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

Глава 2
СЛАНЦЕВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

2.1. Состояние проблемы

На территории бывшего СССР в середине двадцатого века были выполнены первые попытки разработки залежей горючих сланцев. Горючие сланцы Эстонии и Ленинградской области, залегающие на глубинах до 50–60 м, извлекались в основном карьерным или шахтным способом и термически перерабатывались в специальных наземных аппаратах. Основными продуктами были низкокалорийный горючий газ, который использовали, как правило, в теплоэнергетических установках, и жидкая углеводородная фракция [48, 49]. Углеводородная фракция является продуктом термической обработки органической части горючих сланцев, называемой керогеном, и ее содержание может достигать 40–50 % от всей массы сланца. Выход широкой углеводородной фракции из керогена приближается к 80–85 %, при этом в ней велика доля тяжелых углеводородов. Сегодня жидкую фракцию керогена сланцев часто называют «сланцевой нефтью», что не совсем объективно. Общим между традиционной нефтью и сланцевой нефтью является то, что обе служат исходным сырьем для глубокой переработки (перегонки) с получением широкой гаммы углеводородов, в том числе бензиновой фракции.

Первые попытки подземной (бесшахтной) переработки эстонских горючих сланцев, залегающих на глубине 50–60 м, были выполнены в начале пятидесятых годов двадцатого века учеными Института горючих ископаемых. Огневая обработка залежи сланцев оказалась вполне успешной, однако, вследствие ее малой глубины, обеспечить герметичность подземного генератора (даже при использовании дымососов на продуктоотводящих скважинах) не удалось [50].

Последние 8–10 лет мировая энергетика переживает период «сланцевой революции»: нарастающими темпами повышается добыча природного газа из сланцевых глинистых пород [51].

Сегодня вклад сланцевого газа в общее потребление природного газа в США превышает 200 млрд м³/год, что составляет 30 % от общего потребления газового топлива. Более того, к 2035 г. США планируют увеличить его долю до 50 %. Естественно, такие темпы прироста добычи сланцевого газа в США не могут не сказаться на мировой экспортно-импортной политике, прежде всего, в Российской Федерации и Катаре – основных мировых экспортерах природного газа [52].

В Российской Федерации сланцевая газовая проблема пережила этапы от «биржевого сланцевого пузыря», который лопнет в ближайшее время, до указания президента Российской Федерации «срочно и серьезно заняться проблемой». Отсюда массовое появление многочисленных публикаций в средствах массовой информации и научно-инженерной литературе, которые посвящены сланцевой проблеме. Добычей сланцевого газа и нефти начали активно заниматься в Китае, Израиле, Польше и других странах [52–54].

2.2. Горючие сланцы

В соответствии с данными, представленными в табл. 1, мировые ресурсы горючих сланцев, залегающих на глубине 300–400 м, оцениваются величиной 650 млрд т. В границах бывшего СССР основные запасы таких сланцев сосредоточены в Эстонии, Ленинградской области и Поволжье. В остальном мире основные ресурсы горючих сланцев сосредоточены в США, Бразилии и Китае. В последние годы обнаружены большие запасы горючих сланцев на прибрежных территориях Израиля.

Горючие сланцы – это однородные породы тонкослойной структуры. В сланцах различают минеральную (акаустобиолиты) и органическую (каустобиолиты) части. Органическая часть горючих сланцев (кероген) может быть гумусовой и сапропелитовой.

В ОАО «Газпром промгаз» разработаны новые технические решения подземной газификации и отгонки керогена горючих сланцев, использующие различные элементы технологии подземной газификации угля. Эти технические решения – гораздо эффективнее тех, которые испытывают сегодня в мире. Например, в Израиле испытывают технологию, в которой в одних вертикальных скважинах осуществляют электрический нагрев сланцевой залежи, а из других извлекают кероген. Энергетическая затратность и малая эффективность этой технологии очевидны.

