ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИОННОЙ ПОДГОТОВКИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ НА БАЗЕ ОЦЕНКИ ИЗВЛЕКАЕМОСТИ МЕТАНА

Лейсле А.В.¹, Ковальский Е.Р.², Карпов Г.Н.³

¹Кандидат технических наук, ²Кандидат технических наук, ³Кандидат технических наук, Санкт-Петербургский горный университет

Работа выполнена при поддержке Фонда содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере

ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИОННОЙ ПОДГОТОВКИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ НА БАЗЕ ОЦЕНКИ ИЗВЛЕКАЕМОСТИ МЕТАНА

Аннотация

Высокая газоносность угольных пластов является сдерживающим фактором при обеспечении высокого уровня добычи. Мероприятия по дегазации угольных пластов зачастую оказываются малоэффективными ввиду сложности прогноза дебита дегазационных скважин. В статье предложен подход к оценке дебита дегазационных скважин, пробуренных с поверхности в углевмещающую толщу. Подход основан на расчете изменения объемных деформаций и коэффициента проницаемости подработанного углевмещающего массива с помощью численного моделирования.

Ключевые слова: дегазация, угольный пласт, метан, коэффициент проницаемости.

Leisle A.V.¹, Kovalsky E.R.², Karpov G.N.³

¹PhD in Engineering, ²PhD in Engineering, ³PhD in Engineering, Saint-Petersburg Mining University

SUBSTANTIATION OF COAL METHANE DRAINAGE PARAMETERS BY ESTIMATION OF RECOVERY EFFICIENCY

Abstract

High gas content in coal seams restrains high production rates at coalmines. Gas-drainage operations are often not efficient due to complications in prognosis of methane flow rates from drainage boreholes. In the article, an approach for estimation of methane flow rate from surface boreholes drilled to coal bearing formations is suggested. The approach utilizes calculations of volumetric strains and permeability coefficient with the help of numerical modelling.

Keywords: gas drainage, coal seam, methane, permeability ratio.

Увеличение объемов добычи угля подземным способом влечет за собой необходимость отработки более глубоких запасов, для которых характерно высокое метаносодержание (рис. 1). Это снижает безопасность отработки по газовому фактору и приводит к увеличению выбросов вредных газов в атмосферу.

Рис. 1 -  Увеличение метаносодержания в угольных пластах с ростом глубины (обобщенный график для условий Кузнецкого бассейна)

 

Для предприятий Кузнецкого угольного бассейна вопросы повышения эффективности и безопасности отработки стоят наиболее остро. Анализ деятельности угледобывающих предприятий района (Ерунаковский, Ленинский и Томь-Усинский геолого-экономические районы) показывает формирование тенденции к увеличению концентрации горных работ. На шахтах используется современное очистное оборудование, позволяющее достигать высоких нагрузок на забой, однако при увеличении глубины горных работ основным фактором, сдерживающим высокоинтенсивную отработку запасов, становится «газовый». Используемые способы борьбы с метановыделением позволяют обеспечить относительную метанобезопасность выемочных участков, но дальнейшее увеличение глубины отработки запасов (и, соответственно, газоносности пластов) потребует внедрения более эффективных дегазационных технологий.

Одним из наиболее изменчивых и сложно прогнозируемых параметров при дегазации угленосной толщи является дебит скважины. Его прогноз основывается на результатах экспериментальных работна смежном участке и (или) на анализе опыта разработки угольных месторождений со сходными геолого-промысловыми характеристиками. Это затрудняет проектирование эффективных дегазационных технологий, в особенности в условиях изменения газодинамических характеристик углевмещающего массива в результате его подработки.

В настоящее время практически на всех предприятиях района, работающих по схеме «шахта-лава», проводится комплексная дегазация углевмещающей толщи. Технологическая схема включает в себя предварительную дегазацию отрабатываемого пласта пластовыми скважинами, дегазацию выработанного пространства скважинами, пробуренными с поверхности, дегазацию выработанного пространства скважинами с непогашаемой за лавой выработки и отвод метановоздушной смеси через целик из «кутка лавы».

Анализ работы пластовых скважин [1] показал, что их дебиты невысоки, но общий объем метана, извлекаемого ими, довольно значителен, так как период их работы составляет до 2 лет. Основным достоинством пластовой опережающей дегазации является высокое содержание метана в каптируемой смеси (до 90%). Суммарный дебит одной скважины в среднем составляет от 5 000 м³ до 25 000 м³. Время работы от 120 до 600 суток. Скорость извлечения метана из неразгруженного от горного давления пласта составляет порядка 15% в год. На долю пластовой дегазации приходится до 7-8% метана, содержащегося в свите, и до 25% от общего объема, извлеченного различными способами дегазации.

