Способ дегазации разрабатываемого угольного пласта Советский патент 1993 года по МПК E21F7/00 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии извлечения газа из угольных пластов.

Цель настоящего изобретения - повышение эффективности дегазации и снижение трудозатрат на дегазацию за счет увеличения газоотдачи в скважины и умень шения числа дегазационных скважин в зоне опорного давления.

Поставленная цель достигается тем, что в способе дегазации разрабатываемого угольного пласта включающем бурение дегазационных скважин в плоскости пласта, герметизацию их устья с последующим подключением к газопроводу, скважины бурят с шагом 35-70 м,но не более 0,7 длины зоны опорного давления, при этом в каждую сква-- жину, приближающуюся к границе зоны опорного давления, закладывают перфорированные трубы с диаметром равным 0.7...0,8 от диаметра скважины, а по мере приближения очистного забоя к скважине на расстояние 3.. .5м перфорированные трубопроводы извлекают. С целью облегчения

извлечения перфорированного трубопровода, перед извлечением в нее закачивают жидкость.

Заявляемый способ позволяет использовать геомеханические процессы в зоне влияния очистных работ, приводящих к ускоренному росту трещин в зоне опорного давления, и, как следствие, к увеличению газоотдачи. Это позволяет увеличить расстояние между скважинами.

Выбор диаметра перфорированных труб осуществлялся из следующих соображений. При увеличении горного давления происходит разрушение законтурного массива скважины, сопровождающееся созданием трещин и интенсивной десорбции газа за счет резкого увеличения площади газо- отдающих поверхностей. Диаметр перфорированных труб равный 0.7...0,8 от диаметра скважин не препятствует разрушению законтурного массива скважины, так как зона упругих деформаций угля при растяжении не превышает нескольких миллиметров, то есть данное значение диаметра перфорироел

с

00

о о о о

ванных труб гарантирует разрушение законтурного массива скважины в зоне опорного давления. Дальнейшее уменьшение диаметра нецелесообразно из-за существенного увеличения газодинамического сопротивления трубопровода.

Увеличение расстояний между скважинами с 5...30 м до значений 35...70 м, но не более 0,7 длины зоны опорного давления обусловлено следующими соображениями. Установлено, что средняя газовая проницаемость уголь+юго пласта в зоне опорного давления увеличивается не менее чем в 5 раз по сравнению с природной газовой проницаемостью. Однако простое увеличение расстояния между скважинами в 5 раз не гарантирует наличие хотя бы одной скважи-. ны в зоне опорного давления, так как изменение зоны опорного давления, по шахтным наблюдениям, составляет порядка 50...100 м. Поэтому расстояние между скважинами не должно превышать размеров зоны опорного давления. А с учетом фактической не- равномерности газовыделений в отдельные скважины, которая характеризуется средним значением коэффициента неравномерности равным 0,7...0,75, расстояние между скважинами выбирают равным 0,7 зоны опорного давления, или 35...70 м. При данном расстоянии между скважинами в любое время гарантировано расположение по крайней мере одной рабочей скважины в Зоне влияния очистных работ (в зоне опорного давления).

Таким образом, согласно заявленного способа, скважины по мере подвигания. очистного забоя оборудуются перфорированными трубопроводами. При попадании данных скважин в зону опорного давления, разрушается их законтурный массив по всей длине и осуществляется заполнение свободного пространна скважин до перфорированных труб углем, однако это не приводит к изоляции перфорационных отверстий и перфорированный трубопровод обеспечит достаточно равномерное всасывание газа по всей длине скважины.

Извлечение трубопровода из скважины при приближении к ней очистного забоя на 3...5 м обусловлено возникновением аэродинамической связи между скважиной и рабочим пространством лавы через трещиноватый угольный пласт, что приводит к снижению концентрации газа в газопроводе. На этом расстоянии газовая проницаемость выше среднего значения на 2..А порядка.

На фиг.1 приведен график изменения нормальных напряжений тсж в угольном целике от расстояния до очистного забоя I; на

фиг.2 - возможное расположение скважин в соответствии с зоной опорного давления и оборудованных перфорированными трубопроводами подключенными к газопроводу; на фиг.З - узел соединения перфорированного трубопровода с газопроводом.

