Способ дегазации пластов-спутников

 

Изобретение может быть использовано при разработке пологонаклонных угольных пластов. Задача изобретения - предотвратить образование слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем выработке за счет создания в подрабатываемой толщине системы дренажных каналов, обеспечивающих каптаж метана при интенсификации газовыделения из пластов-спутников. Для этого углепородную толщу, содержащую угольный пласт и пласты-спутники, с помощью скважин разделяют на нижний и верхний ярусы. Нижний ярус образуют первой частью скважин, которые бурят спереди очистного забоя из дополнительных выработок, пройденных в сторону неотработанного угольного массива из оконтуривающей выемочный столб выработки с расстоянием, равным шагу вторичной осадки пород кровли. Устья первой части скважин располагают за пределами ширины зоны пластических деформаций, примыкающей к поддерживаемой выработке. При этом первую часть скважин бурят, обсаживают, цементируют и герметизируют до границы сдвижения пород кровли с последующим выполнением зародышевой щели по контакту пласта-спутника с породами кровли с помощью щелеобразователя. Затем первую часть скважин нижнего яруса подключают к высоконапорному трубопроводу и дегазационному трубопроводу для вымывания полости второй части скважин гидроразрывом. Верхний ярус образуют бурением дополнительных скважин в зону расположения пластов-спутников, обсадку которых осуществляют до нижней границы зоны изгиба пород кровли. 3 з.п.ф., 10 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для дегазации пластов-спутников и сближенных пластов при отработке свиты пологопадающих пластов при бесцеликовой подготовке выемочных столбов.

Известен способ дегазации пласта-спутника, включающий бурение скважин из подземных выработок до пересечения с дегазируемым угольным пластом, герметизацию и образование коммуникаций, гидравлический вымыв угля и вынос газа из пласта, при этом скважину бурят в полости смежного выемочного поля дегазируемого пласта, а жидкость нагнетают в скважину до образования коммуникаций в дегазируемом пласте с промывом ее в выработанное пространство, при этом гидровымыв осуществляют в выработанное пространство, после чего производят отсос газа из выработанного пространства и дегазируемого пласта через скважину (1).

Недостаток способа дегазации пласта-спутника состоит в быстрой разгерметизации скважин, поскольку они расположены в зоне влияния сдвижения пород кровли, и проявлении слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем выработке.

Известен способ дегазации сближенных угольных пластов, включающий бурение направленной скважины по породам междупластья и сближенному пласту, герметизацию устья и отсос газа из скважины, при этом бурение направленной скважины в породах междупластья осуществляют в зоне смежного неразрабатываемого участка (2).

Недостаток способа дегазации сближенных угольных пластов состоит в высокой трудоемкости работ, связанных с бурением искривленной первой части скважин, низкой величине вакуума в устьях этих скважин из-за их повышенной длины, наличии слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем выработке в периоды осадка основной кровли. Кроме того, данный способ имеет ограниченную область применения, поскольку эффективно может быть использован только на пластах с высокой естественной газоотдачей.

Известен способ дегазации пластов-спутников, включающий бурение скважин впереди очистного забоя в зону расположения пласта-спутника, обсадку, цементацию и герметизацию скважин, подключение скважин к дегазационному трубопроводу и отсос газа, при этом часть скважины бурят в целике из выработки смежного выемочного столба до границы сдвижения пород отрабатываемого выемочного столба, а другую часть скважины выполняют вдоль пласта-спутника по контактам его с почвой до границы обрушения пород, разделяющей отрабатываемой и отработанный ранее выемочные столбы, при этом переход из одной части скважины в другую осуществляют предварительным выполнением зародышевой трещины щелеобразователем из забоя скважины, пробуренной в целике, затем щелеобразователь извлекают, подключают эту часть скважины к ставу, по которому подают жидкость под высоким давлением, и вымывают полость части скважины, расположенной вдоль пласта-спутника (3).

Недостаток данного способа дегазации пластов-спутников состоит в постоянных проявлениях слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем выработке и низкой величине вакуума этих скважин вследствие повышенной их длины, так как бурение первой части скважин осуществляют из выработки смежного выемочного столба, что в целом снижает эффективность дегазации пластов-спутников.

В соответствии с этим в основу изобретения поставлена задача предотвратить образование слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем выработке за счет создания в подрабатываемой углепородной толще системы дренажных каналов, обеспечивающих каптаж метана, при обеспечении интенсификации газовыделения из пластов-спутников.

Задача достигается тем, что в известном способе дегазации пластов-спутников, включающем бурение первой части скважин нижнего яруса углепородной толщи впереди очистного забоя в зону расположения пласта-спутника со стороны неотработанного угольного массива до границы сдвижения пород кровли отрабатываемого выемочного столба, обсадку, цементацию и герметизацию этой части скважин, выполнение зародышевой трещины из забоя первой части скважин, подключение каждой первой части скважин нижнего яруса к дегазационному трубопроводу и ставу, по которому подают жидкость под высоким давлением для выполнения второй части скважин нижнего яруса, ориентированной вдоль пласта-спутника по контакту его с почвой, гидроразрыв углепородного массива, подключение скважин к дегазационному трубопроводу и отсос газа, согласно изобретению предварительно определяют ширину зоны пластических деформаций, примыкающей к выработке, оконтуривающей выемочный столб, шаг вторичной осадки основной кровли разрабатываемого угольного пласта, величину угла сдвижения пород отрабатываемого выемочного столба, а затем впереди очистного забоя из выработки, оконтуривающей отрабатываемый выемочный столб, в сторону неотработанного угольного массива проходят дополнительные выработки за пределы ширины зоны пластических деформаций, из которых производят бурение первой части скважин нижнего яруса, а также бурение дополнительных скважин верхнего яруса, причем расстояние между дополнительными выработками принимают не менее шага вторичной осадки основной кровли разрабатываемого угольного пласта, при этом дополнительные скважины верхнего яруса бурят в зону расположения пластов-спутников, залегающих в породах кровли разрабатываемого угольного пласта, с последующей обсадкой, цементацией и герметизацией дополнительных скважин до нижней границы зоны изгиба пород кровли разрабатываемого угольного пласта, а обсадку, цементацию и герметизацию первой части скважин нижнего яруса осуществляют до границы сдвижения пород кровли отрабатываемого выемочного столба, а после подключения первой части скважин нижнего яруса к дегазационному трубопроводу к нему подсоединяют дополнительные скважины верхнего яруса и приступают к выполнению второй части скважин нижнего яруса.

