SU1267007A1 - Способ дегазации угольного пласта,отрабатываемого столбами с проведением разрезной печи - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к горному делу и позвол ет повысить экономичность способа дегазации за счет сокращени  объема бурени  скважин. Определ ют природную газопроницаемость пласта. Перед отработкой пласта и посадкой основной кровли производ т разбивку выемочных столбов на участки . На выемочном участке, отрабатываемом в первую очередь, сначала обуривают участок пласта, прилегаюпщй к разрезной печи и соответствующий первой посадке основной; кровли. Скважину пробуривают с разворотом в направлении забо  лавы и подключают к дегазационному трубопроводу. По дебиту метана из скважин до и после первой посадки основной кровли устанавливают прот женность зоны техногенного трещинообразовани -и проницаемость массива в направлении, паi раллельном забою лавы. После чего СЛ рассчитывают параметр, характеризующий газодинамическое состо ние угольного массива в направлении, параллельном забою лавы. С учетом этого параметра рассчитьгоают рассто ние между скважинами и угол их разворота дл  следун цего участка выемочного to столба. Приведены математические О) выражени  дл  расчетов параметров. 1 ил., 1 табл.

Description

11 Изобретение относитс  к горному делу и может быть использовано дл  снижени  газообильности выемочных участков и повьппени  безопасности горных работ по газовому фактору. Цель изобретени  - повышение экономичности способа дегазации за счет сокращени  объема бурени  скважины. На чертеже представлена схема дегазации угольного пласта по данному способу. Способ дегазации осуществл ют следующим образом. Из горной вьфаботки 1 на примыкающем к монтажной камере 2 участке пласта длиной L, провод т скважины 3 на рассто нии R, друг от друга. Прот женность Lj участка пласта определ ют рассто нием от монтажной камеры (или разрезной печи) до границы зоны техногенного трещинообразовани ,, образованной после посадки основной кровли. Величину Lg устанавливайзт опытным путем, например, по фактическим данным , полученным на ранее отработанных выемочных участках данной или со седней шахты, или экспериментально, путем установки датчиков или реперов Угол Ф разворота скважин на очис тной забой определ ют по формуле arctg ---- , град, сь где h - проекци  скважины на забой лавы, м; С- коэффициент, равный 2,0--2,5 (устанавливают опытным путем ) ; прот женность зоны техногенного трещинообразовани , м (определ ют расчетом или опытным путем по величине зоны техногенного трещинооб разовани  на ранее отработан ных выемочных участках данно или соседней шахты), Величина h  вл етс  функцией длин л лавы и глубины b зоны дренировани вблизи подготовительной выработки. Е ли выемочный участок оконтурен подготовительнь&ш выработками, то h Ед Ь, если не оконтурен - h f« + + b. На оконтуренном с двух сторон выемочном участке, ширина которого превышает 200 м, скважины обычно про вод т из двух выработок. Величину h в этом случае наход т из выражени  7 Глубину зоны дренировани  пласта выработкой устанавливают по существующим нормативньм документам. Пробуренные скважины 3 на прилегающем к разрезной печи участке пласта подсоедин ют к дегазационному трубопроводу 4. После проведени  скважин 3 и в процессе работы очистного забо  измер ют дебиты газа (метана) из каж- . дои скважины. Периодичность замеров до первой посадки основной кровли принимают по указани м нормативных документов, а после нее - ежесуточно. При этом сразу после посадки основной кровли (в течение 1-2 сут) устанавливают скважины, в которых наблюдаетс  рост дебита метана. Прот женность зоны техногенного трещинообразовани  CL) наход т после первой посадки основной кровли по рассто нию от забо  лавы до забо  наиболее удаленной скважины, в которой отмечено увеличение газовыделени  . По среднему дебиту метана из скважин , пробуренных до начала работы лавы , и среднему дебиту метана из скважин , функционирующих в зоне техногенного трещинообразовани , устанавливают газопроницаемость К зоны техногенного трещинообразовани  впереди лавы в направлении, параллельном очистному забою. Величину К рассчитывают по формуле где К - газопроницаемость массива угл  в природных услови х, т.