СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МЕТАНА НА ПОЛЯХ ЛИКВИДИРОВАННЫХ УГОЛЬНЫХ ШАХТ
METHOD FOR EXTRACTING METHANE ON FIELDS OF ABANDONED COAL MINES

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для извлечения метана из ликвидированных угольных шахт.
Известен способ извлечения метана на полях действующих угольных шахт, основанный на бурении с поверхности дегазационных скважин в зону дезинтеграции горных пород под действием горного давления по мере подвигания очистного забоя [1]. Эта зона характеризуется высоким притоком метана вследствие развития сети магистральных трещин, обеспечивающих аэродинамическую связь скважины с разгруженными угольными пластами и вмещающими породами.
Недостатком данного способа является то, что при отработке нижележащих пластов в свите необходимо бурение дополнительных дегазационных скважин.
Известен способ извлечения метана из ликвидированных угольных шахт, основанный на бурении с поверхности дегазационных скважин в зону притока метана, при этом перед ликвидацией шахты осуществляют аэродинамическую изоляцию подземных горных выработок [2]. Зонами притока и скопления метана являются подземные горные выработки, выполняющие функцию газосборного коллектора, в который метан поступает из окружающего углепородного массива. Данный способ взят нами в качестве прототипа.
Этот способ извлечения метана из ликвидированных шахт при своевременной аэродинамической изоляции подземных горных выработок, имеющих выход на дневную поверхность, позволяет извлекать кондиционные метановоздушные смеси.
Недостатком прототипа является сложность точного попадания скважин в выработку, что требует применения дорогостоящих высокоточных средств управления процессом бурения для сокращения производственных рисков.
Задачей данного изобретения является повышение продуктивности дегазационных скважин и концентрации метана в газовой смеси, извлекаемой из породного массива на полях ликвидированных шахт при отсутствии аэродинамической изоляции подземных горных выработок с атмосферой, а также снижение затрат на бурение дегазационных скважин.
Это достигается тем, что в способе извлечения метана на полях ликвидированных угольных шахт, основанном на бурении с поверхности дегазационных скважин в зону притока метана, в массиве горных пород определяют техногенные коллекторы метана, образованные дезинтеграцией горных пород в процессе выемки угольных пластов, затем выбирают места заложения дегазационных скважин исходя из условия извлечения максимального количества метана из одного или нескольких техногенных коллекторов через каждую скважину при ее глубине, обеспечивающей оптимальные удельные затраты на извлечение метана из этих коллекторов.
На чертеже схематично в разрезе показаны варианты взаимного расположения техногенных коллекторов в горном массиве.
Способ извлечения метана на полях ликвидированных угольных шахт осуществляют следующим путем.
Угольная шахта до ликвидации разрабатывала угольные пласты 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 и 8, между которыми залегают некондиционные пласты. После завершения добычных работ над выработанными пространствами сформировались зоны обрушения и дезинтеграции породного массива - техногенные коллекторы, в которые по трещинам поступает метан из неотработанных и некондиционных угольных пластов и прилегающего породного массива. По горно-геологическим и горнотехническим данным анализируют информацию о взаимном расположении выработанных пространств шахтного поля на вертикальных разрезах участков А, В, С, D и определяют техногенные коллекторы метана: на участке А - коллекторы А1, А2 и А4, на участке В - коллекторы В1, В2 и В3, на участке С - коллекторы С4 и С5, на участке D - коллекторы D1, D3, D6, D7 и D8. Площадь каждого техногенного коллектора в плане равна площади соответствующего выработанного пространства, а высота зависит от геологических и технологических факторов и находится в интервале (20…40)m, где m - вынимаемая мощность пласта. Техногенные коллекторы находятся в ненарушенном породном массиве. После определения размеров техногенных коллекторов метана выбирают места заложения дегазационных скважин исходя из условия извлечения максимального количества метана через каждую скважину при ее глубине, обеспечивающей оптимальные удельные затраты на извлечение метана из этих техногенных коллекторов. Дегазацию техногенных коллекторов на участках А, В, С, D можно осуществить с помощью скважин 9, 10, 11, 12 соответственно. Бурение скважин осуществляют с пересечением техногенных коллекторов или вскрытием коллектора при наличии аэродинамической связи между ним и нижележащими коллекторами. При одинаковом суммарном количестве метана в коллекторах А1, А2, А4 и В1, В2, В3 предпочтительным вариантом является второй, поскольку глубина скважины 10 меньше скважины 9, а следовательно, удельные затраты на извлечение метана из скважины 10 меньше удельных затрат на извлечение метана из скважины 9. Извлечение метана на участке С будет менее эффективным по сравнению с участком А по критерию меньшего количества метана в коллекторах, а по сравнению с участком В - по критериям меньшего количества метана и большей глубины скважины. Извлечение метана на участках D и А может иметь одинаковую эффективность при одинаковых удельных затратах на извлечение метана. В случаях если удельные затраты на извлечение метана соответствуют оптимальным значениям, бурение скважин целесообразно. В случае если удельные затраты на извлечение метана из всех техногенных коллекторов, вскрываемых одной скважиной на одном участке, превышают оптимальные значения, то целесообразно рассмотреть вариант, при котором будут обеспечены оптимальные удельные затраты на извлечение метана за счет уменьшения глубины скважины. При этом оптимальная величина удельных затрат определяется необходимой рентабельностью предприятия и конъектурой рынка. В каждой из этих скважинах осуществляют перфорацию обсадных труб в интервалах пересечения и вскрытия техногенных коллекторов. Продуктивность дегазационных скважин повышают за счет дегазации нескольких техногенных коллекторов одной скважиной. Высокое качество извлекаемого газа обеспечено ограниченным подсосом воздуха в скважину ввиду высокого аэродинамического сопротивления деформированного массива на участке от непогашенных горных выработок до каналов перфорации скважины. В условиях случайного нарушения герметичности шахтных выработок с атмосферой или отсутствия герметичности в широко применяемых технологиях ликвидации шахт данный способ также позволяет извлекать кондиционные метановоздушные смеси ввиду высокого аэродинамического сопротивления деформированного массива.
