Способ дегазации и увлажнения угольного пласта Советский патент 1986 года по МПК E21F7/00 

Изобретение относится к горной про- мьниленности и может быть использовано для снижения газовыделения и нылеобра- зования в забоях ншхт, нредотвращения внезапных выбросов, повышения безопасности горных работ.

Цель изобретения - повышение э()- фективности дегазации и унлаж1|ения угольного массива.

На фиг. 1 приведена схема дегазации и увлажнения угольного массива на вые- мочном участке с дегазационными трубопроводами па откаточном и венти.чяциоп- ном штреках; па фиг. 2 - то же, с использованием сквозных скважин; на фиг. 3 - то же, с использовапием сквозных скважип для подачи жидкости во встречные скважины и отсоса 1 аза.

Способ дегазации и у лажнепия yi o. ih- ного пласта осун1ествляют сдедуюншм образом.

Из горпой выработки (фиг. 1) но пласту 2 проводят серию параллельных скважип 3, педобуриваемых до противоположной выработки 4 на расстояние, равное протяжепности зопы повьипепного горного дав,чения (ПГД) па выбросоопасных пластах и зоны повьииепного газовыделения в лаву на неопасных нластах. Каждую скважину носле окончания ее бурения подсоединяют к дегаза 1,иопному газопроводу 5 и отсасывают в соответствии с указаниями нормативных документов.

Из выработки 4 дополпительпо проводят скважины б (фиг. 1-3) под углом к очист- пому забою, которые подсоедипяют сначала к нагпетательпому ставу 7, а после увлажнения пласта - к дегазационному трубопроводу 8, проложепному в выработке 4 (фиг. 1), или к участку газопровода 8, сообпхенному с газопроводом 5 через сквозную скважину 9 (фиг. 2 и 3).

Встречные скважины 6 проводят до подхода зоны опорного давления, оборудуют их устья обсадными трубами для под- ключепия к нагнетательному ставу 7 (фиг. 1 и 2), а затем - к дегазациопиому трубопроводу 8 (или участку газопровода 8). Для подключения встречпых скважин 6 к дегазационному трубопроводу можно исиользо- вать механические герметизато|)ы, если ув- лажнение пласта осуществляют с использованием переносных гидрозатворов.

Параметры встречных скважин онределя- ют с учетом ширины зон ПГД и техног ен- ного трещинообразования. Первую величину находят известным методом, вторую - опыт- пым путем па основе данных изменения га- зовыделепия из пробуренных навстречу ;1аве скважип при отработке соседпего выемоч- пого участка. Ширипу зоны техпогенного трешинообразоваиия устанавливают в про- цессе работы смежной лавы по газовыде- лепию из скважин до и после посадки осиовпой кровли по расстоянию от забоя

лавы до забоя наиболее уда.1енной скважины, в которой отмечено увеличение газовыделения.

Угол q; разворота от оси выработки 4 вают но форму.;1е

встречных скважип 6 ()иг. 1 - -3) рассчиты arctg-- :г

П1ирппа зоны ПГД на выбросоопасных пластах или повьиненного газовыделения в лаву на неопасных пластах, м которая отсчитывается от выработки 4 до границы зоны ПГД или зопы интенсивного газовыделения в лаву;

ширина зоны техногенного трен1И- пообразовапия, м.

Расстяпие г между скважинами 6, пробуренными под углом к очистпому забою, определяют по формуле

г„ ().ctg(p,(2)

где Ь - глубина зоны дренирования угольного массива подготовительной выработкой, м, которая определяется по рекомендациям нормативных доку мептов или опытным путем но изменению газового давления (и.чи газоносности) во времени. В том случае, когда зона ПГД расположена вблизи нижней границы выемочного участка, пластовые скважипы проводят из верхней выработки, а встречные скважипы - из нижней. Если на дегазируемом участке пласта зона ПГД выклинивается или вовсе исчезает в некоторых его местах, то параметры встречпых скважип на таких участках выемочного поля определяют по ширине зоны иптенсивпого газовыделения в лаву.

