Текст книги "Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография"

Рис. 12 а – Схема дутьегазовых потоков на участке скважин № 3нг и № 11 г во время огневого расширения бурового канала горизонтальной скважины

Рис. 12 б – Изменение гидравлического сопротивления горизонтального канала во времени

В рассматриваемой технологической схеме, когда дутье нагнеталось в скважину № 3нг, а газ отводился из скважины № 11 г, расчет проводился по формуле:

P_г.с.к. = (P₁ – ΔP₁) – (P₂ – ΔP₂),

(4)

где ∆Р_г.с.к. – гидравлическое сопротивление горизонтального канала, кг/см²;

Р₁ – давление на головке дутьевой скважины № 3нг, кг/см²;

∆Р₁ – гидравлическое сопротивление колонны скважины № 3нг, кг/см²;

Р₂ – давление на головку газоотводящей скважины № 11 г, кг/см²;

∆Р₂ – гидравлическое сопротивление колонны газоотводящей скважины № 11 г, кг/см².

Гидравлическое сопротивление колонны скважины определяли по формуле (5):

(5)

где ΔР – гидравлическое сопротивление колонны скважины, кг/см²;

λ – коэффициент сопротивления колонны;

l – длина колонны, м;

υ – скорость воздуха (газа) в колонне, м/с;

γ – удельный вес газа (воздуха), кг/м³;

d – диаметр колонны, м;

g – ускорение свободного падения, м/с².

При определении скорости движения воздуха вводили поправку на его давление, а при определении скорости движения газа – поправку на его давление, температуру и влагосодержание.

Общая длина горизонтального бурового канала составляла 120 м, а время противоточного перемещения очага горения – 72 ч. Скорость его перемещения рассчитывали по формуле (6):

(6)

где w – скорость перемещения очага горения, м/ч;

l – длина горизонтального бурового канала, м;

τ – время противоточного перемещения очага горения, ч.

Эффективность расширения (проработки) угольного канала может быть определена следующим образом. Учитывая, что среднечасовой расход воздушного дутья равнялся 1740 м³/ч, удельный его расход на перемещение очага горения на 1 м (погонный) горизонтального канала рассчитывают по формуле (7):

где Q_уд. – удельный расход воздушного дутья, м³/м (погонный);

q₁ – среднечасовой расход воздушного дутья, м³/ч;

w – скорость перемещения очага горения, м/ч.

Следовательно, выгазование угольного пласта на каждом метре канала будет рассчитываться по формуле (8):

(8)

где А – выгазование угольного пласта, м³/м (погонный);

V_г – выход газа из 1 кг угля, м³/кг;

γ – удельный вес угля, т/м³.

Радиус расширенного горизонтального канала определяют по формуле (9):

(9)

где R₁ – радиус расширенного горизонтального канала, м;

А – выгазование угольного пласта, м³/м (погонный);

R₀ – радиус первоначального горизонтального канала, м.

Таким образом, в результате перемещения очага горения навстречу воздушному дутью диаметр горизонтального канала увеличился с 0,15 до 0,94 м, а стенки его (после охлаждения) будут пронизаны многочисленными трещинами глубиной 1,0–1,5 м.

Завершающей стадией огневой проработки горизонтального бурового канала должна быть продувка его азотом, что сразу же предотвратит экологическое загрязнение горного массива.

1.5.5. Создание в призабойной зоне отдельной вертикальной скважины развитой поверхности фильтрации

Реализацию предлагаемой технологии рассмотрим на примере метаноугольного пласта в Кузбассе. Метаноемкость пласта достигает 30–40 м³/т угля. Сорбированный угольным пластом метан с трудом извлекается, поскольку связан с угольной матрицей прочными физико-химическими связями. Необходимы искусственно созданные дрены для миграции угольного метана. Как правило, для этого применяют гидравлический разрыв угольного пласта, который содействует гидрорасчленению угольного пласта и десорбции метана.

