V. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ШАХТ"

РЕКОМЕНДАЦИИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ
ПЛАСТОВ ПОДЗЕМНЫМИ СКВАЖИНАМИ

92. Изложенные ниже методы определения параметров дегазации разрабатываемых угольных пластов рекомендуется использовать при разработке проектов дегазации строящихся (реконструируемых) шахт и при разработке разделов "Дегазация" в документации на ведение горных работ выемочных участков при отработке выемочных полей на действующих шахтах. Допускается на действующих шахтах принимать параметры дегазации в документации на ведение горных работ выемочных участков по аналогии с параметрами дегазации ранее отработанных выемочных участков на этом пласте согласно пункту 460 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт.

Расчетные параметры дегазации разрабатываемых угольных пластов корректируются в процессе бурения скважин и проведения дегазации согласно пункту 459 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт.

На оконтуренном выработками участке пологого или наклонного отрабатываемого на полную мощность пласта расстояние Rc, м, между параллельными очистному забою восстающими или горизонтальными скважинами определяется:

(21)

где:

l'С - полезная длина скважины, м, рассчитывается по формуле:

(22)

(здесь IC - длина скважины, м; lГ - глубина герметизации устья скважины, м);

mД и m - дегазируемая скважинами и полная мощность угольных пачек пласта соответственно (при наличии породного прослоя), м;

g0 - начальное удельное метановыделение в скважину, м3/(м2 * сут);

a - коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из пласта в скважины, сут-1;

- продолжительность дегазации пласта скважинами, сут; устанавливается с учетом показателей газоотдачи пласта;

lОЧ - длина лавы (очистного забоя), м;

- объемная масса угля, т/м3;

- проектный коэффициент предварительной дегазации разрабатываемого пласта, доли единицы;

qПЛ - метановыделение из пласта без его дегазации, м3/т, устанавливается прогнозом по геологоразведочным данным и уточняется для действующих шахт по данным газовых съемок в горных выработках шахты специализированными научными и научно-исследовательскими организациями.

Величина g0 принимается по фактическим данным или рассчитывается по эмпирической формуле:

(23)

где:

X - природная метаноносность угольного пласта, м3/т с. б. м.;

- размерный эмпирический коэффициент, учитывающий мощность угольных пачек пласта и размерность g0, находится из выражения:

(24)

Величина коэффициента a принимается по фактическим данным или определяется по формуле:

(25)

где:

b и c' - эмпирические коэффициенты, значения которых составляют при 25% 0,042 и 8,8 10-4 соответственно, а при > 25% - 0,025 и 3,9 10-4 соответственно;

- выход летучих веществ, %.

Показатели газоотдачи угольных пластов в скважины рекомендуется определять до начала дегазационных работ по материалам газовоздушных съемок, которые проводятся в тупиковых частях подготовительных выработок на подлежащем дегазации выемочном поле, участке.

Значения показателей газоотдачи пласта g0 и a, рассчитанные по формулам (23) и (25), рекомендуется корректировать по мере накопления данных о метановыделении в скважины или группу скважин. Окончательную корректировку показателей газоотдачи пласта рекомендуется производить после завершения очистных работ на дегазируемом участке угольного пласта.

93. Расстояние RК, м, между кустами восстающих или горизонтальных перекрещивающихся скважин (одна скважина пробурена параллельно очистному забою, вторая - ориентированно на забой лавы с углом встречи 30 - 35°), рассчитывается по формуле:

где kИ - коэффициент интенсификации выделения метана в перекрещивающиеся скважины, рассчитывается по формуле:

где - коэффициент крепости угля по М.М. Протодьяконову.

Углы заложения скважин, ориентированных на очистной забой, определяются по формулам, приведенным в таблице N 5.

Углы заложения скважин рекомендуется корректировать в процессе бурения скважин.

Таблица N 5 - Углы заложения ориентированных на очистной забой скважин, пробуренных из участковой выработки

Направление отработки пласта очистным забоем	Угол наклона скважин к горизонту , град	Угол разворота скважин , град
По простиранию, скважины бурят из конвейерной (нижней) выработки	sin = sin sin	ctg = tg cos
По простиранию, скважины бурят из вентиляционной (верхней) выработки	sin = - sin sin	ctg = tg cos
По восстанию	sin = - cos sin	tg = ctg cos
По падению	sin = cos sin	tg = ctg cos

- угол между осью выработки и проекцией скважины на плоскость пласта, град (определяется графически с плана горных работ), - угол падения пласта, град.

94. При слоевой отработке мощных пологих угольных пластов работы по дегазации рекомендуется проводить в лавах верхнего слоя. При этом расстояние между ориентированными на забой лавы скважинами, пробуренными из выработки нижнего слоя или пробуренными на нижний слой из выработки верхнего слоя, рекомендуется принимать равным 2RK.

С таким же интервалом рекомендуется бурить и ориентированные на очистной забой фланговые скважины.

