Ефим Крейнин - Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография

• Название: Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография
• Автор: Ефим Крейнин
• Жанр: Химия

Современные тенденции развития мировой энергетики направлены на вовлечение в топливно-энергетический баланс нетрадиционных углеводородных источников: метансланцевых, угольных и газогидратных месторождений, а также высоковязкие нефти и битумы, извлечение которых пока проблематично. В монографии изложены инженерные и научные основы разработки нетрадиционных трудноизвлекаемых углеводородных источников, добыча которых стала приоритетной задачей современного мирового топливно-энергетического комплекса. Предлагаемые технические решения подтверждены многочисленными патентами Российской Федерации. Особый интерес представляет перспектива производства синтетических углеводородов (жидких и газообразных) из угля при его подземной газификации. Практическая реализация разработанных технологий позволит существенно расширить ресурсную базу экологически чистых органических топлив.

---

Главное отличие этой технологии от тех, которые уже применяют в настоящее время (для извлечения угольного метана), заключается в осуществлении процесса гидроразрыва на воде и без закрепления щели песком. Путем попеременного по давлению пневмогидравлического воздействия («вода-воздух») на щель гидроразрыва удается получить в угольном пласте необратимые деформации с выносом угольной мелочи как через скважины, так и проталкивания ее в площадные щели гидроразрыва вглубь (от нагнетательной скважины) угольного пласта. Созданные щели и каналы имеют протяженные свободные боковые поверхности и поэтому высокую дренирующую способность. Они являются эффективными коллекторами для притока к ним угольного метана в частично разгруженном угольном массиве.

После создания искусственных коллекторов в угольном пласте наступает стадия осушения газоугольного массива, которая завершается образованием депрессионной воронки в районе скважин с опущенными в них погружными насосами.

По мере снижения дебита извлекаемой воды нарастает дебит угольного метана – начинается этап его интенсифицированного извлечения.

2. Термическое воздействие на угольный массив.

Основное содержание второго этапа заключается в розжиге угольного пласта в одной или нескольких скважинах и нагнетании в них воздуха от передвижных компрессоров высокого давления.

Образовавшиеся горячие продукты горения угля проникают в искусственные коллекторы, созданные на первом этапе предлагаемой технологии, а через их боковые поверхности – и в угольный массив в целом, содействуя десорбции метана.

Прогрев угленосного массива горячими продуктами содействует также существенному (кратному) увеличению коэффициента его газопроницаемости, а следовательно, прямопропорциональному возрастанию дальнейшего притока к нему угольного метана.

Снизившийся дебит метана после первого (холодного) этапа технологии вновь возрастает, и начинается второй этап технологии интенсифицированного извлечения угольного метана.

3. Материальное обеспечение предлагаемой технологии.

1.1. Количество экспериментальных вертикальных скважин должно быть не менее двух, расстояние между ними – 80–100 м.

На рис. 8 представлены три варианта. Первый (а) – две скважины, второй (б) – четыре скважины, третий (в) – семь скважин.

Рис. 8 – Схемы реализации новой технологии извлечения угольного метана (путем межскважинной кавитации): а – двухскважинная; б – четырехскважинная; в – семискважинная

Детальный технологический регламент является самостоятельной задачей и подробно описан в патентах на изобретения ОАО «Промгаз» [37–39].

1.2. Количество водяных насосов для осуществления процесса гидроразрыва угольного пласта обусловлено количеством экспериментальных скважин.

В варианте (а) должно быть 2 насоса с темпом закачки 1,5–2,0 м3/мин, в варианте (б) желательно иметь 4–5 насосов с темпом закачки 4–5 м3/мин, в варианте (в) – 8–10 насосов с темпом закачки до 10 м3/мин

Гидравлический напор водяных насосов обусловлен глубиной скважин. Например, при глубине 1000 м давление нагнетания воды должно быть 32,0–35,0 МПа.

1.3. Передвижной воздушный компрессор должен работать при давлении 12,0–13,0 МПа (при глубине скважины 1000 м) и расходе воздуха 600–1000 м3/ч.

В вариантах (б) и (в) желательно иметь два воздушных компрессора.

1.4. Погружные насосы для откачки воды (по количеству скважин).

Новая технология интенсифицированного извлечения метана из угленосных массивов может быть реализована различными способами. Рассмотренные выше варианты (рис. 8) – далеко не единственные [40, 41].

Рассмотрим на примере семискважинной схемы технологический регламент пневмогидродинамического разупрочнения угольного пласта.

На рис. 8 (в) представлена принципиальная схема участка угольного пласта с пробуренными семью скважинами. Количество скважин на периферии может быть снижено до трех, соответственно, с меньшей зоной разупрочнения (рис. 8 (б)).

