CC BY
33
Н.Н.КРАСЮК Е.А. КОСЬМИНОВ К.С. КОЛИ ков
Технология промышленного извлечения метана угольных месторождений
Угольные месторождения содержат значительные запасы газа метана, выделение которого в горные выработки существенно осложняет добычу угля и снижает уровень безопасности горных работ, в то же время этот газ имеет самостоятельное промышленное значение как сопутствующее разработке угля полезное ископаемое.
Изменение экономических отношений в угольной промышленности привело к перераспределению приоритетов в технической и технологической политике горных предприятий. Снизился интерес к решениям и программам, требующим долговременных инвестиций.
Извлечение метана угольных месторождений для повышения уровня безопасности горных работ и промышленного использования газа как самостоятельного полезного ископаемого является одной из важнейших программ, призванных существенно повысить эффективность разработки высокогазоносных угольных пластов, требующих значительных и долговременных капитальных вложений.
Исходя из имеющегося научно-технического задела, а также мирового опыта извлечения метана угольных месторождений нами принят за основу при создании технологии промышленного извлечения метана способ гидравлического расчленения угольных пластов. Данный способ, предложенный и разработанный под руководством проф.МГИ Н.В.Ножкина позволяет извлекать из угольных пластов газ с содержанием метана 90-95 % и дебитом до 2-3 м /мин. в течение 7-10 лет. Способ прошел широкую промышленную апробацию на шахтах Донецкого и Карагандинского бассейнов и показал высокую эффективность как с точки зрения дегазации,
так и предотвращения внезапных выбросов угля и газа.
Способ гидрорасчленения развивался по направлениям:
• снижение затрат на его реализацию;
• сокращение времени дегазации пластов в условиях действующих горизонтов шахт;
• собственно заблаговременная дегазационная подготовка и предотвращение внезапных выбросов угля и газа.
По первому направлению апробирован способ гидрорасчленения угольного пласта через геологоразведочные скважины, использование которых позволило снизить в 2 раза затраты на сооружение скважин. Последнее является самой весомой статьей затрат способа составляет до 60% от стоимости всех работ. При этом показатели извлечения метана через геологоразведочные скважины не ухудшаются. Так за 4 года освоения и эксплуатации скважин на шахте «Сокурская» ПО «Карагандауголь» навлечено на поверхность в среднем 2-3,1 м метана с тонны обработанных запасов. Оценка эффективности при ведении подготовительных работ показала, что газо-обильность выработки снижена на 40%. Это позволило пройти более 400 м выработки одним забоем.
В условиях действующих горизонтов шахт, где время дегазации не превышает 2-2,5 лет, разработан и внедрен способ комплексной дегазации с использованием гидрорасчленения и пластовых сквавжин.
ШИ
Сущность способа зключается в комплексном подходе к дегазации выемочного участка по источникам газовыделения с интенсификацией съема метана из разрабатываемого пласта пластовыми скважинами при его гидрорасчленении через скважины с поверхности и использовании последних для дегазации выработанного пространства.
Промышленные испытания способа выполнены на шахтах им.Костенко, 50-летия Октябрьской Революции и «Сокур-ская». В ходе работ комплексная дегазация осуществлена в зонах 23 скважин гидрорасчленения, и к отработке подготовлено около 10 млн.тонн запасов. Результаты испытаний показали рост продуктивности пластовых скважин в зонах гидрорасчленения в 3-7 раз. Газообильность выемочных участков снижена на 50-70%, себестоимость 1 т угля снижена на 18-34%, нагрузка на очистной забой увеличена на 20-40% и доведена, например, на шахте им.Костенко до 1000 тонн в смену.
В настоящее время комплексный способ дегазации внедряется на 5 шахатах ПО «Карагандауголь», в том числе на шахте «Стахановская», разрабатывающей пласт К]2 на глубине более 700 м.
