Интенсификация добычи метана на метаноугольных месторождениях путем проведения горизонтальных скважин и вибросейсмического воздействия на угольные пласты

Наклонно-направленная (или горизонтальная) скважина забуривается на расчетном расстоянии от точки заложения вертикальной скважины. Сначала ствол скважины бурится вертикально, затем он искривляется по выбранному радиусу и азимуту, вскрывает продуктивный угольный пласт. Дальнейшая траектория ствола проходит по продуктивному пласту до пересечения с уже пробуренным и дополнительно расширенным стволом основной вертикальной скважины.

Ствол наклонно-направленной скважины обсаживается и цементируется до кровли продуктивного угольного пласта. Интервал ствола скважины, проходящий по продуктивному угольному пласту, оставляют необсаженным, либо обсаживают перфорированной колонной.

Вертикальная скважина может одновременно пересекаться как с одной, так и с несколькими наклонно-направленными скважинами.

Погружной насос для откачки пластовой воды спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в ствол вертикальной скважины и размещают в зумпфе. Откачка пластовой воды из ствола скважины позволяет снизить гидростатическое давление в газоносном угольном пласте до величины, при котором происходит десорбция находящегося в угле метана.

Выделяющийся из продуктивного угольного пласта метан отбирается по затрубному пространству основной вертикальной скважины, и одновременно по стволам наклонно-направленных скважин.

Отечественные технические средства, а также опыт строительства наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин со средним (100-250 м) радиусом искривления ствола позволяют осуществить бурение экспериментальных метаноугольных скважин по технологии МRD в горно-геологических условиях Кузбасса.

Интенсификация газоотдачи путем инъекции в угольные пласты диоксида углерода и азота

Технология по добыче метана из угольных пластов с искусственным поддержанием энергии пласта (ECBM), разработанная Amoco, Meridian и другими компаниями, имеет возможность резко увеличить коэффициент извлечение газа.

Инъекция азота или диоксида углерода в угольные пласты понижает парциальное давление адсорбированного метана, ускоряя десорбцию и добычу метана, и в то же время, поддерживая общее давление в коллекторе. Лабораторные тесты, показывают, что может быть извлечено вплоть до 90% от первоначального количества газа в недрах (в угольных пластах), что значительно выше, чем 30-70% обычно добываемых с традиционным снижением давления в коллекторе.

Одним из критических требований к рентабельной добыче с применением данной технологии являются поставки азота и СО₂ низкой стоимости. Находящийся в природных условиях под высоким давлением СО₂, добываемый из подземных коллекторов, вероятнее всего обеспечит низко-стоимостные поставки СО₂ для его инъекции при проведении технологии ЕСВМ. Регион Скалистых Гор содержит большие доказанные запасы СО₂. Месторождение McElmoDome, принадлежащее компании Shell, в юго-западной части Колорадо, является самым крупным разрабатываемым месторождением, которое содержит 283,2 млрд.м³ доказанных запасов очень чистого (98%) СО₂.

Нагнетательные скважины, предназначенные для введения СО₂ требуют значительных капитальных инвестиций при применении технологии (СО₂-ЕСВМ). Проект на площади Аллисон показывает, что истощенные скважины, ранее добывавшие метан, могут быть использованы как инъекционные без необходимости затрат на повторное завершение скважин или изменение конфигурации забоя скважин.

В будущем установки по инъекции СО₂ (как источника добычи метана при применении технологии ЕСВМ) могут быть квалифицированы как объекты для получения налоговых и иных льгот.

Полевые испытания азотного ЕСВМ [метода увеличения добычи (извлечения) метана с использованием азота в бассейне Сан Хуан продемонстрировали, что эта новая технология может иметь значительный коммерческий потенциал [7,8].

1.4 Выводы, цель и задачи исследования

Итак, высказана идея, разработан и теоретически обоснован механизм использования горизонтальных скважин и вибрационного воздействия на газоносный низкопроницаемый угольный массив при знакопеременном давлении с целью интенсификации процесса раскрытия пластовых трещин, приводящего к увеличению приемистости массива, и углубления дегазации. Поэтому, заблаговременная дегазация угольного массива с использованием вибрационного воздействия должна быть элементом общей технологии подготовки месторождения к безопасной и эффективной выемке.

Цель дипломной работы - разработать метод интенсификации добычи метана на основе вибросейсмического воздействия на блоковые структуры угольных массивов и бурения горизонтальных скважин по пластам.

