Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние проблемы, цель и задачи исследований . 14
1.1. Основные проблемы угольного метана 14
1.2. Анализ способов дегазации 19
1.3. Опыт извлечения угольного метана из неразгруженных угольных пластов 27
1.4. Анализ методов прогнозирования горно-геологических условий 36
1.5. Опыт утилизации шахтного метана 46
1.6. Цель, задачи и методы исследований 53
1.7. Выводы по главе 55
2. Аналитические исследования газогидродинамики угольного пласта в зонах активного воздействия .56
2.1. Аналитическая модель гидрорасчленения угольного пласта 56
2.2. Динамика газовыделения от времени в блочно-трещиноватой среде..69
2.3. Оценка объема аккумуляции и текущей газоносности в зонах заблаговременной дегазации 81
2.4. Обоснование возможности эксплуатации скважин при избыточном давлении на устье 88
2.5. Выводы по главе 92
3. Исследования структуры и параметров угольного пласта в зонах заблаговременной дегазации 94
3.1. Газодинамическое состояние и фильтрационные свойства угольного пласта 94
3.2. Динамика коллекторских свойств угольного пласта в процессе освоения скважин 104
3.3. Оценка размеров блоков по газовыделению в прогнозные шпуры 113
3.4. Оценка размеров блоков, на основании учета взаимного влияния трещин 120
3.5. Разработка комплексного метода диагностики скважин для определения параметров угольного пласта и выбора способа интенсификации газовыделения 125
3.6. Выводы по главе 136
4. Совершенствование технологии заблаговременного извлечения угольного метана 138
4.1. Анализ условий образования гидросбоек 138
4.2. Оценка величины дополнительных напряжений на границе области гидрообработки угольного пласта 147
4.3. Технология обработки скважин с учетом взаимного влияния 161
4.4. Разработка технологии воздействия вспенивающимися рабочими агентами 163
4.5. Отработка технологии активного воздействия в режиме кавитации.. 172
4.6. Регламент освоения скважин. Выбор глубиннонасосного оборудования и режима эксплуатации 181
4.7. Обоснование критерия необходимости интенсификации 193
4.8. Технологические схемы заблаговременной дегазационной подготовки 198
4.9. Выводы по главе 194
5. Повышение эффективности дегазации действующих очистных забоев 206
5.1. Характеристика объектов промышленного внедрения 206
5.2. Прогноз зон повышенного газовыделения 209
5.3. Дегазация мощного газоносного пласта при его подработке 227
5.4. Комплексная дегазация угольных пластов на глубоких горизонтах...235
5.5. Методология оптимизации схем дегазации высокопроизводительных выемочных участков 237
5.6. Выводы по главе 240
6. Методические основы эффективной утилизации шахтного метана 241
6.1. Анализ способов дегазации с точки зрения утилизации 241
6.2. Требования потребителей к используемому газу 247
6.3. Способы подготовки шахтного метана к эффективному использованию 250
6.4. Утилизация шахтного метана в Карагандинском бассейне 262
6.5. Выводы по главе 264
7. Результаты внедрения заблаговременной дегазации на поле шахты им. Ленина 267
7.1. Характеристика объекта внедрения заблаговременной дегазационной подготовки 267
7.2. Оценка эффективности заблаговременной дегазации при проведении подготовительных выработок 272
7.3. Снижение газовыделения при ведении очистных работ 292
7.4. Оценка экономической эффективности заблаговременной дегазационной подготовки 301
7.5. Оценка экологической эффективности заблаговременной дегазации по снижению выбросов парниковых газов 304
7.6. Перспективные направления развития способа заблаговременного извлечения метана 311
7.7. Выводы по главе 318
Заключение , 320
Список использованных источников
- Опыт извлечения угольного метана из неразгруженных угольных пластов
- Оценка объема аккумуляции и текущей газоносности в зонах заблаговременной дегазации
- Оценка размеров блоков, на основании учета взаимного влияния трещин
- Технология обработки скважин с учетом взаимного влияния
Опыт извлечения угольного метана из неразгруженных угольных пластов
