Приложение N 5. Определение параметров дегазации разрабатываемых угольных пластов

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, ;

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, ;

- проектный коэффициент предварительной дегазации разрабатываемого пласта, доли единицы;

- метановыделение из пласта без его дегазации, , 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, ;

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

. (13)

Величина коэффициента а принимается по фактическим данным или определяется по формуле

, (14)

где b и - эмпирические коэффициенты, значения которых составляют при 0,042 и соответственно, а при - 0,025 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. - угол между осью выработки и проекцией скважины на плоскость пласта, град/ (определяется графически с плана горных работ); - 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  м).

4. Необходимый объем рабочей жидкости , , (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

При гидроразрыве угольного массива через скважину, пробуренную по разрабатываемому пласту, объем рабочей жидкости , , 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, .

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

6. Параметры скважин при дегазации крутых и крутонаклоных 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.

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

, (24)

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

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

(25)

8. При заблаговременной дегазации величина принимается равной 120-140 м в зависимости от раскройки шахтного поля и направления основной системы трещиноватости пласта.

9. Скважины, предназначенные для гидрорасчленения, располагаются 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.

10. Объем ()рабочей жидкости для закачки в пласт определятся:

(26)

где - коэффициент, учитывающий потери жидкости на фильтрацию и нарушенность пласта на обрабатываемом участке. Принимается равным 1,1-1,6;

- эффективный радиус воздействия (гидрорасчленения пласта), м;

m - мощность пласта, м;

- эффективная пористость угольного пласта, доли единицы.

11. Необходимый объем товарной соляной кислоты , т, рассчитывается:

, (27)

где - плотность угля, ;

- содержание карбонатов в фильтрующих каналах, доли единицы;

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

- концентрация товарной кислоты (%);

- коэффициент, учитывающий сорбцию и скорость реакции соляной кислоты с карбонатами ;

- коэффициент, учитывающий интерференцию скважин и неравномерность обработки массива .

12. Объем кислотного раствора , , с рабочей концентрацией , равной 4%, составляет:

(28)

где - плотность соляной кислоты, принимается равной 1,1 .

13. Кислотный раствор объемом закачивается порциями 180 , между которыми подаются порции воды или раствора ПАВ.

Рабочий темп , , закачки ПАВ и воды определяется:

, (29)

где , .

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

, (30)

где Н - глубина залегания пласта, м.

15. При циклическом пневмогидровоздействии темп и объем закачки рабочих агентов в каждом последующем цикле на 15-20% выше предыдущего. Число циклов определяется числом трещин (принимается по рекомендациям геологов).

16. Суммарный объем , , нагнетаемых при пневмовоздействии рабочих агентов должен удовлетворять условию

. (31)

Объем рабочих агентов определяется:

, (32)

где - объем газообразного и жидкого рабочего агента при давлении нагнетания соответственно, .

31. Общий объем , , закачиваемой рабочей жидкости при пневмогидровоздействии:

, (33)

где - давление закачки газообразного агента, МПа;

- атмосферное давление, МПа;

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

32. Рабочий темп закачки , , жидкости в последнем цикле, обеспечивающий необходимый радиус обработки, определяется:

. (34)

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

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

, (35)

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

- фильтрующая пористость пласта по газу, доли единицы;

- среднее давление газообразной среды, МПа

, (36)

здесь - давление закачки газообразного агента (воздуха), МПа;

- давление газа в пласте, МПа;

- температура нагнетаемого воздуха, °С;

- природная температура пласта, °С;

- температура пласта после нагнетания воздуха, °С;

, (35)

здесь - прирост температуры пласта в результате нагнетания воздуха, °С. При отсутствии данных о температуре пласта после пневмовоз действия его температура принимается );

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

35. Суммарный объем извлекаемого газа , зависящий от газоносности обрабатываемого пласта и времени эксплуатации скважин, определяется по формуле

, (36)

где - коэффициенты, значения которых приведены в таблице N 7;

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

- коэффициент приведения, год.

Таблица N 7

Значения коэффициентов и

Значения коэффициентов и внутри интервалов определяются интерполяцией.

При дегазации выемочных участков