Задачи:

- построение карт блоковых структур на Талдинском месторождении

- выявить блоковые структуры на Талдинском метаноугольном месторождении и рассчитать собственные частоты их колебаний

- определить дополнительное газовыделение метана из угольных пластов в горизонтальных скважинах при вибросейсмическом воздействии на блоковые структуры, включающих в себя метаноносные угольные пласты.

2. Газовыделение из угольных пластов на основе комбинированного метода, включающего в себя воздействие на пласт вибросейсмическими источниками и проведение горизонтальных скважин

2.1 Основные термины, физические величины и их размерности

- газосодержание углей м³/м³;

- объем сорбированного угля м³;

- объем свободного газа м³;

Р - давление газа, Па;

- предельное газосодержание сорбированного газа при высоких давлениях;

а - продольный и поперечный размеры блока, м;

Н - высота блока, м;

- максимальное смещение блока при резонансных колебаниях, м;

б - угол падения пластов в свите, расположенных в пределах блока;

- суммарная мощность угольных пластов в свите, попадающих в рассматриваемый блок, м;

=0.85 - статический коэффициент трения ;

с - плотность горной породы, кг/м³;

= 1000 кг/м³ - плотность воды;

= 9,8 м/с²; а - размер блока по горизонтали;

Н - глубина (размер блока по вертикали), м;

- отклонение от положения статического равновесия, м;

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

- собственная частота колебаний блока, с^-1;

- коэффициент жёсткости пород основания, Н/м,

Е - модуль Юнга пород блока, Па.

2.2 Использование вибросейсмического метода инициирования газовыделения из нетронутых угольных пластов

Газосодержание углей определяется двумя составляющими - объемом сорбированного угля в единице объёма угля и объёмом свободного газа , содержащегося в полостях, трещинах и порах:

, м³/м³. (2.1)

Объем сорбированного газа определяется законом Ленгмюра:

, (2.2)

где Р - давление газа, Н/м²; - предельное газосодержание сорбированного газа при высоких давлениях.

При резонансных колебаниях блоковых структур дополнительное газовыделение может быть связано с диплатацией пород блока, раскрытием трещин и пор, вызванных относительным изменением объёма блока, а также образованием новых трещин. Относительное изменение блока равно:

, (2.3)

где а - продольный и поперечный размеры блока, м; Н - высота блока, м; - максимальное смещение блока при резонансных колебаниях, м.

Дополнительное максимальное газовыделение, обусловленное переходом газа из сорбированного состояния в свободное, определяется по формуле:

, м³/м³. (2.4)

Следовательно, максимальный дополнительный объём газа Q , который переходит в свободное состояние при резонансных колебаниях блока можно оценить следующим образом:

,м³, (2.5)

где б - угол падения пластов в свите, расположенных в пределах блока; - суммарная мощность угольных пластов в свите, попадающих в рассматриваемый блок, м.

Суммарная сила трения на границах разломов, оконтуривающих блок рассчитывается следующим образом:

,

где =0.85 - статический коэффициент трения; с - плотность горной породы, кг/м³; = 1000 кг/м³ - плотность воды; = 9,8 м/с²; а - размер блока по горизонтали; Н - глубина (размер блока по вертикали), м.

Максимальная сила, приложенная к блоку со стороны виброисточника, способная сдвинуть блок по разломам определяется по формуле:

, (2.7)

Вынужденные колебания блока под действием вибросейсмического источника описываются уравнением:

, (2.8)

где - отклонение от положения статического равновесия, м; в - коэффициент вязкого сопротивления на границах блока (коэффициент затухания), с^-1; щ - частота вибросейсмического источника, с^-1; - собственная частота колебаний блока, с^-1; - коэффициент жёсткости пород основания, Н/м, Е - модуль Юнга пород блока, Па; . При резонансных колебаниях .

Поскольку масса блока равна , то амплитуда может быть определена из выражения:

 . (2.9)

Из выше перечисленных уравнений получаем максимальное дополнительное газовыделение:

, м³ . (2.10)

2.3 Вибрационное воздействие на угольные пласты как метод интенсификации добычи метана

2.3.1 Волновое воздействие на пласт

Увеличение метановыделения из газоносного низкопроницаемого угольного пласта может быть достигнуто в процессе механодеструкции угля при создании большой системы трещин в массиве.

Важную роль здесь могут играть также динамические процессы, например, вибрация.

На данном этапе развития методов воздействия на угленосную толщу с практической точки зрения целесообразно применять для интенсификации метаноотдачи из угля вибрационное воздействие на газоносный низкопроницаемый угольный массив через скважины, пробуренные с дневной поверхности.

