Способ дегазации и увлажнения угольного пласта

 

Изобретение относится к горной промышленности и позволяет повысить эффективность дегазации и увлажнения угля в забоях шахт. Из выработки 1 в пласте 2 проводят параллельные очистному забою и недобуриваемые до противоположной выработки 4 скважины (С) 3. Каждую С 3 подключают к газопроводу 5 и отсасывают из пласта 2 газ. Из выработки 4 проводят С 6 под угло.м к очистному забою до полхода зоны опорного давления. В процессе работы лавы поочередно отключают грхппу С 3 от газопровода 5 и подключают к нагнетательному ставу 10. Жидкость R пласт нагнетают до подхода зоны опорного давления одновременно через С 3 и 6. Производят выдержку жидкости в пласте 2 до подхода зоны техногенного трещинообразования. Неиспользованные в процессе выдержки объемы жидкости сливают из С 3 и 6. Затем С 3 заглушают, а функционирующие в зоне техногенного трещинообразования С 6 сообщают с газопроводом 8. На протяженных выемочных полях в пласте 2 проводят параллельные сквозные С 9. При этом подачу жидкости в С 6 осуществляют через С 9. После слива жидкости С 9 сообщают с газопроводом 8. Использование С 6 для нагнетания в пласт 2 жидкости обеспечивает эффективное увлажнение массива. Рациональное проведение мероприятий по отсосу газа и увлажнению массива предотвращает внезапные выбросы угля и газа и увеличивает нагрузку на очистные забои по газовому фактору. I з.п. ф-лы, 3 ил. (Л N5 00 4 О5 00

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ СПУБЛИК (дц 4 Е 21 1= 7 00

«а ф r;..« ; °: :°

В.-.

«! 13

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н А BTOPCMOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

f14++,, г

9 У

Фи@2 з !а з

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3776835/22-03 (22) 01.08.84 (46) 23.12.86. Бюл. № 47 (71) Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени институт горного дела им. A. А. Скочинского (72) В. С. Забурдаев, И. В. Сергеев, Б. E. Рудаков, Е. А. Беломойцев и В. А. Садчиков (53) 622.817 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР № 447515, кл. E 21 F 7/00, 1968.

Инструкция по безопасности ведения горных работ на пластах, склонных к внезапным выбросам угля, породы и газа.

М.: Недра, 1977, с. 48 — 52. (54) СПОСОБ ДЕГАЗАЦИИ И УВЛАЖНЕНИЯ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА (57) Изобретение относится к горной промышленности и позволяет повысить эффективность дегазации и увлажнения угля в забоях шахт. Из выработки 1 в пласте 2 проводят параллельные очистному забою и недобуриваемые до противоположной выработки 4 скважины (С) 3. Каждую С 3 подключают к газопроводу 5 и отсасывают

„„SU„„1278468 из пласта 2 газ. Из выработки 4 проводя".

С 6 под углом к очистному забою до подхода зоны опорного давления. В процессе работы лавы поочередно отключают группу

С 3 от газопровода 5 и подключают к нагнетательному ставу 10. Жидкость в пласт нагнетают до подхода зоны опорного давления одновременно через С 3 и 6. Производят выдержку жидкости в пласте 2 до подхода зоны техногенного трещинообразования. Неиспользованные в процессе выдержки объемы жидкости сливают из С 3 и 6.

Затем С 3 заглушают, а функционирующие в зоне техногенного трещинообразования

С 6 сообщают с газопроводом 8. На протяженных выемочных полях в пласте 2 проводят параллельные сквозные С 9. При этом подачу жидкости в С 6 осуществляют через С 9. После слива жидкости С 9 сообщают с газопроводом 8. Использование С 6 для нагнетания в пласт 2 жидкости обеспечивает эффективное увлажнение массива.

Рациональное проведение мероприятий по отсосу газа и увлажнению массива предотвращает внезапные выбросы угля и газа и увеличивает нагрузку на очистные забои по газовому фактору. l з.п, ф-лы, 3 ил.

1278468

ИзобрстсllHO 0TIIocHтся к горной промышленности и может быть использовано для снижения газовыделения и пылеобразования в забоях шахт, прелотвращеllH51 внезапных выбросов, повышения безопасIIocTH горных работ.

Цель изобретения — lloBI)lllkcfIH(эффективности дегазацип и увлажнения угольного массива.

Н3 фи г. 1 и р)1 велена сх(. ма! лсг(1 за пи и и увлажнения уl îëüHîãî массива Н3 выс- 1Q мочном участке с легазационными трубоIl POBO;13 M H НЯ ОТКЯТОЧНОМ И ВСНТИ. 15IIIHOIIох тр(; аф ..2 — îrKB,c зованием сквозных скважин; на фиг. 3 — 10 же, с использованием сквозных скважин лля

)юлачи жидкости во встречные скважины и

0ÒÑO(. Я I 33il.

Способ легазации и уkl.t13æklckIH51 угольного ил()с)3 осуществляют слслуюп(им ооразом.

