Водорастворенные газы предкавказья и проблемы их использования в народном хозяйстве

Б. П. Акулинчев, А. С.Панченко, М. Ф. Пугачева

«Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения». Ленинград, 1990 г. С. 138-144.

По степени изученности водорастворенных газов в осадочном чехле Предкавказье занимает особое место в стране. Начиная с 1954г. здесь проводятся систематические отборы глубинных проб воды в по­исковых и разведочных скважинах, пробуренных на нефть и газ. Однако степень гидрогеологической изученности как по площади, так по разрезу осадочного чехла Предкавказья, весьма неравномерна.

Независимо от глубин кумского горизонта в нем повсеместно распространены воды гидрокарбонатно-натриевого типа невысокой от 5 до 15 г/дм3) минерализации. Фильтрационные свойства коллекторов и степень их водообильности неравномерны, дебиты самоизливов изменяются от 1,5 до 100-400 м3/сут. Водорастворенные углеводородные газы в кумском горизонте изучены только в пределах южного борта прогиба, в их составе преобладают метан (79-91 %) и тяжелые углеводороды (2,6-9,5 %), двуокиси углерода содержится 3-6 %, а азота 1-4 %. Сведений о газовых факторах вод мало, в зависимости от глубин они составляют 3-5 м33, коэффициент газонасыщения близок к единице (0,86-1,0). Не исключено, что на больших глубинах (более 4000-5000 м) здесь могут быть встречены газоводяные смеси с высокими газовыми факторами.

Предельно газонасыцены хадумские отложения Центрального Предвкавказья. Однако из-за небольших глубин залегания газовые факторы пластовых вод невелики (0,9-1,2 м33). Самоизливы скважин редки, а их дебиты незначительны.

В некоторых районах пластовые воды майкопских отложений также предельно насыщены углеводородными газами. Например, на Южно-Георгиевской площади наблюдались самоизливы вод с дебитами от 20 до 400-600 м3/сут при газовых факторах до 1,6-2 м33. Еще большие (1600-1700 м3/сут) дебиты самоизливов зафиксированы в скважинах Георгиевской площади. При этом газовые факторы вод достигали 6-7 м33.

Таким образом, исходя из данных гидрогеологической изученности Предкавказья, наибольший интерес для практических целей представляют водорастворенные газы кумской свиты Западно-Кубанского прогиба, майкопских отложений Чернолесской впадины и  верхнемеловых отложений Тамани. Однако предпочтение должно быть отдано Тамани, т.к. здесь наиболее высокие газовые факторы и наибольшиедебиты термальных вод. Очень важно, что пробуренные здесь ранее скважины ликвидированы с сохранением обсадных колонн, что делает возможным их восстановление для проведения опытно-экспериментальных работ.

При испытании скважин, вскрывающих верхнемеловые отложенияТамани, на площадях Кучугуры и Фанталовская получены мощные самоизливы газоводяных смесей с аномально высокими газовыми фактора­ми. Воды характеризуются низкой минерализацией (7-8 г/дм3), бесссульфатностью, высоким содержанием карбонатов и гидрокарбонатов натрия. Газовые факторы верхнемеловых вод Тамани изменяются от 9 до 67 м33, что указывает на возможность получения в каждом из испытанных интервалов от 8 до 23 тыс. м3 газа в сутки при од­новременном получении высокотермальных (120-130°С) содовых вод с дебитом от 400 до 2000 м3/сут. В составе растворенных газов пре­обладают метан (64-89%) и двуокись углерода (31-9%).

С учетом отечественного и зарубежного опыта [2, 4] в СевКавНИИгазе определены прогнозные технико-экономические показа­тели опытно-промышленной добычи растворенного газа в условиях Тамани (табл.1). При этом принята следующая принципиальная тех­нологическая схема. На участке восстанавливаются две пробуренные ранее скважины глубиной 4000 м, ликвидированные с оставлением колонн. Одна из скважин оборудуется как эксплуатационная, вто­рая служит для закачки отработанных вод. Газоводяная смесь с устья скважины подается в сепаратор для разделения фаз. Выделив­шийся из воды газ по трубопроводу подается местным потребителям на расстоянии около 1 км. По данным [5] в термобарических усло­виях верхнемеловых отложений в пластовых водах может быть рас­творено не более 7-7,5 м33 метана. Кроме того, в водах может содержаться до 18-26 м33 диспергированного газа. Поэтому расчеты выполнялись как для случая только растворенного газа, так и для случая предельной газоемкости вод (33 м33).

В расчетах, приведенных в таблице, наряду с газом предусмотрено использование подземного тепла для отопления и теплично-парникового хозяйства. Отработанная вода по трубопроводу подается в нагнетательную скважину или сбрасывается в поверхностные водоемы. Для сравнения затрат на использование комплексной продукции с вариантом использования только газа тепловая энергия вод переводилась в эквивалентное количество свободного газа. Расчеты показывают, что использование глубинного тепла вод равносильно увеличению дебита газа в 1,5-2,5 раза при растворенном газе и на 15-30% при диспергированном. Примерно в этих же пределах ниже и приведенные затраты на единицу продукции. Из таблицы видно, что организация добычи только растворенных газов в этих условиях вряд ли будет рентабельной, т.к. приведенные затраты  значительно выше предельных замыкающих затрат на добычу свободных газов. Комплексное использование диспергированных газов и тепла может быть рентабельным при суточных дебитах газа более 17 тыс. м3 при сбросе отработанных вод и более 27 тыс. м3 при возврате вод в пласт. Аналогичные расчеты, выполненные для случаев использования новых скважин, специально пробуренных для добычи газоводяных смесей, показывают, что приведенные затраты будут в 4-5 раз больше. Кроме того, рассмотрены варианты, когда дегазированная термальная вода при дебитах 1200-I500 м3/сут с температурой 120-130°С в начале подается на ГеоТЭС, а затем  при охлаждении до 105-110°С поступает в теплично-парниковое хозяйство. В этом случае приведенные затраты на 1000 м3 комплексной продукции значительно выше, чем при использовании только газа (на 20-30%) или газа и  геотеп­ла (на 60-70%). Это подтверждает выводы [4] о целесообразности использования термальных вод для получения электроэнергии при те­мпературах выше 150°С.

