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

 

 

 

2.4.1 Технология бурения горизонтальных скважин

 

Горизонтальная скважина (ГС) со сверхмалым радиусом изгиба или разветвленная скважина имеет радиус изгиба 30-60 см (вариант а на схеме). Процесс бурения требует расширения ствола скважины (раздвижным расширителем) до диаметра как минимум 60 см на вертикальном участке 2-3 метра. Затем с помощью гидравлического размыва сверлят скважину диаметром 4-5 см.

Малый радиус изгиба скважины (вариант b на схеме) составляет 6-12 метров, длина ствола скважины 60-200 метров. Первая врезка после первоначального вертикального бурения представляет собой окно размером 5-6 метров в вертикальной обсадной колонне. Невертикальный ствол скважины проходит сквозь окно. Для образования гибким воротником бура кривизны малого радиуса перед выходом на горизонтальный участок используют скважинный отклонитель и изогнутый буровой кондуктор.

Средний радиус изгиба горизонтальной скважины (вариант c на схеме) составляет 90-150 метров, и скважина имеет обычно горизонтальный участок до 450 метров. Такие скважины бурятся обычно забойными гидротурбинными двигателями с использованием гибкой буровой колонны. Уклон скважины проходят со скоростью 20⁰ на 30 метров с помощью буров с «наращиванием», затем бурят горизонтальный участок, используя бур «с сохранением уклона».

Большой радиус изгиба горизонтальной скважины (вариант d на схеме) составляет 180-600 метров и создается обычным буровым инструментом. Сочетание бурового долота с кривым переводником и забойным гидротурбинным двигателем применяется для бурения горизонтальных участков, которые могут превышать 1200 метров.

Для отклонения скважины от вертикали также создают  условия частичной или полной невесомости трубной колонны путем регулирования удельных весов комплектующих ее изделий, вмещающей их буровой гидросреды либо того и другого.

Горизонтально бурение можно производить как  для интенсификации старых скважин, так и при первичном бурении.

Достижения  технологии горизонтального бурения  сделали возможным разбуривание шельфовых месторождений нефти и газа с берега, без строительства дорогостоящих морских оснований и платформ. Вместе с тем, необходимыми техническими и технологическими элементами такого бурения являются верхний привод, относительно высокие расходы бурового раствора, алюминиевые бурильные трубы, системы измерений в процессе бурения (применяются специальные телеметрические системы), алмазные и поликристаллические долота, гидравлические забойные двигатели объемного типа с долговечностью 150-300 часов и турбобуры. На участках стабилизации направления скважины бурильная колонна постоянно вращается ротором с частотой 10-20 об/мин, поэтому непременной принадлежностью такого бурения почти всегда являются специальные стабилизаторы и гидравлические толкатели.

Основной  тенденцией при бурении горизонтальных скважин в настоящее время  является комбинирование профилей с  большим и средним радиусом участка  искривления в целях наилучшего дренажа коллектора.

Только в  США сегодня ежегодно строят до 1000-1500 горизонтальных скважин в год  и в ближайшее время могут  вообще отказаться от строительства  вертикальных скважин в эксплуатационном бурении.

В общем случае, несмотря на высокую, по сравнению с  вертикальным бурением, стоимость конкретной горизонтальной скважины, системное применение метода позволяет существенно повысить рентабельность капитальных вложений добывающих предприятий. В первую очередь за счет оптимизации и укрупнения сетки (в разы) эксплуатационных скважин (т.е. для разбуривания месторождения нужно меньше скважин с горизонтальным участком, чем вертикальных скважин), существенного увеличения периода «не заводненной» эксплуатации (горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации), снижения депрессии на пласт, введения в эффективную промышленную эксплуатацию забалансовых запасов, сокращения простаивающего фонда скважин, низкозатратного и экологически безопасного освоения шельфовых месторождений и месторождений, разведанных в природоохранных зонах.

С горизонтальными  скважинами связаны некоторые специфические  осложнения. Контакт более значительной части пласта с буровым раствором  в течение длительного времени  может привести к повреждению  пласта, которое в горизонтальных скважинах будет выражено в большей  степени чем в вертикальных.

Кроме того, стоимость  горизонтального бурения выше стоимости  вертикального бурения в 1,5-2,5 раза.

Среди недостатков  технологии направленного бурения  можно также отметить низкую надежность существующих компоновок низа бурильной колонны (в настоящее время применяют три основные компоновки: маятниковые жесткие и опорные).