Третье направление было реализовано на шахте им.В.И.Ленина ПО «Карагандау-голь» при расчленении особовыбросоопасного пласта de мощностью 5-6 м через 14 скважин. Глубина залегания пласта на этом участке составляла 360-440 м. За 7 лет эксплуатации скважин было извлечено около 17 млн.м метана, объем извлечения по скважинам изменялся от 500 до 3000 тыс.м и в среднем составил 1,2 млн.м . Съемх 1 т угля изменялся в диапазоне от 1,5 м /т (ckb.N8) до 7 м /т. (ckb.N6).
Эффективность данного способа для предотвращения внезапных выбросов угля и газа подтверждается тем, что за последние годы в зонах этих скважин пройдено более 2 км подготовительных выработок без каких-либо проявлений. Ранее на этом крыле шахтного поля использование гидроотжима и бурение скважин большого диаметра в почву выработок не обеспечивало безопасности ведения подготовительных
работ. Наиболее часто происходили внезапные поднятия почвы, сопровождавшиеся интенсивным газовыделением. В зонах гидрорасчленения этих явлений уже не наблюдалось.
Учитывая опыт апробации способа на шахтах Карагандинского бассейна и современное состояние угольной промышленности основными недостатками способа в данный момент являются:
• необходимость значительных долгосрочных вложений при его реализации;
• недостаточная стабильность результатов при реализации способа в варианте заблаговременной подготовки.
Последнее связано в первую очередь с низкими показателями эксплуатации скважин гидрорасчленения на шахте «Сокур-ская». Причиной этого, с нашей точки зрения, явилось отсутствие четко определенной области применения способа гидрорасчленения без закрепления образующихся трещин. В результате при переходе на глубокие горизонты шахты «Сокурская» (600-750 м), в процессе освоения из-за смыкания трещин газовыделение незначительно. Кроме того во время расчленения необходимо строго соблюдать технологию воздействия (в частности режимы, объемы закачки), что не было обеспечено на данном объекте.
Следует отметить, что в ходе освоения скважин неоднократно возникала необходимость восстановления или интенсификации газовыделения. Для этого использовались различные способы: промывка скважины и прискважинной зоны, дополнительная перфорация, повторное гидрорасчленение, пневмообработка в различных режимах и ряд других. При этом результаты их применения изменялись в очень широком диапазоне, как по величине дебита, так и по продолжительности эффекта интенсификации. Объясняется это, по нашему мнению, тем, что способы интенсификации применялись без диагностики причин снижения газовыделения. Процесс освоения скважин гидрорасчленения ха-
рактеризуется значительными изменениями дебита воды и газа во времени. Так дебит воды изменяется от сотен кубических метров в месяц в начале до 1 -2 м3/мес. в конце освоения. В этих условиях основным способом извлечения рабочей жидкости является извлечение с помощью глубинных насосов с приводом от станков-качалок типа 4СК. Однако при глубинах спуска насосов 500-800 м и дебитах скважин до 10 м3/ сут. наиболее целесообразным является использование станков-качалок типа СКД 3-1,5-710.
Наиболее часто осложнения на начальном этапе освоения возникали в результате зашламовывания насосов. Анализ результатов эксплуатации скважин гидрорасчленения на полях шахт им.В.И.Ленина и «Со-курская» позволил выработать основные положения при выборе глубины спуска насоса, реализующие следующий принцип: обеспечение максимальной депрессии, при которой отсутствует разрушение призабойной зоны пласта и предотвращается вынос песка из пласта.
Для обеспечения высокоэффективной работы скважинных штанговых насосов следует проводить их диномометрирова-ние, позволяющее, не поднимая насоса на поверхность, определить причину нарушения нормальной работы насоса по форме диномаграммы. Таким образом, существующие в настоящее время проблемы освоения скважин гидрорасчленения могут быть успешно решены за счет четкого соблюдения технологии освоения. Необходимыми элементами технологии являются регулярные газодинамические испытания пластов и динамометрирование насосных установок.
При отработке зон гидрорасчленения можно выделить следующие особенности, характерные для заблаговременной дегазации:
• неравномерность газоносности по зоне воздействия;
• вероятность кратковременного повышения газовыделения в подготовительные выработки при пересечении крупных систем трещин.
