МЕТОД ТОЧНОЙ ДОБЫЧИ РУДНИЧНОГО ГАЗА Российский патент 2019 года по МПК E21F7/00 

Область технического применения

Настоящее изобретение относится к методу точной добычи рудничного газа, который особенно применим для точного и эффективного извлечения газа в газосодержащем угольном пласте угольной шахты, включая точное размещение скважины в точке забоя отверстия скважины и точное квантование объема добычи газа и остаточное газосодержание, чтобы можно было избежать мертвых зон добычи газа, вызванных неправильной разработкой скважины.

Уровень техники

Добыча газа в скважине является основной мерой контроля газа. Угольные пласты в Китае имеют относительно низкую газопроницаемость, а бурение на земле имеет небольшой диапазон влияния и плохой эффект дренирования. Поэтому в угольных шахтах для проведения добычи обычно строятся скважины небольшого диаметра. Строительство таких скважин простое, а количество скважин относительно велико. Однако в настоящее время достигается неудовлетворительный эффект добычи. Одной из основных причин является то, что угольные пласты более мягкие, чем другие относительно твердые породы и имеют небольшие расстояния. В результате очень сложно контролировать строительство профилей скважин. Неясны как фактическая протяженность угля, так и точка забоя отверстия скважины. Однако большинство существующих конструкций основаны на предположении, что скважина представляет собой прямолинейную скважину, сконструированную из точки бурения, а местоположение конечной точки скважины не точно определено. Более того, профиль скважины не совсем прямолинейной формы. В результате объем газа, который может быть извлечен из каждой скважины, оценивается неверно. Кроме того, угольные пласты в Китае непостоянного залегания и имеют значительно различную толщину. Предыдущие конструкции основаны на предположении, что угольный пласт имеет постоянное залегание и равномерную толщину, неизменные трещины простирания и углы падения. В результате из скважин, имеющих одинаковые проектируемые параметры, объемы добытого газа могут значительно отличаться. Вышеупомянутые причины приводят к неточному расчету объема газа, добываемого из каждой скважины и формируются мертвые зоны добычи газа. На поздней стадии выработки угольных шахт легко может возникнуть проблема утечки газа, что приводит к потенциальным угрозам безопасности и ставит под угрозу жизнь шахтеров.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Техническая задача: Целью настоящего изобретения является предоставление метода для точной добычи рудничного газа, чтобы решить проблему неравного распределения времени и пространства при добыче газа в угольных пластах и мертвых зонах добычи, вызванных нечеткими конструкцией и строительством газодобывающих скважин в угольных шахтах. Используя методы точного определения залегания угольного пласта и точно спроектированных газовых скважин, реализуется точная добыча рудничного газа, улучшается целевая точность контроля газа.

Техническое решение: Метод точной добычи рудничного газа настоящего изобретения включает следующие этапы:

(a) сканирование разреза слоя в области угольного пласта, используемой для добычи;

(b) построение слоя разведочных скважин, в области которых сканируется разрез слоя;

(c) составление графика изменения тенденции простирания угольного пласта, падения угольного пласта и толщины угольного пласта в области добычи;

(d) определение, согласно требованиями нормы, параметров угольного пласта области, используемой для добычи, количество скважин, которые необходимо построить и конкретных параметров конструкции скважин;

(e) установка бурового инструмента в месте, где должно производиться строительство и установка гироскоп- и эндоскопической камер внутри бурильного долота бурового инструмента;

(f) осуществление строительства в угольном пласте с использованием бурового инструмента, отслеживание маршрута профилей группы скважин, имеющих различные параметры конструкции, и записи параметров строительства точки бурения скважины, фактических координат угольного пласта и координат точки забоя;

(g) корректировка параметров бурения скважины в соответствии с трехмерным соотношением ориентировок между параметрами строительства точки бурения скважины и фактическими параметрами скважины угольного пласта;

(h) подсоединение скважин к газоотводному трубопроводу, а также установка у отверстий замерного оборудования для регистрации скоростей потока газа и скорости потока газа на метр в различных скважинах; а также

(i) проектирование и точное построение в соответствии с скорректированными параметрами конструкции скважины и скоростями потока газа на метр, другие скважины до заранее установленных мест скважины, уплотнение скважин после завершения строительства и выполнение добычи газа.

Разрез слоя используется для сканирования разреза слоя на этапе (а) в направлении выработки добычи с местом строительства, являющимся ярусом выработки угольного пласта.

