CC BY
31
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ "НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 99" МОСКВА, МГГУ, 25.01.99 - 29.01.99
К.С. Коликов, С.М. Горбунов, Ф.А. Муллагалиев,
МГГУ УСШМД УД АО’ИСПАТ-КАРМЕТ’
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПО ЗАБЛАГОВРЕМЕННОМУ ИЗВЛЕЧЕНИЮ МЕТАНА ИЗ
ОСОБОВЫБРОСООПАСНОГО
ПЛАСТА Д6 НА ПОЛЕ ШАХТЫ ИМ. ЛЕНИНА
В 1996 году на восточном крыле шахты им. Ленина Карагандинского бассейна была пробурена и обработана опытноэкспериментальная скважина по добыче угольного метана.
Ранее в ходе промышленной проверки метода заблаговременного снижения выбросоопасности и газоносности угольных пластов путем их гидрорасчленения в 1982-83 г.г. через 14 скважин был обработан мощный особовыбросоопасный пласт d6. В режиме расчленения было закачано 78 тыс.м3 рабочей жидкости и обработано около 4 млн тонн запасов угля.
Данные работы выполнялись для обеспечения безопасных условий ведения горных работ. Эта цель определила как схему расположения, так и технологию, которые предусматривали обработку всего участка шахтного поля размером 450 м по падению и 1650 м по простиранию. За весь срок эксплуатации скважин с 1983 по 1991 г.г. было извлечено более 18 млн.м3 метана в режиме самоистечения с концентрацией более 95%.
В ходе освоения скважин были проведены исследования, подтвердившие возможность аккумулирования метана в зонах гидрорасчленения, эксплуатации скважины под избыточным (до 0,5-0,6 МПа) давлением без снижения дебита. Были отработаны: регламент освоения
скважин гидрорасчленения; технология периодического извлечения рабочей жидкости штанговыми глубинными насосами, способы интесификации газовыделения.
Большое значение для решения
вопроса добычи метана из угольных пластов имеет оценка потенциальных объемов извлечения газа и динамика газовыделения во времени.
Ранее Н.В. Ножкиным [1] была установлена эмпирическая зависимость дебита скважины от времени t вида:
qскe = А еь ‘.
Для аналитического решения задачи о газовыделении из угольного пласта была принята блочнотрещиноватая модель пласта с полной проницаемостью трещин в зонах гидрорасчленения и постоянным размером блока по зоне. В принятой модели уравнение течения газа в изотропно-однородной недеформируемой среде без учета сопротивления системы трещин и движения жидкости можно записать в виде:
Г Р22-Ру2=-т2|ааГ1дР2/д ^ P2(0)=a/y
{qскв = :Ш2р^ Р0-1дР2/д ^
где P2,Pу - давление газа в блоках и на устье скважины; m2 - параметр, связанный с пористостью и сорбционной емкостью пласта; |а,р° - соответственно вязкость и плотность газа при давлении Р0; а - газоносность пласта; у - произведение коэффициентов Лэнгмюра данного угольного пласта; V -
объем активно питающих скважину запасов угля; qскв - дебит скважины.
В результате решения задачи получена зависимость дебита скважины от времени ее эксплуатации :
qскв =Ща1+Щ~2, где к=а!р°ц-1 Р°-1у-2.
При сроке эксплуатации скважины в течении 1,5 - 2 лет после выхода на устойчивое газовыделе-ние данная зависимость практически совпадает с экспоненциальной, а в дальнейшем дает большие значения дебита .
Анализ динамики извлечения метана на шахте им. Ленина показывает, что эта зависимость дает более точные данные, которые, однако, также являются заниженными при сроке эксплуатации бо-
Таблица 1 Степень извлечения с обработанных запасов 0,33 0,32 0,67 0,35 0,42
лее 5-6 лет (табл.1). Этот недостаток устраняется при использовании модели угольного пласта с увеличивающимся размером блока от скважины к периферии.
Следует отметить, что из-за отсутствия оптимального режима освоения не был достигнут максимально возможный объем извлечения газа, который по нашим оценкам на этих скважинах мог составить 24 - 26 млн .м3, при
№
сква-
жины
Объём извлечения метана,
тыс.м'
прогнозный фактический
Степень извлечения с активно питающих запасов
прогнозная фактическая
1113
1427,4
0,5
0,64
1743
1526,9
0,57
0,5
2826
2998,7
0,4
0,42
1693
1684,2
0,7
0,71
12
2126
1997,4
0,49
0,46
2
4
6
9
этом степень дегазации угольных пластов при заблаговременной подготовке составляет 0,5-0,7.
