Способ определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта

Способ определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов за счет повышения достоверности определения метанообильности очистных выработок с учетом пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта.

Известен способ определения пластового давления метана в угольном пласте, включающий бурение пластовой скважины, отбор пробы угля, измерение в ней количества метана, при этом пластовое давление метана в угольном пласте определяют путем сопоставления метаноносности пробы на сорбционной изотерме Ленгмюра (Патент RU 2007586, кл. Е21В 47/01, Е21В 47/04 от 15.02.1994).

Недостатком аналога является низкая достоверность косвенной методики определения пластового давления, основанной на использовании сорбционной изотермы Ленгмюра, полученной в лабораторных условиях в испытаниях маломасштабных образцов угля, которые отражают информацию о параметрах угольного пласта с большой дисперсией статистических данных.

Прототипом изобретения является способ определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта, включающий бурение пластовой скважины, герметизацию ее устья, измерение давления и дебита метана на стадиях закрытия и открытия скважины, верификацию сорбционных параметров в теоретической модели массопереноса метана с данными измерений давления и дебита метана (Сластунов С.В., Каркашадзе Г.Г., Мазаник Е.В. // Методика и результаты измерения пластового давления метана и сорбционных свойств угольного пласта. Газовая промышленность. - спец. вып. Метан угольных пластов (672/2012). - С. 48-49).

Недостатком прототипа является низкая оперативность измерений пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта, что обусловлено малым темпом нарастания давления метана в скважине до максимального значения, соответствующего пластовому давлению метана. Этот недостаток особенно проявляется в неразгруженных от горного давления низкопроницаемых угольных пластах, где длительность достижения максимального давления метана составляет более месяца. Задержка в получении достоверной информации о пластовом давлении метана и сорбционных параметрах угольного пласта не позволяет принимать оперативные технические решения, направленные на оптимизацию очистных работ, что в конечном результате понижает безопасность горных работ. Кроме того, известный способ не позволяет получать информацию о параметрах угольного пласта во влажном состоянии, что особенно актуально при реализации технологий с гидравлической обработкой угольного пласта для обеспечения безопасности очистных работ.

Техническим результатом изобретения является повышение достоверности и оперативности определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта в исходном и влажном состояниях.

Это достигается тем, что в способе определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта, включающем бурение пластовой скважины, герметизацию ее устья, измерение давления и дебита метана на стадиях закрытия и открытия скважины, верификацию сорбционных параметров в теоретической модели массопереноса метана с данными измерений давления и дебита метана, после достижения установившегося дебита метана в скважину нагнетают воду под давлением 10…15 МПа, закрывают устье скважины в течение времени стабилизации давлений воды и метана, затем после истечения воды из скважины измеряют текущий дебит метана, при этом по величине установившегося давления воды определяют верхний предел пластового давления метана, а по данным измерений дебита метана до и после гидрообработки верифицируют сорбционные параметры угольного пласта в исходном и влажном состояниях.

По второму варианту реализации способа после истечения воды устье скважины сначала закрывают, измеряя в ней установившийся нижний предел пластового давления метана, а затем открывают для измерения дебита метана.

Изобретение поясняется чертежами, где на фигуре 1 показана схема обустройства скважины и применяемое технологическое оборудование, на фигуре 2 показан результат верификации параметров сорбции по теоретической модели и шахтным измерениям для исходного пласта, а на фигуре 3 показан аналогичный результат верификации для влажного угля.

В соответствии с изобретением в газоносный угольный пласт 1 бурят скважину 2, производят обсадку устья этой скважины обсадной трубой 3, а коаксиальное пространство между стенками скважины 2 и обсадной трубы 3 герметизируют клеем 4. После застывания клея 4 скважину разбуривают на длину 5 через обсадную трубу 3. Устьевую часть скважины 2 оборудуют краном 6 и манометром 7. Для нагнетания жидкости используют насос 8, потребляющий воду из емкости 9. Подачу воды в пласт осуществляют через рукава высокого давления 10.

