CC BY
53
ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ГЕРМЕТИЗАЦИИ ДЕГАЗАЦИОННЫХ СКВАЖИН
Андрей Владимирович Патутин
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный пр., 54, аспирант, тел. (383)335-96-42, e-mail: andrey.patutin@gmail.com
Татьяна Викторовна Шилова
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный пр., 54, аспирант, тел. (383)3 35-96-42, e-mail: shilovatanya@yandex.ru
Сергей Владимирович Сердюков
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им.
Н.А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный пр., 54, доктор технических наук, заведующий лабораторией, тел. (383)3359642, e-mail:ss3032@yandex.ru
Рассмотрена возможность повышения качества герметизации дегазационных скважин путем создания поперечного экрана, заполненного вязкой жидкостью под небольшим давлением. Полученные оценки основных параметров гидроразрыва могут использоваться при разработке технологии барьерного экранирования.
Ключевые слова: герметизация, дегазация, гидроразрыв, метан угольных пластов.
IMPROVING THE SEALING QUALITY OF DEGASSING WELLS
Andrey V. Patutin
N.A. Chinakal Institute of Mining, Siberian Branch, Russian Academy of Sciences, 630091, Russia, Novosibirsk, Krasnyi av. 54, postgraduate, (383)335-96-42, e-mail: andrey.patutin@gmail.com
Tatyana V. Shilova
N.A. Chinakal Institute of Mining, Siberian Branch,Russian Academy of Sciences, 630091, Russia, Novosibirsk, Krasnyi av. 54, postgraduate, (383)335-96-42, e-mail:shilovatanya@yandex.ru
Sergey V. Serdyukov
N.A. Chinakal Institute of Mining, Siberian Branch,Russian Academy of Sciences, 630091, Russia, Novosibirsk, Krasnyi av. 54,Dr.Sci., head of laboratory, (383)3359642, e-mail: ss3032@yandex.ru
The possibility of improving the sealing quality of degassing wells with the transverse screen filled with viscous fluid under slight pressure is considered. The resulting estimates of the main hydraulic fracturing parameters can be used in developing the technology of barrier screening.
Key word: sealing, degassing, hydraulic fracturing,coal bed methane.
Необходимость использования дегазации при разработке угольных месторождений регламентируется нормативными документами [1]. Одной из главных проблем, возникающих в процессе эксплуатации дегазационных скважин,
является низкое содержание метана в откачиваемом газе, а это напрямую зависит от качества их герметизации.
Стандартная методика герметизации устья дегазационных скважин предполагает установку обсадной трубы с тампонированием всего затрубного пространства цементным раствором или твердеющими химическими составами (синтетические смолы и др.). Для снижения подсосов воздуха в подземные скважины применяют специальные смеси, которые наносятся на стенки выработки; часто используют дополнительные пакеры.
К недостаткам широко используемых способов герметизации относятся:
1) разрушение со временем цементного камня;
2) неполное заполнение цементным раствором зоны вокруг скважины, нарушенной бурением;
3) возможность возникновения дополнительных трещин на контуре дегазационной скважины в процессе ее эксплуатации.
Возникающее при этом нарушение герметизации приводит к подсосу воздуха из выработки в зону депрессии, формированию метано-воздушной смеси (МВС) с низким содержанием метана, повышению опасности взрыва, проблемам дальнейшей утилизации метана (см. рисунок).
поток техногенная поток метана зона 1 | - повышенной 111 проницаемости
\ ч \ *
воздуха L L '
выработка дегазационная скважина (зона вакуумирования угольный массив
Рис. Модель образования МВС в дегазационной скважине
Практика показывает необходимость разработки дополнительных технических решений, направленных на отсечку воздушных конусов, например, с помощью создания непроницаемых экранов в горной породе [2]. Описанный подход предполагает проведение поинтервального ориентированного гидроразрыва с образованием поперечных трещин и их заполнение твердеющим составом, который является основой формируемых экранов. После заполнения трещин производится обсадка скважины и устанавливается герметизатор. Отмечается, что использование данного способа позволит значительно снизить подсосы воздуха и повысить содержание метана в отсасываемой из горного массива
смеси, а также уменьшить длину участка герметизации скважины со стандартных 7-10 м до 1.5-2 м.
Однако у рассматриваемого метода есть ряд недостатков, которые могут снизить его эффективность. Так, существует возможность частичного разрушения воздухонепроницаемого экрана после отвердевания заполняющего состава в период эксплуатации дегазационной скважины, например под действием деформационных процессов техногенного и/или природного происхождения, протекающих в массиве горных пород разрабатываемого месторождения. Это приведет к нарушению герметичности рабочей части дегазационной скважины и увеличению подсосов воздуха в нее. Другим недостатком является то, что из-за ограниченного времени от начала заполнения экрана до начала отвердевания состава возможно неполное заполнение составом трещины гидроразрыва и связанных с нею фильтрационных каналов, что ведет лишь к частичному перекрытию путей подсоса воздуха во вмещающих горных породах. Кроме того, неравномерное отвердевание состава в объеме воздухонепроницаемого экрана может сопровождаться локальным падением давления состава ниже давления запирания трещины гидроразрыва и схлопыванием полости экрана на отдельных его участках, что ведет к нарушению его целостности и герметичности.
