Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі

Охарактеризованы особенности добычи метана в различных угледобывающих регионах мира, приведена их сравнительная характеристика. Дан химический анализ метаносодержащих газов и показано, как их соoтношение влияет на характеристики метана, подлежащего утилизации....

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2012
Автори:	Старосельський, Є.М., Рудько, Г.І., Лизанец, М.М.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України 2012
Назва видання:	Геотехническая механика
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/53641
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі / Є.М. Старосельський, Г.І. Рудько, М.М. Лизанец. // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2012. — Вип. 97. — С. 31-41. — Бібліогр.: 21 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-53641
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-536412014-01-26T03:10:40Z Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі Старосельський, Є.М. Рудько, Г.І. Лизанец, М.М. Охарактеризованы особенности добычи метана в различных угледобывающих регионах мира, приведена их сравнительная характеристика. Дан химический анализ метаносодержащих газов и показано, как их соoтношение влияет на характеристики метана, подлежащего утилизации. The features of booty of methane in different coal-mines regions of world are described, their comparative description is resulted. The chemical analysis of methane-contents gases is given and it is shown, as them correlation influences on descriptions of methane subject to utilization. 2012 Article Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі / Є.М. Старосельський, Г.І. Рудько, М.М. Лизанец. // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2012. — Вип. 97. — С. 31-41. — Бібліогр.: 21 назв. — укр. 1607-4556 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/53641 622.324.5:553.94(477.61.62) uk Геотехническая механика Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
description	Охарактеризованы особенности добычи метана в различных угледобывающих регионах мира, приведена их сравнительная характеристика. Дан химический анализ метаносодержащих газов и показано, как их соoтношение влияет на характеристики метана, подлежащего утилизации.
format	Article
author	Старосельський, Є.М. Рудько, Г.І. Лизанец, М.М.
spellingShingle	Старосельський, Є.М. Рудько, Г.І. Лизанец, М.М. Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі Геотехническая механика
author_facet	Старосельський, Є.М. Рудько, Г.І. Лизанец, М.М.
author_sort	Старосельський, Є.М.
title	Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі
title_short	Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі
title_full	Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі
title_fullStr	Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі
title_full_unstemmed	Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі
title_sort	особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі
publisher	Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України
publishDate	2012
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/53641
citation_txt	Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі / Є.М. Старосельський, Г.І. Рудько, М.М. Лизанец. // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2012. — Вип. 97. — С. 31-41. — Бібліогр.: 21 назв. — укр.
series	Геотехническая механика
work_keys_str_mv	AT staroselʹsʹkijêm osoblivostívidobutkumetanuzvugílʹnihgorizontívvsvítí AT rudʹkogí osoblivostívidobutkumetanuzvugílʹnihgorizontívvsvítí AT lizanecmm osoblivostívidobutkumetanuzvugílʹnihgorizontívvsvítí
first_indexed	2025-07-05T05:01:01Z
last_indexed	2025-07-05T05:01:01Z
_version_	1836781835984568320
fulltext	31 нитного и т.д.) воздействия на углепородный массив с целью эффективного вы- свобождения газа-метана. Как для НАН Украины, Минэнергоугля, так и для крупных угледобывающих компаний гораздо правильнее было бы выделить денежные средства на глубо- кое исследование данного вопроса, а затем уже промышленной добычи газа- метана для того чтобы инвестиционные деньги компаний использовались более эффективною. Давно назрела необходимость создания аппаратуры, которая позволит вести контроль за метанообильностью участков и за газовым балансом выемочного участка, с учетом результатов дегазации, вентиляции, газоотсоса, проявления суфлярных выделений газа-метана, повышеного выделения газа-метана из гео- логических нарушений, что в конечном итоге позволит предвидеть аварийные ситуации в виде опасного скачкообразного повышения концентрации газа и прогнозировать, а значит избежать их. УДК 622.324.5:553.94(477.61.62) Канд. техн. наук Є. М. Старосельський (ТОВ «Єврогаз України»), д-р геол.-мін., геогр., техн. наук Г.І Рудько (Державна комісія України по підрахунку запасів), инж. М.