В процессе работы лавы перед зоной опорного давления группу п;1астовых lapa. i- лельно-одипочных скважин З отключают от дегазационного газопровода 5 и подключают к нагнетательному ставу 10 (фиг. 1-3). Жидкость в пласт нагнетают одповремепно через скважины 3 и встречные скважины 6. Параметры нагнетания, вид оборудования и жидкость для обработки угольного массива устанавливают по известным пор.ма- тивным доку.ментам. При этом ранее обработанная группа скважин 3 заглушена (отключена от нагнетательного става и изо- лировапа от рудничной атмосферы), а группа встречных скважин ( подключена к дегазационному газопровоп.у 8 (фиг. 1) или участку газопровода 8, сообщенному с дегазационным азонроводом 5 через сквозную скважину 9 (фиг. 2 и 3).

На протяженных выемочных участках, особенно в лавах но нростиранию, сквозные скважипы 9 могут быть использованы не только Д.ЛЯ отсоса газа и нагнетания жидкости в пласт, по и для подачи жидкости во встречные скважины 6 (фиг. 3) в нериод

увлажнения массива угля. В этом случае к нагнетательному ставу JO нодключают только те встречные скважины 6, которые расположены между сквозными скважинами 9 и 9 (фиг. 3). Диаметр сквозной скважины 9 выбирают с учетом глубины разработки и угла падения пласта, влияющи.х на давление нагнетания жидкости в пласт, и гидравлических потерь напора жидкости в сквозной скважине. Расчеты показывают, что на пологих пластах диаметр сквозных скважин 9, равный 150-200 мм, является достаточным для подачи жидкости во встречные скважины 6.

Сквозные скважины 9 применяют на протяженных выемочных полях, длина которых превышает 600 м. Диаметр сквозных скважин принимают в 1,5-3 раза больше диаметра скважин 3. Сквозные скважины обсаживают с двух сторон трубами на глу- бину, превышающую протяженность зоны разгрузки угольного массива горной выработкой. В различных горно-геологических условиях глубина обсадки составляет 5-15 м.

Сквозные скважины 9 проводят в те же сроки, что и скважины 3. Расстояние R между сквозными скважинами принимают равным 50-100 м с учетом соотношения

R ПП Гв к.

где г - расстояние между пластовыми скважинами 3 для предварительной дегазации, м; п - количество параллельных скважин

на участке пласта длиной R; гв- расстояние между встречными скважинами 6, пробуренными под углом к очистному забою, м; к- количество встречных скважин на

участке пласта длиной R. Расстяние г между пластовыми скважинами 3 определяют по опытным данным или указанниям нормативного документа. Расчетную величину г округляют до ближайшего целого числа. Расстояние гв между встречными скважинами 6 находят по формуле (2) с последующим округлением в меньшую сторону до величины, кратной принятому расстоянию между пластовыми скважинами 3 предварительной дегазации. Таким образом, на участке пласта длиной R укладывается определенное количество пластовых 3 и встречных 6 скважин. Процесс нагнетания жидкости в пласт считается завершенным после того, как в массив угля подают необходимое количество жидкости, определенное нормативным документом. Устья скважин 3 и 6 после завершения процесса нагнетания жидкости перекрывают, а жидкость, поданную в пласт, выдерживают в пласте до подхода зоны техногенного трещинообразования, после чего неиспользованные в процессе выдержки объемы жидкости сливают из

скважин. Причем, если встречные скважины являются нисходящими (например, нри бурении из верхней выработки в лаве, работающей по простиранию пласта), то жидкость из них перепускают в восхоля- nuie скважины 3 в зоне техногенного тре- шинообразования через трещины, идущие параллельно очистному забою.

Параллельные очистному забою скважины 3 (фиг. 1-3) после слива жидкости за- глушают, а встречные скважины 6 сообщают с дегазационной системой, т.е. подсоединяют к дегазационному трубоп ов1).1у 8 (фиг. 1) или к участку газопровода 8, сообщенному с газопроводом 5 через сбооч- ную (сквозную) скважину 9 (фиг. 2 и ).

