Оптимизация параметров скважин



Предыдущая | Следующая

 

Оптимизация параметров скважин, пробуренных с поверхности для извлечения метана из выработанного пространства движущегося очистного забоя Основным фактором, осложняющим ведение горных работ в высоконагруженных очистных забоях (до 10 тыс. т в сутки) является газовыделение из углепородного массива. Обеспечить безопасные условия труда в таких лавах возможно при использовании комплексной дегазации углепородной толщи на основе скважин, пробуренных из подготовительных выработок и с поверхности.
Учитывая высокий уровень затрат на сооружение скважин с поверхности выполнена оценка факторов, определяющих эти затраты и проведены исследования параметров скважин, влияющих на эффективность извлечения метана из выработанных пространств, движущихся очистных забоев. Установлено, что общая эффективность дегазации и метанодобываемость семи скважин диаметром 146 мм, расположенных на расстоянии 300 м, такая же как у десяти скважин диаметром 108 мм, пробуренных с интервалом 200 м.
При этом затраты на сооружение десяти скважин диаметром 108 мм на 27% ниже, чем семи скважин диаметром 146 мм.
Ключевые слова: метан, движущийся очистной забой, скважина, выработанное пространство, эффективность дегазации.
Контактная информация – e-mail:

stat@donetsksteel.com

Открытое акционерное общество «Угольная компания «Шахта «Красноармейская — Западная №1», являясь лидером отрасли в Украине, обеспечивает ежегодную добычу высококачественного коксующегося угля на уровне около 6 млн т. Этот процесс осложняется существенным влиянием такого негативного фактора, как высокая газоносность углепородного массива. В условиях применения механизированных комплексов производительностью до 10 тыс. т угля в сутки из очистного забоя, основной проблемой является обеспечение газовой безопасности на выемочном участке.
Оценка параметров вентиляции и дегазации для такого выемочного участка (4 южная лава блока № 10) показывает, что газовая безопасность выработок при добыче 10 тыс.
т угля в сутки может быть обеспечена при условии:
— подачи на выемочный участок 2700 м3/мин воздуха;
— дегазации подработанных пластов-спутников с эффективностью не менее 60 % через скважины, пробуренные из подготовительных выработок;
— извлечения метана из выработанного пространства с эффективностью не менее 69 % через скважины, пробуренные с поверхности.
Преимуществом дегазации с поверхности является то, что работы по каптированию метана и добыче угля разнесены в пространстве и времени. Кроме этого, затраты на сооружение скважин могут полностью окупиться за счет утилизации каптируемого метана.
Сопоставление расходов на сооружение скважин и прибыли от утилизации каптируемого метана возможно при наличии зависимости дебита извлекаемого метана от основных факторов, определяющих затраты, к которым относятся глубина и диаметр скважин, а так же интервал между ними. Глубина скважины определяется глубиной залегания угольного пласта. Диаметр скважины зависит от диаметра обсадной трубы, влияющего на дебит извлекаемого метана. Поэтому проведена оценка зависимости дебита скважин от двух факторов, определяющих затраты: диаметра обсадной трубы и расстояния между скважинами. Кроме этого, дебит скважины существенно зависит от длины ее газоприемной части (перфорированная часть обсадной трубы), практически не влияющей на стоимость сооружения скважины.
обеспечивает отток воды из скважины и свободный выход из нее газа. Во втором случае из зоны влияния скважины исключается один пласт, а в третьем — три пласта, залегающие на расстоянии до 56 м от разрабатываемого.
Дебит и содержание метана в скважине изменяются с увеличением расстояния от очистного забоя. В результатах расчетов приведены средние значения за весь период работы скважины.
При увеличении расстояния между забоем скважины и кровлей пласта от 14 м (8,2 mв) до 56 м (33 mв) содержание метана возрастает в два раза (рис. 1).
В первом случае скважина непосредственно связана с зоной беспорядочного обрушения пород кровли, во втором — она находится за пределами зоны крупных трещин. Это приводит к существенному уменьшению притечек воздуха и росту содержания метана в извлекаемой газовой смеси. При этом дебит метана, практически, не меняется. Следовательно, для получения высококалорийного газа целесообразно оставлять между забоем скважины и разрабатываемым пластом породный слой толщиной не менее 30 вынимаемых мощностей.
Влияние диаметра скважины на ее метанодобываемость исследовалось в диапазоне от 89 до 146 мм при фиксированных значениях остальных параметров (рис. 2).
Увеличение диаметра в 1,64 раза приводит к росту дебита метана в 1,48 раза и уменьшению содержания его в извлекаемом газе в два раза.
Рост дебита вызван влиянием двух факторов: увеличением суммарной площади трещин, связывающих скважину с окружающими породами и увеличением разрежения в газоприемной части скважины, так как с увеличением диаметра уменьшаются его потери по длине магистральной колонны. За счет роста разрежения увеличиваются и притечки воздуха в скважину. Их прирост опережает прирост дебита за счет меньшего сопротивления трещин, связывающих скважину с выработанным пространством. Из-за этого уменьшается содержание метана и при диаметре скважины 146 мм оно снижается менее допустимого для прямого сжигания газа. Однако, содержание метана в газопроводе, соединяющем одновременно все действующие скважины, помимо параметров скважины зависит от интервала между ними, поэтому вывод о применимости диаметра скважины 146 мм может быть получен только после оценки всех факторов, влияющих на показатели работы скважин.
