Способ дегазации угольного пласта, отрабатываемого столбами с проведением разрезной печи

(5 ц 4 Е 21 Р 7/00 ЕНИ с , 13фффф 1 М аКя ПЛАС- ПРОВЕрн мич Опресть о ОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИИ ОПИСАНИЕ ИЗОБ Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТ(71) Ордена Октябрьской Революциии ордена Трудового Красного Знамениинститут горного дела им.А.А.Скочинского(56) Авторское свидетельство СССРФ 924407, кл. Е 21 Р 7/00, 1982.Руководство по дегазации угольныхшахт. - М,: Недра, 1975, с.26, 30-.38, 112.(54) СПОСОБ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНОГ ТА, ОТРАБАТЫВАЕМОГО СТОЛБАМИ С ДЕНИЕМ РАЗРЕЗНОЙ ПЕЧИ(57) Изобретение относится к г делу и позволяет повысить экон ность способа дегазации за сче ращения объема бурения скважин деляют природную газопроницаем пласта. Перед отработкой пласт 801267 садкой основнои кровли производятразбивку выемочных столбов на участки. На выемочном участке, отрабатываемом в первую очередь, сначалаобуривают участок пласта, прилегающий к разрезной печи и соответствующий первой посадке основной кровли.Скважину пробуривают с разворотом внаправлении забоя лавы и подключаютк дегазационному трубопроводу. По дебиту метана из скважин до и послепервой посадки основной кровли устанавливают протяженность зоны техногенного трещинообразования и проницаемость массива в направлении, па-раллельном забою лавы, После чегорассчитывают параметр, характеризующий газодинамическое состояние угольного массива в направлении, параллельном забою лавы. С учетом этогопараметра рассчитывают расстояниемежду скважинами и угол их разворотадля следующего участка выемочногостолба. Приведены математическиевыражения для расчетов параметров.1 ил., 1 табл, 12 б 7007Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для снижения гаэообильности выемочных участков и повьппения безопасности горных работ по газовому фактору,Цель изобретения - повышение экономичности способа дегазации за счет сокращения объема бурения скважины.На чертеже представлена схема дегазации угольного пласта по данному способу.Способ дегазации осуществляютследующим образом,Из горной выработки 1 на примы 15кающем к монтажной камере 2 участкепласта длиной Ь, проводят скважины3 на расстоянии К, друг от друга, Протяженность Ь участка пласта определяют расстоянием от монтажной камеры20(или разрезной печи) до границы зонытехногенного трещинообразования образованной после посадки основнойкровли,Величину Ь устанавливают опытнымпутем, например, по фактическим данным, полученным на ранее отработанных выемочных участках данной или со-седней шахты, или экспериментально,путем установки датчиков или реперов.Угол Р, разворота скважин на очистной забой определяют но формулеЬ Ч, = агсйр -- , град,4 где Ь - проекция скважины на забойлавы, м;С - коэффициент, равный 2,0-2,5(устанавливают опытным путем);Ь, - протяженность зоны техногенного трещинообразования, м(определяют расчетом илиопытным путем по величинезоны техногенного трещинообразования на ранее отработанных выемочных участках даннойили соседней шахты),Величина Ь является Функцией длинылавы и глубины Ъ зоны дренирования вблизи подготовительной выработки. Если выемочный участок оконтурен подготовительными выработками, то Ь = = 1 - Ь, если не оконтурен - Ь =: . + + Ъ. На оконтуренном с двух сторон выемочном участке, ширина которого 55 превьппает 200 м, скважины обычно проводят из двух выработок. Величину Ь в этом случае находят из выражения Р - в,Ь2Глубину эоны дренирования пласта выработкой устанавливают по существующим нормативным документам.Пробуренные скважины 3 на прилегающем к разрезной печи участке пласта подсоединяют к дегаэационному трубопроводу 4.После проведения скважин 3 и в процессе работы очистного забоя измеряют дебиты газа (метана) из каждой скважины. Периодичность замеров до первой посадки Основной кровли принимают по указаниям нормативных документов, а после нее - ежесуточно. При этом сразу после посадки основной кровли (в течение 1-2 сут) устанавливают скважины, в которых наблюдается рост дебита метана.Протяженность зоны техногенного трещинообразования (Ь) находят после первой посадки основной кровли по расстоянию от забоя лавы до забоя наиболее удаленной скважины, в которой отмечено увеличение газовыделения.