Слой разведочных скважин на этапе (b) должен быть сконструирован для проникновения в пачку, содержащую уголь, до тех пор, пока шлак больше не будет выделяться.

Для метода построения графика изменения тенденции простирания угольного пласта, падения угольного пласта и толщины угольного пласта в области, используемой для добычи на этапе (с) используется комплексный метод определения, объединяющий сканирование разреза слоя и коррекция координат скважины: сначала определяют тенденцию простирания слоя, содержащего уголь, используя разрез слоя, а затем ограничивают точную границу угольного пласта с помощью координат скважины.

Для фактических координат точек угля в нижней части угольного пласта и фактических координат точек угля в верхней части угольного пласта на этапе (f), эндоскопическая камера используется для регистрации точек траектории, соответствующих соответственно нижним точкам угля скважины и верхним конечными точкам угля скважины, а конкретные координатные значения затем определяются соответственно по точкам траектории скважины, записанными гироскопом.

Метод корректировки параметров конструкции скважины на этапе (g) заключается в следующем: сначала корректируется азимутальный угол, так чтобы горизонтальные проекции точек угля в верхней части фактической траектории скважины и сконструированными точками угля в верхней части имели одинаковую протяженность в направлении, перпендикулярном выработке, а затем корректируются координаты места бурения в направлении, противоположном направлению смещения, в соответствии со смещением в направлении разработки.

Положительный эффект: Поскольку используется вышеупомянутое техническое решение, в настоящем изобретении реализуется метод точной добычи рудничного газа. Поэтому в одном аспекте могут быть получены точные характеристики возникновения угольного пласта и газа, а экстрактный раствор точно разработан в соответствии с фактическими характеристиками возникновения угольного пласта и газа. В другом аспекте параметры конструкции могут быть скорректированы в соответствии с характеристиками профиля скважины, чтобы точно достичь заранее установленных мест скважины, чтобы избежать проблемы мертвых зон добычи, вызванных несоответствующей разработкой проектов добычи рудничного газа, потому что инженеры и техники не имеют точных знаний о вариациях возникновения угольных пластов и газа. Кроме того, фактические профили скважин отслеживаются и размещаются, чтобы избежать проблемы с трудностями в позиционировании реальных профилей скважины и местоположений угольных пластов, тем самым реализуя точную оценку объемов добычи газа и дополнительно определяя остаточное содержание газа в угольном пласте, чтобы обеспечить базу для контроля газа на более поздней стадии добычи или выемки в угольном пласте.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СХЕМ

ФИГ. 1 представляет собой схематическую диаграмму процедуры реализации согласно настоящему изобретению.

ФИГ. 2 представляет собой схематическое изображение метода для исследования изменения тенденции простирания угольного пласта, падения угольного пласта и толщины угольного пласта в соответствии с настоящим изобретением.

ФИГ. 3 представляет собой схематический разрез проектируемых и фактических профилей скважины в соответствии с настоящим изобретением.

ФИГ. 4 представляет собой трехмерное схематическое изображение принципа связи между азимутальным углом бурения скважины, углом наклона скважины и длиной скважины, а также фактическими координатами угольного пласта скважины, координатами точки забоя и трехмерной траекторией скважины в соответствии с настоящим изобретением.

ФИГ. 5 представляет собой схематическое проекционное изображение относительной связи между спроектированным профилем, фактическим профилем скважины и профилем выпрямленной скважины в горизонтальной плоскости в соответствии с настоящим изобретением.

На чертежах: 1-ярус выработки; 2-слой, содержащий уголь; 3-угольный пласт; 4-слой разведочных скважин; 5-фактическая нижняя точка угольного пласта скважины; 6-фактическая верхняя конечная точка угля скважины; 7-нижняя часть угольного пласта; 8-верхняя часть угольного пласта; 901~907-фактическое строительство скважины; 10-проектируемая скважина; 11-проектируемая нижняя точка угольной скважины; 12-проектируемая верхняя конечная точка скважины; 13-фактический азимутальный угол скважины; 14-азимутальный угол выпрямленной скважины; 15-проектируемый азимутальный угол скважины; 16-фактическая горизонтальная проекция профиля скважины; 17-проектируема горизонтальная проекция профиля скважины; и 18-горизонтальная проекция профиля выпрямленной скважины.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Как показано на ФИГ. 1, метод точной добычи рудничного газа настоящего изобретения включает следующие этапы:

(a) сканирование разреза слоя в области угольного пласта, используемой для добычи, где разрез слоя используется для сканирования слоя пласта в направлении выработки с местом строительства, являющимся ярусом выработки угольного пласта.