2.2.1. Подземная газификация горючих сланцев

Известно техническое решение по подземной разработке горючих эстонских сланцев методом их подземной газификации с помощью серии вертикальных скважин [50]. Оно было реализовано на глубине 10 м с помощью многочисленных коротких вертикальных скважин. Для предотвращения утечек парогазовой продукции продуктоотводящие скважины были оборудованы дымососами. Такая технология неприменима для масштабной переработки глубокозалегающих горючих сланцев, прежде всего, из-за неизбежных экологических загрязнений и больших капитальных затрат на бурение большого количества вертикальных скважин, находящихся в зоне сдвижения вышележащего горного массива.

Необходима новая промышленная технология подземной газификации сланцевой массы, которая будет отличаться низкими капитальными и эксплуатационными затратами и учитывать все особенности термической переработки горючих сланцев.

Рассмотрим основные этапы реализации предлагаемого способа скважинной термической переработки горючих сланцев (рис. 18).

Рис. 18 – Схема модуля подземного газогенератора: 1 – продуктоотводящая скважина; 2 – дутьевая скважина; 3 – породная часть скважины; 4 – часть скважины по сланцу; 5, 6 – поперечная скважина; 7 – вертикальная розжиговая скважина; 8 – точки переноса подвода дутья; 9 – линии выгазования сланцевой залежи

На пласт горючего сланца бурят две продуктоотводящих скважины 1 и между ними – одну дутьевую 2. Каждая из этих скважин состоит из обсаженной 3, пройденной по породам с земной поверхности до сланцевого пласта, и необсаженной 4, пройденной по пласту сланца, преимущественно по нижней его пачке. На предполагаемом горизонте первоначального розжига бурится поперечная скважина, состоящая из обсаженной 5 и сланцевой 6 частей.

При размещении подземного генератора на глубинах 300 м и более, а также при наличии в сланцевой залежи пропластков известняка и песчаника под влиянием горного давления вполне реально их обрушение в буровые каналы. Поэтому сразу же после завершения бурения их сланцевых частей 4 и 6, предусмотрен спуск в них хвостовиков из легкоплавкого материала (на рис. 18 показаны пунктиром вдоль буровых каналов 4 и 6).

Все пробуренные по пласту сланца скважины соединяют в единую гидравлически связанную систему либо в процессе навигационного бурения, либо методом гидравлического разрыва. В специальной вертикальной скважине 7 осуществляют розжиг сланца и, нагнетая в нее компрессорный воздух, выжигают часть сланца в пласте.

Продукты горения фильтруются по пласту, часть из них попадает в поперечную и в крайнюю (ближайшую) продуктоотводящую скважину 1. По ним непрерывно отбирают пробу на химический анализ. После обнаружения в смеси углекислого газа и других продуктов горения сланца в поперечную скважину начинают нагнетать воздушное дутье в количестве 300–400 м³/ч, а вертикальную скважину 7 переводят в режим газоотвода.

В этом режиме очаг горения будет перемещаться навстречу нагнетаемому воздуху со скоростью 2–3 м/ч. Для своевременной фиксации перемещения очага горения под колонну 5 поперечной скважины в нее предварительно опускают специальное устройство, фиксирующее подъем температуры (например, замыкание электрической цепи при температуре выше 200 °C).

В процессе огневой проработки сланцевой части 6 поперечной скважины фиксируют зависимость скорости противоточного перемещения очага горения (w) от расхода воздушного дутья (q) – w = f(q) в диапазоне изменения (q) от 100 до 1000 м³/ч. И учетом этой зависимости прорабатываются сланцевые каналы 4 всех остальных продуктоотводящих скважин 1.

После огневой проработки сланцевого канала 6 и появления продуктов горения в крайней продуктоотводящей скважине 1 в нее начинают нагнетать воздух. При этом его количество выбирают в соответствии с зафиксированной на поперечной скважине зависимостью w = f(q). Скорость противоточного перемещения очага горения вдоль сланцевого канала 4 продуктоотводящей скважины 1 равна 1–2 м/ч, что соответствует расходу воздушного дутья 300–1000 м³/ч.

