Приложение N 4. Дегазация неразгруженных угольных пластов

1. При проведении вертикальных выработок (стволов, шурфов, гезенков) дегазация угольных пластов и пород осуществляется скважинами, пробуренными с поверхности или из камер (рисунок 1). Скважины располагаются параллельно выработке на расстоянии 2,5-3 м от ее стенок. Расстояние между забоями скважин составляет 4-5 м. Величина неснижаемого опережения скважинами забоя выработки принимается не менее 10 м. Газоносный угольный пласт или слой газосодержащей породы перебуривается полностью.

2. При проведении квершлагов дегазация газосодержащего пласта осуществляется скважинами, пробуренными из забоя или из камер (рисунок 2). Бурение скважин начинают до подхода забоя квершлага к угольному пласту или газосодержащему слою породы не ближе 5 м.

Направление бурения и количество скважин выбираются так, чтобы скважины пересекали газоносный слой пород или пластов угля по окружности, диаметр которой равен удвоенной ширине выработки.

3. При проведении полевых выработок вблизи газоносных угольных пластов скважины на них бурят с опережением забоя выработки. Бурение и оборудование скважин должно быть завершено до начала разгрузки сближенных пластов. Расстояние между скважинами, пробуренными на подрабатываемый пласт, составляет 20-25 м, на надрабатываемый - 10-15 м.

4. Для снижения газообильности выработок, проводимых по угольным пластам, применяется предварительная дегазация пластов или текущая дегазация угольного массива вблизи проводимой выработки.

Предварительная дегазация угольного пласта проводится до начала проходческих работ по схемам, приведенным на рисунках 3 и 4. Срок каптажа газа устанавливается условием достижения проектного коэффициента дегазации с учетом показателей газоотдачи пласта в скважины: интенсивности начального удельного метановыделения , темпа снижения во времени начального удельного метановыделения (а). На пластах с низкой газоотдачей срок каптажа газа принимается не менее 6 и 12 месяцев соответственно для восстающих (горизонтальных) и нисходящих скважин, буримых за контур будущих подготовительных выработок.

В целях сокращения сроков предварительной дегазации пласта проводится гидроразрыв угольного массива с целью повышения его газопроницаемости.

Дегазация угольного массива вблизи проводимой выработки осуществляется с помощью барьерных или забойных и барьерных скважин.

На пластах с высокой газоносностью, когда одной схемой дегазации не удается снизить газообильность проводимой выработки, применяется сочетание (комбинация) нескольких схем дегазации.

5. Дегазация угольного массива вблизи проводимой выработки осуществляется с помощью барьерных или забойных и барьерных скважин (рисунки 5 и 6).

Барьерные скважины бурятся из камер под углом 3-5° к оси выработки.

Длина скважин до 100-150 м. Расстояние между камерами на 15-20 м меньше длины скважин, устья скважин располагаются на расстоянии 2-2,5 м от стенки выработки. Число и расположение барьерных скважин принимаются по таблице N 1.

При проведении парных выработок с опережением одного из забоев и шириной целика между ними менее 15 м бурение барьерных скважин с обеих сторон выработки проводится только для опережающего забоя. Бурение скважин в боковой стенке отстающей выработки со стороны межштрекового целика при его ширине более 15 м определяется паспортом проведения выработки.

Таблица N 1

Число и расположение барьерных скважин

Ранее пробуренные барьерные скважины, расположенные на расстоянии более 100 м от забоя выработки, отключаются от дегазационной сети по решению технического руководителя (главного инженера) шахты.

6. Для снижения подсосов воздуха и повышения концентрации метана в каптируемой смеси применяется схема барьерной дегазации массива угля с использованием перекрещивающихся скважин (рисунок 5, б).

При данной схеме дегазации применяется следующий порядок отключения скважин: первыми отключаются от дегазационного трубопровода непродуктивные скважины I серии и оставляют под вакуумом только короткие скважины серии II.

7. При расположении полевой выработки не далее 30 м от крутого пласта дегазация осуществляется скважинами, пробуренными вкрест простирания пласта (рисунок 7). Скважины бурятся из полевого штрека таким образом, чтобы один ряд скважин располагался на 2-4 м выше будущей выработки, а другой ряд скважин - вблизи оси выработки.

8. Для повышения эффективности дегазации проводится гидроразрыв угольного пласта.

Жидкость в пласт подается через скважину в статическом режиме либо проводится поинтервальный разрыв пласта. Условия применения, способы и параметры гидроразрыва устанавливаются в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских институтов.