Способ реализуют следующим образом. После бурения скважины 2, установки обсадной трубы 3, герметизации клеем 4 коаксиального пространства и бурения участка скважины 5 из нее истекает метан, измерение дебита которого в течение времени осуществляют ротаметром (не показан) из обсадной трубы 3. После стабилизации дебита метана во времени обсадную трубу 3 присоединяют через рукав 10 к насосу 8 с емкостью 9. Далее в скважину 5 через обсадную трубу 3 нагнетают воду под давлением 15…20 МПа, которая по исходным и вновь образованным каналам проницаемости распространяется через полость скважины 5 в угольный пласт 1. При этом формируется гидравлическая связь нагнетаемой воды с метаном в угольном пласте 1. Затем устье скважины с обсадной трубой 3 закрывают краном 6. При этом с течением времени вода под остаточным давлением распространяется вглубь пласта 1, что фиксируется в виде понижения давления воды на манометре 7. Минимальное установившееся значение давления на манометре 7 соответствует искомой величине верхнего предела пластового давления метана в угольном пласте 1. Поле этого устье скважины открывают краном 6 и избыточная свободная вода самоистечением выходит из угольного пласта 1. Капиллярная и поровая вода остается в угольном пласте 1, сохраняя его влажность, характерную для процесса гидрообработки. На заключительной стадии реализации способа аналогичным путем с помощью ротаметра (не показано) фиксируют изменение дебита метана из скважины в течение времени.

По второму варианту реализации способа после истечения воды устье скважины закрывают краном 6 и манометром 7 измеряют в ней установившееся пластовое давление метана. В этом случае реализуется режим нарастания давления метана от атмосферного до максимального, что соответствует искомой величине нижнего предела пластового давления метана в угольном пласте 1. Истинное пластовое давление метана определяют в диапазоне между величинами верхнего и нижнего пределов пластового давления.

Вместе с прямым определением пластового давления метана полученной информации достаточно для определения параметров сорбции угольного пласта в исходном и влажном состояниях. В основе методики верификации параметров сорбции лежит дифференциальное уравнение в частных производных массопереноса метана в угольном пласте, отражающее закон сохранения массы, закон фильтрации Дарси и уравнение сорбции Ленгмюра (Сластунов С.В., Каркашадзе Г.Г., Мазаник Е.В. // Методика и результаты измерения пластового давления метана и сорбционных свойств угольного пласта. Газовая промышленность. - спец. вып. Метан угольных пластов (672/2012). - С. 48-49) в виде

где t - время;

m - эффективная пористость;

ρ - плотность метана;

а - параметр кривой Ленгмюра;

b - сорбционная емкость угля;

Р - давление метана в пласте;

k - газопроницаемость угля;

μ - динамическая вязкость газа;

div - дивергенция,

Методика верификации параметров сорбции Ленгмюра базируется на решении уравнения (1) с учетом краевых условий в виде начального распределения давления метана в угольном пласте и граничных условий в виде давления метана на полости скважины и в пласте - на удалении от скважины. Последовательность верификации заключается в первоочередном вычислении коэффициента проницаемости угольного пласта вокруг скважины по результатам измерений установившегося дебита метана. Характерно, что в установившемся режиме фильтрации коэффициент проницаемости угля, в соответствии с уравнением (1), зависит от найденного пластового давления метана и не зависит от параметров сорбции и поэтому определяется однозначно. Что касается оставшихся двух параметров сорбции, то их вычисляют по двум или более измеренным значениям дебита метана в различные моменты времени в нестационарном режиме истечения метана из скважины. При этом значения параметров Ленгмюра угольного пласта в исходном состоянии отличаются от этих же параметров пласта во влажном состоянии. Что касается коэффициента проницаемости угля, то эти данные для практики представляют ограниченный интерес, поскольку их значения характеризуют ситуацию с деформациями на локальном участке вокруг скважины и поэтому не несут объективной информации об угольном пласте. При этом достоверная информация о пластовом давлении метана и параметрах сорбции Ленгмюра угольного пласта в исходном и влажном состояниях, определенная оперативно, позволяет принимать обоснованные технические решения по снижению метанообильности очистных выработок, что обеспечивает более высокую безопасность очистных работ с высокой производительностью.

