ИЗМЕРЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ГАЗА В НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРСКИХ ПОРОДАХ
MEASUREMENT OF GAS CONTENT IN NON-TRADITIONAL CONTAINER ROCKS

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится в основном к измерению общего содержания газа в нетрадиционных коллекторских породах, таких как нетрадиционные газоносные пласты-коллекторы, которые могут встречаться в осадочных породах, вулканических или метаморфических породах.
Более конкретно, настоящее изобретение относится способу и устройству для измерения in-situ Общего объема газа в нетрадиционном газоносном пласте-коллекторе, представляющем собой газоносный пласт-коллектор, такой как газоносный пласт-коллектор, состоящий из плотного песчаника, сланцевый газоносный пласт-коллектор, угольный газоносный пласт-коллектор, газогидратный пласт-коллектор, и тому подобных пластах-коллекторах. Хотя нижеследующее описание относится в основном к этому конкретному применению, должно быть понятно, что настоящее изобретение не ограничивается этим и может быть, например, применено для измерения Общего объема газа в нетрадиционном нефтеносном пласте-коллекторе.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Уменьшение добычи из традиционных углеводородных пластов-коллекторов в сочетании с увеличением мирового энергопотребления привело к серьезному сдвигу по отношению к коммерческому использованию нетрадиционных углеводородных ресурсов (ресурсов, для которых требуется применение технологии и инвестиций более высоких уровней, чем стандартно промышленные уровни технологии и инвестиции). Это изменение системы представлений было вызвано более высокими ценами на газ в сочетании с основными технологическими достижениями за последние 20 лет или тому подобными достижениями. Вопрос, связанный с нетрадиционным газом, выдвигается на первый план по отношению к традиционной нефти, вследствие его изобилия с географической точки зрения, и благодаря тому факту, что его применение в качестве топлива не наносит такого вреда окружающей среде, как сжигание нефти или угля. В действительности, газ обычно рассматривается как “переходный вид топлива” в преддверии появления более чистых, возобновляемых видов топлива.
Традиционные углеводородные пласты-коллекторы являются такими пластами-коллекторами, которые могут эксплуатироваться с экономически выгодной производительностью, из которых можно добывать экономически выгодные объемы углеводородов без большой интенсификации притока или без применения специальных технологий добычи. Традиционные углеводородные пласты-коллекторы являются пластами-коллекторами с высокой и средней проницаемостью, в которых вертикальная скважина может быть пробурена при помощи буровой установки обычного типа, с перфорированием в продуктивном интервале, и скважина, которая эксплуатируется с производительностью, выгодной с коммерческой точки зрения, а также позволяющие добывать экономически выгодные объемы углеводородов с привлечением минимальных средств. Нетрадиционный углеводородный пласт-коллектор является таким пластом-коллектором, который не может эксплуатироваться с экономически выгодной производительностью, или же таким пластом-коллектором, который не может эксплуатироваться с возможностью добычи экономически выгодных объемов углеводородов без большой интенсификации потока или без применения специальных технологий добычи, таких как нагнетание пара. Типичными нетрадиционными пластами-коллекторами являются газоносный пласт-коллектор, состоящий из плотного песчаника, сланцевый газоносный пласт-коллектор, угольный газоносный пласт-коллектор, газогидратный пласт-коллектор и пласты с тяжелой нефтью.
Буровые установки обычного типа, которые применяются для образования скважины, обычно включают в себя систему циркуляции бурового раствора, в который соответствующая буровая жидкость (обычно именуемая “буровым раствором”) циркулирует под высоким давлением и направляется вниз через полую колонну бурильных труб (сочлененную металлическую трубу), к точке, находящейся вблизи или у подвигающегося забоя ствола скважины, а затем обратно к поверхности через кольцевое пространство, образованное между бурильной трубой и стенкой ствола скважины. Буровой раствор служит для охлаждения буровой головки и удаления обломков выбуренной породы во время бурения, а также для суспендирования обломков выбуренной породы во время временной остановки бурения. Буровой раствор, возвращенный подобным образом на поверхность, включает в себя обломки выбуренной породы (которые могут быть впоследствии отделены, так чтобы буровой раствор мог быть повторно применен), но также любой газ, который поступает в скважину из каких-либо геологических структур, сквозь которые осуществляется проходка (включая как разведанные, так и неразведанные углеводородные пласты-коллекторы) во время бурения.
Во время операции нормального бурения, когда буровой раствор достигает поверхности, он проходит через большой клапан, который может осуществлять герметизацию или изоляцию скважины для прекращения поступления пластовых (геологических) флюидов в ствол скважины (с потенциально опасным выпуском на поверхность) в тот момент, когда приходится сталкиваться с зонами высокого давления, которое превышает ограничивающее гидростатическое давление бурового раствора в стволе скважины. Устройство, позволяющее осуществлять этот процесс, часто именуют “противовыбросовым превентором”. В верхней части противовыбросового превентора буровой раствор поступает в устройство для отклонения потока (часто именуемое “патрубок с воронкой”). Из этого места буровой раствор поступает в выкидную линию, которая подает его самотеком в систему резервуаров для хранения бурового раствора.
Патрубок с воронкой является частью трубопровода большого диаметра, прикрепленного к верхней части противовыбросового превентора и сообщающегося с атмосферой, к которому присоединена выкидная линия через боковое выходное отверстие. Перед поступлением в резервуары для хранения бурового раствора требуется проведение сепарации, сбора и/или обработки при помощи оборудования, такого как сетки и сита для удаления обломков выбуренной породы, фильтры для удаления грязи и песка, а также очищающие приспособления для экстрагирования повторно используемого бурового раствора, который затем может быть подвергнут рециркуляции (как указано выше) вниз через полую колонну бурильных труб к точке, находящейся вблизи или у подвигающегося забоя ствола скважины. К тому же, может быть осуществлен выпуск какого-либо газа, содержащегося в буровом растворе, через патрубок с воронкой, а также в различных других местах вниз по потоку вплоть до резервуаров для хранения бурового раствора. Буровой раствор в этой системе может именоваться “рециркулирующий буровой раствор”.
Должно быть понятно, что основная функция противовыбросового превентора состоит в герметизации скважины (или более конкретно - в герметизации кольцевого пространства) перед бурением или после бурения или при временном прекращении бурения для предотвращения непреднамеренной утечки жидкости и газов. Однако во время бурения противовыбросовый превентор остается открытым для того, чтобы обеспечить пропускание через него бурового раствора для обеспечения нормальной работы системы циркуляции бурового раствора.
Обычно имеется зона, представляющая интерес, и которую разведывают путем бурения, направляя это бурение таким образом, чтобы ствол скважины проходил через эту зону, представляющую интерес.
Одной из основных проблем, возникающих при проведении экономической оценки большинства нетрадиционных газовых ресурсов, является высокая степень неопределенности, связанной с современными способами измерения in-situ Общего объема газа в зоне, представляющей интерес в разведываемом геологическом пласте-коллекторе.
Содержание газа в нетрадиционных пластах-коллекторах обычно подразделяется на три компонента:
Общий объем газа = Свободный газ + Адсорбированный газ + Растворенный газ
Свободный газ присутствует в поровом пространстве в естественных (природных) трещинах или кливажных трещинах (в случае угольного пласта); Адсорбированный газ присутствует в полужидком монослойном состоянии, связанный обычно, но не исключительно, с органическим углеродом при помощи слабых ванн-дер-ваальсовых сил межмолекулярного взаимодействия; и Растворенный газ является газом, растворенным в пластовой воде, жидком углеводороде или в их комбинации. Растворенный газ может быть весьма важным компонентом в некоторых нефтеносных пластах-коллекторах. Что касается типичных нетрадиционных газовых ресурсов, то в случае плотного песчаника, Свободный газ составляет основную часть Общего объема газа, в то время как в сланцах компоненты в виде Свободного газа и Адсорбированного газа в общем сравнимы. В противоположность этому, в угольном пласте преобладает Адсорбированный газ, хотя может присутствовать значительная доля Свободного газа.
Ниже приводятся способы, которые наиболее часто применяются для оценки in-situ Общего объема газа в нетрадиционном газоносном пласте-коллекторе (или одного из вышеупомянутых компонентов Общего объема газа).
1. Газовый каротаж - этот метод обеспечивает качественную индикацию Общего объема газа, на которую оказывают влияние многочисленные параметры бурения.
2. Десорбция (т.е. дегазация) обычного керна или обломков выбуренной породы, получаемых во время операции бурения, - этот метод позволяет осуществить попытку количественного определения Общего объема газа.
3. Пористость / насыщение водой из обычного керна или обломков выбуренной породы, получаемых во время операции бурения, - этот метод позволяет осуществить попытку количественного определения Свободного газа в поровых пространствах.
4. Пористость / насыщение водой из обычных электрокаротажных диаграмм - этот метод также позволяет осуществить попытку количественного определения Свободного газа в поровых пространствах.
5. “Нетрадиционные” электрокаротажные диаграммы - их применение обеспечивает возможность количественного определения как Свободного газа в поровых пространствах, так и Адсорбированного газа, исходя из Общего содержания органического углерода, обеспечивая тем самым меру измерения Общего объема газа.
6. Адсорбционные изотермы, полученные на основе обычного керна или обломков выбуренной породы во время операции бурения, - эта методика обеспечивает количественное определение Адсорбированного газа.
2
7. Методики, основанные на применении керна с сохранением пластового давления, - эти методики в основном позволяют осуществить количественное определение Общего объема газа в пласте-коллекторе, основываясь на улавливании газа в герметическом контейнере при забойных давлениях в скважине и последующем подъеме контейнера (обычно при давлении газа в несколько тысяч фунтов на квадратный дюйм) на поверхность. (Примечание: 1000 фунтов на квадратный дюйм = 70,3 кг/см).
