CC BY
48
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ “НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 97"
МОСКВА, МГТУ, 3.02.97 - 7.02.97
СЕМИНАР 1 " ПРОБЛЕМЫ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ (ДОБЫЧИ) МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
А.И.Буханцов
к.т.н.
Макеевский научно-исследовательский институт по безопасности работ в горной промышленности Р.А.Галазов к.т.н.
ПО “Укруглегеология”
ОПЫТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МЕТАНА ИЗ УГЛЕНОСНОЙ ТОЛЩИ СКВАЖИНАМИ, ПРОБУРЕННЫМИ С ПОВЕРХНОСТИ
На шахтах Донбасса извлечение метана из угленосной толщи в основном направлено на снижение газовыделения в горные выработки выемочных участков для обеспечения безопасности добычи угля, кроме того, метан частично используется на угольных предприятиях. По оценкам специалистов [1,2] запасы метана в угольных пластах Донбасса до глубины 1200 м составляют 3,6 трлн.м3, во вмещающих породах - более 7 трлн.м3, поэтому Донецкий бассейн следует рассматривать как угле-газовое месторождение, которое должно разрабатываться комплексно (одновременная добыча угля и шахтного газа). Метаноносность угольных пластов и пород зависит от степени метаморфизма, температуры, глубины залегания и величины газового давления.
Метан в угольных пластах находится в свободном и сорбированном состояниях. Сложность извлечения метана из угольных пластов заключается в том, что около 90% его находится в сорбированном состоянии. Извлечь газ из угленосной толщи можно лишь нарушив сорбционное равновесие путем изменения давления, температуры, замещения метана в сорбционном объеме другими флюидами. Изменение сорбционного объема происходит в результате нарушения на-
пряженно-деформируемого состояния угленосной толщи при ведении горных работ. Интенсивность метановыделения в горные выработки при прочих равных условиях определяется давлением газа, газоносностью угольных пластов и пород, их фильтрационными и коллекторскими свойствами и темпами добычи угля. Применяемые способы извлечения шахтного метана направлены на снижение газовыделения в атмосферу горных выработок. Анализ газовыделения на шахтах Донецкого бассейна показывает, что при средней метанообильности дегазируемых шахт 16,5 м3/т общее газовыде-ление в горные выработки и дегазационные системы составляет более 1,3 млрд.м3 в год. Из них дегазационными системами каптируется на поверхность 0,26 млрд.м3 метана в год и утилизируется около 0,1 млрд.м3. На 9 -ти шахтах производственных объединений “Макеевуголь”, “До-нецкуголь”, “Октябрьуголь”, “Красноар-мейскуголь” (см.табл. 1) для дегазации выемочных участков применялись три технологические схемы извлечения метана из угленосной толщи скважинами, пробуренными с поверхности.
Первая схема предусматривает извлечение газа из подрабатываемых угольных пластов и пород. Для этого скважины бурят так, чтобы забой их на-
ходился на расстоянии 15-20 мощностей разрабатываемого пласта от его кровли. Нижнюю часть обсадной трубы перфорируют. После подработки скважины очистным забоем, газ выходит под естественным давлением или скважину присоединяют к вакуум-насосу и производят извлечение газа.
Вторая схема предназначена, как и первая, для извлечения газа из подработанных угольных пластов и пород. Она отличается от первой тем, что с целью увеличения дебита скважин производят гидродинамическую обработку угольных пластов и газоносных пород.
Третья схема имеет целью заблаговременную дегазацию угленосной толщи, включая разрабатываемый пласт, и извлечение метана из подработанного массива в процессе очистных работ. Для этого скважинами перебуривают разрабатываемые пласты, обсаживают трубами на всю глубину, перфорируют в местах пересечения угольных пластов и пород, производят их гидродинамическую обработку. Затем производят откачку воды и газа.
Сравнение технологических схем производилось по дебиту скважин, объему извлеченного метана и снижению газовыделения в горные выработки.
