含水层下开采（共6篇）
含水层下开采 篇1
一、矿井概况
麦垛山井田南北长约14km, 东西宽约4.5km, 面积约65km2。本井田可采及局部可采煤层共20层。直罗组砂岩下段为开采1煤层、2煤层的主要充水含水层, 为巨厚型含水层, 平均厚度达到138.7m。矿井水文地质类型进行了重新划分:2煤层为极复杂型、6煤层为复杂型。矿井生产规模8.00Mt/a, 服务年限102a。矿井采用主斜井-立井单水平开拓方式。
二、煤层开采顶板导水裂隙带计算
1煤层为矿井大部分可采煤层, 主要分布在20勘探线以北区域。2煤层是矿井主要可采煤层之一, 全井田分布。影响1煤层, 2煤层开采主要充水水源为顶板侏罗系中统直罗组砂岩裂隙孔隙含水层下段 (Ⅱ下) 。因此采用中硬岩体的导水裂隙带高度计算公式进行计算:
平均1.66m, 计算得到1煤层导水裂隙带发育高度分别为:22.73m、47.11m、32.13m。1煤层导水裂隙带发育高度分别为:20.75m、38.05m、31.19m。2煤层单向抗压强度为23.8Mpa。井田范围内2煤层可采厚度为0.84～7.48m, 平均2.88m, 2煤层导水裂隙带发育高度分别为:22.59m、52.65m、40.69m。
三、煤层开采可行性分析
(一) 煤导水裂隙带破坏分析。在井田范围内1煤层开采后形成的导水裂隙带破坏上部直罗组砂岩含水层下段 (Ⅱ下) , 直罗组砂岩含水层下段孔隙裂隙水, 通过开采活动形成的导水裂隙带, 直接进入矿井, 对矿井1煤层的开采带来直接的影响。2煤层顶板多为粉砂岩, 次为泥岩及细粒砂岩;泥岩多分布在井田的中部;底板岩性以粉砂岩为主, 次为泥岩和少量的炭质泥岩。在2煤层首采区北翼, 直罗组砂岩含水层在10～30m左右。通过分析, 2煤层在首采区北翼范围内开采形成的导水裂隙带破坏了中间含水层, 使上部直罗组砂岩含水层下段孔隙裂隙水直接成为矿井的充水水源。上部侏罗系中统直罗组顶板直罗组砂岩裂隙孔隙含水层下段 (Ⅱ下) , 1、2煤层不宜前期直接回采, 宜先进行疏放水工作。
(二) 煤开采顶板导水裂隙带计算。
1. 导水裂隙带计算。麦垛山矿井6煤层是井田主要可采煤层之一, 大部分可采, 上距4-3煤层底板27.26～105.33m, 平均59.98m。井田内见煤点121个, 煤层厚度0.18～7.59m, 平均2.58m;可采点118个, 可采厚度0.80～7.59m, 平均2.63m, 厚度变化大, 但是变化很有规律, 煤层厚度呈南北向展布, 南厚北薄。6煤层在矿井首采区南北两翼均有分布, 首采区北翼内煤层厚度0.96～3.49m, 平均2.26m。首采区南翼内煤层厚度1.41～4.68m, 平均3.49m。6煤层顶板以粗砂岩为主, 粗砂岩天然状态下单向抗压强度为23.8MPa, 上覆除了岩层还有4.-3煤层和泥岩。矿井首采区北翼范围内6煤层厚度为0.96～3.49m, 平均2.26m, 因此利用采厚最小、最大和平均值计算得到首采区北翼6煤层导水裂隙带发育高度分别为:24.29m、43.60m、36.92m。井田首采区南翼范围内6煤层厚度为1.41～4.68m, 平均3.49m, 因此利用采厚最小、最大和平均值计算得到首采区南翼6煤层导水裂隙带发育高度分别为:29.68m、47.80m、43.60m。
2. 煤导水裂隙带破坏程度分析。根据6煤层导水裂隙带的计算结果。其开采形成的导水裂隙带都在50m以下, 6煤层距离上部侏罗组砂岩含水层下段 (Ⅱ下) 超过150m, 开采形成的导水裂隙带不会沟通上部侏罗组下段含水层 (Ⅱ下) 。6煤层开采后的主要破坏表现在对上部煤层的破坏。6煤为井田主要可可采煤层之一, 6煤层以上赋存1煤层、2层煤、3-1煤层、3-2煤层、3下煤层、4-1煤层、4-2煤层、4-3煤层共计八层可采煤层。其中, 3下煤层、4-1煤层、4-2煤层三层煤为局部可采, 发育程度为不稳定煤层。其余1煤层、2煤层、3-1煤层、3-2煤层、4-3煤层五层煤为大部分可采煤层, 稳定程度为较稳定煤层。根据导水裂隙带计算数据及6煤层开采导水裂隙带高度等值线图可以看出:6煤层开采后, 导水裂隙带主要在40～50m之间。
3. 上行开采可行性结论。6煤开采后形成的顶板导水裂隙带, 仅在井田东局部区域会造成4-3煤层的破坏, 该处上覆其它煤层则不会被破坏, 会造成4-3煤层的局部资源损失, 1、2煤层与6煤层间采用上行开采顺序先开采6煤层是可行的。
(三) 煤层巷道掘进可行性分析。
1. 巷道掘进涌水量的预测。
1煤层和2煤层20勘探线以南区域煤层顶板与侏罗系中统直罗组砂岩裂隙孔隙含水层下段 (Ⅱ下) 直接接触, 煤层巷道掘进工作面涌水量预测如下:
(1) 预测方法:采用水平巷道涌水量预测方法。其涌水量可以按照下式计算:
Q———预计涌水量, m3/d;R———影响半径, m;
H———含水层厚度, m;B———水平巷道长度, m;
K———渗透系数, m/d;h———水位降低值, m;
(2) 计算公式参数的选取。渗透系数取钻孔测量数据平均值, 含水层厚度取该钻孔位置上的数据。水位降深值为该钻孔在该位置的水位高程同该位置煤层底板的差值。
影响半径根据公式:其中S为降深K为渗透系数。
2. 煤层巷道掘进可行性分析。
由表1可以看出:在井田的不同位置巷道掘进涌水量亦不相同, 总体规律为从北向南逐渐增大。2煤20勘探线以南区域, 巷道掘进涌水量大, 掘进施工困难, 以北区域, 可以进行巷道掘进施工。
四、结语
