CC BY
25
Оригинальная статья
УДК 622.324:622.817.47:622.411.332:533.17 © H.A. Дрижд, М. Рабатулы, А.Ю. Александров, Г. Балниязова, Г. Жунис, 2020
Результаты освоения опытно-промышленных скважин на Шерубайнуринском участке Карагандинского угольного бассейна
DOI: http://dx.doi.org/10.18796/0041-5790-2020-6-36-40
ДРИЖД Н.А.
Доктор техн. наук, профессор кафедры «Разработка месторождений полезных ископаемых» КарГТУ, 100027, г. Караганда, Республика Казахстан, e-mail: [email protected]
РАБАТУЛЫ М.
Докторант кафедры «Разработка месторождений полезных ископаемых» КарГТУ, 100027, г. Караганда, Республика Казахстан, e-mail: [email protected]
АЛЕКСАНДРОВ А.Ю.
Докторант кафедры «Разработка месторождений полезных ископаемых» КарГТУ, 100027, г. Караганда, Республика Казахстан, e-mail: [email protected]
БАЛНИЯЗОВА Г.
Докторант кафедры «Разработка месторождений полезных ископаемых» КарГТУ, 100027, г. Караганда, Республика Казахстан, e-mail: [email protected]
ЖУНИС Г.
Докторант кафедры «Разработка месторождений полезных ископаемых» КарГТУ, 100027, г. Караганда, Республика Казахстан, e-mail: [email protected]
На сегодняшний день базовой проблемой добычи метана из угольных пластов является их низкая экономическая результативность. Метан в угольных пластах размещается в связанном состоянии. По этой причине процесс бурения требует дополнительных затрат, направленных на разъединение связи уголь/метан и увеличение добычи газа. Кроме того, необходимо отметить, что дебиты/ газовых скважин, пробуренных в угольных пластах, в основном ниже деби-тов традиционных газовых скважин. Следовательно добыча метана из угольных пластов характеризуется огромны/ми расходами и меньшей вы/ручкой, если сравнива ть с добычей газа из традиционных источников. Необходимо добавить, что добы/ча метана из угольных пластов решает ряд задач в угольной отрасли, не характерных для традиционной добычи газа. Решение этих задач приводит к возникновению дополнительных экономических результатов, приняв в расчет которые, возможно значительно повысить показатели эффективности добычи метана из угольных пластов. В статье приведены результаты освоения опытно-промышленных скважин с поверхности для извлечения метана угольных пластов Шерубайнуринского участка. Ключевые слова: метан, дебит газа, ГРП, Шерубайну-ринский участок, освоение скважин, добыча, утилизация, состав воды.
Для цитирования: Результаты освоения опытно-промышленных скважин на Шерубайнуринском участке Карагандинского угольного бассейна / Н.А. Дрижд, М. Рабатулы, А.Ю. Александров и др. // Уголь. 2020. № 6. С. 36-40. 001: 10.18796/0041-5790-2020-6-36-40.
ВВЕДЕНИЕ
Концепция развития «зеленой» экономики Казахстана включает в себя поиск возможностей расширения топливно-энергетического баланса страны, в том числе и более широкое вовлечение природного газа как экологичного энергоносителя и направлена на возможность максимального его применения во всех областях социально-экономических кластеров республики.
Одной из возможностей расширения топливно-энергетического баланса является добыча природного газа (метана) из угольных пластов Карагандинского бас-
сейна. Прогнозные ресурсы метана угольных месторождений Казахстана оцениваются на уровне 7 трлн м3, а ресурсы метана Карагандинского угольного бассейна до глубины 1500 м составляют 490,47 млрд м3 [1, 2]. Добыча метана угольных пластов (МУП) относится к нетрадиционным способам добычи газа и характеризуется более высокими техническими и экономическими требованиями к подходу к извлечению по сравнению с традиционной добычей [3, 4].
Для максимально возможного и эффективного применения природного газа правительством РК в Концепции развития газового сектора Республики Казахстан до 2030 года метан угольных пластов (МУП) рассматривается как альтернативный и перспективный вид «голубого топлива». Также в концепции развития газового сектора основополагающим тезисом является обеспечение населения природным газом за счет газификации областей республики, в частности, к 2020 г. среди приоритетных областей, требующих газификации, являются Карагандинская и Акмолинская области. В качестве пилотного проекта по добыче МУП был выбран участок освоенных шахт Шерубайнуринского угленосного района [5, 6].
