Содержание к диссертации
Введение
1. Введение
1.1 Суть и состояние основных проблем угольного метана 12
1.2 Предварительная пластовая дегазация из подземных выработок 25
1.3 Заблаговременное извлечение угольного метана из неразгруженных от горного давления угольных пластов через скважины, пробуренные с дневной поверхности 28
1.3.1 Карагандинский угольный бассейн 28
1.3.2 Донецкий угольный бассейн 34
1.4 Состояние нетрадиционной технологии извлечения (добычи) метана в угольных бассейнах в США 39
1.5 Структура угольного пласта и особенности извлечения угольного метана 43
1.6 Требования к методам извлечения метана и эффективные технологические схемы 50
2 Оценка эффективности применяемых на шахтах ОАО «СУЭК-Кузбасс» способов борьбы с газом и программы развития горных работ для обоснования выбора объектов заблаговременной дегазационной подготовки 56
2.1 Оценка газовой обстановки на шахтах ОАО «СУЭК-Кузбасс» для выбора первоочередных объектов 56
2.2 Анализ основных горнотехнических и горно-геологических условий шахты «Котинская» 68
2.3 Оценка эффективности применяемых на шахтах ОАО «СУЭК-Кузбасс» способов борьбы с газом 73
2.3.1 Дегазация выработанного пространства 74
2.3.1.1 Выбор способа борьбы с местными скоплениями метана 74
2.3.1.2 Дегазация выработанного пространства вертикальными скважинами с дневной поверхности 76
2.3.2 Предварительная пластовая дегазация скважинами, пробуренными из подземных выработок 78
2.4 Оценка эффективности и перспективы применения пластовой дегазации 84
2.4.1 Шахтный эксперимент по изучению динамики и потенциальной возможности извлечения метана из подземных пластовых скважин на шахте «Котинская» 84
2.4.2 Обсуждение результатов и разработка рекомендаций по совершенствованию пластовой дегазации 100
3 Оценка потенциального уровня извлекаемости метана из угольных пластов для обоснования эффективных параметров технологии снижения газовыделения при заблаговременной (предварительной) гидрообработке угольных пластов 107
3.1 Разработка методических подходов и рабочих методик определения уровня извлекаемости угольного метана из неразгруженных угольных пластов 107
3.1.1 Исследование динамики газопритока угольного метана в скважину, вскрывающую угольный пласт 108
3.1.2 Исследование дебита метана из угленосного массива в трещину в угольном пласте 122
3.2 Методические подходы к предварительной оценке дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по фактическим данным газообильности горных выработок 133
3.2.1 Методика предварительной оценки дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по фактическим данным газообильности подготовительных выработок 133
3.2.2 Расчет предварительной оценки дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по данным газообильности подготовительных выработок шахты «Котинская»...138
4 Разработка основных технологических решений на заблаговременную дегазационную подготовку угольных пластов для условий шахты «Котинская» 146
4.1 Выбор основных технологических решений по управлению газовыделением путем заблаговременной дегазационной подготовки угольного пласта для условий первоочередных объектов ОАО «СУЭК-Кузбасс» 146
4.2 Обоснование методических рекомендаций по выбору рациональных технологических схем пластовой дегазации угольных пластов 155
4.3 Параметры активного воздействия при дегазации неразгруженных угольных пластов через скважины, пробуренные с поверхности 160
4.4 Технологическая часть проекта заблаговременно дегазационной подготовки пласта 52 наполе лавы 5209 шахты «Котинская» ОАО «СУЭК-Кузбасс» 164
4.4.1 Горно-геологическая характеристика объекта 164
4.4.2 Заложение и конструкция скважин. Геофизические работы 164
4.4.3 Технологическая схема воздействия наугольный пласт 52 166
4.4.3.1 Оборудование устья скважины и ее промывка 168
4.4.3.2 Перфорация пласта 52 168
4.4.3.3 Гидрорасчленение пласта 52 171
4.4.3.4 Освоение скважин 174
4.4.4 Водоснабжение 176
4.4.5 Электроснабжение 177
4.4.6 Организация работ 177
4.4.7 Гидротация пласта 52 179
4.4.8 Гидровоздействие на пласт 52 179
4.4.9 Мероприятия по безопасному ведению работ 180
