CC BY
11
- © В.Н. Королева, A.A. Захарова, 2014
УДК 622.831.325.3
В.Н. Королева, А.А. Захарова
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ОПТИМАЛЬНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ХИМИЧЕСКИ-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ГЛУБОКОЙ ДЕГАЗАЦИИ УГЛЕНОСНОЙ ТОЛЩИ
Приведены данные об оптимальных концентрациях химически-активных веществ для глубокой дегазации, а так же проведен расчет необходимого количества раствора НТФ с заданной концентрацией для закачки в пласт 52 для условий шахты «Котинская».
Ключевые слова: глубокая дегазация, химически-активные вещества, шахта «Котинская», проницаемость угленоснойной толщи.
Исследования по оценке возможности использования комплексонов для растворения минеральных составляющих углей, проводившиеся на угле пласта 52 шахты «Котинская» ОАО «СУЭК - Кузбасс» позволили выбрать в качестве рабочих жидкостей нитрилтриметилфосфоновую (НТФ) кислоту и ее отход производства. Исследования по воздействию рабочих жидкостей НТФ кислоты и ее отхода производства показали, что в процессе обработки изменяется зольность углей, а также снижается содержания основных компонентов в золе. При обработке угля растворами НТФ наилучшее снижение содержания основных компонентов наблюдалось при концентрациях раствора 1-5%, а оптимальной концентрацией являлся 1%-й водный раствор НТФ. Причем содержание МдО в золе снижено на 30%, СаО - на 55%, Ие203 - на 80%. Для угля, обработанного растворами ИСБ-М, наибольшее снижение содержания основных компонентов в золе наблюдалось в диапазоне концентраций 1-10%, а оптимальной концентрацией является 5%-й водный раствор ИСБ-М. При этом содержание МдО в золе снижено до 40%, СаО - 20%, Ие203 - 65% [1].
Объектом для проведения исследований по оценке возможности использования комплексонов для растворения минеральных составляющих углей является пласт 52, имеющий пологое моноклинальное залегание с падением в западном направлении под углами на горизонте +0 м 3-9°. Глубина залегания пласта 52 в районе лавы 5209 составляет 300 м.
Пласт 52 имеет распространение на всем шахтном поле, является одним из наиболее мощных пластов шахты, предназначен к отработке в первую очередь. Строение пласта от простого до сложного из 5-6 пачек, зольность колеблется от 3,2% до 13,6%, при средней - 6,7%. Расстояние до вышележащего пласта 53, мощностью от 0,69 до 1,5 м (средняя - 1,2 м), составляет 40 м, до нижележащего - 51, мощностью от 1,45 до 2,36 (средняя 2 м), составляет 33 м.
С учетом плана развития горных работ и предполагаемых сроков отработки лавы 5209 пласта 52 шахтой «Котинская» - 2011-2013 гг., проектом предусматривается бурение скважин гидрорасчленения пласта и их последующее освоение с откачкой воды и газа.
Проектом предусматривается бурение семи скважин (ГРП № 1-№ 7), вскрытие очистным забоем зоны гидрообработки ближайшей из которых предполагается в 2012-2013 гг.
Рис. 1. Заложение пластовых скважин после уточнения фактических границ зон обработки: 1- скважины в зонах обработки; 2 - короткие скважины вне зон обработки
Для оценки эффективности заблаговременной дегазационной подготовки запасов угля лавы 5209 пласта 52 скважинами с поверхности проектом предусматривается зона сравнения, протяженность которой составляет примерно 900 м по выемочному столбу от разрезной печи.
Схема размещения скважин ГРП по длине выемочного столба лавы 5209 пласта 52, представлена на рис. 1.
Скважина бурится под рабочую колонну 114 мм с обсадкой до уровня, на 10-15 м ниже почвы пласта 52 цельнотянутыми трубами, соответствующими ГОСТу 632-34. Конструкция скважины определяется количеством пересекаемых водоносных горизонтов.