ОСНОВНОЙ РАЗДЕЛ
На пяти поисково-разведочных скважинах, пробуренных в 2015-2016 гг., произвели освоение с утилизацией попутной воды и сжиганием добываемого газа на факеле. Наилучшие показатели по добыче газа получены на скважине Ш-1 (рис. 1), где получен дебит газа до 400 м3/ сут. и дебит попутной воды до 2,6 м3/сут.
Исходя из рассмотрения эксплуатационных показателей по скважине Ш-1 (рис. 2), приток газа начинается после снижения динамического уровня до 400 атм, что соответствует давлению столба жидкости 45 атм. Причины снижения дебита газа после стабилизации динамического уровня требуют более детального изучения [7, 8].
На скважине Ш-2 (введена в эксплуатацию с ГРП) получен максимальный дебит газа 320 м3/ сут. и максимальный дебит попутной воды 3,3 м3/сут. (рис. 3).
По эксплуатационным параметрам скважины Ш-2 можно сделать вывод о негативном влиянии [9] остановки скважин (рис. 4). После остановки отборов попутной воды 28.04.2016 произошло резкое падение дебита газа. После повторного снижения динамического уровня восстановление дебита газа не произошло.
На скважине Ш-4 (введена в эксплуатацию с ГРП) получен максимальный дебит газа 220 м3/ сут. и максимальный дебит попутной воды 3,2 м3/сут. (рис. 5).
Скважина Ш-1
0
окт. 2015
дек. 2015 фев. 2016 апр. 2016 июнь 2016 авг. 2016 Дата
0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0
окт. 2016
(по МЭР), м3/сут., скв. Ш-1 Дебит попутного газа, тыс. м3/сут., скв. Ш-1
Рис. 1. Диаграмма дебитов жидкости (воды) и газа по скважине Ш-1 Fig. 1. Diagram of flow rates of liquid (water) and gas for well Ш-1
10.10.2015 0 100 200
08.01.2016 07.04.2016 06.07.2016 04.10.2016
.5 400
б 500
% 600
Ü 700
g 800
^ 900
1200 -1000 С
800 s„ -та
го
600 2 I-
400 I 200
V
0
-Динамический уровень, м
— Дебит жидкости [х100], м3/сут. - Дебит газа, м3/сут.
Рис. 2. Диаграмма эксплуатационных показателей скважины Ш-2 Fig. 2. The diagram of operational indicators of the well Ш-2
Скважина Ш-2
Г 3
g £ 2,5
I 1 rO
& &1,5 1
ю
<u
4 0,5 0
1
0,3
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
дек. 2015 фев. 2016 апр. 2016 июнь 2016 авг. 2016 Дата
0
окт. 2016
дж (по МЭР), м3/сут., скв. Ш-2
Дебит попутного газа, тыс. м3/сут., скв. Ш-2
Рис. 3. Диаграмма дебитов жидкости (воды) и газа по скважине Ш-2 Fig. 3. Diagram of fluid (water) and gas flow rates for well Ш-2
01.11.2015 30.01.2016 29.04.2016 28.07.2016 26.10.2016 0 ' 100 200
.s 400 g 500 % 600 Ü 700
I 800
^ 900
1 11
¿VI 1 .IT \ i
л hj ч wf4
\ ]
400 350 300 250 200 150 100 50 0
£8
та s
m t
та tj
£ ?
& *
\o
Ф
4
-Динамический уровень, м
-Дебит жидкости [х 100], м3/сут. - Дебит газа, м3/сут.
