Способ дегазации газоносных и пожароопасных пластов Советский патент 1992 года по МПК E21F7/00 

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации выбросоопасных и газоносных пластов, в том числе и склонных к самовозгоранию.

Известен способ дегазации угленосной толщи скважинами, пробуренными с поверхности, включающий бурение скважин с земной поверхности, цементацию устья, обсадку стальными трубами.

Основным недостатком способа является высокий уровень трудовых и материальных затрат на обсадку скважин стальными трубами и цементацию затрубного пространства, за счет чего достигается эффективность дегазации. Необходимо заметить, что стальные обсадные трубы в абсолютном большинстве случаев оказываются потерянными, а отклонение забоя скважин от проектных значений достигает 50-80 м, что также снижает эффективность дегазации. Способ изложен, например, во Временной инструкции по выбору параметров схемы

дегазации скважинами с земной поверхности при отработке пологих угольных пластов в Карагандинском бассейне, Алма-Ата, ИГДАН Каз.ССР, 26с.

Известен способ дегазации газоносных угольных пластов скважинами из подземных выработок, включающий бурение дегазационных скважин, герметизацию их механическими герметизаторами, подключение к вакуумному газопроводу и извлечение таким образом метана (см. Руководство по дегазации угольных пластов, М., Недра, 1975, с;132-167).

Способ принят за прототип.

Способ недостаточно эффективен вследствии потерь депрессии, из-за прите- чек воздуха и низкой концентрации метана в газовой смеси.

Цель изобретения - повышение эффективности дегазации и безопасности за счет снижения потерь депрессии, исключения притечек воздуха через пожароопасный

(Л

С

CJ

ю о

пласт и увеличение объемов концентрации метана в газовой смеси.

Указанная цель достигается тем, что скважину бурят в два этапа, причем на первом этапе бурение осуществляют на глубину не меньше семикратной ширины выработки, определяют максимальную гигроскопическую влажность угля и пород массива, герметизируют скважину и нагнетают в нее гелеобразующий состав из жидкого стекла и хлористого аммония в объеме, который определяют из соотношения: ,44 Tfd2 b W, где b - ширина выработки, м; d- диаметр скважины; W - максимальная гигроскопическая влажность угля и пород массива, %, а после коагуляции состава скважину добуривают до проектной длины.

На фиг.1 и 2 изображена схема осуществления способа.

Из подготовительной выработки 1 сечением 9-12 м2 на угольный пласт 2 бурят каким-либо известным станком, например СБГ-1М, дегазационные скважины 3. Когда забой скважины удаляется от стенки выработки на расстояние 7Ь, где b - ширина выработки, обычно 3-5м , т.е. 21-25 м, бурение приостанавливают и определяют максимальную гигроскопическую влажность W. Для этого набирают в металлические или стеклянные бюксы 3-6 проб по 10 г крупностью 0,25 мм. Пробы угля полностью высу- шивают при 140-150°С. Затем их одновременно при открытых крышках помещают в один эксикатор с 10%-ным раствором соляной кислоты и закрывают его. В закрытом эксикаторе относительная влажность 95-98%. Через 5-6 ч бюксы вынимают и взвешивают. По разности масс высушенных и насыщенных влагой проб определяют максимальную влажность как среднее из нескольких проб. Затем определяют объем закачки гелеобразующего состава по формуле ,44 b W, м3 и начинают нагнетать его.

В скважину вводят обсадную трубу, герметизируют ее с помощью герметизаторов, например ГВ-2 или ГАС-45, и нагнетают в затрубное пространство гелеобразующие составы, которые заполняют мелкие фильтрующие каналы 4 и даже ничтожно малые трещины, макропоры и субмакропоры 4. Гелеобразующие составы образуют в процессе смешивания жидкое стекло, сульфат аммония (хлористый аммоний) или бикарбонат натрия и воду. Время коагуляции и гелеобразующего состава может изменяться в широких пределах и регулируется соотношением и концентрацией в ней реагентов.

Нагнетание осуществляют до закачки, гелеобразующего состава в объемах, предусмотренных вышеприведенной формулой. После этого прекращают нагнетание, демонтируют герметизаторы и состав обсадных труб и продолжают бурение скважины до проектного положения. Затем герметизируют ее механическим герметизатором 5, например типа МГ-4, и подключают к вакуумному трубопроводу 6.,Существенность отличительных признаков основана прежде всего на следующих геомеханических положениях и технологических операциях, которые в отдельности известны и осуществимы,

Необходимость герметизации стенок скважины обусловлена тем, что существующие механические герметизаторы герметизируют скважину внутри зоны трещиноватости, образующейся вокруг выработки. Это приводит к притечкам воздуха в дегазационную вакуумную сеть из выработки. Так, например, герметизацию герметизатором М Г осуществляют на глубину 6 м, средняя эффективность загерметизированных таким образом скважин в Карагандинском бассейне 15% и менее.

