Категория: Инструкции
^ ДЕГАЗАЦИЯ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
Дегазация пластов при проведении горных выработок
2.1. При проведении вертикальных выработок (стволов, шурфов, гезенков) дегазация угольных пластов и пород осуществляется скважинами, пробуренными с поверхности или из камер (рис. 2.1). 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 должна быть не менее 10 м. Газоносный угольный пласт или слой газосодержащей породы перебуривается полностью.
2.2. При проведении квершлагов дегазация газосодержащего пласта осуществляется скважинами, пробуренными из забоя или из камер (рис. 2.2). 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.
2.3. При проведении полевых выработок вблизи метаноносных 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 на подрабатываемый пласт составляет 20-25 м, на надрабатываемый – 10-15 м.
2.4. Для снижения газообильности выработок, проводимых по угольным пластам, применяется предварительная дегазация пластов или текущая дегазация угольного массива вблизи проводимой выработки. Необходимость выполнения работ по дегазации возникает обычно при повышении метанообильности выработки свыше 3 м 3 /мин.
Предварительная дегазация угольного пласта проводится до начала проходческих работ по схемам, приведенным на рис. 2.3 и 2.4. Срок каптажа газа составляет 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 следует применять гидроразрыв угольного массива с целью повышения его газопроницаемости.
Дегазация угольного массива вблизи проводимой выработки осуществляется с помощью барьерных или забойных и барьерных скважин в тех случаях, когда невозможно провести предварительную дегазацию угольных пластов.
На пластах с высокой газоносностью, когда одной схемой дегазации не удается снизить газообильность проводимой выработки, применяется сочетание (комбинация) нескольких схем дегазации.
Рис. 2.1. Схема дегазации газоносного массива при проходке вертикальных выработок:
1 – газоносный пласт угля; 2 – газосодержащая порода; 3 – дегазационная скважина;
Рис. 2.2. Схема дегазации газоносного массива при вскрытии квершлагом:
1 – угольный пласт; 2 – квершлаг; 3 – скважина; 4 – дегазационный трубопровод; 5 – ниша
Р
ис. 2.3. Схема дегазации пласта восстающими скважинами, пробуренными за контуры проводимых выработок:
а – перекрещивающимися скважинами;
б – параллельными и барьерными скважинами;
1 – монтажная камера; 2 – скважина, параллельная забою; 3 – скважина, ориентированная на забой;
4 – дегазационный трубопровод; 5 – забой подготовительной выработки; 6 – скважина барьерная
Рис. 2.4. Схема дегазации пологого пласта нисходящими скважинами, пробуренными за контуры будущей выработки:
1 – лава; 2 – штрек вентиляционный действующей лавы; 3 – скважина нисходящая; 4 – газопровод;
5 – штрек будущей лавы; ? – уголь падения пласта
2.5. Если не представляется возможным осуществить предварительную дегазацию угольного пласта, то во время проведения выработки производят бурение барьерных или ограждающих скважин (рис. 2.5 - 2.6).
Барьерные скважины бурятся из камер под углом 3-5 0 к оси выработки. Длина скважин до 100-150м. Расстояние между камерами на 15-20м меньше длины скважин, устья скважин располагаются на расстоянии 2-2,5м от стенки выработки. Число и расположение барьерных скважин принимаются по табл. 2.1.
Если парные выработки проводятся с опережением одного из забоев и ширина целика между выработками не превышает 15м, то бурение барьерных скважин с обеих сторон выработки проводится только для опережающего забоя, а для выработки, проводимой с отставанием, бурение скважин в боковой стенке со стороны целика необязательно.
Число и расположение барьерных скважин
Ранее пробуренные барьерные скважины, расположенные на расстоянии более 100 м от забоя выработки, могут быть отключены от дегазационной сети, если они не влияют на газообильность выработки.
2.6. Для снижения подсосов воздуха и повышения концентрации метана в каптируемой смеси применяется схема барьерной дегазации массива угля с использованием перекрещивающихся скважин (см. рис. 2.5, б).
По мере удаления забоя выработки барьерные скважины (серии I) отключают от дегазационного трубопровода и оставляют под вакуумом только короткие скважины серии II.
