СПОСОБ ПУЛЬСИРУЮЩЕГО ДЕГАЗИРОВАНИЯ ПРИКОНТУРНОЙ ЧАСТИ ВЫБРОСООПАСНОГО ПЛАСТА Российский патент 1994 года по МПК E21F5/00 

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазирования угольного массива при ведении горных работ на газодинамически активных угольных пластах.

Известен способ дегазирования угольного пласта посредством бурения скважин и выпуска из них газа в призабойную атмосферу выработки.

Однако этому способу присуща весьма низкая эффективность дегазации.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ, включающий в себя бурение скважин, герметизацию их устьев, измерение давления газа и затем многократное заполнение и выпуск газа из скважин.

Однако данному способу тоже присуща недостаточно высокая эффективность дегазирования угля и безопасность выполнения.

Цель изобретения заключается в повышении безопасности работ и эффективности дегазирования приконтурной части пласта за счет увеличения радиуса эффективного влияния дегазационных скважин путем создания циклического перепада газового давления вблизи скважин в установленных диапазонах.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем в себя бурение скважин, герметизацию их устья, измерение давления газа из скважин, выполняется следующее: скважины бурят в направлении продвижения забоя на расстоянии не ближе двух радиусов эффективного влияния пульсирующей скважины, устанавливают верхний и нижний пределы сброса давления накапливающегося в скважине газа. Периодически открывают скважины и выпускают из скважин газ. Верхний предел сброса давления газа из скважины (Р_в) принимают равным величине безопасного давления по фактору возможности развязывания внезапного выброса. Нижний предел (Р_н) принимают по фактору устойчивости стенок скважин.

Радиус эффективного влияния R_эф пульсирующей скважины определяется по формуле
R_эф= , (1) где γ Н - гидростатическое давление газа в массиве, Па;
r_с - радиус первоначально пробуренной скважины, м;
n - количество сбросов в скважине;
σ_с - тангенциальные направления у поверхности скважины, Па.

Величину нижнего предела падения давления в скважинах определяют из соотношения
Р_н = 0,353 Р_в - σ _р/(1-m), (2) где Р_в - верхний предел сброса давления в скважине, Па;
m - пористость угля.

Глубину бурения дегазационных скважин принимают на глубину уплотненного угольного массива минимальным диаметром, перед выполнением пульсирующего дегазирования эти скважины разбуривают на глубину выемки угля в следующем цикле.

Причем безопасный диаметр разбуривания не превышает 80 мм - при бурении скважин без дистанции с забоя и 250 мм - при дистанционном бурении.

Скважины для пульсирующего дегазирования в забое бурят по нормали к плоскости забоя, а крайние кутковые скважины бурят под углом 5-6^о к оси продвигания забоя в сторону нетронутого массива.

Способ осуществляется в забое очистной или подготовительной выработки, проводимой по выбросоопасному пласту, следующим образом. Ширина забоя выработки по пласту 6 метров, мощность пласта 0,8 м, пористость угля m=0,3. Перед осуществлением работ по выемке угля необходимо осуществить дегазирование призабойной части пласта с помощью рассматриваемого способа. Первоначально определим необходимые для выполнения способа параметры. Радиус эффективного влияния периодически пульсирующей скважины определим по формуле (1). Учитывая, что γ Н=3,5˙ 10⁶ кг/м²; n=20; r_c=100 м = 10,0˙ ˙10^-3 м; σ _с=4˙ 10⁶ кг/м².

Тогда
R_эф= = 0.6 м.

Следовательно, расстояние между скважинами должно быть 2˙ 0,6 м = 1,2 м. Количество скважин тогда по длине забоя выработки 6 м : 1,2 м - 5 шт. Три центральные скважины бурят нормально полости забоя, а кутковые скважины бурят под углом 5 - 6^о к оси продвигания забоя. Верхний предел сброса давления в скважинах примем равным 10 атм, как предел безопасного уровня выбросоопасного состояния пласта, т.е. Р_в = 10 атм.

Затем определяем по формуле (2) нижний предел сброса давления в скважине. Для угля с характеристиками m=0,3 и σ_р=1,5 кг/см²
P_н 0,353·10 - = 1,4 атм
Скважины бурят вначале ⊘ 42 мм, а затем разбуриваем на глубину 2 м до диаметра ⊘ 100 мм с помощью, например, дистанционного бурения. После этого, в скважины ⊘ 100 мм устанавливают герметизаторы скважин, в скважинах начинает происходить рост давления газа, при достижении которого в скважине 10 атм, скважина открывается и газ из нее резко стравливается до величины 1,4 атм. Это осуществляется с помощью специального герметизатора. Дегазирование пласта будет осуществляться до момента прекращения в них роста давления газа ниже значений установленного верхнего критического предела.

