低渗透性煤层井下低压液态CO2促抽瓦斯工程实践

2018-08-10樊世星魏高明郝健池

西安科技大学学报 2018年4期

文虎，樊世星，马砺，郭军，魏高明，郝健池

(1.西安科技大学安全科学与工程学院，陕西西安 710054；2.西安科技大学西部矿井开采及灾害防治教育部重点实验室，陕西西安 710054)

0 引言

我国是世界上煤与瓦斯突出灾害最严重的国家之一，一半以上的煤炭开采受到瓦斯灾害的困扰[1-2]。多数煤矿瓦斯含量高，地质构造复杂，煤层渗透率低(小于10-15m2)，普遍比美国低2～3个数量级，导致煤层瓦斯抽采效果普遍较差[3-5]。为了提高煤层瓦斯抽采效果，需要采取有效的卸压增透强化抽采措施[6-7]。目前，包括水力压裂[8]、水力割缝[9]、水力冲孔[10]等在内的煤层水力化技术是煤储层改造、强化瓦斯抽采最主要的技术方法[11-12]。近年来，受注气增产天然气启发，向高瓦斯煤层中注气促抽煤层瓦斯逐渐为广大科技工作者关注。尤其是应用CO2驱替促抽煤层瓦斯技术正成为煤层瓦斯高效抽采技术的研究热点。Cui，马志宏等根据吸附理论和热力学理论从微观角度分析了CO2气体驱替置换煤层气机理[13-14]；杨宏民等通过煤对CH4—CO2二元气体的竞争吸附与置换解吸对比实验，证明了二元混合气体中CO2含量越大、置换压力越大，其驱替置换效率越高[15]；梁卫国等利用自主研发的煤层瓦斯驱替装置探讨了不同注气温度与注气压力条件下CO2对煤层瓦斯的驱替置换效果[16]；岳立新、Vishal，Zhou等分别利用自制三轴渗透仪探讨了不同温压条件下超临界CO2对煤岩体的增渗作用[17-19]；王兆丰等根据液态CO2相变会产生巨大压力，设计了液态CO2相变致裂装置，并首次将其引入低透气性煤层增透，取得了很好的效果[20]；以此为基础，周西华探究了液态CO2爆破煤层增透最优钻孔参数[21]。综上所述，当前有关CO2增渗驱替技术的研究侧重于对气态和超临界CO2驱替置换煤层瓦斯机理的探讨，以及液态CO2相变致裂增透技术应用效果的总结。而有关低压液态CO2直注煤层增渗技术的原理和应用鲜有涉及。

鉴于此，选择韩城矿区桑树坪2号井3#煤层，针对低透气性、高瓦斯煤层瓦斯抽采困难等难题，开展了顺层钻孔低压液态CO2增渗现场试验，通过监测距压注孔不同距离抽采孔中CO2浓度和瓦斯抽采浓度和纯量的变化，分析了液态CO2低压顺层压注的渗流扩散影响范围，并与相同地质条件下水力割缝瓦斯抽采效果进行了对比，以期为韩城矿区高瓦斯低透气性煤层的瓦斯致裂提供借鉴。

1 低压液态CO2煤层压注治理瓦斯机理

1.1 低温相变增渗作用

煤层内部含有大量原生裂隙和割理，液态CO2(-30 ℃，2 MPa)与煤岩接触时，煤岩骨架受低温作用收缩，原生裂隙和割理进一步扩展；当低温产生的收缩应力超过煤岩的抗拉强度后，煤岩体内部结构发生破坏，产生新的热应力裂缝，这种破坏在温度恢复后并不能恢复，从而引起煤层渗透率的提高[22-23]；如果煤体内含有一定量水分，由水结冰而产生的膨胀力也会对煤岩裂隙和基质产生一定的挤压作用，进一步提高煤层的渗透率。除此之外，液态CO2与煤体接触后，其吸热产生的相变增压作用也会促进煤岩体中裂隙的发育。

1.2 驱替置换作用

煤层是由裂隙网络和煤基质构成的双重介质体，其中裂隙网络是瓦斯运移的主要通道，而煤基质是吸附瓦斯储集、放散的空间[24]。当液态CO2以一定压力注入煤体后，其对煤层瓦斯的驱替置换作用可用图1表示：提高了注气端和抽采端的压力差，有效促进了煤体裂隙中的瓦斯渗流，降低了煤体内瓦斯的有效分压，进一步促使吸附瓦斯由于平衡压力降低发生解吸；CO2渗流、扩散至煤基质内部，靠其较强的被吸附能力，置换煤体骨架上的吸附瓦斯。随后，解吸出的游离瓦斯，在浓度梯度的驱动下扩散至煤体裂隙中，进而在压力梯度作用下通过渗流汇入抽采钻孔中。

