煤层气开采方式（精选7篇）
煤层气开采方式 篇1
1 煤层分组开采的巷道布置方式
1.1 分组集中巷布置在分组煤层的最下部煤层的底板岩石中。
分组集中巷包括分组集中上 (下) 山和分组集中平巷。分组集中上 (下) 山包括机道上 (下) 山、轨道上 (下) 山、入风上 (下) 山、回风上 (下) 山, 有时还布置专用回风上山和边界上山。分组集中平巷包括轨道集中平巷 (或称总轨道、总回风道) 和机道集中平巷 (或称总机道、总人风道) 。
这种布置方式就是把分组集中巷布置在分组煤层中的最下部的底板岩石中。在确定了要分组的煤层后, 根据煤层的赋存条件、地质构造等因素设计出回采工作面, 确定出分段标高, 各个煤层的同一分段的机道和轨道标高要一致。分段开采时, 一段总机道兼做二段总轨道, 所以一段总机道的标高要略低于二段的工作面轨道标高。分组集中平巷的标高确定后再确定集中平巷距离煤层的距离, 这要根据煤层底板岩石的情况确定。不能太近也不能太远, 太近容易进入煤层的压力峰值区和动压区内, 太远则石门工程量增大。
布置完分组集中平巷后, 再确定分组集中上 (下) 山。回采巷道、石门、分组集中巷以及与开拓巷道的连接, 要经过反复的考虑, 确定出最理想方案。这种布置方式的优点是可以将分组集中巷布置在岩性较好的层位中, 能够保证分组集中巷按照设计预期目标施工。巷道后期维护量少, 无发火隐患, 巷道可以施工较大的断面。缺点是岩巷工程量大, 一个分组的采区走向按照800m计算, 那么分组集中平巷长度基本上与采区的走向长度相同, 也要800m, 划分3段, 要有3条分组集中平巷, 就要2400m。如果一个水平高度是200m, 煤层倾角是250, 分组集中上 (下) 山也按照250施工, 1条就是473m, 1个采区至少是2条上 (下) 山, 那么分组集中上 (下) 山就是946m, 这个采区的分组集中上 (下) 山和分组集中平巷的工程量就是3346m。
1.2 分组集中巷布置在分组煤层中的最下部煤层中。
这种布置方式对地质条件要求严格, 很难完全实现。比如施工分组集中平巷, 作为运输煤炭时, 安设皮带运输机, 巷道要求是一个方向, 当沿着煤层施工, 煤层有起伏变化时, 巷道就会高低不平, 低的地方就会积水。作为轨道运输时, 要求巷道平, 当煤层发生变化时, 巷道就不能是一个方向。这样分组集中平巷就不能达到设计一巷两用的预期目的。
分组集中上 (下) 山沿着煤层施工, 遇见断层时, 如果把煤层断到巷道的上面, 距离巷道又很近, 巷道施工和维护都较困难。如果把煤层断到巷道的下面, 还要施工后石门与煤层连接, 并且开采时还要给上山留煤柱或者上山报废。上山在煤层中施工就要给上山留煤柱, 减少了回采率, 这是这种布置方式的最大缺点。另一个缺点是巷道布置在煤层中有一个巷道发火的问题。这种布置方式的优点, 一是节省了岩石巷道的工程量, 二是在煤层中施工可以探清煤层的赋存。随着采矿技术的发展, 如果能将存在的问题解决, 分组集中巷布置在煤层中是巷道布置的一个发展方向。
1.3 分组集中巷分别布置在岩石和煤层中。
这种布置方式就是根据实际情况和需要, 将分组集中巷分别布置在煤层和岩石中, 是上述两种布置方式的结合, 取其优点, 去其缺点。
2 分组和分层相结合
多煤层分组可以提高一个分组采区的储量, 加大采区的服务年限。在运输、通风、下料、供电和排水各大系统上集中, 易于管理, 减少采区搬家的次数、提高效率, 但是也存在采区准备时间长的缺点。如果分组的同时结合分层, 就可以先形成一个煤层的系统, 一个工作面先期投产, 做到边生产边准备, 这样就要增加巷道的工程量。如果把分层的巷道都布置在煤层中, 兼做回采巷道, 就比较好。
3 分组集中巷之间的连接
3.1 分组集中上 (下) 山在集中平巷下部的连接方式。这是最常用的
方式。这种连接方式集中上 (下) 山和集中平巷之间在平面位置形成一定高差, 从集中上 (下) 山施工片盘石门与集中平巷相连接, 集中上 (下) 山与集中平巷平面交叉的位置施工立眼。集中平巷运输煤时, 通过立眼直接进入集中上 (下) 山, 通过集中上 (下) 山进入采区煤仓。集中上 (下) 山与集中平巷之间的高差要合适。高差过大则片盘石门过长、立眼过深, 工程量就增加。高差过小则片盘石门距离不够, 不能满足人风和回风之间施工风门等通风设备的需要。
3.2 分组集中上 (下) 山在集中平巷上部的连接方式。
一般很少采用这种布置方式, 有时由于煤层赋存发生变化, 集中上 (下) 山已经距离煤层很近, 不得不把集中平巷布置在集中上 (下) 山的下部。这样集中上 (下) 山与集中平巷就需要从集中上 (下) 山先施工片盘石门, 再施工后石门与集中平巷相连接。巷道工程量将增加, 并且还增加了生产环节, 所以这种布置是一种补救的措施。
3.3 分组集中上 (下) 山和集中平巷都布置在煤层中的连接方式。
当分组集中上 (下) 山与分组集中平巷都布置在同一煤层中时, 集中上 (下) 山和集中平巷平面交叉, 没有煤柱和岩柱。在出煤时运输机可以直接搭接, 运输环节少。在下料时需要先从上 (下) 山甩片盘再施工前石门、后石门与集中平巷连接, 环节多, 巷道的施工也比较麻烦。两条上 (下) 山之间一般是1条入风、1条回风。人排之间需要施工巷道以便隔开入风和回风。这种布置方式在大矿中使用较少, 在地方小煤矿中由于生产规模较小、经济效益好而使用较多。如果将2条或多条上 (下) 山中的1条 (比如是作为入风使用的上 (下) 山) 布置在煤层的底板中, 则可以克服上述缺点, 使用效果好。
3.4 分组集中巷与工作面的机道和轨道之间的连接。
从分组集中巷开始施工石门一直到分组最前部的煤层, 石门穿过分组的所有煤层, 石门和分组集中平巷一巷两用。开采上段时是机道石门和总机道, 开采下段时是轨道石门和总轨道。分组集中平巷和石门标高按照工作面轨道最后一个分层确定, 或者要略低一些, 以便解决流水问题。这种布置方式最能体现多煤层分组开采的巷道布置的效益, 巷道可以充分使用。该布置方式属于单岩巷布置方式, 缺点就是上 (下) 段不能同时开采, 但是可以隔段开采。
结语:在许多矿井中, 大部分煤层都是多煤层赋存。因此, 如何正确合理地对多煤层进行巷道布置, 是这类矿井设计中至关重要的问题。在开采多煤层时, 采用合适的巷道布置方式将各个煤层联系起来, 不仅可以扩大采区储量, 延长采区服务年限, 减少采区搬家次数;还可以减少掘进量和维护量, 降低巷道掘进率, 也可增加采区生产能力, 减少同时生产的采区数量, 实现集中生产, 便于生产和安全管理。当矿井开采煤层层数较少, 并且煤层间距较近时, 可以进行大联合, 将所有的煤层联合起来, 统一考虑。当矿井开采的煤层层数较多, 十几层或几十层, 或者煤层间距较大时, 应该根据煤层间距、倾角等因素综合考虑, 将多个煤层分为几个组, 每一组内的几个煤层进行联合布置。
摘要：以鸡西矿业集团东山煤矿为背景阐述了多煤层分组开采时, 分组集中巷分别布置在煤层、岩石中的方式, 分组集中上 (下) 山与集中平巷、分组集中巷与回采巷道的连接方式。
关键词：多煤层,分组集中巷,布置方式
参考文献
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[3]张先尘.钱鸣高中国采煤学[M].北京:煤炭工业出版社, 2003.