Анализ технико-экономических результатов освоения скважин показал, что даже с учетом разновременности затрат стоимость извлечения 1000 м3 метана при заблаговременной дегазации сопоставима с затратами на извлечение традиционными способами и не превышает замыкающие затраты на газ по Карагандинскому бассейну.
Значительное повышение технико-экономических показателей способа при переходе на добычу метана возможно за счет:
♦ выбора мест заложения скважин в зонах повышенной газопроницаемости и газоотдачи;
♦ переоборудования геологоразведочных скважин в специальные скважины гидрорасчленения;
♦ повышения эффективности активного воздействия за счет мероприятий, недопустимых в случае последующей отработки пласта;
♦ повышения эффективности воздействия за счет совершенствования разработанных и применения новых способов воздействия;
♦ повышения эффективности освоения скважин и интенсификации газовыделения за счет оптимизации технологии и применяемого оборудования.
В настоящее время отработанной и апробированной методики выбора мест заложения скважин нет. Однако существует несколько рабочих вариантов и определены принципы апробации. Уже на основе этих принципов из 14 скважин отработанных на шахте можно было бы исключить три (скв №5,13,14). Скважину №14 как попадающую в зону очистных работ по пласту d9, а скважины №5 и №13 как расположенные в зонах пониженной газоносности. Суммарный съем этих скважин составил около 1 млн.м3. При исключении этих скважин средний объем извлечения метана увеличится с 1,29 млн.м3 до 1,55 млн.м3, т.е. на 20 процентов.
Технология переоборудования геологоразведочных скважин в
7 і 1999
скважины гидрорасчленения полностью отработана на шахтах бассейна и позволяет получить экономию 30-50% капитальных затрат, которые являются основной составляющей способа. Остальные направления следует считать перспективными, но уже первые два позволяют реально повысить технико-экономические показатели способа на 30-40%, что позволяет рассматривать заблаговременное извлечение метана из угольных пластов как экономически оправданную и самостоятельную стадию разработки угольных месторождений.
В настоящее время на шахте метан утилизируется в котельной и ,при необходимости, в зимнее время на обогревателе нового клетевого ствола. Однако, как показала практика, именно в отопительные периоды, при резких понижениях температуры, часто наблюдаются падения концентрации метана ниже 25%-го уровня. Причиной этого является снижение га-зовыделения традиционных способов дегазации, и повышение подсосов по дегазационному ставу. В этих условиях необходимо наличие источников газовыделе-ния с высокой концентрацией метана. Из всех известных способов дегазации только при заблаговременной дегазации извлекается газ с высокой и стабильной концентрацией метана (более 95%) и продолжительным сроком эксплуатации отдельного источника (более 10 лет).
Следует отметить, что в последние годы в бассейне обострилась проблема обеспечения газом не только промышленных, но и бытовых потребителей. Большой интерес проявляет к возможности добычи метана из угольных пластов Карагандинский металлургический комбинат.
В ходе проведения подготовительных выработок на восточном крыле было установлено улучшение газовой обстановки и снижение выбросоопасности в зонах скважин гидрорасчленения: из 120 случаев превышения ПДК метана
на исходящей, отмеченных к 1998г., на зоны гидрорасчленения приходится около 12%. При этом большая их часть приходится на зону слабо освоенной и расположенной в непосредственной близости от нарушения скважины №13 и периферийные участки. Наиболее интенсивные случаи га-зовыделения, при которых концентрация метана превышала 2% отмечались только вне зон заблаговременной дегазации. В 1998 г. на шахте произошел внезапный выброс угля и газа, приостановивший развитие горных работ на нижних горизонтах.
Все вышеизложенное определило возобновление в 1996г. на поле шахты им. Ленина работ по заблаговременному извлечению метана с применением усовершенствованной технологии. Основной особенностью этих работ является сама комплексная цель воздействия - заблаговременная дегазационная подготовка и получение коммерчески значимого дебита метана (на уровне 5 м3/мин). Для достижения этой цели была предусмотрена конструкция скважины, обеспечивающая “совершенное” вскрытие угольного пласта, кавер-нообразование в прискважинной зоне и циклическое пневмогидро-динамическое воздействие. Большинство из предложенных решений в странах СНГ испытывались впервые.
