WWW.DISS.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

 

Pages:     || 2 |

«ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ СИНХРОННОГО НАПРАВЛЕННОГО ГИДРОРАЗРЫВА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА ...»

-- [ Страница 1 ] --

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ НАУКИ

ИНСТИТУТ ГОРНОГО ДЕЛА ИМ. Н.А. ЧИНАКАЛА

СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК

На правах рукописи

Патутин Андрей Владимирович

ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ СИНХРОННОГО НАПРАВЛЕННОГО

ГИДРОРАЗРЫВА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНОГО

ПЛАСТА

Специальность 25.00.20 — «Геомеханика, разрушение горных пород, рудничная аэрогазодинамика и горная теплофизика»

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

доктор технических наук Сердюков С.В.

Кемерово —

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ МЕТОДОМ ГИДРОРАЗРЫВА

1.1 Проблема метана угольных пластов и технологические схемы дегазации углепородного массива

1.2 Пути интенсификации дегазации с помощью метода гидроразрыва

1.3 Технические решения ГРП

Выводы

2 ЧИСЛЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ

МАССИВА ПРИ НАЛИЧИИ СИСТЕМЫ ТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА

2.1 Построение модели углепородного массива

2.2 Оценка области дренирования с помощью дегазационного теста

2.3 Влияние трещин разрыва на напряженное состояние углепородного массива.............. 2.4 Анализ полученных результатов

Выводы

3 РАЗРАБОТКА СПОСОБА СИНХРОННОГО НАПРАВЛЕННОГО ГИДРОРАЗРЫВА В

ШАХТНЫХ УСЛОВИЯХ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

3.1 Разработка способа синхронного направленного гидроразрыва

3.1.1 Синхронный разрыв системы параллельных скважин

3.1.2 Исследование свойств жидкости разрыва на основе пеногеля

3.2 Разработка технических решений по скважинному оборудованию шахтного гидроразрыва

3.3 Стендовые и лабораторные испытания разработанных элементов

3.3.1 Оборудование для проведения гидроразрыва

3.3.2 Лабораторные исследования свойств пеногеля

Выводы

4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ДЕГАЗАЦИОННЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

СИНХРОННОГО НАПРАВЛЕННОГО ГИДРОРАЗРЫВА И ПЕНОГЕЛЕЙ В КАЧЕСТВЕ

РАБОЧИХ ЖИДКОСТЕЙ

4.1 Расчет системы дегазационных скважин

4.1.1 Моделирование углепородного массива

4.1.2 Методика проведения дегазационного теста

4.1.3 Оценка газоотдачи углепородного массива

4.1.4 Расчет системы скважин синхронного направленного гидроразрыва

4.2 Порядок проектирования синхронного направленного гидроразрыва

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Современное состояние подземной добычи угля характеризуется ростом глубины, газоносности и выбросоопасности разрабатываемых пластов. Увеличивается роль предварительной дегазации угля, от эффективности которой зависят безопасность и производительность подземных работ.

Основным методом интенсификации дегазации углепородного массива, не затронутого процессом разработки, является его гидроразрыв. Увеличение проницаемости пласта получают за счет образования трещин.

Одной из проблем шахтного гидроразрыва является неуправляемое развитие трещин, высокая вероятность их выхода в борта горных выработок и подсоса воздуха в дегазационные скважины. Это приводит к снижению депрессии в зоне дегазации и концентрации метана в извлекаемой газовой смеси, что усложняет его последующую утилизацию.

Другой проблемой является выполнение разрыва горных пород водой, что приводит к их обводнению, долговременному блокированию фильтрации газа, и не позволяет в полной мере использовать возможности гидроразрыва для увеличения продуктивности дегазационных скважин.

Актуальность представленной работы обусловлена необходимостью повышения эффективности предварительной дегазации угольных пластов методом гидроразрыва, в том числе, за счт управления конфигурацией трещин и применения рабочих жидкостей гидроразрыва с малым отрицательным воздействием на газовую проницаемость пород.

«Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научнотехнологического комплекса России на 2007–2013 годы» по теме «Проведение исследований и разработка прототипа экологически безопасной технологии добычи метана из угольных пластов и подстилающих горных пород в шахтных условиях» (государственный контракт № 16.515.11.5035) и Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 годы по теме «Проведение научных исследований по созданию технологии управляемого гидроразрыва для повышения эффективности и безопасности подземной добычи твердых полезных ископаемых» (соглашение № 8662).

Целью работы является обоснование параметров технологии синхронного направленного гидроразрыва для интенсификации дегазации угольного пласта, обеспечивающей эффективное извлечение углеметана.



Идея работы состоит в учете особенностей напряженно-деформированного состояния угольного пласта при его синхронном направленном гидроразрыве рабочей жидкостью с малым остаточным объемом жидкой фазы.

Задачи исследования:

– исследовать влияние напряженного состояния углепородного массива и расположение трещин гидроразрыва на метановыделение;

– установить взаимосвязь между расстоянием, при котором происходит сбойка системы параллельных скважин и параметрами их синхронного гидроразрыва;

– исследовать свойства рабочей жидкости гидроразрыва угольных пластов на основе пеногеля;

– разработать методические рекомендации для проектирования системы дегазационных скважин и проведения синхронного направленного гидроразрыва в условиях напряженно-деформированного состояния массива горных пород посредством скважин, пробуренных из горных выработок.

Методы исследований включают аналитический обзор и обобщение научно-информационных источников, патентов, нормативно-технических документов по применению методов интенсификации для дегазации угольных пластов; математическое моделирование массива и процессов развития трещин гидроразрыва; испытания экспериментальных образцов рабочих жидкостей разрыва на основе пеногелей.

Объектом исследования является газонасыщенный углепородный массив.

Предметом исследования являются параметры процесса газоотдачи углепородного массива, обусловленного трещиной гидроразрыва.

Научные положения:

– размер зоны метановыделения при слиянии трещин гидроразрыва вдоль простирания пласта в 1,8–3 раза больше, чем в случае трещин той же длины вкрест простирания пласта;

– расстояние между параллельными скважинами, соединяемыми трещиной синхронного импульсного гидроразрыва линейно связано с логарифмом отношения импульсного давления к максимальному сжатию угольного пласта;

– применение рабочей жидкости гидроразрыва на основе пеногеля на 75– 80% снижает объем жидкой фазы, закачиваемый в пласт, и обеспечивает малое влияние воды на фильтрацию метана к дегазационной скважине;

проведению синхронного направленного гидроразрыва основывается на оценке ожидаемого метановыделения за счет перераспределения напряжений в массиве.

Научная новизна:

– выявлена количественная связь между системой трещин гидроразрыва и метановыделением из угольного пласта;

– установлено соотношение между режимом гидроразрыва и свойствами пласта, обеспечивающее объединение трещин в единую плоскость разрыва;

– разработана рабочая жидкость гидроразрыва газоносных угольных пластов с малым объемом остаточной жидкой фазы;

– разработаны методики для проектирования системы дегазационных скважин с использованием синхронного направленного гидроразрыва угольного пласта рабочими жидкостями на основе пеногелей.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается применением сертифицированного лицензионного программного обеспечения для построения математических моделей;

достаточным объемом лабораторных и натурных исследований с последующей обработкой результатов статистическими методами, которая позволяет получить сопоставимость результатов до 80%.

Личный вклад автора состоит в:

– анализе технических и технологических решений гидроразрыва для добычи метана угольных пластов в шахтных условиях, обобщении научных и практических результатов;

– построении математической модели углепородного массива и проведении численных экспериментов;

– формулировании основных требований к рабочим жидкостям разрыва;

– составлении технического задания и программы исследований физических свойств жидкости разрыва;

– стендовых испытаниях экспериментального образца оборудования для гидроразрыва;

– обосновании методических рекомендаций для проведения работ по гидроразрыву.

Научное значение работы состоит в обосновании выбора параметров дегазации угольных пластов с применением метода синхронного направленного гидроразрыва в зависимости от результатов физических и численных экспериментов.

Отличие от ранее выполненных работ заключается в комплексном подходе к решению проблемы дегазации угольных пластов, включающем построение модели метановыделения из горного массива, проведение численных исследований влияния трещин гидроразрыва на его напряженное состояние, использование пеногеля в качестве рабочей жидкости разрыва, возможность подключения разработанного комплекса оборудования к существующим шахтным системам вакуумной дегазации.

Практическая ценность работы заключается в том, что результаты выполненных исследований позволяют рассчитать расстояние между параллельными дегазационными скважинами и параметры синхронного направленного гидроразрыва с целью формирования единой магистральной трещины для интенсификации дегазации угольного пласта.

Реализация работы. Основные положения разработанных методических рекомендаций изложены в двух отраслевых методических документах:

«Методика проектирования и создания дегазационных сеток с использованием управляемого продольного гидроразрыва и пеногелей в качестве рабочих жидкостей разрыва» и «Методика дегазации угольных пластов и вмещающих горных пород с применением направленного подземного гидроразрыва».

Данные методики утверждены Институтом горного дела СО РАН и прошли всестороннюю экспертизу при Минобрнауки в рамках приемки результатов выполнения государственного контракта № 16.515.11.5035.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы и е отдельные результаты докладывались автором на итоговой конференции по результатам выполнения мероприятий ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007– природопользование» (Санкт-Петербург, 2011); на VIII международной научной конференции «Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых»

(Новосибирск, 2012); на международном симпозиуме SGEM 2012 (Албена, Болгария, 2012); на 2-ой Российско-Китайской научной конференции (Новосибирск, 2012).

Публикации. Основные научные результаты работы изложены в публикациях, в том числе 3 статьи опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы.

Работа содержит 130 страниц машинописного текста, включая 43 рисунка, 14 таблиц, 122 наименования работ отечественных и зарубежных авторов.

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ МЕТОДОМ

ГИДРОРАЗРЫВА

С увеличением глубины разработки угольных месторождений возрастают неблагоприятные проявления повышающегося давления горных пород — горные удары, внезапные выбросы угля и газа, деформации горных выработок.

Значительно увеличилась доля угледобычи на шахтах с большим выделением метана, а также на шахтах со сложной и неустойчивой кровлей и почвой угольных пластов.

Решение проблемы внезапных выбросов газа и породы осложняется низкой проницаемостью угля, сорбцией метана на твердой поверхности, влиянием водонасыщенности, сложным геомеханическим состоянием пластов, наличием в них геологических нарушений.

Извлечение метана угольных пластов повышает экономическую эффективность добычи угля, а также является одной из главных мер по снижению рисков, возникающих при разработке месторождений.

подготовительных работ, когда угольный пласт мало затронут разработкой, когда отсутствует развитая сеть дегазационных каналов. Недостаточная степень дегазации на этой стадии способствует в дальнейшем повышению риска катастрофических проявлений газодинамических явлений и снижению производительности добычи угля.

Существующие технологии опережающего бурения дегазационных скважин и гидрорасклинивания угольной толщи не удовлетворяют запросам добывающей промышленности. В первом случае из-за малой поверхности скважин степень дегазации не превышает 20%, во втором — из-за воды, снижающей фазовую проницаемость угля по метану, значительно удлиняется время дегазационных работ.

Основным методом интенсификации отбора метана из угольных пластов является гидравлический разрыв пласта (ГРП), применяемый как на стадии заблаговременной дегазации в скважинах, пробуренных с дневной поверхности, так и в подземных условиях для предварительной дегазации угля и вмещающих пород. Преимущества данного метода, а также особенности его применения рассмотрены в данной главе.

