Проектирование наклонно направленных скважин для разведки метана в угольных пластах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.14, кандидат технических наук Васильев, Александр Николаевич

• Васильев, Александр Николаевич
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Васильев, Александр Николаевич

Оглавление

Введение

1 Глава 1 Современное состояние проблемы добычи метана из угольных пластов

1.1 Становление проблемы добычи метана из угольных пластов

1.1.1 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в США

1.1.2 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в Канаде

1.1.3 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в Австралии

1.1.4 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в России

1.2 Технология добычи метана угольных пластов

1.2.1 Технология добычи метана угольных пластов в США

1.2.2 Технология добычи метана угольных пластов в Канаде

1.2.3 Технология добычи метана угольных пластов в Австралии

1.2.4 Соответствие применяемой технологии освоения и разведки метана угольных пластов горно-геологическим условиям залегания

1.2.5 Зарубежный опыт применения наклонно направленного бурения при добыче метана из угольных пластов

1.2.6 Охрана окружающей среды при разведке и освоении месторождений метана угольных пластов

1.3 Выводы по главе 1

2 Глава 2. Горно-геологические условия залегания продуктивных угольных пластов

2.1 Мировая ресурсная база для добычи метана из угольных пластов

2.2 Оценка ресурсов метана в угольных бассейнах России

2.3 Выводы по главе 2

3 Глава 3. Ранжирование перспективности участков для размещения разведочных скважин

3.1 Разработка математической модели оценки перспективности участков

3.2 Выводы по главе 3

4 Глава 4. Совершенствование технологии бурения разведочных скважин на метан угольных пластов за счет применения рациональных схем первичного и вторичного вскрытия пластов

4.1 Определение базовых профилей стволов разведочных скважин и выделение их интервалов

4.2 Определение параметров базовых профилей разведочных скважин с учетом технологии строительства и их эксплуатации

4.2.1 Расчет базового профиля по условию попадания и расположения в угольном пласте

4.2.2 Определение ограничений при бурении разведочных скважин с базовыми профилями

4.3 Технологии роторного, ударно-вращательного бурения и бурения с винтовым забойным двигателем

4.3.1 Выбор буровой установки при реализации базовых профилей

4.3.2 Роторный способ бурения

4.3.3 Технология бурения с винтовым забойным двигателем

4.3.4 Ударно-вращательный способ бурения

4.4 Преимущества и недостатки представленных способов бурения

4.5 Технологические ограничения по применяемым способам бурения к участкам базовых профилей

4.5.1 Ограничения для роторного способа бурения

4.5.2 Ограничения при бурении с винтовым забойным двигателем

4.5.3 Ограничения при применении ударно-вращательного способа бурения

4.6 Математический алгоритм для расчета экономически оптимального профиля ствола разведочных скважин

4.7 Выводы по главе 4

Заключение

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Проектирование наклонно направленных скважин для разведки метана в угольных пластах»

Введение

Эпоха уникальных и крупных месторождений газа на суше, таких как «Уренгойское», «Медвежье», «Ямбургское» и др. подходит к концу. Вслед за ними на очереди для освоения стоят средние, малые и нетрадиционные месторождения природного газа и газоконденсата.

Освоение традиционных месторождений газа активно ведется с начала 50-х годов прошлого века и практически весь спектр технико-технологических решений строительства и эксплуатации скважин разработан, изучен и активно применяется.

К нетрадиционным месторождениям углеводородов относится: тяжелая нефть, сланцевый газ, метан угольных пластов, газогидраты.

Метаноугольное месторождение - это месторождение, содержащее одну или несколько метаноугольных залежей (при добыче метана как самостоятельного полезного ископаемого, метаноугольная залежь приурочена к угольному пласту).

Последнее несколько лет с периодическим интересом обсуждается проблема Добычи метана угольных пластов (МУП). Работы по данной тематике ведутся ОАО «Газпром» с середины 90-х годов прошлого века. За истекший период времени проделана огромная работа: проведена оценка ресурсов метана угольных пластов на территории РФ, построен научно-экспериментальный полигон в Кузбассе, пробурены специальные и разведочные скважины, получены первые в России притоки метана из угольных пластов, утверждены запасы метана угольных пластов Талдинского метаноугольного месторождения.

В рамках проекта «Широкомасштабная добыча метана из угольных пластов» на Кузбассе запланировано строительство порядка 1500 эксплуатационных скважин.

Актуальность работы

Актуальность работы обусловлена огромными ресурсами метана угольных пластов в России, составляющими 83,7 трлн. м3, по оценке ОАО «Газпром про-мгаз».

Большое значение развитию разведки и освоения метана угольных пластов (МУП) придает заинтересованность Правительства РФ:

Поручение Президента РФ В.В. Путина от 26.09.2007 № Пр. 1738 о разработке предложений по формированию благоприятного инвестиционного климата для ускоренной реализации инновационного проекта «Метан из угольных пластов»;

Протокол № 03-134 совещания ОАО «Газпром» и Администрации Кемеровской области по вопросу реализации проекта добычи метана из угольных пластов на первоочередных площадях в Кузбассе, г. Кемерово. Утвержден 28.12.2007 г. Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым и Губернатором Кемеровской области А.Г. Тулеевым.

Актуальность исследования вызвана необходимостью достижения высокой информативности при бурении угольных пластов разведочными скважинами с наклонно направленным профилем с субгоризонтальным окончанием и обусловлена следующими факторами:

в скважине с субгоризонтальным окончанием ствола отбор кернового материала из угольных пластов, залегающих выше целевого угольного пласта, а при проходке целевого угольного пласта качественный отбор кернового материала на всем протяжении ствола скважины до 500-700 м;

в субгоризонтальном участке ствола скважины наиболее достоверные результаты гидродинамических исследований по проницаемости угольного пласта;

при переводе разведочной скважины в эксплуатационный фонд более высокие показатели дебита газа по сравнению с вертикальной скважиной. Диссертационная работа посвящена технологии бурения скважин на метан угольных пластов и в большей степени соответствует технологии бурения разведочных скважин на угольных бассейнах, чем бурению традиционных газовых скважин. Также скважины, пробуренные для разведки и добычи метана угольных пластов можно отнести к геотехнологическим скважинам, наряду со скважинами

для подземной газификации углей, скважинами подземного выщелачивания металлов, геотермальными скважинами и др.

Освоение ресурсов метана угольных пластов как самостоятельного полезного ископаемого способствует снижению метанообильности угольного пласта для дальнейшей разработки угля шахтным способом. Стоит отметить, что комплексное использование недр является перспективным направлением в развитии ТЭК России.

Цели и задачи исследования

Огромные ресурсы газа метаноугольных месторождений РФ, доказанная экономическая целесообразность добычи метана, приводит к необходимости разведки и разработки метаноугольных месторождений.

Целью работы является повышение эффективности добычи МУП за счет оптимизации проектирования скважин для разведки метаноугольных месторождений, учитывающего особенности залегания угольных пластов, их опробования и дальнейшей эксплуатации месторождения.

Для достижения данной цели необходимо решение следующих задач:

Для достижения поставленной цели в процессе научных исследований необходимо решение следующих задач:

1. Анализ объемов добычи метана угольных пластов и их ресурсов в странах, занимающихся разработкой метаноугольных месторождений, исследовать ключевые технологии извлечения МУП;

2. Проведение выбора, описание характеристик ключевых геологических и производственно-экономических критериев, учитываемых при оценке перспективности участка размещения разведочных скважин;

3. Разработка согласованной системы перевода размерных критериев в безразмерные, установление весовых коэффициентов критериев методом экспертных оценок и присвоение значений математической модели оценки перспективности участка размещения разведочных скважин;

4. Выбор профилей наклонно направленных скважин с субгоризонтальным окончанием для угольных пластов с глубиной залегания по вертикали до 1300 м, с указанием характерных участков;

5. Подбор для каждого участка профиля ствола скважины приемлемой технологии бурения и выявление ограничений по ее применению для каждого участка профиля;

6. Разработка математического алгоритма расчета экономически оптимального профиля ствола скважины.

Научная новизна выполненной работы

• Выявлена зависимость перспективности участка размещения разведочных скважин от геологических и производственно-экономических факторов оценки участка с определением эффективных границ их размещения на основе разработанной математической модели.

• Выявлена зависимость параметров профиля скважины от горногеологических условий залегания угольных пластов, технологии бурения и подземной компоновки оборудования скважин, что позволило рекомендовать четыре базовых профиля скважин для разведки метана угольных пластов.

• Получены зависимости приведенных капитальных и текущих денежных затрат при реализации каждого базового профиля разведочной скважины от комбинации способа бурения.

• Исследованы ограничения применения технологий бурения при проходке интервалов базовых профилей разведочных скважин.

