CC BY
51
УДК 622.817 В.А. Бобин
ПРОЕКТ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ С ПОМОЩЬЮ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Представлены результаты исследований по установлению закономерностей формирования фильтрационных характеристик неразгруженного угольного пласта при различных вариантах технологии извлечения метана с помощью бурения горизонтальных скважин. Рассмотрены способы добычи метана из неразгруженного угольного пласта с использованием горизонтальных коллинеарных и компланарных скважин. Разработана методика расчета проницаемости неразгруженных угольных пластов при коллинеарном расположении горизонтальных скважин и аналогичную методику при компланарном расположении горизонтальных скважин. Полученные результаты позволяют научно обоснованно реализовать проект добычи метана из нерагруженных угольных пластов с помощью горизонтальных скважин. Ключевые слова: добыча метана, угольный пласт, горизонтальная скважина, фильтрационные характеристики, проницаемость пласта.
Семинар № 5
~ШЪ России положительный опыт промышленного извлечения -И-М метана из угольных пластов содержится в работах К.Н. Трубецкого [1], В.В. Гурьянова, Л.А. Пучкова, В.М. Шика и других исследователей.
Однако промышленная добыча метана из угольных пластов требует глубокой теоретической проработки новых методов интенсификации газовыделения из угольного пласта. Кроме того, в современных условиях натурные исследования не обоснованные соответствующими научными разработками и расчетами приводят к дискредитации прогрессивного метода добычи угольного метана и отдаляют момент его практического использования.
В УРАН ИПКОН РАН разработаны новые способы заблаговременного извлечения метана из неразгруженных угольных пластов с помощью горизонтальных скважин, пробуренных по радиусам и получены патенты на их использование [2].
На рис. 1 представлен вариант этого способа добычи метана из неразгруженного угольного пласта с использованием так называемых коллинеарных скважин, который осуществляют следующим образом: с поверхности земли, где расположена буровая вышка 1, бурится один основной добычной вертикально-
Рис. 1
восходящий ствол 2, продолжение которого первый горизонтальный ствол 3 формируется в угольном пласте 4 с помощью технологии бурения по радиусам в направлении по восстанию угольного пласта. Далее с помощью той же технологии у первого горизонтального ствола формируется сеть скважин 5, пробуренных по пласту на заданное расстояние. Система скважин 5 формирует таким образом систему горизонтальных коллинеарных скважин.
Такая схема вскрытия угольного пласта применима для маломощных угольных пластов. Она обеспечивает образование внутри угольного пласта системы свободных поверхностей, являющихся источником десорбируемого метана, который по образованным фильтрационным каналам поступает в горизонтальные скважины и далее через вертикально-восходящий добычной ствол поднимается на поверхность.
Механизм дегазирующего влияния горизонтальных скважин, пробуренных по пласту, реализуется за счет образования вокруг горизонтальной скважины (рис. 2) зоны нарушенного (зона 1) и ненарушенного угольного вещества (зона II) [3-4].
Общим свойством для зон А и Б является то, что в этих зонах нарушена целостность угольного пласта под действием энергии межмолекулярного отталкивания молекул сорбата, которая выражается сначала в разрыве связей между структурными элементами угольного вещества на микроуровне, а затем и в нарушении макроструктуры угля [5-6].
Скважина
Рис. 2
В зоне I для каждой фракции угля выделение газа из объема частиц угля можно в первом приближении описывать уравнением газовыделения, полученным для суперсорбционных частиц находящихся на поверхности фильтрационно-сорбцион-ных частиц и имеющим вид [7]:
Qзд = Q2q2[1-exp(-t/kф)] (1)
где Q2=ab(po-pк)(1+apк)2, кф=Ш^1фУ1^фла4рк, dф 1ф, и N - соответственно диаметр, длина и число капилляров, VI - объем фильтрационного пространства, ^ - вязкость газа, а и Ь - константы Лен-гмюра, р0 и рк соответственно давление газа на границах фильтрационного пространства, q2 - доля суперсорбционных частиц, находящихся на поверхности фильтрационно-сорбционных частиц.