1.1 Проблема метана угольных пластов и технологические схемы дегазации углепородного массива Для увеличения эффективности работы угольных шахт и повышения безопасности горняков при угледобыче должно быть уделено особое внимание прогнозированию и борьбе с газопроявлениями. Несмотря на большое количество данных о свойствах углей в различных геологических условиях, фазовые состояния метана и физические механизмы его выделения в шахтах остаются недостаточно изученными [1, 2]. Исследования показывают [3-7], что метан частично содержится в газовой фазе трещинах, порах, макроскопических полостях, а частично — в сорбированном виде на внутренних поверхностях и в целостных блоках угля [8].

Экспериментальные данные [9, 10], базирующиеся на методиках сорбции и ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), позволяют утверждать, что метан входит внутрь целостного блока и на его поверхность в молекулярном виде, т.е. не происходит диссоциации молекул метана, а их связь с угольным веществом обеспечивается главным образом силами Ван-дер-Вальса.

Сорбированный углем метан распределяется между твердым раствором (абсорбция) и поверхностью трещин (адсорбция). Так как уголь обладает весьма разветвленной внутренней поверхностью, поэтому количество адсорбированного метана может быть сопоставимо с количеством абсорбированного [8].

Для добычи метана из угольного пласта широко применяются методы дегазации. Дегазация угольных пластов – совокупность технических решений, направленных на извлечение и улавливание метана, выделяющегося из различных источников, с изолированным отводом на поверхность или в горные выработки.

Согласно общепризнанной классификации [11], разделяют два вида дегазации углепородного массива: текущая и предварительная.

В первом случае происходит каптирование метана, выделяемого окружающими пластами вследствие ведения горных работ. Во втором случае подготовительных работ с помощью скважин, пробуренных из горных выработок, либо с поверхности.

Благодаря надлежащей практике применения методов текущей дегазации на выемочном участке с длинным забоем в нормальных горно-геологических условиях, как правило, удается каптировать от 50 до 80% всего газа. В большинстве случаев достижима задача по каптированию 50% газа на всей шахте.

При использовании систем текущей дегазации практически в любых условиях ведения горных работ, за исключением наиболее сложных, удается обеспечивать концентрации метана в откачиваемой смеси на уровне 30% и выше, а при применении методов предварительной дегазации достигается концентрация 60% и более.

Выделяют три основных способа бурения дегазационных скважин текущей дегазации [11, 12].

1) Направленные горизонтальные скважины. Бурение производится из конвейерного штрека или специально подготовленных для бурения галерей.

Скважины могут пробуриваться в окружающие породы, в которых будет происходить разгрузка от давления по мере отхода очистного забоя. Из разгруженных пород газ по мере его миграции в верхнем направлении поступает в зоны переноса и удаляется из массива.

2) Скважины вкрест простирания пласта. Существуют различные схемы проведения таких скважин; они служат для дегазации горных пород кровли и подошвы по мере их разгрузки от давления, возникающей в результате выемки угля. Одна серия скважин, опережающая длинный забой при отработке угля обратным ходом, пробуривается по перекрывающим кровлю породам позади забоя. Скважины такого типа обычно являются более эффективными по сравнению со скважинами, пробуренными до начала ведения горных работ, поскольку последние в любом случае повреждаются по мере продвижения забоя по горным породам после начала ведения в лаве очистных работ. Как правило, перекрестные скважины, пробуриваемые позади длинного забоя, позволяют добиваться более высокой эффективности каптажа газа и поддерживать более чистый состав газа по сравнению со скважинами, пробуренными перед очистным забоем. Вместе с тем с обратной стороны забоя необходимо поддерживать кровлю выработок за счет формирования породных стенок, а, кроме того, в некоторых случаях нужно создать перемычку, изолирующую выработанное пространство.

Перемычки, изолирующие выработанное пространство от конвейерного штрека, открытого в призабойное пространство, служат для усиления крепи конвейерного штрека и изоляции выработанного пространства от попадания туда воздуха с целью минимизации опасности самовозгорания.

3) Поверхностные скважины над выработанным пространством (рисунок 1.1). Они бурятся с поверхности до верхних границ выработанного пространства — как правило, с опережением очистных работ.

Рисунок 1.1 — Схемы дегазации углепородного массива над выработанным пространством с использованием скважин, пробуренных с дневной поверхности:

а) с использованием вертикальных скважин; б) с использованием горизонтальных скважин.

Эти скважины бурятся таким образом, чтобы газ, мигрирующий в верхнем направлении из подстилающих разгруженных от давления и нарушенных пластов горных пород, отводился через нижний участок скважины. Эксплуатация скважин обычно осуществляется в условиях частичного вакуума. Необходимо не допускать чрезмерного всасывания газов, при котором из-за поступления больших объемов шахтного воздуха происходит разбавление метана до концентраций ниже 30%. При падении концентраций до уровня ниже 25–35% такие скважины над выработанным пространством должны закрываться.

Помимо указанных методов, еще одним эффективным способом сокращения выделений метана в действующие шахтные выработки является устройство газодренажных галерей над примыкающими к длинному забою выработками или под ними, а также отвод газа из прежних выработок, которые находятся в пределах нарушенной зоны [11].

В рамках стратегии проведения текущей дегазации могут применяться либо один, либо все эти методы. Выбор методов и схемы зависят от требований к эффективности дегазации, горно-геологических условий, пригодности метода для целевой зоны с наибольшей газообильностью, а также от затрат.

Предварительная дегазация углепородного массива получила широкое распространение. Она проводится до начала разработки угольного пласта и может осуществляться с помощью скважин, пробуренных как с поверхности, так и непосредственно из выработок. При небольших глубинах залегания угля для извлечения метана используют параллельные скважины глубиной по 100–250 м и диаметром 80–120 мм, пробуренные через 10–25 м. Различные схемы расположения подземных дегазационных скважин даны в методических рекомендациях о порядке дегазации угольных шахт [13]. Например, на рисунке 1.2 приведен пример рекомендуемой системы дегазации при проведении вертикальных выработок.

Рисунок 1.2 — Схема дегазации газоносного массива при проходке вертикальных выработок: 1 — газоносный пласт угля; 2 — газосодержащая порода; 3 — дегазационная скважина; 4 — дегазационный трубопровод; 5 — ниша; D — диаметр ствола Следует отметить, что схемы расположения дегазационных скважин, рекомендованные российскими нормативно-техническими документами, не предусматривают массированного применения современных технологий гидроразрыва, не учитывают влияние напряженного состояния на развитие и ориентацию трещин и малопригодны для проектирования гидроразрыва угольных пластов. Интересен факт, что при сравнении двух руководств по дегазации угольных шахт от 1990 г. [14] и от 2011г. [15], рекомендации по подземному гидроразрыву угольных пластов практически не отличаются, что говорит об отсутствии какого-либо развития нормативных документов в этой области, по крайней мере, за последние 20 лет. Между тем, использование гидроразрыва уже давно стало нормой при добыче метана угольных пластов.

1.2 Пути интенсификации дегазации с помощью метода гидроразрыва Уголь способен удерживать определенное количество метана в связанном состоянии при соответствующих давлении и температуре. Извлечение метана из угля возможно только при условии нарушения сорбционного равновесия и увеличения проницаемости углепородного массива, через который газ движется к скважинам.

При проектировании схем дегазации, исходя из горно-геологических условий, необходимо выбрать один или несколько предпочтительных способов создания высокопроницаемых дренажных каналов (таблица 1.1) [16].

Методы интенсификации газоотдачи угольных пластов в мировой практике Методы Горно-геологические условия эффективного Частота Гидроразрыв Наиболее универсален, применим в угольныхпластов различных горно-геологических условиях.

Кавитация (пневмо- 20 м в интервале залегания < 100 м, гидродинамическое проницаемостью > 30 мД. Пластовое 2 м, с хорошей направленное и горное давление промежуточное значение между максимальным минимальным (h) горизонтальными напряжениями, Известно, что преимущественная система трещиноватости горных пород связана с напряженным состоянием, как правило, таким образом, что плоскости низкопроницаемых коллекторов, в т.ч. угольных пластов и сланцев, свидетельствует, что, с одной стороны, трещина гидроразрыва стремится к развитию вдоль направления максимального сжатия среды, а с другой стороны, наибольший прирост добычи газа гидроразрыв дает, когда его плоскость пересекает максимально возможное число естественных трещин, т.е. развивается вкрест простирания естественной трещиноватости. В общем случае, указанные особенности разрыва противоречат друг другу, что требует применения специальных способов управления направлением его развития и стабилизации плоскости разрыва в пространстве.

В тех случаях, когда вертикальное горное давление имеет промежуточное значение, применение поперечного гидроразрыва в горизонтальных дегазационных скважинах, пробуренных в направлении действия минимального горизонтального сжатия, не эффективно, поскольку разрывы формируются вдоль естественной системы трещин (см. таблицу 1.3). В то же время дегазационная скважина (без применения гидроразрыва) в этом случае ориентирована оптимально, так как пересекает максимально возможное число естественных трещин. Таким образом, направление бурения дегазационных скважин, предназначенных для проведения множественного поперечного разрыва, в общем случае не должно совпадать с дегазационными скважинами без применения ГРП указанного типа. Отсюда следует важное требование о необходимости учета ГРП в проектировании направления бурения сеток дегазационных скважин. К сожалению, не удалось найти отечественных работ, в которых бы обсуждалась эта особенность разрыва дегазационных скважин угольных пластов.

В случае, когда поперечный разрыв проводится в оптимальном направлении (в дегазационных скважинах, пробуренных в направлении максимального горизонтального сжатия), развитие трещины гидроразрыва неустойчиво. Чем более неравномерно поле горизонтальных напряжений в угольном пласте, тем быстрее происходит разворот трещины разрыва и тем меньше ее дегазационный эффект, определяемый, в основном, длиной начального участка разрыва, секущего естественную трещиноватость угольного пласта.

Согласно теоретическому анализу [68, 75], лабораторным исследованиям [75, 76], экспериментальным наблюдениям [77] создание и распространение продольной трещины осуществляется при меньших, чем в случае поперечной трещины давлениях. Даже в случае, когда горизонтальная скважина пробурена в направлении минимального главного напряжения, продольная трещина будет создаваться в добавление к поперечной [68].

Ошибка в определении типа напряженного состояния (горизонтальное или вертикальное максимальное сжимающее напряжение, см. таблицу 1.3), например, при игнорировании влияния геологических структур на напряженное состояние массива горных пород, может приводить к провалу дегазационных проектов. Так, в работе [78], рассматривается пример, когда только после неудач с ГРП было обнаружено превышение горизонтальной составляющей напряжения над вертикальной из-за влияния геологических взбросов. Это повлияло на направление распространение трещин гидроразрыва и их разворот, что в конечном итоге привело к дебитам метана намного ниже прогнозируемых.

Из таблицы 1.3 следует, что в тех случаях, когда минимальное сжатие угольного пласта имеет горизонтальную ориентацию, горизонтальный продольный разрыв (или в более общем случае, разрыв в плоскости угольного пласта) имеет ряд преимуществ, главное из которых связано с максимальным числом пересекаемых вертикальных естественных трещин и с максимальной вероятностью вскрытия разрывом нарушенных зон угольного пласта, склонных к проявлению газодинамических явлений. Однако, формирование такого разрыва является энергетически невыгодным процессом и требует применения специальных технологий его производства, которые нуждаются в отдельных исследованиях.

К сожалению, в отечественных разработках способов интенсификации дегазации и добычи углеметана, основанных на использовании ГРП, напряженному состоянию угольных пластов внимания практически не уделяется.

Не используются и технологии определения НДС массива, основанные на предварительном минигидроразрыве угольного пласта, являющиеся обязательными при выполнении ГРП нефтегазовых песчаников. В отечественных информационных источниках найдено крайне мало упоминаний об измерениях напряжений в угольных пластах и вмещающих породах, хотя в мире такие работы распространены.

