6. Анализ возможных технологий разработки газогидратных залежей

Газовые гидраты представляют собой кристаллические соединения типа М∙nН₂О, в которых вокруг газа с молекулярной мас­сой М удерживается n молекул воды че­рез водородные связи. В зависимости от термобарических условий количество удерживаемой воды колеблется от 6 до 17. В качестве гидратообразователя могут быть углеводороды С₁ - С₄, а также СО₂ и N₂. Известны не только индивидуальные, но и смешанные газогидраты.

Один объем воды связывает 70-210 объемов газа, при этом газовые гидра­ты нестабильны: с изменением темпе­ратуры и давления идет перестройка кри­сталлической структуры. В пласте гидрат представляет собой твердое вещество, су­ществующее при определенных давлениях и температурах, и 1 м³ гидрата содержит в зависимости от состава около 0,78 м³ воды и 170 м³ метана.

Разложение гидратов со­провождается поглощением теплоты с вы­сокой удельной энтальпией 0,5 МДж/кг (к примеру, теплота плавления льда состав­ляет 0,34 МДж/кг), поэтому простое пони­жение давления над гидратами до значения ниже равновесного или повышение их температуры выше равновесной еще не являет­ся достаточным условием для достижения устойчивого процесса разложения гидратов в пласте. Для совершения фазового перехо­да необходимо непрерывно подводить теп­лоту. В природных условиях разложение гид­рата будет происходить за счет аккумули­рованной теплоты в самом пласте и тепло­вого потока от окружающих пород. Однако последний крайне незначителен, поэтому в реальных условиях разложение гидратов будет сугубо эндотермическим процессом (т. е. с поглощением теплоты).

Впервые возможность существова­ния газовых гидратов высказал в 1946 г. И.Н. Стрижов. В 1969 г. было заре­гистрировано научное открытие группы ученых МИНХ и ГП им. И.М. Губкина (Ю.Ф. Макогон, Ф.А. Требин, В.Г, Васи­льев, Н.В. Черский и А.А. Трофимук), по­священное обоснованию существования газогидратов в твердом состоянии.

Выбор технологии разработки газогид­ратных залежей зависит от конкретных гео­лого-физических условий залегания (на­личие или отсутствие свободного газа под гидратной залежью) и от степени «пере­охлаждения» гидратов (разность между пластовой температурой и равновесной температурой гидратообразования).

Сейчас рассматриваются только три основных метода вызова притока газа из гидратного пласта: понижение давления ниже равновесного давления, нагрев гидратосодержащих пород выше равновесной температуры, а также их комбинация (рис. 6.1). Известный метод разложения гидратов с помощью ингибиторов вряд ли окажется приемлемым вследствие высокой стоимости ингибиторов. Другие предлагаемые методы воздействия, в частности электромагнитное, акустическое и закачка углекислого газа в пласт, пока еще мало изучены экспериментально.

Рис.6.1 Схематическое представление методов добычи газа из гидратов:

1 – метод понижения давления; 2 – тепловой метод; 3 – комбинированный метод

6.1. Метод понижения давления, используемый для вывоза притока газа из гидратногопласта

Наиболее экономичной технологией раз­работки гидратных месторождений с точки зрения энергетических затрат является по­нижение пластового давления ниже равно­весного с последующим отбором свобод­ного газа. Подобную схему разработки реализовали на Мессояхском газогазогидратном месторож­дении в Западной Сибири, где за счет отбора свободного газа, подстилающего гидратный пласт, понижалось давление и инициировалось разложение гидратов. Од­нако дальнейшие исследования показали, что геологические условия Мессояхского ме­сторождения, при которых только часть про­дуктивного разреза находится в гидратном состоянии, а насыщенность гидратами не­велика (20-40 %), уникальны. Открытые в последнее время крупнейшие газогидратные месторождения в Канаде и Японии характе­ризуются высокой степенью насыщенности пор гидратами (до 90 %) и отсутствием ка­ких-либо значительных запасов подстила­ющего свободного газа, что затрудняет применение подобной схемы.

Отбор газа непосредственно из гидратонасыщенного интервала путем пониже­ния давления возможен только для плас­тов, находящихся в равновесных условиях гидратообразования, при которых совмес­тно существуют газ, гидрат и вода, насы­щенность гидратами невелика, а газ или вода не потеряли свою подвижность. В этом случае за счет фильтрации газа и воды дав­ление будет понижаться в значительной области. Но при эксплуатации таких плас­тов вследствие эффекта Джоуля - Томсона будет происходить техногенное обра­зование гидратов в призабойной зоне, что потребует ввода ингибитора или спуска за­бойного нагревателя (рис. 6.2).

На рисунке отчетливо прослеживаются зоны незначи­тельного разложения гидрата (/), зона вто­ричного гидратообразования (//) и фильт­рации только газа (///), поскольку в этой зоне вся свободная вода перешла в гидрат. Следует отметить тот факт, что при­родный гидрат в пласте разлагается край­не медленно. Даже если не учитывать зону вторичного гидратообразования, предпола­гая, что была осуществлена закачка на за­бой метанола, то доля гидратного газа в общем дебите составит 0,5-1,5%.

Другой ограничивающий фактор при разработке гидратных месторождений методом понижения давления - падение температуры. При начальной температу­ре 10 °С и давлении 8 МПа коэффициент Джоуля - Томсона составляет 3-4 °С на 1 МПа депрессии. Таким образом, при депрессии 3-4 МПа забойная темпера­тура может достичь температуры замер­зания воды, что не только снижает про­ницаемость призабойной зоны, но и при­водит к более катастрофичным послед­ствиям - смятию обсадных колон, раз­рушению коллектора. Поэтому впол­не очевидно, что нулевая температура - тот самый разумный предел, до которо­го стоит разрабатывать месторождение методом падения давления.

Рис. 6.2. Распределение водо- и гидратонасыщенности (s) в призабойной зоне скважины, вскрывшей гидратосодержащий пласт на мо­мент 30 сут при начальной гидратонасыщенности 40 %, водонасыщенности - 24 %, прони­цаемости - 0,01 мкм², дебите - 3700 м³/сут, толщине пласта -10м. 1 – гидрат; 2 – вода.

Помимо призабойной зоны образование льда и техногенных гидратов возможно и в колонне НКТ, и на устье скважины. Поэто­му необходимо скважинное оборудование дооснастить нагревательными устройства­ми и дополнительно закачивать метанол в ствол скважины, что значительно увеличит себестоимость добываемого газа.

Как показывают расчеты, при вы­сокой насыщенности пор гидратами и низ­ких пластовых температурах получать при­емлемые дебиты газа из гидратов путем снижения забойного давления практичес­ки невозможно. Это связано с тем, что на­личие гидрата в порах значительно сокра­щает проницаемость по газу, поэтому раз­ложение гидратов будет происходить в уз­кой зоне и крайне медленно. Кроме того, при низкой начальной температуре может оказаться недостаточно аккумулированной энергии в пласте для инициирования раз­ложения гидратов при положительных тем­пературах (т. е. без образования льда).