|
3.2. Взаимодействие нагнетаемой рабочей жидкости с угольным массивом В процессе предварительного увлажнения угольных пластов нарушаетсяравновесное состояние в системе уголь метан. Под воздействием давленияжидкости свободный газ вытесняется из крупных трещин и пор в более мелкие, где газ находится в сорбированноми свободном состоянии. Кроме того, жидкость вытесняет некоторое количество метана. Об этом свидетельствует тот факт, что давление газа впереди фронта нагнетания во время нагнетания значительно возрастает. В Карагандинском бассейне в основном применяется схема увлажнения пластов путем нагнетания жидкости через скважины, пробуренные в массиве параллельно забою. При такой схеме отсутствуют условия дляистечения газа из пласта. Поэтому перемещение метана из увлажняемой части пласта в неувлажненную приводит к росту газового давления в массиве перед потоком фильтрующейся жидкости. Однако жидкость фильтруется в основном по крупным трещинам, поэтому фильтрующий объем составляет всего 0,8—1,3% объема угля или не более 7 12% его общей пористости [43]. Следовательно, количество перемещаемого газа может составлять около 10% общего количества свободного газа, находящегося в трещинах и порах пласта. Так как перед нагнетанием жидкости осуществляется предварительная дегазация пласта и перемещаемый при увлажнении газ частично сорбируется в неувлажненной зоне; то рост газового давления на границе зоны увлажнения не превышает 8%. Основная часть пор в угле представлена микропорами и переходными порами, которые образуют сорбционный объем. В них происходит капиллярная конденсация и диффузия газа. В микропорах газ находится иод действием поверхностных сил. Поэтому выход газа из микропор затруднен. В переходных порах часть газа находится вне действия адсорбционных сил, вследствие чего имеется возможность более интенсивного перемещения газа. Микропоры и переходные поры имеют диаметр менее 0,1 мкм. Микропоры по объему в общей пористости угля составляют свыше 80%. В поры диаметром-0,1—0,2 мкм вода 73 |
83 получены следующие результаты сорбционная емкость угля составляет 200 400 г/т (для смачивателя ДБ) [52]. Для приведенного выше примера расход смачивателя составляет 0,03 л/т (примерно 35-40 г/т), что в десять раз ниже полученных данных. Более того, приведенные на рис. 3.5 данные нуждаются в проверке, т.к. по новым сведениям, кривая зависимости кратности снижения запыленности воздуха при ТВХО при концентрациях смачивателя выше 0,2% продолжает значительно повышаться. В итоге, данный смачиватель полностью абсорбируется на одной десятой части угля, подвергающегося увлажнению. Девять десятых частей будут смачиваться чистой водой без достижения требуемого эффекта. Поэтому при влагохимреагентной тепловой обеспыливающей обработки угольного массива необходимо применять смачиватель с концентрацией, исходя из расчета сорбционной емкости угля (200 400 г/т) -1-2% [52]. Добавки ПАВ к воде при большой концентрации их будут способствовать эффективному распространению жидкости в массиве угля или в разрыхленной горной массе, обеспечивая связывание пыли. Даже в наблюдениях с малыми концентрациями смачивателя [52] установлено, что при применении увлажнения пластов растворами (с хлористым натрием 2,5%; со смачивателем ДБ 0,1%; с хлористым кальцием 5% отдельно и в сочетании со смачивателем ДБ 0,1%) запыленность воздуха снижается на 80%, что в 1,5-2 раза больше по сравнению с водой. 3.3.2. Взаимодействие нагнетаемой жидкости с угольным пластом В процессе предварительного увлажнения угольных пластов нарушается равновесное состояние в системе уголь метан. Под воздействием давления жидкости свободный газ вытесняется из крупных трещин и пор в более мелкие, где газ находится в сорбированном и свободном состоянии. Кроме того, жидкость вытесняет некоторое количество 84 метана. Об этом свидетельствует тот факт, что давление газа впереди фронта нагнетания во время нагнетания значительно возрастает. В Карагандинском бассейне в основном применяется схема увлажнения пластов путем нагнетания жидкости через скважины, пробуренные в массиве параллельно забою. При такой схеме отсутствуют условия для истечения газа из пласта. Поэтому перемещение метана из увлажняемой части пласта в неувлажненную приводит к росту газового давления в массиве перед потоком фильтрующейся жидкости. Однако жидкость фильтруется в основном по крупным трещинам, поэтому фильтрующий объем составляет всего 0,8—1,3% объема угля или не более 7 12% его общей пористости [44]. Следовательно, количество перемещаемого газа может составлять около 10% общего количества свободного газа, находящегося в трещинах и порах пласта. Так как перед нагнетанием жидкости осуществляется предварительная дегазация пласта и перемещаемый при увлажнении газ частично сорбируется в неувлажненной зоне, то рост газового давления на границе зоны увлажнения нс превышает 8%. Основная часть пор в угле представлена микролорами и переходными порами, которые образуют сорбционный объем. В них происходит капиллярная конденсация и диффузия газа. В микропорах газ находится под действием поверхностных сил. Т 1оэтому выход газа из микропор затруднен. В переходных порах часть газа находится вне действия адсорбционных сил, вследствие чего имеется возможность более интенсивного перемещения газа. Микропоры и переходные поры имеют диаметр менее 0,1 мкм. Микропоры по объему в общей пористости угля составляют свыше 80%. В поры диаметром 0,1—0,2 мкм вода при обычных параметрах увлажнения не проникает. Давление газа в порах также противодействует проникновению воды. Проникающая способность жидкости зависит не только от структуры пористой среды, но и от свойств жидкости. Доступность пор для фильтрации |