Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография. Ефим Вульфович Крейнин
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 м3/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 ΔРг.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:
Pг.с.к. = (P1 – ΔP1) – (P2 – ΔP2),
(4)
где ∆Рг.с.к. – гидравлическое сопротивление горизонтального канала, кг/см2;
Р1 – давление на головке дутьевой скважины № 3нг, кг/см2;
∆Р1 – гидравлическое сопротивление колонны скважины № 3нг, кг/см2;
Р2 – давление на головку газоотводящей скважины № 11 г, кг/см2;
∆Р2 – гидравлическое сопротивление колонны газоотводящей скважины № 11 г, кг/см2.
Гидравлическое сопротивление колонны скважины определяли по формуле (5):
(5)
где ΔР – гидравлическое сопротивление колонны скважины, кг/см2;
λ – коэффициент сопротивления колонны;
l