Вышеуказанные опции 1-5 обладают высокой степенью неопределенности по нескольким различным причинам. Что касается опции 6, несмотря на то, что она является в общем точной, она служит для определения только одного компонента Общего содержания газа, который для многих видов нетрадиционных газоносных пластов-коллекторов не является особо применимым. И наконец, хотя опция 7 является наиболее точной для обеспечения оценки Общего содержания газа в нетрадиционном газоносном пласте-коллекторе, применение таких методик является в настоящее время проблематичным с точки зрения a) доступности применения, b) логистики, c) стоимости, d) сложности, e) безопасности и f) коэффициента результативности механического бурения.
Касаясь более конкретного рассмотрения наиболее часто встречающихся видов нетрадиционных газоносных пластов-коллекторов и опций, применяемых для измерения в них содержания газа, то для угольных газоносных пластов-коллекторов наиболее широко применяемой является опция 2 (с использованием контейнерной десорбции обычного керна) для измерения Общего содержания газа в этих относительно неглубоко залегающих пластах-коллекторах (приблизительно менее чем 3000 футов (914, 40 м)). К сожалению, несмотря на все предпринимаемые попытки для как можно более быстрого поднятия керна на поверхность, время извлечения керна отрицательно влияет на количество уловленного газа в десорбционных контейнерах на поверхности. Это, как правило, приводит к недооценке in-situ Общего содержания газа. Само собой разумеется, во время извлечения керна окружающее гидростатическое ограничивающее давление бурового раствора понижается, и вследствие этого происходит утечка газа из керна.
Для компенсации должна быть применена поправка на “Потерянный газ”, которую осуществляют путем экстраполяции на тенденцию ранней дегазации, измеренную как можно ближе к температуре пласта-коллектора в десорбционных контейнерах на поверхности, обратно к “нулевому моменту времени”. Последний определяется как момент времени, при котором перепад давления на границе раздела буровой раствор-керн изменяется в диапазоне от чрезмерной сбалансированности до недостаточной сбалансированности, и начинается утечка газа. Чем больше глубина зоны отбора керна и чем длительнее время извлечения, тем больше пропорция и неопределенность такого компонента, как Потерянный газ. Высокая неопределенность, связанная с определением Потерянного газа, является основным недостатком при этом подходе к решению задачи.
До настоящего времени, в случае газоносных сланцевых пластов-коллекторов определение Общего содержания газа обычно осуществлялось путем комбинированного применения вышеупомянутых опций 3, 4 или 5 с опцией 6, что имеет эффект добавления Свободного газа и Адсорбированного газа с целью обеспечения результата для определения Общего содержания газа. Для этих пластов-коллекторов десорбция является ненадежной благодаря такому большому компоненту, как Потерянный газ, связанному с извлечением керна с больших глубин, на которых обычно обнаруживаются сланцевые газоносные пласты-коллекторы. Проблема, связанная с подходом к решению задачи, связанной со сланцевым газом, заключается в том, что измерения пористости, в особенности насыщения водой, с помощью которых обычно осуществляется расчет в отношении такого компонента, как Свободный газ, подвержены значительной недостоверности.
Заявитель настоящего изобретения обладает активами глубокозалегающего нетрадиционного газа на месторождении бассейна Купер (Cooper Basin) (включая плотный песчаник, сланец и уголь), в диапазоне приблизительно от 8000 до 12000+ футов (от 2438,40 до 3650,76 м), и по причинам, которые описаны выше, испытывает трудности с точным количественным определением Общего содержания газа. Для оценки этого пласта-коллектора при помощи известных методик, применяемых в отрасли, занимающейся добычей газа угольных пластов, может быть получен обычный керн (извлекаемый как при помощи бурильной трубы, так и троса) и стандартная десорбция керна может быть осуществлена при попытке оценки Общего содержания газа. Но, к сожалению, время извлечения с этих глубин (плюс время обработки на поверхности) в основном составляет порядка 2-10 часов.
Это входит в серьезное противоречие с тем, что считается “приемлемым” в отрасли, занимающейся добычей газа из неглубоко залегающих угольных пластов (т.е. времени, касающегося Потерянного газа, составляющего менее чем 1 час, и обычно только 15 минут). Это подчеркивает серьезность проблемы, возникающей при оценке глубоких зон и являющейся типичной в случае многих нетрадиционных пластов-коллекторов. Фактически, возникает необходимость применения очень большой поправки на Потерянный газ с высокой степенью неопределенности и возможной недостоверностью, потенциально при избытке фактического количества извлеченного газа.
Хотя Опция 7 может представлять собой приемлемую альтернативу с технической точки зрения, оборудование, требуемое для осуществления методик измерения под давлением на керне, является дорогостоящим и не совсем доступным, а также приводит к ненужным (или по меньшей мере нежелательным) сложностям механического характера.
Целью настоящего изобретения является создание более надежного и точного способа и устройства для измерения Общего содержания газа в нетрадиционной коллекторской породе (являющейся осадочной магматической или метаморфической породой), и, в частности, для измерения in-situ Общего содержания газа в нетрадиционном газоносном пласте-коллекторе, по сравнению с вышеупомянутыми Опциями 1-6, а также более удобного и экономически эффективного способа и устройства, по сравнению с Опцией 7. В этом отношении должно быть понятно, что хотя эти способ и устройство создавались с целью их применения для нетрадиционных газоносных пластов-коллекторов, тем не менее эти способ и устройство могут быть применены при измерении in-situ Общего содержания газа в нетрадиционных нефтеносных пластах-коллекторах.
Ссылка на какой-либо известный уровень техники в этом описании не является утверждением и не должна быть принята в качестве утверждения или какой-либо формы предположения того, что этот известный уровень техники образует часть общеизвестных знаний в какой-либо стране.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно настоящему изобретению предлагается способ измерения in-situ Общего содержания газа в нетрадиционной коллекторской породе, включающий в себя следующие этапы:
a) бурение скважины в интервале измерений в пласте-коллекторе для образования бурового раствора в объеме кольцевого пространства, который содержит обломки выбуренной породы и газ, при этом объем кольцевого пространства имеет передний край и задний край;
b) отведение переднего края объема кольцевого пространства таким образом, чтобы происходило улавливание всего объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения без подвергания воздействию атмосферы;
c) прерывание отведения объема кольцевого пространства после улавливания переднего края объема кольцевого пространства в дегазационной системе хранения;
d) измерение объема газа в дегазационной системе для хранения с целью определения количества газа в расчете на объем кольцевого пространства; и
e) расчет in-situ Общего содержания газа в пласте-коллекторе, исходя из количества газа и обломков выбуренной породы в расчете на объем кольцевого пространства.
В предпочтительном варианте согласно способу настоящего изобретения применяют буровой станок, который включает в себя систему циркуляции бурового раствора, и противовыбросовый превентор, через который может быть осуществлена рециркуляция бурового раствора из ствола скважины и в ствол скважины во время операций нормального бурения. Предпочтительно, одновременное закрытие противовыбросового превентора и открытие всех клапанов за противовыбросовым превентором приводит к отведению переднего края объема кольцевого пространства таким образом, чтобы происходило улавливание объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения без подвергания воздействию атмосферы. К тому же, предпочтительным является одновременное открытие противовыбросового превентора и закрытие клапанов за противовыбросовым превентором, заканчивающимся у дегазационной системы для хранения, после улавливания переднего края объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения, что прерывает отведение бурового раствора. В этом отношении упомянутое “одновременное” открытие и закрытие является предпочтительной теоретически достижимой целью. Должно быть понятно, что ссылка в этом описании на одновременное открытие и закрытие является ссылкой на открытие и закрытие, являющееся одновременным настолько, насколько это практически возможно.
Буровой раствор может представлять собой либо рециркулирующий буровой раствор либо свежий буровой раствор. Рециркулирующий буровой раствор должен являться таким же самым буровым раствором, который циркулирует через систему циркуляции бурового раствора во время операций нормального бурения, и должен быть подвергнут воздействию с помощью любого обычно применяемого оборудования, предназначенного для разделения, сбора и/или обработки, такого как сетки и сита для удаления обломков выбуренной породы, фильтры для удаления ила и песка, а также очищающие приспособления, перед повторным введением в систему циркуляции бурового раствора в соответствующее время для осуществления способа согласно настоящему изобретению.
Свежий буровой раствор может быть попеременно применен, и фактически может быть часто предпочтителен для применения, представляя собой порцию свежего бурового раствора, содержащего газ и не содержащего твердых частиц, специально приготовленный в отдельном месте по отношению к резервуару для регулирующего бурового раствора и вводимый в систему циркуляции бурового раствора в соответствующее время для осуществления способа согласно настоящему изобретению. С учетом этого ссылка в этом описании на “буровой раствор” включает в себя либо ссылку на рециркулирующий буровой раствор либо на свежий буровой раствор, если только не делается особая ссылка на одно или другое в качестве предпочтительного источника бурового раствора.
Согласно настоящему изобретению предлагается также способ измерения in-situ Общего содержания газа в нетрадиционной коллекторской породе с применением бурового станка, который включает в себя систему циркуляции бурового раствора, включающую противовыбросовый превентор, через который может быть осуществлена рециркуляция бурового раствора из ствола скважины и в ствол скважины во время операций нормального бурения, причем способ включает следующие этапы:
a) бурение скважины в интервале измерений в пласте-коллекторе для образования бурового раствора в объеме кольцевого пространства, который содержит обломки выбуренной породы и газ, при этом объем кольцевого пространства имеет передний край и задний край;
b) одновременное закрытие противовыбросового превентора и открытие всех клапанов за противовыбросовым превентором для отведения переднего края объема кольцевого пространства таким образом, чтобы происходило улавливание объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения без подвергания воздействию атмосферы;
c) после улавливания переднего края объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения, одновременное открытие противовыбросового превентора и закрытие клапанов за противовыбросовым превентором, заканчивающимся у дегазационной системы для хранения для прерывания отведения объема кольцевого пространства;
d) измерение объема газа в дегазационной системе для хранения с целью определения количества газа в расчете на объем кольцевого пространства; и
e) расчет in-situ Общего содержания газа в пласте-коллекторе, исходя из количества газа и обломков выбуренной породы в расчете на объем кольцевого пространства.