М. Лизанец (ПАТ «Нові Технології») ОСОБЛИВОСТІ ВИДОБУТКУ МЕТАНУ З ВУГІЛЬНИХ ГОРИЗОНТІВ В СВІТІ Охарактеризованы особенности добычи метана в различных угледобыва- ющих регионах мира, приведена их сравнительная характеристика. Дан химиче- ский анализ метаносодержащих газов и показано, как их соoтношение влияет на характеристики метана, подлежащего утилизации. SPECIFICS EXTRACTION OF METHANE FROM COAL HORIZONS IN THE WORLD The features of booty of methane in different coal-mines regions of world are described, their comparative description is resulted. The chemical analysis of methane-contents gases is given and it is shown, as them correlation influences on descriptions of methane subject to utilization. Нині 8 % усього світового видобутку газу становить метан вугільних родо- вищ. Розрізняють три основні типи цього газу: шахтний вугільний метан (англ. – Coal-mine methane – CMM), метан закинутих шахт (Abandoned mine methane – AMM), метан непорушених вугільних пластів (Virgin Coalbed methane – VCBM, СВМ). Газ вугільних родовищ (метан непорушених вугільних пластів) відрізняється від традиційного тим, що накопичується у вугіллі в результаті адсорбції. Цей газ приурочений до вугільних басейнів світу, його запаси визна- 32 чаються об'ємами вугілля, його метаморфізмом, вологістю, вмістом домішок. Об'єм газу, що вміщає вугільний пласт, залежить від багатьох чинників, у тім числі від хімічного складу вугілля і геологічної історії басейну (http://www.ags.gov.ab.ca/energy/ cbm/index.html). Спочатку СВМ видобували, щоб просто зменшити вибухонебезпечність шахт, однак пізніше зрозуміли, що він важливий також в екологічному і комерційному аспектах (Dallegge, Bеrker, 2001). Станом на 2006 р. світові запаси СВМ становили 143 трлн м3, на сьогодні його видобуто з надр тільки 1 трлн м3 (http://www.worldcoal.org/coal/ where-is- coal-found). Найбільші запаси метанового газу відкрито в Канаді (17-92 трлн м3), Росії (17-80), Китаї (30-35), Австралії (8-14), Америці (4-11 трлн м3). Вод- ночас чимало експертів зазначає, що більшість запасів вугільного газу досі не відкриті. Інтерес до метанового газу великий, оскільки в однакових об’ємах порід йо- го міститиметься в 6–7 разів більше, ніж традиційного. Газ метан у тій чи іншій кількості є в усіх вугільних пластах, тому пошукові ризики дуже малі порівняно з традиційними покладами. Великою перевагою газу CBM є його чистота, про- ста технологія очищення (достатньо дегідратації і стискання). Дуже важливо також, що видобуток метану зменшує небезпеку вибухів у шахтах, тому цей процес важливий і з соціального погляду. Для видобутку СВМ, як правило, бу- рять неглибокі свердловини. Практика показала, що СВМ-свердловини більш довгоживучі порівняно з традиційними, оскільки вони не обводнюються. Економічна ефективність видобутку СВМ залежить від 4 чинників: дебітів газу, собівартості видобутку, ринкової ціни на газ і наявності ринків збуту. Дебіти свердловин, які дають вугільний метан, дуже різняться: низькодебітні – кілька тис. м3, високодебітні –10–20 тис. м3 за добу. Поряд із зазначеними перевагами видобуток СВМ має низку недоліків, зокрема низькі дебіти більшості свердло- вин, необхідність буріння великої їх кількості, відкачування великих об’ємів води, екологічні проблеми, пов’язані з утилізацією відкачаної води. Незважаю- чи на наведені недоліки, видобуток метанового газу з року в рік збільшується. Так, в Америці в 1990 р. його було видобуто 5 млрд м3, у 1995 – 27, у 2009 – 56 млрд м3 (http://www.pr-inside.com). За кількістю пробурених свердловин, об’ємами видобутку СВМ світовими лідерами є США і Канада, нині 8% всього видобутку Канади становить СВМ. Видобуток газу в значних об’ємах ведеться також в Австралії, Канаді, Китаї. В Росії в Кузбаському басейні біля міста Кемерово, Кузбаська енергетична компанія в 2011 р. почала видобувати СВМ, який використовуватиметься як паливо для роботи генераторів електроенергії. У результаті видобутку метану з вугілля економитиметься близько 830 млн м3 природного газу в рік, а викиди CO2 будуть зменшуватися кожний за рік на 30 т (www.ge.com/energy). В Україні видобуток СВМ сьогодні не ведеться, хоча верхня межа метанової зони в Донбасі знаходиться на глибині від 50 м до 1000 м, а в районі міст Єнакієво, Микитівка, Шахтарьок – 50–200 м (Анциферов та ін., 2009). Традиційний газ містить такі компоненти: метан (СН4), етан (С2Н6), пропан (С3Н6), бутан (С4Н8), пентан (С5Н10) та інші алкани. Метан – основний компо- 33 нент природного газу, його вміст може досягати 98 %. Крім того, до складу природного газу іноді входять сірководень (Н2S), вуглекислий газ (СО2), азот (N2), невелика кількість гелію (Не). На відміну від традиційного газу СBM ніколи не містить конденсату. Сучасна наука вважає, що CBM так само, як і традиційний газ, синтезується в результаті перетворення органічної речовини в процесі діагенезу (Kolesnikov