2.7. При расположении полевой выработки не далее 30 м от крутого пласта дегазация осуществляется скважинами, пробуренными вкрест простирания пласта (рис. 2.7). Скважины бурятся из полевого штрека таким образом, чтобы один ряд скважин располагался на 2-4м выше будущей выработки, а другой ряд скважин - вблизи оси выработки.
Рис. 2.5. Схема дегазации пласта барьерными скважинами:
а – одиночные скважины; б – перекрещивающиеся скважины;
I и II – серии перекрещивающихся барьерных скважин;
III – серия барьерных скважин; 1 – штрек; 2 – камера; 3 – скважина;
4 – газопровод; ? – угол падения пласта
Рис. 2.6. Схема дегазации пласта длинными ограждающими скважинами
1, 1? - выработки; 2 – сбойка; 3 – скважины направленного бурения;
4 – дегазационный трубопровод; 5 – забои спаренных выработок
Рис. 2.7. Схема дегазации крутого пласта скважинами, пробуренными из полевой выработки вкрест простирания пласта:
1 – полевая выработка; 2 – скважина вблизи оси проводимой выработки;
3 – скважина над будущей выработкой; 4 – дегазационный трубопровод;
5 – пластовая выработка; ? – угол падения пласта
2.8. Для повышения эффективности дегазации необходимо применять 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.
2.9. При проведении выработок вблизи геологических нарушений или при пересечении последних скважины бурят из камер заблаговременно за 30-40м 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.
2.10. Возможная эффективность различных способов дегазации при проведении выработок по угольным пластам приведена в табл. 2.2, а определение параметров в приложении 3.
^ Таблица 2.2.
Эффективность дегазации угольных пластов при проведении выработок
^ Подземная дегазация разрабатываемых пластов на выемочных участках
2.11. Дегазация разрабатываемых угольных пластов скважинами, пробуренными из подготовительных выработок, применяется как при столбовых, так и при сплошных системах разработки, если в последнем случае имеется достаточное опережение подготовительной выработкой очистного забоя лавы.
Дегазационные скважины бурятся в плоскости пласта по восстанию, простиранию, падению или под углом к линии простирания (параллельно линии очистного забоя, веером или перекрестно).
На шахтах, разрабатывающих крутые угольные пласты, допускается бурение скважин через породную толщу вкрест простирания пласта.
2.12. Дегазационные скважины на выемочном поле целесообразно бурить из проводимой выработки. При этом предпочтение следует отдавать схемам дегазации, при которых скважины бурятся за контуры будущей выработки (см. рис.2.3).
2.13. На оконтуренных выработками выемочных участках скважины не добуриваются до противоположной выработки на 10-15 м.
2.14. Скважины, пробуренные в плоскости пласта, герметизируются на 6-10 м, а пробуренные вкрест пласта – на 3-5 м в зависимости от состояния массива горных пород у устьев скважин.
2.15. Если буровая техника позволяет бурить сверхдлинные скважины, то дегазацию пласта целесообразно проводить по схеме, которая показана на рис. 2.8, а при ограниченных возможностях бурения длинных скважин – на рис. 2.9-2.11.
2.16. На пластах, склонных к внезапным выбросам угля и газа, необходимо применять схемы дегазации пласта с использованием перекрещивающихся скважин (см. рис.2.3,а, 2.8-2.11).
2.17. При слоевой отработке высокогазоносных и выбросоопасных мощных пологих пластов целесообразно применять: схему I дегазации, изображенную на рис. 2.12, когда 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, или схему II дегазации, показанную на рис. 2.13, когда из конвейерного штрека бурятся восстающие перекрещивающиеся скважины по верхнему слою и скважины на нижний слой (желательно восстающие).
2.18. Дегазация крутых пластов осуществляется скважинами, пробуренными веером в плоскости разрабатываемого пласта (рис. 2.14) или веером вкрест пласта (рис.2.15). В первом случае (см. рис.2.14) 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 (см. рис.2.15) – линии, разделяющие высоту этажа пополам и на части, равные 1/3 и 2/3.
