СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛАНЦЕВЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF SHALE OIL AND GAS BEARING DEPOSITS AND PROCESS SYSTEM OF EQUIPMENT FOR ITS APPLICATION

Предлагаемые изобретения относятся к топливно-энергетическому комплексу и могут быть использованы при разработке нетрадиционных источников, прежде всего сланцевых нефтегазоносных залежей (плеев), для добычи нефти и производства электрической энергии.
Известны подземные энерготехнологические комплексы для отработки месторождений твердого топлива и производства электрической энергии [1-3]. Известны скважинные технологии добычи нефти и газа, составляющие основу всей нефтегазовой индустрии мировой энергетики [4-7] и обеспечивающие человечество на протяжении многих десятилетий в углеводородном сырье из так называемых традиционных месторождений и запасов. Однако ограниченность этих запасов, высокая степень выработанности многих традиционных месторождений, постоянный рост издержек добычи и транспортировки нефти и газа, связанный с продвижением нефтегазодобычи во все отделенные и труднодоступные места, включая и арктические условия морей Ледовитого океана, приводят к необходимости поиска и освоения новых источников и ресурсов углеводородного сырья.
Новым нетрадиционным ресурсом для добычи углеводородного сырья являются сланцевые нефтегазоносные залежи (плеи). Уникальным нефтегазовым объектом с высокими неоднородностями пласта и мозаичным характером низких фильтрационно-емкостных свойств, изолированностью пласта, высокой гидрофобностью и другими геологическими особенностями является Баженовская свита.
Отложения баженовской свиты распространены в центральной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. В среднем они залегают на глубинах 1500-3000 м, толщина баженовских отложений составляет в нормальном разрезе 25-30 м, а в ряде случаев (аномальный разрез) достигает 90-100 м. Толщина отложений баженовской свиты, содержащих углеводороды, колеблется от 10-12 до 35-40 м, достигая на отдельных участках 60 м.
2
В настоящее время в результате исследований многочисленных авторов выявлены следующие особенности пород Баженовской свиты: сравнительно небольшая мощность при площади распространения, превышающей 1 млн км; тонкоплитчатая, слойчатая и листоватая структура; аномально высокие значения кажущегося сопротивления, превышающего 500 Ом-м (нередко достигающие 1000 Ом-м); высокие и аномально высокие значения естественной гамма-активности; аномально пониженная плотность пород; пониженная скорость прохождения упругих сейсмических волн через толщу Баженовских аргиллитов; аномально высокие пластовые давления в залежах; приуроченность скважин с наиболее значительными дебитами нефти к зонам повышенных температур, достигающих 135°С; низкие пористость и проницаемость коллекторов Баженовской свиты; наличие вертикальных и горизонтальных трещин. Низкие коллекторские свойства, особенно низкая проницаемость вмещающих горных пород, представляют основное препятствие для промышленного освоения нефтегазового потенциала Баженовской свиты, которая является одной из самых крупных в мире сланцевых залежей (плеев), отличающихся высокой нефтегазоносностью. По оптимистическим оценкам в залежах Баженовской свиты площадью около 1 млн квадратных километров на территории Западной Сибири содержится несколько десятков миллиардов тонн высококачественной легкой нефти с большим количеством сопутствующего сланцевого газа. Освоение запасов сланцевой нефти в Баженовской свите позволит предотвратить уже начавшееся снижение добычи нефти на традиционных нефтегазовых месторождениях Западной Сибири и может стать реальной альтернативой весьма дорогостоящему и далеко не бесспорному освоению труднодоступных месторождений нефти и газа в Арктике и Восточной Сибири.
Сложившаяся на данный момент скважинная технология поиска, разведки и отработки традиционных нефтегазовых залежей (месторождений) в значительной степени носит хаотический характер со значительной долей случайности и достаточно низким, к тому же, коэффициентом извлечения нефти. Поэтому при освоении глубоко залегающих сланцевых нефтегазоносных месторождений, в особенности таких, как отложения Баженовской свиты Западной Сибири, необходимы принципиально новые подходы, которые бы, с одной стороны, минимизировали элементы неопределенности в ведении горных работ, а с другой стороны, - обеспечивали максимизацию коэффициента извлечения нефти и газа и приводили тем самым к значительному повышению экономической эффективности нефтегазового производства в целом [8, 9]. Фактически речь идет о необходимости перехода на технологии сплошной «выемки» или как бы «зачистки» сланцевой залежи в некотором смысле подобно тому, как это на протяжении нескольких последних столетий осуществляется при подземной отработке пластовых месторождений твердого топлива - угля.
Наиболее близкими для предлагаемых изобретений являются скважинный способ разработки сланцевых нефтегазоносных залежей и комплекс оборудования, основанные на бурении нефтегазовых скважин с протяженными горизонтальными участками вдоль пласта, последующими многоступенчатыми гидроразрывами пласта (ГРП) и различными, прежде всего физико-химическими, воздействиями на подземный (продуктивный) пласт для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи пласта [10] (прототип). Однако существующие способ и комплекс оборудования для разработки сланцевых нефтеносных залежей обладают рядом недостатков, в силу чего экономическая эффективность и рентабельность добычи сланцевой нефти и газа возможны только при достаточно высоких ценах на нефть и газ, добываемые из традиционных нефтегазовых месторождений и залежей. С экологических позиций существующие способ и комплекс оборудования для добычи сланцевых нефти и газа и вовсе не допустимы в ряде практически чрезвычайно важных ситуаций, например в густонаселенных местах и регионах мира. Нефтегазовые скважины на сланцевых месторождениях, как правило, достаточно быстро снижают свою отдачу (дебит), в связи с чем резко возрастают необходимые объемы и скорость бурения, которые с ростом глубины залегания продуктивных пластов приводят к недопустимому увеличению издержек добычи углеводородного сырья. По имеющимся данным стоимость нефтегазовых скважин для добычи сланцевых нефти и газа в 3-4 раза выше стоимости скважин на традиционных месторождениях и колеблется в диапазоне от 3,0 до 15 млн долларов США. При этом количество скважин, которые необходимо бурить на сланцевых месторождениях, в десятки раз (иногда до 100 раз) превосходит количество скважин при традиционной добыче.
