CC BY
19
Plan, nga Nguyen thi Hoai, M. L. Rudakov // proceedings of the mining Institute, 2020. T. 242(2). P. 248-256.
31. Dal N.N. Improving the safety of the personnel of the coal-tion of the mines of Vorkuta on the basis of ecological, socio-economic and institutional factors: author. dis. ... candidate of technical sciences. Saint-Petersburg State Mining University. St. Petersburg, 2011. 20 p.
32. Parkhansky Yu. The risk of injuries of coal mine workers and its hysteresis // Notes of the Mining Institute. 2016. 222. pp. 869-876.
33. Bohus Leitner A. General Model for Railway Systems Risk As-session with the Use of Railway Accident Scenarios Analysis // Procedia Engineering, 2017. Vol. 187. P. 150159.
34. Bernard Swanepoel. Risk Assessment in Mining // The LBMA Precious Metals Conference. 2003. p. 59-62.
35. Industrial safety, labor protection, ecology and labor medicine in SUEK: results of 2018. Tasks for 2019. Culture, organization, safety and labor efficiency - the basis for the development of production in JSC "SUEK" / V. B. Artemyev [et al.] // GIAB, 2019. No 12. (Special issue 40). p. 56.
УДК 622.4
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ВОЗДУШНОЙ СРЕДЫ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ ТЕРМОШАХТНЫМ СПОСОБОМ
С.Г. Гендлер, И.Р. Фазылов
Рассмотрены проблемы, возникающие при использовании термошахтного способа добычи нефти на Ярегском месторождении, расположенном в Республике Коми. Основной проблемой при таком способе добычи является ухудшение параметров микроклимата в горных выработках. Это вызвано тем, что технологияразработ-ки подразумевает закачку теплоносителя в нефтяной пласт и отбор нефтесодержа-щей жидкости через горные выработки. Температура воздуха в выработках может подниматься до 40 Автором был произведен анализ натурных исследований теп-лофизических параметров добычного блока, выявлены основные факторы, формирующие тепловой режим добычного блока, в зависимости от стадии разработки блока. Установлено, что температура воздуха в эксплуатационной галерее может превышать 44,4 °C у кровли выработки и 40,6 °C у почвы. Для прогнозирования температурного режима добычного блока была предложена математическая модель процессов тепломассопереноса и проведена верификация результатов расчетов по предложенной методике с натурными исследованиямии результатами численного моделирования
Ключевые слова: тепловой режим, нефтешахта, проветривание, вентиляционная скважина, температура воздуха, климатические параметры.
Введение
Термошахтная добыча нефти является одним из наиболее эффективных способов добычи тяжелой нефти и битумов. Она основана на прогреве нефтяного пласта путём закачки в него по скважинам, пробурённым с поверхности, пара с температурой 180 0С и давлением 1,5 МПа. Результатом теплового воздействия является снижение вязкости нефти почти в 1000 раз (табл. 1), что дает возможность ее извлечения по скважинам, пробуренным из специально пройдённой горной выработки - эксплуатационной галереи [1].
Таблица 1
Зависимость вязкости Ярегской нефти от ее температуры
Температура, °С Вязкость, мПа-с Температура, °С Вязкость, мПа-с
5 16080 60 182
20 3420 80 55
40 633 100 29,5
50 324 120 12,8
Из добычных скважин извлекаемая из пласта нефть поступает в эксплуатационную галерею, откуда вначале по канавкам, пройдённым по почве галереи, а затем по трубопроводу, проложенному по горным выработкам, транспортируется на поверхность для дальнейшей транспортировки и переработки [2, 3, 4]. Принципиальная схема подземно - поверхностной системы разработки представлена на рис. 1.
Рис. 1. Принципиальная схема подземно-поверхностной системы
разработки
Разработка продуктивного пласта Ярегского месторождения осуществляется в три стадии, для которых характерны различные источники теплоты и интенсивность протекания тепло массообменных процессов.
1. Начальная стадия длится от 2 до 2,5 лет. Этот период характеризуется резким увеличением температуры пласта и добываемой нефтесо-держащей жидкости. Для этой стадии характерно движение теплового фронта от нагнетательных скважин вглубь пласта. Основным источником тепловыделений в горных выработках является транспортируемая по канавкам и трубопроводам нефтесодержащая жидкость [5 - 7].
2. Длительность второй стадии разработки составляет 2,5 - 7 лет. В начале этой стадии тепловой фронт достигает поверхностей горных выработок добычного блока, что приводит к повышению температуры стенок выработок добычного блока до 55...60 °C. В нефтяном пласте формируется однородное температурное поле со средней температурой, превышающей 85 °C. Одновременно с этим дебит нефтесодержащей жидкости снижается, а в выработки по трещинам и добычным скважинам начинает поступать пар [8, 9].
