CC BY
20
© К.С. Коликов, Ф.А. Муллагалиев, А.А. Шипулин, 2002
УЛК 622.4:622.8
К.С. Коликов, Ф.А. Муллагалиев, А.А. Шипулин
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБОВ АКТИВНОГО ВОЗЛЕЙСТВИЯ НА УГОЛЬНЫЕ ПЛАСТЫ
Распространение способа заблаговременного извлечения угольного метана во многом обуславливается успешным решением задачи кардинального повышения дебита газа, что обеспечит сокращение срока окупаемости затрат за счет использования метана.
Величина газовыделения определяется в основном радиусами стока и контура питания, проницаемостью пласта, интенсивностью газоотдачи и величиной блоков.
Повышение интенсивности газоотдачи блоков не позволяет кардинально повысить техникоэкономические показатели способа, т.к. приводит к сокращению эксплуатационных затрат, в то время как основная часть приходится на капитальные. Размер блоков определяется расстоянием между магистральными трещинами, которые и обеспечивают приток газа к скважинам. Если рассмотреть условия развития трещины в зоне влияния ранее раскрытой, в предположении, что давление, создаваемое трещиной в районе прорастающей, аналогично
штампу, то расстояние до новой трещины определяется мощностью пласта и глубиной его залегания. Т.е. в условиях пласта d6 величина блока составляет около 10 м. Шахтные исследования показали, что фактическое расстояние между трещинами составляет 10-16 м. Снижение его размеров возможно при изменении режимов воздействия.
Величина радиуса стока при традиционной конструкции
скважины определяется способом и параметрами перфорации. Кардинальное его увеличение возможно при обеспечении совершенного вскрытия пласта
и кавернообразовании в при-скважинной зоне. Изменение режима воздействия осуществляется за счет чередования процесса нагнетания рабочего агента с последующим его интенсивным выпуском (знакопеременное пневмогидровоздействие) из пласта, которое активизирует трещинообразование, а непосредственно в присква-жинной зоне происходит разрушение угольного пласта. Данный способ был апробирован при обработке скв. №15 на восточном крыле шахты им. Ленина. При кавернообразовании по нижней (слабой) пачке пласта d6 газовыделение достигало 0,2 м3/мин, было извлечено около 6 т угля, что эквивалентно цилиндрической полости радиусом 0,9 м при высоте 1,5 м. Учитывая безопасность последующих горных работ, кавернообразо-вание следует проводить только по слабой пачке пласта. За 4 года освоения скважины, которое в настоящее время продолжается, извлечено около 2 млн м3 метана. Данная технология принята в бассейне, как наиболее эффективная, и получила свое развитие как воздействие в режиме кавитации с использованием геоэнергии, теоретическое обоснование которого осуществлено проф. Г.Н. Фейтом В основу технологии положен механизм самоподдержи-вающегося разрушения угля.
Предварительные испытания технологии были проведены в ходе обработки пласта d6 на восточном крыле шахты им. Ленина через скважины № 17 и № 22. При обработке скважины № 17 испытания технологии воздействия в режиме кавитации осуществлялись непосредственно после вскрытия угольного пласта, до проведения гидро-
расчленения. В соответствии с принятой моделью процесса давление нагнетания должно находиться в строго определенном диапазоне. В данных горногеологических условиях давление закачки рабочей жидкости должно превышать 6,4 МПа, но быть меньше 11 МПа. Давление при сбросе не должно превышать 5,6 МПа, что меньше гидростатического на рассматриваемых глубинах. С учетом того, что эти величины имеют определенную погрешность проектом предусматривалось проведение как гидродинамического, так и гидропневматического воздействия в режиме кавитации. Испытания технологии проводилось в следующей последовательности:
• создание щелевой полости по нижней пачке пласта на отметке 617,5 м;
• гидравлическое воздействие со сбросом давления в пять циклов;
• гидропневматическое воздействие со сбросом давления в три цикла.
При создании щелевой полости на двух уровнях установки перфоратора было извлечено 1,2 м3 угля и угольного штыба. Наличие в основном фракции +5,0 мм подтверждает высокую прочность угля и отсутствие на данном участке слабой нижней пачки.
Воздействие в режиме кавитации проводилось через устьевую арматуру АУ-700 со спуском снаряда 0 50 мм для промывки на глубину 615 м. Контроль процесса осуществлялся по динамике водоизлива при вскрытии скважины и коэффициенту приемистости скважины. Темп нагнетания при гидравлическом воздействии составлял 5 л/с, давление нагнетания в четырех циклах не превышало 9 МПа, в одном цикле -10 МПа. Более высокие темпы нагнетания рабочей жидкости не были испытаны из-за высокой скорости подъема давления и необходимости соблюдения условия о недопущении перехода воздействия в стадию гидрорасчленения. Коэффициент
приемистости скважины составлял 0,42-0,45 л/МПа-с.
Г идропневматическое воздействие проводилось для исследования возможности достижения режима кавитации за счет снижения гидростатического давления в скважине в результате оттеснения жидкости воздухом, закачиваемым компрессором КПУ-8/401. При сбросе давления выбросов не наблюдалось, угольный штыб отсутствовал, динамика водоизлива характерна для чистой скважины.
При обработке скважины № 22 исследовалась возможность использования технологии воздействия в режиме кавитации как до расчленения, так и в процессе гидрорасчленения. До выхода на режим расчленения сброс давления проводился после пяти циклов закачки объемом от 8 до 20 м3, выноса угля не наблюдалось. Динамика водоизлива свидетельствовала об отсутствии выбросов в скважину.
