CC BY
22
различна. Так, для большинства объектов существенное влияние на газоносность и содержание свободного метана имеет нарушеность угольных пластов крупноамплитудными разрывами. Но это влияние не является однозначным. Некоторые разрывы дегазируют пласты, а некоторые повышают их газоносность. Такое же неоднозначное влияние разрывов на количество свободного метана. На большинстве шахтных полей зафиксировано существенное влияние глубины залегания угольного пласта на его газоносность, в современном интервале разработки угольных месторождений с глубиной газоносность и содержание свободного метана, как правило, увеличиваются.
Поэтому, для осуществления достоверных прогнозов необходимо для каждого объекта индивидуально определять и оценивать зависимость параметров газоносности от тектонической нарушен-ности. Общими же прогностическими критериями, с помощью которых может осуществляться выделение участков для первоочередной добычи метана для условий геолого-промышленных районов Донбасса являются:
1) повышенные запасы метана в угольных пластах;
2) наличие локальной складчатости;
3) наличие литологических экранов аргиллитов и алевролитов в кровле угольных пластов;
4) наличие средне- и крупноамплитудной разрывной нару-шенности. пгш
— Коротко об авторах -
Приходченко В.Ф., Хоменко Н.В., Приходченко СЮ. - Национальный горный университет Украины, ИГТМ НАН Украины.
© А.А. Шилов, Н.И. Грибанов, А.С. Мусатов, Н.М. Стоян, 2008
А.А. Шилов, Н.И. Грибанов, А.С. Мусатов,
277
Н.М. Стоян
РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОГЕНЕРАТОРОВ НА ВЫСОКОЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ ТВЁРДОМ ТОПЛИВЕ ПРИ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
Т~Ироведен анализ экспериментальных и опытно-
И методических работ по газогидродинамическому воздействию на высокогазоносные угольные пласты с использованием пороховых газогенераторов через скважины с поверхности. Описаны результаты воздействия по материалам различных методов исследований в подземных горных выработках. Рассмотрены перспективы способов обработки пластов газогенераторами на твёрдом топливе в свете современных представлений о разработке их конструкций и составов топлив, а также о характере разрушения пород. Предложена технология работ по заблаговременной дегазации, включающая вторичное вскрытие пласта кумулятивной перфорацией, обработку призабойной зоны пласта газогенераторами и последующее гидрорасчленение.
Положительные результаты выполненных исследований, простое устройство, компактность и быстродействие газогенераторов, высокая технологичность и мобильность способов его применения, а также относительно невысокая стоимость определяют перспективы дальнейшего развития этого направления работ.
Газогенераторы - устройства однократного применения, состоящие из гирлянды пороховых (пиротехнических и др.) зарядов цилиндрической формы, системы их воспламенения и несущего каркаса. Они спускаются в скважину, в интервал пласта, на геофизическом кабеле с помощью каротажного подъёмника (рис. 1). Общая масса зарядов газогенератора может быть от нескольких единиц до ста килограмм и более.
При горении заряда в скважине, заполненной жидкостью, выполняющей роль динамического пакера, газообразные продукты горения резко повышают давление и температуру в зоне горения. В результате призабойная зона пласта (ПЗП) подвергается одновременно силовым динамическим нагрузкам, тепловому и физико-
278
химичес-кому воздействию. Основной фактор воздействия - динамические нагрузки, с которыми связано образование не смыкающихся трещин, развивающихся в результате
расклинивающего действия жидкости, задавливаемой из скважины в пласт, и проникающих вслед за ней газообразных продуктов горения. Выбирая различные типоразмеры газогенераторов, массу и форму зарядов, можно регулировать скорость на-гружения горных пород от 10 до 106 МПа/с, амплитуду давления - в пределах полного горного давления, достаточную для образования трещин, или превышать его в несколько раз. При этом продолжительность импульса давления тоже изменяется и может быть от нескольких десятков миллисекунд до нескольких секунд.
Теоретические, модельные и натурные исследования в горных выработках и скважинах, компьютерное моделирование, выполненные у нас и за рубежом, показали, что такие импульсные нагрузки создают в околоскважинном массиве пород трещины, протяжённость которых может достигать 10-15 м. Установлено, что протяжённость трещин пропорциональна длительности эффективного импульса давления, модулю Юнга породы и обратно пропорциональна проницаемости. Эффективное давление - величина давления, составляющая примерно 0,8-1,0 горного давления и более, достаточная для образования искусственных вертикальных трещин. Повторное воздействие газогенератором увеличивает протя-
Рис. 1. Работа на скважине
279
жённость трещин в среднем в 1,3 раза. Ширина трещин обратно пропорциональна модулю Юнга и, как и протяжённость, мало зависит от коэффициента Пуассона. Количество образующихся трещин зависит от скорости нарастания импульса давления: при небольших скоростях образуются единичные трещины, а при > 104 МПа/с - многочисленные трещины, равномерно охватывающие ПЗП. Образующиеся трещины смыкаются частично, а остаточные не требуют закрепления по причине необратимых деформаций пород при высокоскоростных динамических нагрузках.
Как метод высокоэнергетического газогидродинамического воздействия на ПЗП для стимуляции нефтяных и газовых скважин газогенераторы имеют массовое применение в России и за рубежом при освоении и разработке низкопроницаемых и трудноос-ваеваемых пород-коллекторов. Об их эффективности свидетельствуют объёмы ежегодно выполняемых обработок, измеряемых в тысячах скважин.
Область применения газогенераторов практически не ограничена. Они применяются в мелких, глубоких, горизонтальных, в обсаженных и необсаженных скважинах, в комплексе с любыми существующими способами воздействия, в различных агрессивных жидкостях, при депрессии и репрессии на пласт.
Известен опыт успешного применения газогенераторов на рудных месторождениях при добыче редких металлов и серы методом подземного выщелачивания (Западная Украина), в скважинах при добыче угольного метана (США, Австралия).
