CC BY
19
УДК622.234.573
ПОВЫШЕНИЕ ПРОВОДИМОСТИ ТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА УГЛЕПОРОДНОГО МАССИВА
Татьяна Викторовна Шилова
Институт горного дела им. Н. А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный проспект, 54, младший научный сотрудник, тел. (923)708-97-29, e-mail: [email protected]
Работа посвящена повышению проводимости трещин гидроразрыва, создаваемых в уг-лепородном массиве для интенсификации предварительной дегазации угольных пластов. Для решения этой проблемы разработана химически активная рабочая жидкость гидроразрыва, которая разрушает берега создаваемых трещин. Эта жидкость закачивается в трещину в смеси с раскрепляющим материалом, плотность которого ниже плотности жидкости. Раскрепляющий материал выполнен на основе алюмосиликатных микросфер, взаимодействие которых с жидкостью гидроразрыва приводит к слипанию микросфер и образованию укрупненных раскрепляющих частиц непосредственно в трещине. Совокупность разработанных решений обеспечивает повышение проводимости трещин малообъемного шахтного гидроразрыва, закачку рабочей жидкости и раскрепляющего материала насосным оборудованием малой производительности.
Ключевые слова: углепородный массив, шахтный гидроразрыв, интенсификация дегазации угля, рабочая жидкость гидроразрыва, трещина, раскрепляющий материал, проводимость.
UPSURGE OF CONDUCTIVITY OF HYDROFRACTURES IN A COAL-ROCK MASS
Tat'yana V. Shilova
Chinakal Institute of Mining SB RAS, 630091, Russia, Novosibirsk, 54 Krasny prospect, Junior Researcher, tel. (923)708-97-29, e-mail: [email protected]
The present research aims at upsurge of conductivity of hydrofractures initiated in a coal-rock mass to intensify the preliminary gas drainage from coal seams. To solve this problem the chemically active working hydrofracturing liquid is developed to destroy shores of new-made fractures. The working liquid is pumped into a fracture in the mixture with a loosing material of less density. The loosing material is based on alumosilicate microspheres. Interaction of alumosilicate microspheres with hydrofracturing liquid results in microsphere cohesion with formation of enlarged loosing particles directly in a hydrofracture. The totality of worked out solutions provides the improved fissure conductivity in a small-scale mine hydrofracturing with downhole pumping of the working liquid and the loosing material by small-scale pumping devices.
Key words: coal-rock mass, mine hydrofracturing, intensification of coal degasing, fracture, loosing material, conductivity.
Гидроразрыв углепородного массива при подземной разработке месторождений является одним из способов интенсификации дегазации угля и вмещающих пород. Его использование на стадии предварительной дегазацииугольных пластов описано в работах [1,2] и регламентируется нормативными документами [3].
Важным фактором успешности процедуры гидроразрыва является качество жидкости разрыва. Приее выборе необходимо учитывать основные особенности, возникающие при проведении таких работ в угольных пластах:
1. Наличие обширной сети естественных трещин (первичных, вторичных и третичных), которые обеспечивают хорошую приемистость пласта во время гидроразрыва, однако, впоследствии закрываются, приводя к разрушениям пласта, потерям жидкости, образованию мелкой фракции и повышению давления обработки выше, чем это планировалось).
2. Жидкость разрыва может продавливаться далеко в пласт по системе естественных трещин без образования фильтрационных каналов.
3. Образующиеся при гидроразрыве трещины обладают сложной геометрией.
4. Образование мелкой фракции и угольной пыли.
Также необходимо учитывать специфику разработки угольных пластов для интенсификации дегазации и состав горных пород.Особенностью существующих систем разработки является близкое расположение скважин (10-25м) итрещины гидроразрыва радиусом 5-12м.
Для создания трещин с высокой проводимостью в углепородном массиве перспективно использование раскрепляющих материалов (проппантов). Определяющими факторами выбора жидкости гидроразрыва углепородного массива являются стоимость, эффективность переноса взвеси проппанта, способность увеличить раскрываемость трещин.
