CC BY
16
СЕМИНАР 3
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ "НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 99" МОСКВА, МГГУ, 25.01.99 - 29.01.99
Ю.Г. Анпилогов, к.т.н., В.Н. Королева, к.т.н.,
МГГУ МГГУ
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫБРОСООПАСНЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
В ЗОНАХ ГИДРОРАСЧЛЕНЕНИЯ ПРИ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ ДГОТОВКЕ ГАЗОВЫБРОСООПАСНОГО МАССИВА
Тенденция роста числа вводимых в отработку угольных пластов, склонных к внезапным выбросам угля и газа, при усложнении горно-геологической ситуации и, как правило, при невозможности обеспечения надежной защиты выбросоопасных пластов требует поиска и совершенствования региональных методов предотвращения выбросов. Наиболее перспективным региональным методом является гидрорасчленение угольных пластов (в ряде случаев и вмещающих пород), апробированный в начале как метод дегазации [1,2].
В течение 1975-1985гг. на трех шахтах Донецкого и трех шахтах Карагандинского угольных бассейнов проводились опытно-промыш-ленные 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 метода дегазации, предъявлялись следующие требования [3,4]:
♦ 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:
♦ технологии освоения скважин с откачкой рабочей жидкости с последующим извлечением газа на поверхность;
♦ технологических приемов управления процессом раскрытия всех систем природных трещин;
♦ технологии гидрорасчленения вмещающих пород;
♦ технологии гидрорасчленения пластов в условиях мелкоамплитудных геологических нарушений.
Далее рассмотрим основные обобщенные результаты и закономерности, выявленные в ходе промышленных испытаний и дальнейшего совершенствования внедрения метода.
В период промышленной проверки метода в зонах гидрорасчленения отработано 3324 тыс. т запасов угля (760 м подвигания очистных забоев) в Донбассе, в том числе 20% - без локальных проти-вовыбросных мероприятий. В Карагандинском бассейне пройдено 10,2 км выработок, из них 4,6 км -без мероприятий, и отработано 4,2 млн. т запасов в зонах гидрорасчленения без мероприятий. Во всех случаях получены положительные результаты.
Для установления основных закономерностей формирования зоны гидрорасчленения, а также изменения свойств и состояния пласта в пределах этих зон проведе-
на проверка возможности достижения при рекомендуемых параметрах процесса максимально возможных радиусов обработки. Теоретически при наличии негидропроводных вмещающих пород величина радиуса обработки зависит от соотношения темпов нагнетания и потерь жидкости на фильтрацию в меж-трещинные блоки. Рост протяженности раскрываемой трещины прекращается в момент, когда потери на фильтрацию становятся равными расходу жидкости. Наличие потерь жидкости на фильтрацию в трещиноватые гидропроводные кровли приводит к сокращению длины трещины гидрорасчленения.
Аналитическое решение задачи позволило проанализировать достигнутые во время промышленных испытаний и промышленной проверки метода величины эффективных радиусов в зависимости от горно-геологических и горнотехнических факторов.
Из результатов анализа выявлено, что скорость распространения рабочей жидкости в направлении основной системы трещин в 20-25 раз выше, чем в направлении второстепенных систем трещин. Выход воды в выработки, по характеру которого можно судить о процессе, происходит при перемещении фронта распространения жидкости на расстояние от 50-60 до 220-250 м, что свидетельствует о последовательном раскрытии трещин.
Экспериментально установлено также, 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, а для условий Карагандинского бассейна - 70-90 л/с при эффективном радиусе обработки 110-140 м.
Как было установлено при проведении промышленных испытаний метода (1975-1980 гг.), наличие нарушений с амплитудой свыше полумощности пласта является естественным экраном распространения жидкости. При наличии протяженных мелко амплитудных гидропроводных нарушений рабочая жидкость поступает в эти нарушения и последние так же, как правило, определяют границы обработанной зоны.