Предлагаемый способ разупрочнения угольного пласта реализуют следующим образом.

На угольный пласт бурят несколько скважин: одну центральную 1 и несколько периферийных, удаленных от центральной скважины на одинаковое расстояние. На рис. 8 (в) в качестве примера представлены шесть периферийных скважин 2.

В начале технологической последовательности осуществляют гидравлический разрыв угольного пласта через центральную скважину 1, периферийные скважины 2 закрыты. На периферийных скважинах непрерывно измеряют статическое давление. После его стабилизации, в течение некоторого времени начинают нагнетать воздух высокого давления. Многократное повторение цикла «вода-воздух» содействует расширению естественных микротрещин и их соединению в единую систему. В результате происходит откалывание слоев угля, расширение щели гидроразрыва и вынос угольной мелочи за пределы зоны воздействия. Давление нагнетания воды и воздуха в скважину 1 постоянно снижается, что свидетельствует о заметном снижении сопротивления созданного искусственного коллектора. На рис. 8 (в) эти зоны показаны пунктиром.

После этого при закрытой центральной скважине 1 начинают нагнетать одновременно во все или последовательно в несколько периферийных скважин 2. Одновременность или последовательность задействования периферийных скважин зависит от наличия на участке технических средств по закачке воды под высоким давлением. Расход воды на каждую периферийную скважину должен составлять до 1,5–2,0 м3/мин

После стабилизации давления на скважинах 2 открывают центральную скважину 1 в атмосферу и начинают промывку коллектора водой. При этом периодически переходят с закачки воды на нагнетание воздуха. Эта операция содействует расширению щели гидроразрыва, в первую очередь, в зоне, прилегающей к периферийным скважинам 2. Угольная мелочь выносится из открытой центральной скважины 1. Эта стадия технологического регламента представлена на рис. 8 (в) зонами 4, ограниченными сплошными линиями.

Количество вынесенной угольной мелочи из скважины 1 соответствует объему созданного в пласте искусственного коллектора и позволяет оценить его дренирующую способность.

В результате осуществления перечисленной технологической последовательности практически вся площадь, оконтуренная периферийными скважинами 2 (за исключением площади, не охваченной пунктирными и сплошными линиями в зонах 3 и 4), оказывается эффективно разупорядоченной и характеризуется высокой дренирующей способностью. Приток воды и метана в нее высок, после откачки воды можно ожидать извлечение из искусственно созданного коллектора более 1000 м3/ч угольного метана.

Возможно сочетание вертикальных и горизонтальных скважин, осуществление через них воздействия не только на угольный пласт, но и на его почву и кровлю (соответственно, подработка и надработка угольного пласта). Разгрузка угленосного массива от горного давления будет активно содействовать его метаноотдаче.

Перечисленные выше способы создания протяженных искусственных коллекторов при подземной газификации угольных пластов могут успешно использоваться для извлечения через них угольного метана.

1.5.4. Протяженные буровые каналы

Второй перспективной технологией создания коллекторов с развитой боковой поверхностью является применение протяженных направленных буровых каналов по угольному пласту.

Использование таких буровых каналов для дегазации угольных пластов уже само по себе перспективно, так как по величине поверхности фильтрации для угольного метана они соизмеримы со щелями гидроразрыва.

Главные направления совершенствования технологии извлечения угольного метана через скважины хорошо проявляются при анализе линейного закона фильтрации Дарси (формула Дюпюи):

(3)

где Q – дебит флюида при нагнетании или извлечении, см3/с;

k – коэффициент газопроницаемости, Д;

lk – длина вскрытого забоя скважины, см;

Р1 – давление на контуре области питания, кг/см2;

Р0 – давление флюида в скважине, кг/см2;

µ – вязкость флюида, сП;

R – радиус контура питания, м;

rk – радиус скважины, м.

В соответствии с этим выражением, дебит метана в канал прямо пропорционален его длине, поэтому протяженные горизонтальные буровые каналы по угольному пласту вполне оправданы. Значимость радиуса канала ограничена, поэтому диаметр бурения не имеет принципиального значения. Расстояние до контура питания измеряется сотнями метров. Если пробурить скважину вблизи места скопления метана или трещиноватой зоны, то есть уменьшить расстояние до контура питания в сотни раз, то можно существенно увеличить приток метана в канал. Особое значение имеет величина газопроницаемости угольного пласта, измеряемая на глубине 1000 м всего 0,01–0,001 мД. Поэтому любые методы увеличения газопроницаемости угольного пласта заслуживают пристального внимания.