Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ технологических решений повышения эффективности дегазации угольных пластов методом гидроразрыва 9
1.1 Проблема метана угольных пластов и технологические схемы дегазации углепородного массива 10
1.2 Пути интенсификации дегазации с помощью метода гидроразрыва 15
1.3 Технические решения ГРП 28
Выводы 38
2 Численные исследования напряженно-деформированного состояния массива при наличии системы трещин гидроразрыва 41
2.1 Построение модели углепородного массива 41
2.2 Оценка области дренирования с помощью дегазационного теста 48
2.3 Влияние трещин разрыва на напряженное состояние углепородного массива 49
2.4 Анализ полученных результатов 59
Выводы 61
3 Разработка способа синхронного направленного гидроразрыва в шахтных условиях и технические средства его реализации 62
3.1 Разработка способа синхронного направленного гидроразрыва 62
3.1.1 Синхронный разрыв системы параллельных скважин 62
3.1.2 Исследование свойств жидкости разрыва на основе пеногеля 76
3.2 Разработка технических решений по скважинному оборудованию шахтного гидроразрыва 81
3.3 Стендовые и лабораторные испытания разработанных элементов 85
3.3.1 Оборудование для проведения гидроразрыва 85
3.3.2 Лабораторные исследования свойств пеногеля 92
Выводы 97
4 Проектирование системы дегазационных скважин с использованием синхронного направленного гидроразрыва и пеногелей в качестве рабочих жидкостей 99
4.1 Расчет системы дегазационных скважин 99
4.1.1 Моделирование углепородного массива 99
4.1.2 Методика проведения дегазационного теста 100
4.1.3 Оценка газоотдачи углепородного массива 102
4.1.4 Расчет системы скважин синхронного направленного гидроразрыва 104
4.2 Порядок проектирования синхронного направленного гидроразрыва 106
Выводы 113
Заключение 114
Список литературы 117
- Пути интенсификации дегазации с помощью метода гидроразрыва
- Влияние трещин разрыва на напряженное состояние углепородного массива
- Исследование свойств жидкости разрыва на основе пеногеля
- Оценка газоотдачи углепородного массива
Введение к работе
Актуальность темы. Современное состояние подземной добычи угля характеризуется ростом глубины, газоносности и выбросоопасности разрабатываемых пластов. Увеличивается роль предварительной дегазации угля, от эффективности которой зависят безопасность и производительность подземных работ.
Основным методом интенсификации дегазации углепородного массива, не затронутого процессом разработки, является его гидроразрыв. Увеличение проницаемости пласта получают за счет образования трещин.
Одной из проблем шахтного гидроразрыва является неуправляемое развитие трещин, высокая вероятность их выхода в борта горных выработок и подсоса воздуха в дегазационные скважины. Это приводит к снижению депрессии в зоне дегазации и концентрации метана в извлекаемой газовой смеси, что усложняет его последующую утилизацию.
Другой проблемой является выполнение разрыва горных пород водой, что приводит к их обводнению, долговременному блокированию фильтрации газа, и не позволяет в полной мере использовать возможности гидроразрыва для увеличения продуктивности дегазационных скважин.
Актуальность представленной работы обусловлена необходимостью повышения эффективности предварительной дегазации угольных пластов методом гидроразрыва, в том числе, за счёт управления конфигурацией трещин и применения рабочих жидкостей гидроразрыва с малым отрицательным воздействием на газовую проницаемость пород.
Работа выполнена в рамках Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007–2013 годы» по теме «Проведение исследований и разработка прототипа экологически безопасной технологии добычи метана из угольных пластов и подстилающих горных пород в шахтных условиях» (государственный контракт №16.515.11.5035) и Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 годы по теме «Проведение научных исследований по созданию технологии управляемого гидроразрыва для повышения эффективности и безопасности подземной добычи твердых полезных ископаемых» (соглашение № 8662).
Целью работы является обоснование параметров технологии синхронного направленного гидроразрыва для интенсификации дегазации угольного пласта, обеспечивающей эффективное извлечение углеметана.