Из горной выработки (фиг. 1) Ilo пласту 2 проводят серию параллельных скважин 3, недобуриваемых ло противоположной выработки 4 на расстояние, рав()ос протяженности зоны 110BI>llllclIIIQI горного давления (ПГД) на выбросоопасных пластах и зоны повышенного газовыделения в ?5 лаву на неопасных пластах. Каждую скважину после окончания ее бурения подсоединяют к легазационному газопроводу 5 и отсасывают в соответствии с указаниями нормативных документов.

Из выработки 4 доиол))ительно проволят скважины 6 (фиг. 1 — -3) под углом к очистному забою, которые подсоединяют сначала к нагнетательному cT3B), 7, а после увлажнения пласта — — к дегазационному трубопроводу 8, проложенному в выработке 4 (фиг. 1), нли к участку газопровода 8, сообп(енному с газопроводом 5 через сквозную скважину 9 (фиг. 2 и 3).

Встречные скважины 6 проволят ло подхода зоны опорного давления, оборулук)т их устья обсадными Tруоами лля пол- 4О ключения к нагнетательному ставу 7 (фиг. 1 и 2), а затем -- к легазационш)му трубопроводу 8 (или участку газопровода 8 ). Для подключения встречных скважин 6 к дегазационному трубопроводу можно использовать механические герметизаторы, если увлажнение пласта осуществляют с использованием переносных гидрозагворов.

Параметры встречных скважин определяют с учетом ширины зон ПГД и техногенного трещинообразования. Первую величину находят известным мето 1ом, вторую — — опыт50 ным путем на основе данных изменения газовыле leIIH51 из пробуренных навстречу лаве скважин при отработке сосе.1II(.го выемочного участка. Ширину зоны техногcllklok трещипообразования устанавливают в процессе работы смежной лавы по газовы 1сленик) из скважин Io и Ilocëå посадки основной k(poB, IH IIÎ p3ccTQHHHlo 0Т заб051 лавы 10 забоя наиболее улаленной скважины, в которой отмечено увеличение газоВЬ: ЛЕ )ЕНИЯ

Угол ((: разворота встречных скважин 6 от оси выработки 4 (фиг. 1 - 3) рассчитывают по формуле (= 3I Ctgf

k где 1 — п(ирина зоны ПГД на выбросоопасных пластах или повышенного газовыделения в лаву Н3 неопасных пластах, м которая отсчитывается от выработки 4 до гp3HHLibl зоны ПГД или зоны интенсивного газовыделения в лаву;

7 — — ширина зоны техногенного трещинообразования, м.

Расстяпие г:; между скважинами 6, пробуренными пол углом к oчист)юму забою, определяют 110 формуле г: = (1- -h).ctgq., (2) гле 1) — глубина зоны лренирования угольного массива подготовительной выработкой, м, которая определяется по рекомендациям нормативных локу ментов или опытным путем Ilo изменению газового давления (или газоносности) во времени.

В том случае, когда зона ПГД расположена вблизи нижней границы выемочного участка, пластовые скважины проводят из верхней выработки, а встречные скважины— из нижней. Если на дегазируемом участке

IIë аста зона П ГД выклинивается и IH вовсе исчезает в некоторых его местах, то Ilap3 )eTpk встречных скважин на таких участках выемочного поля опреде)яют (10 ширине зоны интенсивного газовы еления в лаву.

В процессе работы лавы перел зоной опорного давления группу пластовых параллельно-одиночных скважин 3 отключают от дегазационного газопровода 5 и подключа(от к нагнетательному ставу 10 (фиг. 1 — 3).

Жидкость в Ikëàñò нагнетают одновременно через скважины 3 и встречные скважины

6. Параметры нагнетания, вил оборудования и жидкость лля обработки угольного массива устанавливают по известным нормативным документам. 11ри этом ранее обработанная группа скважин 3" заглушена (отключена от нагнетагельного става и изолирована от рудничной атмосферы), а группа встречных скважин 6 подключена к легазационному газопроводу 8 (фиг. 1) и IH участку газопровода 8, сообгценному с дегазационным газопроводом 5 через сквозную скважину 9 (фиг. 2 и 3).

Н3 протяженных выемочных участках, особенно B лавах по простиранию, сквозные скважины 9 могут быть использованы не только лля 0Тсос3 газа и нагнетания жилКОСТИ В ПЛЯ(Т, IIO И,1Л51 (IОЛЯЧИ ЖИЛКОСТИ ВО встречные скважины 6 (фиг. 3) в llepHOT

1278468

3 увлажнения массива угля. В этом случае к нагнегательному ставу 10 подключают только те встречные скважины 6, которые (3) Я=пп=г;к, где r — расстояние между пластовыми скважинами 3 для предварительной дегазации, м; п — количество параллельных скважин на участке пласта длиной R; г.— расстояние между встречными скважинами 6, пробуренными под углом к очистному забою, м; к — количество встречных скважин на участке пласта длиной R.

Расстяние г между пластовыми скважинами 3 определяют по опытным данным или указанниям нормативного документа.

Расчетную величину r округляют до ближайшего целого числа. Расстояние г. между встречными скважинами 6 находят по формуле (2) с последующим округлением в меньшую сторону до величины, кратной принятому расстоянию между пластовыми скважинами 3 предварительной дегазации.

