Интенсификация добычи метана на метаноугольных месторождениях путем проведения горизонтальных скважин и вибросейсмического воздействи

В начальный (частоты 10—20 Гц) и конечный (частоты 60—80 Гц) периоды активность метаноотдачи низка (рис. 2.1). При воздействии вибрации на образцы угля в диапазоне 30— 40 Гц метаноотдача возрастает и достигает максимума, что подтверждает наличие распада системы «уголь — метан».

 

 

Таблица 2.1

Газоотдача из угля в зависимости от вибрационного воздействия

№ п/п	Время, мин	Газоотдача (см3/г) из образца угля массой 50 г для различных частот вибрации,  Гц
1	5	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
2	6	0,011	0,012	0,025	0,03	0,031	0,022	0,012	0,012
3	7	0,012	0,013	0,03	0,04	0,035	0,031	0,014	0,014
4	10	0,013	0,015	0,041	0,056	0,038	0,034	0,016	0,015
5	13	0,014	0,015	0,052	0,067	0,046	0,041	0,018	0,016
6	15	0,014	0,016	0,058	0,084	0,057	0,048	0,021	0,018
7	20	0,014	0,016	0,08	0,096	0,076	0,058	0,025	0,02
8	25	0,014	0,016	0,086	0,097	0,084	0,063	0,028	0,021
9	30	0,014	0,017	0,092	0,098	0,088	0,066	0,03	0,021
10	35	0,015	0,017	0,094	0,099	0,091	0,068	0,031	0,023

 

 

Вместе с  тем, в зависимости от соотношения  частоты и амплитуды наблюдается  различное соотношение этих характеристик. Так, при увеличении частоты вибрации от 20 до 50 Гц характерно резкое уменьшение амплитуды с 4,0 до 2,0 мм. Однако, на этот участок приходится пик газоотдачи из угля. В меньшей мере это выражается при вибрации на частотах 50— 80 Гц, где амплитуда снижается от 1,5 до 0,8 мм.

Наблюдаемые закономерности подтверждают предположение, что влияние вибрации на процесс дестабилизации системы «уголь — метан» и разрыв этой связи протекают при определенных энергиях волнового воздействия. Максимальная интенсивность метаноотдачи достигается по двум маршрутам, один из которых включает в себя участок на начальной стадии вибрации — от 10 до 20 Гц и амплитудой 3—4,5 мм без разрыва связей в системе «уголь — метан», а другой — от 50 до 80 Гц и амплитудой 0,8—1,5 мм. При полной реализации волнового воздействия виброустановки с целью разрушения устойчивого состояния «уголь — метан» отмечена максимальная интенсивность вибрации в диапазоне частот 30—40 Гц и амплитуде 3,2—3,8 мм (рис. 2.2).

 

Рис. 2.1  Характеристика метаноотдачи при различных частотах воздействия.

В результате обработки параметров десорбционных  кривых, зарегистрированных при указанных частотах, получена область максимального значения метановыделения из образца угля. Это связано с наличием максимума распределения энергии вибрационного поля на поверхностях угольных частиц. Поскольку энергии вибрационного поля, необходимой для отрыва молекул метана, требуется меньше той, которая поступает, можно полагать, что остальная часть энергии идет на вращательное и поступательное движение частиц образца угля в колбе и, в конечном итоге,

Рис. 2.2  Зависимость метаноотдачи из газонасыщенного угля от амплитуды и частоты вибровоздействия:

1 – значения, полученные экспериментальным путем; 2 – теоретическая кривая; • –  газовыделение, см³;  Δ – амплитуда, мм.

приводит  к их постепенному разрушению. В  результате воздействия образуется мелкодисперсная фракция, которая составляет до 30 %  общего объема угля. Следовательно, определенная часть энергетических (вибрационных) затрат энергии расходуется на переизмельчение.

Таким образом, экспериментально наблюдаемое метановыделение при вибрационном процессе обусловлено поглощением колебательной энергии и затратой ее на отрыв молекул метана.