Первая схема предполагает бурение скважины с поверхности так, чтобы к моменту окончания бурения расстояние от проекции ее забоя на разрабатываемый пласт было не менее 30 м от очистного забоя. Верхнюю часть скважины обсаживают колонной труб и цементируют затрубное пространство так, чтобы изолировать водоносные горизонты и выработанные пространства ранее отработанных пластов. При слабых боковых породах скважину обсаживают и цементируют полностью, нижнюю (газоприемную) часть обсадной колонны труб перфорируют. Глубина обсадки, длина газоприемной части труб, диаметр скважин, расстояние между ними рассчитывается исходя из горно-геологических и
горнотехнических условий, требуемой эффективности дегазации и объемов каптажа газа.
Для повышения эффективности дегазации, направленной на снижение газовыделения в горные выработки, скважины рекомендуется располагать так, чтобы проекции их забоев на вынимаемый пласт приходились на 1/3 длины лавы от горной выработки.
Анализ результатов наблюдений за режимом работы дегазационных скважин показывает (см. табл. 2), что в первое время после их подработки очистным забоем газ выходит под давлением. С уменьшением его скважины соединяют с вакуум-насосами и производят извлечение газа в режиме вакуумирования. Для этого применяют передвижные или стационарные вакуум-насосные установки типа ПД4-25, ПД4-50, НВ-50 в зависи-
мости от количества одновременно работающих скважин. По мере истощения источников газа, скважины с малым дебитом отключают от насосов и соединяют их с вновь подработанными. Одновременно на выемочном участке шахтного поля работают 2-3 скважины.
Все исследования режимов работы скважин проведены при глубинах 260 -500 м на шахтах “Коммунист”, “Зуевская”, 10 - бис и при глубинах 710 - 1170 м на шахтах им. К.И.Поченкова, “Северная”, “Красногвардейская”, “Восточная”, им. А.Ф. Засядько, им. А.Г. Стаханова. Установлены основные факторы, влияющие на объем метана, извлекаемого из скважин. К ним относятся: газоносность подработанных угольных пластов и пород, длина газоприемной части ствола скважин, диаметр эксплуатационной колонны и вакуум в устье скважин. Исходя из этих факторов, дебит метана через глубокие скважины при прочих равных условиях должен быть больше. Однако результаты наблюдений за режимом работы дегазационных скважин этого не подтверждают. По-видимому, это вызва-
но уменьшением проницаемости и пористости пластов и пород с глубиной.
Характеристика горно-геологических условий проведения исследований
Таблица 1
Шахта Характеристика разрабатываемого угольного пласта Характеристика подрабатываемых пластов и пород Глубина зоны га зового выветривания
индекс мощность, м угод паления, град. глубина залегания. м марка угля ялах* ность угля. % содержание летучих. % природная гаэо-Ж10*0стъ. м3/тх. 6.М. коли- чество обшая мош ность. м средняя газоносность пластов. И /Т.С. 6-м средняя газонос -ность пород. м3/т
Комму инст 12* 1.38 4 450-500 А 3.0 3.5 20 4 38 18.4 2.5 120
Зуевская кз 1.05 21 400 Т 1.1 6.0 22.5 5 12.7 12.4 1.94 50
кз 1.4 20 385 т 1.2 6.5 21.6 4 13.6 12.9 1.8 50
Им. Почт кова шз 1.55 8 1000 ж 1.2 33.7 22.8 7 53.1 10,5 2.0 115
Северная и* 1.65 14 880 ОС 1.1 18.6 19.5 5 22.5 12.8 1.9 105
®э 1.02 13 710 ОС 1.0 19.8 22.2 4 23.6 11.1 1.9 105
10-бис Ью’ 0.86 18 260-350 т 1.2 II 17.6 3 10 16.8 1.2 100
Ню* 0.9 18 278-368 т 1.3 11 21,1 4 11 20.7 1.2 100
Красно- гвардей- ская Нг' 1.25 9 970 гж 2.2 32 19 8 17.8 17.4 0.7 110
Восточ- ная Ги 1.42 8 720 т 2.0 11.8 22 5 46.2 19 0.5 110
Им. А.Ф. За сядько шз 1.9 12 900-1170 г. ж 2.1 32 22.2 II 121.7 18.9 1.5-2.0 140
Им. А . Г.С та какова и 1.8 10 1139 г 3.0 37 15.5 19 104,7 14.5 1.0-1.5 120
Известно, что в процессе сдвижения подработанных пород над выработанным пространством они подвергаются деформации. Подработанная угленосная толща по степени нарушенности делится на зоны. Основные из них: беспорядочного обрушения, развитой трещиноватости и плавного прогиба. В тех случаях, когда необходимо дегазировать неразгруженные от горного давления угольные пласты и породы, применяют вторую технологическую схему, основанную на создании дополнительной трещиноватости за счет активного воздействия на угленосный массив. Физическая
сущность и технология обоснованы сотрудниками Московского Государственного горного университета [3,4.5].