В истории угольной отрасли б. СССР и России есть два случая применения газогенераторов с целью дегазации высокогазоносных угольных пластов. К ним относятся экспериментальные работы на двух скважинах поля шахты «Коммунист» в Донбассе и опытно-промышленные работы на двух скважинах поля шахты «Комсомольская» в Воркуте. Инициаторами и научными руководителями этих работ были профессора МГИ (МГГУ) Н.В. Ножкин и С.В. Сластунов. Участие в исследованиях принимали научные сотрудники МГГУ, ВНИПИвзрывгеофизики, ФГУП НТЦ «Алтай», Мак-НИИ, ВНИМИ (Украинский филиал), УГГЭ «Ухтагеофизсервис», в той или иной мере - все авторы настоящей статьи.
Надо отметить, что многие материалы этих исследований публиковались ранее [1-4]. В данной же статье много новых материалов, особенно по газодинамическим исследованиям, газовым съём-
280
кам и характеристикам различных типов газогенераторов. Рассмотрены современные представления о характере разрушения пород. Основное внимание уделено разработке комплексной технологии работ, включающей кумулятивную перфорацию для вторичного вскрытия пласта, его многократную обработку газогенераторами для создания равномерной сети трещин в ПЗП и последующее применение региональных способов воздействия.
Актуальность рассматриваемой темы связана с необходимостью совершенствования существующих и разработок новых способов повышения проницаемости и газоотдачи угольных пластов. Это обусловлено современными тенденциями развития угольной отрасли, характеризующимися ростом объёмов и производительности шахтной угледобычи, повышением требований газобезопасности горных работ и охраны окружающей среды. При этом угольный метан рассматривается не только как попутное полезное ископаемое при разработке метаноугольных месторождений, но и как ценное сырьё для самостоятельной добычи.
Экспериментальные исследования по воздействию газогенераторами на угольный пласт g2н поля шахты «Коммунист»
Перед исследованиями ставились задачи по оценке возможностей воздействия на газоносный угольный пласт пороховых газогенераторов и использования их для разработки эффективной технологии повышения проницаемости и газоотдачи угольного пласта.
Выбор объекта исследований был сделан исходя из того, что шахта разрабатывает только один пласт g2H с марочным составом угля ПА, характеризующийся как весьма опасный по выбросам (более 200 выбросов с начала существования шахты) и высокогазоносный (16-25 м3/т), газообильность при ведении очистных работ составляет 39^59 м /т. Мощность пласта изменяется от 1,1 до 1,25 м. По результатам лабораторных исследований образцов угля кол-лекторские свойства пласта следующие: сорбционный объём 7,6 % (к объёму угля), фильтрующий объём 4,2 %; общая пористость 11,9 %; проницаемость по газу 0,55-1,0 мД, по воде 0,0035-0,005 мД.
Обе скважины пробурены с поверхности и обсажены колонной диаметром 146 мм. Скв. У-3354 глубиной 353 м пробурена на 6-ю южную лаву, У-4032 глубиной 510 м - на 52-ю лаву. Ближайшие горные выработки расположены от места пересечения скважинами пластов на расстоянии 110^150 м. Вторичное вскрытие угольного пласта в первой скважине выполнено гид-
281
ропескоструйной перфорацией в интервале 316-317,1 м, во второй - кумулятивным перфоратором ПКС-80 в объёме 40 отверстий в интервале 480-481,2 м.
По газодинамическим исследованиям (снятие кривой восстановления давления, рис. 2), выполненным в скважине У-3354 после перфорации и работы скважины в режиме самоистечения 15 суток, коэффициент газопроводимости составил 0,44-10-4 м3/МПа-с, коэффициент газопроницаемости 0,38 мД. По гидродинамическим испытаниям, в процессе которых в пласт в режиме фильтрации (рабочее давление 15-11 МПа, темп нагнетания 10-15-10-3 м3/с) было закачано 20 м3 воды, коэффициент приёмистости составил 0,12-10-4 м3/МПа-с; при этом выделение газа из скважины прекратилось (оно возобновилось только после третьей операции с газогенератором). На скважине У-4032 газогидродинамических исследований до обработок газогенераторами не производилось.
Исходными параметрами для определения газодинамических свойств пласта являлись: Q - дебит скважины до остановки, 8,6 м3/сут (0,99^ 10-4 м3/с); х - коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях, принят равным 1; Рб = 1,095 -10"1 МПа и Тст =293К - стандартные барометрическое давление и температура газа, при которых измеряется объёмный расход газа; Тпл - пластовая температура, 291 К; Рс - давление на забое скважины, МПа; в - тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс, 0,009 МПа2 (см. рис. 2); к -коэффициент газопроницаемости пласта, мД; к - мощность пласта, 1,25 м; коэффициент динамической вязкости газа в пластовых
условиях, 0,01110-9 МПа-с (0,011 спз).
282
О 1 2 3 4 5 Igt
Рис. 2. Обработка кривой нарастания давления (скв. У-3354)
Расчёт сделан по формулам: kh = 2,3QzP6Tm = 2,3 • 0,99-10-4 • 1,095 • 10-1 • 291 = 0 000044{ М Л 2nßTcm 6,28 • 0,009 • 293 '
v МПа • с j
к = 4.4-10- ■„ = 4.4.1^'.0.01М^' = 0810-„( = И 1,25
Газогидродинамическая обработка пластов с использованием газогенераторов. На скв. У-3354 выполнено 12 операций с различными типами газогенераторов, в процессе чего испытыва-лись те или иные технологические решения. Работа газогенераторов контролировалась путём регистрации изменения давления во времени с помощью тензодатчика ПДМТ, установленного в кабельной головке, расположенной в 10 м выше газогенератора, и комплекта аппаратуры на поверхности. а также термокаротажа. Эффективность воздействия оценивалась путём газо- и гидродинамических исследований, для чего устье скважины оборудовалось фонтанной арматурой А-700, устанавливались манометр, объёмный газовый счётчик РГ-40 и устройство для отбора проб газа.
Следует подчеркнуть, что гидродинамические испытания до начала обработок газогенераторами и повторение их после нескольких операций с газогненераторами, а также долив скважины водой после каждой операции, приводили к увлажнению пласта и
283
частичному раскрытию природных трещин. Это повышало эффективность воздействия газообразных продуктов горения, так как расклинивающие возможности жидкости в процессе трещинообра-зования намного выше, чем газов.
