CC BY
73
Р. И. Родин
младший научный сотрудник ФГБНУ «ФИЦ УУХ СО РАН»
М. С. Плаксин
канд. техн. наук, старший научный сотрудник ФГБНУ «ФИЦ УУХ СО РАН»
УДК 622.831.322 + 622.279.34
ОСОБЕННОСТИ ПОВЫШЕНИЯ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
Рассмотрены вопросы извлечения метана из высокогазоносных угольных пластов. Указаны некоторые научно-технические особенности повышения проницаемости пластов для повышения эффективности предварительной дегазации.
Ключевые слова: УГОЛЬНЫЙ ПЛАСТ, ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТЬ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДЕГАЗАЦИИ, ДЕГАЗАЦИОННЫЕ СКВАЖИНЫ, ОРИЕНТИРОВАННЫЙ ПОИНТЕРВАЛЬНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ
Применение технологий подземной разработки угольных месторождений в последние десятилетия неуклонно снижается. Одна из основных причин - ограничение производительности добычи угля по газовому фактору безопасности горных работ. Даже на глубинах залегания пластов Кузбасса до 200 м их газоносность составляет 5-10 м3/т, а на глубинах 500700 м достигает 25-30 м3/т. При этом эффективность технологий заблаговременного извлечения метана с ростом глубины резко снижается в связи со снижением газопроницаемости пластов [1, 2]. Нетрудно понять сложность согласования производительности добычи угля с объемами обязательного транспортирования на поверхность метана в безопасном аэрогазовом режиме. Например, современные механизированные комплексы могут добывать 10-30 тонн угля в минуту. Приняв, что в очистной забой выделятся лишь 10 % от газоносности пласта, получим метанообильность забоя, согласно указанному диапазону газоносности пластов 5-90 м3/мин. Поскольку нормализация газового режима требует подавать не менее 100 м3 воздуха на каждый кубометр метана, то необходимо 500-9000 м3 воздуха в минуту. Верхнее значение намного превышает реальные возможности системы вентиляции шахт, ограниченные к тому же по
пылевому фактору, скоростью вентиляционной струи в очистном забое до 4 м/с.
Представленная оценка подчеркивает актуальность задач предварительной дегазации угольных пластов и напоминает о катастрофических следствиях волевых решений (1995-2005 гг.) по интенсификации производительности добычи угля, пренебрегающих фактом о том, что пласт не только угольный, но и углеметановый [3, 4].
Для снижения газоносности отрабатываемого выемочного столба широко применяются и постоянно совершенствуются способы извлечения и изолированного отвода метана. Одним из них является предварительная дегазация выемочных столбов до начала отработки. Способы ориентированы на снижение поступления метана непосредственно в очистной забой, в котором расположено энергетическое оборудование - потенциальный источник искрообразования. Наиболее распространенная технология их выполнения заключается в бурении сети параллельных или перекрещивающихся скважин в тело выемочного столба.
В работе [5] авторами была проанализирована продуктивность перекрещивающихся дегазационных скважин. Построены соответствующие графики (рис. 1-2) для отрабатываемых пластов на шахте «Алардинская» - выемочный участок 6-1-11 (пласт 6, мощность 9,5 м,
глубина 550 м, газоносность 25 м3/т, длина скважин от 180 до 250 м, количество скважин 147, плотность скважин через 12 м) и шахте «Абашев-ская» - выемочный участок 15-14 бис (пласт 15, мощность 1,65 м, глубина 500 м, газоносность 23 м3/т, длина скважин от 250 до 285 м, количество скважин 42, плотность скважин через 13 м).
Из результатов видно, что увеличение диаметра скважины на 20 % на шахте «Алар-динская» обеспечило рост их продуктивности в 3,5 раза за счет снижения эффекта «затекания» скважин меньшего диаметра под действием геостатических напряжений [6]. Однако, имея удельный (на п.м скважины) ресурс метана в пласте 1467 м3/п.м, получаем за 700 суток работы скважин коэффициенты дегазации 0,25 для диаметров 93 мм и 0,06 для диаметров 76 мм, т.
е. крайне низкие величины. К тому же достаточно заметный каптаж метана заканчивается примерно через год с начала работы скважины.
Близкие показатели имела и дегазационная система на шахте «Абашевская»: удельный (на п.м скважины) ресурс метана в пласте составлял 329 м3/п.м; за год работы скважин коэффициент дегазации - 0,012. В этих условиях на момент закрытия (2013 г.) шахта, отрабатывая пласты на глубине залегания до 700 м с газоносностью до 30 м3/т при плотности скважин 10 м диаметром 76 мм, имела допускаемую по газовому фактору производительность очистных забоев лишь в 25 % от технически возможной.
