CC BY
73
- © В.Н. Шмат, 2014
УДК 622.817.9:661.184.35
В.Н. Шмат
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПЛАСТОВОЙ ДЕГАЗАЦИИ ВЫБРОСООПАСНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ИХ ИНТЕНСИВНОЙ И БЕЗОПАСНОЙ ОТРАБОТКИ
Изложены основные принципы выбора технологии пластовой дегазации для интенсивной и безопасной отработки угольных пластов. Изложены основные технологические особенности реализации гидроимпульсного воздействия в режиме гидроудара через скважины, пробуренные с поверхности. Разработана технология щелевого вскрытия угольного пласта при реализации заблаговременной дегазационной подготовки.
Ключевые слова: метан, газовыделение, дегазация, отработка высокопроизводительная, безопасность, воздействие, проницаемость.
Выделяющийся в горные выработки шахтный метан - основной сдерживающий фактор угледобычи. В настоящее время в России функционируют около 50 шахт III категории и сверхкатегорных по газу. Абсолютная метаноо-бильность превышает 150 м3/мин. Ситуация усугубляется тем фактом, что во всех бассейнах России и СНГ идет углубление горных работ, что приводит к закономерному росту газоносности разрабатываемых пластов. Для рентабельной угледобычи эффективность дегазации должна быть не менее 50-60%. Критической величины достиг за последние годы смертельный травматизм от взрывов газа и пыли. Проблема метанобезопасности включает в себя достаточно много аспектов, одним из которых является разработка эффективных технологий пластовой дегазации. Именно пластовая дегазация во многих случаях является ключевым моментом обеспечения безопасных условий угледобычи при высоких нагрузках на очистные забои.
Целью настоящего исследования является реализация принципа необходимости и целесообразности извлечения метана на всех стадиях разработки угольного месторождения на базе разработки усовершенствованных технологий заблаговременной и предварительной пластовой дегазации углегазоносно-го массива скважинами, пробуренными с поверхности и из подземных выработок, для обеспечения необходимого уровня метанобезопасности интенсивной угледобычи в условиях высокопроизводительных участков шахт ОАО «СУЭК-Кузбасс».
Увеличение глубины ведения горных работ сопровождается ростом газоносности и выбросоопасности разрабатываемых угольных пластов. Исследованиями в Кузнецком угольном бассейне установлено, что рост газоносности вызывал снижение нагрузки на очистные забои по наиболее газовой группе шахт Кемерова в 2,6 раза а по шахтам Киселовского Прокопьевске го районов соответственно в 1,35-1,7 раза.
На современных глубинах ведения горных работ часть разрабатываемых пластов относятся к опасным по газодинамическим явлениям. Современные способы предотвращения газодинамических явлений в значительной мере основаны на дегазации как угольного пласта в целом, так и его призабойной части.
Необходимо отметить, что исторически работы по дегазации в существенных объемах велись в основном, в Карагандинском и Донецком угольных бассейнах, а также на Воркутинском месторождении [1-5]. По сравнению с названными объектами, Кузнецкий угольный бассейн до недавнего времени был относительно негазовым бассейном, что в первую очередь было связано с существенно меньшими глубинами разработки угольных пластов и, соответственно, со значительно меньшими значениями их природной газоносности. До последнего времени и на шахтах ОАО «СУЭК - Кузбасс» положение было аналогичное. Значительные нагрузки на очистной забой были достигнуты, например, на шахте «Котинская» (до 30 тыс. т/сутки), но на глубинах до 300 м и при природной газоносности до 9 м3/т. При глубинах более 300 м и газоносности свыше 12-14 м3/т актуальной задачей становится изыскание высокоэффективных способов собственно пластовой дегазации. Именно газовыделение из разрабатываемого пласта (газовыделение с поверхностей обнажения угольного пласта и отбитого угля) становится лимитирующим нагрузку фактором [6, 7].
В настоящей работе проанализирован опыт работ по борьбе с газом, применения способов дегазации на угольных шахтах мира и, в частности, шахтах России и СНГ. Отмечается, что благодаря технически грамотной инженерной политике в практику работы многих шахт СНГ была введена комплексная дегазация подготавливаемых к разработке угольных пластов и выемочных участков, эффективность которой на ряде шахт достигает 70-80%. Однако даже такая высокая эффективность комплексной дегазации, включающей в себя не только дегазацию выработанного пространства, но также и пластовую дегазацию пласта из подземных выработок, не может обеспечить необходимый уровень нагрузок на очистные забои и требуется применение дополнительных способов собственно пластовой дегазации. Во многом это связано с ограниченной относительной эффективностью пластовой дегазации из подземных выработок (максимально на лучших шахтах мира 3-4 м3/т, в среднем не более 1 м3/т). Последнее объясняется вполне объективными причинами: ограниченным временем на дегазацию, связанным с недостаточным опережением очистными работами подготовительных и сложностью проведения активных воздействий по увеличению природной газопроницаемости низкопроницаемого угольного пласта ввиду близости горных выработок и недостатка времени [4-8].
Для выявления основных факторов, влияющих на фильтрацию свободного метана из угольного пласта и вмещающих пород в скважину, в работе проанализирована теоретическая модель фильтрации газа в осесимметричной постановке задачи и с соответствующими граничными условиями [6].
В данной модели дебит метана из скважины радиусом г0 на участке скважины длиной Н определяется по формуле:
О = -2пНК р -
ц ЯГТ " °'1п уЯ°' кг/с (1)
где К - проницаемость, м2; ц - динамическая вязкость газа, Па-с; М - молекулярный вес метана, кг/моль; Яг - универсальная газовая постоянная, Яг = 8,31 Дж/(моль-К); Т - абсолютная температура газа, К; Рх> - пластовое давление, Па; Р0 - давление на контуре скважины, Па; у - постоянная Эйлера, у = 1,781.