Особый режим эксплуатации организуют на дутьевой скважине 2. Вместо многочисленных вертикальных скважин для нагнетания воздушного дутья по мере огневой переработки сланца между ней и продуктоотводящими скважинами 1 бурят одну дутьевую скважину. При этом после соединения ее с проработанным сланцевым каналом поперечной скважины 6 организуют на ней особый (гидродинамический) технологический режим.

Процесс термической переработки сланца осуществляют на расходе воздуха 10–12 тыс м³/ч. После отработки полосы длиной 10–15 м между дутьевой и продуктоотводящей скважинами снижают расход воздуха до 300–400 м³/ч, что вызывает перемещение воспламененной зоны навстречу воздуху. Скорость противоточного перемещения очага горения необходимо поддерживать равной 1–2 м/ч, что регулируют по ранее определенной зависимости w = f(q).

Так, переходя от рабочего расхода воздуха 10–12 тыс м³/ч к кратко-временному снижению его количества до 300 м³/ч, перемещают воспламененную сланцевую поверхность на заданные 10–15 м по направлению к породной части дутьевой скважины 2 (ожидаемое время противоточного перемещения очага горения – 5–10 ч).

При этом переход в нагнетании рабочего расхода воздушного дутья к умеренному его расходу и, следовательно, к новой точке подвода рабочего расхода воздуха определяют по количеству необходимого для термопереработки пласта сланца между дутьевой и соседними продуктоотводящими скважинами по формуле:

B

(10)

где Q_Д – суммарное количество воздушного дутья, м³;

L – расстояние между продуктоотводящими скважинами, м;

h – мощность (высота) пласта сланца, м;

l – расстояние по пласту сланца, м;

γ – удельный вес сланца, т/м³;

В_г – удельный выход газа, м³/кг;

ϑ_уд – удельный расход воздуха на образование газа, м³/м³.

Изменяя таким образом гидродинамический режим на дутьевой скважине, переносят воспламененную зону в сланцевой залежи на заданные 10–15 м (точки 8 на рис. 18), постепенно термически перерабатывают все запасы между дутьевыми 2 и продуктоотводящими 1 скважинами. Отработанные запасы сланца на рис. 18 условно показаны пунктирными линиями.

Остальные дутьевые 2 и продуктоотводящие 1 скважины промышленного генератора вводят в эксплуатацию аналогично рассмотренным выше скважинам модуля, представленного на рис. 18.

Характерными особенностями рассмотренного технологического процесса являются активное газообразование в окислительной зоне и дальнейшее обогащение низкокалорийного газа (при температуре от 1200 °C) продуктами термического разложения керогена сланцевой залежи (углеводороды С₂₊) при движении парогазовой смеси вдоль реакционного канала подземного генератора.

В химическом поверхностном комплексе осуществляют улавливание, очистку и подготовку газовой и смоляной фракций к потреблению.

2.2.2. Подземное производство «сланцевой нефти»

В горючих сланцах содержится до 50 % органических веществ (керогена), а выход летучих из них достигает 80–85 %.

Необходима промышленная технология подземной термической переработки горючих сланцев, отличающаяся максимальным извлечением органического вещества (керогена), которое условно можно считать «сланцевой нефтью».

На рис. 19 и рис. 20 представлены, соответственно, модуль (поперечный разрез) и подземный генератор (в плоскости пласта сланца) «сланцевой нефти».

На пласт горючего сланца 1 бурят наклонно-направленную 2 и вертикально-направленную 3 скважины. При этом скважину 3 обсаживают и цементируют на всю длину до входа в пласт сланца 1. Наклонно-направленную скважину 2 обсаживают и цементируют до входа в пласт сланца 1, а горизонтальную сланцевую ее часть 4 не обсаживают

Рис. 19 – Поперечный разрез по одному модулю генератора: 1 – залежь горючих сланцев; 2 – горизонтально-направленная скважина; 3 – вертикально-направленная скважина; 4 – хвостовик; 5 – горизонтальный буровой канал по сланцу

В случае наличия в пласте 1 песчанных пропластков в сланцевый буровой канал 4 может быть опущен хвостовик 5 из легкоплавкого металла.