Для контроля образовавшейся сети трещин в угольном пласте в скважинную жидкость добавлялись индикаторы: трёххлористое железо, роданистый калий.
С целью увеличения амплитуды и продолжительности воздействия импульсных нагрузок на пласт в условиях низкого гидростатического давления, при производстве ряда операций использовалась схема обработки с установкой на устье скважины моста путём засыпки в скважину порядка 500 кг технической соли №С1, до образования на устье скважины нерастворимой соляной массы. Таким образом, усиливалась пакерующая способность скважинной жидкости при срабатывании газогенератора.
На первом этапе обработки пласта применялись газогенераторы ПГД.БК-100 (8 операций с различной массой порохового заряда), характеризующиеся относительно низкой скоростью нарастания и большой длительностью создаваемого импульса давления. При изменении массы заряда газогенератора от 10,5 до 52,5 кг максимальные давления, создаваемые в зоне обработки при сгорании заряда, составили от 10,6 до 19,8 МПа. После каждого последующего воздействия наблюдался постепенный рост коэффициента приёмистости (до 1,7-10-4 м3/МПа-с) и дебита метана (до 0,61 м3/мин.).
На втором этапе, когда работы на скважине возобновились через 11 месяцев, применялись специально разработанные для мелких скважин быстросгорающие, за счёт большой поверхности горения зарядов (толщина горящего свода 1,9 мм), газогенераторы ПГД.БК-«Рулон», в т. ч. в комбинации с медленносгорающими зарядами ПГД.БК-100. При применении только генератора ПГД.БК-«Рулон» ( масса заряда 7 кг ) получено давление 26,7 МПа, а в комбинации с зарядом ПГД.БК-100 массой 21 кг - 27,1 МПа. Рост дебита метана на этом этапе обработок прекратился, что можно объяснить значительным увлажнением пласта и блокированием метана в результате нагнетания воды при гидродинамических исследованиях на первом этапе, а также их продолжением на втором этапе.
284
Р, МПа
25
Ртах = 27,1 МПа
20
15
10
5
0
1
2
3
4
5
б
7
8 с
Рис. 3. Динамика изменения давления в скважине при обработке пласта газогенераторами
При этом коэффициент приёмистости по воде на этом этапе был увеличен до 13,7-10-4 м3/МПа-с.
Пример зарегистрированных в скважине изменений давления во времени при 2-й операции (газогенератор ПГД.БК-100 с массой заряда 10,5 кг, установлен соляной мост) и 10-й операции (газогенератор с комбинированным зарядом, без установки моста) показан на рис. 3.
В результате всех циклов воздействий коэффициент газопроводимости пласта увеличен до 38,0-10-4 м3/МПа-с, газопроницаемости - до 33,4 мД, дебит скважины - до 50,83-10-4 м3/-с. Т. е. все параметры увеличены почти на 2 порядка. Средний дебит метана за 58 дней эксплуатации скважины, до её подработки, составил 0,16 м3/мин., т. е. в 26 раз больше, чем до обработки. За этот период в режиме самоистечения каптировано 13,6 тыс. м3 метана.
Об эффективности проведенной обработки можно судить, сравнивая полученные результаты с результатами пневмогидро-воздействия на этот же пласт g2н, выполненного на одной из скважин этого же шахтного поля [5]. После пневмогидровоздействия, в процессе которого в пласт сперва закачано порядка 100 м3 воды, а затем около 400 тыс. м3 воздуха, коэффициент газопроводимости был увеличен с (0,2-0,3) -10-4 до 12,5-10-4 м3/МПа-с, а газопроницаемости с 0,15-0,24 до 9,7 мД. Т. е. результаты пневмогидровоздейст-вия в 3 и более раз хуже, чем газогидроимпульсного воздействия. В
285
какой-то мере это можно объяснить тем, что в скважине была выполнена кумулятивная перфорация, а не гидропескоструйная, как в скв. У-3354.
Результаты исследований в горных выработках и при очистных работах. По окончании работ с газогенераторами было выполнено сейсмопросвечивание массива с использованием бортовых ходков, пройденных по пласту. Исследования проводились с помощью цифровой измерительной системы МДГБ, возбуждение упругих колебаний осуществлялось взрывом зарядов ВВ в шпурах глубиной 1,5^1,8 м, приём сигналов - геофонами, также располагаемыми в шпурах. По результатам интерпретации амплитудно-временных и спектральных характеристик волнового поля, вокруг скважины установлены зона разупрочнения угольного пласта, имеющая форму окружности диаметром 40-45 м, за ней - кольцевая зона повышенных напряжений шириной 20 м (рис. 4).
Исключительно большой комплекс исследований за результатами воздействия выполнен в лаве по мере подвигания очистного забоя, начиная за 130 м до подхода к скважине и кончая 84 м после её подработки. Лава отрабатывалась столбами по восстанию пласта. Расстояние между линиями наблюдений в лаве составляло от 2,5-14 до 20-60 м. По линиям наблюдений в лаве было по 10 пунктов измерений, расположенных через 8-10 м по обе стороны от створа скважины. Исследования включали: определение трещиноватости, динамической прочности угля и динамики газовыделения из шпуров, отбор проб на остаточную газоносность, влажность и определение индикаторных добавок, проведение газовых съёмок.
Результаты подземных исследований трещиноватости систематизированы в табл. 1 и отражены на рис. 4. Установлено, что обе природные системы трещиноватости получили значительное развитие в плане увеличения зияния и протяжённости трещин, образовались две новые системы трещин. В первой из вновь образованных систем трещин наблюдались трещины отрыва, имеющие едва уловимые черты концентрических окружностей, вторая характеризуется большим зиянием трещин и заполнением их перемятым углём.