Цементация затрубного пространства производится методом Перкинса цементом марки 500-700. Для точного определения глубины залегания и мощности пласта 52 сразу же после окончания бурения еще до обсадки скважины выполняются следующие геофизические работы: гамма-каротаж (ГК), КС, в масштабе 1:200, 1:50. Кроме того, проводятся работы по инклинометрии скважины.
После обсадки и цементации затрубного пространства через 7-12 дней, скважина промывается и проверяется на герметичность (опрессовывается).
Опрессовка до давления 23-25 МПа производится нагнетанием воды насосным агрегатом ЦА (или аналогичным оборудованием) через специальную устьевую головку с выдержкой давления в течение 30 минут. Колонна считается выдержавшей испытания, если за этот период давление снизилось не более чем на 0,5 МПа.
Для условий проведения заблаговременной дегазационной подготовки лавы 5209 пласта 52 эффективный радиус гидрообработки принимается Яэф = 120 м. Соответственно, большая и малая полуоси зоны гидрообработки составят: R1 = 143 м, R2 = 100 м.
Реальный радиус влияния скважин ГРП будет уточняться при работе лавы 5209 в зоне гидрообработки.
Объем закачки рабочей жидкости на стадии ГРП:
Q = К ■ п ■ R2 ■ m ■ n , м3
^-ж н n э'
где Кн - коэффициент, учитывающий потери жидкости на фильтрацию и на-рушенность обрабатываемого участка, Кн = 1,1^1,6; mn - полная мощность пласта, 4,6 м; пэ - эффективная пористость пласта, 0,03; R3 - эффективный радиус воздействия, 120 м.
QiK = 3,14 ■ 1202 ■ 4,6 ■ 0,03 ■ 1,1 ■ 1,05 = 4200 м3.
Максимальный темп закачки рабочей жидкости, исходя из горно-геологических условий подвергаемых гидрорасчленению пластов, рассчитывается по формуле:
2 -п- L ■h ■ n Jn~K~AP
q =- сру 3
Tmax
где L - заданная протяженность трещин, 120 м; h - мощность пласта, 4,6 м; ncp - среднее число трещин расчленения, 8 шт.; пэ - пористость, 0,03 долей ед.; K - проницаемость, 0,01 • 1015 м2; АР - перепад давления вдоль трещин, 10 • 105 н/м2 (1,0 МПа); ц - вязкость закачиваемой жидкости, 10-3 н • сек/м2 (1,002 спз); t - время гидрорасчленения, 30 000 с.
qmax = 6,28 • 150 • 4,6 • 8 • V(0,03 • 0,01 • 1015 • 10 • 105)/V(10-3 • 30 000) =
= 0,99 10-3 м3/с = 99 л/с
Таким образом, максимальный темп нагнетания рабочей жидкости принимается: q = 100 л/с [2].
"max ' 1 1
Для дополнительного повышения проницаемости угольной толщи при гидрообработке необходимо добавить НТФ, что позволит растворить минеральную составляющую углей и открыть пути для метана [3].
Для этого рассчитаем необходимое количество 98 - % НТФ кислоты для приготовления 1%-го водного раствора НТФ (согласно экспериментальным данным) [1] для обработки угольного пласта 52: Определяем объем (V) угольного блока:
V = m • L • R = 146 280 м3,
n э 1
где mn — полная мощность пласта, 4,6 м; L - длина лавы, 230-300 м; Rэ - эффективный радиус воздействия, 120 м. Объемная масса угля:
m = V • р = 190 164 кг,
v ^уг 1
где руг - объемная плотность, равна 1,3 т/м3. Q = m • q = 1901,6 , м3,
Ж V * 111
где q - удельный расход жидкости, равен 10 л/т. Необходимый объем НТФ кислоты, 0НТФ:
0НТФ = 102 • п • Я • т • р • С • q • С^1НТФ • к • к = 0,29 т
^■НТФ э п ^уг к "уд НТФ ц и.н. 1
уг к iуд НТФ ц
- плотность угля, т/м3
уг
где руг - плотность угля, т/м3; Ск - содержание минералов в фильтрующих каналах, доли ед.; qуд - удельный расход 98%-ной НТФ кислоты на 1 т минералов, принимается равным 0,1 т/т, определялся экспериментально; СНТФ - концентрация кислоты (СНТФ = 98%); к - коэффициент, учитывающий сорбцию и скорость реакции НТФ кислоты с минералами, (к = 0,02); кин - коэффициент, учитывающий интерференцию скважин и неравномерность обработки массива
(к = 0,8).