На рис. 20 представлен промышленный подземный генератор, состоящий из семи описанных выше отдельных модулей. Количество модулей в промышленном генераторе может быть различным.

Технологическую последовательность подготовки и эксплуатации каждого модуля реализуют следующим образом (рис. 19).

После завершения бурения скважин 2 и 3 (путем интеллектуального навигационного бурения этих скважин предполагают соединение их в гидравлически связанную пару «наклонно-направленная-вертикально-направленная скважины») разжигают сланец на забое вертикально-направленной скважины 3. Добиваются полного ее соединения со сланцевым каналом 4, что фиксируют по равенству давлений на нагнетательной 3 и закрытой скважине 2.

После этого начинают огневую проработку сланцевого канала 4, для чего нагнетают 300–500 м³/ч воздушного дутья в наклонно-направленную скважину 2, а вертикально-направленную скважину 3 открывают в атмосферу. Такой гидродинамический режим обеспечит перемещение очага горения навстречу воздушному потоку со скоростью 1,0–1,5 м/ч, а следовательно, термическое расширение первоначального сланцевого бурового канала 4. Образовавшийся расширенный буровой канал 4 будет отличаться повышенной фильтрационной поверхностью и высокой ее проницаемостью, а следовательно, и высокой дренирующей способностью. По такому же технологическому режиму обрабатывают все семь модулей, объединенных на рис. 20 в промышленный генератор.

Рис. 20 – Подземный генератор «сланцевой нефти» (в плоскости пласта сланца): 1, 2 – головки устьев дутьевых и продуктоотводящих скважин; 3, 4 – буровые горизонтальные каналы дутьевых и продуктоотводящих скважин

При этом с целью облегчения эксплуатации генератора, а также сокращения земной поверхности, занятой головками скважин, последние размещают (на стадии забуривания) компактно, как представлено на рис. 20. Наклонно-направленные и вертикально-направленные скважины объединены в отдельные зоны (соответственно, 1 и 2). Такая компактность имеет принципиально большое экономическое, социальное и экологическое значение.

Предварительно термически обработанные модули «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины» объединяют в две группы: нагнетательные 1 и добычные 2 модули. В нагнетательные модули 1 нагнетают воздушное дутье, которое реагирует с воспламененной сланцевой поверхностью, а образовавшиеся продукты горения (в основном СО₂, Н₂О и N₂) продавливаются через массив сланцевой залежи между соседними модулями 3 и 4. Продукты горения, имеющие первоначальную температуру 1000–1200 °C, фильтруясь через пласт сланца, нагревают его и отгоняют сланцевый кероген («сланцевую нефть») в добычные модули 2. В соответствии со своим назначением, группу нагнетательных модулей 1 оборудуют воздушными компрессорами, а группу добычных модулей 2 – системой охлаждения парогазовой смеси и передачи в химический комплекс для разделения ее на отдельные фракции.

В процессе нагнетательно-фильтрационного воздействия на сланцевую залежь неизбежно изменение состава парогазовой смеси. Можно ожидать постепенного снижения выхода жидких фракций («сланцевой нефти») и возрастания выхода газовой фракции. Заранее определяют запасы керогена в сланцевой залежи между нагнетательным и добычным модулями и после его исчерпания прекращают нагнетательно-фильтрационную стадию технологического процесса.

С целью оптимизации технологического режима по извлечению сланцевого керогена и составу парогазовой смеси целесообразно проведение специальных экспериментов по влиянию расхода нагнетаемого воздуха на различных стадиях отработки запасов сланца между нагнетательным и добычным модулями. В соответствии с этим изменяют режим нагнетания воздуха.

2.3. Сланцевый газ

После ХХIV Мирового газового конгресса (Аргентина, 2009 г.) проблема получения газа метана из глинистых сланцев (сланцевый газ) приобрела глобальную значимость. Ряд стран Америки, Европы и Юго-Восточной Азии прогнозирует снижение своих потребностей в импорте природного газа.