По среднему дебиту метана из скважин, пробуренных до начала работы лавы, и среднему дебиту метана иэ скважин, Функционирующих в зоне техногенного трещинообразования, устанавливают газопроницаемость К зоны техногенного трещинообраэования впереди лавы в направлении, параллельном очистному забою. Величину К рассчитывают по Формуле(2)где К - газопроницаемость массиваугля в природных условиях,т.е. вне зоны влияния очистных работ, мД;р - средний дебит метана иэ скважин, Функциэнирующих в зонетехногенного трещинообразования после первой посадкиосновной кровли, м /сут;- средний дебит метана из скважин до начала очистных работ,м/сутГазопроницаемость угольного массива в природных условиях залегания пластов находят по известным способам ее определения (расчета) или по Фактическому ее значению для пласта(4) где 1 - параметр, характеризующийгаэодинамическое состояниеугольного массива в направлении, параллельном очистному забою лавы, м;Ь - глубина зоны дренированияугольного массива подготовительной выработкой, м;1, - протяженность зоны техногенного трещинообразования впереди лавы, м.Величину 1 рассчитывают лс Фсрыулем, (5))К 1. р.Р,и - Рш Ч 1 п(- -л р рЯ о А - коэффициент, определяемыйразмерностями входящих вформулу величин;1К - проницаемость зоны техногенного трещинообразования впереди лавы в направлении, параллельном очистному забою, мД;1, - протяженность зоны техногенного трещинообразования впереди лавы, м;Р, - давление газа на устье скважины, И 1 а;ш - пористость газоносного пласта, доли ед .;вязкость каптируемого метана, Па.с; 507 - скорость подвигания лавы,м/мес;Р,- природное давление газа впласте, МПа;Р - допустимое давление газа в 553пласте после дегазации, МПа,Входящие в формулу (5) величины определяют опытным путем (4, К , 1.),(участка пласта), если таковое имеется.Для нахождения величины я испольэуЮт дебиты только тех скважин, которые после первой посадки основной 5 кровли оказались в зоне техногенного трещинообраэования.После установления протяженности зоны техногенного трещинообраэования корректируют угол Ч) разворота скважин 0 и расстояние К между скважинами по формулам: 007 4по таблицам справочной литературы(э), нормативным документам (Р ) илиберут из проектной документации (ш,р,).Скорректированные величины расстояния между скважинами и угла их разворота используют на этапе завершения буровых работ на отрабатываемомучастке и на смежных с ним выемочныхФполях. Скважины 5 на отрабатываемомучастке и скважины 6 на смежном выемочном поле проводят под углом нарасстоянии й друг от друга. Скважины5 подключают к газопроводу 4, а скважины 6 - к газопроводу 7, которыесообщены с вакуумной системой шахты(крыла, блока, участка),На шахтных полях со значительнымколичеством геологических нарушений,вызывающих резкое изменение газооТдачи пласта, возможна более, частаякорректировка параметров заложенияскважин. О необходимости корректировки судят по уменьшению газоотдачиболее чем в 1,3 раза. Протяженностьзоны техногенного трещинообразованиаи гаэопроницаемость массива угляуточняют после очередной посадкиосновной кровли. За исходные данныепринимают параметры скважин, протяженность зоны техногенного трещинообразования и гаэопроницаемостьугольного массива, определяемые после первой посадки основной кровли.Очередность операций, частота измерений дебита метана и порядок расчета искомых величин описаны вышее.Корректировку параметров дегаэациипосле очередной посадки производяттак же как определяли их после первой посадки основной кровли.На сближенных пластах угля в условиях их подработки или надработкиочистными забоями, действующими наотрабатываемом пласте, дегазационныескважины проводят также в два этапа:на участке первого блока, а затемпосле корректировки параметров скважин и на остальном участке сближенного пласта. Очередность операцийпринимают такой же как и на отрабаты-,ваемом пласте. Дегазационные скважины проводят либо иэ выработок, пройденных в плоскости сближенного нласта, либо из полевых выработок или,выработок пласта, отрабатываемого впервую очередь, Область разгрузкисближенного пласта Ь в формуле (1)267007 ьбурены по пласту К, параллельно очистному забою, а на втором - под углом45-75 от оси бремеберга (скважиныВ 9 - 19) . 