CC BY
91
УДК 622.831.325.3
Л.А. Шевченко, Д.А. Ткаченко
ВЛИЯНИЕ ДЛИНЫ ДЕГАЗАЦИОННЫХ СКВАЖИН НА СТРУКТУРУ ИХ ДЕБИТА
Современные тенденции в подземной добыче угля характеризуются неуклонным ростом потенциальной газовой опасности шахт, обусловленной высокими нагрузками на очистной забой и углублением горных работ.
В этой связи особую актуальность приобретает совершенствование методов управления газовыделением на выемочных участках шахт и изыскание дополнительных резервов в существующих технологиях с точки зрения безопасности шахтной атмосферы, не связанных с увеличением количества воздуха.
Одним из таких резервов может быть новый подход к расчету дебита дегазационных скважин на стадии предварительной дегазации угольных пластов. Основанием для такого подхода явилось нашедшее применение в Кузбассе бурение скважин большой длины до 1000 м станками направленного бурения УЪБ-1000 А [1, 2, 3].
Особенностью работы подобного оборудования является возможность наблюдать и корректировать траекторию движения бурового инструмента в массиве и бурить скважины в труднодоступные зоны углепородной толщи с одновременной регистрацией всех параметров работы на мониторе.
Первый накопленный опыт работы подобных систем позволяет сделать некоторые выводы о возможных преимуществах их использования на шахтах Кузбасса.
Особенностью работы новых технологий дегазации длинными скважинами является то, что их бурение занимает значительное время, в течение
которого идет активное истечение газа из устья скважины в горную выработку, где установлен станок. К моменту окончания бурения и подключения скважины к магистральной сети и вакуум-насосу значительная часть газа уже извлечена из массива, но не зафиксирована в журналах наблюдений.
Рассмотрим теоретически возможные варианты формирования дебита газа в длинную скважину при разных отрезках времени, затраченного на ее бурение (рис. 1.). Кривые 1, 2 и 3 характеризуют динамику газовыделения в скважину при разном времени бурения, обозначенном отрезками ОВ1, ОВ2 и ОВ3.
Из рис. 1 видно, что с уменьшением скорости бурения скважины растет доля газа, выделяющегося в этот период и соответственно снижается его объем на втором этапе функционирования скважины под вакуумом.
Для скважин большой длины это имеет существенное значение, так как время бурения может достигать нескольких суток, когда газоотдача пласта идет наиболее интенсивно. В связи с этим возникает необходимость раздельной оценки объема газа, выделяющегося на стадии бурения и на стадии работы под вакуумом.
Используя метод геометрических аппроксимаций можно объемы метана, выделившегося при бурении с разными скоростями, представить как площади плоских фигур в виде прямоугольных треугольников ОА1В1, ОА2В2 и ОА3В3, при этом ОА1В1 < ОА2В2 < ОА3В3.
Соответственно во время работы скважин под
Рис. 1. Дебит газа в скважину большой длины при различных отрезках
вакуумом объемы газовыделения будут изображаться площадями В1А1Д1В4, В2А2Д2В4, В3А3Д3В4, при условии, что В1А1Д1 > В2А2Д2 > В3А3Дз. Теоретически можно представить и такой вариант, когда все время работы скважины затрачивается на ее бурение. В этом случае объем каптированного газа будет аппроксимирован площадью ОА4В4.
Ординаты точек А1, А2, А3 и А4 определяются путем замера газовыделения из скважины сразу после окончания бурения. Значения этих ординат
могут быть различными в зависимости от скорости бурения, которая прямо влияет на время обнажения внутренней поверхности скважины, а, следовательно, и на газоотдачу массива. Различия в ординатах указанных точек на рис. 1 могут свидетельствовать о том, что чем быстрее скважина достигает своей проектной глубины, тем меньше газа выделится при ее бурении, и соответственно больше газа будет выделяться на втором этапе ее работы после подключения к вакуум-насосу и
Бремя работы скважины (сут)
Рис. 2. Газовыделения в дегазационные скважины 40, 41, 42,
пробуренные параллельно по восстанию пласта 7-7а
3, м^/сут
О 50 100 150 200 250 300
Время работы скважины (сут) Рис. 3. Газовыделения в скважины, пробуренные параллельно по восстанию пласта
1 Г________________ ______________________________,,Т/*__________
наоборот.
Вторая составляющая дебита газа, как отмечалось, также может иметь геометрический аналог в виде плоских фигур расположенных правее точек А1, А2 и А3, однако для вычисления их площади необходимо располагать функцией изменения газовыделения в скважину во времени. Любой вид выбранной функции, описывающей нисходящую ветвь кривой, требует ее экспериментальной привязки к конкретным условиям фильтрации газа в данном пласте, для чего необходимо провести кратковременные наблюдения на скважинах-аналогах с целью вычисления соответствующих коэффициентов, которые впоследствии можно применять на всех скважинах данного пласта.
Достаточно надежные результаты можно получить при небольшом цикле наблюдений за параметрами работы скважины в течение 1,5-2 месяцев с периодичностью замеров 2-3 раза в неделю, что позволит аналитически рассчитать ее дебит до конца функционирования [4].
