СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ТЕХНОГЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В ПРИПОВЕРХНОСТНЫХ МАССИВАХ ГОРНЫХ ПОРОД НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2005 года по МПК E21F7/00 E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. Способ предназначен для ликвидации техногенных залежей углеводородных газов в приповерхностных массивах горных пород на местах добычи, переработки и хранения нефти и газа и может быть использован с целью борьбы с взрывоопасными скоплениями газа путем дегазации залежи.

На отдельных нефтегазоносных площадях, в естественных, не нарушенных техногенезом условиях, отмечается восходящая миграция нефти и газа к земной поверхности. Длительная разработка залежей нефти и газа активизирует процесс миграции, который при определенных условиях приводит к формированию техногенных скоплений углеводородов. Последние могут быть пространственно расположены в приповерхностных массивах горных пород: зоны аэрации и активного водообмена (горизонт пресных грунтовых вод). Техногенные залежи углеводородов отмечены на нефтяных и газовых месторождениях Волго-Уральской, Прикаспийской нефтегазоносных провинций, в других регионах нефтедобычи, а также в районах переработки и хранения нефти.

Актуальность решения этой проблемы ликвидации техногенных залежей углеводородных газов вблизи земной поверхности обусловлена не только экологической опасностью развития данного процесса, или созданием взрывоопасного очага, но и безвозвратными потерями ценного углеводородного сырья.

В районах развития угледобывающей промышленности известен ряд способов дегазации угольных пластов-спутников, которые направлены на предотвращение образования слоевых взрывоопасных скоплений метана.

Так известен способ дегазации пластов-спутников [1], согласно которому угольный пласт и пласты-спутники с помощью скважин разделяют на нижний и верхний ярусы, создавая таким образом газовые коллекторы, которые обеспечивают каптаж метана из углепородной толщи. Указанный способ позволяет снизить повышенные скопления газа в выработанном пространстве, а также предотвратить слоевые скопления метана, являющиеся взрывоопасными.

Также известен и наиболее широко распространен на практике способ дегазации надрабатываемых угольных пластов-спутников, включающий бурение скважин в породы почвы до надрабатываемых пластов-спутников, обсадку, цементацию и герметизацию этих скважин, подключение их к дегазационному трубопроводу и отсос газа [2].

Указанные известные способы являются недостаточно эффективными и не обеспечивают гарантированную дегазацию до концентрации ниже взрывоопасной величины.

Кроме того, их особенность такова, что эти известные способы невозможно использовать для ликвидации техногенных залежей углеводородных газов на нефтяных и газовых месторождениях.

Известен способ снижения газодинамической активности выбросоопасного пласта, при осуществлении которого производят бурение скважин, их герметизацию и нагнетание жидкости в пласт в регулируемом режиме гидрорыхления, гидроотжима или низконапорного увлажнения [3].

Также известен способ извлечения метана из угольного пласта, включающий бурение скважин с поверхности, нагнетание в пласт рабочей жидкости в режиме гидрорасчленения, выдержку ее в пласте и оттеснение из фильтрующих трещин путем нагнетания в пласт воздуха с последующим извлечением метана при его самоистечении из угольного пласта, после чего в последний закачивают вещество с большей, чем у метана сорбционной способностью и выдерживают его в пласте до прекращения процесса десорбции метана из угля, а затем метан выводят через одну из скважин [4].

Вышеперечисленные способы не могут быть использованы в приповерхностной части массивов горных пород, на малых глубинах (до 100 м), так как здесь обычно распространен горизонт пресных подземных вод, используемых для хозпитьевого водоснабжения.

Известен способ предотвращения газодинамического разрушения пород почвы горной выработки [5], согласно которому производят взрыхление породного массива, смещение и расслоение пород почвы выработки, создают машинный вруб и обеспечивают за счет смещения пород в машинный вруб пути для выхода газа, при этом газ выходит в горную выработку.

Также известен способ дегазации угольных пластов, включающий вскрытие дегазируемых участков скважинами, создание искусственной трещиноватости путем размыва угольного пласта, образование локальных полостей и обрушение части угольного массива в выработанное пространство, при этом расстояние между скважинами устанавливают из условия перекрытия зон трещиноватости, размыв угольного пласта осуществляют в направлении простирания пласта, а вынимаемую мощность устанавливают из условия исключения выхода зоны трещиноватости в покрывающие породы, имеющие коллекторскую связь с воздушным бассейном [6].

