循环往复式水力压裂技术在顺煤层瓦斯治理中的应用

2021-06-03邓敢博

能源与环保 2021年5期

邓敢博

(1.瓦斯灾害监控与应急技术国家重点实验室，重庆 400037； 2.中煤科工集团重庆研究院有限公司，重庆 400037)

相关统计数据[1-2]表明，在我国的能源格局中占据着主要地位的煤炭资源，2030年在能源消费比重中仍可占据50%以上，可以说明的是，煤炭关乎着我国能源安全稳定。目前我国煤炭绝大多数还是采取井工开采的方式，煤炭复杂的赋存方式以及其开采深度的不断加大，致使开采过程中的灾害变得愈加强烈。其中，在开采中常见的一种动力灾害为煤与瓦斯突出，发生机理复杂及受到多种因素所影响，让其变得难以控制，有效的预防是保证煤矿安全生产的必备条件[3-4]。对于工作面来说，瓦斯预抽达标是保证煤能够进行顺利回采的前提条件之一。对于一些低透气性的深部煤层来说，常规钻孔预抽的方式不仅耗费人力、物力，而且抽采效率低下。针对此种情况，绝大多数煤体需要采用人工增透的方式来提高瓦斯的抽采效率，较为常用提高渗透率的方式有水力压裂、水力割缝、水力冲孔及深孔爆破等[5-7]。其中，水力压裂以其能够在煤层形成大范围的卸压区域、操作效率高，近些年来形成的水力压裂成套的技术及装备，显著地提升了区域煤层瓦斯的预抽效果。

随着煤层开采深度的不断加大，地应力也随之而升高，进行常规的水力压裂存在着压力高负荷、注水难等问题，在压裂效率低下、煤层增透效果不理想的同时，设备还留着巨大的安全隐患。针对此种情况，经过科技工作者的不断研究[8-10]，体积(缝网)压裂、脉动水力压裂、同步压裂等较为前沿的压裂技术先后应用于煤层增透之中，但由于操作复杂及所需压裂设备过大等缘故，限制了这些技术的大面积推广。对于地应力较高的煤层，急需采取有效且工艺简单的水力压裂工艺提高煤层的渗透率。

红阳三矿西三下部采区705工作面为具备突出危险性的低透气性煤层，由于其属于深部煤层，地应力大，在该煤层工作面区域预抽瓦斯防突措施先后采用常规水力压裂、水力割缝等增透措施，但瓦斯抽采效果并不理想。之后改变压裂工艺，工作面回采之前采用循环往复式水力压裂后，取得了较好的煤层卸压增透效果，瓦斯抽采效率大幅度提高，对于水力压裂卸压瓦斯抽采区域防突技术以及在相似条件下的瓦斯灾害防治，具有一定的指导及参考意义。

1 循环往复式水力压裂技术原理

大多数材料都有疲劳这一动力性能，这些材料在交变、循环以及重复载荷的作用下，一般都会出现疲劳损伤效应。根据相关研究[11]，当载荷循环作用于煤体时，其发生疲劳损伤的变形规律以及强度与单一静态载荷的作用明显不同。当经过压裂泵组加压的水注入到煤层之中[12]，更多的是借助高压水在煤体弱面进行支撑、破碎，使得弱面产生伸开、扩展以及延长，从而使得各条裂隙得以相通。从微观上来说，往复式水力压裂作用在煤体时，在裂隙面发生周期性的张压应力，在此种交变应力下发生疲劳破坏，循环往复式压裂比恒压负荷作用下发生破坏所需要的最大应力值低，对于煤层来说，其为非均质体，包含着各类的缺陷和天然裂隙，因而若要在煤层中形成缝网，重点在于先在较大的形成主裂缝扩展延伸，使得首次产生的裂隙或者煤储层缺陷能够张开，最后形成裂缝网状结构。缝网压裂得以进行的力学原理是分支裂缝在裂隙的扩展上形成的[13-14]，作用原理如图1所示。

图1 煤层往复式水力压裂裂缝网络结构形成示意Fig.1 Fracture network structure formation diagram of reciprocating hydraulic fracturing of coal seam

