Ефим Крейнин - Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография

Рис. 10 – Изменение гидравлического сопротивления расширяемого бурового канала во времени

В процессе перемещения очага горения между двумя скважинами (в течение трех суток) наблюдалось непрерывное снижение гидравлического сопротивления канала (как разности гидравлических сопротивлений дутьевой и газоотводящей скважин) с 0,35 до 0,05 МПа.

В патенте [43] не только обосновывается способ огневого расширения бурового канала, но и отмечается экстремальный характер зависимости скорости перемещения от расхода нагнетаемого воздушного дутья. Вследствие этого одна и та же скорость перемещения очага горения может быть получена на меньшем расходе воздуха (восходящая кривая зависимости) и на большем (нисходящая кривая).

Соответственно, во втором случае диаметр расширенного канала будет больше. Предположительно диаметр проработанного канала может колебаться от 0,5 до 1,0 м.

Коллектор, созданный таким образом, характеризуется высокой дренирующей способностью, а следовательно, потенциально повышенной метаноотдачей.

Такой искусственно созданный коллектор, стенки которого испещрены многочисленными глубокими (в соответствии с глубиной прогрева угольного пласта за счет его теплопроводности) трещинами, является эффективной дреной для подземных вод и угольного метана. Обе скважины 2 и 4 могут оборудоваться для извлечения подземных вод и метана.

Горизонтальные буровые каналы могут являться источником не только огневого воздействия на прилегающие зоны угольного пласта, но и механического разупрочнения последних. В случае осуществления через горизонтальные каналы гидравлического разрыва пласта понадобятся большие темпы закачки воды (8–10 м 3/мин).

Итак, новая технология извлечения метана заключается в создании протяженных каналов по угольному пласту и использовании их для гидравлического воздействия на последний. Увеличение газопроницаемости метаносодержащего угольного пласта достигается механическим его разупрочнением (разрушением) и тепловым прогревом. Возможны два метода реализации новой технологии: соединение вертикальных скважин гидроразрывом пласта и длинные горизонтальные буровые каналы по углю. Обе эти технологии подтверждены патентами Российской Федерации, в которых регламентированы отдельные режимные параметры их реализации. Основные положения термического воздействия на созданные искусственные коллекторы рассмотрены в работе [41].

Изображенный на рис. 9 модуль может быть объединен в различные сочетания, наиболее полно содействующие дегазации участка угольного пласта. На рис. 11 представлен пример одного из таких сочетаний.

Проблема добычи метана, сорбированного каменноугольным пластом, может быть успешно решена только при создании в нем искусственных зон (коллекторов) повышенной дренирующей способности. При этом определяющее значение имеют, прежде всего, два параметра гидродинамики движения метана в угольном пласте: газопроницаемость угольного пласта и поверхность фильтрации флюида (в нашем случае – метана).

Уметь воздействовать на величину обоих этих параметров – значит содействовать интенсивному извлечению угольного метана.

Рис. 11 – Возможное сочетание модулей для дегазации угольных пластов: 1 – угольный пласт; 2 – дутьевая скважина; 3 – буровой канал; 4 – газоотводящая скважина

В соответствии с формулой (3), дебит флюида прямопропорционален длине вскрытого бурового канала, поэтому использование протяженных буровых каналов (горизонтальных или наклонных) в угольном пласте вполне оправданно. Однако малый диаметр бурового канала (100–150 мм) и возможная кольматизация его стенок после бурения ограничивают дебит (сток) флюида к нему. Поэтому огневое расширение бурового канала, впервые испытанное в Кузбассе на наклонно-горизонтальной скважине № 3нг еще в 1962 г., может стать эффективным способом создания искусственных коллекторов повышенной дренирующей способности для добычи угольного метана.

На рис. 12 (а) представлена схема дутьегазовых потоков на участке скважин № 3нг и № 11 г во время огневого расширения бурового канала горизонтальной скважины.

Предварительно наклонно-горизонтальная скважина № 3нг была соединена с газоотводящей скважиной № 11 г, после чего в первую из них подавали воздушное дутье в количестве 1500–1800 м 3/ч, а очаг горения перемещался по горизонтальному буровому каналу навстречу воздушному дутью от скважины № 11 г.

На рис. 12 (б) в общем виде представлено изменение гидравлического сопротивления горизонтального канала ΔР г.с.к.во времени. На участке 2 это сопротивление постепенно снижалось по мере перемещения очага горения под колонну наклонно-горизонтальной скважины № 3нг. На участке 3 гидравлическое сопротивление проработанного горизонтального канала оставалось практически постоянным.

Рис. 12 а – Схема дутьегазовых потоков на участке скважин № 3нг и № 11 г во время огневого расширения бурового канала горизонтальной скважины

Рис. 12 б – Изменение гидравлического сопротивления горизонтального канала во времени

В рассматриваемой технологической схеме, когда дутье нагнеталось в скважину № 3нг, а газ отводился из скважины № 11 г, расчет проводился по формуле:

P г.с.к.= (P 1– ΔP 1) – (P 2– ΔP 2),

(4)

где ∆Р г.с.к.– гидравлическое сопротивление горизонтального канала, кг/см 2;

Р 1– давление на головке дутьевой скважины № 3нг, кг/см 2;

∆Р 1– гидравлическое сопротивление колонны скважины № 3нг, кг/см 2;

Р 2– давление на головку газоотводящей скважины № 11 г, кг/см 2;

∆Р 2– гидравлическое сопротивление колонны газоотводящей скважины № 11 г, кг/см 2.

Гидравлическое сопротивление колонны скважины определяли по формуле (5):

(5)

где ΔР – гидравлическое сопротивление колонны скважины, кг/см 2;

λ – коэффициент сопротивления колонны;

l – длина колонны, м;

υ – скорость воздуха (газа) в колонне, м/с;

γ – удельный вес газа (воздуха), кг/м 3;

d – диаметр колонны, м;

g – ускорение свободного падения, м/с 2.