К = а = К Р + Р
4 аГ цР 2 ' (2)
где а - пьезопроводность, м/с; П - пористость среды; £ - время, с.
Снижение газоносности угля в зоне отработки на выемочном участке на 1-2 м3/т (средний показатель, подтвержденный как практикой, так и аналитическими расчетами, в том числе и по упомянутой выше модели) далеко не во всех случаях может решить проблему необходимого снижения газовыделения из разрабатываемого пласта для обеспечения планируемого уровня добычи угля.
Ограниченность по размерам дегазированной зоны косвенно подтверждается и тем фактом, что в настоящее время на шахтах Карагандинского угольного бассейна, например, пластовые скважины из подготовительных выработок бурятся через 2-4 м [4].
Например, выполненной также для условий шахты «Котинская» расчет требуемого уровня пластовой дегазации [7] в зависимости от нагрузки и величины газовыделения из разрабатываемого пласта (табл. 1) показывают, что только при газовыделении до 1 м3/т практически отсутствует ограничение нагрузки по фактору газовыделения из разрабатываемого пласта, при газовыделении 2 м3/т уже требуется предварительная дегазация разрабатываемого пласта, однако, как показывает опыт ее использования, она уже не обеспечит нагрузку в 30 000 и тем более 35 000 т/сут. Для достижения таких нагрузок эффективность дегазации разрабатываемого пласта должна быть не менее 50%, что на сегодняшний день может обеспечить только заблаговременная или комплексная дегазация в варианте пластовые скважины в зонах гидрорасчленения.
Заблаговременная дегазация угольных пластов путем их гидрорасчленения через скважины, пробуренные с поверхности, впервые в мировой практике была осуществлена на шахте № 22 в Карагандинском угольном бассейне. Обработка пласта К12 «Верхняя Марианна» осуществлялась способом расчленения, сущность которого освещена в работах Н.В. Ножкина и заключается в многократном повышении проницаемости пласта за счет раскрытия рабочими агентами, нагнетаемыми в скважину под высоким давлением, природной сети
Таблица 1
Требуемая глубина дегазации в зависимости от нагрузки и прогнозного газовыделения разрабатываемого пласта
Газовыделение из пласта, м3/т Коэффициент дегазации при нагрузках на лаву А, т/сут
5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000
1 - - - - - - 0,01
2 - - - 0,135 0,31 0,425 0,5
3 - - 0,23 0,42 0,54 0,62 0,67
4 - 0,135 0,425 0,57 0,66 0,71 0,75
5 - 0,31 0,54 0,65 0,72 0,77 0,8
6 - 0,42 0,62 0,71 0,77 0,81 0,83
7 0,01 0,51 0,67 0,75 0,8 0,84 0,86
8 0,14 0,57 0,71 0,78 0,83 0,86 0,88
X, м3/т 25
20 15 10
........
_ „ ■ У "ь'1
1/
1
0 40 80 120 160 Ц м
Рис. 1. Изменение газоносности в зависимости от расстояния до скважин гидрорасчленения
трещин и образовании новых трещин, с объединением их в единую систему, сообщающуюся через скважину с дневной поверхностью.
В настоящее время в отечественной практике (СНГ) наиболее эффективно этот способ используется в Карагандинском угольном бассейне (Республика Казахстан), где он испытан, апробирован и доведен до уровня практической реализации с концентрацией работ по гидрорасчленению в специализированном управлении «Спецшахтомонтаждегазация», а так же в бассейнах Блек Вэриор и Сан-Хуан (США).
На рис. 1 представлено характерное изменение газоносности [4] на различных расстояниях от скважин гидрорасчленения (ГРП), характеризующее закономерности дегазации угольного пласта в зоне воздействия (на примере шахты им. Ленина, 1 - в зоне скважины ГРП-3, 2 - в зоне скважины ГРП-10).
Необходимо отметить, что в зонах гидрорасчленения при недостаточном уровне извлечения метана может применяться пластовая дегазация (так называемый вариант комплексной пластовой дегазации).
Проанализировано влияние газоносности, горного давления и пластового давления метана на выбросоопасность угольного пласта.
Произведен расчет составляющих энергии при реализации выброса. При коэффициенте диффузии О = 10-8 м2/с, пластовом давлении 4 МПа, пористости 1%, горном давлении 12 МПа, модуле Юнга 2 ГПа, коэффициенте Пуассона 0,3 диаметре частиц 1 мм значения потенциальных энергий представлены в табл. 2.
Таблица 2
Потенциальная энергия выброса
Источники энергии Значение, МДж/м3 Относительное значение, %
Энергия горного давления 0,16 21,9
Энергия свободного газа из порового пространства 0,07 9,6
Энергия десорбированного газа 0,50 68,5
Суммарная энергия 0,73 100
Приведенный в работе расчет показывает, что главную угрозу большого выброса представляет энергия, которая выделяется в результате мгновенной десорбции газа.
Таким образом показано, что комплексная и заблаговременная дегазация является важнейшим фактором обеспечения метановой безопасности при отработке угольных пластов и обеспечивает существенный уровень извлечения метана, пригодного для полезного использования.
Высокоинтенсивная безопасная разработка высокогазоносных угольных пластов невозможна без обеспечения глубокой дегазации разрабатываемых пластов.
Высокозатратная технология заблаговременной дегазации шахтных полей скважинами с поверхности экономически оправдана и необходима.