通过对煤层导水裂隙带的分析, 井田内1、2煤层开采要先对上覆侏罗系中统直罗组砂岩裂隙孔隙含水层下段 (Ⅱ下) 进行疏放水处理, 再视情况适时对1、2煤资源进行回采。
通过分析, 设计认为在1煤分布范围和2煤20勘探线以南区域巷道掘进困难, 在2煤20勘探线以北区域巷道可以正常掘进。
摘要：麦垛山煤矿直罗组砂岩下段为开采1煤层、2煤层的主要充水含水层, 为巨厚型含水层, 平均厚度达到138.7m, 通过计算, 该区域内静水储量为0.71×108m3。通过上行开采形成导水裂隙带, 规避水患影响, 有效解放2煤层以下18层煤层。
关键词：巨厚型含水层,上行开采,可行性分析
参考文献
[1].宁夏回族自治区煤田地质局.神华宁夏煤业集团鸳鸯湖矿区麦垛山煤矿筹建处井田勘探地质报告[R], 2007
[2].于永幸, 肖华强.巨厚松散含水层压煤开采上限研究[J].煤矿开采, 2008
含水层下开采 篇2
铁南矿井煤层主要赋存于伊敏组,可采煤层8层,平均总厚34.18 m。自上而下编号分别为Ⅱ1、Ⅱ1下、Ⅱ2-1、Ⅱ2-2、Ⅱ3-1、Ⅱ3-2、Ⅱ3-3、Ⅱ3-4。Ⅱ2-1号煤是唯一的在全井田达到可采的煤层,煤厚4.04 m～15.37 m,平均厚度10.14 m。井田内发育稳定。本层可采面积22.11 km2,属单一结构的特厚煤层,在井田中部,煤层的顶部或底部可见一层夹矸,局部见2层～3层夹矸,厚0.20 m～0.40 m。
矿井范围内赋存含水层4层,自上而下分为第4系砂砾石含水层(V含水层)、Ⅱ1煤层顶板砂岩含水层组(Ⅳ含水层组)、Ⅱ1～Ⅱ2-1煤层间砂岩含水层组(Ⅲ含水层组)、Ⅱ2-1～Ⅱ3-2煤层间砂岩含水层组(Ⅱ含水层组)4个含水层(组)。井田煤层直接充水含水层的钻孔单位涌水量在0.1 L/(s·m)～2.0 L/(s·m)之间,水文地质条件复杂程度属于中等,水文地质勘查类型为Ⅰ类Ⅱ型,即以孔隙含水层充水为主,水文地质条件中等偏复杂的煤矿床。
矿井可采煤层最上一层的Ⅱ1煤层经过专门机构论证,结论如下:开采Ⅱ1煤时垮落带将直接波及含水层区,IV含富水性强,且具有一定的补给,难以实现彻底疏干。因此,在现有技术水平条件下,该区域内的Ⅱ1煤层是无法实现安全开采的。
因此,矿井初期就将开采Ⅱ2-1煤层,下面将就Ⅱ2-1煤层的含水层下开采可行性进行论证[1]。
2 Ⅱ2-1煤层的水体下开采的可行性
Ⅱ2-1煤层顶板含水层为Ⅲ含水层组,该含水层分布于全井田,西部厚,东部薄,岩性主要为Ⅱ2-1煤层顶板中粗砂岩,胶结物多为泥质,含水层以孔隙水为主,裂隙水次之,含水层厚度变化大约为5.15 m～58.53 m,平均31.52 m。水位埋深6.40 m～34.30m,据详查和勘探报告,钻孔单位涌水量0.271 L/(s·m)～2.436 L/(s·m),富水性中等,渗透系数1.375m/d～5.039 m/d。水温5℃～6℃,水化学类型为HCO3-CL-Ca-Na及HCO3-CL-Ca-Mg型。矿化度0.563 g/L～0.774 g/L。水力性质为承压水,为Ⅱ2-1煤层直接充水含水层组。
铁南煤矿Ⅱ2-1煤层顶板砂岩含水层属松软砂岩含水层,砂岩的固结程度一般较差,当含水层处于饱水状态时,含水砂岩中的泥砂具有一定的流动性,当含水层受到采动影响时有可能出现水砂溃决现象,从而对井下生产安全构成严重威胁。所以,Ⅱ2-1煤层顶板松软砂岩含水层的岩性结构特征、分布特点及其与开采煤层之间的对应关系等对于能否实现安全开采影响巨大。
按照《建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程》,当煤层开采时所形成的垮落带波及弱含水体,该弱含水体为疏干的松散层或基岩水体时,允许煤层在对水体完全疏干、留设防塌煤岩柱的前提下进行开采。对水体进行疏降处理,在对水体进行基本疏干的情况下,则可按留设防砂煤柱进行开采。而当含水层导水裂隙带波及不到含水层时,可以通过留设一定的防水煤(岩)柱进行直接回采,但在回采过程中应有提前探放水措施。
根据以上分析,我们先对Ⅱ2-1煤层开采时形成的导水裂隙带进行计算:
从钻孔统计和室内岩石物理力学试验结果得出,Ⅱ2-1煤层覆岩属软弱类型,因此,按照《建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程》,选取软弱覆岩类型公式进行计算。
a)垮落带高度:
式(1)中:Hm为垮落带高度,m;M——采厚,m;
b)导水裂缝带高度:
式(2)中:Hli为导水裂缝带高度,m;M——采厚,m。
Ⅱ2-1煤层煤厚3.5 m～14.7 m,根据以上公式,计算得出:Ⅱ2-1煤层开采时垮落带高度8.0 m～13.4 m,导水裂缝带高度26.1 m～33.1 m。
Ⅱ2-1煤与Ⅱ1煤间距在63.8 m～109 m之间,故此,开采Ⅱ2-1煤时导水裂隙带不会波及到Ⅱ1煤以上各含水层。在正常地质条件下,Ⅲ含水层与以上各含水层水力联系不密切,换言之,Ⅲ含水层不存在稳定的补给源头,具备疏降或疏干条件。另外,Ⅱ2-1煤顶板与Ⅲ含水层之间存在30.00 m～75.00 m的隔水层,该隔水层岩性为泥岩和粉砂岩,遇水膨胀,隔水性能好。即使局部地段开采时导水裂隙带影响到Ⅲ含水层,参照与铁南矿井相邻的灵东矿实际开采Ⅱ2-1过程中的疏放水结果看,灵东矿开采过程中Ⅲ含水层实际涌水量并未达到地质报告中提供的数值。灵东矿疏降水后实现的安全开采,对铁南矿井也具有良好借鉴作用和现实的参考价值。因此铁南矿井针对Ⅱ2-1煤层的不同地段采用不同的疏降水措施后可以达到安全开采的目的。