Кроме того, для осуществления гидроразрывов пласта требуется очень большое количество воды и так называемого расклинивающего компонента-пропанта (например, в виде речного песка), а также многих агрессивных химических веществ, стимулирующих выделение и притоки углеводородов к скважинам, поддержание проницаемости пласта после гидроразрыва и в процессе эксплуатации скважин. Все это создает возможности для неконтролируемого и опасного распространения и попадания вредных веществ в водоносные горизонты и водоемы, используемые в качестве источников водоснабжения, что является недопустимым в густонаселенных районах многих страна, а также может способствовать инициации достаточно сильных сейсмических явлений - землетрясений. Кроме того, сланцевый газ, который обычно сопутствует добыче сланцевой нефти, имеет сравнительно низкую (примерно в два раза меньшую, нежели у природного газа) теплотворную способность. Из-за этого утилизация, сбор и транспортировка сланцевого газа, добываемого вместе со сланцевой нефтью, на значительные расстояния оказываются невыгодными и поэтому он в значительных количествах сжигается на факелах. При осуществлении многоступенчатых гидроразрывов продуктивного пласта (сланцевой залежи), находящегося на значительной глубине от дневной поверхности, откуда производится нагнетание под высоким давлением рабочей среды гидроразрыва, необходимы значительные объемы этой рабочей среды ГРП (например, воды), а также дорогостоящих и агрессивных химических добавок воздействующих на пласт, которые циркулируют между дневной поверхностью и продуктивным пластом в процессе многоступенчатых гидравлических разрывов пласта. Все это приводит также к высокой стоимости работ по многоступенчатому ГРП и выполнению физико-химических воздействий на пласт, необходимых для повышения интенсивности и величины нефтегазоотдачи пласта и добычных (добывающих) скважин, а также связано с повышенной опасностью значительных утечек указанных веществ в окружающую среду (атмосфера, поверхностные и подпочвенные воды, водоносные горизонты и т.д.). К числу существенных недостатков известного способа добычи сланцевой нефти скважинами, которые бурятся непосредственно с поверхности над сланцевой залежью, в особенности из глубоко залегающих продуктивных пластов, является также высокая неопределенность относительно результатов проведения многоступенчатых ГРП и интенсифицирующих физико-химических воздействий на пласт и добывающие скважины из-за большого разнообразия коллекторских свойств и характеристик проницаемости коллекторов в сланцевых залежах. Создание в таких условиях эффективной, достаточно устойчивой и длительно действующей дренирующей системы и геометрии гидроразрыва пласта является достаточно проблематичным и весьма затратным, а разработка типовых и общеприменимых схем и приемов для решения этой, можно сказать центральной при добыче сланцевой нефти проблемы, и вообще вряд ли возможно.
Целью предлагаемых изобретений является повышение экономической эффективности и экологической чистоты добычи и использования углеводородного сырья при разработке сланцевых нефтегазосодержащих залежей.
Техническим результатом предлагаемых изобретений является снижение общего объема работ по бурению добычных скважин при освоении и эксплуатации глубокозалегающих нефтегазоносных сланцевых залежей, возможность объемного формирования системы трещин гидроразрыва продуктивного пласта в дренирующей системе выемочных блоков подземных добычных скважин и повышение экологической чистоты ведения всех технологических процессов добычи и использования сланцевых нефти и газа.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки сланцевых нефтегазоносных залежей, включающем капитальные горные работы по вскрытию и созданию каналов доступа к продуктивному пласту залежи, подземные горноподготовительные и эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт, вскрытие сланцевой нефтегазосодержащей залежи осуществляют вертикальными шахтными стволами, подготовку продуктивного пласта к добыче углеводородов осуществляют подземными горно-подготовительными выработками, размещенными ниже водоносных горизонтов покрывающих горных пород над сланцевыми породами залежи, добычу углеводородов осуществляют выемочными блоками подземных добычных скважин с протяженными в пласте горизонтальными участками, добычные скважины бурят из подземных камер, сооружаемых в основных горно-подготовительных выработках, перед полным гидроразрывом пласта в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыв пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горно-подготовительных выработок на всю мощность продуктивного пласта вкрест его простирания, продукцию добычных скважин в околоствольном дворе разделяют на сланцевый газ и сланцевую нефть, сланцевую нефть выдают на поверхность для дальнейшей подготовки к отправке потребителям, а сланцевый газ сжигают в котле околоствольной теплогенерирующей установки для производства водяного пара или горячей воды, используемых для выработки электрической энергии или теплового воздействия на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи.