Согласно настоящему изобретению предлагается устройство для измерения in-situ Общего содержания газа в нетрадиционной коллекторской породе, причем устройство включает в себя:
a) буровой станок, способный осуществлять бурение скважины в интервале измерения в газоносном пласте-коллекторе для образования объема бурового раствора в кольцевом пространстве, который содержит обломки выбуренной породы и газ, причем объем кольцевого пространства имеет передний край и задний край; и
b) дегазационную систему для хранения, способную осуществлять улавливание всего объема кольцевого пространства без подвергания воздействию атмосферы в тот момент, когда происходит отведение переднего края объема кольцевого пространства, с прерыванием отведения объема кольцевого пространства после улавливания переднего края объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения; посредством которого объем газа в дегазационной системе для хранения может быть измерен для определения количества газа в расчете на объем кольцевого пространства, а Общее содержание газа in-situ в газоносном пласте-коллекторе может быть рассчитано с учетом количества газа и обломков выбуренной породы в расчете на объем кольцевого пространства.
Согласно настоящему изобретению предлагается также устройство для измерения in-situ Общего содержания газа в нетрадиционной коллекторской породе, причем устройство включает в себя:
a) буровой станок, который содержит систему циркуляции бурового раствора, содержащую противовыбросовый превентор, через который буровой раствор может рециркулировать из ствола скважины и в ствол скважины во время операций нормального бурения, при этом буровой станок способен осуществлять бурение скважины в интервале измерения в газоносном пласте-коллекторе для образования объема бурового раствора в кольцевом пространстве, который содержит обломки выбуренной породы и газ, причем объем кольцевого пространства имеет передний край и задний край; и
b) дегазационную систему для хранения, способную осуществлять улавливание всего объема кольцевого пространства без подвергания воздействию атмосферы в тот момент, когда происходит отведение переднего края объема кольцевого пространства путем одновременного закрытия противовыбросового превентора и открытия всех клапанов за противовыбросовым превентором, при этом отведение прерывается после улавливания переднего края объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения путем одновременного открытия противовыбросового превентора и закрытия клапанов за противовыбросовым превентором, заканчивающимся у дегазационной системе для хранения;
посредством которого объем газа в дегазационной системе для хранения может быть измерен для определения количества газа в расчете на объем кольцевого пространства, а Общее содержание газа in-situ в газоносном пласте-коллекторе может быть рассчитано с учетом количества газа и обломков выбуренной породы в расчете на объем кольцевого пространства.
В качестве пояснения следует отметить, что согласно настоящему изобретению требуется интервал измерения, в котором должно быть осуществлено бурение, и, предпочтительно, кольцевое пространство, заполненное обломками выбуренной породы (объем кольцевого пространства) и образуемое в интервале измерения в дегазационной системе для хранения, предпочтительно расположенной на поверхности, как можно ближе к буровому станку. Объем кольцевого пространства не должен подвергаться воздействию атмосферы для того, чтобы предотвратить потерю какого-либо газа из объема кольцевого пространства, что приводит к необходимости этого временного нестандартного отведения системы циркуляции бурового раствора на поверхности (независимо от того, является ли буровой раствор рециркулированным буровым раствором или свежим буровым раствором).
При улавливании в дегазационной системе для хранения обломки выбуренной породы способны осаждаться из суспензии, газ способен накапливаться, например, в свободном пространстве, оставляемом над продуктом в резервуаре, и может происходить дегазация всего содержимого бурового раствора в течение некоторого периода времени, как будет более подробно описано ниже.
Таким образом, согласно настоящему изобретению становится возможным улавливание газа и обломков выбуренной породы в объеме кольцевого пространства, в оптимальном варианте путем изолирования системы циркуляции бурового раствора от атмосферы. Само собой разумеется, вместо того, чтобы позволить буровому раствору достичь открытого патрубка с воронкой на поверхности, поток бурового раствора предпочтительно направляется вниз, например, в штуцерную линию (или в другую подходящую линию, предпочтительно, выходящую из опорного основания или вблизи опорного основания противовыбросового превентора) путем закрытия трубных плашек или кольцевого превентора противовыбросового превентора. Такие гидравлические устройства обычно осуществляют зажимание вокруг бурильной трубы для герметизации кольцевого пространства между бурильной трубой и стенкой ствола скважины, герметизации скважины и эффективной изоляции системы циркуляции бурового раствора. Поэтому не может происходить утечка газа в атмосферу (через патрубок с воронкой) до тех пор, пока не произойдет повторное открытие противовыбросового превентора. Конечным результатом является то, что весь объем кольцевого пространства, связанный с интервалом измерения во время бурения, предпочтительно, со всем содержанием газа, подвергается отведению в дегазационную систему для хранения, вместо того, чтобы быть подвергнутым рециркуляции обычным способом с направлением в резервуары для хранения бурового раствора с утечкой газа в атмосферу. В этом отношении, хотя в данном случае (и во всем описании) делается ссылка на “весь объем кольцевого пространства”, подвергаемый отведению и улавливанию, как будет пояснено ниже, должно быть понятно, что вероятнее всего, что либо несколько больше, либо несколько меньше, чем фактический объем кольцевого пространства, будет подвергнут вероятнее всего отведению и улавливанию в зависимости от точности, достигаемой во время операции.
Также должно быть понятно, что максимум один объем кольцевого пространства может быть подвергнут улавливанию одновременно, так как операция нормального бурения не может происходить в то время, как закрыт противовыбросовый превентор. Однако циркуляция бурового раствора может продолжаться (например, с буровой головкой, подвешенной выше забоя), что позволяет осуществить циркуляцию объема кольцевого пространства за пределами ствола скважины вышеуказанным способом для улавливания.
Что касается дегазационной системы для хранения и измерения уловленного газа в объеме кольцевого пространства, то согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения дегазационная система для хранения включает в себя несколько дегазационных резервуаров, находящихся под низким положительным давлением и применяемых для образования комбинированной отстойной системы и системы измерения объема. В одном варианте предусмотрено по меньшей мере два дегазационных резервуара, находящихся под низким положительным давлением и выполненных в виде основного дегазационного резервуара в сочетании с одним или несколькими вспомогательными газоизмерительными резервуарами. До проведения операции все резервуары и связанные с ними системы трубопроводов (заканчивающиеся у противовыбросового превентора) в идеальном варианте должны быть предварительно заполнены чистой водой (именуемой в данном описании “начальная вода резервуара”) для того, чтобы a) удалить воздух из системы, b) сохранить изоляцию содержимого кольцевого пространства от атмосферы и c) осуществить отслеживание объема выделенного газа.
3
Предпочтительно, три резервуара должны быть применены для того, чтобы вместить предполагаемый газ, содержащийся в пласте-коллекторе на месторождении бассейна Купер (Cooper Basin), причем эти резервуары по возможности должны иметь идентичную конфигурацию для упрощения конструкции, сертификации, изготовления и установки на промысле. Для других геологических провинций может потребоваться меньшее и большее количество резервуаров. Для лучшего понимания контекста настоящего изобретения, и как будет отмечено ниже, резервуары должны иметь, как правило, емкость не более, чем приблизительно 400 баррелей (63,2 м)(18 футов высотой × 12 футов шириной) (5,4864 м высотой × 3,6576 м шириной) каждый, и по возможности должны быть подсоединены последовательно для обеспечения канала для гидравлического соединения требуемого типа.
В предпочтительном для месторождения бассейна Купер (Cooper Basin) варианте три дегазационных резервуара, находящиеся под низким положительным давлением, подразделяются на основной дегазационный резервуар, применяемый в сочетании с двумя вспомогательными газоизмерительными резервуарами.
• Основной дегазационный резервуар - это такой резервуар, который является первоначальным местом ввода для объема бурового раствора в кольцевом пространстве. Основной дегазационный резервуар должен быть достаточно большим, чтобы он мог вмещать теоретически максимально возможный объем кольцевого пространства (включая обломки выбуренной породы и некоторое количество захваченного газа), а также является тем местом, где происходит дальнейшее высвобождение газа, (десорбция) из обломков выбуренной породы. Эта последовательность событий на стороне нагнетания соответствует самым глубоким (или в случае горизонтального бурения - самым длинным) нетрадиционным газовым скважинам, подобным тем, которые пробуривают в геологических провинциях, таких как месторождение бассейна Купер (Cooper Basin). По завершении отведения объема в кольцевом пространстве, в основном дегазационном резервуаре не должно оставаться какого-либо значительного количества газа, при этом резервуар остается заполненным преимущественно буровым раствором (включая обломки выбуренной породы), сохраняя при этом относительно небольшой объем начальной воды, скопившейся в верхней части резервуара. Смотровая трубка на основном дегазационном резервуаре позволяет осуществлять мониторинг уровня “буровой раствор/вода”, хотя это может быть осложнено в том случае, если имеет место значительное смешивание. Даже если это не является возможным, смотровая трубка позволяет осуществить подтверждение того, что резервуар заполнен начальной водой перед опробованием.