Личный вклад автора

Автор принимал активное участие в работах по разработке метаноугольных площадей и месторождений Кузбасса и на основе полученного опыта формализовал критерии перспективности участков для размещения на них разведочных скважин; предложил систему перевода размерных значений критериев в безразмерный и согласовал ее с ведущими специалистами в области разработки метаноугольных месторождений.

Выявил четыре базовых профиля из известных профилей скважин, предложил комбинирование способов бурения участков профиля ствола разведочной скважин, с целью снижения стоимости капитальных затрат при строительстве.

Защищаемые положения

1. Выбор участков расположения разведочных скважин необходимо проводить на основе предложенной математической модели оценки их перспективности, выполненной с использованием геологических и производственно-экономических факторов оценки разведываемого участка.

2. При проектировании разведочных наклонно направленных скважин с субгоризонтальным окончанием в угольном пласте, целесообразно из всех известных профилей применять четыре базовых профиля скважин.

3. Для реализации базовых профилей скважин обоснованы основные способы бурения: вращательное с приводом от вращателя бурового станка, вращательное с использованием забойных двигателей и ударно-вращательное бурение с использованием пневмоударников. Предложены варианты комбинированного бурения участков профиля с учетом выявленных ограничений.

4. При выборе технологии бурения необходимо использовать, разработанный математический алгоритм, позволяющий осуществлять оценку эффективности применения технологий бурения (их комбинации) разведочных скважин, при реализации каждого из базовых профилей по параметру приведенных капитальных и текущих денежных затрат.

Апробация и публикации

Основные результаты и положения работы докладывались на ежегодной IV, V и VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» в МГРИ-РГГРУ имени Серго Орджоникидзе.

Результаты исследований по теме диссертации опубликованы в журналах «Горный информационно-аналитический бюллетень». Специальный выпуск № 08

(август) 2012, «Записки Горного института». Том 188, 2010, «Наука и техника в газовой промышленности», № 3 (39) 2009, «Газовая промышленность» №672, 2012, рекомендованных для публикации Вышей аттестационной комиссией (ВАК).

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа на соискание ученой степени кандидата технических наук состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Работа представлена на 112 страницах, содержит 39 иллюстраций, 14 таблиц и 75 использованных источников.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Д.Н. Башкатову за неоценимый вклад в направлении и руководстве при написании работы. Также автор благодарит заведующего кафедрой д.т.н., профессора Н.В. Соловьева, к.т.н., доцента А.П. Назарова и весь про-фессорско-преподовательский состав кафедры «Современные технологии бурения скважин» за предоставленную возможность обучения и подготовке диссертации на соискание степени кандидата технических наук.

За помощь в написании работы автор благодарит канд. геол.-мин. наук В.Т. Хрюкина, Е.В. Швачко, В.В. Шишляева, A.B. Кирильченко, A.B. Кошельца, С.А. Васильеву, К.С. Филиппова.

1 Глава 1 Современное состояние проблемы добычи метана из угольных пластов

1.1 Становление проблемы добычи метана из угольных пластов

Для многих стран зависящих от поставок газа очень важна способность компенсировать даже небольшой процент импортных поставок своими собственными ресурсами, поэтому в последнее время во многих странах мира всё большее внимание уделяется добыче газа из «нетрадиционных» источников. Под термином «нетрадиционные» понимаются источники, промышленное освоение которых было затруднено и нерентабельно при существовавших ранее уровнях развития технологий добычи и рыночных цен на углеводородное сырье. В настоящее время, газ из этих источников классифицируют по четырем основным категориям: газ плотных песчаников, метан угольных пластов, газ горючих сланцев и природные газогидраты. Ресурсы нетрадиционных источников газа распределены по регионам мира довольно неравномерно. Для многих стран они являются единственными возможными источниками углеводородного сырья.

Во многих угледобывающих странах мира большое внимание уделяется вопросам освоения огромных ресурсов метана из угольных пластов, являющегося наиболее доступным, дешевым экологически чистым резервом из нетрадиционных источников горючих газов.

В настоящее время в ряде стран активно проводят работы по изучению возможности добычи метана угольных пластов, а промышленная добыча, транспортировка и продажа метана на рынке осуществляется в США, Канаде и Австралии. Китай и Индия также начинают осуществление коммерческих проектов по МУП.

Необходимо обратить внимание на тот факт, что масштабная добыча метана из угольных пластов за рубежом началась после того, как государство стало стимулировать эти проекты. По этому пути пошли правительства США, Австралии, Китая, которые предоставили значительные налоговые льготы компаниям, занявшимся извлечением газа из угольных пластов.

Добыча и использование метана угольных пластов (МУП) может решать следующие задачи:

- снабжение собственным топливом добывающий регион;

- существенное увеличение основных запасов природного газа;

- улучшение безопасности в угольной промышленности;

- уменьшение выбросов метана в атмосферу из угольных шахт, которые могут воздействовать на глобальное потепление.

В целом потребность Кемеровской области в газе составляет порядка 4-4,5 млрд. м /год. На сегодняшний день газ поставляется из Томской и Тюменской областей. В перспективе для обеспечения области собственным газом планируется строительство и ввод в эксплуатацию 1500 скважин по добыче МУП, что требует проведение разведочных работ на обширных территориях.

1.1.1 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в США

Мировым лидером в области освоения метана из угольных пластов являются США: добыча метана в этой стране увеличилась с 0,17 млрд. м3 в 1983 году до 56 млрд. м3 в 2010 году.

За период до 2000 года ежегодная добыча выросла и достигла 37 млрд.м3 , что превысило 6,5% от общей добычи газа. Добыча МУП в бассейне Сан-Хуан (располагается в северо-западной части штата Нью-Мексико, северо-восточной части штата Аризона и юго-западной части штата Колорадо), составляла около 75 % от объема, добываемого в США метана.

В 2007 году добыча метана из угольных пластов достигла 54 млрд.м3 (около 10% от общей добычи газа в США), при фонде более чем 20 000 эксплуатационных скважин. Средний суточный дебит на весь фонд скважин (включая вводимые, находящиеся на пике добычи и в завершающий период эксплуатации) составляет 7,4 тыс.м3/сут. Доля добычи в бассейне Сан-Хуан снизилась до 52% от объема, добываемого в США метана.

■ Другие штаты* О Зап.штаты

■ Вост. штаты

□ Виржиния

■ Вайоминг

□ Юта

□ Новая Мексика

■ Колорадо

□ Алабама

Рисунок 1.1-Добыча метана из угольных пластов в США с 1989 по 2008 годы

по штатам

1.1.2 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в Канаде

В 2003 году добыча метана из угольных пластов не превышала 0,5 млрд.м3. В 2005 году при фонде 1556 эксплуатационных скважин добыча метана составила 1,4 млрд.м3, в 2006 году - 5,2 млрд.м3.

На рисунке (рисунок 1.2) приводится добыча метана из угольных пластов в Канаде по разным объектам разработки с 2000 по 2008 год.

Январь-00 Яюарь-01 ЯюарьДО Январь-03 Ятарь-04 Яшарь4)5 Январь_06 Я«арь-07 Яюарь-08

Рисунок 1.2-Среднегодовая добыча метана из угольных пластов в Канаде по

различным объектам разработки В настоящее время добыча метана из угольных пластов в Канаде составляет приблизительно 8% от общей добычи природного газа и играет важную роль в национальном энергетическом балансе страны.

1.1.3 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в Австралии

Широкомасштабная добыча метана из угольных пластов в Австралии началась в 1996 году. В 2003 году добыча МУП составляла 1,1 млрд.м и к 2006 году добыча МУП увеличилась почти вдвое до 2,0 млрд.м3. В 2007 году было добыто 2,6 млрд.м3.

В 2008 году добыча метана из угольных пластов в Австралии составила 3,6 млрд.м3. Динамика роста добычи газа в Австралии приведена на рисунке (рисунок 1.3).

Куинслзнд I Новый Южный Узллс

1996 1997 1998 1999

' 1 млэд.м- 37,1 петэджоулей

2008

Рисунок 1.3- Изменение добычи метана из угольных пластов в Австралии с 1996

по 2008 год

1.1.4 Развитие работ по добыче метана из угольных пластов в России

В России, начиная с середины 90-х годов проводятся работы по подготовке метаноугольных месторождений к промышленному освоению. В 1998 г. ОАО «Газпром» приступило к реализации проекта по оценке возможности промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе.

В августе 2003 г. на Талдинской площади Кемеровской области было начато строительство первых экспериментальных скважин для добычи метана из угольных пластов. К началу 2004 г. на кустах УМ-1 и УМ-5 было закончено строительством четырех скважины. В 2009 г. Были построены еще 7 разведочных скважин, в 2010-2011 - 11 разведочных скважин, одна из которых с субгоризонтальным окончанием ствола в угольном пласте. На очереди бурение 18 разведочных и 19 эксплуатационных скважин по добыче МУП.

