Способ интенсификации дегазации угольного пласта
COAL BED DEGASSING INTENSIFICATION METHOD

Предлагаемое изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов с целью повышения безопасности работ в шахтах, а также для добычи метана из угольных пластов с последующим использованием его в промышленности.
Известен "Способ гидроразмыва горных пород" (Патент РФ №2014457 опубл. 1994.06.15) путем подачи прерывистой струи жидкости под давлением, причем прерывание струи жидкости осуществляют с частотой, равной резонансной частоте колебаний разрабатываемых пород.
Данный способ позволяет производить эффективное ослабление разрабатываемого горного массива. Недостатком указанного способа, по мнению авторов, является то, что, размыв породы пульсирующей струей жидкости осуществляется только в непосредственной близости от призабойной зоны, а создание трещин в толще пласта с отдачей содержащегося в ней метана не происходит.
Известен способ интенсификации добычи природного газа из угольных пластов (Патент РФ №2343275 опубл. 2009.01.10), включающий создание полости в угольном пласте посредством циклического увеличения и снижения давления жидкости в скважине и воздействия на пласт низкочастотными импульсами давления высокой амплитуды при увеличении давления жидкости в скважине.
Данный способ позволяет производить ослабляющее воздействие на отрабатываемый пласт в целом на значительном расстоянии от пробуренной скважины. Это техническое решение авторы рассматривают в качестве аналога.
Однако при приложении медленно нарастающего давления обычно формируется одиночная трещина, развивающаяся в зоне наименьшей прочности. При снятии давления трещина такого типа, как правило, смыкается, и увеличения проницаемости пласта не происходит. Кроме того, источники вибровоздействия, при расположении их на глубине залегания пласта вследствие ограничения размеров, не могут иметь достаточную для его эффективного ослабления мощность.
Так же известен способ "СПОСОБ ДОБЫЧИ УГОЛЬНОГО МЕТАНА ИЗ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ ПЛАСТОВ" (Патент РФ №2211323 опубл. 27.08.2003., Бюл. №24), при котором осуществляют бурении добычных скважин, создание зоны добычи угольного метана инициирующими скважинами с формированием полостей и трещин гидроразрыва путем нагнетания жидкости под давлением в породы почвы и кровли пласта, присоединяют инициирующие скважины, полости и трещины гидроразрыва, составляющие единую гидродинамическую систему, к пульсирующим гидродинамическим источникам и вибровоздействии путем нагнетания в соответствующую гидродинамическую систему рабочей жидкости в пульсирующем режиме. При этом добычные скважины бурят вертикально за контуром зоны добычи угольного метана и вскрывают эту зону горизонтальными участками добычных скважин. Выше названный способ позволяет эффективно ослабить угольный пласт в зоне добычи метана и обеспечить высокий уровень его извлечения. Это техническое решение авторы то же рассматривают в качестве аналога.
Существенными недостатками данного способа, по мнению авторов, являются большой объем буровых работ и заиливание зоны добычи по мере релаксации напряжений в массиве горных пород ее окружающих.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату, по мнению авторов является способ увеличения проницаемости угольного пласта описанный в работе М.В. Павленко и А.В. Агаркова (М.В. Павленко, А.В. Агарков "Повышение проницаемости угольного пласта при вибровоздействии через скважину с поверхности" Проблемы разработки угольных шахт, 2000 г. УДК 534:622.014:658.589). Согласно положениям, изложенным в данной работе и подтвержденным экспериментально, в угольный пласт с поверхности бурят скважину, заливают ее жидкостью, по мере заполнения имеющихся в данном пласте пор и трещин жидкостью производят ее долив в скважину, а после стабилизации уровня столба жидкости в скважине производят вибровоздействие на нее посредством поршня опущенного в скважину и связанного с генератором вибро колебаний. В связи с тем, что при применении вибровоздействия трещины, образуемые в угольном пласте в процессе его гидрорасчленения не смыкаются, интенсивность метаноотделения после снятия нагрузки будет высокой.