При проходке выработок гидроразрыв пласта осуществляется через скважины, пробуренные из забоя проводимой выработки, до бурения барьерных скважин.

9. При проведении выработок вблизи геологических нарушений или при пересечении последних скважины бурят из камер заблаговременно за 30-40 м до подхода забоя выработки к нарушению. Скважины должны пересекать зону геологического нарушения как внутри контура будущей выработки, так и на расстоянии двух-трех ее диаметров от оси выработки.

10. Максимально достижимая эффективность различных способов дегазации при проведении выработок по угольным пластам приведена в таблице N 2, а определение параметров - в приложении N 5 к настоящей Инструкции.

Таблица N 2

Максимально достижимая эффективность дегазации угольных пластов при проведении выработок

Примечание. При невозможности обеспечения концентрации метана в газовоздушной смеси в дегазационном трубопроводе более 25% допускается снижение минимальной величины разряжения в дегазационных скважинах.

11. Дегазация разрабатываемых угольных пластов осуществляется скважинами, пробуренными из подготовительных выработок.

Дегазационные скважины бурятся в плоскости пласта по восстанию, простиранию, падению или под углом к линии простирания (параллельно линии очистного забоя, веером или перекрестно). Скважины бурятся вкрест системы кливажных трещин.

На шахтах, разрабатывающих крутые угольные пласты, бурение скважин производится через породную толщу вкрест простирания пласта.

12. Бурение дегазационных скважин на выемочном поле производится при проведении подготовительной выработки и/или после окончания ее проведения. Схемами дегазации предусматривается бурение скважин как в контуре выемочного участка, так и за его контуром. При бурении скважин за контур выемочного участка осуществляется дегазация участка пласта, по которому будет проводиться подготовительная выработка, оконтуривающая участок (рисунок 3).

13. На оконтуренных выработками выемочных участках скважины не добуриваются до противоположной выработки на 10-15 м.

14. Скважины, пробуренные в плоскости пласта, герметизируются на 6-10 м, а пробуренные вкрест пласта - на 3-5 м. При выполнении герметизации учитывается состояние массива горных пород у устьев скважин.

15. При использовании буровой техники, позволяющей бурить сверхдлинные скважины, дегазация пласта проводится по схеме, которая показана на рисунке 8. В остальных случаях применяются схемы, показанные на рисунках 9-12.

16. На пластах, склонных к внезапным выбросам угля и газа, применяется схемы дегазации пласта с использованием перекрещивающихся скважин (рисунки 3, а, 8-11, 13).

17. При слоевой отработке высокогазоносных и выбросоопасных мощных пологих пластов применяются схемы дегазации, изображенные на рисунках 13, 14. При схеме, приведенной на рисунке 13, восстающие перекрещивающиеся скважины бурятся из конвейерного штрека, пройденного по верхнему слою, и дополнительно к ним бурятся восстающие ориентированные на очистной забой скважины по нижнему слою. При схеме, приведенной на рисунке 14, из конвейерного штрека бурятся восстающие перекрещивающиеся скважины по верхнему слою и восстающие скважины на нижний слой.

18. Дегазация крутых пластов осуществляется скважинами, пробуренными веером в плоскости разрабатываемого пласта (рисунок 15), веером вкрест пласта (рисунок 16). В первом случае (рисунок 15) опорными точками геометрического расположения забоев дегазационных скважин являются вентиляционные квершлаги и линии, разделяющие очистной забой пополам и длину столба (высоту этажа) на части, равные 1/3 и 2/3, а во втором (рисунок 16) - линии, разделяющие высоту этажа пополам и на части, равные 1/3 и 2/3.

19. На пологих и наклонных пластах при отсутствии технической возможности пробурить скважины на всю ширину столба применяются схемы дегазации, предусматривающие бурение скважин из двух подготовительных выработок. При данной схеме дегазации скважины располагаются таким образом, чтобы их забойные части перекрещивались (рисунок 12).

20. Срок каптажа газа устанавливается условием достижения проектного коэффициента дегазации с учетом показателей газоотдачи пласта в скважины: интенсивности начального удельного метановыделения , темпа снижения во времени начального удельного метановыделения (а). На пластах с низкой газоотдачей срок каптажа газа принимается не менее 6 и 12 месяцев соответственно для восстающих (горизонтальных) и нисходящих скважин.

При осушении нисходящих скважин путем перетока воды в восходящие скважины срок предварительной дегазации пласта принимается равным 6 месяцев.

Расстояние между дегазационными скважинами определяется паспортом выемочного участка с учетом условий и сроков проведения предварительной дегазации.

