CC BY
75
УДК 622.83
И. С. Елкин, Е. А. Черепанова
РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОГО РАДИУСА УВЛАЖНЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ
Из результатов многочисленных исследований, что предварительное региональное увлажнение является универсальным способом по повышению безопасности горных работ, снижению вероятности горных ударов, внезапных выбросов угля и газа, газовыделению, запыленности и других факторов [1].
При региональном увлажнении для определения радиуса увлажнения и основных технологических параметров в современной практике пользуются методологическими расчетами, приведенными в инструкциях по безопасности, разработанными в 70-е годах и ранее. Методика проведения расчетов практически не меняется уже на протяжении более 40 лет. В ее основе лежит простой принцип заполнения порового пространства жидкостью, вытеснение газовой фазы жидкостью. При расчете не учитывается давление газа в массиве и его массоперенос вследствие динамического изменения состояния массива, межфазовые процессы, протекающие на границе раздела уголь-газ-жидкость, а также микроскопическая структура угля.
Одной из причин такого состояния является отсутствие методов проведения контроля за протеканием процесса увлажнения и оценка его эффективности. А трудоемкость и материалоемкость, требующая дополнительные экономические затраты, приводят к последующему отказу от применения технологии регионального предварительного низконапорного увлажнения на большинстве шахт.
Здесь мы рассмотрим один из частных случаев расчета технологических параметров увлажнения с применением влияния факторов межфазного взаимодействия.
Рассмотрим случай, когда скважина бурится в борт подготовленной горизонтальной выработки по углю параллельно напластованию. Длина пробуренной скважины зависит от цели увлажнения. При увлажнении для предотвращения внезапных выбросов угля и газа необходимо, чтобы скважина полностью пересекала зону опорного давления. Если, например, зона опорного давления для выработки составляет 5 - 7 м, то длина скважины должна составлять не менее 12 м, а длина герметизации скважины 2 - 3 м.
Давление нагнетания Рн жидкости определяется исходя из глубины ведения горных работ по формуле [2]
РПЛ < РН < 0,75у(Н ±Ь.«'иа1), (1)
где Рпл - пластовое давление газа; у - удельный
вес слагающих пород, кг/м3; Н - глубина горных работ, м; Ь - длина скважины, м; а1 - угол наклона скважины к горизонту.
В соответствие с результатами работ ряда исследователей давление нагнетания в целях повышения эффективности увлажнения может меняться. В первый период увлажнения рекомендуется производить увлажнение при давлениях больших рекомендованных в инструкциях на 10 - 30 %, максимально приближаясь к давлениям, соответствующим технологии гидроразрыва. Предполагается на этом этапе сформировать искусственно дополнительные трещины фильтрации, что значительно способствует увеличению эффективности увлажнения.
При изменении давлении и расхода жидкости оценить радиус увлажнения, рассчитать расстояние между скважинами по стандартным формулам, приведенным в инструкциях становиться проблематично. Решение этой задачи возможно путем нарабатывания опыта по применению данной технологии или применения законов массо-переноса с решением задачи численными методами.
В простейшем случае, не усложняя начальных условий нашей задачи, будем считать, что давление на всем протяжении процесса увлажнения постоянно и определяется в соответствие с рекомендованной формулой (1). С другой стороны, расчет будим производить для однородного массива с коэффициентом фильтрационной анизотропии по напластованию, равным
, К а
а = ~к~ = Ъ ,
где к , - коэффициенты фазовой проницаемо-
сти вдоль напластования и перпендикулярном направлении, соответственно,
Очевидно, что коэффициент фильтрационной анизотропии определяет форму зоны увлажнения. При однородном массиве она принимает форму эллипсоида, вытянутого вдоль напластования. Площадь сечения зоны увлажнения в этом случае, перпендикулярно увлажняющей скважины, равна
$=жаЪ ,
где а = Яа - полуось эллипсоида зоны увлажнения вдоль напластования, радиус увлажнения угольного пласта вдоль напластования; ъ = Я -
полуось эллипсоида зоны увлажнения перпендикулярно напластованию, радиус увлажнения
Рис.1. Схема увлажнения угольного пласта из подготовительной выработки с применением ПАВ:1-акустические датчики, 2 - насос, 3 - увлажняющие скважины с гидрозатвором, 4- блок управления, 5 - трубопровод шахтного водоснабжения, 6 - влажность для ПАВ
угольного пласта перпендикулярно напластованию.