3 Ⅱ2-1煤层的水体下安全开采的具体方法及建议
3.1 开采方法
铁南矿Ⅱ2-1煤层顶板含水层为Ⅲ含水层,单位涌水量0.271 L/(s·m)～2.436 L/(s·m),富水性中等,渗透系数1.375 m/d～5.039 m/d。为中等富水含水层,因缺少Ⅲ含水层底板等高线的地质资料,无法确知Ⅲ含水层与Ⅱ2-1煤层间距,故此,从煤层开采方法上,铁南矿井将来开采Ⅱ2-1煤时可以通过资料补充后采取以下几种措施进行开采。
a)如Ⅲ含水层与Ⅱ2-1煤层间距在52.1 m以上时,可在不对水体进行相应处理的情况下通过留设防水煤(岩)柱进行直接回采,但回采过程中应及时进行探放水。
防水煤岩柱(Hsh)的最小尺寸应当大于导水裂缝带的最大高度(Hli)加上一定厚度的保护层(Hb),即:
式(3)中,Hsh为防水安全煤岩柱的垂高,m;Hli为导水裂缝带最大高度,m;Hb为保护层厚度,m。
软弱覆岩条件下保护层厚度按照2倍采厚选取,开采厚度按9.5 m预计,则防水安全煤岩柱高度为45.1 m～52.1 m;
b)如Ⅲ含水层与Ⅱ2-1煤层间距在32.4 m以上、52.1 m以下时,可在对水体进行疏降处理,在对水体进行基本疏干的情况下通过留设防砂煤(岩)柱进行回采。
防砂煤岩柱(Hs)的最小尺寸应当大于垮落带的最大高度(Hm)加上一定厚度的保护层(Hb),即:
式(4)中,Hs防砂安全煤岩柱的垂高,m;Hm为垮落带最大高度,m;Hb为保护层厚度,m。
保护层厚度按2倍采厚选取,则软弱覆岩条件下防砂安全煤岩柱高度为27 m～32.4 m;
c)如二Ⅲ含水层与Ⅱ2-1煤层间距在13.4 m以上、32.4 m以下时,可在对水体进行完全疏干的情况下通过留设防塌煤(岩)柱进行回采。
防塌煤岩柱(Ht)的最小尺寸应当等于或接近于垮落带的最大高度(Hm),即:
式(5)中,Ht——防塌安全煤岩柱的垂高,m;Hm为垮落带最大高度,m。
则软弱覆岩条件下防塌安全煤岩柱高度为8 m～13.4 m。
3.2 疏降措施
3.2.1 顶水开采与疏干或疏降开采相结合
当局部地段煤层开采时候形成的导水裂缝带将直接波及Ⅲ含水层时,应结合含水层的富水程度、矿井排水能力以及回采工作面的承受能力,对Ⅲ含水层实行疏干或疏降开采,以最大限度地回收煤炭资源,实现高产高效安全开采。
3.2.2 先疏后采与边采边疏相结合
当含水层含水量较大、岩性以砂岩、泥岩混合地段进行开采时,止溃水、溃砂,是实现首采工作面综放控水安全采煤的前提条件,不容忽视。限制工作面涌水量在可承受的范围内,使其不超过矿井、采区的排水能力和工作面的疏排水能力,以保证矿井、采区及工作面不被淹没和避免人民生命财产遭受损失;控制工作面的涌水方式,使其不恶化或者不过分恶化采煤作业环境,以确保正常的采煤作业和劳动条件,这些都是实现首采工作面安全采煤过程中不可回避的重要内容。分析结果表明,当开采时垮落带不波及Ⅲ含水层,因此,Ⅲ含水层一般无溃砂威胁,对Ⅲ含水层采取先疏后采与边采边疏相结合的措施,即通过先疏后采来降低含水层水头压力,以减小回采时的涌水量峰值,而通过边采边疏来实现Ⅲ含水层疏干,从而为后续回采创造便利条件。
3.2.3 钻孔疏干或疏降与回采疏干或疏降相结合
当Ⅲ含水层与Ⅱ2-1煤层间距满足留设防砂煤(岩)柱进行回采条件时,为了防止工作面涌水量突然大量增加,必须将Ⅲ含水层预先疏降,所以,首先采用钻孔疏干或疏降措施进行疏干,具体方法是,采前在工作面顺槽和探水巷内按照一定间距施工仰上钻孔,预疏Ⅲ含水层,钻孔间距初定为20 m～50 m,终孔层位要求穿过Ⅲ含水层,疏放水实施过程中应根据钻孔出水情况适当调整钻孔间距,争取在回采前最大程度疏降含水层,基本解除工作面突水威胁;然后再采取回采疏干,通过钻孔与回采疏干或疏降措施的综合运用,最终达到疏干Ⅲ含水层和避免工作面溃砂的目的。
3.2.4 分段控制开采厚度
根据现有资料,Ⅱ2-1煤层顶板砂岩含水层富水性强,存在着向回采工作面溃水、溃砂的可能,首采工作面采用综采放顶煤开采时,采动破坏性影响加剧,回采工作面溃水、溃砂的危险性将大大增加,如不能预先对水体进行必要处理,则有可能发生溃水、溃砂事故。所以,为了确保生产安全,采用综放时,必须循序渐进、边推进边调整放煤参数,分块段、有条件地增加采煤厚度,通过控制采动裂缝的发育程度和范围,由下而上逐步波及Ⅱ2-1煤层顶板砂岩含水层,边回采边疏干或疏降有关含水层,直至实现正常放顶煤开采。
摘要：通过对铁南矿井主采的Ⅱ2-1煤层上覆Ⅲ含水层组层位、厚度及富水性等参数的分析,初步探讨Ⅱ2-1煤层水体下采煤的可行性,并给出开采Ⅱ2-1煤层的具体思路及建议。
关键词：含水层,导水裂隙带,防水煤柱,疏干降水
参考文献
含水层下开采 篇3
1 矿井松散层底部含水层富水性特征的分析评价及研究
新生界松散层底部含水层是矿井开采薄基岩浅部煤层的主要充水水源之一, 松散含水砂砾层尤其是松散层下部的底部含水砂砾层, 同矿井开采关系密切。
1.1 厚松散含水层结构特征。
松散层从垂向上均存在含、隔水层组相间的多层复合结构, 其中三隔的厚度一般均大于60m且分布稳定, 基本阻隔了下部含水层与上部含水层之间的水力联系。深厚松散层岩性的平面分布特征主要表现为区域内的类似性和局部地段内的差异性。所谓区域内的类似性, 是指在井田大面积范围内深厚松散层岩性具有类似、稳定的结构, 各含、隔水层有类似的结构, 并且岩层由类似的矿物成份构成具有较好的类似性。井田范围内具有相同的“四含三隔”结构, 其中, 分布稳定的“三隔”粘土层以蒙脱石、伊利石矿物成份为主, 具有良好的阻隔水特性。局部地段内的差异性, 是指在具体采区范围内与开采有关的含、隔水层岩性、厚度变化大, 性质差异明显。例如, 五沟矿主、副井间距小于40m, 其“四含”底部砂砾层在主井处厚度为23.4m, 砾石的粒径较大, 而在副井处仅为13.6m, , 粒径较细 (图1) ;“四含”的富水性具有明显的平面分带性。