et al., 2009). На початкових стадіях утворюється біогенний метан, на пізніших під впливом високої температури – термогенний метан. Домінує при цьому температура, тиск і час – пришвидшують або галь- мують цей процес. Однак в аспекті формування покладів вуглеводнів між традиційним і СВМ накопиченням є велика відмінність: для формування традиційного покладу газу мають бути колектор, флюїдоупор і пастка, для формування СВМ – потрібен тільки вугільний пласт. Газ у типовому покладі залягає в порах і тріщинах, є чітко виражений газонафтовий чи газоводяний контакт. На відміну від традиційного газ у вугільному пласті має іншу природу. Ек- сперти Американської геологічної служби зазначали, що CBM у вугільному пласті може знаходитись у вигляді: 1) газу всередині пор і тріщин; 2) газу, розсіяного у воді вугільних пластів; 3) газу, адсорбованого поверхнею вугілля; 4) газу, адсорбованого внутрішніми молекулами вугілля; 5) газу, адсорбованого внутрішньою структурою вугілля. Фахівці стверджують, що основні об'єми газу в вугіллі перебувають в адсорбованому стані. У вугільному пласті газоводяного контакту немає. Значно відрізняються також технології видобутку природного газу і СВМ. Традиційний газ можна видобувати з однієї свердловини, а для ви- добутку СВМ треба відкачувати воду і бурити низку свердловин. Основні відмінності між традиційним газом і СВМ наведено в табл. 1. При пошуках традиційних покладів вуглеводнів насамперед шукають пастку, мате- ринську породу, флюїдоупор і колектор. Під час аналізу вугільного горизонту увагу акцентують на поширенні вугільного пласта по площі родовища, його газонасиченості, ступені насичення вугленосного пласта газом (недонасичений, насичений, пересичений) (Loftin, 2009). Щоб оцінити перспективи газонасиченості вугільного басейну, передусім визначають ступінь метаморфізму вугілля. Вміст газу, як правило, збільшується з підвищенням ступеня метаморфізму вугілля. Успенський та ін. (1954) показали, що під час вуглефікації 1 т органічної речовини до марки Б утворюється 68 м3 метану, до марки Д – 150, до марки Г – 212, до марки Ж – 230, до марки К – 279, до марки Т – 333, до марки А – 420 м3. Отже, за однакових умов вугілля вищого ступеня метаморфізму міститиме більшу кількість газу. Найперспективнішим щодо по- шуку метанового газу є вугілля марок Д–Т, оскільки антрацитове (марки А) може мати високу густину і дуже низьку проникність. Компанія Везерфорд критичними аналізами під час оцінювання запасів вугільного газу вважає: а) оцінювання ступеня метаморфізму вугілля; б) аналіз складу вугілля, визначення вмісту домішок; в) загальний вміст газу в свіжому керні; г) об'єм десорбованого газу; д) склад десорбованого газу; е) ізотерми адсорбції; є) ефективну проникність; ж) ступінь насичення (http://www.weatherfordlabs.com). 34 Таблиця 1 - Відмінність між традиційним природним газом і СВМ Чинник Традиційний газ СВМ Акумуляція газу Необхідні колектор, флюїдоупор і пастка Необхідний тільки вугільний пласт Знаходження газу в покладі Вгорі – газ, внизу – вода, чіткий газовод. контакт Газоводяний контакт відсутній Локалізація газу У порах і тріщинах У порах, тріщинах, основна маса – в адсорбованому стані Об’єм газу Залежить від об'єму пор У 6–7 разів більший, ніж у традиційному колекторі Видобуток газу Газ виділяється без стимуляції Потрібно відкачувати воду, щоб зниз. тиск і вивільн. газ Компонентний склад Метан, етан, пропан, бутан, пентан, азот, вугл. газ, гелій Метан, вуглекислий газ Процес акумуляції Газ у газуватому стані в порах Газ, адсорбований структурою вугілля Для аналізу СВМ потрібні такі дані: потужність вугільного пласта (загальна, ефективна), об’єм дренування, пористість, проникність (абсолютна, відносна), властивості рідини, об'єм і властивості газу (склад, вміст) (Аminian, 2000). За- лежно від вмісту води вугілля буває мокрим і сухим. Основна кількість вугілля – мокра, сухе вугілля трапляється відносно рідко. Під час видобутку газу із су- хого вугілля воду відкачувати не потрібно. Водночас це вугілля дуже чутливе до води, воно створює труднощі при бурінні і закінченні свердловин (Loftin, 2009). Запаси традиційного газу підраховують такими методами: об'ємним, анало- говим, матеріального балансу, аналізу кривих падіння видобутку. Об’ємний ме- тод широко застосовують на ранніх стадіях розвідки й експлуатації родовища, коли немає інформації щодо видобутку. За цим методом можна підраховувати запаси в будь-який час розробки родовища. Для визначення запасів нафти, газу об'ємним методом потрібні такі параметри: ефективна потужність продуктив- ного горизонту, поширення пласта, пористість, газонасиченість, параметри пла- стового газу, а також пластовий тиск і температура. Процедура підрахунку початкових запасів включає: a) визначення об'єму нафтонасичених порід множенням ефективної потужності газоносного гори- зонту на його