Данный способ рассматривается авторами в качестве прототипа. Однако данный метод не позволяет в полной мере раскрыть имеющиеся в угольном пласте трещины, так как давление водяного столба в скважине может быть недостаточно для этого, а понижение уровня жидкости в скважине при вибро колебаниях происходит неравномерно. Кроме того при интенсивном вибровоздействии жидкость заполняет прежде всего наиболее широкие уже существующие трещины и не исключен прорыв жидкости в горные выработки в близи зоны дегазации, что является крайне нежелательным.
Технический результат предлагаемого способа состоит в создании и раскрытии в угольном пласте системы трещин позволяющих эффективно удалять угольный метан из добычной зоны для последующего его использования при минимальных объемах буровых работ и обеспечении более безопасной отработки угольного пласта вблизи зоны дегазации.
Технический результат достигается бурением вертикальных добычных скважин непосредственно в дегазируемый пласт в центре зоны подготовки, созданием зоны добычи угольного метана, нагнетанием в зону добычи угольного метана жидкости под давлением, формированием трещин гидрорасчленения, герметизацией системы подачи жидкости, пульсирующим воздействием на жидкость в зоне добычи угольного метана через добычные скважины, откачкой жидкости и последующей добычей угольного метана, а так же за счет того, что на жидкость, закачанную в угольный пласт сначала оказывают давление, необходимое для образования трещин гидрорасчленения, а после начального гидрорасчленения угольного пласта снижают его до рабочих значений, производят непрерывный долив жидкости в добычные скважины через односторонние клапаны в объеме раскрытия трещин образованных в процессе его гидрорасчленения, производят выдержку жидкости в отрабатываемой зоне добычи угольного метана, при этом время начала пульсирующего воздействия на жидкость, закачиваемую в добычных скважинах, определяют исходя из стабилизации ее уровня в данных добычных скважинах.
Кроме того, технический результат достигается, установлением границы зоны безопасности горных выработок прилегающих к формируемой зоне добычи угольного метана, размещением устройств контроля трещиноватости угольного пласта в данных горных выработках и прекращением проведения его гидрорасчленения, либо прекращением вибровоздействия на жидкость в системе скважина-пласт в случае, если изменения параметров его трещиноватости переходят установленные границы зоны безопасности данных горных выработок.
Так же технический результат достигается за счет того, что пульсирующее воздействие на жидкость, закачиваемую в угольный пласт, производят, как в группах скважин зоны добычи угольного метана одновременно, так и в отдельных добычных скважинах, если стабилизации уровня жидкости в них наступила позже, чем в большинстве скважин формируемой зоны добычи угольного метана.
А так же, технический результат достигается, тем, что в случае, если раскрытие трещин в зоне воздействия части добычных скважин меньше, чем в зоне воздействия других добычных скважин данной добычной зоны угольного метана, то производят повторное пульсирующее воздействие на жидкость в данных добычных скважинах.
Изобретение поясняется чертежом, где на Фиг. 1 показано расположение добычных скважин и добычных зон относительно имеющихся горных выработок, на Фиг. 2 показана принципиальная схема формирования добычной зоны угольного метана согласно предлагаемому способу, а на Фиг. 3 показан график гидродинамики угольного пласта в период его подготовки к дегазации, гидрорасчленения и пульсирующего воздействия на него через добычную скважину, отражающий порядок действий согласно предлагаемому способу.
Способ осуществляется следующим образом.
В пределах выемочного участка шахтного поля 1 между смежными конвейерными штреками 2 с поверхности 3 бурят добычные скважины 4, забой скважины при этом располагается в толще дегазируемого пласта 5. Расстояния между скважинами 4 выбирают с таким расчетом, чтобы зоны гидрорасчленения 6 дегазируемого пласта 4 перекрывали друг друга, но не захватывали близлежащие горные выработки.