3. На третьей стадии разработки блока (свыше 7 лет) в результате увеличения проницаемости нефтяного пласта повышается количество пара, прорывающегося в горные выработки, а температура и дебит нефтесо-держащей жидкости снижается при неизменной температуре поверхности стенок выработок [10, 11].
Одной из проблем, имеющих место при термошахтной способе добычи, является резкое ухудшения климатических условий в выработках добычного блока [12]. Исследованием параметров микроклимата в нефтяных шахтах были посвящены работы ученых ГИ УРо РАН: Л.Ю. Левина, Ю.А. Клюкина, М.А. Семина, А.В. Зайцева [13, 14]. В этих работах выполнено комплексное изучение термодинамических параметров рудничного воздуха и дана оценка влияния различных источников теплоты на температурный режим горных выработок.
Вместе с тем, закономерности формирования теплового режима горных выработок на каждой стадии разработки и методика расчета термодинамических параметров воздуха изучены недостаточно досконально.
Это особенно важно для прогноза теплового режима и разработки мероприятий по его нормализации при повышении интенсивности разработки, связанной с изменением технологических решений и повышением термического воздействия на нефтяной пласт [15 - 18].
Материалы и методология исследования
В качестве исходных данных для изучения особенностей формирования теплового режима выработок уклонного блока были приняты типовые горнотехнические параметры системы разработки: геометрические размеры эксплуатационной галереи, количество, радиусы и местораспо-
ложения забоев нагнетательных скважин относительно эксплуатационной галереи, геометрические размеры и конструкция канавок для транспортировки нефти, конструктивные параметры трубопроводов для транспортировки нефти, геотермические, теплофизические и фильтрационные свойства нефтяного пласта, динамика объемов добычи нефтяной продукции, температура и дебит закачиваемого пара. Для верификации предлагаемой приближенной математической модели принимались данные натурных исследований, выполненных сотрудниками ГИ УРо РАН [6, 10, 13].
Анализ исходной информации по горнотехническим параметрам системы разработки позволил предложить следующую расчетную схему (рис. 2)
/
галерея
Рис. 2. Расчетная схема для определения влияния температурного режима нефтяного пласта на тепловой режим горных выработок
добычного блока
Для разработки приближенной математической модели процессов тепломассопереноса в выработках уклонного блока были приняты следующие допущения [19, 20].
1. Процесс теплообмена между воздухом и нефтесодержащим пластом, в котором пройдена эксплуатационная галерея, считается квазиста-
ционарным и рассчитывается на основе концепции коэффициента нестационарного теплообмена kT [15]. Справедливость этого допущения была подтверждена сопоставлением расчётных данных, полученных по упрощённой модели и численном моделировании.
Численное моделирование осуществлялось на основе программного пакета Ansys CFX. Моделированию предшествовало построение геометрии выработок, согласно их горнотехнических и проектных значений сечения, протяжённости, формы, которое выполнялось методом CutCell, тип эле-ментов-тетраэдры, максимальный размер элемента 5 см. У стенки выработки выполнялось уменьшение размеров ячейки сетки методом «Inflation» рис. 3. Это позволило получить более точные результаты расчета для пограничного слоя: стенка выработки - воздух. Задание граничных условия осуществлялось в соответствии с данными натурных измерений температуры стенок выработки (60 0С) и других горячих поверхностей (80.. .90 0С), скорости воздуха (1,2 м/с), температура подаваемого в эксплуатационную галерею воздуха (27 0С). В качестве граничных условий принимались граничные условия третьего рода при коэффициенте теплоотдачи от стенок выработки к воздуху, рассчитанным по данным натурных наблюдений. Его величина оказалась равной 6 Вт/м °С [21 - 24].
При выборе параметров точности расчета, было установлено количество итераций (1000), среднее значение невязки (0,0001), устойчивость решателя (0,1). При расчете, невязка стремится к заданному значению, что свидетельствует о точности расчета рис. 3.
Рис. 3. Расчетная сетка геометрической модели и график изменения
невязки в процессе расчета
Рис. 4. Результаты моделирования
Анализ результатов численных расчётов, выполненных в сопоставлении с вычислениями по приближенной методике [15], позволил показать, что при фактических временах существования выработок уклонного блока для вычисления температуры воздуха может быть использован квазистационарных подход.