Газоносность угольных пластов по зоне обработки возрастает от скважины к периферии, но остается ниже природной. Увеличение равномерности возможно за счет сокращения расстояния между скважинами, каскадной обработки, применения рабочих агентов различной вязкости и пр.
Обеспечить отсутствие повышения газовыделения в подготовительные выработки при вскрытии крупных систем трещин несложно за счет увлажнения угольного пласта или закачки вязких растворов через ту же скважину гидрорасчленения непосредственно перед проведением подготовительных выработок. Данные мероприятия разработаны достаточно подробно.
Необходимо отметить, что при эксплуатации скважин гидрорасчленения на шахте им.В.И.Ленина в течение пяти лет затраты на извлечение 1 м метана превышали аналогичные затраты по другим способам дегазации на 15-30% и в ценах 1991 г. составляли 8 коп./м . С учетом качества извлекаемого метана и отсутствия необходимой эффективности по другим способам дегазации, предпочтение следует отдать гидрорасчленению. Кроме того, с увеличением срока службы скважин затраты на извлечение метана сокращаются, т.к. их основная часть приходится на непосредственно воздействие, сооружение скважины и первый этап освоения. Расчеты показывают, что при сроке эксплуатации скважин более 9 лет затраты на извлечение 1 м метана не превышают затрат при извлечении традиционными способами дегазации.
Из всего вышеизложенного следует, что основным недостатком способа является необходимость значительных долгосрочных вложений для его реализации.
Сокращение сроков окупаемости вложений возможно при переходе от заблаговременной дегазации к добыче метана из угольных пластов. Эффективное использование извлекаемого высококачественного метана позволяет на более ранней стадии разработки газоугольного месторождения получить экономический эффект.
Перспективы данного способа определяются следующими факторами:
• огромными запасами метана в угольных пластах;
• значительным снижением эффективности традиционных способов дегазации при переходе на глубокие горизонты;
• широкими возможностями усовершенствования данного способа;
• получением высококачественного метана, обеспечивающего возможность его эффективного использования.
По оценкам геологов запасы метана в угленосных толщах в 5-7 раз превышают разведанные запасы природного газа и по основным бассейнам СНГ до глубины 1800 м их оценивают в 100-150 трлн.м . Огромные прогнозные объемы метана дают основание рассматривать угольные месторождения как газоугольные. С практической точки зрения больший интерес представляют ресурсы метана, т.е. запасы его в пределах действующих и строящихся горизонтов шахт. Последние по основным угольным бассейнам нами оценены в 730 млрд.м .
Средняя глубина разработки угольных месторождений в странах СНГ превысила 500 м. С точки зрения дегазации основным неблагоприятным фактором является возрастающая с глубиной природная газоносность при постоянном снижении проницаемости угольных пластов. В настоящее время разработано более 30 способов и схем дегазации, однако увеличение глубины разработки и темпов подвигания очистных работ значительно снижает эффективность традиционных способов дегазации.
В условиях высокопроизводительных участков для обеспечения допустимой ПБ концентрации метана в исходящих струях вынуждено используют комплексную дегазацию. На глубинах до 500 м использование комплексных схем дегазации обеспечивает, в среднем, снижение газообиль-ности выемочного участка на 36-76%. При переходе на большую глубину эффективность традиционных способов значительно
снижается и, как правило не позволяют обеспечить требований ПБ. Так, предварительная пластовая дегазация даже в варианте пересекающихся трещин, испытанная на шахте им.50-летия Октябрьской Революции обеспечивает съем метана не более 1-2 м /т.
Становится неэффективной и дегазация выработанного пространства через скважины, пробуренные с поверхности и из подземных горных выработок.
В этих условиях без способов, основанных на искусственном повышении проницаемости угольных пластов, невозможна интенсивная дегазационная подготовка к очистной выемке.