Если в случае наличия разрывных нарушений типа взбросов, надвигов и т.п. единственной возможностью качественной обработки является размещение скважин по обе стороны от нарушения на расстояние до Rэф, то в случае мелкоамплитудных нарушений их переход фронтом нагнетаемой рабочей жидкости возможен при тампонаже этих нарушений вяжущими веществами.
Первые опыты тампонажа указанных нарушений проведены в условиях шахты "Коммунист" (скв. 633, 1974 г.) и им. А.А. Скочинского (скв. 1). В ходе промышленной проверки продолжена отработка параметров гидрорасчленения нарушенных выбросоопасных пластов.
На поле шахты им. 9 Пятилетки скв. 6 и 9 располагаются по обе стороны от прогнозируемого геологического нарушения типа надвига с амплитудой 15 м.
В процессе гидрорасчленения пласта 18' через скв. 6 на этой шахте уже в начале процесса произошла гидросбойка с нарушением, о чем свидетельствовало практически нулевое значение давления при темпах нагнетания от 10 до 40 л/с.
Для тампонажа нарушения использовались древесные опилки, закачиваемые в виде водоопилочной смеси в пласт в микроцикличе-
56
ском режиме при варьировании концентраций, объемов и темпов закачки в каждом отдельном микроцикле. Всего выполнено 19 микроциклов, при этом в пласт подано 1305 м3 водопесчаной смеси со средней концентрацией опилок 4,4 г/л при среднем темпе нагнетания 10-12 л/с.
Для целей тампонажа рекомендуется производить закачку опилок порциями по 500-600 кг с концентрацией 4-8 г/л с расходом 10-14 л/с. Приготовление смеси производится в пескосмесительном агрегате ЗПА или УПС-50.
Достижение проектных параметров процесса и последующий опыт эксплуатации скважины позволяет считать, что поставленная задача решена успешно, так как, во-первых, из скважины до ее подработки очистными работами было извлечено 172,6 тыс. м3 метана и дополнительно после подработки -около 220 тыс. м3 . Во-вторых, шахтными наблюдениями установлено, что зона активного изменения газодинамических характеристик особо выбросоопасного пласта 18 (полуоси эллипса) достигают в направлении основной системы трещин 120 м и 80 м - в направлении второстепенной.
В границах этой зоны газоносность пласта составляет 9,5-15,9 м3/т (природная газоносность -
19-20 м3/т), начальная скорость газовыделения из шпуров - 0,471,1 л/мин (вне зоны - 1,3-2,1 л/мин), безопасная глубина выемки - 4,1-6,8 м (вне зоны - 2,3-2,7 м), влажность угля - 1,3-2,6% (вне зоны - природное значение 1,0-1,1% ), крепость угля - 1,04-1,16 усл. ед. (вне зоны - 1,24-1,44 усл. ед.).
При установлении закономерностей влияния гидрорасчленения вмещающих пород на состояние выбросоопасных угольных пластов теоретически обоснована и аналитическими расчетами доказана возможность углубления снижения выбросоопасности пласта за счет дополнительной разгрузки его призабойной части при гидрообработке монолитных песчаников в основной кровле и почве пласта при наличии
негидропроводных пород непосредственной кровли (почвы) [5].
Аналитические расчеты с использованием МКЭ показали, что наиболее эффективным вариантом гидродинамической обработки угленосной толщи является совместная обработка угольного пласта и монолитных пород основной кровли. При этом напряжения уменьшаются на 40-50%, а максимум опорного давления перемещается в глубь массива до 2 м. Для этого необходимо, чтобы прочность монолитных пород была снижена на 40-50%, чего добиться закачкой только воды нельзя.
Поэтому были проведены исследования воздействия на цемент песчаников растворов кислот (НС1, НТФ и др.) и карбамида. Наилучшие результаты достигнуты при обработке песчаников 2,5% водным раствором карбамида, снижающим их прочность на 50-58% и увеличивающим открытую пористость на 34-40% [6].
Уточнение параметров гидрообработки вмещающих пород проведено на поле шахты им. А.А. Ско-чинского при гидрорасчленении песчаника в кровле пласта ^ через скв. 3 и песчаника в почве того же пласта через скв. 7.