При наличии особогазоносных пластов-спутников бурят скважину, парную относительно скважины, пробуренной до границы сдвижения пород кровли отрабатываемого столба, до зоны контакта пород кровли с пластом-спутником в сторону неотработанного угольного массива, при этом ее первую часть обсаживают до зоны контакта пород кровли с пластом-спутником.

Для интенсификации газовыделения гидроразрыв углепородного массива производят повторно в зоне опорного горного давления на расстоянии от очистного забоя (0,4-0,2)l_оп, где l_оп протяженность зоны опорного горного давления.

При этом в качестве щелеобразователя используют часть бурового става, выполненного в виде гибкого элемента, один конец которого оснащен буровой шарошкой, а другой конец соединяют с основным буровым ставом.

В противоположность известному уровню техники заявляемое изобретение при его осуществлении позволит обеспечить защиту рабочего пространства поддерживаемой за очистным забоем выработки от газовыделений повышенной концентрации из пластов-спутников.

Это достигается тем, что благодаря использованию более короткой, по сравнению с прототипом, первой части скважин и вследствие этого повышенной величины их вакуума при формировании в кровле вдоль пласта-спутника впереди очистного забоя полостей второй части скважин, с помощью которых обеспечивают дегазацию нижнего яруса углепородной толщи совместного с дополнительными скважинами, пробуренными в зону расположения выше залегающих пластов-спутников для обеспечения дегазации верхнего яруса углепородной толщи, создают механизм отсоса метановоздушной смеси со стороны выработанного пространства вблизи его границы с поддерживаемой за очистным забоем выработки.

Механизм отсоса метановоздушной смеси проявляется в том, что под влиянием концентрации напряжений, а также дополнительных напряжений, развивающихся вокруг полостей второй части скважин, которые сформированы в опорной зоне с заданным шагом при подготовке к дегазации нижнего яруса углепородной толщи, и гидроразрыва последней в зоне опорного горного давления впереди очистного забоя в породах кровли поддерживаемой выработки на участке между границами сдвижения и обрушения пород образуются заколы (трещины) и подвижки слоев по напластованию. При этом над поддерживаемой выработкой происходит дальнейшее развитие свода естественного равновесия, сопровождающееся разгрузкой, расслоением пород кровли и созданием в ней зон дополнительных растягивающих напряжений, характеризующихся по мощности пород зародышевыми трещинами или трещинами разрыва, пересекающих эти зоны и являющихся газопроводящими каналами. По мере приближения очистного забоя к каждой из этих зон, ориентированных в направлении простирания наиболее развитой системы эндокливажа, в результате перераспределения концентрации напряжений происходит увеличение этих зон за счет раскрытия и роста трещин разрыва пород, достигающих полостей второй части скважин нижнего яруса углепородной толщи, а упомянутые зоны дополнительных растягивающих напряжений, содержащие трещины разрыва, после подхода очистного забоя к каждой примыкают к зоне трещин, формирующейся позади очистного забоя в выработанном пространстве.

Отмеченные выше подвижки и расслоения пород обусловливают газовыделения из углепородной толщи, происходящее как впереди, так и позади очистного забоя. Соответственно протекает и каптаж метана с помощью системы дренажных каналов, включающей скважины, полости и трещины, созданные в подрабатываемой углепородной толще над поддерживаемой выработкой. Часть метана, выделяющаяся в зоне влияния полостей второй части скважин впереди очистного забоя, поглощается этими полостями на уровне нижнего яруса углепородной толщи через трещины разрыва над поддерживаемой выработкой. Другая часть метана, выделяющаяся в выработанном пространстве, каптируется полостями второй части скважин вблизи границы зоны обрушения посредством зоны трещин пород выработанного пространства, то есть за очистным забоем. В результате влияния повышенной величины вакуума при поглощении метана за очистным забоем концентрация его вблизи границы выработанного пространства, примыкающего к поддерживаемой за очистным забоем выработке, не достигает опасной величины, характерной для слоевых скоплений метана.

Выделяющийся в зоне изгиба пород из выше расположенных пластов-спутников за очистным забоем на уровне верхнего яруса углепородной толщи метан каптируется с помощью дополнительных скважин, имеющих дренажную связь с полостями второй части скважин с помощью эндокливажных трещин над поддерживаемой выработкой. То есть разделение углепородной толщи на нижний и верхний ярусы с созданием в ней системы дренажных каналов обеспечивает каптаж метана из приконтурного массива со стороны выработанного пространства поддерживаемой за очистным забоем выработки, что предотвращает образование слоевых скоплений метана за очистным забоем.

Таким образом, при осуществлении изобретения достигается технический результат, который не известен из сведений об уровне техники, а поэтому оно имеет изобретательский уровень.

