Приложение N 5. Определение параметров дегазации разрабатываемых угольных пластов

Приложение N 5
к Инструкции по дегазации угольных шахт,
утвержденной приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 1 декабря 2011 г. N 679

Определение параметров дегазации разрабатываемых угольных пластов

I. Параметры дегазации угольных пластов подземными скважинами

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

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

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

Пласты угля	Мощные	Средней мощности
Коэффициент	0,0007-0,0010	0,0012-0,0017

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

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

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.

II. Параметры активного воздействия на неразгруженные угольные пласты через скважины, пробуренные с поверхности при заблаговременной дегазации угольных пластов

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, .

ГАРАНТ:

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

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

Коэффициенты	Размерность	При природной газоносности пласта,
		10-15	15,1-20	20,1-25
a'		2,1-2,8	2,9-3,3	3,4-3,7
b'		0,7-1,0	1,1-1,4	1,5-1,9

Значения коэффициентов и внутри интервалов определяются интерполяцией.

При дегазации выемочных участков

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

Величина , м, в этом случае определяется:

, (37)

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

, (38)

где - длина лавы, м.

37. Расстояние , м, между последующими скважинами гидрорасчленения, располагаемыми вдоль столба, рассчитывается:

, (39)

где - коэффициент, равный 0,9-1,3.

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

38. Объем закачиваемой рабочей жидкости в пласт на выемочном участке определяется по формуле (26).

39. Рабочий темп , , закачки растворов ПАВ или воды на участке определяется:

, (40)

где - объем закачки жидкости за цикл, .

40. Расстояние R, м, между пластовыми скважинами в зонах гидрорасчленения принимается рассчитывается:

, (41)

где - расстояние между пластовыми дегазационными скважинами без применения средств интенсификации газоотдачи угольных пластов. Определяется опытным путем или по формуле (10);

- коэффициент интенсификации газоотдачи пластовых скважин.

Величина коэффициента устанавливается опытным путем.

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

41. Параметры воздействия на углевмещающую толщу пород определяются в соответствии с требованиями по заблаговременной дегазационной подготовке для каждого пласта в свите в зависимости от горногеологических и горнотехнических условий залегания и разработки угольных пластов.