CC BY
60
------------------------------------ © В.Н. Труфанов, М.И. Гамов,
В.Г. Рылов, А. В. Труфанов,
2005
УДК 662. 41.: 553. 17
В.Н. Труфанов, М.И. Гамов, В.Г. Рылов,
А.В. Труфанов
НОВЫЕ ДАННЫЕ ПО ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ НА КРАСНОДОНЕЦКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ВОСТОЧНОГО ДОНБАССА
Энергетическая стратегия России базируется на повышении эффективности использования природного газа и увеличении его доли во внутреннем потреблении и экспорте. Отдаленность крупнейших месторождений природного газа от промышленных центров страны и неравномерность их расположения по территории России, существенное увеличение издержек производства по добыче и транспортировке газа вызывают необходимость интенсификации освоения нетрадиционных и местных ресурсов газового топлива. К числу таких ресурсов относится и метан угольных пластов. В этой связи несомненное научное и практическое значение имеют исследования по разработке экологически безопасных технологий извлечения угольного метана Восточного Донбасса, которые проводятся сотрудниками Геотехцентра-Юг Ростовского государственного университета по Государственному контракту № 41.003.1.1.2905 заключенному между Минпромнауки РФ и Головным исполнителем - Ростовским государственным университетом в содружестве с ИПКОН РАН, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, ВНИГРИуголь МПР РФ и другими организациями.
При развитии исследований на Краснодонецком полигоне авторы исходили из следующих базисных положений развиваемой ими концепции углеводородной флюидизации угольных пластов и углевмещающих пород в бассейнах авлакогенного типа, типичным представителем которых является Восточный Донбасс. Углеметановые месторождения в таких угленосных бассейнах обычно представляют из себя мощные толщи пород, включающие большое ко-
личество газонасыщенных угольных пластов и пропластков, нарушенных пликативными и дизъюнктивными тектоническими процессами, которые нередко сопровождаются гидротермально-метасоматическими преобразованиями как самих углей, так и вмещающих пород. Процессы углеводородной флюидизации оказывают значительное влияние на газоносность, проницаемость, газоот-дачу, геохимическую специализацию и другие геотехнологические свойства метанообильных зон. [1-4]
Угольный метан как нетрадиционный вид углеводородного сырья характеризуется рядом специфических свойств, отличающих его от обычного природного газа, что обуславливает необходимость применения специальных технологий по его извлечению и утилизации.
• Угольный метан в значительной мере является аутигенным образованием, возникшим совместно с угольным веществом в процессе его метаморфизации, т.е. он всегда существует в виде системы «уголь-порода-газ», в которой содержание метана варьирует от 5-6 до 35-45 м3/т угля в зависимости от степени метаморфизма. С этим связано весьма высокая плотность ресурсов угольного метана (до 250-300 и более млн м3/км2), на порядок и более превышающая аналогичные показатели для природного газа. Вместе с тем не вызывает сомнения, что некоторая, а возможно и значительная часть углеводородных газов в метаноугольных месторождениях имеет эпигенетическое (глубинное) происхождение, о чем вполне определенно свидетельствуют результаты изотопных исследований [5]. Эта часть общей газоносности углей является фактически возобновляемым ресурсом угольного метана.
• В отличие от преобладающей «свободной» формы нахождения природного газа в естественных трещинно-поровых коллекторах, метан в угольных пластах находится на 80-90 % в связанном, сорбированном состоянии, и для его добычи требуются различные методы деструкции систем «уголь-газ» и активации процессов дегазации угольных пластов. Согласно опубликованным и приводимым ранее данным, в участках угольного пласта и углевмещающих пород, прилегающих к зонам флюидизации, качественно изменяется структура и многие свойства угольного вещества, увеличивается степень его дисперсности, способность перехода системы «уголь-газ» в метастабильное состояние и, следовательно, возрастает веро-
ятность самопроизвольного спиноидального распада с выделением избыточных количеств газа [6]. Очевидно, что такие зоны являются наиболее благоприятными участками для проведения скважинной добычи метана из угольных пластов, но вместе с тем, их дегазация должна проводиться с учетом отмеченных особенностей поведения системы «уголь-газ». Согласно многочисленным опуб-ликованным данным [7-8] выделение газа из системы «уголь-газ» связано с разрушением его связей в этой системе со структурными ее элементами.