4.5 Программа и методика шахтных испытаний технологии заблаговременной дегазационной подготовки пласта 52 лавы 5209 на поле шахты «Котинская» ОАО «СУЭК-Кузбасс» к безопасной и эффективной разработке путем активных воздействий через скважины с поверхности 182
5 Разработка методических подходов к бизнес - планированию инвестиционных работ по дегазации угольных пластов и подготовке шахтных полей (выемочных участков) к безопасной и эффективной отработке 197
5.1 Методический подход к оценке экономической эффективности извлечения метана из угленосной толщи 197
5.2 Укрупненная оценка затрат и эффективности заблаговременной дегазационной подготовки 197
5.3 Анализ экономических показателей технологического варианта с заблаговременной дегазаций угольного пласта на участках 5209 и 5210 206
5.4 Расчет ожидаемого экономического эффекта 209
Заключение 217
Список использованных источников 219
- Предварительная пластовая дегазация из подземных выработок
- Анализ основных горнотехнических и горно-геологических условий шахты «Котинская»
- Методические подходы к предварительной оценке дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по фактическим данным газообильности горных выработок
- Обоснование методических рекомендаций по выбору рациональных технологических схем пластовой дегазации угольных пластов
Введение к работе
В последнее время в угольной промышленности России критического значения достигли частота и размеры аварий и катастроф на подземных угольных предприятиях. Наиболее значительные из них связаны с взрывами метана, выделяющегося из угольных пластов. Взрывы и вспышки метана инициируют взрывы угольной пыли, сопровождаются тяжелым материальным ущербом и большим числом человеческих жертв.
Основная проблема угольного метана - метанобезопасность угольных шахт. Достаточно напомнить, что за постсоветский период (1991 - 2008 г.г.) на шахтах России произошло более 200 взрывов, число пострадавших составило более 1500 человека.
Вот лишь не полный перечень угольных шахт, на которых произошли взрывы метана, повлекшие за собой гибель шахтеров.
Им. Шевякова — погибло 25 чел. «Центральная» - 28 «Воркутинская» - 10 «Первомайская» - 15 о. Шпицберген - 16 «Зыряновская» - 67 «Центральная» - 27 «Комсомолец» - 12 «Тайжина» - 47 «Ульяновская» - 111 и этот список можно продолжать другими авариями 2007-2009 г. г.
Для современного мирового промышленного производства характерна общая тенденция, которую не удается преодолеть: при понижении вероятности отдельной аварии, благодаря совершенствованию контролирующих систем и повышению надежности каждого агрегата, абсолютное количество и масштаб последствий аварий непрерывно растут.
Как показывает анализ, наиболее высокий уровень безопасности работников в последние годы обеспечивается на шахтах США, где травматизм со смертельным исходом составляет в среднем 0,06 случая на 1 млн. т добычи угля.
В настоящее время обеспечение безопасности производства в угольной промышленности РФ оказалось «на втором плане», не вошло в число приоритетных направлений развития предприятий в рыночных условиях, что сказывается на уровне аварий и травматизма. На шахтах РФ в период с 1994 по 2002г. включительно произошло в среднем 1,4 смертельных случая на 1 млн. т добычи, что в 23 раза выше, чем в США. На шахтах ФРГ, в условиях работы, близких по сложности к шахтам РФ, по данным 1989 г. показатель травматизма со смертельным исходом составляет 0,54 случая. На шахтах Украины (после ее выхода из состава СССР) этот показатель в 65-80 раз выше, чем в США. Самый высокой уровень травматизма отмечен на шахтах Китая, где ежегодно погибает 5,5-6,0 чел. на 1 млн. т добычи, т.е. в 90-100 раз выше, чем в США [43].
Смертельный травматизм на газовых шахтах в нашей стране в десятки раз превышает аналогичные показатели в угледобывающих странах Европы, в США и в Австралии. Технико-экономические показатели работы газовых шахт на 35-50 % ниже, чем не газовых в аналогичных горно-геологических и горнотехнических условиях. Концептуально Российским угольным компаниям имеет смысл использовать практику организации добычи высокогазоносного угля на шахтах названных стран, где в частности, широко применяется заблаговременная дегазация угольных пластов скважинами с поверхности (так называемая ЗДП).