Основной причиной снижения эффективности дегазации угольных пластов принято считать снижение газопроницаемости с
Qw
IW^/lVl
400 350 300 230 200 150 100 50 0
О 100 200 ЗОО 400 500 600 700 300
Рисунок 1 - Продуктивность типичных дегазационных скважин диаметром d на выемочном участке 6-1-11 шахты «Алардинская»
м^/пл-сут
q = 0,0515e°'ol2f
ч ♦
♦ ♦
О 20 40 60 ВО 100 120 140
Рисунок 2 - Изменение дебита дегазационной скважины во времени на выемочном участке 15-14 бис шахты «Абашевская»
ростом глубины залегания, для количественной оценки которой можно воспользоваться известными эмпирическими зависимостями [7, 8]. С целью обобщения многообразия свойств пластов значения газопроницаемости и напряжений рассчитывались относительно их величин на глубине 100 м (рис. 3). Видим, что с ростом напряжений газопроницаемость снижается по гиперболической зависимости более чем на два порядка. Косвенным подтверждением адекватности этой
гъ
особенности является ограничение подземных технологий разработки угольных месторождений глубиной 300-400 м, до которой еще возможна относительно высокая производительность добычи угля с применением способов предварительной дегазации отрабатываемого пласта.
Представленный график не только констатирует результаты натурных наблюдений, но и позволяет мотивировать некоторые предложения по совершенствованию технологий отработ-
к/к
100
15
10
2'5 °У°100 3'5
с 3 - Обобщенные данные изменения газопроницаемости угольных I с ростом напряжений относительно их значений на глубине 100 м
ки свит угольных пластов. Представив значения в аналитической форме, получим:
/ (Т..
Кн = 0,9^
^юо / (1)
где Кн - среднее значение коэффициента газопроницаемости пласта при разгрузке, дД; К100 - газопроницаемость пласта на глубине 100
м, дД;
ст - средние напряжения в пласте при разгрузке,
МПа;
а1дд - напряжение в пласте на глубине 100 м,
МПа.
Следовательно, при отработке вышележащего пласта имеет интерес проводить дегазацию нижележащего, но непосредственно в период его надработки, а не тогда, когда сдвижения массива закончились. При современных размерах очистных забоев влияние надработки весьма значительно, для использования которого, однако, необходимо пересмотреть планы ведения горных работ,
например, согласно способу [9].
Газопроницаемость является весьма значимым, но не единственным свойством пластов, влияющим на возможность каптажа метана.
Согласно современным представлениям, метан содержится в угольном пласте в трех состояниях [10]: свободном, адсорбированном и по типу твердого углегазового раствора (ТУГР). Результаты известных исследований влияния процессов адсорбции и десорбции в угле на его механические свойства доказывают, что вследствие бурения скважины происходит перераспределение напряжений в ее окрестности, а повышение давления свободного газа в кливаже приводит к сжатию угольной матрицы и снижению адсорбции [11-13]. С увеличением глубин доля метана в составе ТУГР увеличивается (рис. 4) и условием его извлечения является разгрузка пласта от механических напряжений. Если угольный пласт неразгружен, процесс метановыделения
44
происходит в основном в результате диффузии свободного и адсорбированного метана, а объемы выделившегося из блоков угля газа можно увязать с площадью обнажения их поверхности фильтрующими трещинами. Следовательно, давление газа в трещинах определяется не только их пропускной способностью, но и интенсивностью диффузии газа из блоков. Описанная совокупность свойств и обуславливает невысокую скорость выделения метана в скважины. Однако распад ТУГР при снижении напряжений интенсифицирует процесс диффузии, повышая градиент давления, необходимый для роста скорости фильтрации.
На рисунке 5 показано изменение проницаемости и давления газа в скважине в процессе газоистощения. Давление в скважине закономерно снижается, а проницаемость при-
скважинной зоны пласта возрастает. В дальнейшем наблюдается уже снижение проницаемости в результате разрушения скважины. При этом в точках А и В отмечены кратковременные снижения проницаемости. После последнего падения (точка С) восстановить проницаемости до прежнего уровня удалось только после зачистки скважины. Таким образом, продолжительная десорбция позволяет повысить проницаемость пласта не только существенным развитием зоны влияния скважины, но и снижением механической прочности угля вплоть до частичного разрушения.
