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

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

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Кузбасский государственный технический университет

имени Т.Ф. Горбачева"

Кафедра Теоретической и геотехнической механики

Пояснительная записка

к дипломной работе

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

студента

Бобровой Кристины Андреевны

Заведующий кафедрой

д.т.н. проф. Хямяляйнен В.А.

Руководитель работы

д.т.н. проф. Иванов В.В.

Кемерово 2014

Задание по дипломной работе

Студенту группы ФП-081 Бобровой Кристине Андреевне

. Тема проекта "Интенсификация добычи метана на метаноугольных месторождениях путем проведения горизонтальных скважин и вибросейсмического воздействия на угольные пласты"

. Срок сдачи студентом законченного проекта

. Исходные данные к проекту Отчёт по преддипломной практике, данные о методах интенсификации добычи метана на метаноугольных месторождениях ООО "Газпром добыча Кузнецк", краткие сведения ООО "Газпром добыча Кузнецк", карты блоковых структур для исследуемого месторождения.

4. Объем и содержание пояснительной записки (основных вопросов общей и специальной части) и графического материала

дипломная работа должна быть изложена на 60-80 страницах машинописного формата, состоять из двух частей: обшей (характеристика ООО "Газпром добыча Кузнецк") и специальной (интенсификация добычи метана на метаноугольных месторождениях путем проведения горизонтальных скважин и вибросейсмического воздействия на угольные пласты)

. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

. Основная литература и рекомендуемые материалы

. Золотых С.С., Карасевич А.М. Проблемы промысловой добычи метана в Кузнецком угольном бассейне. - М.: Издательство "ИСПИН", 2002. - 570 с.

. . Зайденварг В.Е., Айруни А.Т., Галазов Р.А. и др. Комплексная разработка метаноносных угольных месторождений. - М.,1993. - 143с.

. Малышев Ю.Н., Трубецкой А.Н., Айруни А.Т. Фундаментально прикладные методы решения проблемы метана угольных пластов. - М.: Издательство Академии горных наук, 2000. - 519с.

. Карасевич А.В., Хрюкин В.Т., Зимаков Б.М. и др. Кузнецкий бассейн крупнейшая сырьевая база промысловой добычи метана из угольных пластов М. Издательство Академии горных наук, 2001, 62 с.

. Хрюкин В.Т., Сторонский Н.М., Швачко Е.В., Васильев А.Н., Кирильченко А.В., Малинина Н.С., Митронов Д.В.Типизация метаноугольных месторождений (на примере кузбасса) с оценкой возможности применения различных технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов.

. Павленко М.В. Извлечение метана из угольных пластов с использованием вибрационного воздействия. - М.: Издательство Московского Государственного Горного Университета, 2004. - 155с.

. Курленя М.В., Сердюков С.В. Нелинейные эффекты при излучении и распространении вибросейсмических сигналов в массиве горных пород // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 1999. - №2. - С. 3-10.

Календарный план студента-дипломника

. Горный институт

. Специальность 130401 "Физические процессы горного или нефтегазового производства"

. Кафедра Теоретической и геотехнической механики

. Фамилия, имя, отчество (полностью) Боброва Кристина Андреевна

. Тема дипломной работы Интенсификация добычи метана на метанугольных месторождениях путем проведения горизонтальных скважин и вибросейсмического воздействия на угольные пласты

. Руководитель проекта д.т.н. проф. Иванов Вадим Васильевич

Календарный рабочий план

На основании результатов просмотра дипломного проекта, студента Боброву К. А. кафедра считает возможным допустить его к защите в ГАК.

Реферат

Дипломная работа состоит из 2 частей, объемом 71 страница, включая 11 рисунков, 3 таблицы, 23 источника.

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

Объект исследования: ООО "Газпром добыча Кузнецк".

Ключевые слова: метан, скважина, угольный пласт, блоковые структуры, вибрационное воздействие, горизонтальные скважины.

В первом разделе дипломной работы приведен анализ геотехнологических особенностей объекта, обоснование цели и задач исследований.

В данной дипломной работе предлагается комбинированный метод интенсификации добычи метана на метаноугольных месторождениях, включающий в себя метод вибросейсмического воздействия на угольные пласты и проведение горизонтальных скважин.

Во втором разделе описаны теоретические основы и экспериментальные исследованя технологии интенсификации добычи метана: бурение горизонтальных скважин и вибровоздействие на угольные пласты. Рассчитано дополнительное газовыделение при комбинированном использовании этих двух методов. Приведенный анализ выполненных примеров воздействия и апробированных технологий показал возможность успешного применения технологических схем с целью изменения состояния и свойств массива.

Оглавление

1. Анализ геотехнологических особенностей объекта, обоснование цели и задач исследований

.1 Общая характеристика ООО "Газпром добыча Кузнецк"

.1.1 Краткие сведения

.1.2 Географо-экономические условия Нарыкско-Осташкинской площади

.2 Описание геологического строения и физических свойств состояния массива горных пород

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

.2.2 Тектоника

.2.3 Гидрогеологическая характеристика

.2.4 Физико-механические свойства горных пород

.3 Основные методы и технологии интенсификации газоотдачи угольных пластов

.4 Выводы, цель и задачи исследования

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

.1 Основные термины, физические величины и их размерности

.2 Использование вибросейсмического метода инициирования газовыделения из нетронутых угольных пластов

.3 Вибрационное воздействие на угольные пласты как метод интенсификации добычи метана

.3.1 Волновое воздействие на пласт

.3.2 Теоретические основы вибровоздействия на угольные пласты

.3.3 Экспериментальные исследования воздействия на угольный пласт

.4 Горизонтальное бурение как метод интенсификации добычи метана

.4.1 Технология бурения горизонтальных скважин

.5 Построение блоковых структур 1-4 рангов для исследуемого месторождения ООО "Газпром добыча Кузнецк"

.6 Теоретические исследования газовыделения при проведении горизонтальных скважин и вибрационном воздействии на угольные пласты и блоковые структуры

Выводы

Заключение

Литература

Введение

Одним из основных факторов предопределяющих эффективную коммерческую добычу метана из угольных пластов как самостоятельного полезного ископаемого является выбор методов и определение параметров технологий интенсификации газоотдачи пластов соответствующих конкретным горно-геологическими условиям, разрабатываемых месторождений.

