Изображенный на рис. 9 модуль может быть объединен в различные сочетания, наиболее полно содействующие дегазации участка угольного пласта. На рис. 11 представлен пример одного из таких сочетаний.

Проблема добычи метана, сорбированного каменноугольным пластом, может быть успешно решена только при создании в нем искусственных зон (коллекторов) повышенной дренирующей способности. При этом определяющее значение имеют, прежде всего, два параметра гидродинамики движения метана в угольном пласте: газопроницаемость угольного пласта и поверхность фильтрации флюида (в нашем случае – метана).

Уметь воздействовать на величину обоих этих параметров – значит содействовать интенсивному извлечению угольного метана.

Рис. 11– Возможное сочетание модулей для дегазации угольных пластов: 1 – угольный пласт; 2 – дутьевая скважина; 3 – буровой канал; 4 – газоотводящая скважина

В соответствии с формулой (3), дебит флюида прямопропорционален длине вскрытого бурового канала, поэтому использование протяженных буровых каналов (горизонтальных или наклонных) в угольном пласте вполне оправданно. Однако малый диаметр бурового канала (100–150 мм) и возможная кольматизация его стенок после бурения ограничивают дебит (сток) флюида к нему. Поэтому огневое расширение бурового канала, впервые испытанное в Кузбассе на наклонно-горизонтальной скважине № 3нг еще в 1962 г., может стать эффективным способом создания искусственных коллекторов повышенной дренирующей способности для добычи угольного метана.

На рис. 12 (а) представлена схема дутьегазовых потоков на участке скважин № 3нг и № 11 г во время огневого расширения бурового канала горизонтальной скважины.

Предварительно наклонно-горизонтальная скважина № 3нг была соединена с газоотводящей скважиной № 11 г, после чего в первую из них подавали воздушное дутье в количестве 1500–1800 м^>3/ч, а очаг горения перемещался по горизонтальному буровому каналу навстречу воздушному дутью от скважины № 11 г.

На рис. 12 (б) в общем виде представлено изменение гидравлического сопротивления горизонтального канала ΔР_>г.с.к. во времени. На участке 2 это сопротивление постепенно снижалось по мере перемещения очага горения под колонну наклонно-горизонтальной скважины № 3нг. На участке 3 гидравлическое сопротивление проработанного горизонтального канала оставалось практически постоянным.

Рис. 12 а– Схема дутьегазовых потоков на участке скважин № 3нг и № 11 г во время огневого расширения бурового канала горизонтальной скважины

Рис. 12 б– Изменение гидравлического сопротивления горизонтального канала во времени

В рассматриваемой технологической схеме, когда дутье нагнеталось в скважину № 3нг, а газ отводился из скважины № 11 г, расчет проводился по формуле:

P_>г.с.к. = (P_>1 – ΔP_>1) – (P_>2 – ΔP_>2),

(4)

где ∆Р_>г.с.к. – гидравлическое сопротивление горизонтального канала, кг/см^>2;

Р_>1 – давление на головке дутьевой скважины № 3нг, кг/см^>2;

∆Р_>1 – гидравлическое сопротивление колонны скважины № 3нг, кг/см^>2;

Р_>2 – давление на головку газоотводящей скважины № 11 г, кг/см^>2;

∆Р_>2 – гидравлическое сопротивление колонны газоотводящей скважины № 11 г, кг/см^>2.

Гидравлическое сопротивление колонны скважины определяли по формуле (5):

(5)

где ΔР – гидравлическое сопротивление колонны скважины, кг/см^>2;

λ – коэффициент сопротивления колонны;

l – длина колонны, м;

υ – скорость воздуха (газа) в колонне, м/с;

γ – удельный вес газа (воздуха), кг/м^>3;

d – диаметр колонны, м;

g – ускорение свободного падения, м/с^>2.

При определении скорости движения воздуха вводили поправку на его давление, а при определении скорости движения газа – поправку на его давление, температуру и влагосодержание.