SU1232823A1 - Method and apparatus for determining gas-bearing capacity of mineral - Google Patents
Method and apparatus for determining gas-bearing capacity of mineral Download PDFInfo
- Publication number
- SU1232823A1 SU1232823A1 SU843727645A SU3727645A SU1232823A1 SU 1232823 A1 SU1232823 A1 SU 1232823A1 SU 843727645 A SU843727645 A SU 843727645A SU 3727645 A SU3727645 A SU 3727645A SU 1232823 A1 SU1232823 A1 SU 1232823A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- well
- interval
- time
- drilling
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
1. Способ определени газоносности полезного ископаемого, включа- кшщй поинтервальное бурение скважины и ее герметизацию, измерение времени бурени каждого интервала скважины и времени стабилизации газовыделени , замер дебита газа после окончани бурени каждого интервала скважины.и стабилизировавшегос дебита газа, выхода штыба с интервала скважины,определение остаточной газоносности штыба,о тличающ ий- с тем, что, с целью сокращени времени и повьш1ени точности определени газоносности полезного ископаемого , при герметизации скважины в ней оставл ют витую буровую штангу, измер ют врем с момента окончани бурени интервала скважины до начала измерени дебита газа, дебит газа начинают измер ть не позднее чем через 20 с после окончани бурени интервала скважины, а в процессе стабилизации газовьзделени периодически измер ют промежуточные деби- ты газа и продолжительность интервалов между этими замерами, при этом газоносность полезного ископаемого X на любом интервале скважины рассчитывают по формуле ,5ts(K3,-3,).2::j;At;-l,, т, сухой беззольной массы где Хд - остаточна газоносность штыба, отобранного на глубине 3-4 м, беззольной сухой массы врем соответственно бурени интервала cквaжIiны и стабилизахщи газовьщелени ; Ш1н; J., - дебит газа в начале измерени газовыделени , л/мин; g - дебит газа в момент окончани измерени газовьщелени , л/мин; ; - промежуточные дебиты газа, л/мин; интервалы времени между замерами промежуточных деби- тов газа, мин; выход штыба из интервала скважины, кг; k 1 + +0,003tj- коэффиц1{ент, учитываюгций врем запаздывани первого измерени дебита газа; at; m с ю сл N0 ю 30 Юо1. A method for determining the gas content of a mineral, including interval drilling of a well and its sealing, measuring the time of drilling of each well interval and the time of stabilization of gas release, measuring the gas flow rate after the end of drilling of each well interval. determination of the residual gas content of shtyb, in contrast to the fact that, in order to reduce the time and increase the accuracy of determining the gas content of the mineral, when sealing the well leaves a twisted drill rod in it, measures the time from the end of the drilling of the well interval to the beginning of the gas flow measurement, start the flow rate of the gas to measure no later than 20 seconds after the end of the drilling of the well interval, and periodically intermediate gas debits and the duration of intervals between these measurements, while the gas content of mineral X at any interval of the well is calculated using the formula, 5ts (K3, -3,). 2 :: j; At; -l ,, t, dry ashless masses where Hd - residual gas content of shtyb, taken at a depth of 3-4 m, ash-free dry mass, the time, respectively, of drilling the interval of squamble and stabilization of gas-gas; Ш1н; J., - gas flow rate at the beginning of gas emission measurement, l / min; g is the gas flow rate at the time of termination of the measurement of gas emission, l / min; ; - intermediate gas flow rates, l / min; time intervals between measurements of intermediate gas debit, min; shtyb out of the well interval, kg; k 1 + + 0.003tj- factor1 {ent, taking into account the arising of the delay time of the first measurement of the gas flow rate; at; m si s N0 y 30 Yuo
Description
i - врем с момента окончани бурени интервала скважины до начала измерени дебита газа, .i is the time from the end of the drilling of the well interval to the beginning of the gas flow measurement,.
2.Способ ПОП.1, отличаю- щ и и с тем, что дебиты газа в период стабилизации газовьщелени измер ют дискретно через промежутки времени, не превьппакшще 10 с,2. Method POP.1, which differs from the fact that the gas flow rates during the period of stabilization of the gas section are measured discretely at intervals of not more than 10 s,
3.Устройство дл определени газоносности полезного и скопаемого,3. A device for determining the gas content of the useful and the copious,
Изобретение относитс к горной промьшшенности и может быть использовано при разработке газоносных полезных ископаемых,в том числе выбро- соопасных угольных пластов.The invention relates to the mining industry and can be used in the development of gas-bearing minerals, including coal-mining coal hazardous layers.
Цель изобретени - сок-ращение времени и повьш1ение точности определени газоносности полезного ископаемого .The purpose of the invention is to reduce the time and increase the accuracy of determining the gas content of the mineral.