В настоящее время все более актуальной становится решение проблемы эффективного воздействия на состояние системы "сорбированный метан -- уголь" для увеличения метаноотдачи из угля. В связи с этим одними из перспективных методов активного воздействия является использование низкочастотных вибрационных колебаний.

Для оптимизации режима вибрационного воздействия на угольный пласт и расчета зоны охвата необходимы детальное исследование механизмов влияния энергии волны на систему "сорбированный метан -- уголь", а также характерных особенностей полипного процесса в геологических средах.

К сожалению, в настоящее время данная тема плохо освещена в отечественной и зарубежной литературе, отсутствует четкое понимание механизмов влияния вибрации на систему "уголь -- метан", а немногие экспериментальные данные весьма отрывочны и неоднозначны.

Вибрационное воздействие находит все более широкое применение для интенсификации добычи нефти, причем не только в полевых экспериментах, но и на промышленном уровне. Поэтому вполне резонно обратиться к накопленному в этой области опыту.

Действительно, в настоящее время можно считать, установленной большую эффективность воздействия упругих волн на призабойные зоны нефтяных скважин. Так, в работе [6] утверждается, что коэффициент успешности применения акустических воздействий на нефтяные пласты составляет 40%.

В процессе экспериментов было обнаружено, что реакция флюидных систем на вибрационное воздействие существенно зависит от частоты волн, генерируемых источником. Эффект наиболее значителен на избирательных ("доминантных") частотах, характерных для каждого пласта.

Существование доминантных частот подтверждено и в других экспериментах.

Оказалось, что различным нефтяным месторождениям соответствуют разные доминантные частоты, лежащие в пределах 6 -- 40 Гц. Так, в ходе экспериментального исследования вибрационной технологии [9] доминантные частоты определялись по резкому (резонансному) возрастанию уровня сейсмической эмиссии. Исследователи, выполнявшие такие наблюдения, утверждают, что, если вибрационное воздействие проводилось на частоте, совпадающей с доминантной, то вибрационные колебания усиливались. Для объяснения этого эффекта было высказано предположение о трансформации энергии вибрационных колебаний в колебательные движения геоблоков, происходящей на доминантных частотах.

Фактически параллельно в других работах исследовались спектры колебаний, возникающих при различных воздействиях на песок, -- при ударе по свободной поверхности, при контактном взрыве, при ультразвуковом зондировании, под действием вибратора.

Было обнаружено, что при любом первоначальном воздействии по мере распространения волны в массиве ее спектр преобразуется к некоторой определенной частоте, лежащей в области от 1 до 100 Гц. Например, при запуске в морской песок разной водонасыщености ультразвукового импульса отмечается, что, хотя и сухом песке ультразвук исчезает уже через 10 см, а в полностью водонасыщеном он проникает на глубину до 1 м, во всех случаях он генерирует волну с максимальной энергией, приходящейся на 25 Гц. Эта частота была названа доминантой. В дальнейшем установлено, что доминантная частота у глин 40 Гц, у трещиноватых, плотных грунтов-- 10 Гц, у эродированных гранитов -- 100 Гц [6].

В настоящее время существование доминантных частот обычно связывается не с особенностями конкретной физико-химической системы, а со свойствами геологической среды, например, с внутренними структурными резонансам: когда частота распространяющейся волны совпадает с частотой внутреннего структурного резонанса, ее воздействие на среду наиболее эффективно.

Заметим, что, в принципе, воздействие длинными волнами на пласт не столь эффективно. Сила, действующая на элементарный объем среды в волновом поле, пропорциональна ускорению, т.е. величине Ащ² (где А амплитуда, щ частота волны). Следовательно, уменьшение амплитуды волны может легко компенсироваться незначительным увеличением частоты волны. Так, значение амплитуды может быть уменьшено в 10⁴ раз, если частота воздействия возрастет всего лишь на 100 Гц. Кроме того, наиболее эффективное воздействие на угольный пласт может быть реализовано только при ультразвуковых волнах, имеющих длину порядка отдельных гранул.

Однако ультразвук не может проникать глубоко в породу. Например, глубина проникновения ультразвука и песок составляет не более 1 м, если последний не находится под высоким давлением. Поэтому основная идея (6) состоит в том, что энергия сейсмической волны не переход непосредственно в тепло.

Вместо этого имеется переток энергии длинных сейсмических волн к более коротким, вплоть до ультразвуковых частот. И только на последнем этапе такого каскадного процесса вследствие интенсивного поглощения высокочастотных волн энергия переходит в тепло.

