CC BY
22
© Р.И. Родин, 2013
УЛК 622.279.34 Р.И. Родин
ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ДЕГАЗАЦИЯ ПЛАСТА И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ОРИЕНТИРОВАННОГО ГИДРОРАЗРЫВА*
Приведены результаты анализа продуктивности дегазационных скважин на действующих выемочных участках при проведении предварительной дегазации, а также предварительная оценка перспективности применения ориентированного гидроразрыва.
Ключевые слова: угольный пласт, дегазация, скважина, дебит метана, начальное метановыделение, коэффициент снижения, гидроразрыв, эффективность
Увеличение глубины отработки пластов и производительности выемочных участков приводит к необходимости предварительного извлечения метана из отрабатываемого пласта средствами дегазации. Известно, что повышение коэффициента дегазации углеметанового пласта позволит интенсифицировать его выемку за счет снижения метано-обильности забоя [1, 2]. В работах [3-5] анализируется эффективность дегазационных систем на шахтах Кузбасса и отмечается, что, несмотря на частные случаи успешного применения дегазации, остаются проблемы, связанные с формальным подходом к дегазации, низким качеством бурения и герметизации скважин.
В последние годы технологиям изолированного отвода газа из зоны ведения горных работ на шахтах Кузбасса уделяется неуклонно возрастающее внимание. Этому свидетельствует сравнительный анализ данных шахт Кузбасса и США (табл. 1).
Учитывая, что шахты Кузбасса активно применяют комбинированную схему проветривания (КСП) с изолированным отводом метана средствами вентиляции, а на шахтах США она
*Работа выполнена при финансовой поддержке междисциплинарного интеграционного проекта СО РАН № 99 и партнерского интеграционного проекта СО РАН № 100.
Таблица 1
Эффективность повышения газовой безопасности шахт (II и выше категории по газу, выборка частичная)
Количество шахт в выборке Головая добыча угля, млн. тонн Средняя относительная метанообиль-ность, м3/т Эффективность
дегазации % дегазация + КСП, %
Кузбасс (2003 г) 46 44,7 19,3 12 32
Кузбасс (2009 г) 40 47,3 21,7 28 50
США (2001 г) 28 114,2 23,0 30 -
отсутствует, можно признать, что в настоящий период внимание к газовой безопасности в Кузбассе достаточно высокое. Однако на глубоких шахтах (более 400 м) достижение требующегося качества предварительной дегазации возрождает известные трудности:
• бурение скважин глубиной до 350 м, диаметром 70-100 мм и сохранение их направления;
• низкий начальный дебит метана в скважину и высокая скорость его снижения;
• зажимы бурового инструмента и импульсные притоки метана при пересечении скважиной газодинамических активных зон угольного пласта;
• недостаточная производительность дегазационного трубопровода при интенсификации буровых работ.
В связи с этим большое значение имеет анализ продуктивности дегазационных скважин в оперативном режиме. При этом весьма значим вопрос определения показателей газоотдачи неразгруженных пластов угля в дегазационные скважины (начальное удельное метановыделение из пласта в скважину и коэффициент снижения). Определение этих показателей позволяет прогнозировать работу дегазационной системы и рассчитать необходимый объем буровых работ для достижения требуемого коэффициента дегазации.
В настоящее время ряд шахт, расположенных на юге Кузбасса, применяют практику получения фактических данных дебита каптируемого метана, как в целом по дегазационной сис-
теме, смонтированной на выемочном участке, так и по каждой скважине в отдельности. Рассмотрим результаты предварительной дегазации на опыте шахты «Абашевская» (выемочный участок 15-14 бис с размерами выемочного столба 270x800 м, глубина залегания - 500 метров, газоносность - 23 м3/т, вынимаемая мощность - 1,65 м).
На 25.09.2012 г. пробурено 42 перекрещивающиеся дегазационные скважины на длине выемочного столба 275 метров. Диаметр скважин - 76 мм. Длина скважин в кусте - 250 и 270 м. Время наблюдения за скважинами с начала их работы до четырех месяцев.
На основании полученной информации разработан алгоритм расчета дополнительного объема буровых работ для достижения необходимого коэффициента дегазации.
Прежде всего, получены графики метановыделения во времени из типичной скважины (рис.1) и ее продуктивности (рис. 2).
Как следует из характеристик типичной скважины (рис. 1 и 2), увеличение периода дегазации более 6 месяцев ситуации не меняет, т.к. дебит метана из скважины практически прекращается. С учетом этой особенности для достижения коэффициента дегазации пласта 0,3 необходимая плотность бурения скважин составит 0,5 м, что без применения способов инициирования продуктивности скважин выходит за рамки возможностей. Отметим, что по нормативным расчетам расстояние между дегазационными скважинами должно составлять 9,9 м [6].
