Скважина для поинтервального гидроразрыва пласта

i. промышленная безопасность и геомеханика industrial safety and geomechanics

В. И. Альков

ведущий инженер Института угля СО РАН

УДК 622.831.325.3

СКВАЖИНА ДЛЯ ПОИНТЕРВАЛЬНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Приведены результаты горно-экспериментальных работ по совершенствованию инструмента для бурения скважин поинтервального гидроразрыва пласта с целью повышения эффективности дегазации. Показаны необходимость и техническая возможность повышения качества бурения для обеспечения перемещения по скважине цилиндрических устройств (пакеров) различной длины с заданным коэффициентом расширения уплотнительных манжет.

Ключевые слова: УГОЛЬНЫЙ ПЛАСТ, ГАЗОНОСНОСТЬ, ДЕГАЗАЦИЯ, СКВАЖИНА, ПОИНТЕРВАЛЬНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ, ПАКЕР, ДИАМЕТР, ПРОСВЕТ, БУРОВАЯ КОРОНКА, РАСШИРИТЕЛЬ-СТАБИЛИЗАТОР

Сростом глубины залегания угольных пластов значительно увеличивается их газоносность, а технологический прогресс обуславливает увеличение объемов добычи угля и концентрацию горных работ. Влияние этих факторов требует соответствующей интенсификации предварительной дегазации пластов, которая в настоящее время становится неотъемлемой частью общего технологического процесса разработки угольных месторождений [1]. В то же время из горного опыта известно, что для достижения необходимой эффективности дегазации неразгруженного пласта традиционными технологиями требуется длительный период времени, неприемлемый по

темпам горных работ [2, 3]. Эта задача интернациональна. Ее решением занимаются во всех угледобывающих странах мира.

В известных работах [4-6] анализируется эффективность дегазационных систем на шахтах Кузбасса и отмечается, что, несмотря на случаи их успешного применения, остается нерешенным ряд вопросов, связанных с формальным подходом к проведению дегазации, низким качеством бурения и герметизации скважин. Исследование характеристик десятков скважин [7] (глубина залегания пласта - 650 м, газоносность - 25 м3/т) показало, что реальный период работы скважин составляет не более шести месяцев (рис. 1).

научно-технический журнал № 1-2014 ^^^

ВЕстник 9

В таких условиях для достижения коэффициента дегазации пласта, равного 0,3, необходимая плотность бурения скважин составит 0,5 метра, т. е. без применения способов инициирования продуктивности скважин эффективная дегазация практически невозможна. Следует отметить, что рекомендуемое расстояние между дегазационными скважинами составляет 9,9 м [8].

Основными способами повышения продуктивности газодобывающих и дегазационных скважин во всем мире являются гидрорасчленение через скважины с поверхности и гидроразрыв пласта из горных выработок. С появлением станков направленного бурения и ростом технически возможной глубины бурения обычными станками основным направлением стал поинтервальный гидроразрыв пласта по каждой дегазационной скважине. Узловым устройством при таком методе повышения эффективности дегазации является пакер различных типов [9] для герметизации интервала скважины и нагнетания в него жидкости под давлением, достаточным для ее внедрения в трещинную систему пласта и развития этой системы на значительное расстояние от скважины. Затем нагнетание прекращается, пакер перемещается на другой интервал скважины и процесс повторяется. После обработки по всей длине скважины и вытеснения жидкости из пласта внутрипластовым давлением газа получаем развитую сеть фильтрационных каналов и значительную площадь обнажения межтрещинных блоков газоносного угля с соответствующим ростом дебита метана в скважину.

Пакеры представляют собой цилиндрические устройства определенного диаметра и длины, уплотнительные элементы которых имеют небольшие коэффициенты расширения. Для перемещения пакера скважина должна иметь соответствующие диаметр и просвет (кривизну).

Минимальный диаметр определяется необходимым зазором между пакером в транспортном положении и скважиной, а максимальный -коэффициентом расширения уплотнительных элементов пакера. Патентный поиск по угледобывающим странам мира показал, что величина этого коэффициента близка к 1,2. Так, например, для скважин типичным диаметром 76 мм и пакера диаметром 72 мм при диаметральном зазоре 4 мм диаметр скважины по всей длине должен составлять 76-86 мм. А учитывая обязательность придавливания уплотнительных элементов к поверхности скважины и наличие в ней небольших каверн - 76-82 мм. При этом

если длина жесткого цилиндра пакера равна 1 м, то просвет скважины должен быть не менее 73 мм/м.

Пример показывает, что неотъемлемым элементом технологии поинтервального гидроразрыва пласта является высокое качество бурения дегазационных скважин.

Шахтными наблюдениями установлено, что серийные буровые коронки для бурения скважин проектным диаметром 76 мм (рис. 2) имеют диаметр резания, равный 82 мм, но по пробуренной и промытой скважине невозможно переместить пакер диаметром 74 мм.

Рисунок 2 - Серийная буровая коронка после изменения диаметра резания и углов заточки резцов

Основной причиной такого несоответствия является очень большое радиальное биение коронки, которая опирается на короткий забурник и подается на забой длинным упругим стержнем (буровым ставом). Для его устранения и обеспечения диаметра скважины, равного 78 мм, серийной буровой коронкой оказалось достаточным уменьшить ее диаметр резания до 76 мм, изменить углы заточки резцов и приварить упорные вкладыши на передовую штангу (рис. 3). С целью исключения зажима штанги скважиной, деформируемой горным давлением, при подъеме бурового инструмента на двух последних вкладышах приварены обратные режущие напайки.