В настоящее время метан угольных пластов, добываемый на скважинах, реализуется в виде моторного топлива для автомобилей и используется газопоршневой станцией для выработки электроэнергии, а в перспективе, при выходе на промышленные объемы добычи, МУП будет подаваться в магистральный газопровод.

1.2 Технология добычи метана угольных пластов

1.2.1 Технология добычи метана угольных пластов в США

В настоящее время в США уже пробурены более двух десятков тысяч скважин по добыче метана из угольных пластов.

Технология добычи метана из угольных пластов в США на всей территории схожа, за исключением более широкого использования субгоризонтальных скважин и гидравлический разрыв пласта (ГРП) с целью повышения газоотдачи угольных пластов в восточных районах страны.

Скважины для добычи метана в бассейне Ратон бурятся на депрессии (давление столба жидкости ниже пластового давления) с целью минимизации повреждения продуктивных угольных пластов. Обсадная колонна спускается на проектную глубину, а затем цементируется по всей длине до устья скважины. Каждый угольный пласт перфорируется поочередно.

После этого отдельные угольные пласты, а также небольшие интервалы, в состав которых входит несколько угольных пластов, подвергаются стимуляции с помощью ГРП.

Скважины для добычи метана бурят до проектной глубины с использованием ударно-вращетельного способа, затем обсаживают колонной с наружным диаметром 139,7 мм. Эксплуатационную колонну цементируют по всей длине. При этом каждый угольный пласт перфорируют отдельно.

Основная технология заканчивания скважин для добычи метана в бассейне Уинта - проведение стимуляции одного или двух протяженных интервалов в обсаженном вертикальном стволе.

Стимуляцию продуктивных угольных пластов в скважине осуществляют с помощью ГРП. При этом используют поперечно сшитый высоковязкий гель. В скважине, на относительно протяженном интервале ствола, обычно проводят одну или две подобных операции. На каждую операцию требуется около 1900 м геля и 23-41 т кварцевого песка.

В бассейне Паудер Ривер штата Монтана продуктивные угольные пласты имеют высокую проницаемость и достаточную мощность (5-8 м и более), поэтому

строятся в основном вертикальные скважины. Ствол скважины до кровли угольного пласта обсаживается колонной с наружным диаметром 178 мм, которая цементируется до устья. После этого осуществляется вскрытие продуктивных угольных пластов с последующим расширением открытого ствола до диаметра 305-355 мм.

При бурении скважин для добычи метана роторным способом в качестве промывочной жидкости преимущественно используется техническая вода, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств разбуриваемых газоносных угольных пластов. Для промывки ствола скважины чаще всего используется пластовая вода, откачиваемая из расположенных вблизи эксплуатационных скважин, но в некоторых случаях может использоваться вода из наземных водоемов. Окончательная очистка ствола скважины выполняется с помощью порции (5-7 м3) пластовой воды, закачиваемой с высокой производительностью, что обеспечивает качественную промывку поверхности вскрытого угольного пласта.

В заключение следует привести фактические сроки строительства и освоения типовой метаноугольной скважины в штате Вайоминг.

Газоносные угольные пласты приурочены к отложениям Meca Верде Групп залегают в интервале 582-941 м.

Типовая конструкция метаноугольных скважин следующая:

- кондуктор 0245 мм - 75-110 м;

- эксплуатационная колонна 0178 мм - 600-1000 м.

Эксплуатационная колонна и кондуктор цементируются до устья.

Стимуляция угольных пластов после перфорации эксплуатационной колонны

выполняется с помощью ГРП с применением различных жидкостей гидроразрыва: пресной воды, геля и пены.

Средние затраты времени:

- на бурение скважины - 3 суток;

- на заканчивание скважины - 2 суток;

- на испытание скважины - от 7 до 14 суток.

Вертикальные скважины без интенсификации притока

Вариант 1. Добыча МУП из вертикальных скважин без интенсификации притока (рисунок 1.4). Бурится вертикальная скважина на мощный угольный пласт (группу пластов) с проницаемостью более 1 мД. Эксплуатационная колонна спускается до кровли угольного пласта и цементируется до устья. Интервал угольного пласта не обсаживается. Добыча ведется без спуска внутрискважинного оборудования, ввиду геологических факторов (отсутствие пластовой воды, наличие «сухого угля»; либо пластовая вода находится в незначительном количестве и не препятствует десорбции газа).

Ус/ю№>-<ые ОБОЭнОивниЯ! 1-СкЬОжинО, 2-«ОнТОннОЯ ООмОТаОО СФА), Э-четвертичные отложения, 4-эксплуатационная колонна, 5-цементное кольцо, 6-вмешаоиие породы, 7-ьоымак эксплуатационной колонны, 8-мгольныеч пласт, 9- эаьоя скважины, 10-открытый ствол скважины.

Рисунок 1.4 - Схема добычи по 1 варианту Вариант 2. Технология добычи метана отличается от 1 варианта спуском перфорированной части эксплуатационной колонны в интервал залегания угольного пласта, либо спуск хвостовика. Эксплуатация в данном случае ведется при откачке пластовой жидкости (рисунок 1.5).

Условные овозначения! 1-скважина, 2-ФОнтанная ооматара (ФА), з-четвертичные отложения, 4-эксплэатационная колонна, 5-цементное кольцо, б-вмещающие породы, 7-вашмак эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9-завой скважины, 10-пеРФОРИРОванная масть эксплуатационной колонны, 11~внутрискважинное оворудование с НКТ, 12-динамииеский уровень плостовой воды._

Рисунок 1.5 - Схема добычи по 2 варианту Вариант 3. Добыча метана осуществляется вертикальными скважинами при откачке пластовой жидкости. По отработанным скважинам закачивается углекислый газ (С02) или азот(ТчГ2) с целью вытеснения МУП (рисунок 1.6).

2 СОе <N1)

Условные обозначения: 1-скважина, 2-Фонтанная арматура (ФА), з-иетвертимные отложения, 4-эксплуатационная колонна, 5-цементное кольцо, б-вмецаюцие породы, 7-ьаымак эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9-завой скважины, 10-перфорированная масть эксплуатационной колонны, 11-внутрискважинное оворудование с НКТ, 12-динамииеский уровень пластовой воды, 13-нагнетательная скважина.

Рисунок 1.6 - Схема добычи по 3 варианту Вертикальные скважины с интенсификацией притока.

Вариант 4. Бурится вертикальная скважина на мощный угольный пласт с проницаемостью более 1 мД. Эксплуатационная колонна спускается до кровли угольного пласта и цементируется до устья. В интервале угольного пласта производится кавернообразование за счет периодических динамических нагрузок («раскачивание» угольного пласта). После интенсификации притока спускается перфорированный хвостовик и внутрискважинное оборудование (рисунок 1.7).

Условные обозначения' 1-скважина, 2-фонтонноя арматура <ФА), 3-иетвеРтимные отложения, 4-эксплуатационная колонна, 5-цементное кольцо, б-вмецаюиие породы, 7-ваымак эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9-завой скважины, 10-хвостовик, 11-внутРискважинное оборудование с НКТ, 12-динамииеский уровень пластовой воды, 13-каверна.

Рисунок 1.7 - Схема добычи по 4 варианту Вариант 6. Добыча метана осуществляется вертикальными скважинами. Скважина обсаживается эксплуатационной колонной и цементируется. Интервалы угольных пластов (пласта) перфорируются, и производится гидроразрыв пласта (ГРП). Производится спуск внутрискважинного оборудования для откачки пластовой жидкости (рисунок 1.8).

Условные обозначения: 1-скважина, 2-фонтонноя арматура СФА), з-метвертичные отложения, 4-эксплуатационная колонна, 5-цементное кольцо, 6-вмеыаоцие породы, 7-ьоимок эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9-зобой скважины, 10-перфорированная чость эксплуатационной колонны, , 11-трецина гидророэрыво пород, 12-динамический уровень пластовой воды, 13-внутрискважинное оборудование, с НКТ

Рисунок 1.8 - Схема добычи по 6 варианту Наклонно направленные скважины без интенсификации притока

Вариант 7. Бурение наклонно направленной скважины производится со дна карьера либо в местах выхода угольного пласта на поверхность. Скважина бурится по угольному пласту, с начальным зенитным углом. Производится спуск перфорированной колонны, цементируется приустьевая часть скважины. Откачка жидкости производится при ее наличии (рисунок 1.9).

Условные ОБОЗначения; 1-скважина, 2-Фонтанная арматура (ФА), 3-цементное кольцо, 4-эксплуатационная колонна, 5-угольныи пласт, б-вмещающие породы, 7-внатРискважинное оборудование с НКТ, динамический кровень пластовой воды.

Рисунок 1.9 - Схема добычи по 7 варианту Наклонно направленные скважины с интенсификацией притока

Вариант 8. Добыча метана производится наклонно направленной скважиной вскрывающей несколько (один) угольных пластов. Скважина обсаживается эксплуатационной колонной и цементируется до устья. Интервалы угольных пластов перфорируются, и производится ГРП. Спускается внутрискважинное оборудование, производится откачка жидкости (рисунок 1.10).