На фиг.1 представлен участок отрабатываемого выемочного столба с пробуренными из дополнительных выработок скважинами, вид в плане; на фиг.2 - схема расположения разрабатываемого угольного пласта, пластов-спутников и скважин в горном массиве, вертикальный разрез; на фиг.3 разрез А-А на фиг.2; на фиг. 4 разрез Б-Б на фиг.2; на фиг.5 разрез В-В на фиг.2; на фиг.6 - размещение в скважине бурового става со щелеобразователем при выбуривании зародышевой щели; на фиг.7 схема компоновки щелеобразователя; на фиг.8 - схема размещения в дополнительной выработке оборудования для вымывания полости в пласте-спутнике после создания зародышевой щели; на фиг.9 заложение в горном массиве в сторону неотработанного угольного массива парной скважины при наличии дополнительных скважин; на фиг.10 график интенсивности газовыделения из пласта-спутника впереди и позади очистного забоя, где положение очистного забоя принято за нулевую отметку.

Пласты-спутники 1, 2, 3 дегазируют в процессе подвигания очистного забоя 4, расположенного между конвейерной 5 и вентиляционной 6 выработками, пройденными по разрабатываемому угольному пласту 7 и оконтуривающими выемочный столб 8. Из конвейерной выработки 5 впереди очистного забоя 4 в направлении неотработанного угольного массива 9 пройдены дополнительные выработки 10 за пределы ширины m зоны пластических деформаций 27. Из каждой дополнительной выработки 10 в породы кровли 11 в зону расположения пласта-спутника 1 пробурена первая часть 12 скважины, подготавливающая нижний ярус углепородного массива.

Над угольным пластом 7 впереди очистного забоя 4 расположена зона 13 геостатических напряжений, зона 14 опорного горного давления. Позади очистного забоя 4 со стороны выработанного пространства 15 в породах почвы 16 угольного пласта 7 расположена зона разгрузки 17, а в породах кровли 11 зона обрушения 18, зона трещин 19, нижняя граница зоны изгиба 20 пород кровли 11 и зоны изгиба 21 углепородной толщи. За зоной разгрузки 17 расположена зона 22 возрастания давления с переходом в зону 23 восстановления геостатических напряжений.

На чертежах обозначены: устье 24 и забой 25 первой части 12 скважины, при этом устье 24 расположено в дополнительной выработке 10 за границей 26 зоны пластических деформаций 27, примыкающей к контуру 28 конвейерной выработки 5, граница 29 сдвижения пород кровли 11 отрабатываемого выемочного столба 8, зона перехода 30, расположенная на контакте 31 пород кровли 11 с пластом-спутником 1 и одновременно на границе 29 сдвижения пород кровли 11, вторая часть 32 скважины, расположенная на контакте 31 пород кровли 11 с пластом-спутником 1, основной буровой став 33, щелеобразователь 34, состоящий из гибкого элемента 35, один конец которого оснащен буровой шарошкой 36 с переходником 37, а другой конец через ниппель 38 соединен с основным буровым ставом 33, зародышевая щель 39, высоконапорный трубопровод (став) 40, высоконапорный насос 41, запорный вентиль 42, задвижка 43, оборудованная гидродомкратом 44, дегазационный трубопровод 45, пульпоотделитель 46, водоотделитель 47, запорный вентиль 48 дегазационного трубопровода 45, трубопровод 49 для транспортировки угольной пульпы, граница обрушения 50 пород кровли 11, трещина расслоения 51, зона максимальной концентрации напряжения 52, зона повышенной трещиноватости 53, дополнительные скважины 54, 55, трещины разрыва 56 пород кровли 11, первая часть 57 и вторая часть 58 парной скважины, пробуренной в сторону неотработанного угольного массива 9, запорные вентили 59, 60 на дегазационном трубопроводе 45 дополнительных скважин 54, 55.

Способ осуществляют следующим образом.

Впереди очистного забоя 4 вне зоны 14 опорного горного давления из дополнительной выработки 10 в породы кровли 11 бурят первую часть 12 скважины, причем бурение первой части 12 скважины осуществляют со стороны неотработанного угольного массива 9 до границы 29 сдвижения пород кровли 11 отрабатываемого выемочного столба 8. Расстояние l между дополнительными выработками 10, пройденными из конвейерной выработки 5, принимается равным не менее шага вторичной осадки основной кровли разрабатываемого угольного пласта 7.

Одновременно с бурением первой части 12 скважин нижнего яруса из дополнительных выработок 10 выполняют бурение дополнительных скважин 54 и 55 верхнего яруса. Забой 25 первой части 12 скважины располагают на границе 29 сдвижения пород кровли 11 отрабатываемого выемочного столба 8 и до контакта 31 пород кровли 11 с пластом-спутником 1. Затем эту часть 12 скважины обсаживают и цементируют до границы 29 сдвижения пород кровли 11 (фиг.1-4). При этом обсадкой и цементацией первой части 12 каждой скважины осуществляют подготовку к дегазации нижнего яруса углепородной толщи.

Устье 24 первой части скважины располагают в дополнительной выработке 10 от контура 28 конвейерной выработки 5 на расстоянии K, превышающем ширину m зоны пластических деформаций 27, примыкающей к конвейерной выработке 5, то есть устье 24 первой части 12 скважины располагают за границей 26 зоны пластических деформаций 27. Ширина m этой зоны определяется глубиной разработки, прочностью и составом пород, сопротивлением крепи конвейерной выработки 5, а на практике с помощью керна, выбуриваемого из стенок выработки с разных глубин от контура 28 выработки 5 (4).

По окончании обсадки, цементации и герметизации первой части 12 скважины приступают к выполнению ее второй части 32. Для этого в первую часть 12 скважины вводят основной буровой став 33 со щелеобразователем 34, с помощью которого из забоя 25 первой части 12 скважины выбуривают зародышевую щель 39 на контакте 31 пород кровли 11 с пластом-спутником 1. Исходное положение щелеобразователя 34 относительно забоя 25 первой части 12 скважины определяют расчетом, согласно которому расстояние от забоя 25 до бурового става 33 составляет величину L, равную длине щелеобразователя 34 (фиг.1-7).