Основной природный барьер к высокопроизводительной и безопасной разработке высокогазоносных угольных пластов - содержащийся в них метан, с которым связаны такие основные опасности подземной угледобычи как взрывы
Дальнейшее совершенствование дегазации в условиях роста нагрузок на очистной забой свыше даже 5-8 тысяч тонн в сутки возможно только за счет извлечения метана непосредственно из разрабатываемого угольного пласта.
Пластовая дегазация угольного пласта из подземных выработок имеет определенные ограничения по эффективности, что связано с ограниченным временем функционирования пластовых скважин (недостаточное временное опережение подготовительными работами очистных), снижением проницаемости пласта с увеличением глубины его залегания и невозможностью проведения мощных активных воздействий на толщу для увеличения ее природной газопроницаемости из-за недостатка времени и близости горных выработок к объекту дегазации.
Опыт освоения скважин ЗДП с использованием активных воздействий показывает, что данная технология может обеспечить 50 - процентное снижение природной газоносности, достигнутое извлечение на поверхность 6 - 9 м3/т.
Достоверно доказать экономическую обоснованность и состоятельность заблаговременной дегазационной подготовки позволили последние работы на поле шахты им. Ленина в Карагандинском угольном бассейне, где скважины с поверхности функционировали более 8 лет по извлечению метана из особо выбросоопасного мощного пласта Дб. За 8 лет из 14 скважин было извлечено более 20 млн. м 100%-го метана, что позволило снизить газоносность пласта на 6-9 м3/т и обеспечить существенную экономическую эффективность этих работ за счет сокращения объема проведения подготовительных выработок, роста добычи угля в зонах ЗДП, утилизации метана на обогревателе нового клетьевого ствола и в котельной шахты.
Производительность очистных забоев лимитирована по фактору вентиляции. Существующие на шахтах вентиляционные сети, их протяженность и состояние обуславливают крайне неэффективное использование подаваемого в шахту воздуха. В ряде случаев к очистным и подготовительным забоям подается лишь 30 - 35 % общего объема подаваемого воздуха. В результате производительность очистных забоев вдвое — втрое ниже технических возможностей оборудования. С развитием горных работ ситуация имеет тенденцию к ухудшению.
В современных условиях планируемые нагрузки на ряде шахт ОАО «СУЭК-Кузбасс» составляют 20000-30000 т/сут, прогнозное газовыделение из разрабатываемого пласта может достигать достигает 6,5-8,5 м /т. Без кардинального снижения газообильности горных выработок и в первую очередь разрабатываемого пласта обеспечить такую нагрузку не представляется возможным. Проведение заблаговременной дегазационной подготовки высокогазоносных угольных пластов к безопасной и эффективной отработке предусмотрено разработанной Управлением угольной промышленности «Росэнерго» и МГТУ и согласованное Ростехнадзором концепцией обеспечения метанобезопасности угольных шахт России на 2006-2010 г.г.
Рассматриваемая в работе и рекомендуемая для внедрения на шахтах ОАО «СУЭК-Кузбасс» технология вошла в разработанное в 2006 г. МГТУ отраслевое руководство по заблаговременной дегазационной подготовки высокогазоносных угольных пластов к безопасной и эффективной отработке, согласованное в установленном порядке с Ростехнадзором.
Целью работы является совершенствование технологии дегазации угольных шахт на основе заблаговременной подготовки шахтных полей и выемочных участков для обеспечения необходимого уровня метанобезопасности интенсивной угледобычи и ее адаптации к условиям газоносных высокопроизводительных участков шахт ОАО «СУЭК — Кузбасс».
Идея работы заключается в обосновании необходимости применения комплексной технологии дегазации высокопроизводительных добычных участков на базе заблаговременной дегазационной подготовки высокогазоносных угольных пластов скважинами с поверхности
Основные научные положения, выносимые на защиту: при высоком уровне интенсификации добычи угля при разработке высокогазоносных угольных пластов метанобезопасность в условиях увеличивающихся глубин разработки, природной газоносности угольных пластов и величины газовыделения из разрабатываемого пласта может быть обеспечена лишь при использовании всего комплекса дегазационных работ с обязательным применением заблаговременной дегазационной подготовки разрабатываемых пластов; обоснование методологического подхода к оценке возможного уровня метаноизвлекаемости из неразгруженных от горного давления угольных пластов через скважины заблаговременной дегазации базируется на учете структуры высокогазоносного угольного пласта и процессов массопереноса метана, а также фактической скорости газоотдачи углей в конкретных горногеологических и горнотехнических условиях. - научно-обоснованные методические рекомендации по выбору рациональных технологических схем пластовой дегазации угольных пластов должны учитывать физико-химические и физико-механические свойства угольного пласта, оценку потенциальной метаноизвлекаемости и резерв времени на дегазацию пласта, а также величину «газового барьера» при планируемой нагрузке на очистной забой.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждаются: - анализом научно-технических материалов и литературных источников по известным способам борьбы с метаном в угольных шахтах; - представительным объемом шахтных исследований и анализом горно-геологических, горнотехнических условий и программы развития горных работ, оценкой эффективности применяемых на шахтах ОАО «СУЭК-Кузбасс» способов борьбы с газом для обоснования выбора первоочередных объектов заблаговременной дегазационной подготовки. - корректным использованием методов математической статистики при обработке результатов исследований.