Впервые промышленную добычу сланцевого газа начали осуществлять в восьмидесятые годы двадцатого века в Техасе (США), первоначально с помощью неглубоких вертикальных скважин, пробуренных на залежь глинистых сланцев каменноугольного возраста (месторождение «Барнет»). Приток газа стимулировали, как правило, путем гидравлического разрыва в призабойной части вертикальных скважин.

Уже в начале двадцать первого века в ходе совершенствования технологии перешли на бурение горизонтальных скважин, при этом стали применять оригинальный многоэтапный гидравлический разрыв (до десяти гидроразрывов по длине обсаженной горизонтальной части скважины).

В соответствии с нефтегазовой геологией, газосланцевое месторождение обусловлено несколькими важными показателями [55]:

• содержание глин не должно превышать 50 %, так как при большем их содержании пластические деформации не позволят образовывать трещины после гидравлического разрыва пород залежи, а следовательно, и эффективного движения флюида (сланцевого газа) по ним;

• масса органического вещества в газосланцевой залежи должна превышать 1 %;

• отражательная способность витринита R₀, определяющая степень зрелости органического вещества в сланцах, должна составлять 1,5–4,0. Именно в этой области значений отражательной способности витринита характерна повышенная генерация газообразных углеводородов;

• пористость газосланцевой залежи должна превышать 3 %, поскольку при меньшей пористости объемы содержащегося в ней газа малы для промышленной его добычи.

Переходя к рассмотрению существующих (американских) и предлагаемых технологий разработки газосланцевых месторождений, нельзя не отметить высокую степень геолого-разведочных работ на газовых сланцах в США. Если в США степень изученности их бурением достигает 360 м/км² (прибрежная часть Мексиканского залива), то в Российской Федерации она составляет всего 22 м/км².

2.3.1. Месторождения и технология добычи сланцевого газа в США

В настоящее время в США разведано более 30 газосланцевых месторождений. Наиболее известными и разрабатываемыми являются: Барнет, Фаеттвил, Марцеллус, Вудфорд, Хейнеевил, Эктрим, Нью-Олбани. Основные параметры (геологические, технологические, экономические и др.) этих месторождений следующие:

• запасы газа на скважину – 80–100 млн м³;

• дебиты газа на начальной стадии доходят до 500 тыс м³/сут, в течение первого года они снижаются на 70 %, а затем медленно падают до 10–15 %;

• жизненный цикл скважины – 8–12 лет;

• удельная плотность извлекаемого газа – 4–300 млн м³/км²;

• стоимость добычной горизонтальной скважины – $3–10 млн;

• в технологии гидроразрыва используются вода и пропанты (гранулированные алюмосиликаты);

• в структуре затрат 20–25 % занимает бурение, до 40 % – гидроразрыв и интенсификация притока, до 15 % – поверхностный транспорт газа.

В соответствии с данными табл. 1, ресурсы сланцевого газа в США достигают 110 трлн м³.

Как же можно охарактеризовать техническое содержание разработанной в США технологии добычи сланцевого газа?

Коротко, эта технология заключается в бурении на газосланцевую залежь вертикально-горизонтальных скважин, проведении в горизонтальном стволе серии гидроразрывов по длине, что требует нескольких спусков и подъемов пакеров, перфораторов и бурового инструмента. При гидроразрыве в качестве жидкости используют воду, а в качестве пропанта (твердого закрепителя образованной щели) – гель и другие химические вещества [56].

Глубина залегания газосланцевой толщи достигает 4000–6000 м, ее мощность – 50–300 м, длина горизонтального ствола скважины – до 2000 м.

Проанализируем известное решение, широко используемое на Западе (рис. 21). Вертикально-горизонтальная скважина 1 состоит из вертикального и горизонтального стволов, при этом по длине горизонтального ствола 3 осуществляют несколько гидроразрывов 4 газосланцевой толщи. Проведение многоэтапных гидроразрывов требует, соответственно, многоразовых забойных сборок скважинного оборудования для перфорации, пакерной изоляции, а также гидроразрывов сланцевой залежи. Все это определяет высокую стоимость такого способа стимуляции горизонтального ствола 3 несколькими гидроразрывами по длине. Последнее также обуславливает ограниченную по величине дренирующую поверхность.