286
Рис. 4. Результаты многократной газогидродинамической обработки пласта §2н с использованием пороховыш газогенераторов: 1 - полость размыва пласта; 2 - зона дробления; 3 - зона многотрещинного разрушения с блокообразующей системой трещин; 4 - пересечение скважины с пластом; 5 и 6 - контуры зон разупрочнения пласта (5) и повышенных напряжений (6) по результатам сейсмо-просвечивания
Таблица 1
№ системы трещин Угол падения град. Азимут падения, град. Густота трещин, вне/в зоне, шт./м Зияние трещин, вне/в зоне, мм Длина трещин, вне/в зоне, м
1 80-84 115-120 15-20 0,1-0,4
природная 15-20 2-5 4-20
2 86 42 20 0,1-0,25
природная 20-40 до 5 18-20
3 искусственная 76 216-229 нет трещин 10-15 нет трещин 1-3 нет трещин 25
4 Единичные радиальные и нет трещин нет трещин
искусственная горизонтальные трещины 2-8 20-25
287
В ПЗП образовалась большая полость (пустотное пространство) размыва, ориентированная к максимальным перфорационным отверстиям в обсадной колонне. Радиус полости от 2 до 5,2 м, её выклинивание прослежено на расстоянии 20 м от скважины, где она имеет зияние 0,18 м. В прилегающей к полости зоне уголь на расстоянии до 8,5 м от скважины по падению и восстанию и 13 м по простиранию пласта разрушен, перемят, отваливается от забоя при лёгком прикосновении.
Особого внимания заслуживает факт создания наиболее крупными трещинами блочно-трещинной структуры ПЗП, определяющей основные размеры зоны повышенной проницаемости и газоотдачи пласта.
Флюоресцентный анализ проб угля показал наличие индикаторных добавок в пласте на расстоянии 6 м от скважины по падению и восстанию и 20 м - по простиранию пласта.
На рис. 5 представлены кривые изменения средних значений динамической прочности угля в лаве, влажности проб угля, средней и максимальной скорости газовыделения из шпуров по линиям наблюдений в зависимости от расстояния до скважины.
Средняя динамическая прочность угля в условных единицах снижена в интервале от 55 м до подработки скважины до 40-45 м после подработки. Статистическая обработка данных средней динамической прочности угля показывает, что на участке пласта в интервале 30 м до подхода к скважине и 40 м после её подработки величина динамической прочности в среднем составила 50,2 ± 12,5 условных единиц. За пределами этого интервала данный показатель составил 72,5 ± 6,8 условных единиц. Сравнение указанных значений по критерию Стьютенда показывает их значимость с доверительной вероятностью 0,95.
Влажность изменена и, в основном, увеличена в интервале от 60-55 м слева до 15 м справа. Максимальное значение отмечено в интервале 60-40 м до подхода к скважине и составило 10,3 % в точке наблюдений, расположенной на 55 метре. Сильное увлажнение пласта в этом интервале можно объяснить наличием здесь более развитой системой макротрещин, способствующих проникновению воды в поры угля. Подобные явления известны в практике гидрорасчленения, особенно при малых объёмах закачанной в пласт воды.
288
»0
10
8 6 4 2 0
-140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 Ь,м 100
-140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 Ь,м 100
Рис. 5. Изменение средних значений динамической прочности угля /ср. в лаве, влажности проб угля -»>ср, скорости газовыделения из шпуров qср. и максимальной скорости газовыделения qmax из шпуров в зависимости от расстояния до скв. У-3354
Статистическая обработка данных начальной дср и максимальной дтах скорости газовыделения из шпуров показывает, что на участке пласта в интервале 30 м до подхода к скважине и 46 м после её подработки значения указанных параметров равны: дср вне указанного интервала - 0,39±0,06 л/мин, а внутри интервала -0,12±0,03 л/мин; дтах , соответственно, 0,83 ±0,22 л/мин и 0,28±0,05 л/мин. Сравнение указанных значений по критерию Стьютенда показывает их значимость с доверительной вероятностью 0,95. Таким образом максимальное значение начальной скорости газовыделения снижено в 3 раза, а среднее значение начальной скорости газовыделения в 3,2 раза. Интересен факт совпадения пиковых значений скорости газовыделения и влажности в интервале 60-35 м до подхода
289
I, м^/мнн
5,0 -
4,5 -
4,0 -
3,5 -
3,0 -
2,5 -
2,0 -
1,5 -
1,0 -
0,5 -
-140 -120 -100 -30 -60 -40 -20 0 20 40 60 Ь,м 100
Рис. 6. Изменение абсолютной газообильности: 1 - пласта, 2 - очистного забоя, 3 - выработанного пространства, 4 - выемочного участка
к скважине. Объяснить это можно следующим образом. На этом участке пласта десорбированный в результате воздействия метан скапливался в макротрещинах и макропорах, блокировался водой и поэтому не фильтровался к скважине. Однако при разрушении угля в процессе бурения шпуров этот метан быстро выходит, увеличивая скорость газовыделения.
По результатам измерений абсолютной газообильности пласта и очистного забоя влияние газогидродинамического воздействия можно оценить радиусом 50-60 м (рис. 6). При этом газообильность лавы в интервале 40 м до и 20 м после подработки скважины снижена в среднем в 2 раза, причём это достигнуто за 2-3 месяца эксплуатации скважины. На этом же рисунке видно, что снижение газовыделения из пластов спутников, влияние которого характеризуют газообильность выемочного участка и выработанного пространства, сказывается в интервале 20-25 м до и после подработки скважины. По результатам проведенных расчётов и полученных экспериментальных данных (радиус зоны воздействия 50 м и объём извлечённого метана 13,6 тыс. м3 за период 58 суток) снижение природной газоносности пласта в зоне воздействия составило более 2 м3/т.
290
Рассмотрим причины разрушения пласта и изменений его физических и газодинамических свойств.
Как было показано, в пределах ПЗП чётко выделяется 4 зоны, отличающиеся друг от друга характером реакции пласта на гидравлическое и газогидродинамическое силовое воздействие.
1-я зона - это полость вокруг скважины радиусом 2-5,2 м, образование которой связано с процессом размыва пласта при гидропескоструйной перфорации и последующими интенсивными термобарическими нагрузками, создаваемыми газогенераторами.
2-я зона, радиусом 8,5-13 м, представленная полностью разрушенным и перемятым углём - это также результат интенсивных термобарических нагрузок, т.е. результат воздействия горячих газов, паров и жидкости, проникающих в пласт под высоким давлением.