Согласно заявленного способа скважины 1 бурятся в плоскости пласта из штрека

0 2 с шагом 35...70 м, но не более 0,7 зоны опорного давления конкретного угольного пласта. По мере приближения к зоне опорного давления, в скважины 1 закладываются перфорированные трубопроводы 3 диамет5 ром 0,7..,0,8 диаметра скважины, Устья 4 скважин 1 герметизируются и перфорированные трубопроводы 3 подключаются к га- .зопроводу 5,

Количество извлекаемого газа из обру0 шивающейся скважины 1, находящейся в зоне опорного давления, увеличивается, что уменьшает газообильность очистного участ-. ка вплоть до подхода выемочного комбайна на 3...5 м к скважине 1. Для облегчения из5 влечения перфорированной трубы 3 из обрушенной скважины 1 в нее закачивают воду.

Пример. Производственные испытания предлагаемого способа дегазации раз0 рабатываемогоугольного пласта проведены на шахте Краснокутская п.о. Донбассант- рацит.

На очистном участке 26-й северной лавы, отрабатывающей пласт длинными стол5 бами по восстанию, бурились параллельно - одиночные скважины на расстоянии 35...40 м. Предварительно в вентиляционном уклоне по состоянию крепи определялась граница зоны опорного давления, которая

0 составила 50...70 м от лавы. Длина дегазационных скважин составляла 100...120 м.

Перфорированными трубопроводами были оборудованы три ближайшие к лаве скважины. В качестве перфорированных

5 труб использовались стандартные штанги, в которыхбыли просверлены перфорационные отверстия. При приближ - нии лавы к скважинам на расстояние 3 м в перфорированные трубопроводы закачива0 лась вода и трубопроводы извлекались из скважины. Закладка трубопроводов в скважины и их извлечение из скважины осуществлялись с помощью бурового станка. Результаты испытаний заявляемого

5 способа показали, что газоотдача в скважины, находящиеся в зоне опорного давления возросла в среднем на 87%, при этом газообильность очистного участка снизилась на 20%, а срок службы скважин увеличился на 1,5..,2 месяца. Использование предлагаемого способа наиболее эффективно для дегазации высокогазоносных угольных пластов с повышенной зоной опорного давления (свыше 70 м), что позволяет увеличить шаг между скважинами в 2...6 раз (с 5...30.м до 35...70 м), значительно снизить объем дегазационных работ: трудо-и энергозатраты. Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я 1. Способ дегазации разрабатываемого угольного пласта, включающий бурение дегазационных скважин в плоскости пласта, герметизацию их устья с последующим подключением к газопроводу, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности дегазации и снижения трудозатрат на дегазацию за счет увеличения

0

5

газоотдачи в скважины и уменьшения числа дегазационных скважин в зоне опорного давления, скважины бурят с шагом 35-70 м, но не более 0,7 длины зоны опорного давления, при этом в каждую скважину, приближающуюся к границе зоны опорного давления, закладывают перфорированные трубы с диаметром, равным 0,7-0,8 от диаметра скважины, а по мере приближения очистного забоя к скважине на расстояние 3-5 м перфорированные трубопроводы извлекают.

2, Способ по п.1,отличающийся тем, что, с целью облегчения извлечения перфорированного трубопровода, перед извлечением в него закачивают жидкость.

Узел А

Использование: проведение дегазационных работ при разработке угольных пластов. Сущность изобретения: скважины бурят в плоскости пласта с шагом 35...70 м, но не более 0,7 от длины зоны опорного давления, в каждую скважину, приближающуюся к границе зоны опорного давления, закладывают перфорированные трубы с диаметром, равным 0,7...0,8 от диаметра скважины, герметизируют их устья с последующим подключением к газопроводу, а по мере приближения очистного забоя к скважине на расстояние 3...5 м в них закачивают жид- Кость, а перфорированные трубопроводы извлекают. 3 ил.

Фиг. 3