Однако эти способы являются неприменимыми в условиях ликвидации техногенных залежей углеводородных газов на нефтяных и газовых месторождениях, т.к. на них применяется скважинная технология разработки углеводородных залежей.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в создании способа, применимого для ликвидации техногенных залежей углеводородных газов в приповерхностных массивах горных пород при разработке нефтяных и газовых месторождений, при одновременном достижении содержания углеводородных газов (метана и его гомологов) в техногенной залежи ниже пределов взрывоопасных величин.

Указанный технический результат достигается предложенным способом ликвидации техногенных залежей углеводородных газов в приповерхностных массивах горных пород на месторождениях углеводородов, согласно которому определяют глубину коллектора залежи и основные направления трещиноватости массива горных пород в контуре техногенной залежи и узлы их пересечения, на контуре залежи устанавливают ориентировочный центр залежи, в ближайшем к указанному центру залежи узле пересечения основных направлений трещиноватости бурят центральную скважину на глубину коллектора залежи и ее устье оборудуют устройством для закачки газа, затем вокруг нее, с учетом ранее установленных основных направлений трещиноватости, производят бурение также на глубину коллектора залежи дополнительно по меньшей мере четырех разгрузочных скважин, в каждой пробуренной скважине на глубине коллектора техногенной залежи определяют начальную концентрацию углеводородных газов, а именно, концентрацию метана и его гомологов, далее в центральную скважину производят закачку инертного газа с одновременным определением концентрации метана на устье разгрузочных скважин, при этом закачку продолжают до достижения нижнего предела взрывоопасной величины по метану на устье как минимум в одной разгрузочной скважине, после этого из ряда разгрузочных скважин выделяют скважину с наиболее высокой концентрацией метана, переносят на нее функцию центральной скважины и производят закачку через эту разгрузочную скважину инертного газа, выполняя замеры концентраций метана на устье всех остальных скважин, и указанный процесс переноса функции центральной скважины на другие разгрузочные скважины повторяют до достижения концентрации метана на устье всех пробуренных скважин не выше нижнего предела взрывоопасной величины по этому газу, после чего закачку инертного газа прекращают, в каждой из ранее пробуренных скважин на глубине коллектора техногенной залежи вновь определяют концентрацию метана и его гомологов, и при ее значении выше нижнего предела взрывоопасной величины хотя бы в одной из указанных скважин, повторяют цикл закачки инертного газа по вышеуказанной схеме до достижения концентрации метана и его гомологов в скважинах на глубине коллектора залежи не выше нижнего предела взрывоопасной величины для этих газов, после чего все ранее пробуренные скважины закрывают, оставляя их для проведения периодического контроля за концентрациями углеводородных газов в коллекторе.

В предлагаемом способе в качестве инертного газа используют азотно-воздушную смесь или гелий.

Разгрузочные скважины в указанном способе газодинамически связаны друг с другом и с центральной скважиной.

Поставленная техническая задача решается следующим образом.

Благодаря особому размещению скважин на контуре залежи, учету при этом основных направлений трещинноватости и узлов их пересечения, обеспечивается создание газодинамически связанной системы, которая охватывает основные узловые точки коллектора залежи. В результате при закачке в центральную скважину инертного газа последний будет проходить по системам трещин и вытеснять углеводородные газы из разгрузочных скважин в атмосферу. Исходя из неоднородности геологического строения коллектора, в большинстве случаев, степень вытеснения углеводородных газов в разных скважинах будет различной. Поэтому было предложено производить закачку инертного газа в различные скважины по схеме, последовательно перенося функцию по закачке на особым образом выбранную скважину, контролируя при этом концентрацию метана на устье пробуренных скважин. Благодаря такой схеме и обеспечивается максимальная дегазация техногенной залежи до концентрации ниже взрывоопасной величины.