3-я зона, это кольцеобразная полоса шириной от 7 до 30 м с многочисленными визуально наблюдаемыми трещинами, образование которых связано с расклинивающим действием жидкости и газов, проникающих в различные дефекты угля под действием высокого давления, создаваемого в скважине газообразными продуктами горения порохового заряда, а также с реакцией пласта на сброс давления после прекращения действия высокоамплитудных импульсных нагрузок.
4-я зона - это кольцеобразная полоса шириной 20-30 м, её внешний радиус составляет 45-60 м. Здесь изменение физических и газодинамических свойств угля можно объяснить различными процессами, протекающими в результате перехода горного массива из одного напряжённого-деформированного состояния в другое. При этом происходило дилатансионное разуплотнением угля, т.е. увеличение его пористости и проницаемости и, соответственно, газоотдачи.
В нашем случае, в свете современных представлений о характере разрушения пород, дилатансионное разуплотнение угля происходит в результате следующих процессов.
1. Как реакция существовавшего поля напряжений на образование полости и зоны трещинного разрушения. По [6-8] подобные процессы в пласте в окрестностях горных выработок приводят к формированию зоны разгрузки шириной от 0 до 55 м и зоны изменения опорного давления шириной до 250 м.
291
2. Как следствие адсорбции воды на поверхности пор и других дефектов угля при нагнетании её в пласт с целью его увлажнения и выполнения гидродинамических исследований. В результате происходит снижение его свободной поверхностной энергии и возникает расклинивающее давление [9, 10].
3. Как следствие взаимодействия упругих волн сжатия, проходящих по пласту в результате импульсных нагрузок, создаваемых газогенераторами, с локальными полями напряжений структурных дефектов угля [6, 7, 11].
Уголь в большей мере, чем любая порода, насыщен широким спектром дефектов от атомарного до макроуровня; например, среднее расстояние между микро- и макротрещинами ненарушенных углей составляет 1,6 мм, зияние в среднем менее 0,01 мм. При прохождении упругой волны происходит деформация дефектов в виде изменения их формы и размеров, образуются новые дефекты. Это приводит к разупрочнению угля, увеличению его проницаемости и газоотдачи, переходу из одного упруго-напряжённого состояния в другое. По [12] в определённых условиях этот процесс сопровождается быстрым выделением большого количества метана, преобладающая часть которого находилась в межмолекулярном пространстве и высокодисперсных компонентах угля в виде твёрдого углегазового раствора. К сказанному следует добавить гипотезу о том, что процесс трещинообразования, сопровождающийся выделением высокой температуры и резким падением давления, благоприятен для практически мгновенного высвобождения метана из газогидрата (клатратного соединения метана с водой), обладающего более низкой энергетической связью молекул метана и воды, чем с углём [13]. Это, в свою очередь, будет способствовать росту трещин и ещё большему разуплотнению метаноносного угольного массива.
Расчёты, выполненные нами для оценки условий разрушения угля взрывным импульсом, показывают следующее:
- на расстоянии 50 м от скважины (места возбуждения импульса) величина импульса давления аг, создаваемая взрывом, составит
292
где Р - амплитуда импульса давления, принятая по результатам измерений равной 400 атм; гс - радиус скважины; г - расстояние от скважины.
На расстоянии 25 м сг будет равна 0,0064 атм;
- по [6] рост дефектов будет происходить при условии
Т 2,ч, 2 пуЕ 2 3,14• (6-10-3)• (40-10)
\с2^ )Ж = от >——, откуда о2 >----^--,
0 с (1100-102) • 2
о > 0,006 • атм ,
где т - продолжительность импульса, принятая равной 2 с; у - поверхностная энергия, 6 Дж/м2 (6 10-3 кГ/см), Е - модуль Юнга угля, 40 МПа, с - скорость звука в угле, 1100 м/с.
Получены вполне сопоставимые величины, позволяющие говорить о возможности дилатансии на расстоянии до 25 м от скважины в результате однократной обработки пласта газогенератором.
Есть основание предполагать, что затухание импульса давления, создаваемого газогенератором, в отличии от взрывного, будет значительно меньше. Это связано с его следующими особенностями: он не характеризуется ударным воздействием и длительность его положительной фазы на 2-3 порядка выше; весь энергетический спектр заключён в интервале 10-350 гЦ [14] и такие низкочастотные упругие колебания распространяются на большие расстояния, в то время как основной энергетический спектр взрывного импульса заключён в интервале 10-15 кГц и энергия его низкочастотной составляющей (сейсмической волны) составляет доли процента всей энергии взрыва; масса применяемого порохового заряда в обсаженной скважине на порядок больше массы бризантного взрывчатого вещества (ВВ), при том, что потенциальный запас энергии и объём газообразных продуктов на единицу массы бризантного ВВ и порохового заряда примерно одинаков, около 4-5 МДж/кг и 900 л/кг.
4. Как следствие переходных процессов в системе поверхность угля-адсорбированный флюид, возникающих за счёт поглощения энергии упругих волн сжатия частицами хемосорбированного флюида при импульсных низкочастотных нагрузках на пласт, создаваемых газогенератором [10, 15]. При поглощении энергии упругой волны сжатия частицы флюида на поверхности минералов переходят в возбуждённое состояние, происходит их перемещение с
293
последующим индуцированным излучением энергии, сопровождающимся дилатансией породы. Предполагается, что при таком механизме разрушения породы возникает очень большая концентрация энергии и дилатансия может происходить на больших расстояниях и глубинах от источников воздействия.
С процессами, описанными в пп. 3 и 4, следует увязать факт существования гидродинамических волн давления, возникающих при импульсных нагрузках и распространяющихся в поровых каналах и трещинах. Затухание импульсов давления в жидкости значительно ниже, чем в породе, поэтому они распространяются в пласте на большие расстояния, и способны увеличивать проницаемость пород на удалении от десятков до сотен метров от скважины
[14, 16].