Современное состояние добычи сланцевого газа в мире наиболее подробно изложено в работе [57]. В Российской Федерации проблему разработки залежей горючих сланцев и сланцевого газа пора начать реально осваивать [58].

Рис. 21 – Конструкция модуля для добычи сланцевого газа (США): 1, 2 – вертикально-горизонтальная скважина; 3 – горизонтальный ствол; 4 – зона гидроразрыва в газосланцевой залежи

2.3.2. Новая отечественная технология добычи сланцевого газа

Анализируя негативные особенности (в первую очередь, экологические последствия закачки в горный массив при его гидроразрыве химических загрязнителей) американской технологии добычи сланцевого газа, мы предлагаем отечественную технологию стимулирования его притока.

В предлагаемом способе реализуют проточную схему нескольких скважин, соединенных в единую гидравлически связанную систему (рис. 22). Это позволяет применить несколько вариантов стимуляции горизонтального ствола, причем по всей его длине.

В соответствии с рис. 22, из основного вертикального ствола 1 бурят несколько необсаживаемых горизонтальных стволов 2 (на схеме представлено по кругу четыре или восемь стволов), на каждый из них бурят вертикальные скважины 3. Используя современные навигационные средства, удается соединить вертикальные скважины 3 с торцом горизонтальных каналов 2.

В случае необходимости используют гидравлический разрыв сланцевой толщи чистой водой из вертикальных скважин 3. Кроме того, горизонтальные стволы 2 могут располагаться пространственно между кровлей и почвой сланцевого пласта.

Рис. 22 – Предлагаемый модуль для добычи сланцевого газа: 1 – вертикальная добычная скважина; 2 – горизонтальные буровые стволы; 3 – устье вертикальных скважин

Количество горизонтальных стволов определяют в зависимости от газонасыщенности газосланцевой залежи и их протяженности. В проекте опытного предприятия по извлечению метана из газосланцевой залежи предусмотрено четыре боковых горизонтальных ствола. Это предприятие планируют реализовать в прибрежной зоне северо-восточной Сибири, где прогнозируют крупное газосланцевое месторождение на глубине более 1000 м.

Центральный вертикальный ствол 1 имеет диаметр в обсадке 12 дюймов (300 мм), а диаметры горизонтальных стволов 2 и вертикальных скважин – 3–4 дюйма (100 мм).

После соединения скважин 3 с горизонтальными стволами 2 приступают к активной стимуляции последних с целью интенсификации притока к ним сланцевого газа. Причем в проекте пилотного предприятия предусмотрено испытание трех методов стимуляции притока сланцевого газа.

Первый вариант стимулирования заключается в пневмогидравлическом воздействии на стенки горизонтального ствола. С этой целью в один из горизонтальных стволов 2 через вертикальную скважину 3 закачивают чистую воду, при этом задвижку на центральном вертикальном стволе 1 закрывают. При нагнетании 10–15 м³/мин воды давление на головке вертикальной скважины 1 постепенно повышается до величины, не превышающей давления гидроразрыва на этой глубине (для глубины 1000 м давление гидроразрыва составляет 28,0–30,0 МПа). После этого задвижку на головке скважины 1 открывают, а в скважину 3 начинают нагнетать воздух высокого давления в количестве 1000–1500 м³/ч. Давление на скважине 3 постепенно снижается, поток воды в горизонтальном канале 2 «разгоняется» и механически воздействует на его стенки, в истекающей из центрального вертикального ствола 1 водо-воздушной смеси появляются куски отслоившейся сланцевой породы. После прекращения выноса твердых частиц задвижку на головке скважины 1 закрывают, а в скважину 3 начинают нагнетать воду, при этом давление в ней постепенно повышается до величины, близкой к давлению разрыва, и т. д.