Заблаговременная дегазационная подготовка угольных пластов к безопасной и эффективной разработке может обеспечивать необходимую эффективность по снижению газообильности горных выработок при применении данной технологии за 4-5 лет до начала ведения горных работ в зонах интенсивной дегазации.
Пластовая дегазация может являться эффективным способом снижения вы-бросоопасности угольного пласта.
Обоснованы пути совершенствования основных технологических решений по пластовой дегазации выбросоопасных пластов в условиях их интенсивной разработки. Изучено влияние глубины залегания пласта на эффективность и технологию активного воздействия. Выявлена роль увлажнения на процессы дегазации и выбросоопасность угольных пластов [1-5,9].
В.В. Ход от отмечает, что при влажности 4-5% и более метаноемкость угля сокращается примерно в два раза и что пласт с таким влажным углем обычно не опасен по внезапным выбросам. О.И. Чернов и В.Н. Пузырев указывали, что с увеличением влажно-сти угля снижаются его прочностные и упругие свойства и повышаются пластические. Исследования акад. П.А. Ребиндера и других ученых показали, что жидкости и особенно адсорбируемые поверхностно активные вещества (ПАВ) при проникновении в поры и трещины угля создают расклинивающий эффект (эффект Ребиндера) и уменьшают внутреннее трение в угле, что приводит к снижению его прочности. Уменьшение прочности угля и повышение его пластичности при увлажнении приводит к уменьшению концентрации напряжений в зоне опорного давления впереди очистных и подготовительных выработок. Помимо снижения влияния горного давления в развязывании выбросов, увлажнение угля уменьшает скорость газовыделения из угля и тем самым снижает роль газового фактора в развитии выброса угля и газа. Лабораторными исследованиями в КО ВостНИИ (КазНИИБГП) было установлено, что при увлажнении угля начальная скорость газоотдачи уменьшается по сравнению с сухим углем в 1,5-2,5 раза. При влажности угля более 5-6% начальная скорость газоотдачи угля снижается до таких пределов, при которых увлажненные зоны угольных пластов становятся неопасными по выбросам угля и газа. Изложенное является во многом обоснованием применения в первую очередь гидравлических способов воздействия на высокогазоносные выбросоопасные угольные пласты.
Исследован и проанализирован также другой аспект увлажнения газоносных угольных пластов. Средняя остаточная газоносность проб угля в Карагандинском бассейне (шахта им. Костенко) с увлажненного участка пласта
составила 5,46 м3/т, с неувлажненного участка - 2,12 м /т, т.е. в 2,5 раза ниже, чем в основном и определяется снижение газовыделения в горные выработки [4].
Этот вывод также подтверждается многочисленными исследованиями зон гидрорасчленения, где остаточная газоносность угля ниже обычно наблюдаемой на 3,5-4,8 м3/т, что связывают с замещением метана водой в сорбционном объеме угля.
Исследованиями доказано, что во всех случаях взаимодействия рабочей жидкости с углем происходит снижение остаточной газоносности последнего.
Анализ шахтных экспериментов по представительному ряду шахт Донецкого угольного бассейна показывает, что эффективность увлажнения по снижению остаточной газоносности в результате замещения метана в сорбционном объеме угля водой достигает 25-85% [1-5, 9].
Изложенные факты и соображения позволили рекомендовать при недостатке резерва времени на дегазацию (не более 1-2-х лет) в качестве базовой технологии пластовой дегазации технологическую схему ЗДП с последующей гидратацией пласта. В этом случае после ГРП ведется освоение скважин с извлечением воды и газа на поверхность, а за 3-6 месяцев до подхода горных работ к зоне дегазации скважина перестает осваиваться и в пласт периодически подается вода для поддержания столба воды в скважине для более полного увлажнения углегазоносного массива за счет сил самодвижения воды (например, капиллярных сил) и блокирования оставшегося в пласте метана в мельчайших порах и трещинах угля.
Исследованы возможности реализации технологии извлечения метана путем гидроимпульсного воздействия с использованием эффекта обратного гидроудара. После завершения гидравлической обработки угольного пласта через скважины, пробуренные с поверхности, вода самопроизвольно изливается из скважины. Мощность гидравлического потока на стадии самоизлива воды из скважины составляет до 30% от мощности на стадии нагнетания, что является большим энергетическим резервом, который в известных технических решениях никак не используется. В то же время в технике хорошо известно явление гидроудара в трубах, который возникает при резком перекрытии истекающего потока жидкости [11]. Возникающие при гидравлических ударах давления, как правило, превышают статические давления, в гидравлических системах. Это создает условия для расширения зоны гидравлической обработки пласта при увеличении ее трещиноватости за счет использования энергии рабочей жидкости на стадии истечения из скважины.
Принципиальная технологическая схема реализации способа гидрообработки угольного пласта предусматривает следующее. На линии сброса рабочей жидкости из скважины установлена задвижка, которая циклично открывается и закрывается. Длительность открытия и закрытия заслонки выбирают так, что бы ударная волна сжатия-растяжения совершила бы хотя бы одно колебательное движение. Рекомендуемый диапазон времени Дt перекрытия жидкости в цикле определяют из выражения:
с
где к - эмпирический коэффициент, равный 2-10; L - глубина залегания пласта, м; Я - радиус зоны гидравлической обработки, м; с - скорость ударной
волны в жидкости, м/с. В начале указанного интервала времени происходит резкое торможение исходящего из скважины потока, жидкость сжимается, причем фаза сжатия длится в течение времени (Ь + Я)/с. При сжатии жидкости возрастает давление и реализуется явление гидравлического удара. Давление при гидроударе, с учетом ударного давления (АР), превышает первоначальное устьевое давление (Р).Ударное давление (АР) прямо пропорционально плотности рабочей жидкости (р), скорости ударной волны в жидкости (с) и скорости истечения жидкости из скважины (V), т.е. АР = рсУ. В течение такого же времени реализуется фаза растяжения. Поэтому длительность одного цикла сжатия-растяжения составляет 2 - (Ь + Я)/с. В идеальном случае следовало бы производить гидрообработку, используя только первую фазу сжатия-растяжения, однако на практике такой режим гидрообработки трудно осуществим, так как процесс перекрытия-открытия заслонки нельзя осуществить мгновенно. Поэтому, несмотря на затухание амплитуды, необходимо реализовать, по крайней мере, пять циклов сжатия-растяжения, что объясняет верхнюю границу коэффициента, равного к = 10. Создание гидравлических ударов прекращают, когда максимальное давление гидравлического удара в цикле становится меньше величины устьевого давления жидкости до ее первоначального истечения из скважины.
