Оценка метанодобываемости на угольном месторождении

вание выработок, по которым распространяется взрывная концентрация, их расположение на плане горных работ или схемы вентиляции;

3.3. Скорость V распространения газовой смеси с взрывной концентрацией по выработкам.

4. Автоматически прогнозировать расположение переднего фронта взрывной газовой смеси в выработке наперед заданное время (например, через 20 мин) и представить эту информацию на плане горных работ (схема вентиляции).

5. Координаты возможных воспламенителей Т (двигатели, пускатели, движущие части, кабельные коробки, кабели и др.), расположенных в выработке:

5.1. после первого датчика зафиксировавшего взрывную концентрацию до второго смежного, который не зафиксировал взрывную концентрацию;

5.2. по всей длине загазированной выработки;

5.3. после переднего фронта взрывной газовой смеси, до прогнозируемого переднего фронта через заданное время.

6. Автоматически определять и представлять на экране дисплея наименование и план горной выработки на момент появления в ней новой точки с взрывной концентрацией рудничного газа.

7. Автоматически выдавать диспетчеру номер плана ликвидации аварий (ПЛА) на случай вероятного (возможного) появления аварии (вспышка метана) на коротком участке.

1. Колосюк В.П., Ихно С.А. Взрывобезопасность горного оборудования, - М.: - Недра, 1994.

2. Инструкция по безопасному ведению горных работ на пластах опасных по внезапным выбросам угля, породы и газа. М., 1989, Министерство угольной промышленности СССР.

8. Автоматически подавать управляющие сигналы на системы отключения электроснабжения и машин, систему вывода людей из загазированной зоны на свежую струю, систему управления вентиляцией, систему оперативного разгазирования, систему автоматической ликвидации взрывов и пожаров в горных выработках, устранения аварий при взрывных работах.

Выводы

Разработанная система с большим быстродействием (<0,1 с) распознает по всему контролируемому пространству длиной Ь минимальную длину Ьу метано-воздушной смеси с нижним пределом взрываемости, производит аварийную сигнализацию и защитное отключение электроэнергии. Система автоматически представляет диспетчеру шахты следующие параметры загазирован-ного объекта: координаты, длину аварийного загазованного участка, наименование выработки с концентрацией газа выше нижнего предела взрываемости, скорость его распространения, номер позиции плана ликвидации аварий и др.

Система должна так же выдавать контрольную и управляющую информацию на систему отключения электроснабжения и машины, систему вывода людей из загазированной зоны на свежую струю, систему управления вентиляцией, систему оперативного разгазирования, систему автоматической локализации взрывов и пожаров в горных выработках, подсистему устранения аварий при взрывных работах.

---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

3. Патент на изобретение №2124745 «Способ контроля аварийной загазованности пространства и устройство для его осуществления» Камынин Ю.Н., Осипов Э.Р., Петров А.И., Камынин В.А., 10 января 1999.

___ Коротко об авторах ___________________________________________________________________________

Камынин В.А. - аспирант, Московский государственный горный университет.

Камынин Ю.Н — профессор, доктор технических наук,

ФГУП Гипроуглеавтоматизация

— © Ю.Ф. Васючков, 2004

УДК 622.411.33:533.17 Ю. Ф. Васючков

ОЦЕНКА МЕТАНОДОБЫВАЕМОСТИ НА УГОЛЬНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Семинар № 5

7 Определение метанодобываемости на • угольном месторождении.

Под метанодобываемостью понимается объем извлечения чистого метана с какого-либо участка угольного месторождения. Таким участком могут являться свиты угольных пластов фиксированной площади, участки угольных пластов, шахтные поля и их участки. В этом случае следует говорить о метанодобываемости на определенном участке угольного месторождения.

Тогда под метанодобываемостью на угольном месторождении следует понимать сумму объемов извлечения чистого (в пересчете на 100 %) метана со всех его участков.