• Вспомогательные газоизмерительные резервуары - это такие резервуары, которые оптимально подходят для гидравлического соединения с основным дегазационным резервуаром и служат для сбора всего газа, высвобожденного из основного дегазационного резервуара. Предпочтительно иметь два из этих двух вспомогательных газоизмерительных резервуаров, соединенных последовательно, для того, чтобы вмещать самые большие объемы газа, предполагаемые, например, на месторождении бассейна Купер (Cooper Basin). В наиболее желательном случае вспомогательные газоизмерительные резервуары обладают следующими двумя основными особенностями.
1. Комбинированная вместимость, позволяющая вмещать теоретически максимально возможный объем газа. На месторождении бассейна Купер (Cooper Basin), этот вариант соответствует мощному глубокозалегающему угольному пласту с высоким содержанием газа, позволяющему осуществлять бурение с высокой скоростью.
2. Смотровые трубки позволяют осуществлять измерение Общего содержания газа в уловленном из скважины объеме бурового раствора в кольцевом пространстве.
Однако в данном случае может наблюдаться тенденция потери некоторого количества выделенного газа за счет растворения в начальной воде в резервуаре. Это применимо, в основном, к диоксиду углерода, который обладает высокой растворимостью в воде при температурах менее 80°C, в то время как метан и другие углеводородные газы обладают также достаточно высокой растворимостью в воде, но при этом несколько меньшей растворимостью по сравнению с диоксидом углерода. Само собой разумеется, что в случае метана растворимость в воде понижается (при постоянном давлении) до минимума при температуре приблизительно 80°C, но затем увеличивается вследствие изменения механизм реакций в растворе.
Могут быть предприняты также следующие превентивные меры для устранения или уменьшения тенденции потери некоторого количества выделяющегося газа, который теряется при растворении в начальной воде в резервуаре.
1. Установка нагревательных устройств во всех резервуарах дегазационной системы хранения для повышения температуры содержимого по меньшей мере до 80°C. Это приводит к снижению растворимости диоксида углерода и углеводородного газа до пренебрежимо малых уровней, приводя тем самым к выделению этих газов из раствора и максимальному выходу продукта, и также точности состава газа выделившегося из раствора, который образуется в свободном пространстве, оставляемом над продуктом в резервуаре. Эта температура должна поддерживаться в течение времени осуществления способа по настоящему изобретению для предотвращения того, чтобы происходило попадание газа обратно в раствор из свободного пространства, оставляемого над продуктом в резервуаре.
2. Предварительное насыщение ненагретой начальной воды в резервуаре вместе с диоксидом углерода и углеводородными газами. Это также замедляет потерю газа, выделяющегося в раствор, что приводит к большей надежности в отношении объема газа в свободном пространстве, оставляемом над продуктом в резервуаре, и состава. Однако в этом альтернативном варианте не должен быть применен последующий нагрев для предотвращения учета избыточного газа в свободном пространстве, оставляемом над продуктом в резервуаре.
Предпочтительно, чтобы все резервуары были гидравлически соединены последовательно с применением трубопроводов, размер которых позволяет осуществлять перенос газа и воды путем вытеснения, с учетом того, что обломки выбуренной породы в буровом растворе не проходят мимо основного дегазационного резервуара, где происходит их осаждение. В одном варианте осуществления настоящего изобретения впускное отверстие основного дегазационного резервуара соединено со стандартной штуцерной перепускной линией штуцерного манифольда, снабженного стандартным трубопроводом для обеспечения доступа к стандартной штуцерной линии на противовыбросовом превенторе.
Также должно быть понятно, что выпускное отверстие последнего вспомогательного газоизмерительного резервуара в оптимальном варианте сообщается с атмосферой посредством разрядного устройства сифона, расположенного по потоку для предотвращения гравитационного режима гидростатического столба во всем ряду резервуаров. В этом отношении подвергание начальной воды в резервуаре воздействию атмосферы является важным фактором, так как это позволяет осуществлять вытеснение начальной воды в резервуаре по мере выделения газа. Никакая утечка газа из резервуаров не может происходить, так как начальная вода в резервуаре образует физический барьер.
Наличие разрядного устройства сифона, расположенного по потоку, и необходимость для его доступа к атмосфере, а также, как было упомянуто выше, заполнение водой оптимальным образом всех вышеупомянутых резервуаров перед применением позволяет осуществлять отслеживание объема выделившегося газа посредством смотровых трубок. Само собой разумеется, что предпочтительным является отсутствие какого-либо воздуха в системе, так как в итоге этот воздух будет подвергнут измерению в добавление к выделившемуся газу и ошибочно включен в Общий объем газа.
Вновь обращаясь к предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения, следует отметить, что после бурения в интервале измерения, обнаружения переднего края на поверхности и последующего закрытия противовыбросового превентора осуществляется перекачка одного объема бурового раствора (включая обломки выбуренной породы и газ) в штуцерной линии через штуцерную перепускную линию штуцерного манифольда и в основной дегазационный резервуар. При этом происходит вытеснение начальной воды из основного дегазационного резервуара по мере заполнения его буровым раствором в объеме кольцевого пространства. Благодаря конструкции, определенное количество воды (составляющее общий объем основного дегазационного резервуара минус объем бурового раствора и обломков выбуренной породы) будет оставаться скопившейся в верхней части основного дегазационного резервуара. Это позволяет обеспечить, чтобы буровой раствор или обломки выбуренной породы не поступали во вспомогательные газоизмерительные резервуары, которые предназначены исключительно для этой цели. В случае переизбыточного поступления бурового раствора или обломков выбуренной породы, способ измерения согласно настоящему изобретению будет достоверным, если сохраняется достаточное пространство для улавливания Общего объема газа.
На протяжении периода времени, который, очевидно, будет являться различным для различных геологических ресурсов и залежей газа, но, возможно, будет составлять от нескольких дней до нескольких недель, продолжается десорбция газа из обломков выбуренной породы в основном дегазационном резервуаре и его перетекание во вспомогательные газоизмерительные резервуары. Текущий контроль увеличения объема газа в зависимости от времени может быть осуществлен при помощи смотровых трубок, а конечный объем может быть определен после того, как происходит прекращение увеличения объема газа.
В зависимости от требуемой точности может возникнуть необходимость применения ряда поправок, как положительных, так и отрицательных, для объема газа, физически измеренного во вспомогательных газоизмерительных резервуарах.
3
Затем Общий объем газа in-situ может быть рассчитан путем деления окончательного объема газа на вес (предпочтительно сухой вес) обломков выбуренной породы в объеме кольцевого пространства, причем эти обломки выбуренной породы являются осажденными и высушенными обломками в основном дегазационном резервуаре, и при этом Общий объем газа in-situ обозначают обычно в таких единицах, как стандартные кубические футы на короткую тонну “в сухом состоянии” (1 кубический фут = 0,028 м, 1 короткая тонна = 907,19 кг). Само собой разумеется, что предпочтительным является отчет об Общем объеме газа на основе “сухого состояния”. В этом отношении в отличие от традиционных пластов-коллекторов, где содержание газа в виде “концентрации” обозначено в процентах от объема порового пространства породы, содержание газа в виде “концентрации” в нетрадиционных пластах-коллекторах обычно обозначают как объем газа на единицу веса породы, представляющую собой стандартный кубический фут на короткую тонну, как указано выше.
После осуществления бурения в интервале измерения характер насыщенности породы (в данном случае в виде небольших обломков выбуренной породы) подвергается необратимому изменению и сохраняется в состоянии потока на оставшуюся часть процесса. На поверхности обломков выбуренной породы имеется также свободная вода, и это то, чего следует избегать на этапе взвешивания. Последовательные составления отчета об Общем объеме газа относительно веса сухих обломков выбуренной породы позволяет стандартизировать измерение Общего объема газа и позволяет осуществить достоверное сравнение между отдельными этапами опробования.
Настоящее изобретение обладает различными преимуществами по сравнению с несколькими известными способами измерения. Например, стандартный процесс десорбции для керна, добытого из пород, обладающих очень низкой проницаемостью, может занимать несколько месяцев, в то время, как предполагается, что благодаря значительно меньшим обломкам выбуренной породы с большей площадью поверхности, дегазация согласно способу по настоящему изобретению может быть завершена в течение значительно меньшего периода времени, возможно в течение периода времени, составляющего менее одной недели.
Кроме того, состав объемного газа обычно не является доступным при десорбции стандартного керна вследствие того, что объемы газа обычно подвергаются измерению, анализу и отсортировке в процессе десорбции. В редких случаях для измерения состава объемного газа рекомбинируют навески. Однако способ согласно настоящему изобретению оптимально подходит для измерения состава объемного газа, так как весь объем газа улавливается в условиях равновесия.
К тому же, настоящее изобретение оптимально подходит для применения в случае нецементированных или естественно трещиноватых пород, которые предрасположены к разрушению во время отбора керна, с низким выходом керна. Настоящее изобретение позволяет обеспечить перенос всего объема породы, который был получен при бурении или был добыт в результате обрушении породы из стенки скважины, в основной дегазационный резервуар, а также обеспечивает количественное определение содержания попутного газа. По завершении дегазации вес породы определяется путем очистки, сушки и взвешивания твердых частиц, осажденных на дне основного дегазационного резервуара.