• В метаноугольных месторождениях аномально высокие концентрации метана локализуются не в классических структурных ловушках, а в так называемых флюидоактивных зонах (зонах флюидизации), образующихся в результате флюидно-метасоматического преобразования угольных пластов в участках тектонических нарушений. Прогнозирование и обнаружения таких метанообильных зон как неструктурных газовых коллекторов
- одна из наиболее трудных и важных задач при решении проблемы угольного метана [6].
• Десорбция метана из угля происходит длительное время, пиковые значения объемов газовыделения наступают в течение 2-3 лет, а срок действия метаноугольных скважин может составлять до 20-25 лет. Кроме того, возможна неоднократная активация этих скважин в процессе эксплуатации.
• В составе углеводородных газов угольных пластов абсолютно доминируют метан и его легкие гомологи, в отличие от природного газа, где нередки значительные содержания этана, пропана, бутана и других тяжелых УВГ, провоцирующие такие негативные сопутствующие явления, как образование газовых кристаллогидратов и закупоривание устья скважин.
Отмеченные и другие особенности метаноугольных месторождений являются главными причинами, стимулирующими и одновременно с этим сдерживающими интенсивное развитие работ по проблеме угольного метана, который представляется тем не менее наиболее доступным, дешевым и экологически чистым резервом из всех известных в мире нетрадиционных источников углеводородного сырья.
Прогнозные ресурсы угольного метана в России оцениваются в 50-60 трлн м3, что соизмеримо с запасами традиционных месторож-
дений природного газа. В недрах Восточного Донбасса содержатся значительные ресурсы метана в угольных пластах. Из 319 разведанных или эксплуатируемых участков и шахтных полей, известных на этой территории - 49 могут рассматриваться как углегазовые объекты с потенциальными ресурсами метана, имеющими практическое значение.
Оцененные ресурсы метана, сосредоточенного в угленосных свитах Восточного Донбасса до глубины порядка 1700 м, составляют 450-500 млрд м3, из них по разведанным запасам угля - 100-120 млрд м3. Наибольшие скопления газа находятся в следующих геоло-го-промышленных районах Ростовской области [6]:- Каменско-Гундоровском (30 млрд м3), Белокалитвенском (7,5 млрд м3), Краснодонецком (5,5 млрд м3), Тацинском (3,3 млрд м3) и Сулино-Садкинском (4,0 млрд м3) геолого-промышленных районах Ростовской области.
Как показал сравнительный анализ отмеченных объектов, наиболее перспективным для организации опытно-промыш-ленного полигона по заблаговременному извлечению метана является Краснодонецкий геолого-промышленный район, расположенный в пределах одноименной синклинали. Здесь сосредоточены значительные запасы метана, имеются свободные и подготовленные к выемке участки шахтопластов, находятся в стадии ликвидации высокогазообильные шахты Синегорская № 17 и Краснодонецкая, разрабатывавшие пласт т8' в интервале глубин до 350-500 м.
Согласно геологическим данным, максимальная газоносность угольного пласта т8' на достигнутых глубинах эксплуатации составляет 40 м3/т г.м. Фактическая метанообильность горных выработок в 1996-97 г.г. находилась в пределах: абсолютная- 43-83 м3/т., относительная- 63-77 м3/т.с.д.
При отработке пласта т8' на шахтах Синегорской № 17 и Краснодонецкой широко применялись противовыбросные мероприятия, в том числе сотрясательное взрывание и превентивная дегазация угольных пластов-спутников. За последние 13 лет проведения дегазационных мероприятий среднегодовой дебит метана достиг 6,3 млн м3 при фактической добыче угля 343,7 тыс.т/год.
Оцененных запасов метана в пределах разведанной части Краснодонецкой синклинали будет достаточно для газификации близлежащих шахтерских поселков с общей численностью населения более 10 тыс. человек на 40-50 лет, что становится весьма акту-
альным в связи с закрытием ШУ «Краснодонецкое» - основного поставщика топлива для местных нужд.