(b) строительство слоя разведочных скважин, в области которых сканируется разрез пласта, где слой разведочных скважин должен быть сконструирован для проникновения в пачку, содержащую уголь, до тех пор, пока шлак больше не будет выделяться;

(c) составление графика изменения тенденции простирания угольного пласта, падения угольного пласта и толщины угольного пласта в области, используемой для добычи, где для метода построения графика изменения тенденции угольного пласта, простирания угольного пласта, падения угольного пласта и толщины угольного пласта в области, используемой для добычи, используется комплексный метод определения, объединяющий сканирование разреза слоя и коррекцию координат скважины: сначала определяют тенденцию простирания слоя, содержащего уголь, используя разрез слоя, а затем ограничивают точную границу угольного пласта с помощью координат скважины;

(d) определение, согласно требованиями нормы, параметров угольного пласта области, используемой для добычи, количество скважин, которые необходимо построить и конкретных параметров конструкции скважин;

(e) установка бурового инструмента в месте, где должно производиться строительство и установка гироскоп- и эндоскопической камер внутри бурильного долота бурового инструмента;

(f) осуществление строительства в угольном пласте с использованием бурового инструмента, отслеживание профилей группы скважин, имеющих различные параметры конструкции, и записи параметров строительства точки бурения скважины и фактических координат угольного пласта и координат точки забоя скважины, то есть, записи фактических азимутальных углов скважины, углов наклона, координат точки угольного пласта на дне угольного пласта и верхней части угольного пласта, а также длину отверстия, где фактические координаты угольного пласта и координаты точки забоя определяются с использованием метода объединение гироскоп- и эндоскопической камеры, то есть эндоскопическая камера записывает траектории, соответствующие соответственно точкам бурения скважины и низу отверстия, а затем соответствующим образом определяют координатные значения в точках траектории скважины, записанных гироскопом;

(g) подсоединение скважин к газоотводному трубопроводу, а также установка у отверстий замерного оборудования для регистрации скоростей потока газа и скорости потока газа на метр в различных скважинах; а также

(h) корректировка параметров бурения скважины в соответствии с трехмерным соотношением ориентировок между параметрами строительства точки бурения скважины и фактическими параметрами скважины угольного пласта; метод корректировки параметров конструкции скважины на этапе (h) заключается в следующем: сначала корректируется азимутальный угол, так чтобы горизонтальные проекции точек угля в верхней части фактической траектории скважины и сконструированными точками угля в верхней части имели одинаковую протяженность в направлении, перпендикулярном выработке, а затем корректируются координаты точки бурения в направлении, противоположном направлению смещения, в соответствии со смещением в направлении разработки; а также

(i) точное построение в соответствии с скорректированными параметрами конструкции скважины и скоростями потока газа на метр, другие скважины до заранее установленных мест скважины, уплотнение скважин после завершения строительства и выполнение добычи газа.

Настоящее изобретение более подробно описано ниже со ссылкой на варианты осуществления на прилагаемых чертежах:

Содержание газа в угольном пласте угольной шахты составляет 12 м³/т. Географически обследованная толщина угольного пласта составляет 4 м. Ярус выработки строится ниже угольного пласта. Протяженность яруса составляет 1 км. Перпендикулярное расстояние яруса выработки от угольного пласта составляет 10 м. Пересечение скважин сконструировано на ярусе выработки для предварительного извлечения рудничного газа, чтобы снизить содержание газа в зоне предварительного извлечения при значении менее 8 м³/т. Длина и ширина области предварительной работы по добыче должны составлять 30 м и 4 м соответственно. Плотность угля составляет 1,2 т/м³. В этом случае запасы угля, которые могут эффективно контролироваться, составляют в общей сложности 576 тонн. Сначала спроектированы семь скважин. Объем газа в 2304 м³ может быть извлечен путем предварительного извлечения в течение шести месяцев, таким образом что содержание остаточного газа может составлять менее 8 м³/т.