图1 二氧化碳驱替置换煤层瓦斯示意图Fig.1 Schematic for carbon dioxide replacing coal seam gas

2 井下低压液态CO2增渗系统及工艺

2.1 井下低压液态CO2增渗系统

当前应用于石油和天然气行业的地面压裂装备并不适用于煤矿井下环境，为此西安科技大学研制了适用于井下环境的液态CO2增渗系统。如图1所示，该系统主要包括：多个液态CO2储罐(图2有2个)、低压柱塞泵、数据采集装置，连接各装置的耐高压管路和数据传输线。系统中液态CO2储罐采用CPW-2.0型号，该储罐的具体参数见表1.柱塞泵采用PYCO-300/10系列卧式低压单缸柱塞泵，额定功率11 kW，最大工作压力5 MPa，流量20～1 000 L/h，通过调节变频电机转速来控制。数据采集系统主要监测柱塞泵液相出口和压注钻孔口的压力变化。

表1 矿用液态CO2储罐参数Table 1 Parameters of the liquid CO2 storage tank for mine

图2 井下低压液态CO2增渗系统Fig.2 Permeability enhancement system with low pressure liquid CO2 for underground environment

2.2 井下低压液态CO2增渗工艺

开始液态CO2压注时，按如下步骤操作。

1)管路连接：压裂钻孔施工完成封孔后，采用耐高压胶管依次连接柱塞泵和多个液态CO2储罐，并且确保整个管路平直，以减小CO2输送过程中局部阻力损失和形成干冰发生堵管；

2)管路试压：管路连通之后，缓慢打开液态CO2储罐气相闸阀，对整个管路进行预冷和试压，确保管路不漏气之后，连续注气直至钻孔压力达到1.0 MPa左右；

3)关闭液态CO2储罐气相出口，打开液相出口，同时打开柱塞泵，通过柱塞泵向钻孔不断泵送液态CO2，并对柱塞泵出口和钻孔入口压力和储罐液位变化进行实时监测。当孔口压力超过3.0 MPa，关液停泵，待钻孔压力下降后，再继续注液。当储罐中液态CO2量较小时，应立即更换储罐，保证注液的持续性；

4)注液结束后，关闭孔口阀门使钻孔中CO2与周围煤体充分接触，而后将储存在增压泵和压裂管路中的液态CO2及时放空。

3 低压液态CO2增渗工程实践

3.1 实验地点概况

韩城矿区桑树坪2号井3303工作面为3#煤层备采工作面，目前正在进行第一回风巷的掘进施工，压注实验地点正位于此，如图3所示。图中Y1液态CO2压注孔，在压注孔左右两边每隔6 m设置一个监测孔。3#煤层总体破坏类型为Ⅰ～Ⅱ类，坚固性系数f= 0.49～0.77.煤层厚度5～7 m，平均3.5 m，局部存在0～10 cm软分层，煤层倾角3°～5°为近水平厚煤层。瓦斯地质条件复杂，不同区域瓦斯含量呈现不均匀性，原始煤层瓦斯含量4.26～9.57 m3/t，平均7.08 m3/t，最大瓦斯压力1.25 MPa，瓦斯放散初速度ΔP=17～26 mmHg.其相邻的桑树坪煤矿3#煤层为严重突出煤层，北部毗邻的枣庄矿相同标高范围3#煤层实测瓦斯压力达1.3 MPa，钻孔存在喷孔、夹钻等动力预兆。

图3 3303-1#回风巷钻孔布置示意图Fig.3 Layout of boreholes in 3303-1# return roadway

3.2 压注钻孔孔口压力变化

本次液态CO2压注试验从2017年7月10日到2017年7月13日共历时4 d，每次压注过程大致经历相态平衡建立、注液和保压3个阶段。整个压注过程中钻孔压力变化如图4所示。由图4可知，每次压注气相平衡阶段持续10～20 min，此阶段孔口压力快速上升。当压力达到约1.0 MPa时，关闭气相阀，逐渐打开液相闸阀开始液态CO2的压注。由于前两天初始注液流量较小，钻孔压力经调整后恢复上升趋势，最终压力分别上升至1.81和2.25 MPa，关液停泵后，钻孔进入保压阶段，压力呈近似直线下降，且压降速率均接近0.018 MPa/min。随后继续进行液态CO2的压注，压力上升后又以几乎相同的压降速率下降。经检查分析，整个压注过程钻孔周围并没有出现CO2泄露现象，据此判定CO2在煤层中的渗流扩散较快。