Характерная черта современной дегазации - рост газовыделения, с одной стороны, а с другой - усложнение условий применения и снижение эффективности способов дегазации. Так, увеличение глубины разработки с 300-400 до 600-800 м снизило эффективность предварительной дегазации пластов в Карагандинском и Донецком бассейнах в 1,5-2 раза. Существенно ограничивают темпы ведения очистных и подготовительных работ суфлярные выделения метана. С увеличением глубины ведения горных работ их частота и интенсивность значительно повысились. Суфлярные выделения обычно приурочены к зонам геологических нарушений и связаны с природными трещинами, реже - трещинами, возникающими в процессе ведения горных работ. Их дебит может достигать 100-150 м /мин, а продолжительность действия - от нескольких часов до нескольких лет. Потеря добычи угля в среднем по одной шахте достигает 10000 т/год. На многих шахтах возможности вентиляции без их реконструкции практически исчерпаны и для удаления выделяющегося метана, минуя атмосферу горных выработок, применяются различные комплексы способов дегазации. Возрастание с глубиной газоносности угольных пластов, наряду с уменьшением газопроницаемости последних, приводит к снижению эффективности дегазации /2, 90, 94/. Особенно сильно это сказывается на состоянии горно-подготовительных работ. Значительно осложняет разработку пластов возрастающая с глубиной их выбросоопасность. Проведение подготовительных выработок в таких условиях производится с применением локальных противовыбросных мероприятий, таких, как гидроотжим, увлажнение угля и бурение опережающих скважин. Это приводит к значительному ухудшению технико-экономических показателей проведения выработок: темпы снижаются в 1,5-2 раза, производительность труда проходчиков - в 1,2-1,4 раза по сравнению с показателями, достигнутыми при проведении выработок по пластам, не опасным по внезапным выбросам угля и газа. Весьма низок и уровень организации труда из-за больших простоев, связанных с осуществлением мероприятий по предупреждению внезапных выбросов, достигающих 25-50 % общей продолжительности проведения выработок. Проведение мероприятий по предупреждению внезапных выбросов особенно сказывается на темпах проходки выработок высокопроизводительными комбайнами, коэффициент использования машинного времени которых колеблется в пределах 10-12 %. По фактическим данным трудоемкость выполнения противовыбросных мероприятий и их контроль составляет от 7 до 23 % всего проходческого цикла. При этом стоимостные затраты на проведение противовыбросных мероприятий составляют 13-30 % всех затрат. Проведение этих мероприятий. не обеспечивает решения проблем выбросоопасности. В благоприятных горно-геологических условиях осуществляется предварительная отработка защитных пластов, однако, и в этом случае проблема решена не полностью/99, 136, 137, 195/.
Таким образом, возрастающие с глубиной газоносность и выбросоопасность угольных пластов приводят к снижению темпов проведения пластовых выработок, росту трудоемкости работ и, в конечном счете, увеличению затрат на проведение выработок. Так, в Карагандинском бассейне среднемесячные темпы проведения выработок не превышают 90 м/мес, что ниже достигнутых в 1977 г. в 1,3 раза.
В последние 10-15 лет значительно расширился круг проблем, связанных с угольным метаном. Это определяется резким усилением внимания к проблеме сохранения озонового слоя и глобальному потеплению климата, а также перспективами добычи метана из угольных месторождений, которые широко рекламируются американскими газовыми компаниями.
По данным МТЭА метан занимает второе место после углекислого газа по степени опасности для окружающей среды. Уже сейчас для стабилизации содержания парниковых газов необходимо сокращение выделения метана в атмосферу примерно на 15 %.
Как парниковый газ, метан обладает высокой степенью воздействия на изменение климата. Его прямой радиационный эффект в 11 раз выше, по сравнению с основным парниковым - углекислым газом (СОг). Кроме прямого участия в парниковом эффекте, метан способствует разрушению озонового слоя, т.к. в стратосфере реагирует с гидроксильными радикалами, которые являются основными компонентами, дезактивирующими многие соединения, в том числе фторхлоруглероды, разрушающие озоновый слой.
Общее влияние метана на глобальное потепление оценивается в 20 %. По результатам анализа газов, содержащихся во льду Антарктиды, американские ученые установили, что в течение тысячелетий концентрация метана в атмосфере Земли оставалась практически постоянной и составляла 0,65-0,7 млн"1. С наступлением индустриального периода она стала возрастать и за 200 лет к настоящему времени достигла 1,72 млн"1, т.е. ежегодный прирост превышает 1%. Среднегодовой прирост углекислого газа- 0,4-0,5 %, окислов азота - 0,2 %, фторхлоруглеродов - 4-5 %.