Традиционно в Карагандинском угольном бассейне используется конструкция скважин для проведения гидрорасчленения, предусматривающая спуск рабочей колонны ниже продуктивного пласта с последующей цементацией и перфорацией. Эта конструкция создает дополнительные сложности при освоении скважин. Прискважинная зона обладает дополнительным сопротивлением, часто зашламовывается в результате выноса твердых частиц в процессе эксплуатации.
В связи с этим на опытной скважине была применена конструкция скважины, обеспечивающая совершенное вскрытие уголь-
67
№ цик -ла Дата После дова- тель- ность ПАРАМЕТРЫ ЗАКАЧКИ
воды воздуха
Темп, л/с Объем м3 Давле- ние, МПа Время, час Темп, м3/мин Объем тыс.м3 Давление, МПа Время, час
1 18.09 1.1 5-34 64,6 11,5 0,63
18-20.09 1.2 8,4 16,6 10,2 33
2 20.09 2.1 6-85 1957 13 7,5
3 27.09 3.1 5-86 2300 12 7,5
16.10 3.2 8,4 183 9,0 363
ного пласта. Диаметр рабочей колонны составил 6”, глубина рабочей колонны - 488,2 м , кровля пласта d6, как показали проведенные каротажные исследования, находятся на глубине - 488,3 м .
После цементации и опрессовки скважины вскрытие угольного пласта было выполнено разбури-ванием максимально возможным диаметром - 98 мм.
Как известно, одним из основных параметров, определяющих величину газовыделения являются контур питания Rк и радиус стока гс (в нашем случае соответственно - радиус воздействия и величина прискважинной зоны, сопротивление которой сопоставимо с сопротивлением самой скважины), точнее их отношение Rк/rc.
Традиционная технология гидрорасчленения, как и различные варианты пневмогидровоздействий, позволяет регулировать величину зоны обработки (контур питания) за счет изменения параметров воздействия. При этом радиус стока остается постоянным и определяется в основном эффективностью перфорации.
Таким образом, непосредственно воздействие на угольный пласт через опытно-экспериментальную скважину следует разделить на две стадии. На первой после вскрытия пласта осуществляется кавернообразование в прискважинной зоне, позволяющее значительно увеличить радиус стока. На второй - проводится циклическое пневмогидродинами-
66
ческое воздействие, обеспечивающее режим кавитации и необходимый радиус воздействия.
Проектом на опытно-экспериментальные работы по добыче метана была предусмотрена следующая технология обработки.
Кавернообразование проводится в процессе гидропескоструйной обработки с использованием перфоратора с четырьмя насадками в одном сечении. Продолжительность каждого реза определяется наличием угля при изливе из скважины.
После прекращения выхода угля перфоратор поворачивают на 30о. На каждом уровне установки перфоратора планировалось выполнить три реза. Нижний уровень установки перфоратора - 494,4 м, т.е. на 0,5 м выше почвы пласта. По прекращении выноса угля в этом положении перфоратора последний поднимают на 0,5 м и операции повторяются. Каверно-образование считается завершенным при подъеме перфоратора к кровле пласта.
Сущность проводимого на втором этапе знакопеременного
пневмогидровоздействия заключается в том, что за счет чередования процесса нагнетания рабочего агента с последующим его интенсивным выпуском из пласта активизируется трещинообразование, а непосредственно в прискважинной зоне происходит разрушение
угольного пласта.
Собственно гидрорасчленение
угольного пласта осуществляется с поэтапным увеличением темпа закачки до максимального на последнем этапе и минимально возможными объемами рабочей жидкости при условии обеспечения необходимого радиуса воздействия.
Для повышения равномерности обработки и раскрытия новых систем трещин необходимо использовать рабочие агенты различной вязкости. Это достигается чередованием закачки рабочей жидкости и воздуха, т.к. в результате изменения фазовой проницаемости при смене рабочего агента создаютс условия для раскрытия новых систем трещин.
Последовательность и основные параметры воздействия, определенные в соответствии с [2,3], представлены в таблице 2. Гидрорасчленение проводится по стандартной технологии и типовым оборудованием. Закачка воздуха осуществляется компрессором 2ВМ4-8/401 производительностью 8,4 нм3/мин и максимальным давлением 40,1 МПа.
Как уже отмечалось, большинство технологических решений
испытывались впервые, поэтому в процессе обработки осуществлялась корректировка технологии
воздействия.
