СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для определения объема скважины, пробуренной в газоносных породных массивах, а также в измерительной технике для определения объема негерметичной емкости.

Известен способ определения глубины скважин, включающий измерение длины колонны труб при спускоподъемных операциях [1]. Однако способ глубины и объема скважины с помощью колонны труб является длительной и трудоемкой операцией, особенно после технологического обустройства устья дегазационной скважины.

Известен также способ определения объема негерметичной емкости, включающий измерение давления в емкости в течение времени, при этом в емкости создают избыточное давление сжатым воздухом, затем воздух перепускают в отдельную герметизированную эталонную емкость и по величине измеренных давлений рассчитывают объем [2], принятый в качестве аналога.

Недостатком аналога является невысокая точность измерений, что обусловлено невозможностью достижения стабильного давления газа в эталонной емкости, необходимого для вычислений. Кроме того, использование эталонной емкости усложняет практическую реализацию способа, особенно в шахтных условиях, и увеличивает погрешность измерений объема больших полостей.

Наиболее близким техническим решением по назначению является способ определения объема скважины, включающий заполнение полости скважины средой и измерение давления в скважине в течение времени [3], принятый в качестве прототипа.

Недостатком прототипа является невысокая точность определения объема из-за неуправляемой фильтрации заполняющей скважину жидкости в породный массив. Кроме того, при инфильтрации жидкости в поровое пространство породного массива снижается его газопроницаемость и, соответственно, эффективность функционирования дегазационной скважины. Кроме того, недостатком прототипа является высокая трудоемкость реализации, требующая использование воды для закачки в скважину.

Задачей изобретения является повышение точности измерений объема скважины, пробуренной в газоносных угольных пластах и породных массивах, повышение эффективности функционирования дегазационных скважин, а также снижение трудоемкости измерительных операций.

Это достигается тем, что в способе определения объема скважины, включающем заполнение полости скважины средой и измерение давления в скважине в течение времени, устье скважины с притоками газа закрывают на время изменения давления, затем перепускают часть газа в атмосферу с постоянным расходом, при этом измеряют величину давления до и после перепуска газа, а объем скважины определяют по формуле

где P_at - атмосферное давление;

Р₀ - давление в скважине в момент времени до перепуска газа;

P₁ - давление в скважине в момент времени начала перепуска газа;

Р₂ - давление в скважине в момент времени окончания перепуска газа;

P₃ - давление в скважине в момент времени после перепуска газа;

Δt₁ - время между измерениями значений и Р₀ и P₁;

Δt₂ - длительность перепуска газа;

Δt₃ - время между измерениями значений P₂ и P₃;

G - объемный расход перепускаемого газа в устье скважины.

Кроме того, в малодебитную скважину предварительно нагнетают воздух.

Предложенный способ поясняется схемой, отражающей осуществление способа в газоносных породных массивах.

В породном массиве 1 ранее пробурена скважина 2, обсаженная в устье трубой 3. На выходе из трубы 3 установлены расходомер газа 4, а внутри трубы - вентиль 5, и манометр 6.

Способ осуществляют следующим образом.

Осуществляют заполнение полости скважины средой. При измерении объема скважины в газоносном породном массиве с помощью вентиля 5 перекрывают сечение трубы 3. Таким образом, устье скважины с притоками газа закрывают на время изменения давления. Вследствие поступления газа из породного массива в полость скважины 2 происходит повышение давления до величины Р₀, которое фиксируют манометром 6. В соответствии с уравнением Менделева-Клапейрона масса газа в скважине составляет

где m₀ - масса газа в скважине;

µ - молярная масса газа;

R - универсальная газовая постоянная;

Т - абсолютная температура газа;

V - объем скважины.

Через последующее время Δt₁ от момента измерения давления Р₀ до момента начала перепуска газа в атмосферу давление в скважине изменяется до величины Р₁. Масса газа в скважине перед перепуском составляет

где m₁ - масса газа в скважине перед перепуском газа в атмосферу.

Темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающим породным массивом составляет

Далее с помощью вентиля 5 устье скважины 2 открывают и в течение времени Δt₂ перепускают часть газа с постоянным массовым расходом в атмосферу. Показания объемного расхода газа измеряют расходомером газа 4. При этом из скважины через устьевую трубу 3 выходит газ массой

где Δm - масса газа, перепускаемого в атмосферу через устьевую трубу 3;

P_at - атмосферное давление;

G - постоянный объемный расход газа, перепускаемого в атмосферу.

После перепуска газа в атмосферу давление газа в скважине 2 уменьшается до величины P₂. Поэтому масса оставшегося газа в скважине 2 составляет

где m₂ - масса газа в скважине после перепуска в атмосферу.