Следует учитывать, что метан, поступающий в атмосферу, в 22 раза более эффективен с точки зрения влияния на потепление поверхности Земли, чем соответствующее количество СОг- Уменьшение поступления метана в атмосферу на 10-20 % от существующего уровня способно уменьшить потепление Земли на 1С за столетие, а это составит 25 % от ожидаемого уровня потепления. Таким образом, снижение поступления метана в атмосферу становится важной составляющей при решении глобальной проблемы потепления климата Земли.
Величина естественной эмиссии метана (от болот, термитов и пр.) оценивается в 175 млн. т год. Антропогенное выделение достигает 385 млн. т в год. В том числе угольных систем - 35 млн. т в год. В результате различных химических реакций (в основном с гидроксильными радикалами) в атмосфере поглощается 530 млн. т метана в год, что дает ежегодный прирост порядка 30 млн. т.
Оценка объема аккумуляции и текущей газоносности в зонах заблаговременной дегазации
Следует отметить, что различия в дебите скважины, связанные с заданием условий на контуре питания, проявляются только при достаточно больших временах, когда депрессионная воронка достигает контура. При расчетах начального периода работы скважины задание условия на контуре в значительной степени произвольно.
Если в результате решения задачи удается получить зависимость P2(x,t), то граничное условие на скважине удобнее задать в форме дР2 дг и0 _ (2.39) nkhr,. где - Q G/po объемный расход, приведенный к нормальным условиям. Для того, чтобы использовать аппарат разработанных методов теории фильтрации жидкости и газа в трещиновато- пористых породах, установим аналогично с сорбирующими средами.
Известно, что основное количество газа содержится в блоках в сорбированном виде. Расчет количества сорбированного метана под давлением ведется по диаграммам сорбции Ленгмюра /65/. В условиях неизменной температуры этот способ дает достаточно точные результаты. Количественно сорбированный газ определяется АЬР а = (2.40) \ + ЪР Выбор единиц для измерения для А и а достаточно произволен. Мы будем использовать [а] = [А] = кг/м . Скорость истечения газа из блока определяется разностью между равновесным давлением Рр, определяемым количеством сорбируемого газа.
Соотношения (2.45) позволяют переформировать задачу с сорбцией в термины блочно-трещиноватой среды. Отметим, что эта аналогия работает при газоносности существенно меньшей предельной. Значения т2 могут быть существенно больше единицы, поскольку относящаяся к ней пористость является фиктивной. Аналогично могут быть преобразованы начальные и граничные условия. Используя установленную аналогию, дальнейшее изложение будем вести в терминах блочно-трещиноватой среды.
Выполним исследование работы скважины гидрорасчленения в угольном пласте для ряда наиболее важных практических случаев. Анализ кривых восстановления давления по хорошо работающим скважинам показывает, что сопротивление системы трещин незначительно. Это позволяет существенно упростить систему уравнений (2.34). Можно считать, что давление во всей зоне обработки практически одинаково г 2 -\2 г 2 - 2 п2
Сравнение полученных результатов с экспериментальными позволит оценить адекватность принятой модели.
Для определения зависимости дебита скважины от давления необходимо решить систему уравнений (2.47) при следующих начальных и граничных условиях где V- объем угля в зоне обработки. В предположении, что в течение всего срока эксплуатации Р22»Ро, получаем где а - коэффициент формы блока, принимаемый для угольного пласта 1,8; К7 - коэффициент проницаемости блока, м ; Ьбл - характеристический размер блока.
При сроке эксплуатации скважины 1,5-2 года после выхода на устойчивое газовыделение, зависимость дебита от времени носит практически экспоненциальный характер. Такой характер зависимости дебита от времени хорошо известен. Н.В. Ножкиным предложена экспоненциальная зависимость дебита скважины от времени /120, 121/ на основе анализа многочисленных данных. Это совпадение является хорошим подтверждением адекватности применяемой модели. На рис. 2.3 приведены данные по газовыделению из скважин гидрорасчленения в полулогарифмических координатах. Как видно из рисунка, через 1,5-2 года эксплуатации практически все экспериментальные точки оказываются выше прямой, представляющей в этих координатах экспоненту, аппроксимирующую начальный период. Это свидетельствует о том, что дебиты газа, получаемые из принятой модели, более точно описывают реальную картину. Однако при сроках эксплуатации более 5-7 лет принятая модель дает заниженные значения.
Решение, полученное в работе Гуревича Ю.С. /44/ с предположением о квадратичной зависимости величины блока от расстояния до скважины дает более близкие значения, которые однако также являются заниженными. Учитывая крайнюю сложность этой модели для практики целесообразно использовать зависимость (2.52) с поправочным коэффициентом. В этом случае динамика газовыделения от времени с учетом корректировки по результатам натурных исследований описывается выражением (2.54): Анализ данных извлечения метана по скважинам с максимальной продолжительностью освоения на шахте им. Ленина показывает, что этот вывод справедлив.