Условные обозначения! 1-скважина, З-Фонт^нная арматура <ФА>, 3-метвертимные отложения, 4-эксплуатационная колонна, 5-цементное кольцо, 6-вмецоюи.ие породы, 7-ваимак эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9- завой скважины, 10-внутрискважинное оборудование с НКТ, 11-пеРФ0РиР0ванная колонна, 12-треы.ина гидророзрыво пород.

Рисунок 1.10 - Схема добычи по 8 варианту Субгоризонтальные скважины, пробуренные по угольному пласту (пластовые скважины). Многозабойные скважины

Вариант 9. Многозабойная скважина. Бурится вертикальный ствол, вскрывающий несколько угольных пластов. В интервалах вышележащих угольных пластов забуриваются боковые стволы и обсаживаются перфорированными хвостовиками. Призабойный участок вертикальной скважины также может быть обсажен перфорированной колонной. Производится спуск внутрискважинного оборудования в вертикальный ствол скважины (рисунок 1.11).

Условные обозначения: 1-скважина, 2-ФОнтанная арматура <ФА), 3-метвертимные отложения, 4-эксплаотоционмая колонно, 5~цементное кольцо, 6-вмещающие породы, 7-воымак эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9- завой скважины, 10-открытый ствол скважины (хвостовик), 11-внмтрискважинное оборудование с НКТ, 12-динамимеский уровень пластовой воды, 13-хвостовик, 14-воковой ствол скважины.

Рисунок 1.11- Схема добычи по 9 варианту

1.2.2 Технология добычи метана угольных пластов в Канаде

Общее количество эксплуатационных скважин для добычи метана в Канаде превышает 9,5 тысяч скважин. Основное количество скважин бурится на глубину от 150 до 1500 м.

Наиболее часто для стимуляции газоносных угольных пластов используется пневмогидроразрыв пластов.

Следует отметить, что большинство добывающих скважин для добычи метана имеют достаточно низкую продуктивность (от 1400 до 4250 м3 метана в сутки).

Во многих районах Канады при добыче угольного метана откачивается незначительное количество пластовой воды (2-5 м /сут), а в некоторых случаях во-доприток в скважину отсутствует.

Вариант 5. Добыча метана осуществляется вертикальными скважинами. Скважина обсаживается эксплуатационной колонной и цементируется. Интервалы угольных пластов (пласта) перфорируются, и производится пневморазрыв пород. Метан добывается без спуска внутрискважинного оборудования (рисунок 1.12).

Условные обозначения: 1-скважина, 2-ФОнтанная арматура (ФА), 3-четвертичные отложения, 4-эксплаатационная колонна, 5-цементное кольцо, б-вмещающие породы, 7-ьашмак эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9-зовой скважины, 10-перфорировонноя часть эксплуатационной колонны, П-тоецина пневороэрыва пород.

Рисунок 1.12 - Схема добычи по 5 варианту

1.2.3 Технология добычи метана угольных пластов в Австралии

Австралийские угольные пласты характеризуются относительно высоким содержанием газа при меньших глубинах залегания, чем в других районах мира. Угли характеризуются низкой проницаемостью. Проницаемость углей уменьшается с глубиной, а содержание газа в них соответственно увеличивается.

На первых этапах, развитие метаноугольной промышленности в Австралии во многом напоминало американский путь развития (бурение вертикальных скважин с последующей интенсификацией притока газа). Этот факт может быть объяснен тем, что разведкой и первоначальной оценкой австралийских метаноуголь-ных месторождений занимались американские нефтяные компании.

Успешное освоение бассейна Паудер Ривер в США, геологические условия и газовый режим которого имеет значительное сходство с рядом австралийских ме-таноугольных месторождений, также нашло свое отражение в технологии строительства скважин для добычи угольного метана и методах стимуляции газоотдачи продуктивных пластов.

Однако австралийская метаноугольная промышленность во многом шла и по самостоятельному, независимому от США, пути развития.

В Австралии американские технологии по добыче угольного метана из вертикальных скважин с проведением в них стимуляции в большинстве случаев не позволяли осуществить экономически выгодную добычу газа.

Альтернативой технологии добычи метана из вертикальных скважин (с стимуляцией продуктивных угольных пластов) стала технология бурения наклонно направленных скважин с субгоризонтальным окончанием в пласте (пластовые скважины) со средним радиусом искривления (технология MRD, радиус искривления ствола скважины R=250—430 м или интенсивность искривления ствола скважины i=l,3-2,3°/10 м).

Предпочтительными для строительства скважин по технологии MRD являют-

о

ся угольные пласты с содержанием газа более 6 м /т и проницаемостью выше 2 мД. Указанные угольные пласты залегают в Австралии на глубине от 150 до 500 м.

В Австралии при бурении скважин по технологии MRD, как правило, забури-вание осуществляется вертикально, затем происходит набор зенитного угла с интенсивность 1,3 -2,3 град/10 м для параллельного вхождения ствола скважины в проектный угольный пласт.

Минимальный радиус искривления ствола скважины (технологии ТЯГ), радиус искривления ствола скважины Я<250 м или интенсивность искривления ствола скважины >2,3°/10 м ). Максимальная интенсивность искривления ограничена применяемым буровым оборудованием и инструментом.

Вариант 10. Бурится вертикальная скважина увеличенным диаметром. На расстоянии до 2 км забуривается вторая вертикальная (или с начальным зенитным углом) скважина, целью которой является вскрытие угольного пласта, проходка по пласту и пересечение с вертикальной скважиной (либо попадание в зону ее гидравлического влияния). Скважина, пробуренная по угольному пласту, обсаживается перфорированным хвостовиком. В вертикальную скважину спускается внутрискважинное оборудование и ведется откачка пластовой воды. Газ добывается как «пластовой» так и из вертикальной скважины. Пластовых скважин попадающих в зону влияния вертикальных может быть несколько. Также принято данную технологию называть добыча метана по радиальной схеме размещения скважин.

Условные обозначения; 1-скважина, 2-Фонтанноя арматура (ФА), 3-метвертимные отложения, 4-эксплуатационная колонна, 5-цементное кольцо, 6-вмецаюцие породы, 7-ьашмак эксплуатационной колонны, 8-угольный пласт, 9-зобой скважины, 10-открытый ствол скважины (хвостовик), 11-внатрискважинное оборудование с НКТ( 12-динамимеский уровень пластовой воды, 13-пластовая скважина, 14-хвостовик.

Рисунок 1.13 - Схема добычи по 10 варианту

Достаточно часто для добычи метана из угольных пластов строят одну или несколько пластовых скважин, стволы которых пересекаются со стволом вертикальной скважины (рисунок 1.13). Стимуляцию угольных пластов в данном случае, чаще всего, не осуществляют.

Если ствол вертикальной скважины не будет пересекаться со стволами других наклонно-направленных (пластовых) скважин, то его обязательно закрепляют с помощью обсадной колонны, а затем обсадные трубы в интервале залегания продуктивных пластов перфорируют.

После окончания бурения, если вертикальная скважина не будет в дальнейшем использоваться для пересечения с другими наклонно-направленными скважинами, продуктивные угольные пласты, в большинстве случаев, подвергают стимуляции (чаще всего гидроразрыву) для повышения проницаемости вскрытых продуктивных пластов. В процессе гидроразрыва протяженные трещины, искусственно созданные в газоносном угольном пласте, закрепляют с помощью синтетического или натурального проппанта. Это предоставляет выделяющемуся из угля метану возможность свободного выхода в ствол вертикальной скважины.

Если ствол вертикальной скважины в дальнейшем предполагается пересечь одной или несколькими наклонно-направленными (пластовыми) скважинами, то проведению инклинометрии уделяется особое внимание, т.к. от достоверности полученных результатов во многом зависит вероятность пересечения стволов скважин.

Перед выполнением операций по взаимному пересечению указанных стволов в вертикальной скважине проводят расширение интервала ствола, пробуренного в продуктивном угольном пласте до 0406 мм, после чего в нем размещают электромагнитный «маяк».

Ствол наклонно-направленной (пластовой) скважины стараются в максимальной степени разместить в продуктивном угольном пласте.

В качестве основной эксплуатационной скважины, в которой устанавливается погружной насос для откачки пластовой воды, используется вертикальная скважина.

