CC BY
23
На рисунке представлено схематическое расположение скважин гидрорасчленения.
Как установлено лабораторными исследованиями, наиболее эффективно процесс разупрочнения песчаников жидкостями с добавками карбамида или НТФ протекает в первые 7-14 суток. Исходя из этого, выбирается время выдержки рабочей жидкости в пласте породы. Каждая скважина гидрорасчленения обычно используется для производства нескольких пластоопераций. Кроме основного рабочего пласта производится обработка пластов-спутников, залегающих в зоне сдвижения при отработке основного пласта, а также обрабатываются монолитные вмещающие породы.
|— Коротко об авторах-------------------------------------------
Королева В.Н. - доцент, кандидат технических наук,
Анпилогов Ю.Г. - кандидат технических наук,
Московский государственный горный университет.
----------------------------------- © К.С. Коликов, М.В. Шмидт,
Д.Л. Бокарев, 2006
УДК 622.86
К.С. Коликов, М.В. Шмидт, Д.Л. Бокарев
ТЕХНОЛОГИЯ ДВУХЭТАПНОГО ОСВОЕНИЯ ЗОН ГИДРОРАСЧЛЕНЕНИЯ С ГИДРАТАЦИЕЙ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА
С октября 1996 по июнь 2000 года на поле шахты им. В.И. Ленина через скважины ГРП-15 - ГРП-22 была проведена гидропневмообработка пласта д6 с целью его заблаговременной дегазации. С декабря 1996 года велось освоение этих скважин с откачкой рабочей жидкости станками качалками СК-5, СК-6 с погружными насосами и извлечением метана в режиме самоистечения. При этом из зон обработки каждой из скважин извлечено от 150 до 600 м3 (5-13 %) закачанной воды и от 260 до 1790 тыс. м3 метана, или от 1,3 до 9,0 м3 газа на тонну обработанных запасов угля.
При освоении скважин ГРП в первую очередь извлекается свободный метан, а дебит газа зависит от его объема в районе обработки, проницаемости пласта и ряда других факторов. Опыт извлечения метана показал отличия в дебитах газа на отдельных скважинах. Так из скважины ГРП-15 за период 6 лет было извлечено 1793000 м3 метана или 9,0 м3/т, а из скважин ГРП-17,19,20,21 за период 2-3 года извлечено всего по 200000-290000 м3 метана или 1,3-1,6 м3 газа на тонну обработанных угольных запасов. Срок освоения скважин изменяется от 3 до 6 лет, причем дальнейшее извлечение метана даже с более коротким сроком освоения становится нецелесообразным, несмотря на ряд мер, предпринимаемых по интенсификации газовыделения из скважин. На скважинах ГРП-15, ГРП-16, ГРП-19 и ГРП-20 была проведена пневмообработка сжатым воздухом, закачиваемым в объемах от 150 до 303 тыс. м3, после которой в течение 2-3 месяцев наблюдалось увеличение дебита газа. Затем газовыделение снижалось до первоначального уровня
К июню 2002 года на скважинах ГРП-16,19,20 дебит метана составлял 0,02-0,10 м3/мин и эти скважины были переведены на освоение в режиме фильтрации рабочей жидкости в пласт. Аналогичное положение наблюдалось в январе - апреле 2003 года, когда газоотдача оставшихся скважин заблаговременной дегазации на поле шахты им. Ленина составляла 0,05-0,10 м3/мин. Такая газоотдача сопровождалась незначительной откачкой воды в объеме до 5 литров в сутки. При этом затраты на освоение и эксплуатацию одного станка качалки составляют 40 тыс. тенге в месяц и их работа в условиях низкой газоотдачи неэффективна. Поэтому, в соответствии с программой испытаний технологий заблаговременной дегазационной подготовки выбросоопасного пласта д6 на полях шахт им. Ленина и «Казахстанская», в период с 16 по 27 июня 2003 был дополнительно осуществлен перевод осваиваемых скважин ГРП-15, ГРП-17, ГРП-18, ГРП-21 и ГРП-22 на режим фильтрации рабочей жидкости в пласт.
Показатели дополнительной закачки воды приведены в табл. 1.
В последующем в скважины ГРП-17-22 кислотным агрегатом ежемесячно заливалась вода с их заполнением до устья.