После выполнения некоторого количества циклов пульсации n давление газа уже не достигает величины давления Р_в. В этом случае скважину оставляют перекрытой до момента прекращения роста давления газа, а затем производят выпуск газа до атмосферного давления. После чего опять перекрывают скважину и осуществляют выпуск газа, и т.д. После прекращения роста давления газа выше нижнего предела его сброс осуществляют с вакуумированием скважины, для чего в момент открытия скважины с газом она (скважина) с помощью специального клапана подключается к дегазационной сети.

Поскольку, радиус эффективного влияния пульсирующей скважины зависит от количества циклов пульсаций n, то количество принимаемых циклов пульсаций может быть определено по имеющимся зависимостям.

Радиус эффективного влияния периодически пульсирующей скважины можно определить и экспериментально. Затем может быть осуществлено уточнение параметров способа.

Применение данного технического решения для пульсационного дегазирования газодинамически активного угольного массива позволит в значительной степени повысить и эффективность горных работ.

Изобретение предназначено для пульсирующего дегазирования части выбросоопасного пласта. Способ включает бурение скважин в пласт, герметизацию их устьев, измерение давления газа в скважинах и многократное заполнение и выпуск газа из скважин. Установлены верхний и нижний критические величины давления газа в скважине. Дано эффективное расстояние между пульсирующими скважинами и определен порядок их сооружения в угольном пласте. 5 з.п.ф-лы. .

1. СПОСОБ ПУЛЬСИРУЮЩЕГО ДЕГАЗИРОВАНИЯ ПРИКОНТУРНОЙ ЧАСТИ ВЫБРОСООПАСНОГО ПЛАСТА, включающий в себя бурение скважин, герметизацию их устьев, измерение давления газа, многократное заполнение и выпуск газа из скважин, отличающийся тем, что, с целью повышения безопасности работ и эффективности процесса дегазирования приконтурной части пласта за счет увеличения радиуса эффективного влияния дегазационных скважин путем создания циклического перепада газового давления вблизи скважин в установленных диапазонах, в приконтурную часть дегазируемого пласта бурят ряд скважин в направлении подвигания забоя на расстоянии не ближе двух радиусов эффективного влияния периодически пульсирующей скважины, устанавливают величины верхнего критического предельного давления газа перед его выпуском и нижнего предела падения давления газа в этих же скважинах при его выпуске, после чего в скважины устанавливают средства автоматического контроля давления газа, затем периодически открывают скважины и выпускают газ из этих скважин, причем сброс газа из скважины осуществляют при достижении в ней верхнего критического давления для данного пласта, а сброс продолжают до падения давления в скважине до величины нижнего предела давления, после чего при достижении величины давления газа в скважине равного нижнему пределу осуществляют сбросы давления до нуля и ниже, для чего скважины подключают к системе вакуумирования пласта. 2.Способ по п.1, отличающийся тем, что верхний предел повышения давления газа в скважине принимают равным величине безопасного давления по фактору внезапного выброса на данном пласте. 3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что величина P_н нижнего предела давления в скважинах определяется из соотношения
P_н = 0,353P_в-σ_p / (1-m) ,
где σ_p - предел прочности угля на расстояние, Па;
P_в - верхний предел сброса давления в скважине, Па;
m - пористость угля. 4. Способ по пп.1 - 3, отличающийся тем, что радиус эффективного влияния периодически пульсирующей скважины определяется из зависимости
R_эф= ,
где γH - гидростатическое давление газа в массиве, Па;
r_с - радиус первоначально пробуренной скважины, м;
n - количество сбросов в скважине,
σ_c - тангенциальные напряжения у поверхности скважины, Па. 5.Способ по пп.1 - 4, отличающийся тем, что дегазационные скважины бурят на глубину уплотненого угольного массива минимальным диаметром, а затем эти скважины разбуривают перед выполнением пульсирующего дегазирования приконтурной части выбросоопасного пласта на глубину выемки угля в следующем цикле ведения горных работ до размеров не более безопасно возможного диаметра, причем безопасно возможный диаметр при бурении скважины без дистанции устанавливают равным 80 мм, а при дистанционном бурении скважины - 250 мм. 6. Способ по пп.1 - 5, отличающийся тем, что дегазационные периодически пульсирующие скважины в забое бурят по нормали к плоскости забоя на расстояние одна от другой не более двух радиусов эффективной дегазации, а крайние кутковые скважины бурят под углом 5 - 6^o к оси продвижения забоя в сторону нетронутого массива.