На чертеже показано устройство дл герметизации скваисины без извлечени из нее витой буровой штанги при определении газоносности.The drawing shows a device for sealing a squash without removing the twisted drill rod from it when determining the gas content.
Устройство состоит из полой эластичной манжеты 1, изготовленной, например, изопрорезиненной ткани и вьтолненной в виде равнобедренного треугольника с отношением его высоты к основанию 1:3-1:5, нагнетательной 2 И газоотвод щей 3 трубок, подсоединенных к манжете ближе к основанию и расположенных под углом (90-р) к продольной оси манжеты, где р - угол наклона шнека к продольной оси буровой штанги, при этом нагнетательна трубка сообщаетс с внутр-ен- ней полостью магокеты, а газоотвод ща трубка пропущена сквозь манжету, тройника 4, манометра 5, :ниппел 6 с ручным насосом 7, газового счетчика (расходомера) 8.The device consists of a hollow elastic cuff 1, made, for example, of a rubberized fabric and made into an isosceles triangle with a ratio of its height to the base of 1: 3-1: 5, pressure 2 and gas outlet 3 tubes connected to the cuff closer to the base and located at an angle (90-p) to the longitudinal axis of the cuff, where p is the angle of inclination of the screw to the longitudinal axis of the drill rod, the discharge tube communicating with the internal magnetotum, and the venting tube passing through the cuff, tee 4, pressure gauge 5,: nip sang 6 with a hand pump 7, a gas meter (flow meter) 8.
Пред.чагаемьй способ определени газоносности полезного ископаемого осуществл ют следующим образом.The prior method for determining the gas content of a mineral is carried out as follows.
В забое выработки бур т скважину диаметром, например, 42-45 мм и глу- бидой 1,5 м с посто нной скоростью подачи бурового инструмента примерно 1 м/мин. При этом фиксируют врем бурени (tg) например,последнего мет2823In the bottom hole, a well is drilled with a diameter of, for example, 42-45 mm and a depth of 1.5 m with a constant feed rate of the drilling tool of approximately 1 m / min. At the same time, the drilling time (tg) is fixed, for example, the last met2823
включающее полую эластичную манжету, насос, нагнетательную и газоотвод - щую трубки, манометр, тройник, ниппель и газовьй счетчик, о т л и ч а- ю щ е е с тем, что нагнетательна и газоотвод ща трубки образуют с продольной осью полого манжета угол Ы- , равный (90-р), где /Ь - угол наклона шнека к продольной оси буровой штанги, а газоотвод ща трубка пропущена сквозь манжету.including hollow elastic cuff, pump, injection and gas exhaust pipes, pressure gauge, tee, nipple and gas meter, about the same angle with the pressure and gas exhaust pipes with a longitudinal axis of the hollow cuff Ы-, equal to (90-p), where / b is the angle of inclination of the screw to the longitudinal axis of the drill rod, and the gas outlet tube is passed through the cuff.
ss
00
5five
00
5five
рового интервала, замер ют выход штыба (т). Затем витую буровую штангу вьщвигают из сквалсины примерно на 0,7 м и на рассто нии 0,1-0,2 м от забо вьфаботки накладывают на -нее манжету 1 с присоединенными к ней нагнетательной 2 и газоотвод щей 3 трубками так, чтобы трубки располагались между шнеками штанги и обвивали ее выступающий конец, а продольна ось манжеты образовала пр мой угол с осью буровой штанги. Манжету равномерно в один-два сло наматывают на 10-20-сантиметровый участокof the dead interval, the output of the gape (t) is measured. Then, the twisted drill stem is pulled out of squalvesin by about 0.7 m and at a distance of 0.1-0.2 m from the bottom of the plant, they are applied over the sleeve 1 with the discharge tube 2 and the gas outlet 3 attached to it so that the tubes are between the screws of the rod and wrapped around its protruding end, and the longitudinal axis of the cuff formed a right angle with the axis of the drill rod. Cuff evenly in one or two layers wound on a 10-20-centimeter area
буровой штанги, образу тампон (па- кер), и конец манжеты заправл ют под трубки 2 и 3 или под слой манжеты так, чтобы он не разматывалс и не образовывал местных утолщений, а максимальный диаметр тампона не пре- вьпшзл 43 мм. После этого буровую штангу досьшают до забо скважины и насосом,, через тройник 4 в полость манжеты нагнетают воздух до давлени , например 20-50 кПа, фиксируемого манометром 5. Сразу после окончани герметизации скважины расходомером The drill rod, forming a tampon (packer), and the end of the cuff are tucked under tubes 2 and 3 or under the cuff layer so that it does not unwind and form local bulges, and the maximum tampon diameter is 43 mm. After that, the drill rod is removed to the bottom of the well and the pump, through the tee 4, air is forced into the cuff cavity to a pressure, for example 20-50 kPa, fixed by a pressure gauge 5. Immediately after the end of the well seal
8, например, ПГ-2МА, измер ют дебит газа 3, фиксируют врем t с момента окончани бурени интервала сква- 5КИНЫ до начала измерени дебита газа 1, и .определ ют дебит газа р в момент окончани интервала скважины по 8, for example, PG-2MA, the gas flow rate 3 is measured, the time t is recorded from the moment of the end of drilling the well interval to the beginning of the measurement of gas rate 1, and the gas flow rate p is determined at the time of the end of the well interval by
, (1 + 0,003 t,), л/мин., (1 + 0.003 t,), l / min.
