CC BY
30
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ “НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 97"
МОСКВА, МГГУ, 3.02.97 - 7.02.97
СЕМИНАР 1 “ ПРОБЛЕМЫ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ (ДОБЫЧИ) МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
С.В.Сластунов, проф.,д.т.н.,
К.С.Коликов, к.т.н.,
Московский государственный горный университет
Г.М.Презент, к.т.н.,
И.А.Швец, к.т.н.
С.М.Горбунов, к.т.н.
Ф.А.Муллагалиев, к.т.н.
АО ИСПАТ-КАРМЕТ
ЗАБЛАГОВРЕМЕННАЯ {ДЕГАЗАЦИЯ ШАХТНЫХ ПОЛЕЙ КАРАГАНПИНСКОГО БАССЕЙНА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АКТИВНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
С ПОВЕРХНОСТИ
Большое научное и практическое значение данного направления требует проведения подробного анализа всех ранее выполненных работ в этой области. Карагандинский бассейн являлся одним из двух бассейнов бывшего СССР, где способ заблаговременного снижения газоносности угольных пластов путем их гидрорасчленения проходил опытнопромышленную проверку.
За все время исследований и внедрения этого способа в бассейне было пробурено и обработано более 120 скважин. Следует отметить, что существенная их часть была использована для интенсификации газовыделения пластовых скважин при реализации комплексного способа дегазации. Срок освоение скважин и извлечения через них метана не превышал 1-1,5 лет. При заблаговременной дегазационной подготовке срок эксплуатации скважин должен составлять не менее 3- 4 лет. Этому критерию соответствуют всего четыре, участка ра„двух шахтных полях: на восточном крыле,
юго-западном крыле, глубоких горизонтах шахты "Сокурская" и на восточном крыле шахты им.Ленина, где было про-
бурено и обработано, соответственно, 3, 3, 16 и 14 скважин.
По горно-геологическим и технологическим условиям среди этих объектов следует выделить три группы: I -
ш.им.Ленина (скв. N1-14) и на восточном крыле шахты "Сокурская" (скв.N98 и 99); II - на восточном крыле (скв. N8) и юго-западном крыле (скв.N1-3) ш."Сокурская"; III - на глубоких горизонтах ш."Сокурская" (скв^ 12-27).
Для первой и второй группы глубина залегания обрабатываемых пластов не превышает 450-480м.
В первой группе обрабатывался один мощный пласт, во второй - свита пластов. В третьей группе глубина залегания пластов более 550 м, достигает 700-800 м. Обрабатывалась свита пластов.
На объектах первой и второй группы (глубина залегания до 500м) были получены стабильные, положительные результаты.
Так , на юго-западном крыле шахты "Сокурская" объем извлечения метана через скважины гидрорасчленения N1 и N2 составил, соответственно, 1,38 и 1,6 млн.м3, а съем составил 3,3 и 3,8
м3/т . Следует отметить, что из-за преобладавшей в то время тенденции к комплексному способу дегазации, не обеспечивались максимальные сроки освоения скважин гидрорасчленения и в дальнейшем зоны некоторых из них были обурены пластовыми скважинами (скв. N1,2, 98 ).
С учетом извлечения пластовыми скважинами съем метана достигал 8-9 м3/т. На всех участках отмечено снижение газообильности подготовительных выработок. В зависимости от срока освоения скважин абсолютная га-зообильность выработок была снижена на 20-56 %, скорость их проведения увеличилась в 1,36-1,9 раза и в среднем по зонам составляла 6,7 - 8,9 м/сут. Показатель выбросоопасности Я1 не превышал критического значения. Значительно выросла длина тупиковой части выработки. А на восточном крыле шахты "Сокурская" в зонах скважин N 8 , 98 , 99 впервые было пройдено одним забоем более 400 м.
На объектах третьей группы - глубоких горизонтах шахты "Сокурская" получены низкие результаты. Так, дебит большинства скважин был в 4 - 6 раз ниже дебита скважин на шахте им.Ленина, соответственно снизился и суммарный объем извлечения. Еще более низкие показатели по съему метана с тонны запасов. Эти результаты явились одной из причин сокращения и затем временной приостановки работ в бассейне по данному направлению.