е. вне зоны вли ни  очистных работ, 1чЦ; g - средний дебит метана из скважин , функционирующих в зоне техногенного трещинообразовани  после первой посадки основной кровли, м /сут; g - средний дебит метана из скважин до -начала очистных работ, . Газопроницаемость угольного массива в природных услови х залегани  пластов наход т по известным способам ее определени  (расчета) или по фактическому ее значению дл  пласта ( участка пласта), если таковое имеетс . Дл  нахождени  величины g исполь зуЮт дебиты только тех скважин, которые после первой посадки основной кровли оказались в зоне техногенног трещинообразовани . После установлени  прот женности зоны техногенного трещинообразовани корректируют угол Ц) разворота скваж и рассто ние R между скважинами по формулам: 1+Ь 4) arctg --- , град; R ГГЪ где 1 - параметр, характеризующий газодинамическое состо ние угольного массива в направлении , параллельном очистно му забою лавы, м; b - глубина зоны дренировани  угольного массива подготови тельной выработкой, м; L - прот женность зоны техноген ного трещинообразовани  впе реди лавы, м. Величину I рассчитывают по форму -в i К.. Го/ г N 1 Ал7 р-1-р1М , (5) 11 лт 1 ( о 1 m,V 1п(--- р-1-р-) } ° А - коэффициент, определ емьй размерност ми вход щих в формулу величин; к- проницаемость зоны техноген ного трещинообразовани  впе реди лавы в направлении, па раллельном очистному забою , мД; L - прот женность зоны техноген ного трещинообразовани  впе реди лавы, м; РО- давление газа на устье сква жины, МПа; m - пористость газоносного плас та, доли вд.; - в зкость каптируемого метана . Па. с; V - скорость подвигани  лавы, м/мес; природное давление газа в пласте, МПа; РО - допустимое давление газа в пласте после дегазации, МПа Вход щие в формулу (5) величины определ ют опытным путем (,, К , L) по таблицам справочной литературы (м), нормативным документам (P,j ) или берут из проектной документации (ш, V, РП,. РО). Скорректированные величины рассто ни  между скважинами и угла их разворота используют на этапе завершени  буровых работ на отрабатываемом участке и на смежных с ним выемочных пол х. Скважины 5 на отрабатываемом участке и скважины 6 на смежном выемочном поле провод т под углом на рассто нии R друг от друга. Скважины 5 подключают к газопроводу 4, а скважины 6 - к газопроводу 7, которые сообщены с вакуумной системой шахты (крыла, блока, участка). На шахтных пол х со значительным количеством геологических нарушений, вызывающих резкое изменение газоотдачи пласта, возможна болеет часта  корректировка параметров заложени  скважин. О необходимости корректировки суд т по уменьшению газоотдачи более чем в 1,3 раза. Прот женностьзоны техногенного трещинообразовани  и газопроницаемость массива угл  уточн ют после очередной посадки основной кровли. За исходные данные принимают параметры скважин, прот женность зоны техногенного трещинообразовани  и газопроницаемость угольного массива, определ емые после первой посадки основной кровли. Очередность операций, частота измерений дебита метана и пор док расчета искомых величин описаны вьш1е. Корректировку параметров дегазации после очередной посадки производ т так же как определ ли их после первой посадки основной кровли. На сближенных пластах угл  в услови х их подработки или надработки очистными забо ми, действующими на отрабатываемом пласте, дегазационные скважины провод т также в два этапа: на участке первого блока, а затем после корректировки параметров скважин и на остальном участке сближенного пласта. Очередность операций принимают такой же как и на отрабаты-. ваемом пласте. Дегазагшснные скважины провод т либо из выработок, пройенньсх в плоскости сближенного пласта , либо из полевых выработок или вьфаботок пласта, отрабатываемого в ервую очередь. Область разгрузки сближенного пласта h в формуле (1) 126 наход т по известным нормативным документам . Способ дегазации угольного пласта был реализован на шахте Карагандинска  ПО Карагандауголь. На первом этапе внедрени  способа дегазации скважины № 1 - 8 были про70076 бурены по пласту К, параллельно очистному забою, а на втором - под углом 45-75 от оси бремеберга (скважины № 9 - 19). Исходные данные приведены в таблице 1.