Зародышевую щель 39 выбуривают в течение нескольких циклов. Каждый цикл выполняют в два этапа. На первом этапе буровой став 33, жестко соединенный с гибким элементом 35 щелеобразователя 34, подают в первую часть 12 скважины на заданную величину (L-ΔL), где L длина щелеобразователя 34, м; ΔL - величина свободного хода щелеобразователя 34. Величина свободного хода гибкого элемента 35 зависит от жесткости и его длины и не должна превышать размера диаметра скважины, что соответствует максимальному радиусу кривизны скважины при минимальной деформации гибкого элемента вдоль оси, равной одной полуволне. Подачу бурового става 33 осуществляют до обеспечения контакта буровой шарошки 37 щелеобразователя 34 с забоем 25 скважины, при чем буровой став 33 подают буровым станком (не показан) без вращения бурового става 33. Щелеобразователь 34 по завершении первого этапа принимает изогнутый вид (фиг.6). На втором этапе цикла выполняют выбуривание зародышевой щели 39, причем зародышевую щель 39 выбуривают без осуществления подачи бурового става 33 в направлении забоя 25 скважины. При этом буровая шарошка 37 перемещается за счет сил упругости гибкого элемента 35.

Выбуривание зародышевой щели 39 заканчивают после перемещения буровой шарошки 37 на величину свободного хода ΔL, после чего щелеобразователь 34 принимает прямолинейную форму. Подготовку зародышевой щели 39 заканчивают после вскрытия пласта-спутника 1 и осуществления подачи бурового става 33 в первую часть 12 скважины относительно исходного положения на величину (0,7-0,8)L.

После окончания выбуривания зародышевой щели 39 буровой став 33 со щелеобразователем 34 извлекают из первой части 12 скважины, а затем к устью 24 скважины подсоединяют высоконапорный трубопровод 40, который соединен с высоконапорным насосом 41, оснащен запорным вентилем 42 и задвижкой 43, оборудованной гидродомкратом 44, и скомпанован с дегазационным трубопроводом 45, пульпоотделителем 46, водоотделителем 47, запорным вентилем 48 дегазационного трубопровода 45, а также с трубопроводом 49 для транспортировки угольной пульпы (фиг.8).

Предварительно перед выполнением второй части 32 скважин нижнего яруса производят обсадку, цементацию и герметизацию дополнительных скважин 54, 55 верхнего яруса до нижней границы 20 зоны изгиба 21 пород кровли 11 разрабатываемого угольного пласта 7, при этом устья дополнительных скважин 54, 55 подсоединяют к дегазационному трубопроводу 45 через запорные вентили 59, 60. (фиг.8).

Вторую часть 32 каждой скважины нижнего яруса выполняют из зародышевой щели 39 путем подачи рабочей жидкости по высоконапорному трубопроводу 40 от высоконапорного насоса 41. Полость второй части 32 скважины создают направленно из зоны перехода 30 по напластованию на контакте 31 пород кровли 11 с пластом-спутником 1, ориентируя ее параллельно основной системе эндокливажных трещин горного массива (не показана) до границы обрушения 50 пород кровли 11. Вымывание второй части 32 скважины нижнего яруса заключается в подаче рабочей жидкости, выдержке закачанного объема жидкости в течение заданной продолжительности времени под заданной величиной высокого давления и последующем ее резком сбросе по трубопроводу 40. Переход от высокого давления рабочей жидкости к величине, близкой к нулевому значению, происходит в течение нескольких секунд. Резкий сброс давления рабочей жидкости вызывает эффект внезапного разрешения рабочей среды, что обуславливает, исходя из принципа сохранения равновесного состояния, интенсивное выделение метана в полость второй части 32 скважины и, соответственно, отслоение со стороны ее забоя и стенок (не показаны) угольной пульпы с выносом последней по высоконапорному трубопроводу 40 через задвижку 43.

Высокое давление рабочей жидкости в вымываемой полости второй части 32 скважины создают с помощью высоконапорного насоса 41. Рабочую жидкость подают в скважину по высоконапорному трубопроводу 40, предварительно открыв запорный вентиль 42, а после окончания нагнетания рабочей жидкости вентиль 42 устанавливают в закрытое положение. Сброс рабочей жидкости и угольной пульпы из скважины осуществляют через задвижку 43, которую переводят в открытое положение посредством гидродомкрата 44, причем задвижкой 43 управляют дистанционно с помощью блока управления (не показан). После сброса рабочей жидкости задвижку 43 снова устанавливают в закрытое положение. Таким образом, многократно повышая и сбрасывая давление, производят вымывание второй части 32 скважины. Сброшенные через задвижку 43 рабочая жидкость и угольная пульпа поступают в транспортный трубопровод 49. В период вымывания второй части 32 скважины запорный вентиль 48 дегазационного трубопровода 45 находится в закрытом положении. По окончании вымывания второй части 32 скважины запорный вентиль 42 высоконапорного трубопровода 40 закрывают, а запорный вентиль 48 дегазационного трубопровода 45 открывают, подключая последний к устью 24 первой части 12 скважины для отсоса газа метана из полостей второй части 32 скважин нижнего яруса. Причем в начальный момент отсоса газа для создания более глубокого вакуума устья дополнительных скважин 54, 55 перекрываются запорными вентилями 59, 60 с последующим их открытием, когда будет удалена углепородная пульпа из скважин нижнего яруса.

После вымывания второй части 32 скважин нижнего яруса приступают к выполнению гидроразрыва углепородного массива, в процессе которого создают трещины расслоения 51. Гидроразрыв углепородного массива производят впереди зоны 14 опорного горного давления по мере подвигания очистного забоя 4 к первой части 12 скважины. Гидроразрыв осуществляют между вновь подготовленной и предыдущей полостями вторых частей 32 скважин, а также между границей сдвижения 29 и противоположной ей границей обрушения 50 пород кровли 11 над поддерживаемой выработкой 5 (фиг.1, 2, 5).