Технология гидравлического расчленения заключается в нагнетании в массив рабочей жидкости, темп которой превышает его естественную приемистость, что влечет за собой изменение фи-
зико-механических свойств массива, и, как следствие, увеличение проницаемости и газоотдачи. Рабочую жидкость и газ извлекают на поверхность через систему трещин, ориентированную на скважину.
В данных горно-геологических условиях скважины обсаживали колонной труб на всю длину с последующей перфорацией и гидрообработкой в интервалах дегазируемых угольных пластов и пород. Обсадные колонны скважин были перфорированы в 4 - 8 интервалах на расстоянии до 100 - 200 м от кровли разрабатываемого пласта. В каждом интервале суммарная площадь перфорационных отверстий была не менее площади сечения обсадной колонны. В режиме гидрорасчленения в каждую скважину было закачано 60 - 300 м3 воды при темпе нагнетания 15 -42 л/с и давлении на устье скважины 12,5 - 18,6 МПа.
Анализ результатов наблюдений за метановыделением в скважины из раз-
груженной от горного давления угленосной толщи (см.табл. 2) показывает, что оно изменяется в широком диапазоне в зависимости от горно-геологических условий, способа активного воздействия на угленосную толщу и режима извлечения метана на поверхность. В режиме ва-куумирования из разгруженной от горного давления угленосной толщи за время работы вакуумной установки 158 -760 су-
ток извлечено из одной скважины в среднем 865 - 2000 тыс. м3 метана с содержанием его в газовой смеси 42 - 95%. Дебиты метана, извлекаемого из скважин в режиме самоистечения, составляли 1,2 -11,6 м3/ мин. За время работы таких скважин 148 - 790 суток извлечено 266 -5019 тыс.м3 метана с содержанием его в газовой смеси 70 - 98%.
Таблица 2
Результаты наблюдений за режимом работы дегазационных скважин, пробуренных в разбуженную от горного давления угленосную толщу
Шахта Количество экспериментальных скважин Дебит метаца в скважи нах. м /мин Содержание метана в извлекаемой газовой смеси. % Средняя продолжительность извлечения метана, сут. Средний объем метана, извлеченного одной скважиной, тмс. м Примеча- ние
при само-истечении при вакуу-мировании при само-истечении при вакуу-мировании при само-истсчении при вакуу-мировании при само-истсчении при вакуу-мировании
Зуевская 7 1,5-2.3 — 40-72 — 190 410.4 БсзГДВ
Коммунист 9 0.8-1.45 3.3-4,5 90-95 50-82 118 105 136 544.3 Без ГДВ
Овгрная 2 0.5-1.2 — 85 95 302 232.6 — Без ГДВ
Им. Мочеикова 3 — 1,6-2.9 80-90 100 — 230 БсзГДВ
10-бис 4 0.6-1.1 — 84-93 216 186,6 Без ГДВ
Им. А.Ф. Засядько 7 1.53-8,2 - 98-95 494 — 1086 — Без ГДВ
Восточная 2 3,2-4,5 — 50-70 182 838.7 Без ГДВ
Им. А.Г.Ста ханова 1 — 2,2—4,5 — 54-62 — 442 — 1400 Без ГДВ
Зуевская 17 3.8-4.7 — 42-88 — 300 1642 С ГДВ
Коммунист 15 1.7-2.6 92-96 285 698 С ГДВ
Северная 3 1.2-2.5 82-95 406 702 С ГДВ
Им. Поченкова 1 — 38-70 — 86-95 — 158 865 С ГДВ
10-бис 5 1.2-1.9 85-92 — 148 — 265.5 — С ГДВ
Красногвар лейская 1 1.55-2.4 — 70-85 — 396 612 — С ГДВ
Им. А.Ф. Засядько 2 5,4-11.6 — 96-98 — 601 — 5019 — С ГДВ
Восточная 4 4.4-56 52-73 — 187 — 1185 С ГДВ
Им. А.Г.Ста-ханова 1 — 2,6-7,0 — 58-63 — 760 — 2900 Откачка воды
Им. А.Ф. Засядько 2 3,5-9.6 — 95-98 — 790 — 4005 — Откачка во ды
Сравнивая результаты (см.табл. 2) режима извлечения метана из разгруженной от горного давления угленосной толщи, подвергнутой гидравлической обработке, с таковыми в необработанной зоне, видим, что дебиты метана в 1,4 - 3,5 раза больше из скважин, где выполнена гидродинамическая обработка, увеличивается продолжительность извлечения метана в 1,2 - 2,4 раза и, соответственно, объем каптируемого метана в 1,4 - 5,1 ра-