Понятие добычи угольного метана отвечает требованию, что метан добывают для практического использования в экономике какого-либо региона, так как извлечение угольного метана для обеспечения безопасности горных работ принято называть дегазаций угольных пластов. Угольный метан из недр можно добывать двумя способами - через скважины, пробуренные на газоносном участке угольного месторождения, и через горные выработки, в которые метан выделяется при ведении горных работ. Так как в соответствие с ПБ в угольных и сланцевых шахтах в горных выработках слишком низка концентрация метана в шахтном воздухе, то экономический интерес представляет его добыча через скважины.

Поэтому понятие метанодобываемости на угольном месторождении следует сформулировать в конечном виде следующим образом: метанодобываемость участка угольного месторождения - максимальный объем извлеченного из него чистого метана через скважины с последующим использованием его в экономике региона.

Под удельной метанодобываемостью участка угольного месторождения понимается объем извлеченного чистого метана, отнесенный к единице дегазируемых запасов угля на

этом участке. Этот показатель в дегазационной практике называют съемом метана с единицы запасов угля.

К понятию метанодобываемости тесно примыкает понятие о дебите единичной скважины, пробуренной на данном участке угольного месторождения. Среди специалистов в настоящее время бытует мнение, что экономически целесообразный дебит единичной скважины для угольного месторождения (при условии определенной отпускной стоимости угольного метана) может колебаться в интервале 25-30 тыс. м3/сут. Метанодобываемость скважины определяется максимальным объемом метана, извлеченного через эту скважину из участка угольного месторождения для практического использования.

Если на данном участке угольного месторождения известно общее количество действующих скважин и метанодобываемость каждой из них, то фактическая метанодобываемость на месторождении (или его участке) определяется как сумма метанодобываемости всех этих скважин.

Метанодобываемость участка месторождения может быть прогнозной (проектируемой) и фактической - по измеренному объему добытого газа. Строго говоря, с точки зрения надежности между прогнозной метанодобываемостью и проектной есть разница. При малой вероятности прогнозной метанодобываемости она не может быть заложена в реальный проект, а может существовать как оценочный подход к проблеме освоения метано-угольного месторождения.

И наконец, понятие метанодобываемость тесно связано с количеством скважин, которые необходимо пробурить на данном участке при определенных запасах метана и конкретных горно-геологических условиях.

В табл. 1 приведены расчетные значения запасов угольного метана на участке уголь-

Таблица 1

Потенциальные запасы угольного метана на месторождении угля со средней газоносностью пластов 15 м3/т, млн м3

Суммарная мощность пластов, м Площадь участка для добычи метана, км

0,25 1 3 5 7 9 11

2 10,12 40,5 121,5 202,5 283,5 364,5 445,5

4 20,25 81,0 243 405 567 729 891

8 40,50 162 486 810 1134 1458 1782

12 60,75 243 729 1215 1701 2187 2673

16 81,00 324 972 1620 2268 2916 3564

20 101,25 405 1215 2025 2835 3645 4455

* Ломаная линия отделяет миллиардные запасы угольного метана

ного месторождения определенной площадью дренирования (0,25-11 км2) и суммарной дренируемой мощностью угольных пластов (2-20 м).

В табл. 1. миллиардные запасы занимают значительную ее часть. Учитывая что существующие площади основных газоносных угольных бассейнов Кузнецкого и Печорского - значительно превышают 11 км2 фактические запасы угольного метана в этих регионах могут явиться существенным вкладом в экономику регионов страны.

В табл. 2 приведены расчетные количества действующих скважин по добыче метана. Анализ табл. 2 показывает, что количество одновременно действующих добычных скважин меняется в зависимости от дегазируемой суммарной мощности пластов и площади дренирования примерно в интервале двух порядков величин 26 - 2884. Естественно, в соответствии с количеством одновременно действующих скважин меняется и метанодобываемость участка месторождения от 285 млн. м3/год до 31,5 млрд. м3/год.

2. Способы повышения метанодобываемости участка месторождения.