Также согласно настоящему изобретению не требуется осуществления какой-либо дорогостоящей операции спуска и подъема бурильной трубы, значительно сокращается время простоя буровой установки до или после ее работы. Способ заключается в простом временном перенаправлении системы циркуляции бурового раствора, в то время как продолжается бурение скважины. К тому же, способ не требует размещения какого-либо дополнительного оборудования внутри ствола скважины. Все необходимое оборудование расположено на поверхности, чтобы не было никакой возможности отказов или заедания в забое скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Ниже описывается предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения, некоторые аспекты которого проиллюстрированы на прилагаемых чертежах, на которых изображено:
на Фиг.1 - схематический вид бурового станка и системы циркуляции бурового раствора, применяемых в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения;
на Фиг.2 - схематический вид дегазационной системы для хранения, применяемой в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на Фиг.1.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На Фиг.1 показан буровой станок 10 обычного типа, который может быть приспособлен для применения согласно настоящему изобретению. Буровой станок 10 может быть соответствующим образом подсоединен к дегазационной системе для хранения, которая показана на Фиг.2, как это будет пояснено ниже. Однако перед описанием этого соединения и описанием осуществления способа по настоящему изобретению согласно этому варианту дается краткое пояснение, касающееся составных частей бурового станка 10.
Буровой станок 10, показанный на Фиг.1, включает в себя традиционную систему циркуляции бурового раствора, выполненную с применением различных составных частей, таких как резервуары 12 для хранения, вибрационные сита 14, всасывающая линия 16 бурового насоса 18 и двигатель 20. Система трубопроводов для этих составных частей выполнена в виде вибрационного шланга 22, стояка 26, шланга вертлюга 28, и заканчивается горловиной 30. Эта система трубопроводов плюс вертлюг или верхний привод для вкладыша для привода ведущей трубы 48, обычно поддерживается при помощи талевого блока 32, подвешенного при помощи талевого каната 34 из кронблока 36 на буровой вышке 38. Усилие для поднимания и опускания талевого блока 32 с применением талевого каната 34 обеспечивается при помощи лебедок 24. При помощи буровой вышки 38 поддерживаются также площадка для верхового рабочего 40, свеча бурильных труб 42 и стеллаж для труб 44. Роторный стол 50 (приводимый в движение при помощи двигателя 20) для вращения привода ведущей трубы 48, и затем колонны бурильных труб 60, находится на полу 52 буровой вышки, с устройством, состоящим из патрубка с воронкой и противовыбросовым превентором, при этом патрубок с воронкой обозначен позицией 54, кольцевой превентор противовыбросового превентора обозначен позицией 56, а трубные плашки и глухие плашки обозначены позицией 58. К тому же, колонна бурильных труб 60 показана ниже обсадной головки 64, и буровое долото 62 показано схематически на забое скважины.
Что касается нормального пути потока рециркулирующего бурового раствора, то выкидная линия 66 т.е. линия выброса, обозначает путь потока бурового раствора (к вибрационным ситам 14 и резервуарам 12 для хранения бурового раствора) во время нормальной операции бурения, создавая тем самым систему циркуляции бурового раствора. Что касается отведенного пути потока бурового раствора во время работы системы измерения согласно настоящему изобретению, то это не показано схематически на Фиг.1, но в одном варианте это может быть выкидная линия, т.е. линия выброса, которая проходит между противовыбросовым превентором, через штуцерный манифольд, к дегазационной системе для хранения (показано на Фиг.2).
Однако в предпочтительном варианте может быть применен вместо рециркулирующего бурового раствора свежий буровой раствор, такой как газонасыщенный буровой, не содержащий твердой фазы раствор, который может представлять собой загущенный солевой раствор NaCl с концентрацией до 9,9 фунтов на галлон (4,49 кг на 4,546 л) и специально приготовленный в отдельном месте у резервуаров 12 для хранения бурового раствора (Фиг.1) для применения при бурении в интервале измерения.
3
На Фиг.2 показана дегазационная система для хранения согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения применительно к месторождению бассейна Купера (Cooper Basin), работа которой будет описана в общих чертах ниже. Что касается дегазационной системы, то в этом варианте она включает в себя три дегазационных резервуара, находящихся под низким положительным давлением в виде основного дегазационного резервуара 70 и двух вспомогательных газоизмерительных резервуаров 72 (но при этом на Фиг.2 показан только один вспомогательный газоизмерительный резервуар). Все три резервуара являются резервуарами, которые выполнены по особому заказу, имеют объем 400 баррелей (63,2 м), высоту 18 футов (5,4864 м) и ширину 12 футов (3,6576 м) и соединены последовательно при помощи напорных (нагнетательных) трубопроводов 74 для обеспечения между ними требуемого гидравлического соединения, причем эти резервуары предпочтительно не изготавливают из таких реакционноспособных материалов, как алюминий, который может вступать в реакцию либо с начальной водой в резервуаре либо с буровым раствором с образованием таких газов, как водород.
Основной дегазационный резервуар 70 является первой точкой поступления объема бурового раствора, представленного у впускного клапана 76 тремя промаркированными стрелками A, B и C, представляющими выделенный газ A, буровой раствор B и обломки выбуренной породы C, при этом маркировка стрелок (вместе с маркировкой для начальной воды D в резервуаре), также представленная в содержимом резервуаров 70, 72, напорных (нагнетательных) трубопроводов 74 и смотровых трубок 78a и 78b резервуаров 70, 72. Как указано выше, основной дегазационный резервуар 70 является достаточно большим для того, чтобы в нем вмещался теоретически максимально возможный объем бурового раствора в кольцевом пространстве (включая обломки выбуренной породы и некоторое количество уловленного газа), и находится в том месте, где происходит выделение газа (“десорбция”) из обломков выбуренной породы в течение длительного периода времени.
1
1
1
1
По завершении отведения объема кольцевого пространства (которое представляет собой стадию процесса, представленную в общих чертах на Фиг.2), в основном дегазационном резервуаре не должно оставаться какого-либо значительного количества газа, кроме незначительного количества газа A, показанного в свободном пространстве, оставляемом над продуктом в верхней части резервуара 70, при этом резервуар 70 заполнен в основном буровым раствором B (включая обломки выбуренной породы C), с относительно небольшим объемом начальной воды D, скопившейся в верхней части резервуара 70. Смотровая трубка 78a на основном дегазационном резервуаре 70 позволяет осуществлять мониторинг уровня бурового раствора/воды.
1
2
Вспомогательный газоизмерительный резервуар 72 показан в гидравлическим соединении с основным дегазационным резервуаром 70 и служит для сбора всего газа A, высвобожденного из основного дегазационного резервуара 70, при этом смотровая трубка 78b позволяет осуществлять измерение Общего объема газа в уловленном из скважины объеме бурового раствора в кольцевом пространстве. Как уже было упомянуто выше, предпочтительным является применение по меньшей мере двух из этих вспомогательных газоизмерительных резервуаров 72, соединенных последовательно для того, чтобы вмещать самые большие объемы газа, предполагаемые, например, на месторождении бассейна Купер (Cooper Basin), Таким образом, в этом варианте осуществления настоящего изобретения вспомогательные газоизмерительные резервуары являются теми резервуарами, которые совместно осуществляют сбор всего газа A, высвобожденного из основного дегазационного резервуара 70.
Все резервуары 70, 72, и вся система соединительных трубопроводов, находящихся перед выпускным отверстием последнего вспомогательного газоизмерительного резервуара и заканчивающихся у
1
противовыбросового превентора, предварительно заполняются чистой водой, они гидравлически соединены последовательно при помощи трубопровода 74, имеющего размер, достаточный для того, чтобы позволить перекачку как газа, так и воды путем вытеснения, при этом обломки выбуренной породы в буровом растворе не выходят за пределы основного дегазационного резервуара 70, где происходит их осаждение (на Фиг. 2 показано как C). Оба резервуара 70, 72, как показано, имеют газовыпускные отверстия 79, люки для очистки 81, выпускные отверстия 83 для всасывания жидкости и предохранительные откидные крышки 85.
Выпускное отверстие 80 последнего вспомогательного резервуара (резервуар 72 на Фиг.2) сообщается с атмосферой посредством разрядного устройства сифона 82, расположенного для предотвращения гравитационного дренажа гидростатического напора во всей системе резервуаров. Само собой разумеется, что подвергание начальной воды, D в резервуаре воздействию атмосферы является важным, так как это позволяет осуществить вытеснение воды D по мере выделения газа A. Газ A не может выделяться из резервуаров 70, 72, так как вода D образует физический барьер.
Ниже приводится поэтапное описание осуществления способа со ссылкой на предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения, проиллюстрированного на чертежах (но при этом без показа всех номеров позиций).
Этап 1
Осуществляют бурение в нормальном режиме до зоны, подвергаемой оценке и, более конкретно, до начала интервала измерения.
Этап 2
Прекращают бурение в точке, определяемой длиной ведущей бурильной трубы, если это возможно, причем данная точка является той точкой, до которой было произведено бурение при помощи одной секции бурильной трубы на ее максимальную протяженность, и перед возобновлением бурения должна быть подсоединена новая секция трубы. Это позволяет свести к минимуму количество соединений труб, осуществляемых во время бурения в зоне, представляющей интерес, но при этом следует иметь в виду, что соединения труб оказывают ряд непосредственных воздействий. Например, может быть вызван приток газа в скважину за счет “свабирования” (поршневания) в скважине в результате эффекта всасывания, возникающего при поднятии узла низа колонны бурильных труб выше забоя. Это позволяет вводить положительную погрешность в отношении конечного Общего объема газа. Если подсоединения нельзя избежать, то перемещение узла низа колонны бурильных труб должно осуществляться как можно медленнее, сводя тем самым к минимуму пульсации давления в скважине.
К тому же, время простоя, связанное с соединениями труб, увеличивает возможность движения газа вверх впереди переднего края объема кольцевого пространства и впереди первых обломков выбуренной породы в кольцевом пространстве, увеличивая тем самым возможность утечки газа в атмосферу перед закрытием противовыбросового превентора. Кроме того, в течение приблизительно 2-3 минут происходит циркуляция бурового раствора, в то время как не происходит бурения породы с образованием тем самым “свободного места”, не содержащего обломков выбуренной породы или газа.