1.2 底含的沉积结构特征与富水性评价。
对五沟煤矿补1～补4孔和水文对比孔的四含土样进行的渗透实验, 渗透系数为0.346～1.9 m/d。测试结果表明, 粗粒含量越高, 渗透系数越大, 水稳定性较差。实验资料表明:松散层中的底部含水层, 平均厚度为32m, 渗透系数K=0.0066～3.282m/d, 单位涌水量q=0.00684～0.71L/s.m, 含粘量较高, 呈固结～半固结状态, 流动性较差, 富水性弱～中等, 迳流补给条件不畅, 为封闭～半封闭型复合性水体, 地下水以静储量为主, 在垂向和水平方向的补给缓慢, 为浅部煤层安全开采和采用采动裂隙疏放“底含”水提供了良好的条件和内在保证。 (见表1)
2 基岩风化带的工程地质特性研究
2.1 基岩风化带的分布规律。
井田内各区域基岩风化程度存在较大差异。五沟煤矿北部基岩风化深度约为4.5m～45.6m, 一般风化深度约为15m～25m, 平均约为22m, 煤层露头风化深度较深, 盆地中心地段则风化深度较浅;井田南部基岩风化深度多为5m～20m, 平均约为18m, 部分地段的基岩强风化带深度为7m～15m。在风化岩层中, 风化砂岩、粉砂岩和泥岩的裂隙较发育, 铁锰质充填, 质变软, 风化泥岩、粉砂岩泥化率较高, 砂岩粘土矿物含量占60～75%, 以石英、长石为主, 长石大部分已高岭土及蒙脱石化;风化砂岩比泥岩透水性稍强。
2.2 基岩风化带的工程地质特性。
通过对基岩风化带的结构、物质组成、物理、力学性质的分析研究, 发现其在剖面和区域上的变化规律如下:a.基岩风化带的分布特征在剖面上有明显的规律性, 如氧化物含量、孔隙比、饱和含水量、抗压强度、岩层的渗流特征都可以作为风氧化带风化程度的特征值。b.风化带岩石的结构以粗颗粒为主, 各类原生矿物, 除石英外, 均已风化为高岭石, 抗压强度大幅度降低, 塑性变形能力明显增强, 具有良好阻隔水性能。c.风化岩层受风化影响, 强度大幅度降低, 矿物成份发生了严重的变异, 粘土矿物成份含量急剧增加, 塑性变形能力显著增强, 储导水能力降低, 突水溃砂能力减弱。在开采扰动下, 膨胀性能进一步增强, 再生隔水性能良好, 具有阻隔裂隙发展和防止底含水下渗的双重作用, 为高水压作用下薄基岩浅部煤层的安全开采提供了良好的条件。d.基岩风化带岩层具有孔隙率高、含水量大、强度低、胶结程度差, 水稳定性差, 失水后, 孔隙率降低强度逐渐增强是厚含水松散层下薄基岩浅部煤层煤岩柱留设方式选择的重要依据。
3 薄基岩浅部煤层覆岩破坏移动演化规律研究
覆岩破坏规律的观测研究, 是合理确定安全煤柱尺寸的关键。采用了多种测试方法及手段对主采煤层的覆岩破坏特征等进行了系统观测研究。此外, 还通过室内相似材料模拟实验及计算机数值模拟计算分析等, 对试验研究矿区的覆岩破坏规律进行了理论上的深入研究。
3.1 相似材料模拟试验研究。
依据《五沟煤矿含水层下开采煤岩柱合理留设研究》, 南一采区在采高为3.8m的条件下, 综采工作面两带发育规律模拟成果如表2。
3.2 数值模拟研究。
根据数值模拟结果以及煤层顶板覆岩采动后的不同破坏程度, 将煤层覆岩自上而下划分为五个变形破坏区域:未破坏区 (即弹性区) 、塑性变形破坏区、拉张裂隙区、拉张破坏区、局部拉张区。通过FLAC3D程序模拟计算, 根据塑性条。件、破坏准则、位移及应力判别, 确定出冒落带和导水裂缝带的高度, 如表3。
3.3 薄基岩浅部煤层覆岩破坏移动演化规律的实测研究。
本项目的覆岩破坏观测除采用传统的钻孔冲洗液法外, 还试验了彩色钻孔电视法、钻孔数字超声成象法、钻孔声速法和数字测井法等新的方法。通过多种方法的综合运用, 保证了覆岩破坏观测资料的可靠性。
根据南一采区施工的4个两带孔, 通过钻孔水位和冲洗液消耗量观测, 获得五沟煤矿实测冒落带高度和导水裂缝带发育高度 (见表4) 。由实测资料可知:大采高综采工作面开采后, 冒落带高度为9.14～16.4m, 为采厚的2.40～4.69倍, 导水裂缝带高度为25.79～38.65m, 是采厚的7.37～11.6倍。研究表明, 开采上限提高越高, 冒落带和导水裂隙带发育高度相应降低。
4 含水层下簿基岩浅部煤层控水开采煤岩柱质量性能评价
4.1 岩体力学强度测试结果与分析。
4.1.1 WQCE-1型围岩触探仪的测试结果。五沟矿补5水文采前对比孔浅部, 距“底含”底面 (0～20.0m) 范围内, 岩体风化现象较为严重, 岩石的强度和硬度大幅度的降低, 强风化带岩石一般呈土黄色、褐黄色, 岩芯破碎, 裂隙发育, 水浸蚀现象严重。泥岩风化严重时呈高岭土状, 砂岩风化严重时呈疏松状。弱风化带岩石裂隙发育, 岩芯破碎。风化带岩石RQD值一般在0～50%左右。采用点荷载仪对五沟煤矿浅部煤层工作面开采区域浅部顶板岩层进行了现场测试:泥岩的平均抗压强度为4.1Mpa, 砂岩类的平均抗压强度为11.6Mpa。研究表明:厚松散含水层下浅部煤层工作面顶板邻近底部含水层的浅埋岩层应属于软弱岩层。4.1.2岩块强度室内试验结果与分析。在五沟煤矿浅部煤层综采工作面检查探测孔中取具有代表性的岩样30块, 采用RMT-150刚性压力机, 进行了室内抗压及抗拉强度试验, 试验得出薄基岩浅部煤层开采的强度特征具有如下规律:a.不同类型岩石的抗压强度不同, 粗砂岩的抗压强度最大, 泥岩的抗压强度较小;试样浸水后其抗压强度均有所降低。b.不同岩石的抗拉强度不同, 砂岩的抗拉强度较大;岩样浸水后的抗拉强度明显降低, 但不同岩性降低程度不同。