2,0

7,5

чг

Расто ние между скважинами, пробуренными параллельно очистному забою, составл ло 8 м. Средний дебит метана §из одной скважины 0,03 . Угол 4j разворота скважин № 9--19 определ лс  по формуле

60

50%

Ч, arctg --- arctg r

2-25

CL где h - проекци  скважины на лавы, м; коэффициент; ориентировочное значение про т женности зоны техногенного трещинообразовани , м. Средний дебит метана д из одной скважины в серии .скважин № 9м19, про буренных навстречу очистному забою, составил 0,18 . Газопроницаемость К угольного массива в зоне техногенного TpeopriHoобразевани  находилась по формуле 1/- к Si 1 .10 п n-if. .К - К g (J ( где К - газопроницаемость массива угл  в природных услови х, мД. Прот женность зоны техногенного трещинообразовани  установлена после первой посадки основной кровли по увеличению дебита метана из скважин Рассто ние от линии очистного забо  до забо  наиболее удаленной сква:жины № 15, в которой было отмечено увеличение газовыделени  после первой посадки основной кровли, составило 30

-3

1 -10

0,05

0,1

Параметр 1, характеризующий газодинамическое состо ние угольного массива в направлении, параллельном очистному забою, определен по формуле

Claims (1)

1 А -п 1АЛ 0,036-30.0,1 -и, -г 0,05. 1,2 .10- 301п(. ) 15,2 м, где А - коэффициент, равньм 0,16; - в зкость метана, Па-с; V - скорость поднигани  лавы, м/мес. С учетом прот женности зоны техногенного трепщнообразовани  и параметра 1 скорректированные параметры скважин составили: 30 13м; + Ъ 15,2 + 20 -P arctg --- arctg 30 Выемочное поле лавы 72БК -2-1-0 на прот женности 400 м бьшо пробурено скважинами, рассто ние между которыми 13 м, а угол разворота скважин 49°- Объем бурени  скважин сократилс  на 23%, срок дегазации - в 2,5 раза. 7 Формула изо р е т е н и   Способ дегазации угольного пласт отрабатываемого столбами с проведен ем разрезной печи, включающий опреде ление природной газопроницаемости пласта, разбивку выемочных столбов на участки перед отработкой пласта и посадкой основной кровли, бурение скважин с разворотом в направлении забо  лавы, подключение их к дегаза ционному трубопроводу и определение дебита каптируемого метана, отли чающийс  тем, что, с целью повышени  экономичности способа дегазации за счет сокращени  объема бурени  скважин, на выемочном столбе , отрабатываемом в первую очередь сначала обуривают участок пласта, - прилегающий к разрезной печи и соот ветствующий первой посадке основной кровли, по дебиту метана из скважин до и после первой посадки основной кровли устанавливают прот женность зоны техногенного трещинообразовани  и проницаемость массива в направлении , параллельном забою лавы, после чего определ ют параметр 1, характеризующий газодинамическое состо ние угольного массива в направлении параллельном забою лавы, из следующего математического вьфаженй  КЧ Pj. 1 0,16 ( где К - газопроницаемость массива угл  в зоне техногенного трещинообразовани  впереди лавы в направлении, параллельном очистному забою, определ ема  из математического выражени  1267007 К К газопроницаемость массива угл  в природных услови х , мД; средний дебит метана из скважин , функционирующих в зоне техногенного трещинообразовани  после первой посадки основной кровли, м /сут; средний дебит метана из скважин до начала очистных работ. прот женнлсть зоны техногенного трещинообразовани  впереди лавы, м; давление газа в устье скважины , КПа; природное давление газа в пласте, МПа; допустимое давление газа в пласте после дегазации МПа; пористость газоносного пласта , доли ед; в зкость каптируемого метана , Па-с; скорость подвигани  лавы, . м /мес., ом указанного, параметра опрассто ние Н между усть ми и угол Ч их разворота дл  го участка выемочного столба ющих математических вьфа arctg глубина зоны дренировани  угольного массива подготовительной вьфаботкой, м.

7 /

Z

XN

Ч

/ /

т

6 5

1 / 1

vsO hssn

ч

ч

I / I

/

V 3