Способ подготовки выбросоопасного пласта к отработке Советский патент 1989 года по МПК E21C41/04 E21F5/00 

участки, т.е. участки по длине выработки, где отмечены признаки внезапного выброса или прогноз выбросо- опасности показал опасно. Признаки выбросоопасности отмечены кружками с точкой внутри (фиг,1 и 4).

Из подготовительных выработок проводят скважины 4 с разворотом в направлении будущего очистного забоя а на отрабатываемом участке - навстречу очистному забою, с опережением, обеспечивающим дегазацию пласта в течение 4-6 мес. Угол ц разворота скважин от оси выработки принимают 45-70°, диаметр скважин 80-100 мм. Скважины проводят преимущественно восстающими. Длину скважин устанавливают по проявлению в них признаков выбросоопасности.

При ширине участка (длине лавы) менее 200 м скважины проводят из одной выработки (фиг.1). На участках пласта, содержащих нарушения, и на пластах с неустойчивой гипсометрией скважины могут быть проведены из двух выработок независимо от длины очистного забоя. На оконтуренном выработками участке пласта сква- жины не добуривают до противоположной выработки на 10-15 м до точек проявления выбросоопасности.

При длине лавы более 200 м скважины 4 проводят из двух выработок. В этом случае забои скважин предпочтительнее располагать на равных расстояниях друг от друга, или скважины проводить перекрестно в средней части лавы. Перекрестное расположение скважин создает более благоприятные условия для дегазации пласта в случае переваливания (закупорки) части длины скважин. За счет аэродинамической связи между перекрестными скважинами улучшается отвод метана, выделяющегося в скважины, в дегазационную систему.

В процессе проведения скважин обращают внимание на предупредительные признаки, характеризующие выбро- соопасное состояние массива. Если проявляется зажатие бурового инструмента, наблюдается динамическое воздействие на буровое оборудование (буровой инструмент, штанги, станок) или отмечаются выбросы газа, штыба и промывочной жидкости, то бурение скважины прекращают, фиксируют местоположение опасного участка по длине

скважины (например, по количеству и длине буровых штанг), буровой став извлекают, а скважину герметизируют и соединяют с дегазационным трубопроводом 5 или 5 . Затем проводят сначала скважину 4, а потом скважину 4 .

Выбросоопасные пачки пласта, зафиксированные при проходке выработок и в процессе проведения скважин, оконтуривают границей 6 и выделяют выбросоопасную зону 7 на отрабатываемом поле. При этом границей опасной зоны может быть линия, соединяющая

5 участки выработок с признаками выбросоопасности, когда попарно проводимые скважины пересекают такую границу, а скважины за пределами опасной зоны проведения - без признаков выб0 росоопасности,

В опасной по выбросам зоне пласта дегазационные скважины проводят по неопасным слоям, охватывающим выбро- соопасную пачку 8 угля слоями и по5 парно. Угол разворота, диаметр и длину скважин принимают аналогичными параметрам скважины, предусмотренным проектом. При этом скважины располагают обычно в неопасных пачках угля

Q или пород, на контакте угольного пласта с породами кровли или почвы соответственно, s

В том случае, когда на тонких пластах угля выбросоопасную пачку выделить не удается, скважины 4 и 4 проводят в породах кровли и почвы на контакте с угольным пластом. Если выбросоопасная пачка угля примыкает к породам кровли или почвы, то одну из скважин проводят в породах на контакте с выбросоопасной пачкой, а вторую - по неопасной пачке угля с противоположной стороны опасной пачки.

На участке выработки с признаками выбросоопасности скважины 4 и 4 проводят по неопасным угольным слоям, охватывающим опасную пачку (фиг.З), или в породах кровли и почвы на контакте с угольным пластом. Скважины 4 на этом участке выработки не проводят.

Попарно проведенные скважины формируют разгруженную от горного давления зону, которая при определенных

5 условиях (расстояние между скважинами, крепость угля, напряженное состояние массива) может охватывать выбросоопасную пачку угля, повышать

0

5

0

ее проницаемость и газоотдачу. Зона разгрузки вокруг скважины диаметром d составляет в угольном пласте от 3 до 5d. От оси одной скважины в направлении выбросоопасной пачки фронт разгрузки массива достигает 1,5-2,5)d.

Пара скважин формирует разгруженную от горного давления зону пласта, размеры которой вкрест пласта достигают (6-10)d. При диаметре скважин от 80 до 100 мм зона, разгруженная от горного давления парой скважин, составляет от 0,48 до 1 м, а массив угля, заключенный между скважинами, разгружается и интервале 0,24-0,5 м по нормали пласта. Гозоотдача массива угля при его разгрузке скважинами в плоскости, нормальной к пласту, возрастает в 2-3 раза, что способствует интенсификации процесса дегазации пласта.

Образованная скважинами ослабленмости от проницаемости пласта в ма сиве формируют сплошную или прерыв тую полость (щель) по длине скважи от их забоя до границы дренирующег влияния выработки, из которой проводят скважины. При этом с целью по вышения эффективности гндрореэания инструмент для образования полости Ю (вводят в нижнюю скважину, т.е. в

скважину 4 , чтобы исключить отриц тельное влияние отработанной жидкос ти.

