Метаноугольние месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Метан угольных пород

Метан содержится в смеси газов, которая сопровождает угольные пласты. В отличие от традиционных месторождений, где газ находится в свободном состоянии, метан содержится в порах и трещинах угольной породы, а также в сорбированном виде. Поэтому для добычи метана угольных пластов (МУП) также используется гидравлический разрыв пласта. После гидравлического разрыва наступает период обезвоживания месторождения (2-3 года), и только на третий-четвертый год разработки месторождение выходит на максимальный объем добычи. Потенциальные ресурсы МУП оцениваются в диапазоне 12-25 трлн.куб.м, 90% которых находятся в Восточном и Западном районах. Но техническая возможность извлечения значительной части этих запасов остается под вопросом, так как угольные пласты в Украине залегают на значительной глубине (500-5000 м) и имеют небольшую толщину (до 2 м). С учетом мирового опыта и особенностей ресурсов МУП в Украине, себестоимость добычи может составить 2300-3300 грн./тыс.куб.м. Потенциал добычи к 2030 г. может составить 2-4 млрд.куб.м. Чтобы достичь такого объема добычи необходимо инвестировать 12-15 млрд.грн. в разведку, создание инфраструктуры и добычу МУП.

Запасы угольного газа в Украине оцениваются в 60 трлн куб. футов, однако коммерческой добычи не ведется. Согласно украинскому законодательству, владельцем угольных ресурсов и шахт является государство. Таким образом, компании, желающей добывать угольный газ, придется приобретать две лицензии -- на разработку и на добычу ресурсов. В настоящее время компании должны получать лицензии на разработку сроком на 5 лет (для чего необходимо выполнить ряд требований), после им может быть предоставлена лицензия на добычу. При получении обеих лицензий взимается сбор в пользу государства. Запасы украинского угольного газа подлежат разработке на основе СРП, которое определяет производственные, финансовые и организационные принципы взаимоотношений сторон. Газ, полученный в результате дегазации угольных пластов, принадлежит держателю лицензии на эксплуатацию угольной шахты либо иному уполномоченному им юридическому лицу. Развитию в стране добычи угольного газа с привлечением иностранных инвестиций мешает отсутствие эффективной государственной поддержки и неясность законодательства. Передача прав на добычу угольного газа затруднена, а налоговый режим остается весьма сложным.

Систематизация способов повышения эмиссии метана при его извлечении из газо-угольных месторождений

При современном уровне развития техники и технологии добычи угля извлечение метана экономически оправдано только тогда, когда природная проницаемость угольных пластов превышает 1 мили Дарси (мД). В Украине природная проницаемость пластов в большинстве случаев составляет величину менее 1 мД, поэтому технологии извлечения должны обладать возможностью активного воздействия на угольный коллектор. Извлечение угольного метана из недр может осуществляться или предварительно, или попутно с горными работами. Способы предварительного извлечения метана из угольных пластов позволяют использовать более 90 % ресурсов, в то время как методами попутной добычи может быть извлечено лишь несколько процентов угольного метана.

Среди активных методов повышения газо-эмиссионной способности угольных пластов наиболее действенными в настоящее время оказались способы гидроразрыва (гидрорасчленения, гидродробления), гидродинамического воздействия, камуфлетного взрывания малых зарядов, физико-химического и электрофизического воздействия. методы внешнего воздействия эффективны в своей области изменения степени метаморфизма углей (тепловой - VT = 2-42 %; силовой - VТ = 2-17,6 %; виброволновой - VТ> 25 %), а в комплексе они перекрывают всю область известных значений степениметаморфизма углей от 2 до 42 %.

В качестве основных критериев выбора видов техногенного воздействия с целью интенсификации газовыделения из угольного пласта выбраны следующие:

- горно-геологические условия залегания угольного пласта;

- степень метаморфизма вещества угольного пласта;

- степень извлечения угольного метана в результате интенсификации газовыделения метана из угольного пласта после применения техногенного воздействия ивозможность обеспечения требуемых дебитов угольного метана;

- энергетические затраты на реализацию техногенного воздействия;

- энергетические затраты на 1 м3 добываемого угольного метана.