Гидроразрыв углепородного массива производят при открытом запорном вентиле 42 высоконапорного трубопровода 40 и закрытом на дегазационном трубопроводе 45 запорном вентиле 48, который препятствует попаданию рабочей жидкости в дегазационный трубопровод 45, и закрытой задвижке 43.

Гидроразрыв углепородного массива с образованием трещин расслоений 51 между полостями вторых частей 32 скважин сопровождается повышенным газовыделением из пласта-спутника 1. После начала поступления газа в первую часть 12 скважины последнюю подключают к дегазационному трубопроводу 45, открыв запорный вентиль 48 для каптажа метана из заполненных газом трещин расслоения 51 и полостей второй части 32 скважин. При отсосе газа запорный вентиль 42 высоконапорного трубопровода 40 перекрыт. При очередном резком сбросе рабочей жидкости и газа, поступающих из полости, происходит увеличение ее длины и вынос из трещин расслоений 51 вымываемой угольной пульпы. При этом часть ее попадает в пульпоотделитель 46 дегазационного трубопровода 45, а рабочая жидкость, соответственно, в водоотделитель 47.

По мере заполнения пульпоотделителя 46 его периодически очищают от пульпы, а рабочую жидкость из водоотделителя 47 сбрасывают в водосточную канавку (не показана), при этом запорные вентили 48, 59, 60 дегазационного трубопровода 45 перекрывают. При выполнении очередного цикла гидроразрыва углепородного массива порядок открытия и закрытия запорных вентилей аналогичен вышеописанному.

В дальнейшем по мере подвигания очистного забоя 4, когда полость второй части 32 скважины окажется в зоне максимальной концентрации напряжений 52, в которой происходит закрытие вымытой полости, интенсивность газовыделения из второй части 32 скважины значительно снижается, что обусловлено уменьшением газопроницаемости углепородного массива. Как видно из графика (фиг.10), интенсивность газовыделения из пласта-спутника 1 в зоне максимальной концентрации напряжений 52 снижается до уровня, сопоставимого с газовыделением при естественном состоянии массива. Поэтому для увеличения газовыделения из пласта-спутника 1 в зоне 14 опорного горного давления производят повторное вымывание второй части 32 скважины с последующим гидроразрывом углепородного массива. Повторное вымывание выполняют в зоне максимальной концентрации напряжений 52, находящейся от очистного забоя 4 на расстоянии (0,4-0,2)l_оп, где l_оп протяженность зоны 14 опорного горного давления. В результате повторного гидроразрыва в окрестности забоя второй части 32 скважин в углепородном массиве образуются зоны 53 повышенной трещиноватости. Повторный гидроразрыв производят с помощью высоконапорного насоса 41 по высоконапорному трубопроводу 40, предварительно закрыв запорный вентиль 48 дегазационного трубопровода 45 и открыв запорный вентиль 42 высоконапорного трубопровода 40.

При этом в процессе выполнения серий повторных гидроразрывов углепородной толщи осуществляют вымывание полостей второй части 32 каждой из скважин нижнего яруса до длины l₁ в направлении от границы сдвижения 29 и до границы обрушения 50 пород кровли 11.

Длина полостей l₁ второй части 32 скважин может колебаться достаточно широко. Вместе с тем длина этих полостей в выработанном пространстве 15 должна быть достаточной. Критерием достаточности служит наличие дренажной связи между зоной обрушения 18 и второй частью 32 скважин. Дренажная связь осуществляется с помощью трещин (заколов), которыми характеризуется зона трещин 19. Поскольку расстояние между трещинами определяется обрушаемостью пород кровли 11, то, соответственно, и длина второй части 32 скважин должна быть не менее критической длины консоли, обрушающейся в выработанном пространстве 15 в периоды вторичных осадок кровли. Под критической длиной подразумевается шаг обрушения основной кровли в естественных условиях. Исходя из изложенного, длина полостей l₁ второй части 32 скважин должна составлять не менее шага вторичной осадки основной кровли. Выполнение данного условия предполагает, что каждая полость второй части 32 скважин соединена с зоной обрушения 18 посредством по крайней мере двух трещин (заколов) зоны трещин 19, образовавшихся в выработанном пространстве 16 при обрушении пород основной кровли 11.

По условию обеспечения максимальной надежности по предотвращению образования слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем 4 выработке 5 расстояние l между дополнительными выработками 10 принимают равным не менее шага вторичной осадки основной кровли разрабатываемого угольного пласта 7.

Обрушаемость и шаг вторичной осадки основной кровли определяют по известным классификациям ВНИМИ, а величину угла сдвижения 29 пород кровли 11, согласно "Правилам по охране сооружений и природных объектов", разработанным ВНИМИ.

Таким образом, по окончании вымывания полости второй части 32 каждой из скважин на длину l₁ подготовку к дегазации углепородной толщи нижнего яруса заканчивают.

Подготовку к дегазации верхнего яруса углепородной толщи осуществляют бурением дополнительных скважин 54, 55, которое совмещают с бурением первой части 12 скважин нижнего яруса. Необходимость в дополнительных скважинах 54, 55 обусловлена наличием в породах кровли 11, кроме пласта-спутника 1, еще нескольких пластов-спутников, например 2 и 3, или высокогазоносных песчаников (не показаны). В этом случае устья дополнительных скважин 54, 55 также располагают за границей 26 зоны пластических деформаций 27, а сами скважины 54, 55, исходя из условия пересечения ими пластов-спутников 2 и 3, в зоне изгиба 21 до границы обрушения 50 пород кровли 11 (фиг.2, 5, 9). Указанная выше нижняя граница 20 обсадки, цементации и герметизации дополнительных скважин 54, 55 обосновывается каптажом высокой концентрации метана, при котором подсосы воздуха в дополнительные скважины 54, 55 из зоны трещин 19 исключаются. Герметизацией дополнительных скважин 54, 55 заканчивают подготовку к дегазации верхнего яруса углепородной толщи, после чего их подключают к дегазационному трубопроводу 45, причем подключение к дегазационному трубопроводу 45 производят совместно с первой частью 12 скважин нижнего яруса.