Объем закачки гелеобразующих составов определяют следующим образом. При этом объем скважины не вычитают, т.к. иначе невозможно осуществить равномерную закачку по длине скважины.

.пор X W,

где Уцил.пор. - объем пород упруго-пластической зоны длиной 7Ь

V 7b jr-(2,5d),

где W - максимальная гигроскопическая влажность, характеризующая величину суб- макро- и макропор и трещин, W 4% для газоносных выбросоопасных пластов (см.

Акиньшин Б.Т. Методические указания по прогнозированию динамических явлений на угольных пластах по их фазово-физиче- ским свойствам, Л.: 1981, с.5-7 прилож. 2 или Инструкцию по безопасному ведению

горных работ на шахтах, разрабатывающих пласты, склонные к горным ударам, Л.: 1988, с.41)

V 43,75d2 b п () 0,44 х

xd2 -Ъ -W -3,14 1,4 d2 b -W

Способ поясняется примером из практики работы шахты Абайсеая ПО Караган- дауголь.

При дегазации пласта Кп скважины бу- рили диаметром 100 мм станком СГБ-1м из откаточного штрека сечением 12 м2, шириной 5 м.

Достигнув удаления от стенки выработки на 35 м бурение прекратили, ста штанг загерметизировали герметизатором ГВ-2 и

вместо промывочной жидкости по ставу полых штанг стали нагнетать смесь жидкого стекла с сульфатом аммония в качестве ге- леообразующего состава. Нагнетание осуществляли насосом 1 в 20/10 - 16/10 из смесительных блоков 0,7-1 м . Перед этим отобрали образцы угля., просеяли их через сито с ячейкой 0,25 мм, шесть образцов поместили в стеклянные бюксы. Взвесили таким образом, чтобы масса в каждой бюксе составила 10 г. Затем пробы высушили при 140°С, снова взвесили и поместили в эксикатор с 10%-ным раствором соляной кислоты. Максимальную гигроскопическую влажность определили как

.средн.

9.8 + 9,7 + 9.8 + 9,5 + 9.7 + 9.9 „ -,„

gУ, М Г

Л/нас.вл. 10.1 + 10,0 + 10.2 + 10.1 + 10.3 + 10.2

6

10,15 г, из чего

.Bfl.-Wcyx 10,15-9,,42, т.е. ,42:10 4,2%из чего объем закачки гелеобразующего состава составил

,44xO,01x5x4,,09 м3х ,3 м3 Объем закачки составил 0,3 м3, после чего герметизатор сняли и продолжили бурение скважин до проектной длины 150 м. Затем скважину загерметизировали механическим герметизатором МГ-2 и подключили к дегазационному вакуумному газопроводу.

После подключения скважины к вакуумному газопроводу концентрация метана увеличилась с 27 с 72 %, что позволило каап- тированный метан использовать в шахтной котельной, а увеличение расходов составило 10%.

Формула изобретения Способ дегазации газоносных и пожароопасных пластов, включающий бурение 0 дегазационных скважин из горных выработок на источник метановыделения, гермети- зацию скважин механическими герметизаторами, подключение к вакуумному газопроводу и извлечение газа, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности дегазации и безопасности за счет снижения потерь депресии, исключения притечек воздуха через пожароопасный пласт и увеличения объемов и концентрации метана в газовой смеси, скважину бурят в два этапа, причем на первом этапе бурение осуществляют на глубину не меньше семикратной ширины выработки, определяют максимальную гигроскопическую влажность угля и пород массива, герметизируют скважину и нагнетают в нее гелеобразующий состав из жидкого стекла и хлористого аммония в объеме, который определяют из соотношения:

,44 я d2 b W. где b - ширина выработки, м; d - диаметр скважины, м; W- максимальная гигроскопическая влажность угля и пород массива, %, а после коагуляции состава скважину добу- ривают до проектной длины.

5

0

5

0

5

Использование: дегазация газоносных угольных пластов. Сущность изобретения: из горных выработок бурят в два этапа скважины. На первом этапе бурение осуществляют на глубину не меньше семикратной ширины выработки. Герметизируют скважину и нагнетают в нее гелеобразующий состав из жидкого стекла и хлористого аммония. Объем гелеобразующего состава определяют из соотношения: ,44-jr d2 b W, где b - ширина выработки, м; d - диаметр скважины, м; W - максимальная гигроскопическая влажность пород и массива, %. После коагуляции состава скважину добуривают до проектной длины.