Если не учитывать деформации стенок скважины, то величина максимального ударного давления, на второй фазе гидроудара, вычисляется по формуле Н.Е. Жуковского:
ДР = рУс. (4)
Если скорость истечения воды из трубы диаметром 70 мм составляет 15 м/с, то в соответствии с уравнением неразрывности потока скорость воды в скважине диаметром 98 мм равна V = 15 м/с (70/98)2 = 7,65 м/с. Тогда максимальное превышение давления гидроудара, распространяющееся по скважине от заслонки до угольного пласта, составит:
Др = 1000 кГ / м3 • 7,65 м / с• 1400 м / с = 10,7-106 Па. (5)
Формула (4) дает оценку величины превышения давления по максимуму. Однако фактическая величина давления гидроудара меньше расчетного значения (5), вследствие деформируемости стенок скважины, что уменьшает скорость распространения ударной волны от заслонки до забоя. Учет упругости стенок приводит к следующей расчетной формуле для скорости распространения ударной волны:
1
с=
1 + К • °
Е 8 (6)
где К - модуль упругости жидкости, у воды К = 19,62-108 Па; О - диаметр тру-
бопровода, м; 8 - толщина стенки трубопровода; Е - модуль упругости стенки трубы, для стальных труб К/Е«0,01.
В рассматриваемом случае при О = 98 мм, 8 = 8 мм имеем следующую величину превышения давления Ар = 10,1-106 Па, что незначительно отличается
от приближенного расчета (5).
При свободном истечении жидкости (сбросе) ее первоначальный макси-
мальный расход (д0) может достигать 70% от расхода воды при закачке жидко-
Рис. 2. Ориентация напряжений вокруг эллипсоидальной плоскости, моделирующей разгрузочную щель
сти в скважину. Таким образом, при вышеуказанных параметрах давление при гидроударе, реализуемое на максимальной скорости истечения жидкости из скважины, может превышать давление режима закачки в 1,5...2 раза.
Одним из путей повышения проницаемости массива в окрестности скважины является формирование вертикальных щелей в продуктивном пласте, исходящих из скважины. Технология формирования вертикальных щелей известна и основана на применении гидропескоструйного аппарата. По существу наличие щелей обеспечивает перераспределение вертикальной составляющей геомеханической нагрузки и приводит к повышению проницаемости массива в окрестности скважины и, как результат, к росту продуктивности дегазационных скважин.
В то же время возможности щелевой разгрузки зоны вокруг скважины не исчерпаны и существуют пути оптимизации технологии, например за счет выбора рациональных геометрических параметров щелей и их расположения в массиве.
Вертикальную технологическую щель схематически можно представить в виде эллипсоида вращения, расположенного в среде, подверженной всестороннему сжатию (рис. 2). В горизонтальной плоскости действуют нормальные и касательные напряжения, определяющие степень разгрузки пласта вокруг щели от горного давления. Вертикальные напряжения перпендикулярные плоскости рис. 1, и касательные и деформируют среду в вертикальной плоскости.
Постановка и решение задачи о распределении напряжений вокруг полого эллипсоида в упругой среде известно. В частном случае преобразования эллипсоида вращения в щель напряженное состояние не зависит от и определяется только вели-
чиной горизонтального давления ц3, перпендикулярного плоскости щели.
Математическая модель напряженного состояния вокруг щели в плоской постановке задачи использована расчете распределения напряжений и деформаций для соответствующих объектам дегазации пласта «Болды-ревский» условий.
При заданных условиях вертикальная и горизонтальная составляющие горного давления, сжимающие эллипс составляют
Я1 = уН и 15,0 МПа
Яз =
1 - V
УН и 6,43 МПа
(7)
(8)
Как свидетельствуют расчеты, при формировании щели действительно отмечается разгрузка угольного пласта в призабойной зоне в пределах на 20-30%.
В МГГУ с участием автора разработан новый технологический вариант с образованием винтообразной щели, представленный на рис. 3.
Угольный пласт 1 вскрывают с поверхности скважиной 2 и спускают гидропескоструйный перфоратор 3 с соплами 4 на забой скважины. Под действием гидродинамической пескоструйной струи перфоратора 3 создают первую пару вертикальных щелей 5 высотой И, каждая из которых симметрично расположена относительно оси скважины. Процесс формирования щелей осуществляют в режиме возвратно-поступательного движения перфоратора 3 с помощью механизма 6 вертикального перемещения, например, с помощью лебедки
Рис. 3. Щели в окрестности скважины, расположенные по винтовой образующей: 1 - угольный пласт; 2 - скважина; 3 -пескоструйный гидроперфоратор; 4 - сопла; 5 - вертикальные щели высотой И; 6 - механизм вертикального перемещения гидроперфоратора; 7 - штанга; 8 - механизм управления; 9, 10, 11 - вторая, третья и четвертая; первая и последняя пары щелей
с приводом (на чертеже не показаны) и штанги 7. Затем перфоратор 3 поднимают на следующий горизонтальный уровень и поворачивают посредством вращательного механизма 8, например, вертлюга с приводом (на чертеже не показано), на заданный острый угол а. Величину угла а задают в зависимости от крепости угля и мощности пласта, при этом, чем больше крепость угля, тем меньше угол поворота.