поширення; б) встановлення пористості на підставі лабораторних даних і даних геофізичних досліджень свердловин (ГДС); в) обчислення водонасиченості за лабораторними даними і ГДС; г) аналіз пластового газу, ви- значення його молекулярної маси, зміни об'єму газу в разі переходу від пласто- вих умов до поверхневих; д) розрахунок початкових геологічних запасів (м3) за формулою G = V F (1–Sw) Ts Pi / Ps Ti Z, 35 де V – об'єм породи; F – її пористість; 1–Sw – газонасиченість; Ts, Ps – стандартні температура і тиск; Ti, Pi – пластові температура і тиск; Z – параметр, який виражає розширення газу під час переходу від пластових умов у поверхневі стандартні. Щоб знайти параметр Z, потрібно знати молекулярний склад газу або відсотковий вміст метану, етану, пропану, бутану, пентану, гексану, азоту, вуг- лекислого газу і сірководню, а також критичні температури і тиски для кожного компонента. Початкові геологічні запаси газу (фут3) обчислюють за формулою G (MMCF) = V · 43,560 F (1–Sw) Ts Pi / Ps Ti Z. Основним недоліком цього методу є його низька точність, залежність від ба- гатьох параметрів. Так, точність визначення меж газового покладу залежить від детальності вивчення геологічних особливостей родовища, насамперед від наявності блоків, літологічних виклинювань, розломів. Без достатньої кількості свердловин, належної якості геофізичних матеріалів, вивчення кернів вірогідно установити межі покладу складно. Під час підрахунку запасів беруть середні значення пористості, газонасиченості, ефективної потужності, які можуть дуже змінюватись по площі родовища і вносити похибки. Особливо складно визна- чити реальний коефіцієнт видобутку при підрахунку видобувних запасів газу, який залежить від типу та якості порід, структурних особливостей продуктив- ного пласта (наявності порушень, непроникних бар'єрів, літологічних виклиню- вань), властивостей пластової рідини, об'ємів відбору та інших чинників. Метод матеріального балансу застосовують на пізніших стадіях розвідки родовища, як правило, після видобутку 10–20 % усіх його запасів. Вірогідність підрахунку залежить від кількості та якості даних, насамперед від точності замірів температур, тисків, об'ємів видобутого газу і рідини. Типовим виразом методу матеріального балансу є залежність P/Z = P1/Z1 – Q P1/Z1 OOIP, де P – тиск у пласті в даний момент; Z – коефіцієнт стискання газу за даного тиску; P1 – початковий тиск; Z1 – коефіцієнт стискання за початкового тиску; Q – загальний видобуток із пласта; OOIP – початкові запаси. Цим методом можна розрахувати кількість нафти, газу і води в покладі за даними аналізу зміни тиску. Низка чинників (підвищений тиск у пласті, актив- ний водонапірний режим, низька проникність пласта, погана поширеність пла- ста по горизонталі чи вертикалі, середній або сильний водонапірний режим) зменшують точність підрахунку запасів методом матеріального балансу. Вели- ким недоліком є те, що поклад розглядають як велику посудину, що знаходить- ся під сталим тиском. Метод аналізу кривих падіння видобутку застосовують за достатньої кількості даних щодо видобутку вуглеводнів. На основі цих даних будують графіки залежності об'ємів видобутку від часу в напівлогарифмічному масштабі. Точність підрахунку запасів за цим методом залежить від 36 геологічних і технічних чинників, прийнятих під час побудови кривих. Тиск у сепараторі, розмір насосно-компресорних труб, розмір штуцерів і час простою свердловини є тими критичними технічними чинниками, що впливають на точність підрахунку. Серед геологічних чинників домінують пластовий тиск, режим, особливості будови покладу, відносна проникність. Запаси вугільного газу (м3) розраховують за формулою GIP = H A D G, де H – потужність вугільного пласта; А – поширення; D – щільність вугілля; G – вміст газу. За підрахунку запасів в фут3 ця формула набуває вигляду GIP = 1359,7 H A D G. Потужність пласта вугілля визначають промислово-геофізичними методами; його поширення картується малюнком сейсмічних горизонтів і кривими геофізичних досліджень свердловин; щільність вугілля встановлюють карота- жем за густиною, а за відсутності останнього – за керном і шламом. Точність визначення потужності і щільності вугілля, як правило, не викликає сумнівів, однак може бути складно встановити поширення вугільного пласта за обмеженої кількості даних. Важливо також правильно розрахувати газонасиченість вугілля, тобто вміст газу в одиниці об'єму породи (Bhanja, Srivastava, 2008). Вміст виражають у стандартних фут3 на 1 т породи (SCF/ton) або в м3/т. Точність визначення газонасичення є критичним параметром, оскільки газонасиченість пласта може змінюватись у самому пласті, крім того, газ втрачається в процесі буріння свердловини, відбору керну, його транспор- тування і зберігання. Тому важливо визначити газонасиченість на свіжому зразку керна, а не після тривалого його зберігання. Тільки так