2.Тепловыделения от нефти ( (?Нсж, Вт), движущей по канавке, определяются по формуле [15]
Qнcж = РНСЖ [а(Нж - *В ) + Р(РНСЖ - ФсрРя )] , С1)
где Р - коэффициент теплоотдачи испарением, Вт/(м с-°С-Па), опредеяемый по формуле (2); Рнсж - поверхность теплоотдачи НСЖ, м2; а- коэффициент теплоотдачи от поверхности транспортируемой НСЖ к воздуху, Вт/(м °С); - температура воздуха и средняя температура
НСЖ, °С; р^СЖ - парциальное давление насыщенных водяных паров в
воздухе при температуре НСЖ, Па.; ррВ - парциальное давление насыщенных водяных паров при температуре воздуха в начале выработки, Па; ( - средняя относительная влажность воздуха в долях единицы [25].
1500 + 2,75 (г„гж + и)
Р = а-'_Л_НСЖ—и., (2)
где Р - барометрическое давление воздуха в горной выработке, Па.
3. Тепловыделения от трубопроводов для транспортировки нефти
(0тр, Вт) рассчитываются по формуле [15]
Q = k F (е - и), (3)
тр т.п.тр тр у ср В Jу V /
где kmn - коэффициент теплопередачи от поверхности трубопровода к
2 0 2 воздуху, Вт/(м С) ; F - поверхность трубопровода, м ; % - средняя
температура НСЖ в трубопроводе, °С.
4. Теплопоступления от пара, прорывающегося в горные выработки (Q, Вт) можно рассчитать по формуле
Q = С qJ (T - tR)L , (4)
¿-'Л п гал\ п В; гал' V /
где С - теплоемкость пара, Дж/кг 0С; qn - удельный массовый расход
2 '
пара, кг/(м с); —гал - периметр эксплуатационной галереи за вычетом
ширины, м; температура пара, 0С; Ьгап - протяженность
эксплуатационной галереи, м.
С учетом сделанных допущений, расчет температуры воздуха в эксплуатационной галерее может быть осуществлен по формуле проф. Ю.Д. Дядькина [15], в которой учтены дополнительные источники теплоты, действующие в эксплуатационной галерее:
( в Л
tK = tHexp(-Агальгсш ) + БгтТт + [1 - ехр(-AzajiLzai)], (5)
V Агаш У
где tH, tK - начальная и конечная температура воздуха, °С; Tav - средняя температура пласта между нагнетательными скважинами, °С.
А =-, (6)
&РвСэф
где СЭф - эффективное значение теплоемкости воздуха, Дж/(кг °С);
М = kJJгал + К.п.ЛЬ + KpUmp + СпЦпи'п , , (7)
где k - приводимый с учетом массобменных процессов коэффициент
Л
теплопередачи от нефти в лотке к воздуху, Вт/(м °С); —гал - периметр эксплуатационной галереи, м2; k - коэффициент нестационарного теплообмена, Вт/(м2 °С),
— —
Б = —-—гал; (8)
М J
в = X qa + —т. н. л. Ыпсж + —тр—тр %р + Спдпи'п Тп - QePerdHS ^
арвсэф
где tHC3lc - средняя температура нефти в лотке, °С; r - теплота испарения воды, Дж/кг; X q - тепловыделение от энергетических источников, Вт/м; dH - влагосодержание поступающего воздуха, кг/кг
S = рф2 - , (10)
Р2%кал
где - давление в начале и конце галереи, Па; ^, ф2 - относительная влажность воздуха в начале и конце галереи, %; Tav - рассчитывается как средневзвешенная температура между областью с естественной температурой пласта Тпл и областью влияния теплового фронта от нагнетательных скважин. Rme - радиус теплового влияния скважины, которые определяется временем разработки добычного блока и интенсивностью закачки теплоносителя в пласт [26 - 28].
т _ 1в. + Тесп, (ьскв+ 2Ят,в, - пЯт,в,) av b + 2R ' 1 }
скв. т.в.
где Ьскв -расстояние между нагнетательными скважинами.
Сопоставление результатов расчета и данных натурных
исследований
Натурные исследования теплового режима выработок добычного блокам были осуществлены сотрудниками ГИ УРо РАН в 2017 году добычного блока 1Т-9 [6, 29]. Добыча нефти в этом блоке осуществлялась более, чем 7 лет, что соответствует финальной (третьей) стадии разработки.
Основные горнотехнические параметры добычного блока представлены в табл. 2.
