The effect of gas hydrates self-preservation  in the process of their industrial development

Ivan Zezekalo; Volodymyr Kobolev; Oleksandr Lukin; Yuriy Vynnykov; Anatoly Safronov

doi:10.26906/znp.2021.57.2596

Ivan Zezekalo Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка» https://orcid.org/0000-0002-9962-6905
Volodymyr Kobolev Інституту геофізики ім. С.І. Субботіна Національної Академії Наук України https://orcid.org/0000-0001-5625-5473
Oleksandr Lukin Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка» https://orcid.org/0000-0003-4844-1617
Yuriy Vynnykov Національний університет «Полтавська політехніка імені Юрія Кондратюка» https://orcid.org/0000-0003-2164-9936
Anatoly Safronov Інституту геофізики ім. С.І. Субботіна https://orcid.org/0000-0001-7242-2534

DOI: https://doi.org/10.26906/znp.2021.57.2596

Ключові слова: газові гідрати, розробка газогідратних покладів, самоконсервація, льодяна кірка, параметри прояву самоконсервації при видобутку

Анотація

Відзначено, що найперспективнішою на сьогодні технологією розробки родовищ газових гідратів (ГГ) є декомпресійний метод (метод розгерметизації), суть якого полягає в штучному зниженні тиску в пласті навколо свердловини або за рахунок скорочення тиску води на гідрат, або тиску вільного газу після їх часткового відкачування. Розглянуто негативний вплив ефекту самоконсервації газових гідратів на перебіг технологічного процесу їх промислової розробки методом розгерметизації. Обґрунтовано основні параметри прояву самоконсервації – пористість гідрату та його морфологічні характеристики. Розглянуто особливості призначення параметрів теплоти гідратоутворення чи ентальпія дисоціації при моделюванні процесів фазової рівноваги та процесів дисоціації газових гідратів. Подано наочний вигляд молекулярного складу гідрату метану, формулу сполуки та загальний вигляд його зразків. Описано методику і результати лабораторних експериментальних досліджень зі зразками штучно утвореного газового гідрату. Підтверджено розрахункову залежність пористості зразка від його початкової температури, як умови для прояву самочинної консервації газогідрату. Також встановлено, що при подальшому надходженні теплової енергії до зразка незалежно від його пористості відбувалось поступове плавлення утвореної льодяної кірки. Зафіксовано, що цей процес продовжується до тих пір, доки не вичерпувався «запас холоду» у зразкові, після чого дисоціація прискорювалась. Встановлено, що для гідрату пористістю понад 28% більша частина води проникала порами вглиб зразка. Зроблено важливий для практики висновок про те, що вирішенню проблем самоконсервації газових гідратів повинен сприяти підбір оптимального режиму експлуатації видобувної свердловини, який би узгоджував між собою пористість гідрату та його морфологічні характеристики та забезпечував при цьому максимально можливий видобуток і контроль за процесами дисоціації газових гідратів.