Эту технологическую последовательность повторяют многократно, что приводит к гидравлическим ударам в горизонтальном стволе 2 и отслаиванию породы с его боковых стенок, а следовательно, к его расширению. Кроме того, при таком гидроимпульсном воздействии на массив образуются площадные трещины, уходящие вглубь от горизонтального ствола по всей его длине.

Для реализации этого метода стимуляции притока газа к горизонтальной дрене необходимы мобильные водяные насосы общей производительностью до 15–20 м³/мин (давление – до 30,0 МПа) и передвижной воздушный компрессор производительностью до 1500 м³/ч (давление – до 30,0 МПа).

Второй вариант стимулирования заключается в огневом расширении горизонтального ствола 2. Для этого в забое центрального вертикального ствола 1 с помощью специальных воспламенителей разжигают сланец. Нагнетают воздух в вертикальную скважину 3 в количестве 500–600 м³/ч, и очаг горения перемещается навстречу потоку воздуха от вертикального ствола 1 к вертикальной скважине 3 со скоростью 1,0 м/ч. Скважину 1 оборудуют системой охлаждения. Таким образом, в течение месяца горизонтальный буровой канал длиной 1000 м будет расширен до 0,4–0,6 м и прогрет на глубину до 1,0–1,5 м. После тушения очагов горения азотом термически обработанная дрена между скважинами 1 и 3 будет активно дренировать сланцевый газ.

Третий вариант стимулирования заключается в укладке в горизонтальном стволе 2 штатного взрывчатого вещества в оболочке. Объем ствола заполнен водой, а обсаженные вертикальные стволы 1 и 3 изолируются установкой в нижней части пакеров. После этого инициируют взрыв уложенного в оболочке взрывчатого вещества. Вследствие малой сжимаемости воды ударные волны затухают очень медленно. При взрыве возникает газовый пузырь, давление внутри которого достигает сотен мегапаскалей. Ударная волна, возникающая вследствие расширения газов, попеременно расширяется и сжимается. В результате механических напряжений слои сланца на стенках бурового канала механически разрушаются, и возникают необратимые деформации.

Кроме того, экспериментально было показано, что заполнение горизонтального канала взрывчатым веществом (тротилом) желательно в пределах 5–20 %. В этом случае давление в газовом пузыре – максимально, как и разупрочнение сланцевой залежи.

Образовавшаяся взрывная волна должна произвести интенсивное обрушение в канале и газосланцевой залежи. После удаления образовавшейся мелочи твердых частиц в канале дренирующая способность горизонтального ствола 2 с активной трещиноватостью в породах залежи должна возрасти в сотни раз.

Для определения эффекта (каждого из трех рассмотренных вариантов стимулирования) притока сланцевого газа необходимо провести соответствующие гидродинамические исследования сразу же после завершения бурения и после реализации варианта стимулирования (гидроимпульсное, огневое, взрывное). Это даст основания для рекомендаций по промышленному использованию испытанных вариантов.

Реализовать предлагаемый способ планируют на демонстрационном (пилотном) объекте добычи сланцевого газа на северо-восточном газосланцевом месторождении (Якутия, Чукотка).

Эффективным способом создания в забое вертикальной скважины зоны повышенной дренирующей способности может быть воспламенение сланца в этой скважине и сжигание части углеводородов в прилегающей к забою зоне путем нагнетания в скважину воздушного дутья.

При огневом воздействии на сланцевую залежь обязательным конечным этапом в технологическом регламенте должно быть нагнетание в скважину азота. Это обеспечит экологическую чистоту технологии в целом.

2.4. Перспективы и задачи

Успехи США, которые увеличили добычу сланцевого газа до 200 млрд м³/год за период с 2000–2010 гг., серьезно повлияют на мировой экспортно-импортный газовый рынок.

Разработанная в США технология имеет некоторые недостатки, прежде всего, экологические последствия. Российский опыт подземной газификации угля дает основания для разработки новых эффективных и экологически чистых технических решений.

Потребуется широкая программа геолого-разведочного уточнения газосланцевых месторождений в Российской Федерации. После этого должно последовать сооружение опытно-промышленных предприятий для отработки новых отечественных технических решений.