Анализ дегазации угленосной толщи через скважины гидрорасчленения в Донецком угольном бассейне Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

© Ю.Г. Анпилогов, В.Н. Королева, 2002

УДК 622.817.9:611.184.35

Ю.Г. Анпилогов, В.Н. Королева

АНАЛИЗ ДЕГАЗАЦИИ УГЛЕНОСНОЙ ТОЛЩИ ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ ГИДРОРАСЧЛЕНЕНИЯ В ДОНЕЦКОМ УГОЛЬНОМ БАССЕЙНЕ

О

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 проведении гидрорасчленения, в том числе и при отсутствии откачки рабочей жидкости из пластов, а газообильность горных выработок снижена на 38-72 %. 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 опытнопромышленные испытания и промышленная проверка метода заблаговременного снижения выбросо-опасности и газоносности угольных пластов путем их гидрорасчлене-

ния. 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 сква-

жин с откачкой рабочей жидкости с последующим извлечением газа на поверхность;

■ технологических приемов управления процессом раскрытия всех систем природных трещин;

■ технологий гидрорасчлене-

ния вмещающих пород;

■ технологий гидрорасчлене-

ния пластов в условиях мелкоамплитудных геологических нарушений.

Всего за этот период в Донецко-Макеевском районе на шести шахтах через 35 скважин (из них пять переоборудованные геологоразведочные скважины) были выполнены 62 пластооперации 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 12-40 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.

К -102 =

ч

р

заб

где Рзаб = Ру + Рст - -АР; Ру - давление на устье скважины, МПа; Рст - давление гидростатического столба жидкости, МПа; -АР - 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 карбоксил-метилцеллюлозы КМЦ), а также за счет разработанных технологических приемов и режимов закачки.

Для установления границ распространения рабочей жидкости разработаны и опробованы индика-

торные 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 110120 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 350500 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 9599 %.

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 вакуумировании дебит скважин увеличивается в 1,51,8 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 выбросоопасно-сти в условиях, соответствующих области его применения.

За этот период было отработано 3324 тыс. т запасов (760 м подвига-ния очистных забоев), из которых 20 % отработано без применения локальных противовыбросных мероприятий.

В ходе внедрения метода на шахте им. 9-й Пятилетки ПО «Ма-кеевуголь» 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 десорбционных процессов, что позволило при освоении скважин увеличить их средние дебиты до 7001300 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 100110 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 пластов с Б.Ф. Братченко, А.С. Бурчаков, Н.В. Ножкин. - М.: Недра, 1984.-327

целью борьбы с основными опасностями в шахтах/В.В. Ржевский, 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.