СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА В МЕТАНОНОСНОМ УГОЛЬНОМ ПЛАСТЕ Российский патент 1994 года по МПК E21F7/00 

Изобретение относится к горному делу, в частности к определению пластовых давлений газа в угольных пластах.

Известен способ измерения давления газа в угольном пласте, заключающийся в бурении пластовых скважин, пробуренных из выработок, устье скважин герметизируется, а пластовое давление измеряют по кривой восстановления давления [1] .

Этот способ весьма трудоемок и требует длительных наблюдений в шахтных условиях.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ определения давления газа в угольном пласте, включающий бурение скважины через породную толщу до пересечения с угольным пластом, герметизацию частей скважины, расположенной в породной толще, определение установившегося давления газа в газовой камере скважины, которое принимается равным природному давлению газа в пласте [2] .

Основным недостатком этого способа является его высокая трудоемкость, обусловленная необходимостью качественной герметизации скважин и длительным периодом достижения установившегося давления газа в газовой камере (до нескольких месяцев). Если же качество герметизации скважин неудовлетворительное, то давление, измеренное в газовой камере, может не соответствовать пластовому.

Целью изобретения является снижение трудоемкости определения пластового давления газа.

Цель изобретения достигается за счет того, что в известном способе определения давления газа в угольном пласте, включающем бурение скважины через породную толщу до пересечения с угольным пластом, осуществляют отбор пробы угля из пласта герметичным газокерноотборником, измеряют температуру пласта, определяют природную метаноносность, параметры изотермы сорбции метана, влажность, плотность и пористость угля, а давление газа в угольном пласте находят из следующего соотношения:
x_пр=
× exp + где х_пр. - природная метаноносность угля, м³/т;
а - параметр изотермы сорбции, характеризующий метаноемкость угля, см³/г;
b - параметр изотермы сорбции, характеризующий влияние температуры на сорбционную емкость угля, МПа^-1;
W - влажность угля, % ;
t - температура пласта, ^оС;
γ - плотность угля, т/м³;
ε - пористость угля;
p_o - давление газа в угольном пласте, МПа.

Отбор пробы угля может осуществляться газокернонаборниками известных конструкций.

Температура пласта измеряется любым из известных способов, например, с помощью термопары, вводимой в скважину до контакта с угольным пластом. Природная метаноемкость определяется в лабораторных условиях.

Влажность, плотность и пористость угля определяют в соответствии с требованиями действующих государственных стандартов.

Природная метаноносность х_пр. - это количество метана, которое содержится в единичной массе угля рассматриваемого пласта, то есть
x_пр= = x_сорб+x_св ; (1) где V_с.г., V_г - объемы метана, находящегося в сорбированном и свободном состояниях соответственно, м³;
m_у - газоносная масса угля, имеющего влажность, зольность и температуру, равные их значениям в пласте, т;
х_сорб. - сорбционная метаноносность при влажности и температуре угольного пласта, м³/т;
х_св. - доля природной метаноносности, обусловленная содержанием в угле свободного метана, м³/т.

Из равенства (1) следует, что
x_сорб= , (2) m_г - масса горючего вещества, содержащегося в исследуемой пробе угля, т;
m_в, m_з - масса воды и золы, содержащейся в пробе угля, то есть газоносность определяется как объем газа, отнесенный к суммарной массе нескольких веществ, равной величине m_у, которую можно определить следующим образом:
m_у= T , (3) где W= 100% ; ; A^c= 100% ;
A^c - зольность угля, % .

Метаноемкость твердого вещества, содержащегося в угольной пробе, при фиксированной температуре термодинамической системы газ-твердая фаза может быть определена следующим образом:
x_c/t= ; x_сух/t=30= ; где V_с.г. - объем метана, сорбированного твердым веществом угольной пробы в лабораторных условиях при температуре t, м³;
m_т.в. - масса твердого вещества в угольной пробе, т;
m_г - масса горючего твердого вещества в угольной пробе, т;
x_c/t, x_сух/t - значения метаноемкости угольной пробы в расчете на единицу массы твердого вещества и единицу массы горючего вещества, м³/т.

Тогда, выражая объем сорбированного метана через значения метаноемкости, получим
(m_г + m_з) x_c/t = m_гх_сух. /t, откуда с учетом формулы (3) можно записать
x_сух/t= x_с/t. (4)
Сорбционная метаноемкость сухого угля при температуре определяется из уравнения изотермы сорбции Лэнгмюра (Газоносность угольных бассейнов и месторождений СССР. - М. : Недра, 1980, с. 53).

x_c/t= , (5) где а - максимальная метаноемкость угля при температуре t, м³/т;
b - коэффициент, зависящий от энергии активации процесса сорбции и температуры, МПа^-1;
p_o - давление метана, находящегося в свободном состоянии, Па.

Зависимость сорбционной метаноемкости от температуры имеет вид:
x_c/t = x_c/t=0 exp(-nt) м³/т , (6) где x_c/t - сорбционная метаноемкость сухого угля в интервале температур от 0 до 100^оС, м³/т;
x_c/t=0 - сорбционная метаноемкость сухого угля при температуре 0^оС, м³/т;
n - коэффициент, зависящий от давления свободного газа, 1/град;
n= , (7)
t - температура термодинамической системы уголь-метан, ^оС.