Возможности совершенствования гидрорасчленения уже отмечались. Это закрепление трещин с переходом на глубокие горизонты, пневморасчленение, кас-кадное воздействие и ряд других направлений. Внедрение гидрорасчленения на шахтах Донецкого и Карагандинского бассейнов позволило добиться устойчивых дебитов газа с концентрацией метана 95%. Максимальный дебит метана одной скважины при расчленении свиты из 3-4 пластов достигал 6000 м /сут.
В настоящее время в нашей стране используется менее 10% метана, извлекаемого при разработке угольных месторождений, и в основном только в качестве топлива для шахтных котельных. В перспективе планируется не только увеличить долю использования извлекаемого метана, но и расширить направления его применения.
Анализ возможных путей использования показал, что к настоящему времени шахтный метан может явиться сырьем не только при утилизации в шахтных котельных и аналогичных установках, но и при производстве метанола, белковой массы, кристаллогидратов, моторного топлива, электрической энергии.
При этом особую актуальность приобретает подготовка газа к его утилизации,
т.е. согласование параметров извлекаемого газа с требованиями потребителей. Основными параметрами являются дебит метана и его концентрация в извлекаемом газе. Последний параметр на скважинах гидрорасчленения стабилен и превышает 90%.
Одной из особенностей извлечения метана из угольных пластов, в том числе и с помощью гидрорасчленения, является нестабильность дебита. Одновременная работа 10-15 скважин в комплексе уменьшает нестабильность дебита, однако не обеспечивает требований потребителя. Нестабильность дебита, а также истощение скважин и исключение их из работы на планово-предупредительный и аварийный ремонт требуют наличия в комплексе резервного источника газа. Таким источником могут быть освоенные скважины, из которых производится извлечение воды без извлечения газа. В таких скважинах идет процесс аккумулирования метана в тре-щинно-поровом объеме. Последующий пуск скважины позволяет получить высокий дебит в течение ограниченного промежутка времени.
Исследования, выполненные МГИ, были направлены на определение возможного объема аккумуляции, длительности периода аккумуляции и длительности работы с повышенным дебитом.
Применение методов газодинамического исследования скважин, зависимостей дебита от времени и газоносности пласта в зонах гидрорасчленения позволили установить, что движение газа в зону питания скважины описывается уравнениями движения в блочно-трещиноватой среде. При линеаризации изотермы сорбции можно воспользоваться известной моделью:
SPt
t
m-jM
Р2—Рг 2 M
а
р\-А=-
at
St
дР2
' dt
к
2а}
*&Р\ &Р] дР\
dr
fly2 dz1
(1)
где Р] и Р2 — давление газа в системе трещин и блоков;
к — проницаемость трещинной системы; р — вязкость газа; аы — коэффициент перетока из блоков в трещины; т1 — трещинная пористость; т2 — эффективная пористость блоков,
т2шАЪ-£ (2)
А и Ъ — константы сорбции Лен-гмюра;
Р0 — атмосферное давление; р0 — плотность газа при атмосферном давлении.
Многолетние наблюдения за работой скважин гидрорасчленения позволяют предположить, что при глубине залегания до 400-500 м и после извлечения из пласта более 20% закачанной воды сопротивление системы трещин становится незначительным.
Для этого случая система уравнений (1) существенно упрощается, и давление газа в пласте после закрытия скважины может быть найдено из решения системы уравнений
*2 *2 р* -р*
*2 *2 Р* —р* =
2 Г \
дп
I
Е
*: - а(0)-1
дР* *
(3)
где
. т, * р * t
f I r*1*‘ vl 1
m2 P t
ao Ab ’
aiao
m.
a0 — разность между текущей и остаточной газоносностью на момент закрытия скважины.
В нашем случае m2 > ту, и нац£юлее точное решение системы (3)фдля Pj получается в предположении р2 “const
Х-еФ
1 +е Е
(4)
Функция (4) имеет линейный участок в координатах рг- 1Ш
Крутизна линейного участка дР*
-дг|(*=Е = о,б4 (5)
где г=1п?*не зависит от е.
