главная / банк технологий / методы интенсификации добычи н... / заполярстройресурс

К разработке газовых сланцев


В настоящее время добыча сланцевого газа производится только на семи месторождениях США и на двух месторождениях в Канаде. Наиболее она значительна в США, где её доля в общей добыче газа в стране в 2009 году составила 11,36%. Согласно последнему прогнозу Департамента по энергетике США , добыча сланцевого газа в стране будет увеличиваться до 2035 года со средне годовым приростом 5,3%, в то время импорт газа будет снижаться на 2,6%. Итого в мире на сегодняшний день добывается 72 млрд м3 сланцевого газа в год, или 2,6% суммарной добычи. Перспективные газоносные сланцы присутствуют во многих странах мира. Наиболее активно оценка их газового потенциала осуществляется в странах Европы и КНР, где созданы научно-исследовательские коллективы, и крупнейшие газовые компании получили лицензии на производство геологоразведочных работ. [1].
В Китае, по сообщению национальной Sinopec, выделено четыре первоочередных района в бассейнах Тарим, Турфан, Ордос и Сычуань, где ресурсы сланцевого газа оцениваются в интервале от 600 до 1280 млрд м3. По мнению компании, суммарные ресурсы сланцевого газа в стране составляют 45 трлн м3. В Австралии активная разведка сланцевого газа осуществляется в центральных районах страны - в бассейнах Купер-Эроманга и Амадеус.[2].
Американская компания ConocoPhilips начала серьёзные инвестиции в газодобычу из сланцевых месторождений на территории Польши. В Германии создана госкомиссия по поиску сланцев, в Индонезии правительство объявило по поиску сланцев конкурс, в повестке одной из последних встреч президента США Барака Обамы с китайскими лидерами перспективы сланцевого газа и нефти были выделены отдельным пунктом.
Самое известное месторождении сланцевого газа — Barnett Shale в штате Техас. Сланцы залегают там на глубинах до 2 км на площади 13 тыс. кв. км, запасы газа оцениваются в 59 млрд м3. В 2006 г. месторождение дало 20 млрд м3, в конце 2008 г. число скважин выросло до 11,8 тыс. – по одной на каждые 64 кв. км.
Особенностью разработки залежей газовых сланцев является низкая дренирующая способность эксплуатационных скважин. Для интенсификации притока применяется технология массированного гидроразрыва пласта StageFrac с закачкой воды и закреплением трещин проппантом (100-500 т). Необходимо отметить, что удельная теплота сгорания сланцевого газа в три раза ниже, чем удельная теплота сгорания традиционного природного газа. Добывать сланцевый газ можно только там, где есть вода — рядом с реками и озерами. При этом возможно попадание загрязненных стоков в водозаборные сооруженияи и по экологическим соображениям Франция запретила разработку залежей сланцевого газа.
С целью увеличения дренирующей способности сланцев после гидроразрыва пласта нами рассмотрена возможность увеличения их дренирующей способности за счёт растворения сланцев различными глинокислотными растворами. Это позволит вскрыть дополнительные резервы в увеличении продуктивности газовых скважин.
Опыты по растворению сланцев производили с образцами породы из продуктивного пласта скважины Radio 1-11 месторождения N.E. Union City (США). По данным рентгенофазового анализа образцы сланцев из скважины Radio 1 представляют собой смесь метаморфизированного бентонита натрия состава NaAlSi3O8 и кальциевого алюмосиликата состава CaAl2Si2O8. Точный процентный состав определить этим методом не удается из-за частичного перекрывания мажорных пиков рентгенограммы. Примеси, включая карбонаты, сульфаты, сульфиды и аморфную фазу, не превышают 2 – 3 %.
В опытах использовали следующие глинокислотные растворы:
1. HCL, 23,5% +HF, 5% + CH3COOH, 6 %;
2. HCL, 11% + NH4F HF, 6% + CH3COOH, 3,5 %;
3. SL (товарное название)-глинокислотный раствор на основе порошкообразных реагентов (патент РФ № 2301248).
Подготовку образцов для изучения растворяющей способности образцов в растворах производили следующим образом.
Из кернов были приготовлены образцы одинаковой кубической формы. Другие образцы керна были раздроблены и просеяны через сито с ячейкой 1,8 мм. Образцы пород высушивали до постоянного веса при температуре 120-140 0С. Образцы обрабатывали в растворами пластиковом стакане растворами в статических условиях в продолжение различных отрезков времени. Растворяющую способность образцов сланцевой породы оценивали весовым методом по зафиксированным в ходе опытов потери в весе.
Результаты опытов представлены ниже в табл.
Таблица
Растворяющая способность образцов сланца в различных глинокислотных растворах

Номер

Опыта

Номер

раствора

Условия опытов

Растворяющая способность, %

 

 

Температура, 0С

Время обработки, час

Сланец раздробленный и просеянный

1

2

20

1

4,4

2

2

20

24

5,89

3

3

20

1

17,1

4

3

20

24

27,64

Сланец из кубиков

5

1

20

24

0,23

6

2

20

24

8,81

7

3

20

24

12,5

 



Таким образом, глинокислотный состав № 3, приготовленный из порошкообразных реагентов, обладает повышенной растворяющей способностью ко всем испытываемым материалам.
Во второй серии опытов были произведены фильтрационные исследования на закольматированных кернах пород валанжинского продуктивного пласта Уренгойского ГКМ. Исследованиями установлено:
1. Коэффициент проницаемости керна после обработки в течение 1 часа при температуре 700С был увеличен с 12,1 до 30,25 mD, т.е в 2,5 раза.
2. Изменение массы навесок керна после обработки раствором составили:
• При 700С за 1 час – минус 3,28%;
• При 250С за 24 часа – минус 5,89 %.
3. Изменение массы навески цементного камня после обработки в течение 24 часов при температуре 250С составило +11,65 %. При этом структура цементного камня не нарушена.
В ходе практических глинокислотных обработок скважин сланцевых залежей следует ожидать повышение растворяющей способности раствора за счет как повышенной температуры пласта, так и генерации волнового воздействии в горной выработке. Совмещение контрольных операций с технологическими (ноу-хау) достаточно надежно позволит определить необходимое время обработки скважины.
По результатам проведённых экспериментальных работ можно предложить следующие рекмендации:
1. Для каждого конкретного месторождения необходимо выполнять адаптацию технологического раствора применительно к составу сланцев.
2. Представляется целесообразным до и после комплексного воздействия на пласт производится волновой акустический каротаж в скважине, что позволяет оценить образовавшуюся трещиноватость пустотного пространства и его газонасыщенность

Литература
1. EnergyFuture.RU. Сланцевый газ в России: обсуждение в Государственной Думе. 30.03.2010

2. Нефтегазовая вертикаль. Будущее сланцевого газа в России проблематично.1.07.2010

 

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015