21. Для повышения эффективности дегазации разрабатываемых пластов подземными скважинами применяются способы интенсификации газоотдачи угольного массива путем предварительного гидроразрыва (гидрорасчленения) пласта через скважины (пункт 8).

22. Максимально достижимые значения эффективности предварительной дегазации разрабатываемых пластов на участках ведения очистных работ приведены в таблице N 3.

Таблица N 3

Максимально достижимая эффективность предварительной дегазации разрабатываемых пластов на выемочных участках

______________________________

* Числитель - для восстающих или горизонтальных скважин; знаменатель - для нисходящих скважин.

Примечание. При невозможности обеспечения концентрации метана в газовоздушной смеси в дегазационном трубопроводе более 25% допускается снижение минимальной величины разряжения в дегазационных скважинах.

23. Дегазация с предварительным гидроразрывом пластов применяется с целью повышения ее эффективности и сокращения сроков дегазации.

24. Подземные скважины гидроразрыва бурятся по двум основным схемам: из полевых выработок - при полевой подготовке (рисунок 17), по разрабатываемому пласту - при пластовой подготовке (рисунок 18). Скважины для гидроразрыва бурятся восстающими, нисходящими или горизонтальными.

В выработках, пройденных с подрывкой почвы пласта, скважины гидроразрыва бурятся на пласт с таким расчетом, чтобы устье скважины находилось в породах почвы.

25. Забои скважин, пробуренных из полевых выработок, должны находиться в средней части дегазируемого участка, считая по длине лавы.

Обсадную трубу герметизируют до почвы обрабатываемого пласта.

26. Длина скважин, пробуренных по пласту, принимается на 30-40 м меньше длины лавы для проведения дегазации только очистных выработок и на 10-20 м меньше длины лавы для проведения дегазации очистных и подготовительных выработок.

27. Гидроразрыв пласта осуществляется водой из шахтного водопровода, нагнетаемой под давлением не менее 15-20 МПа. Темп закачки не менее 30-40 .

28. Параметры гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные из горных выработок, определяются опытным путем.

Глубина герметизации пластовых скважин гидроразрыва принимается не менее половины расстояния между ними.

Условия применения и параметры гидроразрыва пластов согласуются с научно-исследовательской организацией, разработавшей способ.

29. Подготовка и проведение гидроразрыва из выработок включают:

измерение дебита метана из скважин до гидроразрыва пласта;

опробование насоса и электродвигателя до подключения к скважине (без нагрузки);

опрессовку нагнетательного става и насоса до давления 20 МПа;

включение в работу насоса;

контроль давления на насосе и расхода воды.

30. Гидроразрыв пласта прекращают после закачки в пласт заданного объема жидкости, появления воды в соседних скважинах или прилегающих выработках, при резком падении давления жидкости на насосе.

31. Скважины гидроразрыва подключаются к вакуумной сети после прекращения обильного выделения воды. Эффективность гидроразрыва пласта определяют путем измерения дебита метана.

32. Пластовые дегазационные скважины бурятся после проведения гидроразрыва.

33. Применение гидроразрыва угольных пластов в импульсном режиме, поинтервального гидроразрыва и других способов выполняются по рекомендациям научно-исследовательских институтов, являющихся их разработчиками.

34. Способ заблаговременной дегазации неразгруженных угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением основан на активном воздействии на пласты угля через скважины, пробуренные с поверхности.

Параметры способа гидрорасчленения пластов, установленные по результатам промышленного внедрения данного способа на шахтах Карагандинского и Донецкого бассейнов, уточняются институтами - разработчиками способа гидрорасчленения пласта. Способ гидрорасчленения пласта применяется по проекту с разрешения территориальных органов Ростехнадзора при авторском надзоре институтов-разработчиков.

35. Заблаговременная дегазация на основе гидрорасчленения пласта применяется на пластах с природной газоносностью более 10  и при их залегании в водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости.

36. Заблаговременная дегазация на основе активного воздействия на пласты угля через скважины, пробуренные с поверхности, осуществляется при сроке извлечения метана из угольного пласта более 3 лет, а дегазация пласта в зонах гидрорасчленения пласта в сочетании с подземными пластовыми скважинами - при сроке функционирования скважин гидрорасчленения пласта до 3 лет.

37. Технология дегазации угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением включает три основных этапа: гидродинамическое воздействие, освоение скважин и извлечение газа из угольных пластов и из выработанного пространства после подработки скважин гидрорасчленения очистными работами.