Основной задачей большинства применяемых технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов является установление эффективной связи ствола добывающей скважины с природной системой трещин в угольном пласте, обеспечивающей интенсивный приток метана к скважине.

В связи с этим одними из перспективных методов такого рода воздействия является использование низкочастотных вибрационных колебаний. Вибрационное воздействие также находит применение для интенсификации добычи нефти, причем уже не только в полевых экспериментах, но и на промышленном уровне. В совокупности с горизонтальными скважинами метод вибросейсмического воздействия становится более усовершенствованным и позволяет значительно увеличить газоприток.

Кемеровская область может полностью покрыть свои потребности в газе за счет широкомасштабной добычи метана из угольных пластов, т. к. здесь можно обеспечить ежегодную коммерческую добычу до 15-17 млрд. м³ газа. Кроме того, добыча и использование газа улучшит экологическую обстановку в регионе, снизит газоопасность добычи угля в будущих шахтах и создаст новые рабочие места на газовых промыслах и газоперерабатывающих предприятиях.

1. Анализ геотехнологических особенностей объекта, обоснование цели и задач исследований

1.1 Общая характеристика ООО "Газпром добыча Кузнецк"

.1.1 Краткие сведения

ООО "Газпром добыча Кузнецк" образовано 26 декабря 2008 года на базе своего исторического предшественника - ООО "Геолого-промысловая компания Кузнецк" - как 100-процентное дочернее предприятие ОАО "Газпром".

В 2009 году предприятие выполнило комплекс работ по подготовке к пробной добыче метана в Кемеровской области.

В частности, на территории Талдинского угольного месторождения пробурена параметрическая углеметановая скважина, подтвердившая высокие фильтрационные свойства угольных пластов. Пробурены и осваиваются семь разведочных скважин. Построена сеть линейных сооружений (трубопроводов) от скважин к газосборному пункту и автомобильной газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС).

Ведутся поисково-оценочные работы на следующем первоочередном участке - Нарыкско-Осташкинской площади. В 2010 году началась пробная эксплуатация скважин. [1].

В соответствии с учредительными документами ООО "Газпром Добыча Кузнецк" может осуществлять следующие основные виды деятельности:

поиск, разведку и добычу метана из угольных пластов и других углеводородов;

подготовку технико-экономических обоснований разработки газовых промыслов;

бурение разведочных, опытно-промышленных, эксплуатационных скважин и обустройство промыслов;

- строительство и эксплуатацию метаноугольных промыслов;

транспортировку и реализацию метана на внутреннем рынке;

- проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектно-изыскательских работ, создание научно-технической продукции.

Перспективы и планы развития производства:

I этап - поисково-оценочные и геологоразведочные работы в пределах первоочередных площадей, включая пробную добычу метана и его поставки потребителям (2008-2010 гг.).этап - опытно-промышленная эксплуатация первоочередных площадей, поисково-оценочные и геологоразведочные работы на других площадях (2011-2013 гг.).этап - выход на промышленную добычу на первоочередных площадях; ввод в опытно-промышленную эксплуатацию других подготовленных участков и площадей.

Общее число запланированных эксплуатационных скважин при сроке их эксплуатации 20 лет составляет 1655 шт., объемы добычи газа, начиная с 2020 г. - 4 млрд куб. м в год [1].

1.1.2 Географо-экономические условия Нарыкско-Осташкинской площади

Нарыкско-Осташкинская площадь расположена в юго-восточной части Кузнецкого угольного бассейна, административно входит в состав Новокузнецкого района Кемеровской области.

По геологическим, географо-экономическим особенностям территория Кузбасса подразделяется на 25 геолого-промышленных районов. Нарыкско-Осташкинская площадь расположена в Ерунаковском геолого-экономическом районе (рисунок 1.1).

В угольных пластах Ерунаковского района сосредоточено около 3 трлн. м³ ресурсов метана (около 23% от ресурсов метана в угольных пластах Кузбасса), при площади района всего 1520 км² (8,4% от площади Кузбасса). В пределах района выделены угольные месторождения: Соколовское, Красулинское, Караканское, Северо-Талдинское, Талдинское, Тагарышское, Жерновское, Новоказанское, Ерунаковское, Кукшинское. Район активно осваивается угледобывающей промышленностью. Талдинское месторождение разрабатывается АО "Талдинский Углеразрез" мощностью около 2,5 млн. т угля в год. Проводятся подготовительные работы для подземной добычи угля на Соколовском и Кыргайском месторождениях. К настоящему времени в Ерунаковском районе детально разведано 6 площадей для открытых работ на общую мощность 74 млн. т. угля в год и три участка для подземной добычи на общую мощность 15 млн. т. угля в год. Горные отводы действующих и строящихся разрезов и шахт в ряде случаев находятся на верхних горизонтах площадей перспективных для промысловой добычи метана. Это Талдинская площадь, юго-западная часть Нарыкско-Осташкинской площади (участки Новоказанские) и Соколовское месторождение.