Это позволяет предложить простой способ определения газоносности пласта в зоне гидрорасчленения по анализу кривой восстановления давления. Действительно, из (5) следует
где Q
ао * Л-25 АЬу/ ^ (6)
Зависимость объема аккумуляции от времени в принятой модели имеет вид
Уак( « )----р-----*-----7ГХ
° 1+е-Ц- (7)
ак — объем аккумуляции;
V — объем угля в зоне обработки.
На практике, чтобы воспользоваться зависимостью (7) необходимо знать параметр Ef. Определить его можно по естественному условию при закрытии скважины
<%2ак_т\У дР\
дt Ро дг г=0
где д0 — дебит скважины до закрытия.
Откуда
Родо
Зависимость объема аккумуляции от ее продолжительности в пределах длительности аккумуляции 15-20 дней мало отличается от линейной, и в начальный период аккумуляции для определения объема можно пользоваться линейной зависимостью:
Сак “ %{
Экспериментальные исследования по аккумулированию метана проводились с
целью уточнения полученных закономерностей и учета ряда технологических факторов, которыми пренебрегали при теоретическом рассмотрении.
Исследования были выполнены на 7 скважинах гидрорасчленения на шахте им. В.И.Ленина ПО «Карагандауголь». Время аккумуляции изменялось от 0,5 до 30 суток. В ходе экспериментов было установлено, что на эффективность аккумуляции большое влияние оказывает режим работы станка- качалки, с помощью которого осуществляют извлечение рабочей жидкости из пласта. Причиной этого является увеличение утечек газа по насосно-компрессорным трубам во время работы станка-качал-ки с ростом давления газа в скважине и снижением водопритока к ней. Для снижения утечек необходима ежедневная корректировка режима работы станка-качалки — установление минимально необходимого срока и периодичности его работы.
Извлечение рабочей жидкости проводится до прекращения водопритока к скважине и возобновляется при извлечении газа после падения устьевого давления до атмосферного.
При выпуске газа объем аккумуляции определяется газовыми счетчиками типа РГ. Выпуск газа осуществлялся в две стадии. На первой величина дебита регулировалась так, чтобы она не превышала допустимых значений, а устьевое давление было больше атмосферного. На второй стадии давление на устье было равно атмосферному, а дебит газа постепенно снижался до установившегося перед аккумуляцией.
В ходе дальнейшей эксплуатации было установлено значительное увеличение дебита газа (на 30-60%), наблюдающееся в течение 3-5 месяцев, на скважинах, где проводилась длительная аккумуляция (в течение месяца). Объяснить это только повышением давления газа в фильтрующем объеме невозможно. По-видимому, здесь также имеет место повышение фазовой проницаемости прискважинной зоны, т.к. прекращение водопритока говорит об оттеснении рабочей жидкости из фильтрующего объема в поровое пространство, а так-
Это позволяет предположить, что эксплуатация скважин в режиме с периодической сменой аккумуляции газовыделением позволит увеличить объем извлечения метана за цикл по сравнению с постоянным газовыделением за такой же период времени.
Проведенные исследования показали, что объем аккумуляции зависит в основном от величины установившегося дебита газа, времени аккумуляции, режима работы станка-качалки и может достигать 10-15 тыс.м за месяц при установившемся дебите 0,5 м /мин.
Высокая эффективность резервирования за 5-6 часов позволяет организовать двухсменную работу на потребителя газодобывающего комплекса практически без потерь газа.
Длительное резервирование (в течение 1 мес.) позволяет решить вопрос плановопредупредительных ремонтов и аварийных работ продолжительностью до двух недель.
Ряд способов использования метана, например, производство метанола и моторного топлива, требуют давления газа на входе в установки порядка 1 МПа. С учетом того, что повышение давления газа является наиболее дорогостоящей операцией при его подготовке, возможность извлечения метана при повышенном давлении на устье скважин представляет большой интерес и с практической точки зрения, т.к. необходимо знать, насколько падает дебит скважин при увеличении устьевого давления.
