Современное состояние промышленного освоения газонасыщенных вод за рубежом

Е. М. Каплан

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

За рубежом возможность использования газонасыщенных подземных вод как источников метана рассматривается уже давно. В ряде регионов добыча метана из подземных вод уже ведется, в некоторых странах этот вопрос подробно изучается. Зарубежный опыт представляет для нас большой интерес как с точки зрения технологии, так и с точки зрения рентабельности добычи водорастворенного газа.

Месторождения водорастворенного метана малых глубин успешно разрабатываются уже в наши дни - в Японии, Италии, Непале. Характеристика этих месторождений приводится в таблице [8, 2, 10]. Продуктивные горизонты приурочены к хорошо проницаемым кайнозойским отложениям, выдержанным по простиранию, мощностью несколько сотметров, глубина залегания, как правило, - не более 1 км, минерализация подземных вод не превышает 30 г/л. Газовые факторы – 1-2 м33 при предельном газонасыщении. Состав газа почти чисто метановый. Дебиты воды составляют около 500 до первых тысяч м3/сут.

В Японии добыча метана из подземных вод ведется с 20-х годов и в середине 60-х достигла 30% общего потребления газа в стране. В Италии она продолжалась с 1939 по 1965 г.

Скважины бурятся ударно-канатным и роторным способами, обсаживаются поливинил-хлоридными трубами, длина фильтров - 200-1000 м. Скважины вначале работают на самоизлив, затем отбор воды производится с помощью газлифта или погруженных электронасосов.

Отработанную воду долгое, время сбрасывали в море и в поверх­ностные водоемы. Это привело к опусканию земной поверхности в га­зодобывающих районах. Так, в дельте реки По (Италия) максимальное оседание составило 2,5 м. Отбор воды был прекращен. В настоящее время на месторождениях водорастворенного газа в Японии вся отработанная вода закачивается обратно в пласт. В Италии предполагается возобновить добычу газонасыщенных подземных вод также с обязательной закачкой отработанных вод в пласт.

Газ, добываемый из подземных вод малых глубин, используется как домашнее топливо, а также как сырье для химической промышленности. В Японии на месторождении Ю.Канто из воды, кроме того, извлекается йод (около 80% производства йода в стране). Цены на газ следующие (за 1000 м3): в Японии - 100-140долл. и 50долл. для химической промышленности; в Италии - 100долл.; в Непале - 75долл.

Добыча водорастворенного газа больших глубин в промышленном масштабе пока нигде в мире не ведется. Подробное исследование этого вопроса проводилось в США применительно к зонам АВПД, или "геопрессированным зонам" побережья Мексиканского залива. Здесь, начиная с 1976 г., департаментом энергетики испытано 13 скважин: из них 5 были пробурены специально, 8 представляли собой старые непродуктивные скважины на нефть и газ.

Опробованные «геопрессированные зоны» (табл.1) расположе­ны глубине более 3 км и сложены песчано-глинистыми кайнозойски осадками. Коэффициент аномальности пластового давления колеблется от 1,7 до 2,0. Дебиты скважин - 1300-3200 м3/сут. Газосодержание подземных вод в основном составляет 3,5-5,2 м3/сут, однако в некоторых скважинах за счет присутствия диспергированного газа увеличивается до 17,5 м33 и до 20-100 м33 в испытывавшихся ранее скважинах Эдна Делкамбре и Плезант Байу, но это, вероятно, исключение. Состав газов метановый, минерализация воды - от 5 до 130 г/л, температура 116-150°С. Объем резервуаров не более 4,2 км3. На основании результатов испытаний скважин американскими исследователями был проведен анализ рентабельности и даны рекомендации (технологии разработки водорастворенных газов из зон АВПД.

Остановимся кратко на особенностях конструкций скважин, режимах добычи подземных вод, путях их использования и способах захоронения отработанной воды.

Конструкция добывающих скважин аналогична конструкциям скважин на нефть и газ, но должна иметь ряд отличий. Это, во-первых, применение труб большого диаметра для обеспечения максимальных. Во-вторых, - необходимость специальных устройств для недопущения засорения скважин песком, что возможно при эксплуатации песчаных горизонтов с большими дебитами. С этой проблемой уже столкнулись - скважина Сьюзи 1 в Луизиане после двух лет работы с дебитом 1350 м3/сут была ликвидирована из-за осаждения песка [9].

Таблица 1

Характеристика месторождений газонасыщенных подземных вод малых глубин за рубежом

Бурение скважины на геопрессированную зону из-за увеличения диаметра стоит примерно на 25% дороже, чем обычной скважины на нефть и газ такой же глубины [11]. Снизить затраты на бурение можно используя старые непродуктивные скважины, но в этом случае требования к конструкции не будут выполнены.