Затем через время Δt₃ после перепуска газа измеряют величину давления Р₃. На этой стадии темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающей средой составляет

Следовательно, средневзвешенный по времени темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающей средой составляет

В течение времени Δt₂ истечения газа из устьевой трубы 3 другая часть газа перетекает из скважины 2 через породный массив, а также, в случае плохой герметизацию устья скважины, проходит обход устьевой трубы 3. Масса этого газа составляет

В соответствии с законом сохранения массы выполняется равенство

Из решения уравнения (9) с учетом зависимостей (1-8) получим выражение для расчета объема скважины

Таким образом на основе замеров параметров Р₀, Р₁, Р₂, Р₃, Δt₁, Δt₂, Δt₃ и G, выполненных при реализации технологических операций данного способа, определяют объем скважины. Достоинством способа является высокая точность определения объема, поскольку для его реализации требуется минимальное количество оборудования при высокой точности измерений необходимых параметров: времени, давления и расхода газа. Способ характеризуется высокой эффективностью функционирования дегазационной скважины, поскольку в технологических операциях закрытия и открытия устья дегазационных скважин расширяются каналы фильтрации и увеличивается газопроницаемость, что способствует увеличению дебитов метана. Использование в качестве рабочей среды газа метана, поступающего из породного массива, исключает необходимость использования дополнительного оборудования для нагнетания рабочей среды в скважину. Это обеспечивает низкую трудоемкость при реализации.

При определении объема скважины 2 в породных массивах 1 с небольшой газоносностью, для сокращения длительности измерительных операций, в малодебитную скважину 2 предварительно нагнетают воздух, закрывают скважину 2 на время Δt₁ падения избыточного давления от величины Р₀ до величины Р₁, затем перепускают часть воздуха в атмосферу с постоянным расходом G в течение времени Δt₂. В конце процесса измеряют давление газа Р₂. Затем через время Δt₃ после перепуска газа измеряют давление газа Р₃. Также как в первом варианте, расчет производят по формуле (10).

По сравнению с прототипом во втором варианте использование сжатого воздуха в качестве рабочей среды вместо воды также обеспечивает более низкую трудоемкость реализации, исключающей использования габаритных емкостей и нагнетательного оборудования.

Пример реализации 1. Шахта им. С.М. Кирова расположена в Кузнецком угольном бассейне. На шахте применяют дегазацию выемочного столба в пласте "Поленовский" с помощью скважин, пробуренных из вентиляционного и конвейерного штреков. При экспертизе эффективности работы дегазационных скважин необходимо иметь точную информацию об их объеме и длине. С этой целью устье дегазационной скважины обустраивают в соответствии с представленной схемой, при монтаже которой использованы: для измерения объемного расхода газа - ротаметр ЭМИС-МЕТА 210; для измерения давления газа в скважине используют манометр типа ТВ, серия 10; для перекрытия устья скважины - вентиль в виде шарового крана типа 11Б27п. В частом случае при реализации способа выполнены следующие операции. Заполняли полости скважины средой. Устье скважины закрыли и в результате притока газа из угольного пласта в скважине сформировалось избыточное абсолютное давление, значение которого на манометре составляет Р₀=2,0 бар. Через Δt₁=40 мин после измерения избыточного давления газа его абсолютное давление увеличилось и составило Р₁=2,3 бар. Затем с помощью вентиля открыли устье скважины и обеспечили перепуск газа в атмосферу с постоянным расходом газа G=0,03 м³/мин в течение времени Δt₂=30 мин. Абсолютное давление в скважине в конце процесса перепуска газа составляет Р₂=1,5 бар. Затем через время Δt₃=25 мин измерили давление газа в скважине Р₃=1,6 бар. Следовательно, расчетный объем скважины по формуле (10) составляет

При диаметре скважины d=93 мм (0,093 м) длина скважины равна

Пример реализации 2. На шахте им. С.М. Кирова по пласту "Болдыревский" ряд дегазационных скважин являются малодебитными, что требует большого времени ожидания для формирования избыточного давления в скважине. Поэтому для сокращения длительности операций по определению объема скважины в нее предварительно закачивают воздух. С помощью манометра измерили избыточное давление Р₀=4,0 бар. Затем, через время Δt₁=40 мин зафиксировали падение давления до величины Р₁=3,8 бар. После этого осуществили перепуск воздуха в атмосферу с постоянным расходом G=0,14 м³/мин в течение времени Δt₂=20 мин. Измеренное давление составило Р₃=2,4 бар. Затем через время Δt₃=30 мин измеряют давление в скважине Р₃=2,3 бар. Полученных данных достаточно для выполнения расчета по формуле (10)

Длина скважины при диаметре d=0,093 м составляет

Разработанный способ определения объема скважины обеспечивает высокую точность измерений объема и длины скважины и характеризуется простотой практической реализации, что особенно важно при решении задач горного дела в условиях подземных горных работ при контроле качества дегазационных работ. В частности, своевременный контроль за величиной объема ранее пробуренных дегазационных скважин способствует решению актуальной задачи обеспечения безопасности при разработке газоносных угольных пластов. В целом, реализация разработанного способа сокращает материальные затраты на измерительные операции при высокой точности результата измерений.

Источники информации

1. Патент RU 2215140, кл. Е21В 47/01, Е21В 47/04 от 27.10.2003.

2. Патент РФ №2026533, кл. G01F 17/00 от 09.01.1995.

3. Авт. свид. СССР №533723, кл. Е21В 47/08 от 30.10.1976 (прототип).