При осуществлении предлагаемого способа осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:

- устанавливают контур и глубину залегания коллектора углеводородных газов техногенной залежи (если он не был установлен ранее), для чего на предполагаемой площади проводят электрометрические работы бурением поисковой скважины до уровня грунтовых вод;

- на территории расположения техногенной залежи проводят определение доминирующего направления трещиноватости в массиве горных пород, слагающих залежь, и устанавливают узлы их пересечения;

- на контур залежи наносят эти установленные основные направления трещиноватости;

- на контуре залежи выбирают ориентировочный центр залежи и ближайший к нему узел пересечения основных направлений трещиноватости;

- в данной точке бурят центральную скважину на глубину коллектора залежи и оборудуют ее устройством для закачки газа;

- вокруг центральной скважины, ориентируясь по выделенным ранее основным направлениям трещиноватости, определяют место бурения еще по меньшей мере четырех разгрузочных скважин, которые при осуществлении способа оставляют с открытым устьем;

- производят отбор проб газа и определяют начальную концентрацию метана и его гомологов в каждой пробуренной скважине на глубине коллектора техногенной залежи;

- далее в центральную скважину производят закачку инертного газа и одновременно оператор газоанализатором производит систематические определения концентрации метана на устье всех разгрузочных скважин;

- закачку в центральную скважину продолжают до достижения концентрации метана на устье не выше нижнего предела взрывоопасной величины как минимум в одной разгрузочной скважине;

- затем из ряда разгрузочных скважин выделяют скважину с наиболее высокой концентрацией метана на устье и переносят на нее функцию центральной скважины по закачке через эту разгрузочную скважину инертного газа, оборудуют ее устье устройством для закачки газа, а устье всех остальных скважин оставляют открытыми;

- и такой перенос функции центральной скважины на другие разгрузочные скважины повторяют до достижения концентрации метана на устье всех пробуренных скважин не выше нижнего предела взрывоопасной величины;

- после чего закачку инертного газа прекращают;

- в каждой из ранее пробуренных скважин, на глубине коллектора залежи вновь отбирают пробы газа и определяют концентрацию метана и его гомологов;

- если их значение выше нижнего предела взрывоопасной величины хотя бы в одной из указанных скважин, повторяют цикл закачки инертного газа по вышеуказанной схеме до достижения концентрации углеводородных газов в скважинах на глубине коллектора залежи не выше нижнего предела взрывоопасной величины;

- после чего все ранее пробуренные скважины закрывают, оставляя их для проведения периодического контроля за концентрацией углеводородных газов в коллекторе.

Пример конкретного выполнения предлагаемого способа.

В качестве примера рассмотрим процесс проведения опытных работ по ликвидации техногенного скопления углеводородных газов в надпродуктивной толще нефтяного месторождения. Залежи нефти расположены на глубинах 1000-1500 м. При проведении нефтепоисковых работ получены аномалии по газовому каротажу на глубинах 290-300 м. В процессе более чем тридцатилетней эксплуатации нефтяных залежей месторождения, в результате изменения гидрогеологических условий участка и активизации восходящей вертикальной миграции глубинных флюидов, в приповерхностных массивах горных пород сформировалась техногенная залежь углеводородных газов на глубине 20-30 м. Максимальные содержания последних в коллекторе (трещиноватых терригенных верхнепермских песчаниках и алевролитах), в разное время, достигали: по метану - 8,5% об., по этану - 12,1% об., по пропану - 19,5% об., по i-бутану - 4,9% об., по n-бутану - 9,4% об. (в газовоздушной смеси). Согласно ГОСТ 55-42-87 пределы взрываемости (пределы взрывоопасной величины) по метану составляют 5-15 % об., по этану 2,4-9,5% об., по пропану 3,2-12,5% об., по бутану 1,9-8,4% об.

Учитывая, что сформированная техногенная залежь представляет собой взрывоопасный объект, находящийся под нефтепромысловыми объектами месторождения, было принято решение о ее ликвидации.

В результате поисковых работ определили глубину залегания коллектора залежи, который расположен в интервале глубин 7-20 м, и прогнозный контур залежи. С использованием данных аэрокосмических исследований определены основные направления трещиноватости на территории исследуемого участка (северо-западное и юго-восточное) и узлы их пересечения. В ближайшем к центральной части контура залежи узле пересечения была пробурена (и обустроена) центральная скважина на глубину 30 м, вскрывшая коллектор газа на полную толщину, которая была оборудована устройством для закачки газа (фонтанная арматура на устье скважины и компрессорная станция типа СД 9.101 М). Вокруг центральной скважины, с учетом основных направлений трещиноватости (методом "конверта"), было пробурено еще 4 скважины аналогичной глубины (минимальное их количество), которые оставляются с открытым устьем и используются как разгрузочные.