4.2 岩石干燥饱和吸水率和浸水试验结果及分析。
为了研究试验矿井工作面上覆岩层、尤其是基岩风化带的含、隔水性及其再生隔水能力, 在五沟煤矿水文长观孔中共取了114组岩样进行岩石的水理性质试验, 结果统计分析如表5。4.2.1无论岩性如何, 未风化的岩石干燥饱和吸水率小于12%, 其崩解类型为不变性及微开裂型, 并且随着岩石的含泥量减小, 干燥饱和吸水率也减小。4.2.2随着风化程度的加深, 岩石的干燥饱和吸水率逐渐增大, 这说明岩石风化后吸水量增大, 膨胀性能增强。4.2.3风化岩石的干燥样品浸水后主要呈碎裂型, 严重风化的泥岩及泥质胶结的砂岩浸水后呈泥化型, 即处于风化带内岩石具有较好的隔水性及再生隔水性。
4.3 岩石矿物微观分析。
为了研究厚含水松散层下薄基岩浅部煤层风化岩石的隔水性能, 评价防护煤岩柱的质量, 在补5水文采前对比孔孔中取了8个样品, 分别采用X光衍射及电镜扫描对岩石的组份及微组份进行了分析, 如表6。分析结果表明:a.上覆岩层质地均匀、致密、细腻, 干燥时较为软弱。岩石类型主要为砂质粉砂岩;高岭石、长石质中砂岩, 这些岩石中碎屑矿物含量比一般砂岩小, 粘土矿物含量较大。b.岩石中的碎屑矿物主要为石英、钾长石及斜长石, 碎屑粒度较细。岩石中的矿物碎屑间充填的粘土矿物较多, 碎屑间相互接触, 形成了岩石的基底式泥质胶结形式。c.岩石中粘土矿物主要为蒙脱石、高岭石等, 这些矿物颗粒极细, 颗粒多为细鳞片晶体集合体。这些粘土矿物具有吸水性强、吸水后体积膨胀的特性。d.岩石的显微结构多为泥质及粉砂泥质结构, 岩石遇水后垂直与平行层理方向膨胀量都较小。e.岩石中未见易溶于水的矿物、裂隙不发育并且微孔洞也不太发育。f.试验研究结果表明:主采煤层顶板尤其是基岩风化带覆岩岩层的阻水能力和再生隔水能力均较强。
5 厚松散含水层下薄基岩浅部煤层控水开采关键技术及应用
在水体下开采工作中, 为使矿井实现安全、合理生产, 必须认真优化安全开采方案和煤岩柱留设方法, 正确、合理地选定安全煤岩柱高度和回采上限。
5.1 控水开采煤岩柱合理留设的优化与选定。
结合本矿厚松散层底含的沉积结构与富水特征:富水性弱～中等, 渗透性较差, 迳流补给不畅, 含水层内粘土含量较高, 呈固结～半固结状态, 流动性较差;风化岩体工程地质特性:胶结程度较差, 水砂流动性好, 孔隙率高, 饱和含水量大, 强度低, 自身承载能力弱, 水稳定性差, 容易失稳, 以及失水后强度逐渐增强, 阻隔水性能极好的特点;主采煤层倾角较缓, 便于采用上行开采布置, 顶板覆岩类型为下硬上软, 经分析实验, 优化比较, 确定厚松散含水层下薄基岩浅部煤层安全开采, 煤岩柱留设方式为先采用留设防水煤岩柱、后采用留设防砂煤岩柱最后再留设防塌煤岩柱的留设新模式。其思路为利用留设防水煤岩柱开采顶板容易控制, 开采后所产生的采动裂隙疏放煤系地层砂岩裂隙水和风化裂隙水, 切断煤系砂岩水与底含水的联系, 降低风化岩体的孔隙率, 减少风化软弱岩体的失稳机理, 提高顶板岩层的自身承载能力;利用防砂煤柱开采所产生的采动裂隙疏放厚松散含水层底含水和底部含水层的水砂流动性, 降低底含水的水头压力, 提高缩小防护煤柱开采的安全可靠性。
5.2 在五沟煤矿的应用
五沟煤矿与安徽建筑工业学院合作, 于2007.12～2010.5在矿井南一采区合作开展了“1016、1017和1012工作面缩小防水煤柱开采试验研究”项目, 在试验试采过程中, 主要采取快速、匀速、连续推进, 加强工作面顶板管理, 预报与监测水情, 以及控制或减轻覆岩破坏程度等一系列切实可行的技术开采措施, 截至2010年12月底已有1016、1017、1012等3个提高回采上限工作面实现安全回采, 目前回采上限已提高到-280m, 共回收原设计防水煤柱压煤128.9万吨。
获得了含水层下薄基岩浅部煤层控水开采的丰富技术经验;为在其他类似条件矿区实现薄基岩浅部煤层控水开采, 提供了充分的实践和技术理论依据。
摘要：研究了厚松散层底部含水层的分级细化标准、径流、补给、排泄条件及水稳定性、薄基岩风化软弱岩层的岩石属性、工程变异特征和薄基岩浅部煤层开采覆岩破坏移动演化规律与关键调控技术, 揭示了薄基岩浅部煤层开采覆岩破坏移动的新特点与控水开采机理;首次系统地提出了采用采动裂隙疏放煤系砂岩裂隙水、风化裂隙水和底含水;煤水分流的设计新理念;加大开采高度, 护-让结合的软弱顶板调控新技术;物探精细化探测, 地质弱面预先加固的防治突水溃砂控水开采关键技术和安全防范措施, 实现了安全开采, 回收原设计防水煤柱128.9万吨, 延长了矿井服务年限。
含水层下开采 篇4
沁水煤田为大型的石炭-三叠纪煤田, 资源储量丰富。晋城矿区位于沁水煤田的南端, 近年来, 各生产矿井随着生产技术的改造, 生产效率大幅度提高, 矿井服务年限缩短。为实现矿井可持续发展, 在不增加矿井生产能力的前提下, 需对下组煤进行开拓延深, 实现3#煤层与下组煤之间的配采, 发挥现有资源的最大效益, 延长矿井服务年限。