Основными характеристиками системы «жидкость разрыва-проппант» являются: реологические свойства «чистой» жидкости и жидкости, содержащей проппант; способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения; инфильтрационные свойства жидкости; физические свойства проппанта (прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество, форма гранул и плотность).
В настоящее время в качестве рабочей жидкости разрыва при вскрытии газоносных угольных пластов широко используются вода, различные виды гелей, пенные либо пенокислотные системы, азот [4, 5]. Использование воды и углекислого газа осложняется взаимодействием с метаном, что ухудшает его добычу.
Во многих скважинах США, пробуренных для добычи метана угольных пластов, при разрыве использовались полимеры, «сшитые» ионами бората, так называемые, сшитые (сго88\1пке$) гели [4]. Увеличенная вязкость за счет добавления ионов бората дает одно из главных преимуществ сшитых гелей - отличная транспортировка проп-панта. Необходимо отметить стабильность вязкости таких гелей при высоких температурах. Недостатками являются достаточно высокая стоимость, изменение поверхности угля химикатами, входящими в состав геля, возможная закупорка каналов течения на большой удаленности от скважины [4].
Выбор азота в качестве агента расклинивания имеет ряд преимуществ: во-первых, закачивается меньшее количество жидкости разрыва, следовательно, меньше загрязняется трещина и пласт; во-вторых, отработка скважины приводит к очистке трещины и пласта от полимера, тем самым увеличивается проводимость и эффективная длина трещины. Применение обычного локального гидроразрыва водой без раскрепления трещины проппантом ведет к неуправляемому характеру развития трещины и быстрому снижению ее проницаемости за счет плотного смыкания берегов трещины после сброса в ней давления.
Качественная характеристика жидкостей разрыва, применяемых для угольных пластов, приведена в табл. 1 [6]. В скобках дана оценка - чем она выше, тем предпочтительнее использование данной жидкости.
Таблица 1
Сравнительные характеристики жидкостей разрыва
Изменение свойств пласта Упаковка про-ппанта Длина размещения проппанта
Вода без проп-панта Низкая (3) Слабое (3) Слабая (1) Малая (1)
Вода с проппан-том Низкая (3) Слабое (3) Слабая (1) Малая (1)
Линейный полимер Допустимая(2) Высокое (1) Допустимая (2) Допустимая (2)
Сшитый гель Допустимая (2) Высокое (1) Высокая (4) Высокая (4)
Азотная пена Высокая (1) Слабое (3) Хорошая (3) Хорошая (3)
Таким образом, анализ опыта проведения гидроразрыва углепородного массива позволяет выявить перспективные направления исследований с целью интенсификации предварительной дегазации угольных пластов:
1.Разработка жидкости разрыва для увеличения проницаемости приповерхностного слоя трещины гидроразрыва.
2.Создание раскрепляющего материала для повышения остаточной проводимости трещины гидроразрыва в углепородном массиве.
Значительную интенсификацию дегазации можно достигнуть за счет увеличения проницаемости приповерхностного слоя трещин гидроразрыва, за счет частичного разрушения этого слоя и создания условий для неполного смыкания берегов трещин при их закрытии. Для этого предлагается использовать химически активную жидкость гидроразрыва в комплексе с раскрепляющим материалом с низкой плотностью.
Загрязнителями призабойной зоны углепородного массива могут быть химически устойчивые силикатные минералы (кварц, полевые шпаты, глины). Известным решением для очистки от таких загрязнений и увеличения проницаемости приповерхностного слоя трещин гидроразрыва является обработка грязевой кислотой, которая представляет собой смесь соляной и плавиковой кислот различной концентрации. Обычно эти концентрации не превышают 12% мас. для HCl и 3% мас. для HF. Однако применение грязевой кислоты осложняется токсичностью плавиковой кислоты и ее высокой коррозионной активностью.
При разработке состава для интенсификации дегазации угольных пластов методом локального разрыва был выбран подход на основе использования реагентов-кислотообразователей, при реакции (1) которых друг с другом образуется плавиковая кислота:
NH4FHF + HCl = 2HF + NH4CI (1).