Из пласта-коллектора всех пробуренных скважин вакуумным насосом произведен отбор проб газа и с помощью хроматографического метода произведено определение концентраций углеводородных газов (метана и его гомологов) в каждой из ранее пробуренных скважин (таблица 1).

Затем в центральную скважину была произведена закачка азотно-воздушной смеси, при одновременном замере концентрации метана поочередно во всех разгрузочных скважинах портативным сигнализатором горючих газов типа ОКА-М (определение проводят только по метану в целях оперативности и удешевления способа). Закачка продолжалась несколько часов, до достижения нижнего предела взрывоопасности метана на устье по меньшей мере одной разгрузочной скважины (таблица 2). В нашем случае такого предела достигли в трех разгрузочных скважинах (скважины 2, 3, 5 - см. таблицу 2). Концентрация метана на устье разгрузочной скважины 4 оказалась выше нижнего предела взрывоопасной величины, поэтому ее устье оборудуют устройством для закачки инертного газа (переносят с центральной скважины) и продолжают закачку азотно-воздушной смеси уже через нее, контролируя концентрацию метана на устье остальных скважин. Когда концентрация метана на устье всех скважин достигнет нижнего предела взрывоопасной величины (по метану), закачку прекращают (таблица 3).

Затем в каждой из пробуренных скважин (центральной и четырех разгрузочных), на глубине коллектора вновь отбирают пробы газа и определяют концентрации метана и его гомологов, которые оказались не выше нижнего предела взрывоопасной величины для этих газов (таблица 4). Если бы концентрации были выше, процесс следует повторять по вышеуказанной схеме. После последней закачки и опробования газа в коллекторе, устья всех скважин (центральной и четырех разгрузочных) перекрывают, и осуществляют в дальнейшем периодический (один раз в квартал) контроль за концентрацией метана на устье этих скважин.

Таким образом производят ликвидацию (дегазацию) техногенной залежи углеводородных газов, сформированной в приповерхностных массивах горных пород на территории месторождений углеводородов.

Предлагаемый способ относительно прост, осуществляется с использованием минимального количества существующего традиционного оборудования, уже имеющегося на нефтегазодобывающем предприятии (т.к. на этой территории ведется нефтегазодобыча, то и все оборудование имеется в наличии), затраты на обслуживание значительно меньше, чем при дегазации угольных пластов. При этом обеспечивается гарантированный результат по ликвидации такого взрывоопасного объекта, как техногенная залежь углеводородных газов.

Источники информации, принятые во внимание:

1. Патент РФ №2065973, кл. E 21 F 5/00, от 1994 г.

2. Авторское свидетельство СССР №1481432, кл. E 21 F 7/00, 1987 г.

3. Патент РФ №2067181, кл. E 21 F 5/00, от 1996 г.

4. Заявка на выдачу патента РФ №97106034, кл. E 21 F 7/00, от 1999 г.

5. Патент РФ №2203423, кл. E 21 F 5/00, от 2001 г.

6. Патент РФ №2129660, кл. E 21 F 7/00, 1997 г.

Таблица 2
Изменение концентраций метана в воздушной среде на устье разгрузочных скважин при проведении закачки в центральную скважину 1№ п/пВремя замераКонцентрация метана (% об.) на устье разгрузочных скважинСкв. 2Скв. 3Скв. 4Скв. 5113:500,931,481,77,5214:201,001,41,38315:305,905,556549:405,0055,55510:005,0055,55611:005,00565

Таблица 3
Изменение концентраций в воздушной среде на устье разгрузочных скважин при проведении закачки в скважину 4, которой переданы функции центральной скважины№ п/пВремя замераКонцентрация метана (% об.) на устье скважинСкв.1Скв. 2Скв. 3Скв. 5113:307,3>50,35,5211:30>55,500,33,5312:307,75,505,55,5413:305,50,205,55,5514:30>52,8054,25615:3093,401,34.4716:30>53,501,044,389:0002,8003,4