Идея работы состоит в учете особенностей напряженно-деформированного состояния угольного пласта при его синхронном направленном гидроразрыве рабочей жидкостью с малым остаточным объемом жидкой фазы.
Задачи исследования:
– исследовать влияние напряженного состояния углепородного массива и расположение трещин гидроразрыва на метановыделение;
– установить взаимосвязь между расстоянием, при котором происходит сбойка системы параллельных скважин и параметрами их синхронного гидроразрыва;
– исследовать свойства рабочей жидкости гидроразрыва угольных пластов на основе пеногеля;
– разработать методические рекомендации для проектирования системы дегазационных скважин и проведения синхронного направленного гидроразрыва в условиях напряженно-деформированного состояния массива горных пород посредством скважин, пробуренных из горных выработок.
Методы исследований включают аналитический обзор и обобщение научно-информационных источников, патентов, нормативно-технических документов по применению методов интенсификации для дегазации угольных пластов; математическое моделирование массива и процессов развития трещин гидроразрыва; испытания экспериментальных образцов рабочих жидкостей разрыва на основе пеногелей.
Объектом исследования является газонасыщенный углепородный массив.
Предметом исследования являются параметры процесса газоотдачи уг-лепородного массива, обусловленного трещиной гидроразрыва.
Научные положения:
– размер зоны метановыделения при слиянии трещин гидроразрыва вдоль простирания пласта в 1,8–3 раза больше, чем в случае трещин той же длины вкрест простирания пласта;
– расстояние между параллельными скважинами, соединяемыми трещиной синхронного импульсного гидроразрыва линейно связано с логарифмом отношения импульсного давления к максимальному сжатию угольного пласта;
– применение рабочей жидкости гидроразрыва на основе пеногеля на 75–80% снижает объем жидкой фазы, закачиваемый в пласт, и обеспечивает малое влияние воды на фильтрацию метана к дегазационной скважине;
– решение по проектированию системы дегазационных скважин и проведению синхронного направленного гидроразрыва основывается на оценке ожидаемого метановыделения за счет перераспределения напряжений в массиве.
Научная новизна:
– выявлена количественная связь между системой трещин гидроразрыва и метановыделением из угольного пласта;
– установлено соотношение между режимом гидроразрыва и свойствами пласта, обеспечивающее объединение трещин в единую плоскость разрыва;
– разработана рабочая жидкость гидроразрыва газоносных угольных пластов с малым объемом остаточной жидкой фазы;
– разработаны методики для проектирования системы дегазационных скважин с использованием импульсного синхронного гидроразрыва угольного пласта рабочими жидкостями на основе пеногелей.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается применением сертифицированного лицензионного программного обеспечения для построения математических моделей; достаточным объемом лабораторных и натурных исследований с последующей обработкой результатов статистическими методами, которая позволяет получить сопоставимость результатов до 80%.
Личный вклад автора состоит в:
– анализе технических и технологических решений гидроразрыва для добычи метана угольных пластов в шахтных условиях, обобщении научных и практических результатов;
– построении математической модели углепородного массива и проведении численных экспериментов;
– формулировании основных требований к рабочим жидкостям гидроразрыва;
– составлении технического задания и программы исследований физических свойств жидкости разрыва;
– стендовых испытаниях экспериментального образца оборудования для гидроразрыва;
– обосновании методических рекомендаций для проведения работ по гидроразрыву.
Научное значение работы состоит в обосновании выбора параметров дегазации угольных пластов с применением метода синхронного направленного гидроразрыва.
Отличие от ранее выполненных работ заключается в комплексном подходе к решению проблемы дегазации угольных пластов, включающем построение модели метановыделения из горного массива, проведение численных исследований влияния трещин гидроразрыва на его напряженное состояние, использование пеногеля в качестве рабочей жидкости разрыва, возможность подключения разработанного комплекса оборудования к существующим шахтным системам вакуумной дегазации.
Практическая ценность работы заключается в том, что результаты выполненных исследований позволяют рассчитать расстояние между параллельными дегазационными скважинами и параметры синхронного направленного гидроразрыва с целью формирования единой магистральной трещины для интенсификации дегазации угольного пласта.