Таким образом, на участке пласта длиной R укладывается определенное количество пластовых 3 и встречных 6 скважин.

Процесс на гнетания жидкости в пл аст считается завершенным после того, как в массив угля подают необходимое количество жидкости, определенное нормативным документом. Устья скважин 3 и 6 после завершения процесса нагнетания жидкости перекрывают, а жидкость, поданную в пласт, выдерживают в пласте до подхода зоны техногенного трещинообразования, после чего неиспользованные в процессе выдержки объемы жидкости сливают из

35

45

55 расположены между сквозными скважинами

9 и 9 (фиг. 3). Диаметр сквозной скважины 9 выбирают с учетом глубины разработки и угла падения пласта, влияющих на давление нагнетания жидкости в пласт, и гидравлических потерь напора жидкости в сквозной скважине. Расчеты показывают, что на пологих пластах диаметр сквозных сква- 10 жин 9, равный 150 — 200 мм, является достаточным для подачи жидкости во встречные скважины 6.

Сквозные скважины 9 применяют на протяженных выемочных полях, длина которых превышает 600 м, Диаметр сквозных скважин принимают в 1,5 — 3 раза больше диаметра скважин 3. Сквозные скважины обсаживают с двух сторон трубами на глубину, превышающую протяженность зоны разгрузки угольного массива горной выработ- 20 кой. В различных горно-геологических условиях глубина обсадки составляет 5 — 15 м.

Сквозные скважины 9 проводят в те же сроки, что и скважины 3. Расстояние R между сквозными скважинами принимают равным

50 — 100 м с учетом соотношения

25 скважин, Причем, если встречные скважины являются нисходящими (например, прн бурении из верхней выработки в лаве, работающейй Но п ростиранию пласта ), то жидкость из них перепускают в восходящие скважины 3" в зоне техногенного трещинообразования через трещины, идущие параллельно очистному забою.

Параллельные очистному забою скважины

3" (фиг. 1 — 3) после слива жидкости заглушают, а встречные скважины 6 сообщают с дегазационной системой, т.c . Il();I,соединяют к дегазационному трубопров >,;у

8 (фиг. 1) или к участку газопровода 8, сообщенному с газопроводом 5 через лн>счliv!o (сквозную) скважину 9 (фиг. 2 II >).

На скважинах 6 (фиг. 1 — -3), забои которых расположеHl>l в зоне техногенного трещинообразования, сосредотачивают вакуум, чтобы обеспечить высокую их продуктивность. Моментом для активизации съема газа из такой скважины с помощью вакуума является увеличение дебита метана, которое фиксируется по изменению газовыделения из пласта в скважину (знак прироста газовыделения меняется с минуса на плюс).

Когда встречная скважина сообщается по сети трещин с призабойным пространством лавы, вакуум на ней уменьшают и поддерживают концентрацию метана на устье скважины выше допустимой для его использования нормы.

Величину вакуума на скважинах регулируют известными в горной практике методами. Основным из них является метод уменьшения (или увеличения) сечения канала в обсадной трубе скважины за счет изменения положения шибера. Возможны автоматические или ручные способы изменения положения шибера в обсадной трубе скважины или в трубе, отводящей газ из скважины в участковый (или магистральный) трубопровод.

Форлдла изобретения

1. Способ дегазации и увлажнения угольного пласта, включающий проведение в пласте параллельных очистному забою и недобуриваемых до противоположной выработки скважин, подключение их к газопроводу, отсос газа, последующее поочередное отключение групп скважин от газопровода, нагнетание через них жидкости в пласт и выдержку ее во времени. отличаюи(ийся тем, что, с целью повышения эффективности дегазацип н увлажнения угля, дополнительно из противоположной выработки в плоскости пласта проводят скважины навстречу очистному забою, жидкость в пла T нагнетают до подхода зоны опорного давления одновременно через параллельные скважины и скважины, пробуренные на1278468 (.ос. ави>ег(в И. Федяева

Редактор И. Дербак ехре (И. Верее К(>1>рек™р: (11л >ин

Заказ 6814(28 тир:1>к 436 По,i(> и с нос

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4 встречу очистному забою, производят выдержку жидкости в пласте до подхода зоны техногенног0 трещинообразования, lloyd.!е чего слива!от неиспользованные в процессе выдержки обьемы жидкости пз скважин, затсх! параллельные очистному заоою скважипь(:3((гг(уп(ак>т, H скважины, пробуренные

I I (I (3 (T 1> (. >13 О ! с т н 0 У! У 3 а бо !О и ф У H K I I, и 0 н иру(ощис в зоне Tcõíîãåí(lîãî трещинооораз<>пипия, сообща!От с газопроводом.

2, Способ IIO и. 1, отличаю(чийся тем, что, с целью повышения эффективности дегазации и увлажнения на протяженных выемочнblx полях, в пласте проводят дополнительно параллельные сквозные скважины, l1pI3 этОм подачу жидкости B скважины, пробуренные навстречу очистному забою, осуществляют через сквозные скважины, а после слива жидкости сквозные скважины (ообшают с газопроводом.