CC BY
42
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ “НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 97”
МОСКВА, МГТУ, 3.02.97 - 7.02.97
СЕМИНАР 1 " ПРОБЛЕМЫ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ (ДОБЫЧИ) МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Е.В.Крейнин
Институт горного дела им. А.А.Скочинского С.С.Золотых АО “Метан Кузбасса”
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕ РМСЭГИДРСЭ ДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОПОВ ПРИ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ дегазации УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ
Большинство каменноугольных месторождений России являются газоугольными. Метаноносность таких высо-кометаморфизованных угольных пластов возрастает с увеличением глубины их залегания и достигает 40 - 50 м3/ т. Сорби-рованнный метан угленосной толщи, а также метан свободных скоплений, с одной стороны, является источником взрывов в угольных шахтах, приводящих к жестоким авариям и гибели шахтеров, а с другой стороны, ценным газообразным энергоносителем.
Существующая в настоящее время в России традиционная технология дегазации угольных пластов мало эффективна и основана на бурении из горных выработок и с поверхности большого количества различных скважин (веерных, кустовых, параллельных, перекрещивающихся и др.). Диаметр дегазационных скважин, как правило, составляет 50 - 100 мм, а их длина колеблется от 5 до 40 м. Коэффициент дегазации ( степень извлечения метана) угольных пластов по традиционной технологии колеблется от 10 до 40%. Невысокая степень извлечения угольного метана обусловлена, на наш взгляд, прежде всего малой поверхностью фильтрации каналов дегазации, а следовательно, малыми притоками к ним газа.
В России ежегодно каптируется около 2 млрд.м3 газа, а вследствие малой концентрации в нем метана (как правило,
5 - 20%) возникает много технических и экологических проблем со сжиганием газа и предотвращением разрушения озонового слоя и загрязнения атмосферы выбрасываемой метано-воздушной
смесью.
В то же время в США с 50-х годов ведется активная добыча угольного метана. При этом дегазация производится в угольных бассейнах с метаноносностью, начиная от 5 м3/т. В 1992 г. в США было добыто около 13 млрд.м3 метана ( 5000 скважин ), а к 1995 г. планировалось довести его годовую добычу до 20 млрд.м3, при этом концентрация метана составляла 95% (объемных).
Дегазация угольных месторождений в США осуществляется в промышленных масштабах в основном двумя вариантами:
• заблаговременная дегазация угольных пластов, в том числе глубокозалегающих ( 1000 и более м ):
• предварительная, за 2 - 3 года до приближения очистных работ и рабочей лавы.
В первом варианте добыча метана осуществляется промышленно-освоенной технологией фирмы “Амоко”, включающей следующие основные стадии:
бурение вертикальных скважин с сеткой до 500 м;
• гидравлический разрыв угольного пласта водой;
• закачка в щель гидроразрыва кварцевого песка и гелеобразного носителя с поверхностноактивными и химическими веществами;
• откачка из закрепленной щели подземных вод;
• извлечение угольного метана.
Эта технология обусловливает высокую производительность газодобывающих скважин (от 300 до 1000 м3/ч.). Отдельные скважины отводили 12 - 16 тыс. м3/ч (скважина № 412 на месторождении “Сан-Хуан” в 1992 г.)
Во втором варианте дегазация угольных месторождений в США осуществляется предварительно до приближения лавы через вертикальные скважины, попадающие в зону деформации непосредственной и основной кровли.
Отставание отечественной техники дегазации угольных пластов диктует необходимость создания новых нетрадиционных технологий, промышленное применение которых позволил бы не только повысить безопасность шахтерского труда, но и попутно добывать промышленные объемы высококачественного газообразного углеводородного сырья.
Высокая аварийность отечественных шахт и смертность шахтеров (примерно 1 человек на 1 млн.т добытого угля), а также энергетическая ценность угольного метана подчеркивает актуальность разработки новых высокоэффективных технологий извлечения метана из угольных месторождений.
Технология, позволяющая добывать промышленные объемы метана ( более 300 м3/ч на скважину) с концентрацией 85-95%, кроме изложенного выше имеет преимущество ( перед распространенными сегодня в России), заключающее в минимальном экологическом воздействии на окружающую среду.
2. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Главные направления совершенствования технологии извлечения уголь-
ного метана вытекают из анализа линейного закона фильтрации Дарси (формула Дюпюи);
я К1к у (Р?-Р;)
Q= -------- Д (1)
цР0 1пЯ/гк
Дебит метана в канале (0 прямопропорционален его длине (1к) логарифму его радиуса ( 1п гк) и газопроницаемости угольного пласта (Л!). Учитывая обычно большие (сотни метров) расстояния до контура питания (/?), сокращение последнего до нескольких метров могло бы существенно увеличить дебит метана ((2 = 1ДпК).
Следовательно, основные пути интенсификации притока метана состоят в нахождении технических решений воздействия на эти четыре параметра (Iь гьКЛ).
В России разрабатывается новая технология извлечения угольного метана, включающая:
• бурение протяженных горизонтальных каналов ( 1к =500 -ь 700 м );
• термическое и механическое воздействие через них на угольный пласт, благодаря чему коэффициент газопроницаемости резко возрастает ( К, » К в 100
- 1000 раз);
• размещение дренирующих каналов вблизи места скопления метана (Я] « Я) в 100 раз).
Отдельные элементы новой технологии уже испытаны при подземной газификации угля, готовится натурный эксперимент в Кузбассе для предварительной дегазации угольного пласта.
3. НОВЫЕ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
3.1. КОЛЛЕКТОР ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА УГОЛЬНОГО ПЛАСТА
Первые работы по гидравлическому разрыву угольного пласта при его
подземной газификации были проведены в Донбассе еще в 50-е юды.
Сразу же осуществили вскрытие горными выработками щелей разрыва. Обследование щели (длина 40 м) показало [ 1 ], что трасса щели образовалась в плоскости напластования по межслой-ным контактам. Разрывов по нормали и другим каким-либо углам к напластованию не образовалось. Размер щели разрыва (ширина х высота) - (20 30) х (4
7) см, среднее сечение щели - 0,01 0,02
м2. Распределение песка по щели ( по длине и сечению) неравномерное. Было показано также, что щель необязательно закреплять песком, так как вследствие выноса угля из щели гидроразрыва окружающий ее массив эффективно разгружается.
Дальнейшее совершенствование технологии гидроразрыва угольного
пласта было направлено на создание методов управления им и расширения щели [ 2,3 ]. Путем применения технических приемов воздействия на направленность процесса гидроразрыва удалось соединить 5 вертикальных скважин ( глубина -240 м, общая длина по прямой - 87 м) в единый канал.
Если в нетронутом состоянии угольный пласт имел проницаемость 4-5 мД ( коэффициент газопроницаемости вмещающих пород - 0,1 мД), то после завершения гидроразрыва канал пропускал 4800 м3/ч воздуха при давлении нагнетания - 3 бар. Это соответствовало среднему эквивалентному диаметру канала 0,35
- 0,40 м.
Главное отличие новой технологии гидроразрыва заключается в импульсной промывке образованной щели гидроразрыва. После падения давления нагнетания воды до 1 - 2 бар щель продувают воздухом, при этом его расход примерно в 10 - 15 раз превышает расход воды. Герметичность вертикальных скважин позволяет периодически повышать давление на скважине - сток при переходе от воды к воздуху и обратно.
Переменные (нарастающие) скорости движения воды в щели, а также динамические удары при периодических повышении давления и разгрузке содействуют активному разламыванию угля в щели и удалению его кусков из скважины
- сток.
Основное внимание в будущем совершенствовании этой технологии будет уделено увеличению расстояния между скважинами до 100 м, что сделает такой дегазационный коллектор конкурентоспособным с современными зарубежными технологиями.
Бурятся вертикальные скважины на расстоянии 75 - 100 м друг от друга (рис.1), через них последовательно осуществляется гидравлический разрыв угольного пласта. При этом путем гидродинамического воздействия на соединяемые скважины удается соединить их единой гидравлической связью. Технология воздействия на направленность процесса гидроразрыва испытана нами в природных условиях.
3.2. КОЛЛЕКТОР ПОСЛЕ ОГНЕВОГО РАСШИРЕНИЯ ПРОТЯЖЕННЫХ БУРОВЫХ КАНАЛОВ
Использование протяженных буровых каналов для дегазации угольных пластов весьма перспективно, так как их длины могут достигать нескольких сотен метров, а их сечение - соизмеримо с сечением щелей гидроразрыва.