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат заключается в создании способа, применимого для ликвидации техногенных залежей углеводородных газов в приповерхностных массивах горных пород при разработке нефтяных и газовых месторождений, при одновременном достижении содержания углеводородных газов (метана и его гомологов) в техногенной залежи ниже пределов взрывоопасных величин. Для этого определяют глубину коллектора залежи и основные направления трещиноватости (ОНТ) массива горных пород в контуре техногенной залежи и узлы их пересечения. На контуре техногенной залежи устанавливают ориентировочный центр залежи, в ближайшем к указанному центру залежи узле пересечения ОНТ бурят центральную скважину на глубину коллектора залежи (ГКЗ) и ее устье оборудуют устройством для закачки газа. Затем вокруг нее, с учетом ранее установленных ОНТ, производят бурение также на ГКЗ дополнительно по меньшей мере четырех разгрузочных скважин (PC). В каждой пробуренной скважине на ГКЗ определяют начальную концентрацию углеводородных газов, а именно, концентрацию метана и его гомологов. В центральную скважину производят закачку инертного газа с одновременным определением концентрации метана на устье PC, при этом закачку продолжают до достижения нижнего предела взрывоопасной величины по метану на устье как минимум в одной PC. После этого из ряда PC выделяют скважину с наиболее высокой концентрацией метана, переносят на нее функцию центральной скважины и производят закачку через эту PC инертного газа, выполняя замеры концентраций метана на устье всех остальных скважин. Указанный процесс переноса функции центральной скважины на другие PC повторяют до достижения концентрации метана на устье всех пробуренных скважин не выше нижнего предела взрывоопасной величины по этому газу. После этого закачку инертного газа прекращают. В каждой из ранее пробуренных скважин на ГКЗ вновь определяют концентрацию метана и его гомологов. При ее значении выше нижнего предела взрывоопасной величины хотя бы в одной из указанных скважин, повторяют цикл закачки инертного газа по вышеуказанной схеме до достижения концентрации метана и его гомологов в скважинах на ГКЗ не выше нижнего предела взрывоопасной величины для этих газов. После чего все ранее пробуренные скважины закрывают, оставляя их для проведения периодического контроля за концентрациями углеводородных газов в коллекторе. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

1. Способ ликвидации техногенных залежей углеводородных газов в приповерхностных массивах горных пород на месторождениях углеводородов, характеризующийся тем, что определяют глубину коллектора залежи и основные направления трещиноватости массива горных пород в контуре техногенной залежи и узлы их пересечения, на контуре залежи устанавливают ориентировочный центр залежи, в ближайшем к указанному центру залежи узле пересечения основных направлений трещиноватости бурят центральную скважину на глубину коллектора залежи и ее устье оборудуют устройством для закачки газа, затем вокруг нее, с учетом ранее установленных основных направлений трещиноватости, производят бурение также на глубину коллектора залежи дополнительно по меньшей мере четырех разгрузочных скважин, в каждой пробуренной скважине на глубине коллектора техногенной залежи определяют начальную концентрацию углеводородных газов, а именно концентрацию метана и его гомологов, далее в центральную скважину производят закачку инертного газа с одновременным определением концентрации метана на устье разгрузочных скважин, при этом закачку продолжают до достижения нижнего предела взрывоопасной величины по метану на устье как минимум в одной разгрузочной скважине, после этого из ряда разгрузочных скважин выделяют скважину с наиболее высокой концентрацией метана, переносят на нее функцию центральной скважины и производят закачку через эту разгрузочную скважину инертного газа, выполняя замеры концентраций метана на устье всех остальных скважин, и указанный процесс переноса функции центральной скважины на другие разгрузочные скважины повторяют до достижения концентрации метана на устье всех пробуренных скважин не выше нижнего предела взрывоопасной величины по этому газу, после чего закачку инертного газа прекращают, в каждой из ранее пробуренных скважин на глубине коллектора техногенной залежи вновь определяют концентрацию метана и его гомологов, и при ее значении выше нижнего предела взрывоопасной величины хотя бы в одной из указанных скважин повторяют цикл закачки инертного газа по вышеуказанной схеме до достижения концентрации метана и его гомологов в скважинах на глубине коллектора залежи не выше нижнего предела взрывоопасной величины для этих газов, после чего все ранее пробуренные скважины закрывают, оставляя их для проведения периодического контроля за концентрациями углеводородных газов в коллекторе.2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в качестве инертного газа используют азотно-воздушную смесь или гелий.3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что разгрузочные скважины газодинамически связаны друг с другом и с центральной скважиной.