Создания искусственных дренирующих поверхностей в метаноугольном пласте достигают сжиганием угольного пласта на забое розжиговой скважины, в результате которого в угольном пласте образуется вскрытая поверхность для фильтрации угольного метана [44].

Технологический регламент осуществляют в следующей последовательности.

Бурят вертикальную скважину, при этом угольный пласт вскрывают на всю его мощность (рис. 13). На забой розжиговой скважины спускают химические реагенты на основе селитры (либо какие-то другие воспламенители), которые в потоке нагнетаемого воздуха воспламеняют угольную поверхность. Возможен и другой, более простой вариант розжига угольной поверхности в ограниченном потоке воздуха (окислителя).

В соответствии с экспериментальными данными, полученными на каменноугольных пластах Донбасса и Кузбасса, самовоспламенения угля на забое вертикальных скважин достигали только при удельном расходе воздуха не выше 30–50 м³/(чм²). При более высоких удельных расходах воздуха малоокислительное его реагирование с углем не приводило к разогреву до температуры воспламенения (320–340 °C), поскольку был высок конвективный унос выделяющегося тепла (С + О₂ → СО₂ + 394 кДж/моль).

Именно поэтому в розжиговой скважине желательно вскрывать угольный пласт на всю его мощность, а количество нагнетаемого воздуха ограничивать расходом 30–50 м³/ч на 1 м² вскрытой угольной поверхности.

Рис. 13 – Забой вертикальной скважины: 1 – обсадка розжиговой скважины; 2 – угольная поверхность

При этом факт воспламенения угля фиксируют по повышению давления нагнетания воздуха при постоянном его расходе (рис. 14).

Рис. 14 – Параметры воспламенения угля

Участок кривой 2 свидетельствует о начале воспламенения угольной поверхности вскрытого забоя розжиговой скважины, после этого можно повышать расход окислителя. Далее, по мере расширения зоны сожженного угля, давление падает (участок 3), расход воздуха увеличивают и выжигают уголь, создавая вокруг скважины развитую поверхность. Чем меньше мощность угольного пласта и больше органическая часть угля, тем больше следует подавать в скважину воздуха и, следовательно, сжигать угля.

Следующая стадия технологического регламента соответствует тушению воспламененной угольной поверхности и активному трещинообразованию в призабойной зоне угольного пласта (рис. 15). Вместо воздуха в скважину начинают нагнетать газообразный азот.

Рис. 15 – Снижение давления нагнетания азота

Давление азота (при постоянном его расходе) постепенно снижается (участки 1 и 2 кривой) и, в конце концов, стабилизируется (участок 3 кривой). Возможно подтопление и тушение воспламененной поверхности и приточными подземными водами.

В результате тушения и охлаждения термически обработанной угольной поверхности от 1100 до 20 °C образуются локальные макротрещины вглубь угольного пласта. Кроме того, тушение воспламененной призабойной зоны угольного пласта имеет существенное экологическое значение, так как прекращается образование продуктов термического разложения угля (фенолы и другие вредные компоненты). Призабойная зона розжиговой скважины превращается в экологически чистую зону.

Дренирующая способность скважины, обработанной по такой технологии, резко возрастает, и дебит метана из нее многократно увеличивается. Количественное возрастание дренирующей способности призабойной зоны этой скважины фиксируют экспериментально по ее приемистости до розжига угольного пласта, а также после термической обработки и охлаждения.

Рассмотренный технологический регламент создания в угольном пласте зон повышенной дренирующей способности будет применим и для других углеводородных месторождений. Так, на залежах высоковязких (тяжелых) нефтей принципиально важно создавать зоны дренирования вокруг добычных скважин.

Выпускаемые отечественными компаниями, например, ООО «ТК "БОРЕЦ"» (г. Москва), передвижные воздушные компрессоры высокого давления и мембранные генераторы азота (объемная концентрация азота в смеси – 95–99 %) могут быть использованы в данной технологии.