Здесь важно подчеркнуть, что в реальных условиях в угольных пластах всегда присутствует ультразвук.

Действительно, высокочастотный сейсмический шум появляется в массиве горной породы при любом деформационном процессе: из-за лунно-солнечных приливов, океанских штормов или других тектонических или технических событий [10]. Вибрационное воздействие также усиливает естественный сейсмический шум -- в полевых экспериментах с использованием поверхностных вибраторов было обнаружено и существенное повышение ультразвуковой компоненты в пласте.

Такая интенсификация ультразвука при распространении низкочастотных сейсмических волн происходит благодаря нелинейным свойствам горных пород (например, нелинейная упругая зависимость "напряжение -- деформация") [6].

Основными недостатками технологии гидроразрыва являются, прежде всего, уменьшение газопроницаемости угольного массива и результате его увлажнения и смыкание трещин под действием сил горного давления, что влечет за собой снижение эффективности способа, особенно с ростом глубины залегания дегазируемого пласт.

Процесс гидроразрыва требует достаточно высокой энергоемкости и определяется тем, что раскрытие и расширение трещин в напряженном газонасыщенном низкопроницаемом угольном пласте возможно только под давлением, обеспечивающим преодоление сил горного давления и расширение трещин как природного, так и технологического характера.

В данных условиях большой интерес представляет использование энергии вибрационного воздействия и сил горного давления массива для разрушения угля, что обеспечивает: снижение энергоемкости процесса; интенсификацию скорости и протяженности трещинообразования; глубокую дегазацию и разгрузку низкопроницаемого угольного пласта.

Технологически процесс трещинообразования и разупрочнения угля может быть реализован при вибрационном воздействии в заданных частотах и за определенную продолжительность времени.

В результате происходит разрушение угля на участке пласта в зоне воздействия, рост и расширение трещин, выделение газа из зоны разрушения массива. Режим вибрационного воздействия в процессе обработки повторяют многократно.

Таким образом, созданная зона повышенной нарушенности формирует вокруг себя зону высокой трещиноватости и газопроницаемости угольного массива, в которой раскрытие трещин обусловлено энергией вибровоздействия и влиянием горного давления.

Вновь образующиеся трещины обеспечивают рост газопроницаемости угля, при этом увеличивается скорость газовыделения десорбирующегося из угля газа. Поэтому задача заключается в определении и обосновании параметров вибрационного воздействия для поддержания скорости и степени роста трещинообразования при совместном действии горного давления и давления газа в массиве.

Один из методов направленной активности метаноотдачи -- воздействие на уголь волновыми полями, вызывающий изменение физической активности угля по отношению к метану. Причем направление и глубина воздействия развития зависят от условий взаимодействия (частота, амплитуда).

Как известно, основная доля метана нетронутого массива угольного месторождения находится в сложной физико-химической связи с углем.

В связи с тем, что сорбированный метан динамически удерживается дисперсионными силами, можно утверждать, что эти силы обусловливают физический характер связи метана с углем. Однако, такая связь позволяет осуществить обратимость сорбционных процессов, поэтому при выполнении определенных условий возможен переход молекул метана из связанного состояния в свободную фазу.

При внесении значительной добавочной энергии в систему "уголь -- метан" молекулы связанного метана преодолевают энергетический барьер и эти молекулы переходят в свободное состояние, что и зафиксировали эксперименты, результаты которых будут изложены далее.

Предложенная физическая модель качественно описывает экспериментально наблюдаемые закономерности выделения метана из угля. Считая рассматриваемую модель, наиболее близко описывающей реальный процесс, происходящий при вибрационном воздействии на угольный пласт, были проведены исследования по ее практическому подтверждению.

Экспериментальные исследования метановыделения при волновом (колебательном) воздействии на поверхность отдельностей угля показали, что основная частота, при которой максимально активизируется выделение метана, соответствует диапазону 30--40 Гц и амплитуде 4--2,5 мм.

Энергии волновых полей исследуемых частот, приводящих к распаду системы "уголь -- метан", обусловлены определенной амплитудой и деформационными колебаниями. Поэтому величина энергии, действующей на систему С угля -- СН₄ в газонасыщенной системе угля, достаточна для внесения существенных изменений в состояние системы "уголь -- метан" и увеличения десорбции метана с поверхности угля.

Сложность построения общей теории разделения гетерогенной системы "уголь -- метан" обусловлена разнообразием механизмов течения процессов в зависимости от параметров вибрации.

