Спосіб добування метану із техногенних колекторів відпрацьованих полів діючих або закритих вугільних шахт

Реферат: Спосіб добування метану із техногенних колекторів відпрацьованих полів діючих або закритих вугільних шахт включає визначення інтервалів розвантаження порід над відробленими вугільними пластами, визначення густоти залишкових запасів метану в газоносних породах в межах цих інтервалів, буріння в них поверхневих свердловин та відбір метану. Для підвищення показників дебіту і газовидатностi поверхневих свердловин за рахунок збільшення розмірів зони припливу метану інтервал розвантаження порід визначають, враховуючи коефіцієнт, що враховує вплив ступеня метаморфізму вугілля на розміри склепіння розвантаження порід, вийману потужність відробленого вугільного пласта та середнє значення граничних деформацій розтягу газоносних порід. А густоту залишкових запасів метану в газоносній породі визначають, враховуючи відстань по нормалі від покрівлі відробленого вугільного пласта до середини товщини газоносної породи, товщину газоносної породи та природну газоносність породи до початку гірничих робіт. UA 102334 C2 (12) UA 102334 C2 UA 102334 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Винахід належить до вугільної промисловості і може бути використаний для видобування супутньої корисної копалини газу-метану. Відомий спосіб дегазації виробленого простору свердловинами, пробуреними з поверхні, який включає визначення інтервалів розвантаження порід покрівлі, буріння поверхневих дегазаційних свердловин, що перетинають розроблюваний пласт, їх обсадку, приєднання до вакуум-насоса та відсмоктування метану (Дегазація вугільних шахт. Вимоги до способів та схеми дегазації: СОУ 10.1.00174088.001:2004 / О.І. Касімов, В.М Кочерга, В.О. Mapкін, С.В. Балов, І.Є. Золотухін. - Чинний від 2005.01.01. - К.: Мінпаливенерго України, 2005. - C. 169). Недоліком цього способу є малі дебіт та газовидатність свердловин внаслідок невеликих розмірів зони притоку метану. Відомий спосіб добування метану на полях ліквідованих вугільних шахт, який включає буріння з поверхні дегазаційних свердловин в зони притоку метану, визначення техногенних колекторів та вибір місць закладення свердловин за умовою добування максимальної кількості метану [Пат. РФ 2393353 C1, 27.06.2010, E21F 7/00. Способ извлечения метана на полях ликвидированных угольных шахт. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Каркашадзе Г.Г., Коликов К.С., Борисенко А.В., Бюл. № 18, 2010. Заявка № 2008146494/03 от 26.11.2008]. Недоліком цього способу є неможливість визначити конкретну породу-колектор з найбільшою газонасиченістю, із-за чого знижені показники дебіту та газовидатності свердловин. В основу винаходу поставлена задача розробки способу добування метану із техногенних колекторів відпрацьованих полів діючих або закритих вугільних шахт, у якому за рахунок визначення інтервалів розвантаження порід над відробленими вугільними пластами, визначення густоти залишкових запасів метану в газоносних породах в межах цих інтервалів, та буріння в них поверхневих свердловин, досягається підвищення показників дебіту та газовидатності свердловин. Поставлена задача вирішується тим, що в способі добування метану із техногенних колекторів відпрацьованих полів діючих або закритих вугільних шахт, який включає визначення інтервалів розвантаження порід над відробленими вугільними пластами, визначення густоти залишкових запасів метану в газоносних породах в межах цих інтервалів, буріння в них поверхневих свердловин та відбір метану, згідно з винаходом, інтервал розвантаження порід визначають за формулою 3 hр.п≤250·kл·mв/εкp.п·10 , де kл - коефіцієнт, що враховує вплив ступеня метаморфізму вугілля на розміри склепіння розвантаження порід; mв - виймана потужність відробленого вугільного пласта, м; ε кр.п - середнє значення граничних деформацій розтягу газоносних порід, а густоту залишкових запасів метану в газоносній породі визначають за формулою 3 2 Рз.з=Мп·mп·хп/hр.п, м /м , де Мп - відстань по нормалі від покрівлі відробленого вугільного пласта до середини товщини газоносної породи, м; mп - товщина газоносної породи, м; хп - природна газоносність 3 3 породи до початку гірничих робіт, м /м , причому свердловини бурять з горизонтальним закінченням стовбура, а горизонтальні частини свердловин розташовують в породах з найбільшою густотою залишкових запасів метану. Визначення інтервалів розвантаження порід над відробленими вугільними пластами за 3 формулою hр.п.≤250·kл·mв/εкp.п·10 , та визначення густоти залишкових запасів метану в межах 3 2 цих iнтервалів за формулою Рз.з=Мп·mп·хп/hр.п, м /м , забезпечують правильний вибір та визначення розмірів техногенного колектора щодо подальшого коректного розроблення параметрів та проектування буріння поверхневих свердловин. Буріння свердловин з горизонтальним закінченням стовбура та розташування їх горизонтальних частин в породах з найбільшою густотою залишкових запасів метану забезпечують високі показники дебіту і газовидатності цих свердловин за рахунок збільшення розмірів зони припливу метану. Пропонований спосіб добування метану із техногенних колекторів відпрацьованих полів діючих або закритих вугільних шахт реалізується таким чином. За геологічною та технологічною інформацією щодо характеристики відпрацьованого поля, яке розташоване в гірничому відводі діючої або закритої вугільної шахти i вибране для добування метану із техногенних колекторів, визначають загальні дані: кількість відроблених вугільних пластів, вище яких залягають газоносні породи, та розміри виїмкових ділянок. Щодо кожного відробленого вугільного пласта визначають вийману потужність mв та марку вугілля. Коефіцієнт kл, що враховує вплив ступеня метаморфізму вугілля на розміри склепіння розвантаження порід, визначають згідно з нормативним документом (Руководство по проектированию вентиляции угольных шахт. - К.: Основа, 1994. - С. 312). 