Устье скважин 4 герметизируют при помощи заглушки 8 и соединяют трубопроводами 9 с магистральными трубопроводами для подачи и откачки жидкости (на Фиг. 1 и 2 не показаны), которые обслуживают несколько скважин 4. Над устьем каждой из скважин 4 располагают двигатель 10 связанный с поршнем, помещенным в верхнюю часть скважины 4 через шток, редуктор и эксцентрики (на Фиг. 1 и 2 не показаны), которые могут быть изолированы от двигателя 10. Шток, при этом пропущен через заглушку 8 с использованием сальников (на Фиг. 1 и 2 не показаны). Трубопровод 9 соединяется со скважиной 4 ниже места расположения поршня и имеет в своем составе обратный клапан 12 и насос высокого давления 11. Для установки насоса 11, редукторов и эксцентриков может быть использована передвижная или разборная платформа 13.
Дальнейший порядок действий по дегазации угольного пласта 5 отражен графике гидродинамики угольного пласта в период его подготовки к дегазации, гидрорасчленения и пульсирующего воздействия на него через добычную скважину (Фиг. 3), где на оси абсцисс показано время производства операций согласно предлагаемому способу, а на оси ординат количество жидкости подаваемое в систему скважина-пласт в течении данного времени. График отражает процессы происходящие в каждой отдельной скважине.
Во первых, после обустройства добычной скважины 4 выше указанным образом, производят ее заливку жидкостью через трубопровод 9 при помощи насоса 11. Заливку производят постепенно с временными промежутками необходимыми для "набухания" пласта 5. В качестве жидкости используют техническую воду, откачиваемую из разрабатываемой шахты. Заливку жидкости производят до тех пор, пока добычная скважина 4 не будет заполнена до установленного в ней поршня (на Фиг. 2 не показан). Данный этап на Фиг. 3 обозначен буквами АБ, график изменения объема жидкости при этом носит ступенчатый характер. Для разных скважин он может быть выполнен как совместно, так и раздельно в зависимости от различных производственных факторов. Уровень жидкости при этом расположен выше поверхности 3, а сама жидкость находится под давлением выше атмосферного и удерживается в скважине 4 за счет наличия обратного клапана 12.
После завершения заливки скважин к жидкости в системе скважина-пласт прикладывают максимальное давление, способствующее гидрорасчленению и раскрытию имеющихся в нем природных и техногенных трещин с формированием зоны гидрорасчленения 6 вокруг добычных скважин 4, для чего используется насос 11. На Фиг. 3 эта часть данного этапа обозначена буквами БВ. Завершение данного этапа характеризуется резким понижением уровня жидкости в скважине 4 и необходимостью доливки ее в систему скважина-пласт, для чего так же используется насос 11 и трубопровод 9. На Фиг. 3 эта часть данного этапа обозначена буквами ВГ.
Окончание данного этапа для каждой скважины 4 определяют индивидуально по показаниям приборов контроля трещиноватости угольного пласта (на Фиг. 1 и 2 не показаны) установленными в выработках сопряженных с формируемой добычной зоной. Для этого прекращают проведение гидрорасчленения угольного пласта 5 через соответствующую скважину 4 или группу скважин или во всех скважинах одновременно, если зона гидрорасчленения угольного пласта выходит за пределы формируемой зоны добычи угольного метана и переходит границы установленной зоны безопасности горных выработок 7.