В процессе гидравлической обработки (рабочее давление составляло 11.5 МПа) осуществлен сброс после закачки более 1000 м3 рабочей жидкости. При снижении давления на устье до 6,4 МПа из скважины наблюдался интенсивный вынос угля, в результате которого она была заштыбована. При возобновлении закачки рабочей жидкости на следующий день давление на устье скважины первоначально возросло до 40,0 МПа. После продавливания угольной пробки оно стабилизировалось на первоначальном рабочем давлении в 11,5 МПа.
По результатам обработки скважин № 17 и № 22 были сде-
ланы следующие предварительные выводы:
• при отсутствии слабой пачки в данных горногеологических условиях примененная технология не позволила реализовать режим кавитации до выхода на режим гидрорасчленения, о чем свидетельствует постоянство коэффициента приемистости и динамика водоизли-ва;
• для реализации технологии в этих условиях необходимо обеспечить более низкое давление жидкости при сбросе или провести предварительное разупрочнение угольного пласта в прискважинной зоне за счет многократного использования режима “пригрузка-разгрузка”;
• при выбросе в скважину на любой стадии обработки необходимо обеспечить извлечение угля на поверхность за счет еП промывки, т.к. продавлива-ние в пласт отрицательно сказывается на проницаемости пласта и последующую эксплуатацию скважины.
Более полные испытания технологии были проведены в 2001 г. при обработке скважин № 25 и 27. В процессе обработки скважины № 25 было осуществлено 4 сброса давления рабочей жидкости. Параметры и последовательность воздействия представлены в таблице.
В ходе последующего освоения скважины отмечен ускоренный выход на устойчивое га-зовыделение. Так, через 2-3 месяца после начала освоения, средний дебит скважины составлял 0,5-0,6 м3/мин при максимальном до 1 м3/мин. Однако в результате последующей обработки соседней скважины № 27 он снизился до 0,3 м3/мин.
Следует отметить, что при обработке скважины № 27 водо-приток к скважине № 25 увеличился в три раза, что говорит о наличии взаимного влияния скважин.
При обработке скважины № 27 в результате сброса давления рабочей жидкости был инициирован выброс, продолжительность которого превышала 1 час. Объем извлеченного штыба только при промывке скважины составил около 5 м3. В настоящее время осуществляется освоение скважин.
Для увеличения радиуса воздействия необходимо увеличивать вязкость или темп закачки. Увеличение темпа нагнетания ограничено возможностями насосного оборудования. Одним из направлений совершенствования технологии активного воздействия является использование поэтапной обработки угольного пласта. При выдержке рабочей жидкости в результате набухания угля происходит временное снижение проницаемости. Последующая обработка после окончания процесса набухания, но до перехода рабочей жидкости в сорбционный объем, фактически приводит к увеличению удельного темпа закачки. Испытания данной технологии проведены в соответствии при обработке пласта d6 через скважину №28 на поле шахты «Казахстанская» в 2001 г. До начала освоения отмечено более 10 газодинамических проявлений в скважину, что позволяет положительно оценивать перспективы газовыделе-ния данной скважины.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ ---------------------------------------------------------------------------------
Коликов Константин Сергеевич - лаборатория проблем метана в угольных шахтах, Московский государственный горный университет
Муллагалиев Ф.А., Шипулин А.А. - УД ОАО «ИСПАТ-КАРМЕТ».
№ п/п сроки работ вид работ параметры обработки характеристика сброса примечания
темп, л/с давление, МПа объем, м3 время, час
1 25.04.01 Кавернообразование по слабой пачке 16 12-18 9 Извлечено ~3т угля и выделилось ~ 100 м3 СН4 с концентрацией 98% Уровень установки перфоратора 509,5 м
2 26- 27.04 Промывка, подъем снаряда, подбивка агрегатов
3 28.04- 2.05.01 гидропневмообработка 60 (8,4) 10-11(10-9) 303,5 1,5 62 3 выброса, излив не прекращался концентрация метана 20-40%
4 3.05.01 гидрорасчленение 64 9,0-10 500 2 3 выброса в течении часа
5 4.05.01 Г азодинамические испытания (8,4) (10-14,0) (0,3) 0,6 Низкая приемистость скважины
6 5- 6.05.01 Выдержка для снижения давления
7 7- 10.05.01 Промывка скважины 10-16 - Пробка выше пласта на 47 м. Принимает пласт
8 11.05.01 гидрорасчленение 68 9,0-10,0 710 3,0 3х-кратный выброс в течении 1 часа сброс при Р=9,5 МПа
9 12- 13.05.01 выдержка
10 14- 16.05.01 Промывка скважины 10-16 Пробка в 3 м от устья скважины Излив при промывке с газом
11 17- 18.05 гидропневмообработка 74(8,4) 10-12 (9,5-11,0) 900(10) 3,5 (12,0) Излив с газом
12 22- 23.05.01 гидрорасчленение 8,4 2425 4 Без сброса, выдержка до снижения Р на устье до 2 МПа с последующим освоением СК
ито- го 25.04- 18.05 60-74 (8,4) 9-12 (9-14) 4 ( £ 3 5 10 (42) 4 сброса извлечено ~6 т угля и 9,7-10 тыс. м3 СН4