Таблица 2
Горнотехнические параметры добычного блока
Параметр/выработка Ходок Уклон Эксплуатационная галерея
Протяженность, м 213 213 121
Площадь сечения, м2 12 12 10,3
Периметр, м 10,5 10,5 9,2
Тип крепи Арочная-деревянная Арочная-металлическая
Расход воздуха, м/с 21,7 21,7 12,1
Замерные сечения располагались в горных выработках добычного блока. В ходке и уклоне находились по 7 пунктов замеров, отстоящих друг от друга на расстоянии 30 м, в эксплуатационной галерее - 10 пунктов замеров с расстоянием между каждым из них 12 м. В табл. 3 представлены результаты измерений температуры воздуха в эксплуатационной галерее, что соответствует пунктам замерных станций 8 - 17 (рис. 5).
Анализ результатов измерений позволил выявить участки эксплуатационной галереи с максимальными температурами воздуха, что свидетельствует о наличии на этих участках, расположенных в центральной части галереи, «мощных» источников теплоты, вызванных прорывами пара
(см. точки замера №12 - 17, где температура воздуха составляет 41... 44 °С) [30,31,32-34].
16 "
21 22 21 20 19 I® 17> - 14
— — -!Г Л"
т я
12
I
* 8
11
Эксплуатационная галерея
Рис. 5. Схема расположения пунктов замеров
Таблица 3
Результаты замеров температуры воздуха в эксплуатационной галерее
№ замерной стан-цииЛ, °С 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
У кровли 28,9 27,5 26,0 29,4 41,1 40,0 44,4 42,2 41,1 42,2
У почвы 25 26,1 27,6 28,3 32,2 32,5 34,4 38,3 38,9 40,6
Этот вывод подкрепляется тем обстоятельством, что максимальные температуры зафиксированы в вблизи кровли выработки, куда поступление пара представляется наиболее вероятным. Максимальная разница между температурами воздуха у кровли и у почвы выработки достигает 100С.
Результаты расчётов по формулам (5) - (11) для средних температур воздуха по длине эксплуатационной галереи были сопоставлены с данными натурных исследований на рис. 6 [35].
20 -
Б 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Пункт замера —Фактические замеры Р асч етны е значения
Рис. 6. Сопоставление результатов расчётов по инженерной методике с данными измерений в натурных условиях
Из графика на рис. 6 следует, что, несмотря на принятые упрощающие допущения, полученные аналитические зависимости позволяют достаточно точно прогнозировать температуру воздуха в эксплуатационной галерее. При этом предложенная методика расчёта температуры воздуха позволяет учитывать все источники теплоты в горных выработках добычного блока, что даёт возможность осуществлять прогноз теплового режима для каждого этапа разработки нефтяного пласта и выбирать адресные мероприятия по нормализации теплового режима.
Выводы
1. Закономерности формирования термодинамических параметров рудничного воздуха в буровых галереях нефтяных шах при термошахтном способе добычи зависят от стадий разработки нефтесодержащего пласта, определяющих степень его прогрева, нагнетаемым паром, и дебита транспортируемой нефтесодержащей продукцией.
2. Разработанная инженерная методика прогноза теплового режима выработок добычного блока дает возможность учесть максимальное количество факторов, влияющих на характер изменения температуры рудничного воздуха по длине выработок.
3. Сопоставительный анализ результатов расчета по предлагаемой методике с данными натурных замеров и результатов моделирования свидетельствует об их удовлетворительном совпадении, что подтверждает правомерность допущений, используемых при ее разработке.
4. Предлагаемая методика прогноза теплового режима выработок добычного блока позволяет на каждой стадии разработки нефтяного пласта учитывать различные источники теплопоступлений и ранжировать их по степени влияния на термодинамические параметры рудничного воздуха. Это в дальнейшем дает возможность осуществлять на каждой стадии разработки обоснованных выбор мероприятий по регулированию климатических условий.
Список литературы
1. Герасимов, И.В. Большое будущее Яреги. О комплексном развитии Ярегского нефтетитанового месторождения // Регион. 2012. № 9. С. 7 -10.
2. Гуляев В.Э., Коноплев Ю.П., Герасимов И.В. Анализ технологических показателей систем термошахтной разработки Ярегского нефтяного месторождения // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов: материалы межрегиональной научно -технической конференции. Ухта: УГТУ, 2011. С. 1218.
3. Дуркин С. М., Морозюк О.А., Рузин Л.М. Новые термошахтные технологии и оценка их эффективности путём численного моделирования // Нефть. Газ. Новации. 2013. № 4. С. 45-51.
4. Дуркин С.М. Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений (теория и практика): учеб. пособие. Ухта: УГТУ, 2014. 104 с.