В соответствии с Протоколами совещаний по вопросу утилизации и дальнейшего использования метана из угольных пластов ШУ «Краснодонецкое», проведенных в Министерстве промышленности, энергетики и природных ресурсов Ростовской области в и в Правительстве Ростовской области в 2003 г., была разработана «Программа работ по заблаговременному извлечению метана из угольных пластов на Краснодонецком месторождении Восточного Донбасса с целью его комплексного использования и улучшения экологической обстановки в районе ликвидируемых угольных шахт» на 2003-2004 гг. Программа предусматривает в 2003 году разработку и опытноэкспериментальную апробацию в условиях Краснодонецкого месторождения Восточного Донбасса принципиальных геотехнологи-ческих схем извлечения углеводородных газов (УВГ) из метанообильных зон и участков в угольных пластах и углевмещающих породах, а также оценку экологического эффекта управляемой эмиссии газов в окружающую среду в районах ликвидируемых шахт при использовании новых технологий извлечения и утилизации угольного метана.
Для решения этих задач, с целью выполнения геомониторин-говых исследований и проведения испытаний новых геотехнологи-ческих методов дегазации угольных пластов было запланировано бурение скважины ГГД-4 на Восточном фланге месторождения с таким расчетом, чтобы ее забой достиг места пересечения Центральной зоны флюидизации с угольным пластом т8' на горизонте (- 380 м) в районе оставленного целика. Глубина проходки 410 м, конечный диаметр 93 мм.
Как следует из анализа результатов ранее проведенных научно-исследовательских и опытно-экспериментальных работ, Восточный участок Краснодонецкого метаноугольного месторождения, планируемый в качестве первоочередного объекта организации полигона, характеризуется рядом геолого-струк-турных и горнотехнических особенностей, определяющих выбор и апробацию в натурных условиях скважинной технологии извлечения угольного метана. Достаточно специфическими являются и технологические свойства высокогазоносных углей участка, слагающих угольные пласты т8', т9, т90, т9' и др., а также углевмещаю-
щих пород, подверженных процессам углеводородной флюидизации по зонам тектонических нарушений. [7].
При отработке Восточного блока месторождения в участках вскрытия флюидоактивных зон горными выработками неоднократно происходили внезапные выбросы угля, пород и газа, наблюдались суфлярные газовыделения, что свидетельствует о высоких внутрипластовых давлениях флюида.
При выборе принципиальных технологических схем интенсификации газоотдачи угольных пластов и вмещающих пород мы исходили из основополагающего принципа поэтапного проведения испытаний с последовательным переходом от наименее интенсивных и энергоемких методов интенсификации газоотдачи угольных пластов к более сложным энергоемким и активным методам внешнего воздействия. Кроме того, учитывая реальное ярусное строение горно-породного массива, присутствие в нем флюидоактивных зон и неструктурных углегазовых коллекторов, вполне логичным представляется также поинтервальное, стадийное (по разрезу) проведение испытаний каждого из выбранных методов активации газоотдачи угольных пластов.
Согласно опубликованным данным [9, 10 и др.] в практике добычи угольного метана используются или находятся в стадии разработки более 20 методов интенсификации газоотдачи угольных пластов в различных комбинациях, выбор которых определяется конкретными условиями и особенностями метаноугольных месторождений, экономическими факторами, накопленным опытом работ и т.п.
Обобщая данные по различным методам интенсификации газоотдачи угольных пластов и вмещающих пород и учитывая реальные горно-геологические условия Восточного участка Краснодонецкого месторождения, мы приходим к выводу, что технологический регламент испытаний по скважине ГГД-4 должен включать определенную комбинацию методов воздействия на углепородный массив. В общем виде технологическая схема состоит из следующих стадий (рис. 1):
1 стадия - вскрытие угольного пласта и активация газовыделения депрессионным методом;
2 стадия - бароградиентное воздействие на угольный пласт и вмещающие породы в интервале вскрытия пласта с амплитудой свабирования 4-5 м;
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема дегазации угольных пластов и вмещающих пород на Краснодонецком месторождении
3 стадия - применение метода гидроразрыва (гидрорасчленения) с раскрытием эндогенных трещин и образованием дополнительной трещиноватости, фиксируемой мелкозернистым пропантом (кварцевым песком);
4 стадия - применение пневмогидроимпульсного метода (метода «кавитации» или «антивзрыва») при РТ-параметрах, описанных выше, вначале в необсаженной, а затем в частично обсаженной скважине, блокирующей верхнюю, до 300 м, углегазовую пачку пород;
В качестве дополнительных испытаний, предусмотренных программой работ, применялись детальные минералого-петро-графические, углепетрографические, геохимические, геомеханиче-ские, газово-каротажные, вакуумно-декриптометрические и другие методы, направленные на установление газового состояния углепородного массива и уточнение границ зон флюидизации, а также возможность адресного применения бароградиентных, гидроим-
пульсных и депрессионных методов интенсификации газоотдачи угольных пластов и вмещающих пород, разработанных в Геотех-центре-Юг РГУ. При этом использовалось специальное оборудование и обустройство скважины, обеспечивающее создание на забое импульсных перепадов давления, стимулирующих деструкцию системы «порода-уголь-флюид» с элиминацией высвобождающихся газов.