Рис. 2.8. Схема дегазации угольного пласта при бурении параллельных и сверхдлинных, направленных на очистной забой скважин:
1 – очистной забой; 2 – параллельная очистному забою скважина; 3? - сверхдлинная скважина, ориентированная на очистной забой; 4 – участковый газопровод; 5 – магистральный газопровод
Рис. 2.9. Схема дегазации угольных пластов при ограниченных возможностях буровой техники:
1 – очистной забой; 2 – скважина, параллельная очистному забою;
3 - скважина, ориентированная на очистной забой из конвейерного штрека; 3? - скважина, ориентированная на очистной забой из уклона;
4 – участковый газопровод; 5 – магистральный газопровод
Рис. 2.10. Схема дегазации угольных пластов перекрещивающимися скважинами, пробуренными из конвейерной выработки:
1 – очистной забой; 2 – скважина, параллельная очистному забою;
3 - скважина, ориентированная на очистной забой; 4 – дегазационный трубопровод
Рис. 2.11. Схема дегазации пласта параллельными и веерными, ориентированными на очистной забой скважинами:
1 – очистной забой; 2 – параллельные очистному забою скважины;
3 – веерные скважины, ориентированные на очистной забой;
Рис. 2.12. Схема дегазации мощного пласта восходящими скважинами, пробуренными из выработок верхнего и нижнего слоев (схема I):
1 – очистной забой; 2 – параллельная очистному забою скважина;
3 – ориентированная на забой скважина, пробуренная по верхнему слою;
3? - ориентированная на забой скважина, пробуренная по нижнему слою;
4, 4? - газопроводы
Р
ис. 2.13. Схема дегазации мощного пласта восстающими скважинами, пробуренными из выработок верхнего слоя (схема II):
1 – очистной забой; 2 – параллельная очистному забою скважина, пробуренная по верхнему слою; 3 – ориентированная на забой скважина, пробуренная по верхнему слою; 3? - скважина, пробуренная на нижний слой; 4 – газопровод
Рис.2.14. Схема дегазации разрабатываемого пласта скважинами, пробуренными веером в плоскости крутого пласта:
1 – очистной забой (щитовой агрегат); 2 – пластовые дегазационные скважины; 3 – квершлаг; 4 – штрек полевой откаточный; 5 – квершлаг вентиляционный; ? – угол падения пласта
Рис. 2.15. Схема дегазации свиты крутых пластов скважинами, пробуренными веером вкрест одного пласта и в плоскости другого:
1 – отрабатываемый пласт; 2 – пластовые дегазационные скважины;
3 – дегазационные скважины, пробуренные вкрест пласта;
4 – газопровод; 5 – квершлаг; 6 – полевой штрек; 7 – откаточный штрек
2.19. В случае, когда на пологих и наклонных пластах не удается пробурить скважины на всю ширину столба, применяются схемы дегазации, предусматривающие бурение скважин из двух подготовительных выработок. При этом скважины располагаются таким образом, чтобы их забойные части перекрещивались и способствовали осушению нисходящих скважин путем перетока из них воды по трещинам в восстающие скважины.
2.20. Предварительная дегазация пластов должна осуществляться не менее 6 месяцев восходящими (горизонтальными) скважинами и не менее 12 месяцев нисходящими.
Если обеспечивается осушение нисходящих скважин путем перетока воды в восходящие скважины (см. п.2.19), то срок предварительной дегазации пласта принимается равным 6 мес.
Допускается сокращение сроков предварительной дегазации, если известны показатели газоотдачи угольных пластов (начальное газовыделение в скважины и темп его снижения во времени) и расстояние между скважинами определяется для возможного в конкретных условиях срока предварительной дегазации с учетом установленных значений показателей газоотдачи пласта на дегазируемом участке.
2.21. Дегазационные скважины, используемые для увлажнения пласта, вновь подключаются к газопроводу на расстоянии не менее 30 м от забоя лавы, чтобы воспользоваться эффектом интенсивной газоотдачи пласта в разгружаемой от горного давления зоне.
2.22. Для повышения эффективности дегазации разрабатываемых пластов подземными скважинами необходимо применять способы интенсификации газоотдачи угольного массива путем предварительного гидроразрыва (гидрорасчленения) пласта через скважины (см. п.2.8).
2.23. Численные значения эффективности предварительной дегазации разрабатываемых пластов на участках ведения очистных работ приведены в табл. 2.3.
