水分对新景矿3号煤层瓦斯解吸规律的影响

为分析水分对瓦斯解吸规律的定量影响,采用模拟测试和理论分析相结合的方法,在不同吸附平衡压力、不同水分含量条件下对新景矿3号煤层瓦斯解吸规律进行了模拟测定,通过对试验数据的拟合分析,得出水分对瓦斯解吸规律的影响系数,并对取得的水分影响系数进行了验证和对比。试验结果表明:影响系数经过校正后的解吸曲线和试验得出的解吸曲线几乎重合,这说明该影响系数能很好地描述不同水分含量下的瓦斯解吸规律,最后对水分对瓦斯解吸规律的影响进行了理论分析。     

-490m南11层滑放工作面自然发火防治实践

厚煤层的开采,煤层易自燃、回采率低、工作面推进速度慢、采空区遗煤量多,特别是煤质干燥等极易造成煤炭自燃,对滑放工作面开采带来极大危害,结合-490 m南11层滑放工作面具体情况,采取针对性措施,有效地防止了煤炭自然发火.     

注水在煤层开采过程中的作用及影响

为研究注水在煤层开采过程中的作用及影响,以煤层注水对煤层力学特性的影响为基础,分析总结煤层注水在抑制瓦斯突出和瓦斯解吸、软化中硬顶煤、防治煤尘和减缓冲击倾向中的作用。结果表明:矿井注水后瓦斯的喷出频率比未注水时降低了56.4%;含瓦斯煤体在4MPa高压水的浸泡作用下,解吸率比未浸泡时降低了80%左右;注水使顶煤的采出率提高9%左右;长时(48h以上)注水可以使煤尘产出率降低20%;注水使矿井的冲击倾向降低一个等级。     

低孔隙率煤层高压注水技术

针对天安矿业有限公司星村煤矿3#煤层高地压低孔隙率、产尘浓度高、地温高和具有较大冲击地压危险性的特点,从高效注水用渗透剂(表面活性剂)的选择、高地压低孔隙率煤层注水工艺技术的研发为目标出发,对煤层注水采用理论分析、实验室研究和现场观测相结合的方法进行研究,设计了高地压低孔隙率煤层注水工艺参数。     

高压脉动水力锤击煤层注水技术研究

针对透气性较差的煤层采用传统方法注水效果差、湿润范围小的问题,提出高压脉动水力锤击注水新方法。分析了脉动注水作用于煤层的机理,并在大屯姚桥矿8号煤层进行现场试验,测定了高压脉动水锤注水后煤层注水孔两侧20 m范围内煤样水分增值。通过考察煤层的水分增值、湿润半径及粉尘浓度,发现与静压注水相比,经水锤裂化后的煤层湿润均匀,平均水分增值是静压注水的5.5倍,湿润范围至少扩大1倍,粉尘浓度在静压注水基础上降幅最高达28.57%。     

油水井结垢防治方法综述

在油田开发过程中,地面集输系统、油水井管柱及地层中的结垢是一个十分突出的问题,通常会造成设备损坏、管道阻流和产液量下降;同时结垢也增加了油井的修井作业量,严重者造成油井停产或报废。油田水结垢涉及到许多因素,除了水的组成、温度、压力等热力学条件外,其他因素如垢附着力、结晶动力学、生产中的流体动力学等在垢形成中都是十分重要的。全面分析了垢的成因及机理,结合具体的结垢现场情况,总结出了目前国内外较有效的一系列防除垢工艺技术。     

基于静态分簇的LEACH算法改进研究

LEACH算法是为满足高效节能需要而提出的一种典型的分簇协议.在此基础上,提出了一种改进算法：主要体现在在网络开始工作时使用静态分簇,以簇为单位进行簇内节点轮换当选为簇首,簇间以及簇与基站间的通讯采用单跳与多跳结合的方式.最后使用NS2对LEACH算法和改进的算法进行仿真对比,证实了改进后的算法在与LEACH算法相比性能有了很大的提高.     

煤层注水渗透率模型及水力耦合影响因素数值模拟研究

为有效防治矿山动力灾害,优选煤层注水技术合理参数,以东于煤矿03303工作面为实验背景,基于多孔介质渗流理论,通过高压水侵渗流实验系统获取不同覆压条件下渗透率演化拟合曲线.结合流固耦合渗流模型、渗透率拟合曲线和比奥模量等多种参数,构建动态渗透率计算模型,对煤层注水卸压增透过程及其影响因素进行数值模拟,根据模拟结果优选注水工艺参数开展现场实验,对比分析数值模拟结果和现场实测数据.研究结果表明:煤层注水可有效卸载地应力,提高低渗煤层渗透性,随着注水时间的增加,增透区域以注水钻孔为中心向径向方向均匀扩展,注水钻孔间会产生水力复合影响区域,降低注水增透效果,注水压力、钻孔孔径和钻孔间距均不同程度影响水力耦合区域;在相同注水时间下,选用0.2 m孔径及5 m钻孔间距,在8 MPa水压下煤层注水卸压增透效果较好.     

注水水质对裂缝性油藏储层的影响

以裂缝性油藏储层为研究对象,通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明,悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素;当渗透率伤害率上限为20%,缝宽≤50 μm时,注水水质要求为:悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过10 mg/L;当缝宽介于50~100 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过20 μm,悬浮固体含量不应超过10 mg/L,含油量不应超过20 mg/L;当缝宽介于100~200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过50 μm,悬浮固体含量不应超过50 mg/L,含油量不应超过40 mg/L;当缝宽大于200 μm时,注水水质要求为:悬浮物粒径中值不应超过60 μm,悬浮固体含量不应超过80 mg/L,含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。     

海上气顶油藏屏障注水立体井网的构建

海上气顶窄油环油藏平行于流体界面,部署水平井取得了较好的避气控水效果,但开发中后期依旧面临气窜加剧、液量下降、开发方式亟需调整的难题。应用油藏数值模拟的方法,针对试验井组开展不同注水井型、水平井不同布井方向、水平井不同布井位置方案的对比,完成屏障注水立体井网的构建试验。试验结果表明,偏离中轴线靠近Ⅰ期油井40 m的水平井平行立体注采井网开发效果最好,相较于天然能量开发,可提高采收率7.8个百分点。依据井网优化结果开展三维物模实验,最终采收率达到43.1%,与天然能量开发模拟采收率34.2%相比,采收率提高8.9个百分点。物模实验确定了屏障注水的有效性,并量化了屏障注水的开发效果。下一步计划以井组试验、逐步推广的方式实现油田开发方式调整,可为相似油田屏障注水方案研究提供依据。