Расстояние RН, м, между параллельно-одиночными пластовыми нисходящими скважинами рекомендуется определять:

с последующей корректировкой.

Расстояние LГ, м, между скважинами гидроразрыва, буримыми из подземных выработок, определяется:

где RГ - радиус действия скважины гидроразрыва, м, рекомендуется определять опытным путем или по рекомендациям научно-исследовательского института (ориентировочно RГ 30 м).

95. Необходимый объем рабочей жидкости QЖ, м3, (воды или воды с добавками) для гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные вкрест простирания пласта из полевых выработок, рекомендуется рассчитывать;

(30)

где:

m - полная мощность угольных пачек пласта, м;

kЗ - коэффициент, учитывающий заполнение угольного массива жидкостью. Рекомендуется определять опытным путем или принимать по таблице N 6.

Таблица N 6 - Значения коэффициента kЗ

При гидроразрыве угольного массива через скважину, пробуренную по разрабатываемому пласту, объем рабочей жидкости , м3, определяется по формуле:

(31)

где - полезная длина скважины гидроразрыва, м.

Минимальное давление жидкости PГ, МПа, при котором происходит гидроразрыв угольного пласта через подземные скважины (опыт, полученный при гидроразрыве угольных пластов в Карагандинском угольном бассейне), определяется:

где H - глубина горных работ (залегания угольного пласта) от земной поверхности, м.

Выбор оборудования для проведения гидроразрыва пласта рекомендуется производить исходя из величины PГ, определенной по формуле (32).

Расчетное время tГ, ч, работы насоса рассчитывается как отношение требуемого количества жидкости по формулам (30) и (31) к темпу ее закачки, принимаемому равным производительности насоса:

где qН - темп нагнетания жидкости в пласт угля, м3/ч.

Расстояние между пластовыми скважинами при бурении в зонах подземного гидроразрыва, рассчитывается:

(34)

где - коэффициент интенсификации газовыделения в скважины предварительной дегазации, пробуренные в зонах гидроразрыва пласта, рекомендуется определять по таблице N 7.

96. Параметры скважин при дегазации крутых и крутонаклонных угольных пластов рекомендуется устанавливать с учетом геометрических размеров подготовленных (или подготавливаемых) к отработке выемочных столбов и указаний по расположению скважин.

Таблица N 7 - Значения коэффициента

Продолжительность предварительной дегазации угольных пластов, сут	Величина коэффициента
120	1,9
180	1,8
270	1,7
360	1,6
450	1,5

РЕКОМЕНДАЦИИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПАРАМЕТРОВ
АКТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕРАЗГРУЖЕННЫЕ УГОЛЬНЫЕ
ПЛАСТЫ ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННЫЕ С ПОВЕРХНОСТИ
ПРИ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ

97. Эффективный радиус RЭ м, активного воздействия на не разгруженный от горного давления угольный пласт с целью его гидрорасчленения, определяется по формуле:

(35)

где R1 и R2 - большая и малая полуоси эллипса зоны гидрорасчленения угольного пласта, м, соответственно.

Эллипсы зоны гидрорасчленения ориентированы большой полуосью в направлении главной системы естественных трещин, причем:

При заблаговременной дегазации величину RЭ, рекомендуется принимать равной 120 - 140 м в зависимости от раскройки шахтного поля и направления основной системы трещиноватости пласта.

98. Скважины, предназначенные для гидрорасчленения, рекомендуется располагать таким образом, чтобы:

отсутствовали необработанные участки пласта при минимальном количестве скважин;

перекрывались зоны воздействия от смежных скважин;

скважины, пересекая пласт угля, находились на расстоянии 30 - 40 м от запланированных на выемочном поле выработок.

99. Объем , м3 рабочей жидкости для закачки в пласт определяется:

(37)

где:

KЖ - коэффициент, учитывающий потери жидкости на фильтрацию и нарушенность пласта на обрабатываемом участке. Рекомендуется принимать равным 1,1 - 1,6;

RЭ - эффективный радиус воздействия (гидрорасчленения пласта), м;

m - мощность пласта, м;

nЭ - эффективная пористость угольного пласта, доли единицы.

100. Необходимый объем товарной соляной кислоты QКТ, Т рассчитывается:

(38)

где:

- плотность угля, т/м3;

CК - содержание карбонатов в фильтрующих каналах, доли единицы;

qУД - удельный расход 100% соляной кислоты на 1 т карбонатов, принимается равным 0,73 т/т;

CК.Т - концентрация товарной кислоты (CКТ = 26%);

- коэффициент, учитывающий сорбцию и скорость реакции соляной кислоты с карбонатами ( = 0,02);

kИ.Н - коэффициент, учитывающий интерференцию скважин и неравномерность обработки массива (kИ.Н = 0,8).

101. Объем кислотного раствора QК.Р, м3, с рабочей концентрацией CР, равной 4%, составляет:

(39)

где - плотность соляной кислоты, принимается равной 1,1 т/м3.