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[5]陈炎光.中国采煤方法[M].徐州:中国矿业大学出版社, 1997.
狮王寺勘查区煤层气开采条件研究 篇2
煤层气开采条件是决定煤层气开采的主要因素, 煤层气开采条件, 不仅包括煤层气储层和产出的煤田地质参数、储层的含气量和储层压力, 同时还包括储层的渗透能力等参数, 对煤层气开采条件进行综合研究和评价对于指导煤层气勘查和开发选区具有重要意义[1], 也是合理选择煤层气开采方法的重要依据。通过对狮王寺勘查区勘查资料的分析, 从地质条件、储层特点和开采参数等方面来研究勘查区煤层气的开采条件, 以期对研究区煤层气的开采提供必要的依据。
1 概况
1.1 地理概况
勘查区西距郏县9 km, 南距平顶山市34 km, 东距许昌市50 km, 北距汝州市42 km, 交通便利, 有利于煤层气的开发利用。勘查区东西长约6 km, 南北宽4 km, 面积23.33 km2。本区属丘陵-山前冲洪积平原地貌, 地势总体上北高南低, 最高海拔171.8 m, 最低海拔115.3 m。
1.2 地质概况[2]
1.2.1 勘查区地层
勘查区揭露地层由老到新依次为寒武系上统凤山组, 石炭系上统本溪组、太原组, 二叠系, 三叠系下统及中统, 第四系。含煤地层主要为石炭系上统太原组、二叠系下统山西组、中统下石盒子组和上石合子组, 含煤地层总厚度约724 m, 含煤25层, 煤层总厚度11.55 m, 含煤系数为1.58%。其中, 山西组二1煤层全区可采、发育稳定, 埋深1 000～1 500 m。
1.2.2 构造
区域上, 勘查区属于华北板块南部嵩箕构造区, 景家洼向斜北东翼近仰起端附近, 张得断层下盘, 如图1所示。景家洼向斜为一紧闭向斜, 走向北西向, 轴部在北西及南东仰起。
区内构造总体为一单斜构造, 地层走向92°～108°, 倾角9°～20°, 中部地段稍有起伏。区内构造形迹以走向近东西正断层为主, 并发育有多条近南北向小断层, 区内落差大于10 m断层有8条, 这些断层破坏了煤层的连续性。区内无岩浆活动, 总体构造简单。区域及区内构造特点有利于煤层气的赋存[3]。
2 地质条件对煤层气开采的影响
2.1 构造影响
地质构造对煤层气的赋存影响较大, 一方面造成煤层气分布不均匀, 另一方面形成了煤层气储存或排放的有利条件。不同类型的构造形迹, 地质构造的不同部位、不同力学性质和封闭情况, 形成不同的煤层气储存条件。
由于受区域上构造应力作用, 形成了褶皱-断层构造组合的控气构造。勘查区位于景家洼向斜北东翼靠近轴部转折端的部位, 该褶皱为一紧闭褶皱, 在轴部附近地带受强烈地构造作用, 应力比较集中, 而且发生褶皱的岩层往往塑性较强, 易褶不易断, 封闭性较好, 有利于煤层气的聚集和保存。同时景家洼向斜轴部北西端翅起, 根据煤层气运移规律, 在勘查区北西端呈现出煤层气含量增高的趋势。而在该褶皱两翼发育的断裂构造张得正断层、黄道正断层, 是在压应力作用下形成的逆冲推覆构造在后期构造应力作用下反转形成的, 虽然是正断层, 但其断层带充填物主要为泥岩, 局部地段含砂岩碎块, 呈半胶结、胶结状态, 部分地段基本固结成岩, 具有很好的封闭性, 不利于煤层气的放散, 为煤层气的储存创造了良好的条件。
勘查区内虽然发育有大小断层15条, 但这些断裂构造也属于封闭式断裂, 不利于煤层气的运移扩散。同时, 由于多期构造和地应力场的不均衡性, 驱动煤层气的运移, 形成了煤层气的相对富集。因此, 地质构造是该区煤层气含量的主要控制因素之一。
2.2 储层特征
2.2.1 煤层厚度及围岩
勘查区二1煤层属于构造煤, 所采取的煤芯以粉状煤为主, 次为碎粒煤, 偶见薄层原状块煤。二1煤层厚度为2.88～18.36 m, 煤层厚度在3.50～8.00 m之间的占61.5%, 厚度大于8.00 m的占30.8%, 煤层厚度大于3.05 m的占92.3%, 煤层平均厚度为7.27 m, 煤层厚度标准差2.02 m, 不稳定系数为1.18, 二1煤层属于稳定性煤层。二1煤层结构简单, 13个钻孔见煤, 仅有两个钻孔见有夹矸, 夹矸均为一层, 厚度0.59～0.64 m。
煤层直接底板以泥岩、砂质泥岩为主, 平均厚度6.59 m, 直接顶板为砂岩、砂质泥岩和泥岩, 但直接顶板上覆有巨厚的砂质泥岩和泥岩地层, 为勘查区煤层气的封存提供了良好条件。
2.2.2 煤岩特征
显微煤岩组分鉴定结果, 二1煤层有机组分总量平均87.1%, 主要为镜质组, 平均含量65.8%, 占有机组分的75.5%;惰质组平均含量19.8%, 占有机组分22.7%;半镜质组平均含量1.3%, 占有机组分的1.5%;壳质组平均含量0.2%, 占有机组分的0.3%。无机组分总量平均12.9%, 主要为粘土类矿物、碳酸盐及氧化物类矿物, 以充填形式赋存于有机质胞腔和裂隙中。
二1煤层显微煤岩类型应属微镜惰煤, 二1煤层平均镜煤最大反射率1.68～1.78, 平均1.73, 表明了煤层处于大量生气煤化阶段[2], 气体成分主要为甲烷。
2.3 水文地质条件
二1煤层顶板直接充水含水层为二1煤层顶部大占砂岩含水层, 含水层岩性为中、粗粒砂岩, 厚4.60～27.27 m, 平均11.42 m。钻孔简易水文地质观测结果表明, 揭露该层钻孔未发现有漏水现象, 砂岩发育少量裂隙, 但多为方解石脉充填, 该含水层富水性较弱。
二1煤层底板直接充水含水层为太原组上段岩溶裂隙含水层, 主要由太原组上段石灰岩组成, 厚度平均13.12 m;据S701孔抽水试验结果, 该含水层水位深65.67 m, 水位标高90.43 m, 抽水试验降深36.11 m, 单位涌水量0.028 L/s·m, 渗透系数0.233 7 m/d。
二1煤层顶板主要为砂岩、砂质泥岩和泥岩, 顶板含水层为二1煤层直接顶板, 泥岩、砂质泥岩虽然分布面积占勘查区面积的61.5%, 但因其厚度为0.6～6.61 m, 厚度不稳定, 不能起到隔水层的作用。
二1煤层底板隔水层主要由二1底部泥岩、砂质泥岩组成, 厚度4.03～13.58 m, 平均6.59 m, 具有较好的阻水作用。
总体上分析, 二1煤层顶板富水性差, 为煤层气开采过程中排水降压提供了有利条件。
3 煤层储气特征
3.1 煤层气成分及含量
根据区内9个钻孔取样分析, 煤层气主要成分以甲烷为主, 甲烷平均含量为94.43%, 重烃占2.87%, 氮气和二氧化碳气体占2.70%, 甲烷和重烃含量占气体成分的97.3%, 表明该区煤层气为优质可燃气体。
于S902孔中采取煤样进行了煤层气解析试验, 实测煤层温度43.5℃, 解析水浴温度采用43.5℃, 解析所得到的二1煤层含气量如表1所示。
