CC BY
37
СЕМИНАР 5
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ "НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА -2001"
МОСКВА, МГГУ, 29 января - 2 февраля 2001 г.
^ © Р.К. Атыгаев, К.С. Коликов,^^ Ф.А. Муллагалиев, 2001
ч
УДК 622.4:622.8
Р.К. Атыгаев, К.С. Коликов, Ф.А. Муллагалиев
ГАЗОДИНАМИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА УГОЛЬНОГО ПЛАСТА В ЗОНАХ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ
ДЕГАЗАЦИИ
П
ри решении задач о газовыделении из угольного пласта, прогнозе его газодинамической активности, оценке газообильности и определении схем и параметров дегазации большое значение имеют коллекторские свойства пласта и давление газа в нем. В случае заблаговременной дегазационной подготовки анализ кривых восстановления давления и динамики газовыделения скважин позволяет оценить эти параметры. Однако, базируясь на аналитической модели, имеющей ряд допущений, величины определяемых параметров автоматически заключают в себе некоторую погрешность. Для устранения этого необходимо уточнение используемой модели угольного пласта.
Уточнение структуры и параметров пласта Д6 в зонах скважин заблаговременной дегазации проводилось не только при проведении подготовительных выработок, но и косвенно, путем газодинамических исследований (снятия кривых восстановления давления) угольного пласта через специально пробуренные скважины из полевых выработок.
Основными параметрами, определяющими
потенциальную газодинамическую активность пласта являются давление метана в угле и проницаемость угольного пласта .
В качестве объектов исследования были выбраны зоны скважин ГРП № 10-13 на поле шахты им. Ленина. Выбор произведен исходя из следующего:
• наличия в районе зон гидрорасчленения полевых выработок, позволяющих осуществить бурение и качественную герметизацию подземных скважин для замеров газового давления в трещинах гидрорасчленения;
• наличия скважин гидрорасчленения, отличающихся по съему метана при сопоставимых периодах эксплуатации.
Схема расположения скважин для замера пластового давления в зонах гидрорасчленения приведена на рис. 1. Бурение подземных скважин производили со 2-го восточного полевого откаточного штрека горизонта +0. Параметры заложения скважин приведены в таблице.
Бурение скважин осуществлялось станками СБГ-1М. Герметизацию скважин производили цементно-песчаным раствором. Глубина герметизации составляла не менее 30 м от устья скважины.
Исследования начинали с определения дебита газа из скважины гидрорасчленения и подземных скважин. Замеры с последних проводились до стабилизации газовыделения, после чего скважина герметизировалась и на ней фиксировалось возрастание давления. Когда давление на контрольных скважинах, пробуренных в зону одной скважины гидрорасчленения, стабилизировалось, поверхностная скважина перекрывалась. Далее производилась одновременная регистрация кри-
Таблица
ПАРАМЕТРЫ ЗАЛОЖЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СКВАЖИН
№№ скважин Угол Длина скважин
разворота, град. подъема, град. по породе, м по углю, м
1-6 90 47 80 10
7-8 90 45 78 10
9-17 90 43 76 10
19-22 90 43 73 10
вых восстановления давления (КВД) скважин гидрорасчленения и подземных скважин. Давление газа, зафиксированное до перекрытия поверхностной скважины, принималось за давление в трещинах гидрорасчленения. Установившееся после перекрытия скважины гидрорасчленения давление - близким к давлению в блоках. Давление в блоках определялось также расчетным путем: по скорости нарастания давления в контрольных скважинах до их закрытия:
I дР2
—ж, ■ (|)
где Рбл - давление газа в блоках, Па; , - середина линейного участка на кривой роста давления на контрольной скважине, с.
Проницаемость угольного пласта оценивалась по крутизне линейного участка зависимости давления на скважине от времени в координатах Р2 -1п,
К — длРат (2)
2Ж 1ф^а ТСт
где /Л - вязкость газа, Па-с; Рат - атмосферное давление, 105 Па; 1ф - фильтрующая часть скважины, м; ,да - крутизна линейного участка на КВД; Тпл - температура
пласта, °К; Тст - стационарная температура, 293 °К; 2 - коэффициент сверхсжимаемости газа; д - установившийся дебит, м3/с.
Рис. 2. Расперделение пластового давления:
х - зона ГРП-10; А - зона ГРП-11; о - зона ГРП-12:
• - зона ГРП-13; 2, 3,...22 - номера контрольных скважин
На рис. 2 приведены кривые распределения давления газа в трещинах расчленения в окрестности скважин ГРП. Как и ожидалось, эти кривые напоминают классические депрессионные воронки. Чем больше извлечено газа, тем шире крылья воронки. Сравнивая конечные величины газового давления по контрольным скважинам и характер их распределения в окрестности скважин ГРП, можно заметить, что зоны скважин ГРП-10,11,12 взаимно перекрываются, а зоны
скважин №13 и 14 не имеют точек соприкосновения. Наибольшее снижение пластового давления наблюдается в зоне скважины ГРП-12, отку-
да снято на момент проведения исследований около 2,6 м3/т метана.