2.3.3 Экспериментальные исследования воздействия на угольный пласт

Виброволновые методы находят все более широкое применение в нефтедобывающей промышленности, причем воздействие осуществляется двумя путями. Первый путь — это воздействие через призабойную зону пласта. При этом источник колебаний либо опускается в скважину, либо расположен в устье скважины. Колебательная энергия подводится на нужную глубину к угольному пласту с помощью волновода. Однако, в силу технических особенностей, создание мощного низкочастотного компактного источника колебаний представляет достаточно сложную задачу. Как правило, спускаемые источники работают на достаточно высоких частотах (от 1 кГц и выше). Поскольку коэффициент затухания волны растет с ее частотой, такое воздействие эффективно только в достаточно ограниченной призабойной зоне, даже при относительно высокой мощности источника. Заметим, что ультразвуковые колебания в полностью насыщенной породе существенно затухают на расстоянии уже первых метров.

Альтернативным способом виброволнового воздействия на пласт является второй путь — использование низкочастотных источников, посылающих волновую энергию с земной поверхности — сейсмических вибраторов. Такого рода вибраторы работают на низких частотах (порядка 1—60 Гц) и имеют большую мощность (масса плиты-ударника составляет десятки тонн). Данный метод отличается большой зоной охвата (эффективный охват продуктивного пласта по площади при воздействии от одного виброисточника достигает 25 км), однако требует громоздкого оборудования. Кроме того, фронт сферической волны распространяется по закону 2πR²,поэтому плотность энергии волны на глубине, например, 1000 м будет почти на шесть порядков меньше чем на поверхности.

Исходя из анализа указанных  преимуществ и недостатков методов  воздействия, было решено использовать генератор низкочастотных колебаний, размещенный на устье скважины. Диапазон излучаемых колебаний составляет от единиц до нескольких десятков герц. Проводником волновой энергии выступает вода, заполняющая скважину. Необходимо отметить, что перед началом виброобработки вода подавалась в пласт под высоким давлением. Тем самым обеспечивалось создание нескольких газо- и гидропроводящих систем трещин и согласование системы «скважина с водой — пласт» для эффективной передачи акустической энергии.

Последующее виброволновое воздействие приводит к образованию новых микротрещин, их объединению и улучшению фильтрационных свойств обрабатываемого угольного пласта. Вибрационные колебания могут также вызывать изменение напряженно-деформационного состояния пород и тем самым дополнительно влиять на проницаемость и пористость массива.

При выполнении работ по вибрационному  воздействию в диапазоне частот 25-30 Гц и амплитудой колебания 3-5 мм через  скважину с дневной поверхности увеличение приемистости пласта в 1.5-2 раза по сравнению с отсутствием воздействия, объясняется тем что в вибрационном поле жидкость, меняя свои физико-химические характеристики, изменяет величину своего мениска. В процессе циклического вибровоздействия на пласт, предварительно подверженном гидровоздействию водой , с выдержкой пласта без наложения вибрации после каждого цикла рекомендуются следующие параметры(табл. 2.2)

В связи с  отсутствием необходимого  эффекта  при малом времени воздействия оно должно составлять не менее 40-50 часов. Время одной выдержки пласта между двумя соседними циклами вибровоздействия должно быть не менее 2-5 суток.

 

Таблица 2.2

Рекомендуемые параметры воздействия через  скважину с дневной поверхности

№/№циклов	Частота, Гц	Амплитуда, мм	Время, час
1	10-20	30-40	10-15
2	30-40	20-30	20-25
3	40-50	10-15	30-40

 

 

Конструкция виброустановки. Вибрационная установка — это устройство, которое представляет собой конструкцию, состоящую из следующих узлов: платформы крепления двух электродвигателей; двух электродвигателей с дебалансами, закрепленных на оси вращения; телескопической поршневой штанги (поршня с манжетами кругового вращения, клапанного устройства) (рис. 2.3).

Клапанное устройство (сканировать) включает в себя: втулку, шарик-клапан, пружину, уплотнительный штуцер.

Спуск штанги в скважину и крепление  основных узлов устройства вибрационной установки осуществляются в следующем  порядке  (снизу  вверх):  поршень;  телескопическаяпоршневая штанга с клапанным 
устройством;   несущая  платформа; штыревые соединения с пружинами; вибрирующая платформа с редуктором и электродвигателем.

Принцип работы. Телескопическая вибрационная штанга спускается в скважину на требуемую глубину (1,2—1,5 м). После этого производится поэтапный монтаж установки на устье скважины: несущая, вибрирующая платформы, редуктор и электродвигатель. Далее следует подключение шланга к емкости подачи воды в скважину для подпора и компенсации ухода объема воды в процессе вибровоздействия от непрерывно создаваемого внутри колонны циклического давления.