1.5.6. Добыча угольного метана путем закачки углекислоты

Закачка углекислоты является эффективным средством повышения газоотдачи угленосных отложений путем сорбционного замещения (вытеснения) метана другими газами. Глубинная сущность происходящих при этом процессов мало изучена. Однако натурные исследования в угленосном бассейне Сан-Хуан (США) показывают направления изучения механизмов этих методов повышения степени извлечения угольного метана путем закачек в угленосные отложения углекислоты и азота.

Эти исследования – часть стимулируемой правительством и промышленниками США многолетней исследовательской программы, начатой Министерством энергетики США в октябре 2000 г.

В рамках этой программы проводили моделирование фазового состояния многокомпонентных смесей, а также измерение проницаемости угля под расклинивающим воздействием нагнетаемой в угленосные отложения углекислоты.

Рис. 16 – Зависимость коэффициента сорбционного замещения метана углекислотой от содержания витринита в угле:  – 0,7 МПа; – 7 МПа; ∆ – 21 МПа

Установлено что количественно углекислота замещает адсорбированный метан в отношении 2:1. Такие закачки могут обеспечить по всем месторождениям США дополнительное извлечение до 100 млрд нм³ природного газа, не считая огромных запасов связного метана в углях Аляски [18].

На рис. 16 представлена экспериментальная зависимость коэффициента замещения метана углекислотой от содержания витринита в углях разного качества при трех давлениях. Отношение объема закачиваемой углекислоты к объему извлеченного метана (при сорбционном замещении) выше всего для низкосортных битуминозных углей и резко снижается для углей с высоким содержанием витринита.

При закачке в угленосные отложения углекислота адсорбируется матрицей (структурным скелетом) угля и остается связанной в ней, одновременно вызывая десорбцию адсорбированного метана и выделение его в виде свободного газа.

В бассейне Блэк Ворриор в США была предусмотрена закачка 250 млн нм³ в многопластовую залежь угля через пять нагнетательных скважин для повышения извлечения угольного метана (до закачки углекислоты добывали 170 нм³ метана) на 42 млн м³.

В бассейне Сан-Хуан провели закачки углекислоты через четыре нагнетательных скважины для повышения дебитов скважин на площади 130 Га.

Нагнетание вели в угольный пласт мощностью 13 м на глубине 915 м. Однако при запланированном отношении объема закачанной углекислоты к объему дополнительно добытого метана, равном 2:9, после закачки 140 млн нм³ углекислоты в течение четырех лет заметного увеличения добычи метана не было зафиксировано. Дальнейшая закачка углекислоты была приостановлена.

1.5.7. Факторы, определяющие эффективность извлечения

В успехе добычи угольного метана ведущую роль играет технология, однако специфические свойства угольных коллекторов часто имеют определяющее значение, поэтому требуют специального изучения, в том числе с применением индивидуальных технических средств.

Притоки угольного метана к рабочим интервалам добычных скважин определяются сочетанием процессов фильтрации, миграции, десорбции и диффузии газа через микропоры вертикального кливажа угля с дальнейшим течением по макротрещинам и каналам фильтрации по закону Дарси.

Ключевыми параметрами являются газосодержание, приведенная мощность угленосных отложений, степень газонасыщенности и проницаемость угля. В естественной системе трещин, пор и в содержащейся в них воде одна часть метана находится в сорбированном состоянии, а другая может находиться в виде свободного сжатого газа. При снижении исходного гидростатического давления в угольном пласте начинаются процессы истечения свободного газа, выделения пузырьков абсорбированного влагой (растворенного) газа, а после этого – его естественная (либо стимулируемая) десорбция.

Исследователи отмечают, что исходная проницаемость угля перед началом десорбции газа снижается, поскольку снижение давления жидкости до начала десорбции приводит к уменьшению всех типов проницаемости, вероятно, за счет частичного смыкания пор, каналов и трещин в результате декомпрессии.