Исследованиями установлено, что суммарная эффективность извлечения метана и его последующей блокировки может составить до 6-8 м3 на тонну угольных запасов. Изменение газоносности пласта в зонах заблаговременной дегазации с удалением рабочей жидкости станками качалками и извлечением
Таблица 1
Показатели дополнительной обработки в режиме фильтрации пласта Дб на шахте им. Ленина
№ скважины Объем извлеченного метана, тыс. м3 (до гидрообработки) Дата проведения обработки Темп за- качки воды, л/с Давление на устье скважины МПа Дополнительный объем закачанной воды, м3
ГРП-15 1793 16 июня 2003 г. 10-16 2,0-2,5 1500
ГРП-16 404 4-5 июня 2002 10-16 2,0 1500
ГРП-17 292 19 июня 2003 г. 10-16 2,0-2,5 1500
ГРП-18 511 27 июня 2003 г. 10-16 2,0-2,5 1500
ГРП-19 261 10-11 июня 2002г. 10-16 2,0-2,5 1500
ГРП-20 265 16-17 июня 2002г. 10-16 2,0-2,5 1500
ГРП-21 298 21 июня 2003 г. 10-16 2,0-2,5 1500
ГРП-22 330 25 июня 2003 г. 10-16 2,0-2,5 1500
метана в режиме самоистечения, а также с последующим насыщением водой зоны обработки в режиме фильтрации рабочей жидкости в пласт, представлено на рис. 1. При таком варианте заблаговременная дегазационная подготовка проводится в два этапа.
На первом этапе, даже на участках пласта с низким содержанием свободного газа, достигается снижение газоносности угольного пласта на 1,0-2,4 м3/т, а на втором - увеличение остаточной газоносности угля с 4 до 6-7 м3/т. Таким образом, суммарное снижение газовыделения при разрушении добываемого угля составит 6-8 м3/т при общей эффективности заблаговременного воздействия до 60%.
Режим фильтрации характеризуется нагнетанием рабочей жидкости без механического нарушения пласта. Закон фильтрации выражается линейной зависимостью РФ= РН - РПЛ, РФ больше 0; РФ меньше РРАСЧ; где РФ давление фильтрации; МПа; РН давление нагнетания МПа; РПЛ давление пластовое; МПа; РРАСЧ давление расчленения; МПа.
Результаты исследований процесса фильтрации по скважинам ГРП-17-22 представлены в табл.2.
Процесс влагонасыщения массива сопровождается расходом воды на скважинах в объеме 10-20 л/сутки. Однако степень увлажнения массива определяется не этим расходом, а предварительным объемом рабочей жидкости (1500 м3), закачанной в каждую из этих скважин. Доливка воды лишь обеспечивает создание постоянного гидростатического давления столба воды на пласт, которое составляет 6,0-6,5 МПа.
Таблица 2
Фильтрация воды в скважинах ГРП17-22
0 1 2 3 4 5 Т,лет
Рис. 1. Динамика снижения газоносности в зонах заблаговременной дегазации при их двухэтапном освоении
Давление газа в пласте, замеренное на поле шахты им. Ленина достигает 3,0 МПа. Этому давлению соответствуют колебания падения уровня жидкости в скважинах. Динамика изменения уровня жидкости в скважине ГРП-19 представлена на рис. 2. Действие избыточного давления до 3,0 МПа обеспечивает переток воды из трешиновато-пористой структуры массива в микропоры угольного вещества.
На основании проведенных исследований разработана технология дополнительной гидрообработки зон заблаговременной дегазационной подготовки. Эта гидрообработка производится на заключительном этапе освоения скважин и предусматривает насыщение пласта водой режиме фильтрации в течение 2-3 лет, что позволит повысить остаточную газоносность угля на 20-30 % за счет замещения метана водой, его оттеснения и блокировки в мельчайших порах и трещинах.
Суммарная эффективность двух этапов освоения скважин оценивается эквивалентным снижением газоносности пласта на____________________________________________________
Уровень Объем 3 воды, М0
-40
-80
-120
-160
-200
1,6
1,2
0,8
0,4
> к '•-«•о \ \ ч N *^41
* 1 • 1 1 % 1 * 1 » * \ \
• \ • * \ « ч
• ! * 1 * к 1 * «1
1 1
» «
• 1 1 * «
1 * 1 *1
ч
1
8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1
2003 г. 2004 г. 2005 г
Рис. 2. Объемы доливок воды и колебания уровня жидкости в скважине ГРП-19 при гидратации пласта
6-8 м3/т при общей эффективности заблаговременного воздействия до 60 %.
Эта технология дополнительной обработки в режиме фильтрации может быть рекомендована, когда дебит из скважины незначителен, а оставшийся до ведения горных работ в зоне воздействия период составляет более 3 лет. Этого временного интервала достаточно для эффективной блокировки метана в порах и трещинах пласта.
і— Коротко об авторах------------------------------
Коликов К.С. - профессор, доктор технических наук, Шмидт М.В. - кандидат технических наук,
Бокарев Д.Л. - инженер,
Московский государственный горный университет.