从测试结果可知, 该区煤层气解析损失量占气体总量的59.13%, 解析量占39.99%, 残余气体量占0.88%, 解析率高达91.2%, 这是我国煤层气开发过程中少见的高解析率, 也表明该区煤层气有利于开采。另外, 吸附时间为0.2 d, 表明煤层气开采时可在短期内达到高峰产能, 可缩短煤层气开发周期。试验钻孔实测收到基煤层气含量为12.14 m3/t, 结合其他9个钻孔分析测试结果, 本区煤层气含量为12.14～36.92 m3/t, 平均为19.33 m3/t, 区内二1煤层资源量为13 011万t, 煤层气总量为25.14亿m3。
3.2 等温吸附试验
对S902孔采取二1煤层煤样进行了等温吸附试验, 采用实测煤层温度、平衡水压试验条件, 试验所测朗缪尔体积Vl和朗缪尔压力Pl如表2所示, 等温吸附曲线如图2所示。根据试验结果采用文献[4]中公式计算出本区理论饱和度为45.64%, 实测储层压力为11.22 MPa, 计算出的实测饱和度为55.61%, 高于我国煤层甲烷平均44%的实测饱和度。所计算的临界吸附压力为2.08 MPa, 枯竭压力采用经验值0.7 MPa[2], 估算理论采收率为66.12%, 远高于我国煤层气平均27%的理论采收率[2], 本区理论上可采收煤层气总量为16.63亿m3。
3.3 注入/压降试验结果
对S902孔二1煤层进行了注入、压降试验, 试验点深度1 095.75 m, 测得储层压力11.22 MPa, 储层压力梯度1.01MPa/100m, 煤层渗透率1.03m/d。从试验结果分析, 虽然本区以粉状煤为主, 但由于碎粒煤及原状煤块的存在, 煤层总体渗透性仍然较好, 该区渗透率试验结果表明, 煤层有利于煤层气开采。从实测和计算结果可知, 该区储层压力较大, 为煤层气向开采井流动提供了能量之源, 对煤层气储集和开发有利[2], 另一方面, 临界吸附压力和储层压力差值较大, 可能在开采阶段给排水降压带来一定困难。
4 结语
从以上研究可知, 本区构造条件和储层条件均有利于煤层气的富集和开采, 煤层气资源量丰富, 估算煤层气总量为25.14亿m3, , 理论上可采收煤层气总量为16.63亿m3;临界吸附压力和储层压力差值大, 表现为开采过程中排水降压任务重, 但由于影响煤层气开采的主要含水层为二1煤层顶板直接充水含水层, 其导水性和富水性均较差, 所以排水降压不会成为影响煤层气开采的主要问题;从注入试验结果看煤层破裂压力为20.29 MPa, 闭合压力为18.69 MPa, 结合煤层结构和煤岩特点分析可知道, 破裂压力和闭合压力主要受地层应力影响, 煤层结构本身不是主要影响因素, 所以尽管煤层具有较好的渗透性, 采用常规压裂方法难以获得理想的开采效果, 结合我国目前煤层气开采的实践, 分析采用机械洞穴完井或空气洞穴完井做为开采完井工艺较为合理。
参考文献
[1]姚艳斌, 等, 煤层气储层综合评价要素与评价体系[R].2008年煤层气学术研讨会论文集.北京:地质出版社, 2008
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[3]雷华友.狮王寺勘查区二1煤层煤层气赋存地质特征及控制因素[J].中国煤层气, 2009 (6) 14-16
煤层气开采方式 篇3
煤层气俗称“瓦斯”, 其主要成分是CH4 (甲烷) , 与煤炭伴生、以吸附状态储存于煤层内的非常规天然气, 热值是通用煤的2~5倍, 主要成分为甲烷。1立方米纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21kg标准煤, 其热值与天然气相当, 可以与天然气混输混用, 而且燃烧后很洁净, 几乎不产生任何废气, 是上好的工业、化工、发电和居民生活燃料。煤层气空气浓度达到5%-16%时, 遇明火就会爆炸, 这是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。煤层气直接排放到大气中, 其温室效应约为二氧化碳的21倍, 对生态环境破坏性极强。在采煤之前如果先开采煤层气, 煤矿瓦斯爆炸率将降低70%到85%。煤层气的开发利用具有一举多得的功效:提高瓦斯事故防范水平, 具有安全效应;有效减排温室气体, 产生良好的环保效应;作为一种高效、洁净能源, 商业化能产生巨大的经济效益。
2 我国煤层气资源情况
我国煤层气资源丰富, 居世界第三位。据煤层气资源评价, 我国煤层气地质资源量约36万亿立方米, 可采资源量约10万亿立方米。
2006年, 中国将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划, 并制定了具体的实施措施, 煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。2007年以来, 政府又相继出台了打破专营权、税收优惠、财政补贴等多项扶持政策, 鼓励煤层气的开发利用, 我国煤层气产业发展迅速, 产业化雏形渐显。
2007年, 全国瓦斯抽采47.35亿立方米, 利用14.46亿立方米。其中井下煤矿瓦斯抽采量44亿立方米, 完成规划目标的127%。形成地面煤层气产能10亿立方米, 是2006年的2倍。地面煤层气产量3.3亿立方米, 比2006年增加1倍多。2005~2007年, 全国共钻井约1700口, 占历年累计钻井总数的85%。
3 我国煤层气抽采技术
3.1 采前地面垂直井抽放方法。
若地面井在采前10年就开始生产, 采用此法煤层气的抽出率可达50%~70%, 抽出率高又不影响生产, 是很值得推广的一种抽取方法。
3.2 采空区井。
此法一般是在开采前从地面打井到煤层上方3~15m左右, 当采煤工作面向钻孔推进时, 煤层卸压而产生裂隙, 由此造成围岩碎裂形成采空区, 煤层和周围地层中的瓦斯通过裂隙进入采空区。在初始阶段, 采空区可以抽出近乎纯甲烷的气体, 通过严格的管理和监测, 采空区井也可以长期生产高浓度甲烷气体。采空区井抽放在我国的淮南、铁法等矿区都有试验, 并且取得了很好的效果。
3.3 水平钻孔是在井下沿煤巷或岩巷进行钻孔并抽放瓦斯, 其抽放效率一般较低 (10%~18%) 。
这种方式工程量小, 成本低, 但预抽时间不允许太长, 是目前我国使用的主流技术之一, 在部分矿区取得了良好的应用效果。
3.4 水平长钻孔。与水平钻孔相似, 水平长钻
孔也是在井下用定向钻井技术向未开采煤层打的长度超过1000m的钻孔。水平长钻孔可以回收近乎纯甲烷的气体, 抽放率可达50%以上。目前在亚美大宁煤矿有成功的应用, 抽出率和浓度都大于65%。
3.5 井下穿层钻孔。
井下穿层钻孔可以用来抽放煤层及上下围岩中的煤层气。穿层钻孔的抽放率约20%。这种方式工程量大, 成本高, 适用于煤层特别松软, 顺煤层钻孔施工困难的条件。
4 我国煤层气 (煤矿瓦斯) 利用现状
我国煤层气 (煤矿瓦斯) 利用进展缓慢。2005年, 全国利用量约10亿立方米。煤矿瓦斯利用主要集中在抽采量高的国有重点矿区。地面钻井抽采利用, 主要集中在山西沁水枣园井组、辽宁阜新刘家井组、晋城潘庄、山西沁南潘河项目等, 采取管汇车运输销售, 供周边地区使用。目前, 煤层气主要用于民用和工业用燃料、发电、汽车燃料、生产炭黑等。其中, 瓦斯发电发展较快, 至2005年底, 全国瓦斯发电装机容量约20万千瓦。