Пример реализации. Ликвидированная шахта «Капитальная» расположена в Кузнецком угольном бассейне, на юге Кемеровской области (г.Осинники). Продуктивная толща при общей мощности 680 м включает 34 пласта и пропластка угля. Из 21 пласта, имеющих промышленное значение, разрабатывались 19 пластов.
Из анализа горно-геологической и горнотехнической информации определены прогнозируемые массовые притоки метана в течение проектного срока 10 лет эксплуатации дегазационных скважин и стоимость бурения и освоения соответствующих скважин. Результаты представлены в таблице.
Технико-экономические показатели вариантов освоения дегазационных скважин
Номер варианта, i
Затраты на бурение и освоение дегазационной скважины, З<sub>i</sub>, млн руб.
Массовый приток метана в течение 10 лет эксплуатации скважины, Q<sub>i</sub>, млн кг
Удельные затраты варианта, <img file="00000001.tif" he="11" wi="6" img-content="undefined" img-format="tif" />, руб./кг
1
10
52
0,192
2
12
69
0,174
3
15
34
0,441
4
6
25
0,40
5
18
78
0,231
6
13
55
0,236
7
14
41
0,341
i
Затраты З на бурение скважин определяются конъектурой рынка и зависят от глубины скважин и крепости пород. Массовый приток метана в течение срока эксплуатации дегазационных скважин, пробуренных в один или несколько техногенных коллекторов метана, вычисляют на базе решения известных уравнений фильтрации метана из угольного пласта и прилегающего к коллектору породного массива при следующих исходных физических свойствах:
- пластовое давление метана - 2,0…2,5 МПа;
3
- газоносность угля - 10…25 м/т;
- проницаемость угля - 0,3…0,5 мД;
- проницаемость породного массива - 0,1…0,3 мД;
- пористость угля - 0,02…0,03;
- пористость породного массива - 0,01…0,02.
Компьютерное моделирование нестационарной задачи фильтрации метана в трещиновато-пористой среде при указанных исходных физических свойствах позволяет определить искомый массовый приток метана в дегазационную скважину за время ее эксплуатации. Данные компьютерного моделирования подтверждаются текущим мониторингом содержания газов в ликвидированной шахте. Прогнозируемые результаты притоков метана представлены в приведенной выше таблице.
2
2
1
1
Расчет удельных затрат рассмотренных вариантов по данным таблицы позволяет считать оптимальным первоочередное бурение и освоение дегазационных скважин по варианту i=2 с показателем З/Q=0,174 руб./кг. Вторым по значимости является вариант i=1 со следующим по возрастанию показателем З/Q=0,191 руб./кг. Таким образом, в соответствии с заявленным способом извлечения метана выбирают оптимальные места заложения дегазационных скважин по вариантам 2 и 1. Последующую оптимальную последовательность реализации вариантов освоения скважин выбирают аналогичным путем в зависимости от запросов потребителей метана.
Разработанный способ извлечения метана обеспечивает максимальную технико-экономическую эффективность при минимальных производственных рисках на стадии бурения скважин вне зависимости от герметичности горных выработок, при высокой концентрации метана в смеси извлекаемых газов и оптимальных удельных затратах на практическую реализацию.
Источники информации
1. Авт. свидетельство №1011865 по кл. E21F 7/00 от 04.08.81, бюл. 14 от 15.04.83.
2. В.А.Безпфлюг, Ю.Майер. Оценка состояния эмиссионных проектов JI/ПСО и CDM/МЧР по шахтному газу. // Глюкауф. - 2006. Декабрь, №4. - С.36-40 (прототип).