下组煤开采面临的最大问题是来自煤层底板奥灰岩溶强含水层的突水威胁。奥陶系顶板与下组煤15#煤层底板间距很小, 最小间距不到20 m。加上受底板采动破坏的影响, 在带压区要安全开采15#煤仅依靠本溪组薄隔水层远远不够, 如果在奥灰顶部再没有有效的隔水层段, 那么在底板采动破坏、导水构造、原始导高和奥灰水压等的共同作用下, 15#煤开采时底板发生奥灰水突出的可能性极大, 给矿井安全生产带来极大威胁。
为了尽早实现矿区下组煤带压安全开采, 当务之急是研究奥陶系顶部峰峰组隔水层段的厚度、岩溶发育、空间展布特征、有效隔水层段组成及隔水性能等水文地质特征, 确定奥陶系顶部一定厚度地层岩溶发育规律及能否为下组煤开采提供隔水屏障。
1 下组煤底板至奥灰峰峰组顶面岩层空间展布特征分析
根据钻孔资料统计, 对15#煤至奥灰峰峰组顶面厚度进行数理统计分析, 并对其岩性组合的地质特征及水文地质特征进行地质综合分析, 对其岩层的空间展布特征进行分析, 同时绘制目标煤层底板至奥灰峰峰组顶面岩层厚度等值线图。
2 奥灰峰峰组顶部相对隔水层段确定及论据综合
2.1 奥灰峰峰组顶部相对隔水层段存在的论据综合
根据野外地质调查、水文地质补充勘探、室内外相关试验及测试等手段专门针对峰峰组的阻隔水性进行了论证分析, 确定在奥灰峰峰组顶部存在具有一定厚度的可以利用的相对隔水层段。
1) 早古生代地层演化是峰峰组顶部相对隔水层段存在的基础。早古生代地层在加里东运动时期, 随着华北断块进一步下沉, 海水进一步入侵, 细碎屑的铝土质粘土开始在古剥蚀面相对隆起部位或已为碎屑填平的部位上沉积, 在奥陶系灰岩突起的古溶洞裂隙或早期沉积的粗碎屑中岩溶裂隙再次被铝泥质充填。根据钻孔取芯资料, 峰峰组上部层段为古风化壳形成、灰岩基底风化较明显的区域, 区域岩石风化残积物与未风化的完整灰岩重新发生胶结, 二次成岩, 泥质含量较高, 隔水性较好。
2) 峰峰组顶部岩层的岩性组合、岩溶发育及裂隙充填特征是峰峰组顶部相对隔水层段存在的前提。就岩性组合而言, 峰峰组主要由厚层状石灰岩、泥灰岩、角砾状石灰岩及白云质灰岩组成。由于奥陶系晚期地壳升降运动, 经历长期风化剥蚀作用, 峰峰组顶部地层在接受石炭系海陆交互沉积, 石炭系本溪组底部泥岩充填进入峰峰组顶部风化裂隙中, 形成了在峰峰组灰岩中有本溪组泥岩的现状。加上峰峰组二段为泥质灰岩和石灰岩组成, 因此形成了顶部隔水性能较好的特征。
2.2 奥灰峰峰组顶部相对隔水层段确定
2.2.1 奥灰峰峰组厚度统计及空间变化分析
根据地质钻孔资料, 矿区范围内峰峰组相对隔水层厚度集中在57~130 m之间, 由东向西部峰峰组厚度在逐渐增加, 符合海相沉积地层的特征。
2.2.2 奥灰峰峰组顶部相对隔水层段的确定
考虑各种对构成奥灰峰峰组隔水性影响的不利因素, 从总体上来说, 不能把峰峰组全段作为相对隔水层来看待, 理由如下:
1) 由于岩溶发育具有高度非均质和各向异性特征, 另外, 峰峰组相对隔水层厚度除了与古沉积环境、古气候及地貌有直接联系, 还受现今地下水动力条件影响。
2) 通过对峰峰组岩石的阻水性能测试。钻孔峰峰组总厚为88 m左右, 钻进至峰峰组顶部40 m以前时未见奥灰水压, 钻井液几乎没有消耗。当钻进至42.5 m时奥灰水压开始显现, 当钻进至50.5 m时开始出现明显的奥灰水压显现。
3) 在陷落柱和断层比较发育的地方, 奥灰岩溶一般比较发育, 如果下组煤在这些地方为带压开采, 则不能直接把峰峰组作为相对隔水层段, 需采取留设相应的防水煤柱或其它防治水安全技术措施情况下才能开采。
矿区内峰峰组厚度集中在57~130 m之间。考虑上述不利因素, 取安全储备系数K=1.5, 利用峰峰组上段和下段上部作为相对隔水层段, 计算得出在底板完整地段成庄井田东区峰峰组相对隔水层段厚度在35~87 m之间。
3 下组煤开采底板破坏深度预计及有效隔水层厚度确定
3.1 下组煤开采底板破坏深度预计
底板破坏深度是指由于采动矿压的作用, 底板岩层连续性遭到破坏, 导水性发生明显改变的层带的厚度。对15#煤层底板破坏深度进行了模拟计算:随着开采深度的增加, 煤层底板的最大破坏深度亦不断增加。15#煤层当工作面推进220 m时, 煤层底板破坏深度最大达到约19 m。
3.2 15#煤开采底板有效隔水层空间展布特征分析及隔水性能分析
由图2可知, 15#煤开采底板有效隔水层厚度在24~62 m之间, 15#煤开采底板有效隔水层厚度在24 m以上, 这一有效隔水层对带压区15#开采时预防奥灰岩溶水突水将起到关键作用。15#煤层底板有效隔水层的隔水性能一般取决于隔水层的厚度、岩性组合关系和岩石强度、地质构造等的影响, 隔水层隔水性能的评价要同时考虑这些因素的影响。
3.3 15#煤开采底板有效隔水层结构及岩性特征分析
15#煤底板有效隔水层主要由上述所峰峰组顶部相对隔水层段组成。有效隔水层结构为泥质灰岩和石灰岩互层结构。泥质灰岩厚度占到了有效隔水层段总厚的68.9%、39.3%, 这种具有泥质灰岩的互层结构隔水性能好。
3.4 15#煤开采底板有效隔水层岩石力学性质
隔水层是由不同岩性的岩层组成的, 不同岩性的岩层其岩体结构与力学性质不同。泥岩、砂岩和灰岩的物质组成和胶结物有差异, 其物理力学性质等有差异, 阻水性能就不同。岩体结构越完整, 岩体强度越大, 采动破坏就越小, 地下水对它的影响越小, 阻水性能相对要好。不同的岩层组合对顶板岩层的阻水性能的影响不同。就岩石力学性质而言, 泥质灰岩类抗压强度为59.3~81.4 MPa, 石灰岩抗压强度为63.9~72.1 MPa, 泥质灰岩类岩块脆性较纯度高的石灰岩大幅度下降, 具有一定的可塑性, 而15#煤下覆地层总体为软硬交互结构岩层。岩层的胶结性质对其强度有很大影响, 泥质灰岩类由于多为泥质或有机质胶结, 强度普遍低于灰岩类, 岩石力学强度低, 可塑性相对好, 对隔水非常有利。
