6.2. Метод теплового воздействия на газогидратную залежь

Вызвать приток газа из «переохлажден­ных» гидратных пластов, имеющих, как пра­вило, высокое содержание гидратов в по­рах, возможно только тепловым методом. Подводить теплоту можно как через забой скважины с помощью забойного нагрева­теля или циркулирующей по скважине го­рячей воды, так и через подошву пласта, например, закачкой теплоносителя в под­стилающий гидраты пласт.

6.2.1. Практика разработки Мессояхского месторождения газовых гидратов

В 1970 г. впервые в мире было введе­но в эксплуатацию Мессояхское место­рождение, подтвердившее наличие газогидратных залежей. Месторождение рас­положено за Северным полярным кругом, на левом берегу Енисея, газом снабжа­ется г. Норильск. Горно-геологические условия Мессояхского месторождения следующие: глубина газогидратной зале­жи - около 850 м, глубина мерзлых по­род - 420-480 м, продуктивная толщи­на - 76 м. Горнотехнические параметры: средняя пористость - 25 %, средняя во-донасыщенность - 40 %, гидратонасыщенность порового пространства - 20-40 %. Термобарические условия: начальное пла­стовое давление - 7,8 МПа, температура у кровли залежи – 8 °С, у почвы – 12 °С. Горнотехнические и термобарические условия Мессояхского месторождения можно считать типовыми для прибреж­ных газогидратных залежей. Упомянутые термобарические условия являются рав­новесными, и нарушение их (снижение давления и повышение температуры) дол­жно сопровождаться переходом газа из равновесного гидратного в неравновес­ное газообразное состояние.

На Мессояхском месторождении основ­ной технологический принцип заключал­ся в простой разгрузке добычных сква­жин путем их периодического сообщения с низконапорным газоотводом. В резуль­тате такой технологии пластовое давле­ние снизилось с 7,8 до 6,2 МПа и дебит скважины составлял 100-150 тыс. м³/сут. Ежегодный отбор из восьми добычных скважин составлял 200-400 млн м³ газа, за 30 лет эксплуатации месторождения добыто около 12 млрд м³ газа.

6.2.2. Тепловое воздействие на газогидратную залежь через забой скважины

Как показывают расчеты, а также резуль­таты первого эксперимента по добыче газа из гидратов, тепловое воздействие через забой скважины малоэффективно. В лучшем случае зона теплового воздействия исчисля­ется первыми метрами. На рис. 6.3 представлена динамика растепления полностью гидратонасыщенного пласта толщиной 10 м, кото­рая показывает, что за 100 сут непрерывного прогрева нагревателем мощностью 12 кВт фронт разложения гидратов проходит в сред­нем 3,5 м. С учетом того, что в трех растоп­ленных метрах содержится 20 100 м³ газа (при стандартных условиях), даже при пол­ном его извлечении среднесуточный дебит не превысит 200 м³/сут, что было получено на канадском месторождении Маллик.

Рис. 6.3. Динамика положения фронта разложе­ния гидратов при прогреве призабойной зоны скважины забойным нагревателем

6.2.3. Тепловое воздействие на газогидратную залежь через подошву пласта

Данный тепловой метод опирается на опыт разработки нефтяных месторождений. В ос­новном предлагается закачивать горячую воду под подошву гидратного пласта либо исполь­зовать технологию гравитационного дрена­жа с помощью пара, которая неплохо заре­комендовала себя при разработке нефтенасыщенных песков и битумов. Однако механический перенос тепловых ме­тодов разработки нефтяных месторождений на гидратные залежи не всегда оправдан. Для разложения 1 кг гидратов не­обходима теплота 0,5 МДж, что равносильно нагреву 1 кг однофазной нефти (при тепло­емкости 2,3 кДж/(кг∙°С)) на 217 °С. То есть условно количество теплоты, необходимой для разложения гидрата, равно количеству теп­лоты, затрачиваемой для разработки высо­ковязких нефтей и битумов. Но при равенстве затрачиваемой энергии ценность продукции нефтяного и гидратных месторождений от­личается кратно. С другой стороны, даже если тепловым методом растопить гидрат в плас­те с гидратонасыщенностью 100 %, то ре­зультирующая насыщенность по воде станет равной 79 %, и только остальные 21 % будет занимать газ. Предположительно при этом боль­шая часть газа останется защемленной во­дой, а дебиты газа будут невелики. Соотно­шение газ - вода в добываемой продукции определится видом фазовых проницаемостей и составит 0,5 м³ воды на 1000 м³ газа (при стандартных усло­виях), что потребует использовать устройства для подъема воды на поверхность. Поэтому маловероятно, что масштабные тепловые методы воздействия на гидратный пласт ока­жутся рентабельными.