专家预测, 2010年我国燃气缺口将达300亿立方米;2020年将达到1000亿立方米。在中国目前的一次性能源消费结构中, 煤炭约占74.6%, 石油占17.6%, 天然气仅占2%, 远低于23%的世界平均水平。随着终端能源需求逐步向优质高效洁净能源转化, 天然气的需求迅速增长。开发利用煤层气可将燃气在能源消费构成中的比重在2010年提高到10%。
5 城山煤矿概况
城山煤矿立井位于鸡西市城子河区, 距鸡西火车站NE3.5公里。东部与正阳矿相邻。西部与沈煤集团新城煤矿毗连。地理坐标为东经130°33′40″, 北纬45°20′40″。井田东西长10公里, 南北宽3.5公里, 矿区面积37.89平方公里, 开采标高在250米--800米之间。城山立井开采的煤层为晚侏罗世城子河含煤组, 地层总厚度520~600米, 含煤40余层, 其中可采煤层有3A、3B、3C、4、7、8、24、24上、25、29、36A、36B、37、42、43等15层。可采煤层总厚度平均15.6米。矿井开采储量为10894.57Mt, 设计生产能力为240万t/a。实际生产能力233万t/a。
城山矿立井属高瓦斯矿井, 2007年瓦斯绝对涌出量96.35m3/min。瓦斯相对涌出量21.22m3/t。2008年瓦斯绝对涌出量87.41m3/min。瓦斯相对涌出量21.43m3/t。2009年瓦斯绝对涌出量88.78m3/min。瓦斯相对涌出量19.1m3/t。各煤层煤尘爆炸指数在42.37%~60.59%之间, 属于有煤尘爆炸危险的矿井。2002年6月20日发生了震惊中外的瓦斯爆炸事故, 124名干部、员工献出了宝贵的生命。
6 矿井煤层气储存量情况
根据煤层的瓦斯含量计算城山煤矿煤层气储量为20亿立方米, 如果按1立方米纯煤层气的热值相当于1.21kg标准煤来计算, 那么, 20亿立方米的煤层气相当于242万吨的标准煤, 利用好经济效益是非常可观的。
7 城山煤矿煤层气开采技术与应用情况
城山煤矿在开采过程中瓦斯涌出量大, 仅西二采区3#层的俯采采煤工作面瓦斯涌出量高达102m3/min, 煤层渗透率又低, 严重威胁矿井的正常生产。目前城山矿为治理瓦斯, 加大煤层气抽采, 经过多年的研究、探索、实践采用顶板瓦斯巷抽采、采煤工作面上巷仰角钻孔抽采、采煤工作面高位水平钻孔抽采、采煤工作面本煤层抽采、采煤工作面上解放层采空区抽采、采煤工作面上隅角预埋管抽采、掘进工作面边掘边抽抽采、采煤工作面采空区尾后抽采、采煤工作面采前预抽抽、采煤工作面底板钻孔抽采、千米长钻孔抽采、采煤工作面煤层注水预裂、区段顶板瓦斯巷与采煤工作面上解放层联合抽采等十三种抽采技术。
井下抽采瓦斯管路15000余米, 地面设有两座瓦斯抽采泵站, 抽采能力600m3/min, 每天抽采瓦斯大约6.6万立方米, 一座发电站装机容量3000千瓦, 日发电2.25万度。然而瓦斯发电只利用10%, 剩余的排放到大气中, 污染了空气, 增加了温室效应。
8 城山矿煤层气开采技术及煤层气利用未来展望
浅析煤层气的成藏机理与开采方法 篇4
1煤层气的成藏机理
煤是沉积岩的一种, 重量的一半以上为有机物, 煤的原始有机物质主要是碳水化合物、木质素, 这种有机物在埋藏期间通过细菌和地球化学作用而生成甲烷。煤层气在储存方式上通过多种不同的方式存在, 常见的有微孔隙中的游离气和有机质内部表层的吸附气, 宏观上的煤层气都被当做是以吸附状态存在的。煤层气储层中可见一组被称为“割理”的正交断层, 其方向与煤层保持近垂直, 并为流体的运动提供了主要场所。
在煤层气储层中, 控制天然气地质储量的关键参数包括煤层厚度、煤的组成成分、气体含量以及气体组成成分。煤的组成成分指煤中有机成分的数量和类型, 它对可吸附气的数量将产生极大影响。煤层中气体含量变化较大, 而且受煤的成分、热成熟度、埋藏和上升历史、运移热量增加或生物气增加等众多因素的影响。气体组成成分一般90%以上为甲烷, 少部分为液态烃、二氧化碳和氮气。
煤层中储存气体的产能主要受两个因素的制约, 就是渗透率和气体饱和状态。生产区域的渗透率一般为几毫达西至几十毫达西, 但也有相关报告称有的渗透率超过1达西。气体从煤中解吸出来, 绝对渗透率随时间增加而增涨, 因而导致基质收缩, 割理变宽, 气体饱和的煤将立即生成气体, 而气体未饱和的煤不会生成气体, 直到储层中的压力降至煤的饱和压力之下。
煤层气储层在不断地聚集气体, 然而这些储层中储存气体的状态并不是均一的, 而是以不同的密度存在于那些区域, 依照这种情况, 判断其区域上和垂向上的变化成为重要研究课题, 目前可通过对岩心、测井、地震以及试井数据的研究来确定其储层特性。
2煤层气的开发方式
煤层气的开采方式国外主要运用的地面钻井开采, 以往工作资料中显示, 起初在煤层气藏中进行的大多数钻井方式都是采用的垂直井。在钻浅井 (150-1000m深) 时, 通常会采用欠平衡旋冲法, 钻井速度较快 (高达15m/h) , 而且可以将对地层的破坏降至最小。在钻深井时 (1000-2500+m) , 则采用轻质泥浆随钻常规旋转钻井法 (平衡或欠平衡) , 在该深度储层压力较高, 水流充足, 并考虑到了井眼稳定问题。
随着近来井下技术的发展以及相关成本的降低, 水平钻井已经成了一种不错的选择。单井眼水平钻井在煤层储层的首次大型应用, 于20世纪90年代中期在美国俄克拉荷马州阿科马 (Arkoma) 盆地进行。之后, 多分支技术在美国西弗吉尼亚州的阿帕拉契盆地中部得到发展, 包括最初的一个垂直井和后来的水平井, 且水平井在有利的煤层与垂直井相交 (Von Schoenfeldt等, 2004年) 。
煤层气在开采中对煤层气储层采用了大量压裂设计。如在美国新墨西哥州的拉顿 (Raton) 盆地, 在较薄的单个煤层上已进行了多个下套管井眼的连续油管压裂, 压裂时使用胶凝流体, 并以砂作为压力支撑剂。在美国怀俄明州的保德河 (Powder River) 盆地, 煤层渗透率较高, 采用裸眼完井, 用小于5 bbl/min的流量冲刷井眼洗出细煤, 打开割理, 并有效地将井眼与煤层连通。加拿大阿尔伯达省的马蹄铁峡谷 (Horseshoe Canyon) 的煤在生产时并没有水, 仅通过氮气进行压裂处理, 以防止液体通过粘土膨胀、细粒运移或者其它方式损坏煤层。总之, 具有单级或多级压裂的下套管和已射孔井眼是煤层井完井的最常见形式。
大多数煤层气藏都处于一种水饱和状态, 最初生产时主要为水和少量气体。由于这些水是从天然裂缝系统生产的, 储层压力下降, 气体从基质中解吸, 气体产量随着水产量的减少而增加。在关键储层参数 (比如渗透率) 控制下和来自邻近钻井的干扰作用下, 当气体生产速度下降时, 在某一阶段, 气体产量最终达到一个峰值或者稳定状态。相反, 干燥的煤层气储层则像传统的气储层一样, 当气体通过解吸作用而补充天然裂缝系统时, 初始产量达到峰值然后缓慢下降。
