СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСООПАСНЫХ ЗОН И ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ Российский патент 1994 года по МПК E21F5/00 

Изобретение относится к горному делу и технике безопасности ведения горных работ и может быть использовано для определения выбросоопасности и газоносности угольных пластов в призабойной зоне и десорбционно-кинетических характеристик угля и углесодержащих горных пород.

Рост интенсивности газовыделения из угля и газоносных горных пород при подземной разработке месторождений полезных ископаемых и строительстве подземных сооружений является основной причиной того, что технические возможности современной проходческой и добычной техники полностью не используются. Остро стоит проблема борьбы с внезапными выбросами угля, породы и газа, с взрывами и загораниями метановоздушных смесей в горных выработках, особенно на больших глубинах.

Поэтому для повышения эффективности и безопасности ведения горных работ при подземной разработке газоносных месторождений необходима надежная информация о газодинамических свойствах угольных пластов, а также других горных пород, пригодная для использования при выборе наиболее надежных схем и технологий вскрытия, подготовки и отработки пластов, способов проветривания и предотвращения газодинамических явлений и решения других многочисленных вопросов практики горного дела.

В связи с тем, что десорбционно-кинетические свойства угля и горных пород необходимо знать для решения широкого круга проблем, возникающих при прогнозе газодинамических явлений и газообильности горных выработок, контроле и управлении газовыделением, большинство применяемых в настоящее время приборов и методов предназначены для получения количественных или качественных показателей, которые можно использовать для решения одной или нескольких конкретных задач практики горного дела, но трудно или вообще невозможно использовать для решения других проблем, связанных с разработкой газоносных угольных месторождений, хотя при их решении также необходима информация о газодинамических свойствах угля и углесодержащих горных пород. Это ведет к распылению сил и средств, резко увеличиваются затраты труда и количество используемых для изучения газовыделения приборов и оборудования, снижается эффективность выполняемых работ и их ценность для практического использования.

Известен способ определения выбросоопасных зон угольного пласта, включающий бурение шпуров, измерение температуры стенок шпура, скорости продвигания выработки, отбор проб штыба, определение газоносности угольного пласта, влажности штыба, геотермической температуры вмещающих угольный пласт пород на глубине разработки угольного пласта и разности между геометрической температурой вмещающих угольный пласт пород и температурой стенок шпура с последующим определением выбросоопасности зоны пласта по эмпирической формуле [1].

При осуществлении способа газоосность угольного пласта на глубине разработки и естественную влажность штыба определяют стандартными методами, а для установления времени диффузионной релаксации отобранный буровой штыб дегазируют в сорбционной установке, затем осуществляют впуск газа и определяют время и величину сорбции, строят график сорбционно-кинетической зависимости в координатах [a/a_o, t^1/2] и вычисляют время диффузионной релаксации по формуле τ = 1/tg² α , где α - угол наклона начального прямоугольного участка сорбционно-кинетической кривой; t - время сорбции, с; а - количество метана, сорбированного к моменту времени t, см³/г; а_о - равновесное количество сорбированного метана, см³/г.

Недостатками этого способа являются:
необходимость проведения не только шахтных, но и длительных лабораторных экспериментов по определению времени диффузионной релаксации, влажности угля и газоносности угольного пласта, что снижает ценность получаемых результатов для практики;
необходимость доставки образцов угольного штыба в лабораторию и его длительной дегазации перед началом сорбции метана;
определение времени диффузионной релаксации по сорбционно-кинетической кривой, а не по динамике газовыделения из свежего штыба в горной выработке.

Известен способ определения зоны разгрузки угольного пласта (авт.св. СССР N 648742), включающий поинтервальное бурение скважин в угольный массив, отбор проб штыба, соответствующих каждому интервалу, и измерение их температуры, причем границу зоны разгрузки определяют по интервалу бурения, на котором рост температуры штыба сменяется ее понижением.

Для осуществления способа производят отбор проб штыба, тщательно его перемешивают и для исключения интенсивного теплообмена с окружающей средой помещают в закрепляемый сосуд кубической формы с длиной ребра не менее 0,08 м. В центральной части сосуда помещают точечный (по сравнению с объемом сосуда) датчик, с помощью которого измеряют температуру. Измерение температуры штыба на каждом интервале производят в течение 1,5-2 мин после его образования.

Недостатками этого способа являются:
использование для осуществления способа довольно большого количества штыба;
отсутствие использования информации об изменении температуры штыба за счет десорбции из него газа для получения дополнительной информации о газодинамических свойствах угля;
ограниченная область применения способа, предназначенного, главным образом, для выбросоопасных угольных пластов.

Известен метод описания кинетики газовыделения из угля и определение потенциальной выбросоопасности его структуры, который основан на использовании широко применяемого в Великобритании, США и Австралии эмпирического уравнения Айрея, имеющего вид:
V_t = A[1 - exp(-(t/t_o)ⁿ)], (1), где V_t - количество газа, см³/г, десорбированного одним граммом угля к моменту времени t, мин;
А - количество газа, которое десорбируется из угля до момента установления сорбционного равновесия, см³/г;
t_о - время, за которое десорбируется 63% газа от величины А, мин;
n - показатель степени, зависящий от трещиноватости образца (0 < n < 1).