можна отримати максимально наближені до реальних дані. Методологія визначення вмісту метану у вугільному пласті детально описа- на в працях вітчизняних і закордонних дослідників (Анциферов та ін., 2007; Diamond, Levine,1981; Mavor et al., 1990, 1994; McLennan et al., 1995). Однак слід зазначити, що на Заході і в Україні ці методології різні. За кордоном суть визначення газонасичення зводиться до замірювання кількості газу, який виділяється з керна за пластових температури і тиску. Пористість добрих традиційних колекторів змінюється від 10 до 30 %. На відміну від них пористість вугілля мала і становить 0,1–10 %. Матрична проникність вугілля теж низька і визначається мікротріщинуватістю. Запаси га- зу у вугіллі визначаються насамперед його адсорбційними властивостями (англ. adsorption capacity of coal), які виражають здатність даного вугілля адсорбувати газ за певних температури і тиску. Здатність вугілля насичуватись газом за того чи іншого тиску дає можливість експериментально визначати гранично допустимі об'єми газу, які могли бути адсорбовані вугіллям залежно від тиску. Графіки залежності об'єму адсорбованого газу від зміни тиску називають 37 ізотермами Ленгмюра. Якщо вміст газу у вугіллі нижчий від ізотерм за даного тиску, то вугілля насичене газом. Розкриття вугільних пластів під час буріння й опробування свердловин має низку особливостей порівняно з розкриттям традиційних колекторів при бурінні свердловин та при їх гідророзриві. Більшість компаній, які займаються видобутком газу з вугільних пластів, намагається здійснювати їх розкриття на повітрі, що має низку переваг над традиційним бурінням. Однією з основних переваг буріння на повітрі є мінімальне пошкодження продуктивного пласта. Експерти AAPG вважають, що багато свердловин не дають продукції або дають її в обмеженому об’ємі в результаті пошкодження продуктивного пласта про- мивною рідиною. Основними механізмами пошкодження продуктивного пласта є хімічна адсорбція промивної рідини і зв'язаних хімікатів продуктивним гори- зонтом, а також механічне пошкодження структури вугілля масою промивної рідини. Пошкодження вугільного пласта буде сильнішим, оскільки в структурі вугілля дуже розвинена мікротріщинуватість. Іншою важливою перевагою буріння на повітрі є можливість оцінювання продуктивності під час буріння свердловини, бо при цьому тиск у свердловині завжди нижчий, ніж у пласті. В разі буріння на промивній рідині, коли гідростатичний тиск вищий, як у пласті, фільтрат промивної рідини швидко проникає в пласт, формує глинисту кірку і тим самим закупорює продуктивний горизонт. Вагомою перевагою буріння на повітрі є підвищена проходка, яка забезпечує коротший час буріння і меншу вартість цього процесу. Нижчий ри- зик втрати циркуляції, менше навантаження на долото, повільніше обертання ротора під час буріння й триваліший час роботи долота доповнюють переваги цього способу буріння. Незважаючи на зазначені переваги, буріння на повітрі має також низку недоліків, які обмежують його застосування. Одним з основ- них є недостатня стійкість стовбура свердловини в інтервалах пухких порід, що призводить до осипання стінок свердловини і формування каверн. Буріння на повітрі застосовують у горизонтах із нормальним або зниженим тиском, коли для буріння свердловини не потрібна промивна рідина з високою густиною, а також не практикується в інтервалах залягання горизонтів із підвищеним тис- ком. Наявність великих об’ємів води у свердловині обмежує застосування цього способу буріння, бо в разі буріння на повітрі технічно складно виносити великі об'єми води із свердловини. Доведено, що свердловину можна бурити в районах, де дебіти водоносних горизонтів не перевищують 10–20 барель/год. У південно-східному районі Нью Мехіко свердловини бурять на повітрі, якщо припливи води не перевищують 10 барель/год. Ще в 1980 р. Lyons (1984) дійшов висновку, що обладнання може виносити близько 20 барелів води за годину компресором із подачею 60 м3/хв при швидкості буріння 20 м/год. Можливо, за нинішньої потужності компресорів свердловини можна бурити за більших дебітів водоносних горизонтів, однак інформація про це відсутня. На практиці за наявності водо- носних горизонтів із великими дебітами застосовують піни або суміші повітря з водою. Недоліками буріння на повітрі також є підвищене зношення бурової ко- лони, небезпека вибухів у свердловині під час стикання з метановим покладом. 