В процессе вибровоздействия создаются давление в подпоршневом пространстве для обеспечения циклического воздействия на столб воды в скважине и знакопеременное давление на жидкость внутри колонны на уровне обрабатываемого угольного пласта величиной 150—170 Н (статическое плюс вибродинамическое). В результате происходит раскрытие и расширение трещин пласта со знакопеременными значениями.

 

Рис. 2.3. Вибрационная установка в монтаже на скважине: 1 – электродвигатель; 2 – редуктор; 3 – дебаланс;4 – подвижная платформа; 5 – неподвижная платформа; 6 – телескопическая штанга; 7 – поршень

При этом открываются последовательно  системы трещин и жидкость закачивается в пласт. Таким образом, производится закачка воды, режим которой идентичен режиму гидравлической обработки пласта. Затем ведется плановая работа по обработке пласта.

Составная и важнейшая часть  скважинного вибровозбудителя выполнена в виде системы, состоящей из двух электродвигателей с дебалансами, смонтированных на подвижной платформе единой динамической системы. Вибрационная установка характеризуется динамической системой, отражающей относительную подвижность совокупности тел вдоль той оси, где происходят вынужденные колебания рабочего органа — поршня, закрепленного на штанге и помещенного в скважину.

Предложенная динамическая система  вибрационной установки в виде платформы с закрепленными на ней вибровозбудителями, системой пружин и передающим элементом вибрационного воздействия — штангой-поршнем монтируется непосредственно на устье скважины.

Колебания вибрационных систем при  инерционном способе возбуждения создаются вследствие вращения неуравновешенных масс — дебалансов. Вибровозбудитель создает вынуждающую силу, представляющую собой вектор постоянного модуля F, вращающийся с постоянной угловой скоростью ω [6].

 

2.4 Горизонтальное бурение как метод интенсификации добычи метана

 

Горизонтальное  бурение (строго говоря – бурение  скважины с горизонтальным участком) является частным случаем бурения наклонно направленной скважины. Такие скважины строятся, для того чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает газ и соответственно увеличить дебит.

Одновременно стало возможным в промышленных масштабах разрабатывать новые, считавшиеся ранее неэффективными, месторождения и извлекать углеводороды, считавшиеся ранее неизвлекаемыми, вследствие малой мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта.

Поскольку добыча природного газа в РФ велась из высококачественных пластов с очень высокой проницаемостью, относительно большой толщиной и высокими притоками газа, газовые компании России до последнего времени практически не использовали в промышленных масштабах наклонное бурение в целях интенсификации добычи (хотя сейчас ситуация начинает изменяться). Поэтому дальнейшее изложение материала в основном базируется на зарубежном опыте и опыте интенсификации притока нефти российскими нефтяными компаниями.

Направленное  бурение имеет свою историю. В 1930 году на Хантинтонгском пляже в Калифорнии буровой подрядчик предложил разбуривать нефтяное месторождение в океане буровой установкой, смонтированной на длинном, выступающем в океан пирсе. В то время это была обычная практика. Однако местные власти запретили такой метод разбуривания. Тогда неугомонный подрядчик смонтировал буровую установку на берегу в отдалении от пляжа и пробурил наклонную скважину под морское дно.

Этот бурильщик  не изобрел наклонное бурение. Скважины отклоняли с 1895 года для таких целее как забуривание ствола в сторону для обхода оторванного бурового инструмента. Однако случай на Хантинтонгском пляже оказался первым зарегистрированным применением управляемого направленного бурения: в результате отклонения вдоль запланированного курса к подземной цели забой ствола оказался расположенным на заданном расстоянии по горизонтали от устья скважины. С тех пор длительное время термин наклонное бурение подразумевал, что кто-то кого-то обманул. В Восточном Техасе таким образом бурились скважины под запретные зоны.

Метод разработки месторождений системами горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов был впервые применен в России в середине прошлого столетия. Однако, начиная с 60-х годов российские нефтяники отдали предпочтение более «простым» методам повышения продуктивности нефтегазовых скважин. В первую очередь – площадному заводнению и физико-химическому воздействию на пласт. Что касается разработки газовых месторождений в России, то после начала массового освоения огромных месторождений сеноманского газа в Западной Сибири, то горизонтальное бурение на газ применялось в единичных случаях (кроме строительства подземных хранилищ газа) и начало получать некоторое распространение на Оренбургском газоконденсатном месторождении только после начала падения добычи на нем (там даже было создано специальное подразделение для выполнения работ по горизонтальному бурению).