Действующие и строящиеся угледобывающие предприятия соединены автодорогами. От станции Ерунаково Кемеровской ж.д. до Талдинского углеразреза проложена железнодорожная ветка и автодорога с щебеночным покрытием.

В северной части Ерунаковского района (Соколовское месторождение) проходит магистральный газопровод 1020 мм Парабель-Юрга-Новокузнецк с пропускной способностью около 8 млрд. м³ в год. Поставки газа в Кемеровскую область в 1995 году составляли 5,6 млрд. м³, а в настоящее время стабилизировались на уровне около 4 млрд.м³.

Электроэнергией население, сельскохозяйственные предприятия и разрезы "Тадинский" и "Таёжный" снабжаются от Больше-Талдинской подстанции "Кузбассэнерго", а участок шахты им. Вахрушева - от Котинской подстанции, откуда шахтой подведена высоковольтная ЛЭП.

Промышленные центры - города Новокузнецк, Прокопьевск и Киселевск, находятся, соответственно в 65, 45, и 43 км к юго-востоку и югу от Нарыкско-Осташкинской площади.

В районе планируемых работ ближайшими населенными пунктами являются деревни Кыргай, Усть-Нарык, Георгиевка, Осиновка. Занятие основной части населения - зерновое сельское хозяйство и животноводство.

Рельеф района работ увалистый, абсолютные отметки водоразделов 290-389 м, долин 224-240 м, глубина расчленения достигает значений 105-165 м. Вершины водоразделов плоские, к северо-востоку постепенно переходят в пологие склоны (7-120), а к югу и юго-западу более крутые 15-200, иногда 30-400.

Наиболее крупным водотоком в районе работ является р. Томь. Кроме этого, район работ пересекает ряд небольших рек (Черновой Нарык, Еланный Нарык, Убик, Березовая) и ручьев (Кукша, Осиновка, Бугровка, Кедровка и др.). Долины рек, ручьев и крупных логов очень часто заболочены.

Ландшафт района лесостепной. Западная его часть почти полностью залесена сосняком (естественный лес и посадки), осиной, берёзой и кустарниковыми зарослями (рябина, калина, черемуха, акация). На остальной территории, залесены только долины логов и их склоны, особенно северные и северо-восточные. Восточная часть интенсивно залесена и заболочена. Лес таёжный, с буреломом и валежником. В поймах рек густые заросли кустарниковой растительности. Древесная растительность представлена елью, сосной, кедром, осиной, березой. Водораздельные части заняты под пахоту и сенокосы. Пахотные земли засеваются зерновыми культурами и травами.

Климат района резко континентальный. Холодная зима длится 5 месяцев с минимальными температурами до -49,20 ⁰С в декабре и январе. Мощность снежного покрова в зависимости от залесенности и рельефа местности колеблется от 0,3 до 2,0 м. Глубина промерзания почвы изменяется от 0,10-0,50 м на залесенных северных склонах с максимальным снежным покровом до 2,0-2,5 м на открытых южных склонах. В поймах логов и речек грунт, как правило, не промерзает. Среднегодовое количество осадков, по данным Красулинского метеопоста, составляет 510 мм. В летнее время их выпадает 60-65% от общего количества.

Ветры в районе преобладают юго-западные со средней скоростью 5-7 м/сек., иногда скорость их достигает значений 17-24 м/сек.

Рис. 1.1 - Обзорная географо-экономическая карта района работ.

1.2 Описание геологического строения, и физических свойств состояния массива горных пород

.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

В геологическом строении Нарыкско-Осташкинской площади принимают участие отложения палеозойского, мезозойского и четвертичного возраста. Палеозойские отложения представлены породами верхнего и среднего отделов пермской системы, выделяемые в кольчугинскую серию, мезозойские - породами триаса и юры, выделенными в абинскую и тарбаганскую серии соответственно. Породы палеозоя и мезозоя повсеместно перекрыты рыхлыми осадками четвертичного возраста.

Пермская система. Верхний и средний отделы.

Кольчугинская серия.

В соответствии с унифицированной схемой стратиграфического расчленения верхнепалеозойских отложений Кузбасса кольчугинская серия подразделяется на три подсерии: кузнецкую, ильинскую и ерунаковскую.

Кузнецкая подсерия (P₂kz)

Отложения подсерии скважинами разведочного бурения на Нарыкско-Осташкинской площади не вскрыты, а выходят на поверхность в соседнем Терсинском геолого-экономическом районе. Отложения подсерии непродуктивны, представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с тонкими слоями гравелитов и единичными тонкими прослоями углей. Мощность подсерии в опорном разрезе по р.Томь в районе Новокузнецка 830-860 м [2].

Ильинская подсерия (P₂il)

Согласно перекрывает кузнецкую подсерию, подразделяется на казанково-маркинскую и ускатскую свиты.

Казанково-маркинская свита (P₂km) вскрыта в обнажениях по р. Томь и бурением в южной части Ерунаковского района. Представлена переслаиванием маломощных слоев песчаников тонко- и мелкозернистых, алевролитов крупно- и мелкозернистых, аргиллитов с многочисленными (до 60) прослоями каменных углей мощностью до 0,7 м. Мощность отложений в опорном береговом разрезе по р.Томь - 1000-1020 м [2].

Ускатская свита (P₂us) сложена переслаиванием алевролитов, песчаников, аргиллитов с пластами и тонкими пропластками каменных углей. Она характеризуется более продолжительными, по сравнению с казанково-маркинской свитой, циклами осадконакопления. Отложения свиты выходят на поверхность на юге и западе Ерунаковского района. Верхняя граница свиты проводится по кровле пласта 38. Мощность свиты изменяется от 500 м в северо-восточной до 900 м - в юго-западной части Ерунаковского района. В этом же направлении постепенно возрастает угленосность [2].