另外煤层气的开采方式除了地面钻井开采, 还可以利用井下瓦斯抽放系统抽出, 这两种方式都具有可应用性。地面钻井开采方式, 国外已经使用并趋于成熟, 我国有些煤层透气性较差, 地面开采有一定困难, 此种方式由于抽放瓦斯绝大部分仍然排入大气, 不仅耗去了大量的费用, 也是对资源的一种浪费, 而且还对环境产生了破坏。目前井下抽放的开采方式已经基本被地表排采技术所取代。
结束语
本文从国内外煤层气研究与发展为入手点, 对煤层气的成藏机理与开采方式进行了简明的分析:
煤层气的成藏影响因素很多, 煤层气储层中控制天然气地质储量的关键参数包括煤层厚度、煤的组成成分、气体含量以及气体组成成分。
煤层气开采方面, 目前基本采用地表排采的方式, 从以前的垂直井发展到目前的水平钻井, 增加了开采的进度, 水平压裂技术的应用更是为煤层气的开采提供了先进的手段。
参考文献
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煤层气开采方式 篇5
中联煤层气潘河先导性试验项目位于潘庄区块, 行政区划属于山西省晋城市沁水县境内, 距离晋城市区约50 km。该项目试验区面积为24.2 km2, 动用探明面积24.2 km2, 动用探明储量35.5×108m3, 可采储量19.28×108m3, 建成产能1×108m3/a。潘河增压站位于晋城市沁水县嘉丰镇李庄村南侧, 站址南侧与该项目的CNG站隔墙而建, 跨过CNG站南侧为山西易高煤层气有限公司 (生产LNG) , 北侧毗邻潘河采气厂的生产控制中心和综合办公楼, 西侧为端润一级公路。站址东侧有1条架空电力线, 南侧有1条跨越CNG站的10 k V高压架空电力线。
1 增压站布置情况
潘河增压站设休息室、值班室、工艺区、压缩机房、变配电室和位于站外的火炬区。工艺生产区布置在场区南侧, 包括分离器、压缩机棚、空冷器。生产辅助区布置在站内北侧, 包括仪表间、值班间、供水泵房、热水循环泵房、库房、维修间以及高压开关柜室、低压变配电室等。火炬区布置在增压站的东南侧, 用围栏围成1个独立区域, 距周围建筑110 m左右。
2 站场工艺及设备设施
该项目建设有生活调控中心、1座集气站和1座增压站。生活调控中心布置在增压站生产辅助区的北侧, 用通透式围墙相隔。生活调控中心包括综合办公楼和车库。综合办公楼一、二层为办公、生产调度, 三、四层为职工宿舍。加热炉毗邻热水循环泵房的东侧, 生活调控中心占地面积4 333 m2。潘河增压站设休息室、值班室、工艺区、压缩机房、变配电室和位于站外的火炬区;工艺生产区布置在场区南侧, 包括阀组、分离器、压缩机棚、空冷器, 其中煤层气进站阀组、计量阀组布置在工艺装置区的最南侧;生产辅助区布置在站内北侧, 包括仪表间、值班间、供水泵房、热水循环泵房、库房、维修间以及高压开关柜室、低压变配电室等;火炬区布置在增压站的东南侧, 用围栏围成1个独立区域, 距周围建筑110 m左右。潘河集气站设休息室、值班室、工艺区、压缩机房 (压缩机均已报停) 和位于站外的火炬区。火炬区位于增压站外, 位于西侧山坡上。工艺生产区布置在场区西侧, 包括阀组、分离器。
集气站、增压站主要设备包括:气液分离器、煤层气压缩机、放空火炬等, 主要设备如表1所示。
3 道化学火灾、爆炸指数评价法评价
生产过程中由于易燃易爆物质、危险操作条件等的存在, 有潜在的火灾爆炸危险。根据该项目生产装置的特点, 采用道化学公司火灾、爆炸危险指数评价法[1,2,3,4]计算该项目增压站内压缩机的火灾爆炸危险指数 (F&EI) , 确定火灾、爆炸危险等级。
下面采用南京安元科技公司“安全评价与风险分析系统软件”对增压站内压缩机可能发生的火灾爆炸事故进行模拟分析和预测[5,6,7,8,9], 分析过程如下:
(1) 一般工艺危险系数F1的确定。一般工艺危险是确定事故损害大小的主要因素之一。如放热化学反应的危险系数取值范围为0.3~1.25, 轻微放热反应取0.3;中等放热反应应取0.5;剧烈放热反应取1.0;特别剧烈 (像硝化) 反应取上限1.25 (具体详细情况见DOW最新版本 (第七版) 的火灾、爆炸指数F&EI表) , F1根据实际情况取0.85。
(2) 特殊工艺危险系数F2的确定。特殊工艺危险是影响事故发生概率的主要因素, 特定的工艺条件是导致火灾、爆炸事故的主要原因。毒性物质的危险系数为0.2 NH, 混合物取其中最高的NH值。NH为NFPA704中定义的毒性分级值, 在NFPA 325M或NFPA49中已列出。F2根据实际情况取4.78。
(3) 安全措施补偿系数 (C) 的确定。安全措施有工艺控制C1、危险物质隔离C2和消防C3三类。无安全补偿系数时, 填入1.00;安全措施补偿系数C=C1×C2×C3。具体取值方法参考DOW最新版本 (第七版) 的安全措施补偿系数表。此处C1取0.73, C2取0.94, C3取0.88。经计算, C为0.6。
(4) 安全初期评价结果。单位初期安全评价结果:火灾爆炸指数为85.509 (单元物质系数21) ;单元的危险等级为轻度;单元的危险系数为4.072;单元的危害系数0.667 5;危险影响区域半径21.9 m;危险影响区域面积1 505.4 m2。
(5) 安全补偿评价结果。单元经过安全补偿措施后评价结果:火灾爆炸指数为51.75;单元的危险等级为轻微;危险影响区域半径13.2 m;危险影响区域面积551.4 m2。
(6) 评价结果分析。为了解单元火灾、爆炸危险的严重程度, 道化学公司“火灾、爆炸危险指数评价法”第七版将火灾、爆炸指数划分为5个等级, 每个危险等级与F&EI之间的对应关系如表2所示。
4 结论
通过道化学火灾爆炸危险指数法分析, 增压站内压缩机的火灾爆炸指数为85.509, 危害系数为0.6675, 危险系数为4.072, 其固有危险程度为较轻, 危险半径21.9 m, 即在23.4 m范围内的财产将受到损失。经过安全补偿措施后, 危险程度为轻微, 危险影响区域半径降为13.2 m。
参考文献
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煤层气开采方式 篇6
煤层气是与煤共存、以甲烷为主要成分的非常规天然气,主要以游离态和吸附态两种方式存在,其中游离态赋存于煤层裂缝孔隙,吸附态赋存于煤岩基质且占总含量的80% ~ 90%［1］。有鉴于此,煤层气开采多利用技术手段在煤层中形成卸压空间,以降低煤层压力,使得以吸附态赋存于煤岩基质中的煤层气解吸运移至煤层裂缝,使之扩散流入抽采井以实现煤层气抽采。煤层气开采是一项多过程、多影响因素、动态复杂的系统工程,其过程受地质特征、气藏条件、钻井完井方式、煤储层结构再造以及抽采特征等条件影响［2］。因此,本文将针对煤层气开采过程的特殊性与复杂性特征,提出一种适用于特殊地质及煤层特点的煤层气开采流程,为加强煤矿瓦斯治理、 突破煤层气开采技术瓶颈提供理论支持,为加快我国洁净能源的快速发展提供帮助。