Многочисленные отечественные патенты устройств гидроразрыва, например [79-86], демонстрируют разнообразные идеи, в т.ч. превышающие идейный уровень импортных разработок, на фоне отсутствия технических решений, доведенных до серийного выпуска. Анализ патентной информации показал, что для создания направленных трещин применяют следующие методы:

1) ориентированную перфорацию в обсаженных скважинах, например, кольцевую для создания поперечных трещин и ориентированную щелевую для создания продольных трещин;

механическим или струйным щелеобразователем в породе на стенках скважины, в основном, кольцевой формы для инициирования разрыва поперечного типа;

3) размещение и заливка в стволе необсаженных скважин ориентированных концентраторов напряжения;

4) близкое упорядоченное расположение двух параллельных скважин или использование скважин с несколькими стволами (например, при забуривании бокового ствола), влияющих на напряженное состояние в окрестности друг друга с образованием преимущественного направления разрыва в общей плоскости;

5) нагружение стенок скважины плоскими домкратами для создания небольших продольных трещин методом «сухого» (без закачки жидкости в формируемую трещину) разрыва.

В большинстве известных способов управления развитием трещины гидроразрыва выделяют отдельный этап подготовительных технически сложных работ по созданию в окружающей скважину горной породе инициирующих щелей заданной ориентации и формы механическим, гидроструйным или гидравлическим способами. Это существенно усложняет и повышает стоимость выполнения гидроразрыва при том, что сам процесс развития трещины является существенно более простым способом разрушения горной породы, чем ее механическая резка.

В целом, в направлении развития шахтного гидроразрыва существует необходимость поиска и исследования решений, нацеленных на выполнение направленного гидроразрыва в одну операцию без предварительного этапа подготовительных работ, без использования механических способов создания инициирующих щелей. Исследование данной технической задачи может оказать существенное влияние на развитие отечественных дегазационных технологий.

Важнейшим фактором успешности гидроразрыва угольных пластов является качество применяемой жидкости разрыва, которая должна обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их раскрытия и эффективного заполнения проппантом;

иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва;

легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичной в приготовлении; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистой и безопасной в применении; иметь относительно низкую стоимость.

В качестве рабочей жидкости разрыва при вскрытии газоносных угольных пластов широко используются вода, различные виды гелей [87], пенные либо пенокислотные системы [88], азот [89]. В наиболее совершенных технологиях использование воды и углекислого газа стараются избегать из-за взаимодействия с метаном, что ведет к ухудшению его добычи [78, 90].

Переменная подача жидкости и воздуха в нагнетательную скважину также может дать положительные результаты. В работе [91] приведен пример, когда путем прикрытия задвижки на добывающей скважине давление в ней поднималось до 5–6 МПа, после чего в нагнетательную скважину подавали воздух высокого давления. При открытии задвижки на устье добывающей скважины давление в трещине гидроразрыва резко падало до 0,2–0,3 МПа, и из нее выбрасывался столб воды, воздуха и угольной мелочи. Диаметр кусков угля ограничивался диаметром скважины 150 мм. Многократное повторение пневмогидравлического воздействия «вода-воздух» приводит к расширению трещины гидроразрыва. Гидравлическое сопротивление искусственно созданного канала соответствует его эквивалентному диаметру 0,35–0,4 м.

Во многих скважинах США, пробуренных для добычи метана угольных пластов, при разрыве использовались полимеры с ионами бората, так называемые, сшитые гели [87]. В таком геле содержание полимера стараются свести к минимуму для того, чтобы уменьшить количество его остаточной не разрушаемой компоненты в пласте и снизить стоимость жидкости разрыва. Увеличенная вязкость за счет добавления ионов бората дает одно из главных преимуществ сшитых гелей — отличную транспортировку проппанта. Также необходимо отметить стабильность вязкости таких гелей при высоких температурах. К недостаткам можно отнести достаточно высокую стоимость, изменение поверхности угля химикатами, входящими в состав геля, возможную закупорка фильтрационных каналов на большой удаленности от скважины.

При проведении ГРП на основе пенных или пенокислотных систем возникает эффект инверсии давления при разжатии упругой среды, возникают скачки давления, которые и приводят к поочередному разрыву пластов. К положительным сторонам относятся: использование минимального числа пакеров, возможность проведения ГРП в нескольких перфорированных интервалах без их разобщения за один спуск скважинного оборудования, малая длительность взаимодействия пласта с инородным пласту реагентом (пеной). К отрицательным сторонам можно отнести неуправляемость с точки зрения раскрытия трещины в заранее заданном месте пласта [88].

Выбор азотной пены в качестве рабочего агента разрыва имеет ряд преимуществ: во-первых, закачивается малое количество жидкости, следовательно, меньше загрязняется трещина и пласт; во-вторых, отработка скважины приводит к очистке трещины и пласта от азота, тем самым увеличивается проводимость и эффективная длина трещины. Хорошие результаты дают эксперименты с пескоструйной обработкой угольных пластов при сочетании высокой скорости закачки азота с небольшой концентрацией песка.

Краткая характеристика жидкостей разрыва, которые широко используются для ГРП угольных пластов, приведена в Таблице 1.4 [87], в скобках дана оценка и чем она выше, тем предпочтительнее использование данной жидкости.

Сравнительные характеристики жидкостей разрыва.

проппанта проппантом Наилучшие показатели при вскрытии газоносного пласта методом гидроразрыва дает использование рабочих жидкостей на основе гелей и пен с проппантом. Оптимальные рабочие жидкости с одной стороны должны обладать достаточной грузонесущей способностью по проппанту, а с другой разрушаться с течением времени с малой остаточной жидкой фазой, что необходимо для снижения блокирующего влияния жидкости на фильтрацию метана. В отечественной практике ГРП для подземной дегазации угольных пластов используют, как правило, самый дешевый вариант рабочей жидкости — воду без проппанта, которая имеет наихудшие показатели с точки зрения интенсификации газоотдачи.

Оборудование для проведения гидроразрыва пласта принципиально мало изменилось за время применения данного метода и включает в себя насосные и пескосмесительные установки, арматуру устья скважины, пакеры и различные вспомогательные устройства [92].

Насосные установки предназначены для закачки рабочих жидкостей в пласт при высоких давлениях, их тип и количество определяется исходя из параметров обрабатываемого пласта.

Пескосмесительные установки используются для транспортирования песка, приготовление песчано-жидкостной смеси и е подачи на прием насосных установок для ГРП, либо для проведения гидропескоструйной перфорации.

Универсальная арматура устья предназначена для обвязки насосных агрегатов с устьем скважины при гидравлическом разрыве пласта, гидропескоструйной перфорации.

Пакеры применяют для разобщения двух зон ствола скважины и изоляции внутреннего пространства эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды. По конструктивным особенностям различают механические и надувные пакеры.

В механических пакерах расширение резиновой оболочки (герметизация участка) осуществляется за счет подачи осевого усилия механическим путем на один из торцов оболочки. При этом второй торец жестко фиксируется.

Использование надувных пакеров более распространено, чем механических.

Главное отличие данного типа парных оболочек заключается в том, что расширение оболочки осуществляется за счет подачи жидкости или газа по трубе внутрь оболочки. В зависимости от назначения применяют одинарные пакера (для отделения одного участка скважины от другого) или систему сдвоенных пакеров для герметизации отдельного участка скважины.

Анализ современного состояния отечественных дегазационных технологий показал, что нет ни одного выпущенного хотя бы малой серией отечественного оборудования для шахтного гидроразрыва, а также геомеханического измерительного скважинного оборудования для оценки напряженного состояния угольного пласта на удалении в несколько десятков метров от горных выработок.

Имеющиеся разработки в лучшем случае были доведены до экспериментальных образцов и прошли экспериментальные исследования в шахтных условиях. Как о достижении в периодической литературе сообщается о закупке одного импортного пакера для скважин диаметром 76 мм [93], когда за рубежом имеются десятки средних и малых компаний, выпускающих широкий спектр оборудования для производства шахтного гидроразрыва и проведения разнообразных исследований свойств пласта, включая напряженное состояние, деформационные и фильтрационные свойства, инклинометрию и профилеметрию дегазационных скважин.

Вместе с успехами зарубежных технологий шахтного разрыва необходимо отметить отсутствие комплексов оборудования, содержащих в своем составе распространения.

Выводы Подводя итог анализу состояния технологий добычи метана и отдельных вопросов по этой теме, можно отметить неудовлетворительный уровень разработок и объемов внедрения шахтного гидроразрыва для решения задач подземной дегазации угольного пласта в России, без чего не могут быть решены вопросы экономически оправданной и стабильно эффективной добычи метана отечественных угольных шахт.

Гидроразрыв пласта является основным и наиболее эффективным методом интенсификации дегазации, что подтверждено практическими результатами, однако, в действующих нормативных документах он освещается мало, отсутствуют методики по проведению ГРП в нескольких скважинах, основанные на использовании полевых данных.

При проектировании работ мало внимания уделяется распределению поля напряжений в массиве; не учитывается влияние напряжений на направление распространения трещин гидроразрыва, а также как влияют сами трещины на напряженное состояние. В этом случае возможно неоптимальное расположение дегазационных скважин. Недостаточно распространены методы математического моделирования. Например, учт характерных особенностей поведения угольных пластов возможен с помощью моделей деформационного разупрочнения, в которых вводятся данные не только о матрице породы, но и о плоскостях ослабления, что позволяет достичь высокой степени схожести с полевыми наблюдениями.

Другой особенностью в отечественной практике ГРП для подземной дегазации угольных пластов является повсеместное использование наиболее простых составов в качестве рабочих жидкостей, например, воды без проппанта, которая имеет наихудшие показатели с точки зрения интенсификации газоотдачи.

Проведенный аналитический обзор позволяет сформулировать цель настоящего исследования — обоснование параметров технологии синхронного направленного гидроразрыва для интенсификации дегазации угольного пласта, обеспечивающей эффективное извлечение углеметана.

Основные задачи

, решение которых может привести к значительному увеличению эффективности применения метода гидроразрыва для целей дегазации углепородного массива можно сформулировать следующим образом:

– исследовать влияние напряженного состояния углепородного массива и расположение трещин гидроразрыва на метановыделение;

– установить взаимосвязь между расстоянием, при котором происходит сбойка системы параллельных скважин и параметрами их синхронного гидроразрыва;

– исследовать свойства рабочей жидкости гидроразрыва угольных пластов на основе пеногеля;

– разработать методические рекомендации для проектирования системы дегазационных скважин и проведения синхронного направленного гидроразрыва в условиях напряженно-деформированного состояния массива горных пород посредством скважин, пробуренных из горных выработок.

Этапы решения поставленных задач приведены в следующих главах.

2 ЧИСЛЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НАПРЯЖЕННОДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ МАССИВА ПРИ НАЛИЧИИ

СИСТЕМЫ ТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА

Для решения первой задачи необходимо построить математическую модель углепородного массива и рассчитать действующие напряжения в присутствии трещин гидроразрыва различной направленности и геометрии. Вместе с данными дегазационного теста, показывающего зависимость скорости газовыделения от напряженного состояния газонасыщенных пород, применяемый подход позволяет оценить размер области пониженных напряжений в массиве, которая дает преимущественный приток метана в скважины.

2.1 Построение модели углепородного массива В данном подразделе рассмотрено построение математической модели углепородного массива с помощью программы FLAC компании Itasca (США), реализующей численное решение задачи расчета напряженно деформированного состояния с использованием явной конечно-разностной схемы [94]. Данное программное обеспечение способно реалистично моделировать поведение горных пород под воздействием различных горно-геологических условий, и широко используется для расчета напряженно-деформированного состояния в горном массиве, для определения деформаций и смещений [95].