Поставленная цель достигается также и тем, что технологический комплекс оборудования, реализующий предлагаемый способ и включающий вертикальные шахтные стволы, подземные горно-подготовительные выработки, оборудование для бурения подземных добычных скважин с горизонтальными участками, пройденными по пласту, и их эксплуатации с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт, а также технические средства очистки и сепарации сланцевой нефти, снабжен паросиловой электростанцией с размещенным под землей в околоствольном дворе парогенерирующим отделением и расположенным на дневной поверхности паротурбинным отделением, которые соединены между собой стволовым термоизолированным паропроводом и стволовым трубопроводным водосбросом с подземным электрогидрогенератором, а также подземной установкой очистки и сепарации продукции добычных скважин, выход по нефти которой стволовым нефтепроводом соединен со входом поверхностной установки подготовки сланцевой нефти, а газовый выход подземной установки очистки и сепарации продукции скважин подается на вход котла парогенерирующего отделения, продукты сгорания сланцевого газа в котле по стволовому трубопроводу дымовых газов отводятся на поверхностные очистные фильтры и выбрасываются в атмосферу, устьевое оборудование добычных скважин соединено с подземной установкой очистки и сепарации продукции скважин, а также с подземными аккумулирующими бассейнами обратного притока рабочей жидкости гидроразрыва пласта, причем контур теплового воздействия на продуктивный пласт выполнен в виде, по меньшей мере, одной пары нагревательной и отводящей скважин, вертикальные участки которых пройдены по боковым границам выемочного блока добычных скважин, а их горизонтальные участки размещены непосредственно в пласте максимально близко друг от друга с возможностью создания гидравлической связи между ними, причем в качестве теплогенерирующей установки контура теплового воздействия на продуктивный пласт используется котел парогенерирующего отделения электростанции технологического комплекса либо автономный теплогенератор, установленный в отдельной камере основной подготовительной выработки.
Предлагаемый способ и технологический комплекс разработки сланцевых нефтегазосодержащих залежей изображены и поясняются иллюстрациями, представленными на фиг. 1-11.
На фиг. 1 схематически показаны геологические разрезы Западной Сибири с выделением Баженовской свиты сланцевых отложений, представляющей наибольший интерес при реализации предлагаемых способа и технологического комплекса оборудования для добычи сланцевых нефти и газа.
На фиг. 2 представлена характеристика площади распространения нефтегазосодержащих сланцевых отложений Баженовской свиты горных пород в Западной Сибири.
На фиг. 3 показаны: 1 - сланцевая нефтегазосодержащая залежь (месторождение); 2 - главный вертикальный шахтный ствол; 3 - вспомогательный (вентиляционный) шахтный ствол; 4 - околоствольный двор; 5, - основные подготовительные подземные выработки; 6 - вспомогательные (вентиляционные) подготовительные подземные выработки; 7, 8 - подземные камеры и буровые установки («вышки») соответственно; 9 - бурильные колонны; 10 - подземные аккумулирующие выработки-камеры (бассейны) обратного притока жидкости после гидроразрывов продуктивного пласта.
На фиг. 4 изображены: 1 - сланцевая нефтегазосодержащая залежь (месторождение); 5 - основная подземная подготовительная выработка; 11 - подземные скважины малого диаметра (скважины-шпуры) для дистанционного объемного воздействия на продуктивный пласт сланцевой залежи.
На фиг. 5 изображены: 1 - сланцевая нефтегазосодержащая залежь (месторождение); 5 - основная подземная подготовительная выработка; 12 - герметизаторы подземных скважин-шпуров; 13 - добычная (добывающая) скважина.
1
2
1
2
1
2
На фиг. 6 показаны: 1, 1 - выемочные (добычные) блоки сланцевой залежи; 2 - основной (главный) шахтный ствол технологического комплекса; 4 - горные выработки околоствольного двора; 5, 5 - основные подземные подготовительные выработки; 14 -фонтанная арматура и устьевое оборудование для эксплуатации добычных скважин; 15, 15 - трубопроводы для сбора продукции добычных скважин; 16 - подземное оборудование для сепарации (разгазирования) и предварительной очистки сланцевой нефти; 17 - стволовой нефтепровод сланцевой нефти; 18 - питающий газопровод сланцевого газа; 19 - подземный паровой котел; 20 - питающий водяной насос; 21 - подземный гидроаккумулирующий резервуар; 22 - стволовой термоизолированный паропровод; 23 - паровая турбина поверхностного паротурбинного отделения; 24 - электрический генератор; 25 - конденсатор отработанного пара; 26 - стволовой трубопроводный водосброс; 27 - подземный гидрогенератор; 28 - стволовой (отводящий) трубопровод дымовых газов; 29 - поверхностные очистные фильтры; 30 - дымосос; 31 - дымовая труба; 32 - поверхностное оборудование (отделение) очистки и подготовки сланцевой нефти; 33 - сливные трубопроводы обратного притока жидкости после гидроразрывов пласта.
На фиг. 7 показана аналогичная технологическая схема разработки сланцевой залежи и представлены точно те же объекты, оборудование и устройства, что и на фигуре 5.
1
2
1
2
Отличие здесь, как это видно из сопоставления обеих этих фигур, заключается только в схеме разбуривания выемочных (добычных) блоков 1 и 1 добычными скважинами 13 и 13.
На фиг. 8 показана схема подготовки и отработки выемочного блока сланцевой залежи путем опережающего (предварительного) оконтуривания границ блока добычными скважинами, используемыми затем в качестве нагнетательных скважин для поддержания требуемого внутрипластового давления в выемочном столбе. Необходимые пояснения приведены непосредственно на фиг. 8.
На фиг. 9 представлена схема вскрытия и подготовки шахтного поля крутопадающей сланцевой залежи, на которой показаны соответственно те же объекты, устройства и оборудование, что и описанные выше на фигурах 1-8.