Влияние длины газоприемной части скважины исследовалось изменением ее от 16 до 134 м (в 8,4 раза). Результаты расчетов показали (рис. 3), что изменения вызвали несущественное увеличение дебита метана (в 1,1 раза), но при этом выросло его содержание (в 1,4 раза).
Это объясняется большим разрежением в верхней части перфорации по сравнению с забоем скважины. Однако, при диамет ре скважин 146 мм, интервале между ними 100 м и расстоянии между забоем скважины и пластом 14 м содержание метана менее допустимого даже при максимальной для данных условий длине перфорации 134 м.
Влияние интервала между скважинами на дебит и содержание метана исследовалось путем изменения его величины от 100 до 300 м. Расчеты выполнены при фиксированных значениях параметров, обеспечивающих максимальные дебиты метана:
— диаметр обсадной трубы — 146 мм;
— длина перфорации — 134 м;
— расстояние забоя скважины от пласта — 14 м.
Из результатов расчетов следует (рис. 4), что при фиксированной длине выемочного поля увеличение интервала уменьшает количество одновременно действующих скважин, поэтому общий дебит извлекаемого метана несколько уменьшается (на 8,4 %) в то время как за счет уменьшения взаимного влияния скважин дебит каждой из них увеличивается. Общее содержание метана в газовой смеси также возрастает и при интервале 300 м превышает критическую величину (30 %).
Выполненные расчеты позволили оценить влияние каждого параметра на показатели работы отдельной скважины. Выбор оптимальных, с технической точки зрения, значений параметров требует комплексной оценки с учетом взаимного их влияния при отработке выемочного поля. В конкретных условиях, когда бурение скважин лимитировано экономическими показателями, основными факторами, формирующими затраты, являются диаметр скважин и интервал между ними.
Комплексная оценка заключалась в определении влияния этих параметров на общие показатели работы скважин. Длина газоприемной части скважин (длина перфорированной обсадной трубы) принята в расчетах равной 134 м, так как при этом обеспечиваются максимальные дебит и содержание метана (см.
рис. 3). Расстояние между забоем скважины и разрабатываемым пластом принято 14 м, так как это исключает накопление воды в скважинах, препятствующей извлечению газа.
Результаты расчетов показали (табл. 4), что максимальный дебит метана при содержании его более 30 % достигается при диаметре 146 мм и интервале 300 м. Эти же параметры обеспечивают максимальный объем метана, извлекаемого одной скважиной.
При экономическом сравнении следует учитывать, что общий дебит метана, всеми скважинами и его содержание в газовой смеси изменяются по мере отработки выемочного поля (рис. 5, 6).
За первые 250 сут. работы лавы количество одновременно работающих скважин увеличится до пяти. Их суммарный дебит достигнет 20 м3/мин при содержании метана 45 %. В дальнейшем это количество скважин сохранится, так как отработавшие будут заменяться очередными подработанными скважинами.
Через 500 сут. после завершения отработки выемочного поля, количество действующих скважин будет сокращаться, но еще в течение 100 сут. содержание метана будет более 30 % и он может быть использован. Следовательно, общий период возможного использования каптированного газа в качестве топлива составляет 500 сут. (от 100 до 500 сут. с начала работы лавы). За время работы лавы должно быть добыто более 10 млн м3 метана с содержанием более 30 %.
При среднем полезном дебите метана 9,9 м3/мин, каптируемого скважинами с поверхности, подземные скважины будут каптировать 21,66 м3/мин. Эффективность комплексной дегазации составит 69 %.
Если скважины будут сооружаться диаметром 108 мм с интервалом 300 м, их дебит составит 7,6 м3/мин (см. табл 4). Тогда подземные скважины будут каптировать 23,04 м3/мин метана, а эффективность комплексной дегазации составит 66,6 %. Общий дебит метана, каптируемого семью скважинами, пробуренными с поверхности, составит, примерно, 8 млн м3 с содержанием более 40 %.
В случае сооружения скважин диаметром 108 мм с интервалом 200 м их дебит составит 8,1 м3/мин (см. табл. 4). Подземные скважины при этом будут каптировать 22,7 м3/мин метана, а эффективность комплексной дегазации составит 67 %. Общий дебит метана, каптируемого десятью скважинами, составит около 9,8 млн. м3 с содержанием более 37 %.
И так, общая эффективность комплексной дегазации и объем каптируемого метана через семь скважин диаметром 146 мм, расположенных на расстоянии 300 м, такая же как у десяти скважин диаметром 108 мм, пробуренных с интервалом 200 м, то есть эти два варианта сооружения скважин являются практически равнозначными с точки зрения эффективности дегазации и извлечения метана.
Далее было выполнено сравнение затрат на сооружение семи скважин диаметром 146 мм стоимость 3452 тыс. грн. и десяти скважин диаметром 108 мм стоимостью 1893 тыс. грн. Оказалось, что затраты на сооружение десяти скважин диаметром 108 мм на 27 % ниже, чем семи скважин диаметром 146 мм.
Выводы 1. Для обеспечения газовой безопасности 4 южной лавы блока №10 при нагрузке на очистной забой до 10000 т/сут. необходимо применять комплексную дегазацию кровли скважинами с поверхности и из подготовительных выработок.
2. Метанодобываемость и общая эффективность дегазации скважинами диаметром 146 мм и интервале 300 м, практически, не отличаются от эффективности десяти скважин диаметром 108 мм, пробуренных с интервалом 200 м.
3. Затраты на сооружение десяти скважин диаметром 108 мм на 27% ниже, чем семи скважин диаметром 146 мм.

/*/

ну неплохо так, если скважин много надо