对此,我国众多专家学者开展了大量研究。 Liu Huihu［3］通过现场测量煤储层等温吸附曲线建立了相关模型,通过对模型的分析表明煤层气含量与煤层厚度与煤显微组分相关性不大,而煤储层埋藏深度、上覆盖地层有效厚度对其影响极大; Liu Chenglong［4］通过研究准噶尔盆地煤层气资源量的赋存状况,揭示了煤储层倾角越大煤层气含量越低,为煤储层倾斜地区的煤层气勘探开采提供了可借鉴的新方法; Ren Zhongxin［5］基于双组分气体的吸附/解吸过程理论研究了煤储层注入CO2后煤层气的扩散和运移过程,研究结果表明煤储层空隙压力同时受瓦斯解吸和CO2吸附两者影响; 李金平［6］结合低煤阶煤储层参数,以实际生产数据为基础分析了煤层气井的抽采特征,同时提出产气潜能和水平井煤层段进尺与产气量呈正相关; 金泽亮［7］根据沁水盆地柿庄区块煤储层的测井资料和岩心分析数据,结合体积模型和概率统计模型,得出煤层气含气量随煤阶、煤层孔隙度增加而增加,随矿物质含量增加而减少的结论; 王怀勐［8］在分析河北赵各庄井田煤层气赋存特征的基础上,探明煤层构造特征控制着煤层气的生成、聚集及产出过程,而煤层水则控制着煤储层压力并直接影响着煤层气的吸附解吸程度; 邵先杰［9］分析了韩城地区煤层气井生产的动态资料,通过建立4种煤层气产能模式,得出厚度、 渗透率、含气量、水文地质条件对产能的影响明显; 冯立杰［10］应用价值分析理念,计算了采煤采气一体化开采模式的安全价值、经济价值、能源价值及环境价值,并建立了综合价值评估模型, 表明其具有巨大的综合价值。上述诸多文献多是对现有煤层气开采过程中某一个环节进行方法的分析,一般可在短期内提高煤层气产量,但难以持续发挥长效高产作用。究其根本原因在于,煤层气开采具有动态性、时序性等特点,仅优化升级开采流程中某一环节,而其它环节缺乏与之匹配的开采技术和配套装备,易造成煤层气开采中各环节技术水平差异性大,不能形成协调统一的开采标准,从而导致煤层气开采过程混乱、施工作业不规范,产气井产量偏低。因此,在对煤层气开采过程进行梳理后,本文认为应以煤层气开采整体最优为目标进行流程分解,针对 “一井一技术” 的开采模式现状优化设计煤层气开采方案,从而达到开采过程清晰、作业规范的目的。
IDE技术创新方法［11］能利用科学技术知识为技术创新提供新方法与新思路,为生产流程优化指明方向,将IDE技术创新方法引入煤层气开采中,有利于实现煤层气开采过程中的系统优化与设计。在煤层气开采过程中,应用ID思想将煤层气开采进行过程分解,将IE理论作为系统方法论应用于ID全过程中实现两者融合,优化设计煤层气开采过程,能有效解决煤层气开采过程中局部与整体、普遍与特殊之间的矛盾,实现局部创新、 整体优化的目标,并对煤层气开采过程中各子过程的作用机理、功能、结构、流程、技术等方面进行创新设计,使子过程间相互匹配,最终达到优化煤层气开采流程、提高煤层气开采效率的目的。
1 IDE技术创新方法
1. 1 IDE技术创新方法理论分析
ID是指为了达到某一特定目的或实现某种特定功能,从构思到确定实施方案的全过程中应用现代化手段进行生产和服务; IE是指从产品本身与制造过程和产品整个生命周期考虑,推动传统制造业向现代先进制造业转变,要求能够快速配置和系统地集成人力、技术和资源。随着知识融合与技术创新成为现代工业工程理论的发展方向,特别是创新成为企业市场竞争力的衡量标准,IE以系统分析、系统设计和创造性技术为工具,强调管理由微观向宏观转变,注重高新技术理论,注重敏捷、柔性、精益、并行制造系统的集成开采与应用,能够高效实现降低成本、提高质量的目标。
ID与IE均涉及全产业价值链,前者强调对人力、设备、技术、信息等资源进行加工利用, 从结构、功能、材料、机理等方面创新设计; 后者注重理论层面创新,为产品创新设计提供战略研究,优化流程设计和工艺流程创新。将IE理论与方法融入ID创新设计过程中,对每一环节运用IE理论,对需求发现、功能设计、结构设计、工艺优化、材料替代、工程应用进行优化与重构, 可以形成一种基于ID和IE融合的IDE技术创新模式,如图1所示。
1. 2 IDE技术创新方法在煤层气开采中的可行性分析
煤层气开采过程具有影响因素复杂多变、多技术高度融合和高风险系数的特点,按其工艺流程可分为地质评价与总体设计、钻井工程、储层改造和抽采工程等四大子过程,其子过程模块化、 相对独立化特点需要与煤层气开采的整个流程集成化特点相适应,同时子过程间必须相互配合以达到煤层气开采的整体目标。采用现有技术创新方法对煤层气开采过程进行梳理是一种挑战［12］。
将IDE技术创新方法应用于煤层气开采过程中,一方面需要应用系统理论在煤层气勘探开采的整个周期内分析并分解开采流程,在环节优化设计过程中采用IDE技术创新方法对环节中关键因素和技术进行创新设计,达到工艺流程与作业程序双优化,并与总体目标相匹配,形成相互联系的有机体［13］; 另一方面需要综合考虑煤层气开采流程子过程的功能、机理、材料、技术、工艺等内容,利用IDE技术创新方法中材料替代、功能完善、结构优化等手段创新子过程开采模式。 因此,将IDE技术创新方法应用于煤层气开采过程具有可行性,可实现煤层气开采产业的全面集成创新。
2 IDE技术创新方法在煤层气开采中的应用研究
煤层气作为一种清洁、高效、低碳优质能源, 对煤层气快速开发已成为国内外未来能源的发展战略之一。但由于我国煤层气开采条件具有环境复杂性、地质构造多期性、地质构造条件不确定性、煤储层条件差异性等特点,使得煤层气勘探开采成为一项复杂的系统工程。在煤层气开采过程中地质评价与总体设计、钻井工程、储层改造和抽采4个过程中,任何环节的错误都可能导致煤层气开采失败。鉴于此,作者引入IDE技术创新模式对煤层气开采流程进行梳理: ( 1) 采用ID理论与方法将煤层气开采流程进行分解; ( 2) 利用IE理论与方法对子过程进行系统设计,并分析子过程间相互影响关系,使子过程之间形成相互适应、相互配合的有机体,构造煤层气开采流程成为闭环控制系统,实现自动优化控制; ( 3) 将煤层气开采子过程进行优化配置,实现整体最优, 同时,在对子过程进行系统设计过程中,立足于IDE技术创新方法中的系统理论,从煤层气开采整个生产周期内进行考虑,在子过程环节设计中从机理、结构、工艺、功能、技术等方面构思, 对煤层气开采进行深层次优化设计。利用IDE技术创新方法对煤层气开采过程进行优化设计的技术路线图如图2所示。
2. 1地质评价与总体设计分析
我国成煤环境多变性、地质构造规模不均性、 地下水活动强弱不同均造成不同地区成煤时期、 含煤层数、煤层厚度、变质程度、煤体本身力学性质等存在差异。而煤层气资源的富集和保存受控于构造背景为主导的区域地质动力条件的匹配, 构造格局控制煤层、煤阶的展布,构造运动、局部构造、上覆地层有效厚度以及汇水与滞水带控制着煤层气的散失与聚集。同时,沉积环境控制着煤层气的储盖组合、煤储集层的几何形态、煤层厚度,并通过沉积母质影响着煤储集层的含气性、吸附性和物性。此外受煤体结构、构造特征、 埋藏深度、围岩性质等地质因素的控制,各煤层气田具有分区分带性。因此,地质评价与总体设计主要任务是通过地质、化学、物理等勘察手段, 应用数学及计算机科学等工具,准确表达煤储层中煤层气的赋存情况,将煤储层划分为不同的储层类型,同时考虑工程、技术、经济、环境因素, 兼顾煤炭开采,最终可设计出地质效果与经济效果统一、技术要求与可靠程度统一、煤炭开采与煤层气开采统一的煤层气开采方案［14］。