В настоящее время научная и промышленная общественность достаточно часто поднимает вопрос необходимости разработки новых методов повышения продуктивности дегазационных скважин, в том числе и путем применения
25°%
8%
67%
■ ТУГР ■ свободный ■ сорбированный Рисунок 4 - Структура газоносности угольного пласта по формам существования метана (на глубине
Увеличение проницаемости
угля в результате десорбции
А
300 м)
Уменьшение проницаемости угля в результате его разрушения
Критическое давление Давление в скважине
Время, год
Рисунок 5 - Схематичное обозначение изменения проницаемости угля в окрестности скважины и
давления газа в ней (по данным [13])
Рисунок 6 - Технологическая схема применения ориентированного поинтервального гидроразрыва пласта через дегазационные скважины: 1 - устройство гидроразрыва; 2 - буровая коронка; 3 - гидравлические штанги высокого давления; 4 - уплотнитель устья скважины
способов ориентированного поинтервального гидроразрыва [14].
Применение ориентированного поинтер-вального гидроразрыва осуществляется в период оконтуривания выемочного участка в соответствии со схемой, представленной на рис. 6. Бурение дегазационных скважин производится с учетом действующего нормативного документа [15].
Эффект повышения дебита метана от применения гидроразрыва заключается в создании серии щелей, нормальных оси скважины (рис. 6). Расстояние между скважинами и количество щелей гидроразрывов в каждой скважине зависят от свойств пласта и технологически приемлемого периода дегазации.
Ожидаемые результаты от внедрения технологии ориентированного поинтервального гидроразрыва в промышленность:
1. Сокращение периода дегазации.
2. Возможность повышения скорости отработки выемочного столба по газовому фактору.
3. Снижение газовой и газодинамической опасности.
4. Повышение объемов утилизации попутного метана.
Основные затруднения при принятии решений о повышении продуктивности дегазационных скважин путем ориентированного поинтервального гидроразрыва связаны с отсутствием информации о динамике выделения метана в щель гидроразрыва. Для снятия этого затруднения можно использовать фактические данных о производительности дегазационных
скважин.
Метановыделение из щели гидроразрыва определяется как:
=-п-Я-т- д0- м3/мин, (2)
где т - мощность дегазируемого пласта, м; R - радиус зоны влияния щели гидроразрыва, м; g0 - фактическое начальное удельное метановыделение в скважину, м3/(м2^мин); в1, в2 - коэффициенты снижения дебита скважины, 1/мин;
т - время проведения дегазации после гидроразрыва пласта, мин.
Расчетыпоказывают,чтометановыделение из одной дегазационной скважины с проведением в ней 60 ориентированных гидроразрывов соответствует метановыделению 36 обычных дегазационных скважин (рис. 7).
На рисунке 7 показано, что фактическое суммарное метановыделение из 36 дегазационных скважин (кривая 5) снижается по экспоненциальному закону. Приток метана из дегазационной скважины, в которой была произведена серия гидроразрывов (кривая 1), несколько отличается, особенно на начальной стадии. Отличие обусловлено особенностями разгрузки при бурении скважин и развитии щелей гидроразрыва. При бурении скважины образуется большой потенциал для разгрузки за счет объема выбуриваемого штыба. Несколько иная картина наблюдается при образовании щелей. Жидкость, подаваемая под высоким давлением, нарушает целостность угольного массива, создавая магистральную трещину,
46
150 t, сут ISO
Рисунок 7 - Схематичное представление структуры метановыделения из дегазационных скважин с
применением гидроразрыва
и образует значительную поверхность для газовыделения, при образовании которых не происходит разгрузки массива, скорее наоборот. В таких условиях метановыделение в начальной стадии реализует огромный потенциал сорбированной (кривая 3) и свободной (кривая 4) составляющей структуры газоносности пласта. При этом распад ТУГР (кривая 2) незначителен.
Таким образом, совершенствование технологий горных работ в части порядка отработки пластов в свите и ориентирования гидроразрыва пласта через дегазационные скважины позволит более полно использовать особенности свойств пластов и их стратиграфическое положение с целью повышения рентабельности шахт.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИМ СПИСОК
1. Ремезов, А. В. Дегазация газа из угольных пластов и вмещающих пород на шахтах Кузбасса. История. Действительность. Будущее / А. В. Ремезов, В. Г. Харитонов, А. И. Жаров [и др.]. - Кемерово, КузГТУ, 2012. - 848 с.
2. Зыков, В. С. Современное состояние дегазации на шахтах Кузбасса / В. С. Зыков, С. М. Авра-менко, В. А. Кулинич // Безопасность угольных предприятий: Сб. науч. тр. ВостНИИ, Кемерово, 2000.