На следующем этапе, давление, оказываемое на жидкость в добычных скважинах, снижают и после восстановления уровня жидкости в скважинах 4 при помощи трубопровода 9, насоса 11 и обратного клапана 12, производят выдержку жидкости в системе скважина-пласт для стабилизации ее уровня в добычных скважинах. При необходимости жидкость в скважины 4 доливают с тем, чтобы ее уровень достигал уровня установленного в ней поршня (на Фиг. 2 не показан). После стабилизации жидкости в системе скважина-пласт и установления ее заданного уровня в скважинах 4 на нее производят пульсирующее воздействие. При этом пульсирующее воздействие на систему скважина-пласт производят не одновременно, а поочередно группами скважин, по мере их готовности, а в случае, если стабилизации уровня жидкости в какой либо из скважин 4 наступила позже, чем в большинстве скважин формируемой зоны добычи угольного метана, то индивидуально для данной скважины. Использование данного приема позволяет сократить время подготовки формируемой зоны добычи угольного метана, а кроме того наличие разницы во времени производства пульсирующего воздействия на жидкость в системе скважина-пласт снижает риск прорыва жидкости из формируемой добычной зоны в сопряженные с ней горные выработки 2. Момент производства пульсирующего воздействия для конкретной скважины 4 показан на Фиг. 3 как  15. Для проведения пульсирующего воздействия используют двигатель 10 связанный с поршнем, помещенным в верхнюю часть скважины 4 через шток, редуктор и эксцентрики (на Фиг. 1 и 2 не показаны). Частоту воздействия и амплитуду движения поршня выбирают исходя из проведенных ранее натурных испытаниях на аналогичных участках. Время пульсирующего воздействия для каждой скважины устанавливается индивидуально исходя из свойств подготовляемого к дегазации угольного пласта 5, путем сравнения данных его геофизического зондирования и временем стабилизации уровня жидкости в добычных скважинах 4, отрабатываемых в данном шахтном поле 1 ранее.
В случае если в результате проведения геофизического зондирования выявлено, что раскрытие трещин в зоне воздействия части добычных скважин меньше, чем в зоне воздействия других добычных скважин данной добычной зоны, то возможно проведение повторного пульсирующего воздействия на жидкость в данных скважинах. Решение о повторном пульсирующем воздействии принимается для каждой скважины индивидуально.
Проведение пульсирующего воздействия способствует дополнительному раскрытию трещин образованных в следствии проведения гидрорасчленения пласта 5 и препятствует их закрытию после снижения давления  в нем после откачки жидкости из системы скважина-пласт. По завершению процесса пульсирующего воздействия вокруг каждой скважины 4 формируется зона вибровоздействия 16, включающая зону гидрорасчленения 6 и характеризующаяся общим ослаблением угольной толщи. На Фиг. 3 данный этап обозначен буквами ГД и характеризуется плавным повышением количества жидкости подаваемой в систему скважина-пласт в единицу времени. Данный процесс так же контролируется приборами контроля трещиноватости угольного пласта 5.
В целях обеспечения максимального сохранения раскрытия трещин и последующего выхода метана жидкость в добычной зоне некоторое время продолжают выдерживать под давлением, определяемым, как рабочее давление. Уровень жидкости в системе скважина-пласт при этом стабилен. На Фиг. 3 данный этап обозначен буквами ДЕ.
После откачки жидкости из добычной зоны, скважины подключают к системе сбора метана шахты при помощи временных трубопроводов (на Фиг. 1 и 2 не показаны).
Пример осуществления способа.
Во время проведения экспериментальных работ по дегазации угольного пласта на поле шахты "Комсомольская" ОАО "Воркутауголь" проводимых согласно методике изложенной в работе М.В. Павленко и А.В. Агаркова (М.В. Павленко, А.В. Агарков "Повышение проницаемости угольного пласта при вибровоздействии через скважину с поверхности" Проблемы разработки угольных шахт, 2000 г. УДК 534:622.014:658.589) были получены данные позволяющие оценить степень раскрытия трещин после проведении пульсирующего воздействия на жидкость находящуюся в системе скважина-пласт.
Эффективность пульсирующего воздействия при этом оценивалась на основании скорости падения уровня жидкости в добычной скважине. Были так же построены графики гидродинамики угольного пласта в период проведения вибровоздействия и динамики поглощения жидкости угольным пластом в момент его проведения.
Для проведения более наглядного сравнения предлагаемого способа и прототипа "График гидродинамики пласта в период вибровздействия для скважины №4447 поля шахты "Комсомольская" ОАО "Воркутауголь"" был преобразован в график гидродинамики угольного пласта в период его подготовки к дегазации, гидрорасчленения и пульсирующего воздействия на него через добычную скважину, отражающий порядок действий согласно предлагаемому способу на основании данных о величинах фильтрации жидкости в угольном пласте в пределах данного участка выше упомянутого шахтного поля, где вместо фиксации падения уровня жидкости в добычной скважине используется показатель заполнения объема системы скважина-пласт в течении времени. Полученный в результате этого график приведен на Фиг. 3.
