CC BY
20
© Ю.Г. Анпилогов, В.Н. Королева, 2004
УДК 662.69
Ю.Г. Анпилогов, В.Н. Королева
РАЗВИТИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ ДЕГАЗАЦИИ И СНИЖЕНИЯ ВЫБРОСООПАСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ИХ ГИДРОРАСЧЛЕНЕНИЯ НА ШАХТАХ ДОНБАССА
Семинар № 5
пытные работы по заблаговременной дегазации неразгруженных угольных пластов путем их гидрорасчленения через скважины с поверхности на полях действующих шахт Донбасса были начаты в 1961 г.
За период 1961-1973 гг. в Донецком бассейне были обработаны свиты угольных пластов на 6 действующих шахтах через 8 скважин, охватывающих диапазон глубин от 260 до 950 м и мощности пластов от 0,15 до 1,4 м. Темпы нагнетания рабочей жидкости варьировались от 10 до 65-10"3 м3/с при давлениях на устье скважин от 7,2 до 24,7 МПа (табл. 1). Освоение скважин (откачка воды и газа) не проводилось или осуществлялось частично.
Опыт работ, накопленный за этот период, показал, что увеличение проницаемости массива реализуется всегда при проведении гидрорасчленения, в том числе и при отсутствии откачки рабочей жидкости из пластов, а газо-обильность горных выработок снижена на 3872 %. При сроке эксплуатации скважин около 10 месяцев газообильность горных выработок снижена на 40-80 %.
Также было установлено, что гидрорасчленение не только приводит к снижению газо-обильности и запыленности горных выработок, но и позволяет изменить характер напряженного состояния призабойной части пласта [1].
В течение 1973-1985 гг. на шести шахтах Донецкого угольного бассейна проводились опытно-промышленные испытания и промышленная проверка метода заблаговременного снижения выбросоопасности и газоносности угольных пластов путем их гидрорасчленения. При этом к способу гидрорасчленения, применяемому для предотвращения выбросов, при сохранении основных требований как метода
дегазации, предъявлялись следующие требования:
• дегазация угольных пластов и вмещающих пород, позволяющая снизить газоносность и давление газа до безопасного уровня;
• увеличение (на 1-2 порядка) гидропроводности массива и его проницаемости;
• равномерная обработка массива на больших площадях (более 100 м от скважины);
• разгрузка пласта, снижение способности угля и вмещающих пород к накоплению потенциальной энергии;
• эффективная обработка участков с мелкоамплитудными нарушениями.
Реализация этих требований в основном была осуществлена при промышленных испытаниях путем разработки следующих технологий:
• технологии освоение скважин с откачкой рабочей жидкости с последующим извлечением газа на поверхность;
• технологических приемов управления процессом раскрытия всех систем природных трещин;
• технологии гидрорасчленения вмещающих пород;
• технологии гидрорасчленения пластов в условиях мелкоамплитудных геологических нарушений.
Всего за этот период в Донецко-Макеевском районе на 6 шахтах через 35 скважин (из них 5 переоборудованные геологоразведочные скважины) было выполнено 62 пла-стооперации по гидрорасчленению высокогазоносных (природная газоносность составляет 19-25 м3/т) и особо выбросоопасных низкопроницаемых (проницаемость угольных пластов -сотые и тысячные доли мД) угольных пластов,
а также вмещающих угольные пласты песчаников в кровле или почве пласта.
В качестве рабочей жидкости при гидрорасчленении угленосной толщи использовалась вода или вода с добавками поверхностно- и химически-активных веществ (ПАВ и ХАВ).
В качестве ПАВ и ХАВ на ряде шахт Донбасса использовались водные растворы комплексонов - нитрилотриметилфосфоновая кислот (НТФ) и отход от ее производства ИСБ-М, которые проявляют предпочтительное ком-плексообразование с катионами малого атомного радиуса (Ее, Ое и др.), пониженное ком-плексообразование с щелочноземельными металлами, способность к образованию устойчивых комплексов в кислой области pH, обладают бактерицидными свойствами и нетоксичны.
Добавка к воде водных растворов комплексонов позволяет повысить проницаемость угольных пластов за счет растворения большего числа минеральной составляющей угля, а также снизить его зольность. Воздействие водных растворов комплексонов на связующий цемент вмещающих пород также позволяет повысить их проницаемость и, тем самым, снизить их прочность. Рабочие концентрации растворов НТФ и ИСБМ для углей марок «ОС», «Ж», «Т», «А», соответственно, составляют 1,0-5,0 % и 2,0 %.