Реализация работы. Основные положения разработанных методических рекомендаций изложены в двух отраслевых методических документах: «Методика проектирования и создания дегазационных сеток с использованием управляемого продольного гидроразрыва и пеногелей в качестве рабочих жидкостей разрыва» и «Методика дегазации угольных пластов и вмещающих горных пород с применением направленного подземного гидроразрыва».
Данные методики приняты Институтом горного дела СО РАН и прошли всестороннюю экспертизу при Минобрнауки в рамках приемки результатов выполнения государственного контракта № 16.515.11.5035.
Апробация работы. Материалы диссертационной работы и её отдельные результаты докладывались автором на итоговой конференции по результатам выполнения мероприятий ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007–2013 годы» за 2011 год по приоритетному направлению «Рациональное природопользование» (Санкт-Петербург, 2011); на VIII международной научной конференции «Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых» (Новосибирск, 2012); на международном симпозиуме SGEM 2012 (Албена, Болгария, 2012); на 2-ой Российско-Китайской научной конференции (Новосибирск, 2012).
Публикации. Основные научные результаты работы изложены в 12 публикациях, в том числе в 3 статьях опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Работа содержит 130 страниц машинописного текста, включая 43 рисунка, 14 таблиц, 122 наименования работ отечественных и зарубежных авторов.
Пути интенсификации дегазации с помощью метода гидроразрыва
Для увеличения эффективности работы угольных шахт и повышения безопасности горняков при угледобыче должно быть уделено особое внимание прогнозированию и борьбе с газопроявлениями. Несмотря на большое количество данных о свойствах углей в различных геологических условиях, фазовые состояния метана и физические механизмы его выделения в шахтах остаются недостаточно изученными [1, 2]. Исследования показывают [3-7], что метан частично содержится в газовой фазе трещинах, порах, макроскопических полостях, а частично — в сорбированном виде на внутренних поверхностях и в целостных блоках угля [8].
Экспериментальные данные [9, 10], базирующиеся на методиках сорбции и ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), позволяют утверждать, что метан входит внутрь целостного блока и на его поверхность в молекулярном виде, т.е. не происходит диссоциации молекул метана, а их связь с угольным веществом обеспечивается главным образом силами Ван-дер-Вальса.
Сорбированный углем метан распределяется между твердым раствором (абсорбция) и поверхностью трещин (адсорбция). Так как уголь обладает весьма разветвленной внутренней поверхностью, поэтому количество адсорбированного метана может быть сопоставимо с количеством абсорбированного [8].
Для добычи метана из угольного пласта широко применяются методы дегазации. Дегазация угольных пластов – совокупность технических решений, направленных на извлечение и улавливание метана, выделяющегося из различных источников, с изолированным отводом на поверхность или в горные выработки.
Согласно общепризнанной классификации [11], разделяют два вида дегазации углепородного массива: текущая и предварительная.
В первом случае происходит каптирование метана, выделяемого окружающими пластами вследствие ведения горных работ. Во втором случае извлечение газа из массива происходит до начала очистных или подготовительных работ с помощью скважин, пробуренных из горных выработок, либо с поверхности.
Благодаря надлежащей практике применения методов текущей дегазации на выемочном участке с длинным забоем в нормальных горно-геологических условиях, как правило, удается каптировать от 50 до 80% всего газа. В большинстве случаев достижима задача по каптированию 50% газа на всей шахте. При использовании систем текущей дегазации практически в любых условиях ведения горных работ, за исключением наиболее сложных, удается обеспечивать концентрации метана в откачиваемой смеси на уровне 30% и выше, а при применении методов предварительной дегазации достигается концентрация 60% и более.
Выделяют три основных способа бурения дегазационных скважин текущей дегазации [11, 12].
1) Направленные горизонтальные скважины. Бурение производится из конвейерного штрека или специально подготовленных для бурения галерей. Скважины могут пробуриваться в окружающие породы, в которых будет происходить разгрузка от давления по мере отхода очистного забоя. Из разгруженных пород газ по мере его миграции в верхнем направлении поступает в зоны переноса и удаляется из массива.