Выбор объектов шахтных исследований предлагаемых технологических решений осуществлялся в соответствие с разработанной в МГГУ при участии автора методики расчета предельно допустимых нагрузок на очистной забой по газовому фактору. Отличительной особенностью разработанной методики являлось то, что ряд параметров угольного пласта определялся в ходе шахтных экспериментальных работ. Основным определяемым опытным путем параметром являлось, в частности, пластовое давление метана в пласте. Шахта им. С.М. Кирова явилась первым объектом исследований пластового давления в период 2010-2011 гг. В расчетах использован диапазон пластовых давлений газа, измеренных в ходе шахтных испытаний. Расчеты выполнены для действующих перспективных объектов разработки, в том числе по пластам «Болдырев-ский» и «Поленовский».
По результатам апробации усовершенствованной методики можно утверждать, что существуют такие выемочные участки угольного пласта, на которых выполнение планируемых шахтой им. С.М. Кирова нагрузок практически невыполнимо, например, выемочный участок 2455 (пласт «Болдыревский»), где планируемая шахтой нагрузка 8120 т/сут не может быть выполнена по газовому фактору по любому из рассчитанных вариантов. Очевидно, что в таких условиях необходимо в обязательном порядке реализовывать технические решения, устраняющие проблему газовыделения из разрабатываемого пласта.
В таком же неблагоприятном по газовому фактору положении находятся лавы 2459, 2460 по пласту «Болдыревский», а также лавы 2594, 2595 по пласту «Поленовский».
Методологический подход к выбору основных технологических схем по управлению газовыделением при дегазационной подготовке должен учитывать в первую очередь планируемый уровень интенсивности угледобычи и возможность его достижения по газовому фактору, корректную оценку потенциальной газоотдачи угольных пластов и имеющийся срок на дегазацию до начала ведения основных горных работ.
Выемочный участок 2460 ориентировочно намечен к отработке в 2015 г. По факторам величины «газового барьера» в соответствие с разработанным методическим подходом и результатами шахтных экспериментальных работ по оценке основных свойств и характеристик угольного пласта, прогнозируемого уровня метаноизвлекаемости и резерва времени на дегазацию (3 года) выбирается совершенное вскрытие пласта с щелевой разгрузкой, в качестве базовой технологии пластовой дегазации принята технологическая схема гидроударного воздействия (ГУВ) с последующей после освоения скважин гидровоздействием на пласт с целью максимального блокирования оставшегося метана в мельчайших порах и трещинах пласта, существенного увеличения, тем самым, остаточной газоносности (на 3,5-5 м3/т) и соответственно снижением газовыделения из обнажений пласта и отбитого угля в очистную выработку. В этом случае после ГРП ведется освоение скважин с извлечением воды и газа на поверхность, а за 3-6 месяцев до подхода горных работ к зоне дегазации
Таблица 3
Методические рекомендации по выбору и конкретный выбор технологической схемы пластовой дегазации
Этап 1 Оценка уровня добычи угля. Наличие и величина «газового барьера» Прогноз динамики газоотдачи неразгруженных угольных пластов с учетом оценки пластового давления Резерв времени на пластовую дегазацию
Научное обоснование конструирования общей технологической схемы
Заблаговременная (предварительная) дегазация угольного пласта 2460 скважинами с поверхности
Параметры общей технологической схемы
Этап 2 Определяются проектом
Вскрытие пласта Основная схема Вспомогательная схема Дополнительная схема
Совершенное вскрытие с щелевой разгрузкой ГУВ Гидровоздействие в режиме фильтрации По результатам освоения скважин ГРП
скважина перестает осваиваться и в пласт подается вода в режиме фильтрации в объеме, обеспечивающим увлажнение в пределах до 40 л/т.
Для условий лавы 2460 шахты им. С.М. Кирова методические рекомендации по выбору и конкретный выбор технологической схемы пластовой дегазации через скважины с поверхности представлен схематически следующим образом (табл. 3).
В работе также рассмотрен нетрадиционный вариант ЗДП, предусматривающий в необходимых случаях (достижение коэффициента дегазации пласта 0,5 и более) экономически обоснованное уменьшение расстояния между скважинами. Возможен, например, вариант двухрядного расположения скважин на выемочном участке (при длине забоя 300 и более метров). При таком варианте скважины ЗДП решают газовые проблемы не только при ведении очистных, но и подготовительных работ, что в ряде случаем не менее актуально.
В свете изложенного, были выбраны комплексные технологические схемы пластовой дегазации на первоочередных объектах шахты им. С.М. Кирова -лавах 2460, 2455 (пласт «Болдыревский») и 2596 (пласт «Поленовский»). Определены основные параметры базовой технологии. Обоснован методический подход к выбору параметров заложения скважин заблаговременной дегазации с учетом планируемой нагрузки на очистной забой.