5. Рудаков М.Л., Коробицина М. А. О возможности нормализации температуры воздуха в буровых галереях нефтяных шахт // Безопасность труда в промышленности. 2019. С. 66-71.
6. Клюкин Ю.А., Семин М.А., Зайцев А.В. Экспериментальное исследование микроклиматических условий и факторов их формирования в нефтяной шахте // Вестн. ПНИПУ: Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2018. Т. 18. № 1. С. 63-75.
7. Коноплев Ю. П., Алабушин А. А., Гуляев В. Э. Опыт и перспективы развития термошахтной разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти // Сб. науч. тр. Междунар. науч.-практ. конф. «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений». Казань: Фэн, 2012. С. 74-77.
8. Лейсле А.В., Ковальский Е.Р. Оценка дебита скважин при дренировании метана в угольных шахтах // Ecology, Environment and Conservation. 2017. Р. 316-324.
9. Магомет Р.Д., Серегин А.С. Повышение эффективности дренирования метана // Горный журнал. 2017. С. 92-95.
10. Левин Л.Ю., Кормщиков Д.С. Особенности добычи высоковязкой нефти на примере Ярегского месторождения // Научные исследования и инновации. 2010. Т.4. № 2. С. 33-36.
11. Прищепа О., Халимов Э. Трудноизвлекаемая нефть: потенциал, состояние и возможности освоения // Нефтегазовая вертикаль. 2011. № 5. С. 24-29.
12. Степанов И.С. Обоснование метода оценки профессионального риска для условий нагревающего микроклимата при проведении горных работ на нефтяных шахтах: автореф. дис. ... канд. техн. наук. СПб, 2018. 22 с.
13. Зайцев А.В., Семин Ю.А, Клюкин М.А. Исследование критериев нормирования микроклиматических условий в горных выработках // ГИ-АБ. 2015. № 12. С. 151-156.
14. Зайцев А.В. Разработка способов нормализации микроклиматических условий в горных выработках глубоких рудников: дис. ... канд. техн. наук. Пермь, 2013. 168 с.
15. Дядькин Ю.Д. Методика теплового расчета шахт и рудников в сложных условиях // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. 1973. №5. С. 92-100.
16. Казаков Б.П., Шалимов А.В., Зайцев А.В. Влияние процессов испарения и конденсации влаги на тепловой режим глубоких рудников // Горный журнал. 2016. № 3. С. 73-76.
17. Калинина А.А., Калинин Е.П. Геолого-экономическая оценка комплексного использования Ярегской тяжелой нефти // Известия Коми научного центра УрО РАН. Сыктывкар, 2013. Вып. 3(15). С. 110-117.
18. Смирняков В.В., Смирнякова В.В. Повышение безопасности горных работ за счет совершенствования методов контроля наличия газа в шетовых канавках // Journal of Industrial Pollution Control. 2017. Р. 856-563.
19. McPherson M.J. Subsurface ventilation and Environmental engineering. Chapman & Hall, 2009. 824 p.
20. Nong, Zh., Zh. Nianchao, H. Changliang, Q. Deyu, X. Fei. Borehole stress monitoring analysis on advanced abutment pressure induced by Longwall // Mining. Arabian Journal of Geosciences. 2014. Р. 457-463.
21. Энкашев М.М. Решение однофазной сопряженной задачи теплопроводности для горной выработки методом интегральных соотношений // Физические процессы горного производства. М., 1978. С. 24-29.
22. Sbarba H. D., Fytas K., Paraszczak J. Economics of exhaust air heat recovery systems for mine ventilation // International Journal of Mining, Reclamation and Environment. 2012. Vol. 26, No. Р. 185-198.
23. De Souza E. Application of ventilation management programs for improved mine safety // International Journal of Mining Science and Technology. 2017. Vol. 27, Iss. 4. Р. 647-650.
24. Левин Л.Ю., Семин М.А., Клюкин Ю.А. Оценка эффективности системы распределенной подачи охлажденного воздуха как способа управления микроклиматическими параметрами шахт // ГИАБ. 2013. №. 12. С. 185-189.
25. Anderson R., De Souza E. Implementation of a Heat Management Control System // Proceedings of the 16th North American Mine Ventilation Symposium. Golden. 2017. Р. 23- 30
26. Алыменко Н.И., Николаев А.В., Каменских А.А. Вариант расположения шахтной калориферной установки в стене надшахтного здания // Известия высших учебных заведений // Горный журнал. 2015. №. 2. С. 99106.