В первом цикле испытаний скважина вскрыла типичный разрез неоген-четвертичных и карбоновых отложений В. Донбасса, представленных переслаивающимися пачками аргиллитов, алевролитов, песчаников и известняков свит С27 и С3' с пластами и прослоями углей (сверху вниз) п04- п03-п0', т92-т91-т9п мощностью от 0,2 до 0,5 м.
По данным стандартных аналитических исследований угольные пласты и пропластки, вскрытые скважиной ГГД-4, сложены углями марки ПА (У^ = 9,6-9,8 %), характеризуются витрен-фюзенитовым составом, средней зольностью (Ад =12.0-15,2 %) и сернистостью ^общ.= 1,4-1,6 %), аномально высокими значениями природной газоносности (Уг = 35 - 40 м3/т). По результатам газовохроматографического анализа углей с применением герметичных стаканов и керногазонаборников в составе газов из основного угольного пласта т81 доминируют метан (92,0- 94,1 %), азот (1,8-
2,2 %), СО2 (2,5 - 5,6 %) со следами Н^ и тяжелых углеводородов. В пласте т90 состав газов специфичен и характерен для зон флюи-дизации: метан - 76,68 %, этилен - 3,29 %, этан - 3,6 %, изобутан -
1,4 %, СО2 - 9,86 %, азот - 1,58 %, С2Н2 -0,78 %, Н2S - 0,1 %, Н2 -0,12 %, следы СО и Н2О - 2,56 %.
По результатам специальных вакуумно-декриптометри-ческих и газово-хроматографических исследований суммарная флюидоак-тивность углевмещающих пород по разрезу 250-380 м варьирует от 250 до 620 усл. ед., природная газоносность - от 7,6 м3/т до 15,7 м3/т, причем четко фиксируется общий положительный тренд F -показателя флюидоактивности и газоносности пород с глубиной, где флюидоактивность достигает 650 усл. ед., а газоносность - 19,521,0 м3/т.
Флюидоактивность и газоносность углей также увеличиваются с глубиной, изменяясь по F- показателю от 750 до 900 усл. ед. и по Уг от 30,1 м3/т до 59,3 м3/т, что характерно для зон флюидизации. Относительное содержание «свободных» флюидов составляет 25-28 %, в зонах флюидизации 35-40 % абсорбированных газов соответ-
ственно 18-20 % и 35-40 %, адсорбированных газов - 20-22 % от общего объема газовыделения. Геофизический и газовый каротаж скважины по пробам бурового раствора в пройденном интервале выявил отмеченные выше флюидоактивные зоны с аномально высокими содержаниями СН4, СО2 и ТУ, достигающими соответственно 70 - 75 %, 15-20 % и 15-16 % при фоновых значениях в пределах до 2,5-3,0 %.
При вскрытии зон флюидизации в кровле пластов т9 и т8' наблюдалось спонтанное вытеснение бурового раствора из скважины с пузырьками газа, анализ которого показал содержание СО2 - 3-5 %, СН4 - 85-86 %, N - 7-8 %. Бароградиентный метод воздействия на углегазовую пачку пород в этом интервале способом свабирова-ния вызвал дополнительный приток газов в скважину с увеличением содержания СН4 до 92,16 % и уменьшением содержания СО2 и азота до 5-6 %.
Давление газов на устье скважины варьировало в пределах 0,30,5 МПа, что с учетом гидростатического давления 400-метрового столба жидкости в колонне буровых труб и растворимости газов позволяет оценить их давление на забое скважины порядка 4,3-4,5 МПа.