Как показано на ФИГ. 2, сначала, на ярусе выработки 1 угольного пласта срез слоя используется для сканирования слоя 2, содержащего уголь, с равномерной скоростью в направлении выработки ярусов для исследования общей тенденции простирания угольного пласта 3. После того, как сканирование будет завершено, на месте выработки размещается буровой инструмент. Бороскоп и гироскоп установлены в бурильной колонне вблизи бурильного долота. Один слой разведочных скважин 4, перпендикулярный угольному пласту, строится вдоль выработки каждые 10 метров. Скважина может дополнительно использоваться для последующей добычи газа. Регистрируются местоположения фактических нижних точек угля скважины 5 и фактические конечных верхних точек угля скважины 6. Все нижние точки угля и конечные верхние точки угля соответственно соединяются, чтобы получить точную диаграмму локализации тенденции простирания угольного пласта 7 и верхней части угольного пласта 8. Между тем получается, что фактическая толщина угольного пласта в проектируемой зоне предварительного извлечения составляет 3,5 м и меньше, чем исследованная в географическом отношении толщина угольного пласта, которая составляет 4 м. В этом случае фактический контролируемый запас угля в зоне предварительного извлечения составляет в общей сложности 504 тонны.

Затем буровой инструмент располагается на ярусе выработки 1. По завершении строительства формируется группа фактических конструкций скважин от 901 до 907, как показано на РИС. 3. Гироскоп- и эндоскопическая камеры используются для соответственного отслеживания и записи параметров каждой скважины. См. Таблицу 1 для полученных проектируемых параметров скважины и фактических параметров завершения. В качестве примера используется скважина 907. Соотношение ориентации между спроектированной скважиной и фактической строительной скважиной показано на ФИГ. 4.

Примечание: Угол в таблице равен «°», а единица координаты и длина отверстия -«m».

Скважины выпрямляются согласно данным в Таблице 1. В качестве примера используется скважина 907. Фактический азимугальный угол 13 скважины сначала корректируется на азимутальный угол 14 выпрямленной скважины, таким образом что фактическая траектория, полученная после регулировки азимутального угла, согласуется с горизонтальной координатой X проектируемой скважины 10. Когда регулируется только азимутальный угол, направление траектории скважины не изменяется. Следовательно, длина L горизонтальной проекции 18 траектории выпрямленной скважины совпадает с длиной горизонтальной проекции 16 горизонтальной траектории скважины. То есть значение координаты X фактической конечной точки угля в верхней части скважины 907 в Таблице 1 составляет 18,4 м/cos 336°=20,1 м. Следовательно, значение арккосина соотношения длины L_X оси X проекционной горизонтальной проекции 17 траектории скважины к длине L горизонтальной проекции 18 выпрямленной скважинной траектории составляет arcos (L_X/L)=41,7°. Координата X проектируемой конечной точки угля в нижней части скважины 907 в Таблице 1 составляет 15 м. Следовательно, азимутальный угол 14 выпрямленной скважины равен 360-441,7°=318,3°.

L_p скважины, полученной после регулировки азимутального угла, затем регулируют в направлении, противоположном направлению смещения по оси Y. L_p равна проекционной длине L_j горизонтальной проекции 18 азимутального угла после выпрямленной траектории скважины фактической конструкции скважины 907 на оси Y, минус проекционная длина L_y проектируемой скважины 10 по оси Y. Величина координаты Y проектируемой конечной точки угля в верхней части скважины под номером 907 в Таблице 1 составляет 1,3 м, где L_J=L×sin(arcos(L_X/L))=12,2 м. В этом случае L_p=L_j-L_y=10,9 м, с целью получения заданных параметров после выпрямления: азимутальный угол равняется 318,3°, угол наклона - 42°, координата X отверстия для бурения - 0 м, Y координата отверстия для бурения -10,9 м, а координата Z отверстия для бурения - 0 м.

В конечном счете, выпрямленные и восстановленные скважины от 901 до 907 соединены с газоотводным трубопроводом, и соответственно измеряется накопленный объем извлечения газа на метр каждой скважины за шесть месяцев и заполняется в Таблице 2. Это может быть известно в соответствии с фактической метровой длиной скважины и фактическим объемом дренирования газа, при котором накопленное количество добытого газа за шесть месяцев может составлять 2816,8 м³. В этом случае в контролируемой области содержание газа может быть фактически уменьшено до 5,6 м³/т, а содержание статочного газа может составлять 6,4 м³/т, так чтобы соответствовать требованиям.

Скважины строятся группами по направлению выработки. Каждая группа скважин имеет одинаковые сконструированные и конструктивные параметры. Поэтому другие группы скважин сконструированы в соответствии с вышеуказанными проектными параметрами выпрямленной скважины, чтобы обеспечить ожидаемые проектные эффекты группы скважин, тем самым повышая точность проектирования и строительства.

