Приложение N 18. Определение объемов каптируемого метана

Приложение N 18
к Инструкции по дегазации угольных шахт,
утвержденной приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 1 декабря 2011 г. N 679

Определение объемов каптируемого метана

I. Определение объемов метана, каптируемого при дегазации разрабатываемых угольных пластов

Фактический расход метана, каптируемого пластовой скважиной, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана, выполняемыми на замерном устройстве, установленном на дегазационной скважине.

Фактический расход метана, каптируемого несколькими пластовыми скважинами, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана, выполняемыми на замерном устройстве, установленном на дегазационном трубопроводе, к которому подключены эти скважины.

Фактический расход метана, каптируемого пластовыми скважинами на выемочном участке, подготовительной выработке, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана, выполняемыми на замерном устройстве, установленном на участковом дегазационном трубопроводе.

Динамика скважинной добычи метана на участке разрабатываемого пласта приведена на рисунке 1.

Проектное значение дебита метана при дегазации пласта параллельно-одиночными скважинами определяется:

в процессе обуривания участка (блока) пласта:

; (1)

после завершения буровых работ на участке:

. (2)

- дебит метана из скважин за время , сут, обуривания участка, ;

- дебит метана из скважин после завершения буровых работ на участке разрабатываемого пласта, ;

- дебит метана из N скважин на момент завершения буровых работ, ;

- полезная длина скважины, м;

m - мощность угольных пачек пласта, м;

- число скважин на участке в процессе обуривания и после завершения буровых работ соответственно;

- начальное удельное метановыделение в скважину, ;

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

- коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из N скважин, ;

- продолжительность дегазации, отсчитываемая с начала бурения

скважин N' на дегазируемом участке разрабатываемого пласта, сут;

- продолжительность дегазации, отсчитываемая с момента окончания буровых работ на дегазируемом участке разрабатываемого пласта, сут.

Снижение интенсивности метановыделения g () из неразгруженного пласта угля в дегазационную скважину во времени описывается:

, (3)

где - начальное удельное метановыделение из пласта в скважину, ;

g - метановыделение в скважину на период времени (сут) дегазации пласта, ;

a - коэффициент снижения метановыделения из пласта в скважину в зависимости от времени его дегазации, ;

- продолжительность дегазации пласта скважиной, сут.

Время отсчитывается с момента окончания бурения скважины.

Показатели газоотдачи неразгруженных пластов угля в дегазационные скважины и a определяются:

1) на основе фактических данных метановыделения из пласта в дегазационные скважины на участке лавы-аналога;

2) на основе опыта ведения дегазационных работ на угольных шахтах;

3) по газовоздушным съемкам, выполненным в проводимой в массиве угля тупиковой подготовительной выработке (с последующим перерасчетом показателей газоотдачи пласта в дегазационные скважины).

1. Фактические замеры дебита метана на скважинах, оборудованных диафрагмами, переводятся в удельное метановыделение (дебит метана, поделенный на полезную длину скважины и на мощность пласта), строится график зависимости , (рисунок 2, а) и определяются начальное метановыделение из пласта в скважины и коэффициент его снижения (а) во времени .

Динамика метановыделения из пласта в группу скважин на выемочном участке, установленная по результатам фактических замеров дебита метана из пластовых скважин на участковой диафрагме, описывается зависимостью, изображенной на рисунке 2, б.

По зависимости метановыделения, полученной по результатам фактических замеров в течение времени , определяются фактические значения и :

, (4)

а при фиксированной величине

, (5)

где и - коэффициенты уравнения (5) при дегазации пласта группой скважин, определенные по результатам фактических замеров.

2. Показатели газоотдачи разрабатываемого пласта в дегазационные скважины рассчитываются:

начальное удельное метановыделение

, (6)

где ; (7)

коэффициент a, , снижения метановыделения во времени:

для пластов с

; (8)

для пластов с

; (9)

X - метаноносность пласта, ;

- эмпирический коэффициент;

m - мощность угольных пачек пласта, м;

- выход летучих веществ, %.

3. При проведении газовоздушной съемки в действующей тупиковой выработке на подготавливаемом к отработке участке разрабатываемого пласта показатели газоотдачи угольного массива в выработку перерассчитываются в показатели газоотдачи пласта в дегазационные скважины:

, (10)

, (11)

где - начальное метановыделение из пласта в подготовительную выработку, ;

d - диаметр дегазационных скважин, м;

m - мощность угольных пачек пласта, м;

k - коэффициент, характеризующий газодинамические и фильтрационные свойства угольного пласта (k-фактор), ;

k - фактор определяется тангенсом угла наклона прямой ,

, (12)

а начальное метановыделение рассчитывается:

. (13)

Значения показателей газоотдачи пласта и a, рассчитанные по формулам (3), (8) и (9), подлежат корректировке по мере накопления данных о метановыделении в скважины или группу скважин.

Показатели газоотдачи угольных пластов в скважины определяются до начала дегазационных работ по материалам газовоздушных съемок (метод 3).

При применении предварительной дегазации угольного пласта скважинами, ориентированными на очистной забой, величина (формула 1) увеличивается на коэффициент интенсификации выделения метана в дегазационные скважины, равный 1,2-1,5.

При применении предварительной дегазации угольного пласта перекрещивающимися скважинами величина увеличивается на коэффициент интенсификации выделения метана в перекрещивающиеся скважины, который рассчитывается по формуле (16) приложения N 5 к настоящей Инструкции.

При интенсификации газоотдачи угольных пластов средствами гидроразрыва или гидрорасчленения (пневмогидрорасчленения) расход каптируемого метана из пластовых скважин определяется с учетом величины коэффициента интенсификации газоотдачи угольного массива в скважины при гидроразрыве или при гидрорасчленении пластов. Коэффициенты интенсификации газоотдачи устанавливаются институтами - разработчиками способа.

Прогнозное значение дебита метана , , при использовании барьерных скважин находится:

, (14)

где - метановыделение в подготовительную выработку без дегазации пласта, ;

- коэффициент дегазации пласта барьерными скважинами, доли единицы.

II. Определение объемов метана, каптируемого при дегазации сближенных пластов и выработанных пространств

Фактический дебит каптируемого скважинами метана определяется измерением на диафрагме (участковой или отдельной скважины) расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана.

Проектное значение дебита , каптируемого метана из подрабатываемых и надрабатываемых сближенных пластов на действующем выемочном участке рассчитывается:

, (5)

где - газовыделение из сближенных пластов и вмещающих пород ;

- коэффициент дегазации сближенных угольных пластов, доли единицы.

Проектное значение дебита метана при дегазации выработанного пространства выемочных участков вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности, определяется в соответствии с формулой (3) приложения N 12.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду формула (3) приложения N 13

III. Определение объемов метана, каптируемого шахтными дегазационными системами

Дебит каптируемого метана подземными скважинами или скважинами, пробуренными с поверхности, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана на нагнетательном трубопроводе ДУ.

Проектное значение дебита метана, извлекаемого шахтными дегазационными системами, определяется равной суммой дебитов каптируемого метана из источников газовыделения на всех дегазируемых участках.