Испытания депрессионного метода воздействия с применением специального пакерного снаряда, снабженного полуавтоматическим клапаном для сброса давления в подпакерном пространстве, подтвердили приведенные выше расчеты по внутрипластовому давлению флюидов на забое скважины, которое вызвало скоростное истечение газов на устье скважины под давлением 0,5-0,8 МПа.
Применение более интенсивных способов воздействия на углегазовую пачку - гидроимпульсного и метода «обратного взрыва» (кавитационного) с использованием агрегата ЦА-320 и подачей на пласт воды под давлением до 50 атм. привело к выбросу (фонтанированию), за счет упругой энергии пласта, водно-угольно- газовой смеси с начальным давлением 2,5-3,0 МПа, которое импульсно снизилось до 1 атм. в течение 0,5 часа.
Анализ графиков изменения давления и расхода жидкости при гидроимпульсном воздействии показывает, что в начальный период нагнетания раствора давление синхронно увеличивалось до 50-60 атм при равномерном расходе воды порядка 0.1 м3/мин. Затем на графике наблюдается ступенчатое выполаживание кривой давления с одновременным. незначительным увеличением расхода воды.
Очевидно, что это свидетельствует о частичном разрушении угольного пласта и увеличении его проницаемости с расчетным радиусом влияния 5,5-6,2 м.
Расчетный дебит газо-водяной смеси составил 3,3 м3/мин., измеренный дебит - 3,4 м3/мин, что с учетом транспортных потерь находится в пределах 4800 - 5000 м3/сутки. Состав газов аналогичен отмеченному выше: СН4 - 92-94 %, СО2 - 2-4 %, N - 1-2 %, ТУ - до 4-5 %, Н^ - сл., СО - сл., С2Н2 - сл.
К началу третьего цикла испытаний скважина ГГД-4 обсажена до глубины 323 м, устье скважины оборудовано наголовником, обеспечивающим герметизацию ствола и проведение геотехнологи-ческих исследований по интенсификации газоотдачи угольных пластов.
Испытания осуществлены в две стадии с разными режимами бароградиентного воздействия на углепородный массив. В первой стадии применялся бароградиентный метод воздействия на всю углегазовую пачку ниже горизонта 300 м. При этом было зафиксировано интенсивное газовыделение с дросселированием водно - газовой смеси из скважины под давлением 25-30 атм.
Во вторую стадию испытаний агрегатом ЦА-320 была закачана в скважину смесь воды с тонкозернистым (марки К-0,016) кварцевым песком при постепенном увеличении давления до 50 атм. в течение 640 с. Расход смеси составил 2100 л, рост давления в скважине происходил по сложной двухступенчатой кривой с двумя максимумами и двумя минимумами, которые сопровождались скачкообразным уменьшением и увеличением расхода водной смеси (рис. 2).
Первый максимум давления в 40 атм. был достигнут через 6 мин, затем произошел его резкий спад с увеличением расхода воды. Второй максимум в 50 атм. установлен через 10 мин от начала испытаний с последующим спадов до 40 атм. давления Эти данные позволяют сделать вывод, что при 40 и 50 атм. произошло разупрочнение угольных пластов и вмещающих пород с резким повышением их проницаемости, что обусловило увеличение расхода нагнетаемой водной смеси и интенсивное газовыделение.
Этот вывод подтверждается результатами компьютерного моделирования поведения угольного пласта и вмещающих его пород, что хорошо видно на графиках изменения давления при исходных РТ- параметрах аналогичных натурных экспериментам (рис. 3). Как видно из рисунков, кривые изменения давления имеют четко выра-
О (НгО), Р, атм л
3200 3000 2800 2600 2400 2200 2000 1800 1800 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
О 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 660 720
Время, с
Рис. 2. Графики расхода нагнетаемой жидкости (ф) и изменения давления (АР) по скважинеГГД-4 при гидроимпульсном воздействии (2 стадия 3-го цикла испытаний)
женный двухступенчатый характер с двумя резкими спадами давления. Расчетный радиус активного разрушения угольного пласта составляет 10 м, радиус пассивного воздействия (зоны вторичной трещиноватости) оценивается в 22 м.