1
2
На фиг. 10 изображены: 1 - сланцевая залежь; 5 - основная подземная подготовительная выработка; 34 - подземная отдельная камера автономного теплогенератора 35; 36 - теплообменник циркуляционного подземного контура теплового воздействия (нагревания) продуктивного пласта сланцевой залежи в выемочном (добычном) блоке; 37 - горячий трубопровод; 38 - циркуляционный насос; 39 - распределительный горячий трубопровод; 40 - подающая нагревательная скважина; 41 - горизонтальный (внутрипластовый) участок подающей скважины; 42 - отводящая скважина нагревательного циркуляционного контура; 43 - внутрипластовый участок отводящей скважины 42 нагревательного циркуляционного контура; 44 - отводящий трубопровод нагревательного контура; 45 и 45 - герметизаторы устьев скважин нагревательного контура.
На фиг. 11 изображена схема нагревательного циркуляционного контура нагревания продуктивного пласта в выемочном блоке при большой мощности или при крутом падении сланцевой залежи с использованием двух и более пар подающих и отводящих скважин 40 и 42 соответственно.
Предлагаемые способ и технологический комплекс оборудования для разработки сланцевых нефтегазосодержащих залежей реализуются следующим образом.
Пример 1
Пусть имеется сланцевая нефтегазосодержащая залежь, например, отложения Баженовской свиты в Западной Сибири, которые имеют явно выраженный пластовый характер залегания и простираются на многие сотни километров с запада на восток и с юга на север. Как видно из представленных на фиг. 1 и 2 геологических разрезов и характеристики площади распространения Баженовской свиты (соответственно), глубина залегания продуктивного пласта изменяется от 1000-1500 до 3000 метров. При этом углы падения (залегания) продуктивного пласта в отдельно взятых точках сланцевой залежи изменяются в очень широких пределах и могут составлять величины от 0 до 90 градусов.
Из-за этого и в силу изложенных выше недостатков известных (традиционных) способов добычи сланцевых нефти и газа разработку сланцевого нефтегазоносного месторождения (залежи) согласно предлагаемому способу осуществляют следующим образом. Дневную поверхность над сланцевой залежью, используя большой мировой научный и инженерно-технический опыт проектирования и эксплуатации подземных горнодобывающих предприятий, подразделяют на шахтные поля примерно прямоугольной формы с достаточно выдержанными углами (залегания) продуктивного пласта в пределах проектируемого шахтного поля. Обычно это шахтные поля пологого, наклонного и крутопадающего залегания пласта. Как видно из фиг. 1 и 2, в Баженовской свите превалирующими с точки зрения угла падения пласта, во всяком случае по геологическому разрезу в районе г. Сургут, являются участки (поля) пологого и наклонного залегания пласта, хотя при этом имеются и участки с крутым углом падения пласта в сланцевой залежи. Это имеет место, например, и в районе Большого Салыма (фиг. 1, 2), где, как известно, ведутся опытные работы по добыче сланцевой нефти с помощью традиционных сланцевых технологий.
После выбора места расположения и требуемых параметров (размеров) шахтного поля для разработки нефтегазосодержащей сланцевой залежи (месторождения), производят вскрытие и подготовку месторождения вертикальными шахтными стволами и капитальными подземными горными выработками, как это показано на фиг. 3. При этом над сланцевой залежью 1 сооружают центрально-сдвоенные (как наиболее широко применяемые) вертикальные шахтные стволы: 2 и 3 - основной, или главный, и вспомогательный, или вентиляционный, стволы соответственно, а также сеть капитальных горно-подготовительных выработок: 4 - околоствольный двор, 5 - основные подготовительные подземные горные выработки и 6 - вентиляционные (вспомогательные) подземные горные выработки. Глубину горизонта вскрытия и шахтной подготовки сланцевой залежи 1 к отработке выбирают таким образом, чтобы капитальные горноподготовительные выработки находились над продуктивным пластом залежи 1 и располагались выше залежи на несколько десятков или даже сотен метров, а шахтное поле залежи 1 делят на несколько выемочных блоков, например на два выемочных блока, как это изображено на фиг. 3. Затем над выемочными блоками в основных подготовительных выработках 5 сооружают подземные камеры 7, в которых размещают традиционные буровые установки («вышки») 8, адаптированные необходимым образом для работы в подземных условиях и снабженные типовыми буровыми колоннами 9. Здесь же сооружают также и аккумулирующие подземные выработки-камеры (бассейны обратного притока жидкости гидроразрыва пласта) 10, необходимые для производства работ при добыче сланцевых нефти и газа.
Из подготовительной выработки 5 по мощности продуктивного пласта бурят с заданным интервалом подземные скважины малого диаметра (скважины-шпуры) 11 для дистанционного объемного воздействия на продуктивный пласт залежи 1 (фиг. 4), с помощью которых осуществляют опережающее изучение коллекторских свойств сланцевой залежи и которые используют вместе с многоступенчатым гидроразрывом пласта в горизонтальных участках добычных скважин 13 для формирования эффективной объемной дренирующей системы продуктивного пласта сланцевой залежи (фиг. 5). После проведения опережающего изучения коллекторских свойств пласта и проведения ГРП малого объема в скважинах-шпурах 12 последние закрываются герметизаторами 12. Схема разбуривания выемочного блока нефтегазовыми добычными скважинами в пределах выемочного блока может варьироваться. Выбирается она из различных инженерных и технико-экономических соображений, но определяется, главным образом, углом падения продуктивного пласта в разрабатываемом шахтном поле (шахтой) участка сланцевой залежи 1.