27. Heating, Ventilating, and Air-Conditioning Applications: 2015 ASHRAE Handbook. Atlanta: American Society of Heating, Refrigerating and Air-Conditioning Engineers, 2015. 1341 p.
28. Di Donato G., Blunt M.J. Streamline-based dual-porosity simulation of reactive transport and flow in fractured reservoirs // Water Resources Research. 2004. V. 40. № 4. P. 12.
29. Семин М.А., Левин Л.Ю., Зайцев А.В Моделирование фильтрации нефти в трещиновато-пористом пласте в условиях Ярегского месторождения высоковязких нефтей // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. 2018. Вып. 3. С. 278-291.
30. Цхадая Н.Д., Жуйков А.Е., Ягубов З.Х. Критерий оценки оптимальных условий труда в горных выработках нефтяных шахт // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. № 5. С. 318-325.
31. Bain A. R. Lesperance N.C., Jay O. Body Heat Storage During Physical Activity is Lower with Hot Fluid Ingestion under Conditions that Permit Full Evaporation [Electronic resource] // Acta Physiol. 2012. Vol.2. Р. 98-108.
32. Gendler S.G., Fazylov I.R. Methods of regulation air temperature in the Russian oil mains // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources 2019. 2020. Vol. 1. Р. 16-21.
33. Hunt, A.P. Symptoms of heat illness in surface mine workers / A.P. Hunt, A.W. Parker, I.B. Stewart // International Archives of Occupational and Environmental Health. 2013. № 85(5). Р. 519-520
34. Sheng W., Sheng Z., Gao M., Yang L. Analysis of regularities and reasons of acciedents // Progress in mine safety, 2014. 800 p.
35. Fletcher C. A. J. Computational Techniques for Fluid Dynamics. 2nd ed. Berlin: Springer-Verlag, 1988. Vol. 1. Fundamental and General Techniques. 410 p.
Гендлер Семён Григорьевич, д-р техн. наук, проф., sgendler@,mail.ru, Россия, Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский горный университет,
Фазылов Ильдар Робертович, асп., ildarufa@Mst. ru , Россия, Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский горный университет
ADAPTATION OF THE METHOD OF CALCULATING THE AIR TEMPERATURE IN THE MINE WORKINGS FOR THE CONDITIONS OF OIL MINES
S.G. Gendler, I.R. Fazylov
The article deals with the problems that arise when using the thermo-mine method of oil production at the Yaregskoye field located in the Komi Republic. The main problem with this method of mining is the deterioration of the microclimate parameters in the mine workings. This is due to the fact that the development technology involves the injection of coolant into the oil reservoir and the selection of oil-containing liquid through the mine workings. The air temperature in the workings can rise up to 40 °C. The author analyzed the field studies of the thermos-physical parameters of the mining block, identified the main factors that form the thermal regime of the mining block, depending on the stage of development of the block. It was found that the air temperature in the operating gallery can exceed 44.4°C at the roof of the mine and 40.6°C at the ground. To predict the temperature regime of the mining block, a mathematical model of heat and mass transfer processes was proposed and the results of calculations were verified using the proposed method with field studies.
Key words: thermal regime, oil main, ventilation, ventilation well, air temperature, climate parameters.
Gendler Semem Grigorevich, doctor of technical sciences, professor of industrial safety department, sgendler@mail. ru, Russia, Saint-Petersburg, Mining University,
Fazylov Ildar Robertovich, postgraduate of industrial safety department, il-darufa@ list.ru, Russia, Saint-Petersburg, Mining University
Reference
1. Gerasimov, I. V. The Great Future of Yarega. On the complex development of the Yarega oil and titanium field // Region. 2012. no. 9. p. 7-10.
2. Gulyaev V. E., Konoplev Yu. P., Gerasimov I. V. Analysis of technological indicators of systems of thermal mining of the Yarega oil field // Problems of development and operation of high-viscosity oil and bitumen deposits: materials of the interregional scientific and technical conference. Ukhta: UGTU, 2011. p. 1218.
3. Durkin S. M., Morozyuk O. A., Ruzin L. M. Novye termoshakhtnye tekhnologii i otsenka ikh effektivnosti posle chislennogo modelirovaniya [New thermal-shaft technologies and evaluation of their efficiency by numerical modeling]. Gas. Innovations. 2013. No. 4. pp. 45-51.
4. Durkin S. M. Modeling of the process of oil field development (theory and practice): textbook. stipend. Ukhta: UGTU, 2014. 104 p.
5. Rudakov M. L., Korobitsina M. A. On the possibility of normalizing the air temperature in the drilling galleries of oil mines. Moscow. 2019, pp. 66-71.
