способ определения давления газа в метаноносном угольном пласте
Классы МПК: | E21F7/00 Способы или устройства для отсасывания рудничных газов без последующего использования или с использованием этих газов для каких-либо целей |
Автор(ы): | Соколов Э.М., Качурин Н.М., Вакунин Е.И. |
Патентообладатель(и): | Тульский государственный технический университет |
Приоритеты: |
подача заявки:
1991-07-08 публикация патента:
15.02.1994 |
Использование: дегазация угольных пластов. Сущность изобретения: способ включает бурение скважины до пересечения с угольным пластом с последующим герметичным отбором пробы угля газокернонаборником и измерение температуры пласта. Определение пластового давления осуществляется путем численного решения уравнения, устанавливающего взаимосвязь между природной метаноносностью, определяемой в лабораторных условиях, и давлением газа в угольном пласте.
Формула изобретения
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА В МЕТАНОНОСНОМ УГОЛЬНОМ ПЛАСТЕ, включающий бурение скважины через породную толщу до пересечения с угольным пластом, отличающийся тем, что, с целью снижения трудоемкости, осуществляют герметичный отбор пробы угля из пласта газокернонаборником, измеряют температуру пласта, на отобранных образцах определяют влажность, плотность, пористость, а также природную метаноносность угля и параметры изотермы сорбции метана, при этом давление газа в угольном пласте определяют из следующего соотношения путем численного решения уравнения:где xпр - природная метаноносность угля, м3/т;
a - параметр изотермы сорбции, характеризующий метаноемкость угля, см3/г;
b - параметр изотермы сорбции, характеризующий влияние температуры на сорбционную емкость угля, МПа-1;
W - влажность угля, % ;
t - температура пласта, oС;
- плотность угля, т/м3;
- пористость угля;
P0 - давление газа в угольном пласте, МПа.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к горному делу, в частности к определению пластовых давлений газа в угольных пластах. Известен способ измерения давления газа в угольном пласте, заключающийся в бурении пластовых скважин, пробуренных из выработок, устье скважин герметизируется, а пластовое давление измеряют по кривой восстановления давления [1] . Этот способ весьма трудоемок и требует длительных наблюдений в шахтных условиях. Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ определения давления газа в угольном пласте, включающий бурение скважины через породную толщу до пересечения с угольным пластом, герметизацию частей скважины, расположенной в породной толще, определение установившегося давления газа в газовой камере скважины, которое принимается равным природному давлению газа в пласте [2] . Основным недостатком этого способа является его высокая трудоемкость, обусловленная необходимостью качественной герметизации скважин и длительным периодом достижения установившегося давления газа в газовой камере (до нескольких месяцев). Если же качество герметизации скважин неудовлетворительное, то давление, измеренное в газовой камере, может не соответствовать пластовому. Целью изобретения является снижение трудоемкости определения пластового давления газа. Цель изобретения достигается за счет того, что в известном способе определения давления газа в угольном пласте, включающем бурение скважины через породную толщу до пересечения с угольным пластом, осуществляют отбор пробы угля из пласта герметичным газокерноотборником, измеряют температуру пласта, определяют природную метаноносность, параметры изотермы сорбции метана, влажность, плотность и пористость угля, а давление газа в угольном пласте находят из следующего соотношения:xпр=
exp + где хпр. - природная метаноносность угля, м3/т;
а - параметр изотермы сорбции, характеризующий метаноемкость угля, см3/г;
b - параметр изотермы сорбции, характеризующий влияние температуры на сорбционную емкость угля, МПа-1;
W - влажность угля, % ;
t - температура пласта, оС;
- плотность угля, т/м3;
- пористость угля;
po - давление газа в угольном пласте, МПа. Отбор пробы угля может осуществляться газокернонаборниками известных конструкций. Температура пласта измеряется любым из известных способов, например, с помощью термопары, вводимой в скважину до контакта с угольным пластом. Природная метаноемкость определяется в лабораторных условиях. Влажность, плотность и пористость угля определяют в соответствии с требованиями действующих государственных стандартов. Природная метаноносность хпр. - это количество метана, которое содержится в единичной массе угля рассматриваемого пласта, то есть
xпр= = xсорб+xсв ; (1) где Vс.г., Vг - объемы метана, находящегося в сорбированном и свободном состояниях соответственно, м3;
mу - газоносная масса угля, имеющего влажность, зольность и температуру, равные их значениям в пласте, т;
хсорб. - сорбционная метаноносность при влажности и температуре угольного пласта, м3/т;
хсв. - доля природной метаноносности, обусловленная содержанием в угле свободного метана, м3/т. Из равенства (1) следует, что
xсорб= , (2) mг - масса горючего вещества, содержащегося в исследуемой пробе угля, т;