Для скважин с поверхности характерно довольно быстрое «затухание» скорости истечения метана. Усредненные зависимости снижения дебита могут иметь как линейный, так и логарифмический вид. Дебиты скважин до подработки составляют менее 0,001 м³/мин. После подработки (при отходе лавы на 10-50 м – от суток до 3 суток) в скважины начинает фильтроваться метан. Концентрация метановоздушной смеси изменяется от 10% до 80%, а дебиты метана от 1 до 35 м³/мин.Суммарный объем извлеченного одной скважиной метана составляет от 350 тыс. м³ до 4,5 млн. м³_.

В проектно-нормативной документации [2] по проектированию вентиляции и дегазации на выемочных участках используется понятие «зона фильтрации» и приводятся зависимости коэффициента дегазации от размеров зоны фильтрации и расстояния между скважинами. В инструкции по дегазации приводятся основные схемы бурения скважин и параметры эффективности приведенных схем. Данные параметры могут отличаться от реально имеющихся на производстве в разы, причем как в большую, так и в меньшую сторону. В первую очередь это касается коэффициента эффективности и необходимого времени на дегазацию. Использование инструкции для расчета параметров технологических схем дегазации при их проектировании весьма затруднительно, ввиду отсутствия в расчетных формулах газодинамических характеристик, сильно меняющихся в условиях подработки или надработки угленосной толщи. При этом данные характеристики (пористость, проницаемость массива, удельная фильтрация) и их изменение при разгрузке массива горных пород являются определяющими при расчете дебита скважин.

Обобщенным параметром, наиболее полно характеризующим пористость или проницаемость горных пород, является объемная деформация. Для её определения на базе анализа горно-геологических условий залегания пластов были построены конечно-элементные модели угленосного массива(рис. 2).

Рис. 2­ - Пример конечно-элементной модели для оценки подработанности углевмещающего массива

Расчеты НДС проводились в постановке плоско-деформированного напряженного состояния для различных сечений по длине очистного забоя с учетом веса пород. При моделировании варьировался пролет выработанного пространства, мощность и деформационные характеристики обрушенных пород, а также глубина залегания пластов. Анализ результатов численного моделирования позволил предложить зависимость изменения объемной деформации в характерных зонах массива от глубины ведения горных работ и пролета выработанного пространства (ВП) (рис.3). Полученные зависимости позволили обосновать параметры дегазационных скважин.

Рис. 3 – Изменение объёмной деформации от величины пролета выработанного пространства

Основными зависимостями для расчета дебита скважин являются два частных случая закона Дарси – для площадной фильтрации (ф.1) и фильтрации в скважину (ф.2) [3]:

 ,   (1)

где k – проницаемость коллектора, Дарси; F – площадь фильтрации (свободной поверхности); ΔР – разность давлений на пути фильтрации газа, Па; L – путь (расстояние)фильтрации газа, м; η– динамическая вязкость метана, сПуаз.

,   (2)

где (P_C – P_К) – разность давлений на поверхности скважины и поверхности фильтрующего контура;r_c и r_к – радиусы скважины и фильтрующего контура соответственно;  – площадь фильтрующей поверхности скважины.

Главным параметром, требующим обоснования в приведенных зависимостях, является проницаемость фильтрующей среды (зависающих пород, поверхности угольного пласта, обрушенных пород в ВП). Поскольку данный параметр существенно зависит от напряженно-деформированного состояния (НДС) фильтрующей среды и ее состояния (обрушенные породы или зависающие), то, соответственно, его надо определять для выделенных характерных зон в соответствии с установленными в результате моделирования зависимостями. Полученная зависимость имеет вид:

 ,   (3)

где K_ср – средняя проницаемость рассматриваемого участка массива, Дарси; K₀^ср – проницаемость пород в разгруженном состоянии, Дарси; Е – модуль деформаций пород, МПа; η – коэффициент Пуассона;  – приращение объемной деформации в рассматриваемой зоне.

Этапы деформирования и сдвижения подработанного массива могут быть схематизированы в рамках модели, представленной на рис. 4. В основу рассматриваемой модели положены классические представления о сдвижениях подработанного слоистого массива горных пород. В рамках общепринятой теории считается, что после прохода длинного очистного забоя породы непосредственной кровли (НК) пласта обрушаются с коэффициентом разрыхления 1,1-1,35. При отходе лавы на величину шага обрушения основной кровли (ОК) происходит ее обрушение крупными блоками (коэффициент разрыхления 1,05-1,1). Вышележащие породы «зависают» в выработанном пространстве в течение определенного времени и затем обрушаются (или «плавно опускаются»), пригружая своим весом породы почвы отработанного пласта. Вышележащие породы, соответственно, обрушаются более крупными блоками с меньшим коэффициентом разрыхления. Но даже при плавном опускании мощных слоев их трещиноватость значительно увеличивается.

