CC BY
16
- © Г.Г. Каркашадзе, А.М.-Б. Хаутиев,
А.П. Садов, 2015
УДК 622.411.33:622.016.25
Г.Г. Каркашадзе, А.М.-Б. Хаутиев, А.П. Садов
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛИНЫ ПЛАСТОВЫХ ДЕГАЗАЦИОННЫХ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ПНЕВМАТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
Способ основан на методе повышения давления газа в скважине, измерении давления в течение времени и расхода истекающего газа. Представлен вывод формулы, предназначенной для расчета объема и длины дегазационной скважины в случаях притоков метана из угольного пласта. Описана методика и примеры расчета объема и длины дебитных и малодебитных скважин в способе нагнетания воздуха из шахтного воздуховода и сброса газа с известным расходом.
Способ определения объема скважина характеризуется простотой практической реализации и обеспечивают высокую точность измерений объема скважин, что особенно важно в условиях подземных горных работ при контроле качества дегазационных работ для решения задач безопасности горных работ. Реализация разработанного способа сокращает затраты на измерительные операции при высокой точности результата измерений. Способ предназначен для контроля скважин, используемых при дегазации выемочного столба.
Ключевые слова: угольный пласт, дегазационная скважина, объем и длина скважины, давление газа, расход газа, методика расчета.
По базовой технологии текущей дегазации угольных пластов предусмотрено подземное бурение скважин длиной порядка 200 м. Устье скважин обсаживают герметичными трубами и подсоединяют к шахтному газопроводу для откачки метана на поверхность. Для интенсификации дегазации на практике известно применение методов дополнительного воздействия на угольный пласт с целью повышения газопроницаемости [1, 2]. Однако эти методы не нашли широкого применения из-за высокой трудоемкости. Для решения задачи повышения газопроницаемости угольного пласта при минимальных материальных затратах в НИТУ «МИСиС» (горный институт) разработаны способы, основанные на пневматическом воздействии на угольный пласт через дегазационную скважину [3]. Попервому варианту реализуют простой технологический прием циклического закрытия и открытия устья дегазационных скважин, реализуя тем самым естественную усадку и разбухание угля за счет сорбции и десорбции метана. Однако этот способ очевидно применим только в случае истечения газа из скважины.
В процессе многочисленных замеров дебитов метана из скважин вдоль выемочного столба нами было установлено, что уже через 3 месяца дегазации часть скважин, примерно 30%, практически не отдают метан. С одной стороны причиной такого явления может оказаться природное свойство низко проницаемого угольного пласта. Однако, с другой стороны, не исключены случаи, когда скважины пробурены меньше проектной длины. К сожалению, оперативная проверка длины горизонтальных скважин простейшими измерителями механическими измерителями расстояния невозможна из-за большой длины скважин и вероятности деформаций ствола скважин под горным давлением. Самым надежным способом контроля является подсчет количества буровых
штанг, извлекаемых из скважины по окончании процесса бурения, однако этот способ является крайне неудобным и все равно не исключат погрешностей человеческого фактора.
Второй способ интенсификации малодебитных скважин заключается в пневматическом воздействии на угольный пласт путем нагнетания воздуха в скважину под давление 5-10 бар из шахтного воздуховода, проходящего в подземной выработке. После нагнетания воздуха и выдержки скважины закрытой в течение определенного времени (1-2 суток), устье скважины открывают и перепускают метано-воздушную смесь в шахтный воздуховод. В данном случае по механизму физического процесса происходит частичное проникновение воздуха в угольный пласт вокруг скважины, что приводит к расширениюканалов проницаемости за счет процессов сорбционных деформаций и удаления влаги.