Однако с началом десорбции газа в матрице естественной структуры угля происходит изменение объемных напряжений. Это приводит (в сочетании с десорбцией газа со стенок пор и трещин) к их расширению и соответствующему повышению пористости и проницаемости угля.

В ходе исследований также установлено, что абсолютная проницаемость угля связана с пористостью, по закону кубического уравнения, т. е. даже небольшое увеличение пористости приводит к значительному повышению проницаемости. Следовательно, проницаемость водонасыщенного угольного пласта-коллектора после начала добычи угольного метана будет кратковременно снижаться и после этого сразу же возрастать, что должно вызвать увеличение добычи угольного метана в течение всего срока эксплуатации скважины.

Хорошим подтверждением этому служит уникальный опыт добычи угольного метана из отложений Феррон в штате Юта, США [21]. В этом примере из 380 добычных скважин на угольный метан после девяти лет эксплуатации 375 продолжают давать стабильные и даже возрастающие дебиты, чему способствуют высокое исходное напряжение в массиве угля и восходящая миграция газа по углю из глубоких горизонтов.

Возрастание дебитов многих скважин отмечено и в бассейне Сан-Хуан (США), что считают результатом, прежде всего, специфических свойств угольного коллектора (на некоторых скважинах применяли динамическую стимуляцию призабойной зоны скважины путем создания в ней кавитационного режима).

На одной уникальной скважине в процессе ее эксплуатации с 1953 по 1978 гг. пластовое давление снизилось с 10,45 до 10,32 МПа, что несопоставимо меньше падений пластовых давлений, наблюдаемых при добыче природного газа на традиционных месторождениях.

Эту скважину никогда не подвергали искусственным воздействиям с целью повышения дебита, и она не выдавала с газом больших количеств воды.

Причиной подобного долголетия эксплуатационной скважины для добычи угольного метана считают естественный вертикальный кливаж угля, усиливающийся по мере разработки.

Некоторые угленосные отложения могут быть необводненными, и такие коллекторы дают более низкие дебиты угольного метана. При снижении давления в них может поступать вода из вмещающих отложений, которая защемляет газ в трещинах и порах, что приводит к частичной закупорке каналов газовыми пробками и снижению проницаемости угля. При этом десорбируемый газ может вначале повысить дебит по газу за счет замещения его водой в системе кливажа и трещин, однако после достижения предела минимального насыщения дебиты газа снижаются на весь дальнейший срок эксплуатации скважины. Такое защемление газа будет пренебрежимо малым или вообще будет отсутствовать в водонасыщенных углях.

1.5.8. Оценка эффективности

Оценка эффективности предлагаемых технологий дегазации угольных пластов возможна только путем сравнения их с существующими технологиями. Ограниченность фактических данных (технических и экономических) затрудняет сравнение различных методов, но, с использованием практических данных по широко применяемой в США технологии, а также экспериментальных данных, накопленных в Российской Федерации [18, 45], такое сравнение было проведено. Данные по четырем технологиям создания каналов дегазации, находящихся на различных стадиях практической реализации, обобщены в табл. 6.

Геометрические параметры создаваемых каналов определены по фактическим данным бурения, вскрытия щелей гидроразрыва и расчетных данных огневого расширения. В качестве основного критерия эффективности каналов принят ожидаемый приток метана.

Первые работы по гидравлическому разрыву угольного пласта при его подземной газификации были проведены еще в пятидесятых годах двадцатого века. Сразу же осуществили вскрытие горными выработками щелей разрыва. Обследование щели (длина 40 м) показало [45], что ее трасса образовалась в плоскости напластования по межслойным контактам. Разрывов по нормали и каким-либо другим углам к напластованию не образовалось. Размер щели разрыва (ширина × высота) – (20–30) × (4–7) см, среднее сечение щели – 0,01–0,02 м². Распределение песка по щели (по длине и сечению) неравномерное. Было показано также, что ее необязательно закреплять песком, так как вследствие выноса угля из щели гидроразрыва окружающий ее массив эффективно разгружается.