综上所述,结合IE理论对地质评价与总体设计的工艺优化过程进行梳理,以煤层气资源条件、 开采条件、外部环境条件等作为地质评价与总体设计的评价参数,其中煤层气资源条件以资源丰度作为评价指标,而资源丰度与产层、产出程度相关; 产层由煤层与围岩、煤层与煤层间距、厚度决定,分为煤产层与复合产层,同时产层的产出通道必须依渗透率进行定量表征。针对不同地质条件形成与之匹配的地质评价方法和总体设计方案。该阶段工艺流程优化主要体现在以下几个方面。
2. 1. 1理论与标准确定
利用IDE技术创新方法对地质评价总体方案进行梳理,可以将地质评价相关参数划分为地质构造复杂程度、煤层稳定程度、煤体结构、储层压力和煤储层渗透性等五大类,对应的分类依据见表1。
2. 1. 2技术手段选择
地质评价与总体设计以地质理论为基础,以煤层气作为地质评价对象,选择数字化、定量化、 信息化、网络化、智能化和可视化的技术评价手段,综合分析煤储层地质体,确定煤层气富集特征。
2. 1. 3地质评价与总体设计
地质构造是影响煤储层瓦斯赋存、分布及煤层气开采的主要控制因素,是所有地质因素中最为重要而直接的控气要素; 煤体结构类型直接影响煤体孔隙度、渗透率和瓦斯吸附能力; 煤储层压力与煤层气的赋存状态密切相关,直接影响煤层气排采过程中排水降压的难易程度,对地质条件评价具有重大意义; 煤储层渗透性是进行煤层气渗流分析的主要参数,是煤层气开采地质条件评价的关键因素。将上述因素作为地质评价的关键因素,同时以经济可行性和技术适用性作为地质评价与总体设计的准则,从煤层气开采的经济技术条件入手,同时考虑煤层气产业需求和市场价格等因素,从宏观层面对煤层气开采的必要性、 可行性、合理性做出评价; 从企业战略、市场研究等方面协调煤炭开采,以满足煤层气开采的需要。
2. 2钻井工程分析
钻井工程是沟通煤储层与工作环境的纽带, 即利用钻井工具从一定角度向地下进行钻探,通过各种措施在煤储层与工作环境之间建立通道。 井身结构设计既要考虑钻井液压力、地层孔隙压力、地层压裂压力,又要考虑井筒稳定性和钻井过程的工艺复杂性。针对不同的储层条件、水文地质条件、地质构造条件选择与之相匹配的钻井工艺是节约钻井成本、提高煤层气井产气量的关键, 同时探索钻进速度、井壁稳定、储层保护之间的最佳匹配关系是钻井工艺的核心内容之一［15］。钻井工程分析包括以下几点。
2. 2. 1采用IE系统工程理论,将钻井工程进行功能与结构、工艺与流程分解
钻井工程可分解为井型确定、井位布置和钻井工艺技术等三方面内容,由地质评价与总体设计方案结合煤层气井的布井原则,确定参数井、 洞穴井和垂直井,同时需要与矿井采掘工作相衔接,选择地形、地貌相对简单,处于向、背斜的翼部区域,同时应考虑煤层气井的生产周期,形成一定规模的排采井网,以降低煤层气井控制范围内整体区域的地下水位; 根据煤层气预抽井的井场和井网布置,结合采掘计划及地形选择井网布置样式,通常有不规则井网、矩形井网、菱形井网、五点式井网等类型; 由地质评价报告及技术与经济可行性采用不同的钻井施工工艺,选择与之匹配的钻井液密度、粘度与PH值,此外必须监测井斜变化状况。
2. 2. 2工艺流程优化
钻井过程中包括取心、岩屑录井、钻时录井、 简易水文观测、岩芯录井、试井、测井和固井等工序,按照工序的特殊功能和关键结构采用IE系统理论设计具有针对性的钻井方案,有利于实现信息、技术、资源的整合,在创新优化设计钻井工程核心工艺的同时,改进钻井流程,进而实现流程控制、质量控制与风险控制。
2. 2. 3实现最佳匹配
在材料替代过程中,寻求更加合适的钻井液提高钻井效率,减少对煤储层的伤害; 同时针对特定的地质结构选择与之匹配的钻井液,保证单项质量均优良的前提下,以材料替代实现改进设计与创新设计,满足煤层气产业开采更高的技术要求。
2. 3储层改造分析
储层改造是通过各种技术措施改变煤储层受力状态,当煤储层所受作用力大于其承载极限时, 煤储层将产生新的裂隙,增加煤岩透气性并形成裂隙网络,满足煤层气运移条件,使之沿裂隙网络通道产出。储层改造是关系整个煤层气抽采成败的关键环节,主要有水力压裂、气体伴注压裂、 泡沫压裂等方式,以常规水力压裂技术为例,包括支撑剂类型、压裂液类型、前置液量、携砂液量、顶替液量、施工排量、砂比、砂量、加砂泵注程序等。储层改造不仅需要优化压裂方式、确定压裂规模与压裂强度、选择压裂液与支撑剂等, 同时需考虑煤层空隙结构与力学性质、煤层段厚度与均质性、上下围岩厚度与力学性质等影响因素［16］。
利用IDE技术创新方法分析储层改造流程, 从技术创新角度利用新工具、新方法、新材料等技术对工序安排、工艺优化进行创新设计,该过程的优化设计主要体现在以下几点。
2. 3. 1改进压裂工艺
借助IE系统工程理论综合考虑压裂方式、规模、强度、压裂液和支撑剂,以减少煤储层压裂盲区为目标,对压裂施工工艺中的压裂规模、施工排量、砂比、前置液量、携砂液量、顶替液量和加砂程序等工艺参数进行创新优化,改进压裂工艺,达到最佳压裂效果。
2. 3. 2优化压裂方式
在储层改造过程中,综合分析地质评价结果, 结合煤储层结构特征,针对煤层气井压裂过程中小型压裂、前置液造缝、携砂液撑缝、顶替液顶替和停泵测压降等关键步骤可选择多煤层或煤层与围岩合层压裂工艺、气体增能压裂工艺、多分支水平井压裂工艺等压裂方式。
2. 3. 3增加煤层气排采量
从质量控制方面考虑,必要的材料替代可提高储层改造效果,增加煤层气排采量。对常规原生结构和碎裂结构硬煤储层,煤层温度小于30℃ ,压裂规模和沟通面积要求低时,选择低成本、低伤害的活性水压裂液; 如果要求压裂规模大,需考虑清洁压裂液,成本相应增大,而对于低能储层可用N2泡沫压裂液,当温度超过40℃, 可选择低温型冻胶压裂液或者选择增能和驱气兼备的CO2泡沫压裂液,同时需考虑压裂液的携砂能力以及储层压裂过程砂比的选择。
2. 4抽采工程分析
抽采工程是通过改变甲烷赋存空间的压力与其关联的外部压力之间的压差,使煤储层中的甲烷气体不断解吸,并沿着煤储层的裂隙网络运移到井筒,通过地面集输装置达到煤层气抽采的目的。因此,煤层气运移产出规律的基础是煤储层中压力传播的变化规律,而其变化规律则取决于煤层中水的产出来源、产出路径、产出距离等因素。此外,煤层气井的产气寿命一般为10 ~ 15年,煤层气抽采工程是一项长期稳定和细致的工作,且煤层气抽采工程是集煤层气储集运移和气井举升与地面集输、分离于一体的系统工程［17］。
在煤层气抽采工程的工艺优化过程中,以IE理论方法进行流程改进与过程重构,以技术创新为途径进行系统优化,可以提高煤层气井的产气量。
2. 4. 1环节优化设计
根据IDE技术创新理论,将煤层气抽采工艺流程进行精细化逐级分解,直至分解为可控最小单元为止,各阶段与环节相关的优化参数见表2。
2. 4. 2 “五段四点” 抽采工艺形成