1 UA 102334 C2 5 10 15 20 25 З аналізу стратиграфічних колонок розтину товщі порід в покрівлі відроблених вугільних пластів визначають газоносні породи та їх механічні властивості, зокрема, величини граничних деформацій розтягу εкр.р, і визначають їх середнє значення. За цими даними за формулою, що запропонована, визначають інтервали розвантаження hp.п вище кожного відробленого вугільного пласта. Далі визначають кількість газоносних порід, які залягають в межах цих інтервалів, їх товщину mп та відстань по нормалі від покрівлі відробленого вугільного пласта до середини товщини цієї породи Мп. Також з геологічного звіту по шахті визначають природну газоносність породи хп, що була до початку видобувних робіт. Згідно з запровадженою другою формулою щодо кожної газоносної породи, яка залягає в межах інтервалів розвантаження, визначають густоту залишкових запасів метану Рз.з і вибирають породи з найбільшою густотою запасів метану. Після цього проектують і бурять свердловини з горизонтальним закінченням стовбура таким чином, щоб їх горизонтальна частина розташовувалась в газоносній породі з найбільшою густотою залишкових запасів метану. Після обладнання устя та опробування свердловин починають їх експлуатацію та відбір метану. Область застосування способу: відпрацьовані поля діючих або закритих шахт, де над відробленими вугільними пластами залягають газоносні породи. Приклад конкретного виконання способу. Спосіб виконується на діючий шахті ім. О.Ф. Засядька, де на глибині 1270 м відпрацьоване поле на ділянці 16 західної лави пласта mз. Вугільний пласт mз двопачкової будови. Виймана г потужність mв=1,8 м, марка вугілля "Ж", вихід летких V =32 %, коефіцієнт ступеня метаморфізму kл=1,05. Стратиграфічна колонка розтину порід покрівлі взята по свердловині МТ-340. В покрівлі залягають газоносні пісковики з показником середнього значення граничних деформацій розтягу -3 εкр.п=3,5·10 . Інтервал розвантаження порід покрівлі hр.п, визначений за формулою, дорівнює 135 м. В цьому інтервалі залягають газоносний пісковик m з Sm 1 та три шари газоносного з пісковику M1 SM 5 . 4 В таблиці наведені дані розташування цих пісковиків, їх природні та техногенні показники газоносності та густоти залишкових запасів метану. 30 Таблиця Залишкові запаси метану в пісковиках покрівлі пласта mз Індекс породи Відстань від Глибина Товщина покрівлі пласта залягання, м породи mп, м mз Мп, м Природна Густота залишкових газоносність хп, запасів метану Рз.з, 3 3 3 2 м /м м /м m з Sm 1 з 1263,0 36,0 6,0 1,85 2,4 M1 SM 5 4 1236,0 63,0 9,0 2,20 7,8 M1 SM 5 4 1211,0 88,0 30,0 2,57 42,6 M1 SM 5 4 Всього 1188,0 111,0 6,0 2,52 10,5 63,2 Таким чином, обсяг залишкових запасів метану в розвантажених газоносних породах покрівлі пласта mз на відпрацьованому полі ділянки 16 західної лави розміром 1000 м × 300 м 3 3 2 складає 18,96 млн. м . Найбільша густота залишкових запасів метану, яка дорівнює 42,6 м /м , 35 зосереджена в середньому шарі пісковику M1 SM 5 товщиною 30 м. В цьому пісковику і 4 планується розташувати горизонтальну частину свердловини з добування метану. Свердловину бурять одним із відомих способів, обсаджують її, обладнують устя, проводять газодинамічні випробування з визначення режиму добування метану і експлуатують в цьому режимі. 2 UA 102334 C2 ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 5 10 15 20 1. Спосіб добування метану із техногенних колекторів відпрацьованих полів діючих або закритих вугільних шахт, який включає визначення інтервалів розвантаження порід над відробленими вугільними пластами, визначення густоти залишкових запасів метану в газоносних породах в межах цих інтервалів, буріння в них поверхневих свердловин та відбір метану, який відрізняється тим, що інтервал розвантаження порід визначають за формулою 3 hр.п≤250·kл·mв/кp.п·10 , де kл - коефіцієнт, що враховує вплив ступеня метаморфізму вугілля на розміри склепіння розвантаження порід; mв - виймана потужність відробленого вугільного пласта, м; кр.п - середнє значення граничних деформацій розтягу газоносних порід, а густоту залишкових запасів метану в газоносній породі обчислюють за формулою 3 2 Рз.з=Мп·mп·хп/hр.п, м /м , де Мп - відстань по нормалі від покрівлі відробленого вугільного пласта до середини товщини газоносної породи, м; mп - товщина газоносної породи, м; х п - природна газоносність породи до 3 3 початку гірничих робіт, м /м . 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що свердловини бурять з горизонтальним закінченням стовбура. 3. Спосіб за пп. 1 або 2, який відрізняється тим, що горизонтальні частини свердловин розташовують в породах з найбільшою густотою залишкових запасів метану. Комп’ютерна верстка Л. Литвиненко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3