Как показали экспериментальные исследования, выполненные рядом зарубежных ученых, уравнение Айрея (1) достаточно надежно описывает кинетику газовыделения из угля вплоть до момента времени t = =t_о. Известно, что для ненарушенных углей показатель степени n обычно изменяется в диапазоне от 0,5 до 0,3, а нарушенные угли выбросоопасной структуры имеют n < 0,3.

Однако, чтобы определить величину показателя степени n, надо знать величины А и tо исследуемой пробы угля, то есть определить степень выбросоопасности угля можно только зная его газоносность, для определения которой требуется продолжительное время. Поэтому метод Айрея не является экспресс-методом и информация о потенциальной выбросоопасности угля может быть получена при его использовании с большим запозданием, когда она уже утрачивает свою ценность. Поэтому используется уравнение Айрея в основном для того, чтобы в удобном виде представлять информацию о кинетике газовыделения из образцов угля и горных пород.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению являются прибор и метод определения газоносности угольных пластов вокруг выработок, предложенные японскими учеными [2] . При этом методе для получения информации о газоносности бурового штыба используются последовательно два прибора: сначала переносной прибор для автоматического измерения и записи давления в десорбционных ампулах, а затем лабораторный стационарный прибор для продолжения измерения давления в десорбционных ампулах и вычисления газоносности угля, причем для определения метаносодержания угля производят изучение динамики газовыделения из бурового штыба, имеющего размер частиц от 1 до 4 мм, образующегося при бурении скважин или шпуров. От 20 до 40 г угля загружают в специальный контейнер, сделанный для обеспечения свободной диффузии из пористого металла. Этот контейнер немедленно помещается в закрывающуюся герметичную емкость (десорбционную ампулу) и начинается замер изменения давления в ней, который производится каждые 30 с в течение 2 ч, причем результаты каждого замера давления фиксируются для последующего анализа и выполнения расчета с помощью компьютера. Если давление в десорбционной ампуле увеличивается на величину, превышающую 5 м водяного столба, газ сбрасывается в атмосферу с помощью специального крана. Измерение после 44 ч продолжается в лаборатории с помощью другого стационарного прибора, с помощью которого оно обычно занимает несколько недель.

Переносной прибор, используемый для определения газосодержания угольного пласта на основе изучения бурового штыба в горных выработках, имеет шесть отдельных десорбционных ампул. Каждая десорбционная ампула имеет специальный датчик давления и увеличивающееся давление в каждой ампуле в результате десорбции газа из угля автоматически измеряется и записывается через любой заданный интервал времени. После измерения полученные данные передаются через специальный выход в компьютер РС, с помощью которого вычисляют количество выделившегося газа по результатам измерений давления в десорбционной ампуле.

Стационарный лабораторный прибор состоит из корпуса, в котором размещаются 12-ть емкостей (десорбционных ампул), устройство для включения каналов с индикаторами, которые показывают, какие каналы включены, датчик температуры и выходы для передачи информации о давлении в ампулах, а также о давлении и температуре в помещении.

При определении газоносности угольных пластов вокруг горных выработок этим методом определяют количество газа, десорбированное штыбом во время его нахождения в переносном приборе Q₁, по полученной при этом динамике газовыделения вычисляют количество газа Q₂, десорбированного штыбом до момента его герметизации в десорбционной ампуле, и количество газа Q₃, определяемое как сумма количества газа, выделившегося из штыба в лаборатории при его разрушении, и остаточной газоносности штыба при атмосферном давлении.

Недостатками описанного прототипа являются:
большая продолжительность экспериментов (несколько недель), что резко снижает практическую ценность получаемой информации, приводит к большим затратам времени и средств, затрудняет производство массовых определений газоносности угля и практическое использование полученных результатов;
высокая стоимость используемого для реализации данного метода оборудования;
малая эффективность и результативность труда специалистов, занимающихся определением газоносности с помощью описанного метода и прибора;
недостаточная точность определения газоносности угля, так как эксперименты проводятся при изменяющемся давлении, и отсутствие в результате этого возможности использовать полученные при изучении кинетики десорбции данные для решения других задач практики горного дела;
неточность определения газоносности угля в случае, если он имеет очень высокую скорость газоотдачи, так как большая часть газа может успеть десорбироваться с момента образования штыба до момента его герметизации в десорбционной ампуле (это может иметь место в геологически нарушенных зонах угольных пластов, уголь в которых представляет собой естественные брикеты из мельчайших частиц).

Для устранения указанных недостатков предлагается способ определения выбросоопасных зон и газоносности угольных пластов в призабойной зоне, включающий бурение шпуров в угольный массив, отбор проб штыба и помещение их в герметичную емкость, измерение динамики газовыделения из штыба. Определяют количество газа, содержащегося в угле до момента начала бурения шпура путем определения количества десорбированного штыбом газа за время нахождения в емкости и его остаточной газоносности, теплоемкость и влажность угля в разрабатываемом пласте, плотность штыба и теплоту газа из него, геотермическую температуру горных пород, критическое значение величины снижения температуры штаба в выбросоопасных зонах пластов, имеющих аналогичные характеристики, по величине которой разрабатываемую зону пласта относят к выбросоопасным. В течение периода времени до 10 мин одновременно измеряют температуру штыба и динамику газовыделения из него, определяют для различных моментов времени разности температур между штыбом, полученным при бурении эталонного шпура в дегазированной части призабойной зоны исследуемого пласта на том же интервале бурения по длине шпура, что и при отборе исследуемой пробы бурового штыба, и температурой исследуемого штыба и максимальную величину для полученных разностей температур, после чего замеряют только динамику газовыделения из штыба. По результатам замера величины снижения температуры штыба вычисляют количество десорбированного из него газа в различные моменты времени по формуле
Vтt

= ,
см³/г, (2) где W^р - влажность угля, %;
с - теплоемкость сухого угля, Дж/(г˙град);
с^в - теплоемкость воды, Дж/(г˙град);
Δ T_t - снижение температуры угля за счет десорбции из него газа в те же моменты времени, когда замеряют количество десорбированного газа, град;
q - интегральная теплота десорбции газа из угля, Дж/см³.