за. Продолжительность работы скважин по извлечению метана из угленосной толщи, подвергнутой гидравлической обработке в условиях шахты 10-бис меньше в сравнении с таковыми в необработанной зоне. Это объясняется заблаговременной дегазацией массива.
Оценка эффективности технологических схем дегазации выполнялась по результатам изменения газовыделения в
горные выработки выемочных участков лав при проведении газовых съемок.
Анализ газовыделения в горные выработки показал, что эффективность дегазации при гидродинамической обработке пластов и вмещающих боковых пород в 1,6 - 1,8 раза выше по сравнению с технологической схемой извлечения метана без воздействия на массив. Это объясняется тем, что в процессе гидродинамической обработки увеличивается проницаемость угленосной толщи за счет раскрытия рабочей жидкостью естественных систем трещин и соединения их в единую гидравлическую систему, ориентированную на скважину. Известно, что обрушение кровли в выработанном пространстве происходит по расслоению пород с образованием полостей. Вследствие того, что осадка кровли происходит послойно, то полости расслоения образуются как по мощности угленосной толщи, так и по ее простиранию и соединены со скважиной ранее раскрытыми в процессе воздействия системами трещин. Поэтому в зоне разгрузки вследствие ведения очистных работ происходит повышенное трещинообразование, а обрушение пород кровли приводит к осушению массива, что сопровождается интенсивной газоотдачей угленосной толщи.
В условиях, когда требуемое снижение газообильности выемочных участков при планируемых расходах воздуха не может быть обеспечено только за счет дегазации верхних спутников, необходимо дегазировать разрабатываемый пласт. В этих условиях применяется третья технологическая схема заблаговременной дегазации неразгруженного от горного давления разрабатываемого угольного пласта с последующим извлечением метана из разгруженной от горного давления угленосной толщи по второй схеме.
Сущность способа гидродинамического воздействия на неразгруженный от горного давления разрабатываемый угольный пласт и породы заключается в многократном повышении газоотдачи
пласта за счет увеличения его проницаемости и необратимых деформаций, реализации десорбционных процессов при нагнетании рабочей жидкости с добавками химических реагентов и создания единой гидравлической сети раскрываемых естественных систем трещин, ориентированных на скважину с последующим извлечением жидкости и газа на поверхность / 6,7,8/. Работы по заблаговременному извлечению метана из неразгруженных от горного давления угольных пластов путем гидродинамического воздействия на них осуществлялись в следующей технологической последовательности: строительство скважин и поверхностного комплекса, вскрытие пластов, нагнетание рабочей жидкости, выдержка ее в пластах, откачка жидкости на поверхность, извлечение метана из скважин в режиме самоистечения. Гидродинамическому воздействию подвергались угольные пласты 18, т3, И10, Ив]0 Ип, Н ц,1 7, 2- к5, к 5, к3 через скважины, про-
буренные с поверхности на шахтных полях “Северная”, им. Поченкова, 10-бис, “Красногвардейская”, “Коммунист”, “Зуевская”. В пласты 18, т3, к ю, Ив]0 было закачано от 400 до 9568 м3 рабочей жидкости, а в пласты И1}, И ¡¡,Г7, ц12, к5, к3 соответственно, 70 - 1438 м3.