Ерунаковская подсерия (P_2-3er)

Согласно залегает на ильинской подсерии, охватывает верхнюю, наиболее продуктивную часть разреза кольчугинской серии, широко распространена на всей площади. Ерунаковская подсерия отличается от ильинской более мощными циклами осадконакопления: отдельные слои песчаников и алевролитов достигают 25-60 м, мощность седиментационных циклов и связанных с ними угольных пластов возрастает от стратиграфически нижележащих пластов к вышележащим. Подсерия подразделяется на ленинскую, грамотеинскую и тайлуганскую свиты.

Ленинская свита (P_2-3ln) выделяется в границах от кровли пласта 38 до кровли пласта 60. Они согласно залегают на нижележащих отложениях ускатской свиты. Отложения ленинской свиты, распространены в центральной и восточной части Нарыкской антиклинали и вскрыты скважинами на южном крыле Кыргай-Осташкинской синклинали (участки Новоказанские 1 и 2). Глубина погружения угольных пластов ленинской свиты в пределах Нарыкско-Осташкинской площади изменяется от выходов под наносы до 1800-2500 м.

По литологическому составу отложения ленинской свиты, представлены как глинистыми породами (алевролитами, реже аргиллитами), так и песчаниками, пользующимися значительным распространением в разрезе. Слои пород в межпластовых интервалах имеют мощность от 5 до 20 м.

Грамотеинская свита (P₃gr). Отложения свиты согласно перекрывают породы ленинской свиты и выделяется в следующих стратиграфических границах - от кровли пласта 60 до кровли пласта 78. На Нарыкско-Осташкинской площади отложения свиты, развиты на крыльях Нарыкской антиклинали и Кыргай-Осташкинской синклинали.

На южном крыле Кыргай-Осташкинской синклинали грамотеинская свита, вскрыта на полную мощность. Мощность её изменяется от 348 до 430 м, средняя - 378 м и, в общем, несколько увеличивается с запада на восток.

Для грамотеинской свиты характерна большая продолжительность циклов осадконакопления. Наиболее крупные из них приурочены к верхней части разреза, где отдельные слои песчаников и алевролитов достигают мощности 70 м. Литологический состав вмещающих пород непостоянен, как в широтном, так и в меридиональном направлениях наблюдается фациальная изменчивость осадков. Наибольшим распространением в отложениях свиты пользуются мелкозернистые алевролиты - 38,8%, затем песчаники - 35,2%, на долю крупнозернистых алевролитов приходится 13,3%. Аргиллиты, углистые породы и пачки переслаивания пород имеют подчинённое значение, а участие их не превышает 0,3 - 4,8%.

Тайлуганская свита (P₃tl). Отложения свиты завершают стратиграфический разрез верхнепалеозойских отложений Кузбасса. Отложения свиты распространены как на флангах, так и в центральной части Нарыкско-Осташкинской площади. Свита включает толщу осадков от кровли пласта 78 до контакта с мезозойскими отложениями, проведенного по слою отбеленных пород залегающих в пределах от 10-12 до 20 м выше кровли пласта 103. В пределах Нарыкско-Осташкинской площади отложения свиты вскрыты на полную мощность на южном крыле Кыргай-Осташкинской синклинали (участки Новоказанские 1 и 2) и на южном крыле Нарыкской антиклинали на Жерновском и Большереченском поисковых профилях.

В литологическом составе отложений свиты преобладают песчаники (20-42%) и алевролиты (25-38%), существенное значение имеют аргиллиты (17-19%) и угли (2,7-16%). Литологический состав вмещающих пород непостоянен, как в разрезе, так и на площади наблюдается фациальная изменчивость осадков. В целом, в нижней части разреза преобладают мощные слои песчаников, в верхней - алевролитов. Мощность отдельных слоев песчаников и алевролитов достигает 50 - 60 м. На западе площади в составе пород преобладают псаммитовые и пелитовые, а на востоке - алевритовые разности.

Триасовая система. Нижний-средний отделы.

Абинская серия (T_1-2 ab)

Верхнепалеозойские отложения без видимого несогласия перекрываются осадками абинской серии ранне-среднетриасового возраста. Эти отложения наиболее полно изучены на Жерновском поисковом профиле в месте максимального погружения Кыргай-Осташкинской синклинали. Граница с палеозойскими отложениями условно проводится по слою отбеленных пород, в 5-20 м выше последнего угольного пласта 103. В пределах района углового несогласия между мезозойскими и палеозойскими отложениями не установлено.

Разрез абинской серии представлен чередованием зеленовато-серых и бурых песчаников и алевролитов, часто с примесью туфогенного материала. Алевролиты имеют в разрезе толщи преобладающее значение.

Характерным для пород триаса является повсеместное включение цеолита. В нижней части разреза встречаются пластовые тела базальтов, мощностью более 20 м. Максимальная мощность вскрытой части разреза отложений триаса около 600 м.

Юрская система. Нижний-средний отделы.

Тарбаганская серия. (J_1-2 tb).

Отложения тарбаганской серии юрского возраста, трансгрессивно залегающие на осадках абинской серии, вскрыты в ядре и крыльях Кыргай-Осташкинской синклинали на Жерновском поисковом профиле. Мощность её здесь не превышает 270 м. В основании юрских отложений залегает базальный конгломерат мощностью до 2,0 м, представленный хорошо окатанной галькой изверженных пород. По литологическому составу юрские отложения представлены светло-серыми песчаниками различного гранулометрического состава с прослоями и линзами гравеллитов и конгломератов.

Четвертичная система.