mв, mз - масса воды и золы, содержащейся в пробе угля, то есть газоносность определяется как объем газа, отнесенный к суммарной массе нескольких веществ, равной величине mу, которую можно определить следующим образом:
mу= T , (3) где W= 100% ; ; Ac= 100% ;
Ac - зольность угля, % . Метаноемкость твердого вещества, содержащегося в угольной пробе, при фиксированной температуре термодинамической системы газ-твердая фаза может быть определена следующим образом:
xc/t= ; xсух/t=30= ; где Vс.г. - объем метана, сорбированного твердым веществом угольной пробы в лабораторных условиях при температуре t, м3;
mт.в. - масса твердого вещества в угольной пробе, т;
mг - масса горючего твердого вещества в угольной пробе, т;
xc/t, xсух/t - значения метаноемкости угольной пробы в расчете на единицу массы твердого вещества и единицу массы горючего вещества, м3/т. Тогда, выражая объем сорбированного метана через значения метаноемкости, получим
(mг + mз) xc/t = mгхсух. /t, откуда с учетом формулы (3) можно записать
xсух/t= xс/t. (4)
Сорбционная метаноемкость сухого угля при температуре определяется из уравнения изотермы сорбции Лэнгмюра (Газоносность угольных бассейнов и месторождений СССР. - М. : Недра, 1980, с. 53). xc/t= , (5) где а - максимальная метаноемкость угля при температуре t, м3/т;
b - коэффициент, зависящий от энергии активации процесса сорбции и температуры, МПа-1;
po - давление метана, находящегося в свободном состоянии, Па. Зависимость сорбционной метаноемкости от температуры имеет вид:
xc/t = xc/t=0 exp(-nt) м3/т , (6) где xc/t - сорбционная метаноемкость сухого угля в интервале температур от 0 до 100оС, м3/т;
xc/t=0 - сорбционная метаноемкость сухого угля при температуре 0оС, м3/т;
n - коэффициент, зависящий от давления свободного газа, 1/град;
n= , (7)
t - температура термодинамической системы уголь-метан, оС. Используя зависимость (3) можно записать
xc/t=30 = xc/t=0 exp (-30n), (8)
xc/t = xc/t=0 exp (-nt), (9) где xc/t=30 - сорбционная метаноемкость сухого угля при температуре 30оС, м3/т. Тогда, вычислив отношение xc/t=30 (xc/t)-1 с учетом формул (5), (7), (8) и (9), получим xc/t= exp (10)
В природных условиях уголь содержит некоторое количество влаги, которое снижает сорбционную метаноемкость. Зависимость сорбционной метаноемкости влажного угля от влаги имеет вид ("Газоносность. . . ". - М. : Недра, 1980, с. 55):
xвл/t= ,
(11) где хвл./t - метаноемкость влажного угля в расчете на единичную массу горючего вещества при температуре t, м3/т.
Если температура и давление в термодинамической системе газ-уголь, воспроизводимой в лабораторных условиях, находятся в интервалах возможных значений температуры угля в пласте и пластового давления метана, то справедливо следующее равенство:
хсорб. = 0,01 (100 - W - Ac) хвл. /t, (12) где Ac - зольность угля, % .
Подставив в равенство (12) формулу (11) с учетом зависимости (4), получим
xсорб=
exp . (13) Для определения величины хсв. рассмотрим второе слагаемое в формуле (1). Объем метана, находящегося в свободном состоянии, можно определить следующим образом:
Vг= = = м3 м3, (14) где Мг - масса метана, находящегося в свободном состоянии в порах и трещинах угля, кг;
, a- плотность метана при пластовом и атмосферном давлениях соответственно, кг/м3;
Vсв. - суммарный свободный объем в исследуемой пробе угля, м3;
Vу - объем пробы угля, м3;
- пористость угля ( = Vсв/Vу). xсв= = (15) где - плотность угля, т/м3. Используя уравнение состояния идеального газа, плотность метана определим по формуле
= , (16) где Мм - молярная масса метана, кг/моль;
R - молярная газовая постоянная, Дж/(мольК) . Подставив численные значения молярной массы метана и газовой постоянной в формулу (16), получим
= . (17)
Таким образом, долю содержания свободного метана в единичной массе угля определим в виде соотношения, являющегося следствием формул (15) и (17)
xсв= . (18)
Подставив формулы (13) и (18) в равенство (1), получим соотношение расчета пластового давления в метаноносном угольном пласте xпр= exp+ . (19)
Соотношение (19) представляет собой алгебраическое уравнение, в котором неизвестна величина давления газа в угольном пласте po. Решение уравнения (19) относительно po осуществляют численным методом. Результаты практической реализации способа. Практическая реализация предлагаемого способа определения давления газа в угольном пласте осуществлена на шахтах Донецкого бассейна, разрабатывающих метаноносные угольные пласты. Давление газа в угольных пластах определялось по известному и предлагаемому способам. Результаты практической реализации способа приведены в таблице. Относительные отклонения между давлениями, измеренными двумя способами, свидетельствуют о достоверности полученных значений. Трудоемкость в среднем уменьшилась в 2,8 раза. При этом часть технологических операций, указанных в формуле изобретения, выполнялась в лаборатории, а не в шахте, что повысило уровень безопасности работ. (56) 1. Айруни А. Т. Теория и практика борьбы с рудничными газами на больших глубинах. - М. : Недра, 1981, с. 120. 2. Кузнецов С. В. и др. Природная проницаемость угольных пластов и методы ее определения. - М. : 1978, с. 75-77.
Класс E21F7/00 Способы или устройства для отсасывания рудничных газов без последующего использования или с использованием этих газов для каких-либо целей