2.24. Параметры дегазации разрабатываемых пластов скважинами на участках ведения очистных работ определяются с учетом показателей начального удельного метановыделения и темпа его снижения во времени.
^ Таблица 2.3
Эффективность предварительной дегазации разрабатываемых пластов на выемочных участках
*) Числитель – для восстающих или горизонтальных скважин;
знаменатель – для нисходящих скважин
^ Дегазация разрабатываемых пластов скважинами с применением подземного гидроразрыва
2.25. Дегазация с предварительным гидроразрывом пластов применяется с целью повышения ее эффективности или сокращения сроков дегазации (до 4 месяцев для восстающих или горизонтальных, до 8 месяцев для нисходящих скважин).
2.26. Подземные скважины гидроразрыва бурятся по двум основным схемам: из полевых выработок – при полевой подготовке (рис. 2.16), по разрабатываемому пласту – при пластовой подготовке (риc. 2.17). При этом скважины для гидроразрыва можно бурить восстающими, нисходящими или горизонтальными.
В том случае, когда выработка проведена с подрывкой почвы пласта, скважины гидроразрыва целесообразно бурить на пласт с таким расчетом, чтобы устье скважины находилось в породах почвы.
2.27. Забои скважин, пробуренных из полевых выработок, должны находиться в средней части дегазируемого участка, считая по длине лавы. 
Рис. 2.16. Схема дегазации с предварительным гидроразрывом угольного массива через скважины, пробуренные из полевой выработки:
1 – полевой штрек; 2 – дегазационные скважины; 3 – скважины гидроразрыва; 4 – дегазационный трубопровод; 5 – конвейерный штрек; 6 – вентиляционный штрек; ? – угол падения пласта
Р
ис. 2.17. Схема дегазации с предварительным гидроразрывом пласта через скважины, пробуренные из пластовой выработки:
1 – конвейерный бремсберг; 2 – дегазационная скважина; 3- скважина гидроразрыва; 4 – дегазационный трубопровод
Обсадную трубу герметизируют до почвы обрабатываемого пласта.
2.28. При бурении скважин по пласту их длина должна быть на 30-40 м меньше длины лавы, если дегазация осуществляется только для очистных выработок, и на 10-20 м меньше длины лавы, если дегазация осуществляется как для очистных, так и для подготовительных выработок.
2.29. Гидроразрыв пласта осуществляется водой из шахтного водопровода, нагнетаемой под давлением не менее 15-20 МПа (150-200 кгс/см 2 ). Темп закачки не менее 30-40 м 3 /ч.
2.30. Параметры гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные из горных выработок, определяются опытным путем или по формулам, приведенным в Приложении 3. с последующей корректировкой.
Глубина герметизации пластовых скважин гидроразрыва должна быть не менее половины расстояния между ними.
Условия применения и параметры гидроразрыва пластов должны быть согласованы с научно-исследовательской организацией, разработавшей способ.
2.31. 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 (200 кгс/см 2 ), включение в работу насоса, контроль за давлением на насосе и расходом воды.
2.32. Гидроразрыв пласта прекращают после закачки в пласт заданного объема жидкости или появления воды в соседних скважинах или прилегающих выработках, а также при резком падении давления жидкости на насосе.
2.33. Скважины гидроразрыва подключаются к вакуумной сети после прекращения обильного выделения воды. Эффективность гидроразрыва пласта определяют путем измерения дебита метана.
2.34. Пластовые дегазационные скважины бурятся после проведения гидроразрыва.
2.35. Более эффективным является подземный гидроразрыв угольных пластов в импульсном режиме или поинтервальный гидроразрыв, которые выполняются по рекомендациям НИИ, являющихся их разработчиками.
Дегазация неразгруженных угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением через скважины, пробуренные с поверхности
2.36. Дегазация на основе гидрорасчленения пластов (ГРП) ? ? применяется на пластах с природной газоносностью более 10 м 3 /т и при их залегании в водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости.
2.37. Заблаговременная дегазация осуществляется при сроке извлечения метана из угольного пласта более 3 лет, а предварительная дегазация в сочетании с подземными пластовыми скважинами – при сроке функционирования скважин ГРП до 3 лет.
