Способ дегазации угленосной толщи Советский патент 1986 года по МПК E21F7/00 

Изобретение относится к горной промьйплённости и может быть исполь-, зованр для снижения газообильности очистных участков и повьшения безопасности, горных работ по газовому фактору.

В период функционирования скважин в зоне влияния очистного забоя и в зоне подраб отки г аз о проводящие каналы в прискважинной зоне заполняются разрушенным углем и штыбом, что приводит к резкому снижению дебита отсасываемого из скважины газа.

При этом видно какое важное значение для повышения зффективйости дегазации имеет поддержание высокого уровня газовыделения.

Цель изобретения - повьшение эф- фиктивности дегазации путем поддержания высокой продуктивности скважин в период их функционирования в зоне влияния очистного забоя при отработке угленосной толщи с управлением кровлей полным обрушением.

Способ осуществляют следующим образом.

Из подготовительной выработки бурят дегазационные скважины, пере- секающие разгружаемые газоотдающие коллекторы, герметизируют их, подсоединяют к дегазационному газопроводу и измеряют дебит отсасьшаемого газа. Определяют параметры скважин и ведут замеры дебита отсасываемого из скважин газа.

По мере подвигания очистного забоя по простиранию (падению или восстанию) пласта после очередной посадки основной кровли в течение первых двух суток, когда процесс сдвижения разгружаемой угленосной толщи как это доказано многочисленными исследованиями по газовыделению из скважин, достигает своего наибольшего развития, дополнительно проводят замеры дебита отсасываемого газа из каждой функционирующей скважины. Исходя из принятой продолжительности выполнения дополнительных замеров и результатов статистической обработки экспериментальных данных, согласно которым минимальное число замеров, при котором обеспечивается их достоверность, составляет не менее семи, интервал между замерами принимают равным 5-7 ч.

Для каждой .скважины после очередной посадки основной кровли по ре. зультатам дополнительно выполненных замеров определяют усредненный дебит газа q () по формуле

5 -2-TH,3C),+6Qj+7Q,t6Q,;+3Q,-2q,, (1)

где Q -Q - результаты дополни- 0тельных замеров деби та метана, м /мин; ,2,3,..,,..,,j - порядковый номер посадок основной кровли,

15 Зная номер текущей посадки j, по формуле (2) определяют порядковый номер ранее происшедшей i-той посадки, дебит после которой используют для расчета показателя затухания 20 дебита во времени,

(2)

J-4

5

где квадратные скобки - взятие целой

3 . Гз .1

части от г J, т,е, т J - наибольшее целое число, не превосходящее 3

«я4

- Затем, используя найденные по формуле (1) значения q. и qj, по зависимости (З) определяют показатель затухания дебита метана во времени

v Jri.V.,tIlV Jill. . -ff-l,J.UJ

3 1 5 13 1 j (например, , ;- j l-jj 3) ,

35

(3)

где t-, t: - время до i-той и j-той посадок основной кровли от момента начала функционирования скважины. Рассчитанный по формуле (3) пока-, затель затухания дебита, сравнивают с критическим значением, равным 0,3, Значение 0,3 определяют на основе -; анализа численного решения уравнения фильтрации, а также анализа возможных погрешностей измерений. Установ-. лено, что при ,3 проницаемость газоотдающих коллекторов не снижает- ся- во времени, ,

Если в результате сравнения окажется, что показатель затухания дебита отсасываемого газа во времени превьш1ает критический уровень, равный 0,3, что свидетельствует о частичном закрытии газопроводящих кана- лор,. в скважину нагнетают жидкость.

3 -

при этом, на первом этапе нагнетания осуществляют промывку стенок скважины и прискважинной зоны пласта от заиловочного материала и штыба. Для этого скважины отключают от дегазационного трубопровода, а жидкость подают через герметизирующее устройство на участок газоотдающего коллектора до прекращения выноса из скважины глинистого материала.