Однако, гораздо более эффективным представляется огневое расширение буровых каналов путем перемещения очага горения навстречу нагнетаемому в канал воздушному дутью [ 4 ]. На рис. 2 представлена принципиальная схема модуля, состоящего из двух скважин, на горизонтальном (А) и наклонном (Б) угольных пластах. На угольный пласт 1, подлежащий дегазации, бурят вертикально-горизонтальные (вертикально - наклонные) скважины 2. Необсаженная часть этих скважин 3 может быть выполнена горизонтальной и наклонной. На дальний конец бурового канала 3 бурят
вертикальную скважину 4. Последнюю соединяют с буровым каналом 3 методом гидроразрыва, после этого в скважине 4 разжигают угольный пласт. В скважину 2 нагнетают воздушное дутье, а скважину 4 открывают в атмосферу. Очаг горения начинает перемещаться по буровому каналу навстречу нагнетаемому в скважину 2 дутью, оставляя после этого коллектор достаточно большого диаметра. Так, на расходе воздушного дутья 1740 м3/ч буровой канал был расширен с 150 до 750 мм.
/
/
/
\
\
О 1
V
О 4-
О 5
\
Рис. 1. Принципиальная схема опытнопромышленного участка с импульсным гидродинамическим воздействием на угольный пласт
1-5 - вертикальные скважины; 6 - канал гидроразрыва; 7 - зона имплулъсного гидрорасчленения
Такой искусственно созданный коллектор ( особенно после его охлажде-
ния) имеет многочисленные протяженные (в соответствии с глубиной прогрева угольного пласта за счет его теплопроводности) трещины и является эффективной дреной для подземных вод и угольного метана.
Изображенный на рис. 2 модуль может быть объединен в различные сочетания, наиболее активно содействующие дегазации участка угольного пласта.
4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
Оценка эффективности предлагаемых технологий дегазации угольных пластов возможна только путем сравнения их с существующими технологиями. Ограниченность фактических данных (технических и экономических) затрудняет сравнение различных методов, но мы рискнули сделать такую попытку, используя практические данные по широко применяемой технологии фирмы “Амо-ко” (США), а также экспериментальные данные, накопленные в России [5]. В таблице обобщены данные по шести технологиям создания каналов дегазации, находящимся на различной стадии практической реализации.
Геометрические параметры создаваемых каналов определены по фактическим данным бурения, вскрытия щелей гидроразрыва и расчетных данных огневого расширения. В качестве основного критерия эффективности каналов принят ожидаемый приток метана ( в расчете на один погонный метр канала - м3/ч.п.м. и суммарный - м3/ч).
В качестве базового варианта принят канал (4-й в таблице), создаваемый по технологии фирмы “Амоко”. Известно, что в 1992 г. в США было извлечено 13 млрд.м3 метана через 5000 скважин. Это соответствует среднему промышленному дебиту канала (скважины) 600 м3/ч (в отдельных случаях достигался дебит 12
- 16 тыс м3/ч). Протяженность канала принята равной 400 м, откуда удельный дебит канала составил 1,5 м3/ч.п.м.
Применяемые в России технологии ( 1 и 2-й каналы в таблице) имеют также
малые притоки, а с учетом малой протяженности каналов - очень небольшие суммарные дебиты метана
(соответственно 16 и 30 м3/ч.).
Канал, создаваемый горизонтальным бурением (5-й канал в таблице), имеет близкие геометрические размеры с каналом по технологии фирмы “Амоко” (4-й канал в таблице), поэтому и дебиты метана у них практически одинаковые.
Несколько сложнее прогнозировать дебиты метана из каналов дегаза-
ции, создаваемых по новым технологиям (3-й и 6-й каналы в таблице).
Радиус канала мало влияет на приток метана (см. уравнение 1), но с учетом увеличения эффективного коэффициента газопроницаемости в пристенной области мы рискнули принять удельные притоки прямопропорциональными боковой поверхности каналов. Отсюда, суммарные прогнозируемые притоки метана в каналы (3-й и 6-й каналы в таблице) соответственно 250 и 3400 м3/ч.
Таблица
Характеристика каналов дегазации
№л/п Каналы дегазации скважин Параметры канала Приток метана
поверхность, сечение, м2 удельный. абсолютный.