借助工艺优化理论,以产气量为煤层气开采的最终表现,综合考虑煤储层精细描述、资源评价、钻井工程、储层改造工程等前期工程,针对煤层气抽采过程中排水、憋压、控压、稳产和衰减等5个阶段进行环节优化设计,同时密切关注地层出水点、解吸点、放气点和稳产点等4个关键控制节点,形成具有针对性的 “五段四点”抽采控制技术,开采与前期开采工艺技术相匹配的抽采工艺。
2. 4. 3硬件设备选型设计
煤层气排采设备的选型是保障煤层气井长期、 稳定和连续抽采的前提条件,根据煤层气井的设计能力和各阶段中的产量选择工作参数与之相符合的抽采设备,可以保证抽采设备性能可靠、持久耐用和易于维修保养,同时需配备井口及产气的压力控制系统。此外,在抽采过程中运用智能化、网络化和可视化技术,有利于实时监控抽采过程中参数的变化情况。
2. 5煤层气开采应用研究
由于煤层气开采具有动态性、时序性等特点, 在工程应用阶段,优化后的煤层气开采流程因开采环境等因素的不同易造成环节的差异化。因此, 遵循IE服务改进原则,需对已优化的开采过程进行动态完善,以适应不同开采环境的要求。结合不同区域开采环境特点,优化后的开采过程若未能取得良好效果,可通过反馈对过程进行优化改进,依此循环,最终可形成最优化的煤层气开采过程。
基于ID技术创新方法可以将煤层气开采过程分解为地质评价与总体设计、钻井工程、储层压裂和抽采工程; 基于IE系统工程理论,可以对4个子过程进行梳理,系统分析每个过程的工艺流程、技术手段、功能实现; 基于IDE技术创新方法,可以对整个煤层气开采过程进行梳理,分析4个子过程之间的相互联系、相互影响关系,使前期工作与后期工作形成有相互关联的整体,同时进行信息交换与反馈,不断对过程进行优化改进,以达到提高煤层气井产气量之目的。
3结论
急倾斜煤层开采特点研究探讨 篇7
急倾斜煤层形成初期呈水平状态, 在演变成为急倾斜煤层过程中, 尽然经历了较强烈的或多次的地质构造变动。在地方煤矿中急倾斜煤层的矿井数约占37.6%, 产量占7.0%。国有重点煤矿开采急倾斜煤层的矿井数占17%, 产量占3.8%。地质条件大多数比较复杂, 开采急倾斜煤层的矿井甚多。
开采急倾斜煤层时, 垂直岩层层面的作用力减小, 沿层面方向的力加大, 所以巷道易发生底鼓和片落, 支架易发生内移和破坏, 由于垂直层面的作用力较小, 在顶板岩性相同的条件下, 工作面采过后, 其顶板比缓倾斜煤层顶板难以冒落急倾斜煤层开采的原则与方法与缓倾斜、倾斜煤层的开采基本一致。但因其煤层倾角大, 矿山压力显现与后两者有着很大的不同, 所以其在矿井开拓方式、采区巷道布置、采煤方法、通风与安全等方面有着其独特的特点。
2 急倾斜煤层开采的主要特点
开采急倾斜煤层的矿井多数是中、小型矿井, 主要受限于煤层构造复杂、断层和褶曲多、厚度变化较大、储量少、开采困难等因素。
2.1 采煤机械化的程度低, 工效低。
急倾斜煤层在采煤机械设计时, 必须考虑机械工作时的稳定性和防倒问题, 这问题至今尚未得到根本解决, 仍然主要依靠爆破或风镐破煤、掩护式支架或单体液压支柱或木支柱支护, 工人劳动强度大, 工序复杂, 经济效益差。
2.2 易发生煤壁片帮。
在工作面超前支承压力作用下, 急倾斜煤层煤壁松软破碎, 易发生片帮或引发端面事故。
2.3 安全性差。
急倾斜煤层的倾角大于岩石安息角, 采下的煤能自动下滑, 易冲倒支架, 砸伤人员。围岩节理发育, 初次来压和周期来压与不明显, 易发生无预兆的大面积突然冒顶垮落, 造成顶板事故。
2.4 工作面支护工作的难度大。
急倾斜煤层顶板压力沿倾斜作用的分力大, 煤层开采后, 煤层顶、底板都有可能沿倾斜方向滑动垮落, 易造成支架稳定性差。
2.5 顶板难管理。
由于煤层倾角大, 采空区垮落的岩石会对下部采空区产生局部充填作用。因此, 其垮落带、裂隙带及下沉带的分布与倾斜煤层正好相反;受开采技术、经济等因素的限制, 没有比较合理的顶板管理方法。
3 急倾斜煤层主要的采煤方法
长期以来, 国内外学着对急倾斜煤层的采煤方法作出了不懈的努力, 并取得了一定的进展, 但由于急倾斜开采的特殊性, 未能找到开采此类煤层行之有效的方法, 常见的开采方法有以下几种。
长孔爆破采煤法:回采工艺比较简单, 人员不进人回采工作面, 劳动强度较低, 安全条件较好。只能适用于顶底板比较坚硬, 无煤尘爆炸危险的低瓦斯矿井。
俯伪抖走向长壁分段密集采煤法:工作面呈俯伪斜直线布置, 避免了煤壁片帮伤人, 工作面周期来压不明显, 也为进一步实现采煤机械化创造了条件, 它适用于煤层倾角在40°~75°, 煤层顶板中等稳定, 采高不超过2m的低瓦斯煤层。
柔性掩护支架采煤法:是我国急倾斜煤层一种主要的开采方法。工作面沿走向推进, 具有走向长壁采煤系统的优点;采用25°左右的伪斜工作面, 把急倾斜煤层变成缓倾斜煤层来开采。这种采煤方法适合在煤层赋存比较稳定倾角在60°~70°的煤层中使用。
水平分段放顶煤采煤法:急倾斜煤层水平分段放顶煤采煤法的试验成功, 是急倾斜煤层采煤法及其回采工艺的重大改革。该方法适用于无落差较大的断层, 煤层倾角在45°以上, 厚度煤层稳定大于20m中硬和中软煤层。
沿空留巷 (回风平巷)
留巷采用“八”字型揉性掩护支架。巷道内不安装设备, 仅供行人及回风。巷道断面底宽0.8mm, 顶宽0.5m, 高度1.8m。柔性掩护支架采用旧钢轨或工字钢制作。同时, 在支架上布置钢丝绳绳卡, 便于固定钢丝绳。每架按照设计和要求共设四个绳卡, 每个绳卡间距500mm, 最下一个绳卡距支架下端为500mm。“八”字型揉性掩护支架间距0.5m, 支架间利用木板链接。回采结束后回风巷的柔性掩护支架回收, 以便下次利用。
4 急倾斜煤层开采存在的主要问题
开采急倾斜煤层矿山压力分布不同一般煤层采煤方法, 这就造成顶板难控制, 生产安全系数低。急倾斜煤层一般地质条件复杂和开采环境的限制, 造成机械化程度低、生产能力小、工效低。急倾斜煤层的采煤方法没有形成比较合理的分类, 不利于研究学习与交流。因此, 通过对急倾斜煤层采煤方法的分析与研究, 提高急倾斜煤层经济效益和资源回收率, 对急倾斜煤层的开采具有十分重要的意义。
5 结论
急倾斜煤层受构造运动的影响, 造成煤层赋存条件差、储量少。由于煤层倾角大, 造成矿压显现于缓倾斜不同, 加之本身就受构造运动的影响, 围岩的完整性和稳定性遭到破坏, 顶板难以管理, 安全和通风问题严重。资源回收率和经济效益差。急倾斜煤层的采煤方法一直是采矿技术中的难题之一, 长期以来对急倾斜煤层研究获得一定的进展, 然而, 由于急倾斜煤层开采条件的特殊性, 至今仍未找到行之有效的开采方法。
摘要：急倾斜煤层一般指倾角大于45°的煤层, 急倾斜煤层储量占我国煤炭总储量的40%。急倾斜煤层产状复杂, 围岩的完整性和稳定性遭到破坏。使得急倾斜煤层采煤方法与其他采煤方法有着很大的差异。
关键词：急倾斜煤层特点,采煤方法,煤层倾角
参考文献
[1]王卫军, 朱川曲等.急倾斜煤层巷道放顶煤理论与实践[M].北京:煤炭工业出版社, 2001.
[2]谢东海, 冯涛, 赵伏军.我国急倾斜煤层开采的现状及发展趋势团.科技信息, 2007.14:21-23.