Повышение газоотдачи углепородного массива Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ “НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 97"

МОСКВА, МГТУ, 3.02.97 - 7.02.97

СЕМИНАР 1 " ПРОБЛЕМЫ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ (ДОБЫЧИ) МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

A.И.Буханцов, к.т.н.

B.М.Муравьева, к.т.н.

МакНИИ

ПОВЫШЕНИЕ ГАЗСЭСЭТДАЧИ МАССИВА

Научные идеи, предложенные профессором Н.В.Ножкиным, были положены в основу работы, целью которой являлась проверка в конкретных горно-геологических условиях возможности повышения газоотдачи углепородного массива путем увеличения его проницаемости в результате гидродинамического воздействия на основе введения в рабочую жидкость добавок химических реагентов при различных режимах ее нагнетания.

Исходя из соответствующих горно-геологических и горнотехнических условий, возможности использования дегазационных скважин для гидродинамического воздействия, а также возможности определения эффективности метода при ведении горных выработок к моменту выполнения работ были выбраны участки шахтных полей 9-й западной лавы пласта 1т шахты

"Красногвардейсткая" и 6-я восточная лава пласта т3 шахты "Северная" ПО "Макеевуголь".

Основные характеристики угольных пластов и пород, залегающих в кровле, приведены в табл. 1 и 2.

Оценка эффективности метода осуществлялась по измерению проницаемости угольных пластов и пород, которая определялась в процессе гидродинамического воздействия на них рабочими жидкостями с добавками химических веществ.

В качестве рабочей жидкости использовалась вода с добавками химических реагентов. В угольные пласты закачивали 1%-й раствор минеральных солей

УГЛЕПОРОПНОГО

сульфатов закисного железа и алюминия и нитрилотриметилфосфорной кислоты (НТФ), а в породные - 5%-й раствор гидрооксида натрия и карбомида. Проектные показатели процесса гидродинамического воздействия при проведении промышленных испытаний приведены в табл. 3.

Таблица 1

Парамез ры пласта Единица измерения Величина параметров пласта

І7* ІТЦ

ВЫ1АСЮК1Я мипюсп. м 1,2-1,3 1,05-1,1

Угол залегания ірад. 8-11 12

Плотность угля тДр 1,35 1,32

Влажность % 2,2 1,2

Зо;н>ность % 18 13

Выход летучих % 32 18

Природная газонос- ность м^/т.с.б.м. 18-20 19,2

Глубина залегания м 980 700

IIластовое давление МПа 7,0 5,8

Эффекз ив-ная пористость % 2,5 1,6

Проница- емость м (03-1^>10|5 (0,6-1,0>10-'5

Марка угля - кж ОС

Гидравлическая обработка угольного пласта // осуществлялась циклически с увеличением темпа нагнетания и доведением его до максимального в по-

следнем. На рис. 1 показана зависимость давления на входе в угольный пласт 17' (скв. 293-Т) от времени нагнетания рабочей жидкости с добавками сульфатов железа и алюминия. Увеличение темпа в первом цикле от 1-10-3 до 13-10-^ м^/с давление на входе в пласт плавно нарастает. Это связано с тем, что наличие минеральных солей повышает плотность

воды, повышает инактивный поверхностный эффект, который снижает процесс набухания угля и дает возможность увеличить массоперенос рабочей жидкости, а следовательно, уменьшаются потери на фильтрацию, что способствует росту длины раскрываемой трещины.

Таблица 2

Индекс породного пласта Глубина залегания, м Мощность, м Эффективная пористость, % Природная газоносность, м^/м^ Влажность, % Пластовое давление, М11а Газопрони- цаемость, 10'5,м2

9-я западная лава пласта

ІвБІа' 909 9,0 2,1 0,29 0,4 8,0 0,017

.. 895 4,8 2,9 1,26 1,2 7,8 0,027

М) Бт? 840 2,0 2,6 0,84 1,4 7,5 0,032

6-я восточная лава пласта

660 2,6 0,86 0,9 0,9 4,7 0,23

пи'Бпи3 623 19 2,9 0,54 1,0 2,8 0,35

Р. .МПа

ЗР

25

го

15

10

5

<0 го 30 40 50 €0 70 80 і, мин.

