22 Выкидная линия бурового раствора
Скважина бурится до определенной глубины с одним параметром бурового раствора, затем спускаются металлические обсадные трубы, пространство между обсадными трубами и пробуренной породой цементируется так называемым тампонажным раствором. После чего продолжают бурение с другим буровым раствором. Понятно, что установленные выше обсадные трубы должны быть большего диаметра, чем бурильная колонна и обсадные трубы, которые будут спущены ниже.
Иногда требуется устанавливать несколько промежуточных колонн и тогда конструкция скважины может принять такой вид (рис. 4.4). Последняя колонна, которая спускается ниже остальных, называется эксплуатационной колонной. Часто первую промежуточную колонну называют кондуктором.
К буровому раствору предъявляется дополнительное требование, которому глинистые растворы соответствуют не в полной мере. Когда долото вскрывает покрышку и начинает проходку в коллекторе, в коллектор также попадает буровой раствор.
Рис. 4.4. Конструкция скважины
Помимо того, что раствор подается под большим давлением в скважину, на коллектор давит весь столб жидкости. Ведь столб бурового раствора высотой 3-5 километров тоже создает значительное давление. В итоге, может получиться, что часть бурового раствора попадет в коллектор возле скважины и забьет его поры. Коллектор окажется загрязненным и нефть не сможет легко просачиваться в скважину. Как правило, это сказывается на так называемом дебите скважины, т.е. объеме добычи. Если при правильном вскрытии пласта дебит мог составить одно значение, то при неправильном объем добычи скважины может уменьшиться в несколько раз, а иногда и вообще быть равен нулю. Правда, эта проблема больше касается эксплуатационных скважин, однако и в разведочных скважинах важно знать показатели пластов. Именно на этом основании в последнее время используют различные буровые растворы, основанные не на глине. Большое распространение получили так называемые биополимерные растворы. Через некоторое время после вскрытия пласта такие растворы разлагаются и не оставляют после себя засоров в коллекторе.
Как правило, разведочные скважины бурят вертикальными, т.е. без значительного отклонения от места забуривания, но иногда применяется наклонно-направленное бурение.
4.1.4. Добыча газа с использованием технологии
ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
Извлечение метана из угольных пластов призвано стать одним из основных направлений стратегии расширения ресурсной базы ОАО «Газпром» и, по сути, приведет к созданию в России новой отрасли по добыче метана в угольных бассейнах. Кроме того, промышленное внедрение российских технологий добычи метана из угольных пластов поможет свести к минимуму аварийность на угольных шахтах, значительно улучшит экологическую обстановку.
Россия обладает гигантскими прогнозными ресурсами угольного газа – около 84 трлн м3, что сопоставимо с третью прогнозных ресурсов природного газа в стране. Наиболее подходящим для организации промышленной добычи в настоящее время является район Кузбасса, в котором прогнозные ресурсы метана составляют 13 трлн м3 (рис. 4.5).
В феврале 2010 г. в Кемеровской области «Газпром» запустил первый в России промысел по добыче угольного газа, который открыт на Талдинском месторождении. По предварительным оценкам, в долгосрочной перспективе прогнозные годовые объемы добычи газа в Кузбасском бассейне могут составить около 20 млрд м3.
Сибирская угольная энергетическая компания (СУЭК) планирует внедрить технологию дегазации угольных пластов на одной из шахт г. Ленинска-Кузнецкого Кемеровской области. Для внедрения технологии дегазации в Кузбассе будет закуплен комплект оборудования для бурения дегазационных скважин у компании «Joy Mining Mashinery». Стоимость одного комплекта составляет 15 млн рублей.
Известны три основных способа дегазации шахт:
1) предварительная дегазация разрабатываемых угольных пластов;
2) дегазация смежных угольных пластов;
3) отсос концентрированных метано-воздушных смесей из выработанных пространств.
Предварительная дегазации шахт проводится до начала разработки угольного пласта и заключается в бурении параллельных скважин глубиной по 100-250 м и диаметром 80-120 мм через 10-25 м. Каждая дегазационная скважина через водоотделитель подсоединяется к шахтной сети газопроводов. Отсос газа из угольного пласта производится под разрежением до 13,5-27 кн/м2 (100-200 мм pm. cm.) в течение длительного периода времени (свыше 100-150 суток).
Необходимость, возможность и экономическая целесообразность круп-
номасштабной промысловой добычи метана из угольных пластов подтверждается опытом освоения метано-угольных промыслов в США, которые занимают лидирующее положение в мире по уровню развития «новой газовой отрасли». В США добыча метана резко возросла от 5 млрд м3 в 1990 г. до 27,6 млрд м3 в 1995 г., а в 2009 г. достигла 56 млрд м3, что составило около 10 % от добычи традиционного газа в США.
Рис. 4.5. Освоение ресурсов метана угольных бассейнов России
При дегазации смежных угольных пластов используется эффект частичной их разгрузки от горного давления, способствующий переходу сорбированного этими пластами метана в свободное состояние. При этом способе дегазации скважины бурят из горных выработок до смежных пластов, залегающих выше и ниже разрабатываемого пласта на различных расстояниях, не превышающих радиус эффективной дегазации шахт. Скважины подсоединяются к газопроводной системе.
При отсосе газа из выработанных пространств они тщательно изолируются перемычками и воздухонепроницаемыми (например, из породы с различными уплотнителями) полосами от действующих горных выработок и при помощи шахтных газопроводов производится отвод газа с высоким содержанием метана, скопившегося в пустотах, образованных между обрушившимися кусками пород.