После перекрытия поверхностной скважины ГРП-12 газовое давление в подземных скважинах, расположенных на расстояниях 0,15; 0,33;
0,67 проектного радиуса воздействия, возросло соответственно на 0,42; 0,23; 0,15 МПа. Срок наблюдения составлял до шести месяцев. Считая, что за шесть месяцев давление в контрольных скважинах стабилизировалось, можно, без большой ошибки, давление в блоках принять равным установившемуся. Учитывая, что природное газовое давление около 2,5 МПа и используя данные, полученные расчетным путем по (1) и прямыми замерами, построена зависимость, связывающая давление в трещинах и давление в блоках угля (рис. 3). Эта зависимость позволяет с учетом Рб прогнозировать протяженность безопасной по внезапным выбросам зоны в окрестности скважин ГРП.
На рис. 4 представлена зависимость между съемом метана и размерами безопасной зоны по показателю газового давления. Судя по характеру полученной кривой, размеры безопасной зоны никогда не достигнут границ зоны воздействия, так как для этого необходимо извлечь почти весь содержащийся в пласте метан, что практически невозможно. В то же время, для получения безопасной зоны размерами порядка 70 % радиуса воздействия необходимо снять не менее 1,25 м3/т метана, что приблизительно эквивалентно объему свободного газа.
Интересна трансформация кривых распределения давления по зоне гидрорасчленения: если в начальный период дегазации она логарифмическая, то в более поздние сроки освоения скважин ГРП - ближе к параболической. Эта закономерность связана с процессом изменения проницаемости угольного пласта по мере его дегазации [1].
Основной целью гидрорасчленения является увеличение проницаемости объекта воздейст-
Рис. 3. Приращение газового давления после перекрытия поверхностной скважины в зависимости от первоначального давления в трещинах
Рис. 4. Величина безопасной зоны в зависимости от съема метана
вия. Естественная проницаемость пласта Д6 по данным [2] составляет (10^50)-10-4 мД, в зоне скважины №10 она возросла на 2-3 порядка и составила 0,15^0,8 мД (рис. 5). Основное увеличение проницаемости приходится на интервал (0,45-0,65^. В зоне скважины № 11, где съем метана составлял 1,5 м3/т, проницаемость пласта на порядок выше, чем в зоне скважины №10, и на 3-4 порядка выше природной. Проницаемость пласта в интервале (0-0,5^ держится практически на одном уровне и равна 2,5-2,9 мД. Далее, к границе зоны воздействия, она резко снижается.
Почти аналогично изменяются фильтрационные свойства пласта в зоне сква-жины №12: проницаемость пласта уменьшается от центра к периферии и находится в пределах 8,7-1,1 мД;
Рис. 5. Проницаемость пласта в зонах заблаговременной дегазации: х - зона ГРП-10; А - зона ГРП-11; о - зона ГРП-12: • - зона ГРП-13; 2, 3,...22 -номера контрольных скважин
характер распределения проницаемости более благоприятный, что подтверждается большим количеством извлеченного метана по сравнению со скважиной №11 при равных сроках освоения.
Весьма незначительной оказалась эффективность гидравлического воздействия через скважину №13, где проницаемость угольного пласта увеличилась всего в 1,5-3 раза. Основной причиной этого является то, что не была выдержана технология обработки и более 80 % рабочей жидкости закачено с темпом менее 20 л/с. Кроме того, зона обработки имеет низкую степень освоенности и располагается между двумя сместителями, что предполагает высокую квазипластичность угольного пласта.
Полученные значения проницаемости в зонах скважин №10,11,12 наглядно показывают, что по результатам своего воздействия гидрорасчленение аналогично подработке, являющейся на сегодняшний момент самым эффективным и надежным мероприятием по борьбе с внезапными выбросами. По данным [3] газопроницаемость подрабатываемых пластов увеличивается на 5-6 порядков, в то время как в зонах освоенных скважин ГРП она повышается на 4-5 порядков. Если для определения размеров безопасной зоны принять критерием величину проницаемости пласта, соответствующую проницаемости пласта Д6 на безопасных по газодинамическим явлениям глубинах, то окажется, что зоны скважин ГРП № 10, 11, 12 в радиусе порядка 120 м не опасны по внезапным выбросам угля и газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Айруни А.Т. Теория и
практика борьбы с рудничными
газами на больших глубинах. -М.: Недра, 1981. -335 с.
2. Исследование закономерности изменения НДС и фильтрационных свойств пластов при разгрузке в свитах пологих пластов
Карагандинского бассейна. Отчет о НИР. -Л.: ВНИМИ, 1988, -65с.
3. Море в А.М., Евсеев Н.И. Дегазация сближенных пластов. -М.: Недра, 1975, -168 с.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Атыгаев Рустем Кенесович - кандидат технических наук, УД АО «Испат-Кармет».
Коликов Константин Сергеевич - доцент, кафедра «Инженерная защита окружающей среды», Московский государственный горный университет.
Муллагалиев Фандус Ахматгалиевич - кандидат технических наук, УД АО «Испат-Кармет».
^__________________'___________________________________________________________^