2.38. Технология дегазации угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением включает три основных этапа: гидродинамическое воздействие; освоение скважин и извлечение газа из угольных пластов, а также отсос газа из выработанного пространства после подработки скважин ГРП очистными работами.
2.39. Гидрорасчленению из одной скважины могут быть подвергнуты пласты угля мощностью свыше 0,2м, а также труднообрушаемые и газоносные породы.
2.40. Скважины при заблаговременной дегазации закладываются на расстоянии не менее 300 м от действующих пластовых выработок и не более радиуса их влияния от тектонических нарушений с амплитудами, превышающими мощность обрабатываемого пласта.
2.41. Скважины ГРП бурятся на 30-40 м ниже почвы последнего из принятых к гидрорасчленению угольных пластов, т.е. наиболее удаленного от земной поверхности пласта.
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.
2.42. Для гидрорасчленения могут быть использованы переоборудованные геологоразведочные скважины.
2.43. При гидрорасчленении выбросоопасных угольных пластов, на которых должна быть обеспечена разгрузка призабойной части пласта, может производиться дополнительное воздействие на вмещающую породу основной кровли.
2.44. Вскрытие подверженных гидровоздействию угольных пластов или вмещающих горных пород в обрабатываемой угленосной толще проводится путем гидро- или кумулятивной перфорации скважины.
2.45. Расчленение угольных пластов в свите производится последовательно, начиная с нижнего пласта. Все ранее обработанные интервалы скважины ГРП изолируются с помощью песчаной пробки или пакером.
2.46. В качестве рабочих агентов для расчленения пластов используются вода и водные растворы поверхностно-активных (ПАВ) или химически активных (ХАВ) веществ, а также воздух.
Растворы ПАВ применяются для обеспечения лучшего проникновения рабочей жидкости в поры и трещины. В качестве ПАВ используются смачиватели ДБ, ДС-10, сульфонол и др. Рабочая концентрация ПАВ – 0,01-0,025% по объему (макс.).
Растворы ХАВ (соляная кислота, комплексоны и др.), воздействуя на минеральную составляющую угля, растворяют ее, повышая 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 и др.), т.е. пирита, халькопирита, сидерита и др. Рабочие концентрации растворов НТФ и ИСБ-М для углей марок «ОС», «Ж», «Т», «А» составляют 1-5% и 2-10% соответственно.
2.47. В случае падения давления, отмеченного при постоянном темпе нагнетания и свидетельствующего о гидравлической сбойке с полостью, закачка рабочей жидкости 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.
2.48. При гидрорасчленении мощных пластов, залегающих на глубинах более 600 м, в скважину ГРП закачивается закрепитель, например, песок.
На пластах мощностью до 2 м нет необходимости в закрепителе, поскольку трещины сохраняются в раскрытом виде за счет остаточных деформаций угля.
2.49. После гидрорасчленения последнего из обрабатываемых пластов скважина ГРП закрывается на 3-12 мес. для выдержки рабочей жидкости в пласте.
По истечении срока выдержки скважина ГРП промывается до забоя. Рабочая жидкость из нее удаляется с помощью эрлифта, глубинных штанговых насосов с приводом от станка-качалки или погружных электронасосов.
2.50. При заблаговременной дегазации угольных пластов для повышения равномерности их обработки на этапе гидродинамического воздействия могут быть использованы пороховые генераторы давления, а на этапе освоения скважины применено циклическое пневмогидровоздействие.
2.51. При предварительной дегазации угольных пластов, осуществляемой в сочетании с пластовыми подземными скважинами, для интенсификации процесса освоения скважины ГРП применяется пневмооттеснение рабочей жидкости.
2.52. Каптаж газа из угольных пластов осуществляется в режиме самоистечения или путем подключения скважины к вакуум-насосной установке.
Если не достигается проектный дебит метана (или при его снижении на 30% и более), выполняются работы по интенсификации газоотдачи пласта, например, путем промывки скважины, пневмооттеснением, пневмовоздействием, повторным вскрытием и расчленением пласта, циклическим пневмогидроимпульсным воздействием или другими способами.
2.53. После подработки скважин гидрорасчленения очистными работами они подключаются к вакуум-насосной установке и используются для дегазации выработанного пространства. При этом скважина может быть дополнительно проперфорирована в требуемых интервалах ее длины.