Рис. 1. Зависимость давления на входе в угольный пласт 1у' скв. N293-Т от времени нагнетания рабочей жидкости с добавками раствора сульфата железа и алюминия

В таком режиме в пласт /7' было закачано 16,5 м^ рабочей жидкости и 165 кг солей Ее2(8С>4)з и Средний

темп нагнетания составил 8,3-10”^ м^/с

.

т й 44—

/ /'

/ І

1 »

при среднем давлении на входе в пласт 26,0 МПа.

Установление влияния растворов НТФ на проницаемость угольного пласта проведено в процессе гидродинамического воздействия на угольный пласт т3 (скв. 186-Т) путем закачки рабочей жидкости с добавками НТФ во втором и третьем циклах. На рис. 2 показана зависимость давления на входе в пласт от темпа нагнетания рабочей жидкости с добавками НТФ. Нагнетание раствора НТФ производили при темпе закачки 39- 10"^ м-3/с и давлении на входе в пласт 29,3-30,8 МПа. В таком режиме закачали 228 м^ раствора НТФ во втором цикле и 30,4 м^ - в третьем с темпом нагнетания 42,10'^ м^/с и давлением на входе в пласт 27-29 МПа. В процессе воздействия отмечена гидравлическая связь со скважиной 183-Т при расстоянии между скважинами 220 м.

Промышленными испытаниями установлено, что с увеличением темпа нагнетания рабочей жидкости в первом цикле давление на входе в пласт по характеру нарастания практически не отличается от индикаторной кривой, полученной при гидрорасчленении пласта во-

дой [1]. Использование раствора НТФ во втором и в третьем циклах отличается наличием экстремальных значений давления на входе в пласт при росте темпа

нагнетания, что свидетельствует о раскрытии нескольких систем естественных трещин.

Таблица 3

Шахта, номер скважины Индекс обрабаты- ваемою пласта Номер цикла Темп нагоетания рабочей жидкости в пласт, Ю'З, м^/с Давление рабочей жидкости на входе в пласт, МПа Объем закачиваемой рабочей жидкости по циклам, м^ Концентрация химических добавок, %

максим- альный рабочий макси- мальное рабочее

Красногва рдейская МТ-293 Ь' I 12,5 8 32,8 31.9 16 1 % и

II 24 16,5 31,7 27,6 15

III 35 25 27,8 23,5 21 II

ЬБЬ I 7,0 4,0 33,7 29,8 11 5% р-р кар-бомида

II 10 3.5 29,1 24,0 19 и

1яБ1в' I 7,0 4,0 31,8 22,8 10 1»

I 9,0 7,0 31,3 26,5 10 5% р-р

II 10 8,0 26,8 22,4 12 у*

М | Бт-) I 9,0 8,0 29,4 24,3 19 5% р-р

II 12 10 24,5 21,0 21 н

Северная 186-Т т3 I 35 30 24,8 22,4 650 1% НТФ

II 40 35 22,6 20,2 790 II

III 45 40 20,5 17,7 700

Промышленная проверка параметров гидровоздействия на породный массив проводилась в процессе нагнетания в него рабочих жидкостей с добавками химических реагентов согласно табл. 3. Выбор типа химических добавок обусловлен особенностями строения и состава песчаников, которые по геологической структуре относятся к поровому типу, когда цементирующий материал (глинисто-карбонатный) заполняет поры между соприкасающими терригенными зернами. Способность к газоотдаче этого типа коллекторов в естественных услово-иях низкая. Поэтому использование растворов карбамида и щелочи способствует растворению цементирующей основы составляющих породу соединений.