循环往复式水力压裂煤体过程具体可分为3个阶段：①高压水渗入煤体的裂隙及孔隙之中，冲刷煤岩，使得高压水在煤体中布满裂隙和孔隙，直到水几乎不能再进入到该孔为止，将孔口阀门紧紧关死；②将高压胶管移至下一个压裂孔，与第1个孔同样注水，以此类推，将所有的压裂孔完成第1次注水；③对第1个孔再一次注水，依次往后每一个压裂孔，将所有的压裂孔注水次数达到4～5次。利用往复式水力压裂不仅可以使得煤体能够充分吸收水分，解吸出更多的吸附态瓦斯气体，同时在进行压裂时可以使得煤体发生疲劳损伤来进一步沟通裂隙，提升瓦斯的渗流速率。

2 工程概况

2.1 基本情况

红阳三矿是沈煤集团主要生产矿井之一[15]，煤与瓦斯突出事故频发，自1972年建井发生第一次突出事故以来，至今共出现煤与瓦斯突出136次，突出强度平均达166 t/次。705运输巷煤层为突出危险性煤层，通过现场的压力测定、实验室工业分析测试及已有地质资料，瓦斯压力最高达到2.5 MPa、瓦斯含量为7.48～12.24 m3/t、煤的坚固性系数f值为0.23、瓦斯放散初速度ΔP为31，破坏类型为Ⅲ—Ⅳ类。工作面回采采用顺层钻孔密集钻孔预抽瓦斯的方式，但是由于煤层透气性低，衰减系数相对较高，瓦斯抽采效果极为有限，预抽达标时间过长，同时由于煤层埋深大(950 m)，采用普通钻孔的方式难以消除高地应力的危害。在该区域(703回风巷)之前进行水力压裂试验，由于煤层高地应力的影响，压裂后瓦斯抽采效果不佳，且在压裂过程中，高压水难以被煤层所“消化”，压力曾一度高达60 MPa，而单孔最大注水量仅为30 m3，未达到设计要求，泵体持续地高负荷运转，存在着极大的安全隐患，且孔口存在部分漏水现象。

2.2 压裂钻孔管道布置连接

水力压裂参数钻孔布置如图2所示。首先施工4个压裂钻孔，钻孔间距40 m，孔深80 m；钻孔在施工过程中测定其瓦斯含量，待压裂孔和考察孔施工完毕后开始压裂，考察孔在压裂过程中需接入到抽采管路，同时安装上自动防水排渣设备；压裂过程中观测考察孔瓦斯浓度变化、流量变化、煤壁及孔口是否有压裂水流出等。水力压裂设备主要由压裂泵组、高压胶管、压裂钢管、高压阀门等装置构成，设备系统如图3所示。设计压裂半径15 m，经计算，每个钻孔注水量保持在60～70 m3。压裂供水要求水质洁净，过滤掉直径2 mm及以上杂质，水压≥2 MPa，水流量20 m3/h。

图2 水力压裂参数钻孔布置Fig.2 Drilling layout of hydraulic fracturing parameters

图3 压裂系统Fig.3 Fracturing system

2.3 封孔工艺

此次顺层钻孔压裂采取煤矿井下水力压裂专用封隔器(MKY70型封隔器)封孔，设计封孔深度为30～40 m，该封孔器具有封孔简便可靠、成本低和可重复使用的特点，适用于任意角度的穿层孔及顺层孔压裂。上、下接头，中间管和胶筒等零件构成了MKY70型封隔器。压裂时，压裂液经过压裂管由上接头进入封隔器的中间管，此时，具有一定压力的压裂液经中间管的进液槽进到胶筒的内腔，使胶筒胀大，起到封孔作用。中间管的压裂液卸压后，胶筒收缩成原先模样，并收回解除封孔。座封装置与封隔器的下接头连接，其作用是当压裂液进入到封隔器后，使封隔器内形成压差，保证压裂液能经封隔器中心管的进液槽进入胶筒与中间管的环形腔内。当压裂管内部的压力达到一定程度后，座封装置能够自动打开，压裂液经座封装置流入筛管，开始压裂[16-18]。封孔器实物如图4所示，顺层钻孔压裂封孔如图5所示。

图4 封隔器实物Fig.4 Physical picture of packer

图5 顺层钻孔压裂封孔示意Fig.5 Schematic diagram of drilling fracturing and sealing hole along layer