2) Скважины вкрест простирания пласта. Существуют различные схемы проведения таких скважин; они служат для дегазации горных пород кровли и подошвы по мере их разгрузки от давления, возникающей в результате выемки угля. Одна серия скважин, опережающая длинный забой при отработке угля обратным ходом, пробуривается по перекрывающим кровлю породам позади забоя. Скважины такого типа обычно являются более эффективными по сравнению со скважинами, пробуренными до начала ведения горных работ, поскольку последние в любом случае повреждаются по мере продвижения забоя по горным породам после начала ведения в лаве очистных работ. Как правило, перекрестные скважины, пробуриваемые позади длинного забоя, позволяют добиваться более высокой эффективности каптажа газа и поддерживать более чистый состав газа по сравнению со скважинами, пробуренными перед очистным забоем. Вместе с тем с обратной стороны забоя необходимо поддерживать кровлю выработок за счет формирования породных стенок, а, кроме того, в некоторых случаях нужно создать перемычку, изолирующую выработанное пространство. Перемычки, изолирующие выработанное пространство от конвейерного штрека, открытого в призабойное пространство, служат для усиления крепи конвейерного штрека и изоляции выработанного пространства от попадания туда воздуха с целью минимизации опасности самовозгорания.
Схемы дегазации углепородного массива над выработанным пространством с использованием скважин, пробуренных с дневной поверхности: а) с использованием вертикальных скважин; б) с использованием горизонтальных скважин.
Эти скважины бурятся таким образом, чтобы газ, мигрирующий в верхнем направлении из подстилающих разгруженных от давления и нарушенных пластов горных пород, отводился через нижний участок скважины. Эксплуатация скважин обычно осуществляется в условиях частичного вакуума. Необходимо не допускать чрезмерного всасывания газов, при котором из-за поступления больших объемов шахтного воздуха происходит разбавление метана до концентраций ниже 30%. При падении концентраций до уровня ниже 25–35% такие скважины над выработанным пространством должны закрываться.
Помимо указанных методов, еще одним эффективным способом сокращения выделений метана в действующие шахтные выработки является устройство газодренажных галерей над примыкающими к длинному забою выработками или под ними, а также отвод газа из прежних выработок, которые находятся в пределах нарушенной зоны [11].
В рамках стратегии проведения текущей дегазации могут применяться либо один, либо все эти методы. Выбор методов и схемы зависят от требований к эффективности дегазации, горно-геологических условий, пригодности метода для целевой зоны с наибольшей газообильностью, а также от затрат. Предварительная дегазация углепородного массива получила широкое распространение. Она проводится до начала разработки угольного пласта и может осуществляться с помощью скважин, пробуренных как с поверхности, так и непосредственно из выработок. При небольших глубинах залегания угля для извлечения метана используют параллельные скважины глубиной по 100–250 м и диаметром 80–120 мм, пробуренные через 10–25 м. Различные схемы расположения подземных дегазационных скважин даны в методических рекомендациях о порядке дегазации угольных шахт [13]. Например, на рисунке 1.2 приведен пример рекомендуемой системы дегазации при проведении вертикальных выработок.
Влияние трещин разрыва на напряженное состояние углепородного массива
Для оценки размеров области дегазации в углепородном массиве, а также влияния разгрузки массива на его газоотдачу использовались экспериментальные данные, которые получают в ходе проведения дегазационного теста. Подробное описание методики проведения данного теста приведено в главе 4.
По результатам измерений строят зависимости удельного газовыделения от напряженного состояния углепородного массива для вертикальной и горизонтальной компонент поля напряжений. Дегазационный тест повторяют в нескольких местах исследуемого угольного пласта с усреднением результатов измерений. Пример итоговой зависимости газовыделения от горного давления показан на рисунке 2.7 [54].