Рисунок 3 - Стабилизатор-расширитель, разработанный сотрудниками лаборатории газодинамики угольных месторождений ИУ СО РАН

Шахтными испытаниями установлено (табл.), что в пределах видимости (около 15 м) ось скважины прямолинейна, а ее диаметр выдержан. Диаметр скважины, замеренный щупом, составил 78-80 мм. Отметим, что первые шесть метров щуп проходил с усилием, последующие - более свободно. Подача осуществлялась вручную.

Как видно из таблицы, на протяжении первых шести метров скважина имела диаметр меньший, чем на остальных девяти, несмотря на то, что было получено больше штыба. Это несоответствие говорит о необходимости тщательной промывки скважины по мере увеличения ее длины до и после бурения контрольного интервала для определения диаметра по объему выбуренного угля. Причем погрешность уменьшится, если длина этого интервала будет равна не одной, а 3-5 штангам.

На основании проведенных испытаний можно сделать вывод о том, что серийный буровой инструмент, доработанный до условий, необходимых при бурении скважин гидрораз-

рыва, обеспечивает качество, достаточное для перемещения и герметизации интервалов паке-ром с жестким цилиндром длиной 1-1,5 м, диаметром 74 мм и коэффициентом расширения манжет 1,2.

Непродолжительная промывка скважины после окончания бурения, обеспечивает удаление буровой мелочи, достаточное для перемещения по скважине щупа даже близкого ей диаметра.

Обеспечение качества бурения скважин создает основу разработок технологии поинтер-вального гидроразрыва угольных пластов через дегазационные скважины для повышения их продуктивности.

Таблица - Диаметр скважины на разном удалении от ее устья

Номер штанги Время бурения, мин. Диаметр скважины, замеренный щупом, мм Объем выбуренного штыба, дм3 Диаметр скважины по объему выбуренного угля при различных коэффициентах разрыхления (Кр), дм3

* 1 1 , К = 1,3 р '

2 3,1 78 12 83 88

4 2,9 78 12 83 88

6 2,1 Более 78 13 89 92

8 2,2 Более 78 9 77 79

9 2,5 Более 78 10 78 81

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Шинкевич, М. В. Повышение эффективности дегазации разрабатываемого пласта / М. В. Шин-кевич., Н. Ю.Назаров // Горный информационно-аналитический бюллетень. Тематическое приложение «Метан». - 2006. - С. 237-243.

2. Полевщиков, Г. Я. Основы эффективной разработки углеметановых месторождений Кузбасса / Г. Я. Полевщиков, Е. Н. Козырева, М. В. Шинкевич, О. В. Брюзгина // Вестник КузГТУ. - Кемерово, 2011. -№ 3. - С. 8-11.

3. Полевщиков, Г. Я. Повышение эффективности комплексного управления газовыделением на выемочном участке шахты / Г. Я. Полевщиков, Е. Н. Козырева, М. В. Шинкевич // Вестник научного центра по безопасности работ в угольной промышленности. - Кемерово, 2012.- № 2. - С. 20-27.

4. Дегазация газа из угольных пластов и вмещающих пород на шахтах Кузбасса. История. Действительность. Будущее: монография / А. В. Ремезов [и др.]. - Кемерово, 2012. - 848 с.

5. Родин, Р. И. Эффективность дегазации шахт Кузбасса / Р. И. Родин // Вестник научного центра по безопасности работ в угольной промышленности. - Кемерово, 2011. - № 2. - С. 116-119.

6. Зыков, В. С. Современное состояние дегазации на шахтах Кузбасса / В. С. Зыков, С. М. Авра-менко, В. А. Кулинич // Безопасность угольных предприятий : сб. науч. тр. ВостНИИ. - Кемерово, 2000. -С. 3-8.

7. Родин, Р. И., Альков В. И. Анализ продуктивности дегазационных скважин / Р. И. Родин, В. И. Альков // Горняцкая смена : сб. науч. тр. ИГД СО РАН. - Новосибирск, 2013. - С. 95-98.

8. Методические рекомендации о порядке дегазации угольных шахт (РД-15-09-2006) / колл. авт. -М. : Открытое акционерное общество «Научно-технический центр по безопасности в промышленности», 2007. - 256 с. - (Серия 05. Выпуск 14).

9. Пат. 76387 Российская Федерация, МПК Е21С39/00. Устройство для гидроразрыва скважин / Кли-шин В. И., Кокоулин Д. И., Фокин Ю. С.; заявитель и патентообладатель ИГД СО РАН. - 2008117071/22; заявл. 29.04. 08; опубл. 20.09. 08.

DOWN HOLE FOR INTERVAL HYDRAULIC Альков Виталий Исхакович

FRACTURING е-mail: hudraulicfracturing@yandex.ru

V. I. Alkov

The issues of methane accumulation in rock

mass above the mined longwall faces and conditions

of methane appearance in the mined longwall faces

are considered.

Key words: COAL SEAM, GAS CONTENT,

DEGASSING, DOWN HOLE, INTERVAL

HYDRAULIC FRACTURING, PACKER, DIAMETER,

AIR GAP, DRILLING BIT, REAMER-STABILIZER

12

научно-технический журнал № 1-2014

ВЕстник