Рис. 4. Диаграмма эксплуатационных показателей скважины Ш-2 Fig. 4. Diagram of operational indicators of the Ш-2 well
о. 300
2
о, 300
Скважина Ш-4
ü2,5 f 2
i1,5
и
ъ 1
0,5 0
0,22 p 0,2 fr 0,18 3 0,16 *
0,14 S
0,12 ra-
0,1 ¡S
0,08 ¡1
0,06 J
0,04 ^ 0,02 0
фев. 2016 апр. 2016 июнь 2016 Дата
авг. 2016
окт. 2016
- (по МЭР), м3/сут., скв. Ш-4
Дебит попутного газа, тыс. м3/сут., скв. Ш-4
Рис. 5. Диаграмма дебитов жидкости (воды) и газа по скважине Ш-4 Fig. 5. Diagram of flow rates of liquid (water) and gas for well Ш-4
01.01.2016 01.03.2016 30.04.2016 29.06.2016 28.08.2016 27.10.2016 0
100
I 200
1 300
и
g 400
s
£ 500
S 600
1Л
600 500 400 300 200 100 0
. Ъ
£8
.5 и
-Динамический уровень, м
-Дебит жидкости [х 100], м3/сут. - Дебит газа, м3/сут.
Рис. 6. Диаграмма эксплуатационных показателей скважины Ш-4 Fig. 6. Diagram of operational indicators of the Ш-4 well
Скважина Ш-3
о a
март 2016 апр. 2016 май 2016 июнь 2016 июль 2016 авг. 2016 сен. 2016 окт.
Дата
б
е Д
2016
fj - (по МЭР), м3/сут., скв. Ш-3
j Дебит попутного газа, тыс. м3/сут., скв. Ш-3
Рис. 7. Диаграмма дебитов жидкости (воды) и газа по скважине Ш-3 Fig. 7. Diagram of flow rates of liquid (water) and gas for well Ш-3
01.03.2016 0
30.04.2016 29.06.2016 28.08.2016 27.10.2016
X 100
a
§ 200 a.
■5 300
§ 400
a
g 500
I 600
Ч 700 800
i
[\
6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0
, s ^ -
fro
о a 4
Динамический уровень, м
- Дебит жидкости [х100], м3/сут. - Дебит газа, м3/сут.
Рис. 8. Диаграмма эксплуатационных показателей скважины Ш-3 Fig. 8. Diagram of operational indicators of the Ш-3 well
Десорбция газа на скважине Ш-4 началась при достижении динамического уровня 250 м, что соответствует давлению на забое 25 атм (рис. 6).
На скважинах Ш-3 и Ш-8, которые были введены в эксплуатацию без ГРП, существенные притоки газа не получены (рис. 7, рис. 8).
На скважинах, пробуренных в 2015-2016 гг., проводились отбор и анализ проб метана и пластовой воды. По результатам рассмотрения компонентного состава попутно добываемой воды можно сделать вывод, что вода имеет низкую общую минерализацию (до 5 г/л), сопоставимую с минерализацией отдельных сортов лечебно-столовых минеральных вод [10]. Для использования попутной воды в питьевых, технических целях или для сельскохозяйственного применения требуется дальнейшая очистка.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основным источником информации для изучения геологического строения Шерубайну-ринского участка (в связи с тем, что сейсмические исследования на участке не проводились) являются скважинные данные, доступные в форме графических и табличных приложений к проектным документам по подсчету запасов участка [11].
В ходе выполнения работы произведена обработка имеющейся геолого-промысловой информации (включая данные по 882 разведочным скважинам, пробуренным до 1991 г., трем разведочным скважинам, пробуренным в 2015-2016 гг., и пяти поисково-оценочным скважинам, пробуренным в 2015-2016 гг.) [12]. Сформирована геолого-промысловая база данных в программном комплексе NGT Smart, ведется работа по уточнению геологических и созданию гидродинамических моделей, пригодных для оценки запасов и прогноза добычи.
По результатам рассмотрения показателей эксплуатации пяти поисково-оценочных скважин можно сделать вывод о целесообразности применения ГРП (планируется оптимизация технологии гидроразрыва на основе международной практики применения ГРП для разработки МУП) и отсутствии эффекта от применения ПИВ.
Рекомендуется свести к минимуму остановки отбора попутной воды при освоении скважин в связи с негативным эффектом повышения забойного давления при освоении поисково-оценочных скважин.
По результатам отбора проб газа и пластовой воды можно сделать вывод, что вода имеет низкую минерализацию (до 5 г/л), однако непригодна для использования в питьевых и сельскохозяйственных целях.