На фиг. 6, представлен технологический комплекс оборудования для разработки сланцевых горизонтальных и полого-наклонных пластов с линейно-рядным разбуриванием выемочных блоков. Как видно, добычные скважины 13 при этом должны иметь достаточно сложную пространственную ориентацию с вертикальной, наклонными и горизонтальными составляющими (участками). В ряде случаев может быть использована и более простая радиально-веерная схема разбуривания выемочных блоков, представленная на технологической схеме комплекса, изображенного на фиг. 7. Более того, согласно предлагаемому способу возможна также схема опережающего (предварительного) оконтуривания границ выемочного блока добычными скважинами (фиг. 8), используемыми затем в качестве нагнетательных скважин для поддержания требуемого внутрипластового давления в выемочном столбе и решения некоторых других задач в процессе отработки сланцевой залежи.
Наряду с разбуриванием выемочных блоков сланцевой залежи в шахтных вскрывающих и подземных горно-подготовительных выработках, а также на дневной поверхности устанавливают и монтируют целый спектр технологических машин и оборудования, обеспечивающих добычу сланцевой нефти и сопутствующего ей сланцевого газа, а также наиболее рациональное их использование, что описывается ниже на примере схемы, уже упоминавшейся выше и представленной на фиг. 6.
1
2
1
2
1
2
В основных подготовительных выработках 5 и 5 над устьями добычных скважин 13 и 13 устанавливают фонтанную арматуру и устьевое оборудование для эксплуатации добычных (добывающих) скважин, которое трубопроводами 15 и 15 для сбора продукции добывающих скважин соединяют с подземным оборудованием для сепарации (разгазирования) и предварительной очистки сланцевой нефти 16. К выходам последнего подсоединяют нефтепровод 17, установленный в основном стволе 2, а также через газопровод 18 к установленному в околоствольном дворе паровому котлу 19, другой вход которого соединяют через питающий насос 20 с подземным гидроаккумулирующим резервуаром 21. Выход парового котла 19 через стволовой термоизолированный паропровод 22 соединяют со входом паровой турбины 23 с электрическим генератором 24 и конденсатором 25, образующими паротурбинное отделение электрической станции, которое размещают на дневной поверхности комплекса. Выход конденсатора 25 подают через трубопровод стволового водосброса 26 на подземный электрогидрогенератор (гидрогенератор) 27, установленный в околоствольном дворе 4. К выходному каналу дымовых газов парового котла 19 через стволовой (отводящий) трубопровод дымовых газов 28 подключают поверхностные очистные фильтры 29, соединенные через дымосос 30 с дымовой трубой 31. На поверхностной части технологического комплекса также размещают установку подготовки сланцевой нефти 32, которую подключают к стволовому нефтепроводу 17. Наконец, устьевое оборудование 14 добывающих скважин 13 связывают сливными трубопроводами 33 с аккумулирующими подземными выработками-камерами (бассейнами) 10 для обратного притока жидкости после гидроразрывов продуктивного пласта в выемочных столбах.
Помимо перечисленного выше отличительного оборудования предлагаемый технологический комплекс для добычи сланцевой нефти включает все стандартное для подземных горнодобывающих предприятий технологическое оборудование (вентиляция, водоотлив, подъемно-транспортные операции т.д.), которые, разумеется, не показаны на фиг. 6.
1
2
После проведения всех строительных, монтажно-подготовительных и пуско-наладочных работ, в том числе после разбуривания выемочных блоков сланцевой залежи по принятой схеме, осуществляют полный гидроразрыв пласта через добывающие скважины и вводят их в эксплуатацию. При этом в режиме добычи нефти (на этапе эксплуатации) одновременно может быть в работе как один, так и несколько выемочных блоков, находящихся на различных стадиях производственного цикла, что определяется обычными для подземных горнодобывающих предприятий и нефтегазовых промыслов соображениями, такими, в частности, как производственная мощность, срок службы, рентабельность и т.п. На фиг. 6, как уже отмечалось ранее, показаны два выемочных блока в продуктивной залежи 1 и 1.
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
Осуществление предлагаемого способа разработки сланцевых залежей и работа реализующего его технологического комплекса на эксплуатационной стадии происходит следующим образом. Продукция добывающих скважин 13 и 13 через устьевое оборудование 14 и 14 подается по трубопроводам 15 и 15 на подземное оборудование для сепарации (разгазирования) и предварительной очистки сланцевой нефти (подземную установку подготовки нефти) 16, откуда сланцевая нефть, прошедшая первую стадию подготовки (прежде всего обезвоживание и сепарация газа), по стволовому нефтепроводу 17 подается на дневную поверхность для дальнейшей и окончательной подготовки перед отправкой потребителям. Отбираемый при этом из продукции добывающих скважин сланцевый газ из установки подземной подготовки нефти 16 подается газопроводом 18 в паровой котел 19, размещенный в околоствольном дворе 4. Питание водой парового котла 19 осуществляется насосом 20 из подземного гидроаккумулирующего резервуара 21, вырабатываемый водяной пар как промежуточное рабочее тело в паросиловом цикле преобразования энергии электроэнергетической установки (станции) с разнесенными по геодезической высоте парогенерирующим и паротурбинным отделениями (фиг. 6) подается по стволовому термоизолированному паропроводу 22 на паровую турбину 23 с электрическим генератором 24 и конденсатором отработанного водяного пара 25. Сконденсировавшийся водяной пар (вода) по трубопроводу стволового водосброса 26 подается на подземный гидрогенератор 27 и далее в аккумулирующий (компенсирующий) подземный резервуар 20, а вырабатываемая электрическая энергия в электрическом генераторе 24 и гидрогенераторе 27 используется на собственные нужды энерготехнологического комплекса и для поставок внешним потребителям. Продукты сгорания сланцевого газа (дымовые газы) из парового котла 19 по стволовому (отводящему) трубопроводу 28 выдаются на поверхность комплекса и после обработки в очистных фильтрах 29 дымососом 30 через дымовую трубу 31 выбрасываются в атмосферу. Одновременно в поверхностной установке подготовки сланцевой нефти 32 производится окончательная очистка и разгазирование (сепарация) нефти, чистая нефть подается в магистральные средства транспорта для дальнейшего использования (на переработку), а отделяемые остатки сланцевого газа используются для газоснабжения местных потребителей или для последующей газохимической переработки. В дальнейшем по мере отработки выемочных столбов 1 и 1 (фиг. 6) производят очередные операции многоступенчатого полного гидроразыва продуктивного пласта, осуществляемого через добывающие скважины 13 и 13. При этом рабочую жидкость обратного притока ГРП перед вводом этих скважин в режим работы по добыче нефти аккумулируют в подземных выработках-камерах (бассейнах) 10 и 10 через сливные трубопроводы жидкости обратного притока 33 и 33. В подземных выработках-камерах (бассейнах) 10 и 10 в процессе отработки сланцевого месторождения могут производиться те или иные мероприятии по детоксикации и обеззараживанию жидкости обратного притока ГРП, что будет способствовать дальнейшему повышению экологической чистоты производства при добыче сланцевой нефти.