Научное значение работы заключается в обосновании на базе разработанного методологического подхода к оценке уровня метаноизвлекаемости из неразгруженных угольных пластов усовершенствованной комплексной технологии дегазации выемочных участков на основе заблаговременной дегазационной подготовке шахтных полей к безопасной и эффективной отработке.
Практическая ценность работы состоит в следующем: Разработана и апробирована в условиях разработки пласта 52 на поле шахты «Котинская» методика оценки возможного уровня метаноизвлекаемости из неразгруженных от горного давления угольных пластов через скважины заблаговременной дегазации, базирующаяся на учете структуры высокогазоносного угольного пласта и процессов массопереноса метана, а также фактической скорости газоотдачи углей в конкретных горно-геологических и горнотехнических условиях.
На базе научно-обоснованных методических рекомендаций по выбору рациональных технологических схем пластовой дегазации угольных пластов разработана, утверждена и принята к реализации основная технологическая документация на заблаговременную дегазационную подготовку угольных пластов для первоочередных объектов работ (шахта «Котинская», лава 5209)
Разработана и утверждена программа и методика работ по заблаговременной дегазационной подготовке пласта 52 шахты «Котинская» на участке лавы 5209.
Автор выражает благодарность за ценные научно-технические и научно-методические консультации работникам ОАО «СУЭК-Кузбасс» и ученым и специалистам МГГУ - д.т.н. Логинову А.К., горн. инж. Ютяеву Е.П., чл.-корр. РАН Пучкову Л.А., профессорам Сластунову СВ., Коликову К.С., Ю.Ф.Васючкову, Каркашадзе Г.Г, Калединой Н.О., Королевой В.Н. и другим.
Предварительная пластовая дегазация из подземных выработок
Состояние вопроса предварительной пластовой дегазации из подземных выработок целесообразно рассмотреть на примере Карагандинского угольного бассейна, где эта технологии представлена наиболее представительно. В Печорском угольном бассейне эта технология не применяется, в Кузбассе — применяется незначительно.
Предварительная дегазация осуществляется бурением скважин по пласту из ранее пройденных выработок и характеризуется относительно низкой эффективностью - в пределах 10-20%, которая уменьшается с ростом глубины горных работ [53].
Для обеспечения устойчивой работы лавы необходимо проведение предварительной дегазации угольных пластов из ранее пройденных горных выработок. Сроки дегазации при этом должны быть не менее 1 года для достижения необходимой степени дегазации.
Однако, при современных темпах подвигания линии очистного забоя и низких темпах проведения выработок по углю, как правило, обеспечить требуемые сроки дегазации не удается.
Применение мощных бурильных установок для бурения длинных скважин к надежным желаемым результатам пока не привели.
Для повышения эффективности дегазации угольных пластов карагандинскими специалистами совместно с работниками института горного дела им.Скочинского были проведены промышленные испытания новых способов, повышающих газоотдачу угольных пластов [18,55-57].
Доказано, что предварительная дегазация пласта скважинами целесообразна при проницаемости пласта равной или большей 10"3— 10 4 миллидарси (мД) [55]. На пластах с проницаемостью менее 10"4 мД эффективность дегазации может быть повышена путем применения рациональных схем передовой дегазации, использующей эффект повышения проницаемости угольного массива в прилегающей к очистному забою зоне.
Проницаемость пласта на расстоянии 25-30м впереди забоя лавы составляет 10"1 - 10 миллидарси, то есть на 3-4 порядка выше, чем в нетронутом массиве.