Темп нагнетания рабочей жидкости колебался в широких пределах и составлял от 15 10 3 до 65 10 3 м3/с, при этом давление на входе в пласт изменялось, соответственно, от 34,2 МПа до 14,3 МПа.
Процесс гидродинамического воздействия на угольные пласты проводился в три последовательных цикла с увеличением темпа нагнетания в каждом последующем цикле на (8 - 10) 10 3 м3/с и доведением его до максимального в последнем. После завершения каждого цикла осуществлялся выпуск рабочей жидкости до падения давления на устье скважины, равном Рсб > 0,1 Н0 где Н0 - глубина зоны газового выветривания. Такой режим позволяет управлять процессом гидродина-
мического воздействия и обеспечивает раскрытие всех систем естественных трещин, а следовательно, и равномерность обработки угольного массива. К тому же за счет переменного (выпуск рабочей жидкости после каждого цикла) нагружения угольного массива происходит реализация десорбционных процессов в результате изменения напряженно-деформированного состояния пласта.
В условиях шахт “Северная” и 10-бис в 1-ом цикле нагнетания рабочей жидкости в угольные пласты через одну скважину зафиксированы гидравлические сбойки с расположенными в направлении основной системы трещин скважинами (расстояние между ними 195 - 250 м), пробуренными ранее, из которых выполнена гидродинамическая обработка прилегающих участков пластов. Наличие гидравлической связи между скважинами зарегистрировано после того, как в последнюю было закачано от 100 до 500 м3 рабочей жидкости со средним темпом нагнетания 30 10 3 м3/с и давлении на входе в пласт 24 - 30 МПа. Процесс соединения скважин в единую гидравлическую систему протекал постепенно и характеризовался плавным снижением давления от 24 - 30 до 17-22 МПа. Увеличение темпа нагнетания рабочей жидкости до 40 10 3 -45 10"3 м3/с во втором цикле привело к незначительному повышению давления на входе в пласт и составило 21-26 МПа. В таком же режиме второй цикл процесса гидродинамической обработки пласта был закончен. В третьем цикле нагнетания рабочей жидкости в угольные пласты зафиксированы гидравлические сбойки со скважинами, расположенными в направлении второстепенной системы естественных трещин. Наличие гидравлической связи между скважинами отмечено после того, как в последнюю было закачано от 2800 до 4600 м3 рабочей жидкости с темпом нагнетания 44 10 3 - 50 10 3 м3/с и давлением на входе в пласт 19 -29 МПа. Процесс сбойки между скважинами обеспечивает создание единой гид-
равлической системы, характеризующейся плавным падением давления на входе в пласт на 1,5-2 МПа. Из контрольных скважин отмечался интенсивный выход газа и воды с угольным шламом.
В ходе нагнетания рабочей жидкости в пласты различных марок угля производился контроль их проницаемости, что послужило основой качественной оперативной оценки эффективности гидровоздействия. Исходная проницаемость пласта определялась по следующей зависимости [91
Р’ • а • ц • /я — г,
где р* - коэффициент упругости пласта, Па
а - параметр, зависящий от приемистости пласта, его мощности и упругости, м2; д - динамическая вязкость жидкости, Па.с; гпр - приведенный радиус влияния скважины, м; гс - радиус скважины, м;
I - время распространения жидкости в пласте, с.
Метод определения проницаемости основан на апроксимации действительного неустановившегося режима распространения жидкости в стационарный путем подбора величины приведенного радиуса влияния скважины таким образом, чтобы перепад забойного и пластового давления и темп нагнетания рабочей жидкости удовлетворяли уравнению Дюпюи. Проницаемость угольных пластов на данных шахтных полях до гидродинамического воздействия составляла 1,2 1015 -12,9 10 '5м2.