Пример 2
1
2
Пусть имеется участок сланцевых отложений с размерами типового для подземных горнодобывающих предприятий шахтного поля, в котором продуктивный пласт имеет крутопадающий (45 градусов и более) характер залегания. Как видно из фиг. 1 и 2, такие шахтные поля в Баженовской свите также имеются. Располагаются такие крутопадающие участки продуктивного сланцевого пласта в основном в средней части Западной Сибири и находятся на глубинах 2000 метров и более. Хотя в западной части Западной Сибири также можно достаточно четко выделить участки крутого падения на глубинах примерно 1500-2000 метров. Разработка крутопадающих сланцевых залежей согласно предлагаемым способу и технологическому комплексу остается в целом аналогичной описанному в примере 1 случаю для горизонтального или полого-наклонного залегания продуктивного пласта. Однако при этом имеются некоторые как отрицательные, так и положительные факторы, которые должны учитываться при добыче сланцевой нефти в таких условиях. Прежде всего, в этом случае горизонт вскрытия и подготовки пласта должен находиться на значительной глубине, что существенно увеличивает стоимость вскрытия и подготовки шахтного поля. Однако крутое падение (залегание) продуктивного пласта и его расположение (нахождение) в меньшем по размерам на поверхности шахтном поле создает благоприятные условия для снижения затрат на горно-подготовительные работы и необходимые мероприятия по ГРП или другие физико-химические воздействия на пласт и скважины в процессе добычи нефти, а также на разбуривание выемочных столбов добычными скважинами, что иллюстрируется фиг. 9. На фиг. 9 приведена схема вскрытия и подготовки крутопадающей сланцевой залежи. На этой схеме изображены те же объекты и устройства и обозначены они теми же позициями, что и на упоминавшейся выше фиг. 3 при описании примера 1 для отработки горизонтальных или полого-наклонных залежей. Технологический комплекс оборудования, реализующий предлагаемый способ, в этом случае имеет все те же объекты, устройства и оборудование, которые представлены на фиг. 6 или 7. Работает технологический комплекс по добыче сланцевой нефти точно так же, как это описывалось только что в примере 1, а имеющиеся здесь отличия состоят в следующем. При подготовке продуктивного пласта к отработке (к выемке) требуется проведение (проходка) только одной основной подготовительной выработки 5 и только одной вспомогательной (вентиляционной) выработки 6, которые размещают непосредственно над крутопадающим (уходящим вниз) продуктивным пластом 1 (фиг. 9). Кроме того, разбуривание выемочных столбов продуктивного пласта 1 и 1 из основной подготовительной выработки 5 осуществляется достаточно простой - «плоской» схемой добывающих скважин с вертикальными или наклонными участками, проходящими в плоскости пласта от верхней до нижней границы крутопадающей залежи в пределах данного шахтного поля.
Пример 3
1
2
В существующих (известных) технологиях добычи сланцевой нефти и газа используют не только многоступенчатый гидроразрыв пласта и химические воздействия на пласт и добывающие скважины, но при необходимости применяют и другие способы воздействия на сланцевый пласт, в частности такие, как тепловое воздействие или разогрев сланцевого пласта для снижения вязкости углеводородов и повышения их притоков к добывающим скважинам. Реализация этого пути повышения нефтеотдачи и интенсивности притоков в продуктивном пласте согласно предлагаемым способу и технологическому комплексу оборудования осуществляется следующим образом (фиг. 10). При подготовке выемочного столба сланцевой залежи 1 в случае небольшой мощности (порядка 10-20 м) продуктивного пласта в основной подготовительной выработке 5 сооружают отдельную подземную камеру 34, в которой устанавливают автономный тепловой генератор (теплогенератор) 35, выдающий тепловую энергию в теплообменник 36 циркуляционного подземного контура нагревания продуктивного пласта сланцевой залежи в выемочном (добычном) блоке. В качестве автономного теплогенератора 35 может быть использован, например, обычный электронагревательный водогрейный или паровой котел или же атомный энергетический реактор, необходимым образом адаптированный для работы в данных условиях применения. Тепловая энергия в теплообменник 36 на эксплуатационной стадии работы комплекса (после начала добычи сланцевых нефти и газа в одном из выемочных блоков) может подаваться обычным образом также и из парового котла 19 подземного парогенерирующего отделения электроэнергетической установки (электрической станции) самого комплекса (фиг. 6, 7). Из теплообменника 36 по горячему трубопроводу 37 циркуляционный насос 38 через распределительный горячий трубопровод 39 нагнетает в подающую нагревательную скважину 40 горячую воду. В горизонтальном (внутрипластовом) участке 41 подающей скважины 40 горячая вода через заданные интервалы по длине участка нагнетается (выпускается) в пласт. На противоположной стороне по отношению к нагнетательной нагревающей скважине 40 в выемочном столбе проводится отводящая скважина 42 нагревательного циркуляционного контура, которая также имеет внутрипластовый (горизонтальный) участок 43. Последний проводят в самой непосредственной близости (как можно ближе) от внутрипластового участка 41 подающей нагревательной скважины 40. Кроме того, участок 43 отводящей скважины 42 оборудуют таким образом, чтобы в нем приемные каналы располагались как можно ближе к выходным каналам теплоносителя (горячей воды) в близлежащем внутрипластовом участке 41 подающей скважины 40. Поэтому через некоторое время после подачи горячего теплоносителя в нагревательный циркуляционный контур между внутрипластовыми участками 41 и 43 образуются (промываются) проводящие каналы, достаточные для поступления теплоносителя в отводящий трубопровод 44 отводящей скважины 42 и далее в теплообменник 36 для обеспечения заданного режима циркуляции теплоносителя через пласт и его разогрева. При этом после разогрева пласта до требуемого уровня в выемочном столбе, разбуренном добывающими скважинами по той или иной схеме, приступают к добыче сланцевой нефти и газа в описанном выше порядке. Для исключения утечек и прорывов теплоносителя из циркуляционного контура устья скважин 40 и 42 оборудуются герметизаторами 45и 45.