Посилання

1. Makogon Y.F., Holditch S.A. & Makogon T.Y. (2007). Natural gas hydrates-A potential energy source for the 21st Century. J. of Petroleum Science & Engineering, 56(1-3): pp. 14–31. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2005.10.009.
2. Chen Y., Gao Y., Chen L., Wang X., Liu K. & Sun B. (2019). Experimental investigation of the behavior of methane gas hydrates during depressurization-assisted CO2 replacement. J. of Natural Gas Science and Engineering. 61: pp. 284–292. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.11.015.
3. Makogon Y.F. (2010). Natural gas hydrates–A promising source of energy. J. of Natural Gas Science and Engineering. 2 (1): pp. 49–59. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2009.12.004.
4. Pivnyak G., Kryzhanivskyi E.I., Onyshchenko V.O., Bondarenko V.I., Vityaz O.Yu., Zotsenko M.L., Maksimova E.O., Sai K.S., Ovchinnikov M.L. ., Ganushevich K.A., Ovetskyi S.O., Femyak Y.M., Trubenko O.M., Mazur M.P., Poberezhny L.Ya., Pedchenko M.M., Rubel V.P ., Koshlak G.V., Pedchenko L.O. (2015). Gas hydrates. Hydrate formation and basics of gas hydrate development: monograph. Dnipropetrovsk: LizunovPress LLC.
5. Collett T.S. (2002). Energy resource potential of natural gas hydrates. AAPG bulletin 86 (11): 1971–1992. https://doi.org/10.1306/61EEDDD2-173E-11D7-8645000102C1865D.
6. Moridis G.J, Collett T.S. & Pooladi-Darvish M. (2013). Challenges Uncertainties and Issues Facing Gas Production From Gas-Hydrate Deposits. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 14(01). Follow j.: pp. 745–771. doi: 10.2118/131792-PA.
7. Zhang, W, Bai, F.L., Shao, M.J. & Tian, Q.N. (2017). Progress of offshore natural gas hydrate production tests in Japan and implications. Marine Geology & Quaternary Geology, 37(5): pp. 27–33.
8. Collett T.S., Johnson A.H., Knapp C.C. & Boswell R. (2009). Natural gas Hydrates-Energy resource potential and associated geologic hazard. AAPG Memoir 89, 29(2): pp. 858–869.
9. Anderson B., Boswell R., Collett T.S., Farrell H., Ohtsuki S., White M. & Zyrianova M. (2014). Review of the findings of the Ignik Sikumi CO2-CH4 gas hydrate exchange field trial. Proc. of the 8th Intern. Conf. on Gas Hydrates (ICGH8-2014), Beijing, China.
10. JWN Energy (2017). China Successfully Completes First Gas Hydrate Trial. Retrieved from http://www.jwnenergy.com/article/2017/8/china-successfully-completes-first-gas-hydrate-trial.
11. Takeya S., Ebinuma Т., Uchida Т. et al. (2002). Self-preservation effect and dissociation rates of CH4 hydrate. J. Crystal Growth, V. 237‒239: pp. 379–382.
12. Stem L.A., Circone S., Kirby S.H. & Durham W.B. (2003). Temperature, pressure and composition effects on anomalous or «self» preservation of gas hydrates. Can. J. Phys. Vol. 81: pp. 271–283.
13. Handa Y.P. (1986). Calorimetric determinations of the compositions, enthalpies of dissociation, and heat capacities in the range 85 to 270 К for clathrates of xenon and krypton. J. Chem. Thermodynamics. Vol. 18: pp. 891–902. doi:10.1016/0021-9614(86)90124-2. Corpus ID: 97085868.
14. Davidson D.W., Garg S.K., Gough S.R., Handa Y.P., Ratcliffe C.I., Ripmeester J.A., Tse J.S. & Lawson W.F. (1986). Laboratory analysis of a naturally occurring gas hydrate from sediment of the Gulf of Mexico. Geochimica et Cosmochimica Acta. Vol. 50. Is. 4: pp. 619–623.
15. Takeya S., Uchida T., Nagao J., Ohmura R., Shimada W., Kamata Y., Ebinuma T. & Narita H. (2005). Particle size effect of CH4 hydrate for self-preservation. Chem. Eng. Sci. Vol. 60: pp. 1383–1387. https://doi.org/10.1016/j.ces.2004.10.011.