4 и.н. 1 '
Объем кислотного раствора 0НТФ, м3, с рабочей концентрацией Ср, равной 1%, составляет:
о = ®тф ' Стф = 21,4 м3
кр Рк • Ср '
где рк - плотность НТФ кислоты, принимается равной 1,33 т/м3. Рабочий темп q , м3/с, воды:
R3 - 90 л- mn ■ пэ 3
qp = 3,5 v Q' =0,14 м3/с
где О' = Ож - Окр - 200, м3; пэ - эффективная пористость угольного пласта, равна 0,03 доли ед.
Ожидаемое давление Р , МПа, на устье скважины при рабочем темпе нагнетания жидкости определяется из выражения:
Рус = (0,02^0,025)Н = 6,75МПа
где Н - глубина залегания пласта, равна 300 м.
Таким образом, для условий пласта 52 шахты «Котинская» необходимо закачать 21,4 м3 1% раствора НТФ, что позволит значительно увеличить проницаемость угольного пласта и, тем самым, повысить эффективность дегазации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Королева В.Н., Захарова A.A. Определение оптимальных концентраций водных растворов комплексонов для растворения минеральной составляющей угля шахты «Котинская» // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2012. - Отд. вып. 11. Экология, метанобезопасность. - С. 230-234.
2. Мазании Е.В. Совершенствование технологии дегазации угольных шахт на основе
заблаговременной поэтапной скважинной подготовки шахтных полей. Дисс. на соиск. уч. степени к.т.н. - М.: МГГУ, 2010.
3. Королева В.Н., Захарова A.A. Возможные пути повышения эффективности извлечения метана из угольной толщи // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2011. - Отд. вып. 1. Труды научного симпозиума «Неделя Горняка» - С. 221-227. КПП
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ.
Королева Валентина Николаевна - доктор технических наук, Захарова Александра Анатольевна - старший преподаватель, Московский государственный горный университет, e-mail: ud@msmu.ru.
UDC 622.831.325.3
DETERMINATION OF THE COMPOSITION OF THE OPTIMAL CONCENTRATION OF CHEMICALLY ACTIVE SUBSTANCES FOR IMPLEMENTATION OF DEEP DEGASSING OF COAL-BEARING STRATA
Koroleva V.N., Doctor of Technical Sciences, Professor, Zaharova A.A., Senior Lecturer,
Moscow State Mining University, e-mail: ud@msmu.ru.
In article the data about the optimal concentrations of chemically-active substances for deep degassing and calculation of the necessary quantity of solution NTF with the required concentration for injection 52 for the conditions of mine «Kotinskaya».
Key words: deep degassing, chemically-active substances, the kotinskaya mine, the permeability of the coal strata.
REFERENCES
1. Koroleva V.N., Zaharova A.A. Gornyj informacionno-analiticheskij bjulleten', 2012, Otd. vyp. 11 Je-kologija, metanobezopasnost', pp. 230-234.
2. Mazanik E.V. Sovershenstvovanie tehnologii degazacii ugolnyh shaht na osnove zablagovremennoj pojetapnoj skvazhinnoj podgotovki shahtnyh polej (Совершенствование технологии дегазации угольных шахт на основе заблаговременной поэтапной скважинной подготовки шахтных полей), Candidate's thesis, Moscow, MGGU, 2010.
3. Koroleva V.N., Zaharova A.A. Gornyj informacionno-analiticheskij bjulleten', 2011. Otd. vyp. 1. Trudy nauchnogo simpoziuma «Nedelja Gornjaka», pp. 221-227.