Определяют количество десорбированного штыбом газа V_t к тем же моментам времени, для которых производилось вычисление величины V_t^T, используя для этого динамику газовыделения из штыба в период замера его температуры, вычисляют разности количеств газа, определенных по величине снижения температуры штыба и по динамике газовыделения из него в период замера температуры по формуле
Δ V_t = V_t^T - V_t, см³/, (3)
и при Δ V_t > 0 вычисляют поправку на определенное по динамике газовыделения количество десорбированного газа до момента герметизации штыба Δ V_t^max, которую используют для корректировки экспериментально полученных данных о динамике газовыделения, после чего определяют показатель степени n^op из уравнения Айрея (1), принимая А и t_о равными величинами, полученным ранее для угля, отобранного в этой же зоне пласта и имевшего такую же динамику газовыделения, и оценивают разрабатываемую зону пласта как выбросоопасную при условии
Δ Т_t^max ≥ Δ T^кр
или Δ T_t^max - Δ T^кр< 0,
но n^op < 0,3, где Δ T_t^max - максимальная величина температур между штыбом, полученным при бурении эталонного шпура в дегазированной части призабойной зоны исследуемого пласта на том же интервале бурения по длине шпура, что и при отборе исследуемой пробы бурового штыба, и температурой исследуемого штыба, град;
Δ Т^кр - критическое значение величины снижения температуры штыба для выбросоопасных зон, град.

Затем по разности количества газа, содержащегося в угле до начала бурения шпура, и количества газа, которое содержит уголь в равновесном состоянии при атмосферном давлении, определяют действительную величину А для исследуемого бурового штыба А_факт и время t_о, за которое десорбируется 63% газа от величины А_факт, и используя эти величины, вычисляют показатель степени n из уравнения Айрея, сравнивают его величину с величиной nгр и уточняют выбросоопасность призабойной зоны, вычисляют величину диффузионного параметра τ по формуле
τ = [1 - exp(-(t_o)^-n)]^-2, мин, (4)
и по найденному значению τ определяют величину коэффициента диффузии D по формуле
D= , (5) где r_o - радиус микропористых частиц угля, см;
τ - диффузионный параметр, мин.

На фиг.1 показаны графики зависимости количества десорбированного углем газа от времени десорбции и методика определения количества десорбированного газа до момента герметизации штыба; на фиг.2- характер изменения величины снижения температуры штыба, имеющего различную степень тектонической нарушенности, при десорбции из него газа; на фиг.3 - методика определения величины ΔV_t^maxдля корректировки экспериментально полученных данных о динамике газовыделения с целью уточнения количества газа, десорбированного из штыба до момента его герметизации, и использования этой величины Δ V_t^max для корректировки результатов эксперимента.

Для обеспечения более оперативного получения необходимой для практики горного дела информации, а также с целью уменьшения трудоемкости и стоимости реализации способа теплоемкость и влажность угля в разрабатываемом пласте, плотность штыба и теплота десорбции газа из него, геометрическая температура горных пород на глубине залегания разрабатываемого угольного пласта и величины температур бурового штыба на различных интервалах длины шпура при его бурении в дегазированной зоне могут определять один раз для целой серии экспериментов, так как выполненные шахтные и лабораторные исследования стабильности величины каждой из этих характеристик при разработке различных угольных пластов показали, что диапазон изменения величин этих характеристик в пределах больших участков разрабатываемого угольного пласта невелик.

В этом случае формула (2) после подстановки в нее числовых значений всех входящих в нее величин преобразуется к виду V_t^T = B˙ΔT_t, см³/г, где В - постоянный числовой коэффициент.

Разрабатываемые угольные пласты имеют различные стадии метаморфизма и условия залегания, разную геологическую историю и их свойства различаются очень существенно. Поэтому для обеспечения надежности и эффективности использования разнообразных методов количественной оценки их свойств, как правило, приходится уточнять количественные характеристики, используемые в качестве граничных в этих методах при оценке тех или иных свойств угольных пластов, чтобы определить действительные граничные значения этих характеристик для угольных пластов данной стадии метаморфизма или для пластов, объединенных по другому признаку.

Способ осуществляется следующим образом. Бурится шпур и отбираются пробы штыба с различных интервалов бурения, помещаются в герметичную емкость, в которой осуществляется одновременное измерение температуры штыба и количества выделяющегося в этой емкости газа в течение периода времени до 10 мин, после чего продолжают только замер количества выделяющегося из штыба газа до установления сорбционного равновесия. Определяют теплоемкость и влажность штыба, его плотность и теплоту десорбции газа из него, геотермическую температуру горных пород на глубине залегания пласта и величины температур бурового штыба на различных интервалах длины шпура при его бурении в дегазированной зоне.

Осуществление способа осуществляется в два этапа, на каждом из которых решаются различные задачи, а именно:
на первом этапе осуществляется оценка степени выбросоопасности пласта в месте бурения шпура экспресс-методом и определение количества газа, десорбированного штыбом с момента его образования до герметизации, а также в период замера температуры штыба;
на втором этапе определяют газоносность исследуемого штыба и уточняют полученную информацию о выбросоопасности призабойной зоны пласта, динамике газовыделения из угля и определяют необходимые для практики горного дела десорбционно-кинематические характеристики угля.

На первом этапе способа осуществляют следующие операции. Определяют величины снижения температуры штыба за счет десорбции газа в различные моменты времени в течение периода продолжительностью до 10 мин с момента герметизации штыба в герметичной емкости по формуле
ΔT_t = T^дег.шт. - T_t^шт, град, (6)
где Т^дег.шт. - температура штыба, определенная при бурении соответствующего интервала шпура по длине в дегазированной части призабойной зоны исследуемого пласта, ^оС;
T_t^шт - температура штыба, измеренная при исследовании динамики изменения температуры штыба при десорбции из него газа в герметичной емкости, ^оС.

По полученным величинам перепадов температуры Δ T_t вычисляют по формуле (2) количество газа V_t^T, десорбированного из штыба в различные моменты времени в течение периода до 10 мин с момента герметизации штыба.

По экспериментальным данным о динамике газовыделения из штыба в герметичной емкости в период замера температуры этого штыба определяют количество десорбированного штыбом газа V_t к этим же моментам времени по формуле из расчета на один грамм угля:
V_t = V^пат + V_t^эксп, см³/г, (7) где V^пат - количество газа, десорбированного штыбом до момента его герметизации, определяемое по динамике газовыделения из штыба в начальный период после его герметизации, см³/г;
V_t^эксп - количество газа, десорбированное штыбом в герметичной емкости до момента времени t, см³/г;
или по формуле
V_t = K (t)^1/2, см³/г, (8) где К - коэффициент пропорциональности, определяемый для зависимости количества десорбированного штыбом газа от корня квадратного из времени t, прошедшего с момента образования штыба при бурении шпура.

Как видно из фиг.1, на которой показаны графики зависимостей количества десорбированного углем газа от времени десорбции и методика определения количества десорбированного до момента герметизации штыба газа V^пот для нарушения угля с высокой скоростью газоотдачи (линия 1) и ненарушенного угля (линия 2), использование прямолинейности графика зависимости количества десорбированного штыбом газа от корня квадратного из времени, прошедшего с момента образования штыба, позволяет определить для начального периода десорбции величину V^t, а также величины V_t^эксп, V^пот и К.

Вычисляют по формуле (3) разности количеств газа, определенных по величине снижения температуры штыба и по динамике газовыделения из него в период замера температуры, и при Δ V_t > 0 вычисляют поправку на определенное по динамике газовыделения из штыба количество десорбированного газа.

Как видно из фиг.2, характер изменения величины снижения температуры штыба при десорбции из него газа, измеряемый с помощью данного метода в зонах различной геологической нарушенности, может быть различным, так как до момента начала измерения температуры штыба из него успевает десорбироваться различное количество газа. Кривая 1 на фиг.2 показывает характер изменения величины снижения температуры штыба при десорбции из него газа при бурении шпуров в ненарушенной зоне пласта, когда скорость газовыделения из штыба невелика, в результате чего до момента герметизации штыба из него успевает десорбироваться небольшое количество газа и величина снижения температуры штыба за счет десорбции газа также невелика. В результате этого в течение периода времени до 10 мин температура штыба оказывается близкой к постоянной, а следовательно, невелико и изменение величины снижения температуры штыба, вычисленное по этой измеренной температуре, так как происходящий теплообмен с окружающей средой уменьшает дальнейшее снижение температуры при десорбции новых порций газа. Определение количества десорбированного газа в этом случае достаточно точно осуществляется с помощью используемой в прототипе методики, показанной на фиг.2, поэтому корректировка полученного по этой методике количества десорбированного газа на величину Δ V_t^max обычно не производится, так как в этом случае обычно выполняется условие Δ V_t^max ≅0.

При бурении шпуров в более геологически нарушенных зонах интенсивность газовыделения из штыба увеличивается и соответственно, увеличивается величина охлаждения штыба в результате десорбции газа (кривая 1 на фиг.2). В зависимости от интенсивности теплообмена с окружающей средой эта кривая 2 может иметь максимум в первые 10 мин замера температуры штыба или быть практически горизонтальной в интервале времени от начала замера до 750 с.

При бурении шпуров в наиболее геологически нарушенных зонах значительная, а часто и основная часть газа успевает десорбироваться из штыба до момента его герметизации, в результате чего замер температуры штыба в начальный момент времени показывает значительное снижение температуры штыба за счет десорбции (кривая 3 на фиг.2), причем в ряде случаев дальнейшего снижения температуры штыба зафиксировать уже не удается, как следствие теплообмена с окружающей средой, который является более интенсивным, чем в двух предыдущих случаях, в результате большего перепада температур между штыбом и окружающей средой. Расчет количества десорбированного до момента герметизации штыба газа с помощью используемой в прототипе методики оказывается в этом случае неточным, так как уравнение (8) описывает только начальный период газовыделения из штыба, когда из него десорбирована небольшая часть содержащегося в нем газа, поэтому в случае быстрой десорбции газа из штыба необходима корректировка полученных по этой методике количеств десорбированного штыбом газа на величину Δ V_t^max, определенную на основе сравнения результатов расчета величины V_t^T, вычисленной по формуле (2), характер изменения которой показан на кривой 2, фиг.3, с результатами определения количества десорбированного штыбом газа V_t на основе экспериментального замера динамики газовыделения по формуле (8), которые показаны на кривой 1, фиг.3. В результате выполненной корректировки величин V_t для наиболее тектонически препарированного штыба, имеющего высокую скорость газоотдачи, получают более точные величины количества десорбированного штыбом газа в различные моменты времени, показанные на фиг.3 в виде кривой 3.

Таким образом, поправка Δ V_t^max вносится в результаты экспериментального исследования динамики газовыделения из угля только в том случае, если результаты расчета количества десорбированного газа по величине снижения температуры штыба показывают, что до момента герметизации штыба им десорбировано больше газа, чем приближенно вычислено на основе использования экспериментальных данных о динамике газовыделения с момента герметизации штыба.

После проверки точности определения количества газа, десорбированного штыбом в начальный период времени, и внесения в случае необходимости поправки Δ V_t^max, производят оценку степени выбросоопасности, вычисляя ориентировочно величину показателя степени n^ор в уравнении Айрея (1). Однако для получения точного значения показателя степени n из этого уровня необходимо знать величины А и t_о, для точного определения которых необходимо длительное время. Поэтому при осуществлении экспресс-метода с целью наиболее быстрого получения информации о выбросоопасности разрабатываемой зоны пласта при вычислении ориентировочного значения n^op из формулы (1) используют значения А и t_о, полученные при изучении исследованной ранее пробы угля, отобранной в этой же зоне на этом же интервале длины шпура и имевшей аналогичную динамику газовыделения.

Таким образом, при осуществлении экспресс-метода для повышения оперативности получаемой информации при выполнении расчетов используют величины А и t_о, влажности и теплоемкости угля теплоты десорбции метана из угля, полученные при исследовании предыдущих проб штыба, отобранных в этой же зоне.

Оценку степени выбросоопасности разрабатываемой зоны пласта с целью обеспечения надежности прогноза целесообразно производить на основе одновременного учета величины снижения температуры бурового штыба Δ T_tи величины показателя степени n^ор, определенных из уравнения (6) и уравнения Айрея (1) соответственно.

Величину критического снижения температуры бурового штыба за счет десорбции газа Δ Т^кр, свидетельствующую о выбросоопасности разрабатываемой зоны угольного пласта, невозможно принять постоянной для абсолютно всех угольных пластов, так как на эту величину влияет целый ряд характеристик слагающего пласт угля и прежде всего его теплоемкость, влажность, стадия метаморфизма, прочность и энергия связи метана с углем.

Поэтому перед началом использования способа определяют экспериментальную величину снижения температуры бурового штыба за счет десорбции из него метана в выбросоопасных зонах, определенных на основе применения других нормативных методов, и устанавливают перепад температуры Δ Т^кр, при достижении которого зону следует относить к выбросоопасным.

По результатам применения экспресс-метода зону относят к выбросоопасным в двух случаях:
если по формуле (6) получено значение снижения температуры штыба Δ T_t^max ≥ΔТ^кр;
если выполняются одновременно два условия:
а) Δ T_t^max - Δ T_кр < 0;
б) ориентировочно вычисленное из формулы (1) значение показателя степени n^op< 0,3.

После оценки выбросоопасности разрабатываемой зоны пласта экспресс-методом продолжают контроль и запись динамики газовыделения из штыба до момента доставки его в лабораторию.

Для уточнения количества десорбированного штыбом газа до момента его герметизации определяют влажность штыба, его теплоемкость и интегральную теплоту десорбции газа и угля, а также количество газа V^шахт и V^лаб и остаточную газоносность угля при давлении 0,1 МПа, определяют величину V_t^T по формуле (2) и в случае необходимости производят корректировку ранее полученной величины V^пот, после чего определяют действительное количество десорбированного штыбом газа до момента установления сорбционного равновесия А_факт по формуле
А^факт = V^пот + V^шахт + V^лаб, см³/г, (9) где V^пот - количество газа, десорбированное штыбом до момента его герметизации в герметичной емкости после бурения шпура, см³/г;
V^шахтн - количество газа, десорбированное штыбом с моментаего герметизации в горной выработке до момента начала его исследования в лаборатории, см³/г;
V^лаб - количество газа, десорбированное штыбом в лаборатории до момента установления сорбционного равновесия при давлении 0,1 МПа, см³/г.

Газоносность угля в призабойной зоне определяют, складывая величину А_факт и остаточную газоносность штыба при давлении 0,1 МПа.

Полученное по формуле (9) действительное количество газа А_факт, десорбированное штыбом до установления сорбционного равновесия при атмосферном давлении, и время t_о, за которое десорбируется 63% газа от величины А_факт, представляют в уравнение Айрея (1) и определяют действительное значение показателя степени n, что позволяет описать динамику газовыделения из штыба в удобном для хранения информации виде с помощью величин А_факт, t_о и n, а также уточнить степень выбросоопасности разрабатываемой зоны пласта по действительной величине показателя степени n, определенного по формуле
n = ln{ln[A_факт/(А_факт - V_t)]}/ln(t/t_o) (10)
В случае, если для признанной ранее на основе использования экспресс-метода невыбросоопасной призабойной зоны окажется, что n не превышает величины n^гр, принятой в качестве граничного значения выбросоопасности для аналогичных угольных пластов на основе анализа статистических данных о величинах n в выбросоопасных зонах, то эту зону считают выбросоопасной.

По величинам показателя степени n и времени t_о определяют величину диффузионного параметра τ по формуле (4) и по найденному значению τ определяют величину коэффициента диффузии D по формуле (5), подставляя в нее величину радиуса микропористых частиц угля r_о, определяемую по формуле
r_o = 3G/(S˙ρ) см, (11) где G - вес использованного для исследования штыба, г;
S - удельная поверхность штыба, см²/г;
ρ - плотность штыба, г/см³.

Практическая проверка возможности реализации способа была осуществлена при проведении подготовительных выработок по пласту К_з^в"Бераль" на западном крыле шахты "Перевальская" в Селезневском угольном районе Донбасса, который является особо опасным по внезапным выбросам угля и газа. Уголь пласта К_з^в "Бераль" имеет выход летучих веществ 9,6-11,5%, влажность 0,6-4,2% и плотность 1,38 г/см³. Пласт не подработан, его газоносность составляет 18-20 м³/т, глубина залегания 300-340 м.

При проведении шахтных экспериментов на расстоянии 0,5 м от стенки подготовительной выработки бурились в направлении подвигания забоя шпуры длиной 3,5 м и отбирались пробы штыба с различных интервалов бурения, преимущественно на расстоянии 1,5 м от забоя, 2,5 м и 3,5 м от забоя. Замер температуры штыба осуществлялся с помощью электротермометров с платиновым и медным чувствительными элементами I и II класса точности, лабораторными термометрами ТЛ и минимальными термометрами, цена деления которых равна соответственно 0,3^о, 0,5^о, 0,2^о и 0,1^о, в течение 10 мин с момента отбора пробы штыба и выполнялся одновременно с замером динамики газовыделения.

Для определения динамики газовыделения из штыба в начальный период времени использовались десорбционные ампулы, в которые загружалось от 15 до 40 г штыба, имевшие приспособление для быстрой герметизации их после загрузки и обеспечения замера количества десорбированного газа, после чего производилось лабораторное определение остаточной газоносности отобранных в герметичные емкости образцов. Интегральная теплота десорбции метана из отобранных образцов угля пласта К_з^в "Бераль" определялась для различных перепадов давления с помощью низкотемпературного микрокалориметра Кальве фирмы "Сетарам", а величина удельной поверхности образцов с помощью измерительного комплекса "Акусорб" этой же фирмы, имеющего точность измерения поверхности 0,001 м², в лаборатории проблем рудничных газов и пыли Института проблем комплексного освоения недр РАН.

Результаты использования способа иллюстрируются следующим примером. При бурении шпуров длиной 3,5 м в зоне геологического нарушения в западном откаточном штреке на западном крыле шахты "Перевальская", пласт К_з^в "Бераль", где была зарегистрирована большая часть газодинамических явлений, и на различном расстоянии от зоны геологического нарушения были отобраны пробы штыба и изучена динамика газовыделения из них и изменения температуры штыба в результате десорбции из него метана.

На фиг.1 показаны графики зависимостей количества десорбированного углем газа и методика определения количества десорбированного до момента герметизации штыба газа V^пот из выбросоопасной зоны, имевшего высокую скорость газоотдачи (V_нар^пот, линия 1) и из ненарушенной зоны в 23 м от начала геологического нарушения (V_ненар^пот, линия 2). Начальная газоносность обоих образцов, отобранных на глубине 3,5 м от забоя, различалась незначительно и была равна соответственно 17,5 и 18,0 см³/г. Как видно из фиг.1, определение количества десорбированного газа с помощью используемого в прототипе метода является надежным только в тех случаях, когда скорость десорбции не очень велика, так как доля десорбированного штыбом газа в этом случае небольшая в течение длительного времени и прямолинейность линии 2 на фиг.1 сохраняется довольно долго. В то же время из показанной в виде линии 1 на фиг. 1 кинетики десорбции газа из штыба нарушенного угля из выбросоопасной структуры видно, что после момента герметизации штыба линия 1 в используемых координатах теряет свою прямолинейность. Поэтому применяемый в прототипе метод будет давать заниженные результаты, так как зафиксировать в процессе замера динамики газовыделения начальный участок десорбционно-кинетической кривой, для которой этот метод разработан, уже не удастся. Однако вычисление количества десорбированного газа по величине охлаждения штыба позволит и в этом случае получить достаточно точные результаты.

Рассмотрим методику применения данного способа на примере исследования образца бурового штыба, имевшего Δ Р = 31, динамика газовыделения из которого показана на фиг.1, линия 1. Влажность штыба W^р = 0,6%, теплоемкость сухого угля с = 1,2 Дж/(г˙град), теплоемкость воды с_В = 4,19 Дж/(г˙град), интегральная теплота десорбции газа из угля q = 0,9146 Дж/см³, плотность ρ = 1,3 г/см³, остаточная газоносность штыба при давлении 0,1 МПа равна 4,1 см³/г. Геометрическая температура горных пород на глубине ведения горных работ была равна 17,5^оС, температура бурового штыба на интервале бурения 3,0-3,5 м в дегазированной части призабойной зоны пласта Т^дег.шт = 19,3^оС, удельная поверхность штыба S = 5800 см²/г, критическое значение величины снижения температуры штыба в выбросоопасных зонах Δ Т^кр = 5^о.

Динамика изменения величины снижения температуры штыба при десорбции из него метана для этого образца штыба показана на фиг.2, линия 3 (период времени, предшествующий началу измерения температуры, на графике не показан; замер температуры начался одновременно с измерением динамики десорбции газа из него после герметичного закрытия емкости). Как видно из фиг.2, линия 3 величина снижения температуры угля в момент времени t = 170 с оказалась равной Δ T_t = 6,2^о, причем в этот момент величина Δ T_t = Δ T_t^max.

Количество газа, десорбированного из штыба через 170 с после его образования, вычисляется по величине снижения температуры штыба по формуле (2):
Vтt

= = 8.66 см³/г.

В то же время величина количества десорбированного газа, определенная по фиг.2, линия 3, по используемой в прототипе методике на основе применения формулы (7) равна только V_t = 3,26 см³/г. Это свидетельствует о непригодности использования прототипа для определения газоносности угля в нарушенной части призабойной зоны разрабатываемых угольных пластов, то есть именно там, где это больше всего необходимо для практики разработки газоносных угольных пластов. Таким образом, необходима корректировка полученных на фиг.1, линия 1, экспериментальных на величину
Δ V_t^max = 8,66 - 3,26 = 5,40 см³/г,
как показано на фиг.3, где линия 1 - десорбционно-кинетическая кривая, полученная на основе измерения количества десорбированного штыбом газа. Линия 2 - десорбционно-кинетическая кривая, полученная в результате вычисления количества десорбированного штыбом газа по формуле (2) по величине экспериментально измеренного перепада температур Δ T_t, вызванного десорбцией газа из штыба; линия 3 - фактическая десорбционно-кинетическая кривая, полученная после корректировки линии 1 фиг.3 на величину Δ V_t^max.

Так как полученная величина Δ T_t^max = 6,2^о больше величины Δ Т^кр= 5^о, то разрабатываемая зона была отнесена к выбросоопасным. Действительно, при проходке западного откаточного штрека в режиме сотрясательного взрывания произошло газодинамическое явление небольшой мощности и образовалась полость выброса характерной формы.

Количество газа, десорбированное углем до момента установления сорбционного равновесия А_факт, оказалось равным 13,4 см³/г, а время tо за которое десорбировалось 63% газа от величины А, равным 2,75 мин.

Показатель степени n, вычисленной по формуле (10), полученной из уравнения Айрея (1), оказался равным n = 0,15.

Выполненный статистический анализ величин показателя степени n для образцов угля выбросоопасной структуры, отобранных в местах газодинамических явлений, происходивших в зонах геологических нарушений, показал, что в качестве граничного может использоваться величина n^гр = 0,3.

Сравнение полученной для исследованного бурового штыба величины n = 0,15 с величиной n^гр = 0,3 показало, что n < n^гр, то есть по этому признаку зона является выбросоопасной.

По полученным величинам n и t_о была вычислена величина диффузионного параметра τ по формуле (4)
τ = [1 - exp(-(2,75)^-0,15)]^-2 = 3,01 мин.

Средняя величина радиуса микропористых частиц угля, вычисленная по формуле (11), оказалась равной r_о = 6,43˙10^-4 см, а величина коэффициента диффузии метана в угле, вычисленная по формуле (5), была равна
D= = 1.997·10^-10 см²/с
=1,9977˙10^-10 см²/c
Основным достоинством предлагаемого способа является повышение достоверности определения количества десорбированного штыбом газа до момента герметизации штыба, что позволяет использовать его в зонах любой геологической нарушенности. Использование одновременного измерения величины снижения температуры штыба, вызванного десорбцией из него газа, и газовыделения из штыба позволяет повысить достоверность и оперативность определения выбросоопасных зон в призабойной части разрабатываемого угольного пласта и в то же время использовать полученные при прогнозе выбросоопасности экспериментальные данные для решения других задач практики горного дела, связанных с определением десорбционно-кинетических характеристик угля и его газоносности в призабойной зоне пласта, прогнозом и управлением газовыделением, оценкой эффективности различных видов воздействия на газоносный угольный пласт с целью изменения интенсивности газоотдачи из него на различных этапах выделения горных работ.

Предлагаемый способ позволяет обеспечить создание единой системы определения, хранения, анализа и использования информации о газодинамических свойствах разрабатываемых угольных пластов на каждом горнодобывающем предприятии, наиболее эффективно и с минимальными затратами использовать вычислительную технику для повышения эффективности подземной разработки газоносных месторождений полезных ископаемых и безопасности горных работ на всех этапах разработки газоносных месторождений, и особенно выбросоопасных угольных пластов.

Преимуществами предлагаемого способа являются существенное повышение точности определения газоносности и десорбционно-кинетических характеристик призабойной зоны разрабатываемого угольного пласта и обеспечение возможности комплексного получения и использования информации о газоносности и газодинамических свойствах слагающего пласт угля, возможность оценки необходимых характеристик пласта экспресс-методом и последующего уточнения этой информации на основе использования одних и тех же экспериментальных данных для прогноза выбросоопасности и интенсивности газовыделения в горные выработки.

Способ позволяет снизить затраты времени для получения необходимой информации и расширить область использования приборов и оборудования, существенно уменьшить материальные и трудовые затраты, связанные с исследованием газодинамических характеристик и газоносности призабойной зоны разрабатываемых угольных пластов в шахтах и повысить безопасность труда в них.

Использование: для определения десорбционно-кинетических характеристик угля и углесодержащих горных пород, их потенциальной выбросоопасности и газоносности в призабойной зоне. Бурят шпуры в угольный массив, производят отбор проб штыба и помещение их в герметичную емкость, измерение динамики газовыделения из штыба и определение количества газа, содержавшегося в угле. Определяют теплоемкость и влажность угля в разрабатываемом пласте, плотность штыба и теплоту десорбции газа из него, геотермическую температуру горных пород, критическое значение величины снижения температуры штыба в выбросоопасных зонах пластов, имеющих аналогичные характеристики, по величине которой разрабатываемую зону пласта относят к выбросоопасным. Определяют для различных моментов времени разности температур между температурой штыба, полученного при бурении эталонного шпура в дегазированной части призабойной зоны исследуемого пласта на том же интервале бурения по длине шпура, что и при отборе исследуемой пробы бурового штыба, и температурой исследоваемого штыба, и максимальную величину для полученных разностей температур. Из математических выражений находят количество десорбированного газа в различные моменты времени и величину диффузионного параметра. 3 ил.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСООПАСНЫХ ЗОН И ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ, включающий бурение шпуров в угольный массив, отбор проб штыба и помещение их в герметичную емкость, измерение динамики газовыделения из штыба и определение количества газа, содержащегося в угле до момента начала бурения шпура, путем определения количества десорбированного штыбом газа до момента герметизации штыба в емкости, количества десорбированного штыбом газа за время нахождения в емкости и его остаточной газоносности, отличающийся тем, что определяют теплоемкость и влажность угля в разрабатываемом пласте, плотность штыба и теплоту десорбции газа из него, геотермическую температуру горных пород, критическое значение величины снижения температуры штыба в выбросоопасных зонах пластов, имеющих аналогичные характеристики, по величине которой разрабатываемую зону пласта относят к выбросоопасным, в течение периода времени до 10 мин одновременно измеряют температуру штыба и динамику газовыделения из него, определяют для различных моментов времени разности температур между штыбом, полученным при бурении эталонного шпура в дегазированной части призабойной зоны исследуемого пласта на том же интервале бурения по длине шпура, что и при отборе исследуемой пробы бурового штыба, и температурой исследуемого штыба и максимальную величину для полученных разностей температур, после чего замеряют только динамику газовыделения из штыба, по результатам замера величины снижения температуры штыба вычисляют количество десорбированного из него газа в различные моменты времени по формуле
Vтt

= , , см³/г,
где W^р - влажность угля, %;
C - теплоемкость сухого угля, Дж/(г · град);
C_в - теплоемкость воды, Дж/(г · град);
Δ T_t - снижение температуры угля за счет десорбции из него газа в те же моменты времени, когда замеряют количество десорбированного газа, град;
q - интегральная теплота десорбции газа из угля, Дж/см³,
определяют количество десорбированного штыбом газа V_t в те же моменты времени, для которых производилось вычисление величины V_t^т , используя для этого динамику газовыделения из штыба в период замера его температуры, вычисляют разности количеств газа, определенных по величине снижения температуры штыба и по динамике газовыделения из него в период замера температуры штыба по формуле
Δ V_t = V_t^т - V_t , см³ / г ,
и при ΔV_t >> 0 определяют поправку Δ V_t^max на полученное по динамике газовыделения количество десорбированного газа до момента герметизации штыба, которую используют для корректировки экспериментально полученных данных о динамике газовыделения, после чего определяют ориентировочный показатель степени n_ор из уравнения Айрея
V_t = A[1 - exp( - (t / t_o)ⁿ ) ] , см³ / г , ,
где V_t - количество газа, см³/г, десорбированного 1 г угля к моменту времени, мин;
A - количество газа, которое десорбируется из угля до момента установления сорбционного равновесия, см³/г;
t₀ - время, за которое десорбируется 63% от величины A, мин;
n - показатель степени, зависящий от трещиноватости образца
(0 < n < 1),
принимая A и t₀ равными величинам, полученным ранее для угля, отобранного в этой же зоне пласта и имевшего такую же динамику газовыделения, оценивают разрабатываемую зону пласта как выбросоопасную при условии

где ΔT_t^max - максимальная величина разности температур между штыбом, полученным при бурении эталонного шпура в дегазированной части призабойной зоны исследуемого пласта на том же интервале бурения по длине шпура, что и при отборе исследуемой пробы бурового штыба, и температурой исследуемого штыба, град;
T_кр - критическое значение величины снижения температуры штыба для выбросоопасных зон, град;
по количеству газа, содержавшегося в угле до начала бурения шпура, и количеству газа, которое содержит уголь в равновесном состоянии при атмосферном давлении, определяют действительную величину А для исследуемого бурового штыба A_факт и время t₀, за которое десорбируется 63% газа от величины A_факт, и, используя эти величины, вычисляют показатель степени n из уравнения Айрея, сравнивают его величину с граничной величиной показателя степени n_гр и уточняют выбросоопасность призабойной зоны, вычисляют величину диффузионного параметра τ по формуле
τ = [1 - exp( - (t_o)^-n) ]^-2 , мин ,
и по найденному значению τ определяют величину коэффициента диффузии D по формуле
D = , см²/с ,
где r₀ - радиус микропористых частиц угля, см;
τ - диффузионный параметр, мин.