Традиционные схемы дегазации скважинами, пробуренными параллельно забою лавы, на глубоких горизонтах малоэффективны, так как рабочая часть скважины и ее устье попадают в зону повышенной трещиноватости одновременно, что приводит к разгерметизации устья скважины, увеличению подсосов воздуха, снижению продуктивности скважины по сравнению с теоретически возможной.
Для устранения перечисленных недостатков и повышения эффективности предложены технологические схемы дегазации пласта скважинами, развернутыми на очистной забой [54]. Новые схемы дегазации позволяют максимально использовать эффект многократного повышения проницаемости пласта впереди забоя лавы и извлекать из пласта в 3-5 раз больше метана, чем при традиционных схемам дегазации.
Увеличение длины очистного забоя приводит к снижению эффективности пластовой дегазации [55].Это объясняется тем, что в ряде случаев (мягкие угли, искривление скважин, водопритоки и т.д.) скважины переваливаются и фактическая (эффективная) длина скважины оказывается меньше проектной. Но поскольку съем метана скважиной, как правило, пропорционален ее длине, то фактическая его величина будет меньше проектной, а в случае переваливания скважины у ее устья — близкой к нулю.
Теоретические исследования показывают, что при увеличении проектной длины скважины в два раза, например, со 100 до 200м, дебит метана может увеличиться только в 1,5 раза. И это неоднократно подтверждено на практике. Для исключения негативного влияния передавливания скважин предложена технологическая схема дегазации пласта перекрещивающимися скважинами, т.е. скважинами, развернутыми на очистной забоя и параллельными ему. Дегазационные скважины в этом случае являются источниками роста трещин, протяженность которых выше при бурении перекрещивающихся скважин. В связи с этим передавливание скважин необязательно приводит к уменьшению ее эффективной длины, поскольку существует аэродинамическая связь между скважинами (участками скважин).
Газоотдача угольных пластов и эффективность их дегазации могут быть повышены путем гидродинамического воздействия на угольный массив. При этом эффект воздействия значительно выше в том случае, когда имеется полость, например, скважина, на которую осуществляется разгрузка массива.
Эффективность предварительной дегазации угольного пласта, осуществляемой по традиционной схеме бурения параллельно-одиночных скважин за контур будущей выработки, составляет 15-30 % за 6-12 мес. дегазации [12,18, 32].
Меньшее значение эффективности соответствует нисходящим скважинам, причем, как правило, обводненным, большее — восстающим. Эффект от применения такой схемы дегазации пласта уменьшается с ростом глубины разработки, поскольку с углублением резко снижается газопроницаемость угольного массива, а также осложяются процессы бурения длинных скважин существующей в России и других странах СНГ подземной буровой техникой.
На глубоких горизонтах шахт (более 600 м от земной поверхности) традиционно применяемые схемы дегазации пласта параллельными забою лавы скважинами [58,18] за 180-360 сут позволяют извлекать в среднем 0,5-1,5 м метана с 1 т дегазируемых запасов угля, что недостаточно для глубокой дегазации газоносного угольного массива [26].
Положительный эффект от дегазации пласта скважинами, ориентированными на очистной забой, обеспечивается тем, что скважины функционируют в зоне техногенного трещинообразования, где проницаемость угольного массива на несколько порядков выше проницаемости пласта вне зоны влияния очистного забоя. Эта схема дегазации на пластах с низкой газопроницаемостью и суточной добычей угля до 1000 т эффективнее традиционной в среднем в 1,8 раза за счет большей продуктивности скважин в зоне техногенного трещинообразования, расположенной перед забоем лавы на расстоянии до 30 м. В пласте с природной проницаемостью эти схемы дегазации при равных объемах бурения скважин практически равноценны [26, 39].
Анализ основных горнотехнических и горно-геологических условий шахты «Котинская»
Вскрытие шахтного поля произведено: с основной промплощадки наклонными конвейерным и путевым стволами по пласту 52 и
вентиляционным наклонным стволом по пласту 51; с фланговой промплощадки - наклонными конвейерным и путевым стволами; с центральной промплощадки — наклонными конвейерным и путевым, которые во время отработки верхних лав были подработаны.
Сечение главных наклонных стволов в свету не менее 15,8 м2, фланговых - 12,2 м2. Для подачи свежего воздуха в шахту пройден вентиляционный наклонный шурф до пересечения с вентиляционным наклонным стволом пласта 51.