102. Кислотный раствор объемом QК.Р рекомендуется закачивать порциями 180 м3, между которыми подаются порции воды или раствора ПАВ.

Рабочий темп qР, м3/с, закачки ПАВ и воды определяется:

(40)

где Q' = QЖ - QК.Р - 200, м3.

103. Ожидаемое давление PУС, МПа, на устье скважины при рабочем темпе нагнетания жидкости определяется:

(41)

где H - глубина залегания пласта, м.

104. Суммарный объем QП.Г.В, м3, нагнетаемых при пневмовоздействии рабочих агентов, рекомендуется приводить к условию:

(42)

Объем рабочих агентов определяется:

(43)

где QГ.О, QР.Ж - объем газообразного и жидкого рабочего агента при давлении нагнетания соответственно, м3.

105. Общий объем QР.Ж, м3, закачиваемой рабочей жидкости при пневмогидровоздействии:

(44)

где:

PЗ.В - давление закачки газообразного агента, МПа;

P0 - атмосферное давление, МПа;

Z - коэффициент сжимаемости газа. Рекомендуется принимать по таблицам в зависимости от давления нагнетания.

106. Рабочий темп закачки qР, м3/с, жидкости в последнем цикле, обеспечивающий необходимый радиус обработки, определяется:

(45)

107. Для каждого цикла в соответствии с радиусом обработки и объемами закачки определяется насыщенность пласта рабочими агентами, на основе которой корректируется величина эффективной пористости.

108. При проведении пневмовоздействия объем закачиваемого в массив газообразного рабочего агента V, м3, при условии заполнения всего фильтрующего объема в зоне обработки определяется:

(46)

где:

m - мощность пласта (угольных пачек пласта), м;

nФ - фильтрующая пористость пласта по газу, доли единицы;

PСР - среднее давление газообразной среды, МПа:

(47)

(здесь PЗ.В и PПЛ - давление закачки газообразного агента (воздуха), МПа; давление газа в пласте, МПа);

TВ - температура нагнетаемого воздуха, °C;

T0 - природная температура пласта, °C;

TПЛ - температура пласта после нагнетания воздуха, °C:

(48)

где:

- прирост температуры пласта в результате нагнетания воздуха, °C. При отсутствии данных о температуре пласта после пневмовоздействия его температура принимается TПЛ = T0)

K1 - суммарный коэффициент потерь воздуха (1,2 - 1,8).

109. Суммарный объем извлекаемого газа q' зависящий от газоносности обрабатываемого пласта и времени эксплуатации скважин, определяется по формуле:

(49)

где:

a', b' - коэффициенты, значения которых приведены в таблице N 8;

tГ - время освоения и эксплуатации скважин гидрорасчленения, то есть срок дегазации (tГ > 3 лет);

k0 - коэффициент приведения, k0 = 1 год.

Таблица N 8 - Значения коэффициентов a' и b'

Значения коэффициентов a' и b' внутри интервалов определяются интерполяцией.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПАРАМЕТРОВ
АКТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕРАЗГРУЖЕННЫЕ УГОЛЬНЫЕ ПЛАСТЫ
ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННЫЕ С ПОВЕРХНОСТИ ПРИ ДЕГАЗАЦИИ
ВЫЕМОЧНЫХ УЧАСТКОВ

110. При предварительной дегазации оконтуренных или подготавливаемых к отработке выемочных участков с последующим после гидрорасчленения бурением пластовых скважин скважины гидрорасчленения рекомендуется располагать по середине выемочного столба.

Величина , м, в этом случае определяется:

(50)

а расстояние R', м, от монтажной камеры до первой скважины гидрорасчленения:

где lОЧ - длина лавы, м.

111. Расстояние RЭ", м, между последующими скважинами гидрорасчленения, располагаемыми вдоль столба, рассчитывается:

(52)

где KТ - коэффициент, равный 0,9 - 1,3.

Расстояние RЭ" принимается с учетом перекрытия зон воздействия соседних скважин и направления основной трещиноватости пласта.

112. Объем закачиваемой рабочей жидкости в пласт на выемочном участке определяется по формуле (37).

113. Рабочий темп qЗ м3/с, закачки растворов ПАВ или воды на участке определяется по формуле:

(53)

где QЦ - объем закачки жидкости за цикл, м3.

114. Расстояние R, м, между пластовыми скважинами в зонах гидрорасчленения рассчитывается по формуле:

(53.1)

где:

RС - расстояние между пластовыми дегазационными скважинами без применения средств интенсификации газоотдачи угольных пластов. Рекомендуется определять опытным путем или по формуле (21);

- коэффициент интенсификации газоотдачи пластовых скважин, величина коэффициента устанавливается опытным путем.

Ориентировочные его значения могут быть приняты в пределах 1,5 - 3.

115. Параметры воздействия на углевмещающую толщу пород определяются для каждого пласта в свите в зависимости от горно-геологических и горнотехнических условий залегания и разработки угольных пластов.