Так, по результатам каротажных исследований уточненная
мощность нижней особовыбросоопасной пачки составила 1,8 м. В связи с этим для предотвращения возможного прихвата инструмента первый рез был проведен практи-
ГИАБ 3
чески по кровле нижней пачки. При сохраненном порядке проведения резов снизу вверх, двукратный поворот перфоратора (по 30о) был осуществлен только на нижнем резе. На последующих резах проводился один поворот перфоратора на 45о из- за незначительного выноса угля. На каждом резе осуществлялась подача 2-3 порций песка продолжительностью 35 мин при концентрации 30-80 г/л. Темп подачи жидкости песконоси-теля, как и промываемой жидкости составлял 12-16 л/с.
Следует отметить , что основная масса угля извлечена при проведении первого реза (фракция до 5 мм), а его выход не был связан с подачей порций песка. В ходе ка-вернообразования на каждом резе осуществлялся отбор выносимого угля.
По мере подъема перфоратора снижалось количество выносимого угля и увеличивался его максимальный линейный размер. Так, на втором резе максимальный размер достигал 2-2,5 см, на третьем резе возрос с 2,5-3 см в начале до 5 см при завершении реза. На четвертом резе максимальный размер выносимых единичных кусочков угля достиг 7 см. Максимальные размеры наблюдались у кусочков угля пластинчатой формы. На пятом резе - выход угля незначителен, в основном фракции до 10 мм. Характер выноса угля позволяет предположить, что продукты разрушения пласта при выполнении 2-5-го резов имеют значительно большие размеры и заполнили полость, полученную в нижней пачке при проведении первого реза.
При проведении первого и второго резов наблюдалось интенсивное метановыделение. Максимальный дебит растворенного газа достигал 0,2 м3/мин (без учета
свободного).
В ходе проведения резов замерялось количество выносимого угля. На первом резе его концентрация снижалась с 30-50 мл/л до 15 мл/л. С учетом продолжительности реза и темпа подачи промывочной жидкости, количество извлеченного угля составило ~5,7т. Ориентировочный объем каверны по первому резу - 4,4 м3. Суммарное количество извлеченного угля составило 6,9т, что соответствует объему более 5 м3.
Нагнетание рабочей жидкости осуществлялось шестью насосными агрегатами УН-1-630/700, подбитыми к скважине через блок манифольда 1БМ-700 на один вход. На другой вход через байпасный кран был подключен компрессор КПУ-8/401, оборудованный обратным клапаном на выходе. Еще одна линия была оборудована байпасным краном и обеспечивала возможность сброса давления на скважине выпуском рабочих агентов.
Разгрузка угольного пласта осуществлялась после второго цикла обработки. Объем излива рабочей жидкости составил 600650 м3, т.е. около 30% от объема закачки. После разгрузки скважина была промыта до почвы пласта. В ходе промывки наблюдались динамические явления.
По завершении промывки был выполнен третий цикл пневмогид-родинамической обработки.
Обобщенные фактические показатели обработки пласта d6 представлены в таблице 2.
В декабре 1996 г. было начато освоение скважины. Рабочая жидкость извлекалась штанговым глубинным насосом. Необходимо отметить необычный механизм взаимодействия рабочих агентов и угольного пласта. С конца октября 1996г. по февраль 1997г. про-
изошло около 40 выбросов воды, газа и штыба различной интенсивности, чего мы не наблюдали ранее при обработке пластов. После этого пласт был перекрыт фильтром, позволяющим при необходимости провести различные мероприятия по интенсификации, продолжено освоение скважины станком-качалкой СК-6 и глубинным насосом НГН. В ходе освоения в 1997г. газовыделе-ние из скважины достигло 1,1 м3/мин, однако из-за интенсивного выноса угольного штыба из нижнего слоя пласта дебит газа в декабре резко упал.
В 1998г. была проведена пневмообработка пласта, после которой было возобновлено освоение скважины. Дебит метана составлял 1- 1,6 м3/мин. Однако характер водопритока и газовыделения позволяет предположить об очередном снижении проницаемости прискважинной зоны. В настоящее время после проведения газогидродинамических испытаний и уточнени причин снижения газо-выделени планируется обработка прискважинной зоны горючеокислительными составами и проведение других мероприятий по восстановлению и повышению га-зовыделения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. -М.: Недра, 1979.-271с.
2. Временное руководство по заблаговременной подготовке шахтных полей к эффективной разработке скважинами с поверхности с пневмогидровоздействием на свиту угольных пластов. -М.: МГИ, -1991, - 92с.
3. Методика определения параметров гидрорасчленения угольных пластов при разработке проектов на дегазацию для условий Карагандинского бассейна. -Караганда, -1987.33с.
© К.С. Коликов, С.М. Горбунов, Ф.А. Муллагалиев
67
бб
5
