I. ИНСТРУКЦИЯ ПО ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ШАХТ

1. Изложенные ниже методы определения параметров дегазации разрабатываемых угольных пластов используются при разработке проектов дегазации строящихся (реконструируемых) угольных шахт и при разработке разделов "Дегазация" в паспортах выемочных участков при отработке выемочных полей на действующих шахтах. Допускается на действующих шахтах принимать параметры дегазации в паспортах выемочных участков по аналогии с параметрами дегазации ранее отработанных выемочных участков на этом пласте.

Расчетные параметры дегазации разрабатываемых угольных пластов корректируются в процессе бурения скважин и проведения дегазации.

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

, (10)

где - полезная длина скважины, м, рассчитывается по формуле

(11)

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

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

- начальное удельное метановыделение в скважину, м3/(м2·сут.);

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

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

- длина лавы (очистного забоя), м;

- объемная масса угля, т/м3;

- проектный коэффициент предварительной дегазации разрабатываемого пласта, доли единицы;

- 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 принимается по фактическим данным или рассчитывается по эмпирической формуле

, (12)

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

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

. (13)

Величина коэффициента a принимается по фактическим данным или определяется по формуле

, (14)

где b и c' - эмпирические коэффициенты, значения которых составляют при и соответственно, а при и соответственно;

- выход летучих веществ, %.

Показатели газоотдачи угольных пластов в скважины определяются 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 и a, рассчитанные по формулам (12) и (14), корректируются по мере накопления данных о метановыделении в скважины или группу скважин. После завершения очистных работ на дегазируемом участке угольного пласта проводится их окончательная корректировка.

2. Расстояние , 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

, (15)

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

, (16)

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

Углы заложения скважин, ориентированных на очистной забой, определяются по формулам, приведенным в таблице N 4.

Углы заложения скважин корректируются в процессе бурения скважин.

Таблица N 4

Углы заложения ориентированных на очистной забой скважин,
пробуренных из участковой выработки

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

3. При слоевой отработке мощных пологих угольных пластов работы по дегазации проводятся 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, принимается равным .

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

Расстояние , м, между параллельно-одиночными пластовыми нисходящими скважинами определяется:

, (17)

с последующей корректировкой.

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

, (18)

где - радиус действия скважины гидроразрыва, м. Определяется опытным путем или по рекомендациям НИИ (ориентировочно 30 м).

4. Необходимый объем рабочей жидкости , м3, (воды или воды с добавками) для гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные вкрест простирания пласта из полевых выработок, рассчитывается:

, (19)

где m - полная мощность угольных пачек пласта, м;

- коэффициент, учитывающий заполнение угольного массива жидкостью. Определяется опытным путем или принимается по таблице N 5.

Таблица N 5

Значения коэффициента

┌──────────────────────┬────────────────────────┬─────────────────────────┐
│     Пласты угля      │         Мощные         │    Средней мощности     │
├──────────────────────┼────────────────────────┼─────────────────────────┤
│    Коэффициент k     │    0,0007 - 0,0010     │     0,0012 - 0,0017     │
│                 з    │                        │                         │
└──────────────────────┴────────────────────────┴─────────────────────────┘

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

, (20)

где - полезная длина скважины гидроразрыва, м.

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

, (21)

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

Оборудование для проведения гидроразрыва пласта должно обеспечивать давление нагнетаемой жидкости не менее величины , определенной по формуле (21).

Расчетное время , ч, работы насоса рассчитывается как отношение требуемого количества жидкости по формулам (19) и (20) к темпу ее закачки, принимаемому равным производительности насоса:

, (22)

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

5. Расстояние между пластовыми скважинами, буримыми в зонах подземного гидроразрыва, рассчитывается:

, (23)

где - коэффициент интенсификации газовыделения в скважины предварительной дегазации, пробуренные в зонах гидроразрыва пласта (таблица N 6).

Таблица N 6

Значения коэффициента

┌───────────────────────────────────────────┬─────────────────────────────┐
│Продолжительность предварительной дегазации│                          г  │
│           угольных пластов, сут.          │  Величина коэффициента К    │
│                                           │                         и   │
├───────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│                   120                     │             1,9             │
│                   180                     │             1,8             │
│                   270                     │             1,7             │
│                   360                     │             1,6             │
│                   450                     │             1,5             │
└───────────────────────────────────────────┴─────────────────────────────┘

6. Параметры скважин при дегазации крутых и крутонаклонных угольных пластов устанавливаются с учетом геометрических размеров подготовленных (или подготавливаемых) к отработке выемочных столбов и указаний по расположению скважин в соответствии с приложением N 11 к настоящей Инструкции.