Пример реализации. Угольный пласт «Болдыревский», шахта им. С.М. Кирова, разрабатывается по столбовой системе разработки. Из вентиляционного штрека лавы 24-58 пробурена скважина длиной 36 м. Обсадка скважины произведена стальными трубами диаметром 70 мм при толщине стенки 5 мм. Коаксиальное пространство между скважиной и трубой заполняют путем нагнетания шахтного двухкомпонентного герметика «Шахтиклей». После герметизации скважина пробурена на дополнительную длину 3 м буровой коронкой диаметром 50 мм. Затем после обустройства скважины по фигуре 1 с помощью пластикового ротаметра фирмы Dwyer выполнены замеры дебита метана, представленные в таблице 1.

Далее в скважину осуществили нагнетание воды под предельным давлением 14 МПа. Скважину закрыли и выдержали под давлением в течение 4 суток. Результаты измерений давления воды представлены в таблице 2.

По данным таблицы 2 принимаем, что верхний предел пластового давления метана составляет 3,2 МПа.

Затем открывают кран и осуществляют самопроизвольный слив воды из скважины. После слива воды скважину закрывают краном 6 и манометром 7 измеряют нарастание давления метана в скважине вплоть до величины нижнего предела пластового давления. Результаты измерений представлены в таблице 3.

Таким образом, истинное пластовое давление метана определяется в диапазоне между верхним и нижним пределами и составляет 3,1…3.2 МПа.

В последующем измеряют дебит метана из скважины, результаты которого представлены в таблице 4.

Полученных данных достаточно для верификации сорбционных параметров угольного пласта в исходном и влажном состояниях.

На фигуре 2 показан результат верификации параметров сорбции по теоретической модели и шахтным измерениям для исходного пласта, по которым получены следующие результаты:

коэффициент проницаемости k₁=0,04 мД;

сорбционная емкость угля b=30,5 м³/т;

параметр изотермы сорбции Ленгмюра a=0,26⋅10^-6 Па^-1.

На фигуре 3 показан аналогичный результат верификации для влажного угля:

коэффициент проницаемости k₁=0,5 мД;

сорбционная емкость угля b₁=24,1 м³/т;

параметр изотермы сорбции Ленгмюра а₁=0,19⋅10^-6 Па^-1.

Таким образом, в соответствии с представленным способом оперативно осуществляют прямое определение пластового давления метана и далее путем верификации вычисляют параметры сорбции угольного пласта в исходном и влажном состояниях. Достоверность получаемой информации достигается за счет прямых экспериментов с натурным объектом.

Потребителем полученной информации является технический отдел шахты, планирующий безопасную выемку исходного или увлажненного угля при высоких нагрузках на очистные забои.

1. Способ определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта, включающий бурение пластовой скважины, герметизацию ее устья, измерение давления и дебита метана на стадиях закрытия и открытия скважины, верификацию сорбционных параметров в теоретической модели массопереноса метана с данными измерений давления и дебита метана, отличающийся тем, что после достижения установившегося дебита метана в скважину нагнетают воду под давлением 10…15 МПа, закрывают устье скважины в течение времени стабилизации давлений воды и метана, затем после истечения воды из скважины измеряют текущий дебит метана, при этом по величине установившегося давления воды определяют верхний предел пластового давления метана, а по данным измерений дебита метана до и после гидрообработки верифицируют сорбционные параметры угольного пласта в исходном и влажном состояниях.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после истечения воды устье скважины сначала закрывают, измеряя в ней установившийся нижний предел пластового давления метана, а затем открывают для измерения дебита метана.