Оценка размеров области дегазации по результатам построения математической модели была проведена на основании того, что газовыделение в массиве существенно возрастает, когда напряжения принимают значения 2,0 МПа и ниже. Таким образом, при анализе распределения напряжений выделялись «полезные области» достаточной разгрузки, показывающие зоны преимущественного дренирования в углепородном массиве.
Влияние трещин разрыва на напряженное состояние углепородного массива В ходе численных экспериментов отрабатывалась методика расчета напряженно-деформированного состояния углепородного массива, содержащего различные комбинации плоскостей продольного гидроразрыва, определялись оптимальные сочетания и параметры базовых элементов технологической системы трещин продольного гидроразрыва, в т.ч. одиночных трещин вдоль и вкрест простирания угольного пласта, системы двух трещин вкрест простирания, системы из трещин вдоль и вкрест простирания угольного пласта и др. Также варьировались значения внешних напряжений и тип деформирования угольного пласта (см. рисунок 2.1).
Для моделирования трещин гидроразрыва использовались встроенные средства программного продукта FLAC, например, моделирование щелью заданной длины и толщиной в один элемент разбиения сетки. Высота элементов в угольном пласте составляла 10 см и была выбрана исходя из экономии расчетного времени при достаточной точности получаемого решения. С другой стороны, экспериментальные данные, полученные при вскрытии угольного пласта после проведения операции его гидроразрыва, подтверждают возможность формирования трещин шириной 4–7 см [104], поэтому выбор разбиения сетки и связанная с ним ширина трещины являются обоснованными. Значения остальных механических параметров изменялись от нулевых значений до величин характерных для плоскостей ослабления угольного пласта (см. таблицу 2.2).
Разгрузка проводилось за счет ввода в модель углепородного массива (в угольный пласт и/или вмещающие горные породы) одной или нескольких протяженных трещин различных размеров и ориентации. По расположению трещин эксперименты можно разделить на несколько основных групп. 1) Горизонтальные (вдоль простирания пласта) трещины: а) единичныетрещины; б) две параллельные трещины. 2) Вертикальные (вкрест простирания пласта) трещины: а) единичные трещины; б) две параллельные трещины. 3) Комбинация двух трещин различных ориентаций.
В ходе экспериментов оценивались степень и размеры области разгрузки углепородного массива, т.е. параметры определяющие скорость газовыделения и охват воздействием газоносной толщи пород.
Как видно из рисунка 2.8, «полезная область» (см. раздел 2.2), сформированная 10-метровой горизонтальной трещиной, имеет овальную форму с максимальным размером 13 метров, а сформированная 30-метровой трещиной — 34,5 метра (рисунок 2.9).
Рисунок 2.8 — Распределение минимального сжатия в модели углепородного массива в присутствии 10-метровой горизонтальной трещины. Рисунок 2.9 — Распределение минимального сжатия в модели углепородного массива в присутствии 30-метровой горизонтальной трещины.
Оценка поперечной длины «полезной области» горизонтальной трещины при низкой газоносности вмещающих пород не представляет большого интереса. В этом случае значение имеет только зона разгрузки угольного пласта, который, как видно из рисунков 2.8–2.9, при наличии горизонтальной трещины разгружается практически на всю свою мощность по всей длине трещины.
При формировании вертикальной трещины «полезная область» не имеет гладкой формы в связи с различием свойств пластов, попавших в зону разгрузки. Исходя из рисунка 2.10, максимальный размер «полезной области» в массиве с вертикальной трещиной 10-метровой длины достигает 14 метров, а в пласте угля — 6,0–6,5 метров. Рисунок 2.10 — Распределение минимального сжатия в модели углепородного массива в присутствии 10-метровой вертикальной трещины.
Распределение минимального сжатия в модели углепородного массива в присутствии 30-метровой вертикальной трещины. Данные об искривлении траектории трещины при е развитии в массиве вследствие действующих напряжений указывают на невозможность формирования длинных разрывов заданной направленности из одной скважины. Дополнительным ограничением длины трещины служит объем закачиваемой рабочей жидкости, поэтому для дальнейших численных исследований были выбраны комбинации 10-метровых трещин.