Известно, что природная, естественная мета-ноотдача угольных пластов не превышает 2-3

тыс. м /сут, а естественный дебит единичной скважины не обеспечивает требования эксплуатации метаноугольных скважин с необходимой прибылью. Иными словами, эксплуатация углеметановых скважин без искусственной стимуляции дебитов является в настоящее время убыточной.

Важной особенностью добычи угольного метана является наличие сорбционных свойств угольного вещества [1]. В отличие от коллекторов природного газа угольные пласты плохо, медленно и далеко не полностью отдают метан в скважину. Поэтому очень низки естественные дебиты дегазационных скважин, даже на мощных пластах имеющих фильтрационную длину скважины 100 ми выше, - как правило, не более 3-4 тыс. м3 /сут. А эффективность извлечения метана в процессе ведения горных работ (при дегазации пластов) не превышает для индивидуального способа 25-40 %. Кроме того, с увеличением степени извлечения метана из угля уменьшается фильтрация метана и нарастает роль его диффузии (очень медленный процесс) из мелких пор к контуру стока. Таким образом, для экономически выгодной добычи угольного метана необходимо применение комплекса методов интенсификации ме-таноотдачи угольного пласта в первую очередь из микропорового объема угля.

Таблица 2

Количество скважин по добыче метана на участке при газоносности пластов 15 м3/т, степени извлечения 70% с дебитом скважины 30 тыс. м3 /сут и сроке эксплуатации участка 3 года_______________________________________

Площадь участка для добычи метана, км

мощность пластов, м 0,25 1 3 5 7 9 11

2 7 26 77 131 183,5 236 288

4 13 52 157 262 367 472 577

8 26 102 314 524 734 943 1153

12 39 157 471 786 1101 1415 1430

16 52 204 628 1049 1468 1886 2307

20 65 262 786 1311 1835 2358 2884

Таблица 3

Обобщенные гидродинамические показатели методов интенсификации меганоотдачи угольных пластов мощностью в интервале 2-5 м.

К практически освоенным методам интенсификации метаноотдачи угольных пластов относятся их гидравлическое расчленение (hy-drofracturing), пневмовоздействие (cavitation) и физико-химическая обработка (physical and chemical treatment)[2]. Из этих трех методов за рубежом (в основном, в США) широко применяют hydrofracturing и cavitation. Ниже приводится обобщенная нами гидродинамическая, краткая характеристика указанных методов интенсификации метаноотдачи пластов, рассчитанная в соответствии с работами [2, 3].

Из табл. 3 ясно видно, что основной объем закачиваемой жидкости при использовании того ли иного метода воздействия на пласт затрачивается на фильтрацию рабочей жидкости в стенки угольных блоков, составляющих массив пласта, и разделенных эндогенными и экзогенными трещинами.

3. Методика оценки метанодобываемости из неразгруженных угольных месторождений

Общие сведения.

Настоящая методика предназначена для оценки метанодобываемости на участках угольных месторождений, где по условиям естественной метаноотдачи необходимо применение методов интенсификации метаноотдачи угля.

Исходными данными для оценки метано-выделяемости служат: природная метанонос -ность пластов х (м3/т); открытая (эффективная) пористость угля в массиве m0 (б/р); коэффициент проницаемости угольного пласта кф (м2); геологическая (суммарная) мощность угольных пачек пласта h (м); коэффициент объемной упругости угля /;у (Па-1); объем закачки рабочей жидкости при том или ином методе интенсификации Уо6щ. (м3); давление метана в массиве угля рг (Па).

Определяемыми показателями метанодобываемости являются: начальная скорость га-зоотдачи пласта G0 (м3/м2 сут) через стенку (и), трещины (ин), образованной (ых) в результате применения метода интенсификации метаноотдачи угольного пласта; объем жидкости, от-фильтровавшейся при раскрытии трещин в стенках угольных блоков Уф (м3); внутренняя газоотдающая поверхность раскрываемых трещин после осушения пласта STp.M (м2); коэффициент осушения пласта после окончания нагнетания рабочей жидкости А.