м2/п.м м3/ч.п.м м'/ч
1. Буровые каналы дегазационных скважин (0=80 мм, 1 = 20 м) Щель гидроразрыва нетради- 0,25 0,005 0,8 16
2. ■ [ионной технологии ( сечение 20 х 5 см, 1 = 20 м) Щель гндроразрыва после им- 0,41 0,01 1,5 30
3. пульсной технологии промывки (сечение 40 х 40 см, 1 = 50 м) 1,25 0,16 5,0 250
4. Щель гидроразрыва по техно-
логии фирмы “Амоко” 0,41 0,01 1,5 600
(сечение 20 х 5 см, 1 = 400 м )
5. Протяженный буровой канал
по угольному пласту (0 0,47 0,18 1,7 680
150мм,
1 = 400 м)
6. Протяженный буровой канал с 2,35 (9,4) 0,59 8,5 (34) 3400 (13600)
огневой проработкой (0 750
мм, 1=400 м^
Воздух
2І
А)
Продукты 41
т ГГГТ1 П 1 / ч 7
угольный плабт
' /_________/
=£гі
/ ю
Продукты горения 41
Рис. 2. Принципиальная схема модуля
Кроме того после огневой проработки бокового канала и последующего его охлаждения появляются многочисленные трещины глубиной 0,5-1,0 м. Закон фильтрации меняется и дебит метана гораздо в большей степени начинает зависеть от сечения канала и боковой его поверхности. В специально проведенном стендовом эксперименте мы зафиксировали 4-х кратное увеличение дебита канала за счет его огневой проработки. Это позволило нам в скобках указать ожидаемые притоки метана в проработанном буровом канале. Кстати, щель гидроразрыва может быть также термически проработана, что должно привести к соответствующему росту ее дебита.
Итак, согласно проведенной оценке предлагаемые две новые технологии создания каналов дегазации вполне кон-куренто-способны с технологией американской фирмы “Амоко”, признанной сегодня в мире передовой технологией.
Важно, что технологии интенсифицированного извлечения метана позволяют существенно сократить время осушения и последующей дегазации угольного месторождения. На рис. 3 представлены прогнозы изменения дебита воды и угольного метана во времени при замене традиционных технологий новыми.
5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДРЕНИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.
Выполненный нами математический анализ гидродинамики течения сжимаемой и несжимаемой жидкости в угольном пласте к различным коллекторам имеет самостоятельное значение и выходит за рамки настоящего доклада.
Сформулируем лишь основные выводы, вытекающие из этого анализа:
а) Щелевидный коллектор характерен гораздо большей дренирующей способностью по сравнению с цилиндрическим каналом.
В первом случае дебит коллектора прямо пропорционален его поверхности, а в цилиндрическом коллекторе - только лишь длине и логарифму его радиуса.
б) При использовании коллекторов для дегазации угольных пластов следует стремиться к созданию площадных щелей, т.к. их дренирующая способность во много раз выше, чем у цилиндрических каналов.
в) В связи с этим каналы гидроразрыва и горизонтальные буровые каналы в угольном пласте целесообразно использовать в качестве инициирующих источников развития площадных щелей при его гидрорасчленении.
ГОДЫ
---- старая технология
— — новая технология
Рис.З. Динамика изменения дебита воды (]) и угольного метана (2) во времени
6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Итак, новая технология извлечения метана из угольных пластов позволит существенно сократить время осушения и последующей дегазации угольного месторождения. Получаемый газ, учитывая высокую концентрацию метана (до 95%) и большой ожидаемый дебит, достаточно просто использовать в энергетических установках.
Возможны два варианта реализации новой технологии:
• заблаговременная дегазация глубокозалегающих угольных пластов;
• предварительная дегазация шахтных полей за 1,5 - 2,5 года до приближения лавы.
В первом варианте промысловая добыча метана превращается в самостоятельную энергетическую подотрасль.
Во втором варианте необходимо сохранить пригодность угольных пластов для их последующей отработки. В связи с этим в предлагаемой технологии придется ограничиться, вероятно, в основном холодной гидродинамической ее стадией.
Необходимо ускорить опытнопромышленную проверку предлагаемой
технологии на нескольких угольных месторождениях, что позволит отработать все стадии ее промышленной реализации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тютин Ф.Г. “Подземное обследование зоны гидравлического разрыва по пласту Л7 на Лисичанской станции “Подземгаз” Ж. “Подземная газификация углей”, 1956 г., № 4 с 22-25.
2. Крейнин Е.В. Патент № 2057919 - “ Способ соединения скважин”, 1994 г.
3. Крейнин Е.В. Патент № 2041347 - “ Способ воздействия на угольный пласт”, 1993 г.
4. Крейнин Е.В. Патент № 2054557 - “ Способ дегазации угольного пласта”, 1994 г.
5. Крейнин Е.В. “Проблемы и перспективы интенсифицированной дегазации угольных пластов”, Ж. ФТПРПИ, 1996 г., № 5, с. 106 -111.
© Е.В.Крейнин, С.С.Золотых