Шахтными экспериментами установлено, что при закачке 1000 м3 воды в песчаники кровли (скв.
3, шахта им. А.А. Скочин влияния скважины составил 70- свойств пород основной кровли, увеличение ее влажности привело к уменьшению шага обруше го давления до 1 м в глубь массива.
Усовершенствованная технология гидрообработки песчаника в почве пласта ^ опробована на скв. 7 (шахта им. А.А. Скочинского) с использованием в качестве рабочей жидкости 2,5% -ного водного раствора карбамида с темпами нагнетания 30-40 л/с и объемами, рассчитанными с учетом мощности песчаника и его открытой пористости.
Основные закономерности освоения и эксплуатации скважин, выявленные в период испытаний, сводятся к следующему.
ГИАБ
Дебиты скважин по газу на шахтах Донецкого бассейна характеризуются значительными кратковременными начальными значениями (до 1500-2500 м3/сут) и стабильными значениями порядка 350-500 м3/сут в течение 2-3 лет. Из прекративших функционирование скважин гидрорасчленения максимальный объем газа извлечен из скв. 3 на поле шахты им. А.А. Скочинского - 348 тыс. м3 и скв. 10 на шахте им. 9 Пятилетки -801,6 тыс. м3, при среднегодовом объеме - 150-260 тыс. м3.
Показано, что независимо от положения скважин по отношению к вентиляционному штреку после их подработки дополнительно извлекается 100-250 тыс. м3 газовой смеси с концентрацией метана 6697% из выработанного пространства и подработанных сближенных угольных пластов.
В Карагандинском бассейне стабильные дебиты метана составляют 800-1500 м3/сут. Максимальный объем извлеченного метана из одной скважины на шахтах Сокурской (скв. 1, 2 и 11) и им. В.И. Ленина (скв.6) составил от 1700 до 2000 тыс. м3.
Установление закономерностей изменения свойств и состояния выбросоопасных пластов в зонах гидрорасчленения, выполненного по результатам шахтных наблюдений при ведении подготовительных и очистных работ, показало, что в Донбассе в зонах гидрорасчленения выбросоопасных пластов в среднем снижены: начальная скорость газовыделения из шпуров - в 1,61,9 раза, крепость угля - в 1,151,25 раза, природная газоносность пластов - на 3,5-5,0 м3/т, фактическое метановыделение из пласта -в 2-3 раза; увеличены: безопасная глубина выемки пластов - на 1-3 м, проницаемость массива - на 1-2 порядка.
В зонах гидрорасчленения значения показателя R1 в Карагандинском бассейне ниже критического, а газообильность горных выработок снижается на 4060% . Кроме того, в зонах гидрорасчленения достигнуто устой-
чивое снижение остаточной газоносности в 1,7-1,9 раза.
Таким образом, как показали результаты оценки эффективности испытанной технологии метода, он доказал свою работоспособность и достаточную надежность по снижению газоносности и выбро-соопасности в условиях, соответствующих его области применения.
Однако в ходе промышленной проверки из-за изменения программы работ не удалось в полной мере осуществить оценку эффективности для группы скважин при отсутствии необработанных участков между ними.
Такая оценка была проведена на поле шахты им. 9 Пятилетки (в настоящее время шахта Северная) ПО "Макеевуголь" на участке восточной коренной лавы пласта т3, подвергнутом гидродинамическому воздействию через одиночную скважину 12 и участке, обработанном через группу скважин 13, 14 и 3.
Поскольку оптимальной схемой размещения скважин является схема, обеспечивающая полную обработку массива на всей площади, без оставления необработанных участков, исходя из анализа возможных систематических ошибок в определении местоположения скважин и схематичное представление контура обработки в виде эллипса, при выборе расстояния между скважинами предусматривалось перекрытие зон обработки, достигаемое за счет выполнения неравенства:
Rc < 1,5 Rэф, м, где: Rc - расстояние между скважинами, и резервирования мощностей насосных агрегатов; Rэф -эффективный радиус гидрорасчленения; Rэф = 31,2 + 1,47 qmax, м (для условий Донбасса), где: qmax - максимальный темп нагнетания рабочей жидкости, л/с.