На рисунках 2.12–2.14 представлены расчетные распределения напряжений при различных расстояниях между 10-метровыми вертикальными трещинами. Видно, что при большом расстоянии между трещинами они практически не оказывают влияния друг друга (рисунок 2.12).
Распределение минимального сжатия в модели углепородного массива в присутствии двух 10-метровых вертикальных трещин, разнесенных на расстояние 20 м.
Разгрузка массива вблизи каждой из них схожа с разгрузкой в случае единичной вертикальной трещины (рисунок 2.10). При малых расстояниях между трещинами (рисунок 2.12) картина распределения напряжений так же почти не отличается от случая с единичной трещиной (рисунок 2.10). При размещении трещин на расстоянии примерно равном длине трещин (рисунок 2.13) разгрузка угольного пласта наблюдается на всем промежутке между трещинами. В этом случае максимальный размер «полезной области» в угольном пласте составляет около 16,0–16,5 метров. Для получения в угольном пласте «полезной области» такого размера с помощью единичной трещины необходимо использовать либо горизонтальную трещину длиной 16–17 метров, либо вертикальную трещину длиной 30–35 метров.
Исследование свойств жидкости разрыва на основе пеногеля
Проведенные исследования влияния окислителя и восстановителя в реакции (3.13) на устойчивость пены показали, что концентрация окислителя и восстановителя в системе должна находиться в интервале 1,2-1,5 моль/литр. При уменьшении концентрации пенообразование происходит медленно, пена неустойчивая, кратность пены невысокая (около 2). Это связано с небольшой разницей между скоростью образования пены и скоростью ее разрушения. При увеличении количества окислителя и восстановителя скорость реакции увеличивается, кратность пены возрастает до 20, но пена крупнодисперсная, неустойчивая и со временем разрушается.
При уменьшении концентрации катализатора А1С13 ниже 1,5%, скорость реакции снижается (реакция практически не идет) и в результате получается неустойчивая крупнодисперсная пена невысокой кратности. При увеличении концентрации катализатора выше 2,5% вместо азота N2 наблюдается выделение NO2 по реакции:
Таким образом, в ходе исследований установлены оптимальные концентрации окислителя, восстановителя и катализатора в реакции (3.13), способствующей генерации устойчивой мелкодисперсной азотной пены в растворе МЦ.
Фактором, вызывающим гелеобразование в растворе МЦ, является температура. При низких температурах растворы МЦ маловязкие, при высоких — превращаются в гели. Процесс фазового перехода «раствор-гель» обратим. При охлаждении гель снова превращается в жидкость, при повторном нагревании опять образует гель и так многократно. Зависимость вязкости раствора МЦ от температуры имеет экстремальный характер — при нагревании происходит сначала постепенное снижение вязкости от 40-70 мПа с до 5-20 мПа с, а при достижении температуры гелеобразования (фазового перехода) — резкое увеличение вязкости до 100-2000 мПа с (в 5-100 раз). Температура, при которой вязкость принимает минимальное значение, соответствует НКТР. Циклическое реверсирование температурного режима (чередование процессов нагревания и охлаждения) показали воспроизводимость реологических параметров разработанных гелей.
Температуру и время гелеобразования в интервале от 30 до 120 оС можно регулировать неорганическими и органическими добавками. Наибольшее снижение НКТР вызывают соли, содержащие анион С1 , а увеличение НКТР — соли с анионом CNS. Влияние солей, содержащих анион NO3, промежуточное — небольшое увеличение или уменьшение температуры гелеобразования в зависимости от катиона. Существенно увеличивают НКТР тиомочевина, этиловый и изопропиловый спирты. Установлено, что действие добавок электролитов и неэлектролитов аддитивно. В области скоростей сдвига 0,5–5 с–1 получаемый гель проявляет вязкоупругие свойства.