Рис. 4 - Схема обрушенияналегающих слоев в выработанном пространстве.

Вертикальная скорость обрушения подработанных слоев составляет 50-100 м/мес, то есть осадочная толща мощностью более 100 м (за исключением пород НК и ОК) находится в «зависшем» состоянии более 1-2 месяцев. Это, в свою очередь, определяет время фильтрации (с постоянными параметрами проницаемости среды) комплекса обрушенных пород НК и ОК и упруго деформируемых (разгруженных от горного давления) пород почвы и кровли пласта.

Таким образом, для каждой характерной зоны (места расположения скважин) предлагается следующая методика для расчета дебита скважин при их расположении в зоне подработки (надработки). Для первой характерной зоны (рис. 4, разрез А-А) по длине выемочного столба производятся следующие расчеты:

- по результатам оценки НДС получают значения объемных деформаций по характерным зонам: в центре ВП на уровне залегания подработанных и надработанных пластов и в краевых частях массива;

- оценивается проницаемость характерных зон массива в функции их объемных деформаций по зависимости 3;

- оцениваются дебиты метанозаборных полостей с учетом площади фильтрующей поверхности, проницаемости среды, пути фильтрации и внутрипластовому давлению газа;

- по структуре подработанного МГП оцениваются мощности монолитных пачек и оценивается время их устойчивого состояния;

- с учетом времени устойчивого состояния системы (в функции мощности и физико-механических свойств «монолитных слоев») оценивается снижение дебита метана во времени и рассчитывается количество метана, каптируемого метанозаборными полостями;

- оценивается остаточное количество метана в соответствующих пластах и вмещающих породах (обрушенных и устойчивых) – корректируется внутрипластовое давление для всех пластов;

- оцениваются мощности обрушенных пород, коэффициент их разрыхления в зависимости от литологического состава и оценивается их трещинная пустотность и проницаемость.

Все перечисленные расчеты повторяются после обрушения первого монолитного пакета пород (рис. 4, разрез Б-Б).

Разработанная методика позволяет рассчитать фильтрационные характеристики подработанных и надработанных слоев углевмещающего МГП при вариации расстояния до отрабатываемого пласта, оценивать их изменение во времени с учетом уплотнения обрушенных слоев и развития зон трещиноватости при сдвижении подработанного массива.

Проведенные исследования являются базовой составляющей разработки алгоритма проектирования дегазационных систем, в том числе и проектирования комплексной добычи угля и метана на перспективных площадях залегания высокогазоносных пологих пластов мощностью 2-5 м. Разрабатываемый алгоритм должен включать методику расчета дебита дегазационных скважин, расположенных в различных характерных зонах подработанного или надработанного углевмещающего МГП, и прогнозную оценку эффективности (технико-экономических показателей) рассматриваемых вариантов.

Литература

1. Лейсле А.В. Анализ опыта дегазации выемочных участков, отрабатывающих высокогазоносные пласты Кузнецкого бассейна // Вестник ПНИПУ Геология. Нефтегазовое дело. Выпуск №2. ПНИПУ. Пермь. 2012 г. с. 115-120.
2. Инструкция по дегазации угольных шахт, утвержденная приказом Ростехнадзора от 01.12.2011 N 679 (ред. от 20.05.2015) (Зарегистрировано в Минюсте России 29.12.2011 № 22811).
3. Пучков Л.А. Извлечение метана из угольных пластов / Л.А. Пучков, С.В. Сластунов, К.С. Коликов. – М., МГГУ, 2002. – 383с.

References

1. Leisle A.V. Analiz opyta degazacii vyemochnyh uchastkov, otrabatyvajushhih vysokogazonosnye plasty Kuzneckogo bassejna // Vestnik PNIPU Geologija. Neftegazovoe delo. Vypusk №2. PNIPU. Perm'. 2012 g. s. 115-120.
2. Instrukcija po degazacii ugol'nyh shaht, utverzhdennaja prikazom Rostehnadzor aot 01.12.2011 N 679 (red. ot 20.05.2015) (Zaregistrirovano v Minjuste Rossii 29.12.2011 № 22811).
3. Puchkov L.A. Izvlechenie metana iz ugol'nyh plastov / L.A. Puchkov, S.V. Slastunov, K.S. Kolikov. – M., MGGU, 2002. – 383 s.