3
0
Данные по скважинам, пробуренным в 2015-2016 гг., являются наиболее детальным источником информации. Для дополнительного изучения Шерубайнуринского участка рекомендуется заложение дополн ительных разведочн ых и поисково-оценочных скважин с максимально возможным охватом площади участка
Список литературы
1. Дрижд H.A., Портнов В.С., Замалиев Н.М. Исследование методов интенсификации газоотдачи из неразгруженных угольных пластов Карагандинского бассейна: монография. Караганда: Издательство КарГТУ, 2020. 159 с.
2. Coal bed methane Karaganda basin in the gas balance Republic of Kazakhstan: status and prospects / N.A. Drizhd, R.K. Kamarov, D.R. Akhmatnurov et al. // Naukovyi Visnyk Natsionalnogo Hirnychoho Universytetu. 2017. N 1. Р. 12-20.
3. Технология плазменно-импульсного воздействия -нетрадиционный подход к дегазации угольных пластов / н.П. Агеев, П.Г. Агеев, А.С. Десяткин и др. // Горная промышленность. 2015. № 1. С. 28-33.
4. Хайдина М.П. Нетрадиционные углеводородные ресурсы. Метаноугольные месторождения: учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. 33 с.
5. Морозов C.A. Использование шахтного метана и добыча метана угольных пластов на шахтах угольного департамента АО «АрселорМиттал Темиртау». Астана, 2017. С. 1-7.
6. Мустафин Р.К. Разведка метана угольных пластов Шерубайнуринского угленосного района (Шерубайнурин-ский участок) Карагандинского угольного бассейна. Караганда, 2013. 114 с.
7. Ruichen Shen, Zijian Wang, Lei Qiao. The Advanced Technology of Drilling and Completion for CBM in China /
Search and Discovery Article. Adapted from oral presentation given at AAPG Asia Pacific Region, Geoscience Technology Workshop, Opportunities and Advancements in Coal Bed Methane in the Asia Pacific, Brisbane. Queensland, Australia. 2015. February 12-13. Р. 78-94.
8. Qin Yong, Ye Jianping. A Review on Development of CBM Industry in China. Search and Discovery Article. Adapted from oral presentation given at AAPG Asia Pacific Region, Geoscience Technology Workshop, Opportunities and Advancements in Coal Bed Methane in the Asia Pacific. Brisbane, Queensland, Australia. 2015. February 12-13. N 80454. P. 3-31.
9. Strategies for the development of CBM gas industry in China / Mu Fuyuana, Zhong Weizhib, Zhao Xianliangb et al. // Natural Gas Industry. 2015. October. Vol. 2. N 4. P. 383-389.
10. Raymond L. J. Jr. Is it the Geological Environment, Engineering Skill or Luck that Differentiates the Success of Hydraulic Fracturing in Australian Coal Seam Gas Projects? / Search and Discovery Article. Adapted from oral presentation given at AAPG Asia Pacific Region, Geoscience Technology Workshop, Opportunities and Advancements in Coal Bed Methane in the Asia Pacific. Brisbane, Queensland, Australia. 2015. February 12-13. N 51115. P. 1-32.
11. Дрижд Н.А., Замалиев Н.М., Ахматнуров Д.Р. Групповой технический проект на строительство скважин на контрактной территории Шерубайнуринского угленосного района (Шерубайнуринский участок) Карагандинского угольного бассейна, 2017.
12. Оценка перспективной добычи коммерциализации метана угольных пластов (МУП) Шерубайнуринского угленосного района Карагандинской области: отчет о результатах работ. Астана, 2017. 217 с.
