Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА В МЕТАНОНОСНОМ УГОЛЬНОМ ПЛАСТЕ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА В МЕТАНОНОСНОМ УГОЛЬНОМ ПЛАСТЕ

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА В МЕТАНОНОСНОМ УГОЛЬНОМ ПЛАСТЕ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: 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.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2007586
Класс(ы) патента: E21F7/00
Номер заявки: 5016928/03
Дата подачи заявки: 08.07.1991
Дата публикации: 15.02.1994
Заявитель(и): Тульский политехнический институт
Автор(ы): Соколов Э.М.; Качурин Н.М.; Вакунин Е.И.
Патентообладатель(и): Тульский государственный технический университет
Описание изобретения: 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;
γ - плотность угля, т/м3;
ε - 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;
ρ, ρa- плотность метана при пластовом и атмосферном давлениях соответственно, кг/м3;
Vсв. - суммарный свободный объем в исследуемой пробе угля, м3;
Vу - объем пробы угля, м3;
ε- пористость угля ( ε= Vсв/Vу).
xсв= = (15) где γ - плотность угля, т/м3.
Используя уравнение состояния идеального газа, плотность метана определим по формуле
ρ= , (16) где Мм - молярная масса метана, кг/моль;
R - молярная газовая постоянная, Дж/(моль·К) .
Подставив численные значения молярной массы метана и газовой постоянной в формулу (16), получим
ρ= . (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.
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;
γ - плотность угля, т/м3;
ε - пористость угля;
P0 - давление газа в угольном пласте, МПа.