В зоне II характер газовыделения в основном определяется в принципе теми же суперсорбционными частицами, но находящимися уже не на поверхности частиц угля, в его объеме, так как к тому времени газовыделение из суперсорбционных частиц, находящихся на поверхности частиц угля, практически завершится. Тогда газовыделение в этой зоне будет описывать уравнением вида
[7]:
Qзд = Q2qз [ 1 -ехр(4/кп)] (2)
где кп = 128'^1пУп/Кпл^п4рк, dп, 1п, и Nп - соответственно диаметр,
длина и число каналов переходного типа, Vп - объем фильтраци-
онного пространства каналов переходного типа, ^ - вязкость газа, q3 - доля суперсорбционных частиц, находящихся в объеме фильтрационно-сорбционных частиц.
Для оценки размеров зон I и II, используя зависимости (1) и (2), будем считать, что их длина определяются соответственно длинами капилляров фильтрационного и переходного типа, так как именно по ним происходит транспортировка метана по угольному пласту и далее в пробуренную скважину (RAE = 1ф, RB =
1п).
Учитывая, что транспортные каналы длиной 1ф и 1п представляют собой цилиндрические капилляры постоянного сечения, принимаем в этом случае значения фильтрационного объема и объема каналов переходного типа соответственно в виде Уф = ^rcd\/4 и
Уп = NnTCd2n./4, тогда с учетом того, что ^ = 1,83-10-5 с/ м2, а рк = 105
Па имеем:
1ф = 1,2-10 % (кф)1/2 (3)
1п = 1,2-10 Ч (кп)1/2 (4)
Для оценки размеров зон структурной нарушенности в окрестности горизонтальной скважины по минимуму порядка величины принимаем значения транспортных каналов как величины dф = 10-6 м, dn = 10-7 м [8], а кф ~ 4-104 с (порядка 3-х часов) , кп ~ 106 с (порядка нескольких десятков суток) [9]. Тогда 1ф ~ 2-3 м, а 1п ~ 1,5-2 м.
Таким образом, радиус эффективного влияния горизонтальной скважины может составлять, R^ = 3,5-5 метров.
Далее для оценки проницаемости непосредственно в массиве вокруг горизонтальной скважины использовался на метод определения проницаемости по замерам скорости газовыделения в скважину [10].
Учитывая, что пробуренная горизонтальная пластовая скважина образует в пласте поверхность обнажения, вокруг которой в результате упомянутых ранее процессов формируются различные зоны А и Б, тогда фильтрационные свойства массива угольного пласта около неподвижной поверхности пласта в выработке изменяются в соответствии с формулой [11-12]:
X = X* + (Хо - Я*) (1 - ЯЖафф) 3 (5)
где X* - природная проницаемость пласта (для большинства пластов Кузбасса ее значение колеблется в пределах 5-10"3-5-10"5 мД); Х0 - газопроницаемость пласта на поверхности обнажения в скважине; R - текущий радиус вглубь угольного пласта.
Газопроницаемость пласта на поверхности обнажения в горизонтальной скважине определяется согласно формуле [10]:
Кпр = gMinrn/^/ZrahPn- Рв) (6)
где g - дебит газа (скорость газовыделения) при радиальной фильтрации метана в скважину (см3/с), ц = 0,1 сП = 10-8 кгс-с/см2 -вязкость метана, гн - радиус контура питания скважины (см), гв -радиус контура стока газа в скважину (см), г - радиус скважины (см), h - длина скважины (см), Рн - давление газа на контуре питания (атм), Рв - давление газа на стоке.
Поскольку общее количество газа, выделяющего в скважину, описывается суперпозицией функций, определяемых уравнениями (1) и (2), то выражение для него примет следующий вид:
Qea = Q2q2[1-exp(-t^)] + Q2q3[1-exp(-t/ki)] (7)
В свою очередь скорость газовыделения с математической точки зрения является первой производной от величины газовыде-ления, и ее значение на поверхности скважины в начальный период времени будет:
g = (Q2q2-exp(-t^)^ + Q2q3 - ехр(4/кп)/кп }t=0 =
=Q2q2^ + Q2qз/kn (8)
Подставляя значение скорости газовыделения (8) в формулу для вычисления проницаемости на поверхности скважины окончательно получим
Хпр = {Q2q2/kф + Q2qз/kn}цln(гн/гв)/2лгh (Рн- Рв) (9)
Расчет коэффициента проницаемость на поверхности скважины, пробуренной по угольному плату дает величину численно равную 6,3 мД при значениях а = 0,01 атм-1, в = 21,2 см3/г, ц = 0,1 сП = 10-8 кгс-с/см2, гн = 500 см, гв = 10 см, г = 10 см, h = 50000 см, Рн = 40 амт, Рв = 1 атм, кф = 4-104 с, кп = 106 с, q2 = 0,17, q3 = 0,85.