Наклонно направленная (пластовая) скважина бурится на некотором (до 1500 м) расстоянии от точки заложения вертикальной скважины. Ствол скважины бурится по дуге среднего или малого радиуса, вскрывает проектный газоносный угольный пласт и далее проводится по нему до пересечения с предварительно пробуренным и дополнительно расширенным стволом вертикальной эксплуатационной скважины. После этого устье наклонно-направленной скважины герметизируют, а по лифтовой колонне вертикальной эксплуатационной скважины начинают откачку пластовой воды. Этот процесс продолжают до тех пор, пока гидростатическое давление в газоносном угольном пласте не уменьшится до величины давления десорбции находящегося в нем метана. Выделяющийся из угольного пласта метан отбирают только по затрубному пространству эксплуатационной вертикальной скважины или одновременно - по затрубному пространству вертикальной и по стволу наклонно-направленной (пластовой) скважин.

До пересечения со стволом вертикальной эксплуатационной скважины может быть пробурена не одна, а несколько наклонно направленных (субгоризонтальных) скважин. Это обеспечит десорбцию метана с многократно большей площади, нежели только от одной вертикальной эксплуатационной скважины.

В Австралии проходящие по продуктивному пласту наклонно направленные (субгоризонтальные) скважины обычно бурят при относительно малых глубинах (200-400 м), преимущественно в газоносных угольных пластах со значительно изменяющимися значениями природного газосодержания, а также проницаемости.

1.2.4 Соответствие применяемой технологии освоения и разведки метана угольных пластов горно-геологическим условиям залегания

Каждая из описанных технологий разведки и освоения месторождений МУП может успешно применяться в конкретных горно-геологических условиях залегания угольных пластов. В соответствии горно-геологическими условиями залегания угольных пластов автором разработана таблица по выбору метода интенсификации при разведке и освоения метаноугольных месторождений.

Таблица 1.1- Соответствие методов интенсификации притока газа параметрам горно-геологических и геолого-промысловых характеристик продуктивных

угольных пластов

Геолого-промысловая характеристика продуктивного угольного пласта Еди ни-ца из-мерения Метод интенсификации притока газа из угольных пластов

Гидроразрыв пласта Пневмо-гидроди-намиче-ское воздействие Интенсш помощью ГОрИЗО] |шкация газоотдачи пластов с наклонно направленных, субстальных и горизонтальных 'пластовых) скважин

радиальная схема бурение по пласту с поверхности бурение радиальных боковых стволов из вертикальной скважины

Глубина залегания угольного пласта м 3001200 300-1200 300-1200 0-1200 300-1200

Мощность угольного пласта, более м 1 10 10 10 5

Угол падения угольного пласта о 0-90° 0-90° 0-60° 45-90° 0-35°

Количество угольных пластов, вовлекаемых в эксплуатацию шт. 3-15 1-3 1-3 1 3-5

Коэффициент аномальности пластового давления - 0,7-1,1 1,1-1,4 0,9-1,4 0,8-1,4 1,0-1,4

В работах [1, 2], посвященных типизации метаноугольных месторождений

Кузбасса описаны целесообразные методы интенсификации для горногеологических условий залегания угольных пластов месторождений Кузбасса.

Ниже представлены основные типы метаноугольных месторождений, характерные примеры и методы интенсификации газоотдачи.

Таблица 1.2 - Основные типы метаноугольных месторождений, характерные

примеры и методы интенсификации газоотдачи

Тип метано-угольного месторождения Структурная приуроченность и угленосность метаноугольных месторождений Характерные примеры угольных месторождений (метано-угольные площади) Кузбасса Методы интенсификации газоотдачи угольных пластов

1 2 3 4

1 Синклинальная и антиклинальная структура или крыло моноклинали с пологими углами падения до 30-35°. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5м). В разрезе угленосных отложений 2-4 групп продуктивных угольных пластов. Кыргайское, Талдинское, Беловское, Чертинское, Жерновское, Ерунаковское, Южно- Конюхтинское Гидроразрыв групп продуктивных угольных пластов в вертикальных скважинах. Гидроразрыв групп продуктивных угольных пластов в наклонно направленных скважинах при их кустовом расположении.

2 Синклинальная и антиклинальная структура или крыло моноклинали с углами падения пластов до 30-35°. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5м), а также пласты мощностью от 3,5м и более. В разрезе угленосных отложений от 2 до 4 групп продуктивных угольных пластов. Нарыкско-Осташкинское, Распадское, Ольжерасское Гидроразрыв групп продуктивных угольных пластов малой и средней мощности в вертикальных скважинах. Бурение радиальных боковых стволов протяженностью до 100-150 м в мощных газоносных угольных пластах. Бурение групп скважин по радиальной схеме. Пневмогидродинамическое воздействие на мощные газоносные угольные пласты.

Продолжение таблицы

1 2 3 4

3 Крутые углы падения (более 35°) в крыльях структур. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5 м). В разрезе угленосных отложений от 2 до 4 групп продуктивных угольных пластов. Месторождения западной части Ускатского района, Новороссийская и Вино-градовская антиклинали в Ленинском районе, Прокопьевско- Киселевский район. Гидроразрыв в вертикальных и наклонно направленных скважинах. Заканчивание вертикальных и наклонно направленных скважин открытым стволом с подрасширением.

4 Крутые углы падения (более 35°) в крыльях структур. Угольные пласты малой и средней мощности (до 3,5 м), а также пласты мощностью от 3,5 м и более. В разрезе угленосных отложений от 2 до 4 групп продуктивных угольных пластов. Месторождения Пркопьевско-Киселевского и Бачатского районов Гидроразрыв в вертикальных и наклонно направленных скважинах. Заканчивание вертикальных и наклонно-направленных скважин открытым стволом с подрасширением. Бурение наклонно направленных скважин по угольному пласту, имеющему выход на дневную поверхность. Бурение группы скважин по радиальной схеме.

1.2.5 Зарубежный опыт применения наклонно направленного бурения при добыче метана из угольных пластов

Первоначально технология направленного бурения разрабатывалась для нефтегазовой отрасли, где горизонтальное бурение показало высокую окупаемость ввиду роста объемов добычи и появившейся возможности повторных отработок ликвидированных промыслов.

В проектах по добыче метана из угольных пластов вертикальные скважины, безусловно, составляют большинство из пробуренных скважин. Годы опыта, надежность, низкая стоимость бурения и низкие эксплуатационные расходы характеризуют основные преимущества вертикальных скважин. Однако, для того, чтобы увеличить коэффициент извлечения газа (метана) (КИТ, КИМ) и максимизировать добычу, вертикальные скважины должны буриться с плотной сеткой. Это является недостатком вертикальных скважин относительно наклонно направленных. Ключевым преимуществом наклонно направленного бурения и бурения скважин с субгоризонтальным окончанием является то, что их требуется значительно меньше, чем при вертикальном бурении. Скважины с субгоризонтальным окончанием способны охватывать большую площадь и, таким образом, охватывать большую часть угольного пласта и поставлять большие объемы газа. Описываемые скважины также могут применяться там, где существуют проблемы с доступом к земельным угодьям, поскольку они могут проходить под спорными площадями.

Основными недостатками наклонно направленных скважин и скважин с субгоризонтальным окончанием является то, что их бурение технически более трудное и более дорогостоящее, чем вертикальных. Классификация скважины с субгоризонтальным окончанием по АР1 (американский нефтяной институт) - большого, среднего и малого радиуса искривления ствола скважины представлены согласно таблице (таблица 1.3).

Таблица 1.3 - Классификация скважин с субгоризонтальным (горизонтальным)

окончанием и их спецификация

Тип скважины с горизонтальным окончанием Идентификатор класса скважины с горизонтальным окончанием Интенсивность набора зенитного угла ствола скважины, 730,48 м (710 м) Радиус искривления ствола скважины, фут (м) Диаметр ствола скважины, дюйм (мм)

Большой радиус искривления ствола скважины (радиус набора кривизны составляет до 2°/10 м) Ы1Н2 2730,48 (0,66710 м) 2865 (859,5) 8 /4" (216)

ЫШ4 4730,48 (1,31710 м) 1432 (429,6)

ЬБШб 6730,48 (1,97710 м) 955 (286,5)

Средний радиус искривления ствола скважины (радиус набора кривизны составляет от 2,3°/10 м до 13,1710 м) МБШ8 8730,48 (2,62710 м) 716(214,8) 6/4" (165,1)

МЕШ12 12730,48 (3,94710 м) 477 ( 143,1) 43Л" (121)

МЯН16 16730,48 (5,25710 м) 358 (107,4)

МЯН20 20730,48 (6,56710 м) 286 (85,8) 6У2" (165)

МЯН25 25730,48 (8,20710 м) 229 (68,7)

МЯНЗО 30730,48 (9,84710 м) 143 (42,2) 43Л" (121)

МЕН35 35730,48 (11,48710 м) 164 (49,9)

МЯН40 40730,48 (13,12710 м) 143 (42,9)

Малый радиус искривления ствола скважины (радиус набора кривизны составляет от 13,1710 м до 20710 м) 8ЬШ45 45730,48 (14,76710м) 127 (38,1)

8БШ50 50730,48 (16,40710 м) 115 (34,5)

81Ш55 55730,48 (18,04710м) 104 (31,2)

81Ш60 60730,48 (19,69710 м) 95 (28,5)

Как правило, для скважин, бурящихся для добычи метана из угольных пластов, выбираются скважины среднего радиуса искривления. Проекты по скважинам со средним радиусом искривления охватывают наиболее широкий диапазон темпа набора кривизны (от 2,3°/10 м до 13,1°/10 м) и могут буриться с использованием традиционно применяемого бурового инструмента. Скважины с субгоризонтальным окончанием с малым радиусом искривления ствола имеют интенсивность набора зенитного угла более чем 13,1°/10 м и не применяются при строительстве скважин для добычи метана из угольных пластов из-за получения ограниченной длины бокового ствола. Конструкции таких скважин - сложные, бурение - дорогостоящее, требующее специального оборудования.