2.4 水力压裂试验过程

利用封隔器封孔完毕后，开始对压裂孔进行压裂，对1—4号压裂孔按照顺序进行往复循环压裂，判定的标准是当进水量小于等于3 m3/h，移到下一个孔进行压裂，之后全部孔压裂一次后，进行新一轮的压裂。如此进行多次压裂，使得高压水尽可能地渗入煤层之中。压裂的相关情况见表1、表2。

表1 压裂情况统计(1号压裂孔)Tab.1 Statistical of fracturing(No.1 fracturing hole)

表2 各孔压裂相关参数Tab.2 Fracturing parameters of each hole

3 压裂效果考察

3.1 水力压裂影响范围

观察考察孔施工过程中出水情况。水力压裂实施后，每隔10 m进行考察钻孔施工，测得压裂前该区域平均含水率为1.265%。压裂过后抽采孔在钻进过程中，再考察其出水情况，即可在一定程度上来判断水力压裂过程中水—气动界面是否移到该区域。经过水力压裂后，距压裂孔20 m范围内煤层瓦斯含量为1.09～7.36 m3/t，平均值2.69 m3/t，相较于压裂前8.675 m3/t降低了69%；705运输巷煤层含水率为1.93%～8.74%，平均值3.70%，相较于压裂前1.265%提高了1.9倍。

3.2 水力压裂钻孔透气性变化

在预抽煤层瓦斯过程中，用来判断瓦斯预抽难易程度最具表现性的参数是煤层的透气性。经过测定及相关公式的计算，705工作面未压裂、常规压裂及循环往复式水力压裂透气性计算结果见表3。

表3 705工作面压裂前后透气性系数分析Tab.3 Analysis of permeability coefficient before and after fracturing on 705 working face

从表3可以看出，煤层经过常规压裂、循环往复式压裂之后，透气性系数分别为未增透区域的3.49倍、9.17倍。

3.3 瓦斯抽采有效半径

煤层瓦斯抽采有效半径，指的是在同等抽采时间下，将目标预抽煤层瓦斯含量降低到抽采达标的范围以内，根据《防治煤与瓦斯突出细则》，瓦斯在煤层含量需降低到8 m3/t以下，且瓦斯压力降低到0.74 MPa以下。通过现场考察可知，在同等抽采60 d时间下，循环往复式压裂平均有效抽采半径达到了3.5 m，而采取的常规压裂平均为1.5 m，未采取增透措施区域为1.0 m，这说明该煤层采取循环往复式水力压裂措施充分降低了预抽瓦斯钻孔的施工量。不同条件下日抽瓦斯量拟合曲线如图6所示。

图6 不同条件下抽采钻孔日抽采瓦斯量拟合曲线Fig.6 Fitting curve of daily gas extraction volume in different conditions

从图6可以看出，煤层预抽瓦斯治理中，工作面区域的衰减系数：循环往复式压裂<常规压裂<未压裂。

4 水力压裂瓦斯卸压抽采效果分析

之后在压裂区域进行抽采孔钻孔施工，进行单孔平均瓦斯抽采浓度和单孔瓦斯抽采纯量考察，并与工作面之前常规水力压裂、未压裂区域30 d内瓦斯抽采数据作对比分析(图7、图8)。

从图7、图8可知，30 d内循环往复式水力压裂区域单孔瓦斯抽采纯量为0.044 7 m3/min，常规水力压裂区域为0.013 3 m3/min，未压裂区域为0.004 7 m3/min，循环往复式水力压裂单孔瓦斯预抽煤层瓦斯纯量是常规压裂、未压裂区域的3.36倍及9.51倍；循环往复式水力压裂区域单孔瓦斯抽采浓度为64.74%，常规水力压裂为31.00%，未压裂区域为10.70%，循环往复式水力压裂区域单孔瓦斯抽采浓度分别是常规水力压裂、未压裂区域的2.10倍及6.05倍。通过这些抽采数据，说明水力压裂技术提高了瓦斯抽采浓度和纯量，但是采用循环往复式水力压裂的方法来对煤层进行增透，可以取得更佳的瓦斯抽采效果。