Метод точной добычи рудничного газа подходит для повышения точности проектирования и разработки добычи рудничного газа и обеспечения эффективности добычи из скважин. В этом методе гироскоп и эндоскопическая камера используются впервые для исследования тенденции простирания угольного пласта, тенденции падения угольного пласта и данных толщины угольного пласта в области, используемой для добычи. В соответствии со стандартными требованиями добычи газа в области, используемой для добычи, проектируются и строятся скважины, а профили скважин отслеживаются для получения соответствия между проектируемыми параметрами скважины и фактическими параметрами профиля скважины. Затем параметры бурения корректируются в соответствии с соотношением соответствия между проектируемыми параметрами скважины и фактическими параметрами скважины для строительства скважин в заранее установленных местах. Впоследствии скважины соединяются с газоотводным трубопроводом, и ведется наблюдение за скоростями потока газа и объемом добычи газа на метр скважин. В итоге, другие скважины спроектированы и сконструированы в соответствии со скорректированными параметрами конструкции скважины и данными добычи. После строительства скважины соединяются для добычи газа. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

1. Метод точной добычи рудничного газа, характеризующийся тем, что содержит следующие этапы:

(a) сканирование разреза слоя в области угольного пласта, используемой для добычи;

(b) построение слоя разведочных скважин, в области которых сканируется разрез слоя;

(c) составление графика изменения тенденции простирания угольного пласта, падения угольного пласта и толщины угольного пласта в области добычи;

(d) определение согласно требованиями нормы параметров угольного пласта области, используемой для добычи, количества скважин, которые необходимо построить, и конкретных параметров конструкции скважин;

(e) установка бурового инструмента в месте, где должно производиться строительство и установка гироскоп- и эндоскопической камер внутри бурильного долота бурового инструмента;

(f) осуществление строительства в угольном пласте с использованием бурового инструмента, отслеживание маршрута профилей группы скважин, имеющих различные параметры конструкции, и запись параметров строительства точки бурения скважины, фактических координат угольного пласта и координат точки забоя;

(g) корректировка параметров бурения скважины в соответствии с трехмерным соотношением ориентировок между параметрами строительства точки бурения скважины и фактическими параметрами скважины угольного пласта;

(h) подсоединение скважин к газоотводному трубопроводу, а также установка у отверстий замерного оборудования для регистрации скоростей потока газа и скорости потока газа на метр в различных скважинах; а также

(i) проектирование и точное построение в соответствии с буровыми параметрами и скоростями потока газа на метр других скважин до заранее установленных мест скважины, уплотнение скважин после завершения строительства и выполнение добычи газа.

2. Метод по п. 1, отличающийся тем, что срез слоя используют для сканирования среза слоя на этапе (а) в направлении выработки с местом строительства, являющимся ярусом выработки угольного пласта.

3. Метод по п. 1, отличающийся тем, что слой разведочных скважин на этапе (b) должен быть сконструирован для проникновения в пачку, содержащую уголь, до тех пор, пока шлак больше не будет выделяться.

4. Метод по п. 1, отличающийся тем, что для составления графика изменения тенденции простирания угольного пласта, провала угольного пласта и толщины угольного пласта на этапе (с) используется комплексный метод определения, объединяющий сканирование разреза слоя и коррекцию координат профиля скважины, который включает в себя сначала определение тенденции простирания слоя, содержащего уголь, используя разрез слоя, а затем ограничение точной границы угольного пласта с помощью координат скважины.

5. Метод по п. 1, отличающийся тем, что для фактических координат точек угля в нижней части угольного пласта и фактических координат точек угля в верхней части угольного пласта на этапе (f) эндоскопическая камера используется для регистрации точек траектории, соответствующих соответственно нижним точкам угля скважины и верхним точкам угля скважины, а конкретные координатные значения затем определяются соответственно по точкам траектории скважины, записанным гироскопом.

6. Метод по п. 1, отличающийся тем, что метод корректировки параметров бурения скважины на этапе (g) включает в себя сначала корректировку азимутального угла, так чтобы горизонтальные проекции точек угля в верхней части фактической траектории скважины и сконструированные точки угля в верхней части имели одинаковую протяженность в направлении, перпендикулярном выработке, а затем корректировку координат точек бурения в направлении, противоположном направлению смещения, в соответствии со смещением в направлении разработки.