Сразу после прекращения бурения должна быть подтверждена литология породы в начале интервала измерения при помощи образца забойной пачки.
Этап 3
Осуществляют крепление скважины обсадными трубами до начала интервала измерения, которое может считаться дополнительным вариантом по выбору и настоятельно рекомендуется. Крепление обсадными трубами уменьшает неопределенность при измерении Общего объема газа путем устранения ряда нежелательных переменных, таких как поступление газа в скважину из более высоких зон (или утечка), обрушение породы в скважину из более высоких зон, а также потери бурового раствора из скважины в более высокие зоны (или приросты).
К тому же, если не было осуществлено крепление скважины обсадными трубами до начала интервала измерения, рекомендуется осуществлять тщательный мониторинг фонового газа, потерь/приростов, а также содержания твердых частиц в буровом растворе, так чтобы можно было осуществить этапы для стабилизации скважины перед осуществлением способа. Кроме того, должно быть учтено влияние на предварительно разбуренные традиционные продуктивные зоны при увеличении плотности бурового раствора. В некоторых случаях может произойти повреждение традиционных продуктивных зон, если происходит слишком большое увеличение плотности бурового раствора и, возможно, газа и обломков выбуренной породы в другие зоны, приводя тем самым к возникновению погрешности при применении способа согласно настоящему изобретению.
Осуществляют установку и/или заправку дегазационной системы для хранения, которая согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения представляет собой основной дегазационной резервуар и два вспомогательных измерительных резервуара. Эти резервуары в оптимальном варианте должны быть расположены на краю участка бурения, как можно ближе к буровому станку, на той же самой стороне буровой вышки, на которой расположен штуцерный манифольд, и на достаточном расстоянии от ямы для сжигания нефтяного газа в соответствии со стандартами и нормами, действующими в той стране, в которой проводится опробование. Это позволит свести к минимуму влияние на операции нормального бурения и на деятельность промысла после бурения (а именно, демонтаж бурового станка, интенсификация гидроразрыва пласта, завершение скважины и т.д.).
Процесс установки/заправки, применяемый в отношении дегазационной системы для хранения, в оптимальном варианте включает в себя нижеследующие операции:
- подсоединение выпускного трубопровода основного дегазационного резервуара к штуцерной перепускной линии штуцерного манифольда;
- последовательное подсоединение вспомогательных газоизмерительных резервуаров к основному дегазационному резервуару;
- выпускной (отводящий) трубопровод конечного вспомогательного газоизмерительного резервуара должен быть направлен к яме для сжигания нефтяного газа или амбару для отходов бурового раствора;
- после установки резервуаров не должно быть никаких отсоединений. Выбросы газа и т.п. (легко обнаруживаемые на месте при помощи этих резервуаров) могут быть устранены путем направления потока через штуцер и заглушения скважины с применением традиционных способов управления скважиной;
- заполнение всех резервуаров и связанного с ними трубопровода (а именно, всего того, что находится до выпускного отверстия последнего вспомогательного газоизмерительного резервуара и заканчивается у противовыбросового превентора) чистой начальной водой, предназначенной для резервуара (с осуществлением контроля при помощи смотровых трубок), и при этом не должно быть никаких остатков воздуха;
- (a) нагрев начальной воды в резервуаре по меньшей мере до 80°C и поддержание этой температуры в течение периода осуществления способа или (b) насыщение ненагретой начальной воды в резервуаре газовой смесью, сходной с предполагаемым составом газа в резервуаре; и
- по выбору может быть осуществлена установка барьера или перегородки в основном дегазационном резервуаре, что препятствует смешиванию поступающего бурового раствора с уже существующей водой.
- В том случае, если не был применен вариант, связанный с креплением обсадными трубами на глубине, следует осуществить переход к этапу 6.
Этап 5
Осуществляют выбуривание башмака обсадной колонны и цемента в том случае, если был применен вариант, связанный с креплением обсадными трубами на глубине, а также помечают начало интервала измерения. Осуществляют проверку литологии при помощи образца забойной пачки. Продолжают циркуляцию бурового раствора в скважине при помощи системы циркуляции бурового раствора для получения постоянной низкой концентрации фонового газа в циркулирующем буровом растворе. Осуществляют отбор проб бурового раствора для анализа газа в свободном пространстве, оставляемом над продуктом в резервуаре. Этот объем фонового газа может быть вычтен из Общего объема газа, измеряемого в последующем в дегазационной системе для хранения.
Осуществляют переход к Этапу 7 - так как крепление обсадными трубами на глубине позволяет осуществить расчет точной задержки циркуляции бурового раствора, исходя из внутреннего диаметра обсадной колонны.
Этап 6
Определяют точное время задержки циркуляции бурового раствора, исходя из частоты ходов поршня бурового насоса для того, чтобы можно было определить тот момент, когда передний край объема в кольцевом пространстве достигает противовыбросового превентора по мере того, как буровой раствор осуществляет циркуляцию по направлению к поверхности. Это определение может осуществляться нижеследующим образом:
- устанавливают местоположение высоковязкого окрашенного скопления краски (маркера) на забое скважины, который на данной стадии находится в начале интервала измерения;
- регистрируют показания счетчика частоты ходов поршня бурового насоса;
- осуществляют циркуляцию (без бурения) до тех пор, пока маркер не достигнет поверхности, и осуществляют обнаружение либо у патрубка с воронкой, либо у поддона под виброситом для бурового раствора, либо у вибрационных сит. Поддон под виброситом для бурового раствора представляет собой металлический контейнер в начале вибрационных сит, на которые поступает буровой раствор из конца выкидной линии. Его функция состоит в том, что он замедляет поток бурового раствора (скорость которого нарастает при подаче по выкидной линии), так чтобы не происходило его выплескивания из вибрационных сит. Вибрационные сита представляют собой такие сита, над которыми осуществляется пропускание рециркулирующего бурового раствора с целью отделения обломков выбуренной породы от бурового раствора. При этом не имеет значения, которое из трех местоположений применяется для обнаружения маркера, вследствие того, что время, требуемое для перемещения маркера между этими местоположениями, не является существенным по сравнению с полным временем задержки. Предпочтительным является обнаружение у патрубка с воронкой, так как это является ближайшим местом по отношению к противовыбросовому превентору, где происходит отведение к дегазационной системе для хранения;
- регистрируют показания счетчика частоты ходов бурового насоса.
Число ходов поршня бурового насоса между установлением точного местонахождения маркера на забое скважины и обнаружением маркера на поверхности позволяет осуществить надежную оценку времени выноса бурового шлама к устью скважины. Это является важным в условиях, существующих на необсаженной скважине, когда теоретический объем кольцевого пространства может быть недостоверным вследствие наличия размывов вдоль стенки скважины. Кроме того, и в том случае, если это необходимо, может быть осуществлен стандартный “карбидный лаг” (carbide lag) в качестве замены вышеописанного подхода. Таким образом, появление газа или обломков выбуренной породы на поверхности всегда будет приниматься во внимание вместо (a) оценки окрашенного маркера и (b) оценки времени выноса бурового шлама к устью скважины в том случае, когда принимается решение об отведении объема кольцевого пространства в основной дегазационный резервуар.
Этап 7
Осуществляют доводку буровой скважины до требуемых параметров. Буровая скважина перед выполнением операций должна иметь стабильные параметры в том, что касается наличия низкого содержания фонового газа, а также низких потерь/прироста бурового раствора, и при этом буровой раствор не должен содержать значительного количества твердых частиц. Любые твердые частицы, которые уже находятся в буровом растворе до выполнения бурения в интервале измерения, будут осаждаться в основном дегазационном резервуаре и приводить к возникновению положительной ошибки, касающейся веса обломков выбуренной породы. Это приводит к неточности при расчете Общего объема газа в сторону занижения.
Этап 8
В том случае, если не должен применяться свежий буровой раствор, то по дополнительному выбору осуществляют предварительное опробование с измерением в качестве контроля для количественного определения рециркулирующего фонового газа. В том случае, если имеется какое-либо сомнение относительно количества фонового газа в рециркулирующем буровом растворе перед осуществлением бурения в интервале измерения, для этого количественного определения может быть применена дегазационная система для хранения. К сожалению, для отделения такого газа от циркулирующего бурового раствора требуется время, что может быть неприемлемым для владельцев скважины, имеющих доли в собственности, исходя из времени бурения (для расчета коммерческой скорости), и к тому же это потребует времени для того, чтобы затем опорожнить резервуары и снова заполнить их свежей начальной водой в резервуаре для осуществления основного способа. Само собой разумеется, должно быть понятно, что одним из решений этой проблемы является необходимость иметь двойной комплект резервуаров для дегазационной системы для хранения, предназначенных для предварительного опробования с измерением. В качестве альтернативы, может быть применено второе решение для осуществления контроля, в меньшем масштабе, путем дегазации образца бурового раствора, взятого из выкидной линии. Однако это может привести к меньшей точности вследствие утечки некоторого количества газа в атмосферу.
Тем не менее, в том случае, если выявляется, что количество фонового газа слишком большое, то оно может быть просто вычтено из объема газа, определяемого впоследствии.
При этом следует отметить, что опробование, осуществляемое по дополнительному выбору, не требуется в том случае, если принят вариант предпочтительного применения (как указано выше) системы для газа и бурового раствора, не содержащего твердых частиц, с целью обеспечения свежего бурового раствора для осуществления способа.