Традиционный способ добычи метана из угольных пластов включает бурение вертикальной скважины на глубину залегания угольного пласта, где устанавливается погружной насос для откачивания воды на поверхность. После откачки воды идет добыча метана.

Четыре варианта внутрипластовых скважин представлены на (рисунок. 1.14).

Самая простая конструкция скважины (рисунок. 1.14 а) включает вертикальный участок, пробуренный ниже глубины залегания угольного пласта, который используется в качестве отстойника (зумпфа), и боковой ствол, направленный в угольный пласт. Вода, откачивается из отстойника и газ естественным путем по боковому стволу поступает в вертикальный и далее на поверхность. Для более эффективной откачки воды важно правильно расположить отстойник по отношению к боковому стволу (рисунок. 1.14 а), поэтому для его размещения непосредственно под горизонтальным стволом бурится еще один наклонный ствол.

(а)

Вертикальная скважина

(с)

Вертикальная скважина

4 боковых ствола

N

Боковой ствол

I-

3

У Зумф (отстойник)

(Ь)

Вертикальная скважина

Вертикальная скважина

"Перистые" боковые стволы

Боковой ствол

Рисунок. 1.14- Варианты наклонно-направленного бурения, применяемого при добыче метана из угольных пластов

Более сложная конфигурация, используемая поставщиками метана, извлеченного из угольных пластов в США, показана на (рисунок. 1.14 с), когда четыре боковых ствола бурятся перпендикулярно по отношению друг к другу по угольному пласту. Этим достигается значительное увеличение площади отработки угольного пласта, контактирующей со скважиной, и обеспечивается рост объема добычи метана.

Новые разработки представлены перекрещивающимися горизонтальными скважинами с ответвлениями (рисунок. 1.14 d). Первая пластовая скважина бурится с использованием забойного двигателя (ЗД). Ответвления формируются путем временной установки скважинного отклонителя и бурения дополнительных боковых стволов (в «основном» боковом стволе). Таким образом, на всем участке от забоя скважины до места вхождения в угольный пласт создается требуемая структура "рыбий скелет" (перистая структура). Дальнейшие варианты перекрещивающихся конструкций были разработаны компанией CDX Ltd.

Другой вариант включает бурение боковых стволов по нескольким пластам, (рисунок 1.15). Отстойник размещается в забое вертикальной скважины, а боковые стволы скважины бурятся под небольшим углом для сбора пластовой воды. Специализированные буровые компании США сообщают, что начальный дебит горизонтальных скважин, пробуренных для добычи метана из угольных пластов может в 4 раза превышать объемы, получаемые из вертикальных скважин, и экономические показатели таких скважин значительно выше ввиду высокого начального дебита. На одном основном участке скважины пробуривалось до 12 боковых стволов. Рост суммарного объема добычи газа за период эксплуатации скважины будет ниже; предположительно, за 15- летний период эксплуатации скважины этот показатель снизится в два раза. Но опубликованных, достоверных данных

Рисунок 1.15- Многопластовое бурение при добыче метана из угольных пластов Компания CDX Gas успешно применила технологию горизонтально-разветвленного бурения. При этой технологии применяются многоствольные скважины, которые формируют «перистую» схему. Бурение многоствольных скважин представляет собой самые новые методы с наименьшим опытом при добыче метана из угольных пластов.

Горизонтальные необсаженные скважины могут применяться в мощных угольных пластах с низкой проницаемостью и на площадях с хорошей латеральной выдержанностью пластов. Система «перистого» дренажа, полученная бурением боковых стволов в разные стороны из основного бокового ствола, обеспечи-

нет [3].

вает максимальную добычу метана из угольных пластов при идеальных пластовых условиях. Примером удачного применения является система завершения с использованием одной вертикальной скважины с бурением «перистых» скважин из четырех основных горизонтальных боковых стволов. На (рисунок 1.16) представлена система разветвлено - горизонтального бурения, разработанная компанией CDX Gas, при которой применяется бурение многоствольных скважин из одной вертикальной по двум угольным пластам. Площадь дренажа составляет 5 км2.

Рисунок 1.16- Система разветвлено-горизонтального бурения, разработанная компанией CDX (Dual Seam Completion Pinnate Development 1 well)

Компания CDX опробовала метод горизонтально-разветвленного бурения в качестве средства дегазации угольного пласта до начала горных работ на поле шахты Pinnacle в западной Виржинии в США, а компания Steel mining впервые применила эту технологию для дегазации толщи, залегающей на глубинах 240510 м.

При бурении направленных скважин для добычи метана из угольных пластов, используется стандартный комплекс средств и инструментов, необходимых для решения поставленной задачи.

Бурение с применением гибких труб (CTD) было предложено в качестве метода построения ответвлений внутрипластовой скважины. Известно, что в США экспериментальное бурение по технологии CTD проводилось для целей добычи метана из нетронутого массива (VCBM), но результаты не были опубликованы.

Применение технологии СТБ требует наличия дополнительного оборудования на поверхности, стоимость которого может оказаться высокой для траектории скважины с одним боковым ответвлением, когда учитывается стоимость доставки и лизинга оборудования. Более экономичным может быть процесс бурения скважины с многочисленными ответвлениями.

Технология направленного бурения для добычи метана из угольных пластов (УСВМ) имеет много инновационных аспектов, и абсолютное число направленных скважин, пробуренных в США по данной технологии, свидетельствует о значительном улучшении экономических показателей и эксплуатационных характеристик скважин для добычи метана из угольных пластов. Компании, предоставляющие услуги по направленному бурению, наращивают объемы работ, обслуживая все большее число угледобывающих стран, таких как Индия (демонстрационный проект), Болгария и особенно Китай.

В США скважин с горизонтальным окончанием, а также многоствольных скважин и система горизонтально - разветвленного бурения наиболее успешно осуществляется в бассейнах Аркома и Аппалачском. Система горизонтально-разветвленного бурения имеет наиболее высокую эффективность извлечения по сравнению с любым другим методом стимулирования и коэффициент извлечения запасов может составлять 85%.

Угленосная толща НаЛзЬогпе в бассейне Аркома является примером наиболее успешного применения горизонтального бурения для добычи метана угольных пластов в США. В конце 2003 года на угленосную толщу НайзЬогпе было пробурено 739 вертикальных скважин (завершенных гидроразрывом) из которых только 10% показали суточный дебит 3,8 тыс.м , однако, приблизительно 25% из 250 горизонтальных скважин (завершенных методом открытого ствола) показали суточные дебиты более 14,6 тыс.м .

Некоторые из угольных пластов на площадях в Аппалачском бассейне признаны подходящими для добычи метана горизонтальными скважинами. Например, многоствольная скважина, пробуренная компанией СБХ, имеет дебит более

Л

55 тыс.м /сут, в то время как дебиты типичной вертикальной скважины изменяются от 1,4-2,8 тыс.м3/сут.

Мощность угольных пластов и в бассейне Аркома (угленосная толща Harts-horne) и на некоторых площадях в Аппалачском бассейне изменяется от 0,9 до 6,0 м; протяженность угольного пласта составляет более 450 м; угол падения угольного пласта составляет менее, чем 15°, и глубина залегания угольных пластов -150- 1200 м, газоносность превышает 4,0 тыс.м /т. Угли относительно прочные (что способствует устойчивости ствола скважины). Это главные характеристики, которые влияют на успешность применения горизонтальных многоствольных скважин. Ключевым фактором, определяющим успешность применения многоствольных скважин и системы горизонтально-разветвленного бурения - значение проницаемости более 1 мД. Другими факторами, влияющими на успешность выбора многоствольного и горизонтально-разветвленного бурения - это отсутствие на площади интрузивных пород, складок и нарушений.