Характерной особенностью систем «полимер с НКТР-вода» является температурный гистерезис фазового перехода «раствор-гель». Установлено, что температуры гелеобразования практически совпадают с НКТР полимеров. Температура разжижения для гелей на основе МЦ на 30–50 градусов ниже температуры гелеобразования. Таким образом, пеногели на основе МЦ обеспечивают создание жидкостей гидроразрыва, обладающих требуемыми свойствами при температурах, доступных в шахтных условиях.
Исследуемые составы жидкостей разрыва на основе метилцеллюлозы приведены в таблице 3.2. Для получения состава РЖГ1 к 1%-ному раствору метилцеллюлозы добавляли систему, состоящую на 7% из нитрита натрия и на 6% из хлористого аммония, позволяющую в процессе реакции при нормальной температуре получить хлорид натрия, снижающий температуру гелеобразования МЦ. Эта система обеспечивает вспенивание раствора химическим способом за счет азота, выделяющегося в результате окислительно-восстановительной реакции (3.13) между нитритом натрия и хлористым аммонием. Для инициирования реакции в систему в количестве 1% добавляли кислоту Льюиса — насыщенный раствор хлористого алюминия. Кратность получаемой пены составляла 5–6. Через 15 минут после приготовления состава образуется пеногель. Вязкость раствора составляла 70,8 мПас, плотность раствора — 1,06 г/см3, пеногеля — 0,16 г/см3. Модуль упругости пеногеля равнялся 145,9 кПа. Пеногель способен переносить проппант в необходимом количестве, при сдвиге или перемешивании разрушается через 5–7 часов и не блокирует миграцию метана. Таблица 3.2
При добавлении к жидкости гидроразрыва неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) оксиэтилированного алкилфеноланеонола АФ 9–12 с концентрацией 0,2% (состав РЖГ3) при 20 оС образуется пена, а пеногель получается только при 40оС. При этом модуль упругости пеногеля равен 6,1 кПа, что существенно меньше, чем у пеногеля без ПАВ. Модуль упругости пеногеля с добавление песка (состав РЖГ4) в количестве 60 г на 100 г составляет 17,65 к Па, что также ниже, чем у пеногеля без ПАВ.
Пеногели на основе метилцеллюлозы с ПАВ (составы РЖГ3, РЖГ4) с течением времени (через 5–7 часов) практически полностью самопроизвольно разрушаются. Пеногели на основе метилцеллюлозы без ПАВ (составы РЖГ1, РЖГ2) с течением времени через 5–7 часов в статическом состоянии разрушаются частично, а при сдвиге или перемешивании — практически полностью. Все пеногели (составы РЖГ1–РЖГ4) полностью разрушаются под действием кислот, например 12%-ной соляной кислоты, что может быть использовано при проведении операции ГРП; например, для ускорения процесса разложения пеногеля в угольном пласте. Объем остаточной жидкой фазы составлял 20–25% от начального объема пеногеля.
Изучение составов (РЖГ1–РЖГ4) позволило установить особенности поведения жидкости разрыва на основе пеногеля в лабораторных условиях, определить условия е образования и разрушения в различных физико-механических условиях.
Оценка газоотдачи углепородного массива
Оценка области дренирования осуществляется с помощью экспериментальных данных, полученных в ходе проведения дегазационного теста (см. раздел 2.2).
Методика выполнения дегазационного теста включает в себя бурение испытательной скважины диаметром 36–48 мм из борта горной выработки в угольный пласт, е герметизацию и подключение к вакуумному насосу для проведения измерений газовыделения при давлении в скважине 100 мм.рт. столба. Затем на расстоянии 20–30 см от испытательной скважины бурят две параллельные разгрузочные скважины диаметром 180 мм и устанавливают в них нагрузочное устройство, в качестве которого возможно использование пакерных модулей устройства разрыва. Одна разгрузочная скважина располагается строго по вертикали над испытательной скважиной (верхняя разгрузочная скважина), другая — сбоку по горизонтали (боковая разгрузочная скважина) [114, 115].
Дегазационный тест проводят следующим образом. Разгрузочные скважины нагружают давлением равным сжимающим напряжениям, действующим в исследуемой области углепородного массива, в т.ч. верхнюю разгрузочную скважину нагружают давлением равным горному давлению веса вышележащих горных пород, боковую — давлением, равным горизонтальному сжимающему напряжению. Величину действующих в массиве напряжений определяют любым известным способом, например методом гидроразрыва.