3
3
3
3
1п
о
1
Из данных, показанных на Фиг. 3 видно, что при заливке добычной скважины в один прием, количество жидкости, которое изначально заполняет систему скважина-пласт несколько меньше, чем, если проводить ее в несколько этапов за счет наличия фильтрации жидкости в уже имеющиеся в угольном пласте трещины и поры. Для данной скважины расчетный объем жидкости составлял 376,8 м. Фактически первоначально в скважину было залито 375 м жидкости (точка V на Фиг. 3). Расчетное количество жидкости заливаемой в данную скважину согласно предлагаемому способу учитывая известный коэффициент начальной фильтрации угольного пласта (К=0,029 м) составит 378,48 м (точка V на Фиг. 3), то есть будет заполнена не только добычная скважина, но и часть прилегающих к ней естественных трещин и пор угольного пласта. Время заливки жидкости при этом будет равно приблизительно 120 часам или 5 этапов с выдержкой каждого в течении суток.
3
3
3
3
3п
3
После полного заполнения добычной скважины проводится гидрорасчленение угольного пласта. В случае предлагаемого способа и в случае прототипа действия по его проведению не отличаются друг от друга. Расчетный объем раскрытия трещин в добычной зоне данной скважине составляющий 62,8 м был достигнут в случае использования прототипа и общий объем жидкости в системе скважина-пласт составил 437,8 м (точка V на Фиг. 3). Такое же допущение было сделано и для предлагаемого способа, соответственно общий объем жидкости в системе скважина-пласт составил 441,28 м (точка V на Фиг. 3), то есть разница в объеме составила 3,48 м.
3
Согласно способу, описанному в прототипе, предлагается после проведения гидрорасчленения проводить выдержку жидкости в системе скважина-пласт. На скважине, рассматриваемой в качестве примера, время выдержки составило 68 часов по прошествии которых в добычную скважину было долито около 1,8 м жидкости для достижения ее первоначального уровня и на жидкость в системе жидкость-пласт было проведено пульсирующее воздействие. Согласно предлагаемому способу долив жидкости в добычную скважину осуществляют непрерывно посредством насоса высокого давления и одностороннего клапана. Давление в добычной скважине при этом поддерживают выше атмосферного, а время начала пульсирующего воздействия определяют исходя из стабилизации объема жидкости поступающей в скважину. Сигналом этого является снижение объема жидкости поступающей в систему скважина-пласт при постоянном давлении ее подачи, отражаемое на Фиг. 3 как точка перегиба графика гидродинамики системы скважина-пласт и обозначенной  15.
3
Пульсирующее воздействие согласно прототипу осуществлялось в течении 0,5 часа с амплитудой от 6 до 3 см в несколько этапов. Пульсирующее воздействие было прекращено после того как прекратился процесс поглощения жидкости угольным пластом 5. Основанием считать данный процесс завершенным является стабилизации уровня жидкости в добычной скважине. Общее количество жидкости поступившей в систему скважина-пласт за время проведения пульсирующего воздействия составило 0,47 м. Согласно предлагаемому способу пульсирующее воздействие происходит аналогичным образом, но резкого повышения расхода жидкости не происходит, так как ее количество в данный момент больше, чем в момент производства пульсирующего воздействия согласно прототипу. В результате этого мелкие фракции угля присутствующие в трещинах образованных при гидрорасчленении не вымываются, а более интенсивно меняют свое положение внутри трещин и после снятия давления в системе скважина-пласт вероятность закрытия трещин снижается. Кроме того разница в объеме жидкости в системе скважина пласт сохраняется и следовательно объем образованных трещин в зоне добычи угольного мета согласно предлагаемому способу так же выше.
Из сказанного видно, что использование предлагаемого способа, позволяют достичь заявляемого технического результата, а признаки, характеризующие данное изобретение необходимы и достаточны для его реализации.