Таблица 6

Результаты оценки дебитов метана

В качестве базового варианта принят канал с размерами сечения 20 × 5 см (табл. 6), созданный по технологии США. В этой стране в 2003 г. было извлечено 45 млрд м³ метана через 17000 скважин. Отсюда, средний промышленный дебит скважины составлял 302 м³/ч (7250 м³/сут). Геометрические параметры (20 × 5 см) приняты в соответствии с данными шахтного вскрытия [45] щели гидроразрыва, осуществленного в Донбассе еще в 1956 г. Длина щели (зоны активного воздействия) принята равной 400 м, что соответствует принятой в США сетке вертикальных скважин (400 × 400 м).

Условно принимая дебит метана пропорциональным поверхности искусственной дрены, притоки метана в остальных случаях, представленных в табл. 6, рассчитаны в соответствии с их удельной поверхностью.

Так, в варианте щели гидроразрыва с пневмогидравлической ее промывкой, характеризующейся, как было показано выше, сечением 40 × 40 см, дебит метана может достичь 1180 м³/ч (28300 м³/сут).

Горизонтальный буровой канал (диаметр – 15 см) практически не отличается по дебиту от традиционной щели гидроразрыва, так как в обоих вариантах близки поверхности дрен, а их длина принята одинаковой и равной 400 м.

В соответствии с прогнозными расчетными данными, наиболее дебитным является горизонтальный буровой канал после его огневой проработки. Условно примем диаметр расширенного бурового канала равным 75 см, хотя, фактически, в эксперименте он равнялся 94 см (см. раздел 1.5.4).

В качестве замечания к оценочным расчетным данным необходимо отметить их некоторую некорректность, обусловленную предположением о пропорциональности дебита метана боковой поверхности дрены. Как отмечали ранее, дебит флюида прямопропорционален натуральному логарифму радиуса кольцеобразной дрены.

Однако в качестве компенсации к отмеченному допущению необходимо отметить следующее:

• при импульсном (знакопеременном) воздействии на щель гидроразрыва (с сечением 40 × 40 см) в пласте образуются площадные щели, приток в которые прямо пропорционален боковой поверхности;

• буровой канал в угольном пласте после его огневой проработки характеризуется повышенной трещиноватостью боковых стенок, что не только повышает поверхность дрены, но и приводит к существенному повышению коэффициента проницаемости массива, прилегающего к буровому каналу, а следовательно, и к росту притока метана.

Снижение себестоимости угольного метана возможно лишь за счет повышения его скважинных дебитов и степени дегазации углегазового месторождения. В соответствии с оценочными расчетами, рентабельная добыча метана из угольных пластов возможна при его добыче из скважин в количестве 30–40 тыс м³/сут (1250–1670 тыс м³/ч). Это возможно только путем межскважинной кавитации или применения горизонтальных скважин с дальнейшей огневой проработкой искусственных коллекторов.

Подводя итог, можно сказать, что перед энергетикой Кузбасса поставлена грандиозная задача в 2015 г. извлечь угольный метан в объеме 4–5 млрд м³ и в 2020 г. – 18–20 млрд м³. Программа 2015 г. направлена на замену тюменского природного газа собственным углеводородным сырьем, извлеченным из угольных месторождений.

Однако реализация программы 2015 г. при применяемой сегодня технологии добычи угольного метана с помощью вертикальных скважин потребует одновременной их эксплуатации в количестве 2000 шт.

Получаемое таким образом газообразное топливо вряд ли может быть рентабельным. Нужны новые технические решения.

Рассмотренные выше инновационные технологии (частично проверенные при подземной газификации угля) способны повысить эффективность извлечения угольного метана. Для практической реализации этого необходимы не только инвестиции на демонстрационную (пилотную) установку, но и создание федерального координационного центра в Кузбассе по этой проблеме.

Чтобы встретить 2015 г. промышленной добычей угольного метана в количестве 4–5 млрд м³, необходимо ускорить испытание новых технических решений, в частности рассмотренных выше.