1
2
1
2
1
2
1
2
При значительной мощности продуктивного пласта (порядка 50-60 м) или же при крутопадающей сланцевой залежи интенсификация притоков и повышение нефтеотдачи продуктивного пласта путем его разогрева может осуществляться по схеме, представленной на фиг. 11 и содержащей две и более пары подающих и отводящих скважин в нагревательном циркуляционном контуре. При этом для обеспечения равномерного теплового воздействия на пласт в пределах выемочного столба подающие 40 и 40 и отводящие 42 и 42 скважины циркуляционного нагревательного контура на вертикальных границах выемочного столба размещают взаимно противоположно, а попарно сближенные внутрипластовые участки одноименных скважин располагают на разной высоте по мощности или угла залегания продуктивного пласта. Само собой разумеется, что в качестве источника тепловой энергии в циркуляционном контуре нагревания пласта может быть использован и любой другой источник энергии, например, как уже указывалось выше в примере 2, подземный паровой котел 19 (фиг. 6, 7). Однако такая возможность, конечно, может появиться уже только после начала добычи сланцевой нефти на данном технологическом комплексе. Еще одна технологическая возможность нагревания пласта с помощью боковых скважин циркуляционного нагревательного контура выемочного пласта 40 и 42 (фиг. 10) или 40, 40 и 42, 42 (фиг. 11) появляется путем одновременной подачи в пласт в зону горизонтальных сближенных участков скважин 41 и 43 (например, фиг. 10) химических реагентов, вступающих во взаимодействие с выделением тепловой энергии, одно из которых является энергоносителем-топливом, а другое - окислителем. При этом горючее подается, например, по подающей скважине 40, а воздух (окислитель) - по отводящей скважине 42 (или же наоборот). Разогрев продуктивного пласта может осуществляться также с помощью электрических нагревательных элементов, размещаемых в горизонтальных участках 41 и 43 через боковые скважины 40 и 42 соответственно. При этом с целью снижения затрат количество боковых скважин и их горизонтальных (внутрипластовых) участков может быть сокращено ровно в два раза.
Пример 4
Пусть требуется отрабатывать участок сланцевой залежи, которая в пределах всего шахтного поля или его части имеет достаточно низкое и недостаточно достоверное информационное обеспечение для построения детальных геологических и фильтрационных моделей продуктивного пласта, необходимых для эффективного управления процессом извлечения углеводородов. Более того [8, 9], использование данных сейсморазведки (ГИС) и даже разведочного бурения для построения детальных геологических и фильтрационных моделей продуктивного пласта зачастую приводит к ошибочным и малодостоверным результатам. Именно этим обстоятельством может объясняться тот факт, что за несколько десятилетий многотрудных попыток и усилий по добыче «сланцевой» нефти из Баженовской свиты в Западной Сибири накопленная добыча составила немногим более 5 млн тонн. В течение последних 30 лет только компания «Сургутнефтегаз» на Баженовскую свиту пробурила более 600 скважин, из которых 37% оказались «сухими». И это при том, что отечественные ученые главный упор в своих исследованиях делали на прогноз и поиск высокопродуктивных зон в сланцевой залежи. Опыт разработки Баженовской свиты с помощью имеющихся технологий (способов) добычи нефти позволил выявить ряд особенностей и недостатков, таких как низкий коэффициент нефтеизвлечения (КИН), составляющий, например, на Салымском месторождении по некоторым данным только 7%, неравномерное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом (разница в дебитах может составлять несколько порядков, от считанных тонн в сутки до нескольких сотен), существенное увеличение нефтеотдачи после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), резкий спад производительности скважины - в течение года дебит может снизиться на порядок и т.д.
Предлагаемый способ и комплекс оборудования позволяют осуществить эффективное управление извлечением углеводородов путем формирования активной скважинной дренирующей системы продуктивного пласта в виде горизонтальных участков добывающих скважин 13 (фиг. 5) и одновременного использования подземных скважин-шпуров 11 (фиг. 4) в качестве нагнетательных скважин для подачи в пласт рабочего агента (например, воды) для повышения полноты и интенсивности продвижения углеводородов к забою добывающей скважины по системе вертикальных и горизонтальных трещин, создаваемых в процессе разбуривания добычного (выемочного) блока и осуществления в них операций гидроразрыва пласта, как описывалось выше в примерах 1-3.