Современные осадки распространены повсеместно. По генетическим признакам они подразделяются на аллювиальные отложения современных речных долин и покровные отложения водоразделов и склонов. Аллювиальные отложения выполняют долины современных рек, образуя русловые осадки, пойменные и надпойменные террасы и представлены галечником, гравием, песком, супесями, суглинками, илами.

Покровные отложения междуречий обычно представлены лессовидными суглинками, глинами, супесями. Мощность их изменяется от 2-5 м в поймах и долинах рек, до 40-60 м на водоразделах.

1.2.2 Тектоника

Тектоника как локальный фактор отражает условия залегания продуктивных свит и продуктивных групп угольных пластов на участках и площадях метаноугольных месторождений, углы падения, интенсивность разрывных нарушений, трещиноватость пластов, геодинамическое состояние угленосных массивов (наличие или отсутствие зон повышенной проницаемости пластов).

Тектоника участков и площадей оказывает влияние на выбор местоположения промысловых полигонов и их конфигурацию, выбор мест заложения тестовых и промысловых скважин, дебиты и масштабы добычи метана из угольных пластов [3].

Тектоническое строение Нарыкско-Осташкинской площади определяется её расположением в Центральной части Кузнецкого бассейна на границе с Присалаирской зоной линейной складчатости. Основные складчатые структуры - Нарыкская антиклиналь, Кыргай-Осташкинская синклиналь имеют субширотное направление. С запада и юга складчатые структуры осложнены крупными разрывными нарушениями - Воробьевским взбросом и нарушением I.

Пликативные структуры.

Кыргай-Осташкинская синклиналь расположена в центральной части района, от Жерновской антиклинали отделена взбросом I. Кыргай-Осташкинская синклиналь это крупная структура, размеры которой в Ерунаковском районе по длинной оси (ориентированной в субширотном направлении) составляют 19 км, а по короткой - 10 км. Падения пластов в южном крыле 15-20 град., в северном-30-40 град. Синклиналь выполнена полным разрезом угленосных отложений кольчугинской серии, мощность которых составляет около 2000м, перекрытыми (в ядре синклинали) триасовыми и юрскими отложениями общей мощностью около 600-650 м.

Нарыкская антиклиналь - крупная брахиформная структура, ориентирована параллельно Кыргай-Осташкинской синклинали, имеет субширотную ориентировку осевой поверхности расположенная в северо-восточной части Ерунаковского района.

Антиклиналь имеет длину 35 км и ширину 10 км, амплитуда по кровле ерунаковской подсерии составляет более 1500 м. Простирание длинной оси складки - субширотное. Северное крыло пологое (18-30°), южное - более крутое (30-75°), участками флексурообразное и осложнённое разрывным нарушением, которое сопровождается рядом апофиз.

Дизъюнктивные структуры

Нарушение I - это крупное разрывное нарушение, протягивающееся по южному крылу Кыргай-Осташкинской синклинали и далее на восток и юго-восток через Маркино-Никольскую антиклиналь, установленное по зоне трещиноватых раздробленных пород. Мощность зоны дробления около 350 м, а амплитуда смещения колеблется в пределах 150-500 м. Как правило, этот дизъюнктив сопровождается зеркалами скольжения с преобладающими углами падения сместителя (порядка 60-85⁰).

Характерным для этого нарушения является его северо-восточное падение и изменчивость простирания. Здесь, очевидно, сказывается разнонаправленность тектонических напряжений, приведших к образованию в этой части района пересекающейся складчатости и соответственно разнонаправленных разрывных нарушений. Кроме нарушения I, в пределах Нарыкско-Осташкинской площади, геологоразведочными работами на Жерновском поисковом профиле установлено крупное разрывное нарушение типа согласного взброса поражающее северное крыло Нарыкской антиклинали. Стратиграфическая амплитуда смещения колеблется в пределах 120 - 150 м. Данный дизъюнктив сопровождается рядом апофиз и зоной дробления мощностью около 130 м.

1.2.3 Гидрогеологическая характеристика

Гидрогеологические условия Нарыкско-Осташкинской площади изучались главным образом при разведке месторождений каменного угля, начиная с 1949 г (Яганов Н.М.1952 ф, Макаров В.Г. 1965 ф, Щербаков Н.И.1970 ф, Лоншаков В.И., 1985 ф и др). В настоящее время гидрогеологические работы ведутся в связи со строительством угледобывающих предприятий, созданием наблюдательных сетей для ведения мониторинга геологической среды, бурением гидрогеологических скважин для водоснабжения населения, а также в связи с оценкой газоносности угольных пластов для выявления метаноугольных месторождений.

Согласно гидрогеологической стратификации Кузбасса, в пределах Ерунаковского района выделяются воды четвертичных аллювиальных отложений, воды спорадического распространения верхнечетвертичных-современных проблематических отложений, водоносный комплекс мезозойских отложений и водоносный комплекс верхнепермских отложений ерунаковской подсерии .

Воды четвертичных алювиальных отложений

Грунтовые воды приурочены к алювиальным отложениям в долинах речек Кыргай, Черневой Нарык, Берёзовая, Осиновка, Большая Речка и др. Водовмещающие отложения представлены песком, гравием, галькой с примесью глинистого материала. Мощность их изменяется от 0,5 до 8 м. Уровень воды в долинах речек залегает на глубинах 0,5 - 1,5 м. Удельные дебиты скважин изменяются от 0,004 до 0,04 л/с, водопроводимость пород до 43 м³/сут.

Воды спорадического распространения верхнечетвертичных - современных проблематических отложений

Грунтовые воды проблематических отложений распространены в бассейнах рек Еланного и Чернового Нарыков.