На наш взгляд, этот результат явился следствием того, что, во-первых, была использована технология гидрорасчленения без закрепления трещин, во-вторых, нарушениями технологии обработки и освоения скважин.
Как подтвердили в дальнейшем теоретические и лабораторные исследования с увеличением глубины залегания пласта увеличивается скорость затекания трещин, которая зависит также от вида рабочего агента (жидкость или газ) и его
состава . Для мощных пластов ( 5-6 м) Промышленного и Саранского участков в зависимости от прочности угля критической глубиной, на которой происходит потеря устойчивости созданных во время воздействия трещин, является 500 - 550 м.
Следует подчеркнуть, что при заблаговременной дегазации свиты угольных пластов в ходе обработки каждого вышележащего пласта происходит пригрузка ранее обработанных, что может интенсифицировать процесс затекания трещин.
Кроме того, при такой схеме обработки и эксплуатации скважин значительно усложняется контроль объемов извлекаемого газа из каждого пласта.
Выходом в этих условиях может быть либо последовательная дегазация пластов, либо их одновременная обработка. Однако в первом случае кардинально увеличиваются сроки эксплуатации скважин. Во втором - необходима другая технология обработки и по прежнему остается проблема контроля извлекаемого газа из каждого пласта.
Наглядным подтверждением интенсификации затекания образованных систем трещин с ростом глубины залегания пласта является увеличение самоиз-лива рабочей жидкости. Так на шахте им.Ленина при глубине залегания пласта с16 360 - 440 м величина самоизлива в основном изменялась от 2,4 до 9,1 % от объема закачки и в среднем составляла
5.3 % , в то время как на глубоких горизонтах шахты "Сокурская" при обработке пласта к12 на глубине 580 - 660 м эти величины составляли соответственно от
8.4 до 20,2 % , при среднем значении -
13.4 %.Таким образом, при прочих равных условиях величина самоизлива отражает эффективность обработки.
В ходе опытно-промышленной проверки способа заблаговременной дегазации угольных пластов на основе их гидрорасчленения кроме комплекса исследований по оценке эффективности способа по снижению выбросоопасности
угольного" пласта и газообильности очистных и подготовительных выработок были выполнены предварительные работы по совершенствованию непосредственно технологии активного воздействия (пневмовоздействие, пневмогидровоздействие, циклическое воздействие, расчленение с использованием сжиженного газообразного азота и ряд других).
Целью этих исследований являлось повышение эффективности воздействия, интенсификации освоения и газовыделе-ния скважин, увеличение радиуса влияния и повышения равномерности обработки, что в конечном итоге позволит значительно повысить технико - экономические показатели способа и решить вопрос промысловой добычи метана. К настоящему времени отработаны технологии ряда воздействий, решается вопрос оптимизации ряда параметров.
Одной из актуальных проблем, возникающих при освоении скважин гидрорасчленения является интенсификация газовыделения. Для этого в бассейне использовались следующие способы: промывка скважин и прискважинной зоны пласта; дополнительная перфорация обсадной колонны; закачка водопесчаной смеси; пневмооттеснение; циклическая пневмообработка и ряд других.
Следует отметить большой разброс полученных результатов, когда один и тот же способ в одном случае позволяет кардинально увеличить величину газовыделения, а в другом случае не дает никакого результата. Так, наиболее эффективное пневмовоздействие на одной и той же скважине N8 ш.им.Ленина в первом случае позволило увеличить дебит метана с 0,17 до 0,52 м3/мин, во втором при значительно больших объемах закачки дебит увеличился с 0,14 до 0,28 м3/мин. На скважине N5 после пневмоо-теснения дебит метана увеличился только с 0,03 до 0,08 м3/мин, а на скважине Nile 0,04 до 0,7 м3/мин. После обработки прискважинной зоны карбомидом
через скважину N11 дебит снизился с 0,7 до 0,3 м3/мин. Такое положение явилось следствием того, что способы интенсификации применялись без должного обоснования. Необходимо в каждом конкретном случае определять причину снижения или низкого газовыделения скважины.
Эта задача решается проведением периодических газогидродинамических испытаний скважин, анализ результатов которых позволяет определить причину снижения газовыделения, выбрать оптимальный способ интенсификации и определить его параметры.