38 Опубліковані дані наштовхують на думку, що вибухи у свердловинах при бурінні на повітрі не відбуваються, коли розкривається пласт із сухим газом. Якщо ж пласт містить мокрий газ або конденсат, ймовірність вибуху зростає. Такі мікровибухи, як правило, закінчуються руйнуванням долота і нижньої час- тини бурового інструменту. Дуже рідко руйнується наземна частина обладнан- ня, травмується чи гине обслуговуючий персонал. Навесні 2011 р. делегація компанії “Єврогаз” відвідала Канаду з метою вив- чення її досвіду щодо видобутку СВМ-газу. Канадські буровики компанії “Treo drilling services” повідомили, що під час буріння на повітрі вони впорскують 20–50 л/год води, щоб зменшити вибухонебезпечність. Практика засвідчила, що впорскування такої кількості води достатньо для охолодження долота й запобігання вибуху. Для буріння на повітрі застосовують призначену для цього бурову установ- ку. Основними елементами установки є компресори (англ. compressor), дотиск- ний компресор (booster), змішувальний насос (mist pump), обертова головка (rotating head), викидна лінія за буріння з продуванням повітрям (blooie line), пилоуловлювач (de-duster), відкрита цистерна (open-top tank), превентор (BOP) та вибійне обладнання (downhole equipment) (рис. 1). Рис. 1. Конструкція типової свердловини для буріння на повітрі Компресори стискають повітря до відповідного тиску і доставляють його до забою свердловини. Більшість із тих, які застосовуються для буріння на повітрі, мають об’єм від 15 до 35 м3/хв за максимального тиску близько 20 атм. Дотиск- ний компресор може збільшувати тиск від 7 до 350 атм, типовим є бустер 70 атм. В більшості бурових операцій потрібен тиск повітря, менший ніж 20 атм, тому дотискні компресори, як правило, використовують для специфічних операцій, таких як спрямоване буріння із застосуванням вибійних двигунів. На- сос для змішування призначений для внесення води, пін та інгібіторів корозії в потік повітря, його конструкція забезпечує також впорскування твердих часто- чок у повітряний потік. Подача типового насоса змінюється від 50 до 160 л/хв. Довжина викидної лінії залежно від об’єму вуглеводнів – від 30 до 90 м. Її конструкція має забезпечувати уловлювання вибурених часточок породи і спа- 39 лювання газу. Типова викидна лінія має зовнішній діаметр 5/8 дюйма і більше. Обертова головка слугує для відкривання внутрішнього простору й відведення потоку повітря (газу) у викидну лінію. Пилоуловлювач дає можливість зменшу- вати вміст пилу в повітрі, яке виходить із викидної лінії. Конструкція для улов- лювання пилу включає насос, водяну лінію і розпилювач водяного потоку. Відкриту цистерну розміщують щонайменше за 35 м від установки, вона при- значена для збирання пластової води і вибуреної породи. Вздовж повітряної лінії від компресорів до бурової установки вмонтовано датчики тиску (pressure gauges), датчики температури (temperature gauges), засувки (valves) та лічильники об'єму (volumetric flow rate meter), які дуже важливі для успішного контролю за бурінням на повітрі. Стравлювальний клапан викидає повітря в атмосферу або спрямовує потік повітря у викидну лінію. Після перфорації вугленосного пласта і відкачування води пластовий тиск зменшується і вугілля віддає газ, адсорбований структурою вугілля. Однак, щоб отримати великі дебіти газу, як правило, проводять гідророзриви пластів. В англійській термінології гідророзрив відомий як hydraulic fracturing, fracking, hydrofracking. Метод гідророзриву вперше був застосований у 1903 р. в Північній Кароліні (Watson et al., 2003). Принцип гідророзриву полягає в тому, що великі об’єми рідини (близько 99 % всього об'єму) і піску (близько 1 %) під високим тиском закачуються у свердловину. Рідина розриває вугільний пласт, а пісок заповнює тріщину, запобігаючи її зімкненню. Крім піску можна викори- стовувати керамічні часточки або інші матеріали. На професійній мові всі ці матеріали називають пропантом (proppant), найширше застосовують пісок. У середньому під час гідророзриву в свердловину закачується 5–10 т піску. Існує кілька різних модифікацій розриву, у тім числі з використанням енергії вибуху, енергій води і газу. Найтиповішим є гідророзрив пласта із застосуванням рідини. Мікросейсмічними методами сучасних модифікацій виявлено, що довжина тріщин, які утворюються в результаті гідророзриву, може досягати 400 м. Ме- тод гідророзриву пластів успішно застосовують до всіх типів осадових порід, крім дуже м'яких і незв'язних, для збільшення дебітів водяних свердловин, утворення тріщин для закачування промислових відходів тощо. Як рідину для закачування в пласти застосовують воду, піну, а також гази (повітря, СO2, N2). Рідина для гідророзриву має виконувати три основні функції: 1) розривати пласт; 2) утворювати тріщину; 3) відкладати пісок чи інший пропант уздовж тріщини, щоб вона не зімкнулась. Для проведення гідророзриву у відповідній зоні, як правило, установлюють пакер (пакери). Як рідину для гідророзриву пласта в СBM-свердловинах часто застосовують дизельне паливо. Обладнання для гідророзриву включає один або кілька агрегатів із насосами великої потужності, насос для змішування рідини з піском, систему контролю, цистерну з рідиною. Старі установки для гідророзриву пластів працювали за тиску 300 атм (35 МПа) і подачі 150 л/с, сучасні – можуть безперервно