Расстояние между двумя соседними скважинами при одновременном нагнетании
4 = 2Яа / а = 2а / а,
где а= 1.1 - коэффициент «интерференционного» взаимовлияния смежных скважин.
Если учесть, что коэффициент фильтрацион-
К а
ной анизотропии к =------= —, то
к± Ъ
т
а = каЪ = каа—;
£ = лаЪ = тткЬ2 = ткаа2 т—,
а а 4
где т - мощность угольного пласта.
Тогда общий объем жидкости, необходимый для увлажнения угольного массива от одиночной скважины, пробуренной по напластованию из подготовленной выработки, определяется по формуле
К = £ (Ь — ¡г) N =
= 1,12Лат2(Ь —¡8)(Ж_ - Ж0)/4 где ка - коэффициент фильтрационной анизотропии; ¡^ - длина герметизируемой части скважины; Ь - длина скважины, м; т- мощность пласта; N = (№тах — Ж0) - норма увлажнения;
№тах,Ж0 - максимальная влажность массива и
начальная влажность массива, соответственно.
Время увлажнения определяется расходом жидкости, темпом нагнетания, а также процессами, протекающими на границе раздела фаз. Расход жидкости в большинстве случаев определяется техническими возможностями используемого оборудования. С другой стороны, зависит от ко-
(2)
личества нагнетаемых скважин подключаемых одновременно к одной нагнетающей установке, от показателей приемистости скважин, давления нагнетания. В условиях нашей задачи расход будем считать постоянным, например, 30 л/мин как для используемых для этих целей переносных типа «Пропитка-3» или передвижных типа УНВ-2, НВУ-З0м и др.
При постоянном расходе жидкости, не учитывая процессы межфазного взаимодействия, развивающиеся длительное времени, время увлажнения мы оцениваем по формуле
г = У/а (3)
Необходимо сказать, что время, определяемое по этой формуле, не учитывает процессы, протекающие на границе раздела фаз на микроуровне.
Время увлажнения на практике определяется скоростью фильтрации и соответственно, временем движения фронта воды от скважины к границе уголь-порода, а отсюда, исходя из фильтрационной анизотропии угля, определяется радиус увлажнения по напластованию.
Здесь, время увлажнения определяется исходя из того, что целью увлажнения является повысить водонасыщенность угольного пласта и, соответственно, качество увлажнения. Если же целью ставиться увеличить скорость увлажнения при том же достижении уровня насыщения водой, то время, соответственно, уменьшается. Тогда в расчетах принимается, что фазовая пористость будет соответствовать фазовой пористости для воды. Очевидно, что время увлажнения на практике принимается из диапазона ограниченного этими значениями, полученными в первом и во втором случаях.
Так как фазовая пористость при применении смачивателей увеличивается, то, следовательно, увеличивается объем жидкости и, соответственно, время нагнетания при неизменном расходе жидкости и расстоянии между скважинами. В данном случае повышается качество увлажнения угольно-
го пласта, равномерное распределение жидкости.
Приведенные расчеты справедливы при а « Ь . В противном случае необходимо учесть фильтрационные процессы вдоль скважины.
Норма увлажнения и, соответственно, максимальная влажность массива определяются фазовой пористостью. Фазовая пористость массива для сложной капиллярно-пористой структуры угля зависит множества факторов. В том числе, от показателей гидрофильности угля: краевого угла смачивания, коэффициента поверхностного натяжения, концентрации смачивателя (ПАВ) в воде и др. Результаты лабораторных исследований и аналитических расчетов по массопереносу в угольном массиве, проведенными нами, показывают о зависимости фазовой проницаемости и фазовой пористости от давления нагнетания жидкости. Эта зависимость описывается нелинейной функцией, что в большинстве случаев приводит к необходимости определять коэффициенты проницаемости и фильтрации экспериментально в лабораторных и натурных условиях. На рис. 3 приведена зависимость фазовой пористости от краевого угла смачивания для различных давлений нагнетания, полученная в результате модельных расчетов.