Освоение скважин гидрорасчленения осуществлялось глубинными штанговыми насосами с приводом от станков-качалок. Для интенсификации освоения скважин на начальном этапе освоения в ряде случаев применялся эрлифт.
Как показала практика при освоении скважин глубинными насосами максимальный объем ремонтно-
практических работ приходится на первый год эксплуатации. Одной из основных причин является зашламовывание насоса.
Для повышения эффективности работы скважин гидрорасчленения и с учетом опыта их эксплуатации на шахтах бассейна, был разработан "Регламент освоения скважин гидрорасчленения", одним из основных требований которого является освоение скважины с постепенным увеличением глубины спуска насоса. В этом случае предотвращается возможность разрушения призабойной части пласта и интенсивный вынос шлама вследствие большой депрессии. Сокращение остановок в начальный период освоения крайне важно, т.к. они приводят к значительному снижению газовыделения, восстановление которого часто требует проведения дополнительных мероприятий по интенсификации. Кроме того, для контроля за работой скважинных штанговых насосов следует проводить динамометрирование скважин, по-
зволяющее определить нагрузку на сальниковый шток, не поднимая насос на поверхность, и на основе этого выявлять неполадки в работе.
Необходимо подчеркнуть, что все эти работы выполнялись для дегазации угольных пластов и снижения их выбро-соопасности, т.е. целью являлось повышение безопасности ведения горных работ, а не добыча метана. Это налагает определенные требования к способу. Основным является обеспечение необходимой степени дегазации пласта в пределах всего участка. В ходе ведения очистных и подготовительных работ в зонах гидрорасчленения установлено, что величина съема метана снижается с увеличением расстояния до скважины. При проведении подготовительных выработок наблюдались повышенные газо-выделения, не соответствующие этой зависимости. Эти повышения были связаны с пересечением выработкой основных систем трещин. Для улучшения условий проведения подготовительных выработок целесообразно расположение скважин гидрорачленения не по центру выемочного столба, а с некоторым смещением в сторону ранее проводимой выработки. При этом срок эксплуатации скважин должен определяться не средним съемом по зоне обработки, а минимальным извлечением и допустимым газовы-делением подготовительной выработки.
Более подробно следует остановиться на результатах, полученных при освоении 14 скважин на поле шахты им.Ленина. Обработка угольного пласта (16 была проведена в 1982 - 83 г.г. рабочей жидкостью в режиме гидрорасчленения с добавками ПАВ (ДБ). Темп закачки рабочей жидкости составлял 80-90 л/с . Закачка раствора соляной кислоты осуществлялась темпом 30 - 40 л/с. Общий объем закачки через одну скважину составлял около 5600 м3.
Освоение скважин осуществлялось до 1991 г. За это время было извлечено более 18 млн.м3 метана при концентрации
95-99 %. Фактически эксплуатировалось 13 скважин, т.к. скважина N14 была подрезана горными работами по пласту (1б. Изменение среднего дебита метана за этот период представлено на рис. 1. Возможности интенсификации газовыделе-ния из скважин показаны на рис.2 . Увеличение дебита метана было достигнуто применением пневмовоздействия в 1985 г.
0.8
0.6'
0.4
0.2
0
Рис.1. Среднее газовыделение одной скважины в 1984-1991 г.г.
По результатам эксплуатации этих скважин были оценены затраты на извлечение метана при заблаговременной дегазационной подготовке, для чего разделены капитальные и эксплуатационные затраты.
В качестве капитальных были выделены затраты на:
• сооружение скважин;
• сооружение поверхностного комплекса;
• собственно гидрорасчленение.
К эксплуатационным были отнесены затраты на:
• освоение скважин;
интенсификацию газовыделения
Рис. 2. Динамика газовыделения скважины № 11
При определении приведенных затрат величина капитальных затрат определялась с учетом фактора времени по формуле сложных процентов.
Для условий шахты им. Ленина, при среднем газовыделении скважины 0,5 м3/мин удельные приведенные затраты составляли 0,093 руб/м3 (в ценах 1990 г.). При извлечении метана традиционными способами дегазации затраты на извлечение 1 м3 метана составляли 0,04 -0,07 руб/м3.