Используя зависимость (3) можно записать
x_c/t=30 = x_c/t=0 exp (-30n), (8)
x_c/t = x_c/t=0 exp (-nt), (9) где x_c/t=30 - сорбционная метаноемкость сухого угля при температуре 30^оС, м³/т.

Тогда, вычислив отношение x_c/t=30 (x_c/t)^-1 с учетом формул (5), (7), (8) и (9), получим x_c/t= exp (10)
В природных условиях уголь содержит некоторое количество влаги, которое снижает сорбционную метаноемкость. Зависимость сорбционной метаноемкости влажного угля от влаги имеет вид ("Газоносность. . . ". - М. : Недра, 1980, с. 55):
x_вл/t= ,
(11) где х_вл./t - метаноемкость влажного угля в расчете на единичную массу горючего вещества при температуре t, м³/т.
Если температура и давление в термодинамической системе газ-уголь, воспроизводимой в лабораторных условиях, находятся в интервалах возможных значений температуры угля в пласте и пластового давления метана, то справедливо следующее равенство:
х_сорб. = 0,01 (100 - W - A^c) х_вл. /t, (12) где A^c - зольность угля, % .
Подставив в равенство (12) формулу (11) с учетом зависимости (4), получим
x_сорб=
× exp . (13) Для определения величины х_св. рассмотрим второе слагаемое в формуле (1). Объем метана, находящегося в свободном состоянии, можно определить следующим образом:
V_г= = = м³ м³, (14) где М_г - масса метана, находящегося в свободном состоянии в порах и трещинах угля, кг;
ρ, ρ_a- плотность метана при пластовом и атмосферном давлениях соответственно, кг/м³;
V_св. - суммарный свободный объем в исследуемой пробе угля, м³;
V_у - объем пробы угля, м³;
ε- пористость угля ( ε= V_св/V_у).

x_св= = (15) где γ - плотность угля, т/м³.

Используя уравнение состояния идеального газа, плотность метана определим по формуле
ρ= , (16) где М_м - молярная масса метана, кг/моль;
R - молярная газовая постоянная, Дж/(моль·К) .

Подставив численные значения молярной массы метана и газовой постоянной в формулу (16), получим
ρ= . (17)
Таким образом, долю содержания свободного метана в единичной массе угля определим в виде соотношения, являющегося следствием формул (15) и (17)
x_св= . (18)
Подставив формулы (13) и (18) в равенство (1), получим соотношение расчета пластового давления в метаноносном угольном пласте x_пр= × exp+ . (19)
Соотношение (19) представляет собой алгебраическое уравнение, в котором неизвестна величина давления газа в угольном пласте p_o. Решение уравнения (19) относительно p_o осуществляют численным методом.

Результаты практической реализации способа. Практическая реализация предлагаемого способа определения давления газа в угольном пласте осуществлена на шахтах Донецкого бассейна, разрабатывающих метаноносные угольные пласты.

Давление газа в угольных пластах определялось по известному и предлагаемому способам.

Результаты практической реализации способа приведены в таблице.

Относительные отклонения между давлениями, измеренными двумя способами, свидетельствуют о достоверности полученных значений. Трудоемкость в среднем уменьшилась в 2,8 раза. При этом часть технологических операций, указанных в формуле изобретения, выполнялась в лаборатории, а не в шахте, что повысило уровень безопасности работ. (56) 1. Айруни А. Т. Теория и практика борьбы с рудничными газами на больших глубинах. - М. : Недра, 1981, с. 120.

2. Кузнецов С. В. и др. Природная проницаемость угольных пластов и методы ее определения. - М. : 1978, с. 75-77.

Использование: дегазация угольных пластов. Сущность изобретения: способ включает бурение скважины до пересечения с угольным пластом с последующим герметичным отбором пробы угля газокернонаборником и измерение температуры пласта. Определение пластового давления осуществляется путем численного решения уравнения, устанавливающего взаимосвязь между природной метаноносностью, определяемой в лабораторных условиях, и давлением газа в угольном пласте.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА В МЕТАНОНОСНОМ УГОЛЬНОМ ПЛАСТЕ, включающий бурение скважины через породную толщу до пересечения с угольным пластом, отличающийся тем, что, с целью снижения трудоемкости, осуществляют герметичный отбор пробы угля из пласта газокернонаборником, измеряют температуру пласта, на отобранных образцах определяют влажность, плотность, пористость, а также природную метаноносность угля и параметры изотермы сорбции метана, при этом давление газа в угольном пласте определяют из следующего соотношения путем численного решения уравнения:

где x_пр - природная метаноносность угля, м³/т;
a - параметр изотермы сорбции, характеризующий метаноемкость угля, см³/г;
b - параметр изотермы сорбции, характеризующий влияние температуры на сорбционную емкость угля, МПа^-1;
W - влажность угля, % ;
t - температура пласта, ^oС;
γ - плотность угля, т/м³;
ε - пористость угля;
P₀ - давление газа в угольном пласте, МПа.