Из применяемых способов дегазации только при заблаговременной подготовке шахтных полей на основе гидрорасчленения возможно достижение давления на устье скважин 1 МПа.
Для решения задачи о газовыделении из угольного пласта была принята блочнотрещиноватая модель пласта с полной проницаемостью трещин в зонах гидрорасчленения и постоянным размером блока по зоне.
Данная задача решалась аналитически с последующей корректировкой на основе натурных экспериментов.
В принятой модели уравнение течения газа в изотропнооднородной недеформи-руемой среде без учета сопротивления системы трещин и движения жидкости можно записать в виде:
. тм дР2 л а
р 2 _ р 2-___-----2. р
2 ГУ ах м > 2' V/ у (8)
пьр0У дР2 9скв Р0 * зг
где Р2, Ру — давление газа соответственно в блоках и на устье скважины; а — газоносность пласта; у — произведение коэффициентов Лэнгмюра данного угольного пласта;
Усы — дебит скважины.
В результате решения задачи получена зависимость дебита скважины q от давления на устье Ру:
4Р*е~У
ч = ч\\-е-У?
(9)
где ср — дебит скважины при Р = Р0 “0,1 МПа;
а-Р**
у = 2рар**-\п—^ у а+Р**
Анализ зависимости (9) показывает, что при увеличении устьевого давления до 0,5 МПа дебит газа уменьшается не более чем на 3% (при пластовом давлении 3 МПа), а при увеличении до 1 МПа — на 15%.
Следует отметить, что полученные выводы основаны на оценке газодинамической ситуации и не учитывают характер извлечения воды при повышенном давлении газа в скважине.
Экспериментальная проверка полученной зависимости и уточнение параметров эксплуатации скважин при повышенном давлении газа осуществлялась на 14 скважинах гидрорасчленения на поле шахты им.В.И.Ленина ПО «Карагандау-голь» прямым и косвенным методами.
Анализ кривых восстановления давления (КВД) позволяет оценить время стабилизации дебита скважины при определенном устьевом давлении. Результаты замеров газовыделения до и после спуска глубинных насосов на большую глубину позволяют оценить влияние избыточного давления на дебит газа. Избыточное давление столба жидкости по семи скважинам изменялось от 0,1 до 0,75 МПа. величина газовыделения при этом составляла 10-30 тыс.м /мес., за иаслючением ckb.N5 с дебитом до 4 тыс.м /мес. Увеличение газовыделения через скважину N4 после удаления 11-метрового столба жидкости составило 8 %, а на скважине N11, где наблюдался максимальный столб жидкости (76 м), газовыделение увеличилось вдвое.
По остальным скважинам при снятии избыточного давления от 0,2 до 0,35 МПа газовыделение увеличилось на 12-35%. Исключение составляет скважина, где дебит метана возрос вдвое. Необходимо учитывать, что в подобных случаях эффект действия избыточноего давления резко усиливается в результате снижения фазовой проницаемости по газу угольного пласта и скважины.
Анализ кривых восстановления давления показал, что через три года после начала освоения давление газа достигает 0,6-0,8 МПа за 1-2 сут. после закрытия скважины. На пятом году эксплуатации максимальное нарастание давления газа за тот же промежуток времени составляет 0,3-0,5 МПа, а на некоторых скважинах не превышает 1 МПа.
Давление газа 0,6-0,8 Мпа достигалось только через 10-15 сут.
С учетом того, что время выхода на стационарный режим в 3-4 раза превышает время достижения данного давления в режиме снятия КВД, время выхода на стаци-
онарный режим при давлении на устье 0,6-0,8 МПа на третьем году эксплуатации составит 3-6 сут., а на пятом 30-45 сут.
В то же время необходимо отметить, что с ростом давления газа на устье скважины резко возрастают его утечки на насосно-компрессорным трубам во время работы станка-качалки и значительно снижается доля используемого газа.