Пример 5
Предлагаемые способ и комплекс оборудования для добычи углеводородов из сланцевых залежей могут быть использованы (реализованы) помимо описанных выше случаев (Примеры 1-4) и в других реальных ситуациях, имеющих место в практике добычи горючих ископаемых. Пусть, например, имеется сланцевая нефтегазосодержащая залежь (или какая-то ее часть), на дневной поверхности над которой выполнение каких-либо работ по строительству производственных объектов, а тем более бурение скважин и добыча сланцевых углеводородов с использованием существующих технологий гидроразрыва пласта невозможно даже физически (густонаселенные места проживания людей, важные районы ведения сельскохозяйственной деятельности и пр.). Но пусть при этом над сланцевой залежью уже имеется та или иная сеть (совокупность) подземных горнодобывающих предприятий - шахт с теми или иными стволами и капитальными горно-подготовительными выработками по вскрытию и подготовке шахтного поля, в пределах которого велись или даже еще и ведутся работы по добыче того или иного полезного ископаемого, например твердого топлива - угля.
Именно такая ситуация имеется сегодня в известном Донецком угольном бассейне (Донбассе) на Украине, ряд угольных шахт которого расположены над сланцевой залежью Юзовская и которые за многие годы эксплуатации выработали промышленные запасы угля или уже находятся в завершающей стадии работ. При этом глубина многих из этих шахт достигает иногда 1000 и даже более метров, а продуктивный слой Юзовской площади, как известно, находится на глубине 2000-3000 метров и более. Причем по имеющимся геологическим данным в районе Донбасса на Юзовской сланцевой площади имеются в основном газовые месторождения.
В такой ситуации реализация предлагаемого способа добычи углеводородного сырья - сланцевого газа из нижележащего массива сланцевых горных пород, путем использования уже имеющихся вскрывающих выработок (шахтных стволов) и подземных капитальных горно-подготовительных выработок, а также действующей инфраструктуры шахт (энергоснабжение, подъемно-транспортные комплексы, вентиляция, водоотлив и т.д.) фактически дает таким шахтам Донбасса как бы вторую жизнь, превращая их в подземные комплексы по добыче сланцевого газа, со всеми вытекающими отсюда последствиями.
При этом формирование выемочных блоков по добыче сланцевого газа, сооружение добывающих скважин, проведение мероприятий по гидроразрыву пласта сланцевой залежи или выполнению других типов воздействий на пласт, обеспечивающих извлечение (добычу) сланцевого газа, его очистка и подготовка для выдачи на дневную поверхность по стволовому газопроводу (вместо стволового нефтепровода) согласно предлагаемому способу будут осуществляться точно так же, как и в описанных выше Примерах 1-4. Поэтому угольные шахты (и Донбасс в целом) в результате определенной их реконструкции и модернизации согласно предлагаемым изобретениям, могут явиться крупномасштабной опытно-промышленной площадкой - базой для решения такой уникальной технико-экономической проблемы, как промышленное освоение добычи нефти из сланцевых отложений Баженовской свиты Западной Сибири. В заключение также необходимо указать, что вскрытие и подготовка продуктивных пластов сланцевых нефтегазоносных залежей к отработке подземными добычными скважинами может осуществляться не только с помощью центрально сдвоенных шахтных стволов, как это было принято при описании вышеизложенных примеров реализации предлагаемого способа, но и с применением центрально-отнесенной схемы вскрытия и проветривания, при которой вспомогательный - вентиляционный - ствол шахты размещается у одной из границ шахтного поля. Такое решение может оказаться более предпочтительным при отработке участков (шахтных полей) сланцевой залежи с аномально повышенными внутрипластовыми давлениями и температурами, что, как известно, имеет место и в случае горных пород Баженовской свиты Западной Сибири.
Использованные источники
1. Ильюша А.В. Атомная электрическая станция. - Авторское свидетельство №1828710 (1989 г. ).
2. Ильюша А.В. Гидроаккумулирующая электрическая станция. - Патент №1828711 (1990 г. ).
3. Ильюша А.В. и др. Способ разработки угольных месторождений и комплекс оборудования для его осуществления. - Патент РФ №2027854 (1995 г.).
4. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. - Уфа, Изд. «ДизайнПолиграфСервис». 2002, 543 с.
5. Нефтегазовое строительство: Учебное пособие. Под ред. И.И. Мазура и В.Д. Шапиро. - М.: Изд. ОМЕГА-Л, 2005. - 744 с.
6. Тетельмин В.В., Язев В.А. Основы нефтегазовой инженерии. - М.: Изд. САЙНС-ПРЕСС, 2009. - 344 с.
7. Тетельмин В.В., Язев В.А. Энергия нефти и газа. Энергия нефти и газа. - Долгопрудный. Издательский Дом «Интеллект», 2009. - 352 с.
8. Халимов Э.М. Инновационное развитие технологии разработки нефтяных месторождений. - Нефтегазовая технология. Теория и практика. Т.3 №18, 2008.
9. Морариу Д., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтегазоносности сланцев: Понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти. - Нефтегазовая технология. Теория и практика. Т.8 №1, 2013.
10. Виллберг Д., Елисеева К.Е. Способ улучшения обработки подземного пласта и способ гидроразрыва пласта через скважину. - Патент РФ №2496977. Патентообладатель: Шлюмберже Технолоджи Б.В. (NL) - прототип. Опубликовано 27.10.2013 г.