Сравнение значений дебита, получаемых из выражения (2.52), с экспериментальными позволяет уточнить параметры модели. В координатах qCK - In t зависимость (2.52) имеет прямолинейный участок, что позволяет относительно просто определить параметры модели и более того, сделать ряд важных выводов о величине активно питающих запасов и прогнозном объеме извлечения метана.
Оценка размеров блоков, на основании учета взаимного влияния трещин
При анализе условий образования гидросбоек основное внимание было уделено опыту обработки угольных пластов на поле шахты «Сокурская» (скв. №№12-26). Это объясняется как взаимным расположением скважин, так и возможностью завершения процесса обработки при сбойке.
Традиционно, при наличии сбоек с горными выработками гидроросчеленение либо прекращалось, либо изменялась технология обработки, что крайне затрудняет проведение корректного анализа.
Были проанализированы также условия сбоек на поле шахты им. Ленина скв. №7 с горной выработкой, между скважинами № 11 и № 4 и на поле шахты им. Костенко между скважинами № 35 и № 33.
Характеристика условий образования сбоек приведена в табл.4.1. На рис. 4.1., 4.2. представлено схематическое расположение гидросбоек, которое позволяет сделать вывод о том, что при обработке пласта Кю (рис.4.1.) направление большинства гидросбоек совпадает с направлением вторичной трещиноватости (6-7 из 10). Определенно утверждать о наличии сбойки между скважинами № 19 и № 21 не представляется возможным, т.к. скважины № 20 и № 21 обрабатывались одновременно и более целесообразно предположить наличие сбойки между скважинами № 20 и № 19.
При обработке пластов Кц и Кі2 направление значительной части сбоек (6 из 14) соответствует направлению основной системы трещин. По этим результатам логично предположить, что предварительная обработка нижележащего пласта с преобладающим развитием в одном направлении, создает на вышележащем пласте некоторую временную зону повышенного напряжения, препятствующую раскрытию трещин в этом направлении.
Необходимо отметить практически полное отсутствие повторных сбоек и сбоек с ранее обработанными зонами, что позволяет сделать предположение. о наличии дополнительных напряжений, препятствующих раскрытию трещин в направлении к ранее обработанной скважине. Исключение составляют сбойки между скважинами № 17- № 14 и № 24-№ 23 по пласту К)2. Однако последняя произошла в результате раскрытия двух систем трещин и, следовательно, только подтверждает это предположение. При обработке второй скважины повторная сбойка наблюдалась только между скважинами №18 - №22. Но в этом случае темп закачки через скважину № 22 превышал первоначальный (скв. №18) почти в 2 раза и составлял 100-104 л/с, а обработка скв. № 22 осуществлялась через год после обработки скв. № 18. При сбойке скважины № 11 со скважиной № 4 на поле шахты им. Ленина темп закачки превышал 90 л/с.
При расстоянии до 160-180 м темп закачки рабочей жидкости составлял 30-50 л/с. При темпах закачки 45-70 л/с длина сбойки составляет 180-240 м, в ряде случаев достигая 340 м. Устойчивая длина сбойки более 250 м обеспечивается либо темпами закачки более 100 л/с, либо использованием гидропневмовоздействия ( скв. № 26-25 ш. «Сокурская», скв. №35-33 ш. им. Костенко).
Необходимо отметить, что в ряде случаев отмечались сбойки из одной скважины по различным направлениям, которые сопровождались перерывами в обработке скважин в течение 10-15 дней. Так, например, при обработке скважины №23 на поле шахты «Казахстанская» после закачки 1750 м3 обнаружен излив рабочей жидкости с угольным штыбом через геологоразведочную скважину №22564, находящуюся в 90 м по восстанию пласта (рис. 4.3). Выход угольного штыба составил 5 т. После тампонажа геологоразведочной скважины в объеме 2,4 м цемента и его выдержки в течение 10 дней, осуществлена доработка скважины №23 в объеме 3000 м3 рабочей жидкости, т.е. до проектной величины. При обследовании близлежащих геологоразведочных скважин обнаружены выходы глинистого раствора в трех местах вокруг скважины №22579, расположенной в 300 м западнее по простиранию пласта.