Для моделирования поведения массива горных пород, вмещающих угольные пласты, программа FLAC имеет ряд полезных особенностей, в частности, встроенную модель состояния (constitutive model) SU. Данная модель позволяет реализовывать различный характер поведения горных пород, например, склонных к деформационному разупрочнению (strain-softening) за счет учета отдельностей и трещин кливажа (рисунок 2.1). Возможен учет не только деформационного упрочнения или разупрочнения скелета породы, но и/или разрушения вдоль плоскостей ослабления (weakness planes), таких как плоскости напластования (bedding planes).

Рисунок 2.1 — Типы деформирования горных пород, используемые при расчетах в программном пакете FLAC ( — напряжение; — деформация).

При расчетах в модели состояния SU задаются следующие основные параметры горных пород:

1) сила сцепления (cohesion);

2) угол внутреннего трения (friction angle);

3) угол дилатансии (dilation angle);

4) предел прочности на растяжение (tensile strength).

Важно отметить, что указанный набор параметров необходимо вводить как для матрицы породы, так и для плоскостей напластования.

В основе модели лежит модифицированная модель Кулона-Мора. Отличие от традиционного подхода в том, что каждый из этих параметров имеет начальное значение и уменьшается до остаточной величины, зависящей от величины пластической части ep полной деформации.

Именно это уменьшение значений прочностных характеристик описывает деформационное разупрочнение матрицы (скелета) породы и плоскостей ослабления. Стоит отметить, что характер разупрочнения для сил сцепления, углов дилатансии и внутреннего трения описывается в терминах касательных деформаций eps, тогда как разупрочнение предела прочности на растяжение описывается с использованием деформации растяжения ept [96].

При разработке модели за основу был взят разрез реального углепородного массива, представленный в работе [97] (см. рисунок 2.2). Поставленная задача решалась в двумерном варианте, что позволило значительно сократить время расчетов.

Рисунок 2.2 — Модель массива горных пород, содержащего угольный пласт.

Прочностные свойства различных типов пород, включенных в модель, были взяты из опубликованных данных по массивам горных породам, вмещающих угленосные толщи [97-99]. Механические свойства горных пород для ослабления/напластования — в таблице 2.2.

Механические свойства горных пород для минерального скелета Черные сланцы Механические свойства горных пород для плоскостей Исходя из результатов работ [98-99], были сделаны следующие основные допущения в рамках выбранной модели (см. таблицы 2.1 и 2.2):

1) угол внутреннего трения остается постоянным даже после достижения предельных нагрузок (post-failure regime) (рисунок 2.3 а);

2) силы сцепления уменьшаются от своих начальных максимальных величин до остаточных значений равных 10% начальных значений при значениях запредельных деформаций (post-failure strains) равных eps=0,005 (рисунок 2.3 б);

3) угол дилатансии изначально равен 10° и уменьшается до 0° при значениях запредельных деформаций eps=0,005 (рисунок 2.3 в);

4) предел прочности на растяжение при достижении запредельными деформациями значения ept=0,001 уменьшается до 0 (рисунок 2.3 г).

Рисунок 2.3 — Зависимости механических свойств модели углепородного массива от пластических деформаций.

Общая геометрия модели среды и граничные условия представлены на рисунке 2.4. Ширина модели составляет 100 м, высота 80 м. Модель разбита на 31200 прямоугольных элементов, размеры каждого из которых составляют 50 см на 50 см, за исключением элементов слагающих угольный пласт, вертикальные размеры которых составляют 10 см.

Рисунок 2.4 — Граничные условия и геометрические параметры модели углепородного массива.

Поскольку вертикальные размеры используемой модели ограничены (для повышения детальности модели угольного пласта), к верхней границе модели приложена нагрузка 5 МПа, имитирующая вертикальное горное давление в углепородном массиве на глубине около 200 м.

Согласно экспериментальным результатам, полученным в угольных шахтах [100], величина горизонтальных напряжений зависит от упругих свойств горных пород и скачкообразно меняется в разрезе углепородного массива в соответствии с относительной жесткостью каждого слоя. Таким образом, жесткие слои известняка и песчаника подвергаются большим горизонтальным напряжениям, нежели менее жесткие слои сланца или аргиллита [98-99].

Исходя из этого, начальные горизонтальные напряжения в каждом слое модели рассчитаны по соответствующим упругим постоянным и тектоническим деформациям, типичным для угленосных разрезов небольших глубин [98, 101Результаты расчета начальных значений горизонтальных напряжений приведены на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 — Распределение максимального горизонтального напряжения по разрезу модели углепородного массива.

На рисунке 2.6 приведен график изменения горизонтальных напряжений в разрезе углепородного разреза, построенный по данным натурных экспериментов [102, 103].

Рисунок 2.6 — Распределение горизонтальных напряжений по разрезу углепородного массива по данным работы.

Видно, что разработанная модель углепородного массива соответствует основным особенностям распределения горизонтальных напряжений, например, их скачкообразному изменению в угольном пласте.

2.2 Оценка области дренирования с помощью дегазационного теста Для оценки размеров области дегазации в углепородном массиве, а также влияния разгрузки массива на его газоотдачу использовались экспериментальные данные, которые получают в ходе проведения дегазационного теста. Подробное описание методики проведения данного теста приведено в главе 4.

По результатам измерений строят зависимости удельного газовыделения от напряженного состояния углепородного массива для вертикальной и горизонтальной компонент поля напряжений.

Дегазационный тест повторяют в нескольких местах исследуемого угольного пласта с усреднением результатов измерений. Пример итоговой зависимости газовыделения от горного давления показан на рисунке 2.7 [54].

Рисунок 2.7 — Зависимость газовыделения от напряженного состояния газонасыщенных пород.

математической модели была проведена на основании того, что газовыделение в массиве существенно возрастает, когда напряжения принимают значения 2,0 МПа и ниже. Таким образом, при анализе распределения напряжений выделялись преимущественного дренирования в углепородном массиве.

2.3 Влияние трещин разрыва на напряженное состояние углепородного массива В ходе численных экспериментов отрабатывалась методика расчета напряженно-деформированного состояния углепородного массива, содержащего различные комбинации плоскостей продольного гидроразрыва, определялись оптимальные сочетания и параметры базовых элементов технологической системы трещин продольного гидроразрыва, в т.ч. одиночных трещин вдоль и вкрест простирания угольного пласта, системы двух трещин вкрест простирания, системы из трещин вдоль и вкрест простирания угольного пласта и др. Также варьировались значения внешних напряжений и тип деформирования угольного пласта (см. рисунок 2.1).

Для моделирования трещин гидроразрыва использовались встроенные средства программного продукта FLAC, например, моделирование щелью заданной длины и толщиной в один элемент разбиения сетки. Высота элементов в угольном пласте составляла 10 см и была выбрана исходя из экономии расчетного времени при достаточной точности получаемого решения. С другой стороны, экспериментальные данные, полученные при вскрытии угольного пласта после проведения операции его гидроразрыва, подтверждают возможность формирования трещин шириной 4–7 см [104], поэтому выбор разбиения сетки и связанная с ним ширина трещины являются обоснованными.

Значения остальных механических параметров изменялись от нулевых значений до величин характерных для плоскостей ослабления угольного пласта (см. таблицу 2.2).

Разгрузка проводилось за счет ввода в модель углепородного массива (в угольный пласт и/или вмещающие горные породы) одной или нескольких протяженных трещин различных размеров и ориентации. По расположению трещин эксперименты можно разделить на несколько основных групп.

1) Горизонтальные (вдоль простирания пласта) трещины:

а) единичныетрещины;

б) две параллельные трещины.

2) Вертикальные (вкрест простирания пласта) трещины:

а) единичные трещины;

б) две параллельные трещины.

3) Комбинация двух трещин различных ориентаций.

В ходе экспериментов оценивались степень и размеры области разгрузки углепородного массива, т.е. параметры определяющие скорость газовыделения и охват воздействием газоносной толщи пород.

Как видно из рисунка 2.8, «полезная область» (см. раздел 2.2), сформированная 10-метровой горизонтальной трещиной, имеет овальную форму с максимальным размером 13 метров, а сформированная 30-метровой трещиной — 34,5 метра (рисунок 2.9).

углепородного массива в присутствии 10-метровой горизонтальной трещины.

углепородного массива в присутствии 30-метровой горизонтальной трещины.

Оценка поперечной длины «полезной области» горизонтальной трещины при низкой газоносности вмещающих пород не представляет большого интереса.

В этом случае значение имеет только зона разгрузки угольного пласта, который, как видно из рисунков 2.8–2.9, при наличии горизонтальной трещины разгружается практически на всю свою мощность по всей длине трещины.

При формировании вертикальной трещины «полезная область» не имеет гладкой формы в связи с различием свойств пластов, попавших в зону разгрузки.

Исходя из рисунка 2.10, максимальный размер «полезной области» в массиве с вертикальной трещиной 10-метровой длины достигает 14 метров, а в пласте угля — 6,0–6,5 метров.

углепородного массива в присутствии 10-метровой вертикальной трещины.

Для 30-метровой вертикальной трещины (рисунок 2.11) эти размеры составляют 50 и 15 метров соответственно.

углепородного массива в присутствии 30-метровой вертикальной трещины.

Данные об искривлении траектории трещины при е развитии в массиве вследствие действующих напряжений указывают на невозможность формирования длинных разрывов заданной направленности из одной скважины.

Дополнительным ограничением длины трещины служит объем закачиваемой рабочей жидкости, поэтому для дальнейших численных исследований были выбраны комбинации 10-метровых трещин.

На рисунках 2.12–2.14 представлены расчетные распределения напряжений при различных расстояниях между 10-метровыми вертикальными трещинами.

Видно, что при большом расстоянии между трещинами они практически не оказывают влияния друг друга (рисунок 2.12).

углепородного массива в присутствии двух 10-метровых вертикальных трещин, разнесенных на расстояние 20 м.

Разгрузка массива вблизи каждой из них схожа с разгрузкой в случае единичной вертикальной трещины (рисунок 2.10). При малых расстояниях между трещинами (рисунок 2.12) картина распределения напряжений так же почти не отличается от случая с единичной трещиной (рисунок 2.10).

При размещении трещин на расстоянии примерно равном длине трещин (рисунок 2.13) разгрузка угольного пласта наблюдается на всем промежутке между трещинами. В этом случае максимальный размер «полезной области» в угольном пласте составляет около 16,0–16,5 метров. Для получения в угольном пласте «полезной области» такого размера с помощью единичной трещины необходимо использовать либо горизонтальную трещину длиной 16–17 метров, либо вертикальную трещину длиной 30–35 метров.

углепородного массива в присутствии двух 10-метровых вертикальных трещин, разнесенных на расстояние 10м.

углепородного массива в присутствии двух 10-метровых вертикальных трещин, разнесенных на расстояние 1 м.

Рассмотрим характер разгрузки модели углепородного массива при создании двух горизонтальных (вдоль простирания угольного пласта) трещин.

Известно, что конец трещины является концентратором напряжений. Поэтому между лежащими на одной прямой горизонтальными трещинами формируется обширная зона концентрации напряжений (рисунок 2.15).

углепородного массива в присутствии двух 10-метровых горизонтальных трещин, разнесенных на расстояние 10 м.

Даже при сближении трещин на расстояние порядка длины и менее (рисунок 2.16) данная зона сильно затрудняет процесс дегазации, препятствуя разгрузке угольного пласта. Только при очень малых расстояниях между трещинами их «полезные области» сливаются в единую, а сечение зоны концентрации напряжений имеет относительно малую площадь (рисунок 2.17).

углепородного массива в присутствии двух 10-метровых горизонтальных трещин, разнесенных на расстояние 5 м.

углепородного массива в присутствии двух 10-метровых горизонтальных трещин, разнесенных на расстояние 1 м.