Водовмещающие отложения представлены легкими разностями суглинков на контакте с более тяжелыми, а также супесями и прослойками песков. Мощность пород колеблется от 0,2 до 2 м. Воды безнапорные и слабонапорные, напоры не превышают 1 - 2 м. Водообильность пород незначительная, дебиты родников изменяются от 0,03 до 0,1 - 0,2 л/с. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые, реже гидрокарбонатные магниевые, кальциево-натриевые, натриевые с минерализацией 0,1 - 0,4 г/дм³. Содержание аммония довольно часто выше нормы (до 0,2 мг/л), рН 5,5 - 7,5. Практического значения эти воды не имеют.

Водоносный комплекс мезозойских отложений

Водоносный комплекс связан с осадками тарбаганской серии юры (J_1-2) и абинской серии триаса (Т_ab).

Юрские осадки, занимают небольшую площадь в ядре Кыргай-Осташкинской синклинали, обладают повышенными фильтрационными свойствами. Водовмещающие породы - трещиноватые, фациально невыдержанные по площади и в разрезе слабосцементированные песчаники, алевролиты, конгломераты, реже аргиллиты.

Характеристика подземных вод юрских отложений дается, главным образом, до глубины 100-150 м и основывается на результатах гидрогеологической съёмки масштаба 1:200 000.

По типу движения эти подземные воды преимущественно трещинные, трещинно-пластовые, приурочены к отдельным зонам повышенной трещиноватости, которые разделены между собой менее трещинноватыми и даже монолитными породами. Количество трещиноватых зон по данным резистивиметрии и расходометрии колеблется от 1-2 до 5-7, мощности зон изменяются от 2-3 до 30-40 м. Воды, как правило, напорные. Величина напора изменяется от 1-9 м до 120-170 м и больше, в зависимости от положения трещиноватой зоны в разрезе. Как правило, наибольшими напорами обладают более глубокие зоны. Пьезометрическая поверхность подземных вод в сглаженном виде повторяет рельеф местности и фиксируется на водоразделах и склонах на глубине от 3,6-10 м до 40 м, в долинах и логах на глубине 0-14 м, нередко на 3-5 м выше поверхности земли. Как правило, в депрессиях рельефа скважины фонтанируют.

Водообильность юрских отложений довольно высокая и обусловлена, прежде всего, наличием и интенсивностью открытой трещиноватости и степенью выветрелости пород. Удельные дебиты скважин колеблются в долинах от 0,1 до 9,5 л/сек, на водоразделах от 0,01 до 0,06 до 0,3 л/сек. Питание подземных вод осуществляется путём инфильтрации атмосферных осадков на склонах и водоразделах, разгрузка происходит в местную гидросеть.

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатные с пестрым катионным составом, минерализация в основном в пределах 0,3-0,8 мг/л, реакция водной среды от нейтральной до слабощелочной (рН = 7-8), жесткость составляет 2-5 мг/экв. Воды не агрессивные по отношению к бетону. Микроэлементы представлены медью, марганцем, титаном, ванадием, галлием, бромом, стронцием, редко цирконом, цинком, кадмием, никелем. Содержания микроэлементов незначительны и равны в основном тысячным и десятитысячным, реже сотым долям мг/л.

Эффузивно-осадочные отложения триаса распространены в ядре и на крыльях Кыргай-Осташкинской синклинали. Они представлены в большинстве своём туфогенными алевролитами, песчаниками, алевролитами и песчаниками обычного вида.

Все породы разбиты густой сетью трещин в самых разнообразных направлениях. Доминируют вертикальные трещины. Зона интенсивной трещиноватости распространяется до глубины 100-150 м.

По характеру движения подземные воды, приуроченные к отложениям триаса, являются трещинными, трещино-пластовыми и приурочены к интервалам повышенной трещиноватости, мощность и количество которых непостоянны. Подземные воды безнапорны на водоразделах, слабонапорны в нижней части склонов и в долинах. Отмечается тенденция к увеличению напоров (вплоть до фонтанирования) при вскрытии глубоких зон. В долинах и нижних частях склонов иногда отмечается самоизлив. Уровенная поверхность подземных вод устанавливается в долинах вблизи поверхности земли на глубинах от 1,3 м или выше её на 1 - 3 м. На водоразделах и склонах глубина залегания уровня подземных вод увеличивается до 10 м. и более.

Водообильность подземных вод отложений триаса неравномерна, как по площади, так и по разрезу. Удельные дебиты скважин изменяются в пределах от 1,0 л/сек. до 0,008 л/сек.

Питание подземных вод преимущественно местное за счет инфильтрации атмосферных осадков на водоразделах и склонах, имеющих маломощный покров рыхлых водопроницаемых отложений, разгрузка осуществляется в местную гидросеть.

Уровенный режим подземных вод характеризуется непостоянством и целиком зависит от режима атмосферных осадков.

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатные, с пестрым катионным составом - кальциевые, натриево-кальциевые, кальциево-натриевые и натриевые. По данным, полученным при опробовании разведочных скважин, минерализация подземных вод изменяется от 389 мг/л до 778 мг/л, что нехарактерно для подземных вод зоны умеренного увлажнения. По показателю жесткости воды мягкие, по величине pH - от нейтральных до щелочных. По данным гидрогеологической съёмки масштаба 1:200 000, среди микрокомпонентов в незначительных концентрациях присутствуют медь, марганец, барий, цинк, титан, ванадий, галлий, стронций и кадмий, аномальные содержания дают только барий и никель.