Не прибегая к конкретным математическим моделям для описания процесса газовыделения в скважину на данном этапе, ограничимся общей постановкой задачи анализа газового баланса в системе скважина - угольный пласт с целью выявить скрытые резервы при проведении дегазации угольных пластов скважинами большой длины.
Анализ кривых газовыделения в скважины, пробуренные в угольных пластах разной мощности и угла падения, в разных горногеологических условиях Кузбасса с разными сроками функционирования показывает, что все они имеют убывающий характер изменения дебита от максимума до минимума в момент отключения от сети (рис. 2, 3).
При этом необходимо иметь ввиду, что дебит газа в скважину достигает максимальный значений, как правило, только после окончания бурения
и лишь потом начинает медленно снижаться. Характер роста газовыделения из угольного массива в скважину на стадии бурения можно считать линейным, что позволит упростить расчет объема выделившегося газа через площади соответствующих треугольников на рис. 1.
Ранее в научных публикациях, посвященных вопросам дегазации угольных пластов, газовыделение в скважины на стадии бурения не рассматривалось как весомая составляющая их дебита ввиду его незначительности, а также по причине отсутствия замеров на этом этапе. Однако для скважин большой длины (от 100 м до 1000 м) эта составляющая может быть довольно значимой в общем объеме каптируемого метана и составлять 20-25 % его дебита.
Для сравнительной оценки этого показателя в таблице приведены значения объемов метана, извлеченного скважинами разной длины, на первом и втором этапах их работы для разных горногеологических условий Кузнецкого угольного бассейна [5].
Из таблицы видно, что для коротких скважин и длительном сроке их функционирования доля газа, выделяющегося при бурении, незначительна по отношению к последующим объемам и может не учитываться в расчетах.
При нарастании длины скважин эта составляющая начинает занимать все большую долю в суммарном дебите газа, что делает необходимым вводить в расчет газового баланса системы скважина - угольный пласт эту величину. В свете современных тенденций внедрения длинных скважин для дегазации угольных пластов данный подход является целесообразным, и будет способствовать более полному учету газоотдачи дегазируемого массива и соответственно сокращению расходов на производство буровых работ.
Вместе с тем следует заметить, что действу-
Номер скважин и их ориентация в пласте Газовыделение 3 в скважины, м3 Отношение
Длина скважины, м Общий дебит 3 газа, м газовыделе-
Шахта Пласт 1 этап 2 этап ния на 1 этапе к общему дебиту, %
По восстанию
Коксовая Прокопь- 9 75 52,0 20346 20318 0,25
евский 18 70 24,7 12226 12250,7 0,20
26 74 24,7 20377,5 20402,2 0,12
Распадская 7-7а 40 200 70,5 763,5 834 8,40
41 200 97,5 1920,5 2018 4,80
42 200 87 1523 1610 5,40
По простиранию
Им.С.М.Ки Болдырев- 2 600 27360 75840 103200 26,51
рова ский
Таблица. Соотношение дебита газа в скважины разной длины в период бурения (1 этап) и во время работы под вакуумом (2 этап)
ющие в настоящее время Инструкции по дегазации угольных шахт (Приложение № 18 «Определение объемов каптируемого метана») содержат формулы для расчета дебита метана из скважин на стадии бурения трудно реализуемые для практического применения ввиду некорректности входящих в них величин [6].
На основании изложенного следует полагать, что при оценке эффективности дегазации угольных пластов и расчете полного дебита газа из
скважины длиной более 200 м за весь период их функционирования, необходимо учитывать газовыделение при бурении, что особенно актуально при увеличении длительности этого процесса, связанного с остановками бурового станка при отклонении забоя скважины от проектной траектории, потерей бурового инструмента и другими нештатными ситуациями, при которых газ продолжает активно выделяться в скважину.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гришин В. Ю. Новые технологии дегазации шахт Кузбасса / В. Ю. Гришин Е. В. Мазаник, Л. А. Шевченко // Безопасность жизнедеятельности. - 2014. - № 3. -С. 19-21.
2. Портола В. А. О повышении эффективности извлечения метана из шахт при эксплуатации высокогазоносных пластов // Вестник Кузбасского государственного технического университета. . - 2007. - № 3. - С. 10-12.
3. Портола В. А. О возможности отработки высокогазоносных угольных пластов во взрывобезопас-ной газовой среде // Безопасность труда в промышленности. - 2007. - № 12. - С. 53-57.
4. Шевченко, Л. А. Процессы газоотдачи газоносного массива в длинные скважины / Л.А. Шевченко. - Вестник Кузбасского государственного технического университета. - 2014 - № 3. - С. 51-55.
5. Ткаченко Д. А. Дегазация пласта 7-7а на шахте «Распадская» / Д. А. Ткаченко, Л. А. Шевченко. Сб. научн. тр. Вопросы охраны труда и промышленной безопасности. - Кемерово. -2014. - КузГТУ. С. 54-58.
6. Инструкция по дегазации угольных шахт. - М.: - НТЦ Промышленная безопасность. - 2012. - С.
250.
Авторы статьи
Шевченко Леонид Андреевич
доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой аэрологии, охраны труда и природы КузГТУ, тел. (384-2) 39-63-70
Ткаченко Дмитрий Александрович
аспирант кафедры аэрологии, охраны труда и природы КузГТУ, тел. (384-2) 39-63-70.
Поступило в редакцию 26.01.2015