3.5 地质构造对底板有效隔水层隔水性能的影响
矿区内内陷落柱和断层比较发育, 陷落柱和断层对煤矿生产和建设危害极大, 除了对工程布置和储量计算影响以外, 最大威胁是在带压区开采扰动可能使某陷落柱或活化导水而引发奥灰含水层突水。当在带压区进行开采时, 陷落柱在奥灰岩溶水高水头压力之下, 可能成为地下水流的通道, 必须引起高度重视。生产过程中要对陷落柱和断层进行超前探测, 当在带压区开采通过陷落柱或断层发育区域时, 要采取留设相应的防水煤柱或其它防治水安全技术措施情况下才能开采, 防止陷落柱沟通煤层与下伏含水层的水力联系, 使奥灰岩溶水突入矿井。
4 结论及建议
含水层下开采 篇5
关键词：高含水原油,乳化液,脱水新工艺,节能
辽河油田茨榆坨采油厂1983年建厂以来一直处于较高产量,从开始的自喷井采油到后期的机械采油、注水驱油经历了高产低含水到低产高含水的转变。含水达到了90%以上,原油与水经过从地下到地面的开采过程,已经严重的乳化,原油脱水处理难度很大,原油老化严重,同时也造成了成本的成倍增长。
1 高含水原油及乳化液的产生及破乳
(1)高含水原油的产生在油田开采初期,原油中的水较低且主要以W/O型乳状液存在,随着油田的进一步开采,地层能量已经耗尽只能以水驱或其它驱油方式开采,而茨榆坨油田主要采用的是水驱方式。
(2)乳化液的产生高含水原油开采过程中经过注剂和采出地面以后运输过程中的剧烈切割和搅拌,油井采出液也由原来的以(W/O)型乳状液为主变为以水包油(O/W)型乳状液为主。
(3)破乳方法我们主要讨论W/O型乳状液的破乳方法及破乳剂,也适当介绍O/W型乳状液破乳问题。破乳过程通常分为三步:凝聚(Coagulation),聚结(Coalescene)和沉降(Sedimentation)。这个过程是水不断增加体积,从原油中分离。在第一步凝聚,分散液珠被聚集成团簇。这些珠子通常是可逆的,如果密度足够大的,那么这个过程可以使分层加速。如果乳液是足够强的,它的粘度会显著增加。第二步聚结,形成一个大的大珠。这个过程是不可逆的,从而导致减少的液滴的数目,和最后的油乳液的破坏。聚结是脱水过程的关键。在由凝聚所产生的聚集体中,乳状液的液珠之间可以有相当的距离,研究人员根据聚结速度得出结论:即使在浓乳状液中,其液珠被100或更大厚度的连续膜所隔开,液膜的厚度仍取决于水相的组分,而不取决于水量。
2 高含水原油的脱水方法
(1)沉降分离脱水沉淀分离是乳状液脱水过程中最基本的。沉淀分离的基础是,原油与水不混溶,密度不同,有时乳液也不稳定,甚至是经过电法和化学方法处理过的。沉降速度与水珠面积的大小及原油密度成正比,与原油粘度成反比。为了提高分离速度,我们采用了一些方法和措施。
(1)增加水珠直径:添加能降低乳液的稳定性的化学破乳剂,W/O乳状液采用高压电场处理,磁振荡破乳,用乳化固体材料表面润湿使水珠聚结。(2)增加油和水的密度差法,轻油掺入原油,降低油密度,利用适当的温度,使油水密度反向变化。在油气分离中利用压力变小办法使原油膨胀密度下降,增加水密度。(3)降低原油粘度的方法是稀释原油,利用热度降低原油的粘度。(4)离心机提高油水分离速度。
(2)电脱水法在电场作用下利用油绝缘体的物理性质,将W/O型粗乳液变形,聚结水滴分离。在交流电场中,乳液液滴振荡的偶极聚结。在直流电场中,电泳聚结发挥主导作用。交直流电场中,两种现象都存在。脉冲电源是电极的不连续传输,除了促进振荡聚结和偶极聚结功能外,还是为了平稳运行和节能,以避免电流大幅增加。
(3)润湿聚结脱水润湿聚结是在床上脱水和脱水的基础上发展而来的,它是一种化学沉淀脱水的方法,即在加热时,在输入乳化液的同时,从强亲水性的材料中使乳液(如脱脂木材、陶瓷、特制金属环、玻璃球等)的缝隙间流过。当乳状液中液滴和强亲水性物质运动时,液滴容易被润湿和吸附在这些物质的表面,形成由聚集的液滴,最后沉淀。目前辽河油田使用此法将原油含水从25%降为12%,同样道理,当采用亲油憎水型固体材料处理O/W型乳状液时,水中的油珠也会通过固体材料表面合并入油膜,使油膜增厚,向上漂浮,成乳滴,脱落,成为大滴,达到油水分离的目的。
(4)化学破乳法化学破乳法是一种常用的对原油乳状液破乳。将化学添加剂添加到原油乳状液中,其乳化破坏,使油,水分离成层。这种类型的化学添加剂,称为破乳剂,一般是一种表面活性剂或超高分子量的表面活性剂,含有2亲结构。
(5)新型脱水方法(1)高频脉冲电脱水。高频脉冲电脱水是由一个高频率的脉冲信号叠加常规电源输出波形。它可以使原油乳状液的水粒子吸收足够的能量,使水粒子的振动幅度增大,增加碰撞几率,从而达到提高脱水效率的目的。(2)微波脱水。现阶段,国内许多研究院所做了微波原油脱水技术的实验室研究,但由于微波功率源的制约,微波脱水技术在工程化应用方面一直没有得到明显进展。(3)超声波脱水。经过显微跟踪分析,在操作超声波脱水时,油中水粒子的粒径明显变大,直观上证明了超声波有利于原油的脱水。(4)生物脱水。生物油脱水是一个细菌细胞体起主导作用,其表面活性是关键。
3 结语
含水层下开采 篇6