В дальнейшем технологические операции по подготовке к дегазации углепородного массива через скважины нижнего и верхнего ярусов повторяют впереди очистного забоя 4 по мере его подвигания. При этом по отношению к очистному забою 4 постоянно подготовлены к работе участок длиной, равной протяженности зоны 14 опорного горного давления, впереди очистного забоя 4 и участок, равный трем-пяти зонам 14 опорного горного давления, позади очистного забоя 4.

После прохода очистным забоем 4 створа каждой дополнительной выработки 10 в выработанном пространстве 15 над поддерживаемой за очистным забоем 4 выработкой 5 в результате проведения вышеописанных технологических операций и перераспределения концентраций напряжений в углепородном массиве создается совокупность полостей в виде дренажных каналов, ориентированных в направлении простирания наиболее развитой системы эндокливажа и выполняющих роль газовых коллекторов.

Механизм газовыделения по предлагаемому способу заключается в следующем.

В условиях, когда состав пород представлен чередованием слоев песчаника и алевролитов (аргиллитов) под воздействием концентрации напряжений зоны 14 опорного горного давления, а также зон дополнительных сжимающих напряжений (не показаны), развивающихся вокруг полостей второй части 32 скважин нижнего яруса, которые сформированы в зоне 14 опорного горного давления с заданным шагом l₁ при подготовке к дегазации нижнего яруса подрабатываемой углепородной толщи и гидроразрыву последней между вторыми частями 32 скважин в зоне 14 опорного горного давления, впереди очистного забоя 4 в породах кровли 11 поддерживаемой выработки 5 на участке между границами сдвижения 29 и обрушения 50 пород кровли образуются трещины (заколы) и подвижки слоев по напластованию. При этом над поддерживаемой выработкой 5 происходит дальнейшее развитие свода естественного равновесия (не показан), сопровождающееся разгрузкой, расслоением пород кровли 11 и созданием в ней зон дополнительных растягивающих напряжений (не показаны), характеризующихся по мощности пород трещинами разрыва 56 и являющихся газопроводящими каналами. По мере приближения очистного забоя 4 к каждой из этих зон, ориентированных в направлении простирания наиболее развитой системы эндокливажа, в результате перераспределения концентрации напряжений трещины разрыва 56 раскрываются, то есть растут, достигая полостей второй части 32 скважин нижнего яруса углепородной толщи, а упомянутые зоны дополнительных растягивающих напряжений, содержащие газопроводящие трещины разрыва 56, после подхода к каждой из них очистного забоя 4 дополняют зону трещин 19.

Отмеченные выше подвижки и расслоения пород кровли 11 обуславливают газовыделение из углепородной толщи, протекающее как впереди, так и позади очистного забоя 4. Соответственно, каптируется и метан с помощью скважин и системы трещин как дренажных каналов, созданных в подрабатываемой углепородной толще над поддерживаемой выработкой 5. Часть метана, выделяющаяся в зоне полостей второй части 32 скважин нижнего яруса впереди очистного забоя 4, поглощается этими полостями в нижнем ярусе через трещины разрыва 6 над поддерживаемой выработкой 5. Другая часть метана, выделяемая в выработанном пространстве 15, каптируется полостями второй части 32 скважин вблизи границы 50 зоны обрушения 18 через зону трещин 19. В результате влияния повышенной величины вакуума при каптаже метана за очистным забоем 4 концентрация метана вблизи границы 50 выработанного пространства 15, примыкающего к поддерживаемой за очистным забоем 4 выработке 5, не поднимается до величины, характерной для слоевых скоплений метана, что позволяет вести очистные работы при отсутствии в рабочем пространстве выработки 5 слоевых скоплений метана.

Выделяющийся в зоне изгиба 21 пород из вышерасположенных пластов-спутников 2 и 3 за очистным забоем 4 в верхнем ярусе углепородной толщи, метан каптируется с помощью дополнительных скважин 54, 55, имеющих дренажную связь с полостями второй части 32 скважин через раскрываемые в зоне 14 опорного горного давления эндокливажные трещины (не показаны) над поддерживаемой выработкой 5, что обеспечивает каптаж метановыделений в верхнем и нижнем ярусах углепородной толщи как впереди, так и позади очистного забоя 4, предотвращая, таким образом, поступления повышенных концентраций метана из выработанного пространства 15 в поддерживаемую за очистным забоем 4 выработку 5.

При реализации описанного выше варианта типа кровли, характеризующегося чередованием слоев песчаника и алевролитов (аргиллитов), газовыделение из пластов-спутников 1, 2, 3 протекает более интенсивно, чем при излагаемом ниже.

В последнем вследствие залегания над разрабатываемым угольным пластом 7 труднообрушаемого песчаника как в зоне 14 опорного горного давления, так и в зоне разгрузки 17 формируются более напряженные состояния углепородных структур, отличающиеся неравномерным характером газовыделения, увеличением сроков эксплуатации скважин и самим механизмом работы массива, основанном на развитии зон трещиноватости в окрестности скважин вследствие зависания на значительных площадях пород со стороны конвейерной выработки 5 за очистным забоем 4.