Врем t., не должно превышать 20 с, в противном случае погрешность опре- 40 делени Jjj превысит 10% и будет возрастать по экспоненте (при t, 40 - 50 с погрешность превысит 30%), что приведет к значительному снижению надежности и точности определени газоносности пласта.The time t. Should not exceed 20 s, otherwise the error of determining the division of Jjj will exceed 10% and will increase exponentially (at t, 40 - 50 s, the error will exceed 30%), which will lead to a significant decrease in reliability and accuracy gas content of the reservoir.
Через 5-10 с после измерени 3, каждые последующие 5-10 с в течение времени стабилизации газовыделени tg 3-5 мин измер ют дебиты газа С, фиксируют интервалы времени At, между замерами J, и врем стабилизации газовьщелени t, , при этом t 2Г U t, + t мин измер ют стабили- зировавщийс дебит газа J и подсчитывают количество газа, выделившегос из вновь пробуренного интерна ла скважины за врем стабилизации i газовьщелени t по формулеAfter 5-10 s after measurement 3, every subsequent 5-10 s during gas stabilization time tg 3-5 min, gas flow rates C are measured, time intervals At are recorded between the measurements J, and gas-gas stabilization time t, while t 2G U t, + t min measure the stabilized gas flow rate J and calculate the amount of gas released from the newly drilled well hole during the stabilization period i of the gas extract by the formula
V Z3;At; + П, t,- 3, t, ЛV Z3; At; + P, t, - 3, t, L
После окончани измерений дебитов газа из полости манжеты с помощью ниппел 6 выпускают воздух, буровую штангу выдвигают из скважины примерно на 0,7 м и снимают с-нее манжету. Затем в течение примерно 1 мин. с посто нной скоростью подачи около 1 м/мин бур т следующий интервал скважины и выполн ют все указанные операции.After the measurements of gas flow rates from the cuff cavity are completed, air is released with the help of nipples 6, the drill rod is pulled out of the well approximately 0.7 m and the cuff is removed from it. Then for about 1 min. At a constant feed rate of about 1 m / min, the next well interval is drilled and all the indicated operations are performed.
ЕГо окончании бурени сква;кины заанной глубины определ ют газоносность пласта х на различном рассто ний от забо выработки по формулеThe end of the drilling of the well; the depths of the depths determine the gas content of the formations at different distances from the bottom of the mine by the formula
232823 ,4232823, 4
X ,5 tj(K.l, -3) +X, 5 tj (K.l, -3) +
+ Zj;bt; - ;, tj , MVT 5 беззольной массы,+ Zj; bt; -;, tj, MVT 5 ash free mass,
оabout
где X - остаточна газоносностьwhere X is the residual gas content
штыба, отобранного на глубине 3-А м беззольной сухой массы;shtyb, selected at a depth of 3-m m ash-free dry mass;
tg и t - врем соответственно бурени интервала скважины и стабилизации газовьщелени , мин;tg and t — time, respectively, for drilling the interval of the well and stabilizing the gas-bleaching, min;
Ji дебит г;аза в начале измерени газовыделени , л/мин; с - дебит газа в момент окончани измерени газовьщеле- ни , л/мин; промежуточные дебиты газа,Ji flow rate; aza at the beginning of the measurement of gas evolution, l / min; c is the gas flow rate at the moment of termination of the measurement of gas, l / min; intermediate gas flow rates
л/мин;l / min;
ЛС; - интервалы времени между замерами промежуточных дебитов газа, мин; m - выход штыба из интервалаLS; - time intervals between measurements of intermediate gas flow rates, min; m - exit of the stub from the interval
скважины, кг; К 14- +0,003t- коэффициент, учитывающ1-1йwells, kg; K 14- + 0,003t- coefficient taking into account 1-1
врем запаздывани первого измерени дебита газа;lag time of the first measurement of the gas flow rate;
t - врем с момента окончани бурени интервала скважины до начала измерени дебита газа, М1Ш.t is the time from the end of the drilling interval of the well to the beginning of the gas flow measurement, M1Sh.