Проведенный контроль за эффективностью обработки угольного пласта в режиме гидрорыхления с использованием в качестве рабочей жидкости водных растворов комплексонов при обработке пласта 1’8 3-й панельной лавы шахты им. 9 Пятилетки ПО "Макеевуголь", позволил установить, что при обработке угольного пласта 1 % водным раствором НТФ и 2 % водным раствором ИСБ-М безопасная глубина выемки увеличена в 1,3 раза по сравнению с обработкой водой ив 1,6 раза по сравнению с необработанным углем.
Одним из решающих условий, создающих выбросоопасную ситуацию, является задержка отжима, приводящая к увеличению горизонтальных компонент напряжений и приближению максимума опорного давления к поверхности забоя. Анализ результатов шахтного эксперимента свидетельствует об увеличении отжима при обработке пласта растворами НТФ и ИСБ-М по сравнению с водой.
В зависимости от конкретных горногеологических условий темпы закачки рабочей жидкости (вода с добавками ПАВ и ХАВ, загус-
тители) составляли 30^75-10"3м3/с при давлениях на входе в пласт 12^40 МПа.
Максимальный объем закачки жидкости в рабочие пласты составили 9570 м3. Из-за низкой проницаемости и приемистости пластов и стремления добиться максимальной площади обработки из одной скважины удельные расходы рабочей жидкости на 1 м мощности целевого пласта составили в среднем 4050 м3/м, максимальный - 5315 м3/м (табл. 2).
Важнейшим фактором, характеризующим эффективность процесса гидрорасчленения, является величина коэффициента приемистости, К„, м3/с-МПа.
к -102 =-^~,
п р
заб
где Рза6 = Ру + Рст - АР; Ру - давление на устье скважины, МПа; Рст - давление гидростатического столба жидкости, МПа; АР - потери давления в скважине, МПа; Рза6 - давление на забое скважины, МПа.
Достигнутые при применяемой технологии средние значения К„-102 составляют 0,2-0,4 м3/с-МПа против начальных 0,01-0,025
м3/с-МПа, т.е. увеличены в 20 и более раз.
Управление процессом гидрорасчленения с целью увеличения степени равномерности раскрытия всех систем трещин достигалось за счет проведения гидрорасчленения в несколько циклов с закачкой в нечетные циклы рабочей жидкости, а в четные - растворов повышенной вязкости (водные растворы крахмала, каустической соды карбоксилметилцеллюлозы КМЦ), а также за счет разработанных технологических приемов и режимов закачки.
Закачка высоковязких жидкостей позволяет временно "перекрывать" раскрытые в предыдущем цикле трещины и при подаче в следующем цикле маловязких жидкостей вследствие более низких потерь давления способствует раскрытию другой системы пластовых трещин.
Закачка вязких жидкостей может производиться как непрерывно чередующимися циклами (шахта им. 9 Пятилетки, скв. №3; им. А.А. Скочинского, скв. №3), так и путем освоения скважин после каждого нечетного цикла, а затем заполнения раскрытых трещин вязкими жидкостями и проведением последующего нечетного цикла с увеличением темпов и объемов закачки от цикла к циклу (шахта им. 9 Пятилетки, скв. №2).
Эффективность циклического гидрорасчленения оценивалась по коэффициенту прие-
мистости, который при правильно выбранных параметрах возрастает в каждом новом цикле.
Для установления границ распространения рабочей жидкости разработаны и опробованы индикаторные добавки к рабочей жидкости (калий йодистый, белофор КБ).
Экспериментально также установлено, что темпы нагнетания определяют максимально возможные размеры обработанных площадей, а наиболее рациональными темпами (по условиям давления на забое скважины и гидравлических потерь в скважине, а также по условиям прочности обсадной колонны) для условий Донецкого бассейна на глубинах 600-1000 м являются темпы 50-60 л/с, обеспечивающие достижение эффективного радиуса 110-120 м.
Освоение и эксплуатация скважин начиналась после производства гидрорасчленения с различной длительностью во времени. Освоение скважин заключалось в откачке воды и газа различными средствами (эрлифт, погружной электронасос, станок-качалка, пневмооттеснение).
Анализ результатов работы различных средств по освоению скважин показал, что наиболее рациональными способами являются откачка жидкости эрлифтом (сразу после гидрорасчленения при высоких дебитах воды) и станками-качалками. Пневмооттеснение при низких темпах закачки воздуха неэффективно.