На скв. У-4032 было последовательно выполнено три операции с газогенератором ПГДБК-100, с нарастающей массой заряда при каждой последующей операции от 21 до 31,5 кг. Максимальные давления в интервале обработки при горении зарядов составили от 14,6 до 18,9 МПа. По результатам дебитометрии и нагнетания воды в пласт в режиме гидрорасчленения, в объёме 15 м3, определены дебит скважины и коэффициент приёмистости пласта после первой и последней операций. В конечном итоге дебит скважины составил 0,08-0,10 м3/мин, коэффициент приёмистости 0,43-10-4 м3/МПа • с. Каких-либо исследований в горных выработках при отработке 52-й лавы, вскрывшей скважину, не производилось.
Разработка комплексной технологии воздействия на газоносный угольный пласт
Положительные результаты работ на скважинах У-3354 и У-4032 позволили включить способ газогидродинамического воздействия с использованием пороховых газогенераторов в состав опытно-методических работ, выполнявшихся с целью разработки технологии добычи угольного метана на шахтных полях Воркутского месторождения. В состав работ входило бурение на поле шахты Комсомольская специальных скважин для заблаговременной дегазации, их обработка газогенераторами и последующее гидрорасчленение угольного пласта. При этом на первом этапе обработки ставилась задача создания начальной равномерной сети трещин в ПЗП с целью повышения эффективности применения последующего базового способа воздействия - гидрорасчленения.
294
Работы с газогенераторами выполнены в двух вертикальных скважинах (ПК- 4447 и ПК-4419), расположенных на удалении около 500 м от ближайших подземных горных выработок и 200 м друг от друга. Конструкция скважин: диаметр бурения 132 мм, глубина забоя 1173 м, обсадная колонна 108х8 мм, затрубное пространство зацементировано до устья. В каждой скважине обработано по два угольных пласта: верхний пласт П14+13+12 мощностью 2,5 м и нижний пласт п11 мощностью 1,5 м, глубина залегания - в пределах 1017-1035 м, мощность междупластья 13-14 м. Угольные пласты представлены углём марки Ж, их общая пористость 2^9 %, эффективная - примерно 3 %, влажность 2,5%, водопроницаемость в пределах 0,1-0,001 мД, плотность 1,36 г/см3, природная газоносность 17,1^34,5 м3/т.
Подготовка скважин включала промывку и опрессовку. При проведении перфорации и работ с газогенераторами скважины заполнялись водой до устья.
Прежде всего, в состав разрабатываемой технологии воздействия на угольный пласт была включена кумулятивная перфорация, взамен традиционной гидропескоструйной, выполняемой при гидрорасчленении. Это сделано как на основании анализа результатов вышеописанных экспериментальных работ и опыта работ на нефтегазовых месторождениях, так и исходя из технико-экономических соображений. Преимущество кумулятивной перфорации заключается в её мобильности, быстроте исполнения, меньшей стоимости и экологической чистоте. Тем более, производя многотрещинный разрыв пласта газогенераторами, устраняются и свойственные кумулятивной перфорации недостатки:
- устраняются скин-эффекты, возникающие при бурении и связанные с глинистой коркой, зонами кольматации и проникновения фильтрата, а также скин-эффекты, возникающие при проведении перфорации и связанные с несовершенством вскрытия (малые длины пробиваемых каналов и диаметры их отверстий);
- разрушаются шламовые корки на внутренней поверхности перфорационных каналов, разрушаются отложения твёрдых частиц породы, закупоривающих канал, разрушаются зоны уплотнения пород с ухудшенной проницаемостью, расположенные за зонами дробления пород и так же, как и они, окаймляющие перфорационные каналы.
295
Сравнительный анализ результатов вскрытия угольных пластов различными видами перфорации и обработок их газогенераторами приведен в табл. 2. Здесь, даже при очень неравных параметрах вскрытия и количествах операций с газогенераторами, видна принципиальная возможность замены гидропескоструйной перфорации на кумулятивную.
О качестве гидропескоструйной перфорации можно судить по фрагменту обсадной трубы, извлечённой из скважины У-3354 (рис. 7). При этом рисунок наглядно свидетельствует о том, что после многократных силовых импульсных нагрузок на колонну, создаваемых газообразными продуктами горения, она мало деформирована и сохранила целостность.
Вскрытие пластов производилось кумулятивными перфораторами типа ПР-54, плотностью 30 отв/м. Выбор типа перфоратора обусловлен небольшим диаметром обсадной колонны и тем, что могла предложить геофизическая организация, выполняющая эти работы. При расчёте плотности перфорационных отверстий исходили из условия, что для нормального процесса импульсных силовых воздействий необходимо иметь такое число перфорационных отверстий, чтобы их суммарная площадь сечений была не менее площади внутреннего сечения обсадной колонны.
Методика работ с газогенераторами, основанная на опыте работ в скважинах У-3354 и У-4032, включала многократную обработку пластов малогабаритными пороховыми газогенераторами ПГДБК-100/50, с увеличением массы заряда при каждой последующей операции. Критерием для выбора величины порохового заряда газогенератора являлось создание в скважине давления, превышающего горное давление примерно в 1,5 раза. Его величина определялась с помощью графиков и формул, приводимых в соответствующих инст-рукциях, а также с помощью компьютерного моделирования. Количество операций определялось тем, что, как показал опыт работ на упомянутых выше скважинах, каждая последующая операция увеличивает приёмистость и дебит в среднем на 30-50 %.