Система разработки - длинные столбы по простиранию с применением механизированного комплекса фирмы DBT и очистного комбайна SL-500. Управление кровлей - полное обрушение.
Способ проветривания - нагнетательный; схема проветривания -фланговая. Шахта отнесена ко III категории по газу, опасна по угольной пыли, не опасна по внезапным выбросам угля и газа, угольные пласты склонны к самовозгоранию. Угольные пласты угрожаемые по горным ударам с глубины 180 м (пласт 52) и с глубины 150 м (пласты 51, 50, 49).
Марочный состав углей - ДГ, направление использования -энергетические цели. Зольность угля пластов по средним значениям изменяется от 4,6 до 7,7%, а с учетом засорения породой прослойков - от 5,8 до 19,3%. Низшая теплота сгорания угля колеблется в пределах 27210-28880 КДж/кг.
Площадь шахтного поля равна 3,1 км2, длина по простиранию - 3,5 км, вкрест простирания - 500 -1200 м, а с учетом угла сдвижения пород от очистных работ: площадь 8,0 км2, длина - 3,6 км, ширина - 2,2 км.
Основные виды транспорта на шахте: - конвейерный - для транспортировки горной массы по стволам, конвейерным штрекам грузо-людскими ленточными конвейерами типа 2ЛТ1000А, КЛК-1000, ЛЛТ-1200, 2П-120, скребковыми конвейерами СР-70, 2СР-70/05; - канатный - для доставки людей, материалов, оборудования по стволам и штрекам с помощью доставочных дорог ДКНТ, ДКНУ1, лебедками ЛВ-25, подвесной дороги ДП-155У с применением в качестве тягового органа дизельных локомотивов ДПЛ-80, ДПЛ-110 и ДПЛ-120.
Технологическая схема приема и обработки угля: конвейерный штрек — конвейерный ствол - угольный склад - железнодорожный вагон.
В соответствии с планом развития горных работ число одновременно работающих очистных забоев - 1, оборудованного механизированным комплексом DBT с применением комбайна SL-500, длина лавы - 230 - 300м.
Подготовительные выработки проводятся при помощи проходческих комбайнов ГПКС, П-110, проходческого комплекса JOY.
Все горные работы, строительство поверхностных объектов осуществлено с полном соответствии с проектом «Корректировка проекта строительства шахты «Котинская».
Поле шахты «Котинская» расположено на территории Прокопьевского района Кемеровской области Российской Федерации, в северо-западной части Ерунаковского геолого-экономического района Кузбасса.
Для увеличения производственной мощности шахты «Котинская» до 5 млн.тонн в год в имеющихся лицензионных границах настоящим Дополнением к «Корректировке проекта...» предусматривается вовлечение в отработку запасов шахты №7.
Район деятельности предприятий промышленно освоен. Поля обеих шахт в лицензионных границах расположены в южной части Соколовского каменноугольного месторождения, в пределах северо-восточного крыла Кыргайской (Соколовской) брахисинклинали, и поэтому представляют собой падающую на юго-запад моноклинальную структуру.
Марочный состав углей — ДГ, направление использования — энергетические цели. По данным геологического отчета зольность угля пластов по средним значениям изменяется от 4,6 до 7,7%, а с учетом засорения породой прослойков - от 5,8 до 19,3%. Низшая теплота сгорания угля колеблется в пределах 27210-28880 КДж/кг.
Балансовые запасы по шахте «Котинская» по чистым угольным пачкам составят 80548 тыс.т, по горной массе — 86624 тыс.т. Пласты угля поля шахты «Котинская» с глубины 150 м относятся к угрожаемым по горным ударам.
Согласно списку пластов, утвержденному Техническим директором филиала ОАО «СУЭК» 27.11.06 г., пласты с 52 по 49 относятся к весьма склонным к самовозгоранию. Продолжительность инкубационного периода угля пласта 52 составляет 47 суток.
Поле шахты «Котинская» располагается в центральной части юго-восточного крыла Кыргайской (Соколовской) брахисинклинали, где занимает довольно незначительную часть площади месторождения [86,87]. Границы шахты включают интервал угленосных отложений от почвы пласта 49 до кровли пласта 53 (мощность этого интервала составляет 135-155 метров). В пространственные границы шахтного поля входят и вышележащие угольные пласты до пласта 58.