Отдельно проведено численное моделирование разгрузки углепородного массива двумя трещинами — вертикальной и горизонтальной. На рисунке 2. представлено распределение напряжений вокруг вертикальной и горизонтальной трещин, не соединенных друг с другом.

Рисунок 2.18 — Распределение минимального главного напряжения в массиве в присутствии двух 10-метровых горизонтальной и вертикальной трещин, разнесенных на расстояние 15 м.

Для такой системы трещин даже на больших расстояниях между трещинами заметно их взаимодействие, которое приводит как к уменьшению зоны концентрации напряжений возле конца горизонтальной трещины, так и к уменьшению размера «полезной области» в угольном пласте вокруг вертикальной трещины. При уменьшении расстояния между этими трещинами, зона концентрации напряжений уменьшается, но разгрузить весь пласт угля не удается.

2.4 Анализ полученных результатов Сравнение эффективности разгрузки массива различными конфигурациями трещин было проведено путем подсчета площадей «полезных областей»

полученных при формировании двух трещин на разных расстояниях друг от друга [105]. Длины всех трещин равнялись десяти метрам. Рассчитывалась как общая площадь разгрузки для горизонтальных и вертикальных трещин, так и в каждом отдельном слое. Сравнивались две конфигурации: обе трещины вдоль пласта и обе трещины поперек пласта.

Полученные графики представлены на рисунке 2.19.

Площадь разгрузки, м Рисунок 2.19 — Графики зависимости площади разгрузки от расстояния между трещинами.

Исходя из рисунка 2.19, можно численно оценить соотношение размеров зон метановыделения в массиве. При малых расстояниях между горизонтальными трещинами площадь данной области достигает 278 м2, а максимальная площадь при использовании только вертикальных трещин — 156 м2. При формировании горизонтальных трещин на близких расстояниях площадь зоны метановыделения составляет 90 м2. Проведенные расчеты позволяют сформулировать первое научное положение: размер зоны метановыделения при слиянии трещин гидроразрыва вдоль простирания пласта в 1,8–3 раза больше, чем в случае трещин той же длины вкрест простирания пласта.

Из полученных данных следует, что добиться необходимой разгрузки угольного пласта и вмещающих пород можно различными комбинациями горизонтальных и/или вертикальных трещин, однако, наилучшие результаты получены при формировании горизонтальных трещин с очень малым расстоянием между ними, т.е. когда происходит образование одной магистральной трещины разрыва, соединяющей все дегазационные скважины. Это возможно на небольших глубинах (см. таблицу 1.3) при условии, что вертикальное напряжение в массиве не является максимальным.

В заключение следует сказать, что направление развития трещин продольного гидроразрыва в свою очередь задает направление бурения и расположение дегазационных скважин. Например, при создании горизонтальных трещин на малых глубинах дегазационные скважины должны быть удалены друг от друга так, чтобы расстояния между формируемыми трещинами были малы по сравнению с их длинами. В таком случае зона концентрации напряжений будет небольшой или вообще отсутствовать, и единичные трещины соединятся в единую трещину большой длины, обеспечивая максимальную разгрузку массива.

Выводы При проведении численных экспериментов получены следующие научные результаты:

1) разработаны и реализованы алгоритмы построения математической модели углепородного массива, моделирования разгрузки его напряженного состояния путем формирования в нем трещин гидроразрыва заданной конфигурации;

обеспечивается слиянием нескольких трещин синхронного направленного гидроразрыва в единую трещину большей длины, ориентированную вдоль простирания угольного пласта;

3) установлено, что размер зоны метановыделения при слиянии трещин гидроразрыва вдоль простирания пласта в 1,8–3 раза больше, чем в случае трещин той же длины вкрест простирания пласта.

Полученные результаты позволили определить дальнейшее направление исследований для разработки способа синхронного направленного гидроразрыва в шахтных условиях.

РАЗРАБОТКА СПОСОБА СИНХРОННОГО НАПРАВЛЕННОГО

ГИДРОРАЗРЫВА В ШАХТНЫХ УСЛОВИЯХ И ТЕХНИЧЕСКИЕ

СРЕДСТВА ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

В соответствии с проведенным аналитическим обзором современной научно-технической и методической литературы, а также результатами, полученными в ходе математического моделирования углепородного массива (см.

главу 2), разработка способа синхронного направленного гидроразрыва в шахтных условиях должна включать в себя решение двух задач:

гидроразрыва, обеспечивающих слияние трещин при заданном напряженном состоянии;

2) исследования свойств жидкостей разрыва.

На основе полученных результатов предложены технические решения, которые применялись при создании экспериментального образца оборудования (ЭОО) шахтного гидроразрыва.

3.1 Разработка способа синхронного направленного гидроразрыва 3.1.1 Синхронный разрыв системы параллельных скважин Разработка технологических решений по интенсификации дегазации угольных пластов помимо построения адекватной математической модели углепородного массива предусматривает проведение исследований процесса взаимодействия и слияния трещин при сближении на относительно малые расстояния.

Постановка задачи и цели эксперимента. Как показано в разделе 2.4, наибольший практический интерес представляет синхронное развитие нескольких трещин, конечной целью которого является создание единой трещины большой длины, направленной вдоль простирания угольного пласта. При этом возникает задача определения взаимного расположения скважин синхронного гидроразрыва, обеспечивающих слияние трещин при заданном напряженном состоянии углепородного массива [106]. Результаты исследований этой задачи рассмотрены ниже.

Для оценки эффективности управления синхронным развитием нескольких трещин гидроразрыва использовалось программное обеспечение, разработанное в лаборатории механики взрыва ИГД СО РАН при участии П.А. Мартынюка на основе пошагового алгоритма для построения квазистатических траекторий распространения трещин. Данная программа позволяет рассчитывать траекторию в зависимости от:

а) расстояния d между центрами начальных трещин, сформированных геомеханическим способом в окрестности скважин;

б) длины трещин l;

в) минимального H и максимального V сжимающих напряжений в углепородном массиве и их отношения H/V;

г) угла gam между направлением максимального напряжения V и нормалью к заданной плоскости слияния трещин; в рассматриваемом случае угол gam равен углу падения пласта (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 — Начальное положение трещин в однородном сжимающем поле.

В ходе численных экспериментов полагалось, что в изотропной упругой плоскости имеется пять трещин длиной l=2 каждая (полудлина равна 1), расположенных на одной прямой вдоль оси X, а на бесконечности действует сжимающие напряжения интенсивностью V и H (V>H). Угол между направлением максимального напряжения V и нормалью к заданной плоскости слияния трещин равен gam. Затем происходит подача жидкости в трещины под давлением e00V (e00>1), обеспечивающим их рост.

Расчет процесса развития трещин останавливался, когда выполнялось одно из следующих условий (рисунок 3.2): либо трещины сближались по координате X на величину axkrit, либо одно из крыльев какой-либо трещины выходило за границу заданного интервала aykrit.

Рисунок 3.2 — Условия прекращения выполнения программы.

Введение ограничения axkrit на сближение трещин связано с тем, что используемый алгоритм расчетов не предполагает взаимного пересечения их траекторий. Значение axkrit выбиралось достаточно малым, чтобы считать сблизившиеся на это расстояние трещины соединенными в одну систему.

Введение ограничения aykrit по оси Y связано с тем, что при выходе трещин из полосы ( aykrit ; aykrit ) в ходе дальнейшего роста они гарантировано не сливаются друг с другом.

Значения и aykrit определялись из решения вспомогательной подзадачи исследования процесса взаимодействия и слияния трещин при сближении на относительно малые расстояния.

Целью численных исследований являлось определение максимально возможного расстояния dmax между скважинами, при котором единичные трещины сливаются в единый разрыв, и оценка влияния различных факторов на это расстояние.

Математическая модель и описание вычислительной программы. В основу решения рассматриваемой задачи положена следующая математическая модель. Отметим основные этапы решения.

Считается, что форма каждого разреза (трещины) Lk в локальной системе параметрическим уравнением где tk — точки, принадлежащие разрезу Lk.

Связь координат точек плоскости в основной и локальной системах определяется выражением где k — угол между осями Ox и Okxk, рад;

z k — начало координат локальной системы в основной.

Ищется решение задачи теории упругости, когда на контурах разрезов заданы нормальные N k и касательные Tk напряжения В выражении (3.3) знак плюс относится к верхнему берегу разреза, а знак минус к нижнему. На бесконечности действует поле сжимающих напряжений, а на контуре разреза (трещины) напряжения известны. Давление в трещине равняется 0, а е контур растягивается в вертикальном направлении напряжениями yy 00.

Используя интегральные выражения комплексных потенциалов напряжений для плоскости с круговым отверстием [107], поставленная задача сводится к интегральных уравнений вида смещений где uk — горизонтальные смещения берегов разреза в локальной системе координат;

— вертикальные смещения берегов разреза в локальной системе координат;

— коэффициент Пуассона;

E — модуль упругости среды.

Ядра интегральных уравнений запишутся в виде отверстия, то ядра обладают свойством Rkn (1, ) S kn ( 1, ) 0. Заметим, если число трещин четное число, используя центральную симметрию задачи, можно вдвое понизить порядок решаемой системы уравнений.

использовании квадратурных формул Гаусса, решение системы интегральных уравнений (3.4) сводится к решению системы линейных алгебраических уравнений второго рода соответственно. В качестве дополнительных условий, замыкающих систему уравнений, берутся условия k ( 1) 0; k 1, N, которые обеспечивают конечность смещений на левых концах разрезов, выходящих на границу отверстия.

Значения функций k ( ) на концах разрезов определяются равенствами где k ( k ) — решение системы уравнений в узловых точках.

Коэффициенты интенсивности напряжений в вершине k-ой трещины считаются по формуле Условие предельного равновесия для любой трещины записывается в виде где K1C — критический коэффициент интенсивности напряжений, МПа·м1/2;

дальнейшего роста трещины, совпадающее с плоскостью, на которой главная касательные напряжения равны нулю — — критерий [108].

определяется равенством где l k — длина k-ой трещины, а функция k ( ) по ее известным значениям в узловых точках j считается по формуле (3.11) [107] Приведенные формулы позволяют найти ту трещину или трещины, для которых будет выполнено условие предельного равновесия. Далее используется пошаговый алгоритм построения квазистатических траекторий развития системы трещин, который опробован и описан в [109-111]. Если привлечь зависимость скорости изменения длины k-ой трещины от коэффициента интенсивности K k, приведенной, например, в [112] в виде где lk — скорость распространения k-ой трещины, м/с;

V0 — начальная скорость роста трещины, м/с.

При этом шаг приращения для каждой трещины будет пропорционален Данный алгоритм реализован на языке FORTRAN, содержит встроенные подпрограммы и функции. Отдельные процедуры и программа в целом выполнены по схеме: объявление типов используемых переменных, операторы, выполняющие над объявленными переменными некоторые действия. В программе выделяются области ввода параметров, задаваемых пользователем, несколько блоков с операторами условий и циклов, а также область описания подпрограмм и функций. Результаты расчета в виде координат искомых трещин выводятся в несколько текстовых файлов, которые затем анализировались с помощью пакета MathLab.

Результаты численных исследований. Численные эксперименты проводились по следующей схеме:

1) значение H/V выбиралось равным 0,5 или 0,8;

2) угол gam выбирался равным 10, 30, 45, 60 или 80 градусам;

напряжению e00 варьировалось в диапазоне значений от 1,2 до 10;

4) задавались следующие значения параметров axkrit и aykrit (см. рисунок 3.2):

axkrit=0,05; aykrit=1.

В ходе экспериментов находили искомое значение dmax.

Пример расчета траектории трещин для фиксированных значений параметров H/V=0,8; gam=30°; e00=2,0 и d=10 приведен на рисунке 3.3.