працювати за тиску до більше як 1500 атм (140 МПа) й подачі понад 300 л/с. Перший період (dewatering stage) пов'язаний із відкачуванням води з одного чи кількох вугільних пластів. У результаті тиск 40 знижується нижче від критичного десорбційного тиску, що призводить до виділення газу. Друга стадія (stable production stage) або період стабільного ви- добутку, відповідає максимальному видобутку газу. Третій період (decline stage) характеризується падінням видобутку газу. Всі три періоди супроводжу- ються видобутком води, який максимальний у першому періоді. Операційна стратегія потребує відкачування води зі свердловини до якомога нижчого рівня, щоб підтримувати найнижчий пластовий тиск. Нині для відкачування води, як правило, в нижній частині насосно-компресорних труб установлюють насос, спеціально призначений для відкачування розгазованої води. Для здійснення процесу в промислових масштабах потрібні спеціальні насоси, оскільки у відкачуваній воді є часточки вугілля і рештки пропанту, який застосовують для гідророзриву пласта. За будь-якої поломки насосів необхідно підіймати насос- но-компресорні труби з насосом на поверхню й проводити ремонтні роботи, що збільшує собівартість газу. Для відкачування застосовують звичайні трифазні насоси напругою 200, 230, 380, 575 В, частотою 60 Гц, потужністю 10 кінських сил. На рис. 2 наведено конструкцію типової свердловини для видобутку мета- ну. Під час відкачування води насосно-компресорними трубами рухається вода, затрубним простором – газ метан. Метановий газ починає виділятись тільки після досягнення критичного десорбційного тиску. Одним з основних аспектів щодо економічності його видобутку є час, який необхідно затратити на відкачування води. Якщо вугілля повністю насичене газом, то пластовий тиск дорівнюватиме критичному десорбційному і відкачування води спричинить раптове вивільнення метанового газу (Dallegge, Bеrker, 2004). Рис. 2. Схема типової свердловини для видобутку метану Відомі великі родовища вугільного метану пройшли через стадію відкачування води. В родовищах Повдер Рівер, Блек Варор (Америка), ряд ро- довищ Австралії і Канади (формація Манвіле) проведено відкачування води для досягнення економічно доцільного видобутку метанового газу. Для визначення об’єму води, необхідного для вивільнення цього газу, не менш як у 6 різних точках відбирають керн і вивчають його адсорбційні властивості (Mavor et al., 41 1990). За результатами такого вивчення будують криві, так звані ізотерми Лен- гмюра, які включають два параметри: тиск і об’єм. Під час побудови ізотерм по горизонталі відкладають тиск, по вертикалі – об'єм адсорбованого газу за дано- го тиску. Ленгмюр-об’єм – це максимальний об’єм газу, який може адсорбувати вугілля за необмеженого його об’єму (VL) (http://www.fekete.com/software/cbm/media/webhelp/c-te-concepts.htm). Ленгмюр- тиск відповідає тиску, за якого може бути адсорбована половина Ленгмюр- об’єму. Детальну інформацію про теорію і процедуру визначення адсорбційних ізотерм вміщено у праці Mc Lennan et al. (1995). За ізотермами визначають об’єми газу, що можуть бути виділені з вугілля за даного тиску. СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ 1. Анциферов, А.В., Голубов, А.А., Майборода, А.А., 2007, Методические особенности выделения перспек- тивных площадей для добычи метода угольных месторождений // Національна Академія України. - 2007. - 180 c. 2. Анциферов А.В., Голубев А.А., Канин В.А., Тиркель М.Г., Задара Г.З., Узиюк В.И., Анциферов В.А., Суяр- ко В.Г. Газоносность и ресурсы метана угольных бассейнов Украины: Национальная Академия наук Украины. - 1. - Геология и газоносность западного, юго-западного и южного Донбасса. – 2009. - 405 с. 3. Успенский В.А. Опыт материального баланса процессов, происходящих при метаморфизме угольных пла- стов // Изв. АН СССР. Сер. Геология. - № 6, - С. 94-191. 4. Blyth, Alexander. Water wall complaints filed with Alberta environment, an independent review of coalbed meth- ane: Review. – 2008. - 128 p. 5. Cardott, B.J. Oklahoma Coal Bed Methane Workshop // File 2-2001.- 2001. - 240 p. 6. Bhanja, A.K. and O.P., Srivastava, 2008, A New Approach to Estimate CBM Gas Content from Well Logs: 54 p. 7. Dallegge, E. and C.E., Berker, 2001, Coal-Bed methane gas-in-place resources estimates using sorption isotherms and burial history reconstructions. An example from the ferronsandstone member of the mancos shale: Utah, U.S.Geological Survey professional paper 1625 B, p. L1-L26. 8. Diamond, W.P. and J.R., Levine, 1981, Direct Method Determination of the Gas Content of Coal. Procedures and Results: Report of Investigations 8515, United States Department of the Interior, Bureau of Mines, 150 p. 9. EUB Bulletin, 2005, Alberta Energy and Utilities Board, Alberta Coalbed Methane Activity Summary and Well Locations, CBM Activity Summary, p. 1. 