 

2.5 Построение блоковых структур I – IV рангов для исследуемого месторождения ООО «Газпром добыча Кузнецк»

 

С целью повышения безопасности и эффективности отработки новых углеметановых площадей было последовательно выполнено геодинамическое районирование Кузбасса, Ерунаковского района, Талдинского месторождения и промплощадки, вводимой в эксплуатацию в первую очередь.

Топографической основой для выявления  блоковых структур 1 ранга послужила Карта Мира масштаба 1 : 2 500 000.

Сначала по формуле  определили минимальную разницу высот на данной территории, достаточную для отнесения двух соседних участков к разным блокам. На исследуемой площади высотные отметки разбились на одиннадцать уровней.

Далее по карте выбирались и на кальку переносились опорные высотные отметки. К ним были отнесены отметки  водораздельных поверхностей, отчетливо выраженные горизонтальные площадки (ступени) на склонах гор, а также пониженные выровненные участки. Учитывая , выделенные высотные отметки индексировались в соответствии с их величиной, для того, чтобы показать, к какому уровню высот относится тот или иной участок и определить его границы.

После анализа  распределения высотных отметок  разделили всю территорию на участки, в пределах которых находятся высоты рельефа одного рельефа. Оконтуривание блоков осуществлялось по известным дешифрировочным признакам рельефа. Некоторые примеры проведения границ блоков с учетом размещения гидрографической сети показаны на рис. 2.5 – 2.7.

 

Рис. 2.5  Проведение линии разлома по одной речке и характерному изгибу другой речки

 

Рис. 2.6 Проведение линии разлома по серии коленообразных изгибов речных долин разных рек, тяготеющих к определенной линии

 

 

Рис. 2.7  Проведение линии разлома по совокупности последовательно расположенных долин разных рек, коленчатого изгиба речной долины и изогнутого участка реки

 

При оконтуривании  блоков не всегда удавалось придерживаться определенных высотных уровней. Иногда расположенные рядом высотные отметки рельефа разных уровней, но близкие по величине, в зависимости от общей ситуации, были отнесены к одному уровню. Это объясняется меняющимся рельефом территорий от равнин на севере до среднегорья на юге и юго-востоке. Границы между блоками проводились в основном с учетом четырех факторов: разницы высот, конфигурации горизонталей, ступеней рельефа и размещения рек, причем практически все линии разломов подчеркиваются размещением гидросети.

В результате проведенных построений и их представления  в электрон-ном виде получена карта-схема блоковых структур 2 ранга площади Ерунаковского геолого-экономического района, фрагмент которой представлен на рис. 2.8.

 

 

Рис. 2.8 Фрагмент блоковой структуры 2 ранга площади Ерунаковского геолого-экономического района

 

Далее, контуры  Ерунаковского блока 2 ранга были перенесены с карты масштаба 1 : 500 000 на топографическую карту 1 : 100 000. Геодинамическому районированию подверглась вся площадь Ерунаковского блока. На построенной таким образом схеме показана расчлененность Колмогоровского блока блоками 3 ранга. (рис. 2.9, 2.10).

 

 

Рис. 2.9 Фрагмент блоковой структуры 3 ранга площади Ерунаковского геолого-экономического района

 

 

Рис. 2.10 Фрагмент блоковой структуры 4 ранга Талдинской площади

2.6 Оценка дополнительного газовыделения при проведении горизонтальных скважин и вибрационном воздействии на угольные пласты и блоковые структуры

 

Получив  выражение 2.10 в п. 2.2 оценим дополнительное газовыделение при вибрационном воздействии из свиты пластов, расположенных в блоке 341 и блоке 344 (рис. 2.5) с размерами: 

для блока 341: по вертикали – Н = 1080 м, по горизонтали - а = 3250 м;

для блока 344: по вертикали – Н = 1010 м, по горизонтали - а = 3050 м;

для блока 283: по вертикали – Н = 375 м, по горизонтали - а = 1125 м

при следующих  значениях параметров, входящих в  модель:

- модуль Юнга  пород блока Е = 2,9·10⁴, МПа;

- газосодержание угольных пластов , м³/м³;

- угол падения  пластов  ;

- суммарная  мощность угольных пластов, попадающих  в данный блок    = т₁+т₂+ т₃ = 7,1+9,6+12,1 = 28,8,  м;

- плотность  горных пород, составляющих блок  ρ = 2200, кг/м³;

- плотность  воды в порах и внутри разломов  ρ_ω = 1000,кг/м³;

- статический  коэффициент трения на границах  разломов, оконтуривающих блок  = 0.85;

- коэффициент  вязкого сопротивления на границах  блока (коэффициент затухания)  , с^-1.