Этап 9
Осуществляют бурение в интервале измерения. Непосредственно перед бурением в интервале измерения устанавливают местоположение высоковязкого окрашенного скопления краски на забое скважины, служащего для отметки начала интервала измерения, для замедления выхода газа на поверхность впереди обломков выбуренной породы, а также служит в качестве видимого маркера впереди переднего края бурового раствора на поверхности (что обычно является более надежным, чем оценка времени выноса бурового шлама к устью скважины). В то время как происходит бурение от начала интервала измерения до конца интервала измерения, осуществляют оптимизацию параметров бурения для достижения наиболее высокой механической скорости проходки для самой низкой скорости нагнетания или откачки. Это позволяет создать наиболее высокую концентрацию обломков выбуренной породы и газа в объеме кольцевого пространства, который образуется во время бурения.
Прекращают бурение и осуществляют замер глубины скважины выше забоя, как только маркер достигнет поверхности. Время выноса бурового шлама к устью скважины применяется только как ориентир для того момента, когда обломки выбуренной породы и газа по всей вероятности должны появиться на поверхности, в особенности в том случае, если отсутствует крепление обсадными трубами на глубине. Как было описано выше, фактическое появление газа или обломков выбуренной породы должно приниматься во внимание вместо всех других индикационных признаков.
На этот момент кольцевое пространство содержит обломки выбуренной породы и сопутствующий газ в интервале измерения, распределенные вдоль ствола скважины от общей глубины скважины до поверхности, представляя собой объем кольцевого пространства, промаркированный на своем переднем крае.
При этом следует поддерживать циркуляцию бурового раствора для предотвращения осаждения обломков выбуренной породы. В том случае, если какие-либо обломки выбуренной породы перемещаются ниже буровой головки (которая подвешена выше забоя), то их подъем становится затруднительным.
Как только передний край объема кольцевого пространства приближается к противовыбросовому превентору, то без задержки должен быть осуществлен нижеследующий этап отведения, в противном случае произойдет перекачка бурового раствора через противовыбросовый превентор и патрубок с воронкой по направлению к поверхности. В этом случае может произойти потеря увлеченных обломков выбуренной породы, которые попадают в приемный амбар для отходов бурового раствора, а также может произойти утечка газа в атмосферу.
Этап 10
Осуществляют отведение объема кольцевого пространства в дегазационную систему для хранения. Для отведения всего объема бурового раствора в кольцевом пространстве в основной дегазационный резервуар, две нижеследующие операции должны происходить одновременно (или почти одновременно).
1. Открытие всех клапанов, расположенных перед основным дегазационным резервуаром и за дегазационным резервуаром для предотвращения образования пика давления в кольцевом пространстве при закрытии противовыбросового превентора. В этом случае должен быть обеспечен непрерывный путь проникновения потока в атмосферу из выпускного отверстия штуцерной линии через дегазационную систему для хранения к яме для сжигания нефтяного газа или приемному амбару для отходов бурового раствора. Должно быть понятно, что при последующем поступлении содержимого, находящегося в кольцевом пространстве, в дегазационную систему для хранения, ни на какой стадии не происходит прямого контактирования с атмосферой. Это становится возможным по той причине, что начальная вода в резервуаре образует физический барьер. И при этом не происходит никакой утечки газа.
2. Закрытие противовыбросового превентора для герметизации кольцевого пространства. Это приводит к отведению бурового раствора, обломков выбуренной породы и увлеченного газа через штуцерную линию и штуцерный манифольд в основной дегазационный резервуар.
Сразу после этих двух операций или одновременно с ними осуществляют циркуляцию высоковязкого скопления краски к забою ствола скважины (с маркировкой заднего края объема кольцевого пространства) для того, чтобы способствовать подниманию последних обломков выбуренной породы. Цветной маркер не требуется, так как визуальный мониторинг трудноосуществим вдоль закрытого пути проникновения потока, ведущего к основному дегазационному резервуару. Само собой разумеется, что вместо применения видимого маркера для определения поступления заднего края объема кольцевого пространства на поверхность, может быть применено определение времени выноса бурового шлама к устью скважины (и тем самым числа ходов поршня бурового насоса с задержкой). С учетом этого, продолжают осуществлять откачку системы циркуляции бурового раствора для одного такого времени выноса бурового шлама к устью скважины.
Задний край объема кольцевого пространства в данный момент должен быть у противовыбросового превентора, и весь объем кольцевого пространства отводится в основной дегазационный резервуар (время задержки и объем бурового раствора /обломков выбуренной породы/газа между противовыбросовым превентором и резервуаром является несущественным). Давление на забое может поддерживаться постоянным во время циркуляции обломков выбуренной породы и газа к поверхности путем поддержания постоянным давления циркуляции (давления в стояке).
На этом этапе давление в стояке и выпускное отверстие вспомогательных газоизмерительных резервуаров должно непрерывно подвергаться мониторингу в течение всего времени для обнаружения выброса и закупоривания наземной линии. Через какое-то время, когда штуцерная линия или штуцерный манифольд становятся закупоренными (судя по показаниям давления в стояке), осуществляют отведение бурового раствора в выкидную линию и попытку устранения закупоривания. Проверяют давление и в случае необходимости осуществляют стандартную процедуру управления скважиной. В том случае, если происходит выброс газа, на что указывают либо a) падение давления в стояке, либо b) возросший поток вытесненной воды у выпускного отверстия последнего вспомогательного газоизмерительного резервуара, то прекращают опробование и приступают к выполнению стандартной процедуры управления скважиной (например, при помощи метода бурильщика, т.е. метода управления скважиной при угрозе выброса).
В тот момент, когда задний край объема кольцевого пространства находится у противовыбросового превентора и весь объем кольцевого пространства отведен в основной дегазационный резервуар, отключают буровые насосы и перекрывают штуцерную линию и впускное отверстие основного дегазационного резервуара. Все клапаны, находящиеся за впускным отверстием основного дегазационного резервуара, должны оставаться открытыми, позволяя тем самым осуществить расширение газа и выпуск начальной воды, содержащейся в резервуаре, во время происходящего на данный момент процесса дегазации. Если это не будет сделано, то произойдет возрастание давления во всех резервуарах, замедляя тем самым выделение газа из обломков выбуренной породы и с возможным превышением номинального значения разрыва разгрузочных клапанов.
Удостоверяются в том, что статическое давление в скважине при закрытом устье равняется нулю, осуществляют проверку потока, пропускаемого через штуцерную линию перед открытием противовыбросового превентора, и осуществляют открытие противовыбросового превентора, изменяют направление потока бурового раствора, направляя его обратно по обычному пути его прохождения через противовыбросовый превентор и патрубок с воронкой по выкидной линии к резервуарам для хранения бурового раствора.
В результате весь буровой раствор (включая обломки выбуренной породы и сопутствующий газ) в объеме кольцевого пространства, образующийся во время бурения в интервале измерения, попадает в основной дегазационный резервуар, чтобы можно было возобновить нормальное бурение.
Этап 11
3
Оставляют дегазационный резервуар (включая основной дегазационный резервуар и вспомогательные газоизмерительные резервуары) в том положении, в котором происходит выделение газа. При закрытом на данный момент впускном отверстии основного дегазационного резервуара трубопровод, ведущий к штуцерному манифольду, может быть отсоединен. Однако, так как резервуары, будучи заполненными, являются слишком тяжелыми для транспортировки, они должны оставаться на месте. В действительности, во вспомогательных газоизмерительных резервуарах может скопиться не менее 2000+ стандартных кубических футов (56,60 м) газа в расчете на короткую тонну (1 короткая тонна = 907,2 кг) обломков выбуренной породы (в случае угля) в основном дегазационном резервуаре, и может произойти осаждение не менее одной короткой тонны обломков выбуренной породы.
Осуществляют регистрацию возрастающего объема газа во вспомогательных газоизмерительных резервуарах в течение строго соблюдаемых интервалов времени с использованием смотровых трубок на каждом резервуаре. Время, необходимое для полной дегазации, изменяется в зависимости от свойств исследуемой породы. Согласно оценке это может составить от нескольких дней до нескольких недель.
Этап 12
3
Осуществляют опорожнение всех резервуаров, но при этом оставляют обломки выбуренной породы в основном дегазационном резервуаре. Сбор, сушка и взвешивание обломков выбуренной породы, скопившихся на дне основного дегазационного резервуара, позволяют осуществить расчет Общего объема газа на вес породы, связанной с этим газом, и выраженного в таких единицах, как стандартные кубические футы на тонну “сухого веса” (1 стандартный кубический фут = 0,028 м).
Осуществляют контролируемый выпуск газа из всех резервуаров в атмосферу, слив всего бурового раствора из основного дегазационного резервуара через спускные отверстия для всасывания жидкости, слив всей начальной воды из вспомогательных газоизмерительных резервуаров, а также осуществляют удаление всех обломков выбуренной породы из основного дегазационного резервуара, помещая при этом обломки выбуренной породы в соответствующий контейнер (например, “мини-контейнер”) для промывки водой с целью удаления всех посторонних веществ (в частности, барита, обладающего высокой плотностью и связанного с буровым раствором). В этом отношении, если в качестве бурового раствора был применен предпочтительный вариант в виде свежего бурового раствора, представляющего собой буровой раствор с газом, не содержащий твердой фазы, потребуется только минимальное промывание обломков выбуренной породы.
После опорожнения резервуары могут быть перемещены на следующее местоположение скважины для повторного применения.
Этап 13
Перед высушиванием осуществляют отбор образцов обломков выбуренной породы для анализа остаточного газа. Отбирают из образцов обломков выбуренной породы небольшую навеску для анализа и отсылают в лабораторию, занимающуюся десорбцией керна, для проведения анализа на предмет обнаружения остаточного газа. Этот анализ позволяет осуществить количественное определение небольшого количества остаточного газа, который не был выделен до этого (стандартная процедура для обычной десорбции керна). Для сохранения образца во время транспортировки должен применяться лед.
