방법 | |
| RU2370642C2 (ru) | Добыча свободного газа конверсией газового гидрата | |
| Sun et al. | A new approach to efficient and safe gas production from unsealed marine hydrate deposits | |
| US20220364441A1 (en) | Systems, Methods and Devices for Geologic Storage of CO2 from Modular Point Sources | |
| US2875830A (en) | Method of recovery of oil by injection of hydrocarbon solution of carbon dioxide into oil structure | |
| CN103806885B (zh) | 一种注采系统的地层化学产热深部解堵方法 | |
| US20120035405A1 (en) | Method for enhanced gas hydrate permeability | |
| CA2039381A1 (en) | Liquid hydrocarbon recovery process | |
| Sun et al. | Gas production from unsealed hydrate-bearing sediments after reservoir reformation in a large-scale simulator | |
| AU2011373946B2 (en) | Recovery methods for hydrocarbon gas reservoirs | |
| Al-Obaidi | A way to increase the efficiency of water isolating works using water repellent | |
| Ouyang et al. | Coupling amino acid injection and slow depressurization with hydrate swapping exploitation: An effective strategy to enhance in-situ CO2 storage in hydrate-bearing sediment | |
| RU2693983C9 (ru) | Способ добычи природного газа из газогидратной залежи | |
| El-Nagar et al. | Capture of CO2 from natural gas using ionic liquids | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| US3776312A (en) | Well bottom treatment | |
| RU2166072C2 (ru) | Способ создания в угольном пласте техногенной залежи метана | |
| Islam et al. | Storage and utilization of CO2 in petroleum reservoirs—A simulation study | |
| Gao | EXPERIMENTAL RESEARCH AND FIELD IMPLEMENTATION OF CARBONATED WATER INJECTION TO ENHANCE OIL RECOVERY. | |
| RU2403384C1 (ru) | Способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
| RU2630318C1 (ru) | Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа | |
| RU2607849C1 (ru) | Способ добычи природного газа из гидратов | |
| RU2277632C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи месторождения | |
| SU1028837A1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| TK49 | Amendments to publication of information on inventions in english [patent] |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 19-2019 FOR INID CODE(S) (72) |