296
Таблица 2
Вид работ, параметр Скв. № 3354 Скв. № 4032
Вид перфорации, суммарная площадь отверстий ГПП, 250 см2 (фактическая) Кумулятивная, 36 см2 (расчётная)
Интервал перфорации, м 316 - 317,1 480 - 481,2 40 отверстий,
Марка угля; общая пористость, %; газопроницае-мость/водопроницае-мость угольных образцов пласта §2И, мД ПА; Кп=11,9; Кпр=0,55-1,00/ 0,0035-0,0050
Газоносность, м3/т 16-25
Количество операций с газо-генератором ПГД.БК 12; Рмах=10,6-27,1 МПа 3; Рмах=10,6-27,1 МПа
Коэффициент приёмистости при закачке воды, л/МПас: после пер-форации/после обработки ПГД.БК 0,012 / 1,370 < 0,006 / 0,043
Газопроницаемость по КВД после перфорации/после ПГД.БК, мД 0,38 / 33,4 -
Дебит метана, м3/мин: после перфо- рации/после обработки ПГД.БК 0,006 / 0,160 0,002 / 0,100
ы
чо
—I
0146 | 2
Рис. 7. Фрагмент обсадной колонны по фотографии
На скважине ПК-4419 последовательно выполнены 3 операции, при этом масса порохового заряда при 1-й операции равнялась 8,5 кг, 2-й - 12 кг, 3-ей - 17 кг. Максимальные давления составили 43,0 МПа, 46,0 МПа и 41,1 МПа соответственно. На скважине ПК-4447 также выполнены 3 операции, масса зарядов во всех случаях равнялась 17 кг. Максимальные давления составили 41,2 МПа, 41,2 МПа и 41,0 МПа соответственно. Затраты времени, необходимого для проведения первой операции, включая геофизическое сопровождение (привязку), составляли 4-5 часов, каждой последующей - 1,5-2 часа. Эффективность воздействия оценивалась по результатам гидродинамических испытаний путём снятия индикаторных диаграмм (пробных нагнетаний) и кривых падения давления. Установлено, что гидропроводность угольных пластов по скважине ПК-4447 составила 19,5 Дсм/спз, водопроницаемость 48-685 мД. Дебит газовой смеси по результатам кратковременных измерений газовым счётчиком РГ-40 составил 0.08 м3, концентрация метана 25 %. Аналогичные параметры по скв. ПК-4419 были в 1,5-2 раза выше.
В результате, кумулятивная перфорация и последующее многократное воздействие позволили значительно улучшить фильтрационные свойства ПЗП и создать благоприятные условия для последующего гидрорасчленения. Это сказалось на снижении давления нагнетания воды, особенно на начальной стадии гидрорасчленения, до выхода на нормальный режим, а также на сокращении времени работ по гидрорасчленению.
Отверстня в колонне после гщфопескоструйнон перфорации
298
На следующем, основном этапе работ - гидрорасчленении, в скважину закачали около 5 тыс. м3 воды. При давлении нагнетания до 19,5 МПа темп нагнетания составлял 2,0-5,9 л/с, при темпе нагнетания 7,4-12,8 л/с давление поднималось до 20-24 МПа. По расчётам это обеспечило увлажнение пластов в радиусе 100^120 м. В настоящее время происходит выдержка рабочей жидкости в угольных пластах для полного замещения метана в сорбционном объёме. Дальнейшие работы могут развиваться по двум вариантам: извлечение воды и газа из скважин до их подработки, либо отработку увлажнённого пласта, в котором метан находится в заблокированном состоянии. Возможно продолжение исследований, в т.ч. в подземных горных выработках.
Выводы и рекомендации по совершенствованию технологий с использованием газогенераторов
1. Способ многократного газогидродинамического воздействия на высокогазоносный угольный пласт с использованием пороховых газогенераторов позволяет существенно изменить его фильтрационные, физико-механические и газодинамические свойства в радиусе до 40-50 м. Наряду со значительным расширением природных систем трещиноватости происходит образование новых систем трещин. В результате создаётся единая гидравлическая сеть не-смыкающихся трещин, увеличивающая газопроницаемость пласта на 2-3 порядка, что существенно повышает его газоотдачу, дебит скважин увеличивается в 20-30 раз.
2. Разработаны основы комплексной технологи вскрытия и обработки неразгруженного угольного пласта, включающей кумулятивную перфорацию, многократное применение газогенераторов и последующее гидрорасчленение. Создание с помощью газогенераторов трещин, равномерно охватывающих ПЗП, можно также рекомендовать при применении других региональных способов воздействия на пласт, применяемых при заблаговременной дегазации, например тепло- или пневмовоздействия.
3. При обработке пласта газогенераторами возможна замена традиционной дорогостоящей гидропескоструйной перфорации на кумулятивную. При этом применявшиеся для вторичного вскрытия пласта перфораторы ПКС-80 и ПР-54 характеризуются небольшой пробивной способностью, которая у современных типов перфораторов больше в 2-5 раз. Последние могут пробивать каналы глубиной 1-1,5 м и диаметром 18-27 мм. Т.е. потенциальные возможно-
299
сти кумулятивной перфорации при вторичном вскрытии угольных пластов велики и их необходимо использовать.
4. Установлено, что эффективность обработок газогенераторами зависит от формы создаваемых ими амплитудно-временных нагрузок на угольный пласт. Максимальное изменение гидропровод-ности и газопроницеамости пласта достигается при применении газогенераторов, обеспечивающих быструю скорость нарастания и длительность импульса давления. В этом плане газогенератор, состоящий из комбинации 2-х типов зарядов, имеющих толщину горящего свода соответственно 1,9 и 38 мм и создающих скорость нарастания давления до 100 МПа/с, был более результативным.
5. Выпускаемые в настоящее время газогенераторы предназначены для интенсификации притока глубоких нефтегазовых скважин и мало пригодны для обработки угольных пластов, залегающих на относительно небольших глубинах. Для угольных пластов, обладающих коллекторскими свойствами на 3 и более порядков меньше, чем нефтяные и газовые, требуются газогенераторы, позволяющие одновременно создавать крутой фронт нарастания (> 104 МПа/с) и большую длительность импульса давления. Это, как показывают отечественные и зарубежные исследования, необходимо для многотрещинного разрыва пласта и создания протяжённых трещин. Разработки таких газогенераторов и технологий с их применением будут более эффективны.
Следует особо подчеркнуть, что последние конструкторские разработки газогенераторов связаны с созданием нового поколения зарядов, относящихся к классу окислителей или горючих, а не классу взрывчатых веществ, как пороха. Их энергетические и баллистические характеристики не уступают пороховым зарядам, зато по условиям обращения с ними существенно снижаются затраты на все виды работ.
6. Газогенераторы рекомендуется применять для обработки высокогазоносных неразгруженних пластов и разгруженных массивов, имеющих низкую газопроницаемость и газоотдачу, как самостоятельный способ, так и в комплексе с другими способами воздействия. В первом случае расстояние между скважинами должно быть порядка 70-80 м, а во втором - определяться максимальными возможностями регионального способа.