Безусловно, наилучшими методами извлечения газов из подземных вод были бы те, которые позволили бы получать углеводороды без подъема воды на поверхность. Это, например, превращение воды в пар in situ или создание искусственных залежей при помощи глубинных взрывов, вибрации, ведущих к нарушению фазового равновесия т.п. Однако, осуществление этих методов хотя технически и возможно, но требует дополнительных опытно-методических работ, и мало вероятно в ближайшее время по экономическим соображениям [l]. Поэтому в настоящее время необходима добыча подземных вод на поверхность. Рентабельны только самоизливающиеся скважины. Однако при фонтанном режиме эксплуатации неизбежно падение давления в резервуаре. Скорость снижения давления оценивается в 4,3-4,5 МПа в год [5]. Энергии резервуара хватит в таком случае для извлечения не более 4% геологических запасов газа за 20 лет разработки, причем увеличение количества скважин не решает проблемы. Необходимо поддержание пластового давления в резервуаре.

Оценки рентабельности производства метана из геопрессированных зон показали, что использование только газа при существующих ценах на газ невыгодно. Кроме метана предлагается использование тепловой и механической энергии воды, для выработки электроэнергии или теплоснабжения.

По своим температурным характеристикам подземные воды зон АВПД пригодны для выработки электроэнергии. Однако здесь существует ряд технических проблем, связанных с низкой эффективностью преобразования тепла на существующих геотермальных установках и недостатками конструкций гидравлических турбин. Кроме того дебиты этих подземных вод не всегда достаточны. По различным оценкам количество электроэнергии, которое может дать одна скважина, пробуренная на геопрессированный резервуар составляет от 1-3 до 4-10 МВт [8, 9]. Это сопоставимо с мощностями действующих ГеоТЭС.

Кроме выработки электроэнергии тепловой потенциал подземных вод из геопрессированных горизонтов предлагается использовать непосредственно на нужды промышленности, сельского и коммунального хозяйства. При существующем уровне развития техники это болееосуществимо. В этом случае значительно снижаются требования к исходной температуре воды и возрастает эффективность использования теплового потенциала - существующие каскадные системы позволяют "снимать" тепло термальных вод полностью. На побережье Мексиканского залива, например, крупнейшими потенциальными потребителями тепла являются предприятия по переработке сахарного тростника и производству бумаги [8].

Кроме вышеперечисленных отраслей газонасыщенные подземные воды могут использоваться в качестве гидроминерального сырья однако, этот вопрос остался за пределами внимания американских исследований и поэтому в настоящем докладе, носящем обзорный характер, мы также не будем на нем останавливаться.

Завершающим этапом использования высокогазонасыщенных подземных вод является утилизация отработанной воды. Возможности поверхностного сброса резко ограничены опасностью загрязнения окружающей среды, так как сбрасываемые воды будут иметь повышенную минерализацию, высокую концентрацию токсичных веществ - бора, фенолов, например. Поэтому в большинстве случаев будет необходима подземная закачка рассолов.

Возможно захоронение отработанных вод в водоносные горизонты неглубокого залегания. В этом случае принимающий пласт должен быть хорошо изолированным и обладать хорошей приемистостью для размещения больших объемов воды. Подсчитано [3], что затраты энергии на закачку 100 м3 воды составят 26 м3 природного газа. Расчетная цена на газ при неглубокой закачке – 360 долл. за 1000 м3 [4].

Другим вариантом является обратная закачка воды в производящий пласт. Это потребует значительных финансовых затрат - бурение глубокой нагнетательной скважины обходится в 6-7 раз дороже, чем мелкой. Однако существует ряд преимуществ, связан с тем, что в этом случае создается режим поддержания пластового давления в резервуаре. Это позволит увеличить дебиты скважин, увеличить срок функционирования резервуара почти в 2 раза, повысить коэффициент извлечения ресурсов метана в 10-16 раз [7]. Кроме того, уменьшится уплотнение пород и возможное оседание земной поверхности. Для условий Галф Коста это особенно важно, так как глины, содержащие водоносные зоны с АВПД, здесь сильно недоуплотнены. Ожидаемое понижение земной поверхности из-за больших количеств воды достигает здесь 30 см [5]. Кливлендом [3] была произведена оценка экологического и экономического ущерба, который будет этим нанесен, и он пришел к выводу, что размеры его превысят прибыль от продажи газа. Обратная закачка позволит этого избежать. Как показали расчеты, на закачку воды в резервуар потребуется около 3-6 МВт электроэнергии [7]. Это довольно много, но около половины энергетических потребностей для нагнетания может быть покрыто за счет гидравлического и теплового потенциала добываемых подземных вод, при усовершенствовании же конструкций гидравлических турбин – 60%. Расчетная цена на газ при глубокой закачке составляет 180 долл. за 1000 м3, что в 2 раза меньше, чем в случае захоронения в мелкие горизонты.

Возможным вариантом является комбинация мелких и глубоких закачивающих скважин.

Таким образом, зарубежный опыт освоения и изучения высокогазонасыщенных подземных вод позволяет сделать ряд выводов. До­быча метана из подземных вод малых глубин технически осуществима и экономически выгодна уже в настоящее время. Главными условиями являются наличие устойчивых дебитов даже при невысоких зна­ниях газового фактора подземных вод и наличие потребителя газа самом газодобывающем регионе.

Добыча метана из зон АВПД возможна только в случае комплексного освоения подземных вод и даже тогда производство газа будет, вероятно, находиться на пределе рентабельности. Кроме то, здесь существует ряд технических проблем.

Для обоих типов месторождений необходимы схемы с обратной закачкой отработанной воды в пласт.

Авторы: 

Тематические разделы: