НАОП 1.1.30-6.02-80

НАОП 1.1.30-6.02-80 Руководство по дегазации угольных шахт

Министерство угольной промышленности СССР Академия наук СССР Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Институт горного дела им. А. А. Скочинского РУКОВОДСТВО ПО ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ШАХТ В руководстве приведены критерии па основе которых определяются необходимость применения и условия проведения дегазации общие положения по проектированию и выбору - способов дегазации источников метановыделения. Описаны способы дегазации область применения и их эффективность изложены методы расчета параметров дегазации угольных пластов газоносных пород и выработанных пространств. Рассмотрены вопросы организации и технологии ведения дегазационных работ техники безопасности контроля эффективности дегазации и определения объемов каптируемого в шахтах метана. Изложены методика расчета газопроводов и методические указания по проведению вакуумно-газовой съемки в дегазационном трубопроводе. Дан пример расчета параметров комплексной дегазации. В составлении Руководства принимали участие: Я. В. Сергеев В. С. Забурдявв Б. Е. Рудаков А. В. Вильчицкий Д. И. Б у хны Е.Д. Барсукова Н. И. Устинов Р. Г. Багдасаров ИГД им А. А. Скочинского О. И. Касимов А. М. Морев А. И. Бобров Л. А. Скляров Ю. В. Леев А. М. Варакин МакНИИ А. А. Мясников А. С. Рябченко В. А. Садчиков Б. А. И сенов А. И. Дьячков ВостНИИ Д. Е. Разварим Г. М. Попов А. С. Пантелеев ПечорНИИпроект П. П Дубина В. М. Игнатенко П. Н. Демянко ВНИИОМШС О. С. Гершун В. Ш. Бродский ДонУГИ Н. X. Шарипоз КНИУИ И. А. Мостипака ПО «Карагандауголь» В. И. Солдатов Б. Б. Зельдин Донгипрошахт В. П. Никифоров Днепрогипрошахт Н. А Усачева Карагандагипро-шахт Л. Н. Карагодин Л. И Гапанович Минуглепром СССР А. Т. Айруни ИПКОН АН СССР А. С. Бурчаков С. А. Ярунин Ю. Ф. Васючков Ю. С. Гуревич МГИ 1 Р. А. Галазов ПО «Укруглегеология» Под общей редакцией И. В. Сергеева В С Забурдяева и Б. Е. Рудакова I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Строительство и эксплуатация дегазационных систем должны осуществляться в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению дегазационных работ на шахтах" к Ш-49 Правил безопасности в угольных и сланцевых шахтах . 1.2. Источниками метана в угольных шахтах являются разрабатываемые; надрабатываемые и подрабатываемые угольные пласты и пропластки а также вмещающие порода. Долевое участие каждого из этих источников в формировании метанообильности выработок отражается в структуре газового баланса. Метанообильность и газовый баланс выработок нагрузка на лаву по газовому фактору определяются на .основе действующего нормативного документа. В том случае когда нагрузка на лаву по газовому фактору оказывается меньше планируемой необходимо проводить мероприятия по снижению метанообильности горных выработок средствами дегазации. 1.3. Дегазация шахт - совокупность мероприятий направленных на извлечение и улавливание метана выделяющегося из различных источников с изолированным отводом его на поверхность или в горные выработки где возможно его разбавление до безопасных концентраций а также предусматривающих физическое или химическое связывание метана до поступления его в горные выработки. 1.4. Критерием определяющим условия проведения дегазации является повышение метанообильности выработки подготовительной очистной сверх допустимой по фактору вентиляции без дегазации источников метановыделения. Выбор способов дегазации производится на основе данных о структуре газового баланса выработки и с учетом возможных конкретных условиях коэффициентов дегазации. В первую очередь следует дегазировать источник дегазация которого обеспечит наибольшее снижение газообильности выработки. Значения коэффициентов дегазации приведены в соответствующих разделах Руководства. Расчет необходимой эффективности дегазации осуществляется в соответствии с рекомендациями изложенными в приложении I. 1.5. Критерием определяющим необходимость дегазации разрабатываемого пласта для предотвращения внезапных выбросов угля и газа является превышение газоносности пласта ее безопасного значения по фактору внезапного выброса. Определение безопасной по внезапным выбросам угля и газа метаноносности пласта изложено в приложении 2. Критерием эффективного применения дегазации выбросоопасного пласта является снижение природной метаноносности угольного массива до величины меньшей ее безопасного значения по внезапным выбросам. Текущий контроль эффективности дегазации выбросоопасного пласта осуществляется в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению горных работ на пластах склонных к внезапным выбросам угля порода и газа". 1.6. Дегазацию разрабатываемого пласта скважинами пробуренными из горных выработок целесообразно применять при метаноносности пласта более 15 м3/т на тонких пластах и более 10 м3/т на пластах средней мощности и мощных. На пластах с низкой отдачей газа в скважины необходимо применять способы интенсификации дегазации основанные на искусственном образовании в угольном массиве дополнительной сети трещин и последующем проведении в обработанной зоне дегазационных скважин. Интенсификация процесса дегазации разрабатываемого пласта осуществляется путем гидродинамического воздействия на угольный массив через скважины в режиме статического или импульсного нагнетания жидкости. 1.7. Дегазацию выработанного пространства на выемочных участках следует применять в тех случаях когда способами дегазации сближенных и разрабатываемого штатов не удается снизить газообильность очистного участка до допустимого по фактору вентиляции уровня. 1.8. Комплексная дегазация-это комбинация способов дегазации источников метановыделения. Она применяется в условиях когда метанообильность выемочного участка или поля не удается снизить до допустимого уровня с помощью даого способа дегазации. 1.9. Все функционирующие дегазационные скважины должны быть подключены к вакуумной системе. Вакуум на скважинах пробуренных из горных выработок должен составлять не менее 50 мм рт.ст. 6 6 кПа . 1.10. Контроль эффективности применяемых на шахте способов схем дегазации осуществляется путем замера дебитов метана на скважинах расчета фактических коэффициентов дегазации источников метановыделения и сравнения их с проектными значениями. Периодичность контроля эффективности дегазации на участках составляет: не реже одного раза в неделю при предварительной дегазации разрабатываемых пластов и при дегазации сближенных пластов скважинами пробуренными из горных выработок; не реже двух раз в неделю при дегазации пласта барьерными скважинами и скважинами функционирующими вблизи очистного забоя а также при дегазации сближенных пластов и выработанного пространства скважинами пробуренными навстречу очистному забою из погашаемых за лавой выработок. Контролируемыми параметрами являются разрежение на скважинах перепад давлений на диафрагме и концентрация метана в каптируемой газовоздушной смеси на основании которых рассчитываются расходы газовой смеси и метана. Контроль работы вакуум-насосных станций стационарных временных передвижных осуществляется дежурным машинистом не реже трех раз в смену. Контролируются разрежение на вакуум-насосах давление на нагнетательном газопроводе концентрация метана в отсасываемой смеси температура отсасываемой газовоздушной смеси и воды подаваемой для охлаждения вакуум-насосов. Расходы каптируемой газовой смеси и метана рассчитываются на основе измеренных величин давления и температуры газа в нагнетательном газопроводе или свече перепада давлений на диафрагме и концентрации метана в смеси. 1.11. Для оценки состояния дегазационных работ на шахте проводится вакуумно-газовая съемка во всей дегазационной системе. Вакуумно-газовая съемка провидится не реже одного раза в квартал. Она должна проводиться также во всех случаях когда продуктивность вакуум-насосной станции как по объему каптируемого метана так и по его концентрации в отсасываемой из шахты газовой смеси не отвечает требованиям потребителя. 1.12. Дегазационная установка подающая газ потребителю должна оборудоваться системой опережающей защиты прекращающей подачу газа при изменении его давления или снижении концентрации метана ниже установленной нормы. 1.13. При составлении проектов и рабочих чертежей СН-202-76 строительства и реконструкции шахт а также при подготовке новых горизонтов шахт на которых необходимо применение дегазации проектной организацией должен разрабатываться раздел "Дегазация" согласованный с институтом по безопасности работ в горной промышленности. 1.14. Строительство и эксплуатация дегазационных систем на действующих шахтах осуществляются по проектам которые разработаны проектным институтом проектно-конструкторским бюро проектной конторой производственного объединения и утверждены техническим директором производственного объединения главным инженером комбината . Проекты дегазации шахт должны пересматриваться один раз в 5 лет с учетом плана развития шахты а также корректироваться и дополняться во всех случаях отклонения развития горных работ геологических или горнотехнических условий положение сближенных пластов изменение газообильности и способа охраны выработок и т.п. от принятых в проектах. Дополнения и изменения проектов дегазации разрабатываются проектными организациями производственных объединений совместно с техническими службами шахт с учетом последних достижений науки и техники. 1.15. Проект дегазации шахт должен содержать пояснительную записку и графические материалы. Он состоит из технологической электромеханической включающей контрольно-измерительные приборы и автоматику и строительной частей а также содержит разделы по использованию добываемого метана организации работ и технике безопасности. Технологическая часть проекта состоит из пояснительной записки и графических материалов. В пояснительной записке содержатся: краткие горногеологические характеристики выемочных участков наименование мощность параметры залегания газоносность разрабатываемых подрабатываемых и надрабатываемых пластов расстояние по нормали от разрабатываемого пласта до сближенных характеристика междупластья склонность угля к самовозгоранию ; краткие горнотехнические характеристики выемочных участков системы разработки пластов способы выемки и управления кровлей планируемые нагрузки скорости подвигания очистных и подготовительных забоев время опережения выемки данного пласта по отношению к другим пластам подлежащим разработке способ и схема проветривания планируемые расходы воздуха на выемочных участках ; данные об ожидаемой газообильности выемочных участков в том числе по источникам выделения метана; обоснование способов схем дегазации источников метановыделения расчет необходимой эффективности дегазации выемочных участков и источников метановыделения; расчет параметров скважин и режима работы дегазационной системы количество скважин расстояние между ними углы наклона и разворота скважин их диаметр и длина глубина обсадки разрежение в скважинах и расход в них метана подсосы воздуха в скважины и дегазационную систему расход газовой смеси в участковых и магистральных газопроводах концентрация метана в каптируемой газовой смеси на выемочных участках и°в дегазационной системе шахты ; расчет газопроводов и обоснование выбора вакуум-насосов газоотсасывавдих вентиляторов; технология дегазационных работ проведение и оборудование дегазационных камер размещение в выработках буровых станков технология обсадки скважин и заполнения затрубного пространства удаление воды из скважин и газопроводов ; использование метана краткие сведения о метанодобываемости обоснование целесообразности использования метана оборудование и приборы контроля ; организация и безопасность дегазационных работ порядок бурения оборудования и приемки скважин аппаратура место и порядок контроля режима дегазации противопожарное оснащение буровых камер контроль концентрации метана при бурении скважин и их эксплуатации предупреждение выделения метана из скважин в выработку меры безопасности при эксплуатации газоотсасывающих установок и др. . В электротехнической части проекта приводятся решения по оборудованию вакуум-насосной станции ее автоматизации выбору оборудования для потребления метана расположению приборов контроля а также расчеты трубопроводов. Строительная часть проекта включает решения по строительству или реконструкции вакуум-насосной станции и обслуживающих ее сооружений. В графических материалах содержатся: план поверхности с нанесенными на нем строениями дорогами линиями электропередач и т.д.; план горных работ с указанием их развития во времени на период проектирования дегазации геологические разрезы по ближайшим к каждому участку разведочным скважинам; схемы расположения дегазационных скважин для каждого выемочного участка; схема газопроводов на период проектирования. В графических материалах электромеханической части проекта содержатся схемы электроснабжения расстановки оборудования и электроаппаратуры разветвления газопроводов действующих и проектируемых 1.16. В проектах вскрытия пластов подготовки и отработки выемочных участков должен быть раздел "Дегазация" содержащий: I пояснительную записку включающую горногеологическую и горно-техническую характеристики участка его метанообильность и газовый баланс; схему проветривания и количество подаваемого воздуха; выбор способа схемы а при высокой газообильности обоснование способов схем комплексной дегазация; расчет параметров скважин и трубопроводов количества газа в участковом газопроводе и концентрации метана в вей; 2 графическую часть включающую выкопировку с плана горных работ с нанесением их развития геологический разрез схемы расположения дегазационных камер и скважин размещения оборудования для бурения скважин прокладки газопровода с нанесением мест установки запорной арматуры измерительных устройств водоотделителей. Проект должен быть утвержден в установленном порядке не позднее чем за 6 месяцев до начала горных работ. 1.17. Для каждого участка шахты в соответствии с проектом дегазации составляется паспорт на бурение дегазационных скважин. Паспорт утверждается главным инженером шахты. Предусмотренные паспортом параметры уточняются и корректируются в процессе работы для достижения максимальной эффективности дегазации. 1.18. Расчеты дегазационных систем и их элементов целесообразно выполнять на ЭВМ. Программы по которым выполняется расчет должны быть составлены в соответствии с настоящим руководством и приняты в установленном порядке отраслевым фондом алгоритмов и программ. 1.19. Работа дегазационной системы на шахте в аварийной ситуации определяется планом ликвидации аварий с учетом требований изложенных в "Руководстве по применению дегазации при ликвидации горения метана в шахтах" Москва 1983 г. . 2. СПОСОБЫ ДЕГАЗАЦИИ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ Дегазация при. дродведенш капитальн1сс и подготовительных выработок 2.1. Дегазацию при проведении капитальных и подготовительных выработок необходимо применять в тех случаях когда средствами вентиляции невозможно разбавить содержание метана до допустимых ПБ норм. Необходимая эффективность дегазации выработок определяется в соответствии с указаниями изложенными в приложении I. 2.2. Для снижения газообильности выработок может применяться предварительная дегазация пласта угля осуществляемая до проведения выработки или дегазация горного массива в период проведения выработки. Наиболее эффективным способом снижения метановыделения в подготовительные выработки является предварительная дегазация угольного массива восстающими горизонтальными или нисходящими скважинами. Срок предварительного каптажа газа до начала проходческих работ на подготавливаемом участке должен приниматься не менее 6 и 12 месяцев соответственно для восстающих горизонтальных и нисходящих скважин. В целях сокращения указанных сроков следует применять предварительную дегазацию в сочетании с гидроразрывом пласта. При проведении выработок дегазация пласта осуществляется через скважины пробуренные с опережением забоя выработки и скважины расположенные в ее боках. На пластах с невыдержанной гипсометрией дегазацию пласта целесообразно проводить через короткие скважины или шпуры. Устья скважин герметизируются на 3-5 м шпуров - на 1 5-2 м. Разрежение в устьях скважин и шпуров следует поддерживать не менее 50 мм рт.ст. 0 7-10 Па а в скважинах функционирующих в непосредственной близости от забоя выработки - 100-150 мм рт.ст. 1 3-I04 - 2.I04 Па . Барьерные скважины расположенные на расстоянии 300-400 м от забоя выработки могут быть отключены от дегазационной сети. 2.3. При проведении вертикальных выработок стволов щурфов гезенков дегазация осуществляется скважинами пробуренными с поверхности или из буровых камер рис. 2.1 . Скважины располагаются параллельно выработке на расстоянии 2 5-3 м от ее стенок. шиша скважин 30-100 м диаметр 80-100 мм. Величина неснижаемого опережения скважинами забоя выработки должна быть не менее 10 м. Газоносный угольный пласт или слой газосодержащей породы перебуривается полностью. 2.4. При проведении квершлагов дегазация осуществляется скважинами пробуренными из камер рис. 2.2 а . Бурение скважин начинают до подхода забоя квершлага к угольному .пласту или газосодержащему слою породы не ближе 5 м. Длина скважин не менее 30 м диаметр 80-100 мм количество скважин пробуренных из одной камеры в пределах 2-5 Направление бурения скважин выбирается исходя из условия чтобы скважины пересекли газоносный слой или пласт по окружности диаметром от 1 5 до 3 диаметров выработки. При проведении полевых выработок вблизи метаноносных угольных пластов и пород скважины располагаются по схеме приведенной на рис. 2.2 6 и 2.2 в. Длина скважин определяется в зависимости от расстояния до источника газовыделения диаметр 80-100 мм. Бурение и оборудование скважин должно быть завершено до начала разгрузки сближенного пласта. 2.5. При проведении подготовительной выработки по газоносному угольному пласту дегазацию рекомендуется осуществлять с помощью барьерных ограждащих законтурных скважин. На пологих и наклонных пластах барьерные скважины бурятся из камер параллельно или под некоторым углом к оси выработки рис. 2.3 . Длина скважин до 100-150 м диаметр 60-100 мм. Расстояние между камерами на 15-20 м меньше длины скважин. При длине подготовительных выработок до 200 м барьерные скважины бурятся на всю Длину будущей выработки. На пластах мощностью до 1 5 м с каждой стороны выработки на расстоянии 1 5-2 5 м от ее стенки бурится по одной скважине. На мощных пластах барьерные скважины могут располагаться в боках кровле и почве выработки в зависимости от места ее расположения в пласте. Число и расположение скважин принимается по табл. 2.1. Схема дегазации газоносного массива при проходке вертикальных выработок а - скважины бурятся с дневной поверхности б - скважины бурятся из специальных камер Рис. 2 1 Схемы дегазации газоносного пассива а при пересечении его квершлагом; б при роведении полевой выработки под пластом; в при проведении полевой выработки над пластом Рис. 2.2 Схемы дегазации барьерными скважинами при проведении подготовительных выработок по пологим пластам а - при проведении одиночных выработок; б - при проведении парных выработок Рис. 2.3 Таблица 2.1 Число и расположение дегазационных скважин при проведении подготовительных выработок по мощным пластам Мощность пласта и Расположение выработки в пласте Число скважин по боковым выра-боткам в почве выработки в кров-ле вы-работ- ки всего 6-8 В верхней части пласта 4 2 6 6-8 В середине пласта 4 2 1 7 6-8 В нижней части пласта 4 2 6 4-6 В верхней части пласта 4 1 5 4-6 В середине пласта 4 1 1 6 4-6 В нижней части пласта 4 1 5 3-6 В середине пласта 4 - - 4 При проведении парных выработок барьерные скважины следует бурить из каждой выработки. Если парные выработки проводятся с поочередным опережением одного из забоев и ширина целика между выработками не превышает 15 м то бурение барьерных скважин с обеих сторон выработки производится только для опережающего забоя а для выработки проводимой с отставанием бурение скважин в боковой стенке со стороны целика необязательно. 2.6. При проведении выработки по крутым угольным пластам дегазация осуществляется барьерными скважинами расположенными над выработкой на расстоянии 2-4 м от нее рис. 2.4 а . Если мощность пласта превышает ширину выработки в 2 раза и более то барьерные скважины располагаются еще и сбоку выработки. Количество скважин принимается в зависимости от мощности пласта на каждые 1 5-2 м мощности по одной скважине . Если вблизи проводимой выработки не далее 30 м имеется полевой штрек или выработка по сближенному пласту то дегазация осуществляется барьерными скважинами пробуренными вкрест прости- Схемы дегазации барьерными скважинами при проведении подготовительных выработок по крутым пластам а - пластовыми скважинами; б - скважинами пробуренными вкрест простирания пласта Рис. 2.4. рания пластов см.рис. 2.4 6 . Скважины бурятся из полевого штрека таким образом чтобы один ряд скважин располагался на 2-4 м выше будущей выработки а другой ряд - вблизи оси выработки. 2.7. При проведении выработок вблизи геологических нарушений или при пересечении последних когда ожидается выделение метана скважины диаметром 80-100 мм бурят из камер заблаговременно за 30-40 м до подхода к нарушению. Бурение производится через сальниковый уплотнитель имеющий трубу для отвода метана в дегазационный газопровод. Скважины должны пересекать зону геологического нарушения на расстоянии двух-трех диаметров выработки от ее будущего контура. 2.8. При проведении выработок по пластам с невыдерженной гипсометрией дегазация осуществляется с помощью коротких скважин или шпуров пробуренных в окружающий выработку угольный массив рис. 2.5 . Короткие скважины или шпуры бурятся под углом до 30° к оси выработки с таким расчетом чтобы их забои находились на расстоянии до 5-6 м от стенок выработки. Скважины располагаются через 5-10 м по длине выработки с отставанием от ее забоя не более 5 м 2.9. В выработках с метановыделением более 5 м3/мин в качестве дополнительного способа дегазации рекомендуется применять изолированный отвод метана рис. 2.6 . Сущность метода заключается в отводе метана выделяющегося из обнаженных поверхностей пласта и скапливающегося за крепью выработки. Для отвода газа по выработке прокладывают газопровод способный пропустить газовую смесь в объеме 7-10 м3/мин. Через 10-12 м по длине выработки на газопроводе устанавливаются тройники с переходником под вентиль. В вентиль вкручивается патрубок к которому подсоединяется резиновый шланг соединенный с отрезком перфорированной газоотсасывающей трубы. Последняя заводится в купол образовавшийся за крепью выработки. Газоотсасывающие трубы длиной 1 0-1 5 м устанавливаются сразу после выкладки затяжек в боковых стенках выработки и прикрепляются к верхнякам с помощью хомутов. Подключение газоотсасывающих трубок к вакуумной линии производится после того как они окажутся позади выходного конца вентиляционной трубы по которой Схема дегазации массива газодренажными шпурами 1-обсадная труба; 2-уплотнитель; 3-резиновый шланг; 4-тройник; 5- измерительный штуцер; 6-вентиль Рис.2.5 Схема изолированного отвода метана из закрепного пространства подготовительных выработок 1 - газоотводная трубка 2 - резиновый шланг; 3 - вентиль; 4 - газопровод Рис. 2. б поступает воздух в выработку. Одновременно в работе может находиться 8-15 действующих отводов. Контроль концентрации метана и разрежения осуществляется через измерительные штуцеры устанавливаемые на тройнике каждого отвода. 2.10. В случае низкой продуктивности барьерных скважин рекомендуется производить гидроразрыв угольного массива. Скважины гидроразрыва рис. 2.7 бурятся в одной из боковых стенок выработки с таким направлением чтобы концы обсадных труб не выходили на контур будущей выработки. Бурение барьерных скважин осуществляется после гидроразрыва пласта. 2.11. С целью снижения подсосов воздуха через угольный массив в скважины ограждающей дегазации на стенку угольного пласта обнаженного выработкой может быть нанесено герметизирующее покрытие или краевая часть угольного массива обработана твердеющим составом см приложение 3 . 2.12. Дегазацию пластов склонных к внезапным выбросам угля и газа как перед их вскрытием так и в процессе проведения выработок производят по описанным выше схемам с дополнительным бурением забойных скважин. Контроль эффективности дегазации осуществляется в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению горных работ на пластах склонных к внезапным выбросам угля породы и газа". 2.13. Эффективность дегазации выработок при их проведении по угольным пластам зависит от способа и схемы дегазации и составляет 20-40% табл. 2.2 . Таблица 2.2 Эффективность дегазации при проведении выработок по газоносным пластам Способ дегазации Коэффициент дегазации пласта Предварительная дегазация угольного массива. без применения гидроразрыва 0 2-0 3 с применением гидроразрыва 0 3-0 4 Дегазация барьерными скважинами: без применения гидроразрыва 0 2-0 3 Дегазация шпурами 0 2-0 3 Изолированный отвод метана 0 1-0 2 Схема дегазации подготовительных выработок гидроразрывными и баръерными скважинами 1 - барьерные скважины; 2 - скважины гидроразрыва Рис.2.7 Рекомендации по организации и режиму ведения дегазационных работ при проведении выработок изложены в приложении 3. Дегазация пласта изолированными подготовительными выработками 2.14. Дегазация разрабатываемых угольных пластов временно изолированными подготовительными выработками применяется при столбовых системах разработки. В прилегающем к выработке массиве возводятся перемычки через которые пропускается трубопровод для отсоса газа из заперемыченного пространства. Глубина вруба для перемычек - не менее 1 м. Данный способ дегазации может применяться на пластах любой мощности. Срок эффективной дегазации - 6-8 мес. Эффективность дегазации пласта изолированными подготовительными выработками определяется по рекомендациям изложенным в приложении 4. Дегазация разрабатываемых угольных пластов скважинами пробуренными из выработок 2.15. Дегазация разрабатываемых угольных пластов скважинами пробуренными из подготовительных выработок осуществляется при подготовке пласта к выемке. Этот способ дегазации применяется как при столбовых так и при сплошных системах разработки если в последнем случае имеется достаточное опережение подготовительной выработки относительно лавы. Применение восстающих пробуренных по восстанию пласта скважин при сроке их функционирования до 12 мес в 1 5-2 раза эффективнее чем нисходящих пробуренных по падению пласта . Бурение пластовых скважин перпендикулярно направлению основной системы трещин кливажа увеличивает газоотдачу массива в скважины в 1 2-1 3 раза и сокращает время дегазации. Основными факторами влияющими на выбор схем дегазации являются схемы подготовки выемочных полей системы разработки требуемый коэффициент дегазации пласта совмещение работ по бурению и эксплуатации скважин с другими технологическими операциями по подготовке и эксплуатации участков. Предварительная дегазация угольного массива скважинами применяется при отработке пластов по простиранию и падению восстанию при пластовой и полевой подготовке выемочных участков. Передовая дегазация массива скважинами пробуренными впереди очистного забоя в зоне разгрузки пласта менее эффективна чем предварительная. Однако на высокогазоносных угольных пластах с низкой газопроницаемостью при передовой дегазации может извлекаться до половины каптируемого из пласта метана. 2.16. Принципиальные схемы дегазации разрабатываемых пластов скважинами пробуренными из выработок делятся на две основные группы: А - скважины бурятся в плоскости пласта по восстанию падению простиранию или под некоторым углом к линии простирания; Б - скважины бурятся через породную толщу вкрест простирания пласта. Схемы дегазации группы А можно применять на пластах любой мощности и углах падения а группы Б - преимущественно на крутых мощных пластах. При обеих группах схем возможно параллельное веерное или кустовое расположение дегазационных скважин. Для схем группы & более эффективны параллельные скважины так как они относительно равномерно дегазируют пласт угля и могут быть использованы для нагнетания воды в пласт и увлажнения угольного массива. При дегазации крутых угольных пластов скважинами пробуренными вкрест простирания пласта хорошие результаты достигаются при кустовом расположении скважин включающем 2-3 веера скважин. 2.17. При выборе схем и параметров дегазации разрабатываемого пласта скважинами в условиях наиболее распространенных столбовых и сплошных систем разработки необходимо руководствоваться следующими положениями: а Отдавать предпочтение параллельным скважинам преимущественно восстающим. Веерное расположение пластовых скважин применять в исключительных случаях когда невозможно бурить параллельные скважины; если пласт вскрыт квершлагом; в зонах геологических нарушений и др. . б На шахтах где невозможно применять схема дегазации параллельными скважинами в зависимости от горнотехнических условий следует применять: на пологих и наклонных пластах - восстающие веерные горизонтальные или нисходящие до 30° веерные скважины; на крутых пластах - восстающие веерные или кустовые скважины пробуренные вкрест простирания пласта через породную толщу. В последнем случае скважины должны полностью перебуривать дегазируемый пласт или свиту пластов отдавших метан в выработки участка. в Принимать следующие геометрические параметры параллельных скважин пробуренных по пласту: диаметр 80-150 мм; угол наклона равным углу залегания пласта для восстающих > и нисходящих скважин и + 1+2° - для горизонтальных скважин; длину устанавливать в зависимости от условий разработки. Если участок пласта оконтурен подготовительными выработками то длина скважин принимается на 10-15 м меньше длины лавы для восстающих или горизонтальных скважин и равной высоте этажа длине лавы - для нисходящих скважин в последнем случае скважины герметизируются со стороны их устья и забоя . Если имеется одна подготовительная выработка из которой обуривается массив угля то длина скважины принимается на 15-20 м больше длины лавы чтобы выше- или нижележащая подготовительная выработка участка проводилась в частично дегазированной зоне; расстояние между параллельными скважинами устанавливается опытным путем или рассчитывается по рекомендациям изложенным в приложении 5. В зависимости от горнотехнических условий разработки угольных пластов это расстояние обычно изменяется от 5 до 15 м. г Длину и углы наклона веерных и кустовых скважин принимать в соответствии с расчетом условиями залегания пласта и расположением выработок. Расположение веерных скважин должно обеспечивать достаточно полный дренаж дегазируемого массива угля. Расстояние между забоями скважин или между забоем короткой скважины и кратчайшим расстоянием до оси соседней не должно превышать расчетного расстояния между параллельными скважинами. д Герметизация устьев скважин должна производиться герметизаторами механического гидравлического или пневматического типа или цементно-песчаным раствором. Пластовые скважины следует герметизировать на длину 4-10 м а скважины пробуренные окрест простирания пласта через породную толщу на 2-5 м. При бурении нисходящих скважин в оконтуренный выработками угольный массив с выходом окважины в нижележащую выработку необходимо герметизировать устье скважины под обсадную трубу и часть скважины со стороны нижележащей выработки для слива вода. е Срок службы восстающих и горизонтальных скважин принимать не менее 6 мес а при применении гидроразрыва - не менее 4 мес. Срок службы нисходящих скважин увеличивается в 2 раза по сравнению с восстающими или горизонтальными скважинами. Длительность периода передовой дегазации зависит от длины опережающей части выработки из которой бурятся скважины и скорости подвигания очистного забоя. Она составляет 10-30 сут. ж В течение всего срока службы скважины должны быть подключены к газопроводу и вакуумной системе. Расстояние от забоя лавы при котором скважина отключается от газопровода составляет 2-5 м. з Величину вакуума на устье скважины принимать не менее 0 7-104 Па 50 мм рт.ст. . и При использовании дегазационных скважин для последующей обработки пласта жидкостями параметры скважин определять по факторам дегазации и нагнетания увлажнения . Из двух значений принимать наименьшее расстояние между скважинами и наибольшую длину герметизации. к На пластах с низкой газоотдачей в дегазационные скважины предусматривать применение гидроразрыва с последующим бурением дегазационных скважин. 2.18. Схемы дегазации разрабатываемых угольных пластов скважинами выбираются исходя из горнотехнических условий разработки угольных пластов рис. 2.8-2.20 . Участки пласта отрабатываемые короткими и средней длины лавами дегазируются по схемам приведенным на рис. 2.8-2.13. При большой длине лавы свыше 250 м дегазация угольного пласта должна производиться восстающими и нисходящими скважинами рис. 2.14 . Эффективное применение нисходящих скважин возможно только при достаточно хорошем их осушении. При столбовых системах разработки с выемкой по восстанию или падению скважины бурятся из наклонных выработок по простиранию пласта рис. 2.15 . На рис. 2.16 приведена схема дегазации веерными восстающими скважинами пробуренными в плоскости пласта. Скважины бурятся по восстанию пласта чтобы обеспечить быстрое осушение скважин. Для дегазации крутых пластов скважины бурятся по схемам приведенным на рис. 2.17-2.20. Предпочтение отдается восстающим скважинам. При низкой обводненности пласта отдельные скважины могут быть пробурены ниже рабочего горизонта рис. 2.18 . При параллельной схеме применяется равномерное см.рис. 2.8 2.12 или неравномерное см. Рис. 2.9 2.11 расположение скважин. Равномерная схема расположения скважин принимается при одинаковом времени дегазации блоков. Такое положение имеет место при равных скоростях подвигания очистного забоя и движения фронта дегазационного бурения или при достаточно большом свыше 6 мес периоде между окончанием бурения дегазационных скважин и началом очистных работ на дегазируемом участке. Неравномерное расположение скважин рис. 2.21 применяется при неравенстве скоростей подвигания очистного забоя и движения фронта дегазационного бурения при различных сроках функционирования скважин а также при неодинаковой газоотдаче массива по блокам. Принципиальные схемы дегазации при слоевой разработке мощных пластов приведены на рис. 2.9 2.11 2.17 2.22 2.23. Пластовые скважины располагаются по мощности пласта в один ряд. Схема дегазации разрабатываемого пласта скважинами пробуренными по восстанию кз откаточного штрека при столбовой системе разработки 1 - вентиляционный штрек; 2 - откаточный штрек-3 - газопровод; 4 - дегазационные скважины; 5 - очистной забой Рис. 2.8 Схема дегазации мощного пласта восстающими скважинами 1 - лава; 2 3 - соответственно откаточный н конвейерный штреки действующего горизонта; 4 - дегазационные скважины; 5 6 - соответственно откаточный и конвейерный штреки подготавливаемого горизонта Рис. 2.9 Схема дегазации разрабатываемого пласта восстающими скважинами из опережающей части откаточного штрека при сплошной системе разработки 1-вентаняционный штрек; 2 - откаточный штрек; 3 - газопровод; 4 -дегазационные скважины; 5 - очист- вой забой; 6 - бутовая полоса Рис. 2.10 Схема дегазации мощного пологого пласта нисходящими скважинами 1 - лава; 2 3 - соответственно конвейерный и откаточный штрек действующего горизонта; 4 - нисходящие скважины; 5 - будущие откаточный и конвейерный штреки Рис. 2.11 Схема дегазации разрабатываемого крутого пласта сквозными нисходящими скважинами пробуренными из откаточного штрека действующего горизонта 1 - откаточный штрек;! 2 - газопровод; 3 - дегазационные скважины Рис. 2.12 Схема дегазации разрабатываемого крутого пласта восставшими скважинами при столбовой системе разработки 1 - откаточный штрек; 2 - вентиляционный штрек; 3 - восстающие скважины Рис. 2.13 Схема дегазации разрабатываемого пласта восстающими и нисходящими скважинами при столбовой системе разработки и длине лавы более 200-250 м 1 - вентиляционный штрек; 2 - откаточный штрек; 3 - газопровод; 4 - дегазационные скважины; 5 - очистной забой Рис. 2.14 Схема дегазация разрабатываемого пласта горизонтальными скважинами при столбовой системе разработки вариант спаренные лавы по восстанию или падению 1 - бортовые вентиляционные выработки; 2 - сборная конвейерная выработка; 3 - газопровод;.4 - дегазационные скважины; 5 - очистной забой Рис. 2.15 Схема дегазации разрабатываемого пласта вверяют восстающими скважинами 1 - вентиляционный штрек; 2 - откаточный штрек; 3 - газопровод; 4 дегазационные скважины; 5 - очистной забой; 6 - камера Рис. 2.16 Схема дегазации мощного крутого пласта при слоевой системе разработки 1 - дегазационные скважины; 2 - полевой штрек; 3 - промежуточный квершлаг; 4 - откаточный штрек нижнего слоя Рис. 2.17 Схема дегазации мощного крутого пласта перед его вскрытием 1 - дегазационные скважины; 2 - промежуточный квершлаг; 3 - полевой штрек Pис. 2.18 Схема дегазации неразгруженного мощного крутого пласта скважинами пробуренными вкрест простирания из полевого штрека 1- дегазационные скважины; 2 - полевой штрек Рис. 2.19 Схема дегазации надрабатываемых крутых пластов веерно-кустовыми скважинами пробуренными из выработок одного из пластов свиты 1 - разрабатываемый надрабатывающий пласт; 2 - надрабатываемые пласты; 3 - полевой штрек; 4 - квершлаг; 5 - главный штрек; 6 - дегазационные скважины Рис. 2.20 Схема к расчету дегазационных скважин Pис. 2.21 Схема расположения дегазационных скважин при подготовке мощного пологого пласта а - при бурении скважин из слоевого штрека верхнего слоя; б - при бурения скважин из слоевого штрека нижнего слоя; в - при бурении скважин из откаточного штрека; 1 - откаточный штрек; 2 - слоевые конвейерные штреки; 3 - дегазационные скважины Рис 2.22 Схема дегазации разрабатываемого мощного крутого пласта скважинами с использованием эффекта частичной разгрузки от горного давления при отработку слоев а - исходящей; б - восходящей Рис. 2.23 При мощности пласта более 5 м и наличии в нем значительных слабопроницаемых породных прослоев скважины располагаются в каждой пачке пласта. При слоевой выемке угольных пластов следует использовать эффект частичной разгрузки от горного давления при выемке первого слоя. Пластовые дегазационные скважины используются для дренирования сначала неразгруженного пласта а затем в период частичной разгрузки массива для дегазации слоев см.рис. 2.17 2.23 . При веерно-кустовой схеме дегазации пласта рис. 2.18-2.20 расстояние между кустами скважин по длине выработки полевого штрека составляет 30-70 м а между забоями скважин- 10-35 м. При разработке мощных крутых угольных пластов следует применять сочетание различных схем дегазации см.рис. 2.17 2.20 . 2.19. Схема дегазации разрабатываемого пласта скважинами пробуренными из очистной выработки может быть рекомендована в тех случаях когда средствами проветривания или другими способами дегазации нельзя предотвратить образование опасных скоплений метана у выемочных машин. Дегазация призабойной зоны пласта осуществляется с помощью скважин диаметром более 42 мм буримых из очистной выработки на длину не менее 5 м рис. 2.24 . Неснижаемая длина опережения скважинами очистного забоя должна быть не менее 2 5 м. Скважины бурят перпендикулярно к плоскости забоя или под некоторым углом так чтобы они пересекали максимальное количество кливажных трещин. Располагать скважины целесообразно в середине по мощности пласта. Бурение скважин следует производить в ремонтную смену. После окончания бурения каждую скважину с помощью герметизаторов и прорезиненных шлангов подключают к гибкому газопроводу находящемуся под разрежением. Для герметизации скважин следует применять пластинчатые герметизаторы см.раздел 7.1 которые устанавливаются в устьях скважин на расстоянии до 0 5 м от забоя. Разрежение в скважинах должно быть не ниже 0 7-10 Па 50 мм рт.ст. . Шланг соединяющий гибкий газопровод с герметизатором подвешивается к крепи чтобы не препятствовать перемещению людей и работе механизмов. Если в скважины выделяется водя в Схема дегазации призабойной зоны пласта скважинами пробуренными из очистной выработки 1 - участковый газопровод; 2 - вентиль; 3 - прорезиненный шланг; 4 - герметизатор; 5 - скважина; 6 - гибкий газопровод; 7 - вододелитель; 8 - подвеска Рис. 2.24 конце газопровода проложенного в леве устанавливается водоотделитель. При подходе комбайна к скважине герметизатор извлекается а после прохода устанавливается снова. Извлекать герметизаторы при работающей выемочной машине запрещается. Эту операцию рекомендуется выполнять во время технологических перерывов в работе. Количество отключенных скважин впереди выемочной машины должно быть не более трех. 2.20. Значение основных показателей дегазации разрабатываемых пластов скважинами приведено в табл. 2.3. Таблица 2.3 Значение основных показателей предварительной дегазации разрабатываемых пластов Направление бурения скважин по пласту Значение коэффициента дегазации источника Минимальная величина вакуума у устья скважины I04 Па Допустимые подсосы воздуха в скважину 10-3 м3/мин /Па Минимальная продол-жителъность дегазации мес. Восстающие скважины 0 3-0 4 0 667 0 005 6 Горизонтальные скважины 0 3-0 4 0 667 0 005 6 Нисходящие скважины 0 2-0 3 1 334 0 005 12 Пластовые скважины в сочетании со скважинами гидроразрыва 0 4-0 5 0 667 0 005 4/8* * числитель - для скважин пробуренных по восстанию пласта знаменатель - для скважин по падению. Дегазация разрабатываемых пластов скважинами с применением гидроразрыва из выработок 2.21. Гидроразрыв угольных пластов из горных выработок производится с целью интенсификации метановыделения в скважины путем искусственного повышения фильтрационной способности массива угля. При гидроразрыве в пласте создается зона повышенной трещиноватости и в результате этого достигается: - повышение эффективности предварительной дегазации разрабатываемых пластов; - дегазация угольных пластов с малой газоотдачей в пластевые скважины; - сокращение срока предварительного каптажа газа до 4 мес при комплексной схеме дегазации угольного массива скважинами Гидроразрыва совместно с пластовыми скважинами; - дегазация угольного массива при полевой подготовке шахтных полей до начала проведения подготовительных выработок по углю; - дегазация угольных пластов с переменными углами падения и невыдержанной гипсометрией когда невозможно бурение дегазационных скважин по пласту достаточной длины; - предварительная дегазация угольного массива для снижения газообильности будущих подготовительных выработок проводимых по разрабатываемому пласту. Рациональная область применения гидроразрыва на дегазируемых скважиндаипластах определяется экономической оценкой затрат на бурение и осуществление гидроразрыва с последующим бурением в обработанной зоне пластовых скважин с затратами на бурение пластовых скважин без применения гидроразрыва. 2.22. Скважины гидроразрыва бурят по двум основным схемам: из полевых выработок - при полевой подготовке рис. 2.25 по разрабатываемому пласту - при пластовой подготовке рис. 2.26 . При этом скважины для гидроразрыва можно бурить восстающими нисходящими или горизонтальными рис.2.27 . Длина скважин гидроразрыва определяется условиями разработки угольных пластов. Забои скважин пробуренных из полевых выработок должны находиться в средней части дегазируемого участка считая по длине лавы. При бурении скважин по пласту их длина должна быть на 30-40 м меньше длины лавы если дегазация осуществляется только для очистных выработок и на 10-20 м меньше длины лавы если дегазация осуществляется как для очистных так и для подготовительных выработок. Расстояние между скважинами гидроразрыва определяется опытным путем обычно 40-50 м . Схема дегазации пласта с гидроразрывом угольного массиве через скважины пробуренные из полевых выработок 1 - вентиляционный штрек; 2 - дегазационные скважины; 3 - скважина гидроразрыва; 4 - полевой штрек; 5 - конвейерный штрек Рис. 2.25 Схема дегазации пласта с гидроразрывом угольного массива через скважины пробуренные по разрабатываемому пласту 1 - вентиляционный штрек; 2 - дегазационные скважины; 3 - скважина гидроразрыва; 4-конвейерный штрек Рис. 2.26 Схема дегазации с гидроразрывом мощного угольного пласта через скважины пробуренные по верхнему слою Рис. 2.27 2.23. Герметизация устьев скважин гидроразрыва производится путем цементации затрубного пространства с применением расширяющихся добавок. Герметизация должна задерживать давление не менее 15-20 МПа 150-200 кгс/см2 . Для обсадки скважин гидроразрыва применяются насосно-компрессорные трубы диаметром не менее 75 мм испытанные при давлении не менее 20 МПа 200 кгс/см2 . Длина обсадных труб как правило не менее 30-40 м при этом первые 10 м труб от устья скважины должны быть цельнотянутыми а остальные 20-30 м могут быть водопроводными со сварным швом. Соотношение воды и цемента при герметизации - 1:2 5 по весу или 1:1 5 по объему. Объемный вес приготовленного раствора не менее 1 8 г/см3. В качестве расширяющих добавок в раствор вводят алюминиевый порошок в количестве 0 03-0 05% от веса цемента. Применяется цемент марки не ниже 300. Для ускорения процесса схватывания цементного раствора в него вводят быстро-твердеющие добавки. Для подачи цементного раствора в скважину используются шламовые насосы типа НГР-50 применяемые для промывки скважин во время бурения. Можно использовать и другие типы насосов обеспечивающие подачу раствора в скважину. Гидроразрыв угольного массива производится после схватывания цемента то есть через сутки с применением быстротвердеющих добавок и через 2-3 суток без их применения. 2.24. Гидроразрыв пласта осуществляется под давлением | рабочей жидкости 10-15 МПа 100-150 кгс/см2 при темпе закачки 30-40 м3/ч. Определение параметров гидроразрыва изложено в приложении 6. Рабочей жидкостью для гидроразрыва пласта из подземных выработок служит вода из шахтного водопровода. Если после закачки расчетных объемов скважина продолжает принимать воду в заданном режиме то подача жидкости должна производиться до появления воды в соседних скважинах или прилегающих горных выработках. Если прорыв воды в выработки не наблюдается то работа насоса прекращается после подачи в скважину двукратного расчетного объема жидкости. 2.25. Оборудование для гидроразрыва пласта включает: оснуй установку с электродвигателем во взрывобезопасном Н полнении высоконапорную магистраль всасывающую магистраль измерительную аппаратуру. Для гидроразрыва пласта применяются поршневые насосы 9МГР-61 9Т или 9МГР-73. Насосы и электродвигатели монтируются на платформах шахтных вагонеток. Для удобства транспортирования установку насоса и электродвигателя желательно производить на самостоятельных платформах которые затем на месте проведения гидроразрыва жестко стыкуются. Мощность двигателя выбирают соответственно диаметру цилиндровых втулок и частоте вращения. По возможности следует принимать наибольший диаметр цилиндровых втулок для обеспечения высокого темпа закачки рабочей жидкости. В качестве измерительной аппаратуры устанавливаются .водомеры на всасывающей стороне насоса для определения количества поданной жидкости и пружинные манометры на воздушном колпаке насоса для регистрации давления. Подготовка и проведение гидроразрыва включает следующие операции: - измерение дебита метана из скважин до гидроразрыва пласта; - опробование насоса и электродвигателя до подключения к скважине без нагрузки ; - подключение высоконапорной линии к скважине гидроразрыва; - опрессовку нагнетательного става и насоса до давления 20 МПа 200 кгс/см2 ; - включение в работу насоса; - контроль за исправностью работы агрегата; - контроль за давлением на насосе и расходом воды; - контроль за появлением воды в соседних скважинах и прилегающих горных выработках; - отключение насоса в спуск воды из скважины; - замеры дебита газа при естественном истечении после проведения гидроразрыва; - подключение скважин гидроразрнва в вакуумной линии после прекращения обильного выделения вода. 2.26. После проведения гидроразрыва в обработанной зоне производится бурение пластовых дегазационных скважин. Расстояние между дегазационными скважинами в зоне гидроразрыва пласта определяется по формулам рекомендованным для предварительной дегазации с последующим увеличением результата на коэффициент интенсификации см.приложение 6 . 2.27. Для условий тонких неразгруженных пластов Донецкого бассейна рекомендуются схемы расположения скважин приведенные на рис. 2.28. Бурение скважин по схеме а рис. 2.28 а производится при сплошной системе разработки отработке пласта лавами по простиранию и отсутствии надштрековых целиков. Восстающая скважина бурится из тупиковой части откаточного штрека на всю высоту этажа. Герметизируемая часть скважины располагается в породах кровли или почвы пласта. При наличии отработанного горизонта бурение скважины прекращается на расстоянии от него равном длине герметизации скважины. Бурение скважин по схеме б рис. 2.28 б отличается от предыдущей тем что вся скважина бурится по пласту а герметизируемая часть скважины располагается в надштрековом целике. На схеме представленной на рис. 2.28 в герметизируемая часть скважины располагается в боковых породах. Расстояние от забоя скважины до вентиляционного штрека равно длине герметизации. Для варианта столбовой системы разработки спаренными лавами по восстанию падению рекомендуется бурение скважин из сборного ходка по схеме г рис. 2.28 г . Устье скважины располагается в боковых породах пласта преимущественно в кровле а забой скважины - на расстоянии от бортового ходка равном длине герметизации. Угол разворота скважины от продольной оси сборного ходка определяется углом падения пласта. При столбовой системе обеспечивается наибольший эффект дегазации так как имеется возможность произвести работы по гидроразрыву и каптажу метана задолго до подхода очистных работ схемы в и г . Схемы расположения скважин гидроразрнва при различных системах разработки для условий Донецкого бассейна Рис. 2.28 2.28. Эффективность дегазации разрабатываемых пластов скважинами с предварительным гидроразрывом дегазируемого массива составляет 40-50%. Газоносность пласта снижается на 30-40%. Гидроразрыв пласта позволяет сократить время предварительной дегазации в 1 5 раза при бурении по пласту восходящих или горизонтальных скважин и в 2-2 5 раза при бурении нисходящих скважин. Дегазация разрабатываемых угольных пластов с гидрораспленением через. скважины пробуренные с поверхности 2.29. Гидрорасчленение угольных пластов через скважины пробуренные с поверхности применяется: для заблаговременной дегазации угольных пластов; для предварительной дегазации угольных пластов в сочетании с пластовыми скважинами. Гидрорасчленение угольных пластов целесообразно при газовом давлении более 1 5 МПа и газоносности свыше 10 м3/т. Расчленение: подвергаются угольные пласты залегающие в водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости. Сущность технологии гидрорасчленения заключается в закачке рабочей жидкости в пласт с темпом превышающим естественную приемистость пласта что сопровождается раскрытием расширением естественных пластовых трещин и объединением их в единую гидропроводную систему ориентированную к скважине. 2.30. К параметрам способа относятся: место расположения скважин на шахтном поле глубина и диаметр скважин объемы и в темп закачки рабочей жидкости ее состав давление жидкости на устье и забое скважины количество циклов закачки. При сроках дегазации более 2 лет и благоприятном расположении будущих пластовых выработок относительно наиболее гидропроводной системы трещиноватости рекомендуется скважины гидрорасчленения закладывать таким образом чтобы обрабатывать сразу два выемочных столба. При этом за ось по которой располагаются скважины гидрорасчленения принимают направление средней выработки. При сроке дегазации менее 2 лет скважины гидрорасчленения располагаются по оси проходящей по середине выемочного участка лавы а после гидрорасчленения дегазируемый участок обуривается пластовыми скважинами. Для гидрорасчленения свиты пластов бурятся скважины с конечным диаметром не менее 100 мм на 30 м ниже почвы последнего в свите пласта. При использовании геологоразведочных скважин для гидрорасчленения их переоборудуют в соответствии с требованиями метода гидрорасчленения. Расстояние между скважинами определяется с учетом программы развития горных работ и направлений основных систем трещин. Для пластов тонких и средней мощности оно принимается не более 300 м щи мощных пластов - не более 250 м. Темп закачки воды составляет для пластов тонких и средней мощности до 60 для мощных пластов до 100 л/с. Для повышения эффективности гидрорасчленения и интенсификации газоотдачи в угольный пласт закачиваются 2-4%-ные водные растворы соляной кислоты. Соляно-кислотная обработка массива угля производится на пластах с содержанием карбонатов не менее 0 3% в Карагандинском 0 1% - Донецком и Кузнецком 0 5% - Печорском бассейнах. Для ускорения проникновения жидкости в мелкие поры после выхода на режим закачки при темпе 30-36 л/с подается водная порция с неионогенным поверхностно-активным веществом ПАВ концентрацией 0 01%. В качестве ПАВ используется смачиватель ДБ или синтанол ДС-10 а также смеси полиэтиленгликолевых зфиров с метиловым спиртом в отношении 3:2. Областью преимущественного применения растворов ПАВ являются угли марок Ж К П А. Параметры способа дегазации угольных пластов с предварительным расчленением и физико-химическим воздействием через скважины пробуренные с поверхности определяются по рекомендации изложенным в приложении 7. 2.31. Для нагнетания рабочей жидкости в режиме расчленения используются насосные агрегаты УН1-630-700А. В качестве смесителей поверхностно-активных и вяжущих веществ используются цементировочные агрегаты ЗЦА-450 ЦА-320 м и пескосмесители УПС-50 для закачки кислот - агрегаты типа Азинмаш-30. Для откачки рабочей жидкости из скважины после расчленениям используются штанговые насосы типа станков-качалок или бесштанговые насосы ЭЦНИ оборудованные двигателями ПЭДД -28-103-85 размещаемые в зумпфе скважины. Для освоения скважин эрлифтным способом применяются передвижные компрессорные установки типа КПУ. Одновременно с откачкой рабочей жидкости из скважины извлекается газ: в начальный период в режиме самоистечения а затем в режиме вакуумирования. 2.32. Гидрорасчленение свиты пластов производится в восходящем порядке - от нижнего пласта к верхнему. После вскрытия гидродинамических испытаний и гидрорасчленения нижнего пласта скважина закрывается но снижения давления на устье до 1 МПа после чего в скважину засыпается кварцевый песок крупностью 1-4 мм в объеме необходимом для образования песчаной пробки на 10-15 м выше зоны вскрытия нижнего пласта. Затем производятся те же операции для вышележащего пласта. При наличии двух и более пластов расположенных в интервале 10-15 м по длине скважины допускается одновременная обработка этих сближенных пластов. 2.33. Если системы основных трещин в угольных пластах резко различаются по гидропроводности или напряжения в массиве распределены неравномерно то раскрытие трещин за счет гидрорасчленения проводится в несколько циклов при которых используются жидкости различной вязкости. Первый цикл начинается с подготовительных операций опрессовка скважин перфорация гидродинамические испытания и зака6нчивается раскрытием трещин основной системы. Во втором цикле в пласт закачивается вязкая слабо фильтрующаяся жидкость предназначенная для заполнения раскрытых в первом цикле трещин и способствующая увеличению доли общего расхода идущего на pacкрытие трещин менее гидропроводных систем. Третий и каждый последующий нечетный цикл аналогичны первому за исключением подготовительных операций каждый последующий четный цикл - второму Темп закачки в четном цикле не должен превышать темпа закачки в предыдущем нечетном цикле. 2.34. Контроль процесса гидрорасчленения осуществляется нормальных условиях по величине темпа закачки а при наличии нарушений близости горных выработок неустойчивых трещиноватых кровель по величине давления нагнетания. При падении величины давления на устье скважины на 50% и более производится тампонаж нарушений в угленосной толще водоцементным раствором портландцемент марки 500 либо опилками смолами нагнетаемыми через скважину с темпом до 25 л/с. 2.35. После гидрорасчленения скважина закрывается на 3-6 мес. Затем скважина открывается для промывки песчаной пробки. Промывка начинается после самоизлива жидкости обычно заканчивающегося через 5-7 дней и осуществляется с помощью косого хвостовика спускаемого на насосно-компрессорных трубах. По мере размыва песчаной пробки упомянутые трубы опускаются и слегка проворачиваются. По окончании размыва пробки скважина промывается водой. 2.36. Если скважины гидрорасчленения используются для дегазации выработанного пространства то за 40-60 м до подхода лавы к скважине должна быть произведена перфорация обсадной колонны на длине до 50 м выше разрабатываемого пласта и скважина подключена к газопроводу. 2.37. При сроке дегазации менее 2 лет скважины гидрорасчленения пробуренные по середине выемочного столба следует применять в сочетании с пластовыми скважинами. После гидрорасчленения пласта из проводимой горной выработки на обработанном участке пласта бурятся скважины которые подключаются к газопроводу причем скважины направляют вкрест азимута простирания наиболее гидропроводной системы трещин. Подземные пластовые скважины используются и для освоения зон гидрорасчленения т.е. для удаления рабочей жидкости из обработанного массива и повышения его газоотдачи. В этом случае подземный газопровод должен быть обеспечен автоматическими водоотделителями. Бурение подземных скважин необходимо и в случае когда эффективность заблаговременной дегазации угольного пласта с гидрорасчленением через скважины пробуренные с поверхности при сроке дегазации более 2 лет недостаточна для снижения газообильности выемочных участков. 2.38. Основные требования к безопасности ведения работ до дегазации пластов с гидрорасчленением: работы по перфорации и гидрорасчленению должны проводиться в строгом соответствии с проектом составленным на эти работы; персонал участвующий в работах должен быть проинструктирован под расписку лично руководителем работ по перфорации и гидрорасчленению о задачах порядке работы мерах безопасности звуковых световых визуальных сигналах возможных давлениях неполадках способах устранения неполадок и в других особенностях работ; перфорация и гидрорасчленение могут быть начаты только после проверки лично руководителем работ исправности оборудования и готовности бригады к проведению этих работ; руководитель работ должен быть обеспечен телефонной связью или радиосвязью; любые перестановки оборудования персонала могут производиться только по указанию руководителя работ; во время работы вблизи скважины должна быть дежурная автомашина; перед проведением гидрорасчленения талевый блок с подвешенным на нем оборудованием должен быть спущен отведен в сторону и прикреплен к ноге вышки; в качестве выкидных линий от агрегатов до рабочей головки должны применяться трубы или стальные шарнирные штанги рассчитанные на давление соответствующее рабочему давлению оборудования; на напорных линиях и на рабочей головке должны быть установлены обратные клапаны на давление превышавшее на 10% максимальное давление указанное в паспорте агрегата. На напорных насосах агрегатов должны быть установлены предохранительные клапаны и манометры. Тарировочные диафрагмы установленные на напорных насосах должны быть рассчитаны на давление которое на 25-30% ниже опрессовочного; конструкция и установка предохранительного клапана на насосе должны обеспечивать безопасность обслуживающего персонала в случае разрыва предохранителя путем установки кожуха и отвода жидкости под агрегат ; на рабочей головке после ее монтажа и обвязки устья скважин должны быть установлены регистрирующие манометры таким образом чтобы обеспечивалась видимость их показаний с помощью бинокля с расстояния не менее 25 м; по скончании обвязки устья скважины необходимо спрессовать выкидные продавочные трубопроводы на полуторное давление от ожидаемого максимального но не свыше давления указанного в паспорте агрегата; при проведении гидравлических испытаний опрессовке оборудования и обвязки устья скважины запрещается находиться вблизи испытываемых объектов лицам не связанным с этой работой; запрещается устанавливать агрегаты пескосмесители цистерны под силовыми и осветительными электролиниями находящимися под напряжением; агрегаты должны быть установлены на водоразводящем кольце на расстоянии не ближе 15 м от устья скважины кабинами от устья; емкости для рабочей жидкости должны быть снабжены расходомерами дистанционного типа; выхлопные трубы агрегата и других специальных машин должны иметь глушители с искрогасителями и должны быть выведены на высоту не менее 2 м от платформы агрегата; при закачке и продавке жидкости присутствие людей возле устья скважины запрещается; пуск и ход агрегата разрешается только по команде руководителя работ после удаления людей не связанных с непосредственным участием в выполнении работ у агрегатов за пределы опасной зоны; рабочие места персонала должны быть защищены надежными оградительными устройствами; при возникновении в напорной системе давлений выходящих за пределы красной черты манометра работа насоса должна быть немедленно прекращена. Решение о возобновлении работы может быть принято только руководителем работ; при добавлении к рабочей жидкости кислот и других компонентов с повышенной химической активностью должны выполняться все правила работы с ними; во время работы агрегатов запрещается производить какой-либо ремонт или крепление обвязки устья скважины и трубопроводов; перед отсоединением трубопроводов от рабочей головки необходимо закрыв кран на головке снизить давление в трубопроводах до атмосферного; в зимнее время пуск насосов в ход после остановки разрешается только после достаточного прогревания манифольда и пробной прокачки жидкости по трубам расположенным на поверхности. Запрещается прогрев напорных устройств открытым огнем; на устье скважины должен вестись контроль газопроявлений особенно в период контрольных продувок после оттеснения жидкости при поршневании свабировании ; в горных выработках должно вестись тщательное наблюдение за газопроявлениями и выходом жидкости с непрерывной информацией руководителя работ и диспетчера шахты; не менее чем за 60 м до подработки скважины очистным забое откачка жидкости в связи с резким сокращением притока прекращается и во избежание прихвата производится подъем насосно-компрессорных труб и штанг; люди работающие в очистном забое должны быть своевременно оповещены и проинструктированы на случай внезапного прорыва жидкости из скважины гидрорасчленения в момент ее вскрытия забоем. Дегазация крутых пластов при выемке щитовыми агрегатами полосами по падению 2.39. При щитовой технологии выемки угля полосами по падению рекомендуются следующие схемы дегазации: при подготовке выемочного участка пластовыми штреками - схема дегазации восстающими скважинами пробуренными перпендикулярно очистному забою рис 2.29 ; при вскрытии участка пласта промежуточными квершлагами - схема дегазации веерными скважинами пробуренными из квершлагов по пласту рис. 2.30 ; при вскрытии участка пласта гезенками - схема дегазации скважинами пробуренными из полевого группового штрека вкрест простирайся пласта рис. 2.31 . Схема дегазации разрабатываемого крутого пласта восстающими параллельными скважинами 1 - вентиляционный штрек; 2 - щитовой агрегат; 3 - откаточный штрек; 4 - дегазационная скважина Рис. 2.29 Схема дегазации разрабатываемого крутого пласта скважинами пробуренными из промежуточных квершлагов 1 - вентиляционный квершлаг; 2 - щитовой агрегат; 3 - откаточный промквершлаг; 4 - полевой откаточный штрек; 5 - веер пластовых дегазационных скважин Рис. 2.30 Схема дегазация разрабатываемого крутого пласта скважинами пробуренными вкрест простирания пласта 1 - вентиляционный квершлаг; 2 - щитовой агрегат; 3 - углеспускной гезенк; 4 - полевой откаточный штрек; 5 - дегазационные скважины Рис. 2.31 Все три схемы дегазации предусматривают опережающую дегазацию подготавливаемой полосы на глубину 10 м от контура вентиляционной печи. Длина скважин в первой схемз дегазации cм рис. 2.29 принимается на 10-15 м меньше высоты вынимаемой полосы угля. Расстояние между скважинами определяется расчетом по формуле 4 приложения 5 или принимается по опытным данным. При использовании второй схемы дегазации см.рис. 2.31 параметры скважин в веере находятся путем геометрических построений рис. 2.32 . От монтажной камеры на расстоянии 10-15 м проводится линия АВ. В середине вынимаемой полоть на расстоянии Ri. / 2 друг от друга проводятся вертикальные линии CD и ЕF где Ri. - расстояние между скважинами. Забой первой скважины располагается на расстоянии 10 м от печи. Каждая последующая скважина проводится на расстоянии Ri от предыдущей причел забои скважин должны выходить на линии АВ СD так EF. Параметры скважин в третьей схеме дегазации определяются с учетом залегания пласта и положения полевой выработки см. рис 2.31 . Расстояние между забоями скважин принимается не более 2Ri Схема к геометрическому расположению скважин при отработке крутых пластов щитовыми лавами по падению Рис. 2.32 3. СПОСОБЫ ДЕГАЗАЦИИ СБЛИЖЕННЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД ПРИ ИХ ПОДРАБОТКЕ И НАДРАБОТКЕ Дегазация подрабатываемых пластов при разработке тонких и средней мощности пологих и наклонных пластов угля 3.1. Схемы дегазации подрабатываемых пластов различаются по расположению скважин относительно горних выработок. Каждая схема может иметь несколько вариантов отличающихся условиями ее применения и эффективностью дегазации табл. 3.1 . 3.2. Параметры бурения скважин следует выбирать так чтобы скважины пересекали наиболее мощный из подрабатываемых пластов залегающий на расстоянии от разрабатываемого более 10 и менее 30 его вынимаемых мощностей. После подработки дегазируемого пласта точка пересечения его скважиной должна находиться в зоне разгруженной от горного давления. Если в интервале М?30mв угольных пластов нет то на участках отрабатываемых с поддержанием выработок за лавой скважины следует бурить до пересечения ближайшего подрабатываемого пласта а на участках с погашением выработок за лавой -до контакта с крепким породным слоем. Параметры скважин устанавливаются опытным путем на основе данных о фактической эффективности дегазации в конкретных горнотехнических условиях разработки угольных пластов. Предварительно параметры скважин могут быть рассчитаны по формулам приведенным: в приложении 8 или определены графическим методом приложение 14 . 3.3. Скважины пробуренные из выработки с исходящей струей воздуха более эффективны. Целесообразно применять такое проветривание лав чтобы вентиляционная выработка примыкала к угольному массиву. Это позволит увеличить эффективность дегазации на 10-20% см.табл. 3.1 . Эффективность дегазации выше при схемах предусматривающих бурение скважин из поддерживаемых позади очистного забоя выработок. В этих условиях продолжительность работы и количество повременно работающих скважин больше чем при схемах дегазации скважинами пробуренными впереди очистного забоя и погашаемыми за лавой. 3.4. Диаметр скважин принимают от 76 до 112 мм глубину обсадки - 10 м разрежение на устье скважин - 100-150 мм рт.ст. 3.5. Рассмотренные в табл. 3.1 схемы дегазации являются основными наиболее распространенными. Помимо них могут применяться другие схемы или их варианты. Возможная эффективность таких схем и методы расчета их параметров должны согласовываться с бассейновыми институтами. 3.6. Схема 1.применяется при разработке угольных пластов столбовой системой с обратным порядком отработки выемочных участков лавами по простиранию падению или восстанию. 3.7. При вариантах схем 1а и 16 скважины бурят с разворотом в сторону лавы рис. 3.1 . Отсос газа производится до тех пор пока в результате сдвижения вмещающих пород не нарушится герметизация скважин. Для увеличения срока действия скважин их следует оставлять в выработанном пространстве участка подсоединенными к участковому газопроводу отдельным трубопроводом. В погашаемой выработке в районе расположения устья скважины оставляют 5-6 рам крепи усиленной деревянными кострами. Оставляемый в завале трубопровод целесообразнее составлять из труб бывших в употреблении которые прокладывают по почве выработки с обкладкой их деревянными шалашами. Для снижения газовыделения в выработки во время первичных посадок основной кровли дополнительно к скважинам буримым навстречу очистному забою следует предусматривать бурение торцовых скважин например из тупика подготовительной выработки пройденной за разрезную печь на 10-15 м см.рис. 3.1 . Опыт показывает что такие скважины работают весьма эффективно при отходе лавы от разрезной печи до 200-300 м. По опытным данным газовыделение из сближенного подрабатываемого пласта снижается на 40-50% при схеме дегазации 1 а и на 30-40% при схеме 1 б. Таблица 3.1 Характеристика основных схем дегазации подрабатываемых пластов и пород скважинами Схема дегазации Вариант схемы Условия применения и схема расположения скважин Коэффициент дегазации доли ед. Схема 1. Скважины пробурены из выработки погашаемой за лавой 1а Выработка из которой пробурены скважины проведена по пласту и за лавой одной стороной примыкает к угольному массиву. Сважины пробурены навстречу очистному забою рис. 3.1 0 4 16 То же по выработка за лавой обеими сторонами примыкает к выработанному пространству 0 3 1в Выработка за лавой одной стороной примыкает к угольномy массиву. Скважины пробурены в плоскости параллельной очистному забою. Под скважинами выложены охранные полосы рис. 3.2 0 5 Схема 2. Скважины пробурены из выработки поддерживаемой за лавой 2а Выработка за лавой одной стороной примыкает к угольному пассиву со стороны выработанного пространства выложены костры или бутовая полоса шириной менее длины проекции скважены на пласт. Скважины пробурены с разворотом в сторону очистного забоя рис . 3.3 3.4 0 6 26 То же но выработка обета сторона и примыкает к выработанному пространству 0 5 2в Выработка за лавой одной стороной примыкает к угольному массиву. Скважины пробурены в плоскости параллельной очистному забою до или после лавы. Под скважинами выложены бутовая полоса или специальные охранные полосы ширина которых равна длине проекции скважины на пласт рис.3.5 0 7 2г Выработка пройдена по пласту и со стороны выработанного пространства охраняется целиком угля ширина которого не менее 10 м. Скважины пробурены с разворотом в сторону забоя лавы. 0 7 2д То же но скважины пробурены в плоскости параллельной очистному забою. 0 7 Схема 3. Скважины пробурены из выработок оконтуривающих выемочное поле блок панель и поддерживаемых в течение всего времени его отработки фланговая схема дегазации Выработка примыкает к угольному массиву со стороны выработанного пространства охраняется целиком угля и поддерживается в течение всего срока отработки выемочного поля блока панели . Сохранность скважин обеспечивается целиком угля рис. 3.6 0 6 Схема 4. Скважины пробурены с дневной поверхности 4 а Глубина горных работ до 600 м подземные способы дегазации недостаточно эффективны условия на поверхности позволяют разместить буровое и дегазационное оборудование. Скважины не добуриваются до кровли разрабатываемого пласта на 10 вынимаемых мощностей рис. 3.7 . 0 5 4 б То же но скважинами перебуривается разрабатываемый пласт на 5-10 м рис. 3.8 . Скважины используются для дегазации подрабатываемых пластов и выработанного пространства 0 6 Схема дегазации подрабатываемого пласта скважинами пробуренными впереди очистного забоя навстречу его движению лава по простиранию пласта Рис. 3.1 Схема дегазация подрабатываемых пластов скважинами пробуренными параллельно очистному забою и охраняемыми тумбами из железобетонных плит 1 - скважина; 2 - тумбы БЖБТ; 3 - участковый трубопровод; 4 - скважинный трубопровод; 5 - "гребенка" Рис. 3.2 Схема дегазации подрабатываемого пласта скважинами пробуренными позади очистного забоя при столбовой системе разработки Рис. 3.3 Схема дегазации подрабатываемых пластов скважинами пробуренными позади очистного забоя при сплошной системе разработки Рис. 3.4 Схема дегазации подрабатываемых пластов скважинами пробуренными впереди очистного забоя в плоскости параллельной забою лавы отработка по восстанию пласта Рис.3.5 Схема фланговой дегазации подрабатываемых пластов скважинами Рис. 3.6 Схема дегазации подрабатываемых пластов скважинами пробуренными с поверхности Рис. 3.7 Схема дегазации подрабатываемых угольных пластов и выработанного пространства участка скважинами пробуренными с поверхности 1 - скважина; 2 - разрезная печь; 3 - разрабатываемый пласт; 4 - дегазируемый пласт; 5 - вентиляционный штрек; 6 - вентиляционный просек; 7 - полевой откаточный штрек; 8 - конвейерный штрек Рис. 3.8 3.8. При варианте схемы 1в скважины бурят в плоскости параллельной забою лавы рис. 3.2 Сохранность скважины обеспечивается путем возведения охранной полосы из костров бутокостров или железобетонных плит. Такой способ защиты скважин от разрушения может применяться при отработке не опасных по внезапным выбросам угля и газа пластов при породах кровли средней устойчивости и только в лавах закрепленных индивидуальной крепью. Технология возведения охранных полос должна быть предусмотрена паспортом крепления лавы. Расстояние между кострами тумбами по длине охранной полосы должно быть не более 1 6 м по ширине - не более 0 5 м. Скважина должна буриться так чтобы проекция ее на пласт проходила посередине охранной полосы. При возведении тумб из БЖБТ между блоками следует укладывать прокладки из досок. Деревянные костры следует выкладывать из шальных брусьев Скважины соединяются с участковым газопроводом трубо-проводом диаметром 100 мм с помощью "гребенки" расположенной в поддерживаемой части выработки. По мере подвигания лавы участковый газопровод сокращается "гребенка" переносится а скважинный трубопровод удлиняется и оставляется в завале. На скважинный трубопровод устанавливается диафрагма для измерения расхода и отбора проб газа. Для предохранения скважинного трубопровода в завале от повреждения обращающейся породой его следует прокладывать по почве и обкладывать деревянными брусьями. По опыту газовыделение из сближенного пласта при его дегазации по схеме 1 в снижается на 50-55%. 3.9. Параметры скважин зависят в основном от расстояния до дегазируемого сближенного пласта и угла разгрузки подрабатываемой толщи который определяется в зависимости от состава пород междупластья по табл. 3.2. Таблица 3.2 Угол разгрузки подрабатываемой толщи пород Состав пород междупластья Процент от всей мощности между пластья Угол разрузки ? градус Песчаники и алевролиты Более 80 50-55 То же 50 60-65 То же 40 65-70 Аргиллиты То же То же 50 60 Более 80 60-65 65-70 70-80 Параметры скважин устанавливаются опытным путем или рассчитываются в соответствии с указаниями изложенными в приложении 8. 3.10. Схема 2 применяется на участках пласта отрабатываемого лавами по простиранию падению или восстанию с сохранением вентиляционной выработки за лавой. Наибольший эффект достигается при обеспечении хорошей охрани скважин от разрушения оставлена целиков выкладка широких бутовых или специальных охранных полос . Чтобы дегазация была эффективной при минимальной ширине охранной полосы нужно знать угол разгрузки подрабатываемой толщи см.таб. 3.2 . 3.11. Скважины на сближенный пласт могут быть пробурены до подхода лавы или за лавой. При ширине охранной полосы менее длины проекции скважины на пласт предпочтение следует отдавать схеме бурения предусматривающей размещение бурового станка за лавой. Если нельзя разместить буровой станок за лавой на расстоянии 10-15 м от нее то скважины следует бурить с разворотом в сторону очистного забоя так чтобы они пересекали дегазируемый пласт в зоне где он еще не разгружен от горного давления см. рис. 3.3 3.4 . Если же имеется возможность разместить буровой станок в вентиляционной выработке вблизи лавы не далее 10 м то скважины можно бурить в плоскости параллельной очистному забою. Скважины пробуренные до подхода лавы должны быть защищены от разрушения плотной бутовой полосой ширина которой приравнивается длине проекции скважины на пласт рис. 3.5 . При схеме дегазации сближенного пласта предусматривающей бурение скважин в параллельной очистному забою плоскости угол наклона скважины к горизонту принимается на 5° меньше угла раз- грузки пород подрабатываемой толщи. Дополнительно к скважинам буримым по мере подвигания следует предусматривать бурение торцовых скважин предотвращающих загазирование участка в период первой посадки основной кровли. 3.12. При бурении скважин позади очистного забоя возможно выделение метана в процессе бурения. В этих случаях бурение подаю производиться через устройство обеспечивающее возможность отвода метана в газопровод см.раздел 7 . 3.13. Параметры скважин при вариантах схем дегазации 2а - 2д см.табл. 3.1 устанавливаются опытным путем или рассчитываются по рекомендациям изложенным в приложении 8. Эффективность дегазации источника подрабатываемые пласты при применении схем 2а-2д составляет 50-70% см. табл. 3.1 . 3.14. При фланговой схеме дегазации схема 3 скважины бурятся из выработок оконтуриващих бремсберговое поле блок панель . Такие выработки как правило примыкают к угольному массиву со стороны выработанного пространства охраняются целиками рис. 3.6 и поддерживаются в течение всего срока отработки выемочного поля. Фланговая схема дегазации применяется в основном при бесцеликовой выемке угля и подготовке лав одиночными выработками. В условиях Печорского бассейна фланговая схема дегазации оказывается достаточно эффективной при отработке нескольких выемочных участков ярусов . В большинстве условий других угольных бассейнов при схеме 3 обеспечивается необходимый эффект только при отработке первого яруса когда скважины пробуренные из панельного откаточного штрека и из фланговых выработок под защитой целиков снижают газовыделение из подработанных пластов до 80%. При отработке следующего яруса эффективность схемы оказывается недостаточной поэтому возникает необходимость в бурении дополнительных скважин из вентиляционной выработки по мере подвигания лавы. Параметры скважин при фланговой схеме дегазации определяются опытным путем или рассчитываются по формулам приведенным а табл. 4 приложения 8. При этом угол разворота скважин к линии падения восстания принимается в диапазоне 0°-45° при бурении скважин из горизонтальной выработки и 45°-90° при бурении скважин из наклонной выработки. Параметры скважин могут быть определены графическим методом приложение 14 . Эффективность фланговой схемы дегазации подрабатываемых пластов в сочетании со скважинами пробуренными из выработок в пределах действующей лавы составляет 60-70% а в отдельных случаях достигает 80%. Эффективность схемы 3 на ранее отработанных полях составляет 20%. 3.15. Схему дегазации вертикальными скважинами пробуренными с дневной поверхности схема 4 рекомендуется применяться на глубинах разработки до 600 м когда подземные способы дегазации сближенных пластов недостаточно эффективны а условия на поверхности позволяют разместить буровое и дегазационное оборудование. На пластах склонных к самовозгоранию дегазация вертикальными скважинами может быть применена при условии что скорость подвигания очистного забоя будет составлять не менее 45 м/мес и будет осуществляться непрерывный контроль за температурным режимом выработанного пространства. Достоинством схемы 4 является разделение работ по дегазации и выемке угля во времени и в пространстве возможность применения мощного бурового оборудования обеспечение высокой производительности труда сокращение количества людей занятых в подземных работах. К недостаткам схемы 4 по сравнению с дегазацией подземными скважинами следует отнести: трудность размещения оборудования при занятости земной поверхности строениями сельскохозяйственными угодьями; большие затраты на бурение и оборудование глубоких скважин а также при наличии отработанных вышележащих пластов; возможный выход из строя скважин в связи с их разрушением при смещениях горных пород; закупоривание трубопроводов в зимних условиях при замерзании в них воды. 3.16. Применение вертикальных скважин для дегазации сближенных пластов схема 4 а целесообразно когда пласты залегают на удалении от разрабатываемого свыше 15 вынимаемых мощностей. При варианте 4а преимущественно в Донецком бассейне забои вертикальных скважин располагается на удалении от разрабатываемого пласта не менее 10 вынимаемых мощностей рис. 3.7 . Если подрабатываемя толща горных пород обводнена то следует применять схему 4 б 3.17. В условиях Карагандинского и Кузнецкого бассейнов вертикальные скважины используются для дегазации сближенных пластов и выработанного пространства вариант 46 скважина сдана пересекать разрабатываемый пласт и углубляться в породы почвы на 5-10 м рис. 3.8 . 3.18. Место заложения скважин на поверхности следует выбирать так чтобы к моменту подключения скважины к газопроводу проекция ее забоя на пласт находилась впереди очистного забоя не менее 30 м. Расстояние проекции забоя от вентиляционной выработки должно быть не менее 30 м и не более половины длины очистного забоя. Скважины обсаживаются так чтобы расстояние от нижнего конца обсадной колонны до кровли разрабатываемого пласта составляло 0 5 предельного расстояния на котором происходит выделение метана из подрабатываемых пластов в горные выработки. Затрубное пространство на глубину не менее 50 м от поверхности а также в местах пересечения водоносных горизонтов и выработанных пространств должно быть затампонировано. После окончания бурения скважины должны быть промыты водой для удаления из них шлама а после подработки лавой и осушения их следует подключить к векуум-насосу. 3.19. Работы по бурению креплению и оборудованию скважин должны производиться с соблюдением требований "Правил безопасности при геологоразведочных работах". 3.20. Основные параметры способа по схеме 4 зависят от необходимой эффективности дегазации ж горнотехнических условий. Параметры определяются опытным путем или расчетом приложение 3 и 16 . Согласно опыту дегазации расстояние между вертикальными скважинами можно принимать равным двум-трем шагам посадки основной кровли 80-120 м . В процессе ведения дегазационных работ параметры способа корректируются. 3.21. Отсос газа производится при разрежении на устье скважины не менее 2-104 Па 150 мм рт.ст. . 3.22. Эффективность дегазации источника метановыделения подрабатываемые пласты угля и породы по схеме 4а составляет 50-60% при расстоянии между скважинами 80 м и 40-50% при расстоянии 100-120 м. Эффективность варианта 46 когда скважины используются для дегазации сближенных пластов и выработанного пространства достигает 60-70%. Дегазация надрабатываемых пластов и пород при разработке тонких и средней мощности пологих и наклонных пластов угля 3.23. Дегазация надрабатываемых пластов и пород применяется для снижения метановыделения в выработки и предупрежден прорывов метана при внезапных разрушениях почвы. Она осуществляется скважинами пробуренными из выработок разрабатываемого пласта рис. 3.9-3.12 полевых выработок или выработок проведенных по нижележащему пласту рис. 3.13 . Во всех случаях предпочтение следует отдавать восстающим скважинам так как в нисходящих скважинах скапливается вода снижающая их эффективность. При наличии геологических нарушений или трещиноватых зон необходимо бурить опережающие скважины в надрабатываемую толщу пород из выработки которая проводится впереди других рис. 3.14 . Дегазация по этой схеме обеспечивает снижение газовыделения в подготовительные выработки так и в выработанное пространство лавы. 3.24. Герметизация устьев скважин должна осуществлял на длину не менее 6 м разрежение в скважинах - не менее 50 рт.ст. диаметр скважин - 80-110 мм. 3.25. Параметры способа устанавливаются опытным путем; определяются по рекомендациям изложенным в приложении 10. метры дегазационных скважин могут быть определены графическим методом приложение 14 . Эффективность дегазации дорабатываемых пластов угля пород в зависимости от условий колеблется от 15 до 60% см.приложение 10 . Схема дегазации надрабатываемого пласта скважинами пробуренными из нижнего штрека при сплошной системе разработки Рис. 3.9 Схема дегазации надрабатываемого пласта скважинами пробуренными из верхнего штрека при сплошной системе разработки Рис. 3.10 Схема дегазации подрабатываемого пласта скважинами пробуренными из нижнего штрека при столбовой системе разработки Рис. 3.11 Схема дегазация недорабатываемого пласта скважинами пробуренными из верхнего штрека при столбовой системе разработай Рис. 3.12 Схема дегазации надрабатываемых пластов скважинами пробуренными их пройденной по нижележащему пласту выработки Рис. 3.13 Схема дегазация надрабатываемой толщи пород скважинами при наличии геологических нарушений или трещиноватых зон Рис. 3.14 Дегазация подрабатываемых и надрабатываемых пластов при разработке мощных пологих и наклонных пластов угля 3.26. При разработке мощных пологих и наклонных пластов применяются следующие схемы дегазации подрабатываемых пластов: скважинами пробуренными из вентиляционных выработок при наличии околоштрековых целиков; скважинами пробуренными из вентиляционных выработок навстречу движению лавы при отсутствии околоштрековых целиков; скважинами пробуренными из сохраняемых выработок над монтажной камерой; вертикальными скважинами пробуренными с поверхности. 3.27. При наличии околоштрековых целиков скважины на подрабатываемый пласт бурят в плоскости параллельной рис. 3.15 или расположенной под некоторым углом к линии очистного забоя. Дегазацию по этой схеме можно применять при столбовых системах разработки как при прямом так и при обратном порядке отработки если пласты-спутники залегают на расстоянии 10-30-кратной вынимаемой мощности разрабатываемого пласта. При прямом порядке отработки вентиляционная выработка из которой бурят дегазационные скважины должна опережать забой лавы на достаточное расстояние чтобы можно было своевременно пробурить и оборудовать скважины. При обратном порядке отработки вентиляционную выработку желательно сохранить на весь период действия дегазационных скважин. 3.28. В случаях когда отсутствуют околоштрековые целики скважины на подрабатываемый пласт бурят из вентиляционной выработки навстречу движению лавы рис. 3.16 с таким расчетом чтобы дегазируемый пласт был подработан очистным забоем и скважины функционировали бы до подхода забоя лавы к буровой нише. Чтобы каптаж газа из подрабатываемого пласта не прекращался скважины пробуренные из последующей ниши должны перекрывать на 20-30 м скважины пробуренные из предыдущей ниши. При этом из каждой ниши должно быть пробурено не менее двух скважин на дегазируемый пласт. Схема дегазации подрабатываемых сближенных пластов скважинами пробуренными ив сохраняемых горных выработок 1 - сохраняемая выработка штрек } 2 - вентиляционный штрек; 3 - конвейерный штрек; 4 - дегазационные скважины Рис. 3.15 Схема дегазации подрабатываемых сближенных пластов скважинами пробуренными навстречу движения лавы 1 - вентиляционный штрек; 2 - конвейерный штрек; 3 - скважина пробуренная над куполами обрушения; 4 - скважина пробуренная на сближенный пласт Рис. 3.16 Расстояние между забоями скважин в пространстве должно составлять не менее 15 м. Отсос газа производится до тех пор пока в результате сдвижения вмещающих пород не нарушится герметизация скважин. Дегазация подрабатываемых пластов может осуществляться скважинами пробуренными из полевых выработок через выработанное пространство вышележащего отработанного горизонта. Эта схема применяется при полевой подготовке . когда по техническим причинам невозможно бурить скважины из пластовых вентиляционных выработок. Герметизация скважин производится на всю глубину неустойчивых пород. 3.29. Дегазацию подрабатываемых пластов скважинами пробуренными над монтажной камерой рекомендуется применять в том случае когда вблизи монтажной камеры имеется сохраняемая выработка рис. 3.17 . Такие скважины функционируют обычно продолжительное время и поэтому их не следует отключать от вакуумной линии до конца отработки выемочного поля. Количество скважин определяется длиной очистного забоя и объемами выделяющегося из подрабатываемой толщи метана: при двух-трех установках бурового станка бурят 6-8 скважин. Скважины на подрабатываемые пласты следует бурить диаметром 100-110 мм. Глубина обсадки скважин - 10 м разрежение в устье скважины 1 1-104 Па - 1 33-104 Па 90-100 мм рт.ст. . 3.30. Параметры дегазации подрабатываемых пластов скважинами определяются опытным путем или принимаются в соответствии с указаниями изложенными в приложении II. Эффективность дегазации источника составляет 20-50% см.приложение II . 3.31. Дегазация надрабатываемых угольных пластов при их пологом и наклонном залегании осуществляется скважинами пробуренными из выработок разрабатываемого пласта рис. 3.18 3.19 полевых выработок или подготовительных выработок надрабатываем пласта рис. 3.20 3.21 . Наиболее эффективны схемы дегазации в том случае когда надрабатываемый пласт находится на расстоянии 15-25 м от разрабатываемого скважины пробурены по надрабатываемому пласту и своевременно используется эффект надработки рис. 3.20-3.22 . Схема дегазации подрабатываемых сближенных пластов скважинами пробуренными над монтажной камерой 1-сохраняемая полевая выработка; 2-вентиляционный бремсберг; 3-конвейерный бремсберг; 4-скважина на подрабатываемый пласт; 5-скважина над куполами обрушения; 6-монтажная камера Pис. 3.17 Схема дегазации надрабатываемого сближенного пласта скважинами пробуренными из сохраняемой вблизи. угольного массива выработки 1 - вентиляционный штрек; 2 - конвейерный штрек; 3 - дегазьционные скважины Рис. 3.18 Схема дегазации надрабатываемого угольного пласта скважинами из сохраняемый вблизи выработанного пространства выработки 1 - сохраняемая выработка ; 2 - вентиляционный штрек; 3 - конвейерный штрек; 4 - дегазационные скважины. Рис.3.19 Схема дегазации надрабатываемого угольного пласта скважинами пробуренными из выработки по надрабатываемому пласту при столбовой системе разработки с выемкой по падению 1 - главный вентиляционный полевой штрек 2 - вентиляционный бремсберг вышележащего пласта; 3 - конвейерный бремсберг вышележащего пласта; 4 - вентиляционный бремсберг нижележащего пласта; 5 - конвейерный бремсберг нижележащего пласта; 6 - дегазационная скважина по надрабатываемому пласту Рис. 3.20 Схема дегазации надрабатываемого угольного пласта скважинами пробуренными из выработки по надрабатываемому пласту при столбовой системе разработки с выемкой по простиранию 1 - вентиляционный штрек разрабатываемого пласта; 2 - конвейерный штрек разрабатываемого пласта; 3 - конвейерный штрек надрабатываемого пласта; 4 - дегазационные скважины Рис. 3.21 Схема дегазации надрабатываемого угольного пласта скважинами пробуренными веерообразно из квершлага 1 - вентиляционный штрек; 2 - конвейерный штрек; 3 - квершлаг ; 4 - дегазационные скважины Рис.3.22 Эти схемы применимы при отработке пластов длинными столбами по простиранию падению или восстанию. Восстающими нисходящими или горизонтальными скважинами пробуренными из подготовительных выработок надрабатываемого пласта метан извлекается в процессе и после отработки разрабатываемого пласта. 3 32. Расстояние между скважинами в этом случае определяется как при предварительной дегазации пласта но с учетом коэффициента интенсификации газоотдачи за счет эффекта разгрузки значения которого устанавливаются экспериментально или принимается в соответствии с рекомендациями изложенными в приложении II. 3.33. Параметры способа и параметры скважин пробуренных на надрабатываемые пласты см.рис. 3.18 3.19 определяются опытны» путем или по указаниям приведенным в приложении II. Разрежение в устье скважин принимается 1 0-104 -1 3-104 Па 80-100 мм рт.ст. . Эффективность дегазации надрабатываемых пластов скважинами пробуренными вкрест простирания пласта составляет 20-50%. При мощности междупластья более 30-35 м дегазация надрабатываемых пластов по такой схеме практически неэффективна. 3.34. Дегазация вертикальными скважинами подрабатываемых пластов угля и пород залегающих от разрабатываемого пласта на удалении от 30 вынимаемых мощностей до Мр производится согласно пп. 3.1 и 3.5 а пластов залегающих на удалении до 30 вынимаемых мощностей - в соответствии с рекомендациями раздела 4.1. Дегазация подрабатываемых и надрабатываемых тонких крутых пластов скважинами 3.35. На крутых пластах применяются следующие схемы дегазации сближенных пластов: а породными скважинами пробуренными из выработок разрабатываемого пласта при сплошной и столбовой системах разработки или из выработок соседних с разрабатываемым пластом; б пластовыми скважинами пробуренными из групповых штреков или из промежуточных квершлагов. Дегазационные скважины бурят из откаточного или вентиляционного штреки разрабатываемого пласта рис. 3.23 на сближенный пласт в зону разгружаемую от горного давления. Если размеры подготовительных выработок не позволяют разместить буровое оборудование или процесс бурения трудно совместить с другими операциями технологического цикла добычи угля на выемочном участке то бурение скважин следует производить из дегазационных камер. При системе разработки длинными столбами по простиранию когда штреки после прохода лавы погашаются дегазационные скважины бурят навстречу движению лавы под некоторым углом к оси выработки рис. 3.24 . В этом случае рекомендуется принимать меры по охране устьев скважин для продления срока их службы. При полевой или групповой схемах подготовки свиты пластов дегазация сближенных пластов осуществляется скважинами пробуренными из выработок соседних пластов рис. 3.25 . Бурение скважин по схеме приведенной на рис. 3.26 рекомендуется применять при групповой подготовке пластов. Дегазационные скважины бурят по восстанию сближенного пласта до начала его разгрузки. Если промежуточные квершлаги пересекают сближенные пласты то дегазационные скважины бурят веером по сближенному пласту из места его пересечения промежуточным квершлагом рис. 3.27 . 3.36. Параметры дегазации сближенных крутых пластов устанавливаются на основе опытных данных или принимаются по рекомендациям изложенным в приложении 12. При бурении скважин в плоскости нормальной к простиранию пласта параметры скважин могут определяться графическим методом см. приложение 14 . Дегазация надрабатываемых мощных крутых пластов угля 3.37. Дегазация надрабатываемых мощных крутых пластов осуществляется по схемам приведенным на рис. 3.28-3.32. Для обеспечения высокой эффективности дегазации разрежет в скважинах должно составлять 100-120 мм рт.ст. Схема дегазации крутых сближенных пластов скважинами пробуренными из выработок разрабатываемого пласта при сплошной системе разработки 1 - откаточный штрек; 2 - вентиляционный штрек; 3 - дегазационные камеры; 4 - скважины; 5 - границы разгрузки от горного давления Рис. 3.23 Схема дегазации крутых сближенных пластов скважинами пробуренными из выработок разрабатываемого пласта при столбовой системе разработки 1 - промежуточный квершлаг; 2 - откаточный штрек; 3 - вентиляционный штрек; 4 - дегазационные скважины Рис. 3.24 Схема дегазации крутых сближенных пластов скважинами пробуренными из выработки соседнего пласта а - дегазация подрабатываемых пластов; б - дегазация под- и надрабатываемых пластов; 1 - разрабатываемый пласт; 2 - сближенные пласты; 3 - дегазационные скважины Рис. 3.25 Схема дегазация крутого сближенного пласта скважинами пробуренными из группового штрека 1 - вентиляционный штрек; 2 - групповой вентиляционный штрек; 3 - откаточный штрек; 4 - групповой откаточный штрек; 5 - дегазационные скважины; 6 - промежуточные квершлаги Рис. 3.26 Синит дегазации крути сближенных пластов скважинами пробуренными из промежуточного квершлага 1 2 - откаточные штреки; 3 - промежуточный квершлаг; 4 - сближенные пласты; 5 - дегазационные скважины Рис. 3.27 Схема дегазации нарабатываемого мощного крутого пласта скважинами пробуренными из полевого штрека 1 - разрабатывавши пласт; 2 - промежуточные квершлаги; 3 - нарабатываемый мощный пласт; 4 - полевой откаточный штрек; 5 - дегазационные скважины; 6 - выработки разрабатываемого пласта Схема дегазации надрабатываемого мощного крутого пласта скважинами пробуренными из выработки одного из пластов свиты 1 - разрабатываемые пласт; 2 - промежуточные квершлаги; 3 - надрабатываемый мощный пласт; 4 - полевой откаточный штрек; 5 - выработка по пласту расположенному вблизи дегазируемого пласта; 6 - скважина; 7 - выработка разрабатываемого пласта Рис. 3.29 Схема дегазации надрабатываемого мощного крутого пласта скважинами пробуренными из выработки разрабатываемого пласта 1 - разрабатываемый пласт; 5 - дегазационные скважины; 2 - промежуточные квершлаги; 6 - откаточный штрек ; 3 - недорабатываемый мощный пласт; 7 - вентиляционный штрек 4 - полевой откаточный штрек; Рис.3.30 Схема дегазации нарабатываемого мощного крутого пласта пластовыми скважинами а - дегазация восстающими скважинами пробуренными из штрека; б - дегазация горизонтальными скважинами пробуренными из скатов; 1-резрабатываемыч пласт; 5-полевоп откаточный штрек; 2-промежуточные квершлаги; 6- скважина. 3-надрабагываемыи мощный пласт; 4-выраоотка по надрабатываемому пласту; Рис. 3.31 Схема дегазации надрабатываемого мощного крутого пласта веерными скважинами пробуренными из промежуточного квершлага 1 - разрабатываемый пласт; 4 - надрабатываешл мощный пласт; 2 - выработки разрабатываемого пласта; 5 - полевой откаточный штрек; 3 - промежуточные квершлаги; 6 - скважина. Рис. 3.32 Параметры скважин определяются опытным путем или по формулам приведенным в приложении 13. 3.38. При удалении полевого штрека от надрабатываемого пласта менее 80 м применяется схема дегазации скважинами пробуренными из полевого штрека рис. 3.28 . Скважины бурят веером в направлении восстания пласта. Расстояние между веерами группами скважин по длине полевого штрека 20-30 м. Количество скважин в веере принимается в зависимости от высоты этажа обычно от 2 до 4 скважин . Диаметр скважин 60-80 мм глубина герметизации 5-6 м. Эффективность дегазации надрабатываемых пластов по этой схеме составляет 30-50%. 3.39. В случае расположения полевого штрека на расстоянии более 80 м от надрабатываемого пласта применяется схема дегазации скважинами пробуренными из выработки одного из сближенных пластов свиты рис. 3.29 . Такой выработкой обычно служит откаточный штрек пройденный до начала отработки верхнего пласта свиты. Технология бурения и герметизации скважин а также эффективность дегазации надрабатываемых пластов при этой схеме аналогичны схеме предусматривающей бурение скважин из полевого штрека. 3.40. Схема дегазации надрабатываемого крутого пласта скважинами пробуренными из выработки разрабатываемого пласта рис. 3.30 применяется в тех случаях; когда надрабатываемый пласт расположен на значительном расстоянии от полевого штрека или нижележащего пласта. В качестве выработки используемой для бурения скважин служит откаточный штрек сохраняемый в выработанном пространстве в течение времени отработки участка. Расстояние между веерами скважин 20-30 м. Диаметр скважин 60-80 мм глубина герметизации 5-8 м. Эффективность дегазации надрабатываемых пластов 30-40%. 3.41. Схема дегазации надрабатываемого крутого пласта пластовыми скважинами может применяться в тех случаях когда имеется возможность провести откаточный штрек рис. 3.31а или скаты рис. 3.316 по нарабатываемому пласту до начала отработки верхнего пласта свиты. Скважины из штрека бурят по восстанию пласта через 20-30 м по длине штрека а из скатов через 15-25м с углом возвышения к горизонту 1-2°. Диаметр скважин 75-100 мм глубина герметизации 4-6 м. Эффективность дегазации надрабатываемых пластов составляет 40-50% при бурении скважин из штреков и 30-50% при бурении скважин из скатов. 3.42. Дегазацию недорабатываемого крутого пласта можно осуществлять веерными скважинами пробуренными в плоскости пласта из промежуточных квершлагов рис. 3.32 . Буровой станок устанавливается в месте пересечения надрабатываемого пласта промежуточным квершлагом. Расстояние между квершлагами должно быть не более 120 м. Количество скважин и их длину принимают с таким расчетом чтобы осуществить относительно равномерную дегазацию угольного массива. диаметр скважин 75-100 мм глубина герметизации 5-8 м. Эффективность дегазации 20-30% 3.43. Скважины на надрабатываемые пласты должны быть пробурены с таким расчетом чтобы фронт буровых работ опережался линию очистного забоя на расстояние более или равное 2-3-х месячному подвигают очистного забоя. Дегазация сближенных угольных пластов выработанных пространств и вмещающих пород с помощью газосборных. выработок и скважин 3.44. Дегазацию сближенных пластов или выработанного пространства с помощью газосборных выработок и скважин рекомендуется проводить в тех условиях когда в качестве газосборной может быть использована выработка проведенная для технологических целей а также когда невозможно осуществить дегазацию скважинами буримыми из горных выработок или с поверхности. Этот способ дегазации применяется при обратном порядке отработки участка поля в условиях выдержанного залегания и высокой газоносности пластов при весьма крепких породах междупластья. Проведение газосборной выработки по подрабатываемому пласту должно быть завершено до начала выемки разрабатываемого пласта На сопряжении ее с выработками шахты вне зоны влияния очистной выемки должна быть возведена фундаментальная герметизирующая каменная или бетонная перемычка с врубами глубиной 0 3-0 4 м. Через перемычку пропускается газопровод. Оптимальное расстояние по нормали от разрабатываемого по газосборной выработки - 20-30 м а по высоте этажа лавы - 0 2-0 3 высоты этажа от вентиляционного штрека. При мощности междупластья менее 15-20 м газосборные выработки неэффективны из-за подсосов воздуха. Максимальный радиус адъективной дегазации пологих подрабатывемых пластов при помощи газосборных выработок на пластах мощностью до 1 3-1 5 м составляет 60-65 м для тонких крутых пластов - 40-45 м. В случае залегания сближенных угольных пластов выше газосборной выработки на них рекомендуется буритъ скважины рис. 3.33 . Расстояние между скважинами по простиранию от 40 до 100 м. По мере увеличения крепости пород расстояние между скважинами увеличивается. Длина скважин до 50 м. Дегазация надрабатываемых угольных пластов газосборными выработками рекомендуется при весьма крепких породах междупластья и достаточно мощном надрабатываемом пласте свыше 0 7 м . Газосборная выработка проводится по нижележащему угольному пласту в зоне влияния надработки. 3.45. При дегазации сближенных угольных пластов скважинами диаметром 150-300 мм последние бурят восстающими из выработок гезенков проведенных с откаточного горизонта навстречу движению лавы рис. 3.34 . Газосборные пластовые скважины можно бурить также и по подрабатываемому угольному пласту залегающему на расстоянии до 0 6 Мр от разрабатываемого пласта. Длина обсадки и герметизации газосборных скважин 5-8 м длина скважин не менее 150 м. 3.46. При отработке мощных пластов с разделением на слои и наличии в подрабатываемой толще породного слоя с повышенной трещиноватостью отсос газа выделяющегося из невынимаемых пачек угля вмещающих пород или сближенных пластов рекомендуется производить при помощи скважин пробуренных навстречу движению лавы в породах кровли в 3-8 м по нормали от кровли разрабатываемого пласта рис. 3.35 . Газосборные скважины диаметром 150-200 мм и длиной свыше 100 м определяется техническими возможностями Схема дегазации подрабатываемых угольных пластов при помощи газосборных выработок проведенных по пласту и скважин 1 - вентиляционный штрек; 2 - скважины пробуренные из газосборной выработки; 3 - газосборная выработка; 4 - параллельный штрек; 5 - откаточный штрек Рис. 3.33 Схема дегазации подрабатываемых угольных пластов при помощи газосборных скважин большого диаметра 1 -вентиляционный штрек; 2- газосборные скважины; 3 - гезенк с буровой камерой; 4 - откаточный штрек рис. 3.34 Схема дегазации подрабатываемого массива и куполов обрушения газосборными скважинами пробуренными в 3-8 м от мощного разрабатываемого пласта | а-в условиях пологих пластов; б- в условиях крутых пластов; 1- газосборные скважины; 2 - вентиляционный просек верхнего слоя; 3 - буровая камера; 4 - вентиляционный штрек Рис. 3.35 бурения пробуривают из камер пройденных из вентиляционной выработки. Расстояние между камерами принимается на 10-15 м меньше длины скважины. Из одной камеры пробуривают две-три скважины. 3.47. Рекомендуемая величина разрежения в газопроводе и эффективность дегазации сближенных пластов газосборными выработками и скважинами приведены в табл. 3.3. Таблица 3.3 Эффективность дегазации сближенных пластов газосборными выработками и скважинами Схема дегазации Рекомендуемая величина разрежения мм рт.ст. Коэффициент дегазации источника при правлении кровлей полным обрушением частично! закладкой или частичным обрушением Выработкой и скважинами проведенными в подрабатываемых угольных пластах рис. 3.33 100-150 0 6-0 7 0 65-0 75 Выработкой проведенной по нижележащему пласту 100-150 0 4-0 45 0 2-0 3 Скважинами пробуренными по вышележащему пласту рис. 3.34 100-150 0 5-0 6 0 6-0 7 Скважинами пробуренными в подрабатываемом массиве навстречу очистному забою рис. 3.35 50-100 0 3-0 4 0 4-0 5 4. СПОСОБЫ ДЕГАЗАЦИИ ВЫРАБОТАННОГО ПРОСТРАНСТВАМ Дегазация выработанного пространства Скважинами пробуренными из выработок 4.1. Дегазация выработанного пространства действующего участка применяется наряду с дегазацией сближенных угольных пластов вмещающих пород и разрабатываемого пласта а также как самостоятельный метод снижения метанообильности при значительном выделении метана более 3-4 м3/мин из выработанного пространства когда другими способами дегазации невозможно обеспечить снижение содержания метана на участке до допустимого ПБ уровня. Дегазация выработанного пространства осуществляется вакуумными насосами с транспортированием извлекаемой метановоздушной смеси по дегазационному трубопроводу на поверхность или газоотсасывающими установками с изолированный отводом метана в исходящую струю выемочного поля крыла шахты . В зависимости от горно-геологических условий системы разработки и газообильности участка могут применяться следующие схемы дегазации выработанного пространства: скважинами пробуренными из вентиляционной выработки над куполами обрушения рис. 4.1 ; скважинами пробуренными навстречу очистному забою специально пройденных в породах кровли камер рис. 4.2 ; скважинами пробуренными над монтажной камерой рис. 4.3 перфорированными отростками труб заводимыми в монтажную камеру рис. 4.4 ; перфорированными отростками труб оставляемыми в погашаемой вентиляционной выработке; скважинами или отростками перфорированиях труб подсоединенными к сбоечным скважинам рис. 4 5 ; вертикальными скважинами пробуренными с поверхности. 4.2. Дегазация выработанного пространства при помощи скважин пробуренных над куполами обрушения пород кровли применяется на пластах имеющих подрабатываемые пласты на расстоянии до 10 вынимаемых мощностей или надрабатываемых пластов на расстоянии Схема дегазации выработанного пространства скважинами пробуренными над куполами обрушения 1 - встречные скважины над куполами обрушения; 2 - буровая камера; 3 - вентиляционный штрек ; 4 - конвейерный штрек Рис. 4.1 Схема дегазации выработанного пространства горизонтальными скважинами расположенными в устойчивых породах кровли 1- вентиляционный штрек; 2- буровая камера; 3 - наклонный ходок; 4 - дегазационные скважины; 5 - очистной забой Рис. 4.2 Схема дегазации выработанного пространства скважинами пробуренными над монтажной камерой 1 - главный полевой вентиляционный штрек; 2-скважина не подрабатываемый пласт; 3-скважина над монтажной камерой; 4-полевой транспортный штрек; 5 - транспортерный штрек. Рис. 4.3 Схема дегазации выработанного пространства при помощи отроска перфорированной трубы оставляемого в монтажной камере 1-изолир;рощая перемычка; 2 -трубопровод; 3 -монтажная камера; 4 - конвейерный бремсберг; 5-полевой откаточный штрек; б - конвейерный штрек; 7 - воздухоподающий бремсберг; 8 - охранные деревянные костры; 9 - сбойка Рис. 4.4 Схема дегазации выработанного пространства перфорированными отростками труб с использованем сбоечных скважин 1 - газопровод; 2 - сбоечная скважина; 3 - перфорированная труба Рис. 4.5 до 30-35 м от разрабатываемого а также на одиночных мощных пластах вынимаемых с потерями. Забои скважин должен располагаться выше первоначального купола обрушения пород рис. 4.1 . Параметры скважин определяются опытный путем или расчитываются по формулам приведенным в приложении 15. Дитя герметизации принимается 6 м для скважин буримых через целик и 10 м для скважин буримых навстречу движению лавы. Количество скважин пробуренных из одной камеры ниши принимается равным 2-4 а расстояние между камерами или нишами 40-60 м. 4.3. На пластах имеющих легкоразрушаемые породы кровли целесообразно скважины закладывать в устойчивых породах рис. 4.2 Для этого из вентиляционного штрека проходится наклонный ходок до пересечения устойчивых пород. В конце ходка делается буровая камера из которой параллельно напластованию пород бурятся две-три скважины навстречу лаве. Длина скважин 100-150 м диаметр - 90-100мм Расстояние от кровли пласта до скважин 5-10 м в зависимости от мощности неустойчивых пород кровли. Устье скважины герметизируется на 5 м. 4.4. При системе разработки длинными столбами по простиранию или падению пласта дегазацию выработанного пространства можно проводить посредством скважин буримых над монтажной камерой рис. 4.3 . Скважины над монтажной камерой бурятся под охраной межштрековых целиков например из полевой выработки. Длина скважин принимается равной 60-100 м диаметр - 100-120 мм длина герметизации -не менее 10 м. 4.5. При дегазации выработанного пространства перфорированными трубами к монтажной камере прокладывается трубопровод диаметр которого принимается в пределах до 150-200 мм. Трубопровод пропускается через изолирующие перемычки которые возводятся до начала очистных работ рис. 4.4 . К трубопроводу присоединяется патрубок который до подсоединения к нему отростка перфорированной трубы должен быть закрыт металлической заглушкой о резиновой прокладкой. После отхода лавы от монтажной камеры на 2-3 м перед обрушением кровли к патрубку подсоединяется отросток перфорированной трубы диаметром 100 мм такой длины чтобы конец его находился в монтажной камере на расстоянии 5-6 м от стенки бремсберга см. рис. 4.4 . Длина перфорированной части отростка принимается равной 2-2 5 м. Отросток укладывается на деревянные костры клети . Перфорированная труба должна находиться возможно ближе к кровле пласта в зоне наибольших концентраций метана. 4.6. Дегазация выработанного пространства с использованием сбоечных скважин к которым подключаются охраняемые "кострами" вертикальные отростки труб рис. 4.5 применяется при наличии полевой выработки или выработки на нижележащем пласте. Сбоечные скважины проводятся с интервалом в 30-50 м и к ним подключаются до подхода лавы перфорированные отростки труб закладываемые в «костры". После прохода лавы и погашения вентиляционной выработки сбоечные скважины подключаются к дегазационному трубопроводу. Диаметр сбоечной скважины 100-120 мм со стороны трубопровода она обсаживается трубами на длину не менее 6 м а со стороны перфорированного отростка - не менее 10 м. При неустойчивых породах почвы сбоечную скважину следует обсаживать трубами на всю длину. Более эффективна схема дегазации когда к сбоечным скважинам подключаются скважины пробуренные до подхода лавы в зону ожидаемого обрушения пород рис. 4.6 . Скважины бурятся из подготовительной выработки на высоту 8?10 вынимаемых мощностей пласта. Для сохранения скважин в выработанном пространстве под скважиной возводится охранная полоса например из бетонных элементов или деревянных костров. Длина охранной полосы определяется из расчета чтобы сохранить скважину на длине 15-20 м от ее устья. Угол подъема скважины к горизонту и ее длина определяются из условия чтобы забой скважины в выработанном пространстве оказывался в зоне повышенного газовыделения которая устанавливается опытным путем или задается координатами в пределах 8-14 м от выработки в плоскости пласта и 12-20 м по нормали от разрабатываемого пласта. Расстояние между сбоечными скважинами 30-40 м. С целью рационального использования вакуума и достижения оптимальных показателей дегазации дебитов метана и его концентрации в отсасываемой смеси рекомендуется регулировать вакуум на устьях сбоечных скважин. 4.7. Выбор схемы дегазации выработанного пространства осуществляется с учетом горно-технических условий разработки угольных пластов а ее эффективность принимается по табл. 4.1 или уставав- Схема дегазации выработанного пространства скважинами подключенными к сбоечным скважинам 1 - газопровод; 2 - сбоечная скважина; 3 - скважина пробуренная над куполом обрушения. Рис. 4.6 ливается опытным путем. Таблица 4.1 Эффективность схем дегазации выработанного пространства и допустимые подсосы воздуха в скважины Условие и схема дегазации Коэффициент дегазации источника доли ед. Величина разряжения в устье скважины мм рт.ст. I . Прямой порядок отработки участка пласта. Скважинами пробуренными над куполами обрушения пород из вентиляционной выработки: а при наличии в зоне обрушения сближенного пласта 0 3-0 4 20-40 б при отсутствии в зоне обрушения сближенного пласта 0 25-0 3 20-40 Скважинами пробуренными над монтажной камерой 0 4-0 5 50-100 Сбоечными скважинами и подсоединенными к ним; а отростками труб в погашенной вентиляционной выработке 0 3-0 5 60-80 б скважинами пробуренными из вентиляционной выработки в зону обрушения 0 4-0 6 70-100 2. Обратный порядок отработки участка пласта. Скважинами пробуренными из специально проведенной в кровле разрабатываемого пласта выработки на высоту не менее 4-5 кратной вынимаемой мощности пласта 0 5-0 6 50-100 Скважинами пробуренными из вентиляционной выработки над куполами обрушения 0 2-0 4 30-40 Сбоечными скважинами и подсоединенными к ним; а отростками труб в погашенной вентиляционной выработке 0 3-0 5 50-70 б скважинами пробуренными из вентиляционной выработки в зону обрушения 0 4-0 6 70-100 Вертикальными скважинами пробуренными с поверхности 0 4-0 6 150-250 3. В условиях старых выработанных пространств: Скважинами пробуренными из поддерживаемых горных выработок 0 5-0 6 50-70 Скважинами пробуренными с поверхности 0 5-0 6 150-350 Отростками дегазационного газопровода заведенного в монтажную камеру 0 3-0 4 50-70 Дегазация выработанного пространства скважинами пробуренными с дневной поверхности 4.8. Дегазация скважинами пробуренными с дневной поверхности применяется для снижения газообильности очистного участка и в целом выемочного уклонного или бремсбергового поля при системе разработки длинными столбами по простиранию падению или восстанию а также при других системах. Метан извлекается из подрабатываемых пластов и пропластков попадающих в зону сдвижения пород и из выработанного пространства невынимаемые пачки угля надрабатываемые пласты боковые породы . Применение данного способа дегазации рекомендуется при глубинах разработки до 600 м в случаях когда дегазация выработанного пространства и обличенных пластов скважинами из подземных выработок менее эффективна или трудно осуществима. При этом необходимо наличие на поверхности незастроенной свободной площади для бурения и эксплуатации скважин. Для размещения буровой установки необходима свободная площадка размером 50x50 м. Дегазацию скважинами пробуренными с поверхности рекомендуется применять при газовыделении из выработанного пространства более 5 м3/мин. Разрежение на устье скважины должно быть не менее 1 9-104 Па 150 мм рт.ст.1. . 4.9. На пластах склонных к самовозгоранию угля дегазация скважинами пробуренными с поверхности может применяться при скорости подвигания очистногго забоя не менее 45 м/мес и осуществлении непрерывного контроля за температурным режимом выработанного пространства. 4.10. При дегазации выработанного пространства действующей лавы рис. 4.7 4.8 место заложения скважины выбирается с таким расчетом чтобы после окончания бурения обсадки и подключения к газопроводу скважина находилась на расстоянии не менее 30 м впереди очистного забоя. Первая дегазационная скважина должна находиться от разрезной печи или монтажной камеры на удалении 30-40 м. Расстояние между скважинами а также ее удаление от вентиляционной выработки определяются опытным путем. Удаление скважины от вентиляционной выработки величина вакуума и расход метановоздушной смеси могут быть найдены по рекомендациям изложенным в приложении 16. 4. 11. Следует отдавать предпочтение вертикальному направлению бурения скважин. Наклонное бурение допускается только в том случае когда для вертикального заложения скважины нет свободной поверхности застройка территории водоем открытые горные работы а т.п. . Скважина должна быть пробурена на 5-10 м ниже почвы разрабатываемого пласта. Схема дегазации выработанного пространства и подрабатываемых угольных пластов скважинами пробуренными с дневной поверхности при этажной системе отработки выемочного поля 1 - вентиляционный штрек; 2 - конвейерный штрек; 3 - дегазационная скважина на вынимаемом участке; 4 - скважина на ранее отработанном участке Рис. 4.7 Схема дегазации выработанного пространства вертикальными скважинами на участке пласта отрабатываемого лавой по падение восстанию 1 - вертикальная скважина; 2 - вентиляционный бремсберг; 3 - воздухоподающий бремсберг Рис. 4.8 После окончания бурения из скважины путем ее промывки удаляется штыб. Перед обсадкой скважины проводят каротаж и инклинометрическую съемку. 4.12. Конечный диаметр скважины выбирается в зависимости от глубины разработки ожидаемого дебита газовоздушной смеси и количества одновременно работающих на участке скважин диаметр скважины в месте пересечения ею разрабатываемого пласта должен быть не менее 100 мм. Выбирая конечный диаметр скважины с учетом рекомендаций изложенных в приложении 16 следует иметь ввиду что увеличение диаметра скважины ведет к значительному удорожанию стоимости ее бурения и обсадки. 4.13. Обсадка скважин должна производиться стальными трубами. Нижняя часть обсадной трубы располагается как правило в 3-5 м выше кровли разрабатываемого пласта. В зонах пересечения вышележащих сближенных пластов залегающих на удалении до 30 вынимаемых мощностей от разрабатываемого пласта обсадные трубы перфорируют отверстиями диаметром 15-20 мм на участке трубы длиной 20 м для каждого сближенного пласта или газоносного слоя пород. Такая конструкция скважин предназначена для дегазации выработанного пространства подрабатываемых пластов и газоносных пород залегающих на удалении до 30 вынимаемых мощностей от разрабатываемого пласта. Устье скважины герметизируется кондуктором не менее чем на 10 м и сальником устанавливаемым на глубине 1 м. Пространств между колонной труб и кондуктором выше сальника засыпается и трамбуется глиной. Для защиты труб от обмерзания в зимнее время верхняя их часть должна быть утеплена. 4.14. Скважины рекомендуется располагать в одну линию параллельно выработке по которой движется исходящая струя. Расстояние между соседними скважинами должно приниматься кратным шагу обрушения пород основной кровли. Минимальное расстояние между скважинами должно составлять 0 4 lоч максимальное - 200 м. При разработке пластов средней мощности и мощных в условиях Кузнецкого и Карагандинского бассейнов расстояние между соседними скважинами рекомендуется принимать: а при отработке участка пласта с оставлением целика над вентиляционным штреком и газообильности участка 10 м3/мин и более 80-100 м; б то же но при газообильности менее 10 м3/мин - 100-120 м; в при отсутствии целиков угля между вынимаемыми участками пласта - 120-150 м; г при отсутствии подрабатываемых пластов - 150-180 м. При бесцеликовой технологии обработки и наличии труднослеживаемых пород в кровле разрабатываемого пласта расстояние между скважинами может быть увеличено до 200 м. В условиях остальных бассейнов расстояние между вертикальными скважинами должно определяться из условия что расстояние от наиболее удаленной скважины до очистного забоя не должно превышать 400 м. В работе рекомендуется иметь 2-3 скважины. Их количество зависит от ожидаемого дебита газовой смеси и пропускной способности скважин. 4.15. Эффективность дегазации подрабатываемых сближенных пластов вертикальными скважинами составляет 40-70 % выработанного пространства - 40-60 % см.табл. 4.1 . 4.16. На глубинах разработки более 500-600 м когда невозможно осуществлять дегазацию из горных выработок можно применять дегазацию выработанного пространства и подрабатываемых угольных пластов с помощью вертикально горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин пробуренных с дневной поверхности рис. 4.9 . Горизонтальная часть скважины должна находиться в кровле разрабатываемого пласта на расстоянии 20-30 м от него а при наличии в кровле мощного слоя крепких пород- под этим слоем но не ближе 10 м от разрабатываемого пласта. Применение рассматриваемой схемы дегазации экономически целесообразно если горизонтальная часть скважины составляет не менее 400-500 м. Расстояние между точками заложения скважин принимается равным длине их горизонтальной части. Скважины должны располагаться в 30-40 м от вентиляционного штрека см.рис. 4.9 . Эффективность этой схемы дегазации может составлять 40-60 %. Проектирование и применение дегазации выработанных пространств и подрабатываемых пластов с помощью направленных скважин с поверхности необходимо согласовывать с организацией осуществ- Схема дегазации выработанного пространства и подрабатываемых угольных пластов вертикально-горизонтальными скважинами пробуренными с поверхности 1 - подрабатываемые угольные пласты; 2 - разрабатываемый пласт; 3 - дегазационные скважины; 4 - вентиляционный штрек; 5 - откаточный штрек Рис.4.9 ляющей бурение скважин и научно-исследовательским институтом занимающимся в бассейне вопросами дегазации угольных пластов. 4.17. При отработке пласта угля по бесцеликовой технологии дегазацию выработанного пространства осуществляется как скважинами пробуренными на вынимаемом участке пласта так и скважинами расположенными на ранее отработанных участках в пределах выемочного поля. Количество скважин функционирующих на ранее отработанных участках определяется исходя из условия предотвращения поступлений метана из старых выработанных пространств в выработки действующего участка. Вертикальные скважины расположенные на границах выемочного поля вблизи этажных или уклонных целиков угля используется в первую очередь см.рис. 4.7 . Если при помощи одной скважины снижение газообильности не достигается то целесообразно включать в работу вторую скважину а если необходимо -и третью место расположения которых определяется на основании газовоздушной съемка проведенной по длине вентиляционной выработки. Повторное использование скважин может быть рекомендовано также при отработке нижележащих угольных пластов при условии что забой скважины будет находиться в зоне активного сдвижения пород. Эффективность дегазации участка в этом случае может дополнительно повысится на 15-20 %. Изолированный отвод метана из выработанного пространства 4.18. Изолированный отвод метана из выработанного пространства с помощью газоотсасывающей установки применяется в том случае когда дегазация сближенных пластов и выработанного пространства скважинами не обеспечивает требуемого снижения газообильности Преимущественная область применения изолированного отвода метана -это залегание сближенных пластов в кровле разрабатываемого пласта на расстоянии менее 10 вынимаемых мощностей а также при обильном метановыделении из оставляемых в выработанном пространстве угольных слоев пачек целиков угля и надрабатываемых пластов. 4.19. Отвод метана из выработанного пространства осуществляется по неподдерживаемой выработке не склонного к самовозгоранию пласта и по трубопроводу на поверхность или в горную выработку за пределы выемочного участка. В последнем случае метан выпускается в выработку с исходящей вентиляционной струей после предварительного разбавления воздухом до безопасного содержания. 4.20. В качестве источника тяги может быть использована депрессия главного вентилятора или депрессия создаваемая пневматическим эжектором газоотсасывающим вентилятором или вакуум-насосом. Рабочее колесо и корпус создающего тягу газоотсасывающего вентилятора или вакуум-насоса должны быть изготовлены из материалов не опасных в отношении фрикционного искрения например из стали бронзы цинкового сплава или неэлектризующихся пластмасс. Электрический привод вентилятора или насоса должен овиваться свежим воздухом. 4.21. Строительство и эксплуатация газоотсасывающих установок осуществляется по проектам являющимся составной частью раздела "Дегазация" в общем проекте строительства шахты горизонта или подготовки выемочного участка. Проект газоотсасывающей установки может разрабатываться для действующего участка в виде отдельного документа утвержденного техническим директором производственного объединения. Проект газоотсасывающей установки состоит из пояснительной записки и графической части. В пояснительной записке должны быть следующие разделы: обоснование необходимости изолированного отвода метана из выработанного пространства; схема отвода метана; расчет режима работы газоотсасывающей установки и выбор источника тяги; меры безопасности. В графической части проекта должны содержаться: выкопировка с плана горных работ с указанием расположения вентиляционных устройств и направления движения воздуха включая газоотводящую струю. Схема вентиляции на выкопировке должна быть показана от входа воздуха в выработки выемочного участка до места установки смесительной камеры или выхода газа в атмосферу; схема расположения газоотсасывающей установки в горной выработке с указанием схемы проветривания участка и камеры вентилятора; чертеж камеры или помещения вакуум-насосной станции с указанием расположенного в ней оборудования. 4.22. Выбор схемы изолированного отвода метана зависит от способа подготовки шахтного поля системы разработки и схемы проветривания выемочного участка возможности расположения вентилятора насоса на свежей струе воздуха и разбавления отсасываемого газа до- необходимого уровня наличия места для сооружения смесительной камеры. Из числа наиболее распространенных схем изолированного отвода метана из выработанного пространства применяются следующие: схема отвода метана из тупика погашаемой выработки газоотсасывающим вентилятором или эжектором; схема отвода метана из тупика погашаемой выработки вакуум-насосом по трубопроводу снабженному отростками труб; схема отвода метана по неподдерживаемой выработке и трубопроводу газоотсасывающим вентилятором или вакуум-насосом; схема отвода метана по неподдерживаемой выработке и газоотсасывающим вентилятором или вакуум-насосом установленным на поверхности. Предпочтение следует отдавать схемам при которых газ отводится на поверхность. 4.23. Отвод метана из тупика погашаемой вентиляционной выработки с помощью газоотсасывающего вентилятора производится по жесткому трубопроводу диаметром 0 5-0 9 м рис. 4.10 . Тупик отделяется от выработки дощатой перемычкой обитой прорезиненной тканью. Перемычка переносится через каждые 2-3 м подвигания очистного забоя. Проветривание камеры газоотсасывающего вентилятора должно обеспечиваться свежим воздухом как правило за счет общешахтной депрессии и удовлетворять требованиям предъявляемым к проветриванию электромашинных камер. Допускается подавать свежий воздух в камеру с помощью вентиляторов местного проветривания. Конструкция газоотсасывающих вентиляторных установок должна удовлетворять следующим требованиям. Схема изолированного отвода метана из тушка погашаемой-выработки газоотсасывающим вентилятором 1 - вентилятор; 2 - трубопровод; 3 - смесительная камера; 4 - всасывающий патрубок; 5 - перемычка; 6 - клапан Рис. 4.10 Трубы газопровода должны быть жесткими из материалов с поверхностным электрическим сопротивлением не более 3-108 Ом. Стыки их должны быть тщательно уплотнены резиновыми прокладке ти обмазкой синтетической мастикой или пеньковым жгутом пропитанным кабельной мастикой. Повороты трубопровода выполняются плавными радиусом не менее 1 5 d Всасывающий конец трубопровода должен быть изготовлен из гибкой гофрированной трубы длиной 7-10 м с площадью поперечного сечения не менее площади газоотводящего трубопровода. На конце гофрированной трубы устанавливается всасывающий патрубок с приспособлением для подвески его в выработке. Если крепь сопряжения или крепь выемочного комплекса не позволяет завести в погашаемую часть выработки трубопровод большого диаметра газозаборная часть его может быть выполнена из нескольких- гофрированных труб с патрубками. Общая площадь сечения этих труб должна быть близка к площади поперечного сечения газоотводящего трубопровода. У всасывающего конца трубопровода в 1-2 м от перемычки изолирующей погашаемую выработку должен быть установлен автоматический клапан рис. 4.11 обеспечивающий отключение газопровода от выработанного пространства и проветривание его при любой остановке газоотсасывающего вентилятора чтобы не допустить заполнения трубопровода взрывчатой метановоздушной смесью. Клапан действует следующим образом. При работающем вентиляторе под влиянием газового потока флажок 10 отклоняется и при помощи тяги 9 поворачивается рычаг 6 жестко закрепленный на оси 2. Поворотная заслонка 3 выполненная в виде сегмента вращаясь вокруг оси 2 закрывает окно в корпусе 1. При остановке газоотсасывающего вентилятора прекращается действие скоростного напора на флажок 10 и он занимает вертикальное положение. При помощи тяги 9 поворачивается рычаг 6 а поворотная заслонка 3 частично уравновешенная балансиром 4 занимает положение при котором перекрывается поперечное сечение трубопровода со стороны выработанного пространства см.рис. 4.11 .и открывается окно в корпусе 1 сообщающее трубопровод с выработкой. Проветривание трубопровода обеспечивается за счет депрессии создаваемой главными вентиляторами. На первом жесткой звене газопровода у всасывающего его конца должно быть устроено окно площадью S = 0 2 х 0 15 м2 Клапан для газоотводящего трубопровода 1 - корпус; 2 - ось поворотной заслонки; 3 - поворотная заслонка; 4 - балансир; 4 - паз балансира; 6- рычаг; 7 - паз рычага; 8 - ось тяги; - 9 - тяга; 10 - флажок; 11 - ось флажка Рис. 4.11 закрываемое задвижкой. Окно служит для регулирования подсосов воздуха из проветриваемой выработки в газопровод с целью разбавления метана в нем до нормы 3 5% . На нагнетательной части газопровода у вентилятора должен быть установлен штуцер для отбора проб газа. Всасывающий конец трубопровода пропускается через перемычку и размещается а верхней части выработки у стенки противоположной выходу из лавы. 4.24. Отвод метана из тупика погашаемой вентиляционной выработки с помощью вакуум-насоса производится по трубопроводу диаметром 200-300 мм и вертикальным отросткам труб оставляемых в выработанном пространстве рис. 4.12 . Для изолированного отвода метана как правило должна сооружаться отдельная дегазационная система. Использование одного газопровода для отсасывания газа из выработанного пространства и скважин нежелательно так как при этом не может быть обеспечено необходимое разрежение в скважинах. Газопровод прокладывается на почве у стенки выработки противоположной выходу из лавы. На нем через 20 м устанавливаются вертикальные отростки концы которых закрыты а боковые поверхности перфорированы. Каждый отросток снабжается затвором управляемым дистанционно. Наиболее простым затвором может служить помещенная в отросток надувная камера сообщенная трубкой с действующей частью горной выработки. Эксплуатация дегазационной системы осуществляется следующим образом см.рис. 4.12 . Газопровод I снабженный тройниками 2 установленными через 20 м прокладывают по всей длине вентиляционной выработки. Патрубки тройников закрывают заглушками 4. По мере подвигания лавы перед "уходом" очередного патрубка в завал заглушку снимают и ставят отросток 5 с надувным затвором 6. К затвору присоединяют резиновую или полиэтиленовую трубку 7 длиной 100 м которую прокладывают внутри трубопровода и выводят второй конец через одну из заглушек в выработку. Нагнетая в трубку воздух закрывают отросток пневматическим затвором. Отростки охраняется кострами. После отхода лавы на 15-20 м отросток открывают и измеряют расход газа и концентрацию метана в газоотводящем трубопроводе. Схема изолированного отвода метана из погашаемой выработки вакуум-насосом по трубопроводу с отростками труб 1 - трубопровод; 2 - патрубок; 3 - перемычка; 4 - заглушка; 5 - отросток трубы; 6 - пневматический затвор; 7 -трубка Рис. 4.12 Если расход метана увеличился то отросток оставляют открытым если уменьшился - отросток закрывают. Таким образом устанавливается оптимальный режим работы газоотсасывающей системы. Отростки расположенные на расстоянии более 100 м от лавы рекомендуется оставлять полностью открытыми. В вентиляционной выработке по мере подвигания очистного забоя через каждые 20 м выкладывают чураковые перемычки для уменьшения расхода и скорости движения воздуха в ней. Повышается содержание метана в отсасываемом газе. 4.25. Отвод метана из выработанного пространства по неподдерживаемой выработке с помощью вентилятора или вакуум-насоса производится по трубопроводу проложенному через перемычку с помощью которой изолируется погашаемая часть выработки от действующей рис. 4.13 . Наибольший эффект достигается в том случае когда вентиляционная выработка примыкает к угольному массиву или охраняется целиками. Крепь из нее за очистным забоем желательно не извлекать а усиливать ремонтинами или кострами. Если газоотводящая выработка охраняется со стороны действующей лавы целиком угля или бутовой полосой то в них устраиваются каналы шириной 1 5-2 0 м с интервалом 10 м обеспечивающие свободный выход газа из выработанного пространства в выработку. Со стороны очистного забоя выработка ограждается чтобы в нее не могли пройти люди. 4.26. Отвод метана по неподдерживаемой выработке и скважине пробуренной с поверхности рис. 4.14 имеет ряд преимуществ перед предыдущими. При этой схеме исключаются пососы воздуха в дегазационную систему через вентиляционные устройства и сокращается расстояние между дегазируемым пространством и насосом. Извлекаемый метан отводится на поверхность и может быть утилизирован. Способ реализуется следующим образом. При подготовке выемочного участка с поверхности бурят скважину в породах кровли не подверженных сдвижению в течение всего периода отработки дегазируемого выемочного участка. Забой скважины должен располагаться за разрезной печью лавы. Скважина пересекает разрабатываемый пласт обсаживается на всю длину и сообщается с вентиляционной выработкой оставляемой закрепленной в выработанном пространстве. Верхний конец скважины соединяется с вакуум-насосом. Схема изолированного отвода метана во неподдерживаемой выработке 1 - вентилятор; 3 - трубопровод; 3 - смесительная камера; 4 - газоотводящая выработка; 5 - переносимая перемычка; 6 - стационарная перемычка; 7 - клапан Рже. 4.13 Схема изолированного отвода метана по неподдерживаемой выработке и скважине Рис. 4.14 При таком способе скважина не разрушается сохраняется связь скважины с газоотводящей выработкой в течение всего срока отработки участка. 4.27. Выпуск газа отсасываемого из выработанного пространства в горные выработки должен производиться через смесительную камеру обеспечивающую такое разбавление метана воздухом чтобы содержание его на выходе из смесительной камеры было менее 2% Простейшая конструкция смесителя представляет собой часть выработки отшитую сплошной перегородкой из несгораемого материала. Длина смесительной камеры 5-6 м ширина не менее 1 5 м. Вход в камеру и выход из нее ограждаются металлическими решетками. Выработка в месте сооружения смесительной камеры и на длине 5 м в обе стороны от нее должна быть закреплена несгораемой крепью. Если отсасываемый газ отводится на поверхность то он выпускакается непосредственно в атмосферу через трубу высотой не менее 3 0 м. При наличии зданий на расстоянии менее 20 м от места выпуска газа высота трубы должна быть на 2 0 м больше высоты наиболее выступающей части крыши здания. Конец трубы должен быть защищен от атмосферных осадков. Диаметр трубы выбирается из расчета чтобы скорость газа на выходе была не менее 10 м/с. 4.28. Расход воздуха в выработке в которую выпускается отсасываемый газ должен быть достаточным для разбавления метана до нормы предусмотренной Правилами безопасности для данной выработки. Параметры способа дегазации основанного на изолированном отводе метана из выработанного пространства устанавливаются опытным путем или определяются по рекомендациям изложенным в приложении 17. 4.29. Эффективность различии схем изолированного отвода метана из выработанного пространства и условия их применения приведены в табл. 4.2. Таблица 4.2 Эффективность схем изолированного отвода метана Схема изолированного отвода метана Условия применения схемы Эффективность Дегазации % Отвод метана из тупика погашаемой вентиляционной выработки: а газоотсасывающим вентилятором эжектором по трубопроводу Рис- 4.10 Газовыделение из выработанного пространства до 15 м3/мин. Длина газопровода до 1500 м при вентиляторах и 1000 м при эжекторах 70 б вакуум-насосом по трубопроводу снабженному отростками рис. 4.12 Газовыделение из выработан- ного пространства до 10 м3/мин. Длина газопровода до 4000 м 50 Отвод метана Неподдерживаемой выработке и трубопроводу рис. 4.13 : Пласт не склонен к самовозгоранию а газоотсасывающим вентилятором: Газовыделение из выработан- ного пространства до 10 м3/мин. Длина неподдерживаемой выработки до 300 м 40 б вакуум-насосом Газовыделение из выработанного пространства до 10 м3/мин. Длина неподдерживаемой выработки до 1000 м 40 Отвод метана вакуум-насосом неподдерживаемой выработке и скважине рис. 4.14 Газовыделение из выработанно- го пространства до 10 м3/мин. Длина неподдерживаемой выработки до 1000 м. 50 5. СПОСОБЫ И СХЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ ДЕГАЗАЦИИ ВЫМОЧНЫХ УЧАСТКОВ 5.1. В условиях когда метанообильность участка не удается снизить до допустимого уровня с помощью одного способа применяется комплексная дегазация представляющая комбинацию способов дегазации источников газовыделения. В практике горных работ наибольшее распространение получали три принципиальные схемы комплексной дегазации основных источников метановыделения: 1 схемы включающие дегазацию сближенных пластов и отсос газа из выработанного пространства. Применяется главным образом при разработке пластов тонких или средней мощности когда газовыделение на участке преобладает из сближенных пластов; 2 схемы включающие дегазацию разрабатываемого пласта к удаление газа из выработанного пространства. Применяются при разработке мощных и средней мощности одиночных газоносных пластов; 3 схемы включающие дегазацию разрабатываемого пласта сближенных пластов и выработанного пространства. Применяются при разработке свиты угольных пластов. Первая схема комплексной дегазации получила широкое применение преимущественно на шахтах Донбасса и Воркутского месторождения вторая и третья - на шахтах Карагандинского и Кузнецкого бассейнов. Скважины пробуренные для дегазации выработанного пространства следует подключать на отдельный газопровод. При обильном выделении метана из преобладающего на участке источника метановыделения может быть применено сочетание способов схем дегазаций одного источника газовыделения например подрабатываемых и надрабатываемых пластов различных схем отсоса метана из выработанного пространства. 5.2. Схемы комплексной дегазации сближенных пластов и выработанного пространства выбираются с учетом горнотехнических условий разработки угольных пластов и структуры газового баланса выемочного поля или участка. При значительном метановыделении из выработанного пространства ранее отработанных участков пласта применяется схема дегазации сближенного пласта скважинами и отсос газа из старого выработанного пространства например через отросток перфорированной трубы заведенной за перемычку рис.5.1 . При отработке участка пласта примыкающего с двух сторон в выработанному пространству может быть применена дегазация дорабатываемого пласта фланговыми скважинами и отсос газа из-за перемычки рис. 5.2 или дегазация выработанного пространства вертикальными скважинами с поверхности и фланговыми скважинами пробуренными над куполами обрушения рис. 5.3 . В аналогичных условиях отработки участка пласта дегазацию сближенных пластов и выработанного пространства можно осуществлять вертикальными скважинами с поверхности и скважинами пробуренными над куполами обрушения из выработки погашаемой за лавой рис. 5.4 . 5.3. При бесцеликовой технологии отработки угольного пласта у прямоточной схеме проветривания выемочного участка в условиях Воркутского месторождения весьма эффективны схемы комплексной дегазации сближенных пластов и выработанного пространства скважи-яаш пробуренными из выработок на вынимаемом участке пласта и на флангах выемочного поля рис. 3.6 5.5-5.7 . Сущность таких схем комплексной дегазации заключается в бурении дегазационных скважин на сближенные подрабатываемые пласты из выработок которое оконтуривают бремсберговое поле блок панель и выработки действующей лавы поддерживаемой в течение времени отработки участка. В зависимости от условий подготовки и отработки лав выделялся четыре варианта фланговых схем дегазации. Фланговая схема дегазации №. 1. Отработка пласта ведется лавами по простиранию. Откаточная выработка верхнего горизонта поддерживается в течение всего периода отработки бремсбергового поля. Скважины бурятся на сближенные пласты из поддерживаемой откаточной выработки и из фланговых выработок см.рис. 3.6 . Скважины на сближенные пласты могут быть пробурены и из поддерживаемо! в выработанном пространстве выработки действующего участка. Фланговая схема дегазации № 2. Схема аналогична первой только погашается откаточная выработка верхнего горизонта и предусматривается бурение скважин из поддерживаемой конвейерной выработки см.рис. 5.5 . Комбинированная схема дегазации подрабатываемого угольного пласта скважинами пробуренными из погашаемого вентиляционного штрека и отсоса газа из выработанного пространства через отросток перфорированной трубы 1 - вентиляционный штрек; 2 - конвейерный штрек; 3 - дегазационные скважины 4 - перфорированная труба Рис. 5.1 Комбинированная схема дегазации подрабатываемого угольного пласта фланговыми скважинами пробуренными из полевого штрека и отсоса газа из выработанного пространства лавы через отросток перфорированной трубы при столбовой системе разработки с выемкой по падению 1-главный вентиляционный полевой штрек; 2-вентиляцконнь бремсберг; 3-конве ерши бремсберг; 4-скважкна на верхний спутник; 5-перфоркрованная труба Рис.5.2 Комбинированная схема дегазации выработанного пространства скважинами пробуренными с дневной поверхности и подземными скважинами на фланге выемочного участка при столбовой системе разработки лавой по падению 1 - главный вентиляционный полевой штрек; 2 - вентиляционный бремсберг; 3 - конвейерный бремсберг; 4 - вертикальная скважинами с поверхности; 5 - скважина над куполам обрушения Рис. 5.3 Комбинированная схема дегазации подрабатываемых угольных пластов скважинами пробуренными с разворотом из погашаемой выработки и вертикальными скважинами с дневной поверхности 1 - главный вентиляционный полевой штрек; 2 - вентиляционный бремсберг; 3 - конвейерный бремсберг ; 4 - вертикальная скважинами с поверхности; 5 - скважины над куполами обрушения Рис. 5.4 Схема фланговой дегазации сближенных пластов и выработанного пространства скважинами пробуренными на вынимаемом и ранее отработанных участках при бесцеликовой технологии выемки угля лавами по простиранию Рис. 5.5 Схема фланговой дегазации сближенных пластов и выработанного пространства скважинами пробуренными на вынимаемом я ранее отработанных участках при бесцеликовой технологии выемки жиля лавами по падению Рис. 5.6 Схема фланговой дегазации сближенных пластов и выработанного пространства скважинами пробуренными на вынимаемом и ранее отработанных участках при бесцеликовой технологии выемки угля лавами по восстанию I Рис.5.7 Фланговая схема дегазации № 3. Отработка лав ведется по падению пласта. Скважины бурятся на сближенные пласты из фланговых и конвейерной выработок см.рис. 5.6 . Фланговая схема дегазации № 4. Схема аналогична третьей но применяется при отработке лав по восстанию пласта см.рис. 5.7 . При этих схемах дегазации предусматривается одновременное удаление метана на участке действующей лавы и на ранее отработанных полях что особенно эффективно при бесцеликовой отработке пласта когда происходит миграция метана из поля действующей лавы в старые поля. Ранее пробуренные фланговые скважины на действующем участке используются и при отработке последующих лав. При необходимости скважины могут перебуриваться. 5.4. Схемы комплексной дегазации выемочных участков на одиночных угольных пластах в особенности мощных отрабатываемых с потерями угля включают бурение скважин в плоскости разрабатываемого пласта и бурение скважин для отсоса газа из выработанного пространства. Наиболее распространено сочетание пластовых параллельных забою лавы скважин со скважинами пробуренными над куполами обрушения и вертикальными скважинами с поверхности рис.5.8 . На пластах с низкой газоотдачей пластовые скважины бурятся после предварительного гидроразрыва пласта осуществляемого через скважины пробуренные из подземных выработок рис. 5.9 или с дневной поверхности рис. 5.10 . 5.5. При разработке свиты угольных пластов в зависимости от горногеологических и горнотехнических условий могут быть применены различные сочетания способов или схем дегазации разрабатываемых сближенных пластов и выработанного пространства описанных в разделах 2-4. 5.6. Из числа новых способов комплексной дегазации свиты угольных пластов рекомендуется способ дегазации разрабатываемого пласта и сближенных пластов или выработанного пространства основанный на использовании сбоечных дренажно-транспортных скважин сообщенных с одной стороны с магистральным газопроводом а с другой - со скважинами. Способ предназначен для дегазации шахтных полей преимущественно при бесцеликовой отработке выемочных участков. Схема дегазации разрабатываемого пласта скважинами и отсос газа из выработанного пространства вертикальными скважинами и скважинами пробуренными над куполами обрушения при слоевой выемке угля лавами по простиранию Рис. 5.8 Схема комплексной дегазации включающая предварительную дегазацию с гидроразрывом пласта и дегазацию выработанного пространства вертикальными скважинами с поверхности 1 - вентиляционный штрек; 2 - вертикальная скважина; 3 - скважина гидроразрыва; 4 - восстающие скважины; 5 - конвейерный штрек Рис. 5.9. Схема комплексной дегазации включающая гидрорасчленение пласта с поверхности с последующим бурением пластовых скважин в обработанной зоне и дегазацию выработанного пространстве скважинами буримыми над куполами обрушения 1-скввкины над куполами обрушения; 2-суровая камера; 3-вентиляционный штрек; 4-конвейерный штрек; 5 - скважина ГРП; 6 - восстающие скважины Рис. 5.10 Способ комплексной дегазации со сбоечной дренажно-транспортной скважиной представленный на рис. 5.11 рекомендуется применять при столбовых системах разработки с погашением выработок вслед за лавой и преобладающем газовыделении на участке из выработанного пространства и сближенных пластов. Способ эффективен при высоких скоростях подвигания очистного забоя. Благодаря подключению скважин пробуренных для дегазации сближенных пластов или выработанного пространства через сбоечную дренажно-транспортную скважину к газопроводу проложенному в выработке смежного выемочного столба можно контролировать работу и регулировать вакуум на скважинах оставленных в выработанном пространстве своевременно отключать скважины с низким дебитом метана. Способы комплексной дегазации со сбоечной дренажно-транспортной скважиной изображенные на рис. 5.13 и 5.13 применяются в случаях когда имеет место значительное метановыделение из разрабатываемого пласта и выработанного пространства для интенсификации газоотдачи в пластовые скважины через сбоечную дренажно-транспортную скважину на смежном выемочном поле пройденную в первую очередь может производиться гидроразрыв угольного пласта. После гидроразрыва бурятся остальные пластовые скважины. Оставление скважин подключенными через сбоечные дренажно-транспортные скважины к газопроводу после прохода лавы и погашения выработок обеспечение условий для контроля и управления их работой позволяют обеспечить высокую эффективность дегазации независимо от скорости подвигания очистного забоя. Сбоечная дренажно-транспортная скважина диаметром 120-150 мм бурится по пласту или во вмещающих пласт породах на смежном подготовленном к выемке поле. Со стороны магистрального газопровода устье сбоечной скважины герметизируется на глубину не менее 6 м герметизатором или обсаживается трубой с цементным или другим заполнителем затрубного пространства. Со стороны вынимаемого поля скважина также обсаживается трубой но на глубину превышающую в 1 5-2 раза размер зоны отжатого угля т.е. на глубину не менее 10-15 м. Устья скважин пробуренных на сближенные пласты или над куполами обрушения на вынимаемом поле охраняются например бутовой полосой деревянными кострами железобетонными элементами см.рис. 5.11 или другими способами усиленное крепление выработ- Способ комплексной дегазации сближенных пластов с использованием сбоечных дренажно-транспортных скважин при невысокой газоносности разрабатываемого пласта 1 - конвейерная выработка; 2 - вентиляционная выработка; 3 - выработка смежного выемочного столба; 4 - очистной забой; 5 - сбоечная дренажно-транспортная скважина; 6 - скважины пробуренные на сближенные пласты: 7 - газопровод; 8 - выработанное пространство; 9 - охранная полоса. Рис. 5.11 Способ комплексной дегазации разрабатываемого пласта и сближенных пластов или выработанного пространства с использованием сбоечных дренажно-транспортных скважин 1 - пластовая скважина; 2 - сбоечная дренажно-транспортная скважина; 3 - газопровод; 4 - скважины пробуренные на сближенные пласты или над куполами обрушения Рис. 5.12 Схема комплексной дегазации разрабатываемого пласта и сближенных пластов или выработанного пространства о использованием сбоечных дренажно-транспортных скважин при интенсивной отработке выемочных полей 1 - газопровод 2 - сбоечная дренажно-транспортная скважина 3 - пластовые скважины; 4 - скважины пробуренные на сближенные пласты или над куполами обрушения Рис. 5.13 ки укрепление массива твердеющими растворами и.т.д. чтобы обеспечить сохранность скважин при сдвижении горных пород. При проведении выработок вприсечку скважины целесообразно бурить из камер вскрываемых затем присечной выработкой см.рис. 5.12 и 5.13 . 5.7. Параметры способов в схемах комплексной дегазации определяются с учетом рекомендаций изложенных в соответствуй tx разделах и в приложении 18. При применении на участке нескольких способов или схем дегазации отличающихся величинами вакуума на скважинах газопроводах более чем в 1 5 раза рекомендуется прокладывать для них отдельные газопроводы. 5.8. Показатели применения различных способов и схем комплексной дегазации высокопроизводительных выемочных участков нa шахтах Донбасса Карагандинского бассейна и Воркутинского месторождения приведены в табл. 5.1. Таблица 5.1 Эффективность комплексной дегазации высокопроизводительных выемочных участков Номер схемы Состав схемы комплексной дегазации Средняя эффективносгь % способа в схеме комплексной дегазации схемы ком плексной дегазации 1 Карагандинский бассейн Скважины по разрабатываемому пласту 15 40 Скважины над куполами обрушения 15 Отсос газа из-за перемычек 10 2. Скважины по разрабатываемому пласту 10 45 Вертикальные скважины с поверхности 35 3. Скважины по разрабатываемому пласту с предварительным гидроразрывом 25 60 Вертикальные скважины с поверхности 25 Скважины над куполами обрушения 10 4 Скважины над куполами обрушения 15 55 Вертикальные скважины с поверхности Отсос газа из-за перемычек 30 10 5 Скважины по разрабатываемому пласту 15 55 Вертикальные скважины с поверхности 30 Скважины над куполами обрушения 10 6 Скважины по пласту в зоне надработки 35 45 Скважины над куполами обрушения 10 7 Скважины над куполами обрушения 15 35 Скважины на надрабатываемый пласт 5 Отсос из-за перемычек 15 8 Скважины по разрабатываемому пласту 15 55 Скважины над куполами обрушения 10 Отсос газа из камер в выработанном пространстве с использованием сбоечных дренажно-транспортных скважин 30 9 Скважины над куполами обрушения Газоотсос из выработанного пространства с использованием сбоечной дренажно-транспортной скважины и магистральной 15 60 скважины с поверхности 45 10 Скважины по разрабатываемому пласту 5 55 Вертикальные скважины с поверхности 30 Отсос газа через вертикальную скважину оборудованную вентилятором 20 11 Скважинами по разрабатываемому пласту с предварительным гидрорасчленением через скважины с поверхности 35 55 Вертикальные скважины с поверхности 10 Скважины над куполами обрушения 10 12 Донецкий бассейн Скважины на сближенные пласты из охраняемой целиком выработки 40 75 Газоотсос из выработанного пространства через газопровод с отростками перфорированных груб 10 Газоотсос из выработанного простран- ства через трубопровод вентилятором 25 13 Скважины на сближенные пласты навстречу лаве из погашаемой выработки 20 70 Газоотсос по газопроводу оставленному в погашенной вентиляционной выработке и вертикальной скважине с помощью вакуум-насоса установленного на поверхности 50 14 Скважины на сближенные пласты при охране скважины целиками и скважины навстречу лаве из погашаемой выработки 50 70 Вертикальные скважины с поверхности 20 Воркутское месторождение 15 Скважины из фланговой выработки на поле действующей лавы - 55 Скважины из поддерживаемой откаточной выработки на ранее отработанных полях - Скважины из фланговых выработок на ранее отработанных полях - 16 Скважины из конвейерной выработки на поле действующей лавы - 55 Скважины из фланговых выработок на ранее отработанных полях - Скважины из фланговой выработки на поле действующей лавы - 6. СПОСОБЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И БОРЬБЫ Я С СУФЛЯРАМИ 6.1. Основным способом предотвращения суфлярных выделений метана в подготовительные и очистные выработки является г дегазация разрабатываемых пластов сближенных пластов и вмещающих пород которые в определенных условиях могут стать источниками суфляров. Схемы и параметры дегазации источников метана в различных условиях разработки пластов угля изложены в разделах 2 и 3. 6.2. Для предотвращения суфлярного газовыделения в пройденный ствол производится бурение скважин снизу вверх диаметром 80-100 мм рис 6.1 . Коли средствами бурения не обеспечивается реализация указанной схемы то производится бурение скважин шпуров из ствола рис. 6.2 . На каждые 8-10 м мощности газонасыщенного коллектора устраивается одни ярус скважин. Количество скважин в одном ярусе 8-10 диаметр 42-60 мм глубина 6-8 м. Скважины подключаются к дегазационному трубопроводу. 6.3. В качестве способа предотвращения суфлярного метановыделения в проводимые подготовительные выработки рекомендуются: региональный способ дегазации угольного массива восстающими горизонтальными или нисходящими скважинами; локальный способ дегазации окружающего выработку массива карьерными скважинами или шпурами; способ дегазации сближенных пластов скважинами пробуренными на нижележащий или вышележащий пласт при мощности междупластья до 10 м . Параметры и технология работ при применении указанных способов принимаются в соответствии с рекомендациями раздела 2. Скважины и шпуры должны оставаться подсоединенными к вакуумной линии не только в период проведения выработки но и в период ее эксплуатации до прекращения суфлярного газовыделения. Схема дегазации массива вокруг ствола скважинами пробуренными снизу вверх Рис. 6.1 Схема дегазации массива вокруг ствола скважинами пробуренными из ствола Рис. 6.2 6.4. Для предотвращения суфлярных выделений метана в очистные и пройденные по углю выработки необходимо своевременно осуществлять дегазацию подрабатываемых или надрабатываемых пластов. Параметры и технология этих работ принимаются в соответствии с разделом 3. На опасных по суфлярам выемочных участках необходимо исполнительно производить: бурение дегазационных скважин на вышележащие оставленные целики угля; бурение скважин на нижележащие пласты и газоносные породы междупластья залегающие на расстоянии до 50 м; прокладку газопровода большего диаметра чем предусмотрено проектом или прокладку запасного дегазационного трубопровода пропускной способностью не менее 50 м3/мин для создания резерва на случай возникновения суфляра или повышенного газовыделения по сравнению с прогнозным его значением определенным по действующим нормативным документам. 6.5. Дегазация является эффективным способом ликвидации суфлярных выделений метана. При возникновении суфляра необходимо интенсифицировать процесс дегазации источника его формирования путем повышения вакуума на скважинах или проведения дополнительных скважин вблизи суфляра предназначенных для отвода метана в дегазационную сеть шахты. 6.6. В тех случаях когда имеется доступ к суфлярным трещинам отвод газа осуществляется с помощью каптажных колпаков или других устройств перекрывающих опасные трещины. Колпаки могут быть изготовлены из бывших в употреблении рештаков металлических вентиляционных труб или листового железа. Размеры колпаков определяются размерами суфлярных трещин. В случае необходимости у места суфляра может быть установлено несколько колпаков. Перед установкой колпаков по всей площади выделения газа снимается слой угля или порода на глубину 30-40 м. Затем с целью создания герметичности вокруг колпаков устраивают беконную подушку. На колпаках предусматриваются патрубки с помощью которых колпаки подсоединяются к газопроводу находящемуся под разрежением не менее 50 мм рт.ст.1. Если вместе с метаном выделяется вода то вблизи колпаков монтируются водоотделители. При невозможности прямого доступа к трещинам должно производиться бурение скважин з предполагаемую зону суфлярных трещин с применением устройств позволяющих отводить газ в газопровод в процессе бурения. После окончания бурения и герметизации устьев скважин они должны быть немедленно подключены к дегазационному трубопроводу. 6.7. В том случае когда газ выделяется на большой площади из боковых стенок или кровли подготовительной выработки производится изоляция опасного участка например путем обшивки внутренней стороны крепи малогазопроницаемым материалом. В закрепное пространство вводятся патрубки подсоединенные к дегазационному трубопроводу. 6.8. При весьма интенсивных суфлярных выделениях газа клад невозможно применить указанные выше способы выработку с суфляром необходимо изолировать перемычкой. Газ из-за перемычки должен отводиться в дегазационный трубопровод или в исходящую струю с достаточным количеством воздуха. Устье выработки в которой установлена перемычка должно проветриваться вентилятором местного проветривания. 7. ТЕХНОЛОГИИ ВИДЕНИЯ ДЕГАЗАЦИОННЫХ РАБОТ Бурение и герметизация скважин 7.1. Оборудование для бурения дегазационных скважин следует выбирать с учетом крепости горных пород вида энергии на вахте размеров горных выработок и параметров дегазационных скважин. Оно включает буровой станок с комплектом бурового инструмента буровые штанги коронки долота средства для удаления буровой мелочи пусковую и защитную аппаратуру. Характеристика оборудования для бурения дегазационных скважин приведена в каталоге-справочнике дегазационного оборудования. Буровые штанги изготавливаются из цельнотянутых труб или придатся к буровым станкам. Во втором случае штанги как правило выполнены специальной конструкции. 7.2. Для бурения скважин выбираются типовые буровые коронки утвержденные для конкретных горногеологических условий с учетом крепости горных пород. Бурение скважин по углю осуществляется в основном коронками типа КПД КЛД КЛГ и СБП а по породе -кольцевыми мелкоалмазными или коронками сплошного забоя. Тип коронок и область их применения приведены в каталоге-справочнике дегазационного оборудования. Мелкоалмазные коронки применяются только при наличии в разрезе скважин крепких пород VШ IX и X категорий буримости. Как исключение разрешается бурение дегазационных скважин мелкоалмазными коронками по песчаникам VП категории в местах где необходимо обеспечить высокую скорость бурения. Для бурения скважин в мягких породах II-IV категории следует применять долота режущего типа РХ рыбий хвост трехлопастные или пикобуры а породах средней крепости IV-VI категории - породные РП твердосплавные коронки с перепонкой армированные победитовыми резцами и трехшарошечные долота. Шарошечные долота выпускаются восьми типов: для мягких пород - тип М; мягких пород чередующихся с породами средней твердости - тип МС; пород средней твердости - С; пород средней твердости чередующихся с твердыми - тип СТ; твердых пород - тип Т; твердых пород с крепкими пропластками - тип ТК; крепких пород - тип К; очень крепких пород- тип ОК. Для бурения скважин в мягких или сильнотрещиноватых породах можно применять пневмоударники с энергией ударов от 20 до 50 Нм частотой ударов 30-50 Гц частотой вращения 75-120 мин-1 . В породах средней крепости применяются пневмоударники с энергией удара до 75 Нм а в крепких монолитных породах - до 100 Нм. 7.3. К средствам обвязки устья скважины относятся кондуктор герметизатор и сальник-вертлюг. Кондуктор предназначен для укрепления устья скважины и ориентации бурового става под заданным направлением бурения. Кондуктор изготавливается из труб диаметром 100 или 150 мм в зависимости от диаметра буровых штанг. Длина его при бурении пластовых скважин составляет 2 5 метра. В качестве герметизаторов используются зацементированные обсадные трубы или механические герметизаторы. Длина загерметизированной части скважины зависит от горнотехнических условий и принимается в соответствии с проектом. Сальник-вертлюг предназначен для подачи промывочного агента в буровые штанги. Буровые станки с непроходным шпинделем Б100-200 БИК2 и БИП2 имеют встроенные сальники. У буровых станков с проходным шпинделем сальник-вертлюг навинчивается на каждую вновь установленную штангу. Характеристика средств обвязки устьев дегазационных скважин приведена в каталоге-справочнике дегазационного оборудования. 7.4. При бурении дегазационных скважин выдача буровой мелочи производится под действием силы тяжести шнеками водой или сжатым воздухом табл. 7.1 . Для промывки скважин используется вода противопожарной магистрали. В длинные скважины воду подают насосами характеристика которых приведена в каталоге-справочнике дегазационного оборудования. Таблица 7.1 Область применения способов удаления буровой мелочи Способ удаления буровой мелочи Область применения Промывка скважины водой Горные породы любой крепости исключаются выбросоопасные и высыпающиеся угольные пласты Удаление буровой мелочи сжатым воздухом* Необводненные угольные пласты; вкбросоопасные и высыпающиеся угольные пласты; глинистые сланцы разбухающие от воды. Высыпание буровой мелочи под действием силы тяжести Бурение неглубоких скважин до 50-60 м по горным породам любой крепости под углом более 45° к горизонту в направлении снизу вверх. Вынос буровой мелочи шнеками Бурение неглубоких до 30-40 м скважин по крепким угольным пластам и глинистым сланцам под углом менее 45° к горизонту. * Бурение скважин с удалением буровой мелочи сжатым воздухом на газоносных в том числе выбросоопаоных пластах разрешается только с применением специальных мероприятий исключающих возможность воспламенения метана в скважине. Мероприятия должны быть согласованы в соответствующем Управлении Госгортехнадзора институте МакНИИ или ВостНИИ. 7.5. Если в процессе бурения скважины образуются опасные скопления метана у бурового станка то необходимо либо увеличим скорость воздуха в выработке у устья скважины либо обеспечить отвод выделяющегося из скважины газа в дегазационный трубопровод. Скорость движения воздуха в выработке из которой бурится скважина должна быть не менее 1 5 м/с. При меньшей скорости необходимы меры для отвода выделяющегося из скважины метана в газопровод. Отвод метана можно обеспечить например с помощью устройства ГУБС-1м характеристика которого приведена в Каталоге-справочнике дегазационного оборудования С помощью круглого фланца корпус 1 рис. 7.1 устройства ГУБС с подсоединенными к нему рукавами 3 и 5 крепится к обсадной трубе 2. Емкость 6 заполняется водой и в нее опускается рукав 5 так чтобы его конец был ниже уровня воды примерно на 250 мм. Затем открывается задвижка 9. Рукав 3 подсоединяется к газопроводу 4. Раздвинув секторы герметизатора ГУБС размещенные между квадратными фланцами и закрепив их стопорами вводят в скважину буровой инструмент II см.рис. 7.1 и начинают бурение. Если содержание метана у бурового станка 12 превышает норму бурение прекращают сдвигают секторы открывают задвижку 7 регулируют разрежение чтобы содержание метана в добываемой смеси было не менее 25%. После этого включают буровой станок. В случае необходимости извлечения бурового инструмента прекращают бурение задвижкой 7 уменьшают вакуум до 5-10 мм вод.ст. и раздвигают секторы. Бурение скважин на надрабатываемый пласт вблизи зоны 1 влияния очистного забоя должно производиться при постоянно включенном устройстве ГУБС так как в такие скважины возможен I большой приток метана. Во время остановки вакуум-насосов перерывов в бурении переоцени очистка емкости я т.п. закрывает задвижку 9 см. рис. 7.1 навинчивают на патрубок водоотделителя резьбовую заглушку 10. В случае большого метановыделения в скважину когда при полностью открытой задвижке 7 см.рис. 7.1 в полости корпуса ГУБС невозможно создать разрежение бурение прекращает закрнвают задвижку 9 навинчивают на патрубок водоотделителя заглушку в 10 извлекают буровой инструмент устанавливают сплошную реэиновую или металлическую пластину между герметизатором и подвижным фланцем ГУБСа с помощью барашков плотно прижимают штанги. В этих условиях герметизирующее устройство демонтируется только после прекращения работы скважины. Схема отвода метана в газопровод во время бурения скважины Рис. 7.1 7.6. Подготовка рабочего места для размещения бурового станка и оборудования заключается в проведении камер размеры которых зависят от типа применяемого бурового станка. Камеры необходимы во всех случаях когда для бурения скважин используются станки с проходным шпинделем штанги длиной 3 м и более. При использовании буровых станков с непроходным шпинделем имеющих малые размеры и позволяющих применять штанги длиной 0 6 или 1 м камеры как правило не проводятся. Камеры проветриваются за счет общешахтной депрессии с помощью перегородок или вентиляторами местного проветривания. Запрещается проветривать буровые камеры за счет- диффузии. 7.7. Чтобы в процессе бурения не ослаблялось крепление бурового станка его следует устанавливать на деревянные брусья а крепление производить гидравлическими или винтовыми домкратам Разрешается крепление станка и деревянными стойками диаметром не менее 150 мм. Сооружение пьедестала из деревянных брусьев требуется для станков типа СБГ-1м БСК-2В-100 и СБА-500. Станки типа Б100-200 БИК-2 и БИП-2 имеют надежные приспособления для раскрепления в штреке и не требуют деревянного основания. 7.8. При бурении дегазационных скважин в пластах опасных по внезапным выбросам угля и газа устье скважины должно укрепляться обсадной трубой длиной не менее 2 м на которой устанавливается герметизирующее устройство например ГУБС-1м защищающее рабочих и буровую машину от выбросов пульпы угля и газа из скважины. Буровой станок в этом случае должен быть закреплен по углам рамы не менее чем в четырех местах. Диаметр устья скважины должен превышать диаметр скважины на 50-60 мм. Зазор между обсадной трубой и скважиной должен быть не менее 30-40 мм. Этот зазор заливается цементным раствором. 7.9. В крепких угольных пластах обсадная труба может быть укреплена в устье скважины путем запрессования. В этом случае диаметр устья должен быть на 6-8 мм больше внешнего диаметра обсадной трубы. На наружную поверхность обсадной трубы накручивается несколько поясов из хлопчатобумажной ткани и накладывается пустой раствор цемента. Затем обсадная труба вставляется в устье скважины и запрессовывается с помощью шпинделя бурового станка. Для цементации рекомендуется применять быстросхватывающийся цемент марки 600-700. При бурении нисходящих дегазационных скважин в крутых пластах из обводненных штреков необходима обсадка скважин на длину до 6-7 м. Буровая мелочь при забуривании скважины под кондуктор удаляется шнеками или водой. После укрепления секционного кондуктора длина секций 1 5-2 м бурение осуществляется обычным путем. Восходящие скважины герметизируются следующим образом. Обсадная труба состоящая из отрезков труб на одном конце имеет фланец а на другом введенном в скважину - металлические сегменты для ее центровки. В устье скважины труба центрируется деревянными клиньями затрубное пространство закладывается ветошью замазывается глиной или густым цементным раствором. Диаметр обсадной трубы зависит от диаметра скважины табл. 7.2 . Через трубку диаметром 12-20 мм и длиной 2 м в затрубное пространство подается цементный раствор. Через 2-3 ч после его затвердения производится окончательное заполнение кольцевого зазора цементным раствором. При бурении скважины с углом наклона более 40° период схватывания раствора после первичной закачки необходимо увеличить до 8-10 ч. Для сокращения времени герметизации следует применять быстросхватывающуюся смесь. Подача цементного раствора в затрубное пространство в этом случае производится при помощи деревянного поршня выдавливающего предварительно залитый в обсадную трубу цементный раствор. Таблица 7.2 Рекомендуемые диаметры обсадных труб Диаметр скважины мм Диаметр обсадной трубы мм Диаметр скважины под кондуктор мм 46 57 76-92 59 73 96-112 76 89 112-132 96 108 132-157 110 127 151-165 Закачка раствора может производиться при помощи сжатого воздуха. Для этого в специальном механическом бачке емкостью 25-30 л с герметически закрывающейся крышкой приготавливается цементный раствор. Сжатый воздух подается через штуцер расположенный в верхней части бачка и раствор через нижнее отверстие бачка по шлангу выдавливается в скважину. Раствор таким способом можно поднимать на высоту до 4-5 м по вертикали. Обсадку дегазационных скважин можно производить механическими герметизаторами МГС ГДСО-135 ГД-110 характеристика которых приведена в каталоге-справочнике дегазационного оборудования. 7.10. Устья скважин гидроразрыва герметизируются в зависимости от направления их бурения в пространстве по одной из трех схем. При гидроразрыве пласта через скважины пробуренные вкрест простирания пласта рис. 7.2 длина обсадной колонны труб выбирается с таким расчетом чтобы фильтрующая часть скважины после заливки затрубного пространства цементным раствором составляла 1 м для мощных и 0 5 м для тонких и средней мощности пластов. Цементный раствор в затрубное пространство нагнетается через трубку длиной 2 0-2 5 м диаметром 1". Подача раствора продолжается до появления его внутри обсадной трубы после чего выступающий конец раствороподающей трубки заглушается деревянной пробкой. Восстающие и горизонтальные скважины пробуренные по пласту герметизируются по схеме представленной на рис. 7.3. Скважина бурится диаметром 76-80 мм до проектной глубины затем разбуривается ее устье до диаметра 112 мм на длину обсадки. В обсадную трубу 1 вставляется деревянная коническая пробка 5 с продольными отверстиями диаметром 10 мм для выпуска газа из В скважины и из затрубного пространства. Обсадная труба устанавливается на заданную глубину а затрубное пространство у устья скважины перекрывается резиновой манжетой 3 и заполняется густым цементным раствором на глубину 0 3-0 5 м от устья. Поскольку пробка 5 своими коническими концами перекрывает обсадную трубу и скважину цементный раствор подаваемый по трубке 2 диаметром 1" и длиной 2-2 5 м остается в затрубном пространстве в полном объеме. Раствор закачивается в количестве 0 25-0 30 м Схеме герметизации скважин гидроразрыва пробуренных вкрест простирания угольного пласта 1 - муфта соединительная; 2 - трубка для подачи раствор; 3 - деревянная пробка; 4 - обсадная труба Рис. 7.2 Схема герметизации скважин гидроразрыва пробуренных по восстанию или простиранию пласта 1 - обсадная труба; 2 - врубка для подачи раствора; 3 - манжета резиновая; 4 - муфта соединительная; 5 - пробка деревянная; 6 - неподвижный фланец; 7 - подвижный фланец; 8 - распорная труба; 9 - гайка Рас. 7.3 до резкого повышения давления на нагнетательной стороне насоса до 2-2 5 МПа . Разбуривание деревянной пробки производится через 2-3 суток после окончания герметизации. Нисходящие скважины герметизируются по схеме приведенной на рис. 7.4. Скважина диаметром 76-80 мм бурится на длину герметизации а затем разбуривается до диаметра 112 мм. В разбуренную часть скважины досылается колонна обсадных труб а затрубное пространство перекрывается резиновой манжетой 2. Цементный раствор подается по обсадной трубе 8 до появления его в газовыводящей контрольной трубке I после чего подача раствора прекращается а устья обсадной трубы и контрольной трубки перекрываются. После схватывания раствора цементная пробка в обсадной трубе разбуривается и скважину проводят до проектной глубины. Достоинством этого способа является высокая степень герметизации скважин. Для подачи цементного раствора в скважины используются шламовые насосы типа НГР-50 применяемые для промывки скважин во время их бурения. Можно использовать насосы других типов подающих цементный раствор. Смесительный бак для раствора емкостью 0 7-1 0 м3 устанавливается на 0 2-0 5 м выше всасывающего патрубка насоса. 7.11. Для направленного бурения дегазационных скважин по угольным пластам рекомендуется применять буровые органы отклоняющиеся от боковых пород конусные с углом конусности не более 60° коронки КЛД полуовальные и эксцентриковые динамические коронки. В пластах со слабыми боковыми породами и изменчивой гипсометрией рекомендуется применять гидромеханический способ бурения скважины и долото КЛГ. Диаметр гидромониторной насадки в центре долота составляет 2-3 мм. Насос должен обеспечивать напор жидкости не менее 10 МПа при расходе 90-120 л/мин. Высоконапорная струя разрушая массив создает условия для прямолинейного бурения скважины в плоскосги пласта. При бурении скважин по тонким пластам следует отдавать предпочтение схеме расположения устьев скважин в боковых породах. В этом случае сокращается трудоемкость работ так как отпадает необходимость в устройстве котлованов для размещения оборудования при расположении пласта в нижней части выработки или сооружении. Схема герметизации скважин гидроразрыва пробуренных по паданию пласта 1 - контрольная трубка; 2 - манжета резиновая; 3 - соединительная муфта; 4 - неподвижный фланец; 5 - подвижный фланец; б - распорная трубе; 7 - гайка; 8 - обсадная труба Рис. 7.4 подмостков при расположении пласта в верхней части выработки устраняются выполняемые вручную работы по извлечению из пласта обсадных металлических труб с цементной оболочкой обеспечивается надежная герметизация устьев скважин в пластах с мягкими углями. 7.12. Дня направленного бурения скважин в угольный пласт через вмещающие породы применяют следующие компоновки бурового инструмента: компоновки ограничивающие отклонение скважины под влиянием геологических отклоняющих факторов; компоновки нейтрализующие влияние геологических отклоняющих факторов путем интенсификации влияния технологических факторов; компоновки способствующие искривлению скважин под влиянием геологических факторов. К числу первых относится компоновка с направляющей трубой которая имеет высокую жесткость и наружный диаметр приближающийся к диаметру скважины. Эту компоновку целесообразно применять при бурении скважины по прямолинейной или близкой к ней траектории. Величина зазора между трубой и стенкой скважины должна быть не более 2 мм длина трубы -2м. Нейтрализация отклоняющего влияния геологических факторов осуществляется за счет применения компоновок с утяжеленной трубой на головном участке или компоновок с центраторами. Компоновка с утяжелителем включает в себя утяжеленные бурильные трубы установленные за породоразрушающим инструментом. Наружный диаметр утяжеленных труб принимается равным диаметру бурильных труб а масса в 2-3 раза больше последних. Общая длина утяжеленных труб должна составлять 5-8 м. Компоновка применяется для интенсификации отклонения скважины сверху вниз. Компоновка с центратором с промежуточной опорой отличается тем что на расстоянии около I м от долота на буровом ставе диаметром 50 мм устанавливается центрирующий элемент. Он может быть выполнен в виде витка шнека наружный диаметр которого равен диаметру долота. Эта компоновка применяется для уменьшения искривления скважины вниз или для принудительного ее искривления вверх. В качестве компоновок способствующих искривлению скважин под действием влияния геологических факторов можно использовать компоновки с конусным долотом или с керновой буровой коронкой. Компоновка с конусным долотом применяется для направления скважин в сторону более слабых пород а компоновка с керновой буровой коронкой наоборот в сторону более крепких пород. 7.13. Бурение скважин в пластах с динамическими явлениями необходимо вести в одном умеренном режиме. При бурении с промывкой диаметр скважины должен быть на 50-60 % больше внешнего диаметра штанг по выступам производительность насоса 200-400 л/мин давление до 20 МПа. При микровыбросах необходимо на 5-10 мин прекращать подачу инструмента без прекращения промывки. Следует иметь ввиду что насосы обладают пульсирующей подачей воды в скважину которая может привести к развитию микровыбросов особенно при включениях насоса. Поэтому насосы должны быть снабжены газонаполненными колоколами и иметь устройства для плавной подачи воды в скважину. Наилучшие результаты при бурении скважин в выбросоопасных и сыпучих пластах дает способ бурения с продувкой. При его применении необходимо пользоваться следующими рекомендациями: скважины следует бурить снарядами типа СБП-2иди СБП-3 снабженными устройствами для повышения интенсивности теплообмена между режущим инструментом и поступающим в скважину сжатым воздухом; выходящий из скважины воздух необходимо пропускать через емкость например шахтную вагонетку заполненную водой с добавлением ДБ в объеме 0 01-0 03%; при повышении осевой нагрузки на инструмент процесс бурения следует немедленно прекратить во избежание недопустимого нагрева бурового инструмента; расход воздуха при диаметре скважины 76 мм должен быть не менее 5-10 м3/мин при давлении 0 4-0 5 МПа; следует внимательно следить за герметизатором и сальником- вертлюгом а в случае их нагрева прекратить бурение скважины до устранения причин вызывающих повышение температуры. При любом способе бурения скважин в выбросоопасных пластах возможны защемления бурового инструмента. Для его освобождения применяется механизм ударного действия который состоит из наковальни прикрепляемой к буровой штанге и скользящего по штанге бойка. Масса бойка в зависимости от длины скважины составляет 50-100 кг. С помощью бойка наносятся продольные удары по буровому отаву в направлении извлечения его из скважины. После того как буровой инструмент будет сдвинут с места включается вращатель и инструмент из скважины извлекается. Газопроводы и их расчет 7.14. Для шахтных газопроводов могут применяться трубы стальные бесшовные водогазопроводные и электросварные с толщиной стенки не менее 2 5 мм Газопроводы подразделяются на участковые прокладываемые на выемочных участках магистральные к которым подсоединяются соседние участковые газопроводы групповые объединяющие дегазационные ветви крыла блока шахты или группы пластов и общешахтные транспортирующие каптируемую газовоздушную смесь к поверхностной вакуум-насосной станции. 7.15. Участковые газопроводы обычно монтируются из облегченных труб наращиваемых или сокращаемых в зависимости от порядка отработки участка и принятой схемы дегазации по мере развития горных работ. После окончания работ по дегазации на участке газопровод демонтируется и используется повторно. Дегазационные скважины к участковому газопроводу подсоединяются жестким соединением или с помощью резино-тканевых рукавов. Участковый газопровод прокладывается в выработке преимущественно по стороне расположения дегазационных камер или скважин пробуренных непосредственно из выработки. При прокладке участковых газопроводов по горизонтальным заработкам необходимо соблюдать уклон в сторону магистрального газопровода. Если требуемый уклон не может быть обеспечен то следует предусматривать установку водоотделителя. Газопроводы прокладываются так чтобы имелась возможность осмотра и ремонта каждого соединения труб. 7.16. Магистральные газопроводы предназначены для транспортирования газа каптируемого на нескольких выемочных участках и имеют больший диаметр труб чем участковые газопровода. По групповым газопроводам транспортируется газовоздушная смесь каптируемая на различных пластах крыльях или блоках шахтного поля. Газ из групповых газопроводов поступает непосредственно в общешахтный газопровод по которому транспортируется весь извлекаемый вакуум-насосной станцией газ. Магистральные групповые и общешахтные газопроводы дегазационной системы должны прокладываться по выработкам с исходящей струей воздуха. Допускается прокладка газопроводов по наклонным выработкам со свежей струей воздуха если по ним не производится откатка грузов и механизированная перевозка людей в вагонетках. 7.17. При прокладке общешахтного газопровода по вертикальному стволу трубы крепятся на расстрелах. Для снижения нагрузки на фланцевые соединения предусматривается усиленное их крепление В качестве общешахтного газопровода могут быть использованы трубы опущенные в специально пробуренные скважины. Диаметр скважины должен превышать диаметр газопровода на 100 мм необходимые для пропуска каната. Бурить скважины следует в ненарушенном массиве или предохранительных целиках. Устье скважины до коренных пород с заглубкой 3-4 м обсаживается трубами. Газопровод в скважину опускают при помощи каната. Трубы газопровода соединяются встык сваркой. Для увеличения прочности на разрыв на сварные швы накладываются пластинки или бандажи длиной 150-200 мм. Для улучшения крепления и скольжения каната на котором опускается газопровод на резьбу нижнего конца трубы навинчивается металлический конус к которому канат прикрепляется с помощью петли. Газопровод после его спуска до проектной глубины на поверхности и в шахте закрепляется хомутами и опускается на бетонную опору. Затем освобождается канат» убирается металлический конус и на его место навинчивается муфта с фланцем к которому крепится колено с опорными башмаками. При помощи опорных башмаков газопровод прикрепляется к бетонной опоре и соединяется с подземным газопроводом рис. 7.5 . Монтаж и оборудование общешахтного газопровода в скважине 1 - газопровод; 2 - камера; 3 - опора бетонная; 4 - колено опорное; 5 - опорный фланец; 6 - балки несущие; 7 - газопровод подземный; 8 - труба обсадная; 9 - колодец смотровой; 10 - газопровод на поверхности; 11 - соединение фланцевое; 12 - перекрытие железобетонное Рис. 7.5 Вопрос о прокладке магистрального газопровода по стволу или в магистральной скважине решается на основе технико-экономического сравнения вариантов с учетом требований безопасности. 7.18. При прокладке газопроводов по наклонным стволам уклонам бремсбергам газопровод на сопряжении с горизонтальной выработкой укладывается в канаве с таким расчетом чтобы исключить образование в чем водяных пробок и повреждение при движении транспорта. 7.19. В горизонтальных и наклонных выработках газопроводы прокладываются по почве на опорах либо подвешиваются на стальных канатах цепях или специальных кронштейнах. Опоры подвески кронштейны не должны располагаться под соединениями труб. Каждая труба должна иметь не менее двух опор подвесок . При дующей почве газопроводы следует подвешивать к крепи выработки на кронштейнах или специальных подвесках на высоте не менее 1 8 м от почвы выработки. 7.20. Дегазационные трубы соединяются в шахте при помощи вращающихся фланцев причем условное давление на приварном кольце должно быть 6 кгс/см2 при прокладке газопровода по горизонтальным и наклонным выработкам и от 10 до 16 кгс/см2 при прокладке но вертикальным выработкам. Допускается соединение труб диаметром до 100 мм при помощи муфт если через каждые 40-50 м устанавливаются фланцевые соединения. Фланцевые соединения применяются двух типов: свободный фланец на приварном кольце и плоский приварной фланец. Могут применяться также смешанные фланцевые соединения когда на одном конце трубы устанавливается подвижный фланец с приварным кольцом а на другом конце - приварной фланец. Для уплотнения фланцевых соединений применяются прокладки из паранита или других негорючих материалов. Внутренний диаметр прокладки должен быть на 2-3 мм больше внутреннего диаметра трубы. Затяжка болтов фланцевых соединений должна производиться равномерно. 7.21. Для удобства монтажа демонтажа ремонта и отключения участков а также для регулирования количества отсасываемой метано-воздушной смеси и концентрации в ней метана на газопроводах устанавливаются чугунные задвижки с латунными резьбовыми втулками и уплотняющими кольцами. На сопряжении горизонтальных и наклонных ветвей газопроводов устанавливаются водоотделители емкостью от 0 2 до 1 5 м3 в зависимости от суточного притока воды. Если из дегазационных скважин выделяется вода то на каждой водообильной скважине устанавливается водоотделитель. При расположении вакуум-насосных станций ниже отметки выхода газопровода из ствола или скважины в колодце на каждую нитку газопровода устанавливается водоотделитель емкостью 0 2-0 3 м3. 7.22. При использовании подземной вакуум-насосной станции часть газопровода находящегося под компрессией целесообразно прокладывать в скважине пробуренной вблизи подземной станции. Длина трубы свечи для вывода газа в атмосферу на дневной поверхности должна быть не менее 5 м газопровод при этом должен быть предохранен от попадания в него воды. 7.23. Перед вводом всасывающего газопровода в здание вакуум-насосной станции на случай прекращения работы вакуум-насосов должна устанавливаться свеча. Место установки свечи совмещается с расположением ближайшего к станции смотрового колодца в котором размещается запорная арматура. 7.24. Прокладка и монтаж газопровода на дневной поверхности выполняются в соответствии с "Правилами безопасности в газовом хозяйстве". Разрешается фланцевое соединение труб предназначенных для отсоса газа из вертикальных скважин передвижными вакуум-насосными станциями. Газопроводы на горных отводах шахты могут прокладываться как в грунте так и на поверхности. В пределах населенных пунктов газопроводы должны прокладываться только в грунте причем ниже средней глубины промерзания и с уклоном 0 001-0 003. Через каждые 200 м необходимо предусматривать смотровые колодцы с водоотделителями и отключающей аппаратурой. Колодцы газопроводов выполняются из негорючих материалов и должны быть водонепроницаемыми. Для газопроводов прокладываемых в грунте следует применять трубы с толщиной стенок не менее 3 мм. Соединение труб производится сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения таких труб допускаются в местах установки отключающих устройств компенсаторов и регуляторов давления контрольно-измерительной аппаратуры и другой арматуры. Резьбовые соединения труб на поверхности допускаются также при монтаже внутри зданий газопроводов низкого и среднего давления из узлов заготовленных на трубозаготовительных заводах или в мастерских. При строительстве и монтаже газопроводов применяются гнутые и серные колена. Разрешается применение штампованных крутоизогнутых стальных угольников и переходов. Гнутые компенсаторы устанавливаемые на газопроводах изготовляются из бесшовных труб. 7.25. Разрешается прокладка газопроводов по покрытиям и наружным стенам зданий I и П степени огнестойкости производственных категорий Г и Д согласно противопожарным нормам строительного проектирования промышленных предприятий и населенных мест Госстроя СССР в том числе зданий в которых газ не используется. Наземные участки газопровода для влажного газа прокладываются с уклоном не менее 0 008 на них предусматриваются устройства для спуска конденсата. 7.26. Расстояние в метрах по горизонтали от газопровода уложенного в траншее на поверхности до сооружения должно быть не менее: до здания по линии застройки ....................5 до силового кабеля................................1 до водопровода канализации водостока............1 5 до теплопровода...................................2 до ближайшего рельса железнодорожного пути.......4 до ствола дерева..................................2 Расстояние по вертикали между газопроводом уложенным в грунте и другими подземными сооружениями водопроводом теплопроводом канализацией и т.п. пересекаемыми газопроводом должно быть не менее 0 15 м а между газопроводом и силовым телефонным кабелем - не менее 0 5 м. Стыковые соединения газопровода и арматура должны находиться от стенок сооружений на расстоянии не менее 1 м. При одновременной укладке в одной траншее двух и более газопроводов расстояние между ними должно приниматься 0 4-0 5 м. 7.27. Газопровод уложенный в грунте в местах пересечения с железнодорожными путями должен быть заключен в футляр. глубина укладки газопровода под промышленными железнодорожными путями нормальной колеи принимается не менее 1 5 м считая от подошвы шпалы до верха футляра газопровода. При этом концы футляра должны быть выведены с обеих сторон путей на 2 м и уплотнены. Если газопровод прокладывается по переходу через железные дороги МПС то должны устанавливаться задвижки со стороны поступления газа на расстоянии не более 100 м от перехода. 2.28. Наземные газопроводы должны быть окрашены или должны иметь специальное антикоррозийное покрытие. Прокладка их производится на опорах или эстакадах из несгораемых материалов. 7.29. Газопроводы проложенные в грунте должны иметь защиту от коррозии и блуждающих токов в соответствии с Правилами защиты подземных металлических сооружений от коррозии. Общая толщина изоляции из битумной мастики с минеральным наполнителем должна быть не менее 9 мм. 7.30. На каждой шахте применяющей дегазацию должна быть схема разветвления газопроводов с указанием длины и диаметра его ветвей мест расположения вентилей задвижек водоотделителей и устройств для измерения разрежения расхода газовоздушной смеси и концентрации в ней метана. Расчет газопроводов производится на наиболее трудный период эксплуатации дегазационной системы. Методика расчета газопроводов изложена в приложении 19. Вакуум-насосные станции 7.31. Вакуум-насосы и другое оборудование поверхностной вакуум-насосной станции ВНС размещаются на поверхности в специальном здании которое состоит из следующих основных помещений: машинного зала в котором располагаются вакуум-насосы с электродвигателями и приборами местного контроля во взрывобезопасном исполнении; помещения для пусковой аппаратуры в нормальном исполнении. Помещение изолируется от машинного зала и имеет отдельный вход. Электродвигатели в нормальном исполнении соединяются с вакуум-насосами при помощи промежуточных валов; помещения для водосборного бака и насосов для перекачки воды; помещения для газоанализаторов и приборов контроля выполненных в нормальном исполнении. При ВНС сооружается градирня с водосборником. Типовая открытая градирня брызгального типа выбирается в зависимости от расхода охлаждаемой воды. ВНС расположенные на промплощадке шахты должны находиться за штакетной железобетонной оградой а ВНС расположенные за пределами промплощадки шахты - за сборной железобетонной оградой. Расстояние от здания ВНС до скважины с общешахтным газопроводом должно быть не менее 15 м. Принципиальная схема разводки газопроводов в поверхностной вакуум-насосной станции приведена на рис. 7.6. Здание ВНС должно иметь молниезащиту в соответствии с СН305-77. 7.32. Снабжение водокольцевых вакуум-насосов водой может производиться: по циркулярной схеме из специального резервуара с периодическим пополнением воды; из водоемов расположенных вблизи ВНС или из городской водопроводной сети. Предпочтение следует отдавать первому варианту при котором обеспечиваются наименьший расход воды и наименьшее образование накипи на лопастях вакуум-насосов. 7.33. В условиях Крайнего Севера стационарная ВНС с разрешения органов госгортехнадзора может располагаться под землей вблизи магистральной скважины в которой прокладывается общешахтный напорный газопровод и газ по нему отводится на поверхность. Подземные стационарные ВНС устраиваются в специальных камерах с обособленным проветриванием. В связи с тем что вода вытекающая из водоотделителей содержит пузырьки метана охлаждение и отвод воды в условиях подземной ВНС должны производиться с соблюдением требований ПБ Принципиальная схема разводки газопроводов ВНС 1 - общешахтный газопровод 2 - гребенка 3 - всасывающий коллектор 4 - нагнетательный газопровод 5 - вакуум - насосы 6 - трубопровод для выброса газа в атмосферу при аварийной остановке насосов свеча 7 - ручная задвижка 8 - обратный клапан 9 - клапан - отсекатель Рис. 7.6 и Инструкции по безопасному ведению дегазационных работ на шахтах. 7.34. В период строительства шахты или строительства стационарной ВНС на действующей шахте а также для улучшения работы дегазационной системы возможно применение подземной временно-вспомогательной ВНС. Эта станция может работать самостоятельно с выпуском газа в вентиляционную струю или совместно с поверх- ; постной ВНС. Критерием возможности применения подземной ВНС с выпуском каптируемого ею метана в вентиляционную струю является предельное количество метана которое может быть разбавлено вентиляционной струей выработки без повышения содержания в ней метана выше допустимой нормы. Подземная ВНС может быть включена последовательно с поверхностной в пределах неразветвленной Части участкового магистрального или группового газопровода. Включение вспомогательной ВНС приводит к перераспределению разрежения в газопроводах. Эффективность совместной работы станций зависит от величины аэродинамического сопротивления дегазационной сети и места расположения подземной вспомогательной ВНС. Она характеризуется величиной которая показывает долю эквивалентного сопротивления разветвленной части дегазационной сети подключенной к вспомогательной ВНС в общем сопротивлении дегазационной сети. Устойчивая и эффективная работа подземной вспомогательной станции обеспечивается при условии когда доля сопротивления разветвленной сети в общем сопротивлении дегазационной сети составляет 0 15-0 5. Эффективность совместной работы поверхностной и подземной ВНС с применением вакуум-насосов имеющих производительность 50 м3/мин определяется по номограмме рис. 7.7 а суммарная производительность - по номограмме рис. 7.8. Установка вспомогательной вакуум-насосной станции допускается по согласованию с органами госгортехнадзора по проекту в котором предусматриваются специальные требования по безопасной их эксплуатации. Эффективность применения подземного вспомогательного вакуум-насоса в зависимости от сопротивления дегазационной сети и места его установки Рис. 7.7 Зависимость производительности дегазационной сети от ее сопротивления и места установки подземного вспомогательного вакуум-насоса Рис. 7.8 Контроль работы дегазационной системы 7.35. Контролю подлежат работа вакуум-насосной станции состояние газопроводной сети и продуктивность дегазационных скважин. Контроль осуществляется в соответствии с настоящими рекомендациями и требованиями "Инструкции по безопасному ведению дегазационных работ в шахтах". Контроль работы вакуум-насосной станции осуществляется дежурным машинистом не реже трех раз в смену по показаниям автоматических регистрирующих приборов или путем замера им контролируемых параметров. Контролируемыми параметрами являются разрежение на вакуум-насосах давление на нагнетательном газопроводе концентрация метана в отсасываемой смеси температура отсасываемой смеси и воды подаваемой для охлаждения вакуум-насосов. Результаты замеров контролируемых параметров и расчетов расхода газовой смеси и метана заносятся в "Книгу контроля работы дегазационной установки". Контроль состояния газопроводов производится специально выделенным лицом не реже одного раза в неделю. Результаты наружного осмотра газопроводов заносятся в "Книгу осмотра и ремонта газопроводов". Контроль продуктивности дегазационных скважин производная специально выделенными лицами. Периодичность замеров разрежения перепада давлений на диафрагме и концентрации метана составляем: не реже одного раза в неделю при предварительной дегазации пластов на группе скважин и при дегазации сближенных пластов скважинами пробуренными из выработок; не реже двух раз в неделю при дегазации пласта барьерными скважинами и скважинами функционирующими вблизи очистного забоя а также при дегазации сближенных пластов и выработанного пространства скважинами пробуренными навстречу очистному забою из пога-таемых за лавой выработок. Результаты замеров величин характеризующих состояние каптируемой через скважины газовоздушной смеси ее расход и объемы извлекаемого метана заносятся в "Книгу учета работы дегазационных скважин". Сведения о состоянии и работе гаэоотсасывающей установки вентилятора концентрации метана в отсасываемой смеси отражаются в "Книге учета работы газоотсасывающей установки". Контроль концентрации метана производится не реже одного раза в час. 7.36. Концентрация метана на выходе из стационарной BHС должна регистрироваться непрерывно автоматическим прибором с диапазоном измерений от 0 до 100 % например автоматическим анализатором метана тина ТП-2301 KAM-I или KAM-IV 3 . Автоматические анализаторы метана имеют блок приемника в нормальном исполнении. Поэтому помещение где устанавливается газоанализатор должно быть изолировано от вакуум-насосов а газовый тракт газоанализатора должен быть защищен огнепреградителем заводского изготовления. На передвижных поверхностных и временных подземных ВНС концентрация метана может измеряться переносными приборами типа ШИ-12 ШИ-7 ПГД-1 ПИРС-1 и др. 7.37. Контроль разрежения в стационарной ВНС осуществляется самопишущими вакуумметрами типа ВС-410 или ВС-610 с пределами измерения от 0 до 760 мм рт.ст. а в других местах дегазационной системы - пружинными вакуумметрами или двухтрубными ртутными манометрами со шкалой до 700 мм рт.ст. 7.38. Контроль количества отсасываемого газа на стационарных дегазационных установках осуществляется: самопишущими расходомерами ДК-РС-В или ДК-РС-В дифманометры-расходомеры кольцевые самопишущие с водяным или ртутным заполнением и с часовым механизмом которые могут устанавливаться непосредственно в помещении вакуум-насосов. Если расходомеры выполнены с электроприводом то они должны устанавливаться в изолированном от вакуум-насосов помещении; кольцевыми расходомерами ДКС-РПВ или ДКС-РПР с суммирующим механизмом водяным или ртутным заполнением. Измерительные диафрагмы указанных расходомеров устанавливаются в газопроводах на стороне нагнетания. Контроль количества отсасываемого газа на дегазационных скважинах и участковых газопроводах осуществляется с помощью диафрагм вмонтированных в газопровод и переносных двухтрубных манометров с водяным заполнением. Отбор проб газовоздушной смеси из газопровода или скважины для оперативного газового анализа производится согласно рис. 7.9 а для лабораторного анализа - в бюретки Зегера или бутылки емкостью 250-500 см3. Схема отбора проб показана на рис. 7.10. Объемы каптируемого в шахтах метана определяются в соответствии с указаниями изложенными в приложении 20. 7.39. На каждой шахте не реже одного раза в квартал должна проводиться вакуумно-газовая съемка всей дегазационной системы в результате выполнения которой: выявляются возможные места значительного падения вакуума например за счет скопления воды загрязнения газопровода и др. причин наличие подсосов воздуха через неплотности в соединениях газопровода или через устья дегазационных скважин; определяются объемы каптируемой метановоздушной смеси и концентрация в ней метан определяется эффективность дегазации источников метана выемочных участков и шахты в целом. Показатели продуктивности дегазационной системы определение путем измерений сопоставляются с проектными. Если имеются отклонения от проекта то на основании материалов вакуумно-газовой съемки разрабатываются мероприятия по повышению эффективности дегазации как на отдельных выемочных участках так и по шахте в целом. Вакуумно-газовая съемка дегазационной системы должна проводиться также во всех случаях когда снижается продуктивность вакуум-насосной станции как по объему каптируемого метана так и по его концентрации в отсасываемой из шахты метановоздушной смеси. Методические указания по проведению вакуумно-газовой съемки приведены в приложении 21. ^.40. Руководитель службы дегазации не реже одного раза в месяц должен информировать главного инженера о состоянии дегазационных работ на шахте. Дегазация на шахте считается удовлетворительной при обеспечении не ниже предусмотренных проектом объемов каптируемой газовоздушной смеси концентрации в ней метана и эффективности дегазации как по шахте в целом так и на всех ее участках. Информационная справка о состоянии дегазации на шахте должна основываться на измерениях дебитов и концентрации метана на всех действующих скважинах группе пластовых скважин и дегазируемых Схема отбора газовоздушной смеси из трубопровода 1 - насос ручной 2 - обратный клапан 3 - интерферометр 4 - газопровод 5 - штуцер для отбора пробы Рис. 7.9 Схема отбора проб газовоздушной смеси газопровода Рис. 7.10 участках определении эффективности применяемых способов или схем дегазации. Справка должна содержать выводы о соответствии фактических показателей дегазации проектным их значениями предложения по улучшению работы дегазационной системы. Определение эффективности способов схем дегазации изложено в приложении 22. 7.41. На шахтах доставляющих каптируемый метан потребители составляется график ввода в работу дегазируемых участков и скважин из расчета стабильной добычи необходимых для потребителя объемов газовой смеси с заданной концентрацией в ней метана. За основу при составлении графика принимается прогнозная метанодобываемость применяемых на шахте способов схем дегазации которая определяется с учетом рекомендаций изложенных в приложении 23. 7.42. Дегазационная установка подающая газ потребителю должна оборудоваться системой опережающей защиты прекращающей подачу газа при изменении его давления или снижении концентрации метана ниже установленной нормы. Опережающее отключение потребителя производится клапаном-отсекателем установленным в нагнетательном газопроводе и управляемым сигналами от автоматического газоанализатора и сигнализатора падания давления. В нагнетательном газопроводе устанавливается клапан избыточного давления исключающим повышение давления газа выше установленной нормы. При отсутствии у потребителя специального сигнализирующего газоопределителя система защиты дополняется одоризатором устанавливаемым на нагнетательном газопроводе перед клапаном-отсекателем. На всасывающем и нагнетательном газопроводах ВНС а также на свече устанавливаются по мере серийного освоения огнепреградители. Схема расположения контрольно-измерительной и защитной аппаратуры на дегазационной станции подающей газ потребителю показана на рис. 7.11. Схема подачи газа потребителю и защиты дегазационной системы 1 - всасывающий газопровод; 2 - свечи; 3 - вакуум-насос; 4 - водоотделитель; 5 - вакуумметр; 6 - манометр; 7 - расходомер воды; 8 - термометр; 9 - газопровод к потребителю; 10 - сборный газопровод; 11 - клапан избыточного давления; 12 - электрозадвижка; 13 - каплеуловитель; 14 - одоризатор ; 15 - клапан-отсекатель; 16 - анализаторы метана; 17 - сигнализатор падения давления; 18 - сигнализаторы метана; 19 - световая сигнализация; 20 - звуковая сигнализация; 21 - расходомер газа Рис. 7. 8. ОРГАНИЗАЦИЯ СЛУЖБЫ ДЕГАЗАЦИИ 8.1. Работы по дегазации на шахтах выполняются участком профилактических работ по технике безопасности который является самостоятельным структурным подразделением шахты и подчиняется заместителю главного инженера. Начальник участка назначается и освобождается от должности директором шахты по представлению заместителя главного инженера. 8.2. Основной задачей участка является организация и осуществление работ по дегазации угольных пластов боковых порол т выработанных пространств в соответствии с утвержденный проектом В целях выполнения указанной задачи участок: производит монтаж вакуум-насосов и прокладку газопроводов силами участка или привлекает для выполнения этих работ специализированные организации бригады ; разрабатывает исполнительный график работ паспорта на бурение дегазационных скважин инструкции по пуску и остановке вакуум-насосов безопасному обслуживанию дегазационной установки и несет ответственность за их выполнение; организует работы по подготовке к бурению дегазационных скважин определяет параметры скважин; производит бурение дегазационных скважин; контролирует выполнение строительно-монтажных работ и их соответствие проекту дегазации; контролирует качество бурения дегазационных скважин их герметизацию; обеспечивает нормальную и непрерывную работу дегазационных установок и контрольно-измерительной аппаратуры а в случае необходимости обеспечивает ремонт и замену оборудования; осуществляет систематический контроль за концентрацией и дебитом метана в скважинах участковых и магистральных газопроводах за герметизацией газопроводов и создаваемым разрежением в дегазационных скважинах; ведет установленную техническую документацию по работе дегазационных установок и скважин осмотру и ремонту газопроводов концентрации и дебиту каптируемого метана. 8.3. Участок несет ответственность за своевременность и качество выполнения всех перечисленных выше работ. ИНСТРУКЦИЯ ПО ЕЕВОПАСНОМУ ВВДЕНИЮ ДЕГАЗАЦИОННЫХ РАБОТ НА ШАХТАХ К Ш-49 Правил безопасности в угольных и сланцевых шахтах I. Общие положения 1. Строительство и эксплуатация дегазационных систем вакуум-насосных станций газопроводов и скважин должны осуществляться по проектам утвержденным техническим директором производственного объединения главным инженером комбината треста . 2. Прием в эксплуатацию дегазационных систем производится комиссией назначаемой техническим директором производственного объединения главным инженером комбината треста с участием представителя РГТИ. 3. Концентрация метана в дегазационных трубопроводах должна быть не менее 25%. В отдельных случаях допускается транспортирование газа с концентрацией метана менее 25% при условии выполнения специальных мероприятий и согласовании с МакНИИ или Вост-НИИ. Для дегазации шахт должны применяться газоотсасывающие машины исключающие возможность воспламенения в них отсасываемой метано-воздушной смеси. 4. Запрещается использовать добываемый при дегазации газ с содержанием метана ниже 25% в качестве топлива для промышленных установок котельных и с содержанием метана ниже 50% - для бытовых нужд. 5. Вакуум-насосные станции стационарные и передвижные должны быть расположены на поверхности шахты. Допускается эксплуатация подземных в том числе передвижных дегазационных установок предназначенных для работ имеющих временный характер дегазация угольных пластов и вмещающих пород по окончании строительства ВНС на поверхности каптаж суфляров опытные работы по дегазации увеличение производительности дегазационной системы путем подключения подземной ВНС для последовательной работы совместно с поверхностной станцией . Срок эксплуатации временных ВНС определяется проектом. 6. Лица назначаемые на должность начальника механика или помощника начальника участка ж выполняющие работы по дегазации должны иметь стаж работы в газовых шахтах не менее 1 года и пройти обучение по специальной программе. П. Вакуум-насосные станции 7. Вакуум-насосные станции ВНС должны быть удалены от промышленных и жилых объектов на расстояния не менее приведенных в табл. 1. Таблица I Расстояние от ВНС до промышленных и жилых объектов Наименование объекта Расстояние м 1. Технические и жилые сооружения автомобильные дороги общего пользования железные дороги. 20 2. Линии высоковольтных передач открыто установленные трансформаторы и электрораспределительные устройства. 30 3. Дегазационные скважины. 15 4. Породные отвалы: горящие 300 негорящие За пределами механической защитной зоны Территория ВНС должна быть обнесена оградой высотой не менее 1 5 м изготовленной из негорючего материала. Расстояние от ограды до стен помещения или наружных установок ВНС должно быть не менее 5 м. Здания и сооружения ВНС должны соответствовать требованиям СНиП и быть обеспечены молниезащитой. 8. Помещения стационарных и передвижных поверхностных ВНС в зависимости от расположенного в них газоопасного оборудования относятся к классам взрывоопасности указанным в табл. 2. Таблица 2 Классы взрывоопасности помещений и установок ВНС Наименование газоопасного оборудования Класс взрыве- опасности помещения ПУЭ Класс взрыво- опасности установок вне помещения 1. Резервуар для воды поступающей из вакуум-насоса. B-1 В-1г 2. Вакуум-насосы водоотделители каплеулавливатели вентили клапаны-отсекатели измерительные диафрагмы регуляторы давления газа трубопроводы с фланцевыми соединениями В-1а В-1г 3. Расходомеры газа приемник стационарного анализатора метана B-16 Светильники электрооборудование измерительные приборы по исполнению а также устройство вентиляции кабельных линий заземлений должны соответствовать классам взрывоопасности помещений ВТС согласно ПУЭ. 9. Подземные ВНС должны размещаться в выработках проветриваемых свежей струей воздуха. Контроль за содержанием метана в камере или нише подземной ВНС с электродвигателем должен осуществляться стационарным тематическим прибором отключающим электродвигатель вакуум-наcoca при содержании метана у двигателя более 1%. Разрешается выпускать метан извлекаемый подземной ВНС в выработку с исходящей струей через специальный диффузор-смеситель. и этом содержание метана в атмосфере выработки за пределом смесителя не должно превышать допускаемого параграфом Ш-40 ПБ. случае невозможности выполнения настоящего требования извлекавши метан должен отводиться на поверхность. 10. ВНС должны быть оборудованы стационарными приборами для измерения разрежения давления температуры расхода извлекаемого газа и содержания в нем метана. Сроки оснащения ВНС расходомерами газа устанавливаются производственными объединениями комбинатом трестом по согласованию с управлением округа госгортехнадзора госгортехнадаором союзной республики . Контроль содержания метана должен осуществляться стационарными автоматическими регистрирующими газоанализаторами выдающими команду на включение звуковой и световой сигнализации при концентрации 25% и на отключение вакуум-насосных установок при концентрации 20% кроме случаев предусмотренных п. 3 . В каждой ВНС должно быть два газоанализатора: рабочий и резервный. Во временных ВНС и передвижных применяемых для дегазации шахт через скважины пробуренные с поверхности допускается контролировать расход газа и содержание метана переносными приборами. 11. При подаче газа для сжигания ВНС должны быть оборудованы автоматическими системами исключающими поступление его к горелкам с содержанием метана менее 25%. Проектирование и эксплуатация таких систем осуществляется в соответствии с "Руководством по дегазации угольных шахт". 12. Коммутация газопроводов в поверхностных ВНС должна обеспечивать возможность отвода газа в атмосферу как при работающих так и при остановленных вакуум-насосах. Конец трубы для выпуска газа в атмосферу "свечи" должен превышать верхний уровень крыши ВНС на 2 м. Коммутация газопроводов в подземных ВНС должна обеспечивать возможность прохода газа по трубопроводу минуя вакуум-насосы в случае их остановки. 13. Резервуар для воды поступающей из вакуум-насосов должен иметь перекрытие с вытяжной трубой выведенной выше него на 3 м а в случае размещения резервуара в помещении - выше верхнего уровня крыши ВНС на 2 м. На подземных вакуум-насосных установках кроме установок с закрытой замкнутой системой водоснабжения вода должна отводиться в сточную канаву за местом установки вакуум-насоса по направлению вентиляционной струи. 14. Сварочные и автогенные работы во всех помещениях ВНС за поверхности допускаются с разрешения директора шахты. Указанные работы должны производиться в соответствии с "Инструкцией по ведению огневых работ в подземных выработках и надшахтных зданиях" при выполнении дополнительных мер предосторожности; а вакуум-насосы должны быть остановлены после того как они проработают не менее 5 мин по отсасыванию воздуха; б должна быть включена принудительная вентиляция. В помещении где проводятся сварочные работы должно непрерывно контролироваться содержание метана при помощи переносных или стационарных автоматических приборов. При повышении содержания метана в помещении до 0 5% сварочные работы должны быть прекращены. 15. Запрещается курение и применение открытого огня в помещении ВНС и на ее территории. Снаружи помещения вакуум-насосной станции и на ограде должны быть вывешены предупредительные плакаты: "Опасно: метан!" "Вход посторонним воспрещен" "Курить строго воспрещается!". 16. Отопление ВНС может быть паровым водяным или электрическим с применением нагревательных приборов во взрывозащищенном исполнении. Допускается использование для отопления взрывоопасных помещений ВНС воды охлаждающей вакуум-насосы. 17. ВНС должны быть обеспечены телефонной связью. При использовании извлекаемого газа для отопления котельной между ВНС и котельной должна быть прямая телефонная связь. 18. В машинном зале ВНС должны быть вывешены утвержденные главным инженером шахты схемы электроснабжения агрегатов коммутации газопроводов и водопроводов инструкции по пуску остановке вакуум-насосов и по безопасному обслуживанию ВНС. Ш. Газопроводы 19. Дегазационные газопровода должны монтироваться из стальных труб. Все вновь сооружаемые дегазационные газопроводы должны испытываться на плотность под разрежением 15 кПа. 100 мм рт.ст. . Газопровод считается выдержавшим испытание если увеличение давления в нем за первый час после его перекрытия не превышает 1 5 кПа. 10 мм рт.ст. . 20. Магистральные газопроводы дегазационных систем должны прокладываться по стволам с исходящей струей воздуха или в качестве газопроводов должны использоваться специально пробуренные и обсаженные скважины. Допускается прокладка магистральных газопроводов по наклонным выработкам со свежей струей воздуха если по ним не производится откатка груза и механизированная перевозка людей в вагонетках.. Все газопроводы должны прокладываться таким образом чтобы исключалась возможность образования водяных пробок: в местах возможного скопления воды должны устанавливаться водоотделители. Конструкция водоотделителя должна исключать выход газа через него в выработку. 21. На участковых газопроводах у мест соединения их с магистральными а также на всех ответвлениях от участкового газопровода должны устанавливаться задвижки. Подсоединение дегазационных скважин пробуренных на сближенные пласты к газопроводу должно осуществляться при помощи гибкого прорезиненного шланга. На каждой действующей дегазационной скважине должны устанавливаться: 1 задвижка; 2 устройство позволяющее измерить расход разрежение газа и содержание в нем метана; 3 водоотделители если из скважин поступает вода . Примечание. Допускается устанавливать одну задвижку и одно замерное устройство для группы скважин пробуренных по углю. При вскрытии лавой каждая скважина из такой группы должна отсоединяться от газопровода. 22. Газопроводы один раз в неделю должны осматриваться. Результаты осмотра заносятся в "Книгу осмотра и ремонта газопроводов" приложение I . Ответственность за состояние всех шахтных газопроводов возлагается на начальника участка выполняющего работы по дегазации. 23. Запрещается засыпать газопроводы породой заваливать лecoм а также использовать их в качестве опорных конструкций или заземлителей. IV. Бурение дегазационных скважин 24. Для каждого выемочного участка должен составляться паспopт бурения дегазационных скважин и монтажа газопроводов на основании проекта дегазации шахт и в соответствии с "Руководством по дегазации угольных шахт". Паспорт утверждается главным инженером шахты. 25. Дегазационные скважины разрешается бурить из камер и непосредственно из выработок. Камеры не должны иметь дверей. Ширина входа в камеру должна быть равна ширине камеры. Запрещается использовать дегазационные камеры для устройства в них участковых подстанций или распредпунктов. 26. Пусковая аппаратура бурового станка устанавливается вне дегазационной камеры. Она должна располагаться не ближе 10 м от бурового станка со стороны поступающей струи воздуха. При бурении дегазационных скважин в выработках проветриваемых вентиляторами местного проветривания пусковая аппаратура бурового станка должна быть сблокирована с вентилятором. 27. При бурении дегазационных скважин должен осуществляться непрерывный контроль содержания метана в соответствии с требованиями "Инструкции по замеру концентрации газов в шахтах и применению автоматических приборов контроля содержания метана". В случае превышения нормы содержания метана в выработке бурение должно быть немедленно прекращено и скважина подключена к дегазационному газопроводу. Дальнейшее бурение допускается только через устройство обеспечивающее изолированный отвод газа из скважины. 28. Бурение дегазационных скважин должно производиться в следующем порядке: а бурение под обсадную трубу; б обсадка с герметизацией затрубного пространства; в бурение на проектную длину. Допускается бурение дегазационных скважин по угольным пластам на проектную длину без предварительной обсадки при условии обеспечения скорости воздуха у устьев скважин не менее 29. Дегазационные скважины после окончания бурения должны немедленно подключаться к газопроводу. При отсутствии такой возможности скважины дол»ш быть герметично закрыты. Устья использованных и отключенных от газопровода скважин пробуренных на сближенные пласты в действующих выработках перекрываются металлическими заглушками с прокладками из трудногорючего материала. Устья использованных скважин пробуренных с поверхности кроме того должны заливаться цементно-песчаным раствором на длину не менее 2 м а при диаметре 200 мм и более быть ликвидирована в соответствии с параграфом П-122 ПБ. 30 При слоевой отработке пласта скважины пробуренные по нижнему слою во время наработки лавами верхнего слоя не должны отключаться от газопровода до удалении лавы на расстояние 30-50 м от скважины. Скважина отключенная от дегазационного газопровода для увлажнения угля в массиве должна быть вновь подключена к газопроводу до подхода к ней лавы на расстояние не ближе 100 м 31 Бурение дегазационной скважины с поверхности должно производиться с таким расчетом чтобы расстояние от проекции скважины на пласт до забоя дегазируемой лавы было не менее 30 м. Допускается бурение скважин в выработанное пространство по специальному проекту согласованному с местным органом госгортехнадзора. V. Обслуживание дегазационных систем 32 Дегазационные установки за исключением автоматизированных должны обслуживаться дежурным машинистом. Запрещается использовать дежурного машиниста на других работах. 33 Запрещается остановка вакуум-насосов на срок более 30 мин без разрешения директора или главного инженера шахты. В случае остановки вакуум-насосов необходимо немедленно отвести поступающий по газопроводу газ в атмосферу а в подземных ВНC переключить всасывающий газопровод на нагнетательный и сообщить об остановке горному диспетчеру и начальнику участка ВТБ. 34. Показания контрольноизмерительных приборов ВНС должны не реже 3 раз в смену заноситься в "Книгу контроля работы ВНС" приложение 2 . 35. При аварии в выработке в которую отводится газ извлекаемый подземной ВНС вакуум-насос необходимо остановить.. 36. Контроль работы скважин разрежение расход газа и содержание в нем метана пробуренных навстречу очистному забою при дегазации сближенных пластов и вмещающих пород должен производиться не реже одного раза в сутки. Во всех остальных случаях - не реже одного раза в неделю. При дегазации разрабатываемого пласта допускается производить контроль работы группы скважин подключенных к одному газопроводу Результаты измерений должны заноситься в "Книгу учета работы дегазационных скважин" приложение 3 . К "Книге учета работы дегазационных скважин" должна быть приложена регулярно пополняемая выкопировка из плана горных работ нанесенными пронумерованными скважинами и с указанием их направления длины а также индекса сближенного пласта на который они пробурены. 37. В плане ликвидации аварий должен быть предусмотрен режим работы ВНС при аварии в шахте или в дегазационной системе. В помещении ВНС на видном месте должна быть вывешена выписка из плана ликвидации аварий. 38. При всех авариях связанных с изменением режима работы дегазационной системы необходимо предусматривать отключение потребителей и отвод газа в атмосферу. В случае воспламенения выбрасываемой в атмосферу метано-воздушной смеси необходимо: перекрыть задвижку на всасывающем газопроводе; остановить вакуум-насос. Подача газа потребителям производится дежурным машинистом ВНС после предварительного предупреждения потребителей. Перед пуском вакуум-насоса должна быть обеспечена продувка водоотделителя и вакуум-насоса из расчета десятикратного обмена воздуха в их объеме. 39. При монтажных и ремонтных работах связанных с рассоединением участкового газопровода дегазационные скважины на этом участке необходимо закрыть. При рассоединении магистрального газопровода необходимо закрыть задвижки на участковых газопроводах. VI. Изолированный отвод метана из выработанных пространств . 40. Изолированный отвод метана из выработанных пространств за пределы выемочных участков разрешается применять когда дегазация и вентиляция не могут обеспечить содержание метана в выработках в пределах установленных норм. Разрешается выпускать отсасываемый газ в выработку с исходящей вентиляционной струей при соблюдении требований п. 9. 41. Отвод метана разрешается осуществлять по неподдерживаемым выработкам проведенным по породам и пластам угля не склонного к самовозгоранию а также по трубопроводам с помощью общешахтной депрессии вентиляторов или эжекторов при условии что расход метано-воздушной смеси отводимой по неподдерживаемым выработкам не будет превышать 30% расхода воздуха поступающего на участок а концентрация метана в газоотводящих трубопроводах будет не более 3 5%. 42. В качестве источников тяги разрешается применять эжекторы и вентиляторы рабочие колеса и корпуса которых изготовлены из материалов не опасных в отношении фрикционного искрения например из стали латуни бронзы цинкового сплава или из неэлектроизолирующих пластмасс. Двигатель вентилятора не должен омываться потоком отсасываемого газа. 43. Строительство и эксплуатация газоотсасывающих установок должны осуществляться по проектам выполненным в соответствии с "Руководством по дегазации угольных шахт" и утвержденным техническим директором производственного объединения главным инженером комбината треста . 44. Газоотсасыващая установка должна работать непрерывно. Выключение ее допускается только на время профилактических осмотров и ремонтов осуществляемых не реже двух раз в месяц в ремонтные смены. 45. Электроснабжение газоотсасывающей установки должно быть независимым от электроснабжения обслуживаемого ею участка. 46. При выключении газоотсасывающей установки электроэнергия на дегазируемом участке должна отключаться и автоматически обеспечивать проветривание газоотводящего трубопровода таким образом чтобы концентрация метана в нем не превышала концентрацию в выработке в которой он проложен. 47. Камера газоотсасывающего вентилятора должна проветриваться свежей струей воздуха концентрация метана в камере должна контролироваться стационарным автоматическим прибором отключающим напряжение с электрооборудования в камере при концентрации метана 1%. 48. Газоотсасывающая установка должна обслуживаться дежурным машинистом. Контроль и при необходимости регулирование концентрации метана в газопроводе установки должны производиться не реже одного раза в час. Результаты измерений концентрации метана у сведения о состоянии установки должны ежесменно регистрироваться в "Книге учета работы газоотсасывающей установки" приложение 4 . Допускается эксплуатация газоотсасывающих установок без постоянного обслуживания машинистами при условии оснащения их автоматическими средствами контроля температуры подшипников и концентрации метана в газопроводе обеспечивающими выключение установки при превышении норм контролируемых параметров. В камере газоотсасывающего вентилятора должен быть установлен телефон. 49. При изолированном отводе метана по неподдерживаемым выработкам последние должны быть ограждены чтобы в них не могли пройти люди. VII. Дегазация угольных пластов путем их гидроразрыва или гидрорасчленения 50. Гидроразрыв и гидрорасчленение угольных пластов производится при необходимости заблаговременной их дегазации и интенсификации метановыделения в скважины. 51. При выполнении гидроразрыва или гидрорасчленения угольных пластов запрещается работы по ремонту оборудования и трубопроводов находящихся под давлением. Лица не связанные с выполнением работ по гидроразрыву или гидрорасчленению не должны находиться ближе 50 м от оборудования и трубопроводов находящихся под давлением. 52. Насосные агрегаты для гидроразрыва угольных пластов должны устанавливаться в выработках со свежей струей воздуха. Допускается установка их в тупиковых выработках при сооблюдении требований "Инструкции по электроснабжению и применению электрооборудования в проветриваемых ВМП тупиковых выработках шахт опасных по газу а также требований по безопасному применению электрооборудования на пологих и наклонных пластах опасных по внезапным выбросам угля и газа. 53. Все высоконапорные трубы шланги должны быть надежно закреплены на крепи выработок. 54. Во время гидроразрыва должен осуществляться контроль за состоянием выработок и содержания в них метана на расстоянии 100 м от скважин гидроразрыва. В случае прорыва воды нарушения крепи выработок или содержания метана 2% гидроразрыв должен быть прекращен. 55. Отсоединение высоконапорной магистрали от скважины допускается при давлении до атмосферного. Для этого у скважины должен устанавливаться высоконапорный кран. 56. Агрегаты применяемые при гидрорасчленении угольных пластов через скважину пробуренную с поверхности должны быть установлены на расстоянии не ближе 15 м от устья скважины так чтобы между их кабинами и скважиной располагалась гидравлическая часть агрегата. 57. В качестве нагнетательных трубопроводов должны применяться трубы и шарнирные соединения рассчитанные на рабочее давление. 58. Напорные трубопроводы соединяющие скважину с блоком манифольда и агрегатами должны быть спрессованы при давлении в 1 5 раза выше ожидаемого рабочего. Работы по опрессовке должны начинаться после проверки исправности оборудования. 59. При температуре воздуха ниже 0°С пуск насосов разрешается только после пробной прокачки жидкости по трубам расположенным на поверхности. Запрещается прогрев труб открытым пламенем. 60. Запрещается гидрорасчленение при расстоянии между скважинами и горными выработками менее 150 м. 61. При расстоянии 40 м между горными выработками и скважиной буровой инструмент и оборудование из нее должны быть извлечены. Дальнейшее проведении выработок по направлению к скважине должно производиться с выполнением работ по определению фактического ее положения. 62. При вскрытии скважины горными работами обсадная труба отрезается способами исключающими искрообразование пилами смоченными жидким маслом и др. . Приложение I. Книга осмотра и ремонта газопроводов № п/п Дата осмотра Наименование выработки и газо провода Дефекты выявленные при осмотре Меры принятые для устранения дефектов Примечание Подпись лица производив шего осмотр 1 2 3 4 5 6 7 Приложение 2 Книга контроля работы ВНС № п/п Дата Смена Время проведения замеров № работающих вакуум-насосов Разрежение на вакуум-насосах кПа мм рт.ст. Давление на нагнетательном газопроводе кПа кгс/см2 Температура отсасываемого газа оС Концентрация метана в отсасываемой смеси % Расход смеси отсасываемой установкой м3/мин Расход метана отсасываемого установкой м3/мин Общие замечания по работе установки Подпись лица производившего замер 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Приложение 3 Книга учета работы дегазационных скважин Скважина № Назначение скважины Место заложения Параметры: направление длина диаметр длина герметизации устья Дата начала и окончания бурения скважины Дата начала выделения газа в скважину Дата отключения и ваглушения скважины № п/п Дата проведения замера Разрежение или давление в газопроводе у скважины кПа мм рт. ст. Концентрация метана % Перепад давления на диафрагме Па мм рт.ст. Расход метано- воздушной смеси 1м3/мин Расход метана м3/мин Примечание По длись лица произ-водившего замеры 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Приложение 4 Книга учета работы газоотсасывающей установки Дата смена Замеры концентрации Метана в трубопроводе Остановки вентилято ра Отметка о состоянии установки Фамилия дежурного машиниста лица ответст Венного за ра Боту установки в данной смене Замечания лиц надзора время час мин концентрация % Время с... до причина 1 2 3 4 5 6 7 8 Приложение I ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕГАЗАЦИИ К пункту 1.4 Руководства по дегазации угольных шахт 1. Коэффициент дегазации при котором обеспечиваются нормальные по фактору метановыделения условия определяется по формуле Кger=1- Ib/I 1 где Кger - необходимый коэффициент дегазации требуемый уровень снижения метанообильностн выработки ; Ib - метановыделение в выработку подготовительную очистную выемочное поле допустимое по фактору вентиляции без дегазации источников метановыделения м3/мнн; I - метановвделеиие в выработку по прогнозу или фактическое без дегазации источников метановыделения I > Ib м3/мин . Допустимое по фактору вентиляции метановыделение в выработку рассчитывается во формуле Ib= 0 01 Qb C-Co м3/мин 2 где Qb - Количество воздуха подаваемого в выработку м3/мин; С - концентрация метана в исходящей из выработки струе воздуха допустимая ПБ %\ Сo- концентрация метана в струе воздуха поступающего в выработку %. Величава I на действующих шахтах принимается по фактическому ее значению а при проектировании шахт или новых горизонтов- по прогнозу. При проектировании шахт горизонтов величина I в цределах выемочного участка находится с учетом прогнозного значение относительной метанообильности q м3/т и планируемой yагрузки на лаву Ар т/сут по формуле I= q Aр/1440 м3/мин 3 Формула 3 может быть использована для определения метановыделения из отдельных источников метана. Относительная метанообильность выемочного участка и количество воздуха для разбавления метана определяется но рекомендациям Руководства по проектированию вентиляции угольных шахт с учетом источников метановыделеия системы разработки пласта и схемы проветривания участка. Если горные работы на шахте ведутся с применением дегазации то метеновыделение I в выработку очистной забой выемочный участок поле подготовительная выработка определяетеся по формуле I =I' / 1-Kger м3/мин 4 } где I'- метановыделение в выработку при дегазации источников метана м3/мин; Kger - фактическое значение коэффициента дегазации. 2. Для обеспечения нормальных условий шейки угля во фактору метановыделения необходимо добиться того чтобы фактически коэффициент дегазации Kger был равен требуемому его значению определенному по формуле I или превышал его т.е. Kger ? K'ger 5 3. В практике дегазационных работ основными источниками метана учитываемыми при определении эффективности дегазации являются: при проведении капитальных выработок по породе стволы квершлаги и т.д. - вскрываемые угольные пласты; при проведении подготовительных выработок - разрабатываемый пласт; при ведении очистных работ на участке - разрабатываемый пласт и выработанное пространство участка метановыделение из сближенных угольных пластов и газоносных пород ; при бесцеликовой отработке выемочных полей панелей -разрабатываемый пласт выработанное пространство действующего участка старые выработанные пространства. 4. При комплексной дегазации т.е. дегазации нескольких основных источников выделения метана коэффициент Kger определяется по формуле j Kger=? ni kger.i 6 1 где ni - доля i-го дегазируемого источника метана в газовом балансе выработки участка выемочного поля до дегазации. Определяется отношением прогнозных величин метановыделения из источника и метанообильности выработки участка поля ; kger.i - коэффициент дегазации i-то источника метановыделения. Определяется по рекомендациям изложенным в соответствующих разделах настоящего руководства см.разделы 2-4 ; j - количество дегазируемых источников метановнделения. Принимается равным 2 пря дегазации выемочного участка nупл + nyвп =1 и равным 3 при дегазации выемочного поля nпвп + nппл +nпст = 1 отрабатываемого по бесцеликовой технологии. 5. Дргг дегазации сближенных пластов и выработанного пространства скважинами пробуренными из горных выработок эффективность дегазации зависит от скорости подвигания очистного забоя. Эта зависимость выражается формулой kger.в.о = ko - ?vor 7 где ko и ? - эмпирические коэффициенты. Коэффициент ko в различное условиях изменяется от 0 6 до 0 7. На участках маета отрабатнваемнх столбовой системой разработки с погашением вентиляционных выработок за лавой коэффициент ? равен 0 18 при бурении скважин на сближенный пласт и 0 06 при бурении скважин над куполами обрушения в зови .повышав ной газоотдачи. На участках пласта с поддержанием вентиляционных штреков в выработанном пространстве коэффициент ? равен 0 017-0 022. Коэффициенты ko и ? могут быть определены экспериментально если на выемочном участке будет зафиксировано не менее чем но 2 значения vor и kger.в.о Приложение 2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ БЕЗОПАСНОЙ ПО ВНЕЗАПНЫМ ВЫБРОСАМ УГЛЯ И ГАЗА. МЕТАНОНОСНОСТИ ПЛАСТА К пункту 1.5 Руководства по дегазации угольных шахт 1. Степень дегазация пласта для предотвращения внезапных выбросов угля и газа определяется по формуле k'g= 1- xб/x 1 где Xб и X - соответственно безопасная по фактору внезапного выброса и природная газоносность пласта м3/т. Принимается по фактическим их значениям определенным в условиях конкретных шахтопластов выемочных полей участков зон или по расчету. 2. Для условий Донецкого и Кузнецкого бассейнов Воркутского Сучанского и Партизанского месторождений безопасная по выбросам газоносность Jcf рассчитывается по формуле Xб= a b P'б/ 1+b P'б 2 где a и b - константы изотермы сорбции метана углем с природной влажностью. Устанавливаются в лабораторных условиях в соответствия с "Методическими указаниями по определению содержания сорбированного и свободного метана в ископаемых углях" Макеевка-Донбасс 1977 ; P'б - безопасная величина давления газа кгс/см2. Рассчитывается с учетом величины предела прочности угля на сжатие Gсж и мощности пласта m по следующим зависимостям: P'б = 0 375 Gсж + 1 при m ? 0 39 м P'б= 0 145 Gсж /m + 1 при 0 4 ? m ? 1 2 м P'б = 0.125 Gсж + 1 при m >1 2 м. Предел прочности угля на сжатие Gсж рассчитывается по формуле Gсж= 40П/ 110-П кгс/см2 где П - прочность пласта пачки определяемая прочностномером П-1. 3. Дли условий Карагандинского бассейна величина xб находится из выражения xб =СА/ 1+ВА * 100-А /100 м3/т 3 где С и В - коэффициенты характеризующие увеличение природной газоносности пласта с глубиной; А - величина зависящая от начальной скорости газоотдачи угля и его крепости; Ас- зольность угля %. Значения С В и А определяется по методике Карагандинского отделения ВостНИИ. Показатели начальной скорости газоотдачи крепости угля его влажности и зольности определяются Управлением "Спецшахтомонтаждегазация" ПО "Карагандауголь" по пробам угля отобранным в выработке из которой намечается бурить дегазационные скважины. Отбор проб угля производится через 50-100 м выработки а в зонах геологических нарушений - через 5-10 м. 4. При проектировании шахт а неизученных условиях когда отсутствуют исходные данные характеризующие физико-механические свойства угля величина хб может быть рассчитана по формуле хб = 54 1/Vг +5 м3/т 4 где Vг - выход летучих веществ по массе %. В процессе ведения горных работ определенная по формуле 4 безопасная по выбросам газоносность пласта уточняется по формуле 2 нет 3 . 5. Параметры способа дегазации выбросоопасного угольного пласта будут правильно выбраны при условии kg ? k'g 5 где kg - фактическая степень дегазации выбросоопасного пласта. 6. Степень дегазации выбросоопасного пласта kg и коэффициент дегазации пласта kger.пл. определенный по фактору снижения метаннообильности связаны соотношением k= kger.пл 1-x1/x 6 где х1 - остаточная газоносность угля выданного за пределы выемочного участка м3/т . Приложение 3 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ И РЕЖИМУ НЕДОИНИЯ ДЕГАЗАЦИОННЫХ РАБОТ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ВЫРАБОТОК К пунктам 2.4 2.5 2.11-2.I3 Руководства по дегазации угольных шахт 1. Представленная на рис. 2.2 6 схема дегазации применяется при расстояния до "пласта не более 10 м а схема на рже. 2.2 в -при расстоянии между почвой выработки и пластом до 5-6 м. 2. При проведении горной выработки шириной bn под угольным пластом рве. 2.2 6 залегающим на расстоянии hk повышенное газовыделение обычно проявляется на расстоянии от забоя выработки равном 25-30 м. Дегазация такого сближенного пласта эффективна при выполнении условия 0 7? hk/ bn?2 1 где hk - расстояние между кровлей выработки и почвой сближенного пласта м; bn - ширина выработки м. Бурение и оборудование скважин в этих условиях необходимо производить из расчета чтобы к моменту подключения скважины к газопроводу удовлетворялось условие lз ? 15hk/ bn м 2 где lз- расстояние от скважины до забоя выработки при котором вновь пробуренная скважина должна подключаться к газопроводу м. 3. Барьерные скважины следует бурить с опережением во времени до начала проведения выработки. Если при разрежении на устье скважин равном 0 7-104 - 1 3- 104 Па 50-100 мм рт.ст. эффективность дегазации недостаточна и содержание метана в отсасываемой из скважин газовой смеси высокое не менее 50-60? то целесообразно повысить разрежение до 2-10 Па 150 мм рт.ст. . В скважинах расположенных в непосредственной близости от забоя выработки следует поддерживать более высокое разрежение чек в удаленных. По мере удаления скважин от забоя и падения концентрации метана в отсасываемой смеси до 30-40% разрежение в скважинах следует понижать. 4. В длинных выработках каптаж газа из барьерных скважин рекомендуется производить на участке выработки протяженностью до 300-400 м от ее забоя. Скважины с концентрацией метана в отсасываемой смеси менее 15-20% можно отключать от дегазационной сети при условии что оставшиеся в работе скважины обеспечат требуемое снижение газообильности выработки. При решении вопроса ос отключении части скважин следует руководствоваться условием С-Сф /100*Q ? Ig.o 3 где Си С ф - допустимая и фактическая концентрации метана в исходящей из выработки струе воздуха %; Qв - количество воздуха поступающего для проветривания выработки м3/мин; Igo - суммарный дебит метана из скважин намеченных к отключению м3/мин. 5. Отключение забойных скважин пробуренных из выработки перед вскрытием пласта склонного к внезапным выбросам угля и газа должно производиться после снижения: газоносности во вскрываемом угольном массиве до xб см.приложение 2 . 6. Рекомендуемые соотношения компонентов и характеристика герметизирущих покрытий из них приведены в табл. I. Таблица I Составы герметизирующих покрытий №№ состава Компоненты вес.ч. Вязкость по ВЗ-4 с Предельное значение коэффициента снижения подсоса воздуха при нанесении покрытий Условия применения ПВАД Цемент Зола Уноса Вода водопроводная В один слой В два слоя I 55 100 - 45 165 2 7 3 9 Во влажных выработках 2 70 - 30 55 28 1 6 2 0 В сухих выработках 3 100 - - 15 170 3 3 3 8 То же Компоненты загружаются в емкость расчитанную наприготовление требуемого количества раствора из расчета 0 6-1 кг на 1 м2 покрываемой площади в такой последовательности: Состав 1 - ПВАД + вода + цемент небольшими порциями ; Состав 2 - ПВАД +вода + зола уноса; Состав 3 - ПВАД + вода. Составы тщательно перемешиваются и процеживаются через сито. Стойкость состава 1 до 30 мин поэтому его следует приготавливать непосредственно перед нанесением на герметизируемую поверхность. Состав 2 можно готовить заблаговременно на поверхности шахты. Срок хранения готового состава - несколько суток; перед употреблением он тщательно перемешивается. Состав 3 - однокомпонентный ; его легко приготовить на рабочем месте. Срок хранения несколько месяцев. Нанесение покрытий производится перед установкой затяжек крепи. Угольная стенка выработки предварительно смачивается водой. Скважина должна быть подключена к дегазационному газопроводу. Покрытия рекомендуется наносить с использованием сети сжатого воздуха и установки типа СО-21А или агрегата состоящего из нагнетательного бака типа СО-12А распылителя типа СО-24А и комплекта шлангов. 7. Обработка краевой части угольного массива производится твердеющими растворами приготовленными на основе смол марок МФ-17 МФ M-60 M-I9-62 УКС КФ-Ж КФ-MT и др. В качестве отвердителей применяются щавелевая кислота или хлористый аммоний. Твердеющий в массиве раствор нагнетается в пласт через скважины пробуренные из выработки с опережением ее забоя. Скважины относительно контура выработки располагаются так чтобы ширина слабопроницаемой зоны прилегающей к стенке выработки составляла 1-1 2 м. Количество скважин необходимых для физико-химической обработки прилегающего к стенке выработки угольного массива принимается равным 1 на пластах мощностью менее 2 5 м и 2 - на пластах мощностью 2 5 м и более. Параметры физико-химической обработки угольного массива вблизи подготовительной выработки устанавливаются по методике Карагандинского политехнического института Газовыделение в выработку проводимую с дегазацией барьерными ограждающими скважинами с предварительной обработкой пласта твердеющим составом снижается на 30-.40%. 8. С целью уменьшения подсосов воздуха в пластовые скважины пробуренные на выемочных участках для дегазации подготовительных и очистных выработок рекомендуется до бурения скважин создавать на глубине 5-6 м от стенки выработки зону пониженной проницаемости путем нагнетания через шпуры растворов карбамидных смол. Для пластов мощностью до 2 5 м шпуры располагаются в один ряд на высоте устья будущей дегазационной скважины. При мощности пласта 2 5 м и более шпуры размещаются в два ряда в шахматном порядке. Beрхний и нижний ряды шпуров должны быть на расстоянии не менее 0 7 м от кровли и ночвы пласта соответственно. Расстояние между шпурами в раде составляет 2 5-3 м а между рядами - 1 5-2 м. При двухрядной схеме расположения шпуров устья дегазационных скважин должны находиться в середине между рядами шнуров Удельный расход раствора карбамидной смолы принимается а зависимости от величины аффективной пористости угля. При эффективной пористости угля равной 0 7-1 5% удельный расход раствора составляет 5 4-11 2 л/м3. Промежуточные значения определяются интерполяцией. Общий расход Qр.ш раствора карбамидной смолы на один шпур определяется по формуле Qр.ш = ? R2см ?l qсм л 4 где Rсм - средний радиус распространения раствора смолы м Rсм =?R1 R2 R1 и R2. - радиусы распространения раствора смолы по напластованию и вкрест напластованию соответственно м R1 = 1 6-2 2; R2 = 0 8-1 2 ; ?l - длина участка фильтрации шпура м ?l = 0 4-0 6 м ; qсм - удельный расход раствора смолы л/м3. При ширине слабопроницаемой полосну равной'0 4-0 6 м подсосы воздуха в скважины уменьшатся на 40-60%. Приложение 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕГАЗАЦИИ ПЛАСТА ИЗОЛИРОВАННЫМИ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫМИ ВЫРАБОТКАМИ К пункту 2.14 Руководства по дегазации угольных шахт Коэффициент дегазации участка пласта подготовительной выработкой изолированной ох рудничной атмосферы и оборудованной идя отсоса газа рассчитывается по формуле kger.пл = Wв/ 2L h m ? x-x1 1 где Wв - количество метана извлеченного из изолированной подготовительной выработки м3 Wв = ?Gi ?ti м3 2 Gi - дебит метана извлеченного из изолированной подготовительной выработки в момент i -го замера м3/сут; ?ti - интервал времени между замерами дебита метана сут; L - длина выемочного участка м; h - высота этажа подэтажа м; m - мощность угольных пачек пласта м; ? - объемная масса угля т/м3; x - метаноносность пласта к моменту проведения выработки м3/т; ч1- остаточная метаноносность угля виданного за пределы участка м3/т. При проектировании шахт величина Wв может быть рассчитана по формуле Wв = l m Go/ab ln abtb+ 1 3 } где Go - интенсивность начального метановыделения с обнаженных выработкой поверхностей пласта м3/ м2.сут Go =x 0 0004Vг2+0 16 м3/ м2.сут 4 Vг - выход летучие веществ на сухую беззольную массу %; aв - коэффициент характеризующий снижение метановыделения с обнаженных выработкой поверхностей пласта во времени сут-1 aв= aс/? ас - коэффициент характеризующий снижение во времени газовыделеня из пласта в скважины определяется по рекомендациям изложенным в приложении 5; ? - коэффициент равный для тонких средней мощности и мощных пластов соответственно 0 089; 0 057 и 0 031; tв - время отсоса газа из изолированной подготовительной выработки сут. Приложение 5 ОПРДИЛЕНИE ПАРАМЕTPОB ДЕГАЗАЦИИ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНАМИ К пункту 2.17 Руководства по Угольных шахт. 1. Основными параметрами дегазации разрабатываемых угольных пластов скважинами пробуренными низ подготовительных выработок являются коэффициент дегазации продолжительность дренирования пласта и расстояния между скважинами. На выбросоопасных пластах степень дегазации массива угля необходимая для предотвращения внезапных выбросов угля и газа и уровень снижения газовыделения из пласта коэффициент дегазации определяются по рекомендациям изложенным в приложении 2. В случае применения комплекса способов дегазации для снижения метанообильности участка дегазации выработанного пространства разрабатываемого и сближенных пластов требуемый коэффициент дегазации разрабатываемого пласта kger.пл расчитывается по формуле k'ger.пл = k'дег-nв.п kger.в.п / nпл 1 где nв.п nпл -коэффициент учитывающий долевое участие соответственно выработанного пространства и разрабатываемого пласта в метанообильности выемочного участка без дегазации . 2. Продолжительность дегазации определяется условиями подготовки выемочных участков бурения скважин и отработки участка. В проектах временем дегазации задаются исходя из активного периода функционирования скважин календарного плана подготовки участков времени обуривания и выемки отдельных блоков участка. При этом скорость обуривания участка пласта блока должна быть не менее скорости подвигания очистного забоя. Продолжительность дегазации в пределах блока определяется по формуле ti= to + Lбл/vоч сут 2 где to - время дегазации до начала очистных работ сут; Lбл - длина блоха м. Принимается в пределах 100-150 м а ври скоростях подвигания лав более 150 м/мес -равной месячному подвяганию лавы; vоч - скорость подвигания лавы м/сут. При бурении скважин после оконтуривания столба подготовительными выработками направление обуривания угольного массива должно совпадать с направлением очистной выемки. При сплошной системе разработки врем» дегазации определяется делением длины условного блока Lу .т.е. протяженности обуренного скважинами участка пласта на скорость подвигания лавы t = Lу/ vоч сут 3 Скорость подвигания фронта буровых работ при сплошной системе разработки принимается равной скорости подвигания лавы. 3. При проектировании шахт расстояние между параллельными восстающими или горизонтальными скважинами в блоке определяется! по формуле Ri=kв Z lc mд go/ac ln ac t+1 /h mл ?y k'ger.пл.qпл м 4 где kв - коэффициент влияния разрежения. Для условий Кузнецкого бассейна принимается по данным табл.1 для Донецкого Карагандинского и Печорского бассейнов - 1; Z - коэффициент учитывавший неравномерность газовыделения из пласта в скважины Z =0 75; lc - полезная длина скважины.м; mд - дегазируемая скважинами мощность угольных пачек пласта м: go - начальное удельное метановыделение в скважину м3/ м2.сут т.е. начальный дебит скважины деленный на длину скважины и мощность пласта; ac с- коэффициент характеризующий снижение газовыделения из пласта в скважины во времени сут-1; t- продолжительность дренирования пласта скважинами сут; h- высота этажа подэтажа дегазируемая скважинами м; m - мощность угольных пачек пласта или слоя отдающих газ в призабойное пространство лавы м; ?y - объемная масса угля т/м3; qпл - метановыделение из пласта м3/т. Принимается по прогнозу без дегазации . Таблица1 Коэффициент влияния разрежения kв Пласты Значение kв при разрежении в скважинах мм рт.ст. 50 100 150 Неразгруженные Надработанные 1 0 1 0 1 0 1 2 1 1 1 4 В том случае когда неизвестны go и а дан нисходящих скважин расстояние между ними определяется по формуле Ri = kc ri м 5 где kc - коэффициент учитывающий снижение метановыделения из нисходящих скважин по сравнению с восстающими. При сквозных нисходящих скважинах принимается равным 1 0 при глухих - 0 4-0 5. 4. Показателя газоотдачи go и а определяются двумя способами. При известных значениях go и а соответствующих глубине Н залегания угольного пласта прогнозные величины показателей газоотдачи go* и а* на глубине Н при Н*>Н определяется по формулам: go* = go + k H*-H 6 Ac* = a + c H* - H 7 где k и c - эмпирические коэффициенты равные 0 0010 м3/ м2.сут м и 0 00008 м.сут -1. Количественные значения показателей газоотдачи пластов Донецкого Карагандинского и Печорского бассейнов приведены в табл. 2 В неизученных условиях показатели газоотдачи угольных пластов в восстающие или горизонтальные скважины рассчитываются по формулам: go = 0 13 10-3 x H 0 15 Vг - 0 0033 Vг2 м3/ м2.сут 8 a = 0 04- 0 2 10-2Vг+ 0 3 10-4 Vг2- 0 3 103 go + 0 6 10-2 go2 сут-1 9 где x - природная метаноносность пласта м3/т; Н - глубина горше работ от дневной поверхности м; Vг- выход летучих веществ %. Если известна интенсивность начального газозвыделения в подготовительную выработку фактические или прогнозные данные то величина go определяется по формуле go = ?dGo / 2m м3/ м2.сут 10 где d - диаметр скважины м d ? 0 2 м ; m - мощность угольных пачек пласта м; Go- интенсивность начального метановыделения в подготовительную выработку м3/ м2.сут . Таблица 2 Показатели газоотдачи угольных пластов в скважины Пласт Выход летучих % Район месторождение Глубина работ Начальное метановыделение м3/м2сут Коэффициент снижения газовыделения во времени сут-1 Направление бурения скважин ДОНЕЦКИЙ БАССЕЙН n1 35-40 Донецко-Макеевский 475 0 98 0 019 По восстанию пласта или горизонтально m3 l'в l4 l'2 30-40 15-20 30-33 4-6 To же -"- -"- Селезневский 595 500 620 670 0 5 0 42 1 0 1 0 0 014 0 025 0 015 0 035 То же -"- -"- -"- l1 30-33 Донецко-Макеевский 655 0 42 0 016 -"- kв 25-30 То же 785 0 7 0 039 -"- kз 4-6 Торезско-Снежнянский 435 0 95 0 045 -"- kвз 7-10 Селезневский 340 0 55 0 014 -"- k2 4-6 Чистяковский 480 0 5 0 031 -"- h10 27-30 Донецко-Макеевский 600 0 44 0 013 -"- h8 16-20 То же 810 1 43 0 031 -"- h7 16-20 -"- 485 0 77 0 008 -"- g2 6-7 Торезско-Снежнянский 390 0 7 0 045 -"- ПЕЧОРСКИЙ БАССЕЙН n14 30-33 Воркутское 525 1 5 0 023 По восстанию пласта 0 8 0 015 Нисходящее n12+13+14 31-32 У То же 360 1.2 0 012 По восстанию пласта 0 8 0 010 Нисходщее n11 30-32 -"- 570 0 6 0 008 По восстанию пласта 0 4 0 007 Нисходящее n12+13+14 30-32 -"- 540 1 0 0 014 По восстанию 0 45 O.Oi С Нисходящее Iч 32-35 -"- 450 1 1 0 010 По восстанию пласта 0 7 0 006 Нисходящее КАРАГАНДИНСКИЙ БАССЕЙН k18 28-32 Промышленный 410 0 27 0 007 Нисходящее k13 25-30 То же 415 0 52 0 012 По восстанию пласта или горизонтальное k12 23-27 -"- 430 0 55 0 008 То же k12 23-27 Саранский 330 0 77 0 012 -"- k10 23-27 Промышленный 385 0 23 0 008 -"- 5. На действующих шахтах расстояние между скважинами в блоке определяется по формуле 4 с учетом уточненных значений показателей газоотдачи либо по экспериментально установленным в бассейнах формулам. Так в Карагандинском и Кузнецком бассейнах используются формулы: при разработке пластов угля на полную мощность Ri = kв Z lc g'o b' t / h m ?y qпл k'ger.пл м 11 при слоевой выемке мощных пластов и при выемке пластов с потерями по мощности Ri = kв Z lc g'o b' t / h ?y m1 qпл k'ger.пл + xд m+m1 м 11 В формулах II и 12 приняты следующие обозначения: g'o - среднее удельное метановыделение в течение первого месяца функционирования скважин м3/ м.сут . Принимается по данным табл. 3; b' - коэффициент учитывающий изменение метановыделения из скважин во времени табл. 4 ; m1 и m - суммарная мощность угольных пачек соответственно первого вынимаемого слоя и пласта м; xд - дополнительное снижение остаточной газоносности оставляемых слоев пласта после выемки первого слоя за счет дегазации скважинами м3/т. Значения приведены в табл. 5. В тех случаях когда предварительно дегазированный скважинами блок угольного пласта с эффективностью kger.пл подвергается разгрузочному воздействию очистного забоя на сближенном пласте или смежном выемочном поле коэффициент дегазации разрабатываемого пласта рассчитывается по формуле kger.пл = kger.пл1 + 1- kger.пл1 kger.пл2 13 Таблица 3 Среднее начальное выделение метана go' скважины пробуренные по пластам Карагандинского бассейна Индекс Глубина работ м Начальное метановыделение м3/сут.м восстающие скважины горизонтальные скважины k13 200 1 04 0 56 300 0 80 0 38 400 0 50 0 24 500 0 33 0 13 k12 200 6 75 2 40 300 3 74 1 70 400 2 00 1 10 500 0 85 0 50 600 0 60 0 20 700 0 46 0 12 k10 200 3 20 1 80 300 2 30 1 41 400 1 42 0 97 500 0 46 0 56 600 0 20 0 15 K7 200 1 11 0 75 300 0 90 0 52 400 0 72 0 37 500 0 61 0 29 K4 200 0 57 0 38 300 0 45 0 29 400 0 36 0 24 500 0 28 0 21 600 0 24 0 19 k3 200 1 26 0 41 300 0 90 0 33 400 0 71 0 29 500 0 62 0 27 K2 200 1 25 0 46 300 0 83 0 38 400 0 40 0 30 500 0 26 0 24 600 0 20 0 20 k1 200 1 03 0 46 300 0 51 0 32 400 0 28 0 23 500 0 21 0 18 Д6 200 2 28 1 86 300 1 75 1 27 400 1 24 0 66 500 0 87 0 29 Д10 300 0 78 0 27 400 0 71 0 22 Примечание: для нисходящих скважин значение g'о принимается в 3 раза меньше чем для восстающих скважин. Таблица 5 Значение величины Xд Значение Xд м3/т при k'ger.пл m-m1 м 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 1 0 1 0 3 0 4 0 5 0 7 2 0 2 0 5 0 8 1 1 1 4 3 0 3 0 7 1 1 1 6 2 3 4 0 4 0 8 1 4 2 1 2 8 5 0 5 1 0 1 7 2 5 3 4 6 0 6 1 2 2 0 2 8 3 8 Примечание. Промежуточные значения Xд. определяются интерполяцией. Таблица 4 Значение коэффициента b' для пластов Карагандинского бассейна Индекс пласта Время каптажа мес 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 18 24 Восстающие скважины К13 0 97 0 92 0 90 0 87 0 85 0 82 0 79 0 77 0 73 0 72 0 70 0 68 0 57 0 50 К12 0 94 0 89 0 84 0 80 0 76 0 73 0 69 0 66 0 62 0 60 0 57 0 54 0 42 0 34 К10 0 94 0 89 0 84 0 79 0 74 0 71 0 67 0 64 0 61 0 58 0 55 0 52 0 40 0 33 К7 0 94 0 90 0 87 0 84 0 82 0 79 0 77 0 74 0 71 0 70 0 67 . 0 65 0 55 0 47 К4 0 97 0 94 0 92 0 90 0 88 0 86 0 84 0 81 0 79 0 77 0 75 0 73 0 63 0 56 К3 0 95 0 91 0 86 0 82 0 78 0 75 0 72 0 69 0 66 0 63 0 61 0 58 0 47 0 38 К2 0 96 0 91 0 87 0 82 0 78 0 75 0 72 0 69 0 66 0/63 0 61 0 58 0 46 0 38 К1 0 96 0 92 0 88 0 85 0 82 0 78 0 75 0 72 0 70 0 67 0 67 0 62 0 52 0 43 Д6 0 92 0 86 0 80 0 74 0 69 0 65 0 61 0 57 0 54 0 51 0 43 0 45 0 33 0 26 Д10 0 95 0 91 0 86 0 82 0 79 0 75 0 72 0 69 0 66 0 63 0 61 0 58 0 46 0 38 Горизонтальные скважины К13 0 98 0 95 0 93 0 91 0 89 0 87 0 85 0 84 0 82 0 80 0 78 0 77 0 68 0 61 К12 0 97 0 95 0 92 0 89 0 87 0 85 0 83 0 81 0 79 0 77 0 75 0 73 0 64 0 56 К10 0 97 0 93 0 90 0 87 0 34 0 82 0 80 0 77 0 75 0 72 0 70 0 68 0 58 0 50 К7 0 98 0 96 0 94 0 93 0 91 0 90 0 88 0 86 0 85 0 83 0 82 0 81 0 73 0 66 К4 0 98 0 97 0 96 0 94 0 93 0 92 0 91 0 90 0 88 0 88 0 86 0 85 0 79 0 73 К3 0 97 0 94 0 91 0 89 0 86 0 84 0 81 0 79 0 77 0 75 0 73 0 71 0 60 0 52 К2 0 96 0 92 0 89 0 87 0 83 0 80 0 77 0 75 0 72 0 70 0 68 0 65 0 53 0 45 К1 0 97 0 94 0 92 0 89 0 86 0 84 0 82 0 80 0 78 0 76 0 74 0 72 0 61 0 53 Д6 0 95 0 91 0 87 0 83 0 80 0 77 0 73 0 70 0 68 0 65 0 62 0 60 0 49 0 40 Д10 0 98 0 97 0 95 0 94 0 92 0 90 0 89 0 88 0 86 0 85 0 83 0 82 0 75 0 68 Нисходящие скважины По всем пластам 1 04 1 07 1 10 1 13 1 16 1 19 1 22 1 24 1 27 1 29 1 30 1 32 1 34 1 32 где kger.пл - коэффициент дегазации пласта скважинами в период их функционирования в частично разгруженной от горного давления зоне пласта kger.пл = kp kger.пл1 I4 kp - коэффициент учитывающий увеличение газовыделения в скважины в частично разгруженной от горного давления зоне пласта. Коэффициент kр определяется отношением количества газа выделившегося в скважины в частично разгруженной зоне в количеству газа выделяющегося в скважины в зоне природной проницаемости пласта. Значение kр находится по рекомендациям научно-исследовательского института на основании опытных данных. Ориентировочное значение этого коэффициента составляет в условиях подработки надработки 1 3-2 а при воздействии забоем на смежном участке 1 1-1 4. Разгрузочное влияние очистного забоя на эффективность дегазации вынимаемого участка пласта учитывается коэффициентом kр величина которого составляет 1 1-1 2. Эффективность дегазации пласта скважинами в этом случае рассчитывается по формулам аналогичным 13 и 14 . В Кузнецком бассейне расстояние между скважинами определяется по формуле Ri = С1[?g'o 1-kger.пл t1/?y qпл ] - С2m ln 3 2 m м 15 где C1 и С2- коэффициенты равные соответственно 1 1 и 0 - при дегазации скважинами пробуренными вкрест простирания пласта 3 6 и 0 6 - при дегазации скважинами пробуренными по пласту. При слоевой выемке мощных пластов Кузбасса скважины бурятся в каждом слое. Расстояние между скважинами рассчитывается по формуле 15 в которой вместо мощности пласта подставляется мощность вынимаемого cлоя. Продолжительность дегазации ti в формуле 15 должно бытъ не менее величины определяемой по формуле ti = 0 03 ?y qпл m ln 3 2 m 2 / g'o 1-kger.пл сут. 16 Значения величины g'o для пластов Кузнецкого бассейна приведены в табл. 6. Таблица 6 Среднее начальное метановыделение g'o в скважины пробуренные по пластам Кузнецкого бассейна Название пласта Глубина работ м Начальное метановыделение м3/сут.м восстающие скважины горизонтальные скважины Горелый Мощный Лутугинский Кемеровскиё Волковский Владимирский IV Внутренний Ш Томусинский район 200-400 200-400 200-400 200-400 200-400 200-400 200-400 200-300 301-400 1 0 1 2 0 9 2 0 1 0 1 3 2 9 3 6 2 5 0 7 0 6 0 7 1 4 0 7 1 1 1 7 2 4 1 8 IV-V Томусин-ский район 301-400 3 6 - VI Томусинс-кий район 301-400 4 0 - Остальные пласты 301-400 1 0-1 3 0 8-0 5 Примечание: 1. Значение g'o для нисходящих скважин принимается в 2 раза ниже чем доя восстающих скважин. 2. Значение g'o для скважин пробуренных вкрест простирания крутых пластов Кузбасса принимается в 3 раза больше чем для восстающих пластовых скважине Приложение 6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ ПРОБУРЕННЫЕ ИЗ ВЫРАБОТОК К пунктам 2.24 и 2.26 Руководства по дегазации угольных шахт. Область применения гидроразрыва угольных пластов о целью их дегазации определена пунктом 2.21 Руководства по дегазации угольных шахт. Гидроразрыв пласта целесообразно производить при выполнения неравенства Ri < ки -1 /0 047 ки 1 где Ri - расчетное расстояние между скважинами без применения гидроразрыва м. Определяется по рекомендациям изложенным в приложении 5; ки - коэффициент интенсификации газовыделения в и дегазационные скважины после гидроразрыва пласта. Определяется опытным путем. Для условий Карагандинского бассейна значения коэффициента ки приведены в табл. 1. Таблица 1 Значение коэффициента ки Продолжительность дегазации пласта скважинами сут Глубина горных работ м До 400 Чурубай-Нуринский и Тентекский районы Более 400 Промышленный и Саранский участки 120 2 7 1 9 180 2 6 1 8 270 2 6 1 7 360 2 5 1 6 450 2 4 1 5 В неизученных условиях ориентировочная величина коэффициента интенсификации газовыделения принимается по табл. 1 а затем Уточняется с учетом опытных данных. Необходимое количество жидкости вода для гидроразрыва пласта через скважины пробуренные вкрест простирания пласта из полевых выработок см.рис. 2.25 рассчитывается по формуле Qж = ?Rr2mпкз м 2 где Rr- радиус действия скважин гидроразрыва м; кз- коэффициент учитывающий заполнение угольного массива рабочей жидкостью. Определяется опытным путем или принимается по табл. 2; mп- полная мощность пласта м. Таблица 2 Значение коэффициента кз для пластов Карагандинского бассейна Пласты К13 К12 К10 Д6 Остальные пласты кз 0 0013 0 0007 0 0017 0 0010 0 0012 При гидроразрыве угольного массива через скважину пробуренную по разрабатываемому пласту см.рис. 2.26 количество рабочей жидкости определяется по формуле Qж = ?Rr2+2Rrl'c mпкз м3 3 где l'с - полезная длина скважины без учета длины герметизации м. Расстояние между параллельными скважинами пробуренными в зоне гидроразрыва находится по формулам 4 11 или 12 приложения 5 В том случае когда дегазация разрабатываемого пласта скважинами с применением гидроразрыва для достижения заданного уровня снижения газовыделения сроками не ограничена пластовые скважины. пробуренные в зоне разрыва пласта функционируют более 6 или 12 месяцев соответственно при их бурении по восстанию иди падению пласта расстояние между пластовыми скважинами в обработанной зове пласта может быть рассчитано по формуле Ri = Ки Ri. м 4 Для тонких пластов преимущественно/в условиях Донецкого бассейна параметры гидроразрыва определяются следующим образом. Радиус гидроразрыва пласта на участках отрабатываемых лавами по простиранию находится из выражения Rr = lr tg ? + lз.п 5 где Rr- радиус гидроразрыва м; lr - глубина герметизации скважины м; ? -угол между скважиной и направлением основной системы кливажных трещин град; lз.п -протяженность зоны прорыва воды м. Определяется экспериментальным путем или принимается равной 20 м. На участках отрабатываемых лавами по восстанию падению величина Rr рассчитывается по формуле Rr = lrsin?/sin?' + lз.п м 6 гда ?' - угол разворота скважин гидроразрыва отсчитываемый в горизонтальной плоскости между проекцией скважины и линией простирания град. Расстояние между скважинами гидроразрыва по длине выемочного поля принимается из условия частичного перекрытия соседних зон и определяется из выражения Lp = Rr + 10 м 7 Давление гидроразрыва пласта определяется по формуле Pr = 0 011?пН+Рр+Рg МПа 8 Где ?п - плотность порол т/м; Н - глубина разработки. м; Рр - сопротивление массива раскрытию трещин Мпа. Прививается равным 2-2 5 МПа; Рg - сопротивление движению жидкости по трещинам МПа. Находится по формуле Рg =kghtp 9 k - коэффициент равный 12 10-5 МПа/л; gh - производительность насосе л/мин; tp - расчетное время работы насоса мин. При отработав лавами по простиранию и бурении скважин гидроразрыва по пласту см.рис. 2.316 угол наклона скважины к горизонту принимается равным углу падения пласта. При расположении устья скважины в боковых породах см.рис 2.31 а; рис. 2.31 в угол ее наклона определяется по формуле ?= ? ± ?' град 10 где ? - угол падения пласта град; ?'- угол между скважиной и ее проекцией на пласт рис. 1 град sin ?'=lз.г/lг 11 lз.г - расстояние от точки забуривання до пласта м lз.г=lгm/дн 12 lг- длина герметизации м; m - мощность пласта м; lн- длина необсаженной части скважины или камеры для гидроразрыва м. Определение углов забуривания скважины при расположении ее устья во вмещающих породах Рис. 1 В формуле 10 знак "-" принимается при расположении устья скважины в породах кровли а знак "+" в породах почвы. Исхода из условия качественной герметизации угол ? для скважин должен быть не менее 3о. При отработке пласта лавами по восстанию падению угол находится из выражения Sin?'= tg?' ctg? 13 Где ?' - угол между проекцией скважины гидроразрыва на пласт и горизонтальной плоскостью рис. 2 град. При расположении устья скважины в кровле пласта ?' = ? ± ? град 14 Длина скважины скорректированная с учетом угла ?' расчитывается по формуле lc = lc/cos ?' м 15 Прибурении скважины по породе с выходом в пласт см. Рис.2.31 а в г обсадная колонна труб должна быть внедрена в пласт на величину lв = [ d + dв.т /2tg?]+[lгРц/100] м 16 где lв-необходимая величина внедрения обсадной колонны труб в угольный пласт м; d - диаметр скважины м; dв.т - внутренний диаметр обсадной трубі м; ? - угол наклона скважины к горизонту град ; lг - длина загерметизированной части скважины м; Рц - процент усадки раствора зависящий от концентрации и марки цемента %. При цементах М-300 М-500 и консистенции раствора цемент : вода - 1 5 : 1 усадка равна соответственно 0 5 и 2 27%. Схема к определению параметров бурения скважин гидроразрыва Рис. 2 Объем закачиваемой через скважину жидкости при гидроразрыве пластов Донбасса рассчитывается по формуле Qж= 0 004 ? 0 006 h Rr mп м3 17 } где h - дегазируемая высота этажа м; mп - полная мощность пласта м. Расстояние между дегазационными скважинами пробуренные в зонах гидроразрыва пласта не должно превышать величины одределенной по формуле 4 . Приложение 7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ГИДРОРАСЧЛЕНЕНИЯ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ ПРОБУРЕННЫЕ С ПОВЕРХНОСТИ К пункту 2.30 Руководства по дегазации угольных шахт. Дегазация угольных пластов с гидрорасчленением через скважины пробуренные с поверхности Объем жидкости Qж закачиваемой в пласт через скважину гидрорасчленения рассчитывается по формуле Qж=1 1?Rэ2mпnэ м3 1 } где Rэ - приведенный эффективный радиус гидрорасчленения пр инимается равным половине расстояния между скважинами расчленения м; mп- полная мощность пласта м; nэ - эффективная пористость угольного пласта доли ед. Ожидаемое давление на забое скважины гндрорасчленения ориентировочно определяется из выражения Р3= 0 025?0 04 Н МПа 2 где Н - глубина залегания угольного пласта м. Объем извлекаемого газа зависит от продолжительности эксплуатации скважин гидрорасчленения и определяется опытным путем. Степень дегазации пласта устанавливается на основе опытных данных или находится путем деления количества метана извлеченного скважинами гидрорасчленения на запасы метана на обрабатываемом участке. Дегазация угольных пластов при сочетании гидрорасчленения с пластовыми скважинами Основными параметрами гидрорасчленения в сочетании с пластовыми скважинами являются: расстояние от разрезной печи до первой скважины гидрорасчленения параметр А на рис. I ; расстояние от оси скважин гидрорасленения до ближайшей пластовой выработки параметр Б ; расстояние между скважинами гидрорасчленения параметр Б Величину Б принимает равной половине длины лавы Б=0 5Lоч м 3 где Lоч- длина лавы м. Расстояние А определяется из выражения A = 0 35Lоч м 4 Зоны скважин гидрорасчленения представляют собой эллипсы с большим радиусом Rг.1 и малый Rг.2 При этом Rг.1 определяется по формуле Rг.1 = Б[1+0 615 ln 1+cos?г ] м 5 Rг2=0 7 Rг.1 м 6 где ?г - угол определяемый из выражения ?г=?г - ?г град 7 где ?г - азимут направления пластовых выработок выемочного участка град; ?г - азимут простирания наиболее гидропроводной системы трещин град. Тогда параметр В определяемся по формуле В = 1 8Rг.1/ 1+0 615 ln 1+sin ?г м 8 Схема дегазации разрабатываемого пласта скважинами с предварительным гидрорасчленением угольного массива через скважины пробуренные с поверхности рис 1 Расстояние между пластовыми скважинами зависит от планируемого съема газа пластовыми скважинами в зонах гидрорасчленения времени дегазация и величины коэффициента интенсификации продуктивности пластовых скважин. Для повышения эффективности извлечения газа из пласта в зонах гидрорасчленения при ?г ? 15° пластовые скважины бурятса вкрест азимуту простирания наиболее гидропроводной системы трещин. Тогда направление бурения скважин ?г определяется как ?г=90+?г а длина дегазационных скважин будет равна lc = h/cos ?г м 9 где h - дегазируемая высота этажа м. При ?г > 15° дегазационные скважины бурят параллельно линии очистного забоя а длина их определяется как при обычной пластовой дегазации. Объем закачиваемой жидкости Qж определяется по формуле Qж=0 02mRэ2 ки'-1 ?qo/lnко.с м3 10 где Rэ - эффективный радиус скважины гидрорасчленення м; Rэ=? Rг.1 Rг.2 ; Ки' - требуемый коэффициент интенсификации продуктивности и пластовых скважин Ки'=qг/qо ; 11 qг qо - съем метана через пластовые скважины соответственно в сочетании с гидрорасчленением и без него м3 /т; ко.с - степень освоения скважин гидрорасчленения %. Величина qг задается исходя из требуемого коэффициента эффективности дегазации пласта k'ger.пл Величина qo определяется по формуле qо= qоb't?lc/Aз м3/т 12 где Aз - дегазируемые запасы угля т; t - время дегазации пластовыми скважинами сут. Значения параметров qо и b' приведены в табл. 3 и 4 Приложения 5. Степень освоения скважин характеризуется отношением объемов откачанной из скважин и закачанной в пласт жидкости. Принимается равной 20-40%. Если освоение скважин гидрорасчленения не предусматривается то Kос - 3-4%. Максимальный темп закачки qmax м3/с для условий Карагандинского бассейна определяется из выражений: qmax= Rэ-86 /9??mnоб/Qж при Rэ?100 м; 13 qmax=Rэ/52??mnоб/Qж при Rэ<100 м; 14 где nоб - общая пористость угольного пласта доли ед. Выбор рабочих жидкостей Предельный объем товарной соляной кислоты заводской концентрации ГОСТ 3118-67 на пластооперацию определяется по формуле Qкт=73? RэКн.о 2 ?mcк cктМв -1кс.рк? т 15 } где Кн.о - коэффициент учитывающий неравномерность физико-химической обработки пласта в зависимости от количества систем трещин n при n = 2 Кн.о=0 6; n =3 Кн.о=0 7; n?4 Кн.о=0 8 ; m - мощность угольных пачек пласта м; ? - коэффициент учитывающий интерференцию скважин доли ед. при m< 2 5 м ? =0 85; m ? 2 5 м ? = 0 90 ; ск- содержание в пласте растворимых в кислоте минералов % определяется по ГОСТ 13455-76 ; скт- концентрация товарной соляной кислоты %; Мв средневзвешенный молекулярный вес растворимых минералов кг/кмоль Мв=? ?iMв.i/cк ?i - содержание в угле i -го минерала %; Mв.i- молекулярный вес i -го минерала кг/'кмоль для кальцита - 100 сидерита - 116 кг/кмоль ; Кс.р - коэффициент скорости реакции растворимых минералов с кислотой доли ед. при Cк 1< % кср=0 01; Ск = 1-3% Кср=0 02; Ск> 3% кср=0 05 ; - коэффициент учитывающий сорбцию кислоты на угле км= 3 1+1 9ср / 1+1 7ср ; 17 ср- концентрация подаваемого с поверхности в пласт раствора % при m > 2 5 и ср = 4%; m =1 5-2 5 м ср = 3%; m< 1 5 м ср = 2% . При нагнетании из подземных выработок ср - 1%. Объем кислотного раствора определяется по формуле ™ Vк.р=QктCкт?кт Ср -1 м3 18 где ?кт - плотность товарной соляной кислоты т/м3. При Vк.р < Vф где Vф = 0 6nэ?Rэ2?mnкп закачку кислоты производят порционно. Число кислотных порций nкп определяется из выражения nкп=СктQкт?кт/?рqkCp 19 где ?р - время реакции раствора кислоты в трещинах с ?р?7 2 103 с ; qk - минимальный темп закачки кислотного раствора в пласт м3/с qk=5 2mnэ?РRэ ntsin?н.т -1? кпж??уг/7200? м3/с 20 где- ?Р - перепад давлений на забое скважины при нагнетании кислотного раствора по трещинам гидрорасчленения МПа ?Р =Рз-Рпл nt - число раскрываемых трещин; Рз - давление жидкости на забое скважины МПа; Рпл - давление газа в пласте МПа; кпж - коэффициент проницаемости массива для жидкости м ; ? - коэффициент учитывающий рост проницаемости массива в результате солянокислотного воздействия. Выбирается в зависимости от времени обработки ?об- при ?об < 10 ч ? = 1 5; ?об = 10-30 ч ? = 2 5; ?об > 30 ч ? =3 ; ?уг - коэффициент объемного сжатия угля м2/Н; ? - вязкость рабочей жидкости Па с; ?н.т - угол наклона трещин расчленения к почве пласта град. Принимается 70-90°. Число бескислотных порций подаваемых с добавкой ПАВ составит nб.к=nкп+1 Количество ПАВ на пластооперацию Qпав рассчитывается по формуле Qпав=0 01 Qж-Vкр Сор?пав т 21 з где Qж - общий объем рабочей жидкости м3; Сор- оптимальная концентрация ПАВ в растворе % для ПАВ типа синтанола ДС-10 и ДБ Сор=0 01% ; ?пав - плотность ПАВ в товарном виде т/м3. После закачки первой порции с ПАВ закачивается порция воды с кислотой затем порции чистой воды чередуются с кислотными порциями. Приложение 8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИИ ПОДРАБАТЫВАЕМЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНАМИ ПРОБУРЕННЫМИ ИЗ ВЫРАБОТОК ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТОНКИХ И СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ ПОЛОГИХ И НАКЛОННЫХ ПЛАСТОВ К пп 3.1 3.2 3.8 3.9 3.13 3.14 Руководства по дегазации угольных шахт. Параметры дегазационных скважин При вариантах схемы I а рис. 3.1 и I б угол разворота скважин выбирается в диапазоне 60°10 м следует принять большее количество действующих скважин но не более 15 и повторить расчет расхода метана Ic.o. При чс = 10 м принимается больший диаметр скважин в вновь рассчитываете» расход метана Ic.o. Если необходимая эффективность дегазации не достигается при максимальном количестве действующих скважин nс = 15 и максимальном их диаметре чс =112 мм то следует применять комплексные схемы дегазации сближенных пластов. 12. После определения метанодобываемости скважин при которой обеспечивается необходимая эффективность дегазации рассчитывается подсосы воздуха Qп в отдельную скважину Qп=Ae-вhcp/mвВn м3/мин 24 Коэффициенты A в n принимаются по табл. 6. Таблица 6 Значения коэффициентов A в n Способ охраны скважин Варианты Значения коэффициентов A в n Выкладка "костров" ж. б. тумб 1B 2а 26 2в 0 73 0 20 0 56 Выкладка бутовых полос 2а 26 2в 0 29 0 11 0 56 Оставление целиков угля 1а 1б 2г 2д 0 075 0 03 0 67 13. Определяются общие подсосы воздуха в скважины Qп.о=ncQп м3/мин 25 14. Определяется общий расход газовоздушной смеси в скважинах Qc.o=Ic.o+Qп.о м3/мин 26 15. Рассчитывается концентрация метана в участковом газопроводе См=Ic.o100/Qc.o % 27 При схеме 3 содержание метана в отсасываемой смеси при разрежении 100 мм рт.ст. принимается равным 60%. Приложение 9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИИ ПОДРАБАТЫВАЕМЫХ ПЛАСТОВ ВЕРТИКАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ ПРОБУРЕННЫМИ С ПОВЕРХНОСТИ К пп. 3.15 3.20 Руководствам по дегазации угольных шахт Необходимые величины диаметра скважин и расстояния между ними определяются методом последовательных приближений. Для этого задаются минимальным диаметром d =0 I м максимальным расстоянием чс = 200 м и рассчитывает величину снижения газовыделения в горные выработки обеспечиваемую при этих параметрах. Если она недостаточна принимают больший диаметр или меньшее расстояние между скважинами и повторяют расчет. После подбора диаметра скважин и расстояния между ними рассчитываются подсосы воздуха в скважины выбирается тип и количество одновременно работающих вакуум-насосов и определяется диаметр газопровода связывающего насосы со скважинами при котором обеспечивается разрежение в скважинах не менее заданного. Расчеты производятся в следующем порядке. I. Рассчитывается газовыделение из дегазируемого массива к V=чсLоч?y?mi xi-xo м3 1 1 где чс - принятое расстояние между скважинами м; Lоч- длина очистного забоя м; ?y - объемная масса угля т/м3; к - количество подрабатываемых пластов залегающих ниже конца обсадной трубы или первого считая от поверхности перфорированного участка обсадной трубы; mi - мощность { ~го подрабатываемого пласта м; хi и xo - природная и остаточная газоносность i -го подрабатываемого пласта м3/т. 2. Определяется продолжительность tc.i работы i -ой скважины на момент когда расстояние между очистным забоем и ближайшей к нему действующей скважиной будет наибольшим tc.i= i.чс+20 /Vоч сут 2 Где i - порядковый номер скважины; Vоч - скорость подвигания очистного забоя м/сут. Последней действующей следует считать скважину для которой tc.i ?300 сут. 3. Рассчитывается расход метана из i -ой скважины Ic.i=[ Bk.o-ai /Di]1/ni м3/мин 3 где Вк.о - разрежение на нижнем конце обсадной трубы Па. Принимается равным 0 7*104 Па 150 мм рт.ст. ; аi ni Di- коэффициенты определяемые из выражений ai=0 011t2c.i-1 7tc.i+40 6 при tc.i?140 сут 4 ai=1 5? tc.i-140 +12 при tc.i>140 сут 5 ni=1+0 12t0 58c.ie-6*10-3tc.i 6 Di=25 4d-1 75V-0 68t-1 66c.it0 022tc.i 7 Значения Ic.i можно определить по номограммам рис. 1-5 . Для этого на оси абсцисс откладывают величину V см.рис. I или рис. 2 и восстанавливают перпендикуляр до пересечения с кривой для заданного диаметра скважин. Считают ординату точки пересечения Xy . Затем на рис. 3 4 или 5 в зависимости от величин Хy и t откладывают по оси абсцисс величину tc.i u и Зависимость Xy=? V при V<1 млн.м3 Рис. 1 Зависимость Xy=? V при V?1 млн.м3 Рис. 2 Зависимость Ic.i=? t при Хy<0 б Рис. 3 Зависимость Ic.i=? t при Хy>0 б; t?40сут Рис. 4 Зависимость Ic.i=? t при Хy>0 б; t>40сут Рис. 5 восстанавливай перпендикуляр до кривой соответствующей величине Ху . Ордината точки пересечения равна расходу метана в данной скважине. 4. Рассчитывается полезный расход метана извлекаемого скважинами nc Iп.р=?Ic.i[1 67 1-Mc/Mp -2*10-3tc.i] м3/мин 8 1 При Мс/Мр?0 4 величина Iп р рассчитывается по формуле nc Iп.р=?Ic.i 1-2*10-3tc.i м3/мин 9 1 В формулах 8 и 9 приняты следующие обозначения: Мс- средневзвешенное по мощности расстояние от разрабатываемого пласта до подрабатываемых пластов залегающих ниже обсадной трубы границы перфорации м Мс=?Mimi/?mi Мi- расстояние от разрабатываемого пласта до i-го подрабатываемого пласта м; Мр- предельное расстояние при котором метан из подработанных пластов не поступает в горные выработки м; nc- количество действующих скважин; К- количество подрабатываемых пластов. 5. Сравнивается полезный расход извлекаемого метана с расходом на величину которого необходимо уменьшить газовыделение в выработки. Если Iп.р?kger.с.пIc.п 10 то принятые диаметр скважин и расстояние между ними являются удовлетворительными. Если Iп.р?kger.с.пIc.п то следует увеличить диаметр или уменьшить расстояние между скважинами и повторить расчеты. Если Iп.р?kger.с.пIc.п тоиз дальнейших расчетов можно исключить скважины с малым полезным расходом метана не допуская при атом нарушения условия 10 . 6. Рассчитывается разрежение у забоя i-й скважины Bз.i=750-? 750-Bк.o 2+0 5Rуд.сlнсIc.i мм рт ст 11 где Rуд.с - удельное сопротивление необсаженной части скважины Rуд.с =4 9*10-4/d5 33 12 d - диаметр необсаженной части скважины м; lнс расход метана в заданной скважине м3/мин; Ic.i - длина необсаженной части скважины м; Отрицательное значение Bз.i свидетельствует о наличии в скважине избыточного давления и отсутствия притечек воздуха в нее из выработанного пространства. 7. Рассчитывается величина подсосов воздуха для скважин с положительный значением Bз.i Qn.i=[2*103Rn.i±?4*106Rn.i-4 R2n.i-Rуд.сlнс 2*103Bk.o-B2k.o-0 5Rуд.сlнсI2c.i ]/ /2 R2n.i-Rуд.с.lнс м3/мин 13 где Rn.i - сопротивление подсосам воздуха в i-ю скважину Rn.i=0 18t0 64c.i+5 9*10-4 hз.к/mв 3 мм рт.ст.мин/м 14 hз.к - расстояние от забоя скважины до кровли разрабатываемого пласта м; mв- вынимаемая мощность пласта м. 8. Определяется расход газовой смеси и содержание метана в i-й скважине Qc.i=Ic.i+Qn.i м3/мин 15 Сi=100Ic.i/Qc.i % 16 9. Определяется необходимый расход смеси создаваемый вакуум-насосом nc Qн.с=?Qc.i м3/мин 17 1 10. Выбираются по характеристикам вакуум-насосов тип и количество параллельно работающих насосов обеспечивающих необходимый расход смеси при давлении во всасывающем патрубке не менее 250 мм рт.ст. 3 32* 104 Па . Определяется величина этого давления Рн.в . 11. Определяется давление в устье скважины наиболее удаленной от вакуум-насоса Ру=?Р2к.о-Rуд.тlо.тQ2c мм рт.ст. 18 где Рк.о - давление газа в конце обсадной трубы мм рт.ст. Pк.o = 750 1+1 56*10-4lo.т 19 Lо.т - длина обсадной трубы м; Rуд.т - удельное сопротивление обсадной трубы Rуд.т=1 7*10-4/d5 33о.т мм рт.ст.мин 2/м3 dо.т - внутренний диаметр обсадной трубы м. 12. Рассчитывается внутренний диаметр газопровода соединяющего последовательно включенные скважины с вакуум-насосом dг=0 154?Q2cp?cplт/Р2у-Р2н.в м 21 где Qср - средневзвешенный по длине газопровода расход газовоздушной смеси n Qcp=?Qг.ilг.i/lт м3/мин 22 1 Qг.i - расход газовоздушной смеси на i -ом участке газопровода между действующими скважинами м3/мин; lг.i - длина i -го участка газопровода между соседними скважинами м; lгс- общая длина газопровода oт наиболее удаленной действующей скважины до вакуум-насоса м; ?ср - средневзвешенная по длине газопровода плотность метановоздушной смеси кг/м3 n ?ср= ??ilг.i /lг.i ; 23 1 ?i- плотность метановоздушной смеси на i -ом участке газопровода между соседними скважинами кг/м3 ?i=5 37*10-3 224-Сi ; 24 Сi - содержание метана в газе на i -ом участке газопровода %. Определенные таким образом параметры дегазационной системы позволяет рассчитать затрата на ее сооружение и эксплуатацию оценить целесообразность применения данной схемы дегазации в конкретных горнотехнических условиях разработка угольных пластов. Приложение 10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИИ НАДРАБАТЫВАЕМЫХ ПЛАСТОВ И ПОРОД ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТОНКИХ И СРВДНЕЙ МОЩНОСТИ ПОЛОГИХ И НАКЛОННЫХ ПЛАСТОВ УГЛЯ К пп. 3.23 3.25 Руководства по дегазация угольных шахт Расстояние между забоями скважин и величины проекций скважин на горизонтальную проекцию оси выработки из которой осуществляется бурение следует принимать по табл. I. Таблица I Рекомендуемые расстояния между скважинами и величины проекций скважин на горизонтальную проекцию оси выработки из которой производится бурение Система разработки и схема дегазации Расстояние до сближенного пласта на который бурят скважина м Расстояние между скважинами м Величина проекции скважины на горизонтальную проекцию оси выработки а м Сплошная или комбинированная а скважины бурят из нижнего штрека рис. 3.9 до 10 15-20 0-50 10-20 20-25 20-30 25-30 б скважины бурят из верхнего штрека рис. 3.10 до 10 10-15 0-50 10-20 15-20 20-30 20-25 Столбовые системы а скважины бурят навстречу очистному забою рис.3. 11 3.12 до 10 10-15 30-50 10^20 15-20 20-30 20-25 б скважины бурят навстречу очистному забою с оставлением газопровода в погашаемой выработке до 10 10-15 20-40 10-20 15-20 20-30 20-25 в скважины бурят из выработки проведенной по нижележащему пласту рис. 3.13 до 10 15-20 0-30 10-20 20-25 20-30 25-30 Углы наклона и разворота скважин а также их длина рассчитываются по формулам приведенным в табл. 2. При этом величина ? принимается равной половине длины очистного забоя но не более 40 ы Эффективность дегазации надрабатываемых угольных и породных. пластов принимается по табл. 3. Таблица 3 Эффективность дегазации надрабатываемых пластов и пород Система разработки и схема дегазации Расстояние до сближенного пласта на который бурят скважины м Эффективность дегазации источника доли ед. Сплошная или комбинированная а скважины пробурены из нижнего или верхнего штрека рис. 3.9 3.10 до 10 10-20 20-30 0.3-0.4 0 4-0 5 0 5-0 6 Столбовые системы а скважины пробурены навстречу очистному забою рис.3. 11 3.12 ло 10 10-20 20-30 0 15-0 20 0 20-0 25 0 25-0 30 б скважины пробурены навстречу очистному забою и оставлены подключенными к газопровод; после прохода очистного забоя до 10 10-20 20-30 0 3-0 4 0 4-0 5 0 5-0 6 в скважины пробурены из выработки проведенной по нижележащему пласту рис. 3.13 до 10 10-20 20-30 0 3-0 4 0 4-0 5 0 5-0 6 Таблица 2 Определение параметров скважин буримых для дегазации надрабатываемых пластов и пород Место заложения скважин Скважины бурятся в плоскости параллельной забою лавы а1=0 ?=0 Скважины бурятся с разворотом от линии падения или простирания пласта Угол наклона скважин к горизонту Длина скважин м Угол разворота скважин Угол наклона скважин к горизонту Длина скважин м Пластовые выработки проведены по простиранию пласта tg ?±? = -M/ ?+b1 lc=M/sin ?±? Tg?=a1/[ ?+b1 cos?±Msin?] tg?= - [M±/ ?+b1 tg?]sin?cos?/a1 lc=a1/ sin?cos? Пластовые выработки проведены по падению или восстанию пласта tg?= M/ ?+b1 cos? lc=M/sin?cos? Tg?=a1/ ?+b1 tg?=- M±a1sin? sin?/ a1cos? lc=a1/ sin?cos? Условные обозначения: ?- расстояние по разрабатываемому пласту от проекции забоя скважин на пласт до границы разгруженной зоны у выработки м Остальные обозначения см.табл. 1 и 3 приложения 8 Верхний знак плюс или минус принимается при бурении скважин в сторону падения нижний - в сторону восстания пласта Приложение 11 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИИ ПОДРАБАТЫВАЕМЫХ И НАДРАБАТЫВАЕМЫХ ПЛАСТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МОЩНЫХ ПОЛОГИХ И НАКЛОННЫХ ПЛАСТОВ УГЛЯ К пп. 3.26 3.29-3.33 Руководства по дегазация угольных шахт Параметры скважин для дегазации подрабатываемых и надрабатываемых пластов определяются по формулам приведенным в табл. I и 2 соответственно. Значения эффективности дегазации подрабатываемых пластов для различных схем приведены в табл. 3. Таблица 3 Значения коэффициентов дегазации подрабатываемых пластов Схема дегазации подрабатываемого пласта Коэффициент дегазации источника Скважинами пробуренными из сохраняемой выработки рис. 3.15 0 4-0 5 Скважинами пробуренными навстречу движению лавы рис. 3.16 0 2-0 3 Скважинами пробуренными над монтажной камерой рис. 3.17 : - при удалении очистного забоя на расстояние 100-150 м 0 4-0 5 - при удалении очистного забоя на расстояние более 150 м 0 2-0 3 Таблица I Определение параметров скважин при дегазации подрабатываемых пологих пластов Место заложения скважин Скважины бурятся в плоскости параллельной забою лавы а1=0 ?=0 Скважины бурятся с разворотом от линии падения или простирания пласта Угол наклона скважин к горизонту Длина скважин м Угол разворота скважин Угол наклона скважин к горизонту Длина скважин м Пластовая выработка проведенная по простиранию пласта tg ?±? =M/ /b1+C1+Mctg? lc=M/sin ?±? tg?=a1/[ b1+c1+Mctg? cos?±Msin?] tg?=[M± b1+c1+Mctg? tg?]sin?cos?/a1 lc=a1/sin?cos? Выработка проведена в почве разрабатываемого t пласта по простиранию tg ?±? =M+n/ /b1+C1+Mctg? lc=M+n/sin ?±? tg?=a1/[ b1+c1+Mctg? cos?± M+n sin?] tg?=[M+n b1+c1+Mctg? tg?]sin?cos?/a1 lc=a1/sin?cos? Пластовая выработка проведенная по падению или восстанию пласта tg ?±? =M/ /b1+C1+Mctg?cos? lc=M/sin?cos? tg?=a1/ b1+c1+Mctg? tg?= M±sin? sin?/?cos? lc=a1/sin?cos? Примечание: Верхний знак плюс или минус принимается при бурении скважин в сторону падения нижний в сторону восстания; ? - угол наклона скважины к горизонту градус; ? - угол падения пласта градус; M - расстояние от разрабатываемого до сближенного пласта по нормали м; b1 - протяженность зоны препятствующей разгрузке пород у выработки из которой бурится скважина. Принимается равной ширине целика или породного массива при полевой подготовке} между выработкой из которой бурится скважина и выработанным пространством; C1 - резерв учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления принимается 5-10 м; ?- угол разгрузки подрабатываемой толщи пород отсчитываемый от плоскости напластования для пологих и наклонных подрабатываемых пластов Карагандинского бассейна принимается в пределах 50° для песчаников и 70° для аргиллитов ; ?- угол разворота скважины отсчитываемый в горизонтальной плоскости между проекциями скважины и линии падения пласта в случае отработки лав по падению или восстанию угол разворота отсчитывается от линии простирания градус; a1- проекция скважины на горизонтальную проекцию оси выработки м; n - расстояние по нормали от устья скважины до кровли разрабатываемого пласта м; Таблица 2 Определение параметров скважин при дегазации надрабатываемых пологих пластов Место заложения скважин Скважины бурятся в плоскости параллельной забою лавы а1=0 ?=0 Скважины бурятся с разворотом от линии падения или простирания пласта Угол наклона скважин к горизонту Длина скважин м Угол разворота скважин Угол наклона скважин к горизонту Длина скважин м Пластовая выработка проведенная по простиранию пласта tg ?±? = M/ b1+ ? lc=M/sin ?±? tg?=a1/[ ?+b1 cos?±Msin?] tg?= [M± ?+b1 tg?]sin?cos?/a1 lc=a1/ sin?cos? Полевая выработка проведенная в почве разрабатываемого пласта по простиранию tg ?±? = M-n/ b1+ ? lc=M-n/sin ?±? tg?=a1/[ ?+b1 cos?± M-n sin?] tg?= M+n/ ?+b1 tg?]sin?cos?/a1 lc=a1/ sin?cos? Пластовая выработка проведенная по падению или воcстанию пласта tg ?±? = -M// b1+ ? cos? lc=M/sin?cos? tg?=-a1/ b1+a1 tg?= [M±a1sin? sin?/ a1cos? lc=a1/ sin?cos? Примечание: ? - величина принимается в зависимости от длины лавы: при Lоч< 100 м ?= Lоч/2 +b1 при Lоч > 100м ? = 50+b1 Расстояние между скважинами пробуренными в плоскости подрабатываемого пласта определяется с учетом указаний изложенных в разделе 2 пп. 2.15-2.18 и в приложения 5. При бурении скважин непосредственно перед началом разгрузочного влияния очистного забоя коэффициент интенсификации газоотдачи пласта принимается по табл. 4. Таблица 4 Значения коэффициента интенсификации газоотдачи надрабатываемого пласта Продолжительность дегазации в разгружаемой зоне пласта сут 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Коэффициент интенсификации газоотдачи надраба-тываемого пласта 1 0 1 3 2 1 3 4 5 5 6 7 8 3 9 4 9 8 10 1 Приложение 12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДЕГАЗАЦИИ ПОДРАБАТЫВАЕМЫХ И НАРАБАТЫВАЕМЫХ ТОНКИХ КРУТЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНАМИ К пп. 3.35 3.36 Руководства по дегазации угольных шахт Исходными данными для определения параметров скважин являются углы залегания пластов расстояние между разрабатываемым и сближенным пластами высота целиков бутовых полос у выработок из которых производится бурение скважин и границы зон повышенной газоотдачи на подрабатываемых и надрабатнваемых сближенных пластах определяемые углами разгрузки. Параметры скважин пробуренных на подрабатываемые и надрабатываемые тонкие крутые пласты рассчитываются по формулам приведенным в табл. I. Угол разгрузки горного массива при его подработке или надработке принимается в зависимости от угла падения пласта по таол. 2. Расстояние между скважинами измеряемое по простиранию шшста определяется по табл. 3. Таблица 2 Определение угла разгрузки на крутых пластах Угол падения пласта ? градус Угол разгрузки ? градус при подработке при надработке 45 47 49 51 53 55 57 59 59 59 60 61 62 63 65 66 77 77 77 76 76 76 75 75 61 63 65 67 69 68 71 73 76 80 75 74 74 74 73 Примечание. Углы разгрузки при промежуточных значениях угла падения пласта ? устанавливаются методом линейной интерполяции. Таблица 3. Расстояние между скважинами при дегазации тонких крутых пластов Расстояние до сближенного пласта кратное вынимаемой мощности n= M/Mb м Расстояние между скважинами м 10-20 20-30 30-40 40-60 Более 60 15-25 25-35 35-45 45-60 60-70 Таблица 4 Коэффициент дегазации тонких крутых пластов скважинами Место залегания сближенного пласта Расстояние до сближенного пласта м Коэффициент дегазации источника В кровле 10-20 20-30 30-40 40-60 Свыше 60 0 2-0 3 0 3-0 4 0 4-0 5 0 5-0 6 0 6-0 7 В почве 6-10 10-20 20-30 Свыше 30 0 1-0 2 0 2-0 3 0 3-0 4 0 4-0 6 Определение параметров скважин при дегазации сближенных тонких крутых пластов Выработка из которой бурится скважина Положение сближенных пластов по отношению к разрабатываемому Наличие целиков бутовых полос у штреков Положение скважин по отношение к линии падения пласта Параметр скважины Примечание Угол наклона к горизонту градус Угол разворота градус Дина м Откаточный штрек Вышележащие подрабатываемые Не имеется Вкрест простирания пород ?=180о-?-? 1 ?=0 lc=M/sin? С отклонением от линии падения пласта tg?'=tg?cos? II tg?=a1sin?/Mcos? lc=a1/sin?cos?' Значение угла ? определяется по формуле I Имеется Вкрест простирания пород ?=180о-?-? III tg?=M/b1+e1+Mctg? IV ?=0 lc=M/sin? С отклонением от линии падения плас та tg?'=tg?cos? tg?=a1sin?/Mcos? lc=a1/sin ?'cos? Значение угла ? определяется по формуле III а угла ? по формуле IV r- Нижележащие над-рабатываемые Независимо от наличия целика бутовой полосы у штрека Вкрест простирания пород ?=30° ?=0 lc=M/sin ?-30o Наблюдениями установлено что самый большой дебит имеет скважины пробуренные на нижележащие сближенные пласты пол углом 30" к горизонту С отклонением от линии падения пласта tg?'=tg?cos? tg?=a1sin ?-30о /0 866M lc=a1/cos ?'sin? Групповой откаточный штрек расположенный в кровле разрабатыва емого пласта Вышележащие под рабаты-ваемые Не имеется Вкрест простирания пород k=Мcos 180o-?-? /sin? V если кe tg?=Msin ?+? /[Mcos 180o-?-? e1 sin?] VII если к=е ?=90 VIII ?=0 если к>e и кe tg?= а1sin? /[Mcos 180o-?-? e1 sin?] если к=е ?=90 lc=a1/cos ?'sin? Значение k определяется по формуле V . В зависимости от значения k угол ? определяемся по одной из формул VI VII или VШ Групповой откаточный штрек расположенный в кровле разрабатываемого пласта Вышележащие под рабатываемые Имеет-ся Вкрест простирания пород k=Мcos 180o-?-? /sin? IX если к<е tg?=Msin ?+? /[esin ? -Mcos 180o-?-? ] X если к>e tg?=Msin ?+ ? /[Mcos 180o-?-? -esin?] XI если к=е ?=90 XII ?=0 если к>e и кe tg?= а1sin? /[Mcos 180o-?-? e1 sin?] если к=е ?=90 lc=a1/cos ?'sin? Значение k определяется по формуле IV а угла ? по формуле IV Вентиляционный штрек Вышележащий подрабатываемый Не имеется Вкрест простирания пород ?=?-? XIII ?=0 lc=M/sin? С отклонением от линии падения плас tg?'=tg?cos? tg?=a1sin?/Mcos? lc=a1/ /cos?'sin? Значение угла ? определяется по формуле XIII Вентиляционный штрек Вышележащие подрабатываемые Имеет ся Вкреcт простирания При ?>? ?=?-? ; XIV ?40 - Целиками бутовой полосой или кострами ?10 Большое сопротивление дегазационных трубопроводов Необходимо увеличит! диаметр участков и магистральных трубопроводов или проложить дополнительный трубопровод При сплошной или комбинированной системах разработки ?50 ?40 ?6 Целиками бутовыми полосами или кострами ?10 Недостаточное количество одновременно работающих скважин Уменьшить расстояние между скважинами ?50 ?50 16 Целиками ?10 а Плохое качество герметизации скважин б Скважины не сообщаются с дегазируемым пластом в разгружаемой зоне а Улучшить качество герметизации скважин б Уточнить параметры скважин ?50 < 40 8-16 Бутовыми полосами <10 Недостаточная длина и низкое качество герметизации скважин Увеличить длину и улучшить качество герметизации скважин ?50 < 40 >16 Целиками бутовыми полосами или кострами ?10 Велики подсосы воздуха в неэффективные скважины Отключить неэффективные скважины и оставить в работе не более 12-16 скважин При столбовой системе разработки ?50 ? 40 ?2 Целиками с погашением выработок за лавой ?10 Недостаточное количество одновременно работающих скважин Уменьшить расстояние между скважинами ?50 <40 3-6 Целиками с погашением выработок за лавой ?10 Параметры скважин не соответствуют горно-геологическим условиям Уточнить параметры скважин ?50 < 40 >8 Кострами с сохранением выработок и скважин за лавой ?10 Плохое качество охраны скважин оставляемых в выработанном пространстве Улучшить качество охраны скважин в соответствии с зависимостью 18 . Это можно сделать путем повышения вакуума на скважине увеличения ее диаметра или количества скважин в работе. 20. При применении комплексной дегазации выработанного пространства нужно учитывать что вследствие взаимодействия способов дегазации увеличение коэффициента дегазации способа согласно 18 не всегда приводит к существенному повышению эффективности дегазации выработанного пространства. Последнее нужно проверять на основании выражения 17 и после этого выбирать способ дегазации воздействие на который дает желаемое увеличение продуктивности комплексной дегазации при наименьших затратах. Способ имеющий низкий коэффициент дегазации выработанного пространства необходимо исключать из схемы комплексной дегазации. Опыт применения комплексной дегазации показывает что при отключении одного из способов продуктивность других возрастает благодаря взаимодействию между способами дегазации выработанного пространства. Следует однако; учитывать что наличие нескольких способов дегазации повышает стабильность системы по снижению газообильности участка. Поэтому целесообразно иметь не менее двух способов дегазации причем один из них применяется для дегазации ближайшего к забою лавы участка выработанного пространства а другой - для дегазации более удаленной зоны. 21. При схеме комплексной дегазации включающей способ пластовой дегазации необходимо определять не только объем извлеченного к данному моменту метана и эффективность пластовой дегазации но и ожидаемое снижение газовыделения из разрабатываемого пласта к моменту окончания дегазации. Поэтому при контроле эффективности пластовой дегазации необходимо определять метанодобываемость и объемы извлеченного из пласта метана на период планового контроля и их ожидаемые значения к началу отработки дегазируемого участка. Методика определения метанодобываемости приведена в приложении 23. Если фактическая эффективность дегазации пласта определенная по прогнозу на основании контроля фактической метанодобываемости и расчета ожидаемого объема извлеченного метана на период начала отработки окажется ниже проектной необходимо предусмотеть мероприятия по интенсификации газоотдачи угольного массива или скорректировать проект дегазации выемочного участка предусмотрев в нем более высокую эффективность дегазации других способов либо предусмотреть дополнительный способ дегазации на период очистной выемки пласта. Приложение 19 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ГАЗОПРОВОДОВ К пунктам 7.14 ; 7.30 Руководства по дегазации угольных шахт. Проектирование дегазационной системы 1. Составляется расчетная схема газопроводов рис. I с учетом развития горных работ на наиболее трудный период эксплуатации дегазационной системы с указанием расчетной длины ее ветвей* Расчетная длина li газопровода учитывающая местные сопротивления принимается равной L =1 1lф м где lф- фактическая длина ветви м. 2. Определяется расход метановоздушной смеси Qc.o.i в ветви i -го выемочного участка см.рис. I участковая ветвь 1-2 3-4 8-2 и т.д. с учетом резерва пропускной способности газопровода Q'c.o.i =1 25 Qc.o.i +?Qlуч.i м3/мин 1 где Qc.o.i - дебит метановоздушной смеси из скважин i-го выемочного участка м3/мин. Определяется согласно указаниям приведенным в соответствующих разделах Руководства; ?Q- удельнне подсосы воздуха в трубопровод м3/мин. Принимается равным 1*103 м3/мин.м; lуч.i - длина ветви газопровода i -го выемочного участка м. * Ветвь - участок газопровода заключенный между двумя соседними узлами разветвления трубопровода или между скважинами к узлом разветвления. Узел - пункт объединявший не менее трех ветвей газопровода. Схема для расчета газопроводов Рис. 1 3. Рассчитывается концентрация метана в ветви i -го выемочного участка Суч.i =100Ic.o.i/ Qc.o.i+?Qlуч.i % 2 где Ic.o.i - дебит метана из скважин i -го выемочного участка м3/мин. 4. Определяется расход метановоздушной смеси Qc.b.i в i -ой ветви магистрального газопровода см.рис. I магистральная ветвь 2-4 или 10-12 с учетом резерва его пропускной способности ny Qc.b.i =1 25 ? Q'c.o.i + ?Qb.i м3/мин 3 I=1 где ny- количество выемочных участков из которых газ транспортируется в i-ю ветвь магистрального газопровода; lb.i - длина i -й ветви магистрального газопровода м. 5. Рассчитывается концентрация метана i -и ветви магистрального газопровода ny ny Суч.i =100?Ic.o.i/? Qc.o.i+?Qlуч.i + ?Qlb.y % 4 i=1 i=1 6. Проставляются на схеме см.рис. I расходы метановоздушной смеси и концентрации метана в каждой ветви участкового 1ветви 1-2 3-4 8-2 9-10 11-12 13-12 магистрального ветви 2-4 10-12 группового ветви 4-5 12-5 и шахтного ветвь 5-6 газопроводов. Расход метановоздушной смеси в ветви группового газопровода определяется суммированием расходов смеси в магистральных магистральных и участковых ветвях а в шахтной ветви - суммированием расходов в групповых ветвях газопровода. Причем в обоих случаях расход смеси находят с учетом подсосов воздуха на соответствующей длине исследуемой ветви газопровода. Концентрация метана в ветвях группового и шахтного газопроводов рассчитывается по формуле аналогичной выражению 4 . 7. Выбирается Наиболее протяженная и загруженная ветвь дегазационной системы от наиболее удаленной скважины до вакуум - насосов по минимальному значению условной величины n ? = 350-By /?liQ2c.i 5 i=1 где Ву - разрежение в устье скважины мм рт.ст. Рассчитывается по формуле 6 ; n - количество исследуемых ветвей газопровода на наиболее протяженной ж загруженной ветви дегазационной системы; li - длина i -ой исследуемой ветви газопровода м; - расход метановоздушной смеси в i -й ветви газопровода м3/мин. Для участковой и магистральной ветви определяется по уравнениям I и 3 соответственно для группового и шахтного - согласно пункту 6. 8. Определяется разрежение Ву в устье удаленной скважины на наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы Ву =В+?Вудlн.ч мм рт.ст. 6 где В - разрежение в конце ненарушенной часта скважины мм рт.ст. Принимается по рекомендациям разделов 2-4 руководства; ?Вуд - удельные потери давления в скважине мм рт.ст./м. Определяется по номограмме рис. 2 иди по уравнению ?Вуд = 1 9*10-8Q2c.o/n2c.yd5 33 мм рт.ст./м 7 где Qc.y - дебит метановоздушной смеси из скважин на удаленном выемочном участке входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы м3/мин; nc.y - количество скважин на участке; d - диаметр участкового газопровода м; lн.ч - длжна ненарушенной части скважины м. Номограмма для определения удельных потерь давления в скважине Рис. 2 Для скважин охраняемых целиками и скважин пробуренных на надрабатываемые пласты длина ненарушенной части принимается равной длине скважины. При охране скважин кострами длину ненарушенной части принимают равной длине обсадной трубы. При охране скважин бутовыми полосами значение lн.ч принимают большим из сравнения глубины обсадки скважины с параметром lб рассчитываемым по уравнению lб= b sin?'/sin?cos ?'±? м 8 где b - ширина бутовой полосы м; ?- проекция угла наклона скважины на вертикальную плоскость проходящую через линию падения пласта град. Рассчитывается по формуле 4 или 5 приложения 8; ? - угол наклона скважины к горизонту град; ? - угол падения пласта град. Знак "+" принимается при бурении скважин в сторону падения пласта а знак "-" в сторону его восстания. 9. Определяется давление P1 у скважин в участковом газопроводе входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы например ветвь 1-2 на рис. I P1 = Pб 1+1 17*10-4Н -Ву ммрт.ст. 9 где Р1 - барометрическое давление мм рт.ст.; Н - глубина горных работ на выемочном участке у устья скважины м; Ву - разрежение в устье скважин мм рт.ст. 10. Определяются удельные потери давления Руд в газопроводе входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы ?Руд = 350-Ву /Lт мм рт.ст./м 10 где Lт - длина трубопровода в наиболее загруженной и протяженной ветви дегазационной системы м. 11. Рассчитывается давление на выходе из участкового газопровода входящего в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы Р2=Р1-?Рудl1-2 ммрт.ст. 11 12. Определяется средняя плотность метановоздушной смеси при нормальных условиях по номограмме рис. 3 а или по уравнению ?н1-2 = 5 37*10-3 224-С1-2 кг /м3 12 где С1-2- концентрация метана в газовоздушной смеси участкового газопровода ветвь 1-2 на рис. 1 %. 13. Определяется диаметр участкового газопровода входящего в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы по номограмме рис. 3 6 или по уравнению 5 33 d1-2=0 155 ?Q2c1-2 ?н1-2 l1-2/ P21-P22 м 13 где d - диаметр участкового газопровода ветвь 1-2 на рис. I м; Q1-2 - расход метановоздушной смеси в участковом газопроводе м3/мин; l1-2 - длина участкового газопровода м. По результатам расчета принимается ближайший внутренний диаметр стандартного газопровода d1-2 ст 14. Уточняется давление газа на выходе из участкового газопровода Р2'=?P21- 4 8*10-5 Qc1-2 ?н1-2 l1-2/d5 331-2ст ммрт.ст. 14 Значение d5 331-2ст определяется по номограмме см.рис. 3 . Для ветвей газопровода с разностью отметок Z Z =Н1-Н2 м более 400 м давление Р2z на выходе из газопровода расчитывается по формуле Р2z=P'2± 53-0 273C1-2 /4 65*10-5 мм рт.ст 15 Номограмма для определения средней плотности метановоздушной смеси а Номограмма для определения диаметров газопроводов б Рис. 3 :3нак "+" принимается при движении газа вниз а знак "-" движении вверх. 15. Диаметр газопровода магистральной ветви 2-4 см. рис 1 является по уравнению 13 в котором вместо давлений Р1 и Р2 подставляются давления P'2 или P2z и Р4 соответственно. Таким же образом последовательно рассчитывается диаметры газопроводов всех ветвей входящих в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы. Для ответвлений газопроводов определяется давление по уравнению в начале ветви а давление на выходе принимается равным давлению в соответствующем узле сопряжения трубопроводов для которого было определено давление смеси газов при расчетах газопровода выбранной ветви дегазационной системы. Затем на основании подобных расчетов определяется давление газа в трубопроводе перед вакуум-насосами Рн 16. Определяют количество одновременно работающих вакуум-насосов и их типоразмер. Точку характеризующую требуемый режим работы дегазационной системы Qн Pн наносят на характеристики вакуум-насосов. Производительность Qн принимается равной расходу газа в ветви газопровода перед насосами рассчитанному по рекомендациям пункта 6. Выбирают один или несколько параллельно работающих насосов характеристика которых лежит ниже точки требуемого режима их работы. Реконструкция дегазационной системы Необходимость реконструкции дегазационной системы определяется: при планировании более высоких нагрузок на очистные забои по сравнению с предусмотренными проектом; при планировании увеличения добычи шахты за счет ввода большего количества выемочных участков чем предусмотрено проектом; при проектировании отвода газа дегазационной системой из выемочных участков расположенных за пределами часта шахтного поля для которой спроектирована дегазационная система; при несоответствии достигнутой эффективности дегазации выемочных участков предусмотренной проектом. Расчет выполняется в следующем порядке. По уравнению I определяется расход метановоздушной смеси в ветвях газопроводов проектируемых выемочных участков или участков находящихся в эксплуатации для которых требуется повышение эффективности дегазации. Для ветвей газопровода остальных выемочных участков принимаются фактические расходы газа. 2 По уравнению 3 определяется расход метановоздушной смеси в остальных ветвях газопроводов вплоть до вакуум-насосов. 3 Сравнивается расчетный расход газовой смеси в ветви перед вакуум-насосом Qн.р с фактическим Qн.ф Если Qн.ф < Qн.р то реконструкция необходима. Если Qн.ф ? Qн.р - то следует сравнить необходимые и фактические расходы в ветвях газопровода. Реконструкция как правило нужна если фактический расход газовой смеси в одной из ветвей газопровода меньше расчетного предусмотренного проектом. 4 Определяются виды работ и объем реконструкции. На характеристике насосов рис. 4 восстанавливается перпендикуляр к оси абсцисс из точки со значением Qн.р до пересечения с характеристикой действующего насоса или нескольких насосов включенных параллельно. Если точка пересечения соответствует давлению во всасывающем патрубке более 450 мм рт.ст. то необходима замена насоса на более мощный или установка дополнительного насоса для параллельной их работы. 5 Определяются удельные потери давления в газопроводе для наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы ?Руд= Рб-Рвс-Ву /lт мм рт.ст 16 Рб - барометрическое давление мм рт.ст.; Рвс - давление на всасе вакуум-насоса мм рт.ст.; Ву - разрежение в устье скважины мм рт.ст.; Lт - длина трубопровода в наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы м. Разрежение Ву в устьях скважин действующего выемочного участка газ из которого отводится в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы и на котором не требуется Характеристика вакуум-насосов 1 - подача 50 м3/мин; 2 - подача 100 м3/мин или при параллельной работе двух насосов с подачей 50 м 3/мин ; 3 - подача 150 м3/мин Рис. 4 повышение эффективности дегазации принимается равным фактическому. Если для такого выемочного участка требуется повышение эффективности дегазации величина Ву рассчитывается по уравнению 6 . Величина Рн определяется по характеристикам вакуум-насосных установок действующих или выбранных для реконструкции. Она принимается равной давлению которое развивает установка во всасывающем газопроводе при производительности Qн.р но не менее 350 мм рт.ст. 6. Рассчитываются требуемые диаметры dтр.i каждой ветви газопровода по номограмме рис. 5 или по уравнению 5 33 dтр.i = 0 04 * ?Q2c.i/?Руд м 17 где Qc.i - расход метановоздушной смеси в i -ой ветви газопровода м3/мин. В соответствии с действующими ГОСТами выбираются стандартные диаметры труб dст.i . Сравниваются требуемые диаметры каждой ветви газопроводов с фактическими dф.i . Для ветвей где dф.i < dст.i принимается решение о замене трубопроводов. При этом сначала проектируется замена труб наиболее протяженной и загруженной ветви дегазационной системы. Если нет возможности заменить газопровод находящийся в эксплуатации на газопровод диаметром dст.i то проектируется прокладка дополнительного газопровода диаметр dg.i которого рассчитывается по номограмме рис. 6 или по уравнению 2 67 dg.i =dф.i ?[ dтр.i / dф.i 2 67 -1] м 18 В соответствии с действующими ГОСТами выбираются стандартные диаметры труб dg.ст.i 7. Уточняется давление Рн.р в газопроводе перед вакуум-насосом последовательно определяя давление Рк.р.i на выходе ветви входящей в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы Рк.р.i = ?Р2н.i - 4 8*10-5Q2c.i?н.ilb.i / d5 33ст.i 19 Номограмма для определения требуемого диаметра газопровода Рис. 5 где Рн.i - давление смеси газов на входе в i -ю ветвь газопровода мм рт.ст. Давление у скважин рассчитывается по уравнению 9 ; ?н.i.- средняя плотность метановоздушной смеси в i -й ветви газопровода кг/м3 . Определяется по уравнению 12 ; lb.i- длина i -и ветви газопровода м; dст.i - стандартный диаметр газопровода i -й ветви м. Для газопроводов находящихся в эксплуатации принимается равным фактическому dф.i- а для проектируемых или реконструируемых ветвей выбирается согласно действующим ГОСТам по величине dтр.i . Если при уточнении давления смеси газов на выходе i-й ветви газопровода окажется что Р2н.i - 4 8*10-5Q2c.i?н.ilb.i / d5 33ст.i < Р- Рвс Ву 2 20 то и для этой ветви выбирается dст.i пo dтр.i и затем используется в уравнении 19 для уточнения давления. Если давление уточняется на выходе i -й ветви представленной параллельными газопроводами с диаметрами dст.i и dф.i то в уравнение 19 подставляется их эквивалентный диаметр d'тр.i определенный по номограмме рис. 6 или уравнению d'тр.i = dф.i ?[ dст.i / dф.i 2 67+1] м 21 Если давление в смеси газов перед вакуум-насосами Рн.р ? Рвс то замена газопровода i-й ветви или прокладка дополнительного газопровода для i -й ветви обеспечит требуемую производительность вакуум-насосной станции. Если Рн.р < Рвс то необходимо предусмотреть замену газопровода или прокладку дополнительного газопровода в двух ветвях и повторить расчет давления смеси газов перед вакуум-насосами по формуле 19 . Количество реконструируемых ветвей увеличивает до тех пор пока не будет соблюдаться условие Рн.р ? Рвс. Номограмма для определения диаметра дополнительного газопровода Pиc. 6 Для ответвлений газопроводов от наиболее протяженной и загруженной ЗРТВИ дегазационной системы принимают диаметры газопроводов рассчитанные по формуле 17 . Производительность дегазационной установки при подаче газа потребителю I. При подаче газа потребителю дегазационная установка работает в комбинированном режиме т.е. наряду с разрежением на всасе вакуум-насосов создается необходимое избыточное давление на стороне их нагнетания. Производительность дегазационной установки в этом случае определяется по формуле Qн = nQнmax[1-Bнi/ Bнmax- 1-Bнmax mPи ] 1-P2и/Р2max ? РбТн/Р'нТi · · Рб-Рв.п / Рб-0 017 22 где Qн - производительность дегазационной установки при текущих значениях разрешения и давления нагнетания приведенная к нормальным условиям P'н=1 033S кгс/см2 Тн=293К м3/мин n - количество одновременно работающих однотипных вакуум-насосов шт; Qнmax - максимальная производительность вакуум-насоса м3/мин ; Внi - расчетное или фактическое разрешение на всасе вакуум-насоса кгс/см2 ; Ви - максимальное предельное разрешение развиваемое вакуум-насосом кгс/см ; Ри - избыточное давление нагнетания развиваемое вакуум-насосом кгс/см2 ; Рmax - максимальное избыточное давление нагнетания развиваемое вакуум-насосом кгс/см2; Рб- барометрические давление кгс/см2; Рв.п - парциальное давление водяных паров в вакуум-насосе соответствующее температуре t = ti+ 3 ? 5 кгс/см2; Ti ti -температура нагнетаемого газа на расходомере соответственно в градусах по Кельвину и Цельсию; m - константа см2/кгс; m ? 1 7; ? - коэффициент зависящий от конструкции вакуум-насоса для насосов типа РМК ?=1 а типа -ВВН ??0 5 . Значение Рвп принимается по справочным данным например Рипс С.М. "Основы термодинамики и теплотехники" с. 313-314 . 1968 . 2. На стадии проектирования параметры Qнmax Внmax и Рmax принимаются по данным завода -изготовителя вакуум-насосов причём Рmax - для случая работы вакуум-насоса в режиме компрессора газодувки . 3. На действующей дегазационной установке целесообразно определять фактическое значение Qнmax При полностью открытых задвижках на всасе и нагнетании вакуум-насоса 6т0» при полностью закрытой задвижке на всасе насоса и открытой задвижке на его выхлопе Рmax - при открытой задвижке на всасе и полностью закрытой задвижке на выхлопе. 4. Для дегазационных установок в закрытой системой водоснабжения передвижные типа ЦДУ секционные типа СДУ избыточное давление нагнетания Рн целесообразно принимать равным не более 0 5 ? 0 7 кгс/см2. 5. Для принятой в типовом проекте системы водоснабжения стационарных вакуум-насосных установок давление Рн должно быть не более 0 2 кгс/см2 . При подаче газа на большое расстояние значение Рн допускается до 0 5 ? 0 7 кгс/см в этом случае подача воцы в вакуум-насосы должна производиться под избыточным давлением Pв = Ри + 0 1 ? 0 15 кгс/см2. При давлении нагнетания газа Ри равном 0 3; 0 5 и 0 7 кгс/см2 мощность электродвигателя вакуум-насоса должна быть увеличена соответственно на 10 20 и 30%. 6. При подаче газа потребителю диаметр нагнетательного газопровода наземной стационарной вакуум-насосной станции с типовой системой водоснабжения принимается равным не менее 25 см при дебите смеси Qс< 30 м3/мин не менее 30 см при Qс ? 30 м3/мин. Для принятого диаметра нагнетательного газопровода определяется давление в нагнетательном патрубке вакуум-насоса по формуле Рн.п = ?Рм+?Рg +?Рт+Pг+?Pп мм рт.ст. 23 где ?Рм - потери давления при прохождении газа через защитную и регулирующую аппаратуру мм рт.ст. ?Рм = ? + Q2c ?н 24 ? - коэффициент учитывающий сопротивление аппаратуры. Принимается равным 0 011 или 0 007 при диаметре трубопровода соответственно 25 или 30 см; Qc- расход метановоздушной смеси подаваемой потребителю м3/мин; ?н - плотность метановоздушной смеси кг/м3; ?Рg - потери давления при прохождении газа через диафрагму равные 5 мм рт.ст.; ?Рт - потери давления на трение газа в нагнетательном газопроводе мм рт.ст. ?Рт = ?Р2г 4 8*10-5Q2c.?нl / d5 33т -Рг 25 l - длина нагнетательного газопровода м; Рг - давление газа в горелках равное 770 мм рт.ст.; тd - внутренний диаметр газопровода см; ?Рп - потери давления газа в пламегасителе равные 5 ? 8 мм рт.ст. 7. При принятой в типовом проекте системе водоснабжения вакуум-насосов разность между давлением нагнетания Рм и барометрическим давлением на поверхности Рб не должна превышать 185 мм рт.ст. Поэтому при Рн - Рб > 185 мм рт.ст. необходимо принять больший диаметр нагнетательного газопровода. Если необходимо транспортировать газ на большое расстояние то давление нагнетания газа может быть увеличено но в это в случае водоснабжение вакуум-насосов необходимо изменить так чтобы подача воды в них производилась под давлением превышающим давление нагнетания газа на 100-200 мм рт.ст. Приложение 20 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ КАПТИРУЕМОГО В ШАХАХ МЕТАНА К пункту 7.38 Руководства по дегазации угольных шахт I. Расход метана на выходе из вакуум-насосов определяется с учетом показаний расходомеров и концентрации метана в отсасываемом газе по формулам: при градуировке шкалы для газа в рабочем состоянии Iд.у = Qг СмРТо / 100·60РоТ ; 1 при градуировке шкалы для газа приведенного к нормальным условиям Iд.у = Qг.м См 100·60 2 где Iд.у - количество метана отсасываемого дегазационной установкой м3/мин; Qг и Qг.н - расход газа соответственно в рабочем состояния и приведенного к нормальным условиям м3/ч; См- концентрация метана %; Р ц Ро- измеренное и нормальное 760 мм рт.ст. давление соответственно мм рт.ст.; Т и То- абсолютная температура газа соответственно измеренная T=273+tг и нормальная То = 293 К К; tг - температура газа °С. Если фактическая концентрация метана отличается от принятой при расчете сужающего устройства к расходомеру то для определения фактического расхода газа производится пересчет измеренных объемов газа по формулам: при шкале расходомера градуированной для газа в рабочем состоянии Qг = Q'??'/? 3 при шкале расходомера градуированной для приведенного к нормальным условиям газа Qг.н = Q'??'/? 4 где Q' и Q'н - расход газа по расходомеру градуированному соответственно на рабочее и приведенное к нормальным условиям состояние газа м3/ч; ? и ?'- плотность газа в рабочем состоянии при фактической и расчетной концентрации метана соответственно кг/м3; ?н и ?'н- плотность газа приведенного к нормальным условиям соответственно при фактической и расчетной концентрации метана кг/м3. Плотность газа в рабочем и приведенном к нормальным условиям состоянии в зависимости от концентрации метана может быть определена по номограмме рис. I . 2. Расход метановоздушной смеси Ог в участковом газопроводе иди на скважинах определяемый путем измерения перепада давлений на стандартной диафрагме рис. 2 рассчитывается по формуле Qг= 0 209 · 10-3 ?а?d2o?hc/? 5 где ? - поправочный коэффициент на расширение газа рис. 3 ; а - поправочный коэффициент на давление и температуру газа рис. 4 ; ?- коэффициент расхода рис. 5 ; do- диаметр отверстия сужающего устройства мм; hc - перепад давлений на сужающем устройстве мм вод.ст. Номограмма дам определения плотности метановоздушной смеси Рис. 1 Диафрагмы дам замера расхода газа а - нормальная; б - с замерами давлений на расстояниях dт и 0 5 dт от сужающего отверстия Рис. 2 Номограмма для определения поправочного коэффициента ? на расширение газа при малых а и больших б значениях величины h. /13 6 p1 Рис. 3 Номограмма для определения поправочного коэффициента а Рис. 4 График зависимости коэффициента расхода ? от m = d2o / d2т Рис. 5 3.Расход метановоздушной смеси Qг.н в скважинах или газопроводах определяемый с помощью дисковых диафрагм рис. 6 или дроссельных шайб рис. 7 расчитывается по формуле Qг.н = 1 04·10-3d2o ?hc/ 224-Cм ?Р/ 273+tг /?1-d4o/d4т м3/мин 6 где dо- диаметр отверстия диафрагмы мм; dt - внутренний диаметр трубопровода мм; P - газовое давление в трубопроводе перед диафрагмой мм рт.ст.; См- содержание метана в газе % tг - температура газа С. Допускается определять расход Qг.н метановоздушной смеси по упрощенной формуле Qг.н = Q1K1K2K3 м3/мин 7 где Q1 - расход метановоздушной смеси при внутреннем диаметре газопровода 100 мм м3/мин. Определяется по табл. I; K1K2K3 - коэффициенты значения которых принимаются по табл. 2 3 и 4 соответственно. Таблица 2 Значение коэффициента К1= dт/100 Д мм 50 100 150 200 250 300 350 400 К1 0 25 1 2 25 4 6 25 9 12 25 16 Таблица 3 Значение коэффициента K2 =? P/750 P1 мм рт.ст. 750 700 650 600 550 500 450 400 K2 1 0 97 0 93 0 89 0 86 0 82 0 78 0 73 Дисковая диафрагма Рис. 6 Устройство для установки дроссельных шайб в дегазационные трубопроводы Рис. 7 Значение величины Q1=1 74·10-3d2o ?hc/ 224-Cм /? 1-d4о/d4т м3/мин Мм вод.ст. Р do=0 3dт мм 0 5dт 0 1dт 0-30% 30-60 60-90 0-30 30-60 60-90 0-30 30-60 60-90 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 0 23 0 33 0 40 0 46 0 52 0 57 0 61 0 65 0 69 0 73 0 77 0 80 0 83 0 86 0 89 0 92 0 95 0 98 1 01 1 03 0 25 0 35 0 43 0 50 0 56 0 61 0 66 0 71 0 75 0 79 0 83 0 86 0 90 0 93 0 97 l 00 1 03 1 06 1 09 l 12 0 27 0 39 0 47 0 55 0 61 0 67 0 72 0 77 0 82 0 87 0 91 0 95 0 99 1 02 1 06 1 10 1 13 1 16 1 19 1 22 0 66 0 93 1 14 1 32 1 48 1 62 1 75 1 57 1 98 2 09 2 19 2 29 2 38 2 47 2 56 2 64 2 72 2 80 2 88 2 95 0 75 1 01 1 23 1 43 1 60 1 75 1 37 2 02 2 14 2 26 2 37 2 47 2 57 2 67 2 76 2 85 2 94 3 03 3 10 3 19 0 87 1 11 1 35 1 61 1 75 1 92 2 07 2 21 2 35 2 47 2 59 2 71 2 82 2 93 3 03 3 13 3 22 3 32 3 41 3 50 2 13 3 01 3 69 4 26 4 76 5 22 5 63 6 02 6 39 6 73 7 06 7 38 7 60 7 97 8 25 8 52 8 78 9 03 9 28 9 5 0 2 30 3 25 3 99 4 60 5 15 5 64 6 09 6 51 6 90 7 37 7 63 7 97 8 30 8 61 8 91 9 20 9 49 9 77 10 0 10 3 2 52 3 57 4 37 5 05 5 64 6 18 6 67 7 13 7 57 7 98 8 36 0 74 9 09 9 44 9 77 10 1 10 4 10 7 11 0 11 3 Таблица 4 Значение коэффициента к3 =?298/ 273+tг to с 0 5 10 15 20 25 30 40 К3 l 05 1 04 1 03 1 02 1 01 1 0 9 0 98 При температуре газа 0-40оС и его давлении 700-800 мм рт.ст. значения коэффициентов К2 и К3 близки к единице. Погрешность расчетов без учета упомянутых коэффициентов не превышает 5%. 4. Расход метана на участковом газопроводе или скважинах измеренный при помощи диафрагмы определяется по формуле Iм.н = 0 01Qг.н См м5/мин 3 где Iм.н - расход метана приведенные к нормальным условиям м3/м /мин; Qг.н - расход газовоздушной смеси приведенный к нормальным условиям м3/мин; См - концентрация метана в каптируемой смеси %. Приложение 21 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ВАКУУМНО-ГАЗОВОЙ СЪЕМКИ В ДЕГАЗАЦИОННОМ ТРУБОПРОВОДЕ К пункту 7.39 Руководства по дегазации угольных шахт 1. Вакуумно-газовая съемка в дегазационном трубопроводе проводится для оценки состояния газопровода на шахте сравнения фактических потерь давления газа и подсосов воздуха на отдельных участках газопровода с расчетными или нормативными их значениями. Допустимые потери давления газа в трубопроводе определяются по методике изложенной в приложении 19. Нормативные подсосы воздуха составляют в среднем 1 м3/мин на 1000 м газопровода а для скважин принимаются по табл. I. 2. Перед производством вакуумно-газовой съемки газопровод делится на участки. Критериями выбора протяженности участков газопровода являются постоянные дебит метана и диаметр газопровода. В начале маршрута т.е. у дегазационных скважин устанавливается замерное устройство диафрагма для определения параметров метано-воздушного потока. Камерные устройства устанавливаются во всех местах разветвления газопровода где изменяются метановые потоки. На остальных участках трубопровода где метановые потоки постоянны оборудуются штуцеры через которые замеряются давление разрежение концентрация метана в смеси и температура газа. 3. Перед проведением вакуумно-газовой съемки составляется схема дегазационной сети с нанесением на ней пунктов замера дебита вакуума и концентрации метана. Измерения показателей потока производятся на поверхности перед ВНС и на выходе газопровода из шахты или у магистральной скважины в шахте перед стволом или у магистральной скважины в местах разветвления газопроводов на прямолинейных участках через каждые 500 м на группе пластовых скважин кустах скважин пробуренных на сближенные пласты или над куполами обрушения. Таблица I Нормативные подсосы воздуха Дегазируемый скважинами источник метановыделения Способ охраны скважины Нормативные удельные подсосы воздуха в скваки ну о 10-3 м3 /мин. мм вод. ст. Разрабатываемый пласт: предварительная дегазация дегазация барьерными скважинами - 0 05 1 Подрабатываемые пласты: залегающие на расстоянии более 30 mb то же -"- Бутовые полосы Целики угля Без охраны 2 0 5 10 залегающие на расстоянии менее 30 mb Бутовые полосы 4 то же Целики угля 1 -"- Без охраны 10 Выработанное пространство : скважинами над куполами обрушения Бутовые полосы 10 то же Целики угля 3 -"- Без охраны 10 скважинами над монтажной камерой Целики угля 5 вертикальными скважинами - 5 Надрабатываемые пласты - 0 3 Замеры вакуума и концентрации метана на штуцерах дебитов метана на измерительных диафрагмах должны производиться в течение одной смены для каждого разветвления газопровода начиная от дегазационных скважин и до вакуум-насосов. 4. Подсосы воздуха в газопровод на отдельных его участках определяются как разность дебитов метановоздушной смеси измеренных на концах исследуемого участка. Дебит метана измеренный у дегазационных скважин принимается постоянным на всем протяжении участка газопровода до следующего пункта установки диафрагмы дебит же метановоздушной смеси в т промежуточных точках участкового газопровода где замерялись разрежение и концентрация метана определяется по формуле Qтр.i = Ic.o.i /0 01Cм.i 1 где Qтр.i - расход метановоздушной смеси в i -ой точке участкового газопровода м3/мин; Ic.o.i - дебит метана из скважин функционирующих на i -ом выемочном участке м3/мин; Cм.i - концентрация метана в i -ой точке газопровода % Расход метановоздушной снеси в магистральных и групповых газопроводах рассчитывается по зависимости аналогичной формул 1 . 5. Давление в газопроводе в пунктах замера параметров потока метановоздушной смеси определяется по формуле Рт = Рш-Ву 2 где Рт - давление газа в трубопроводе мм рт.ст.; Рш - давление воздуха в выработке в месте производства замеров мм рт. ст.; Ву- разрежение газа в трубопроводе мм рт.ст. 6. вакхические потери давления газовоздушной смеси на отдельных участках газопровода определяются как разница измеренных величин давления газа на концах исследуемого участка газопровода. 7. Значения фактических и расчетных или нормативных потерь давления газа и подсосов воздуха по участкам ветвям газопровода заносятся в таблицы. При этом все величины метановоздушных потоков должны быть приведены к нормальным условиям см.приложение 21 настоящего руководства . Сравнением фактических подсосов воздуха с нормативными выявляются нарушенные участки газопровода требующие повышения качества их сборки. Состояние газопровода по пропускной способности выявляется путем сопоставления фактических потерь давления газовоздушной смеси с расчетным их значением на отдельных участках газопровода или маршрутах от скважин до ВНC 8. Для оценки продуктивности дегазационной системы или отдельных ее ветвей используются объемы газовоздушной смеси и метана приведенные к нормальным условиям методические указания по определению дебитов смеси и метана изложены- в приложении 20. 9. Выводы об эффективности применяемых на шахте способов или схем дегазации основываются на сопоставлении фактических и проектных значений коэффициентов дегазации. фактическая эффективность дегазации выемочных и подготовительных участков способов и схем дегазации источников метана определяется в соответствии с рекомендациями изложенными в приложении 22. Приложение 22 КОНТРОЛЬ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕГАЗАЦИИ К пунктам 1.10 7.35 и 7.40 Руководства по дегазации угольных шахт 1. Периодичность контроля эффективности способов схем дегазации устанавливается согласно пунктам 1.10 7.35 и 7.40 настоящего Руководства. 2. Контроль эффективности дегазации способа схемы осуществляется путем замера дебитов метана на скважинах расчета фактического коэффициента дегазации источника и сравнения его с проектным значением. Замер дебитов метана производится в соответствии с п. 7.35. 3. Фактический коэффициент дегазации kger.пл разрабатываемого угольного пласта определяется по формуле kger.пл = Wc / hRimл?уqпл 1 где Wс - количество метана извлеченного скважинами из пласта за время дегазации м3; h - высота этака подэтажа дегазируемая скважинами м; Ri - расстояние между скважинами м; mл - мощность угольных пачек пласта слоя отдающих газ в призабойное пространство лавы м; ?у - объемная масса угля т/м3; qпл - метановыделение из пласта относительная газообильность м3/т. Степень дегазации разрабатываемого пласта для оценки уровня снижения его метаноносности находится по формуле I в которой вместе относительной метанообильности подставляется метаноносность пласта. Степень дегазации разрабатываемого пласта для оценки уровня снижения его метаноносности находится по формуле I в которое вместо относительной метанообильности подставляется метаноносность пласта. Величина Wc устанавливается путем замеров метановыделения из скважин группы скважин и рассчитывается по формуле n Wc = ?Gc.i?ti м3 2 1 где. Gc.i - метановыделение из скважин группы скважин в момент i-го замера м3/сут; ?ti- интервал времени между замерами дебита метана из скважин сут; n - количество замеров дебитов метана за время дегазации пласта скважинами группой скважин . 4. Фактический коэффициент дегазации разрабатываемого пласта при слоевой выемке определяется для первого слоя по формуле kger.пл = Wc / Rih?уm1q'пл - Xд m-m1 /q'плm1 3 где X - дополнительное снижение остаточной газоносности оставляемых слоев пласта за счет дегазации пласта скважинами м3/т; m - мощность угольных пачек пласта м; m1 - мощность угольных пачек в первом вынимаемом слое м; q'пл- относительная метанообильность первого вынимаемого слоя м3/т. 5. Фактический коэффициент дегазации разгружаемого очистными работами источника метана сближенный пласт подрабатываемая или надрабатываемая толща или вторичного источника выработанное пространство определяется из отношения kger.i = Ig.i/Ii 4 где kger.i - коэффициент дегазации i-ro источника метана контролируемым способом; Ig.i - дебит метана отсасываемого контролируемым способом дегазации м3/мин; Ii - фактическое до дегазации или прогнозное метановыделение из i -го источника м3/мин 6. При дегазации вертикальными скважинами подрабатываемых пластов по схеме предусматривающей недобуривание скважин до разрабатываемого пласта когда извлекается дополнительный объем метана который не выделился бы в выработки добычного участка фактическая эффективность дегазации источника оценивается коэффициентом kger.с.п.в = 1-0 385? Iс.п/Iд.в при Iс.п/Iд.в ? 1/3 5 или kger.с.п.в = Iс.п/Iд.в при Iс.п/Iд.в < 1/3 6 В формулах 5 и 6 приняты следующие обозначения: Icп -метановыделение -из сближенных пластов и вмещающих пород м3/мин; Iд.в - дебит метана из функционирующих на выемочном участке вертикальных скважин м3/мин. 7. При комплексной дегазации выемочного участка определяются фактические коэффициенты дегазации каждого способа и комплексной схемы в целом. Если первичные источники метана разрабатываемый пласт сближенные пласты с вмещающими породами дегазируются одним способом схемой то коэффициент дегазации разрабатываемого пласта определяется по формуле I или 3 а сближенных пластов - по формуле 4 или 5 6 . В том случае когда источник метана дегазируется несколькими способами суммарный коэффициент дегазации источника может быть рассчитан по формуле k kger.i = ?Ig.i.j / Ii 7 1 где Ig.i.j- дебит метана при дегазации i-гоисточника i -ым способом дегазации м3/мин; k - количество способов дегазации одновременно отсасывающих метан из i-ro источника. Эффективность схемы комплексной дегазации в целом оценивается уровнем снижения газообильности на участке и рассчитывается по формуле j Kger = ?kger.ini 8 1 где Кger - коэффициент дегазации применяемой на выемочном участке комплексной схемы оценивающий уровень снижения газообильности доли ед.; kger.i - коэффициент дегазации i-гo источника доли ед. Определяется по рекомендациям изложенным в приложении 18; ni - долевое участие i-го источника в газообильности выемочного участка доли ед.; j - количество дегазируемых на участке основных источников метана. Принимается по п. 4 приложения 1 8. Эффективность дегазации одного или нескольких применяемых на выемочном участке способов схем дегазации может быть определена по выделению метана в дегазационную- систему и выработки участка. Коэффициент дегазации в этом случае рассчитывается по формуле Kger = Ic/ Ic+I' 11 где Ic - суммарный расход метана извлекаемого на выемочном участке с помощью дегазации м3/мин; I' - метановыделение в выработки выемочного участка после дегазации м3/мин. Приложение 23 ПЛАНОДОБЫВАЕМОСТЪ ПРИ ДЕГАЗАЦИИ ШЛАХТ К пункту 7.41 Руководства по дегазации угольных шахт I. Метанодобываемость при дегазации угольных шахт определяется на каждом выемочном участке с учетом применяемых способов снижения газообильности. Определенное на стадии проектирования дегазации прогнозное значение метанодобываемости корректируется в процессе ведения дегазационных работ. При проектировании дегазации разрабатываемого пласта скважинами пробуренными из горной выработки прогнозное значение метанодобываемости определяется по формулам: в процессе обуривания участка разрабатываемого пласта каждая скважина подключается к газопроводу по завершении ее бурения G'б = lcmn'/1440t'б go/aс lg act'б+1 м3/мин 1 после завершения буровых работ в процессе дегазации обуренного скважинами участка пласта G'? = lcmn'/1440t-? go/aс lg[ act+1 / act+1 ] м3/мин 2 где G'б- дебит метана из N'скважин пробуренных за время t'б м3/мин; lc- средняя полезная длина скважины на участке м; m- мощность дегазируемого пласта м; N - количество скважин на участке; go - начальное удельное метановыделения в скважины м3/ м2.сут ; ас- коэффициент характерлзущий снижение метановыделения во времени сут-1; t- время отсчитываемое с начала бурения скважин на дегазируемом участке сут; ? - время отсчитываемое с момента окончания буровых работ на дегазируемом участке сут. Максимальная метанодобываемость на дегазируемой скважинами участке разрабатываемого пласта рис. I рассчитывается по формуле 1 в момент завершения буровых работ когда пробурены все скважины N1 = N t'б = tб На стадии проектирования показатели газоотдачи пласта go и ac определяются по рекомендациям изложенным в приложении 5. В процессе ведения дегазационных работ метанодобываемость и показатели газоотдачи пласта уточняются на основе данных измерения суммарного дебита метана из скважин после завершения буровых работ на участке и спустя 3-4 месяца с начала их совместного функционирования. Уточненные показатели газоотдачи пласта рассчитываются по формулам: gфo = gб[ tб/2 аб + 1] м3/ м2.сут 3 aф = кгgфо сут-1 4 где gфо - фактическое уточненное значение начального удельного метановыделения из пласта в скважины м3/ м2.сут ; gб - удельный дебит метана из пробуренных на участке скважин после завершения буровых работ м3/ м2.сут ; tб - время обуривания дегазируемого участка сут; аб - коэффициент снижения метановыделения во времени из пробуренных на участке скважин сут ; aф - фактический коэффициент снижения метановыделения из пласта при его дегазации скважинами сут-1 ; Кг - коэффициент характеризующий газопроницаемость пласта и процесс истечения метана в скважину м2 /м3. Метанодобываемость при дагазации разрабатываемого пласта скважинами Рис.1. Величина gб определяется делением измеренной величины суточного дебита метана из скважин после завершения их бурения на полезную длину скважин и мощность пласта Коэффициент кг рассчитывается по формуле кг = 1/?ggб gб/g?-1 5 где ?g - время дегазации отсчитываемое с момента завершения буровых работ на участке сут. Принимается не менее 90-120 сут. g? - удельный дебит метана из скважин в момент времени ?g м3/ м2сут . Скорректированная по формуле 2 с учетом фактических показателей газоотдачи метанодобываемость используется для определения объемов каптируемого на участке метана. 3. В условиях Карагандинского бассейна среднемесячное значение метандобываемости G' скважин пробуренных по разрабатываемому пласту в пределах выемочного участка может быть рассчитано по формуле G' = Zkblcg'ob'N /1440 м3/мин 6 где Z - коэффициент учитывающий неравномерность газовыделения из пласта в скважины Z ? 0 75 ; Кb - коэффициент влияния разрежения яринимается по рекомендациям приложения 5 ; lс - полезная длина скважины м; g'o - среднее удельное метановыделение в течение первого месяца функционирования скважин м3/ м.сут ; b' - коэффициент учитывающий изменение метановыделения из скважин во времени принимается по рекомендациям приложения 5 ; N- количество функционирующих скважин шт. 4. Метанодобываеморть Iс.п прж способе схеме дегазации скважинами пробуренными на разгружаемые от горного давления сближенные пласты а пределах выемочного участка определяется по формуле Gс.п = Iс.п kger.с.п м3/мин 7 где Iс п- метановыделение из дегазируемых сближенных пластов и вмещающих пород по прогнозу или фактическое до дегазации м3/мин; kger.с.п - коэффициент дегазации сближенных пластов и вмещающих пород скважинами доли ед. Определяется по рекомендациям изложенным в приложении 22. 5. Метанодобываемость скважинами предназначенными для дегазации выработанного пространства определяется по формуле аналогичной 7 . 6. Если источник метановыделения забегающий в пределах выемочного участка в подрабатываемой или надрабатываемой толще дегазируется двумя последовательно применяемыми способами схемами то метанодобываемость Gi определяется по формуле Gi= Gi.1 +Gi.2 м3/мин 8 где Gi.1 - метановыделение в скважины первого способа дегазации например скважины на сближенные пласты м3 /мин Gi.1=Iikger.i.1 ; 9 Ii - метановыделение из i-го источника в выработки выемочного участка по прогнозу или фактическое м3/мин; kger.i.1 - коэффициент дегазации i -го источника при применении первого способа дегазации доли ед.; Gi.2 - метановыделение в скважины второго способа дегазации например скважины над куполами обрушения м3/мин Gi.2 = 1- kger.i.1 Iikger.i.2 ; 10 Kger.i.2 - коэффициент дегазации i -го источника при применении второго способа дегазации доли ед. 7. Метанодобываемость на дегазируемом выемочном участке слагается из метана извлекаемого с помощью применяемых способов схем дегазации и направляемого по газопроводу на поверхность. 8. ыетанодобываемость по шахте слагается из дебитов метана отсасываемого из дегазируемых источников на участках подготовительных и очистных работ ранее отработанных полях. Определение объемов каптируемого в шахте метана изложено в приложении 20. 9. Для обеспечения потребителя необходимый количеством каптируемого метана служба дегазации шахты на основании опыта дегазационных работ и прогноза должна составлять график продуктивности скважин на функционирующих и вновь вводимых участках следить за своевременным бурением и включением в работу новых скважин отключением непроизводительных скважин с низкой концентрацией метана. ПРИМЕР РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ КОМПЛЕКСНОЙ ДЕГАЗАЦИИ Характеристика выемочного участка В свите сближенных пластов и пропластков угля включающей газосодержащие породы на глубине 600 м разрабатывается пласт угля общей мощностью mп= 2 2 м и вынимаемой mb= 2 2 м. Метаноносность пласта х = 15 м3/т угол падения ? = 8°. Выше разрабатываемого пласта на расстояниях 15 и 35 м залегают некондиционные пласты прогнозное газовыделение из которых в лаву равно 10 м3/т. Ниже разрабатываемого пласта на удалении 10 м залегает пласт угля прогнозное газовыделение в лаву из которого равно 3 м3/т. На участке пласта отрабатываемом по бесцеликовой технологи длинными столбами по простираниюс с погашением выработок за лавой планируется нагрузка Aр на очистной забой 1200 т/сут. Длина лавы 150 м. Схема проветривания участка возвратноточная на массив угля. Лава оборудована мехкрепью имеющей площадь поперечного сечения в свету 4 4 м . Метанообильность участка q по прогнозу без дегазации источников газовыделения составляет 30 м3/т в том числе: метановыделение из разрабатываемого пласта - 11 сближенных угол» них пластов - 13 вмещающих пород - 2 и старого выработанного пространства - 4 м3/ч. Долевое участие разрабатываемого пласта и выработанного пространства в общем газовыделении на участке составляет соответственно 0 37 и 0 63. Параметры дегазации Метановыделение I на участке по прогнозу без дегазации источников метановыделения составит формула 3 приложение I I = qAp/1440 = 30·1200/1440 =25 м3/мин Допустимое по фактору вентиляции метановыделение Ib при расходе воздуха Qb на участке 880 м3/мин и концентрации метана C в исходящей струе воздуха C = 1% равно формула 2 приложение I Ib = 0 01 Qb С - С0 = 0 01 880 1 - 0 = 8 8 м3/мин Коэффициент дегазации К'ger при котором обеспечиваются нормальные по фактору метановыделения условия должен быть не менее формула I приложение I К'ger =1-Ib/I =1-8 8/25 = 0 65 Выбор способов дегазации производится исходя из величины метанообильности участка газового баланса и возможной эффективности способов дегазации см.табл. 2.3 3.1 и 4.1 . Ввиду высокого необходимого коэффициента дегазации принимаем комплексную дегазацию предусматривающую дегазацию разрабатываемого пласта параллельно-одиночными скважинами с предварительным гидроразрывом массива и дегазацию выработанного пространства вертикальными скважинами с поверхности а также скважинами пробуренными над куполами обрушения. Поскольку в газовом балансе выемочного участка преобладает газовыделение из выработанного пространства то в качестве первоочередных способов принимаем дегазацию сближенных пластов и выработанного пространства скважинами пробуренными с дневной поверхности с коэффициентом дегазации kger.в.п.в = 0 6 и дегазацию выработанного пространства скважинами над куполами обрушения kger.в.п.к = 0 4 Тогда коэффициент дегазации сближенных пластов и выработанного пространства будет равен формула 14 приложение 18 kger.в.о = kger.в.п.в+ 1- kger.в.п.в kger.в.п.к =0 6 + 1-0 6 0 4 =0 76 Необходимый коэффициент дегазации kger.пл разрабатываемого пласта составит формула I приложение 5 kger.пл = К'ger - nв.п kger.в.о /nпл = 0 65-0 63·0 76 /0 37 = 0 46 где nв.п - доля выработанного пространства сближенных пластов угля и пород в газовыделении на участке до дегазации; nпл- доля разрабатываемого пласта в газовыделении на участке до дегазации. Для расчета параметров дегазации вертикальными скважинами с поверхности определяем количество смеси Qсм отсасываемой через вертикальные скважины формула 2 приложение 16 Qсм = 19 kger.в.п.в/ 1- kgerв.п.в = 19 · 0 6/ 1-0 6 =28 5 м3/мин Принимаем количество вертикальных скважин в работе n = 3. Тогда дебит смеси в одну вертикальную скважину формула 3 приложение 16 Q'см = Qсм/n = 9 5 м3/мин Определяем концентрацию метана с в каптируемой вертикальными скважинами смеси формула 4 приложение 16 С =Iв.п kger.в.п.в/0 01Qсм =qв.пА kger.в.п.в/14 4Qсм = 19 · 1200 · 0 76/14 4 · 28 5 =42% Находим число Рейнольдса Rе формула 5 приложение 16 Re = 1 563 · 103Qсм 224-С /dв.т 248-С =1 563 ·103·9 5 224-42 /0 125 248-42 = =104950 где внутренний диаметр обсадной трубы принят dв.т = 0 125 м. Вычисляем коэффициент сопротивления трения ? по скважине формула 6 приложение 16 ?=1/ 1 8lgRe-1 64 2 =1/ 1 8lg104950-1 64 2 =0 01827 Определяем величину вакуума Bу на устье вертикальной скважины для обеспечения требуемого дебита смеси Q'см формула 7 приложение 16 Ву?760-? [760-5 838·10-2Q'см 248-С lg 1 275lоч/d /mв]2-1 343·10-5? Q'2см/d5 224-C lc Принимаем при глубине горных работ 600 м величину lс =600 м. Тогда Ву?760-? [760-5 838·10-2·9 5 248-42 lg 1 2751 50/0 125 /2 2]2-1 343·10-50 01827 9 52/0 1255 224-C 600 =236 мм рт.ст. Принимаем Ву = 250 мм рт.ст. Принимаем потери вакуума по газопроводу от вакуум-насоса до наиболее удаленной вертикальной скважины ?Р= 100 мм рт.ст. Определяем величину давления на всасе вакуумнасоса формула 8 приложение 16 Рн.в = 760-Ву -?Р =760-250-100 = 410 мм рт.ст. По характеристике вакуум-насосов находим что насос производительностью 50 м3/мин обеспечит необходимую величину вакуума при расходе смеси 28 5 м3/мин. Поскольку в работе должно находиться не менее 3 вертикальных скважин то в начале работы лавы у монтажной камеры намечается дополнительно подключать в вакуум-насосу 2 вертикальные скважины в соседнем старом выработанном пространстве а при их отсутствии - бурить скважины над монтажной камерой лавы. Влияние вертикальных скважин из старого выработанного пространства на газообильность действующего участка составляет 450 м а скважин над монтажной камерой - 300 м. Отсюда расстояние между вертикальными скважинами пробуренными в поле действующей лавы принимается равным 120 м. Устанавливаем интервал расположения проекции забоев вертикальных скважин на пласт до вентиляционной выработки формула I приложение 16 L' = b1 + kLоч = 0 2 ? 0 5 150 =.30 ? 75 м где b1=0 т.к применяется бесцеликовая технология выемки угля. Принимаем L = 50 м. Первая скважина бурится на расстоянии 30 м от монтажной камеры а остальные с интервалом 120 м. Причтем скважина должна быть пробурена обсажена и подключена к газопроводу за 30 м до подхода забоя лавы к проекции забоя скважины на разрабатываемый пласт. Скважина перебуривается на 5-8 м в почву вынимаемого пласта а нижняя часть обсадной трубы располагается на 3-5 м выше разрабатываемого пласта. Обсадная колонна перфорируется от нижней части на высоту 45 м от кровли вынимаемого пласта!. Для определения параметров способа дегазации выработанного пространства скважинами пробуренными над куполами обрушения находим угол разворота ? скважин от линии восстания пласта и угол ? наклона скважины к горизонту. Расстояние от места установки бурового станка до очистного забоя при угле разгрузки горных пород ? = 70° средней в течение месяца скорости подвигания лавы Vоч = 2 7 м/сут мощности непосредственной кровли h1 = 11 м и времени необходимом для монтажа станка бурения герметизации и подключения скважины к газопроводу tб.г = 5 сут составит формула 6 приложение Lб ? h1+8 ctg?+1 3tб.гVоч = 11+8 ctg70o+1 3·5·2 7=24 5 м Проекция a1 формула 7 приложение 15 скважины на горизонтальную проекцию оси выработки из которой бурятся скважины см.рис. 4.1 будет равна а1 =Lб+1 3tб.гVоч- h1-8 /tg? =24 5+1 3·5·2 7- 11+8 /tg70o =35 1 м Угол ? разворота скважины формула 3 приложение 15 при tg?= a1/cos?+cos?/sin ?+? = 35 1/cos8o +cos70o/sin 70o+8o =26 2 составит 87°. Угол ?' т.е. угол между горизонтальной плоскостью и проекцией скважины на пласт формула 4 приложение 15 tg?'=tg? cos? = tg8ocos87o= 0 0073 будет равен 0 2 Тогда угол ? наклона скважины к горизонту при отсутствии целика угля b1 = 0 и зоне запаса с1 = 10 м с учетом формулы 2 в приложении 15 tg ?+?' = h1+8 / ? [b1+C1 h1+8 ctg ?+? ]2 + a21 = = 11+8 /?[10+ 11+8 ctg 70o+8 ]2+35 1 = 0 355 составит 19 1°. Дойна скважины пробуренной над куполами обрушения будет равна формула 5 приложение 15 lc = h1+8 /sin ?+? = 11+8 /sin 19 1o +8o = 41 6 м Согласно п. 4.2 принимаем расстояние между камерами нишами из которых бурятся скважины равным 40 м. Чтобы скважина пробуренные из последующей камеры перекрывали скважины из предыдущей камеры принимаем длину скважин равной 50 м причем из каждой камеры ниши бурятся по 2 скважины. Диаметр скважин 120 мм угол наклона скважины к горизонту 19° угол ее разворота от линии восстания падения пласта 85-87° т.е. 3-5° от оси выработки. Длина герметизации скважины 10 м. Разрабатываемый пласт мощностью 2 2 м включает 2 м угольных пачек mg = 2 м отдающих газ в призабойное пространство лавы. Дегазации скважинами подвержена только часть пласта mg = 1 8 м которая отделена от угольной пачки мощностью 0 2 м глинистым практически непроницаемым слоем пород до 0 2 м мощности. Угольный пласт характеризуется начальным удельным газовыделением в скважины go= 0 5 м3/ м2.сут и коэффициентом снижения газовыделения во времени ас = 0 012 сут-1. Согласно п. 2.17 дегазацию пласта буден осуществлять параллельными восстающими скважинами. Диаметр скважин 80 мм глубина герметизации 6 м полезная длина скважины h= 134 м. При сроке дегазации пласта блока t = 180 сут и дегазируемой высоте этажа h = 144 м условный пояс дренирования пласта подготовительной выработкой 6 м расстояние Ri между параллельными восстающими скважинами составит формула 4 приложение 5 Ri = kbZlcmg go/ac ln act+1 /hmл?уk'gerплqпл = = 1·0 75·134·1 8 0 5/0 012 ln 0 012·180+1 /144·2·1 4·0 46·11 =4 3 Целесообразность применения гидроразрыва пласта через скважины пробуренные из выработки проверяется неравенством формула I приложение 6 где Ки- коэффициент интенсификации газовыделения в дегазационные скважины после гидроразрыва пласта см.табл. I приложение 6 . Принимаем схему гидроразрыва угольного массива через восстающие скважины пробуренные по пласту см.рис. 2.26 . Тогда количество рабочей жидкости Qж необходимой для разрыва пласта составит формула 3 приложение 6 Qж= ?R2г +2Rгl'c mпкз = 3 14·22 52+2·22 5·75 2 2·0 0013 =14 2 м3 где Rг - радиус действия скважины гидроразрыва м; lc' - полезная длина скважины гидроразрыва м; mп- полная мощность пласта м; Кз - коэффициент учитывающий заполнение угольного массива жидкостью принят по табл. 2 приложения 6 . Величина Rг определена как половина расстояния между скважинами гидроразрыва принятого равным 45 м см. п. 2.22 . При высоте этажа 150 м и длине герметизации скважины гидроразрыва 35 м полезная длина скважины гидроразрыва составит L'c = 75 м 150 - 40 - 35 = 75 . Поскольку время дегазации восстающими пластовыми скважинами буримыми в обработанной жидкостью зоне пласта после гидроразрыва составляет 180 суток то скорректированное расстояние между пластовыми скважинами будет равно формула 4 приложение 6 R'I = KнRi = 1 8· 4 3 = м Принимаем расстояние между пластовыми дегазационными скважинами равным 7 5 м. Тогда в промежутке между скважинами гидроразрыва будет пробурено 5 дегазационных скважин. Оборудование для разрыва пласта выбирается в соответствии с указаниями Руководства и Каталога-справочника дегазационного оборудования. Все скважины гидроразрыва и дегазационные подключаются к вакуумной сети шахты. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Ас- зольность угля % Аз - дегазируемые запасы угля т Ар - планируемая нагрузка на очистной забой т/сут а - константа изотермы сорбции метана углем с природной влажностью м3/т а1- проекция скважины на горизонтальную проекцию оси выработки м аб - коэффициент снижения метановыделения во времени из пробуренных на участке пластовых скважин сут-1 ав- коэффициент характеризующий снижение во времени газовыделения с обнаженных выработкой поверхностей пласта сут-1 ас- коэффициент характеризующий снижение во времени газовыделения из пласта в скважины на глубине Н сут-1 ас*- прогнозная величина коэффициента снижения во времени газовыделения из пласта в скважины на глубине Н* сут-1 аф- фактический коэффициент снижения метановыделения из пласта при его дегазации скважинами сут-1 В - разрежение в скважине мм рт.ст. Вз.i- разрежение у забоя i-ой скважины мм рт.ст Вi - разрежение в устье i -ой скважины в зоне интенсивного газовыделения мм рт.ст. Внi- расчетное или фактическое разреженле на всасе вакуум-насоса кгс/см2 Вкo- разрежение на нижнем конце обсадной трубы мм рт.ст. Вmax - разрежение в устье cкважинн функционирующей в зоне максимального газовыделения мм рт.ст. Внmax- максимальное предельное разрежение развиваемое вакуум-насосом кгс/см2 Ву - вакуум на устье скважины мм рт.ст. ?Ву - удельные потери давления вакуума в скважине мм рт.ст. b - константа изотермы сорбции метана углем с природной влажностью см2/кгс B1-протяженность зоны препятствующей разгрузке пород м b' - коэффициент учитывающий изменение метановыделения из скважин во времени Карагандинский и Кузнецкий бассейны доли ед. bj - размерный коэффициент характеризующий способ дегазации м3/мин bм- коэффициент учитывающий распределение содержания метана в выработанном пространстве bп- ширина выработки м С - допустимая ПБ концентрация метана в исходящей из выработки струе воздуха % С1 - резерв учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления м Св.i- концентрация метана в i -и ветви магистрального газопровода % Сг- содержание метана в газопроводе % Сi содержание метана в газе на i-ом участке газопровода % Сk - содержание в пласте растворимых в кислоте минералов % Ск.т- концентрация товарной соляной кислоты % См - содержание метана в газе извлекаемом скважинами % Со- концентрация метана в струе воздуха поступающего в выработку % Со.р- оптимальная концентрация поверхностно-активных веществ ПАВ в растворе % Ср - концентрация раствора кислоты подаваемого в пласт % Сс - содержание метана в скважине % Суч.i -.концентрация метана в ветви i-го выемочного участка % Сф -фактическая концентрация метана в исходящей из выработки струе воздуха % d - диаметр скважины м dв.т - внутренний диаметр обсадной трубы м dg.i диаметр дополнительного газопровода в i -ой ветви м dg.ст.i - .стандартный диаметр дополнительного газопровода в i -й ветви м dг- внутренний диаметр газопровода м dо- диаметр отверстия диафрагмы мм d.ст.i стандартные диаметр газопровода в i-й ветви м dт- внутренний диаметр газопровода мм dтр.і - требуемый диаметр газопровода в i-й ветви м dф.і - фактический диаметр газопровода в i-й ветви м G'- среднемесячное метановвделение из скважин пробуренных по разрабатываемому пласту в пределах выемочного участка м3/мин G'б- метановыделение из скважин в процессе обуривания участка разрабатываемого пласта м3/мин Gi- метанодобываемость при дегазации i-го источника м3/мин 1 Gо- интенсивность начального метановыделения с обнаженных выработкой поверхностей пласта м3/ м2.сут Gc.i- метановыделение из пластовых скважин группы скважин в момент i-ro замера м3/сут Gc.п - метанодобываемость скважинами пробуренными на сближенные пласты м3 /мин G? - метановыделение из скважин после завершения буровых работ на участке разрабатываемого пласта м3/мин gб- удельный дебит метана из пробуренных по разрабатываемому пласту скважин после завершения буровых работ на участке м3/ м2.сут gо - начальное удельное метановыделение из разрабатываемого пласта в скважину на глубине Н м3/ м2.сут gо * - прогнозная величина удельного метановыделения из разрабатываемого пласта в скважину на глубине Н* м3/ м2.сут g'o- среднее удельное метановыделение в течение первого месяца функционирования скважин Карагандинский и Кузнецкий бассейны м3/ м.сут gфo- фактическое значение начального удельного метановыделения из разрабатываемого пласта в скважины м3/ м2.сут g?- удельный дебит метана из скважин в момент времени ? м3/ м2.сут Н. - глубина горных работ залегания пласта от дневной поверхности м Н* - прогнозная глубина горных. работ задевания пласта м h - высота этажа подэтажа м h1 - мощность непосредственной кровли м Hг.у - депрессия которую развивает источник тяги газоотсасывающей установки кгс/м2 hi - расстояние по нормали от конца ненарушенной части скважины до кровли разрабатываемого пласта м hз.к - расстояние от забоя вертикальной скважины до кровли разрабатываемого пласта м hк - расстояние между кровлей выработки и почвой сближенного пласта м hн.в - потери давления при движении газа по. неподдерживаемой выработке кг/м2 hн.с - расстояние по нормали от разрабатываемого пласта до сближенного залегающего на расстоянии менее hcp м hп - расстояние по вертикали от уровня откаточного горизонта до места пересечения скважиной надрабатываемого пласта м hc - перепад давлений на сужащемся устройстве мм вод. ст. hcp- средневзвешенное расстояние по нормали от конца ненарушенной части скважин до кровли разрабатываемого пласта м I - метановыделение в выработку по прогнозу или фактическое без дегазации источников метановыделения м3/мин I' - метановыделение в выработку очистной забой выемочный участок поле подготовительная выработка после дегазации источников метана м3/мин Iв - иетановвделение в выработку очистной участок выемочное поле подготовительная выработка допустимое по фактору вентиляции без дегазации источников метановыделения м3/мин Iв.п - метановыделение из выработанного пространства в выработки выемочного участка м3/мин Iв.с - дебит метана в вентиляционной струе в которую планируется выпускать отсасываемый метав м3/мин Ig.в - дебит метана из функционирующих на выемочном участке вертикальных скважин м3/мин Ig.i.j -. дебит метана при дегазации i -го источника i -ым способом дегазации м3/мин Ig.o - суммарный дебит метана из скважин намеченных к отклочению м3/мин Ig.c - метановыделение из подрабатываемых пластов и пород залегающих на расстоянии более Mср от разрабатываемого пласта м3/мин I'g.c - метановыделение из подрабатываемых пластов и пород при их дегазации м3/мин Ig.y - расход метана на выходе из вакуум-насосной станции м3/мин Ii.- метановыделение из i-го источника м3/мин Iм.н - расход метана приведенный к нормальным условиям м3/мин Iн.с - выделение метана из недегазируемых скважинами подрабатываемых пластов залегающих на расстоянии от разрабатываемого пласта по нормали менее hcp. м3/ мин Iп.р - полезный расход метана извлекаемого скважинами м3/мин Ic- суммарный расход метана извлекаемого на выемочном участке с помощью дегазации м3/мин Ic.i- метановыделение в i-ю скважину м3/мин Iс.п - газовыделение из сближенных пластов и вмещающих пород м3/мин Iсп.в- ожидаемое газовыделение из подрабатываемых пластов и пород м3/мин Ic.o- количество метана которое может быть извлечено скважинами при выбранном их количестве и заданном разрежения м3 /мин Iс.о.тр - расход метана в скважинах требуемый для достижения необходимой эффективности дегазации м3/мин Iс.o.i- дебит метана из скважин i-го выемочного участка м3/мин Iуч- дебит метана в исходящей струе дегазируемого участка до включения газоотсасывавдей установки м3/мин i - порядковый номер скважины iм - порядковый номер скважины начиная со скважины с максимальным газовыделением к - расстояние по линии горизонта от проекции на нее точки пересечения сближенного пласта скважиной до отрабатываемого пласта м кв - коэффициент учитывающий влияние разрежения на дебит скважин кв.д - Коэффициент учитывающий увеличение газовнделения на подрабатываемых пластов и пород при их дегазации Кг - коэффициент характеризующий газопроницаемость пласта и процесс истечения метана в скважину м2/м3 kg - степень дегазации пласта уровень снижения газоносности доли ед. K'g - степень дегазации пласта необходимая для предотвращения внезапного выброса угля в газа доли ед. Kger - фактическое значение коэффициента дегазации выработке очистного участка поля подготовительной выработки доли ед. К'ger - необходимый коэффициент дегазации т.е. требуемый уровень снижений метанообильности выработки очистного участка поля подготовительной выработки доли ед. k'ger.b - коэффициент дегазации верхних подрабатываемых сближенных пластов доли ед. kger.b.o - коэффициент дегазации сближенных пластов и выработанного пространства доли ед. k'ger.b.o - необходимый коэффициент дегазации сближенных пластов и выработанного пространства доли ед. kger.в.п - коэффициент дегазации выработанного пространства как вторичного источника метана после дегазации сближенных пластов доли ед. k'ger.в.п - необходимый коэффициент дегазации выработанного пространства доли ед. kger.в.п.в - коэффициент дегазации выработанного пространства вертикальными скважинами доли ед. kger.в.п.к - коэффициент дегазации выработанного пространства скважинами над куполами обрушения доли ед. kger.в.п.т - коэффициент дегазации выработанного пространства отростками перфорированных труб доли ед. kger.в.п.j - коэффициент дегазации выработанного пространства j -ым cпособом дегазации доли ед. kger.i - коэффициент дегазации i -го источника метановыделе-ния доли ед. kger.и - коэффициент эффективности изолированного отвода метана доли ед. kger.м - коэффициент дегазации нижних надрабатываемых сближенных пластов доли ед. kger.в.п - коэффициент дегазации разрабатываемого пласта уровень снижения метановыделения из пласта доли ед. k'ger.в.п - необходимый коэффициент дегазации разрабатываемого пласта доли ед. kger.в.п1 - коэффициент дегазации разрабатываемого пласта после применения первого способа схемы его дегазации доли ед. kger.в.п2 - коэффициент дегазации разрабатываемого пласта за счет применения второго способа схемы его дегазации доли ед. kger.с.п - коэффициент дегазации сближенных пластов угля и газоносных пород доли ед. кз- коэффициент учитывающий заполнение угольного массива рабочей жидкостью ки - коэффициент интенсификации газовыделения в дегазационные скважины после гидроразрыва пласта к'и - требуемый коэффициент интенсификации продуктивности пластовых скважин км - коэффициент неравномерности газовыделения к? коэффициент учитывавший сорбцию кислоты на угле кн.о- коэффициент учитывающий неравномерность физико-химической обработки пласте доли ед. ко.с- степень освоения скважин гидрорасчленения % кр - коэффициент учитывающий увеличение газовыделения в скважины в частично разгруженной зоне пласта кс- коэффициент учитывающий снижение метановыделения из нисходящих скважин по сравнению с восстающими кс.р- коэффициент скорости реакции растворимых минералов с кислотой доли ед ксх- коэффициент учитывающий схему изолированного отвода метана ку- коэффициент удельной стыковой воздухопроницаемости трубопроводе кут.в - коэффициент утечек воздухе через выработанное пространство L - джина выемочного участка м Lб - расстояние от очистного забоя до места установки бурового станка м Lбл- длина блока участка пласта м Lв- длина всасываюшего трубопровода м Lн - длина нагнетательного трубопровода м Lн.в - максимальная длина неподдерживаемой части выработки м Lоч - длина очистного забоя м Lпр- предельное расстояние от очистного забоя на котором наблюдается выделение метана из сближенных пластов м Lт - длина трубопровода в наиболее загруженной и протяженной ветви дегазационной системы м Lу - длина условного блока м lв - необходимая величина внедрения обсадной колонны труб в угольный пласт при его гидроразрыве м lв.i- длина L -и ветви магистрального газопровода м lг - глубина герметизации скважины м lг.i- длина i -го участка газопровода между соседними скважинами м lг.с- общая длина газопровода от наиболее удаленной действующей скважины до вакуум-насоса м li- расчетная длина i -й ветви газопровода м lз- расстояние от скважины до забоя выработки м lз.г - расстояние от точки забуривания скважины гидроразрыва до угольного пласта м lз.п протяженность зоны прорыва воды при гидроразрыве пласта через скважину м lн- длина необсаженной части скважины гидроразрыва м lн.с - длина необсаженной части вертикальной скважины пробуренной с поверхности м lн.ч длина ненарушенной части скважины м lот - длина обсадной трубы м lп- ширина бутовой или длина охранной полосы под скважиной м lc полезная длина скважины м lт - длина труб .из которых собран всасывающий трубопровод для изолированного отвода метана м lуч..i- длина ветви газопровода i-гo выемочного участка м lф- фактическая длина i-й ветви газопровода м ?l - длина участка фильтрации шпура м M - расстояние по нормали между разрабатываемым и сближенным пластами м М' - расстояние по нормали от полевого штрека до надрабатываемого пласта м Мв- средневзвешенный молекулярный вес растворимых в кислоте минералов кг/кмоль Мв.i- молекулярный вес i-го минерала кг/кмоль Мi- расстояние по нормали между i-ым сближенным и разрабатываемым пластами м Мp - расстояние по нормали между разрабатываемым и сближенным пластами при котором газовыделение из последнего практически равно нулю м Mc- средневзвешенное расстояние по нормали от разрабатываемого пласта до подрабатываемых пластов залегающих ниже обсадной трубы границы перфорации м Mср - средневзвешенное расстояние до сближенных пластов м m - мощность угольных пачек пласта м m1- мощность угольных пачек первого вынимаемого слоя пласта м mв- вынимаемая мощность пласта м mв.с - долевое участие подрабатываемых пластов в газовыделении из сближенных пластов на выемочном участке до дегазации доли ед. mд - дегазируемая скважинами мощность угольных пачек пласта м mi- полная мощность i-го сближенного пласта м mл- мощность угольных пачек пласта или слоя отдающих газ в призабойное пространство лавы м mн.с -с долевое участие надрабатываемых пластов в газоввделении из сближенных пластов на выемочном участке до дегазации доли ед. mп- полная мощность пласта м N - количество скважин пробуренных по разрабатываемому пласту на выемочном участке шт n - количество одновременно работающих однотипных вакуум-насосов шт nб.к- число бескислотных порций жидкости закачиваемой в пласт nв- число поворотов на всасывающем трубопроводе nв.п- коэффициент учитывающий долевое участие выработанного пространства сближенные пласты и газоносные породы в метанообильности выемочного участка без дегазации доли ед. nв.с- долевое участие верхних подрабатываемых сближенных пластов в газовыделении выемочного участка доли ед. nд - коэффициент учитывающий дополнительное поступление метана в дегазационные скважины ni.- доля i -го дегазируемого источника метана в метанообильности выработки очистной забой выемочный участок поле доли ед. ni.в - доля метановыделения в выработанное пространство из i -го источника доли ед. nк.п - число кислотных порций жидкости закачиваемой в пласт nн- число поворотов на нагнетательном трубопроводе nн.с- долевое участие нижних надрабатываемых сближенных пластов в газовыделении выемочного участка доли ед. nоб- общая пористость угольного пласта доли ед. nпл - коэффициент учитывающий долевое участие разрабатываемого пласта в метанообильности выемочного участка без дегазации доли ед. nc- количество скважин в зоне интенсивного газовыделения nс.п- долевое участие сближенных пластов в газсвыделении на выемочном участке доли ед. nст- долевое участие ранее отработанных участков в газовом балансе выемочного поля доли ед. nc.y - количество скважин на участке nт- число раскрываемых трещин nэ- эффективная пористость угольного пласта доли ед. П - прочность .пласта усл.ед. Р - давление газа на выходе из вакуум-насоса мм рт.ст. Р1 - давление газа в участковом газопроводе вблизи скважин входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы мм рт.ст. Р2 - давление газа в участковом газопроводе на выходе из участка мм рт.ст. Р'2 - уточнению давление газа на выходе из участкового газопровода мм рт.ст. Р2z - давление газа на выходе из участкового газопровода имеющего разность отметок начала и конца более 400 м мм рт.ст. Рб- барометрическое давление кгс/см2 Р'б- безопасная по внезапным выбросам величина давления газа кгс/см2 Рв - коэффициент подсосов воздуха во всасывающий трубопровод Рв.п- парциальное давление водяных паров в вакуум-насосе кгс/см2 Рв.с - давление на всасывающем конце трубопровода та рт.ет„ Рг - давление газа в горелках мм рт.ст. Рз - сопротивление движению жидкости по трещинам при гидроразрыве пласта МПа Рз - давление жидкости на забое скважины гидрорасчленения МПа Ри - избыточное давление нагнетания развиваемое вакуум-насосом кгс/см2 Рк.о - давление газа в конце обсадной трубы ш рт.ст. Рк.р.i- давление смеси газов на выходе из i-й ветви газопровода по расчету ма рт.ст. Pmax - максимальное избыточное давление нагнетанЕЯ развиваемое вакуум-насосом кгс/см2 Рн - коэффициент утечек воздуха из нагнетательного трубопровода Рн.в - давление во всасывающем патрубке вакуум-насоса мм рт.ст. Рн.i - давление смеси газов на входе в i-ю ветвь газопровода мм рт.ст. Рн.п - давление в нагнетательном патрубке вакуум-насоса мм рт.ст. Рн.р - давление смеси газов перед вакуум-насосом по расчету мм рт.ст. Рпл - давление газа в пласте МПа Рр- сопротивление массива угля раскрытию трещин МПа Рт- давление газа в трубопроводе мм рт.ст. Ру. - давление в устье скважины мм рт.ст. Рц - процент усадки цементного раствора зависящий от консистенции и марки цемента % Рш - давление воздуха в выработке в месте производства замеров мм рт.ст. ?Р - перепад давлений на забое скважины при нагнетании кислотного раствора по трещинам гидрорасчленения МПа ?Рд- потери давления при прохождении газа через диафрагму мм рт.ст. ?Рм - потери давления при прохождении газа через защитную и регулирующую аппаратуру мм рт.ст. ?Рп- потери давления газа в пламегасителе мм рт.ст. ?Рт - потери давления на трение газа в нагнетательном трубопроводе мм рт.ст. ?Руд - удельщге потери давления в газопроводе мм рт.ст./м Q' - расход газа по расходомеру градуированному на рабочее состояние газа м3/ч Qв- количество воздуха подаваемого в выработку очистной участок выемочное поле подготовительная выработка м3/мин Qв.см - необходимый расход воздуха в месте сооружения смеси- тельной камеры м/мин. Qг- расход газа в рабочем состоянии по расходомеру установленному в вакуум-насосной станций м3/ч Qг.i - расход газовоздушной смеси на i-ом участке газопровода {между действующими вертикальными скважинами м3/мин Qг.н - расход приведенного к нормальным условиям газа по рас- ходомеру установленному в вакуум-насосной станции м3/ч Qг.у - производительность газоотсасывающей установки м3/мин Qж- количество жидкости необходимой для гидроразрыва или гидрорасчленения пласта м3 Qкт- объем товарной соляной кислоты закачиваемой в пласт при одной пластооперации т Qм - дебит метана определяемый исходя из прогнозируемой величины газообильности выработанного пространства и коэффициента дегазации м3/мин Qм.у - количество метана отсасываемого дегазационной установкой м3/мин Qmax- максимальный дебит извлекаемой газовоздушной смеси м3/мин Qнmax - максимальная производительность вакуум-насоса м3/мин Qн- производительность дегазационной установки при текущих значениях разрежения и давления нагнетания приведенная к нормальным условиям м3/мин Qн.с - необходимый расход смеси создаваемый вакуум-насосом м3/мин Q'н - расход газа по расходомеру градуированному на приведенное к нормальным условиям состояние газа м3/ч Qп.i подсосы воздуха в i-ю скважину м3/мин Qп.о - общие подсосы воздуха в скважины м3/мин Qоч- расход воздуха в очистной выработке м3/мин Qпав - количество поверхностно-активных веществ закачиваемых в пласт при одной пластооперации т Qр.ш - расход карбамидной смолы на один шпур л Qс- расход метановоздушной смеси подаваемой вакуум-насосной станцией потребителю м3/мин Qс.в.i расход метановоздушной смеси в i-й ветви магистрального газопровода м3/мин Qc.i - расход метановоздушной смеси в i-й ветви газопровода м3/мин Qсм- расход метановоздушной смеси м3/мин Q'см - средний дебит метановоздушной смеси приходящийся на одну скважину м3/мин Qгсм.j - средний за анализируемый период расход метановоздуш-ной смеси извлекаемой j -ым способом дегазации м3/мин Qсо- общий расход газовоздушной смеси извлекаемой скважинами м3/мин Qс.о.i - дебит метановоздушной смеси из скважин i -го выемочного участка м3/мин Q'c.o.i - дебит метановоздушной смеси из скважин i-гo выемочного участка с учетом резерва пропускной способности м3/мин Qср - средневзвешенный по длине газопровода расход газовой смеси м3 /мин Qс.у- дебит метановоздушной смеси из скважин на удаленном выемочном участке входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы м3/мин Qтр.i - расход метановоздушной смеси в i-й. точке участкового газопровода м3/мин Qут - утечки воздуха через выработанное пространство м3/мин Qуч - расход воздуха поступающего на участок м3/мин ?Q- удельные подсосы воздуха в трубопровод м3/мин.м q - относительная метанообильность выработки лавы выемоч ного участка м3/т qв.п - газовыделение из выработанного пространства м3/м qг- съем метана через пластовые скважины пробуренные в зоне гидрорасчленения м3/т qк - минимальный темп закачки кислотного раствора в пласт м3/с qм - объем метана извлекаемого вертикальными скважинами в расчете на 1 т добытого угля м3/т qmax - максимальный темп закачки жидкости в пласт угля м3/с qн - производительность насоса применяемого для гидрораз-рыва пласта л/мин qo - съем метана через скважины пробуренные по пласту с природной проницаемостью м3/т qпл - метановыделение из разрабатываемого пласта м3/т qсм - удельный расход раствора карбамидной смолы л/м3 qс.п - метшоввделение на выемочном участке из сближенных подрабатываемых пластов и газоносных пород залегающих на удалении от разрабатываемого пласта свыше 10 mв м3/т R1 - радиус распространения раствора смолы по напластований м R2 - радиус распространения раствора смолы вкрест напластования м Rв - аэродинамическое сопротивление всасывающего трубопровода газоотсасыващей установки к? Rв' - сопротивление всасывающего трубопровода без учета подсосов воздуха к? Rв.м - местное сопротивление поворотов всасывающего трубопровода к? Rв.с - расстояние между вертикальными скважинами м Rг - радиус действия скважин гидроразрыва м Rг.1 - радиус действия скважины гидроразрыва в направлении наиболее гидропроводной системы трещин м Rг.2 - радиус действия скважины гидроразрыва в направлении перпендикулярно главной системе трещин м Ri - расстояние между пластовыми восстающими или горизонтальными скважинами в i-м блоке м R'i - расстояние между пластовыми скважинами в i -м блоке подверженном разгрузке м Ri.с - сопротивление движению метана к i-ой скважине к?. Rн- аэродинамическое сопротивление нагнетательного трубопровода к? R.н.i - сопротивление нагнетательного трубопровода без учета подсосов воздуха к? Rн.в - аэродинамическое сопротивление неподдерживаемой части выработки к? Rп.i - сопротивление подсосов воздуха в i-ю скважину к? Rн.м - местное сопротивление поворотов нагнетательного трубопровода к? Rоб - общее сопртивление трубопровода к? Rп - сопротивление одного поворота трубопровода к? Rсм - радиус распространения раствора смолы м Rco- общее сопротивление движению метана к дегазационным скважинам к? Rу.в - удельное сопротивление всасывающего трубопровода К?/м Rу.н - удельное сопротивление нагнетательного трубопровода к?/м Rуд.с - удельное сопротивление необсаженной части вертикальной скважины к?/м Rуд.т - уделетое сопротивление обсадной трубы к?/м Rэ - приведенный эффективный радиус гидрорасчленения угольного пласта м чi - расстояние между пластовыми нисходящими скважинами в i -м блоке м чс- расстояние между скважинами пробуренными на сближенные пласты м чуд - удельное сопротивление движению метана к горным выработкам к?/м Sв - площадь поперечного сечения вентиляционной выработки в свету м2 t - время дегазации сут tб - время обуривания дегазируемого участка разрабатываемого пласта сут tб.г- время необходимое для монтаже станка бурения герметизации и подключения скважины к газопроводу сут t'б- время затраченное на бурение N' скважин на участке разрабатываемого пласта сут tв- время отсоса газа из изолированной подготовительной выработки сут ti- продолжительность дегазации пласта в пределах i -го блока сут to - время дегазации пласта до начала очистных работ сут tр - расчетное время работы насоса при гидроразрыве пласта мин tc.i - продолжительность работы i-fe скважины сут tэ продолжительность эффективного освоения скважин гидро-ресчленения мес ?ti- интервал времени между замерами дебита метана сут Vг- выход летучих веществ по массе % Vк.р - объем кислотного раствора подаваемого в пласт м3 Vоч- скорость подвигания очистного забоя м/сут Wв- количество метана извлеченного из изолированной выработки м3 Wс- количество метана извлеченного из разрабатываемого пласта скважинами м3 x - природная газоносность пласта м3/т х1 - остаточная газоносность угля веданного за пределы выемочного участка м3/т хб- безопасная до внезапным выбросам угля и газа газоносность пласта м3/т хmax расстояние отсчитываемое от забоя лавы до проекции на разрабатываемый пласт точки в сближенном пласте где наблюдается наиболее высокое выделение метана в дегазационную скважину м xo- остаточная газоносность пласта м3/т Z - коэффициент учитывающий неравномерность газовыделения из пласта в скважины ? - угол залегания пласта град. ?'- угол между проекцией скважины гидроразрыва на пласт и горизонтальной плоскостью град ?г - азимут направления пластовых выработок выемочного участка град ? - угол наклона скважины к горизонту град ?' - проекция угла наклона скважины на вертикальную плоскость проходящую через линию падения пласта град. ?уг - коэффициент объемного сжатия угля м2/Н ?- плотность газа в рабочем состоянии при фактической ^ концентрации метана кг/м3 ?'- плотность газа в рабочем состоянии при расчетной концентрации метана кг/м3 ?г - азимут простирания наиболее гидропроводной системы трещин град. ?i - плотность метановоздушной смеси на i-ом участке газопровода между соседними скважинами кг/м3 ?н - плотность газа приведенного к нормальным условиям при фактической концентрации метана кг/м3 ?'н -плотность газа приведенного к нормальным условиям при расчетной концентрации метана кг/м3 ?н.i средняя плотность метановоздушной смеси в i-й ветви газопровода при нормальных условиях кг/м3 ?н.т - угол наклона трещин расчленения к почве пласта град ?п - плотность пород т/м3 ?ср- средневзвешенная по длине газопровода плотность метановоздушной смеси кг/м3 ?у- объемная масса угля т/м3 ? - расстояние по разрабатываемому пласту от проекции забоя скважин на пласт до границы разгруженной зоны у выработки м ? - вспомогательный угол град. ?і - содержание в угле i-гo минерала % ? - коэффициент учитывающий интерференцию скважин доли ед. ? - угол между скважиной и направлением основной системы кливажных трещин град. ?'- угол между скважиной и ее проекцией на пласт град. ?г- направление бурения скважин гидроразрыва град. ? - вязкость рабочей жидкости Па.с ? - коэффициент равный 3 14 ?к.т - плотность товарной соляной кислоты т/м3 ?пав- плотность ПАВ в товарном виде т/м3 ?еж - предел прочности угля на сжатие кгс/см ? - время дегазации отсчитываемое с момента окончания буровых работ на участке разрабатываемого пласта сут ?р - время реакции раствора кислоты в трещинах с ?- угол разворота скважины град. ?'- угол разворота скважины гидроразрыва отсчитываемый в горизонтальной плоскости между проекцией скважины и линией простирания град. ?г - угол определенный как разность между азимутами направления пластовых выработок и простирания наиболее гидропроводной системы трещин град. ? - угол разгрузки горных пород град. ? - коэффициент учитыващий рост проницаемости массива в результате солянокислотного воздействия. СОДЕРЖАНИЕ 1. Общие положения . 2. Способы дегазации неразгруженных .угольных пластов Дегазация при проведении капитальных и подготовительных выработок Дегазация пласта изолированными подготовительными выработками Дегазация разрабатываемых угольных пластов скважинами пробуренными из выработок Дегазация разрабатываемых пластов скважинами с применением гидроразрыва из выработок Дегазация разрабатываемых угольных пластов с гидрорасчленением через скважины пробуренные с поверхности Дегазация крутых пластов при выемке щитовыми агрегатами полосами по падению 3. Способы дегазации сближенных угольных пластов и вмещающих пород при их подработке и надработке Дегазация подрабатываемых пластов при разработка тонких и средней мощности пологих и наклонных пластов угля Дегазация надрабатываемых пластов и пород при разработке тонких и средней мощности пологих и наклонных пластов угля Дегазация подрабатываемых и надрабатываемых пластов при разработке мощных пологих и наклонных пластов угля Дегазация подрабатываемых и надрабатываемых тонких крутых пластов скважинами Дегазация надрабатываемых мощных крутых пластов угля Дегазация сближенных угольных пластов выработанных пространств и вмещающих пород с помощью газосборных выработок и скважин 4. Способы дегазации выработанного пространства Дегазация выработанного пространства скважинами пробуренными из выработок Дегазация выработанного пространства скважинами пробуренными с дневной поверхности. Изолированный отвод метана из выработанного пространства 5. Способы и схемы комплексной дегазации выемочных участков 6. Способы предупреждения и борьбы с суфлярами 7. Технология ведения дегазационных работ Бурение и герметизация скважин Газопроводы и их расчет Вакуум-насосные станции Контроль работы дегазационной системы 8» Организация службы дегазации Инструкция по безопасному ведению дегазационных работ на шахтах Приложение I. Определение необходимой эффективности дегазации ИГД им.А.А.Скочинского МакНИИ ВостНИИ ПечорНИИпроект . Приложение 2. Определение безопасной по внезапным выбросам угля и газа метаноносности пласта ИГД имени А.А.Скочинского ВостНИИ МакНИИ Приложение 3. Рекомендации по организации и режиму ведения дегазационных работ при проведении выработок ВНИИОМШС ВостНИИ Приложение 4. Определение эффективности дегазации пласта изолированными подготовительными выработками ИГД им.А.А.Скочинского Приложение 5. Определение параметров дегазации разрабатываемых пластов скважинами ИГД им.А.А.Скочинского ВостНИИ МакНИИ Приложение 6. Определение параметров гидроразрыва пласта через скважины пробуренные из выработок ВостНИИ ИГД им.А.А.Скочинского ДонУГИ . . Приложение 7 Определение параметров гидрорасчленения угольных пластов через скважины пробуренные с поверхности МГИ КНИУИ ВостНИИ Приложение 8. Определение параметров дегазации подрабатываемых пластов скважинами пробуренными из выработок при разработке тонких и средней мощности пологих и наклонных пластов МакНИИ ПечорНИИОроект Приложение 9. Определение параметров дегазации подрабатываемых пластов вертикальными скважинами пробуренными с поверхности МакНИИ Приложение 10. Определение параметров дегазации надрабаты-ваемых пластов и пород при разработке тонких и средней мощности пологих и наклонных пластов угля МакНИИ Приложение 11. Определение параметров дегазации подрабатываемых и надрабатываемых пластов при разработке мощных пологих и наклонных пластов ВостНИИ ПечорНИИпроект Приложение 12. Определение параметров дегазации подрабатываемых и надрабатываемнх тонких крутых пластов скважинами МакНИИ ИГД им.А.А.Скочинского Днепрогипрошахт ИПКОН АН СССР . . . Приложение 13. Определение параметров скважин при дегазации надрабатываемых мощных крутых пластов ВостНИИ Приложение 14. Графический метод определения параметров скважин пробуренных на сближенные пласты из горных выработок ПечорНИИпроект ИГД им.А.А.Скочинского МакНИИ Приложение 15. Определение параметров скважин буримых над куполами обрушения ВостНИЙ ЙГД им.А.А.Скочинского Приложение 16. Определение параметров дегазации подрабатываемых пластов и выработанного пространства вертикальными скважинами пробуренными с поверхности ИГД им.А.А.Скочинского ВостНИИ Приложение 17. Определение параметров изолированного отвода метана из выработанного пространства МакНИИ ДонУГИ Приложение 18. Определение параметров схем комплексной дегазации ИГД им.А.А.Скочинского МакНИИ ВостНИИ ПечорНИИпроект Приложение 19. Методика расчета газопроводов МакНИИ Дон-гипрошахт ВНИИОМШС Приложение 20. Определение объемов каптируемого в шахтах метана ИГД им.А.А.Скочинского ВостНИИ МакНИИ Приложение 21. Методические указания по проведению вакуум-но-газозой съемки в дегазационном трубопроводе МакНИИ ИГД им.А.А.Скочинского ПечорНИИпроект ВостНИИ Приложение 22. Контроль эффективности дегазации ИГД имени А.А.Скочинского ВостНИИ МакНИИ . Приложение 23. Метанодобываемость при дегазации шахт ИГД им.А.А.Скочинского ВостНИИ Пример расчета параметров комплексной дегазации Условные обозначения