Шахтные эксперименты, проведенные на шахте им. С.М. Кирова ОАО «СУЭК-Кузбасс», подтвердили работоспособность технологий интенсификации процесса дегазации. Однако у исследователей все равно оставался открытым вопрос о фактическом объеме или длине дегазационных скважин. Так, например, фактор малодебитных скважин имеет два равноправных объяснения: это низкая природная проницаемость угольного пласта или малая длина дегазационной скважины? Очевидно, скважина длиной 20 м, вместо проектной величины 220 м, будет иметь на порядок меньший дебит метана, не обеспечивая необходимую степень дегазации. Таким образом, недостоверная информация о длине скважин может, по тем или иным причинам, содержаться в паспорте дегазации участка и поэтому оперативное измерение точного значения геометрических параметров дегазационной скважины представляет практический интерес.
Разработанный нами в горном институте способ измерения объема и длины дегазационной скважины вписывается в описанные выше технологии интенсификации дегазации как по первому, так и по второму способу.
Главная идея способа заключается в целенаправленном заполнении полости скважины газом и измерении его давления в течение времени.
В одном варианте осуществляют операцию закрытия устья продуктивной скважины на время, обеспечивая нарастание избыточного давления. Затем часть газа перепускают в атмосферу с постоянным расходом, измеряя его величину. При этом также измеряют величину изменения избыточного давления во времени до и после перепуска газа. Этот способ наиболее технологичен и пригоден в случаях необходимости измерения объема дебитных скважин.
Во втором варианте, если в скважину метан не поступает, осуществляют нагнетание воздуха, затем устье скважины закрывают, фиксируя падения избыточного давления в течение времени, и после этого перепускают часть воздуха в атмосферу, контролируя давление и расход газа.
Предложенный способ поясняется рисунком. По первому варианту, при из-
Способ измерения объема скважины: 1 - породный массив; 2 - дегазационная скважина; 3 - обсадная труба; 4 - расходомер; 5 - шаровой кран; 6 - манометр
мерении объема скважины в газоносном породном массиве с помощью крана 5 перекрывают сечение трубы 3.
Вследствие поступления газа из породного массива в полость скважины 2 происходит повышение давления до величины Р которое фиксируют манометром 6. В соответствии с уравнением Менделева-Клапейрона масса газа в скважине составляет
т0 = Р0У
0 ЯТ , (1) где т0 - масса газа в скважине; ц - молярная масса газа; Я - универсальная газовая постоянная; Т - абсолютная температура газа; V - объем скважины.
Через последующее время Д^ от момента измерения давления Р0 до момента начала перепуска газа в атмосферу, давление в скважине изменяется до величины Р1. Масса газа в скважине перед перепуском составляет
т =РУ ^
1 ЯТ 1 , (2)
где т1 - масса газа в скважине перед перепуском газа в атмосферу.
Темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающей средой составляет
О = т1 - т0
А . (3)
Далее с помощью вентиля 5 устье скважины 2 открывают и в течение времени Д^ перепускают газ с постоянным массовым расходом в атмосферу. Показания объемного расхода газа измеряют расходомером газа 4. При этом из скважины через устьевую трубу 3 выходит газ массой
Р
Ат = -С -Мо
ЯТ 2, (4)
где Дт - масса газа перепускаемого в атмосферу через устьевую трубу 3; Р^ -атмосферное давление; О - постоянный объемный расход газа, перепускаемого в атмосферу.
После сброса газа в атмосферу давление газа в скважине 2 уменьшается до величины Р2. Поэтому масса оставшегося газа в скважине 2 составляет
т2 РУ
ЯТ , (5)
где т2 - масса газа в скважине после перепуска в атмосферу.
Затем, через время Дt3 после перепуска газа измеряют величину избыточного давления Р3. На этой стадии темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающей средой составляет
02 = то - т1
2 А^3 . (6)
Следовательно, средневзвешенный по времени темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающей средой составляет о = 01 -А +02 -Аз
А + Мз . (7)
В течение времени Д^ истечения газа из устьевой трубы 3 другая часть газа перетекает из скважины 2 через породный массив, а также, в случае плохой герметизацию устья скважины, проходит обход устьевой трубы 3. Масса этого газа составляет
Дтп = О ■ М0 = (т - т + т - ш0) ———
0 2 0 3 2 А^ +М3 . (8)
В соответствии с законом сохранения массы выполняется равенство т2 = т1 - Ат - Ат0 . (9)
Из решения уравнения (9) с учетом зависимостей (1-8) получим выражение для расчета объема скважины Р
V =-*-а е ■А
р - Р2 + (Р0 - р + Р2 - Р3)-2—
1 2 ^ 0 1 2 3! А!г + Аt3 , (10)
где Pat - атмосферное давление; P0 - давление в скважине в момент времени до перепуска газа; P1 - давление в скважине в момент времени начала перепуска газа; P2 - давление в скважине в момент времени окончания перепуска газа; P3 - давление в скважине в момент времени после перепуска газа; Д^ -время между измерениями значений P0 и P1; Дt2 - длительность перепуска газа; Дt3 - время между измерениями значений P2 и P3; G - объемный расход перепускаемого газа в устье скважины.