Сплошную полость (щель) создают на пластах с низкой газопроницаемостью,, а прерывистую - в остальных случаях. Расстояние между прорезями устанавливают в зависимости от проницаемости выбросоопасной пачки и продолжительности дегазации пласта. Параметры полости или прорези устанавливают опытным или расчетным путем на основе показателей газоотдачи пласта (пачки пласта). Массив

15

20

ная зона разгружает массив от горного 25 пласта (пачки), не охваченный промости от проницаемости пласта в массиве формируют сплошную или прерывистую полость (щель) по длине скважин: от их забоя до границы дренирующего влияния выработки, из которой проводят скважины. При этом с целью повышения эффективности гндрореэания инструмент для образования полости (вводят в нижнюю скважину, т.е. в

скважину 4 , чтобы исключить отрицательное влияние отработанной жидкости.

Сплошную полость (щель) создают на пластах с низкой газопроницаемостью,, а прерывистую - в остальных случаях. Расстояние между прорезями устанавливают в зависимости от проницаемости выбросоопасной пачки и продолжительности дегазации пласта. Параметры полости или прорези устанавливают опытным или расчетным путем на основе показателей газоотдачи пласта (пачки пласта). Массив

5

0

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для борьбы с внезапными выбросами угля и газа. Цель изобретения - сокращение объемов работ по предотвращению внезапных выбросов угля и газа. В процессе проведения по пласту оконтуривающих выемочный столб подготовительных выработок определяют выбросоопасные пачки (ВОП) и невыбросоопасные слои по мощности пласта по длине выработки. Затем бурят дегазационные скважины по пласту с разворотом на очистной забой до точек проявления в них признаков выбросоопасности. По указанным точкам в скважинах и по ВОП в подготовительных выработках устанавливают выбросоопасную зону в плоскости пласта. После этого в указанную зону попарно с разворотом на забой и с обхватом ВОП бурят разгрузочные скважины. Этими скважинами формируют каналы, вскрывающие ВОП. Для формирования каналов гидроимпульсное воздействие на пласт осуществляют через нижнюю скважину. Парные скважины в выбросоопасной зоне обычно располагают по невыбросоопасным слоям, на контактах пласта с породами почвы и кровли. Дегазационные скважины подключают к газопроводу, по которому отсасывают газ. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

давления, ускоряет процесс дегазации угля, в том числе и выбросоопасной пачки. Опытные данные свидетельствуют ,о том, что подобная полость по сравнению с одиночной скважиной позволяет в 1,5-2 раза сократить период дренирования пласта до 25-40% степени его дегазации или при одном и том же сроке дегазации пласта увеличить зону дренирования в 1,2-1,5 раза.

В том случае, когда расстояние между парой скважин, охватывающих выбросоопасную пачку пласта, превы- шает 0,5 м, разгрузочного влияния скважин может быть недостаточно для изменения физико-механических свойств опасной по выбросам пачки угля и его дегазации. Поэтому в подобных условиях дополнительно применяют искусст- . пачку, через восстающие или нисховенные способы увеличения радиуса благоприятного воздействия скважин, например, создают искусственные ка налы, вскрывающие выбросоопасную пачку. Из числа известных способов расширения разгружающего и дегазирующего влияния скважин следует использовать гидрорезание или импульсное нагнетание жидкости.

Гидрорезание массива производят вкрест простирания пласта через попарно расположенные восстающие скважины 4 и 4 с помощью известных в горной практике насадок. В завися50

55

дящие скважины создают искусственны каналы (трещины, полости, щели), ко торые являются дополнительными поверхностями обнажения пласта (пачки пласта), пересекающими выбросоопасную пачку и способствующими дос таточно высокой (40-50%) степени дегазации массива, сокращению срока дегазации пласта.

Гидроимпульсное воздействие на пласт с целью формирования искусственных каналов осуществляют через нижнюю скважину. В этом случае влия ние жидкости на снижение фазовой

0

5

0

резью, приводят в безопасное состояние за счет дренирующего влияния скважин и прорезей.

За счет дополнительной площади обнажения пласта и содержащейся в нем выбросоопасной пачки газоотдачу пласта увеличивают в 5-7 раз, сроки дегазации сокращают в 3-4 раза; либо при отведенном для дегазации времени увеличивают зону дренирования в 1,5- 1,8 раза.

Искусственные каналы между попарно расположенными скважинами 4 и 4 можно создавать и с помощью гидроимпульсной установки, предпочтительно взрывогидроимпульсной, формирующей мощный импульс. За счет высокого давления жидкости (40-100 МПа) в массиве, содержащем выбросоопасную

0

5

дящие скважины создают искусственные каналы (трещины, полости, щели), которые являются дополнительными поверхностями обнажения пласта (пачки пласта), пересекающими выбросоопасную пачку и способствующими достаточно высокой (40-50%) степени дегазации массива, сокращению срока дегазации пласта.

Гидроимпульсное воздействие на пласт с целью формирования искусственных каналов осуществляют через нижнюю скважину. В этом случае влияние жидкости на снижение фазовой

/Р

4

/// /// /# /// /// //( /// ///1ж,

о

/// jf

44

тг о

7Г$

о

-&

т

ИЗ

/// /// /// /// ///////// /

tt

Фиг.2

// //( /// ///1ж,

о

-&

т

ИЗ

// /// /// ///////// /

/// /// /// /л/ /// ////// У// ///

4i

//////////////////7,

А

/// /// jyjy/// /// ///

Ч

Фае.З

Фиг.

////,