При наличии пластов-спутников 1, 2, 3, отличающихся повышенной газоносностью, наряду с бурением из дополнительной выработки 10 первой части 12 скважины, представляется целесообразным применение парной скважины относительно пробуренной в сторону отрабатываемого выемочного столба 8. В этом случае ее первую часть 57 бурят в стоpону неотработанного угольного массива 9 до зоны контакта 31 пород кровли 11 с пластом-спутником 1, после чего эту часть скважины обсаживают, цементируют и герметизируют по известной технологии до зоны контакта 31. Выполнение парной скважины заканчивают вымыванием ее второй части 58 и последующим гидроразрывом массива. Как видно из фиг.9, угол подъема β первой части 57 парной скважины определяется задаваемой величиной l₂ ее второй части, которая соединяется после вымывания и гидроразрыва с второй частью 32 противоположной ей скважины.

Создание в углепородном массиве объединенных в одну систему парных скважин, пробуренных до зоны контакта 31 пород кровли 11 с пластом-спутником 1 в сторону неотработанного угольного массива 9, с наличием их второй части 58 позволяет существенно увеличить над конвейерной выработкой 5 ширину дополнительных зон растягивающих напряжений и, следовательно, влияние на дегазацию нижнего яруса углепородной толщи, что повышает надежность защиты рабочего пространства поддерживаемой за очистным забоем 4 выработки 5 от газовыделений повышенной концентрации из пластов-спутников 1, 2, 3.

Наличие в углепородном массиве над поддерживаемой выработкой 5 полостей вторых частей 58 и 32 скважин совместно с выполненными между ними трещинами расслоения 51 означает, что эти полости и трещины, составляющие над поддерживаемой выработкой 5 единое целое, выполняют функцию дренажных выработок и обеспечивают защиту рабочего пространства выработки 5 не только со стороны отрабатываемого выемочного столба 8, но и со стороны неотработанного угольного массива 9.

Таким образом, благодаря наличию скважин нижнего и верхнего ярусов углепородной толщи достигается управляемость потоками газовыделений как в зоне 14 опорного горного давления впереди очистного забоя 4, так и со стороны выработанного пространства 15, предотвращая образование слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем 4 выработке 5, что в целом позволяет повысить эффективность дегазации и, следовательно, решить поставленную задачу.

Пример.

Проводят дегазацию трех пластов-спутников 1, 2, 3, залегающих выше разрабатываемого угольного пласта 7 на расстоянии 15, 30 и 35 м соответственно. Способ подготовки разрабатываемого пласта 7 погоризонтный, система разработки длинные столбы по падению. Длина лав или ширина выемочных столбов 8 по разрабатываемому пласту 7 составляет 250 м. Глубина ведения горных работ составляет 750 м. Прочность пород кровли 11 междупластья на сжатие 70-90 МПа. Прочность на сжатие угля пласта-спутника 1 составляет 10-20 МПа. Внутрипластовое давление газа применительно к пласту-спутнику 1 составляет 4 МПа.

В период подготовки выемочного столба 8 из конвейерной выработки 5 периодически с шагом 120-150 м в сторону неотработанного угольного массива 9 проводят дополнительные выработки 10. Длина каждой дополнительной выработки 10 определяется шириной зоны пластических деформаций 27, примыкающей к контуру 28 выработки 5. По данным выбуриваемого из стенок выработки 5 керна, ширина зоны m пластических деформаций 27 не превышает 5 м. Величину К или расстояние от устья 24 скважины до контура 28 конвейерной выработки 5 принимают равной 6,0-7,0 м, а ширину и высоту соответственно 4 и 3 м. Выработку 10 крепят арочной крепью с шагом между рамами 1 м.

Первую часть 12 скважины бурят в сторону отрабатываемого выемочного столба 8 до границы 29 сдвижения пород кровли 11. Положение границы 29 рассчитывают по формуле (80-0,7α). где α угол залегания пласта 7, град (приведенная формула соответствует условиям Воркутинского месторождения).

Забой 25 первой части 12 скважины располагают на границе 29 сдвижения пород кровли 11 и одновременно вблизи контакта 31 его с почвой пласта-спутника 1. Первую часть 12 диаметром 132 мм выполняют серийным буровым станком СБГ-1м. Затем обсаживают и цементируют первую часть 12 скважины до границы 29 сдвижения пород кровли 11.

По окончании герметизации первой части 12 скважины приступают к выполнению ее второй части 32. Для этого в первую часть 12 скважины вводят буровой став 33 со щелеобразователем 34, с помощью которого из забоя 25 первой части 12 скважины выбуривают зародышевую щель 39 на контакте 31 пласта-спутника 1 с его породами почвы. Буровой став 33 досылают в скважину с расчетом, чтобы расстояние между буровым ставом 33 и забоем 25 составило величину L, равную длине щелеобразователя 34. Длину L принимают равной 1,4-1,5 м.

Зародышевую щель 39 образуют за несколько циклов, каждый из которых выполняют в два этапа. Первый этап состоит в подаче бурового става 33 от его исходной отметки на величину 0,09-0,1 м. После подачи бурового става 33 буровая шарошка 36 входит в плотный контакт с забоем 25 скважины. Гибкий элемент 35 приобретает изогнутое положение. Буровой став 33 подают в скважину без его вращения буровым станком. На втором этапе выполняют выбуривание зародышевой трещины 39. Выбуривание выполняют вращением бурового става 33 без его подачи в направлении забоя 25 скважины. Выбуривание заканчивают после перемещения буровой шарошки 36 на величину свободного хода DL=0,09-0,1 м, после чего гибкий элемент 35 щелеобразователя 34 принимает прямолинейное положение. Подготовку зародышевой щели 30 заканчивают после подачи бурового става 33 в скважину относительно исходного положения на 1,2-1,3 м.