Расчет газовыделения для блока 341 масштаб 1:100 000:

 

Расчет газовыделения для блока 344, масштаб 1:100 000:

 

Рассчитываем  газовыделение для 283 блока, масштаб 1:25 000:

 

Дополнительное газовыделение в горизонтальную скважину.

 

Значения параметров, входящих в  модель:

H = m – мощность пласта, по которому проходит горизонтальный участок скважины, м;

r = 1260 кг/м^{3   -} плотность угля;

а – длина горизонтального участка  скважины, м.

Расчет газовыделения для блока 341 масштаб 1:100 000:

 

 

Расчет газовыделения для блока 344, масштаб 1:100 000:

 

        

 

Расчет газовыделение для 283 блока, масштаб 1:25 000:

 

       

 

Таким образом, рассчитаны частота собственных  колебаний  и среднее  газовыделение при комбинированном методе в блоках 341 и 344 (Масштаб 1:100 000) и дл блока 283 (Масштаб 1:25 000) при минимальном и максимальном газосодержании газа, где расположена промплощадка Ерунаковского района:

Q_ср (341) = 15 568 150, 76 м³,

Q_ср (344) = 13 535 20, 35 м³,

Q_ср (283) = 1 006 448, 2 м³,

Частота собственных  колебаний блоков:

K(341)=3,36 Гц,

k(344)=3,59 Гц,

k(283)=9,7 Гц.

 

 

 

       2.7 Выводы

 

При построении блоковых структур для  исследования месторождения ООО  «Газпром добыча Кузнецк» установлены  размеры блоков, где расположена промплощадка Ерунаковского района, выявлена модель блоковой структуры, а также было оценено дополнительное газовыделение из углеметановых скважин при проведении горизонтальных скважин и мощных вибросейсмических колебаниях, вызванных внешними источниками, которое показало, что использование  рассмотренного в дипломной работе комбинированного метода является более эффективным, рациональным и экономичным, по сравнению с методами кислотной обработки в призабойной зоне, гидравлическим разрывом пласта и др.

Анализ опыта  отечественных разработок воздействия  на газоносный низкопроницаемый угольный пласт свидетельствует, что увеличение скорости выделения метана из связанного объема угля требует применения методов вибрационного воздействия.

В данной работе проведено обобщение и изложен  путь решения актуальной проблемы – заблаговременной подготовки газоносного низкопроницаемого угольного месторождения к безопасной и эффективной разработке путем применения вибрационного воздействия и создания технологии изменения состояния угольного массива, приводящей к существенной метаноотдачи в скважину, что обеспечивает снижение газовыделения в горные выработки.

Проведенные исследования позволяют сделать  ряд выводов.

1. Рассмотренная методика позволила получить увеличение метаноотдачи из газоносного низкопроницаемого угольного пласта.

2. Произведен расчет собственных частот колебаний блоков и газовыделения при вибрационном воздействии на угольные пласты и проведении горизонтальных скважин.

3. Преимуществом виброволновой технологии является то, что она совместима

с любыми используемыми в  настоящее время в отрасли  технологическими приемами интенсификации добычи и повышения газоотдачи.

Применение  скважинного или наземного вибровоздействия совместно с проведением горизонтальных скважин могло бы увеличить технологическую и экономическую эффективность скважин.

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Энергетической  стратегией России на ближайшие 20 лет предусматривается развитие производства и широкое применение в энергетике метансодержащих газов (биометана, угольного метана, попутного нефтяного газа и т.д.); увеличение объемов использования шахтного метана (метановоздушных смесей, извлекаемых средствами шахтной дегазации); перевод средних и мелких котельных с мазута и угля на местное топливо.

Для добычи метана из угольных пластов, учитываяих специфические свойства, необходимы специальное оборудование и технологии, как для бурения скважин, так и для интенсификации газоотдачи пластов. Промышленная добыча метана из угольных пластов — процесс наукоемкий и требует постоянного научного сопровождения. Для организации рентабельной разработки метаноугольных месторождений необходимо создание новых технологий и отечественного импортозамещающего оборудования для оснащения метаноугольных промыслов.