Поэтому основным требованием по повышению метаноотдачи из угольного массива при вибровоздействии является установление определенного соотношения частоты и амплитуды вибрации, при котором создается условие не только для распада этой системы, но и для раскрытия трещин в угле и сохранения их в течение определенного времени.

Передача энергии колебания при этом должна быть достаточна для направленного отрыва молекул метана угольного массива и последующего его каптажа из массива через пластовые трещины. Результат воздействия, в конечном итоге, позволит осуществить глубокую предварительную дегазацию и подготовку угольного массива для безопасной отработки еще до начала ведения очистных работ.

В процессе исследований был разработан и аналитически обоснован механизм вибрационного воздействия на газоносный уголь. Определены также параметры его воздействия (частота, амплитуда).

Результаты моделирования в лабораторных условиях позволяют утверждать, что, соблюдая критерии подобия и перенося результаты в натурные условия, полученные результаты применимы для воздействия на газоносные низкопроницаемые угольные пласты с целью интенсификации газоотдачи.

В случае наложения виброколебаний на газонасыщенный уголь происходит (в каком-то определенном диапазоне частот) резонансное поглощение энергии колебаний от вибратора системой "уголь -- метан", и в этот момент нарушается динамическое равновесие между связанным метаном, заключенным в порово-трещиноватой структуре угля.

Нарушение динамического равновесия происходит за счет приобретения добавочной энергии от механического (вибрационного) воздействия молекулами связанного газа.

В результате эти молекулы преодолевают энергетический барьер -- порог энергии активации и переходят из связанного в свободное состояние.

2.3.2 Теоретические основы вибровоздействия на угольные пласты

Условия, при которых метан выделяется из угля, могут формироваться как за счет виброударов, так и за счет быстрых колебаний определенной амплитуды. В результате длительных опытов установлено, что под влиянием колебаний (вибраций) в определенном диапазоне газовыделение значительно возрастает, однако до определенного значения. Под воздействием вибрации угольная масса приобретает большую подвижность и система "уголь -- метан" способна распадаться. Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы:

1) увеличение амплитуды колебаний до определенного значения вызывает рост подвижности угольной массы и приводит к возрастанию метаноотдачи из угля;

2) каждая масса угля при определенной амплитуде колебаний имеет оптимум частоты колебаний, выше или ниже которого метановыделение при вибрации снижается.

Можно предположить, что под воздействием вибрации происходит количественное изменение метановыделения из системы "уголь -- метан". Такой характер изменения объясняется тем, что под воздействием вибрации разрушается структура "уголь -- метан", в результате чего увеличивается метаноотдача. Характер изменения метановыделения под воздействием вибрации происходит за счет того, что энергия, сообщаемая вибрацией, в определенном диапазоне, преодолевая силы сцепления молекул метана и поверхности частиц угля, разрушает систему "уголь -- метан" и приводит к увеличению метаноотдачи. Новизна вопроса и малоизученность влияния воздействия вибрации на процесс метановыделения из угля требуют проведения специального расширенного исследования на шахтном поле.

Образцы для опыта были получены из угля фракции от 0,5 до 5,0 мм. При этом образцы фракции от 0,5 до 3,0 мм составляли 70%, а фракции от 3,0 до 5,0 мм -- 30%. Пробы угля насыщали метаном при давлении 0,11 МПа и выдерживали от 6 ч до 5 сут. при температуре 19--20 °С. Изменяя параметры вибрационного воздействия, изучали степень метаноотдачи из угля.

Лабораторные исследования по вибрационному воздействию на газонасыщенный уголь, выполненные в 1995--1990 гг., позволили определить параметры воздействия и доказали высокую эффективность рассматриваемого метода глубокой дегазации массива (табл. 2.1) Установлено, что при вибрационном воздействии на угольный массив путем помещения угольного вещества в волновое поле, а также изменения характера воздействия наступают десорбция метана и переход его в свободное состояние. Были определены основные параметры (частота и амплитуда), при которых получается наибольшая газоотдача из образца угля.

Приближение частоты вибрации к значениям, при которых резко увеличивается метановыделение, указывает па протекание процесса отрыва молекул метана и разрушение системы "уголь -- метан". Это может быть объяснено интенсивным воздействием вибрации на систему, а также частичным переходом последней в гомогенную систему. 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, 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.

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

1 - значения, полученные экспериментальным путем; 2 - теоретическая кривая; * - газовыделение, см³; Д - амплитуда, мм.

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 2рR²,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 щ [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).

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 электронном 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 с = 2200, кг/м³;

- плотность воды в порах и внутри разломов с_щ = 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;

= 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.

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

геологический газовыделение бурение метан

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.