Были выполнены шахтные эксперименты по определению фильтрационных параметров газоносного угольного пласта «Болдыревский» на шахте им. СМ. Кирова. Величина пластового давления метана, коэффициент проницаемости угольного пласта и параметры сорбции Ленгмюра в значительной мере определяют газоносность выемочного участка и знание этих параметров необходимо для оптимального планирования работы выемочного участка с высокими нагрузками на очистной забой. Кроме того, указанные параметры представляют интерес при решении актуальных задач дегазации угольных пластов из подземных выработок и заблаговременного извлечения метана через скважины, пробуренные с земной поверхности. Полученные фактические данные по указанным свойствам и характеристикам легли в основу разработанных технологиче-
ских проектов на предварительную и заблаговременную дегазацию угольных пластов на поле шахты им. С.М. Кирова.
Главная идея экспериментальных работ заключается в измерении установившегося расхода метана из дегазационной скважины и динамики изменения давления метана в закрытой дегазационной скважине в течение времени. Искомые характеристики находят путем обработки экспериментальных результатов и сопоставлением с теоретической моделью процесса массопереноса метана в дегазационную скважину.
Существенный научный интерес представляли шахтные исследования по определению дебита метана из дегазационной пластовой скважины на стадиях циклического перекрытия заслонки. Эти эксперименты позволили разработать технологию интенсификации газоотдачи из подземных пластовых скважин.
Технологическая операция перекрытия заслонки на устье дегазационной скважины приводит к повышению давления метана в окрестности скважины в зоне дезинтеграции, возникшей в процессе бурения скважины, что сопровождается увеличением объема угольных матриц в процессе сорбции, что приводит к понижению проницаемости угля. С другой стороны, последующая дегазация угольного пласта приводит к противоположному эффекту - усадке угольных матриц и, соответственно, к увеличению проницаемости угля. Имеются теоретические предпосылки, утверждающие, что цикличное уменьшение и повышение давления в угольном пласте может в конечном итоге привести к результирующему положительному эффекту - повышению эффективности дегазации угольного пласта. Физической основой ожидаемого эффекта может являться процесс активного воздействия на газонасыщенный угольный пласт, реализуемому по механизму реверсивного автопневмовоздействия на пласт (АПВ). Сущность воздействия может быть объяснена следующим образом. После закрытия скважины притекающий из массива газ создает избыточное давление, которое монотонно поднимается до величины пластового давления газа в неразгруженном от горного давления массиве и устанавливается на этой величине. В прискважинной зоне дезинтеграции пласта в процессе бурения возникали новые мельчайшие трещины и фильтрующие поры, в общем случае не связанные между собой в единую систему, ориентированную к скважине. Это объясняется тем, что образование новых каналов было связано с фактором изменения напряженного состояния массива вокруг буримой скважины, а не с процессом проникновения в массив текучего воды или газа). В процессе повышения давления в скважине накапливающийся метан под избыточным давлением фильтруется в призабойной зоне, проникая во вновь образовавшиеся каналы в зоне дезинтеграции и связывая их в единую систему, ориентированную к скважине, которая в последствие после открытия скважины будет функционировать как газоотводящая. Вновь созданная дополнительная система мельчайших фильтрующих пор и трещин имеет дополнительные поверхности обнажения угольного пласта, которые под действием пластового давления формируют в конечном итоге дебит пластовой скважины, т.е. определяет основной показатель, характеризующий эффективность пластовой дегазации.
Технологически процесс АПВ должен реализоваться следующим образом. После стабилизации давления в скважине на величине, принимаемой нами как величина пластового давления, скважина открывается и присоединяется к магистральному газопроводу, проложенному в подготовительной выработке, из которой бурились дегазационные пластовые скважины. Ведется постоян-
ный контроль за дебитом скважины. При падении дебита скважины до уровня среднего дебита соседних скважин исследуемая скважины вновь закрывается и процесс восстановления давления повторяется. Затем скважина вновь плавно открывается и ведется оценка дебита скважины после АПВ во втором цикле. Количество циклов в общем случае принимается 3-5 и далее ведется эксплуатация скважины в штатном режиме.
На начальный момент через 1 сутки после открытия скважины замер дебита газа ротаметром показал величину дебита - 25 л/мин (0,025 м3/мин). Замер дебита газа через 1 и 2 месяца соответственно показали то же самое значение.
На данном участке подземной пластовой дегазации расстояние между дегазационными скважинами составляло 15 м. Зону сравнения А составили 5 скважин, функционирующих по извлечению метена более 1 года, 5 скважин - около 4 месяцев и 5 скважин практически свежих (менее 1 месяца). На 12 скважинах дебит не превышал 2-3 л/мин.
Таким образом, в реализованном шахтном эксперименте после открытия дегазационной скважины 1-Э и сброса давления было установлено, что дебит метана в 5-10 раз превышает дебиты соседних скважин. Работы по замерам дебитов продолжаются для получения общей объективной и представительной оценки эффективности процесса интенсификации газовыделения из пластовых скважин в режиме АПВ. Проведенные к настоящему времени испытания на 4 скважинах подземной пластовой дегазации подтвердили порядок приведенных выше цифр об эффективности изучаемого технологического решения по интенсификации газовыделения из угольного пласта на стадии его предварительной дегазации.
Ш 2.5 1185 1.375
я
С 1563
0
1 1.25 х
«3
0933 0.625 0.313
; У
г
/ / I ! [
1 /
[
10
12 N 16
Бремя, сут £
Рис. 4. Темп нарастания давления метана в экспериментальной скважине 2э
Таким образом, установлено, что при закрытии скважин при росте пластового давления происходит частичное пневморасчленение угольного пласта вокруг скважины, что существенно повышает газопроницаемость угольного пласта и, как следствие, увеличивает дебит скважин в несколько (в пять и более) раз.
Циклическое закрытие и открытие пластовых скважин является важной технологической операцией, являющейся основой новой технологии интенсификации газовыделения из пластовых скважин - технологии автопневморасчленения угольного пласта за счет внутренней энергии газонасыщенного массива угля.