Программа остановила счет на 16 шаге после выхода одной из трещины из слоя ±aykrit (показан пунктиром). Видно, что образовавшиеся трещины находятся на достаточно большом расстоянии друг от друга. В данном примере для объединения ряда трещин в единую систему необходимо снижать расстояние между скважинами.

Рисунок 3.3 — Расчетная траектория трещин для значений параметров H/V=0,8; gam=30°; e00=2,0; d=10.

На рисунках 3.4 и 3.5 приведены расчетные зависимости максимального расстояния dmax от e00, соответственно, при значениях отношения минимального главного напряжения к максимальному равных 0,8 и 0,5.

dmax, безразмерное расстояние dmax, безразмерное расстояние Из представленных графиков видно, что при увеличении импульсного давления объединение трещин в единый разрыв происходит на большем расстоянии друг от друга. При этом расстояние dmax растет тем быстрее, чем точнее линия, на которой находится ряд трещин, совпадает с направлением одного из главных напряжений.

При уменьшении значения H/V расстояние dmax также уменьшается. В неравномерном поле сжатия расстояние dmax между скважинами при других равных условиях меньше, чем при гидростатическом (равномерном) сжатии. При уменьшении угла gam от 80° до некоторого gamkrit, значение dmax снижается, а при дальнейшем уменьшении gam — начинает расти. На рисунке 3.6 показана зависимость gamkrit от H/V, построенная по результатам выполненных расчетов.

Значение gamkrit линейно убывает от 54° при H/V=0,5 до 47° при H/V=0,9 с выходом на 45° при гидростатическом характере напряженного состояния углепородного массива.

Рисунок 3.6 — Определение gamkrit исходя из отношения H/V представлениям линейной механики трещин, что подтверждает корректность работы алгоритма и вычислительной программы.

На рисунках 3.7 и 3.8 показана зависимость dmax от e00 при разных значениях H/V. Угол между направлением действия максимального главного напряжения и линией трещин приблизительно равен 0°, либо близок к 90°.

dmax, безразмерное расстояние dmax, безразмерное расстояние В этом случае, когда трещины развиваются в направлении одного из главных напряжений, формирование единой системы трещин выполняется при максимальное значение dmax наблюдается при развитии трещин в энергетически менее выгодном направлении (gam=1°) — в направлении действия минимального главного напряжения.

Статистический анализ полученных закономерностей (рисунки 3.4–3.5, 3.7– 3.8) для нескольких рядов данных приведен в таблице 3.1.

Статистический анализ полученных закономерностей Линия тренда относительное абсолютное квадратическое данных H/V=0,8 Полином 2-ой H/V=0,5 Полином 2-ой H/V=0,8 Полином 2-ой H/V=0,5 Полином 2-ой Анализ данных и аппроксимирующих их линий тренда показал, что общая зависимость dmax(e00) имеет вид dmax=A·ln(e00)+B с величиной достоверности аппроксимации R2>0,99.

Полученные результаты показывают сильное влияние давления разрыва на устойчивость развития трещин в заданном направлении. При малых давлениях (низких темпах подачи жидкости разрыва в трещины) значение dmax в несколько раз ниже (примерно, прямо пропорционально параметру e00), чем при высоких значениях e00, что свидетельствует в пользу импульсного характера гидроразрыва.

Для реализации высокого темпа подачи жидкости в трещину необходимо использовать высокопроизводительные насосы, либо специальные батареи пневмогидроаккумуляторов (ПГА) большой емкости, автоматически подключаемые в момент начала формирования разрыва.

3.1.2 Исследование свойств жидкости разрыва на основе пеногеля Второй задачей в рамках разработки способа синхронного направленного гидроразрыва являлись исследования свойств жидкостей разрыва на основе пеногеля.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых угольных пластах обусловлены, в основном, медленным выносом жидкости разрыва, блокирующей фильтрацию газа в создаваемых трещинах и вмещающих горных породах. Увеличение продуктивности дегазационной скважины при этом происходит крайне медленно — по мере очистки трещины в течение многих месяцев. Отсюда интерес к пенным составам, самопроизвольно распадающимся со временем с малым объемом остаточной жидкой фазы. Использование азотной пены имеет ряд преимуществ: закачка малого количества жидкости меньше блокирует фильтрацию метана; энергия сжатого газа, который входит в состав пены, помогает выдавливать отработанный раствор из трещины; вакуумирование скважины в процессе дегазационных работ приводит к быстрой очистке трещины и пласта. Недостатком пенных составов является их низкая способность к транспортировке проппанта, что ведет к необходимости проведения гидроразрывов с высоким темпом нагнетания пены.

Для проведения гидроразрыва угольных пластов перспективно создание жидкостей гидроразрыва на основе пеногелей, которые образуются при температуре 20–40оС, имеют высокую грузонесущую способность по проппанту, а через определенное время распадаются с малым количеством остаточной жидкости. При этом не блокируется миграция метана.

Для решения поставленной задачи совместно с Институтом химии нефти СО РАН (г. Томск) проведены исследования кинетики гелеобразования, физикохимических и реологических характеристик пеногелей на основе метилцеллюлозы (МЦ) — водного раствора полимера с нижней критической температурой растворения (НКТР) [113]. Для получения упругого пеногеля в гелеобразующий раствор вводили мелкодисперсную газовую фазу. Применяли химический способ получения пены с помощью окислительно-восстановительной реакции, генерирующей газ. Использовали следующие окислительновосстановительные реакции в слабокислой или кислой средах:

в результате которых выделяется азот N2. Для создания слабокислой среды использовали кислоту Льюиса AlСl3. При проведении реакций (3.13)–(3.14) в водном растворе метилцеллюлозы происходит вспенивание раствора полимера и образуется мелкодисперсная устойчивая пена. Преимуществом такого способа получения пены является то, что в процессе реакции выделяется тепло, которое способствует гомогенизации полимерного раствора. Кроме того, продуктом реакции является соль NaCl, которая снижает температуру гелеобразования для растворов полимеров с НКТР. Хлорид натрия также способствует улучшению упругих свойств пеногелей.

Проведенные исследования влияния окислителя и восстановителя в реакции (3.13) на устойчивость пены показали, что концентрация окислителя и восстановителя в системе должна находиться в интервале 1,2–1,5 моль/литр. При неустойчивая, кратность пены невысокая (около 2). Это связано с небольшой разницей между скоростью образования пены и скоростью ее разрушения. При увеличивается, кратность пены возрастает до 20, но пена крупнодисперсная, неустойчивая и со временем разрушается.

При уменьшении концентрации катализатора AlCl3 ниже 1,5%, скорость реакции снижается (реакция практически не идет) и в результате получается неустойчивая крупнодисперсная пена невысокой кратности. При увеличении концентрации катализатора выше 2,5% вместо азота N2 наблюдается выделение NO2 по реакции:

концентрации окислителя, восстановителя и катализатора в реакции (3.13), способствующей генерации устойчивой мелкодисперсной азотной пены в растворе МЦ.

Фактором, вызывающим гелеобразование в растворе МЦ, является температура. При низких температурах растворы МЦ маловязкие, при высоких — превращаются в гели. Процесс фазового перехода «раствор-гель» обратим. При охлаждении гель снова превращается в жидкость, при повторном нагревании опять образует гель и так многократно. Зависимость вязкости раствора МЦ от температуры имеет экстремальный характер — при нагревании происходит сначала постепенное снижение вязкости от 40–70 мПа.с до 5–20 мПа.с, а при достижении температуры гелеобразования (фазового перехода) — резкое увеличение вязкости до 100–2000 мПа.с (в 5–100 раз). Температура, при которой вязкость принимает минимальное значение, соответствует НКТР. Циклическое реверсирование температурного режима (чередование процессов нагревания и охлаждения) показали воспроизводимость реологических параметров разработанных гелей.

Температуру и время гелеобразования в интервале от 30 до 120 оС можно регулировать неорганическими и органическими добавками. Наибольшее снижение НКТР вызывают соли, содержащие анион Cl, а увеличение НКТР — соли с анионом CNS. Влияние солей, содержащих анион NO3, промежуточное — небольшое увеличение или уменьшение температуры гелеобразования в зависимости от катиона. Существенно увеличивают НКТР тиомочевина, этиловый и изопропиловый спирты. Установлено, что действие добавок электролитов и неэлектролитов аддитивно. В области скоростей сдвига 0,5–5 с– получаемый гель проявляет вязкоупругие свойства.

Характерной особенностью систем «полимер с НКТР-вода» является температурный гистерезис фазового перехода «раствор-гель». Установлено, что температуры гелеобразования практически совпадают с НКТР полимеров.

Температура разжижения для гелей на основе МЦ на 30–50 градусов ниже температуры гелеобразования. Таким образом, пеногели на основе МЦ обеспечивают создание жидкостей гидроразрыва, обладающих требуемыми свойствами при температурах, доступных в шахтных условиях.

Исследуемые составы жидкостей разрыва на основе метилцеллюлозы приведены в таблице 3.2. Для получения состава РЖГ1 к 1%-ному раствору метилцеллюлозы добавляли систему, состоящую на 7% из нитрита натрия и на 6% из хлористого аммония, позволяющую в процессе реакции при нормальной температуре получить хлорид натрия, снижающий температуру гелеобразования МЦ. Эта система обеспечивает вспенивание раствора химическим способом за счет азота, выделяющегося в результате окислительно-восстановительной реакции (3.13) между нитритом натрия и хлористым аммонием. Для инициирования реакции в систему в количестве 1% добавляли кислоту Льюиса — насыщенный раствор хлористого алюминия. Кратность получаемой пены составляла 5–6. Через 15 минут после приготовления состава образуется пеногель.

Вязкость раствора составляла 70,8 мПас, плотность раствора — 1,06 г/см3, пеногеля — 0,16 г/см3. Модуль упругости пеногеля равнялся 145,9 кПа. Пеногель способен переносить проппант в необходимом количестве, при сдвиге или перемешивании разрушается через 5–7 часов и не блокирует миграцию метана.

Составы жидкостей разрыва на основе метилцеллюлозы мас.

мас.

раствора При добавлении в жидкость разрыва проппанта (песка) в количестве 60 г на 100 г раствора (состав РЖГ2) ее плотность составила 0,21 г/см3, вязкость — 561, мПас, модуль упругости — 194,7 кПа. В состав РЖГ2 вместо песка также вводили проппант FOREPROP 16/30 в количестве 60 г на 100 г раствора. Пеногель с проппантом имеет такую же стабильность, как и с песком.

При добавлении к жидкости гидроразрыва неионогенного поверхностноактивного вещества (ПАВ) оксиэтилированного алкилфеноланеонола АФ 9–12 с концентрацией 0,2% (состав РЖГ3) при 20 оС образуется пена, а пеногель получается только при 40оС. При этом модуль упругости пеногеля равен 6,1 кПа, что существенно меньше, чем у пеногеля без ПАВ. Модуль упругости пеногеля с добавление песка (состав РЖГ4) в количестве 60 г на 100 г составляет 17,65 к Па, что также ниже, чем у пеногеля без ПАВ.

Пеногели на основе метилцеллюлозы с ПАВ (составы РЖГ3, РЖГ4) с течением времени (через 5–7 часов) практически полностью самопроизвольно разрушаются. Пеногели на основе метилцеллюлозы без ПАВ (составы РЖГ1, РЖГ2) с течением времени через 5–7 часов в статическом состоянии разрушаются частично, а при сдвиге или перемешивании — практически полностью. Все пеногели (составы РЖГ1–РЖГ4) полностью разрушаются под действием кислот, например 12%-ной соляной кислоты, что может быть использовано при проведении операции ГРП; например, для ускорения процесса разложения пеногеля в угольном пласте. Объем остаточной жидкой фазы составлял 20–25% от начального объема пеногеля.

