CC BY
21
через число Авогадро, то для нормальных условий и плотной упаковке молекул метана получим, что удельное содержание метана в единице объема угля равно 2,68* 10-3, а при рыхлой -2, 26 *10-3 г-моль/см3. С учетом плотности каменного угля (1,36 м3/т) и поправки на принятую в расчетах температуру (0,931) газоемкость угля по метану, находящемуся в газокристаллическом состоянии, составляет при плотной упаковке 41,4 м3/т, а при рыхлой - 34,7 м3/т.
Таким образом, согласно нашей оценке в газокристаллическом состоянии в угле может находится от 35 до 40 м3/т угольного метана. Эти цифры покрывают почти весь диапазон метаноносности угля. Конечно,
на практике могут быть существенные отклонения от расчетных значений за счет воздействий на систему уголь-метан температурных, компрессионных, геологических и иных факторов. Следовательно, точное значение указанной составляющей метаноносности должно определяться экспериментом и конкретной ультратонкой
структурой угля.
Рассмотренный вопрос имеет чрезвычайно важное, на наш взгляд, практическое применение при дегазации угольных месторождений при промышленном их освоении как коллекторов для получения газового топлива.
Заключение
Обоснована возможность нахождения угольного метана внутри кристаллов угольного вещества. С учетом предложенного механизма следует оценивать метаносодержание угля как в форме свободного газа, так и связанного разнообразными формами связи - сорбционными в микропорах, твердотельными в межслоевых полимерных цепях и межкристал-литных пространствах, газокристаллическими внутри углеводородных гексагональных решеток кристаллитов. Практические вопросы извлечения метана из недр следует решать в соответствии с преобладанием той или иной формы связи угля с метаном.
---------------------------------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Эттингер И.Л., Шульман Н.В. Распределение мета на в порах ископаемых углей. - М.: Наука, 1975, 112 с.
2. Айруни А.Т., Алексеев А.Д., Васючков Ю.Ф., Дол гова М.Д., Зверев И.В., Синолицкий В.В., Эттингер И.Л
Свойство органического вещества угля образовывать с газами метастабильные однофазовые системы по типу твердых растворов/Научное открытие. - М.: 1994, №9.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Васючков Ю.Ф.— профессор, доктор технических наук, Московский государственный горный университет.
© Ю.Г. Анпилогов, В.Н. Королева, 2002
УЛК 622.817.9:611.184.35
Ю.Г. Анпилогов, В.Н. Королева АНАЛИЗ ЛЕГАЗАиИИ УГЛЕНОСНОЙ ТОЛШИ ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ ГИЛРОРАСЧЛЕНЕНИЯ В ЛОНЕиКОМ УГОЛЬНОМ БАССЕЙНЕ
пытные работы по заблаговременной дегазации неразгруженных угольных пластов путем их гидрорасчленения через скважины с поверхности на полях действующих шахт Донбасса были начаты в 1961 г.
За период 1961-1973 гг. В
Донецком бассейне были обработаны свиты угольных пластов на шести действующих шахтах через восемь скважин, охватывающих диапазон глубин от 260 до 950 м и мощности пластов от 0,15 до 1,4 м. Темпы нагнетания рабочей жидкости варьировали от 10 до 65-10-3 м3/с при давлениях на устье скважин от 7,2 до 24,7 МПа. Освоение скважин (откачка воды и газа) не проводилось или осуществлялось частично.
Опыт работ, накопленный за этот период, показал, что увеличение проницаемости массива реализуется всегда при про-
ведении гидрорасчленения, в том числе и при отсутствии откачки рабочей жидкости из пластов, а газообильность горных выработок снижена на 3872 %. При сроке эксплуатации скважин около 10 месяцев газообильность горных выработок снижена на 60-80 %. Также было установлено, что гидрорасчленение не только приводит к снижению газообильности и запыленности горных выработок, но и позволяет изменить характер напряженного состояния призабойной части пласта.
В течение 1973-1985 гг. на шести шахтах Донецкого угольного бассейна проводились опытно-промышленные испытания и промышленная проверка метода заблаговременного снижения выбросоопасности и газоносности угольных пластов путем их гидрорасчленения. При этом к способу гидрорасчленения, применяемому для предотвращения выбросов, при сохранении основных требований как к методу дегазации предъявлялись следующие требования:
• дегазация угольных пластов и вмещающих пород, позволяющая снизить газоносность и давление газа до безопасного уровня;
• увеличение (на 1-2 порядка) гидропроводности массива и его проницаемости;
• равномерная обработка массива на больших площадях (более 100 м от скважины);
• разгрузка пласта, снижение способности угля и вмещающих пород к накоплению потенциальной энергии;
• эффективная обработка участков с мелкоамплитудными нарушениями.