Для решения описанных проблем предложен способ создания поперечного экрана, заполненного вязкой жидкостью под небольшим давлением.
Проектирование работ по созданию барьерного экрана предполагает расчет объема закачки рабочей вязкопластичной жидкости, давлений гидроразрыва и поддержания экрана в открытом состоянии.
Объем барьерного экрана, зависит от его радиуса, вязкопластических свойств рабочей жидкости и деформационных свойств вмещающей горной породы. Для монолитных вмещающих горных пород рекомендуемый радиус экрана составляет 2 м, для трещиноватых пород - 5 м, для сильно трещиноватых пород - 10м и более.
Развитие трещины поперечного гидроразрыва происходит в результате нагнетания пластического материала из точечного источника, расположенного в ее центре. Источник может иметь постоянный расход д0, либо расход, зависящий от времени д0 () = / &. Обозначим через Я - радиус заполненной
В этом случае, согласно [3] можно проследить во времени изменение всех параметров развития дисковой трещины. Полагая, что объем закачанного пластического материала Коизвестен, а также учитывая, что раскрытие трещины вблизи края много меньше ее раскрытия в центре,запишемупрощенные формулы, которые могут использоваться для проведения оценок основных параметров гидроразрыва:
флюидом области, Ь - радиус трещины, ^ =---------------------
2(1 + у)
- модуль сдвига.
и = 2 1Т°(1 У^у1я(Я - г), г < Я
V пе
пЕт° Я - г
V1-у V Я
-_8 ПЕТ!
15\1 -у
где и - полураскрытие берегов трещины, у - коэффициент Пуассона, т0 - напряжение трения на берегах трещины (предел текучести вязкопластичной жидкости).
Когда предел текучести Торабочей жидкости удовлетворяет условию
225 (1 -у2 ) 2
т° <т° =-----*-----------К1 (2)
° °*^ 12ЩЕ 1С ( )
где Е - модуль Юнга пород, вмещающих барьерный экран, Н/м , у - коэффициент Пуассона; Ro - заданный радиус экрана, м; Кс - критический коэффи-
циент интенсивности напряжений для трещины отрыва (вязкость разрушения),
3/2
МН*м- , зависящий от типа и механического состояния вмещающей горной породы, тогда вязкопластическими свойствами рабочей жидкости пренебрегают и объем барьерного экрана рассчитывают по следующей формуле:
8 К1С-(1 -у2) 5
V =-н —1 • Я°2 (3)
л/п Е
Если условие (2) не выполняется, то объем заполнения экрана рассчитывают по формуле (4), учитывающей неполное заполнение трещины гидроразрыва вязким флюидом
32 2п(1 -у2 )т ,
= й V Я3 (4)
Если значение предела текучести рабочей жидкости неизвестно, то для по-лимеризующихся составов (например, на основе акрилатного геля) полагают т0= 100 Па; для маловязких составов вязкопластическими свойствами пренебрегают и принимают нулевое значение предела текучести.
При выполнении расчетов по формулам (2), (3) значение коэффициента Кю выбирают в зависимости от типа и механического состояния вмещающих горных пород в соответствии со справочными данными.
Значения модулей Юнга, сдвига и коэффициента Пуассона вмещающих пород определяют по результатам лабораторных испытаний керна, отобранного
при бурении дегазационной скважины. Если значения упругих параметров вмещающих горных пород неизвестны, то при расчетах допускается использовать справочные значения, например [4].
Когда условие (2) выполнено, объем пропитки породы вмещающей экран принимают равным десятикратному значению объема, рассчитанного по формуле (3). В противном случае утечками рабочей жидкости в горную породу пренебрегают.
Давление формирования экрана считают равным давлению гидроразрыва, определяемому опытным путем. Для поддержания экрана заданного радиуса Я0 в стабильном открытом состоянии, рабочее давление жидкости в экране выбирают равным давлению распространения трещины, значение которого при выполнении условия (2) рассчитывают по формуле (5)
р»Кс-щ+° (5)
где о - сжатие плоскости экрана вмещающими породами, Н/м2, определяемое опытным путем.
Если условие (2) не выполняется, то давление поддержания экрана в раскрытом состоянии рассчитывают по формуле (6)
Р
тах
пт°Е
° + <г (6)
2 (1 -у2)
Приведенные расчеты основных параметров гидроразрыва угольного массива вязкопластическими составами создают предпосылки для успешного создания технологии герметизации дегазационных скважин с помощью барьерного экранирования.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Инструкция по дегазации угольных шахт. М.: 2011.
2. Полевщиков Г.Я., Тризно С.К., Мельников П.Н. Способгерметизации дегазационных скважин // Патент РФ № 2108464, 1998.
3. Мартынюк П.А.Приближенное решение задачи о развитии дисковой трещины в горной породе при нагнетании пластического материала // Геодинамика и напряженное состояние недр земли. -2011.- С. 389-393
4. Справочник (кадастр) физических свойств горных пород. М.: Недра, 1975.
© А.В. Патутин, Т.В. Шилова, С.В. Сердюков, 2013