Проницаемость угольных пластов в конце каждого цикла нагнетания рабочей жидкости определялась с помощью коэффициента приемистости с использо-
ванием метода последовательной смены стационарных состояний [10]. Зависимость для определения проницаемости пласта в конце процесса нагнетания рабочей жидкости имеет вид [11]
К-ац/л
Я.
2л Л
(2)
где кпр -коэффициент приемистости пласта, м3/Па.с;
Кк - радиус граничного контура распространения жидкости в пласте, м;
Л - мощность пласта, м.
Исследованиями установлено увеличение проницаемости пластов в зонах гидродинамического воздействия до 1570 1015 - 12419 10 15 м2, т.е. на 2 - 3 порядка свидетельствующее об изменении фильтрационных свойствах пластов, позволяющих создать благоприятные условия для заблаговременной дегазации угольного массива. После завершения процесса воздействия скважины закрывали и рабочая жидкость в течение 1 - 6 и более месяцев выдерживалась в пласте до падения давления на устье скважины до величины пластового давления. Это необходимо для использования энергии закачанной жидкости на замещение и оттеснение газа, перераспределения пластового давления, реализации десорбционных процессов, растворения минеральной части пласта и равномерной обработки угольного массива. Затем осуществлялась откачка воды из скважин станками-качалками. Для обеспечения выхода газа из скважин необходимо понизить уровень жидкости в откачиваемой скважине на величину [12]
//„ - Н0
А > Нц + 1у ■ ¡%а-------------------
а
(3)
где А - расстояние от устья скважины до уровня откачиваемой жидкости, м;
//у - глубина в у - ом ряду / - ой скважины наиболее удаленной от осушаемой скважины, м ;
- расстояние между] - м рядом и г- й скважины по падению пласта и откачиваемой скважины, м;
а -угол падения пласта, град.;
Н0 - глубина зоны газового выветривания;
а - коэффициент пропорциональности.
Объем откачанной рабочей жидкости из скважин составлял от 250 до 6340 м3. Количество откачанной рабочей жидкости от общего объема закачки составляет 15 - 70%. В освобожденные от рабочей жидкости поры и трещины поступает из угольного массива газ за счет пластовой энергии и по последним выходит в скважину и далее на поверхность.
Основные результаты извлечения метана из неразгруженных от горного давления угольных пластов, подверженных гидродинамическому воздействию, приведены в табл. 3.
На шахтах средний дебит метана в скважинах составлял 0,4 - 0,6 м3/мин, а максимальный - 1,1 - 2,15 м3/мин. Средний объем газа в перерасчете на 100% метан, извлекаемый одной скважиной изменялся от 70 до 656 тыс.м3. Колебания объемов метана из одной скважины в широких пределах зависит от горно-геологических условий конкретного шахто-пласта и продолжительности его извлечения.
Степень дегазации пластов, которая характеризуется отношением извлеченного метана к объему возможного его выделения из обработанного в режиме гидродинамического воздействия угольного пласта, изменяется от 13 до 42%.
Таблица 3
Результаты извлечения метана из неразгруженных от горного давления угольных пластов, подверженных гидродинамическому воздействию через скважины, пробуренные с поверхности
Шахта Количество экспериментальных скважин Дебит меташ в скважинах. М / мин Средний объем метана. извлеченного одной скважиной, тыс. м Средняя продолжи тельное тъ извлечения метана, сут. Содержание метана в извлекаемой газовой смеси. % Средний радиус вли -яния скважины. м Возможное выделение метана из обработанного угольного пласта. тыс. м Степень дегазации. %
средний максималь- ный среднее максималь- ное
Севернаа 8 0.4 1.8 337.3 585 95 97 106 1212 28
Им. Почен-кова 1 0.6 1.1 76 87 95 98 80 564.7 13
10-бис 3 0.54 2.15 656.3 837 93 96 110 1560 42
Коммунист 12 0.52 1.26 108.6 145 84 95 90 598.5 18
Зуевская 7 0.48 1.2 110.2 158 86 90 85 381.1 27
Красногвар- дейская 1 0,39 1.1 69.6 125 96 98 80 475.3 15
В ходе ведения горных работ на угольных пластах, подвергаемых гидродинамическому воздействию, осуществляется контроль за газовыделением в выработки. Отмечено снижение абсолютного газовыделения из разрабатываемых угольных пластов в среднем на 30
- 70%. В результате заблаговременного извлечения метана из угольных пластов и последующей дегазации разгруженной от горного давления угленосной толщи скважинами, пробуренными с поверхности, газовыделение в горные выработки выемочных участков снизилось на 45 -65%, что позволило увеличить нагрузку на очистной забой в 1,3 - 1,8 раза.