Редактор А.КозоризEditor A. Kozoriz
Составитель М.Гагулин Техред Л.СердюковаCompiled by M.Gagulin Tehred L. Serdyukova
Заказ 2749/34 Тираж 436ПодписноеOrder 2749/34 Circulation 436Subscription
- ВНИИПИ Государственного комитета СССР- VNIIPI USSR State Committee
по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушска наб., д.4/5for inventions and discoveries 113035, Moscow, Zh-35, Raushsk nab., 4/5
Производственно-полиграфическое предпри тие, г.Ужгород, ул.Проектна ,4,Production and printing company, Uzhgorod, Projecto st., 4,
Корректор Л.ПатайProofreader L. Patay
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843727645A SU1232823A1 (en) | 1984-04-13 | 1984-04-13 | Method and apparatus for determining gas-bearing capacity of mineral |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843727645A SU1232823A1 (en) | 1984-04-13 | 1984-04-13 | Method and apparatus for determining gas-bearing capacity of mineral |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1232823A1 true SU1232823A1 (en) | 1986-05-23 |
Family
ID=21113975
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU843727645A SU1232823A1 (en) | 1984-04-13 | 1984-04-13 | Method and apparatus for determining gas-bearing capacity of mineral |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1232823A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105386754A (en) * | 2015-11-16 | 2016-03-09 | 山东科技大学 | Observation system used for ascending drilling gas pressure of mine soft coal rock |
-
1984
- 1984-04-13 SU SU843727645A patent/SU1232823A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Методика определени природной газоносности угольных пластов действующих и стро щихс шахт Донбасса. - Макеевка-Донбасс, 1981, с.40-45. Авторское свидетельство СССР № 1038484, кл. Е 21 F 5/00, 1981. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105386754A (en) * | 2015-11-16 | 2016-03-09 | 山东科技大学 | Observation system used for ascending drilling gas pressure of mine soft coal rock |
CN105386754B (en) * | 2015-11-16 | 2019-02-12 | 山东科技大学 | Observation system for the soft coal petrography uplink drilling gas pressure in mine |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN2924006Y (en) | Integrated formation-testing pipe string of cross-packer back-perforating, detecting and discharging liquid | |
EP0370591A3 (en) | Downhole chemical cutting tool | |
CN108825213A (en) | A kind of single interior multiple seam gas pressure measurement device and method of drilling | |
SU1232823A1 (en) | Method and apparatus for determining gas-bearing capacity of mineral | |
CN114486671B (en) | Intelligent transmission embolism water pressure test device for ultra-deep drilling of cross-over tunnel | |
CN206957699U (en) | Underground throttling and pressure testing device | |
CN201037417Y (en) | Bridge type delamination measuring and sealing structure | |
CN104695940B (en) | Coal bed drilling gas inrush initial velocity measurement device and assay method | |
SU1303707A1 (en) | Method of determining hydrodynamic pressure in well | |
RU176714U1 (en) | INSTALLATION FOR RESEARCH OF THE PROCESS OF EXTRUSION OF SEQUENTIAL CURRENT LIQUIDS WHEN CEMENTING CASING | |
GB2123459A (en) | A system for detecting a native reservoir fluid in a well bore | |
CA2316467A1 (en) | Dynamic pressure device for oil drill systems | |
CN105715227A (en) | Self-sealed type hydraulic pressure self-removal device and method for upstream pressure measuring drill hole | |
SU67474A1 (en) | The method of separation of the core after penetration of the core drill | |
SU1546673A1 (en) | Method and apparatus for determining gas-bearing rate of rock | |
CN204754906U (en) | Bottom plate destroys takes detecting device based on adopt influence | |
CN110333172A (en) | Cover the working method that clamper is seeped in pressure hole | |
CN208106407U (en) | A kind of downhole choke temperature and pressure anti-corrosion integration real-time monitoring device | |
SU1420139A1 (en) | Method of reverse cementing of casing | |
SU717305A1 (en) | Method of determining the extent of displacement zone pf liquids successively moving through borehole | |
RU2004775C1 (en) | Method for stage cementing of casing in well and plug | |
SU1218139A1 (en) | Method of determining dimensions of safe zones for cyclic excavation of working-face area of gas-bearing coal seam | |
US20210079783A1 (en) | Instrumented Couplings | |
CN217652781U (en) | Testing device for two-belt range of top plate of fully mechanized caving face | |
WO1990000666A1 (en) | Device for steering the direction of drilling |