MINERALS RESOURCES
Original Paper
UDC 622.324:622.817.47:622.411.332:533.17 © N.A. Drizhd, M. Rabatuly, A.Yu. Aleksandrov, G. Balniyazova, G. Zhunis, 2020 ISSN 0041-5790 (Print) • ISSN 2412-8333 (Online) • Ugol' - Russian Coal Journal, 2020, № 6, pp. 36-40 DOI: http://dx.doi.org/10.18796/0041-5790-2020-6-36-40
Title
THE RESULTS OF THE Development OF PILOT wELLS In THE SHERUBAINURINSKY SITE OF THE Karaganda COAL Basin Authors
Drizhd N.A.1, Rabatuly M.1, Aleksandrov A.Yu.1, Balniyazova G.', Zhunis G.1 1 Karaganda State Technical University, Karaganda, 100027, Republic of Kazakhstan
Authors' Information
Drizhd N.A., Doctor of Engineering Sciences, Professor of Mineral deposits development department, e-mail: [email protected] Rabatuly M., doctoral student of Mineral deposits development department, e-mail: [email protected]
Aleksandrov A.Yu., doctoral student of Mineral deposits development department, e-mail: [email protected]
Balniyazova G., doctoral student of Mineral deposits development department, e-mail: [email protected] Zhunis G., doctoral student of Mineral deposits development department, e-mail: [email protected]
Abstract
Today, the basic problem of methane extraction from coal seams is their low economic efficiency. Methane in coal seams is placed in a bound state. For this reason, the drilling process requires additional costs aimed at disconnecting
the coal / methane bond and increasing gas production. In addition, it should be noted that the flow rates of gas wells drilled in coal seams are mainly lower than the flow rates of traditional gas wells. Consequently, methane production from coal seams is characterized by huge costs and lower revenue when compared with gas production from traditional sources. It should be added that the extraction of methane from coal seams solves a number of problems in the coal industry that are not characteristic of traditional gas production. The solution of these problems leads to additional economic results, taking into account which it is possible to significantly increase the efficiency of methane production from coal seams. The article presents the results of the development of pilot wells from the surface for the extraction of methane from coal seams of the Cherubaynurinsky site.
Key words
Methane, Gas flow rate, Hydraulic fracturing, Sherubaynurinsky site, Well development, Production, Utilization, Water composition.
References
1. Drizhd N.A., Portnov V.S. & Zamaliyev N.M. Issledovaniye metodov intensi-fikatsii gazootdachi iz nerazgruzhennykh ugol'nykh plastov Karagandinskogo basseyna. Monografiya. [The study of methods for intensifying gas recovery from unloaded coal seams of the Karaganda basin. Monograph]. Karaganda, KarGTU Publ., 2020, 159 p.
2. Drizhd N.A., Kamarov R.K., Akhmatnurov D.R. et al. Coal bed methane Karaganda basin in the gas balance Republic of Kazakhstan: status and prospects. Naukovyi Visnyk Natsionalnogo Hirnychoho Universytetu, 2017, No. 1, pp. 12-20.
3. Ageev N.P., Ageev P.G., Desyatkin A.S. et al. Tekhnologiya plazmenno-impulsnogo vozdeystviya netraditsionnyy podkhod k degazatsii ugol'nykh plastov [Pulse-plasma impact technology as an unconventional approach to the degassing of coal seams]. Gornaya promyshlennost' - Mining industry, 2015, No. 1, pp. 28-33. (In Russ.).
4. Khaidina M.P. Netraditsionnyye uglevodorodnyye resursy. Metanougol'nyye mestorozhdeniya. Uchebnoye posobiye. [Unconventional hydrocarbon resources. Methane Coal Fields. Study Guide]. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas Publ., 2015, 33 p. (In Russ.).
5. Morozov C.A. Ispolzovaniye shakhtnogo metana i dobycha metana ugol'nykh plastov na shakhtakh ugol'nogo departamenta AO "ArselorMittal Temirtau". [The use of coal mine methane and the extraction of coal bed methane in the mines of the coal department of "ArcelorMittal Temirtau" JSC]. Astana, 2017, pp. 1-7.
6. Mustafin R.K. Razvedka metana ugol'nykh plastovSherubaynurinskogo ug-lenosnogo rayona (Sherubaynurinskiy uchastok) Karagandinskogo ugol'nogo basseyna [Exploration of methane in coal seams of the Sherubaynurinsky coal-bearing region (Sherubainurinsky site) of the Karaganda coal basin]. Karaganda, 2013, 114 p.
7. Ruichen Shen, Zijian Wang & Lei Qiao. The Advanced Technology of Drilling and Completion for CBM in China / Search and Discovery Article. Adapted from oral presentation given at AAPG Asia Pacific Region, Geoscience Technology Workshop, Opportunities and Advancements in Coal Bed Methane in the Asia Pacific, Brisbane. Queensland, Australia, 2015, February 12-13, pp. 78-94.