После достижения максимальных РТ-параметров был открыт перепускной кран на устье скважины с дроссельным стравливанием жидкости и ступенчатым снижением давления до 30, 20 и 15 атм. При этом наблюдалось интенсивное выделение вводно-газовой смеси с последующим ее фонтанированием на высоту до 10-15 м.
В составе выделяющихся при дросселировании газов определены методами хроматографии СН4- 35,39 %, ^- 49,85 %, О2 -
13,02 %, СО2 - 1,74 %, это обусловлено смесью глубинных
Результаты газового опробования по скважине ГГД-4 в третьем цикле испытаний методов интенсификации газовыделения из угольных пластов и углевмещающих пород Краснодонецкого месторождения
№№ ii.ii. №№ пробы Краткая характеристика пробы Состав газов, % Примечание
СН4 СО2 N2 О2 С„нш С2Н2 СО ^8 Н2 Н2О
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1. С-1/1 Пробы газа из скважины, глубина 410 м. Уровень воды 36 м 1,48 1,07 77,45 17,01 - - - - - 1.2 Отбор пробы перед испытанием
2 С-1/2 Проба газа из бурового раствора, в первой стадии испытаний 35,39 1,74 49,85 12,02 сл. - - сл. - 1,1 Бароградиентное возбуждение при АР =50 атм.
3 С-1/4 Проба газа из фонтанирующего бурового раствора первой стадии 93,45 1,12 3,5 сл 2,05 - сл сл сл 0,2 Отбор через 3 мин.
4 С- 1/3 Проба газа из бурового раствора при вытеснении после фонтанирования в первой стадии 92,09 2,5 3,3 сл сл - - - - 2,1 Нагрев до 50 °С
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
5 С-1/5 Проба газа из скважины после первой стадии испытаний 29,03 14,17 44,8 12,0 - - - - - сл Через 2 часа
6 С/3 Проба газа из выброса второй стадии 95,44 2,7 1,87 сл сл - - - сл - Нагрев до 50 °С
7 С/4 Проба газа из бурового раствора после выброса 91,36 1,18 2,1 - 3,2 - сл - - 2,1 Нагрев в вакууме до 50 °С.
8 С/12 Проба газа из скважины после второй стадии испытаний 53,51 12,1 27,95 3,9 - - - сл - 2,5 Отбор через 3 часа
9 С-1/6 Проба газа из контрольной скважины Д-1 сл 1,85 78,23 19,92 - - - - - - Отбор газа из дегазационной скв. Д-1, 1969 г.
252
Рис. З
и атмосферных компонентов. В составе фонтанирующей вводногазовой смеси установлены СН4- 93,45 %, N - 3,50%, сумма ТУ -
2,05 %, СО2 - 1,12 %, что практически совпадает с данными определений состава газов в зонах флюидизации угольных пластов т8 , т9 и т90 и свидетельствует о многократной интенсификации их га-зоотдачи в результате бароградиентного воздействия (таблица).
После прекращения фонтанирования водно-газовой смеси из скважины продолжалось интенсивное выделение газов с пу-зырением и «пробулькиванием» при спойном изливе воды на устье.
В составе газовых пузырей установлены СН4 - 95,44 %, СО2 -2,7 %, N2 - 1,87 %, следы ТУ.
Дальнейшие испытания планировалось провести аналогично, но с более жестким РТ-режимом бароградиентного и гидроимпульсного воздействия и увеличением нагрузки до 80-100 атм. На первых минутах испытаний поведение углепородного массива было подобно таковому в первой стадии, т.е. с относительно равномерным расходом жидкости нарастало и давление до 25-30 атм. Однако в дальнейшем динамика барического режима резко изменилась: при продолжающемся относительно равномерном расходе жидкости в скважине начались значительные перепады давления с возрастающей амплитудой максимальных (до 50 атм) и минимальных (35-40 атм) значений (см. рис. 2).
Одновременно наблюдались нарастающие вертикальные перемещения колонны обсадных труб (расхаживание с амплитудой 1015 см) и через 10 мин. после начала испытаний, после очередного скачка давления до 75 атм. произошел внезапный выброс водно-угольно-газовой смеси вместе с верхней секцией обсадных труб и фонтанированием газов. Испытания были остановлены, причем наблюдался резкий спад уровня жидкости в скважине до глубины 50 м с бурлением и выделением газов и тонкодисперсного угольного штыба. Анализы газов в пробах, отобранных при выбросе, показали высокие содержания СН4 (до 95,44 %) при малых количествах СО2 (2,7 %) и N2 (1,87 %), что очевидно свидетельствует о значительном разрушении угольных пластов преимущественно в пачке углегазового коллектора (см. таблицу).