В описываемом интервале вскрытых угленосных отложений мощностью 338 м содержится от 9 до 12 угольных пластов и пропластков каменного угля мощностью от 0,20 до 5,04 метра. Рабочих пластов - 7, из них к мощным относятся 3 пласта (58, 52, 50), к пластам средней мощности относятся 3 пласта (57, 51, 49). К наиболее выдержанным по мощности и строению относится пласт 50.
Объектом заблаговременной дегазационной подготовки является пласт 52, имеющий пологое моноклинальное залегание с падением в западном направлении под углами на горизонте +0 м 3-9. Глубина залегания пласта 52 в районе лавы 5209 составляет 300 м. При такой глубине залегания закрепления раскрываемых трещин не требуется.
Методические подходы к предварительной оценке дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по фактическим данным газообильности горных выработок
1. Основные параметры оценки, которыми можно располагать: дебиты пластовых дегазационных скважин, Qc; дебиты (газообильность) подготовительных выработок Qn; приближенные значения газоносности угля, qyn; ориентировочными значениями газоносности пород, qnn; скорость газоотдачи газа с обнажений угля, Vyn; приближенное значение площади раскрываемых трещин, S ; отношение проницаемости осадочных пород вдоль плоскостей напластования, которая на порядок выше проницаемости в крест напластования к последней, Ку = 10КУ ; Кп =10КП ; приближенные значения роста дебита скважин по углю при подработке (надработке) последних, Qcn; время затухания дебитов дегазационных скважин по углю, tc. 2. Параметры оценки, которыми можно располагать с необходимой степенью достоверности: пластовое давление, Рплп; проницаемость угля в природных условиях, Ку; проницаемость вмещающих пород в природных условиях, Кп; величина радиусов контура питания подготовительных RKn, скважин R/. 3. При таком соотношении наличия и отсутствия информации, в частности и особенно пластового давления и проницаемости толщи, исключено применение уравнений подземной гидравлики для оценки возможных дебитов скважин. Возникает необходимость поиска иного пути, который бы опирался на знание следующих показателей, перечисленных в п.1, а именно: Qc, Qn, qy, qn, Vyn, STp, Qcn, tc. 4. Может быть использован следующий методический подход к оценке возможных дебитов скважин: а) будем считать: подготовительную выработку скважиной большого диаметра; пластовые скважины равноправными со скважинами с поверхности в смысле скорости газоотдачи с площади обнажения угля. Считаем, что газообильность (дебит) горной выработки определяется газоотдачей обнажений пласта и пород. Газоотдачей отбитой горной массы пренебрегаем. б) Для облегчения контроля расчетов ниже приведены принимаемые с учетом фактора разгрузки соотношения скоростей газоотдачи с поверхности обнажения угля и пород: в) Проведем ориентировочный произвольный расчет прогнозного дебита метана из скважины ГРП по данным газообильности подготовительной выработки - пластового штрека. Например, при газообильности штрека размером 3,0 м на 2,5 м , протяженностью 1П = 400 з м и газообильностью Qn = 5 м /мин, пройденного по угольному пласту мощностью пт=2,5 м, имеем: г) Для исследуемого случая дебит необсаженной скважины d = 0,1 м, пересекающей не подвергнутый гидрорасчленению угольный пласт полностью по твсей мощности в крест напластования, т.е. "совершенной по степени и способу вскрытия" составит: При применении гидровоздействия на угольный пласт через скважины с поверхности мы можем получить раскрытие 2-4 систем трещин на удаление 100-200 м при рассматриваемых здесь условиях. В этом случае дебит скважины составит: где f — степень осушения пласта в процессе освоения скважины ГРП (примем f=0,5). где L — длина раскрытия трещин (радиус обработки пласта), м (100 -200) т- мощность пласта, м (2,5) N — количество систем трещин (2-4) п -среднее количество трещин в одной системе (примем по аналогии с примером из раздела 3.1.2 - п=10). При таком дебите после гидровоздействия скважины в среднем функционируют 1э = 3000 дней. Суммарный съем газа таким образом может составить Z = 4,8-19,2 млн.м3 и возможна коммерческая эксплуатация газовых запасов угленосных толщ (шахтных полей).