Яхй, пи3/м-суг
q = 0,0515е-°'012г
ч ♦
♦ ♦
♦ ♦ ♦
О 20 40 60 ЕО 100 120 140
^ су1
Рис. 1. Изменение абсолютного дебита типичной дегазационной скважины во времени
п^/рл 5 -
4,5 -
3.5 3 2.5 2
1.5
0,5
ü
О 100 2G3 300 400 500 600 700 BOO
í,tyr
Рис. 2. Продуктивность типичной дегазационной скважины
В рассмотренных горнотехнологических условиях период эффективной работы дегазационной скважины диаметром 76 мм составляет не более 6 месяцев, т.к. по его истечении приток метана из пласта фактически прекращается. Для достижения требуемого коэффициента дегазации на выемочном участке 15-14 бис необходимо проводить мероприятия по интенсификации скважин, т.к. достигнуть необходимого результата за счет плотности их бурения практически невозможно. К примеру, для повышения продуктивности дегазационных скважин возможно применение метода ориентированного поинтерваль-ного гидроразрыва.
Основные затруднения при принятии решений о повышении продуктивности дегазационных скважин методом ориентированного поинтервального гидроразрыва связаны с отсутствием информации о динамике выделения метана в щель гидроразрыва. Эти затруднения в некоторой мере снимаются с полученными выше фактическими данными о дебите достаточно представительного количества действующих дегазационных скважин. В табл. 2 представлен возможный эффект от применения ориентированного поинтервального гидроразрыва пласта.
Второй объект исследования - выемочный столб 6-1-11 на шахте «Алардинская», где также внедрена практика мониторинга дебита каптируемого метана по каждой скважине. Рассмотрены данные по 147 скважинам за период работы более двух лет.
Таблица 2
Показатели системы дегазации выемочного столба 15-14 бис с применением ориентированного поинтервального гидроразрыва
Показатели Время дегазации, месяцев
4 | 6 | 2 | 4 | 6 | 6
Газовый потенциал выемочного столба, млн. м3 10,8
Необходимый коэффициент дегазации 0,3 0,5
Продуктивность скважины гидроразрыва, тыс. м 18,9 28,1 32,6 18,9 28,1 32,6
Количество скважины гидроразрыва, шт. 171 115 99 285 191 165
Расстояние между скважинами, м 4,7 7,0 8,1 2,8 4,2 4,8
Относительная плотность бурения скважин гидроразрыва, м/т 0,09 0,06 0,05 0,15 0,1 0,09
Анализ проводился по двум характерным контрольным интервалам длиной по 80 метров. Диаметр дегазационных скважин на первом интервале составлял 93 мм, на втором - 76 мм.
Схема дегазации угольных пластов - перекрещивающиеся скважины. Мощность пласта достигает 9,5 м. Скважины пробурены только по верхнему слою пласта. Глубина от земной поверхности до разрабатываемого пласта - 550 метров. Газоносность пласта - 25 м3/т. Марка угля - ТС.
На рис. 3 показана динамика удельного объема метана, каптированного типичными дегазационными скважинами диаметрами 76 и 93 мм. При бурении дегазационных скважин диаметром 93 и 76 мм по нижнему слою пласта расстояния между ними должно быть 6,5 м и 1,9 м.
Согласно действующему нормативному документу по дегазации шахт [6] расстояние между перекрещивающимися скважинами в этих условиях должно быть 10,9; 15,9 и 21,7 м при периодах дегазации, соответственно, 6; 12 и 24 месяцев.
Согласно этому же нормативу при расчетах по замеренным значениям начального удельного метановыделения и коэффициента его снижения расстояние между скважинами составило 5,3; 7,8 и 10,5 м при периодах дегазации, соответственно, 6; 12 и 24 месяцев. Сравнение этих примеров с фактом наглядно указывает на необходимость дальнейшего совершенствования нормативных положений, в т.ч. и с использованием изложенного метода, позволяющего достаточно оперативно выполнять оценку продуктив-
ности дегазационных скважин, устанавливать эмпирические закономерности для определения фильтрационных и газокинетических характеристик пласта, уточнять параметры дегазационных работ для достижения требуемого коэффициента дегазации.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шинкевич М.В. Повышение эффективности дегазации разрабатываемого пласта. / М.В. Шинкевич, Н.Ю. Назаров // Горный информационно-аналитический бюллетень. Тематическое приложение «Метан». - 2006. - С. 237-243;
2. Козырева E.H. Некоторые особенности управления метанообильностью высокопроизводительного выемочного участка / Е.Н. Козырева, М.В. Шинкевич, Н.Ю. Назаров // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2011, - № 9. - С. 322-325;
3. Ремезов A.B. / Дегазация газа из угольных пластов и вмещающих пород на шахтах Кузбасса. История. Действительность. Будущее: монография // А. В. Ремезов [и др.]. - Кемерово, - 2012. - 848 с;
4. Родин Р.И. Эффективность дегазации шахт Кузбасса / Родин Р.И. // Вестник научного центра по безопасности работ в угольной промышленности. Кемерово. №2. - 2011. - С.116-119.
5. Зыков, B.C. Современное состояние дегазации на шахтах Кузбасса / В.С. Зыков, С.М. Авраменко, В.А. Кулинич // Безопасность угольных предприятий. -Сб. науч. тр. ВостНИИ, - Кемерово. - 2000. - С. 3-8;
6. 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. гттттз
КОРОТКО ОБ АВТОРЕ
Родин Роман Иванович - младший научный сотрудник лаборатории газодинамики угольных месторождений, gas [email protected]
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт угля Сибирского отделения Российской академии наук.