Измерения газовыделения проводят ступенчато, снижая давление нагружения в разгрузочных скважинах. При каждом последующем измерении давление в нагрузочном устройстве снижают на 20% от начального значения вплоть до полного сброса давления в нагрузочном устройстве. Дегазационный тест повторяют в нескольких местах исследуемого угольного пласта с усреднением результатов.
Применение рассмотренного выше подхода позволяет получить усредненные зависимости начального удельного метановыделения в дегазационную скважину g0, м3/(м2сут), и коэффициента темпа снижения газовыделения из дегазационной скважины во времени a, 1/мин, от среднего значения разгрузки горного давления Асгда. Полученные данные могут быть рекомендованы для включения в состав обязательных паспортных характеристик участка подземной добычи метана, используемых при проектировании работ.
Оценка газоотдачи углепородного массива Оценка газоотдачи углепородного массива методом синхронного направленного гидроразрыва проводится следующим образом. При известных характеристиках g AcrJ) и fl Acr ), а также результатах численных расчетов напряженного состояния до и после создания разрывов заданной конфигурации, оценка дополнительной добычи метана от разгрузки углепородного массива трещинами гидроразрыва дается следующими приближенными выражениями
Расчеты проводят отдельно для вертикальных и горизонтальных сжимающих напряжений с суммированием получаемых данных.
Ожидаемое значение коэффициента интенсификации дегазации К заданной конфигурацией трещин подземного гидроразрыва рассчитывают по формуле
Разгрузку углепородного массива рассчитывают для различных конфигураций системы трещин гидроразрыва, элементом которых являются продольные трещины вдоль и вкрест простирания угольного пласта. Дальнейшая обработка проводится в одном из графических пакетов (например, Adobe Photoshop), который позволяет считать итоговую площадь области разгрузки и, исходя из полученного результата, параметры дегазации по формулам (4.1-4.2, 4.4). Оптимальную конфигурацию системы трещин гидроразрыва выбирают исходя из одного из следующих критериев: 1) максимальное увеличение степени дегазации при сохранении продолжительности дегазации (критерий интенсификации); 2) максимальное снижение продолжительности дегазации при заданной ее степени (критерий эффективности); 3) максимальная интенсификация или повышение эффективности дегазации при заданном объеме работ по выполнению синхронного направленного гидроразрыва (экономический критерий). Критерий оптимизации должен определяться заказчиком работ. 4.1.4 Расчет системы скважин синхронного направленного гидроразрыва В случае, когда оптимизированная конфигурация системы трещин содержит последовательность продольных разрывов вдоль угольного пласта, необходимо 105 определить расстояние между параллельными скважинами, при котором образуется магистральная трещина (см. раздел 3.1.1).
Для решения задачи используют специальное программное обеспечение, разработанное на FORTRANе. Программа рассчитывает рост траектории трещин при разрыве до пяти параллельных эквидистантно расположенных параллельных скважин в изотропной упругой среде в неравномерном поле напряжений. Полученные в результате вычислений данные экспортируются в текстовые файлы.
Входными параметрами для расчета траекторий являются (см. рисунок 3.1): 1) расстояние d между центрами начальных трещин, сформированных в окрестности скважин; 2) отношение H/V минимального H к максимальному V сжимающему напряжению; 3) угол gam (в градусах) между направлением максимального напряжения V и нормалью к заданной плоскости слияния трещин; 4) параметр e00, характеризующий отношение амплитуды импульса давления рабочей жидкости в интервале гидроразрыва к максимальному сжимающему напряжению V. Разработанное исследовательское программное обеспечение не имеет пользовательского интерфейса. Параметры расчета задают непосредственно в теле программы, а результаты вычислений записываются в текстовые файлы. Алгоритм определения максимального расстояния между скважинами, при котором образуется магистральная трещина, не автоматизирован и работает следующим образом.