7. Наиболее эффективно применение газогенераторов для обработки наиболее хрупких углей, петрографический состав кото-
300
рых характеризуется большим содержанием витринита, как, например, угли Кольчугинской серии в Кузбассе.
8. Предлагается следующий технологический процесс обработки пласта газогенераторами:
- вторичное вскрытие пласта кумулятивным перфоратором, образующим каналы большого диаметра;
- увлажнение пласта перед каждой операцией с газогенератором путём закачки в пласт 3-10 м3 жидкости;
- скважинная сейсморазведка, и газо- и гидродинамические исследования до и после выполнения работ с газогенераторами;
- 3-4 операции с газогенератором, возможно с пакеровкой;
- промывка скважины и осушение пласта;
9. Пути совершенствования технологии:
- применять газогенераторы, обеспечивающие высокую скорость нарастания и длительный импульс давления, циклическое воздействие, а также газогенераторы с зарядами, не относящимися к классу взрывчатых веществ, или работающие на сжатом инертном газе;
- разрабатывать технологии с применением пакеров и созданием репрессии инертными газами.
10. Примерная стоимость обработки 1 скважины на этапе опытно-промышленных испытаний технологии составит от 0,5 до 1,3 млн. руб., включая затраты на:
- приобретение прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВР): 2 перфоратора - 20 тыс. руб., из расчёта, что вскрывается пласт мощностью 2 м и плотность перфорации 30 отв./м; 3 газогенератора - 100 тыс. руб.; пакер - 50 тыс. руб.: 10 скв. = 5 тыс. руб. Всего 175 тыс. руб.
- доставка ПВР: 350 тыс. руб.: 10 скв. = 35 тыс. руб.;
- работа геофизической партии по выполнению ПВР, включая регистрацию давления во времени: 280 тыс. руб. (2 выезда по 140 тыс. руб.;
- скважинная сейсморазведка : 300 тыс. руб.
- работа буровой бригады (обслуживание скважины, газо- и гидродинамические исследования, закачка жидкости, осушение скважины): 360 тыс. руб.
- организация и руководство работами: 150 тыс. руб. стоимость пакера и доставка ПВР сделаны из расчёта обработки 10 скважин;
301
"сейсморазведка необходима для определения радиуса воздействия и равномерности изменения свойств пласта, выполняется на 2-3 скважинах.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Карпов В.М.,Филоненко С.Я., Стоян Н.М. Воздействие на угольный пласт пороховыми генераторами ПГД.БК. В сб. Региональные способы активного воздействия на газовыбросоопасную угленосную толщу. М., МГИ, 1986, с. 48-50.
2. Филоненко С.Я., Стоян Н.М. Влияние сжигания пороховых зарядов на трещиноватость угольного пласта. В сб. научных трудов «Способы и средства создания безопасных и здоровых условий труда в угольных шахтах». Макевка, МакНИИ, 1998, с. 42-46.
3. Сластунов С.В., Шилов А.А., Грибанов Н.И. Дегазация угольных пластов пороховыми генераторами давления. Журн.: Горная промышленность, 2004, № 2, с.12-18.
4. Сластунов С.В., Шилов А.А., Грибанов Н.И. Многотрещинный разрыв призабойной зоны пласта высокоэнергетическими носителями. ГИАБ, - М.: Изд. МГГУ, 2005, № 5, с.19-24.
5. Буханцов А.И., Порубай В.В., Филоненко С.Я. Газодинамические исследования в скважинах пневмогидровоздействия. В сб. научных трудов «Способы и средства создания безопасных и здоровых условий труда в угольных шахтах». Макеевка, МакНИИ, 1998, с. 39-42.
6. Дулепов Ю.А., Дзюбенко А.И., Максименко А.Ф. и др. Экспериментальные исследования волн давления, возникающих в горизонтальном пласте при мощном подземном взрыве. ЭИ ВНИИОЭНГ. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, вып. 1, 1991, с. 16-21.
7. Зорин А.Н., Халимендик Ю.М., Колесников В.Г. Механика разрушения горного массива и использование его энергии при добыче полезных ископаемых. -М.: Недра, 2001.
8. Фейт Г.Н., Малинникова О.Н. Механохимические процессы метанообра-зования в угольных пластах в условиях высоких напряжений. Изд. МГГУ, 2006, Тематическое приложение МЕТАН, с. 137-144.
9. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М.: Изд. МГГУ, 2002, - с. 383.
10. Замахаев В.С. Дилатансия пород в разрезах скважин. В НТВ «Каротаж-ник». - Тверь: Изд. АИС, вып. № 106, 2003, с. 56-70.
11. Ставрогин А.Н., Тарасов Б.Г. Экспериментальная физика и механика горных пород. - С-П.: Наука, 2001.
12. Малышев Ю.Н., Трубецкой К.Н., Айруни А.Т. Фундаментально прикладные методы решения проблемы метана угольных пластов. - М.: Изд. Академии горных наук, 2000, - 519 с.
13. Ногих С.Р., Дурнин М.К. Исследование генезиса метана угольных пластов для прогноза газодинамических явлений в шахтах. ГИАБ,- М.: Изд. МГГУ, 2005, № 4, с. 244-246.
302
14. Технический обзор методики высокоэнергетической газовой стимуляции. Перевод с англ. Bob Haney (Propellant Stimulation Services), David Cuthill, P.Eng. (Computalog Ltd), 1996.
15. Замахаев В. С. Физические основы планирования импульсно-волнового воздействия на нефтегазовые пласты. Ж. Нефтеотдача, 2002, №5, с. 1-7.
16. Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш., Кагарманов Н.Ф. Выбор частот при вибрационном воздействии на призабойную зону пласта. Нефтяное хозяйство, 1986, № 12, с. 40-42. ЕШ
— Коротко об авторах -
Шилов А.А., Грибанов Н.И, Мусатов А.С. - Московский государственный горный университет.
Стоян Н.М. - МакНИИ.
© С.В. Кузнецов, В.А. Трофимов,
2008
С.В. Кузнецов, В.А. Трофимов
ГАЗОДИНАМИКА УГОЛЬНОГО ПЛАСТА. ЧИСЛЕННЫЙ АЛГОРИТМ, ЧАСТНЫЕ
303