- С. 3-8.
3. Полевщиков, Г. Я. Природно-технологическая база комплексного извлечения ресурсов углеме-тановых месторождений Кузбасса / Г. Я. Полевщиков, Е. Н. Козырева, В. М. Рычковский, В. Г. Пестриков.
- Кемерово: Институт угля и углехимии СО РАН, 2004. - 132 с.
4. Полевщиков, Г. Я. Комплексное извлечение и использование ресурсов углеметановых месторождений / Г. Я. Полевщиков, Е. Н. Козырева // Труды междунар. науч.-практич. конф. «Наукоемкие технологии угледобычи и углепереработки». - Кемерово,1998. - С. 21-23.
5. Родин, Р. И. Анализ продуктивности дегазационных скважин / Р. И. Родин, А. И. Альков // Сб. трудов Всеросс. Науч. Конф. для студентов, аспирантов и молодых ученых с элементами научной школы «Горняцкая смена - 2013». - Новосибирск: Изд-во ИГД СО РАН, 2013. - С. 95 - 98.
6. Уткаев, Е. А. О влиянии нарушения призабойной зоны скважины на фильтрационные характеристики угольного пласта / Е. А. Уткаев // Метан: Сборник научных трудов по материалам симпозиума «Неделя горняка - 2009». - 2009. - ОВ № 11. - С. 301-305.
7. Ходот, В. В. Внезапные выбросы угля и газа / В. В. Ходот. - М.: Госгортехиздат, 1961. - 363 с.
8. Газоносность угольных бассейнов и месторождений СССР: В 3 т. - Москва: Недра, 1979. - Том 2. Угольные бассейны и месторождения Сибири, Казахстана и Дальнего Востока. - 454 с.
9. Пат. 2510461 Российская Федерация, МПК Е2^7/00. Способ комплексного управления газовыделением на выемочных участках при отработке мощных и сближенных высокогазоносных пологих угольных пластов / Г. Я. Полевщиков, Е. Н. Козырева, Р. И. Родин, В. Г. Климов; заявитель и патентообладатель Институт угля Сибирского отделения РАН; № 2012152727/03. - Опубл. 27.03.2014, бюл. №
30. - 6 стр.
10. Малышев, Ю. Н. Фундаментально-прикладные методы решения проблемы угольных пластов / Ю. Н. Малышев, К. Н. Трубецкой, А. Т. Айруни. - М.: ИАГН, 2000. - 519 с.
11. Espinoza, D. N. Desorption-induced shear failure of coal bed seams during gas depletion. / D. N. Espinoza, J.-M. Pereira, M. Vandamme, P. Dangla, S. Vidal-Gilbert // International Journal of Coal Geology. -2014. - 137. - P. 142-151.
12. Espinoza D. N. A transverse isotropic model for microporous solids - Application to coal matrix adsorption and swelling / D. N. Espinoza, M. Vandamme, P. Dangla, J.-M. Pereira, S. Vidal-Gilbert // Journal of Geophysical Research Solid Earth. - 2013. - 118. - 6113-6123.
13. Moore, R.L. History matching and permeability increases of mature coalbed methane wells in San Juan Basin / R. L. Moore, D. Loftin, I. Palmer // SPE Asia pacific oil and gas conference and exhibition, 20-22 September 2011, Jakarta, Indonesia.
14. Клишин, В. И. Проблемы безопасности и новые технологии подземной разработки угольных месторождений / В. И. Клишин, Л. В. Зворыгин, А. В. Лебедев [и др.]. - Новосибирск, 2011. - 524 с.
15. Методические рекомендации о порядке дегазации угольных шахт (РД-15-09-2006). Серия 05. Выпуск 14 / Колл. авт. - М.: Открытое акционерное общество «Научно-технический центр по безопасности в промышленности», 2007. - 256 с.
PECULIARITY OF COAL SEAM GAS PERMEABILITY INCREASE
Rodin R. I., Plaksin M. S.
The problems of methane extracting from high gas content coal seams are reviewed. Some scientific and technical peculiarities of coal seam permeability increase in order to improve gas pre-drainage efficiency are demonstrated.
Key words: COAL SEAM, GAS PERMEABILITY, GAS DRAINAGE EFFICIENCY, DEGASSING BOREHOLES, DIRECTED INTERVAL HYDRAULIC FRACTURING
Родин Роман Иванович e-mail: [email protected]
Плаксин Максим Сергеевич e-mail: [email protected]