1 2 3 4 5 R_, м
Рис. З
Характер изменения проницаемости угольного пласта с углублением в него показан на рис. 4, при этом использовалась зависимость (5), а значения входящих в нее величин составляли Я» =
5-10"3 мД, Яо = 6,3 мД, Rэфф= 5 м.
Данные на рис. 3 показывают, что в зоне I (0 < R < 3 м) газопроницаемость угольного пласта изменяется незначительно по сравнению с газопроницаемостью на поверхности скважины (всего на 20%), однако, в зоне II (3 < R < 5 м) она резко уменьшается и на контуре питания скважины равняется природной проницаемости, равной 5-10"3 мД.
При этом начальное значение дебита метана (скорость газовы-деления) из объема угля, соответствующего зоне I, в скважину, рассчитанное по формуле (8) составит около 1 мз/с, и в течение 105 с (порядка 30 часов) будет на уровне не ниже 0,37 мз/с. Поэтому для обеспечения дебита метана, имеющего промышленное значение и составляющего примерно 5 м3/с необходимо задействовать целую разветвленную систему горизонтальных коллинеарных скважин, а их число (N) как:
N = 5/ g
Таким образом, можно ожидать, что увеличение проницаемости неразгруженных угольных пластов при коллинеарном расположении горизонтальных скважин составит почти три порядка величины, т.е. увеличится в зоне вокруг горизонтальной скважины диаметре 8 метров, почти в тысячу раз с 5-10"3 до 6,3 мД.
Рис. 4
В свою очередь для угольных пластов средней и большой мощности (более 3-х метров), применима схема вскрытия, изображенная на рис. 4.
При этом по сравнению с ранее рассмотренным способом, используя тот же вертикально-восходящий ствол 2, бурят второй горизонтальный ствол 6 перпендикулярно первому горизонтальному стволу 3 так, чтобы его направление совпадало с направлением пласта по простиранию угольного пласта, после чего с помощью технологии бурения по радиусам формируют сеть скважин 7 также на заданное расстояние. При этом сети скважин 5 и 7 являются компланарными (рис. 4).
Компланарную систему горизонтальных скважин, образованных в неразгруженном угольном пласте, рационально использовать особенно в таких случаях, когда неизвестна ориентация трещин кливажа в угольном пласте, вдоль которых при бурении горизонтальных скважин газопроницаемость наибольшая, а энергетические затраты на бурение наименьшие. Благодаря такому расположению горизонтальных скважин вероятность вскрытия трещин кливажа значительно возрастает, что приводит к значительному увеличению газопроницаемости угольного пласта в этом направлении и интенсивному газовыделению метана в горизонтальную скважину. Система компланарных скважин разбивает продуктивную в отношении метана область угольного пласта на два равновеликих объема, в каждом из которых создана система параллельных горизонтальных скважин, являющихся для каждого отдельного объема угольного пласта системой коллинеарных скважин.
Используя методику оценки проницаемости неразгруженных угольных пластов при коллинеарном расположении горизонтальных
скважин и применяя ее в отдельности для каждого равновеликого объема угольного пласта, легко получим значения коэффициента газопроницаемости для каждого объема в отдельности, а коэффициент газопроницаемости всего угольного пласта будем рассматривать как среднее арифметического значение полученных коэффициентов газопроницаемости для каждого отдельного объема. Естественно, что значения этих двух величин газопроницаемости будут существенно различаться, так как одна из систем горизонтальных скважин будет пробурена в том же направлении, что и естественная система кливажных трещин в угольном пласте.
При этом для того, чтобы выяснить, какая же из систем горизонтальных скважин пробурена в плоскости кливажных трещин, необходимо провести замеры величины метановыделения из каждой системы скважин в отдельности.