Таким образом на основе замеров параметров P0, Р1, P2, Р3, Дt1, Дt2, Дt3 и G, выполненных при реализации технологических операций повышения давления и сброса газа, определяют объем скважины.
По второму варианту, при определении объема скважины 2 в породных массивах 1 при отсутствии притоков газа, для сокращения длительности измерительных операций, в малодебитную скважину 2 нагнетают воздух, закрывают скважину 2 на время Д^ падения избыточного давления от величины P0 до величины Р1, затем перепускают часть воздуха в атмосферу с постоянным расходом G в течение времени Дt2. В конце процесса измеряют давление газа P2. Затем через время Дt3 после перепуска газа измеряют давление газа Р3. Также как в первом варианте, расчет производят по формуле (10).
Пример расчета 1 (дебитная негерметичная скважина). В конкретном случае на одной из экспериментальных скважин дебит метана из дегазационной скважины составляет 15 л/мин. Для измерения объема скважины устье закрывают. В результате давление в скважине повышается и через некоторое время составило P0 = 2,0 бар. Спустя время Д^ = 40 мин давление повысилось до P1 = 2,3 бар. С помощью крана в течение времени Дt2 = 30 мин сбросили из скважины метан при расходе G = 30 л/мин. Расход вычислен с учетом поправочного коэффициента. При этом давление газа понизилось до величины P2 = 1,5 бар. Затем устье скважины снова перекрыли и через время Дt3 = 25 мин зафиксировали увеличение давления в скважине до величины P3 = 1,6 бар. Следовательно, объем скважины по формуле (10) составляет
Р
V =-*-30— 0,03 ■ 30 = 1,463 м3.
2 , 3 -1 , 5 + (2 , 0 - 2 , 3 +1 , 5 -1 , 6) 30 ^ ' 40 + 25
Расчетная длина скважины
4 - У 4 -1 463 L = = 4 1,4632 = 215,37 м
п-п-0,0932
Пример расчета 2 (малодебитная, негерметичная скважина). В конкретном случае на одной из экспериментальных скважин (№ 17 25-95 к/ш) дебит метана очень низкий, менее 1 л/мин. Поэтому для измерения объема скважины в нее закачали воздух из шахтного воздуховода. Установившееся манометрическое давление составило Р0 = 4,0 бар. Спустя время Д^ = 40 мин понизилось до Р1 = 3,8 бар. С помощью крана стали сбрасывать газ из скважины при расходе О = 140 л/мин.
Через время Дt2 = 20 мин манометрическое давление газа в скважине понизилось до величины Р2 = 2,4 бар. Затем через время Д^ = 30 мин измерили давление газа в скважине Р3 = 2,3 бар. Следовательно, расчетный объем скважины по формуле (10) составляет
V =-1-20— -0,14-20 = 1,885 м3.
3,8 - 2,4 + (4,0 - 3,8 + 2,4 - 2,3) 20 ^ ' 40 + 30
Соответствующая длина скважины составляет
I = = 4' 1-8852 = 277,5 м.