38. Гидрорасчленение из одной скважины проводится на пластах угля мощностью свыше 0,2 м, а также в труднообрушаемых и газоносных породах.

39. Скважины при заблаговременной дегазации закладываются на расстоянии не менее 300 м от действующих пластовых выработок. Заложение скважин от тектонических нарушений с амплитудами, превышающими мощность обрабатываемого пласта, производится на расстоянии не более радиуса их влияния.

40. Скважины гидрорасчленения бурятся на 30-40 м ниже почвы наиболее удаленного от земной поверхности угольного пласта из принятых к гидрорасчленению угольных пластов.

Конструкция скважины определяется числом пересекаемых интервалов водопоглощения, каждый из которых перекрывается промежуточной колонной с цементацией затрубного пространства.

Эксплуатационная колонна с внутренним диаметром не менее 98 мм цементируется на всю глубину.

41. Для гидрорасчленения используются вновь пробуренные скважины и переоборудованные геологоразведочные скважины.

42. При гидрорасчленении выбросоопасных угольных пластов для обеспечения разгрузки призабойной части пласта производится дополнительное воздействие на вмещающую породу основной кровли.

43. Вскрытие угольных пластов и вмещающих пород в угленосной толще, подвергаемых гидровоздействию, проводится путем гидро- или кумулятивной перфорации скважины.

44. Расчленение угольных пластов в свите производится последовательно, начиная с нижнего пласта. Все ранее обработанные интервалы скважины гидрорасчленения изолируются с помощью песчаной пробки или пакером.

45. В качестве рабочих агентов для расчленения пластов используются вода и водные растворы поверхностно-активных (далее - ПАВ) или химически активных веществ (далее - ХАВ), а также воздух.

Растворы ПАВ обеспечивают лучшее проникновение рабочей жидкости в поры и трещины пласта и вмещающих пород. В качестве ПАВ используются смачиватели ДБ, ДС-10, сульфонол. Рабочая концентрация ПАВ - 0,01-0,025% по объему (макс).

Растворы ХАВ (соляная кислота, комплексоны) повышают проницаемость и газоотдачу пласта.

Водные растворы соляной кислоты 2-4% концентрации применяются на пластах с содержанием карбонатов не менее 0,3%.

Водные растворы комплексонов (типа НТФ и ИСБ-М) применяются на угольных пластах с высоким (более 10%) содержанием в минеральной части угля соединений металлов Fe, Cu, Mg (пирита, халькопирита, сидерита). Рабочие концентрации растворов НТФ и ИСБ-М для углей марок "ОС", "Ж", "Т", "А" составляют 1-5% и 2-10% соответственно.

46. При падении давления при постоянном темпе нагнетания закачка рабочей жидкости в скважину прекращается и производится тампонаж гидропроводных каналов древесными опилками или высоковязкими жидкостями. Тампонаж гидропроводных трещин проводится до тех пор, пока давление нагнетания не достигает проектных величин.

47. При гидрорасчленении мощных пластов, залегающих на глубинах более 600 м, в скважину гидрорасчленения закачивается закрепитель трещин.

На пластах мощностью до 2 м закачка закрепителя в скважину определяется проектом гидрорасчленения пласта.

48. После гидрорасчленения последнего из обрабатываемых пластов скважина гидрорасчленения закрывается на 3-12 месяцев для выдержки рабочей жидкости в пласте.

По истечении срока выдержки скважина гидрорасчленения промывается до забоя. Рабочая жидкость из нее удаляется с помощью эрлифта, глубинных штанговых насосов или погружных электронасосов.

49. При заблаговременной дегазации угольных пластов для повышения равномерности их обработки на этапе гидродинамического воздействия используются пороховые генераторы давления, на этапе освоения скважины применяется циклическое пневмогидровоздействие.

50. При предварительной дегазации угольных пластов, осуществляемой в сочетании с пластовыми подземными скважинами, для интенсификации процесса освоения скважины гидрорасчленения применяется пневмооттеснение рабочей жидкости.

51. Каптаж газа из угольных пластов осуществляется в режиме самоистечения или путем подключения скважины к вакуум-насосной установке.

Для достижения проектного дебита метана (или при его снижении на 30% и более) выполняются работы по интенсификации газоотдачи пласта: промывка скважины, пневмооттеснение, пневмовоздействие, повторное вскрытие и расчленение пласта, циклическое пневмогидроимпульсное воздействие или другие способы, позволяющие увеличить дебит метана из скважины.

52. После подработки скважин гидрорасчленения очистными работами они подключаются к вакуум-насосной установке и используются для дегазации выработанного пространства.