Анализ показывает, что при откачке рабочей жидкости станком-качалкой средний ее дебит составляет 0,7-17,1 м3/сут в зависимости от продолжительности освоения. Дебит по воде характеризовался высоким значением в начальный короткий период (до 60 м3/сут), быстрым падением и стабильностью в остальной период (0,5-2,0 м3/сут).
Дебиты скважин по газу на шахтах Донецкого бассейна характеризуются значительными кратковременными начальными значениями (до 1500-2500 м3/сут) и стабильными значениями порядка 350-500 м3/сут в течение 2-3 лет. Из прекративших функционирование скважин гидрорасчленения до их подработки максимальный объем газа извлечен из скв. №3 на поле шахты им. А.А. Скочинского - 342 тыс. м3 (глубина 1054,6 м) и скв. №10 на шахте им. 9 Пятилетки - 801,6 тыс. м3 (глубина 932
м), при среднегодовом объеме - 150-260 тыс. м3% скв. №1т на поле шахты им. М.И. Калинина - 1110 тыс. м3 (глубина 620 м), скв. 2 шахта № 10-бис - 1382 тыс. м3 (глубина 277 м) с концентрацией метана 95-99% (табл. 3).
Показано, что независимо от положения скважин по отношению к вентиляционному штреку после их подработки дополнительно извлекается от 150 до 500-600 тыс. м3 газовой смеси с концентрацией метана 66-97% за срок от 3 до 18 месяцев из выработанного пространства и подработанных сближенных угольных пластов. При вакуумировании дебит скважин увеличивается в 1,5-1,8 раз.
За время проведенных испытаний разработаны новые технологические приемы по преодолению аномально высоких напряжений в начальный период процесса, предложена и реализована технология тампонажа и цементирования трещиноватых неустойчивых пород кровли и гидропроводных нарушений.
Разработана технология гидрорасчленения монолитных вмещающих пород.
Гидрорасчленение монолитного песчаника мощностью 6 м, залегающего в основной кровле пласта И’6, выполнено впервые через скв. №1 шахты им. А.А. Скочинского, а затем через скв. №3 на той же шахте. Общий объем закачки в одну скважину составляет 950-1000 м3, средний темп закачки - 0,03 м3/с, максимальное давление - 34,2 МПа.
Шахтными экспериментами установлено, что при закачке 1000 м3 воды в песчаники основной кровли (скв. №3 ш. Им. А.А. Скочинского) эффективный радиус влияния скважины составил 70-80 м, при этом прочность песчаника снизилась на 25-29 %. Изменение физикомеханических свойств пород основной кровли, увеличение их влажности привело к уменьшению шага обрушения песчаников на 47-52 % и перемещению максимума опорного давления до 1,5 м в глубь массива, что привело к разгрузке углепородного массива и, как следствие, повышению съема газа из скважин №1 и №3 на 25-30 %.
Одной из отличительных особенностей залегания выбросоопасных пластов является приуроченность выбросоопасных зон к местам геологических нарушений, связанных с
выработанными пространствами гидравлически. Вследствие этого гидрорасчленение выбросоопасных пластов обычно осложняется гидросбойками с геологическими нарушениями, что приводит к падению давления закачиваемой жидкости практически до нуля и, следовательно, к сокращению объемов закачки и уменьшению равномерности обработки. Поэтому использование гидрорасчленения как регионального противовыбросного мероприятия требует разработки технологических приемов, обеспечивающих выполнение проектных объемов закачки.
При гидрорасчленении нарушенных угольных пластов в Донецком бассейне были исследованы различные схемы тампонажных работ.
На шахте «Коммунист» закачивали полимер и глинисто-цементную смесь. Наиболее экономичной схемой тампонажа оказалась схема, опробованная впервые на скв. №1 шахты им. А.А. Скочинского при нейтрализации нарушения высокой гидропроводности. В качестве тампонажного материала использовались древесные опилки и водно-щелочные растворы крахмала вязкостью 0,75-0,8 Пас, при этом давление на устье скважины выросло с 5 до 20 МПа, что позволило успешно завершить процесс гидрорасчленения с показателями, близкими к проектным. В дальнейшем было установлено, что опилки в пласте обладают достаточно высокой проницаемостью и обеспечивают возможность извлечения газа через скважину, что подтверждено результатами освоения и эксплуатации скважин на поле шахты им. А.А. Скочинского, так и на шахте им. 9 Пятилетки (скв. №6), где достижение проектных параметров процесса и последующий опыт эксплуатации скважины позволяет считать, что поставленная задача решена успешно, так как, во-первых, из скважины до ее подработки очистными работами было извлечено 172,6 тыс. м3 метана и дополнительно после подработки -около 220 тыс. м3. Для целей тампонажа рекомендуется производить закачку опилок порциями смеси по 500-600 кг с концентрацией 4-8 г/л при темпе нагнетания 10-14 л/с.