В ходе исследований получены следующие результаты:

- установлено, что методы воздействия на угольный массив, способствующие интенсификации количества метана заблаговременно добываемого из угольногом месторождения, являются важным элементом технологии промысловой добычи метана;

- наиболее перспективным путем обеспечения физической основы добычи метана из неразгруженных пластов на больших глубинах являются исследования трансформации структуры газоносного угольного вещества на высших уровнях строения;

- по результатам выполненного анализа рассмотренные методы ин-тенсификации газовыделения из угольных пластов были разделены на три группы:

1) методы, основанные на механическом дроблении угля, повышении его газопроницаемости и высвобождении адсорбированных газов, находящихся в макропорах;

2) физико-химические методы, основанные на растворении неорганических минеральных компонентов угля или на вытеснении сорбированных газов поверхностно-активными веществами;

3) методы, основанные на высвобождении метана на молекулярном и надмолекулярном уровне (термобароградиентный и виброволновой);

Основные методы и технологии интенсификации газоотдачи угольных пластов

Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.

В настоящее время, применяются четыре основных метода воздействия на пласты. Они приведены ниже в порядке частоты использования

1. Гидравлический разрыв пластов.

2. Метод кавернообразования в необсаженном стволе скважины.

3. Бурение горизонтальных, наклонно-направленных и многозабойных скважин.

4. Инъекция в угольные пласты диоксида углерода и азота.

Дополнительными методами интенсификации газоотдачи являются: электровоздействие, акустическое и вибрационное воздействие, а также термические методы в различных модификациях.

Интенсификация газоотдачи угольных пластов гидроразрывом.

Гидравлический разрыв - самый распространенный метод воздействия на угольные пласты. Гидроразрыв позволяет обеспечить соединение ствола скважины с естественными трещинами коллектора. Гидравлический разрыв - это процесс нагнетания специальной жидкости с пропантом (или без него) в скважину с большой скоростью, после чего происходит разрушение пласта и образование вертикальной трещины. Пропан необходим для предотвращения смыкания стенок трещины и для предохранения от забивания трещин угольными частицами. Гидроразрыв в настоящее время используется в мире больше чем на 80% действующих скважина для добычи метана.

Выбор жидкости гидроразрыва - очень важен для обеспечения эффективной стимуляции газоотдачи пластов. Жидкость гидроразрыва может быть следующих видов:

- азотная пена для низконапорных коллекторов,

- жидкости на водной основе для коротких трещин с низкой проводимостью;

- линейный или поперечно - сшитый гель для широких и длинных трещин. гидроразрыв метан угольный месторождение

Гидроразрыв с применением пены в качестве жидкости разрыва. Применение пены при операциях гидроразрыва традиционно использовалась в пластах с пониженным давлением газа или чувствительных к повреждению жидкостями или в пластах, в которых существует сильное сопротивление проникновению жидкости. Однако такие операции по гидроразрыву более дорогие по сравнению с операциями по гидроразрыву, в которых применяется поперечно-связанный гель.

Гидроразрыв с применением воды в качестве жидкости разрыва (с пропантом). Поскольку гель может повреждать проницаемость пластов, то при операциях по гидроразрыву пласта может использоваться вода в качестве рабочей жидкости разрыва плюс песок размером 12/20 меш с концентрацией 100-200 кг/м3 воды. В некоторых частях бассейнов Сан Хуан и БлэкУорриор достигались более высокие дебиты газа из скважин, где проводился гидро-разрыв с применением воды в качестве рабочей жидкости, чем в соседних скважинах, где проводился гидроразрыв с применением геля в качестве рабочей жидкости. Гидроразрыв с применением воды в качестве жидкости разрыва вполовину дешевле, чем с применением геля.

Гидроразрыв с применением в качестве жидкости разрыва воды без пропанта. В бассейне БлэкУорриор в операциях по гидроразрыву иногда применялась вода без пропанта. Хотя добыча газа из этих скважин не такая высокая, как из скважин, где операции по гидроразрыву проводились водой с пропантом, операции по гидроразрыву с применением воды и без использования пропанта значительно дешевле. Когда таким образом производился повторный гидроразрыв в скважинах, где прежде проводился гидроразрыв с применением геля, то из таких скважин, как правило, добыча газа увеличивалась. Рентабельность проведения операций по гидроразрыву без использования пропанта, заключается в том, что:

- они более дешевые;

- при их применении отсутствует эффект выноса пропанта.

Гидроразрыв с применением геля в качестве жидкости разрыва. Этот метод стимулирования скважин проводится через перфорированные обсадные трубы в угольных пластах. Высокая проводимость трещины достигается с помощью использования песка размером 12/20 меш с концентрацией 200-500 кг/м³ жидкости. Отрицательным эффектом от применения гелей является повреждение проницаемости угольных пластов. Стандартный гидроразрыв на севере бассейна Сан Хуан и в бассейне БлэкУорриор происходит с применением поперечно-связанного боратного геля, закачиваемого при скорости 4,8-10,0 м³/мин. Обычно используется песок размером 12/20 меш, но в некоторых случаях используется песок размером 20/40 меш. для достижения более высокой проводимости создаваемой трещины.