Было установлено, что достоверную информацию по величине пластового давления, проницаемости и основным сорбционным характеристикам более надежно и достоверно получать при бурении скважин на угольный пласт через породную пробку, где имеется возможность надежной герметизации скважины на давления порядка гидростатического. Типичная динамика газовыделения из пласта «Болдыревский» показана на примере скважины 2Э (рис. 4).
Выполнена оценка эффективности подземной пластовой дегазации, осуществляемой из подготовительных выработок по исследованию динамики газовыделения из дегазационных скважин. Задачей замеров дебита метана из пластовых скважин являлось отследить изменение отдачи газа метана из угольного пласта в зависимости от времени функционирования скважин и сравнить с показаниями на шахте, где для измерений применяется прибор МБГО-2 (замер перепада давления на диафрагме), а концентрация СН4 измеряются с помощью прибора ШИ. Замеры производились на 15 выбранных скважинах (из анализа истории функционирования и схемы дегазации, и дальнейшего визуального осмотра скважин), в зависимости от времени их функционирования (5 - «старые» - больше 12 месяцев, 5 - «средние» - около 6 месяцев, и 5 - «свежие» - меньше 2-3 месяцев) с помощью прибора Ротаметра ЭМИС, предложенным специалистами МГГУ (два прибора с различным диапазоном измерения до 10 и 100 л/мин).
Динамика изменения дебита подземных пластовых скважин во времени представлена на рис. 5.
Исследованная динамика изменения газовыделения из пластовых скважин, пробуренных по пласту «Болдыревский» из подготовительных выработок показывает, что существенное изменение дебита (с 5 г/мин до 2 г/мин) происходит в первые 6-7 месяцев эксплуатации скважин, затем дебит стабилизируется на некоем фоновом уровне. Наиболее интенсивное газовыделение из скважин наблюдается первые 3 месяца эксплуатации. Подобная динамика подтверждает тот факт, что увеличение срока эксплуатации подземных дегазационных скважин не может кардинально решить задачу существенного повышения эффективности дегазации, так как основной съем метана осуществляется в начальные 3-4 месяца извлечения газа.
Утверждены и приняты к реализации «Технологическая часть проекта предварительной дегазации пласта «Болдыревский» из подготовительных выработок выемочного участка 2455 на поле шахты им. С.М. Кирова ОАО «СУЭК-Куз-басс», «Технологическая часть проекта заблаговременной дегазационной подготовки пласта «Болдыревский» лавы 2460 на поле шахты им. С.М. Кирова ОАО «СУЭК-Кузбасс» и «Технологическая часть проекта заблаговременной дегазационной подготовки пласта «Поленовский» лавы 2596 на поле шахты им. С.М. Кирова ОАО «СУЭК-Кузбасс», утвержденные техническим директором ОАО «СУЭК-Кузбасс».
Время, мес
Рис. 5. Динамика изменения дебита подземных пластовых скважин во времени
Основной целью заблаговременной дегазационной подготовки пласта «Бол-дыревский» на поле шахты им. С.М. Кирова является обеспечение безопасных условий отработки пласта.
Обработка и освоение комплекса скважин ЗДП на этом шахтном поле обеспечивает заблаговременное извлечение метана из угольных запасов, подготавливаемых для безопасной отработки в 2014-2015 гг. лавой 2460. Прогнозное извлечение метана из зон влияния скважин ГРП на момент отработки лавы планируется на уровне 5-7 м /т.
В перспективе, использование скважин гидрорасчленения для дегазации куполов обрушения выработанного пространства, создает предпосылки качественного обеспечения безопасности работы очистных забоев по газовому фактору.
Основные выводы по выполненным исследованиям заключаются в следующем:
1. Разработан и обоснован механизм автопневмовоздействия на пласт из подготовительных горных выработок для повышения его газопроницаемости и газоотдачи.
2. Разработан и обоснован механизм гидроударного воздействия для совершенствования технологии пластовой дегазации неразгруженных от горного давления угольных пластов на стадии их предварительной (из горных выработок) или заблаговременной (скважинами с поверхности) гидрообработки.
3. Обоснованы параметры заблаговременной дегазационной подготовки газоносных угольных пластов скважинами с поверхности на основе гидроударного воздействия.
4. Разработан метод повышения проницаемости призабойной зоны угольного пласта на основе его щелевой разгрузки для интенсификации процесса извлечения метана при его заблаговременной дегазации.
5. Разработана основная технологическая документация на проведение гидроударного воздействия на пласт из подземных выработок.
6. Разработана основная технологическая документация на проведение заблаговременной дегазации выбросоопасного угольного пласта скважинами с поверхности с использованием эффекта обратного гидроудара.
7. Научно обоснованы методологические подходы к выбору комплексной схемы пластовой дегазации, адекватной горно-геологическим и горнотехническим условиям отработки угольного пласта, на основе текущего экспериментального определения пластового давления газа в последнем и основных сорб-ционных характеристик угля, позволяющих достоверно определять требуемую глубину дегазации.
8. Обоснован методический подход к выбору параметров заложения скважин заблаговременной дегазации с учетом планируемой нагрузки на очистной забой.
1. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. - М.: Недра, 1979. - 271 с.
2. Васючков Ю.Ф. Физико-химические способы дегазации угольных пластов. - М.: Недра, 1986. - 255 с.
3. Сластунов С.В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. - М.: Изд-во МГГУ, 1996. - 441 с.
4. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коли-ков К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М.: изд-во МГГУ, 2002. - 383 с.