Выделение газоотдающих коллекторов проводят предварительно по гео- лого-разведочным данным и уточняют в период бурения скважин по выходу штыба или по увеличению уровня газовыделения из скважин при пойнтер- зальном измерении дебита. Если скважиной перебурен один, или два газо- отдающик коллектора, то перед нагнетанием жидкости участки скважины, пересекающие эти коллекторы, целе- сообразно изолировать от остальной части скважины и обрабатьтать каждый такой участок отдельно. В тех же случаях, когда скважина пересекает три и более газоотдающих коллекторов, избирательная обработка их нецелесообразна.

Для избирательной обработки газоотдающих коллекторов в качестве герметизирующего устройства используют например, двойной пакер с подачей жидкости в междупакерное пространство или два гидрозатвора, один из которых устанавливают вьщ1е кровли обрабатьгоаемого коллектора, а второй - ниже почвы. При этом клапан

10

f5

45719 ,4

верхнего гидрозатвора должен быть отрегулирован так, чтобы его давление срабатывания превосходило максимальное давление нагнетания. 5 После этого приступают ко втopo fy этапу - высоконапорному нагнетанию жидкости до резкого падения давления в скважине, свидетельствующего о раскрытии трещин и, следовательно, о возможности восстановления высокого уровня газовыделения из скважины. Затем оставш5пося в скважине жидкость удаляют, а скважину подсоединяют к дегазационному трубопроводу и продолжают отсасывать газ. Проводят повторную серию из семи замеров с интервалом 5-7 ч и по формуле (1) определяют усредненный дебит метана.

В качестве примера приводят результаты применения предлагаемого способа в условиях отработки пласта fg . В кровле пласта н расстоянии 22 .м по нормали от пласта &„ залел/(

гает газоносный сближенный пласт в Применяемая система разработки сплошная. Подземные скважины для де,1II ...

газации пласта Ig бурят из подготовительной выработки с разворотом в сторону забоя лавы на расстоянии 15-20 м друг от друга.

В табл.1 приведены данные применения способа на примере скважины 8. После каждой посадки основной кровли с интервалом в 6 ч проводят семь замеров дебита метана (табл,1), в числителе до гидрообработки, в знаменателе после гидрообработки. Таблица 1

20

25

30

5

5.12457

Значения q, при рассчитьша- ют по формуле (1). Значения t - время прсадки основной кровли считая от момента начала функционирования скважины, со ставляет 7, 22, 39, 56, 5 72, 87 сут. соответственно.

По формуле (2) рассчитывают для каадого номера j (j - номер текущей посадки) номер i-тай посадки с дебитом, после которой, сравнивают дебит метана после текущей посадки (таб.2) Результаты приведены в табл.2.

Посадка

Средний0,33

дебит, Oj77 0,72 0,25 0,60 0,53 0,52 0,70

Из табл.3 видно, что после третьей и пятой посадок значение показателя снижения дебита превосходило критическое, равное 0,3. В связи с 3TJiM после третьей и пятой посадок проводят гидрообработку.

Для этого в скважину помещают гидрозатвор ниже почвы пласта tg, и в скважину подают жидкость под дав-. лением до 2 МПа, При н арастании давРедактор Н.Марголина

Составитель И.Федяева

Техред Л.Олейник Корректор .Е.Сирохман

Заказ 3972/23Тираж 436 . Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий 113035, Москва,Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Таблица 2

Значения q-, подсчитанные по формуле (2), и значения показателя снижения дебита мётана, подсчитанные по формуле (3), приведены в табл.3 (в числителе - усредненные дебиты и показатели снижения дебитов до -гидро- обработки, в знаменателе - после гидрообработки).

Таблица 3

ления вьше этого значения проводят сброс давления с гидрозатвора и воду удаляют из скважины. После четырех таких циклов низконапорного нагнетания глинистый материал перестает выноситься водой и проводят высоконапорное нагнетание при давлении 12 МПа. Гидрообработка приводит к повышению дебита метана в 1,5-2,4 раза.