Исследования скважин гидрорасчленения методом установившихся отборов показали, что при величинах избыточного давления газа на устье скважины до 0,45 МПа падение дебита газа практически не происходит, однако по мере увеличения степени дегазации увеличивается время стабилизации дебита.
Таким образом, проведенные исслед-вания показали, что возможна эксплуатация скважин гидрорасчленения при повышенном давлении газа на устье скважины до 0,6 МПа в течение первых 2-3 лет после выхода на устойчивое газовыделение при условии обеспечения раздельного времени извлечения газа и рабочей жидкости.
При последующей эксплуатации скважин с утилизацией извлекаемого газа, например, в качестве моторного топлива необходимо осуществить повышение давления газа на дожимных компрессорных станциях.Кроме того, полученные результаты позволяют предположить, что вакуу-мирование скважин гидрорасчленения незначительно влияет на газовыделение из угольного пласта при сроке их эксплуатации до 2-3 лет.
Все вышеперечисленное позволяет сделать вывод о том, что гидрорасчленение перспективно не только как способ дегазации, но и непосредственно добычи метана. Применяемая в настоящее время технология воздействия наиболее эффективна на пологих пластах при глубине их залегания до 500 м. Учитывая горно-геологические условия отечественной угольной промышленности максимальное распространение этот способ может получить в Кузнецком бассейне.
На первом этапе для уточнения условий применения и оценки целесообразно
сти широкого использования шдрорасчле-нения как способа добычи метана необходимо осуществить опытную эксплуатадяю ограниченного числа скважин.
В качестве опытного участка выбрана южная прирезка к полю шахты «Комсомолец» АООТ <Ленинскуголь», где к настоящему времени сооружено 2 специальные скважины, через которые планируется провести извлечение метана из пластов Бреевского и Толмачевского.
Место заложения скважин выбиралось исходя из условий бурения и последующей
эксплуатации, таким образом, чтобы ее продолжительность составляла не менее 5 лет, а расстояние до ближайшей горной выработки составляло не менее 150 м.
Исходя из этого скважина N1 была заложена в 200 м от восточного вентиляционного уклона N3 пласта Бреевский, а скважина N2 — на расстоянии 200 м от скважины N1 по простиранию пласта Бреевский. Через скважину N1 осуществляется гидрорасчленение пласта «Толмачевский» и перфорация пластов Бреевский и Подбреевский, а через скважину N2 — гидрорасчленение всех этих пластов.
^Основные параметры гидровоздейст-вия, обеспечивающего эффективный радиус1 воздействия 100 м представлены в разработанной нами проектной документаций, табл.1.
После гидровоздействия скважину закрывают и выдерживают до снижения давления до гидростатического. После вскрытия скважина промывается и приступают к извлечению рабочей жидкости эрлифтным способом. При снижении водопритока переходят к освоению глубинными штанговыми насосами с приводом от станков-ка-
чалок. В ходе освоения и эксплуатации этих скважин уточняются характеристики угольных пластов, технология гидровоздействия, определяются газогидродинамические параметры пластов до воздействия и в процессе освоения скважин. На основе комплекса исследований и результатов эксплуатации данных скважин определяется целесообразность использования данного способа для добычи метана.
© Н. И. Крас/ок, Є.А. Косьминов, К. С, Коликов
Таблица 1
Проектные показатели процессов гидрообработки угленосной толщи
Комер скважины Ин- декс пла- ста Мощность пласта, м Циклы Темп нагнетанф} р^ючей жидкостиЮ м /с Ожидаемое давление на входе в пласт, МПа Объем эакач-ки рабочей жидкости у циклам,м
глубина залегания, м Рабочий Максималь- ный Максим. Рабочее
Толмачевский 1 Вй-25'Г.:;- .
II 30 35 1600
469,0 2167
2, Толмачевский 1 20 25 23,45 21,1 1000
1600
469,0 пі 40 1 45 2167
3. Бреевский 3.0 Ж: :■ 20 20,40 18,36 1600
11 30 40 2400
408,0 3266