Реализация этих требований в основном была осуществлена при промышленных испытаниях путем разработки следующих технологий:
■ технологий освоения скважин с откачкой рабочей жидкости с последующим извлечением газа на поверхность;
■ технологических приемов управления процессом раскрытия всех систем природных трещин;
■ технологий гидрорасчленения вмещающих пород;
■ технологий гидрорасчленения пластов в условиях мелкоамплитудных геологических нарушений.
Всего за этот период в До-нецко-Макеевском районе на шести шахтах через 35 скважин (из них пять переоборудованные геологоразведочные скважины) были выполнены 62 пла-стооперации по гидрорасчленению высокогазоносных (природная газоносность составляет 19-25 м3/т) и особо выбросоопасных низкопроницаемых (проницаемость угольных пластов - сотые и тысячные доли мД) угольных пластов, а также вмещающих угольные пласты песчаников в кровле или почве пласта.
В зависимости от конкретных горно-геологических условий темпы закачки рабочей жидкости (вода с добавками ПАВ и ХАВ, загустители) составляли 30-75-10-3м3/с при давлениях на входе в пласт 1240 МПа.
Максимальный объем закачки жидкости в рабочие пласты составил 9570 м3. Из-за низкой проницаемости и приемистости пластов и стремления добиться максимальной площади обработки из одной скважины удельные расходы рабочей жидкости на 1 м мощности целевого пласта составили в среднем 4050 м3/м, максимальный - 5315 м3/м.
Важнейшим фактором, характеризующим эффективность процесса гидрорасчленения, является величина коэффициента приемистости, Кп, м3/с-МПа.
Кп -102 = -^-, п р
заб
где Рзб = Ру + Рст - -ДР; Ру - давление на устье скважины, МПа; Рст - давление гидростатического столба жидкости, МПа; ДР -потери давления в скважине, МПа; Рзаб - давление на забое скважины, МПа.
Достигнутые при применяемой технологии средние значения Кп-102 составляют 0,2-0,4 м3/с-МПа против начальных
0,01-0,025 м3/с-МПа, т.е. увеличены в 20 раз и более.
Управление процессом гидрорасчленения с целью увеличения степени равномерности раскрытия всех систем трещин достигалось за счет проведения гидрорасчленения в несколько циклов с закачкой в нечетные циклы рабочей жидкости, а в четные - растворов повышенной вязкости (водные растворы крахмала, каустической соды карбоксилметилцеллюлозы КМЦ), а также за счет разработанных технологических приемов и режимов закачки.
Для установления границ распространения рабочей жидкости разработаны и опробованы индикаторные добавки к рабочей жидкости (калий йодистый, белофор КБ).
Экспериментально также установлено, что темпы нагнетания определяют максимально возможные размеры отработанных площадей, а наиболее рациональными темпами (по условиям давления на забое скважины и гидравлических потерь в скважине, а также по условиям прочности обсадной колонны) для условий Донецкого бассейна на глубинах 600-1000 м являются темпы 50-60 л/с, обеспечивающие достижение эффективного радиуса 110-120 м.
Освоение и эксплуатация скважин начинались после производства гидрорасчленения с различной длительностью во времени. Освоение скважин заключалось в откачке воды и газа различными средствами (эрлифт, погружной электронасос, станок-качалка, пневмооттеснение).
Анализ результатов работы различных средств по освоению скважин показал, что наиболее рациональными способами являются откачки жидкости эрлифтом (сразу после гидрорасчленения при высоких дебитах воды) и станками-качалками. Пневмооттеснение при низких темпах закачки воздуха неэффективно.
Анализ показывает, что при откачке рабочей жидкости станком-качалкой средний ее
дебит составляет 0,7-17,1 м3/сут в зависимости от продолжительности освоения. Дебит по воде характеризовался высоким значением в начальный короткий период (до 60 м3/сут), быстрым падением и стабильностью в остальной период (0,5-2,0 м3/сут).