6. Klyukin Yu. A., Semin M. A., Zaitsev A.V. Experimental investigation of microclimatic conditions and factors of their formation in an oil mine. PNRPU: Geology. Oil and gas and mining. 2018. Vol. 18. no. 1. pp. 63-75.
7. Konoplev Yu. P., Alabushin A. A., Gulyaev V. E. Experience and prospects for the development of thermal-shaft development of the Yaregskoye field of high-viscosity oil. High-viscosity oils and natural bitumens: problems and improving the efficiency of field exploration and development. Kazan: Feng, 2012. pp. 74-77.
8. Leysle A.V., Kovalsky E. R. Estimation of well flow rate during methane drainage in coal mines. Ecology, Environment and Conservation. 2017. pp. 316-324.
9. Magomet R. D., Seregin A. S. Improving the efficiency of methane drainage. 2017. pp. 92-95.
10. Levin L. Yu., Kormshchikov D. S. Features of high-viscosity oil production on the example of the Yarega field // Scientific research and innovation. 2010. Vol. 4. No. 2. pp. 33-36.
11. Prishchepa O., Khalimov E. Trudnoizvlekaya nefft: potentsialny, sostoyanie i vozmozhnosti osvitiya [Hard-to-recover oil: potential, state and opportunities for development]. 2011. No. 5. pp. 24-29.
12. Stepanov I. S. Substantiation of the method of professional risk assessment for the conditions of the heating microclimate during mining operations at oil mines: abstract. dis. ... candidate of technical sciences. Saint-Petersburg Mining University. St. Petersburg, 2018. 22 p.
13. Zaitsev A.V., Yu. A. Semin, Klyukin M. A. Investigation of criteria for normalizing microclimatic conditions in mining workings / / GIAB. 2015. No. 12. pp. 151-156.
14. Zaitsev A.V. Development of methods for normalizing microclimatic conditions in deep mine workings: dis. ... Candidate of Technical Sciences: 25.00.20. Perm, 2013. 168 p.
15. Dyadkin Yu. D. Method of thermal calculation of mines and mines in difficult conditions. Physico-technical problems of mineral resources development // Novosibirsk, Nauka. 1973. No. 5. pp. 92-100.
16. Kazakov B. P., Shalimov A.V., Zaitsev A.V. Influence of processes of evaporation and condensation of moisture on the thermal regime of deep mines. 2016. No. 3. pp. 7376.
17. Kalinina A. A., Kalinin E. P. Geological and economic assessment of the integrated use of Yarega heavy oil // Proceedings of the Komi Scientific Center of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences. Syktyvkar, 2013. Issue 3(15). pp. 110-117.
18. Smirnyakov V. V., Smirnyakova V. V. Improving the safety of mining operations by improving methods for monitoring the presence of gas in shet grooves. Journal of Industrial Pollution Control. 2017. pp. 856-563.
19. McPherson M. J. Subsurface ventilation and Environmental engineering // Chapman & Hall, 2009. 824 p.
20. Nong, Zh., Zh. Nianchao, H. Changliang, Q. Deyu, X. Fei. Borehole stress monitoring analysis on advanced abutment pressure induced by Longwall // Mining. Arabian Journal of Geosciences, 2014. pp. 457-463.
21. Encased M. M. single-phase Solution of the adjoint problem TEP-of doprovod-nou for mining by the method of integral relations // Physical processes of mining production. M., 1978. S. 24-29.
22. Sbarba H. D., K. Fytas, J. Paraszczak Economics of exhaust air heat recovery systems for mine ventilation // International Journal of Mining, Reclamation and Environment. 2012. Vol. 26, No. p. 185-198.
23. De Souza E. Application of ventilation management programs for improved mine safety // International Journal of Mining Science and Technology-gy. 2017. Vol. 27, Iss. 4. p. 647-650.
24. Levin L. Yu., Semin M. A., Klyukin Y. A. evaluation of the effectiveness of the system of distributed supply of cooling air as a way to control the microclimatic parameters of the mines, GORN. 2013. no. 12. P. 185-189.
25. Anderson R., De Souza E. Implementation of a Heat Management Control System // Proceedings of the 16th North American Mine Ventilation Symposium. Golden, 2017. p. 23-30
26. Alymenko N. I., Nikolaev A.V., Kamenskikh A. A. Variant of the location of the shaft heater installation in the wall of the above-shaft building // News of higher educational institutions. Mountain magazine. 2015. no. 2. pp. 99-106.
27. Heating, Ventilating, and Air-Conditioning Applications: 2015 ASHRAE Handbook. Atlanta: American Society of Heating, Refrigerating and Air-Conditioning Engineers, 2015. 1341 p.
28. Di Donato G., Blunt M.J. Streamline-based dual-porosity simulation of reactive transport and flow in fractured reservoirs // Water Reso urces Research. 2004. V. 40. № 4. P. 12.
29. Semin M. A., Levin L. Yu.,. Zaitsev A. V. Modeling of oil filtration in a frac-tured-porous reservoir under the conditions of the Yareg field of high-viscosity oils // Proceedings of the Tula State University. Earth Sciences. 2018. Issue 3. pp. 278-291.
30. Tskhadaya N. D., Zhuikov A. E., Yagubov Z. Kh. Criterion for evaluating optimal working conditions in oil mine workings / / Electronic scientific journal of Oil and Gas Business. 2012. No. 5. pp. 318-325.
31. Bain A. R. Lesperance N.C., Jay O. Body Heat Storage During Physical Activity is Lower with Hot Fluid Ingestion under Conditions that Permit Full Evaporation [Electronic resource] // Acta Physiol. 2012. Vol.2. P. 98-108.
32. Gendler S. G., Fazylov I. R. Methods of regulation of air temperature in the Russian oil mains / / Topical Issues of Rational Use of Natural Resources 2019. 2020. Vol. 1. p. 16-21.
33. Hunt, A.P. Symptoms of heat illness in surface mine workers / A.P. Hunt, A.W. Parker, I.B. Stewart // International Archives of Occupational and Environmental Health. 2013. - № 85(5), pp. 519-520
34. Sheng W., Sheng Z., Gao M., Yang L. Analysis of regularities and reasons of ac-ciedents // Progress in mine safety, 2014. 800 p.
35. Fletcher C. A. J. Computational Techniques for Fluid Dynamics. 2nd ed. Berlin: Springer-Verlag, 1988. Vol. 1. Fundamental and General Techniques. 410 p.
УДК 622.831:502.604
СПОСОБЫ И СРЕДСТВА БОРЬБЫ С СЕРОВОДОРОДОМ В РУДНИЧНОМ ВОЗДУХЕ И В ПОДЗЕМНЫХ ВОДАХ
А.Н. Земсков, М.Ю. Лискова, А.М. Гайдин
Сероводород - один из самых токсичных газов, который распространён в природе. Он содержится в природных горючих газах, в выбросах вулканов, в глубоких малопроточных озёрах и морях, в подземных водах сульфатно-карбонатных формаций и даже в соляных залежах. Особенно опасен сероводород в шахтах. Приведены данные о свойствах сероводорода, так как они являются основой по разработке способов и средств борьбы с ним. Также описаны способы и средства борьбы с сероводородом в рудничном воздухе и в подземных водах. Нормализация санитарно-гигиенических условий труда горнорабочих в тупиковых комбайновых выработках с интенсивным выделением сероводорода и высоким пылеобразованием может быть обеспечена использованием нейтрализаторов газов «мокрого» и «сухого» типа, устанавливаемых в призабойном пространстве выработок.
Ключевые слова: рудничный воздух, сероводород, нейтрализатор, газовоздушная смесь, предельно допустимая концентрация, пыль.
Сероводород, Н2Б или моносульфан - бесцветный газ с отвратительным запахом, в 1,19 раз тяжелее воздуха. Молекула представляет собой равнобедренный треугольник с углом между связями Б-Н 92,2 градуса. Плотность при нулевой температуре и давлении 0,1 МПа равна 1,539 кг/м , при температуре кипения (-60,2 °С) - 999,3 кг/м . При температуре выше 400 °С сероводород начинает разлагаться, а при 1700 °С полностью диссоциирует. На воздухе сероводород горит, образуя воду и диоксид серы:
Н2 Б + 0,5 • 02 = Н20 + Б02 + 578,98 кДж/моль. (1)
Жидкий сероводород - бесцветная жидкость плотностью 938 кг/м3 при 192 К. Критическая температура 100,4 °С, критическое давление 8,89 МПа. Сероводород легко растворяется в органике, в том числе в нефти, с образованием сероорганических соединений.
Сероводород взрывоопасен и ядовит. Допустимая концентрация в
3 3
воздухе рабочей зоны 10 мг/м , в населенных пунктах 0,008 мг/м . Присутствие паров органических веществ увеличивает токсичность. Наличие растворенного сероводорода в воде делает её непригодной для питья. Сброс неочищенных от сероводорода промышленных стоков в поверхностные водоемы запрещен.