С учетом того, что после заблаговременной дегазационной подготовки не требуется использования текущих способов дегазации, их затраты следует вычесть из издержек на освоение скважин. В этом случае удельные приведенные затраты составят не более 0,06 руб/м3.
Необходимо отметить, что целесообразность добычи метана должна определяться при сравнении приведенных затрат с замыкающими затратами на данное сырье в конкретном регионе. В 1990 г. замыкающие затраты на газ для Карагандинского бассейна составляли 0,061 руб/м3, что позволяет говорить о потенциальной возможности добычи метана из угольных пластов.
Следует отметить, что на шахте им.Ленина не были использованы все уже освоенные возможности по снижению
капитальных и эксплуатационных затрат:
• переоборудование геологоразведочных скважин в скважины гидрорасчленения, стоимость сооружения которых достигает 50 % общего объема затрат;
• оптимизация типоразмеров применяемого оборудования, например, станков-качалок, позволяющая снизить амортизационные отчисления и потребление электроэнергии;
• повышение эффективности освоения скважин и интенсификации газовыделения за счет проведения динамометрирова-ния и газогидродинамических испытаний скважин.
Предварительные укрупненные расчеты показывают, что при реализации этих мероприятий приведенные затраты могут быть снижены на 30-35 %.
Кроме того , в настоящее время ведутся активные работы по повышению эффективности непосредственно воздействия на угольный пласт. Среди них надо выделить технологически отработанные циклическое пневмогидровоздействие, кавернообразование в прискважинной зоне пласта и ряд других. При этом необходимо учитывать возможность дальнейшей отработки угольного пласта, т.к. в этом случае использование мероприятий типа кавернообразования недопустимо.
В 1996г. была начата утилизация метана на обогревателе нового клетевого ствола ш.им.Ленина. Первоначально утилизировалась метановоздушная смесь, извлекаемая традиционными способами дегазации: пластовыми скважинами и скважинами из разгруженного массива. Однако из-за низкой концентрации метана, наиболее часто наблюдавшейся именно в периоды похолодания, эффективность работы обогревателя была недостаточной. Для улучшения его работы был опробован ряд источников
: •*;
: *о »
1906
9 И
193-
1991
газовыделения. подключение которых позволило бы увеличить концентрацию метана в утилизируемой смеси. Среди этих перспективных источников были исследованы 8 скважин гидрорасчленения. освоение которых было прекращено 5 и более лет назад. На семи скважинах в режиме вакуумирования были получены дебиты метана от 0,4 до 2 м3/мин при концентрации 40-80%.
Для обеспечения необходимой концентрации в утилизируемой смеси были подключены к ВНС скважины N6 и N7, суммарный дебит метана которых изменялся от 1,7 до 3,0 м3/мин при концентрации от 50 до 90 %. Эти данные говорят о том, что срок эксплуатации скважин и. как следствие, объем извлечения метана могут быть существенно увеличены, что отразится и на конечных экономических показателях, т.к. по мере освоения скважин снижаются эксплуатационные затраты.
Заблаговременная дегазация позволила обеспечить подготовку угольного пласта одиночными выработками в зонах гидрорасчленения, в то время как вне зон подготовка осуществляется парными выработками (рис.З).
Сокращение проведения подготовительных выработок только на 50 % отработанных запасов уже составило 1500 м, что дало экономический эффект почти в три раза превышающий все затраты на заблаговременную дегазацию в сопоставимых ценах.
Следует отметить, что при этом не учитывается будущий эффект от повышения нагрузки на очистной забой, а также эффект от утилизации метана.
поле шахты им Ленина в зоне скв ГРГ1 и ПГВ М№ 1-14
Таким образом, анализ результатов заблаговременной дегазационной подготовки пласта <У6 на поле шахты им.Ленина позволяет сделать вывод о том, что добыча метана из угольных пластов экономически оправда-на.Основной задачей в этом случае является правильный выбор объекта. В то же время из-за значительных капитальных вложений и с учетом экономической нестабильности более целесообразным является проведение таких работ на перспективных участках шахтных полей. При этом срок эксплуатации скважин до проведения подготовительных выработок должен быть не менее 5-7 лет.
© Авторов