На рис. 3 приведена зависимость давления на входе в пласт от темпа нагнетания рабочей жидкости с добавлени-

ем химических реагентов. Оценивая изменение давления на входе в породный пласт судят о возможности повышения приемистости, проницаемости, раскрытия трещин. Фактически это подтверждается падением давления на входе в пласт в процессе нагнетания, что и имело место.

После выдержки жидкости с добавками в углепородном массиве для реализации энергии по замещению метана в сорбционном объеме угля, перераспределение давления, более полного растворения минеральной составляющей пласта, скважины открывали и производили их освоение и эксплуатацию.

Оценка эффективности метода производилась по изменению таких характеристик углепородного массива как коэффициент приемистости и коэффициент проницаемости, а также по объему

газа, извлеченного через скважину и изменению газовыделения в горные выработки.

Анализ полученных результатов показал, что коэффициент приемистости пластов увеличивается с каждым циклом закачки, т.е. соблюдается соотношение КПр1 < КПр^ < КпгДН. свидетельствующее о раскрытии систем трещин в каж-

Р3|МПа

58

5к

30

26

22

Рис. 2. Зависимость давления на входе в угольный пласт ту скв. N186-7 от темпа нагнетания рабочей жидкости с добавками НТФ

дом последующем цикле. Сравнивая коэффициенты приемистости, породных пластов Ь7517 и 1яыя. обработанных растворами карбомида с песчаниками и М]8тп2, обработанных растворами щелочи получили в последнем случае на 4045% больший эффект.

Наблюдениями за изменением коэффициента приемистости угольного пласта I/ при циклическом нагнетации 1% раствора сульфатов железа и алюминия установлено, что его приемистость увеличена в 27 раз, а приемистость пласта пг3, обработанного 1% раствора НТФ, увеличена в среднем в 59 раз. По-видимому, в процессе гидровоздействия с добавками раствора НТФ происходит не только раскрытие трещин, но и растворение минеральной составляющей угля.

Увеличение проницаемости угольных пластов, обработанных растворами химических веществ, было достигнуто в третьем цикле при темпах нагнетания рабочей жидкости (35-45) 10"^ м^/с. В

результате проницаемость угольных пластов увеличена на 1,5-2,0 порядка, а породных - на 1-2 порядка.

Промышленными испытаниями метода установлено, что в результате гидродинамического воздействия на неразгруженный от горного давления углепородный массив через скважины, пробуренные с поверхности, газоотдача пластов была увеличена на 30-64% при сроке освоения скважин 125-260 суток.

Оценка эффективности метода в ходе промышленных испытаний осуществлялась и по изменению газовыделения в горные выработки выемочных участков 9-ой западной лавы пласта тз шахты "Северная". Применение метода по-

зволило улучшить газовую обстановку на выемочных участках пласта I/. При подаче воздуха в среднем 860 м^/мин концентрация метана в исходящей струе снижена в 2 раза, а метановыделение из пласта уменьшено на 37%, что позволило увеличить нагрузку на очистной забой в 1,16 раза при радиусе воздействия 80 м.

Рис. 3. Зависимость давления на входе в пласт от темпа нагнетания рабочей жидкости с добавка.ии химических реагентов.

1,2 - соответственно песчаники и /дЛ7д' - 5% раствор карбомида; 3, 4 • соответственно песчаники 1^1^ и \fjSni2 - 5% раствор едкого натрия (N004)

На пласте тз при радиусе воздействия 95 м и выполенных параметрах метода эффективность по снижению мета-новыделения из пласта составила 58%, а нагрузка на лаву увеличена в 1,18 раза.

Таким образом, достигнутая эффективность разработанного метода обеспечила технологический ритм работы выемочных участков шахт, устраним простои из-за сложной газовой обстановки, что позволило увеличить добычу угля и безопасность труда рабочих.

Кроме того, анализ таких показателей освоения скважин, как суточный дебит газа и объемы извлеченного газа, позволяют использовать разработанный метод для попутной добычи газа из неразгруженного от горного давления углепородного массива через скважины, пробуренные с поверхности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. М., “Недра”, 1979 г.'

© А.И.Буханцов, В.М.Муравьева