Изучение составов (РЖГ1–РЖГ4) позволило установить особенности поведения жидкости разрыва на основе пеногеля в лабораторных условиях, определить условия е образования и разрушения в различных физикомеханических условиях.

3.2 Разработка технических решений по скважинному оборудованию шахтного гидроразрыва Для реализации предложенного способа гидроразрыва создаваемое оборудование должно обеспечивать формирование протяженных дегазационных плоскостей по простиранию угольных пластов за счет высоких темпов подачи жидкости разрыва на основе пеногелей. Важным дополнительным условием является возможность подключения комплекса к существующим шахтным системам подачи воды, например, на основе насоса УНИ–1 (УНР–2).

Для выполнения данных требований, оборудование шахтного гидроразрыва должно включать устройство направленного гидроразрыва, скважинный трубопровод и систему управления. Как показал анализ рассматриваемых технологических решений, к этому обязательному оборудованию следует добавить устройство определения ориентации следа трещины разрыва на стенках скважины, необходимое для оценки преимущественного направления развития разрыва по результатам предварительного мини-ГРП.

Устройство направленного гидроразрыва угольных пластов (далее устройство гидроразрыва) состоит из нижнего и верхнего пакеров, инжекторного пакера, а также из инжектора и деталей удлинителя в составе собственно удлинителя и соединительных муфт. Общая схема устройства гидроразрыва показана на рисунке 3.9.

Рисунок 3.9 — Общий вид устройства разрыва: 1 — инжектор, 2 — удлинитель, 3 — муфта удлинителя, 4 — заглушка, 5 — верхний пакер, 6 — инжекторный пакер, 7 — нижний пакер.

На рисунке 3.10 показан сборочный чертеж верхнего пакера, на рисунке 3.11 — нижнего пакера. Верхний и инжекторный пакеры незначительно отличаются друг от друга только соединительными размерами и конструкцией внешних труб с правой стороны.

Рисунок 3.10 — Сборочный чертеж верхнего пакера: 1 — верхняя головка, — цанга, 3 — труба, 4 — пакерная оболочка, 5 — внутренний канал.

Рисунок 3.11 — Сборочный чертеж нижнего пакера: 1 — пакерная оболочка, 2 — труба, 3 — цанга, 4 — нижняя головка.

гидравлического масла (азота) под давлением до 35 МПа в узлы устройства разрыва, расположенные дальше от устья скважины.

Кольцевой канал между внешней и внутренней трубами используется для подачи жидкости разрыва под давлением до 25 МПа в интервал разрыва (межпакерный интервал) через инжектор.

Конструкция нижнего пакера проще. Он содержит только одну трубу 2, внутреннее пространство которой соединено с пневматической системой устройства разрыва и через отверстие в самой трубе с пакерной оболочкой нижнего пакера.

Конструкция пакеров обеспечивает возможность последовательного соединения нижних или верхних секций пакеров между собой длиной до 4, метров. Для наращивания длины верхнего пакера в качестве внешних (ближних к устью скважины) секций используют верхние пакеры (один и более), а в качестве внутренней секции, соединенной с инжектором — инжекторный пакер (только один). Длина интервала разрыва может составлять до 40 метров.

Если используется простые односекционные пакеры, то в качестве внешнего пакера используется только инжекторный пакер. При соединении нижних пакеров в одну систему, заглушка устанавливается на нижней секции пакера.

Импрессионный пакер представляет собой дополнительное устройство, предназначенное для регистрации трещин (в т.ч. трещины гидроразрыва) на стенке скважины. В качестве чувствительного элемента использована пакерная оболочка proRING54–1000 с дополнительным слоем мягкой невулканизированной резины толщиной несколько миллиметров, нанесенной на поверхность пакерной оболочки. В состав импрессионного пакера входит встроенный механический регистратор угла поворота, срабатывающий во время подачи в пакер гидравлического масла (азота).

Максимальное давление импрессии 8 МПа, выдержка — до 1 часа.

Скважинный трубопровод имеет коаксиальную двухлинейную конструкцию. Внутренняя линия с проходным диаметром 6 мм служит для подачи гидравлического масла (азота) в пакеры и выдерживает давление 45 МПа.

Внешняя линия, сформированная межтрубным пространством трубопровода, имеет условный диаметр проходного сечения 18 мм и служит для подачи жидкости разрыва под давлением до 35 МПа. В случае необходимости использования сложных двухкомпонентных составов, требующих смешения непосредственно в устройстве разрыва, возможно подключение пакеров к отдельной гибкой линии высокого давления. Трубопровод выполнен в виде отдельных однотипных секций длиной 2м и массой 4,4 кг каждая (см рисунок 3.12); его конструкция обеспечивает оперативную сборку в шахтных условиях линии длиной до 100 м. В транспортном положении концы секций трубопровода закрыты пластиковыми крышками для предотвращения повреждений.

Рисунок 3.12 — Фотография попарно собранных секций трубопровода.

Система управления экспериментального образца оборудования состоит из блока управления подачей жидкости гидроразрыва и гидравлического масла в пакеры при выполнении гидроразрыва. Особенностью системы является возможность подключения ПГА для обеспечения высокого темпа нагнетания жидкости разрыва даже при работе с малопроизводительными насосами.

Конструкция оборудования обеспечивает возможность работы с насосом УНИ– (УНР–2) — единственным серийно выпускаемым отечественным насосом во взрывобезопасном исполнении, применяемым в шахтных условиях для выполнения гидроразрывов на водной основе.

3.3 Стендовые и лабораторные испытания разработанных элементов 3.3.1 Оборудование для проведения гидроразрыва Испытания экспериментального образца оборудования включали проверку следующих элементов:

1) герметичность гидравлической и пневматической подсистем скважинного оборудования под давлением;

2) герметичность подсистемы интервала разрыва при различной разнице давлений с пакерной подсистемой;

3) узел регулировки темпа подачи рабочей жидкости гидроразрыва.

проводились следующим образом.

Устройство направленного гидроразрыва устанавливали в стальную трубу длиной 2 м (см. рисунок 3.13) и подключали к системе управления из комплекта объекта испытания.

Рисунок 3.13 — Фотография испытательной трубы с устройством Система управления подключалась к насосу высокого давления с ручным приводом DPA-3.5V, обеспечивающего давление на выходе до 60 МПа. С помощью указанного насоса в межпакерное пространство устройства направленного гидроразрыва подавалось гидравлическое масло под давлением МПа. Одновременно в пакеры подавался азот под давлением 15 МПа. Измерение давлений осуществляется образцовыми манометрами МО250–600 с верхним пределом 60 МПа и погрешностью измерений 0,1 МПа.

После установления указанных значений давлений гидравлическая (межпакерный интервал) и пневматическая (пакеры) системы объекта испытаний закрывались соответствующими вентилями системы управления и в таком состоянии выдерживались в течение 1 часа с периодически снятием раз в 10 мин показателей манометров, контролирующих давление в гидравлической и пневматической системах.

Схема соединений и подключения узлов оборудования при выполнении испытаний показана на рисунке 3.14. Результаты испытаний даны в таблице 3.3.

Рисунок 3.14 — Схема подключения при испытании на герметичность скважинного оборудования (коллектор, трубопровод, устройство разрыва с удлинителем межпакерного интервала) комплекса ЭОО: H — ручной насос DPAV; Б — газовый баллон; КР — газовый редуктор; ВН1–ВН3 — вентили; МН1, МН2 — образцовые манометры МО250–600.

Результаты испытаний скважинного оборудования комплекса ЭОО на Изменение давления в гидравлической и пневматической подсистемах в ходе испытаний не превышало погрешности измерений манометрами. Таким образом, скважинное оборудование комплекса ЭОО выдержало испытания на герметичность под давлением.

различной разнице давлений с пакерной подсистемой проводились по схеме, представленной на рисунке 3.14.

пространство) устройства направленного гидроразрыва подавали гидравлическое масло под давлением. В первой серии испытаний в интервале разрыва устанавливали давление 10 МПа, во второй — 7 МПа.

В каждой серии испытаний в пакерные элементы подавали сжатый азот под давлением выше, чем в гидравлической системе на величину 3, 4 и 5 МПа, каждый раз выдерживая вновь установленное давление в пакерах в течение не менее 5 минут. Давление в гидравлической системе измеряли с помощью манометра МН1 в начале и в конце каждого испытания с погрешностью 0, МПа.

Результаты испытаний приведены в таблице 3.4.

Результаты испытаний на герметичность интервала разрыва в зависимости серии эксперимента В результате испытаний установлено, что при давлении в пакерах на 3– МПа больше давления в межпакерном интервале (интервале разрыва), герметичность интервала разрыва не нарушается. Таким образом, скважинное оборудование прошло испытания по данному пункту исследовательской программы.

Испытания узла регулирования темпа подачи рабочей жидкости гидроразрыва проводились с подключением оборудования по схеме, представленной на рисунке 3.15. Фотография стенда показана на рисунке 3.16.

Испытания проводились следующим образом. К узлу регулирования расхода системы управления подключался пневмогидроаккумулятор, газовый объем которого заряжали сжатым азотом до давления 8,00,1 МПа.

К выходу узла регулирования расхода подключали расходомер HDO25N/N (Lutz), обеспечивающий измерение расхода в диапазоне 6–120 дм3/мин с точностью не хуже 0,6 дм3/мин. В ходе испытаний дроссель ДР1 системы управления А3 пошагово настраивали на расход 0, 20, 40, 60 и 80 дм 3/мин вручную по встроенной шкале.

Рисунок 3.15 — Схема испытания узла регулирования темпа подачи рабочей жидкости гидроразрыва: АК1 —азотный баллон с газовым редуктором;

АК2 — пневмогидроаккумулятор; Н — ручной насос; Б — сливной бак; КР1, ДР — клапан и дроссель узла регулирования расхода.

Рисунок 3.16 — Фотография лабораторной установки.

На каждом шаге настройки дросселя ДР1 ручным насосом Н заряжали гидравлический объем пневмогидроаккумулятора АК2 до давления 10–30 МПа, затем открывали вентиль ВН5 и сбрасывали рабочую жидкость через клапан КР1, дроссель ДР1 и расходомер в бак Б. Результаты испытаний приведены в таблице 3.5.

Результаты испытаний узла регулирования темпа подачи рабочей жидкости.

№п/п расхода дросселем, значение расхода, Примечание Измеренные значения расхода на выходе узла регулирования темпа подачи рабочей жидкости (выход «гидравлическая линия» системы управления) отличаются от значений расхода, предварительно установленных по шкале дросселя ДР1 не более чем на 4,10,6 дм3/мин, что соответствует предъявляемым к шахтному оборудованию требованиям.

3.3.2 Лабораторные исследования свойств пеногеля Исследования свойств пеногелей осуществлялись на базе Института химии нефти СО РАН (г. Томск).

Для исследования свойств пеногелей в смеси с проппантом в качестве раскрепляющего материала использовали алюмосиликатный проппант BORPROP 12/18 (ГОСТ Р 51761—2001, APIRP-60) с насыпной плотностью 1,86 г/см3.

Проппант к раствору добавляли в весовом соотношении 1:5, 1:2, 1:1, 2:1 (20, 50, 100, 200 г проппанта на 100 г раствора).

Исследование стабильности наполненных проппантом пеногелей на основе метилцеллюлозы в статических условиях проводили следующим образом:

1) в пять цилиндров вместимостью 100 см3 каждый помещали по 5 г (4, см3) 2 %-ного раствора МЦ, 2,5 г (2 см3) 28 %-ного раствора NaNO2, 2,5 г (2,2 см3) 24 %-ного раствора NH4Cl, добавляли 0,1см3 насыщенного раствора AlCl3, тщательно перемешивали и наблюдали образование пеногеля;

2) через 15 минут добавляли при перемешивании определенное количество проппанта так, чтобы его содержание в цилиндрах составляло 0, 20, 50, 100, 200 г на 100 г раствора.