Одна из жидкостей - это смесь водного раствора бифторида аммония с алюмо-силикатными микросферами, другая - водный раствор соляной кислоты. Использование бифторида аммония вместо плавиковой кислоты удобно и безопасно. Таким образом, состав для интенсификации дренирования пластов состоит из двух жидкостей,
нагнетаемых в интервал разрыва по отдельным рукавам высокого давления в соотношении 1:1:
1 - смесь водного раствора бифторида аммония и проппант;
2 - соляная кислота концентрацией 21,4% мас.
Он образуется при смешивании жидкостей в скважине и интервале разрыва. В процессе смешивания продуктов происходит образование плавиковой кислоты HF. Это обеспечит защиту скважинного оборудования от реакционноспособных реагентов, а также возможность регулирования химической реакции в интервале разрыва, интенсивности и времени воздействия на горные породы в зависимости от их свойств.
Жидкость закачивается в трещину в смеси с раскрепляющим материалом (проп-пантом), повышающим остаточную проводимость трещины гидроразрыва после закрытия. В качестве проппанта предлагается использовать алюмосиликатные микросферы (АСПМ-500) (рисунок). Их взаимодействие с жидкостью гидроразрыва приводит к слипанию микросфер и образованию укрупненных раскрепляющих частиц непосредственно в трещине. Выбор такого проппанта при локальном множественном гидроразрыве оборудованием малой производительности также обусловлен плавучестью микросфер. Это позволяет закачивать смесь жидкости и проппанта с низким темпом нагнетания через гидравлические линии относительно малого диаметра. Свойства микросфер АСПМ-500 приведены в табл. 2 [7].
Рис. Микросферы АСПМ-500
Таблица 2
Свойства алюмосиликатных микросфер АСПМ-500
Размер, мкм <500
Истинная плотность, кг/м3 650-800
Коэффициент укладки 60-80% от теоретической
Насыпная плотность, кг/м3 350-430
Предел прочности на сжатие.кГ/см2 150-280
Количество осадка, об. <5%
Сочетание таких свойств, как сферическая форма частиц, низкая плотность, высокая механическая прочность, термостабильность и химическая инертность, делают возможным применение микросфер в качестве проппантов для локальных (маломасштабных) горнотехнологических гидроразрывов в условиях воздействия агрессивных сред и высокой температуры.
В результате проведенной работы определены основные направления исследований для повышения проводимости трещин локального шахтного гидроразрыва, применяемого для интенсификации дегазации угольных пластов. Предложена совокупность разработанных решений, обеспечивающих повышение проводимости трещин малообъемного шахтного гидроразрыва, закачку рабочей жидкости и раскрепляющего материала насосным оборудованием малой производительности.
Работа выполнена при финансовой поддержке Российского научного фонда (проект №15-17-00008).
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Mills K., Jeffrey R., Black D. et al. Developing methods for placing sand-proppedhydraulic fractures for gas drainage in the Bulli Seam. // Underground Coal Operators'Con-ference. - Wollongong, Australia,July 7 - 8, 2006. — p. 190 - 199.
2. Курленя М. В. Пеногель для гидроразрыва газоносных угольных пластов в шахтных условиях / М.В. Курленя, Л.К. Алтунина, В. А.Кувшинов, А.В. Патутин, С.В. Сердюков // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых.- 2012. — № 6. — С. 3 - 11.
3. Инструкция по дегазации угольных шахт. Серия 05. Выпуск 22. - М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2012. - 250с.
4. Rudy E. Rogers. Coalbed Methane: Principles and Practices Halliburton. Coal bed methane book, 2008 / Rudy E. Rogers. - Oktibbeha Publishing Co.; 3rd Edition edition, 2007. - 368p.
5. Тагиров К. М. К вопросу о гидравлическом разрыве пласта большой толщины пено-кислотными системами / К. М. Тагиров, М.В. Хачатурян, Б.В. Хачатурян// Вестник СевероКавказского государственного технического университета. - 2008. - №2 (15).
6. Крейнин Е. В. Дегазации угольных пластов нужны новые технические решения! / Е В. Крейнин// Уголь. — 2010. — № 4. — С. 45-47.
7. ТУ 5717-001-11843486-2004. Микросферы алюмосиликатные, 2004.
© Т. В. Шилова, 2017