10. Dallegge, E. and C.E., Berker, 2001, Coal-Bed methane gas-in-place resources estimates using sorption isotherms and burial history reconstructions. An example from the ferron sandstone member of the mancos shale: Utah, U.S.Geological Survey professional paper 1625-B, p. L1-L26. 11. Yurko, V.R., 1975, Deep Cretaceous Coal Resources of the Alberta Plains, Government of Canada, Alberta, Open file report 75-4, 54 р. 12. Hoch, O, 2005, The Dry Coal Anomaly - The Horseshoe Canyon Formation of Alberta: SPE, Annual Technical Conference and Exhibition. 13. Kong Сhen Chai, Sonny Iravan, Chow Weng Sum, Saleem Qadir Tunio, 2011, Preliminary study on gas storage capacity and gas-in-place for CBM potential in Balingian Coalfield, Sarawak Malaysia: International Journal of Applied Science and technology, Vol, 1, no. 2, p. 138-149. 14. Kaiser, W.R. and W.B., Ayers, 1994, Coalbed methane production, Fruitland Formation, San Juan Basin: geo- logic and hydrologic controls. New Mexico Bureau of Mines and Minerals Bulletin 146: Coalbed methane in the upper Cretaceous Fruitland Formation, San Juan Basin, New Mexico and Colorado, p. 187-207. 15. Kolesnikov, A., Kutcherov, V.G., Goncharov, A.F., 2009, Methane-derived hydrocarbons produced under upper- mantle conditions: Nature Geoscience, no. 2, p. 566-570. 16. Lyons, William C., 1984, Air and Gas Drilling Manual: vol. 1, 240 p. 17. Loftin, P., 2009, Tips and tricks for finding, developing and operating a coalbed methane field, 24th World Gas Conference, Argentina, 17 p. 18. McLennan, J.D., Schafer P.S., Pratt, T.J., 1995, A guide to determining Coalbed Gas content: Gas Research Instri- tute Report, No GRI-94/0396, 34 р. 19. Mavor, M.J., Owen, L.B., Pratt, T.J., 1990, Measurement and evaluation of isotherm data: Proceedings of the 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, SPE 20728, p. 157-170. 20. Mavor M.J, Pratt T.J., Britton R.N. Improved technology for determining total gas content. Vol. 1. Canister desorption data summary: Gas research Institute. -v. 1. - 1994. - 58 p. 21. Watson, J.S, Pearson, V.K, Gilmour, I., 2003, Contamination by sesquiterpenoid derivatives in the Orgueil carbonaceous chondrite: Organic Geochemistry, v. 34, p. 37-47. 42 УДК: 538.91:539.213.2 д-р физ.-мат. наук Е.В. Ульянова (ИФГП НАН Украины) ПРИМЕНЕНИЕ КОМБИНАЦИОННОГО РАССЕЯНИЯ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ИСКОПАЕМЫХ УГЛЕЙ Показані можливості методу комбінаційного розсіяння при вивченні змін, викликаних у викопному вугіллі впливом метаморфізму і дією газодинамічних явищ USE OF RAMAN SCATTERING IN STUDYING THE FOSSIL COAL Raman spectroscopy potential in determining transformations in fossil coals introduced by metamorphism or gas dynamic phenomena is demonstrated. Введение. Спектроскопия комбинационного рассеяния заняла свое заслу- женное место в исследовании углерода с момента открытия КР-эффекта в 1928 году, и дальнейшее возрождение СКР произошло благодаря развитию лазерной техники, проектированию приборов и детекторов. Хотя данная работа касается исключительно характеристик угля, в ней будут упомянуты и графитоподобные материалы в связи со сходством поликристаллического графита с углем. Эф- фект комбинационного рассеяния (КР) света представляет собой неупругое рас- сеяние оптического излучения на молекулах вещества (твёрдого, жидкого или газообразного), сопровождающееся изменением его частоты [1-3]. В результате в спектре рассеянного излучения появляются спектральные линии, которых нет в спектре первичного (возбуждающего) света. Число и расположение появив- шихся линий определяется молекулярным строением вещества. Полосы в спектрах КР – следствие переходов между колебательными уров- нями. Если полоса связана с возбуждением одной связи, то частотный сдвиг, соответствующий максимуму полосы, равен частоте колебания этой связи. Од- нако если полоса обусловлена колебаниями группы связей, что, как правило, и происходит в сложных молекулах, то точного соответствия между частотным сдвигом и частотами колебания связей сделать нельзя, но можно охарактеризо- вать изменение параметров всей группы в целом. Спектр КР большинства органических молекул состоит из линий, отвечаю- щих деформационным и валентным колебаниям химических связей углерода (С) с другими элементами, как правило, водородом (H), кислородом (O) и азо- том (N), а также характеристическим колебаниям различных функциональных групп (гидроксильной -OH, аминогруппы -NH2 и т.д.). Эти линии проявляются в диапазоне от 600 см-1 (валентные колебания одинарных С–С связей) до 3600 см-1 (колебания гидроксильной –OH группы) [3]. На рис. 1 показан спектр КР β- каротина, представляющий собой три полосы с положениями максимумов 1008, 1160 и 1526 см-1. Чл.-корр. НАНУ А.Д. Алексеев

Особливості видобутку метану з вугільних горизонтів в світі

Репозитарії

Схожі ресурси