Интенсификация газоотдачи пластов методом пневмогидродинамического воздействия в необсаженном стволе скважины

Одна из эффективных технологий, называемая пневмо-гидродинамическое воздействие на угольный пласт с кавернообразованием ("open-holecavitycompletion") используется для завершения скважин добывающих метан из угольных пластов. В результате ствол скважины эффективно связывается с системой природных трещин, благодаря созданию большого количества разнонаправленных, саморасклинивающихся трещин. Однако, "cavity" (каверна) является побочным явлением процесса, а не главной целью "завершения" углеметановой скважины. Более подходящим термином для этого метода является "dinamicopenholecompletion" (динамическое завершение необсаженного ствола).

Метод пневмо-гидродинамического завершения в необсаженном стволе

Скважины с кавернообразованием в угольных пластах заключается в периодически повторяющихся циклах введения воздуха или водо-воздушной смеси в интервал необсаженного ствола, за которым следует стремительное сбрасывание давления. Теоретически обосновано, что в угольном пласте могут создаваться трещины растяжения на удалении от скважины, которые не берут начало от ствола скважины, и могут быть ориентированы в любых направлениях. В качестве побочного явления стремительного уменьшения давления происходит увеличение ствола скважины из-за обрушения в него (в ствол скважины) углей с низкой прочностью вследствие наложения гидродинамических эффектов.

Разрушение сдвига является результатом действующей нагрузки, когда давление в стволе скважины падает (в период сброса давления). В этом случае создаются активные зоны разрушения сдвига, которые ориентированы перпендикулярно к направлению максимального горизонтального стресса и перпендикулярны ориентации зон разрушения растяжения.

В процессе пневмо-гидродинамического "завершения" скважины должен вводится воздух или водо-воздушная смесь в ствол скважины в течение от 1 до 6 часов при расходах приблизительно от 60 до 100 м³/мин и при давлении на поверхности вплоть до 15 МПа. Фактические (действительные) расход и давление являются функцией глубины, проницаемости и наличия стресса в недрах (in-situ). После того как давление инъекции достигает расчетного верхний клапан открывается и поверхностное давление резко понижается флюиды выбрасываются через выкидную линию в отстойник. Обычно проводятся от 20 до 30 инъекций в течение полного цикла, для которого может требоваться от 10 до 15 дней.

Наиболее успешно эта технология применяется при завершении скважин бассейна Сан Хуан, (штаты Колорадо и в Новая Мексика). На некоторых площадях (в "продуктивном поясе") скважины, "завершенные" методом "open-holecavity" производят значительно больше газа, чем скважины, завершенные с использованием других технологий, таких как гидроразрыв.

Интенсификация газоотдачи пластов с помощью горизонтальных и наклонно-направленных скважин

Добыча метана из угольных пластов с использованием наклонно-направленных и горизонтальных скважин получила наибольшее распространение в Австралии, где при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин, пробуренных по продуктивному пласту, наиболее часто используют технологии МRD и ТRD.

Технология МRD (MediumRadiusDrilling), разработанная австралийской компанией "MitchellDrillingCo.", представляет собой технологию бурения скважин со средним радиусом искривления получила достаточно широкое распространение, т.к. ограничений для ее применения достаточно мало и она весьма перспективна с коммерческой точки зрения. Особенность технологии МRD заключается в необходимости строительства основной вертикальной скважины, с которой должны пересекаться стволы одной или нескольких наклонно-направленных (или горизонтальных) скважин.

В случае строительства метаноугольных скважин по технологии МRD сначала строится основная вертикальная скважина. Ствол вертикальной скважины обсаживается до кровли продуктивного угольного пласта. В интервале залегания газоносного угольного пласта ствол скважины расширяется до ш450-600 мм. В интервале расширения ствола вертикальной скважины в некоторых случаях размещают электромагнитный источник, который используют в качестве "навигационного маяка" при проводке ствола наклонно-направленной скважины. За счет этого повышается вероятность пересечения стволов вертикальной и наклонно-направленной скважин в интервале расширения.

Длина необсаженного зумпфа основной скважины для размещения погружного насоса ниже нижнего продуктивного пласта составляет, как правило, не менее 50 м.

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.

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.

Размещено на Allbest.ru