Водоносный комплекс верхнепермских отложений ерунаковской подсерии

В пределах района работ отложения ерунаковской подсерии слагают центральную часть Нарыкской антиклинали, а также южное крыло Кыргай-Осташкинской синклинали. Разрез водоносного комплекса представлен чередованием мощных пластов песчаников с алевролитами, аргиллитами и углями. По водопроводимости в толще пород выделяется две зоны: верхняя, с интенсивно трещиноватыми породами и нижняя - зона затухающей трещиноватости.

По условиям залегания и характеру водовмещающих пород в верхних частях разреза преобладает трещинный тип фильтрации подземных вод, ниже, в условиях затухания трещиноватости и наличия мощных пластов песчаников, возрастает роль трещинно-пластового, трещинно-жильного типов фильтрации. Трещиноватость пород в разрезе неравномерна. По данным геофизических исследований установлено наличие от 1 до 5-8 водоносных зон.

Глубина залегания водоносного комплекса колеблется от 1 до 10 м, в исключительных случаях до 13 - 18 м в долинах и от 10 до 25 м, редко до 50 м на водоразделах.

Подземные воды комплекса, как правило, напорные в долинах рек, подножьях склонов и безнапорные на водоразделах. Величины напоров в зоне интенсивной трещиноватости изменяются от 3 - 7 м до 10 - 24 м и зависят от положения водоносных зон в разрезе. С глубиной напоры увеличиваются, в некоторых случаях фонтанирование скважин начинается с глубин 200 - 400 м .

Уровни подземных вод в логах и долинах устанавливаются на глубинах от 4 м до 5 м выше поверхности рельефа. На водоразделах и склонах глубины залегания уровня подземных вод изменяются от первых метров до 48 м.

Водообильность комплекса в общем невелика и неравномерна как по площади, так и в разрезе. Удельные дебиты скважин варьируют в очень широких пределах, от 0,01 л/сек до 1,2 л/сек при преобладающих значениях 0,2-0,6 л/сек.

Питание подземных вод преимущественно местное за счет инфильтрации атмосферных осадков, в меньшей степени за счет напорных вод глубоких горизонтов. Разгрузка происходит в местную гидросеть.

Уровенный режим подземных вод характеризуется непостоянством и целиком зависит от режима атмосферных осадков.

По химическому составу подземные воды являются гидрокарбонатными со смешанным катионным составом, преимущественно кальциевым или натриевым. Воды пресные, минерализация изменяется от 360 до 865 мг/л, от мягких до жестких (3,65 - 9,87 мг-экв/л), по показателю pH от слабокислых до щелочных. Микрокомпоненты представлены медью, марганцем, цинком, титаном, ванадием, галлием, бромом.

1.2.4 Физико-механические свойства горных пород

Таблица 1.1 Физико-механические свойства горных пород

1.3 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.

.        Бурение горизонтальных, наклонно-направленных и многозабойных скважин.

.        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. Пропант 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. Из-за возможности использования этой технологии в различных пластовых условиях, рекомендуется ее применение как основной технологии при реализации Проекта добычи метана из угольных пластов в Кузбассе.

Выбор жидкости гидроразрыва - очень важен для обеспечения эффек-тивной стимуляции газоотдачи пластов. Жидкость гидроразрыва может быть следующих видов: (1) азотная пена для низконапорных коллекторов, (2) жидкости на водной основе для коротких трещин с низкой проводимостью; (3) линейный или поперечно - сшитый гель для широких и длинных трещин [5].

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 [5].

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 [5].

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 (1) они более дешевые, (2) 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 [5].

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 [4].

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 [5].

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.

В бассейне Сан Хуан при проведении экспериментальных работ по сравнению скважин с пневмо-гидродинамическим воздействием на угольные пласты в открытом стволе со скважинами, "завершенными" по технологии гидроразрыва было отмечено, что дебиты скважин с "кавитацией" в 5-10 раз больше дебита скважин с гидроразрывом при сходных геологических условиях и коллекторских характеристиках пластов. Сопоставления производилось по 10 скважинам, в которых первоначально был проведен гидроразрыв в обсаженном стволе и замерены начальные дебиты скважин, а затем скважины были повторно перебурены и на теже угольные пласты было произведено пневмо-гидродинамическое воздействие с кавернообразованием в необсаженном стволе ("кавитация"). После такого повторного завершения наблюдение за дебитами скважин проводилось в течение года.

Сразу после повторного "завершения" (интенсификации) методом кавернообразования ("кавитации") кратковременно дебиты метана в скважинах резко возросли и колебались в широких пределах: от 20-60 тыс.м³/сут. до 300-370 тыс.м³/сут., а в двух скважинах (№404 R и 421 R) достигали даже 640 тыс.м³/сут. Затем после относительной стабилизации дебиты семи скважин в январе 1992 года достигали 100-150 тыс.м³/сут., а только в трех были равны 40-80 тыс.м³/сут.

Благодаря удаче в бассейне Сан Хуан, были предприняты попытки применить "динамические завершения" необсаженного ствола скважины в других бассейнах, включая Piceance, PowderRiver, Аркому, Юинту и БлэкУорриор, но в этих бассейнах применение этой технологии не увенчалось успехом [4,5].

Анализ горно-геологических условий, в которых наиболее эффективна технология "open-holecavitycompletion" показывает, что обязательными условиями для этого являются [4,5]:

-        аномально высокое пластовое давление флюидов,

-       высокая газоносность пластов (более 15 м³/т), при полном газонасыщении,

-       витринитовый петрографический состав углей (80-90%),

-       мощные угольные пласты (более 10-12м),

-       средняя стадия метаморфизма углей (Ro 0,75-1,1),

-       низкая зольность углей (10-15%).

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.

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].