辽河油田茨榆坨采油厂1983年建厂以来一直处于较高产量的油田,从开始的自喷井采油到后期的机械采油、注水驱油经历了高产低含水到低产高含水的转变。含水达到了90%以上,原油与水经过从地下到地面的开采过程,已经严重的乳化,原油脱水处理难度很大原油老化严重,同时也造成了成本的成倍增长。
1 高含水原油及乳化液的产生及破乳
1.1 高含水原油的产生
在油田开采初期,原油中的水较低且主要以W/O型乳状液存在,随着油田的进一步开采,地层能量已经耗尽只能以水驱或其它驱油方式开采,而茨榆坨油田主要采用的是水驱方式。
1.2 乳化液的产生
高含水原油开采过程中经过注剂和采出地面以后运输过程中的剧烈切割和搅拌,油井采出液也由原来的以(W/0)型乳状液为主变为以水包油(O/W)型乳状液为主。
1.3 破乳方法
我们主要讨论W/O型乳状液的破乳方法及破乳剂,也适当介绍O/W型乳状液破乳问题。破乳过程通常分为三步:凝聚(Coagulation),聚结(Coalescene)和沉降(Sedimentation)。这个过程是水不断增加体积,从原油中分离。在第一步凝聚,分散液珠被聚集成团簇。这些珠子通常是可逆的,如果密度足够大的,那么这个过程可以使分层加速。如果乳液是足够强的,它的粘度会显著增加。第二步聚结,形成一个大的大珠。这个过程是不可逆的,从而导致减少的液滴的数目,和最后的油乳液的破坏。聚结是脱水过程的关键。在由凝聚所产生的聚集体中,乳状液的液珠之间可以有相当的距离,研究人员根据聚结速度得出结论:即使在浓乳状液中,其液珠被100?或更大厚度的连续膜所隔开,液膜的厚度仍取决于水相的组分,而不取决于水量。
2 高含水原油的脱水方法
2.1 沉降分离脱水
沉淀分离是乳状液脱水过程中最基本的。沉淀分离的基础是,原油与水不混溶,密度不同,有时乳液也不稳定,经过电、化学处理的。沉降速度与水珠面积的大小及原油密度成正比,与原油粘度成反比。为了提高分离速度,我们采用了一些方法和措施。(1)增加水珠直径:添加能降低乳液的稳定性的化学破乳剂,W/O乳状液采用高压电场处理,磁振荡破乳,用乳化固体材料表面润湿使水珠聚结。(2)增加油和水的密度差法,轻油掺入原油,降低油密度,利用适当的温度,使油水密度反向变化。在油气分离中利用压力变小办法使原油膨胀密度下降,增加水密度。(3)降低原油粘度的方法是稀释原油,利用热度降低原油的粘度。(4)用离心机提高油水分离速度。
2.2 电脱水法
在电场作用下利用油绝缘体的物理性质,将W/O型粗乳液变形,聚结水滴分离。在交流电场中,乳液液滴振荡的偶极聚结。在直流电场中,电泳聚结发挥主导作用。交直流电场中,两种现象都存在。脉冲电源是电极的不连续传输,除了促进振荡聚结和偶极聚结功能外,还是为了平稳运行和节能,以避免电流大幅增加。
2.3 润湿聚结脱水
润湿聚结是在床上脱水和脱水的基础上发展而来的,它是一种化学沉淀脱水的方法,即在加热时,在输入乳化液的同时,从强亲水性的材料中使乳液(如脱脂木材、陶瓷、特制金属环、玻璃球等)的缝隙间流过。当乳状液中液滴和强亲水性物质的运动时,液滴容易被润湿和吸附在这些物质的表面,形成由聚集的液滴,最后沉淀。目前辽河油田使用此法将原油含水从25%降为12%同样道理,当采用亲油憎水型固体材料处理O/W型乳状液时,水中的油珠也会通过固体材料表面合并入油膜,使油膜增厚,向上漂浮,成乳滴,脱落,成为大滴,达到油水分离的目的。
2.4 化学破乳法
是一种常用的化学破乳法对原油乳状液破乳。它被添加到原油乳状液的化学添加剂,其乳化破坏,使油,水分离成层。这种类型的化学添加剂,称为破乳剂,一般是一种表面活性剂或超高分子量的表面活性剂含有2亲结构。原油脱水过程主要采用电化学方法和热化学方法。
2.5 新型脱水方法
2.5.1 高频脉冲电脱水
高频脉冲电脱水是由一个高频率的脉冲信号叠加常规电源输出波形。它可以使原油乳状液的水粒子吸收足够的能量,使水粒子的振动幅度增大,增加碰撞几率,从而达到提高脱水效率的目的。
2.5.2 微波脱水
现阶段,国内许多研究院所做了许多微波原油脱水技术的实验室研究,但由于微波功率源的制约,微波脱水技术在工程化应用方面一直没有得到明显进展。
2.5.3 超声波脱水
经过显微跟踪分析,油中水粒子的粒径明显变大,直观上证明了超声波有利于原油的脱水;比较了超声波电脱盐联合脱水和单一电脱盐脱水的效果。
2.5.4 生物脱水
生物油脱水是一个细菌细胞体起主导作用,其表面活性是一个关键指标。由于细胞表面活性,原油乳状液可以是不连续的润湿性,并且不完全润湿,细菌细胞将最终在连续相和非连续相界面占据一个平衡位置,一半以上侵入非连续相中。非连续相两个单位只要在同一细胞表面接触、润湿和扩散,达到平衡将聚集在单位表面爆炸凝结。由于细胞体积大于聚合物乳化剂,其相对较高的表面活性,液滴可以快速润湿,扩散。此外,椭球体有利于细胞生物破乳。
3 结语
在油田开采后期都会不可避免的遇到原油老化严重、脱水难、脱水成本高等问题,面对这些问题在解决的过程中,只要将各种传统和新的工艺有机的结合在一起,科学利用传统脱水方法的同时大力推广脱水新工艺就会达到低耗、优质的脱水效果。
摘要：辽河油田稠油开采的末期,原油含水达到90%以上,原油处理成本较高且处理难度大,在处理高含水原油过程中必须将多种处理方法结合起来应用,同时采用新技术力求达到最节能脱水效果。
关键词：高含水原油,乳化液,脱水新工艺,节能
参考文献
[1]乔晶鹏,梁志武,樊文杰,关彬,孙立波.特高含水期油井常温输送新途径[J].石油规划设计,2003.
[2]杨秀莹.浅谈高含水期油气集输处理工艺技术[J].油气田地面工程,2002(02).