За этот период было отработано 3324 тыс. т запасов (760 м подвигания очистных забоев), из которых 20% отработано без применения локальных противовыбросных мероприятий.
В зонах гидрорасчленения безопасная глубина выемки увеличена на 30-50%, газообиль-ность горных выработок снижена на 40-60 %, достигнуто устойчивое снижение начальной
скорости газовыделения из шпуров в 1,6-1,9 раза и остаточной газоносности пласта - в 1,71,9 раза. Прочность угля снижена на 18-20%, модуль упругости - на 4-38%. Пластичность угля повышается и сохраняется после осушения и дегазации пласта.
В ходе внедрения метода на шахте им. 9 Пятилетки ПО «Макеевуголь» в 1988-1989 гг. было осуществлено гидрорасчленение особо выбросоопасных пластов через три скважины по новой технологической схеме гидродинамического воздействия - без оставления необработанных участков между зонами обработки Новизна технологии заключается в цикличности обработки пласта с варьированием темпов нагнетания в каждом цикле и знакопеременном нагружении угольного массива в конце каждого цикла. Показатели гидродинамического воздействия по новой технологии (скв. № 12, 13 и 14) и освоения скважин приведены в табл. 4. Там же для сравнения приведены аналогичные параметры по скв. № 3, обработка которой производилась по традиционной технологии.
Такой режим воздействия позволил сократить на треть объем закачки рабочей жидкости и управлять процессом раскрытия систем естественных трещин (о чем свидетельствуют зафиксированные гидравлические сбойки скважин, полученные в направлении основной системы трещин в первом цикле нагнетания и в направлении второстепенной системы трещин в третьем цикле) и увеличение приемистости пласта в 20-30 раз и коэффициента проницаемости - на три порядка.
За счет переменного нагружения угольного массива (нагнетание и сброс давления
в конце каждого цикла) в результате изменения напряженно-деформированного состояния
осуществляется реализация десорбционных процессов, что позволило при освоении скважин увеличить их средние дебиты до 700-1300 м3/сут (95-99 % метана), а максимальный съем газа - до 430 тыс. м3 из одной скважины за 317 суток эксплуатации.
В результате анализа шахтных наблюдений установлено, что при обработке по новой технологии зоны активного изменения газодинамических характеристик выбросоопасного пласта т3 (полуоси эллипса) достигают 140 м в направлении основной системы трещин и 100110 мв направлении второстепенной. При этом достигнуто взаимное наложение зон гидрорасчленения ранее обработанной скважины №3 (гидрорасчленение выполнено в 1973 г.) с двумя новыми (скв. №12 и №14). Снижение природной газоносности в среднем по зонам обработки составило 6-8 м3/т. Также установлено, что влияние гидродинамического воздействия на состояние и свойства выбросоопасного пласта сохраняется в течение длительного времени (скв. №3).
В зонах гидровоздействия этих скважин увеличены: влажность угля в 1,3-1,7 раза, зона разгрузки призабойной части пласта т3 на 2,05,0 м; снижены: максимальная скорость газовыделения в среднем в 2,5 раза; крепость угля в 1,15-1,25 раз, фактическое метановыделение их разрабатываемого пласта в 2-3 раза.
Таким образом, как показали результаты оценки эффективности испытанной технологии метода гидрорасчленения, он доказал свою работоспособность и достаточную надежность по снижению газоносности и выбросоопасности в условиях, соответствующих области его применения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Управление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах. В.В. Ржевский, Б.Ф. Братченко, А.С. Бурчаков, Н.В. Ножкин. - М.: Недра, 1984.-327 с.
Коротко об авторак ------------------------------------------------------------------------------
Анпилогов Юрий Григорьевич — кандидат технических наук,
Королева Валентина Николаевна — доцент, кандидат технических наук,
Московский государственный горный университет.
© В.Н. Одинцев, И. Ж. Бунин 2004