Дебиты скважин по газу на шахтах Донецкого бассейна характеризуются значительными кратковременными начальными значениями (до 1500-2500 тыс. м3/сут) и стабильными значениями порядка 350-500 м3/сут в течение 2-3 лет. Из прекративших функционирование скважин гидрорасчленения до их подработки максимальный объем газа извлечен из скв. №3 на поле ш. им. А.А. Скочинского -342 тыс. м3 (глубина 1054,6 м) и скв. № 10 на ш. им. 9-й Пятилетки - 801,6 тыс. м3 (глубина 932м), при среднегодовом объеме 150-260 тыс. м3, скв. № 1т на поле ш. им. Калинина - 1110 тыс. м3 (глубина 620 м), скв. 2 ш. № 10-бис - 1382 тыс. м3 (глубина 277м) с концентрацией метана 95-99 %.
Показкно, что независимо от положения скважин по отношению к вентиляционному штреку после их подработки дополнительно извлекается от 150 до 500-600 тыс. м3 газовой смеси с концентрацией метана 66-97 % за срок от 3 до 18 месяцев из выработанного пространства и подработанных сближенных угольных пластов. При вакуу-мировании дебит скважин увеличивается в 1,5-1,8 раза.
За время проведенных испытаний разработаны новые технологические приемы по преодолению аномально высоких
напряжений в начальный период процесса, предложена и реализована технология тампонажа и цементирования трещиноватых неустойчивых пород кровли и гидропроводных нарушений. Разработана технология гидрорасчленения монолитных вмещающих пород.
Таким образом, как показали результаты оценки эффективности испытанной технологии метода, он доказал свою работоспособность и достаточную надежность по снижению газоносности и выбросоопасности в условиях, соответствующих области его применения.
За этот период было отработано 3324 тыс. т запасов (760 м подвигания очистных забоев), из которых 20 % отработано без применения локальных проти-вовыбросных мероприятий.
В ходе внедрения метода на шахте им. 9-й Пятилетки ПО «Макеевуголь» в 1988-1989 гг. было осуществлено гидрорасчленение особо выбросоопасных пластов без оставления необработанных участков между зонами обработки по новой технологической схеме через три скважины. Новизна технологии заключается в цикличности обработки пласта с варьированием темпов нагнетания в каждом цикле и знакопеременном нагружении угольного массива в конце каждого цикла.
Такой режим воздействия позволил сократить на треть объем закачки рабочей жидкости и управлять процессом раскрытия систем естественных трещин (о чем свидетельствуют зафиксированные гидравлические сбойки скважин, полученные в направлении основной системы трещин в первом цикле
нагнетания и в направлении второстепенной системы трещин в третьем цикле), а также увеличить приемистость пласта в 20-30 раз и коэффициента проницаемости - на три порядка.
За счет переменного нагружения угольного массива (нагнетание и сброс давления в конце каждого цикла) в результате изменения напряженно-деформированного состояния осуществляется реализация де-сорбционных процессов, что позволило при освоении скважин увеличить их средние дебиты до 700-1300 м3/сут (95-99 % метана), а максимальный съем газа - до 430 тыс. м3 из одной скважины за 317 суток эксплуатации.
В результате анализа шахтных наблюдений установлено, что при обработке по новой технологии зоны активного изменения газодинамических характеристик выбросоопасного пласта т3 (полуоси эллипса) достигают 140 м в направлении основной системы трещин и 100-110 м в направлении второстепенной, при этом достигнуто взаимное наложение зон гидрорасчленения ранее обработанной скважины №3 (гидрорасчленение выполнено в 1973 г.) с двумя новыми. Снижение природной газоносности в среднем по зонам обработки составило 6-8 м3/т. Также установлено, что влияние гидродинамического воздействия на состояние и свойства выбросоопасного пласта сохраняется в течение длительного времени (скв. №3).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Управление свойствами и состоянием угольных пла- тах/В.В. Ржевский, Б.Ф. Братченко, А.С. Бурчаков, Н.В.
стов с целью борьбы с основными опасностями в шах- Ножкин. - М.: Недра, 1984.-327 с.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ ------------------------------------------------------------------------------------------
Анпилогов Юрий Григорьевич - кандидат технических наук, Московский государственный горный университет.
Королева Валентина Николаевна — доцент, кандидат технических наук, Московский государственный горный университет.