В результате исследования стабильности наполненных проппантом пеногелей в статических условиях обнаружено, что в течение 1,5–2 часов продолжается увеличение объема пеногеля и распределение в нем проппанта по всему объему. Наполненные проппантом пеногели стабильны в течение 5 часов.

Затем начинается разложение пеногеля. На дне цилиндров образуется жидкий слой, объем которого увеличивается со временем. Проппант постепенно оседает и распределяется в жидком слое.

Степень разложения пеногелей во времени определялась по отношению количества выделившейся жидкости к количеству раствора, взятого для образования пеногелеобразующей композиции. За 24 часа степень разложения наполненных проппантом пеногелей составляет примерно 50 %.

На рисунке 3.17 показаны цилиндры с пеногелями на основе МЦ со следующим содержанием проппанта в граммах на 100 граммов раствора: 1-ый цилиндр — 50; 2-ой цилиндр — 100; 3-ий цилиндр —200. На фотографиях 1а и 1б показано состояние жидкости разрыва через 2 и через 24 часа после ее приготовления, соответственно.

Рисунок 3.17 — Пеногели с разным содержанием проппанта: а) через 2 часа;

б) через 24 часа после приготовления.

Эффективность дегазации угольного пласта через скважину с трещиной газопроницаемости трещины. Фильтрация газа через такую трещину представляет собой сложный процесс, сочетающий вытеснение и газовую сушку пеногеля, увеличивается во времени.

Для получения количественных характеристик этого процесса были проведены лабораторные эксперименты по фильтрации газа через проппант с гидроразрыва в угольном пласте. Фильтрационной моделью трещины служила стальная колонка длиной 125 мм, внутренним диаметром 15 мм, заполненная алюмосиликатный проппант BORPROP 12/18 насыпной плотностью 1,86 г/см3.

Средний диаметр и плотность зерна проппанта равны 1,34 мм и 3,2 г/см3, соответственно. Пористость колонки с проппантом была в пределах 42–46 %, поровый объем колонки 9,8–10,2 см3, проницаемость по газу в пределах 500– мкм2.

Фильтрацию газа (воздуха) через колонку с проппантом и пеногелем осуществляли при постоянных перепадах давления при комнатной температуре 22–25оС. В каждом опыте с шагом в секунду регистрировали давление на входе и выходе колонки, а также объем прокаченного воздуха электронными весами, измеряющими массу воды, вытесняемой воздухом из буферной емкости.



Pages:     || 2 |


Похожие работы:

«Андросова Ольга Геннадьевна ВЛИЯНИЕ ДИГИДРОКВЕРЦЕТИНА НА ПЕРЕКИСНОЕ ОКИСЛЕНИЕ ЛИПИДОВ В УСЛОВИЯХ ХОЛОДОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (экспериментальное исследование) 14.03.06 – фармакология, клиническая фармакология Диссертация на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный...»

«Мочалова Анна Сергеевна КАЧЕСТВО ЖИЗНИ ПАЦИЕНТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ВАРИАНТАХ ЛЕЧЕНИЯ МЕЛАНОМЫ ХОРИОИДЕИ 14.01.07 Глазные болезни Диссертация на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный руководитель : Панова Ирина Евгеньевна доктор медицинских наук, профессор Челябинск...»

«Сергина Елена Кузьминична РАЗРАБОТКА, СОЗДАНИЕ ФАРМАЦЕВТИЧЕСКИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ СИРОПА ШИПОВНИКА, СОДЕРЖАЩИХ АДАПТОГЕНЫ И ИЗУЧЕНИЕ ИХ ДЕЙСТВИЯ НА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ЖИВОТНЫХ МОЛОДОГО И СРЕДНЕГО ВОЗРАСТА 14.03.06-фармакология, клиническая фармакология Диссертация на соискание ученой...»

«СИНЕНКО Николай Николаевич БИОЛОГО-ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ РЕСНИЧНЫХ ИНФУЗОРИЙ НЕКОТОРЫХ ВОДОЕМОВ ЮЖНОЙ ЛЕСОСТЕПИ ОМСКОЙ ОБЛАСТИ 03.02.04- зоология ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата биологических наук Научный руководитель : доктор биологических наук, профессор С.Ф. Лихачев Омск - ОГЛАВЛЕНИЕ стр. Введение Глава 1. Обзор литературы 1.1. Степень изученности ресничных...»

«КОЛОГРИВОВА Ирина Вячеславовна ИММУНОРЕГУЛЯТОРНЫЙ ДИСБАЛАНС У ПАЦИЕНТОВ С АРТЕРИАЛЬНОЙ ГИПЕРТЕНЗИЕЙ, АССОЦИИРОВАННОЙ С НАРУШЕНИЯМИ УГЛЕВОДНОГО ОБМЕНА 14.03.03 – патологическая физиология 14.01.05 – кардиология Диссертация на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научные руководители: доктор медицинских наук,...»

«ГРИГОРЬЕВ СЕРГЕЙ КОНСТАНТИНОВИЧ СОДЕРЖАНИЕ ФИЗИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКИ ФУТБОЛИСТОВ 17-20 ЛЕТ НА ОСНОВЕ БЛОКОВОГО ПЛАНИРОВАНИЯ НАГРУЗОК Специальность 13.00.04 - Теория и методика физического воспитания, спортивной тренировки, оздоровительной и адаптивной физической культуры ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учёной степени кандидата педагогических наук Научный руководитель : доктор педагогических наук, профессор А.П....»

«Нечаев Владимир Николаевич ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОС В РЕАКТОРЕ ПОЛУЧЕНИЯ ПОРИСТОГО ТИТАНА МАГНИЕТЕРМИЧЕСКИМ СПОСОБОМ Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук Специальность 01.02.05 – механика жидкости, газа и плазмы Научный руководитель д.т.н., профессор А.И. Цаплин Пермь, 2014 Содержание ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ВВЕДЕНИЕ ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛУЧЕНИЯ ГУБЧАТОГО ТИТАНА 1.1....»

«КУЧИН НИКИТА ЕВГЕНЬЕВИЧ МЕДИКО-СОЦИАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ПСИХИЧЕСКОГО ЗДОРОВЬЯ МОЛОДЕЖИ ПРИЗЫВНОГО ВОЗРАСТА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ВОЕННО-ВРАЧЕБНОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ 14.02.03 - Общественное здоровье и здравоохранение ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный руководитель :...»

«Черник Виктория Борисовна Фатические речевые жанры в педагогическом дискурсе и тексте урока Специальность 10.02.01 – русский язык Диссертация на соискание ученой степени кандидата филологических наук Научный руководитель – доктор филологических наук, профессор Н.А. Купина Екатеринбург 2002 Оглавление Введение..3 Глава 1. Речевые этикетные жанры в педагогическом дискурсе.20...»

«ТЯНЬ МИНГАН АНТИТРОМБОГЕННЫЕ СВОЙСТВА НОВЫХ ПРОИЗВОДНЫХ ИНДОЛА 14.03.06 – фармакология, клиническая фармакология Диссертация на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный руководитель : доктор медицинских наук, Кучерявенко Аида Фатиховна ВОЛГОГРАД – ОГЛАВЛЕНИЕ...»

«Агеева Галина Евгеньевна ОЦЕНОЧНЫЕ ПОНЯТИЯ ПРОЦЕССУАЛЬНОГО ПРАВА Специальность 12.00.01 - Теория и история права и государства; история учений о праве и государстве ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата юридических наук Научный руководитель д.ю.н., профессор Павлушина А.А. Самара ОГЛАВЛЕНИЕ Введение Глава 1...»

«Капустин Евгений Александрович Влияние пола плода на функциональное состояние крови женщин при физиологической беременности физиология – 03.03.01 Диссертация на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный руководитель : доктор медицинских наук, профессор Т.Л. Боташева Научный консультант : доктор...»

«ЦИРУЛЬНИКОВА Ирина Евгеньевна ТРАНСПЛАНТАЦИЯ ПЕЧЕНИ ДЕТЯМ ОТ АВО-НЕСОВМЕСТИМЫХ ДОНОРОВ 14.01.24 - Трансплантология и искусственные органы ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Научный руководитель : доктор медицинских наук, профессор О.П. Шевченко Москва...»

«МУХА (DIPTERA MUSCIDAE) КАК ПРОДУЦЕНТ КОРМОВОГО БЕЛКА ДЛЯ ПТИЦ НА ВОСТОКЕ КАЗАХСТАНА 16.02.02 – кормление сельскохозяйственных животных и технология кормов Диссертация на соискание ученой степени кандидата сельскохозяйственных наук КОЖЕБАЕВ БОЛАТПЕК ЖАНАХМЕТОВИЧ Научный руководитель – доктор биологических наук профессор Ж.М. Исимбеков...»

«из ФОНДОВ РОССИЙСКОЙ ГОСУДАРСТВЕННОЙ БИБЛИОТЕКИ Белова, Светлана Сергеевна 1. Номинативная и этимологическая игра в кддожественном дискурсе 1.1. Российская государственная Библиотека diss.rsl.ru 2005 Белова, Светлана Сергеевна Номинативная и этимологическая игра в кудожественном дискурсе [Электронный ресурс]: На материале произведений Джеймса Джойса U Велимира Хлебникова : Дис.. канд. филол. наук : 10.02.20.-М.: РГБ, 2005 (Из фондов Российской Государственной Библиотеки) Филологические науки....»

«УДК 517.984.68, 515.168.5 Толченников Антон Александрович Спектральные свойства оператора Лапласа на декорированных графах и на поверхностях с дельта-потенциалами 01.01.04 геометрия и топология Диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Научный руководитель : доктор физико-математических наук, профессор А.И. Шафаревич Москва 2009 Оглавление Введение...»

«Служивый Максим Николаевич РАЗРАБОТКА И МОДЕЛИРОВАНИЕ АЛГОРИТМОВ ИНТЕРПОЛЯЦИИ СЛУЧАЙНЫХ ПОЛЕЙ ПО ДИСКРЕТНЫМ ОТСЧЕТАМ Специальность: 05.13.18 – Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель д. т. н.,...»

«КАЛАБАШКИНА ЕЛЕНА ВЛАДИМИРОВНА ВЛИЯНИЕ БИОРЕГУЛЯТОРОВ НА УРОЖАЙНОСТЬ, ХИМИЧЕСКИЕ И ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОЛОКНА И СЕМЯН ЛЬНА-ДОЛГУНЦА, ВЫРАЩИВАЕМОГО В ЦРНЗ РФ Специальность 06.01.01 – Общее земледелие, растениеводство Диссертация...»

«Пи Цзянькунь ОППОЗИЦИЯ ПРАВДА – ЛОЖЬ В ПАРЕМИОЛОГИЧЕСКОМ ПРОСТРАНСТВЕ РУССКОГО ЯЗЫКА (ЛИНГВОКУЛЬТУРОЛОГИЧЕСКИЙ АСПЕКТ) Специальность 10.02.01 – русский язык ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата филологических наук Научный руководитель : д.ф.н., проф. Зиновьева Елена Иннокентьевна Санкт-Петербург 2014 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ.. ГЛАВА ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИЗУЧЕНИЯ 1. ПАРЕМИОЛОГИЧЕСКОГО ПРОСТРАНСТВА РУССКОГО ЯЗЫКА 1.1....»

«Прокопьева Анна Владимировна ИДЕНТИФИКАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ РИСКАМИ ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ Специальность: 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством: управление инновациями Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук Научный руководитель – д. э. н., проф. Нечаев Андрей Сергеевич Иркутск 2014 г. Оглавление Введение.. Глава 1. Теоретические аспекты инновационной...»






 
2014 www.av.disus.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, Диссертации, Монографии, Программы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.