Для уточнения характера сбоек через скважину дополнительно закачано 2340 м3 воды. Рабочее давление в процессе закачки составляло 11 МПа, повторных гидросбоек не обнаружено. Причиной этого может быть набухание угля после первичной обработки, проведенной на 2 недели раньше.
Для повышения эффективности заблаговременного извлечения метана за счет использования эффекта гидросбоек необходимо учитывать изменение напряженно-деформированного состояния пласта при его расчленении.
В том случае, если при обработке скважины используется сброс давления (стравливание), последующая обработка должна проводиться более высокими темпами.
Постановка задачи. Приведенные ниже расчеты имеют целью выяснить природу опорного давления на границе зоны обработки угольного пласта, которое препятствует развитию трещины из соседней зоны гидрообработки. Расчеты носят оценочный характер и выясняют главным образом качественную сторону дополнительных напряжений. При этом количественные оценки получены в первом приближении по причине идеализации расчетной схемы.
Технология обработки скважин с учетом взаимного влияния
Рассмотренная выше сферическая область гидрообработки является идеализацией и первым приближением в решении поставленной задачи. Фактическая область гидрообработки представляет эллипсоид вращения относительно малой оси, которая составляет h=6 и и соответствует мощности обрабатываемого угольного пласта. Большая ось этой области равна согласно данным Д=250 м. При таком соотношении размеров на границах области в пределах угольного пласта следует ожидать более высокой концентрации опорного давления а0, чем это было принято выше.
Чтобы оценить указанную дополнительную концентрацию напряжений сг& рассмотрим в постановке плоской деформации выработку с круговым поперечным сечением, где концентрация ав = 2уН, и выработку с эллиптическим поперечным сечением, где концентрация напряжений на уровне большой оси эллипса составляет где а выражается через соотношение осей эллипса следующим образом Подставляя исходные данные в (4.17), получим (2=0,95, откуда по формуле (4.16) находим коэффициент дополнительной концентрации напряжений по отношению к круговому поперечному сечению К—39, на который следует увеличить ранее вычисленное опорное давление су9 на границах сферической области гидрообработки.
Следует заметить, что в действительности по причине нелинейности деформирования угля в области высоких напряжений, такой коэффициент концентрации напряжений обычно не наблюдается. Тем не менее при заданных геометрических размерах области гидрообработки в ее краевых частях может быть коэффициент К в пределах 10.
Выполним количественную оценку опорного давления при следующих исходных данных: У==0,1; //=0,3; ///=0; =0,3-104 МПа; =0,006; 7=2,5 т/м3; Я=600 м; у=1 т/м3; К=Ю. В итоге получим: а0 = {1,5-0,61-0,2}-1 ОуН = 6,9уН.
Таким образом, набухание угольного пласта и гидростатическое давление воды существенно снижают опорное давление, но при этом щелеобразная геометрия области гидрообработки создает высокий коэффициент концентрации напряжений в краевых частях этой области, что в конечном итоге значительно увеличивает опорное давление, которое, очевидно, препятствует развитию трещин из соседних областей.
Данную оценку проводим исходя из предположения, что обработанный участок рассматривается как зона дополнительных напряжений, с давлением на границе равным давлению расчленения, ограниченная в пространстве почвой и кровлей пласта и эффективным радиусом воздействия. Она представляет интерес как с точки зрения взаимного влияния пластов при обработке свиты, так и соседних скважин (рис.4.4, 4.5).
Оценивая напряжения в первом варианте, рассмотрим два крайних случая: действия сосредоточенной нагрузки на полупространстве (задача Буссинеска) и в неограниченном пространстве.
В первом случае распределение напряжений от действия сосредоточенной нагрузки на полупространстве определяется выражением (4.19) ст. = — -4» (4-19) где R = Jx2+y2+z2 , R - расстояние от точки приложения силы F до исследуемой точки. Во втором случае - распределение напряжений в неограниченном пространстве, в котором действует сосредоточенная сила описывается выражением (4.20) =4-4 (4-2) 4/г R т.е. меньше в два раза. Определим напряженное состояние, вызванное действием плоского круглого штампа на полупространстве (рис. 4.4). Элемент силы dF = qrdrdcp. Положим координаты приложения силы х,= г cos, в; у,: = г sin 9; z(. = 0, координаты исследуемой точки х, у, z. Тогда расстояние между местом приложения силы и исследуемой точкой составит R = уІ(х - г cos в)2 +{у-г sin0)2 +г2 (4.21) тогда напряжение, вызванное силой dF, составит:
