Способ дегазации угольного пласта,отрабатываемого столбами с проведением разрезной печи Советский патент 1986 года по МПК E21F7/00 

11 Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для снижения газообильности 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 осуществляют следующим образом. Из горной вьфаботки 1 на примыкающем к монтажной камере 2 участке пласта длиной L, проводят скважины 3 на расстоянии R, друг от друга. Протяженность Lj участка пласта определяют расстоянием от монтажной камеры (или разрезной печи) до границы зоны техногенного трещинообразования,, 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 определяют по формуле arctg ---- , град, сь где h - проекция скважины на забой лавы, м; С- коэффициент, равный 2,0--2,5 (устанавливают опытным путем) ; протяженность зоны техногенного трещинообразования, м (определяют расчетом или опытным путем по величине зоны техногенного трещинооб разования на ранее отработан ных выемочных участках данно или соседней шахты), Величина h является 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 водят из двух выработок. Величину h в этом случае находят из выражения 7 Глубину зоны дренирования пласта выработкой устанавливают по существующим нормативньм документам. Пробуренные скважины 3 на прилегающем к разрезной печи участке пласта подсоединяют к дегазационному трубопроводу 4. После проведения скважин 3 и в процессе работы очистного забоя измеряют дебиты газа (метана) из каж- . дои 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 CL) 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 из скважин, функционирующих в зоне техногенного трещинообразования, устанавливают газопроницаемость К зоны техногенного трещинообразования впереди лавы в направлении, параллельном очистному забою. Величину К рассчитывают по формуле где К - газопроницаемость массива угля в природных условиях, т.е. вне зоны влияния очистных работ, 1чЦ; g - средний дебит метана из скважин, функционирующих в зоне техногенного трещинообразования после первой посадки основной кровли, м /сут; g - средний дебит метана из скважин до -начала очистных работ, . Газопроницаемость угольного массива в природных условиях залегания пластов находят по известным способам ее определения (расчета) или по фактическому ее значению для пласта (участка пласта), если таковое имеется. Для нахождения величины g исполь зуЮт дебиты только тех скважин, которые после первой посадки основной кровли оказались в зоне техногенног трещинообразования. После установления протяженности зоны техногенного трещинообразовани корректируют угол Ц) разворота скваж и расстояние R между скважинами по формулам: 1+Ь 4) arctg --- , град; R ГГЪ где 1 - параметр, характеризующий газодинамическое состояние угольного массива в направлении, параллельном очистно му забою лавы, м; b - глубина зоны дренирования угольного массива подготови тельной выработкой, м; L - протяженность зоны техноген ного трещинообразования 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, определяемьй размерностями входящих в формулу величин; к- проницаемость зоны техноген ного трещинообразования впе реди лавы в направлении, па раллельном очистному забою, мД; L - протяженность зоны техноген ного трещинообразования впе реди лавы, м; РО- давление газа на устье сква жины, МПа; m - пористость газоносного плас та, доли вд.; - вязкость каптируемого метана. Па. с; V - скорость подвигания лавы, м/мес; природное давление газа в пласте, МПа; РО - допустимое давление газа в пласте после дегазации, МПа Входящие в формулу (5) величины определяют опытным путем (,, К , L) по таблицам справочной литературы (м), нормативным документам (P,j ) или берут из проектной документации (ш, V, РП,. РО). Скорректированные величины расстояния между скважинами и угла их разворота используют на этапе завершения буровых работ на отрабатываемом участке и на смежных с ним выемочных полях. Скважины 5 на отрабатываемом участке и скважины 6 на смежном выемочном поле проводят под углом на расстоянии 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 полях со значительным количеством геологических нарушений, вызывающих резкое изменение газоотдачи пласта, возможна болеет частая корректировка параметров заложения скважин. О необходимости корректировки судят по уменьшению газоотдачи более чем в 1,3 раза. Протяженностьзоны техногенного трещинообразования и газопроницаемость массива угля уточняют после очередной посадки основной кровли. За исходные данные принимают параметры скважин, протяженность зоны техногенного трещинообразования и газопроницаемость угольного массива, определяемые после первой посадки основной кровли. Очередность операций, частота измерений дебита метана и порядок расчета искомых величин описаны вьш1е. Корректировку параметров дегазации после очередной посадки производят так же как определяли их после первой посадки основной кровли. На сближенных пластах угля в условиях их подработки или надработки очистными забоями, действующими на отрабатываемом пласте, дегазационные скважины проводят 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 проводят 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 находят по известным нормативным документам. Способ дегазации угольного пласта был реализован на шахте Карагандинская ПО Карагандауголь. На первом этапе внедрения способа дегазации скважины № 1 - 8 были про70076бурены 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.

Изобретение относится к горному делу и позволяет повысить экономичность способа дегазации за счет сокращения объема бурения скважин. Определяют природную газопроницаемость пласта. Перед отработкой пласта и посадкой основной кровли производят 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 забоя лавы и подключают к дегазационному трубопроводу. По дебиту метана из скважин до и после первой посадки основной кровли устанавливают протяженность зоны техногенного трещинообразования-и проницаемость массива в направлении, паi раллельном забою лавы. После чего СЛ рассчитывают параметр, характеризующий газодинамическое состояние угольного массива в направлении, параллельном забою лавы. С учетом этого параметра рассчитьгоают расстояние между скважинами и угол их разворота для следуняцего участка выемочного to столба. Приведены математические О) выражения для расчетов параметров. 1 ил., 1 табл.

2,0

7,5

чг

Растояние между скважинами, пробуренными параллельно очистному забою, составляло 8 м. Средний дебит метана §из одной скважины 0,03 . Угол 4j разворота скважин № 9--19 определялся по формуле

60

50%

Ч, arctg --- arctg r

2-25

CL где h - проекция скважины на лавы, м; коэффициент; ориентировочное значение про тяженности зоны техногенного трещинообразования, 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 TpeopriHoобразевания находилась по формуле 1/- к Si 1 .10 п n-if. .К - К g (J ( где К - газопроницаемость массива угля в природных условиях, мД. Протяженность зоны техногенного трещинообразования установлена после первой посадки основной кровли по увеличению дебита метана из скважин Расстояние от линии очистного забоя до забоя наиболее удаленной сква:жины № 15, в которой было отмечено увеличение газовыделения после первой посадки основной кровли, составило 30

-3

1 -10

0,05

0,1

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

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; - вязкость метана, Па-с; V - скорость поднигания лавы, м/мес. С учетом протяженности зоны техногенного трепщнообразования 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 протяженности 400 м бьшо пробурено скважинами, расстояние между которыми 13 м, а угол разворота скважин 49°- Объем бурения скважин сократился на 23%, срок дегазации - в 2,5 раза. 7 Формула изо р е т е н и я 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 забоя лавы, подключение их к дегаза ционному трубопроводу и определение дебита каптируемого метана, отли чающийся тем, что, с целью повышения экономичности способа дегазации за счет сокращения объема бурения 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 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 вьфаженйя КЧ Pj. 1 0,16 ( где К - газопроницаемость массива угля в зоне техногенного трещинообразования впереди лавы в направлении, параллельном очистному забою, определяемая из математического выражения 1267007 К К газопроницаемость массива угля в природных условиях, мД; средний дебит метана из скважин, функционирующих в зоне техногенного трещинообразования после первой посадки основной кровли, м /сут; средний дебит метана из скважин до начала очистных работ. протяженнлсть зоны техногенного трещинообразования 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; вязкость каптируемого метана, Па-с; скорость подвигания лавы, . м /мес., ом указанного, параметра опрасстояние Н между устьями и угол Ч их разворота для го участка выемочного столба ющих математических вьфа arctg глубина зоны дренирования угольного массива подготовительной вьфаботкой, м.

7 /

Z

XN

Ч

/ /

т

6 5

1 / 1

vsO hssn

ч

ч

I / I

/

V 3