16. Takeya S., Ebinuma T., Uchida T. et al (2002). Self-preservation effect and dissociation rates of CH4 hydrate Crystal Growth. Vol. 237–239: pp. 379–382.
17. Kutnyi B., Pavlenko A. & Koshlak H. (2020). Thermophysical-based effect of gas hydrates self-preservation. Rocznik Ochrona Srodowiska. Vol. 22, №1: pp. 11‒23.
18. Carrol J.J. (2009). Natural Gas Hydrates. 2-nd ed. Burlington (USA): Elsevier Inc,
19. Gudmundsson J., Parlaktuna M. & Kohar A. (1994). Storing natural gas as frozen hydrate. SPE Production and Facilities. 9(1): pp. 69−73. https://doi.org/10.2118/24924-pa.
20. van der Waals J.H. & Platteeuw J.C. (1959). Clathrate solutions. Adv Chem Phys. №2: pp. 1–57. doi:10.1002/9780470143483.ch1.
21. Barrer R. & Edge A. (1967). Gas hydrate containing argon, krypton and xenon. Proc. Roy. Soc Lon. Ser-A 300: pp. 1–24.
22. Bugai Y.N., Balakirov Yu.A. (2001). Gas-hydrated deposits (conditions for the formation of deposits, approaches to the search and extraction of methane gas). Kyiv: MNTU.
23. Handa Y.P. (1986). Calorimetric determinations of the composition, enthalpies of dissociation and heat capacities in the range 85 to 270 К for clathrate hydrates of xenon and krypton. J. Chem. Thermodynamics. Vol. 18: pp. 891–902.
24. Yakushev V. & Istomin V. (1991). Gas-hydrates self-preservation effect. Proc. IPC-91 Symp. Sapporo: pp. 136–140.
25. Ershov E. & Yakushev V. (1992). Experimental research on gas hydrate decomposition in frozen rocks. Cold Regions Science and Technology. №20: pp. 147−156.
26. Khokhar A.A. (1998). Storage Properties of Natural Gas Hydrates. Dr. Ing. Thesis. Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics NTNU. Trondheim.
27. Yin Z., Chong Z.R., Tan H.K. & Linga P. (2016) Review of gas hydrate dissociation kinetic models for energy recovery. J. of natural Science and Engineering. №35: pp. 1362–1387. doi:10.1016/j.jngse.2016.04.050.
28. Chen X. & Espinoza D. (2018). Surface area controls gas hydrate dissociation kinetics in porous media. Fuel. Vol. 234: pp. 358–363. doi:10.1016/j.fuel.2018.07.030. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0016236118312298.
29. Jarrar Z.A., Alshibli K.A., Al-Raoush R.I. & Jung J. (2019). Gas Driven Fracture During Gas Production Using 3D Synchrotron Computed Tomography. Energy Geotechnics. SEG 2018. Springer Series in Geomechanics and Geoengineering. Springer, Cham. pp. 344–351. https://doi.org/10.1007/978-3-319-99670-7_43.
30. Li G., Moridis G.J., Zhang K. & Li X.-S. (2010). Evaluation of gas production potential from marine gas hydrate deposits in Shenhu Area of South China Sea. Energy Fuels. №24: pp. 6018–6033. Doi: 10.1021/EF100930M. Corpus ID: 98403243.
31. Li G., Li X.-S., Lv Q.-N. & Zhang Y. (2019). Permeability measurements of quartz sands with methane hydrate. Chemical Engineering Science №193: pp. 1–5.
32. Choudhary N., Chakrabarty S., Roy S. & Kumar R. (2019). A comparison of different water models for melting point calculation of methane hydrate using molecular dynamics simulations. Chemical Physics. Vol. 516: pp. 6–14.
33. Chen B., Yang M., Sun H., Wang P. & Wang D. (2019). Visualization study on the promotion of natural gas hydrate production by water flow erosion. Fuel. Vol. 235: pp. 63–71. Manuscript_0b20671d7662887d5a8bd4745bdbdb88. https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0016236119306842.
34. Merey Ş. (2019). Evaluation of drilling parameters in gas hydrate exploration wells. J. of Petroleum Science and Engineering. №172: pp. 855–877. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.08.079.

Ефект самоконсервації газових гідратів в процесі їх промислової розробки

Анотація

Посилання

Найбільш популярні статті цього автора (авторів)