1.6. Перспективы и задачи

Мировые ресурсы метана угольных месторождений составляют приблизительно 250 трлн м³ и размещены в 69 странах мира (табл. 1). В 35 странах ведутся работы по проблеме угольного метана, в 17 – пробурены добычные скважины, а в Канаде и Австралии осуществляют его промышленную добычу. Китай, Индия и Польша планируют начать промышленную добычу угольного метана.

В США непрерывно (ежегодно) возрастает объем добычи метана из 6–7 угольных месторождений. В 2011 г. в США добыли 55 млрд м³ угольного метана, что составило приблизительно 10 % от общего производства газового топлива. По прогнозу, эта доля должна возрасти до 15 %.

Серьезное отставание Российской Федерации от многих стран мира в организации производств по извлечению метана из угольных пластов на стадии шахтной и промысловой (заблаговременной) дегазации метаноугольных месторождений диктует необходимость форсирования практических работ в этой области.

Необходима широкая опытно-промышленная проверка различных технологий, предлагаемых учеными и инженерами страны. Определяющим параметром в выборе наиболее эффективной из них должен являться дебит метана из скважины при минимальных удельных затратах на его извлечение.

Рассмотренные выше новые нетрадиционные термические технологии (пневмогидравлическое разупрочнение угольного пласта и бурение горизонтальных каналов с дальнейшим огневым воздействием в обоих вариантах), по предварительной оценке, могут обеспечить притоки метана к искусственно созданным коллекторам, а следовательно, рост дебита из газодобывающей скважины в количестве до 30–40 тыс м³/сут. При этом концентрация метана в извлекаемой смеси должна достигать 90 %.

Некоторые элементы этих технологий могут применяться и при предварительной шахтной дегазации угольных пластов, при этом будет повышена не только концентрация метана в вакуумированной смеси, но и степень извлечения метана на шахтном поле. Это снизит риск взрывов метана в шахтных выработках. Естественно, необходимо учитывать специфические требования дальнейшей механической выемки угля к сплошности пласта.

Итак, термическое воздействие на угольный пласт является, на наш взгляд, одним из наиболее эффективных методов увеличения его метаноотдачи.

Убедительным подтверждением этого является факт увеличения метаноотдачи после продувки угольного пласта в естественных условиях компрессорным воздухом.

Так, на нескольких шахтах Карагандинского бассейна был проведен эксперимент по закачке в угольный пласт воздуха в процессе предварительной его дегазации. После этого был зафиксирован стабильный дебит метана с дебитом 5000 м³/сут. Это свидетельствовало о начале процесса десорбции метана в результате прогрева угольного пласта при малоокислительном взаимодействии кислорода нагретого компрессорного воздуха и угля.

Рис. 17 – Зависимость сорбции метана от температуры нагрева угля

По некоторым экспериментальным данным, полученным в Научно-исследовательском институте геомеханики и маркшейдерского дела, нагрев воздуха даже на 5–7 °C приводит к десорбции метана в количестве 15–18 % [46, 47]. На рис. 17 представлено влияние нагрева угля на его сорбционную способность (кривая десорбции обратно пропорциональна сорбционной кривой).

Тем более эффективным должен оказаться метод прогрева угольного пласта путем его огневой обработки. Отсюда, вторая стадия рассмотренной технологии термического воздействия, заключающегося в фильтрации горячих продуктов в массив через искусственно созданные коллекторы повышенной дренирующей способности, должна существенно увеличить метаноотдачу. При этом дополнительным позитивным фактором в десорбции метана будет наличие в продуктах горения угля углекислого газа и азота.

Итак, заблаговременная промысловая добыча метана в Российской Федерации практически до сих пор не начата, хотя она могла бы быть заметной статьей в топливно-энергетическом балансе страны и регионов (в США в газовом топливе доля угольного метана достигает 10 %). Задача заключается в ускорении практических работ по реализации новых технологий извлечения метана.