图4 压注孔口压力变化曲线Fig.4 Variation curves of pressure in injection borehole

由前两次压注情况可推知压注孔封孔质量和强度较好，因此7月12日和13日提高注液量，由图4可得：开始压注后孔口压力在较短的时间内上升至1.5 MPa，如继续以较小流量压注，当注液流量小于液态CO2在煤层中的扩散速率时，压力会出现快速下降，随即增大压注量，压力继续上升，当孔口压力接近3 MPa时，再逐步调小压注量，此后按照上述步骤继续压注，直至罐内CO2压注完成。然后，关液停泵，进入保压阶段。相比前两天压注，此次压注虽然钻孔压力有所提高，但其压降速率逐步递减，这说明持续向煤层中压注CO2过程中，煤体中裂隙虽继续发育，CO2渗流通道不断增多，但裂隙发育比之前较弱。这主要是由于随CO2在煤层中渗流距离增加，压力损失和渗流阻力逐步增大，结合渗流模型分析，相应的渗透率也开始逐步下降。

3.3 液态CO2压注效果考察

3.3.1 瓦斯抽采情况

图5为距压注孔不同距离考察孔中CO2浓度在抽采期间的变化曲线，以钻孔中CO2浓度大于0.03%为CO2渗流扩散的判断指标，图5直接揭示了CO2在3#煤层中渗流扩散距离达到了18 m，且随抽采孔和压注孔之间距离的不断增加，CO2渗流扩散量呈逐渐变小趋势，相应地CO2对煤层瓦斯的驱替置换作用逐渐变弱。图6为液态CO2压注前后单个抽采孔中瓦斯抽采浓度变化情况，由图可得，原始煤层单孔瓦斯抽采浓度平均值仅为17.65%，液态CO2压注后煤层瓦斯抽采浓度得到整体提高，距压注钻孔6，12和18 m观测孔中瓦斯抽采浓度平均值分别达到41.66%，35.43%和24.14%，这说明随距压注孔距离的增大，CO2增渗和驱替置换效果有所减弱，与图5中CO2浓度的变化趋势相一致。

图5 考察孔中CO2浓度Fig.5 Concentration of CO2 in boreholes after CO2 injection

图6 液态CO2压注前后钻孔瓦斯抽采浓度Fig.6 Gas concentration in boreholes after CO2 injection

图7 钻孔瓦斯抽采混合量情况Fig.7 Gas drainage of boreholes

图7为单孔瓦斯抽采混合量均值随抽采时间的变化曲线，由图7可知：原始煤层单孔瓦斯抽采混合量均值为0.133 m3/min，液态CO2压注后，距离压注孔6，12和18 m的考察孔中该值均得到提高，分别达到0.237，0.197和0.158 m3/min.此外，与钻孔瓦斯抽采浓度变化趋势一样，考察孔单孔瓦斯抽采混合量也随着距压注孔距离的增加呈现逐渐变小的趋势。但在液态CO2压注后的一整个月中，钻孔瓦斯抽采浓度和纯量均维持在一定的范围内，受抽采负压的影响，呈现些许波动。这说明，液态CO2压注后，至少存在一个月的煤层瓦斯抽采活跃期。

3.3.2 与水力压裂比较

试验过程中将6个抽采孔汇于支管进行瓦斯浓度和流量的统计，并与附近区域水力割缝试验后瓦斯抽采浓度进行对比。由图8可得：采用水力割缝和液态CO2压注后支管瓦斯抽采浓度平均值分别由17.65%增至31.08%和48.49%，因此，采用煤层压注CO2后瓦斯抽采效果明显高于水力割缝。图9显示了支管瓦斯抽采浓度和纯量随时间的变化，整体上看抽采过程大致可分为2个阶段，压注CO2后的一个月为瓦斯抽采活跃期，此段时间内平均瓦斯抽采浓度和纯量分别为48.49%和1.42 m3/min，压注后32～40 d内瓦斯浓度和纯量出现明显衰减，衰减后平均瓦斯浓度和纯量分别为29.37%和0.88 m3/min，仍高于原始煤层瓦斯抽采浓度。