В рамках наших исследований будем принимать зависимость коэффициента пористости от краевого угла смачиваемости по эмпирической зависимости в виде
П = П0 (1 + Р евз 0),
где П0 - фазовая пористость массива для воды; в- эмпирический коэффициент.
Аналитически можно представить взаимосвязь коэффициента проницаемости и коэффициента пористости, используя одну из простейших моделей капиллярно-пористого тела [4], по формуле:
к „р = кп3/а2,
где £ - удельная площадь поверхности капилляров; к - коэффициент, учитывающий геометрическую структуру капиллярно-пористого тела.
Контроль эффективности процесса увлажнения
Применение поверхностно-активных веществ типа «Неолас», «Эльфор», «Смуг», смачивателя ДБ и др. позволяет значительно увеличить скорость фильтрации, скорость увлажнения, проникающую способность жидкости в микрокапилляр-ной структуре угля, тем самым, вытесняя метан из макро капилляров в микрокапилляры, переводя метан в адсорбированное состояние, в котором его состояние будет более безопасным.
В шахтных условиях эффективность предварительного увлажнения при проведении подготовительной выработки оценивают исходя из целей и задач увлажнения угольного массива по:
- изменению газовыделения;
- снижению запыленности в подготовительной выработке;
- изменению электрического сопротивления массива;
- изменению потенциала геоэлектрического поля;
- изменение акустического поля и др.
При контроле процесса увлажнения на практике информативными показателями являются давление нагнетания и расход жидкости, а также изменение этих величин и соотношение между ними, определяющее качество протекание процесса увлажнения и его эффективность.
В данном случае эффективность противыб-росных мероприятий мы предлагаем оценивать по формуле
При давлении нагнетании Р, Па: Краевой угол смачивания, град
-•-506625 759938 —^—1139906
Рис. 3. Зависимость фазовой пористости от краевого угла смачивания и давления нагнетания
Э =■
-100%
(4)
где Жт
- фазовая пористость угольного мас-
сива для воды; Жтах - максимальная гидроско-
тОХпАВ А
пическая влажность при увлажнении раствором ПАВ с оптимальной концентрацией, соответствующая фазовой пористости угольного массива для раствора ПАВ, содержащий смачиватель с оптимальной концентрацией.
С другой стороны, изменение градиента влажности угольного массива в процессе увлажнения, определяемой, например одним из акустических методов, будет определять также эффективность увлажнения.
Вероятность выбросов после увлажнения в соответствие с инструкцией определяется по диаграмме [2].
Расчет вероятности выбросов после увлажнения позволяет определить эффективность проти-вовыбросных мероприятий. Расчет эффективности увлажнения по формуле (4) позволяет оценить эффективность противовыбросных мероприятий.
Измеряя объем штыба и влажность угольного массива до увлажнения, определяем выбросоопас-ность угольного пласта. Затем, проведя расчеты и
определив ЖтахПАВ , и сравнивая с Жтахвода , Шлу-
чим оценку снижения выбросоопасности.
Результаты расчетов и натурные наблюдения показывают, что увеличение фазовой пористости на 10 % снижает выбросоопасность пласта вдвое.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Чернов, О. И. Движение жидкости в угольных пластах / О. И. Чернов, Черкасов В.С., Горбачев А.Т. - Новосибирск: Наука, 1981.- 128 с.
2. Инструкция по безопасному ведению горных работ на пластах, опасных по внезапным выбросам угля (породы) и газа РД 05-350-00. - М.: Госгортехнадзор, 2000. - 125 с.
3. Елкин, И. С. Повышение эффективности низконапорного увлажнения угольных пластов. / И. С. Елкин, В. В. Дырдин, В. Н. Михайлов. - Кемерово: Кузбассвузиздат, 2001. - 100 с.
4. Лыков, А. В. Тепломассообмен / А. В. Лыков. - М.: Энергия, 1971. - 560 с.
□ Авторы статьи:
Елкин Иван Сергеевич, канд.техн.наук, доц. каф. физики КузГТУ, е-шаД: ielkin@mail.ru,
Черепанова Евгения Андреевна, студентка гр. ХНб-111 КузГТУ Тел.89530610705
ПАВ
вода