5. Забурдяев B.C. и др. Методические основы проектирования дегазации на действующих и ликвидируемых шахтах. - М.: ННЦ ГП - ИГД им. А.А. Скочинского, 2002. -316 с.
6. Мазаник Е.В. Совершенствование технологии дегазации угольных шахт на основе заблаговременной поэтапной скважинной подготовки шахтных полей. - Дисс. на соиск. уч. степени к.т.н. - М.: МГГУ, 2010.
7. Лупий М.Г. Обоснование технологии комплексной дегазации выемочных участков
_ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
при высокоинтенсивной разработке газоносных угольных пластов. - Дисс. на соиск. уч. степени к.т.н. - М.: МГГУ, 2010.
8. Рубан А.Д., Забурдяев B.C., Артемьев В.Б., Подображин С.Н. и др. Методические рекомендации о порядке дегазации угольных шахт (РД-15-09-2006). - М.: ОАО «Научно-технический центр по безопасности в промышленности», 2007. - 256 с.
9. Ржевский В.В., Братченко Б.Ф., Бур-чаков А.С, Ножкин Н.В. Управление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах. - М.: Недра, 1984. - 327 с.
10. Сластунов С.В., Каркашадзе Г.Г., Ко-ликов К.С. Методика расчета допустимой нагрузки на очистной забой по газовому фактору. Сб. научн. трудов по материалам симпозиума «Неделя горняка-2009». - М.: Изд. МГГУ, 2009. - С. 151-159.
11. Киселев П.Г. Гидравлика: Основы механики жидкости. Учеб. пособие для вузов. -М.: Энергия, 1980. - 360 с. ЕШ
КОРОТКО ОБ АВТОРЕ_
Шмат Владимир Николаевич 200
- директор шахты им. С.М. Кирова ОАО «СУЭК-Кузбасс».
UDC 622.817.9:661.184.35
DEGASINGTECHNOLOGY OF DANGEROUS GAS COAL SEAMS IN THE CONDITIONS OF INTENSIVE AND SAFE EXTRACTION
Shmat V.N., Director of Mine of S.M. Kirov of Open Society «SUEK-KUZBASS».
Main principles of a choice degasing technology of coal seamsfor intensive and safe working off are stated. The basic technological features of realization of hydropulse influence through the holes drilled from a surface are stated.The technology of slot-crack opening of a coal seam is developed at realization of preliminary degasing.
Key words: methane, liberation of gas, degasing, working off high-efficiency, safety, influence, permeability.
REFERENCES
1. Nozhkin N.V. Zablagovremennaya degazatsiya ugol'nykh mestorozhdenii (Pre-mine degassing of coal), Moscow, Nedra, 1979, 271 p.
2. Vasyuchkov Yu.F. Fiziko-khimicheskie sposoby degazatsii ugol'nykh plastov (Physicochemical methods of coal bed degassing), Moscow, Nedra, 1986, 255 p.
3. Slastunov S.V. Zablagovremennaya degazatsiya i dobycha metana iz ugol'nykh mestorozhdenii (Premine degassing and methane recovery from coal), Moscow, Izd-vo MGGU, 1996, 441 p.
4. Puchkov L.A., Slastunov S.V., Kolikov K.S. Izvlechenie metana iz ugol'nykh plastov (Methane recovery from coal beds), Moscow, Izd-vo MGGU, 2002, 383 p.
5. Zaburdyaev B.C. Metodicheskie osnovy proektirovaniya degazatsii na deistvuyushchikh i likvidirue-mykh shakhtakh (Basic guidelines on degassing design in mines in operation and under closure), Moscow, NNTs GP IGD im. A.A. Skochinskogo, 2002, 316 p.
6. Mazanik E.V. Sovershenstvovanie tekhnologii degazatsii ugol'nykh shakht na osnove zablagovremennoi poetapnoi skvazhinnoi podgotovki shakhtnykh polei (Improvement of pre-mine coal degassing technology based on preliminary stage-wise borehole drilling), Candidate's thesis, Moscow, MGGU, 2010.
7. Lupii M.G. Obosnovanie tekhnologii kompleksnoi degazatsii vyemochnykh uchastkov pri vysokointen-sivnoi razrabotke gazonosnykh ugol'nykh plastov (Substantiation of integrated degassing technology for working areas in high-rate mining of gas-bearing coal beds) Candidate's thesis, Moscow, MGGU, 2010.
8. Ruban A.D., Zaburdyaev B.C., Artem'ev V.B., Podobrazhin S.N. Metodicheskie rekomendatsii o po-ryadke degazatsii ugol'nykh shakht (RD-15-09-2006) (Instructional guidelines on coal degassing in mines (RD-15-09-2006)), Moscow, OAO «Nauchno-tekhnicheskii tsentr po bezopasnosti v promyshlennosti», 2007, 256 p.
9. Rzhevskii V.V., Bratchenko B.F., Burchakov A.S, Nozhkin N.V. Upravlenie svoistvami i sostoyaniem ugol'nykh plastov s tsel'yu bor'by s osnovnymi opasnostyami v shakhtakh (Monitoring properties and state of coal beds for combating main hazards in mines), Moscow, Nedra, 1984, 327 p.
10. Slastunov S.V., Karkashadze G.G., Kolikov K.S. Sbornik nauchnykh trudov po materialam simpo-ziuma «Nedelya gornyaka-2009» (Proceedings of Miner's Week-2009 Symposium), Moscow, Izd. MGGU, 2009, pp. 151-159.
11. Kiselev P.G. Gidravlika: Osnovy mekhaniki zhidkosti. Ucheb. posobie dlya vuzov (Hydraulics. Fundamentals of fluid mechanics. Higher educational aid), Moscow, Energiya, 1980, 360 p.