.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

.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;

α - 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 ;

ρ - 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 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 α - 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; ρ - 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; ω - 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

.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 Аω² (где А амплитуда, ω 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.

.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:

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

)        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

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:

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 2πR²,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

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 ω [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).

.4.1 Технология бурения горизонтальных скважин

Горизонтальная скважина <#"707622.files/image030.gif">

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 ρ = 2200, кг/м³;

плотность воды в порах и внутри разломов ρ_ω = 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:= m - мощность пласта, по которому проходит горизонтальный участок скважины, м;

r = 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:

_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:

(341)=3,36 Гц,(344)=3,59 Гц,(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.

. Рассмотренная методика позволила получить увеличение метаноотдачи из газоносного низкопроницаемого угольного пласта.

. Произведен расчет собственных частот колебаний блоков и газовыделения при вибрационном воздействии на угольные пласты и проведении горизонтальных скважин.

. 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.

В России добыча метана из угольных пластов в промышленных масштабах находится на начальном этапе своего развития. ОАО "Газпром добыча Кунецк" создало в Кузбассе первый в России научно-исследовательский полигон, на котором ведется отработка технологий строительства и освоения скважин для добычи метана, а также систем сбора и подготовки газа к утилизации. Полученные результаты доказали возможность промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе. Проведение экспериментальных работ по добыче метана из угольных пластов, наиболее благоприятных и подготовленных площадей, в первую очередь Кузбасса, является необходимым этапом в реализации крупномасштабного общефедерального проекта создания новой отрасли ТЭК России - метаноугольной промышленности. С научной точки зрения, проблема извлечения сорбированного в угольных пластах метана далеко не изучена. Только комплексный подход с учетом геологических, технологических, экономических, социальных и правовых аспектов позволит решить проблему организации метаноугольных промыслов и добычи метана из угольных пластов в угленосных бассейнах.

Литература

1. Золотых С.С., Карасевич А.М. Проблемы промысловой добычи метана в Кузнецком угольном бассейне. - М.: Издательство "ИСПИН", 2002. - 570 с.

. Зайденварг В.Е., Айруни А.Т., Галазов Р.А. и др. Комплексная разработка метаноносных угольных месторождений. - М.,1993. - 143 с.

. Малышев Ю.Н., Трубецкой А.Н., Айруни А.Т. Фундаментально прикладные методы решения проблемы метана угольных пластов. - М.: Издательство Академии горных наук, 2000. - 519 с.

4. Карасевич А.В., Хрюкин В.Т., Зимаков Б.М. и др. Кузнецкий бассейн крупнейшая сырьевая база промысловой добычи метана из угольных пластов М. Издательство Академии горных наук, 2001, 62 с.

5. Хрюкин В.Т., Сторонский Н.М., Швачко Е.В., Васильев А.Н., Кирильченко А.В., Малинина Н.С., Митронов Д.В. Типизация метаноугольных месторождений (на примере кузбасса) с оценкой возможности применения различных технологий интенсификации газоотдачи угольных пластов.

6. Павленко М.В. Извлечение метана из угольных пластов с использованием вибрационного воздействия. - М.: Издательство Московского Государственного Горного Университета, 2004. - 155 с.

7. Amoco CO2 pilot seeks to increase coalbed gas flow /OGJ-1993, Volume 91.

. Scott H.Stevens, Kuuskraa Jason A., SchraufnagelRicha A./Technology spurs growth of US coalbed methane/OGJ- 1996- Vol.94,No.1.-P.58;

9. Курленя М. В., Сердюков С. В. Нелинейные эффекты при излучении и распространении вибросейсмических сигналов в массиве горных пород // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 1999. - №2. - С. 3-10. Наведенная сейсмичность / Под ред. А.В. Николаева, И.Н. Галкина. - М. : Наука, 1994. - 237 с.

. Иванов В.В., Тациенко В.П., Хямяляйнен В.А., Сурунов Н.Ф., Бузук Р.В., Бурков Ю.В. Временные методические указания по выявлению блоков земной коры по картам и расчету главных компонент их деформации на основе измерений смещения пунктов геодезической сети, Кемерово, 2005 г.

. Иванов В.В., Шиканов А.И., Моделирование газовыделения угольных пластов при вибросейсмическом воздействии на блоковые структуры земной коры, Кемерово, 2005 - 8 с.

. Берлянт, А.М. Картографический метод исследования / А.М. Берлянт. - М.: Изд-во МГУ, 1978. - 257 с.

. Орлова, А.В. Палеомагматические построения и анализ блоковых структур / А.В. Орлова. - М.: Недра, 1968. - 72 с.

. Середа Н. Г. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев - М.: Недра, 1988

. Николаев В.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа / В.В. Николаев, Н.В. Бусыгина, И.Г. Бусыгин - М: Недра, 1998. - 184 с.

. Пучков В.А. Извлечение метана из угольных пластов / Хвостунов А.С. - М: Недра, 1998. - 464 с.

. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов - М: Ижевск, 2005 г. - 544 с.

. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник - М: Недра , 1971 г. - 312с.

. Басниев К.С. Энциклопедия газовой промышленности, М: Акционерное общество "ТВАНТ", 1994 - 884 с.

. Стрижков А.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа, Москва - Ижевск, 2003 г.

. Штумпф Г.Г., Рыжков Ю.А., Шаламанов В.А., Петров А.И. Физико-технические свойства горных пород и углей Кузнецкого бассейна: Справочник. - М.: Недра, 1994 - 447 с.: ил.

. Пейве, А.В. Разломы и их роль в строении и развитии земной коры / А.В. Пейве // Структура земной коры и деформации горных пород: докл. Сов. геол. ХХI сессия МГК. - М.: Наука, 1960. - С.