Этап 14
Перед высушиванием осуществляют отбор образцов обломков выбуренной породы для проведения других анализов. В отношении дегазированных обломков выбуренной породы может быть проведен ряд важных анализов, таких как адсорбционный анализ, приближенный анализ, анализ с целью определения Общего содержания органического углерода, анализ с помощью анализатора RockEval, анализ с целью определения пористости, проницаемости, плотности, сканирующая электронная микроскопия, рентгенография, а также мацернальный анализ и т.п., для отбора небольших навесок для анализа как это требуется.
Этап 15
Осуществляют регистрацию суммарного сухого веса обломков выбуренной породы. После отбора небольших навесок для анализа, производят тщательное высушивание обломков выбуренной породы и затем перемещают эти обломки выбуренной породы в соответствующий контейнер для взвешивания.
Этап 16 - Последний этап
3
Осуществляют расчет Общего объема газа in-situ для интервала измерения. Расчет Общего объема газа in-situ может быть осуществлен путем деления объема газа, измеренного с помощью способа согласно настоящему изобретению (для объема кольцевого пространства) на сухой вес обломков выбуренной породы в объеме кольцевого пространства. Общий объем газа in-situ затем может быть выражен в таких единицах, как стандартные кубические футы на тонну “сухого веса” (1 стандартный кубический фут = 0,028 м). Могут быть применены поправки, как это требуется (например, добавление остаточного газа в выбуренных обломках породы к объему газа, измеренного в резервуарах), а также нормирование, как это требуется (например, преобразование в “сухую беззольную массу” в случае угля).
Следует отметить также, что в отношении веса обломков выбуренной породы может быть осуществлена “проверка в реальных условиях” при помощи стандартных измерений путем электрического каротажа с применением каверномера для расчета объема скважины, образуемого в интервале измерения. Вес обломков выбуренной породы может быть определен при помощи плотности обломков выбуренной породы, собранных из основного дегазационного резервуара.
Кроме того, должно быть понятно, что в зависимости от точности может возникнуть необходимость применения ряда поправок, как положительных, так и отрицательных, применительно к объему газа, физически измеренного во вспомогательных газоизмерительных резервуарах.
3
3
<mrow><mn>7</mn><mfrac bevelled="true"><mn>5</mn><mn>8</mn></mfrac></mrow>
<mrow><mn>6</mn><mfrac bevelled="true"><mn>3</mn><mn>4</mn></mfrac></mrow>
<mrow><mn>3</mn><mfrac bevelled="true"><mn>1</mn><mn>2</mn></mfrac></mrow>
<mrow><mn>3</mn><mfrac bevelled="true"><mn>3</mn><mn>4</mn></mfrac></mrow>
Исходя из предпочтительных и оптимальных технических требований, предъявляемых к резервуарам, применяемым в дегазационной системе хранения, основной дегазационный резервуар должен быть достаточно большим на случай вариантов развития событий на стороне нагнетания для предполагаемых объемов кольцевого пространства. Это является функцией a) диаметра скважины/обсадной трубы и b) глубины к интервалу измерения. Например, для месторождения бассейна Купера (Cooper Basin) предполагается, что объем кольцевого пространства на стороне нагнетания должен быть установлен на уровне 350 баррелей (55,3 м), исходя из теоретической величины объема кольцевого пространства на стороне нагнетания, который составляет 324 барреля (54,036 м). Эта теоретическая величина равняется общему объему кольцевого пространства, связанного с самой глубокой, по всей вероятности, нетрадиционной вертикальной газовой скважины на месторождении бассейна Купер со стандартным диаметром ствола, имеющей
”-дюймовую (19,3675 см) кондукторную обсадную колонну приблизительно до 3000 футов (914,40 м), и
”-дюймовую (17,145 см) часть ствола скважины, незакрепленную обсадными трубами, до 10000 футов (3048 м). В промежутке от 3000 футов до 10000 футов (от 914,40 до 3048 м) объем кольцевого пространства образован при помощи
”-дюймовой (8,89 см) бурильной трубы и
”-дюймовой (12,065 см) утяжеленными бурильными трубами в части ствола скважины, не закрепленной обсадными трубами.
3
В случае таких стволов скважин имеет место постоянное отступление от предписанного размера приблизительно на 10%, и вследствие этого объем кольцевого пространства на стороне нагнетания становится равным 350 баррелям (55,3 м). Тем не менее, ствол скважины со значительным отступлением от предписанного размера не обязательно является ограничивающим фактором для данного способа, и должно быть понятно, что не существует требования для полного (полностью точного) объема кольцевого пространства, из которого осуществляют отбор образцов. В действительности, в том случае, когда основной дегазационный резервуар почти полностью заполняется тем, что содержится в кольцевом пространстве, должно быть понятно, что процесс отведения может быть закончен путем закрытия противовыбросового превентора.
Кроме того, теоретический максимальный объем обломков выбуренной породы, собранных в кольцевом пространстве во время бурения в интервале измерения и затем отведенных в основной дегазационный резервуар в пределах объема кольцевого пространства, является функцией a) диаметра ствола скважины, b) механической скорости проходки и c) времени задержки циркуляции бурового раствора от забоя скважины до поверхности.
<mrow><mn>6</mn><mfrac bevelled="true"><mn>3</mn><mn>4</mn></mfrac></mrow>
Исходя из времени выноса бурового шлама к устью скважины, составляющего приблизительно 40 минут на глубине 10000 футов (3048 м), и высокой механической скорости проходки, составляющей 0,5 минуты на фут (1 фут = 0,3048 м)(вариант развития событий для глубоко залегающих угольных пластов), осуществляют бурение
”-дюймовой (17,145 см) скважины глубиной 80 футов (24,384 м). Это приводит к образованию приблизительно 0,6 кубических метра обломков выбуренной породы в случае скважины нормального [номинального] диаметра. Если скважина имеет каверны, то может быть получено значительно большее количество обломков выбуренной породы, но это не создает проблем, так как на поверхности происходит улавливание и измерение всего того, что было получено при бурении.
3
3
Маловероятно, что дополнительные (образовавшиеся в результате обрушения) обломки выбуренной породы приведут к переливу бурового раствора, содержащегося в основном дегазационном резервуаре, в примыкающий вспомогательный газоизмерительный резервуар. Это маловероятно по той причине, что объемная пропорция обломков выбуренной породы в основном дегазационном резервуаре первоначально является более или менее незначительной (4 барреля в 400 баррелях (0,632 в 63,2 м) или 1%), и в этом резервуаре имеется по меньшей мере 46 баррелей (7,268 м) объема невытесненной воды в резервуаре, способного вместить значительно большее количество. Обрушения, при условии, что они имеют место только в интервалах измерения, являются фактически положительным исходом. Получающаяся в результате более высокая концентрация обломков выбуренной породы и газа в кольцевом пространстве приводит к более надежному измерению Общего объема газа в дегазационной системе хранения.
3
Если происходит вытеснение объема кольцевого пространства на стороне нагнетания в основной дегазационный резервуар, предварительно заполненный водой и имеющий объем 400 баррелей (63,2 м)(резервуар высотой 18 футов (5,4864 м) и шириной 12 футов (3,6576 м)), то соответствующие компоненты различных разделенных текучих сред и твердых веществ, располагающихся по высоте, являются нижеследующими.
Газ в свободном пространстве над продуктом в резервуаре = пренебрежимо малая величина (газ непрерывно вытесняется в пространство, оставляемое над продуктом во вспомогательных газоизмерительных резервуарах).
3
Скопившаяся вода = 1,8 фута (0,5486 м)(46 баррелей)(7,268 м).
3
Буровой раствор = 16 футов (4,876 м) (350 баррелей)(55,3 м)
3
Обломки выбуренной породы = 0,2 фута (0,06 м)(4 барреля)(0,632 м).
Объем обломков выбуренной породы (0,6 кубического метра) равняется приблизительно 0,9 короткой тонны (816,48 кг) породы исходя из объемной плотности обычного угля, составляющей приблизительно 1,3 грамма на кубический сантиметр (или метрических тонн на кубический метр).
3
3
Вспомогательный газоизмерительный резервуар должен иметь общую емкость, позволяющую вмещать теоретически максимально возможный объем газа, выделяющегося в основном дегазационном резервуаре. Для оценки объема газа на стороне нагнетания в первую очередь должно быть найдено доказательство наличия содержания газа на стороне нагнетания. Это обеспечивается путем исследования на аномальную десорбцию, осуществляемую на глубоко залегающем угольном пласте месторождения бассейна Купер (Cooper Basin), в котором согласно осуществленной оценке содержание Общего объема газа in situ составило порядка 2000 стандартных кубических футов/тонна (56,60 м/тонна)(“сухая беззольная масса”) - хотя и с высокой степенью неопределенности. При условии, что основной дегазационный резервуар может содержать 0,9 короткой тонны (816,48 кг) обломков угля (или более), это представляет собой объем газа на стороне нагнетания порядка 1900 стандартных кубических метров (53,8 м)(приблизительно 340 баррелей).
3
Практический предел размера любого из резервуаров составляет 400 баррелей (63,2 м). С учетом больших объемов газа, образуемых за счет обрушения породы (практически преобладающего в угольных пластах), два резервуара этого размера следует соединить последовательно. Это позволяет создать добавочную большую емкость, обеспечивая тем самым, что даже в случае обрушающейся скважины объем газа, больший, чем предполагаемый объем газа, ни в коем случае не будет замещать всю начальную воду из резервуаров.
Специалисту в данной области будет понятно, что возможны другие варианты и модификации кроме тех, которые были описаны. Должно быть понятно, что настоящее изобретение включает в себя все такие варианты и модификации. К тому же настоящее изобретение включает все этапы, признаки, составы и соединения, на которые делается ссылка или которые указаны в этом описании, по отдельности или вместе, а также включает все комбинации каких-либо двух или более этапов или отличительных признаков.