Обоснование методических рекомендаций по выбору рациональных технологических схем пластовой дегазации угольных пластов
Заблаговременная (предварительная) дегазационная подготовка может быть реализована двумя способами: с откачкой (ЗДП-1) и без откачки воды и газа после окончания собственно гидрорасчленения пласта (ЗДП-2). Последняя технология прошла достаточно широкую промышленную проверку на шахтах Карагандинского и Донецкого бассейнов, апробирована на одной из шахт Воркутинского месторождения [1-6,43-46,116,117 и др.].
Основой второго способа является глубокое блокирование метана водой (в переходных и микропорах угля) при их длительном (не менее 2-3 месяцев) взаимодействии в системе вода - уголь - газ.
Для конкретного выбора разновидности способа ЗДП необходимо учитывать два основных фактора [43]: - время, имеющееся для дегазации скважинами с поверхности до начала горных работ в зонах дегазации; - уровень метаноизвлекаемости (возможной интенсивности извлечения метана в единицу времени) из неразгруженных от горного давления угольных пластов через скважины заблаговременной дегазации. Таким образом, для совершенствования системы метанобезопасности на шахте следует решить следующие основные принципиальные вопросы: наличие «газового барьера» и его масштаб, то есть наличие целесообразности и необходимости проведения пластовой (заблаговременной, предварительной, текущей) дегазации; разработать методологию выбора основных технологических схем по управлению газовыделением при заблаговременной (предварительной) дегазационной подготовке угольных пластов; научно обосновать методологические подходы к оценке метаноизвлекаемости из неразгруженных от горного давления угольных пластов через дегазационные скважины, пробуренные с поверхности; обосновать и разработать конкретную, адекватную горно-геологическим и горнотехническим условиям технологическую схему заблаговременной (предварительной) дегазации шахтного поля через скважины с поверхности. Методические рекомендации по выбору рациональных технологических схем управления газовыделением при заблаговременной (предварительной) дегазационной подготовке запасов угля предусматривают выполнение двух основных этапов.
На первом этапе решаются три вопроса: 1) Определяется целесообразность проведения дегазационных работ. Основным моментом тут является определение ограничений на нагрузку на очистной забой по газовому фактору с использованием нормативных документов с уточнением на базе последних научных исследований процессов метановыделения из разрабатываемых угольных пластов в очистной забой при высокопроизводительной добыче угля. 2) Определяется уровень метаноизвлекаемости из разрабатываемого угольного пласта, то есть прогнозируется возможный дебит метана из дегазационных скважин, и определяются потенциальные возможности по снижению газовыделения в очистной забой из разрабатываемого пласта после его дегазации. 3) Определяется резерв времени, имеющийся в запасе на проведение дегазации подлежащего разработке угольного пласта. Эффективность большинства схем дегазации зависит от времени, отпущенного на извлечение метана из соответствующего источника его поступления в горные выработки. Этим фактором предопределяется ограниченная эффективность оперативных (текущих) технологий дегазации, применяемых совместно с ведением основных гонных работ. Известно, что при применении пластовой дегазации из подготовительных выработок максимальный удельный съем во многом ограничен именно по фактору времени: опережение подготовительными работами очистных редко превышает 6 месяцев, а значительно часто этот период еще меньше.
Заблаговременная дегазационная подготовка неразгруженного от горного давления пласта (ЗДП) эффективно применяется при сроках на дегазацию 3-5 и более лет. При сроке заблаговременности менее 1-3 лет речь может идти о предварительной дегазации (ПДП). Необходимо отметить, что такое временное деление упомянутых способов пластовой дегазации достаточно условно и не имеет принципиального значения. Более важно здесь то, что при наличие резерва времени на дегазацию более 3-5 лет можно эффективно применять известную технологию гидрорасчленения угольных пластов через скважины с поверхности (ГРП), достигая основной эффект по снижению газовыделения в горные выработки за счет заблаговременного извлечения метана из пластов на поверхность. При меньших сроках в определенных горно-геологических условиях (в основном при определенных глубинах залегания угольных пластов и их природной газопроницаемости) этот эффект может быть недостаточным и необходимым требованием будет применение комплексной схемы дегазации, включающей в себя необходимость применения последующей пластовой дегазации из подготовительных выработок в зонах ГРП. Возможно также на стадии предварительной дегазации угольных пластов применение так называемой технологии ЗДП-2, суть которой изложена выше.