На некоторых площадях бассейна Сан Хуан горизонтальные и наклонно-направленные скважины с большим радиусом набора кривизны в среднем показывали более высокие начальные дебиты, чем вертикальные скважины, но из-за технических проблем их долгосрочная производительность была хуже, чем ожидалась. Стоимость бурения и завершения наклонно-направленных скважин с большим радиусом набора кривизны в бассейне, как правило, в 2 - 4 раза выше стоимости вертикальных скважин. Увеличение добычи и запасов не были соизмеримы с затратами. Несмотря на существующие трудности с горизонтальным бурением в бассейне Сан Хуан многие операторы считают, что дополнительные крупные достижения в технологии покажут, что горизонтальные и наклонно-направленные скважины с большим радиусом набора кривизны станут рентабельными и будут альтернативой традиционным вертикальным скважинам в бассейне.

Буровые промывочные жидкости для бурения по угольному пласту

Буровые промывочные жидкости должны подбираться в зависимости от режимов бурения и горно-геологических условий. Особое предпочтение в целях

экологии отдается жидкостям на водной основе. Сама вода также может быть использована в качестве рекомендованной жидкости при бурении по углесодержа-щему участку скважины. Там, где возможно, добавки исключают с целью предотвращения блокировки пор угля, препятствующей растворению газа. Однако, для придания раствору требуемых технологических свойств необходимо применение специальных добавок - понизителей фильтрации и вязкости, регуляторов щелочности и содержания поливалентных металлов, флокулянтов, смазок и т.д.

Особого внимания требует момент вхождения в угольный пласт, когда возможны поглощения раствора. Следует помнить, что породные прослойки в этой зоне могут быть химически активными, что приводит к их набуханию и, как следствие, прихвату бурового инструмента.

Некоторые американские компании, занимающиеся в основном добычей метана из нетронутого угольного массива, являются сторонниками бурения с отрицательным дифференциальным давлением, бурение на депрессии, считая, что это предохраняет от проникновения раствора в макропоры угля. Это достигается за счет частичного вспенивания бурового раствора сжатым азотом (либо воздухом) с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ). Однако следует отметить, что бурение с отрицательным дифференциальным давлением может спровоцировать обвалообразование в стволе скважины, если результирующее давление окажется слишком низким.

1.2.6 Охрана окружающей среды при разведке и освоении месторождений метана угольных пластов

Негативное влияние работ, связанных с добычей МУП на окружающую среду, как следует из зарубежного опыта, в основном связано с этапами строительства и обустройства скважин, а также непосредственно при добыче МУП, требующей утилизации откачиваемой пластовой воды.

В процессе строительства скважин и обустройства метаноугольных месторождений наибольшую опасность могут создать воздействия на почвенный покров и ландшафт. Техногенные воздействия при строительстве могут также вызвать из-

менения термовлажностного режима грунтового массива (наиболее опасно в зонах многолетнее мерзлых породах). Для различных природно-климатических зон существует допустимый предел этих изменений, превышение которого может привести к прогрессирующему развитию различных геодинамических процессов, нарушению устойчивости сооружения и необратимых трансформаций ландшафтов.

При бурении скважины наибольшую опасность несут возможные воздействия на природную среду - нарушение гидрологического режима водных объектов, ухудшение качества подземных и поверхностных вод, загрязнение почвы продуктами нефтепереработки и деятельностью человека. Несоблюдение технологии обычно является причиной загрязнения различными химическими соединениями почв, воздуха и воды в районах, непосредственно прилегающих к газодобывающему комплексу при проведении строительства, обустройства, бурении скважин.

При освоении месторождений МУП утилизация пластовой воды должна проводиться в соответствие с требованиями нормативных документов [4-8].

При решении проблемы утилизации пластовой воды необходимо обращать внимание на следующее:

-состав пластовой воды;

-нормы и правила водоотведения;

-решения по разработке системы водоотведения;

-методы очистки и утилизации пластовой воды.

Для пластовых вод следует говорить не об очистке, а о селективном извлечении и утилизации отдельных примесей и уменьшении минерализации воды. Утилизацию пластовой воды, возможно осуществлять следующими способами:

- сброс пластовой жидкости в поверхностные водотоки без очистки;

- снижение концентрации элементов в составе пластовой жидкости разбавлением технической водой и сброс в поверхностные водотоки;

- применение мембранной технологии (обратного осмоса) или электродиализа и сброс в поверхностные водотоки;

- применение физико-химических способов обезвреживания отдельных элементов в составе пластовой жидкости и сброс в поверхностные водотоки;

- выпаривание пластовой жидкости;

- закачка пластовой жидкости в поглощающий горизонт;

- передача пластовой жидкости потребителю;

- применение комбинированных методов, а также использование иных физических, химических и биологических методов для обезвреживания пластовой жидкости для ее утилизации.

Выбор рационального способа утилизации пластовых вод обусловлен следующими основными факторами: горно-геологические условия залегания (дебит и состав пластовой жидкости, наличие поглощающих горизонтов на участке добычи газа и др.), географическое расположение района работ (наличие поверхностных водотоков, рельеф местности), наличие организации с большим потреблением жидкости (карьерные разработки, использование жидкости для сельскохозяйственных и питьевых нужд).

При соблюдении проектных решений проектной документации, выполненной на высоком профессиональном уровне с соблюдением всех нормативно-правовых документов, регламентирующих освоение недр на территории РФ, при разведке и освоении метаноугольных месторождений отрицательное воздействие на окружающую среду сводится к минимуму.

Заключение диссертации по теме «Технология и техника геологоразведочных работ», Васильев, Александр Николаевич

4.7 Выводы по главе 4

1. Выбраны четыре основных профиля ствола скважины, разбиты на соответствующие участки, каждому из которых присвоена технология бурения скважин.

2. Выявлены основные преимущества и недостатки каждого профиля ствола скважины и технологии бурения.

3. Исследованы и выявлены ограничения по применению роторного, ударно-вращательного способов бурения и бурения с ВЗД при реализации интервалов участка профиля (бурение по пласту).

4. Предложен математический алгоритм расчета экономически оптимального профиля разведочной наклонно направленной скважины с субгоризонтальным окончанием.

Заключение

1. Проведен анализ объемов добычи метана угольных пластов и их ресурсов в странах, занимающихся разработкой метаноугольных месторождений, исследованы ключевые технологии разведки и добычи МУП.

2. Проведен выбор и дана характеристика ключевых геологических и производственно-экономических критериев, используемых в оценке перспективности участков размещения разведочных скважин на площади.

3. Разработана согласованная система перевода размерных критериев в безразмерные. Методом экспертных оценок установлены весовые коэффициенты критериев, и с использованием статистических методов обработки эти значения присвоены математической модели оценки перспективности участков.

4. Выбор участков расположения разведочных скважин проводить на основе предложенной математической модели оценки их перспективности, выполненной с использованием геологических и производственно-экономических факторов оценки разведываемого участка.

5. На основе результатов представленной работы в части оценки перспективности участка месторождения можно сделать вывод о возможности расширения модели и применения ее для оценки перспективности площадей или их частей.

6. Бурение скважин с окончанием в угольном пласте позволит увеличить дебит газа, что в свою очередь будет способствовать повышению рентабельности добычи МУП.

7. При проектировании разведочных наклонно направленных скважин с субгоризонтальным окончанием в угольном пласте, целесообразно из всех известных профилей применять четыре базовых профиля скважин.

8. Для реализации базовых профилей скважин обоснованы три основные технологии бурения: роторное бурение (с использованием роторных управляемых систем), бурение с ВЗД и ударно-вращательное (пневмоударное) бурение.

Предложены варианты комбинированного бурения участков профиля с учетом выявленных ограничений.

9. Для оптимизации процесса проектирования разведочных наклонно направленных скважин с субгоризонтальным окончанием в угольном пласте необходимо просчитывать вариантность реализации, направленную на получение минимальных затрат при достижении поставленной цели.

10. При выборе технологии бурения необходимо использовать разработанный математический алгоритм, позволяющий осуществлять оценку эффективности применения технологий бурения (их комбинации) разведочных скважин, при реализации каждого из базовых профилей по параметру приведенных капитальных и текущих денежных затрат.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Васильев, Александр Николаевич, 2013 год

Список использованных источников

1. Хрюкин В.Т., Швачко Е.В. Васильев А.Н. и др. Типизация метаноугольных месторождений (на примере Кузбасса) с оценкой возможности применения различных технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов. «Наука и техника в газовой промышленности». Выпуск № 3 (39) 2009.

2. Хрюкин В.Т., Швачко Е.В. Васильев А.Н. и др. Типизация метаноугольных месторождений Кузбасса по перспективам добычи метана с применением различных технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов. Записки Горного института. Том 188, 2010.

3. Нетрадиционные ресурсы метана угленосных толщ Н.М. Сторонский, В.Т. Хрюкин, Д.В. Митронов, Е.В. Швачко.

4. Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»

5. Федеральный закон от 24.06.98 № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления»

6. Федеральный Закон от 21.02.92 № 2395-1 «О недрах»

7. Водный кодекс Российской Федерации

8. Нормативы качества воды водных объектов рыбохозяйственного значения, в том числе нормативов предельно допустимых концентраций вредных веществ в водах водных объектов рыбохозяйственного значения (утверждены приказом Росрыболовства от 10.01.2010 № 20)

9. Матвеев А.К. Угольные бассейны и месторождения зарубежных стран. М.: Изд-во МГУ, 1979. - 311 с.

10. Kelafant, J.R., Stevens,S.H., and Boyer, C.M.,11, "Vast Resource Potential Exists in Many Countries", inOilandGasJournal, November 2, 1992, p.80-85], Scott Andrew R., Baiin, Donna Ftrinity/Updated Assessment of International Coal and Coalbed Methane Resources/ The 2004 International Coalbed Methane Symposium Technical Sessions (ABSTRACTS)/ May 5-6, 2004.

11. Матвеев A.K. Угольные бассейны и месторождения зарубежных стран. М.: Изд-во МГУ, 1979.-311 с.

12. Scott Andrew R., Balin, Donna Ftrinity/Updated Assessment of International Coal and Coalbed Methane Resources/ The 2004 International Coalbed Methane Symposium Technical Sessions (ABSTRACTS)/ May 5-6, 2004.

13. Lin Jianhao/The Emerging CBM Industry in China/The Sixth US-China Oil and Gas Industry Forum (OGIF)/China United CoalbedMethane Co. Ltd.(CUCBM)/June 2006.

14. Coalbed methane: current status and outlook.

15. Kelafant, J.R., Stevens,S.H., and Boyer, C.M.,11, "Vast Resource Potential Exists in Many Countries", inOilandGasJournal, November 2, 1992, p.80-85.

16. Palmer I./Coalbed Methane Wells are Cheap, but Permeability Can Be Expensive!/ Posted on Mar. 19, 2008] [Coalbed Methane Proved Reserves and Production] [U.S. Crude Oil, Natural Gas, and Natural Gas Liquids Proved Reserves, 2008.

17. Coalbed Methane Proved Reserves and Production.

18. Scott Stivens, Kartono Sani, Sutarno Hardjosuwiryo/lndonesia's 337 tcf УМ resource a low-cost alternative to gas, LNG/OGJ-2001, Октябрь 22, стр.40.

19. US COALBED METHANE - PAST, PRESENT, AND FUTURE.

20. Coalbed Methane: Principles and Practices/ June 2007.

21. DRAFT Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs, EPA 816-D-02-006; August 2002/ EPA Ground Water & Drinking Water Hydraulic Fracturing study Document Collection.htm.

22. Feasibility Study of Coal Bed Methane Production in China/(EuropeAid/120723/D/SV/CN) China University of Petroleum, Beijing March 2008.

23. Sunil Ramaswamy, Walter B. Ayers and Stephen A. Holditch/ Best drilling, completion and stimulation methods for CBM reservoirs.

24. Greg L, McMichael L, Bruce Lanni, Tom E. Covington, Michael Scialla/Coal Bed Methane Energy Conference (March 14, 2001.

25. Kuuskraa A. Velio, Boyer II Charles M./Economic and Parametric Analysis of Coalbed Methane production/Hydrocarbons from Coal,AAPG Studies in Geology #3 8,Tulsa,Oklahoma,US A, 1993,p.3 73 -3 90.

26. Lyons C.Paul/Central-northern Appalachian coalbed methane flow grows/OGJ-1997, Vol.95, No.27, p.75-79.

27. Feasibility Study of Coal Bed Methane Production in China/(EuropeAid/120723/D/SV/CN) China University of Petroleum, Beijing March 2008.

28. Branderburg Charles F., Kuuskraa Velio A., Schraufnagel Rich-ardA.n Mcbane, Richard.A/COALBED METHANE AND TECHNOLOGY: RELATING THE U.S.EXPERIENCE INTO INTERNATIONAL OPPORTUNITIES, 1998.

29. A.M. Карасевич, H.M. Сторонский, В.Т. Хрюкин, Е. В. Швачко Основные направления стратегии развития ОАО «Газпром» промышленной добычи метана из угольных пластов// Газовая промышленность. - 2012. - №672.

30. Оптимизация процесса бурения. Д.Н. Башкатов; Нижний Новгород 2007 г.

31. Д.Н. Башкатов, A.M. Коломиец. Оптимизация процессов разведочного бурения. Н. Новгород, 1997.

32. А.Г. Аветисов, Булатов А.И., С.А. Шаманов Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-БизнесЦентр», 2003.

33. Адлер Н.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. - М.: Наука, 1976.

34. Гмурман В.Е. Введение в теорию вероятностей и математическую статистику. -М.: Высшая школа, 1966.

35. Маркова Е.В., Лисенков А.Н. Планирование эксперимента в условиях неод-нородностей. - М.: Наука, 1973.

36. В.М. Питерский, Г.А. Воробьев и др. Перспективы разработки автоматизированной системы управления процессом бурения. Мингео СССР. ВИЭСМ. -М., 1987.

37. P.A. Ганджумян Математическая статистика в бурении. Справочное пособие. - М.: Недра, 1990.

38. А.Г. Калинин, P.A. Ганджумян, Б.А. Никитин. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. Справочное пособие. Москва, (Недра) 2000.

39. А.Г. Калинин, О.В. Ошкордин, В.М. Питерский и др. Разведочное бурение. Москва, «Недра», 2000.

40. А.Г. Калинин, Б.А. Никитин Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвлено-горизонтальных скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

41. А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, K.M. Солодкий, Б.З. Султанов Справочник «Бурение наклонных и горизонтальных скважин», Москва, Недра, 1997 г.

42. А.Г. Калинин, А.З. Левицкий Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. М - Недра, 1988.

43. Т.О. Акбулатов, JIM. Левинсон Расчеты при бурении наклонно-направленных скважин. Учебное пособие, Уфа, 1994.

44. Инструкция по бурению наклонно направленных скважин, РД 39-2-810-83, утверждено министерством нефтяной промышленности, 1983 г.

45. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08-62403, утвержденные Госгортехнадзором России, М., 2003 г.

46. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1988.

47. В.И. Мищевич, H.A. Сидоров, Справочник инженера по бурению, т. 1, 2, Москва, Недра, 1973.

48. И.В. Элияшевский, М.Н. Сторонский, Я.М. Орсуляк «Типовые задачи и расчеты в бурении», Москва, «НЕДРА» 1982 г.

49. P.A. Ганджумян Практические расчеты в разведочном бурении. - Москва, Недра, 1986.

50. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. для техникумов. - М.:Недра, 1995.

51. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. -М.: Недра, 1989.

52. Под ред. Н.В. Соловьева Бурение разведочных скважин. М.: «Высшая школа».

53. Куличихин Н.И., Воздвиженский Б.И., Разведочное бурение М., Недра, 1966.

54. Маковей Н., Гидравлика бурения, М., Недра 1986.

55. П.Т. Иночкин, B.JI. Прокшиц, Справочник бурового мастера, 2-е издание, Москва, Недра, 1966.

56. Г.Д. Бревдо Проектирование режимов бурения. - М.: Недра, 1988.

57. М.Т. Гусман, Д.Ф. Балденко, A.M. Кочнев и др. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин. - М.: Недра, 1981.

58. Информационный проспект «Винтовые забойные двигатели» Кунгурский машиностроительный завод, 1997.

59. DYNA-DRILL MOTORS. The Heart of Todays Drilling System. HALLIBURTON EN-ERGY SERVICES.

60. Информационный проспект «Винтовые забойные двигатели для бурения скважин» Пермский филиал ВНИИБТ, 1997.

61. Под редакцией Д.Н. Башкатова Справочник по бурению на воду. - М.: Недра, 1979.

62. Кудряшов Б.Б., Кирсанов А.И. Бурение разведочных скважин с применением воздуха. - М.: Недра, 1990.

63. И.В. Куликов Пневмоударное бурение разведочных скважин. М.: Недра, 1989.

64. Презентация ЗАО «Атлас Копко» Пневмоударное бурение в России.

65. С.С. Сулакшин Бурение геологоразведочных скважин. - М.: Недра, 1994.

66. Роторные управляемые системы обеспечивают возможность бурения с расширенным радиусом охвата и точный контроль направления в плотных пластах. Нефть и газ Евразия. Выпуск №6 2012.

67. А .Я. Третьяк, Н.И. Сердюк, А.Е. Кравченко. Технологии применения колтю-бинга. Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2011.

68. РД Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. АООТ «ВНИИТнефть» 1997.

69. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для ВУЗов. Москва: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002.

70. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник «Недра», 1990.

71. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. Москва, 2002.

72. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. "Технология бурения нефтяных и газовых скважин". 2001 г.

73. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 томах. Изд. "Недра", 1998.

74. Интернет ресурс. http://www.slb.ru/page.php?code=215.

75. Интернет ресурс. http://www.weatherford.rU/ru/service/drilling/12#h2-2.