5Исходные данные приведены в таблице 1,Газопроницаемость,Пористость плас -Давлениегаза в Давление газа в пласте,МПа Индекс Мощпласт ность скважине,МПапласта, м та,долиед. допустимое природное по внезапным выбро- сам 0,05 1 10 0,1 2,0 7,5 12 Растояние между скважинами, пробуренными параллельно очистному забою, составляло 8 м. Средний дебит метанаиз одной скважины 0,03 м/мин,Угол р, разворота скважин В 9-19 определялся по формуле К 1, Р, - Р 1 п ( - "- - ) 1 г Р, - Р, 60Ч, = асс Со -- = агс ер --- = 50,С 12 2530 где Ь - проекция скважины на забойлавы, м;С ; коэффициент;ориентировочное значение протяженности зоны техногенноготрещинообразования, и.Средний дебит метана о, из одной скважины в серии скважин У 919, пробуренных навстречу очистному забою, составил 0,18 м/мин.Газопроницаемость К угольного массива в зоне техногенного трещинообразования находилась по формуле К = Кв= 110 - ь -- = 0 0364 о ь (О 18)"- (0,03) = ф45 15,2 м,Протяженность зоны техногенного 50 трещинообразования установлена после первой посадки основной кровли но увеличению дебита метана из скважин. Расстояние от линии очистного забоя до забоя наиболее удаленной скважины 55 У 15, в которой было отмечено увеличение газовыделения после первой посадки основной кровли, составило 30 м. находят по известным нормативным до кументам,Способ дегаэации угольного пласта был реализован на шахте "КарагандинскаяПОКарагандауголь.На первом этапе внедрения способа дегазации скважины Р 1 - 8 были прогде К - газопроницаемость массиваугля в природных условиях, мД. Параметр 1, характеризующий газо- динамическое состояние угольного массива в направлении, параллельном очистному забою, определен по фор- муле 0 036 30 0 10,16Х . .4 3-0 10 05 1 2 10 301 п( ---- -)3,14 2 - 0,1 где А - коэффициент, равный 0,16;вязкость метана, Па с;Ч - скорость подвигания лавы,м/мес.С учетом протяженности зоны техногенного трещинообразования и параметра 1 скорректированные параметры скважин составили: 1 Е 15 230к = --- == в в---- = 13 м; 1+Ь 15,2+20 1 + Ь 15 2 + 20Р=агсд в в=атс 8Е 30: 49 о Выемочное поле лавы 72 БК -2-1-0 на протяженности 400 м было пробурено скважинами, расстояние между которыми 13 м, а угол разворота скважин 49 , Объем бурения скважин сократился на 233, срок дегазации - в 2,5 раза.7 1267007формула изобретения 8К Кф мою 20 м м; 2 + гд- газопроницаемость ив техноования енноговпереди ля в зон ещинообр 7 +Ьпаралзабою, оп матичеславы в направленлельном очистномуределяемая из макого выражения где Ь - глубина з угольногоны дренированиямассива подготвыработкой, м. вительной Способ дегазации угольного пласта, отрабатываемого столбами с проведением разрезной печи, включаюций определение природной газопроницаемости пласта, разбивку выемочных столбов на участки перед отработкой пласта и посадкой основной кровли, бурение скважин с разворотом в направлении забоя лавы, подключение их к дегазационному трубопроводу и определение дебита каптируемого метана, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения экономичности способа дегазации за счет сокращения объема бурения скважин, на выемочном столбе, отрабатываемом в первую очередьЭ сначала обуривают участок пласта, .прилегающий к разрезной печи и соответствующий первой посадке основной кровли, по дебиту метана из скважин до и после первой посадки основной кровли устанавливают протяженность зоны техногенного трещинообразования и проницаемость массива в направлении, параллельном забою лавы, после чего определяют параметр 1, характеризующий газодинамическое состояние угольного массива в направлении, параллельном забою лавы, из следующего математического выражения К - газопроницаемость массиваугля в природных услови 5 ях, мД;средний дебит метана из скважин, функционирующих в зонетехногенного трещинообразования после первой посадкиОосновной кровли, м /сут;зд - средний дебит метана из скважин до начала очистных работ,м /сут;Ь - протяженнлсть зоны техноген-.15ного трещинообразования впереди лавы, м;Р, - давление газа в устье скважины, ЮЧа;Ц, - природное давление газа впласте, МПа;Р - допустимое давление газа вЧпласте после дегазации; М 1 а;ш - пористость газоносного пласта, доли ед;г - вязкость каптируемого метана, а с;Ч - скорость подвигания лавы,м /мес.,ис учетом указанного параметра определяют расстоянче К между устьямискважин и угол Ч их разворота дляследующего участка выемочного столбаиз следующих математических выражений:/27 Тираж 436 ВНИИПИ Государственного по делам изобретений 113035, Москва, Ж, Ра