На основании анализа опыта извлечения метана из угленосной толщи скважинами, пробуренными с поверхности, с использованием трех технологических схем дегазации можно сделать выводы:
1. Сравнение трех схем дегазации выемочных участков свидетельствует о более высокой эффективности технологической схемы заблаговременной дегазации неразгруженных от горного давления разрабатываемых угольных пластов и пород с последующим извлечением метана из подработанного очистными работами массива.
2. Одной скважиной, пробуренной с поверхности, можно извлекать не менее 1,0 млн.м3 метана с содержанием его в газовой смеси 40 - 90%. Предварительная гидродинамическая обработка угольных пластов и пород увеличивает объем извлекаемого скважинами метана в 1,4 - 5,1 раза при увеличении дебита его в 1,4 - 3,5 раза. Учитывая, что третья схема обеспечивает заблаговременное снижение газоносности разрабатываемых пластов на 30
- 70%, применение ее признано наиболее целесообраз н ы м.
3. Экспериментально доказана возможность получения в процессе гидродинамической обработки пластов сбойки между скважинами, обеспечивающей создание единой гидравлической сети в направлении основных и второстепенных систем естественных трещин, что улучшает условия миграции газа в пласте при откачке воды из скважин и способствует более полному его извлечению на поверхность.
4. Для интенсификации извлечения и попутной добычи метана на угольных месторождениях необходимо решать следующие задачи:
• изучить исходные данные, оценить объемы запасов метана,
подлежащие извлечению из угленосной толщи, выбрать и подготовить объект к испытанию, обосновать место расположения скважин, выбрать метод и определить очередность вскрытия продуктивного пласта;
• выполнить газодинамические исследования;
• обосновать метод интенсификации притока газа к скважине и выбрать рабочие жидкости с добавками химических веществ;
• разработать метод оптимизации параметров и режимов эксплуатации скважин; оценить эффективность метода и определить технико-экономическую целесообразность ввода объекта в эксплуатацию.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Брижанев А.М., Галазов P.A. Закономерности распределения метана в Донецком бассейне. -М: ЦНИИЭИуголь, вып. 6, 1987.
2. Зайденварг В.E., Айруни А.Г., Галазов P.A. и др. Перспективы промышленной добычи метана из угольных пластов. -М., 1995.
3. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. М., “Недра”, 1979.
4. Сластунов С.В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. М., 1996.
5. Васючков Ю.Ф. Физико-химические способы дегазации угольных пластов. -М., “Недра”, 1986.
6. Буханцов А.И., Анпилогов Ю.Г. и др. А.с.СССР № 1652615. Способ гидродинамического воздействия на выбросоопасный пласт. Б.И. № 20, 1991.
7. Буханцов А.И., Липа В.И. и др. A.c. СССР № 1163004. Способ гидравлического расчленения угольного пласта, 1985.
8. Буханцов А.И., Муравьева В.М. и др. A.c. № 1756588. Способ дегазации пластов, 1992.
9. Буханцов А.И. и др. Определение проницаемости в процессе гидравлической обработки угольных пластов. В сб. “Способы и средства создания безопасных и здоровых условий труда в угольных шахтах”. Макеевка - Донбасс, 1992.
10. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Го-стоптехиздат, 1959.
11. Буханцов А.И., Ольховиченко В.А. Исследование проницаемости угольных пластов. В сб. “Создание безопасных условий труда в угольных шахтах”. Макеевка - Донбасс, 1985.
12. Буханцов А.И., Лукаш A.C., Анпилогов Ю.Г. и др. А.с.СССР № 1566046. Способ дегазации свиты угольных пластов. Б.И. № 19, 1990.
© А.И.Буханцов, Р.А.Галазов