Необходимо отметить, что гидрорасчленение через скважину 3 было выполнено еще в 1978 г. в ходе промышленных испытаний и осуществлялось по схеме, когда выход на процесс гидрорасчленения достигался в непрерывном ре-
жиме закачки путем плавного увеличения расходов от 5 л/с до проектных за 1,5 - 2,0 часа.
Гидрорасчленение через скважины 12, 13 и 14 в отличие от гидрорасчленения через скв.3 осуществлялось в 1988-1989 гг. по новой технологии в два-три последовательных цикла с увеличением темпа нагнетания рабочей жидкости в каждом цикле на (8-10)-10-3 м3/с и доведением до максимального значения в последнем цикле. В конце каждого цикла осуществляется выпуск рабочей жидкости до падения давления на устье скважины, равном Рсв > 0,1 Но, где Но - глубина зоны газового выветривания [7].
Такой режим воздействия позволяет 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) и увеличение приемистости 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 таблице приведены основные показатели гидродинамического воздействия и результаты гидродинамических исследований, выполненных в процессе нагнетания, а также показатели освоения скважин.
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 направ-
лении основной системы трещин и 100-110 м в направлении второстепенной, при этом достигнуто взаимное наложение зон гидрорасчленения скважин 3, 13 и 14. Также установлено, что влияние гидродинамического воздействия на состояние и свойства выбросоопасного пласта сохраняется в течение длительного времени (скв.3).
Установлено, что газоносность пласта в этих зонах находится в пределах от 13 до 19 м3/т (природная газоносность - 22-24 м3/т), начальная скорость газовыделения из шпуров не превышает 1,1 л/мин, в то время как вне зоны она равна 2,2-2,9 л/мин, безопасная глубина выемки составляет 4,5-7,0 м, а вне зоны - 2,0-3,0 м. Причем наибольшая эффективность воздействия наблюдается на участках наложения зон гидрорасчленения, а восточная коренная лава 300 м подвигания очистного забоя работала в условиях обработанного массива на всю ее длину.
Таким образом, выполненные исследования показывают эффек-
тивность и перспективность использования гидрорасчленения как регионального метода предотвращения выбросов угля и газа. Тем не менее, следует отметить, что параметры рассматриваемой технологии требуют дальнейшего уточнения и совершенствования, однако, непременным условием заблаговременного перевода газовыбросоопасного массива в неопасное состояние является использование для обработки пластов группы скважин и достижение гидравлической связи между ними, повышение равномерности обработки угольного массива, максимально возможного съема газа, снижение стоимости работ за счет использования попутно извлекаемого метана.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. М.: Недра, 1979, 272 с.
2. Руководство по дегазации шахт. М.: Недра, 1975, 189 с.
3. Анпилогов Ю.Г. Исследование особенностей технологии гидрорасчленения пологих выбросоопасных пластов с целью подготовки месторождения к разработке. Дисс. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. М, МГИ, 1977, 208 с.
4. Ярунин С.А. Разработка метода гидрорасчленения выбросоопасных угольных пластов. Дисс. На соиск. ученой степени докт. техн. наук. М, МГИ, 1982, 448 с.
5. Анпилогов Ю.Г., Бухны Д.И. Изменение напряженного состояния пласта при гидрорасчленении вмещающих пород. В сб.: Создание высокопроизводительных комплексномеханизированных и автоматизированных шахт. Вып. 9, М.: МГИ, 1976, с. 56-58.
6. Анпилогов Ю.Г., Семенов Ю.И. Управление напряженным состоянием выбросоопасного угольного пласта при гидродинамической обработке угленосной толщи. В сб.: Управление состоянием массива горных пород на шахтах. М.: МГИ, 1984, с. 3-7.
7. Буханцов А.И., Анпилогов Ю.Г. и др. А.С. СССР № 1652615. Способ гидродинамического воздействия на выбросоопасный пласт. Б.И. № 20, 1991 г.
© Ю.Г. Анпилогов, В.Н. Королева