Проведенное компьютерное моделирования газодинамической ситуации показало, что зона интенсивного разрушения
угольных пластов продвинулась до 25-30 м, а зона пассивного воздействия - до 70-75 м с вероятным чередованием участков гидроразрыва и трещинообразования, стимулирующих интенсивное увеличение газоотдачи и скачкообразные флуктуации давления в скважине. Последние, в конечном итоге, привели фактически к инициированию внезапного выброса вводно-газовой смеси и отрыву верхней части колонны обсадных труб.
Согласно полученным данным, дебит газов при выбросе оценивается по формуле следующим образом [9]: q = л^к (Рг2 - Р12) / цРат 1п (гг/га)
При h = 3,0 м, к =20 милли-дарси, Рг =7,5 МПа, Р1 = 5,0 МПа, ц = 0,012 Сп, Рат = 0,1 МПа, гг = 25 м, г! = 0,047 м, 1п (гг / Г1) =10,8. q = 3,14-3-20-10"6(7,52-5,02)/0,012-0,1 -10,8 = 0,294 м3/с = =17,64 м3/мин = 25402 м3/сутки, в том числе для метана - 23 370 м3/сутки.
Вместе с тем такой интенсивный выброс газов наблюдался в течение 5-6 минут и в дальнейшем резко снизился до уровня 0,125 мЗ/с с прогрессирующим уменьшением уровня воды в скважине на глубине 36 м.
Анализ третьего цикла испытаний показывает, что принятый режим гидродинамического воздействия является слишком «жестким» и не обеспечивает равномерное (стабильное) увеличение интенсивности газоотдачи угольных пластов. По-видимому, такой режим приводит к развитию резонансных волновых процессов в угольном пласте и появлению в нем участков сжатия и дилатации, обуславливающих неравномерную деструкцию системы «уголь-газ».
------------------------------------------ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Иванкин П.Ф., Труфанов В.Н. Об углеводородной флюидизации ископаемых углей. // Докл. АН СССР.1987. Т. 292, № 5. с. 1214-1216
2.Труфанов В.Н., Славгородский Н.И., Труфанов С.Н. Углеводородная флюи-дизация ископаемых углей. // Научно-технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр. -М. 1991. Вып. 6. - С. 8-17.
3.Старостин В.Н., Соколов Б.А. Флюидодинамические условия формирования металлогенических провинций и нефтегазоносных бассейнов. // Известия секции наук о Земле РАЕН. 1998. Вып. 1. С. 12-22.
4.ТруфановВ.Н., ЛосевМ.Ф., ГамовМ.И. и др. Моделирование процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей. // Препринт №15 Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ. 1995. 48 с.
5.Войтов Г.П. Об изотопном составе углерода угля, углекислоты и метана в Донбассе. //Геол. журнал. 1988, № 1. С. 30-43
6.Труфанов В.Н., Лосев Н.Ф., Гамов М.И. и др. Особенности формирования и термобарогеохимические критерии прогнозирования выбросоопасных зон в угольных пластах. // Препринт. Вып. 10. Ростов-на-Дону: СКНЦ ВШ, 1993. 30 с.
7. Труфанов В. Н., Гамов М. И., Рылов В. Г., Труфанов А. В. Моделирование процессов деструкции систем «уголь - газ» в связи с решением проблемы угольного метана. //Научная мысль Кавказа. Приложение 1 СКНЦ ВШ 2000 с.119
8.Петросян К.Э., Иванов Б.М., Крупеня В.Г. Теория внезапных выбросов. -М.: Недра. 1983.149 с.
9. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2002. 384 с.
10. В.Н.Труфанов, М.И.Гамов, В.В.Гурьянов и др. Геотехнологические методы оценки газоотдачи угольных пластов. Ростов-на-Дону: Изд-во «Терра». 2003. 68 с.
— Коротко об авторах -------------------------------------------
Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рылов В.Г., Труфанов. А.В. - Ростовский государственный университет.