Объем закачки рабочей жидкости Ко6щ. Назначается проектом на проведение работ. Может быть определен по формуле [5]:

V г- = к ,-л-Я ,к та

общ уф эф 0 ’

где куф - эмпирический коэффициент, учитывающий фильтрационные условия пласта и интерференцию скважин, к,ф = 1,1-1,3; к>ф - эффективный радиус гидравлического влияния нагнетательной скважины, м, к>ф = 120-150м; к -суммарная мощность угольных пачек обрабатываемого пласта; т0- открытая (фильтрующая) пористость угля в массиве, б/р.

Начальная скорость газоотдачи через стенку раскрываемой (ых) трещины (ан) О0. Для определения этого показателя необходимо знание выхода летучих угля V1" (%) на данном участке угольного месторождения. Тогда величину скорости газоотдачи находят по формуле

О 0 =А- х

где Д - коэффициент осушения угольного пласта после окончания нагнетания рабочей жидкости (определение его смотри ниже); х - природная газоносность угольного пласта, м3/т.

Объем жидкости, отфилътровавшейся при раскрытии трещин в стенки угольных блоков Vф (м3). Этот объем определяем по формуле [3]

г. = 4,56 ±R„,[г;;:.,

[Л-^ЛХ 1

где ЛР - Р, ~ Рг; Рз - давление на забое скважины, Па; Рг - давление метана в массиве угля, Па; Тп н - время нагнетания рабочей жидкости в угольный пласт (время обработки пласта рабочей жидкостью), с.

Объем жидкости, заполнившей трещины в процессе нагнетания Утр (м3). Его опреде-

ляют как разницу между объемом закачки рабочей жидкости У0бщ и объемом отфильтрованной рабочей жидкости Уф.

У тр = Уобщ — У ф

Площадь стенок образовавшихся трещин в процессе применения метода интенсификации метаноотдачи Бтр. Эта площадь находится из выражения

£тр Утр/ ^тр. ср.,

где 6 тр ср - среднее раскрытие образовавшихся трещин после их осушения; 6тр ср = 0,001- 0,01, м.

Коэффициент осушения угольного пласта после окончания нагнетания рабочей жидкости Д. Этот коэффициент в первом приближении можно рассчитать путем измерения объема откачанной рабочей жидкости из угольного пласта при освоении скважины:

Л = Уотк/ Уобщ ,

где Уотк - объем откачанной рабочей жидкости после окончания ее нагнетания в пласт, м3.

Метанодобываемость участка месторождения Мум., м3 определяется как сумма дебитов единичных (одиночных) скважин по добыче угольного метана

м,,,

I2,

где а - коэффициент, учитывающий снижение интенсивности добычи метана через одиночную скважину; определяется для каждого метода интенсификации исходя из опыта дегазации угольных пластов или на основе эксплуатации соседних скважин; например, для физико-химической обработки пласта а = 0,48-0,52 [3]; 2 м с - дебит одиночной метановой скважины; 2 м а = 2 £ тр • О 0 извлечения метана через одиночную скважину, м3/сут; Гэ - время эксплуатации одиночной скважины, сут.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Эттингер И.Л. Физическая химия газоносного угольного пласта. - М.: Наука, 1981, 104 с.

2. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М.: МГГУ, 2002, 383 с.

3. Васючков Ю.Ф. Физико-химические способы дегаза-

ции угольных пластов. - М.: Недра, 1986, 255 с.

4. Руководство по дегазации угольных шахт. - М.: Недра, с. 18-19.

5. Сластунов С.В. Управление газодинамическим состоянием угольных пластов через скважины с поверхности. - М.: МГИ, 1991, с. 12.

___ Коротко об авторах _______________________________________________________________

Васючков Юрий Федорович — профессор, доктор технических наук, Московский государственный горный университет.

^ © Г.Я. Полевщиков , Е.Н. Козырева,"