Таким образом, главной отличительной чертой методики расчета проницаемости неразгруженных угольных пластов при компланарном расположении горизонтальных скважин по сравнению с аналогичной методикой для коллинеарного расположения горизонтальных скважин является операция по замеру величины газовыделения в каждой их двух систем горизонтальных скважин, тогда как расчет значения дебита метана (скорость газовыделения) из объема угля вокруг системы компланарных горизонтальных скважин и расчет их количества производится по стандартным формулам.
Таким образом, для реализации проекта добычи метана из неразгруженных угольных пластов с помощью горизонтальных скважин получен комплекс научно обоснованных результатов, который позволил установить характер изменения проницаемости пласта вокруг горизонтальных скважин для типичных угольных пластов Кузбасса, оценить размеров зон структурной нарушенности в окрестности горизонтальной скважины, а также разработать методики расчета проницаемости неразгруженных угольных пластов при коллинеарном и компланарном расположении горизонтальных скважин.
--------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Трубецкой КН. и др. О развитии исследований и разработок по вопросам добычи метана угольных пластов, ГИАБ бюллетень, 1996, вып.4, С. 13-18.
2. Патент РФ № 2211308 «Способ вскрытия угольного пласта для добычи метана». Трубецкой К.Н., Бобин В.А., Гурьянов В.В. Бюл. № 24, 2003.
3. Айруни А.Т. Прогнозирование и предотвращение газодинамических явлений в угольных шахтах. - М.: Наука, 1987. - 310 с.
4. Айруни А.Т. Теория и практика борьбы с рудничными газами на больших глубинах. - М.: Недра, 1981. - 335 с.
5. Бобин В.А., Зимаков БМ., Одинцев В.Н. Оценка энергии межмолекулярного отталкивания молекул сорбата в микропорах угля. ФТПРПИ, №5, 1989, С. 52-59.
6. Бобин В.А., Зимаков БМ., Одинцев В.Н, Эттингер И.Л. Модель опережающего разрушения угольного массива при выбросах угля и газа. Тезисы докладов. Симферополь, 1987, С. 12.
7. Бобин В.А. Сорбционные процессы в природном угле и его структура. ИПКОН АН СССР, 1987, 135 с.
8. Айруни А.Т., Бобин В.А. Модель макроструктуры угольного вещества. Изв. ВУЗов, Горный журнал, №3, 1987, С. 1-7.
9. Гурьянов ВВ., Бобин В.А. Формы нахождения метана в углях и геотехнологи-ческие методы дегазации угольных пластов. Ростов-на Дону, Изд-во СКНЦ ВШ, 2000, 62 с.
10. Кузнецов С.В., Кригман Р.Н. Природная проницаемость угольных пластов. М., "Наука", 1978 , 122 с.
11. Айруни А. Т., Бобин В.А., Зверев И.В. и др. Прогнозирование и предотвращение газодинамических явлений в угольных шахтах. М., "Наука", 1986, 300 с.
12. Васючков Ю.Ф. Физико-химические способы дегазации угольных пластов.
М., "Недра", 1986,145 с. ЕШ '
V.A. Bobin
PROJECT OF MINING A METHANE FROM NONUNLOADED COAL LAYERS BY MEANS OF HORIZONTAL BORE HOLES
In the item represented results of studies on the qualification of regularities of shaping the filtration features nonunloaded coal layer under different variants of the technology of the extraction of the methane by means of boring the horizontal bore holes. Considered ways of mining a methane from nonunloaded coal layer with use horizontal collinear and com-planar bore holes. Herewith installed nature of changing permeability of layer around horizontal bore holes for typical coal layers of the Kuzbass and created method of the evaluation of amounts of areas structured disturbance in vicinities of the horizontal bore hole. This has allowed to develop a strategy of the payment ofpermeability nonunloaded coal layers at collinear location of horizontal bore holes and similar strategy at complanar location of horizontal bore holes. Received results allow scientifically validly to realize a project of mining a methane from nonunloaded coal layers by means of horizontal bore holes.
Key words: mining a methane, coal layers, horisontal bore hole, filtration features, permeability of layer.
— Коротко об авторе ---------------------------------------------------------
Бобин В.А. - доктор технических наук, УРАН ИПКОН РАН,