8. Qin Yong & Ye Jianping. A Review on Development of CBM Industry in China. Search and Discovery Article. Adapted from oral presentation given at AAPG
Asia Pacific Region, Geoscience Technology Workshop, Opportunities and Advancements in Coal Bed Methane in the Asia Pacific. Brisbane, Queensland, Australia, 2015, February 12-13, No. 80454, pp. 3-31.
9. Mu Fuyuana, Zhong Weizhib, Zhao Xianliangb et al. Strategies for the development of CBM gas industry in China. Natural Gas Industry, 2015, October, Vol. 2, No. 4, pp. 383-389.
10. Raymond L. J. Jr. Is it the Geological Environment, Engineering Skill or Luck that Differentiates the Success of Hydraulic Fracturing in Australian Coal Seam Gas Projects / Search and Discovery Article. Adapted from oral presentation given at AAPG Asia Pacific Region, Geoscience Technology Workshop, Opportunities and Advancements in Coal Bed Methane in the Asia Pacific. Brisbane, Queensland, Australia, 2015, February 12-13, No. 51115, pp. 1-32.
11. Drizhd N.A., Zamaliyev N.M. & Akhmatnurov D.R. Gruppovoy tekhnicheskiy proyekt na stroitelstvo skvazhin na kontraktnoy territorii Sherubaynurinskogo uglenosnogo rayona (Sherubaynurinskiy uchastok) Karagandinskogo ugol'nogo basseyna [Group technical project for the construction of wells in the contract area of the Sherubainurinsky coal-bearing region (Sherubainurinsky site) of the Karaganda coal basin]. 2017.
12. Otsenka perspektivnoy dobychi kommertsializatsii metana ugol'nykh plastov (MUP) Sherubaynurinskogo uglenosnogo rayona Karagandinskoy oblasti. Otchet o rezultatakh rabot [Evaluation of prospective commercialization of coal seam methane (CBM) in the Sherubaynurinsky coal-bearing region of the Karaganda region. Report on the results of work]. Astana, 2017, 217 p.
For citation
Drizhd N.A., Rabatuly M., Aleksandrov A.Yu., Balniyazova G. & Zhunis G. The results of the development of pilot wells in the Sherubainurinsky site of the Karaganda coal basin. Ugol' - Russian Coal Journal, 2020, No. 6, pp. 36-40. (In Russ.). DOI: 10.18796/0041-5790-2020-6-36-40.
Paper info
Received January 15,2020 Reviewed February 6,2020 Accepted March 23,2020
В Мурманском морском торговом порту завершили погрузку «Севморпути»
СУЭК
СИБИРСКАЯ УГОЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ
На причале №15 Мурманского морского торгового порта в конце апреля 2020г. завершилась погрузка атомного контейнеровоза «Севморпуть» ФГУП «Атомфлот». Всего за неделю портовики перевалили более 14 тыс. т генеральных грузов.
В трюм контейнеровоза были погружены строительные материалы, бетонные плиты, контейнеры, а также грузовая техника, предназначенная для проведения строительных работ в Арктической зоне Российской Федерации. Имея богатый опыт и профессиональное мастерство, докеры-механизаторы, портовые технологи и стивидоры АО «ММТП» справились с задачей в кратчайшие сроки.
Во время погрузочной операции использовалось уникальное грузозахватное оборудование, разработанное специалистами комплекса технологического обеспечения АО «ММТП». Благодаря специальной раме с 4-гачковой строповой подвеской за один производственный цикл докер-мехнизатор осуществлял подъем сразу трех плит, что значительно сократило время обработки судна.
В настоящий момент контейнеровоз отправился по одноименному маршруту, в честь которого он и назван, в направлении архипелага Земля Франца-Иосифа. Планируется, что после доставки груза «Севморпуть» вернется в Мурманский морской торговый порт за второй партией.
«Севморпуть» - крупнейшее из всех четырех когда-либо построенных невоенных торговых судов с ядерной энергетической установкой. Атомный «грузовик» имеет длину 260 м и ширину 32 м, в связи с чем принять и обработать данное судно могут только отдельные порты, в число которых входит и АО «ММТП». При этом порт имеет все условия для накопления и складирования грузов, специализированную технику для их обработки.