Одновременно с бурением первой части 12 скважин из дополнительной выработки 10 выполняют бурение дополнительных скважин 54, 55, устья которых располагают на расстоянии 6-7 м от контура 28 конвейерной выработки 5. Скважины 54 и 55 диаметром 93 мм бурят буровым станком СБГ-1м. Обсадку, цементацию и герметизацию этих скважин выполняют до границы 20 зоны изгиба 21 пород кровли 11, после чего устья скважин 54, 55 подсоединяют к дегазационному трубопроводу 45. Устье 24 первой части 12 скважины оборудуют необходимым технологическим оборудованием, а затем приступают к выполнению ее второй части 32. При этом используют гидроимпульсное воздействие на массив путем нагнетания рабочей жидкости через первую часть 12 скважины под давлением, равным геостатическому давлению, с последующим резким сбросом его до уровня гидростатического. Напряженное состояние угля, обусловленное геостатическим напряжением и внутрипластовым давлением газа, усиливается в результате высоконапорного нагнетания рабочей жидкости. Резкий сброс давления образует волну разгрузки, при которой энергия газа и упругих деформаций разрушает уголь вблизи стенок образуемой полости второй части 32 скважины. Разрушенный уголь под скоростным напором воды и газа выдается через скважину в виде угольной пульпы, поступая в транспортный трубопровод 49. Процесс нагнетания и сброса повторяют многократно, пока не образуется вторая часть 32 скважины.

При выполнении второй части 32 скважин, а также для гидроразрыва используют высоконапорные насосы типа 2УГН с производительностью 90 л/мин и максимальным давлением 40 МПа.

После создания второй части 32 очередной скважины производят гидроразрыв углепородного массива относительно предыдущей полости 32. Давление нагнетания рабочей жидкости при гидроразрыве определяют по формуле P≥ 0,25H-P_пл+σ_р=0,25×750-4,0+2,0=16 МПа, где Р_пл давление газа в пласте-спутнике 1, МПа; σ_Р предел прочности угля на растяжение, МПа; H глубина ведения горных работ, м.

Резкое падение давления жидкости в скважине в процессе ее нагнетания свидетельствует об образовании трещин расслоения 51.

Повторный гидроразрыв производят по мере подвигания очистного забоя 4 к первой части 12 скважины. Гидроразрыв выполняют в этом случае в зоне 14 опорного горного давления на расстоянии (0,4-0,2)l_оп от очистного забоя 4, где l_оп протяженность зоны 14 опорного горного давления.

Исходя из известных классификаций ВНИМИ по обрушаемости основных кровель угольных пластов, длина вымываемой полости l₁ второй части 32 скважин в условиях чередования слоев песчаника и алевролита (аргиллита) должна составлять по крайней мере 8-12 м, а при наличии труднообрушаемого песчаника - не менее 16 м.

Таким образом, разделение с помощью скважин подрабатываемой углепородной толщи на нижней и верхний ярусы обеспечивает управляемость газовыделением как впереди, так и позади очистного забоя 4, предотвращая образование слоевых скоплений метана в поддерживаемой за очистным забоем 4 выработке 5. 2 4

Формула изобретения

1. Способ дегазации пластов-спутников, включающий бурение первой части скважин нижнего яруса углепородной толщи впереди очистного забоя в зону расположения пласта-спутника со стороны неотработанного угольного массива до границы сдвижения пород кровли отрабатываемого выемочного столба, обсадку, цементацию и герметизацию этой части скважин, выполнение зародышевой щели из забоя первой части скважин, подключение каждой первой части скважин нижнего яруса к дегазационному трубопроводу и ставу, по которому подают жидкость под высоким давлением для выполнения полости второй части скважин нижнего яруса, ориентированной вдоль пласта-спутника по контакту его с почвой, гидроразрыв углепородного массива и отсос газа, отличающийся тем, что предварительно определяют ширину зоны пластических деформаций, примыкающей к выработке, оконтуривающей выемочный столб, шаг вторичной осадки основной кровли разрабатываемого угольного пласта, величину угла сдвижения пород отрабатываемого выемочного столба, а затем впереди очистного забоя из выработки, оконтуривающей отрабатываемый выемочный столб, в сторону необработанного угольного массива проходят дополнительные выработки за пределы ширины зоны пластических деформаций, из которых производят бурение первой части скважин нижнего яруса, а также бурение дополнительных скважин верхнего яруса, причем расстояние между дополнительными выработками принимают не менее шага вторичной осадки основной кровли разрабатываемого угольного пласта, при этом дополнительные скважины верхнего яруса бурят в зону расположения пластов-спутников, залегающих в породах кровли разрабатываемого угольного пласта, с последующей обсадкой, цементацией и герметизацией дополнительных скважин до нижней границы зоны изгиба пород кровли разрабатываемого угольного пласта, а обсадку, цементацию и герметизацию первой части скважин нижнего яруса осуществляют до границы сдвижения пород кровли отрабатываемого выемочного столба, а после подключения первой части скважин нижнего яруса к дегазационному трубопроводу к нему подсоединяют дополнительные скважины верхнего яруса и приступают к выполнению второй части скважин нижнего яруса.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии особо газоносных пластов-спутников бурят скважину, парную относительно скважины, пробуренной до границы сдвижения пород кровли отрабатываемого столба, до зоны контакта пород кровли с пластом-спутником в сторону неотработанного угольного массива, при этом ее первую часть обсаживают до зоны контакта пород кровли с пластом-спутником.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для интенсификации газовыделения гидроразрыв углепородного массива производят повторно в зоне опорного горного давления на расстоянии от очистного забоя (0,4 0,2) l_оп, где l_оп протяженность зоны опорного горного давления.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве щелеобразователя используют часть бурового става, выполненного в виде гибкого элемента, один конец которого оснащают буровой шарошкой, а другой конец соединяют с основным буровым ставом.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10