20

30

35

На скважинах 6 (фиг. 1-3), забои которых расположены в зоне техногенного трещинообразования, сосредотачивают вакуум, чтобы обеспечить высокую их продуктивность. Мо.ментом для активизации съема газа из такой скважины с помопхью вакуума является увеличение дебита метана, которое фиксируется по изменению газовыделения из пласта в скважину (знак прироста газовыделения меняется с минуса на 25 плюс).

Когда встречная скважина сообщается по сети трещин с призабойным пространством лавы, вакуум на ней yмeньпJaют и поддерживают концентрацию метана на устье скважины выше допустимой для его использования нормы.

Величину вакуума на скважинах регулируют известными в горной практике методами. Основным из них является метод уменьшения (или увеличения) сечения канала в обсадной трубе скважины за счет изменения положения шибера. Возможны автоматические или ручные способы изменения положения шибера в обсадной трубе скважины или в трубе, отводящей газ из скважины в участковый (или магистральный) 40 трубопровод.

Формула изобретения

1. Способ дегазации и увлажнения угольного пласта, включающий проведение

в пласте параллельных очистному забою и недобуриваемых до противоположной выработки скважин, подключение их к газопроводу, отсос газа, последующее поочередное отключение групп скважин от газопровода, нагнетание через них жидкости в пласт и выдержку ее во времени, отличающийся тем, что, с це.чью повышения эффективности дегазации и увлажнения угля, дополнительно из противоположной выработки в плоскости пласта проводят скважины

55 навстречу очистному забою,жидкость в пласт нагнетают до полхода зоны опорного давления одновременно через парал.мельные скважины и скважины, пробч ренные навстречу очистному забою, производят выдер жку жидкости в пласте до подхода зоны техногенного трещипообразования, после чего сливают неиспользованные в процессе выдержки объемы жидкости из скважин, затем пара. 1лельпые очистному забою скважины за1-лу1пают, а скважипы, пробуренные навстречу очистному забою и функционирующие и зоне техногенного трещинообра- зовапия, сообщают с газопроводом.

876

I

wy

2. Способ но п. 1, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности дегазации и увлажнения на протяженных выемочных полях, в пласте проводят дополнительно параллельные сквозные скважины, при этом подачу жидкости в скважины, нробуренные навстречу очистному забою, осуществляют через сквозные скважины, а после слива жидкости сквозные скважины сообщают с газопроводом.

,

7 2

-ЬтЛ;

Ф1/г. 5

Составитель И. Федяева

Редактор И. ДербакТехред И. ВересКорректор .Л. Ильин

Заказ 6814/28Тираж 436Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж--35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Изобретение относится к горной промышленности и позволяет повысить эффективность дегазации и увлажнения угля в забоях шахт. Из выработки 1 в пласте 2 проводят параллельные очистному забою и недобуриваемые до противоположной выработки 4 скважины (С) 3. Каждую С 3 подключают к газопроводу 5 и отсасывают из пласта 2 газ. Из выработки 4 проводят С 6 под угло.м к очистному забою до полхода зоны опорного давления. В процессе работы лавы поочередно отключают грхппу С 3 от газопровода 5 и подключают к нагнетательному ставу 10. Жидкость R пласт нагнетают до подхода зоны опорного давления одновременно через С 3 и 6. Производят выдержку жидкости в пласте 2 до подхода зоны техногенного трещинообразо- вания. Неиспользованные в процессе выдержки объемы жидкости сливают из С 3 и 6. Затем С 3 заглушают, а функционирующие в зоне техногенного трещинообразования С 6 сообщают с газопроводом 8. На протяженных выемочных полях в пласте 2 проводят параллельные сквозные С 9. При этом подачу жидкости в С 6 осуществляют через С 9. После слива жидкости С 9 сообщают с газопроводом 8. Использование С 6 для нагнетания в пласт 2 жидкости обеспечивает эффективное увлажнение массива. Рациональное проведение мероприятий по отсосу газа и увлажнению массива предотвращает внезапные выбросы угля и газа и увеличивает нагрузку на очистные забои по газовому фактору. I з.п. ф-лы, 3 ил. (Л N5 00 4 О5 00