п-62 п-0,0932
Пример расчета 3 (герметичная скважина). После нагнетания воздуха в скважину установили, что давление воздуха за время Д^ = 40 мин практически не изменилось. Этот вариант соответствует случаю, когда достигнута хорошая герметизация устья скважины и имеет место низкая проницаемость вмещающих пород. В данном частном случае имеем: Р0 = Р Р2 = Р3. Расчетная формула (10) упрощается и принимает вид
Р
V =-а^в -А
Р - Р
Г1 г2
Результат расчета объема скважины
V =-1--0,14 - 20 = 2,0 м3
3,8 - 2,4
Соответствующая длина скважины
4 - V 4 - 2 Ь = = 4 2 2 = 294,4 м
п-¿2 п-0,0932
Таким образом, предложен и апробирован в производственных условиях оперативный метод определения объема и длины дегазационных скважин как дебитных (рабочее тело - метан), так и малодебитных (рабочее тело - воздух из шахтного воздуховода). Способ имеет важное практическое значение для контроля за качеством буровых работ при подготовке выемочного столба к дегазации через пластовые скважины.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сластунов С.В., Ермак Г.П. Обоснование выбора и эффективная реализация способов дегазации при интенсивной отработке газоносных угольных пластов - ключевой вопрос обеспечения метанобезопасности угольных шахт // Уголь. - 2013. - № 1. - С. 21-24.
2 Каркашадзе Г.Г., Ермак Г.П., Ютяев Е.П. Безопасная отработка газоносных угольных пластов по газовому фактору на основе учета свойств углепородного массива и параметров системы разработки // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2014. - № 5. -С. 152-156.
3. Сластунов С.В., Каркашадзе Г.Г., Коликов К.С. Решение о выдаче патента РФ по заявке № 2013144993/03(0696904) от 22.10.2014 на «Способ предотвращения геодинамических явлений при подземной разработке угольного пласта». i«:rj=i
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ_
Каркашадзе Гиоргий Григолович - доктор технических наук, профессор, e-mail: g-karkashadze@mail.ru,
Хаутиев Адам Магомет-Баширович - аспирант, e-mail: technomon@yandex.ru, МГИ НИТУ «МИСиС»;
Садов Анатолий Петрович - начальник Управления дегазации и утилизации метана ОАО «СУЭК-Кузбасс».
UDC 622.411.33:622.016.25
A METHOD OF CALCULATING THE LENGTH OF THE DEGASIFICATION WELLS IN THE PROCESS OF A PNEUMATIC IMPACT
Karkashadze G.G.1, Doctor of Technical Sciences, Professor, e-mail: g-karkashadze@mail.ru, Khautiev A.M.-B.1, Graduate Student, e-mail: adamas-06@mail.ru,
1 Mining Institute, National University of Science and Technology «MISiS», 119049, Moscow, Russia, Sadov A.P., Mining Engineer, Head of Degasification Methane Recovery and Utilization of OJSC «SUEK-Kuzbass», 652507, Leninsk-Kuznetsky, Russia.
The method is based on the method of increasing gas pressure in the well, the pressure measurement over time and flow rate flowing gas. Presents a formula designed to calculate the volume and length degasification wells in the cases of the flow of methane from the coal seam. The technique is described and examples of how to calculate volume and length debit and marginal wells in the way of discharge of air from the shaft of the pipeline and discharge gas with a known flow rate.
The method of determining the volume of the well is characterized by ease of practical implementation and provide high precision measurements of the volume of the wells, which is especially important in the context of underground mining in the quality control of degassing works to solve problems of mining safety. Implementation of the developed method reduces the cost of measuring operations with high precision of the measurements. The method is designed for monitoring wells used for coal seam degasification.
Key words: coal seam, the well, the volume and length of the well, gas pressure, gas flow, the method of calculating.
REFERENCES
1. Slastunov S.V., Ermak G.P. Ugol'. 2013, no 1, pp. 21-24.
2. Karkashadze G.G., Ermak G.P., Yutyaev E.P. Gornyi informatsionno-analiticheskii byulleten'. 2014, no 5, pp. 152-156.
3. Slastunov S.V., Karkashadze G.G., Kolikov K.S. Reshenie o vydache patenta RF po zayavke № 2013144993/03(0696904) (RF patent decision on application № 2013144993/03(0696904)), 22.10.2014.