Из табл. 1 видно, что приведенные затраты при вариантах без закачки использованных вод в пласт почти в два раза ниже. Дей­ствительно, использование активированного угля [1] позволяет зна­чительно снизить затраты на очистку отработанных геотермальных вод и производить их сброс в поверхностные водоёмы, но при этом возникают другие проблемы. Во-первых, в этом случае не исключена возможность проседания поверхности Земли. Во-вторых, очень низок будет коэффициент извлечения запасов. Несмотря на высокую аномальность пластовых давлений, достигающую на Тамани 1,7-1,9 при устьевых давлениях до 30-35 МПа, при фонтанной добыче без поддер­жания пластового давления удается извлечь из недр не более 4,5-5% воды. Правда, за счет уменьшения газоемкости вод при падении плас­тового давления вплоть до гидростатического может наблюдаться ростгазового фактора до 300-310 м33 и процент извлечения газа можетбыть значительно выше (до 30-34%), что соответствует 22-26% комплексной продукции. Мы не располагаем данными об эффективности поддержания пластового давления в бассейнах термальных вод замкнутого типа, но если при этом коэффициент извлечения запасов  удается повысить до 50-60%, то вариант с закачкой отработанных  вод в пласт становится предпочтительнее не только с экологической и экономической точки зрения.

Таблица 1

Прогнозные технико-экономические показатели комплексного использования водорастворенных и диспергированных газов и термальных вод на Тамани.

Дебит воды, м3 сут Дебит газа, тыс.м3 сут Головая добыча воды,  тыс. м3 Суммарная добыча воды за 25 лет, млн. м3 Температура воды ?С Выход  геотепла за 25 лет, КДж Выход комплексной продукции, пересчитанной на газ, млн. м3 Суммарные капитальные затраты, тыс. руб. Удельные капитальные затраты, руб/1000м3 продукции Суммарные эксплуатационные расходы, тыс.руб Себестоимость продукции, руб/1000м3 Приведенные затраты, руб/1000м3 продукции
в год за 25 лет без закачки воды в пласт с закачкой воды в пласт без закачки воды в пласт с закачкой воды в пласт без закачки воды в пласт с закачкой воды в пласт без закачки воды в пласт с закачкой воды в пласт без закачки воды в пласт с закачкой воды в пласт
200 1,4 7 60 1,5 80 278 0,7 2,3 18 58 366 774 523 159 1106 337 1334 2407 74 23 134 42 152 47 300 93
500 3,5 17 150 3,8 90 850 2,1 6,0 53 150 366 774 174 61 369 129 1575 2671 30 11 50 18 54 20 105 37
800 5,6 27 240 6,0 100 1610 3,6 9,9 90 247 366 774 102 37 215 78 1828 2972 20 7 33 12 35 13 65 24
1200 8,4 40 360 9,0 120 3169 6,2 15,7 155 392 392 949 63 25 153 60 2191 4097 14 6 26 10 23 10 49 19
1500 10,5 50 450 11,3 120 3961 7,8 19,6 195 490 392 949 50 20 122 48 2228 4195 11 5 22 9 19 8 40 16
1500 10,5 50 450 11,3 130 4431 8,3 20,1 208 503 392 949 47 19 114 47 2228 4195 11 4 20 8 18 7 37 15

Примечание:

в числителе - показатели для растворенных газов при максимально возможном газовом ректоре 7 м33,

в знаменателе - показатели для растворенных и диспергированных газов при максимальной газоемкости 33 м33.

Таким образом, на основании вышеприведенных данных можно прийти к следующим выводам:

1. Пластовые воды основных нефтегазоводоносных комплексов Предкавказья, как правило, недонасыщены углеводородными  газами. Предельно насыщенные воды отмечаются, в основном, вокруг залежей углеводородов.

2. Однако в верхнемеловых отложениях Тамани, в кумской свите эоцена Западно-Кубанского прогиба и в майкопских отложениях Чернолесской впадины могут быть выделены зоны, пластовые воды которых содержат растворенный и диспергированный газ в количествах, представляющих практический интерес для добычи.

3. В настоящее время экономически целесообразна организация добычи растворенных и диспергированных газов совместно с термальными водами при суточных дебитах комплексной продукции в пересчете на газ порядка 20 тыс. м3 на участках, где возможно восстановление или переоборудование скважин, пробуренных при поисках нефти и газа.

4. Для решения вопросов оценки запасов газоводяных смесей, отработки технологии их добычи и использования, извлечения из вод растворенных компонентов и возможностей утилизации отработанных вод целесообразно восстановить на Тамани две ликвидированные поисково-разведочные скважины и на их базе создать опытно-экспериментальный участок.

Авторы: 

Тематические разделы: