CC BY
46
УДК 622.831.3.001.8
A.М. Тимошенко (канд. техн. наук, исполнительный директор, заведующий лабораторией ОАО «Научный центр ВостНИИ по безопасности работ в горной промышленности»)
К.А. Тимошенко (техник ОАО «Научный центр ВостНИИ по безопасности работ в горной промышленности»)
B.Б. Попов (д-р техн. наук, ведущий научный сотрудник ООО «ВостЭКО»)
Анализ новой редакции «Инструкции по дегазации
угольных шахт»
Рассмотрена новая редакция «Инструкции по дегазации угольных шахт», опубликованная Министерством природных ресурсов и экологии РФ для обсуждения.
Выполнен всесторонний анализ предложенных в новой редакции Инструкции условий и требований по применению способов дегазации угольных шахт.
Представлены замечания и предложения по корректировке и совершенствованию положений новой Инструкции.
Ключевые слова: ИНСТРУКЦИЯ, ДЕГАЗАЦИЯ, НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ЗАМЕЧАНИЯ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ
До 2007 г. основным нормативным документом, определяющим порядок ведения дегазационных работ на угольных шахтах, являлось «Руководство по дегазации угольных шахт» (1990 г.). Данный документ являлся одним из наиболее важных нормативных документов, используемых в практике для обеспечения безопасных условий функционирования угольных шахт, в связи с чем к нему предъявлялись особые требования как со стороны контролирующих организаций, так и со стороны производственных служб угольных шахт и проектных организаций, постоянно использующих его в своей деятельности.
Опыт применения основных положений данного нормативного документа и анализ причин аварий показали, что принятые в нем нормативные требования, методы и алгоритмы выбора параметров средств дегазации имеют ряд недостатков.
К основным недостаткам следует отнести ограниченную область достоверного использования алгоритма расчетов, которые из-за сложности получения точных теоретических решений при многообразии горнотехнических и горно-геологических факторов, влияющих на них, не позволяли без постоянного их совершенствования выполнять точные расчеты.
Данная редакция «Руководства по дегазации угольных шахт» имела определенную область достоверного использования, которая при существовавшем ранее плановом проведении научных исследований в соответствии с пятилетними планами должна была постепенно расширяться за счет специальных научно-исследовательских работ отраслевой и региональной значимости, выполняемых по результатам анализа причин расследования произошедших в угольных шахтах аварий.
С момента его последнего издания произошел разрыв между нормативной базой и фактическим состоянием ведения горных работ, что привело к неадекватности принимаемых проектных решений их технической необходимости и, как следствие, к созданию аварийных ситуаций.
В разработанных к 2006 г. и введенных в действие с 01.03.2007 «Методических рекомендациях о порядке дегазации угольных шахт», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору №-797 от 24.08.2006, не только не были учтены недостатки «Руководства по дегазации угольных шахт» (1990 г.) как в части установления четко определенных критериев необходимости применения различных способов дегазации для конкретных условий ведения горных работ, так и в части определения параметров дегазационных систем, алгоритмы которых не учитывают всего многообразия условий применения дегазации на шахтах, но и полностью исключены расчетные формулы, разработанные для условий Кузбасса.
За три года применения Методических рекомендаций выявилась непригодность основных положений данного документа в вопросах, оказывающих непосредственное влияние на безопасность ведения горных работ.
Несмотря на это, разработчиками новой «Инструкции по дегазации угольных шахт», редакция которой была представлена на обсуждение Министерством природных ресурсов и экологии РФ в марте 2010 г., не были устранены явные недоработки Методических рекомендаций, положенных в основу новой Инструкции.
Анализ положений и замечания к новой редакции «Инструкции по дегазации угольных шахт» представлены ниже.
Замечания к новой редакции «Инструкции по дегазации угольных шахт»
1 Положения Инструкции не соответствуют приказу №451 от 05.07.2007 (п.5.3.15) Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в части применения дегазации при газоносности пластов более 9 м3/т.
2 Положения Инструкции в части проектирования работ по дегазации не соответствуют Федеральному закону РФ №148-ФЗ.
3 В п. 5 «Общие положения», в п. 1 раздела 7 и п.4 раздела 8 представлены критерии применения дегазации. Данные критерии необходимо привести в соответствие друг другу и ПБ 05618-03 и изложить в одном разделе.
4 В п. 5 «Общие положения» приведена норма: «Дегазация сближенных угольных пластов должна предусматриваться во всех случаях, когда в кровле и почве разрабатываемого пласта залегают пласты угля, разгружаемые от горного давления очистным забоем».
При внесении в Инструкцию данного критерия применения дегазации сближенных угольных пластов необходимо представить также Методики определения зон разгрузки вмещающих пород при выемке угольных пластов для различных систем отработки выемочных столбов.
5 Критерий, определяющий необходимость применения дегазации (п.1 раздела 7):
/ > !в = М^С) В к, • является обобщенным, но не универсальным.
Данный критерий в отношении выемочных участков не дает представления, какой из источников газовыделения необходимо дегазировать.
6 Критерий необходимости применения пластовой дегазации: «Необходимость выполнения работ по дегазации возникает обычно при повышении метанообильности выработки свыше 3 м /мин» (п.4 раздела 8) сформулирован в виде неконкретной нормы.
7 П.12 раздела 1 предусматривает корректировку раздела «Дегазация» паспорта выемочного участка при изменении геологических и горнотехнических условий, повлекших за собой изменение газообильности горных выработок. При этом не определен количественный критерий, при котором должна производиться корректировка. Геологические условия, как и газовый баланс, изменяются постоянно.
8 П. 25 раздела 1 предусматривает применение дегазации для предотвращения внезапных выбросов угля и газа. В Инструкции необходимо представить схемы и параметры данного способа дегазации.
9 В Инструкции предусмотрены противоречащие друг другу положения: «...соединения газопроводов и их фасонных частей должны быть сварными» и второе условие: «соединения газопроводов и их фасонных частей допускаются только фланцами». Как должны соединяться газопроводы и их фасонные части?
10 В документе приняты противоречащие друг другу положения: «газопроводная сеть должна испытываться под разрежением 15 кПа (113 мм рт.ст.)» и второе условие: «испытания на плотность под разрежением 100 мм рт.ст.». Какая цифра правильная? Все дегазационные газопроводы находятся под различным разрежением. Как проверяются газопроводы, в которых разрежение больше 100 мм рт.ст.?
11 В п.13.2 и п.19.9 предусматривается следующее условие: «По завершении дегазационных работ параметры скважин должны быть скорректированы». Непонятно, зачем корректировать параметры скважин после завершения дегазационных работ?
12 Не приведены конкретные меры, исключающие возможность воспламенения метано-воздушной смеси при бурении скважин с применением для удаления штыба сжатого воздуха.
13 Для бытовых нужд запрещается использовать смесь с концентрацией менее 50%, а аварийная сигнализация и прекращение подачи газа потребителю должно производиться при содержании метана менее 25% . Каким образом эти требования согласуются друг с другом?
14 Непонятны пути выполнения требования: «При слоевой отработке пласта пробуренные по нижнему слою скважины во время их надработки не должны отключаться от газопровода до удаления лавы на расстояние не менее 30-50 м от скважины».
15 Глубина герметизации подземных скважин в Инструкции указана в зависимости от угла разворота скважины. В разных разделах Инструкции эта величина составляет значение -«6-10 м», «10 м», «не менее 10 м». Где истинное значение?
16 Инструкцией допускается оставлять на выемочном участке с погашением выработок газопровод с подключенными к нему скважинами в погашаемой части выработок. При этом невозможно выполнить требования по контролю работы скважин, осмотру газопроводов и другие требования, предусмотренные Инструкцией.
17 Рекомендации по обеспечению пожаровзрывобезопасности при ведении дегазационных работ не предусматривают конкретных предложений по освобождению газопровода в выработке с пожаром от метановоздушной смеси и противоречат действующим нормативным документам.
Раздел «Обеспечение пожаровзрывобезопасности при ведении дегазационных работ» необходимо переработать.
18 В Инструкцию необходимо внести подробную информацию об обсадке и подключении дегазации скважин:
- способы обсадки скважин;
- использование различных материалов для тампонирования затрубного пространства дегазационной скважины;
- использование различных обсадных труб и всасывающе-нагнетательных гофрированных шлангов;
- способы соединения гофрированных шлангов и патрубков обсадных труб;
- схемы расположения установки замерных устройств на дегазационных стоянках и подключенных скважинах;
- все возможные варианты установки водоотделителей относительно уровня расположения дегазационных скважин;
- указать расстояния отрезков дегазационного трубопровода, между которыми производится подключение к заземляющему проводу;
- указать информацию о переносных приборах для осуществления замеров по скважинам и дегазационному трубопроводу;
- представить схемы расположения установки замерных станций на магистральных участковых дегазационных трубопроводах;
- дать описание (со схемами) подготовки дегазационного трубопровода для недопущения возгорания метановоздушной смеси при введении в действие плана ликвидации аварии;
- представить индивидуальные списки по различным буровым станкам, пригодным для бурения скважин дегазации с указанием их технических характеристик;
- указать характеристики и виды возможных вакуумных насосов и автономных передвижных станций.
19 Внести в описание способов дегазации неразгруженных угольных пластов:
- схему бурения разведочно-дегазационных скважин по верхнему и нижнему бортам выработок, проводимых по выбросоопасным пластам, с неснижаемым опережением не менее 25 м с разведкой законтурной зоны до 15 м от оси выработки;
- способ ориентированного гидроразрыва угольного пласта для предотвращения газодинамических явлений при проведении подготовительных выработок.
20 Внести в раздел «Дегазация сближенных угольных пластов и вмещающих пород»:
- рекомендации НЦ ВостНИИ по дегазации выработанного пространства вертикальными скважинами, пробуренными с дневной поверхности, для борьбы с местными скоплениями метана на сопряжении лавы с вентиляционным штреком.
21 В формуле (9.1) в расчете расстояния между дегазационными скважинами приняты параметры полной и дегазируемой мощности пласта.
Что такое «дегазируемая мощность пласта тд»? Какова сущность данного параметра? Как она определяется?
В каких случаях «дегазируемая мощность пласта тд» равна полной мощности пласта? В каких случаях «дегазируемая мощность пласта тд» меньше, чем полная мощность пласта?
В раздел «Термины и их определения» необходимо внести определение данного термина.
22 Основой любого нормативного документа, в том числе и настоящей Инструкции, являются расчетные формулы, определяющие эффективность применения различных способов дегазации как разрабатываемых угольных пластов и пластов-спутников, так и выработанных пространств. Именно на результатах данных расчетов производится проектирование дегазационных сетей шахт, позволяющих извлекать и транспортировать метановоздушную смесь для обеспечения проектируемой (требуемой) эффективности дегазации.
Основным параметром применения предварительной дегазации разрабатываемых угольных пластов является расстояние между дегазационными скважинами, которое определяется в соответствии с формулой (9.1):
8 о
l'c ■ ■ ln(a -т +1)
= a
м.
l ■ m■ y ■ к' • q
оч / д.пл ±пл
Данная формула является не чем иным, как формулой (3.1) «Руководства по дегазации угольных шахт» (1990 г.), адаптированной исключительно к условиям Донецкого и Печорского бассейнов.
Применение данных формул для условий шахт Кузбасса приводит к получению значений, не приемлемых для обеспечения безопасности ведения горных работ, с одной стороны, и абсурдных, с точки зрения физической сущности дегазации разрабатываемого пласта, с другой стороны.
Подтверждением тому являются приведенные ниже примеры.
Пример 1. Определение расстояния между скважинами для условий пласта Надбайкаим-ского шахты «Заречная» (таблица 1).
Таблица 1 - Исходные данные для расчета расстояния между скважинами при предварительной пластовой дегазации пласта Надбайкаимского
Полезная длина скважины, м 1'с 220
Длина скважины, м 1с 230
Глубина герметизации устья скважины, м 1г 10
Дегазируемая скважинами мощность угольных пачек пласта, м тд 2,5
Полная мощность угольных пачек пласта, м т 2,5
Начальное удельное метановыделение в скважину, м3/(м2 • сут) go 0,30
Продолжительность дегазации пласта скважинами, сут Т 180
Длина лавы (очистного забоя), м 1оч 250
Объемная масса угля, т/м3 У 1,3
Метановыделение из пласта без его дегазации, м3/т апл 2,24
Необходимая эффективность дегазации разрабатываемого пласта, доли ед. к' Л д.пл 0,2
При мощности пласта Надбайкаимского т = 2,5 м коэффициент вп, учитывающий мощность угольных пачек пласта, равен
вп =-1-=-1-= 0,022.
16 + 12т 16 +12 • 2,5 При природной газоносности пласта Надбайкаимского 14,0 м3/т с.б. м. величина g0 соста-
вит:
go = 14,0 • 0,022 = 0,30 м3/(м2 • сут).
Выход летучих для пласта Надбайкаимского равен V^ = 41%, следовательно, Ь = 0,025,
С = 3,9 ■ 10-4 и тогда
а = 0,025 - 3,9 ■ 10-4 ■ 41 = 0,009.
Для пласта Надбайкаимского расстояние между параллельными очистному забою восстающими или горизонтальными скважинами составляет:
V • тд ^ • 1п(а • г +1) 220 • 2, 5 • • Ь(0, 009 • 180 +1)
Яс =-а-=-°-009-= 49,3 м.
с I • т •у кд • а 250 • 2,5 • 1,3 • 0,2 • 2,24
оч / д.пл ±пл
Пример 2. Определение расстояния между скважинами для условий пластов III Внутреннего 2 крыло север и Мощного 4 крыло юг шахты «Коксовая» (таблица 2).
Таблица 2 - Исходные данные для расчета расстояния между скважинами при предварительной пластовой дегазации шахты «Коксовая»
Параметры Условные обозначения III Внутренний 2 крыло север Мощный 4 крыло юг
Полезная длина скважины, м l'c 70 70
Длина скважины, м lc 80 80
Глубина герметизации устья скважины, м 1г 10 10
Дегазируемая скважинами мощность угольных пачек пласта, м тд 5,6 13,5
Полная мощность угольных пачек пласта, м т 5,6 13,5
Продолжительность дегазации пласта скважинами, сут Т 1 80 180
Длина лавы (очистного забоя), м 1оч 95 95
Объемная масса угля, т/м3 y 1,3 1,3
Метановыделение из пласта без его дегазации, м3/т qm 21,60 7,57
Необходимая эффективность дегазации разрабатываемого пласта, доли ед. k' п д.пл 0,22 0,22
Природная газоносность, м3/т с.б.м. Xr 16,3 14,5
Выход летучих, % var 22,6 13,9
Зольность, % Ас 15,1 9,8
Влажность, % W 6,5 1,6
Плановая нагрузка на очистной забой, т/сут Асут 1 90 430
III Внутренний 2 крыло север
Р„ =-1-=-1-= 0,012;
16 + 12m 16 +12 • 5,6 go = 16,3 ■ 0,012 = 0,20 м3/(м2-сут); а = 0,042 - 8,8 10-4 ■ 22,6 = 0,022;
Гс. md g0 • 1П(Д • r +1) 70 • 5,6 • • ln(0, 022 • 180 +1) a 0,022
Rc =---=---= 1, 7
c l • m •y • k' • q 95 • 5,6 • 1,3 • 0,22 • 21,60
оч / д.пл 1пл •>•>•> •>
Мощный 4 крыло юг
Р„ =-1-=-1-= 0,006 ;
16 + 12т 16 +12-13,5
go = 14,5 ■ 0,006 = 0,08 м3/(м2 ■ сут);
а = 0,042 - 8,8 ■ 10-4 ■ 13,9 = 0,030;
\'с- тд ^. т +1) 70 • 13,5 • ■ 1п(0,030 • 180 +1)
^ а ^--= 1 м.
с I • т .у к' • а 95 • 13,5 • 1,3 • 0,22 • 7,57
оч / д.пл 1 пл •>•>•>•>
В данном случае полученное значение расстояния между скважинами свидетельствует о том, что радиус влияния скважины будет составлять 0,85 м. При мощности пласта 13,5 м дегазируемая зона пласта за время дегазации 189 сут составит всего 1,7 м, т.е. пласт не может быть дегазирован на проектную величину коэффициента дегазации 0,2.
Фактически опыт применения предварительной дегазации разрабатываемого пласта на шахтах Кузбасса свидетельствует о том, что для обеспечения коэффициента дегазации 0,2 бурение скважин необходимо производить не более чем через 10-12 м.
Учитывая, что коэффициент дегазации пласта считается основой расчета параметров проветривания очистных выработок и, как следствие, выбора средств проветривания шахты, применение данной формулы является недопустимым.
23 В предложенной формуле расчета расстояния между пластовыми дегазационными скважинами одним из определяющих значений является параметр относительной газообильности разрабатываемого пласта апл. Поскольку истинное значение данной величины может быть определено только по факту отработки выемочного участка, а дегазация пласта должна быть проведена, как минимум, за шесть месяцев до начала его отработки, применение параметра в данной формуле неправомерно.
Более того, именно данная величина приводит к получению абсурдных значений расстояния между пластовыми дегазационными скважинами.
Данная величина не должна являться определяющей при расчете расстояния между дегазационными скважинами, так как при одинаковой газообильность очистных забоев, т.е. одинаковой газовой опасности, в зависимости от нагрузки на очистной забой может изменяться в широком диапазоне величин.
24 В разделе 9 для определения начального удельного метановыделения в дегазационную скважину - величины, характеризующей свойства угольного пласта к газоотдаче в дегазационные скважины, предложено использовать формулу:
g0 = X • вп, м3/(м2 • сут),
где вп =-1-;
16 + 12т
X- природная газоносность пласта, м3/т с.б.м.; т - полная мощность угольных пачек пласта, м.
Как видно из данной формулы, в ней полностью отсутствуют параметры, характеризующие свойства угольного пласта, а эффективность дегазации разрабатываемого пласта определяется исключительно его мощностью.
Несмотря на то, что величина g0 во всех действующих до 2006 г. нормативных документах по дегазации являлась величиной, определяемой опытным путем, авторы документа устранили данную норму.
Несоответствие величины g0, рассчитанной по данной формуле и определенной НЦ Вос-тНИИ экспериментальным путем на примере шахт «Заречная», им. Кирова, «Есаульская» и др., достигает 25 раз. Следовательно, данная формула не может быть использована для определения величины g0.
25 В Инструкции отсутствует раздел расчета количества метановоздушной смеси, отводимой из выработанного пространства, для обеспечения расчетного коэффициента дегазации выработанного пространства. Вместо этого предлагается определять количество метана, каптируемого из подрабатываемых сближенных пластов, по формуле (22.5):
С д.с. = 1с.п ■ к д. с.-,
где 1с.п - метановыделение из сближенных пластов и вмещающих пород, м3/мин; определяется по факту или по прогнозу;
кд.с - коэффициент дегазации сближенных подрабатываемых угольных пластов, доли ед.
Получается, что расчетом определяется коэффициент эффективности дегазации выработанного пространства и количество метана, которое необходимо отводить из выработанного пространства для обеспечения данного коэффициента эффективности дегазации.
Инструкцией не решены следующие вопросы:
- как должен определяться расход метановоздушной смеси;
- какое количество дегазационных скважин, пробуренных в выработанное пространство, должно находиться в одновременной работе для обеспечения требуемого коэффициента эффективности дегазации;
- каким образом рассчитывать объем метановоздушной струи, проходящей по дегазационной скважине.
Это касается как скважин, пробуренных в выработанное пространство с дневной поверхности, так и скважин, пробуренных из подземных горных выработок.
26 П. 23.3 (формула 23.3) производится учет местных сопротивлений трубопровода путем увеличения фактической длины трубопровода на 10%.
Данное условие не учитывает количество и параметры местных сопротивлений трубопровода, что приводит к ошибкам в расчетах дегазационной сети.
27 Инструкцией (п. 23.14) предусмотрено, что узел - это пункт, объединяющий не менее трех ветвей газопровода. Однако узлом должен также являться и пункт изменения диаметра трубопровода, поскольку при уточнении давления в конце ветви трубопровода после выбора ближайшего к расчетному стандартного диаметра трубопровода требуется знать принятый диаметр трубопровода.
В Инструкции должна быть представлена формула для уточнения давления в конце ветви трубопровода при использовании в одной ветви трубопроводов различного диаметра (аналогично эквивалентному диаметру при использовании параллельных трубопроводов).
28 Для расчета количества метановоздушной смеси на участке дегазационного трубопровода необходимо знать количество метана, извлекаемого дегазацией, Од, величину подсосов воздуха в газопровод ПГ и величину подсосов воздуха в подземные дегазационные скважины Пс (формула 23.4). Для определения величины подсосов воздуха в скважины Пс необходимо определить удельные потери давления в скважине Л Вуд.
Удельные потери давления в скважине определяются по номограмме (рисунок 23.2) или по формуле (23.9):
ос
у
где 0с.у - расход метановоздушной смеси из скважин на удаленном выемочном участке, входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы, м3/мин; - диаметр скважины, м; пс.у - число скважин на участке.
ДО _ 1 о 10 - 8 у
Ш1)уд ~ " ' ' 2 г5 33 , мм рт. ст./м,
<у • 15
Каким образом можно определить Qcу - расход метановоздушной смеси из скважин на удаленном выемочном участке, входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы, с целью нахождения удельных потерь давления в скважине, если не определен ни расход метановоздушной смеси из скважин на удаленном выемочном участке, входящем в наиболее протяженную и загруженную ветвь дегазационной системы, ни какой-либо другой расход метановоздушной смеси? Это приводит к невозможности дальнейших расчетов по определению параметров дегазационной сети.
29 Концентрация метана в у-той ветви магистрального трубопровода определяется по формуле (23.16):
п у
Сд,
с = '=1_ о/
маг.у О м ' '
Vсм. у
где Одл - дебит метана, извлекаемого средствами дегазации из /-того источника, м3/мин;
Qм . 3
сму - расход метановоздушной смеси ву-том магистральном газопроводе, м /мин; определяется с учетом резерва его пропускной способности по формуле (23.15):
О * . = 1,25У О ^ ,
^ см.' ' / 1 см.. ?
/=1
где пу _ число выемочных участков, из которых газ транспортируется в у-тый магистральный газопровод.
Получается, что при расчете концентрации метана в магистральном трубопроводе дебит метана принимается по расчету, а соответствующее ему количество метановоздушной смеси увеличивается на 25%, что приводит к искажению концентрации и погрешности в расчете требуемого диаметра дегазационного трубопровода.
Если авторы решили заложить резерв пропускной способности дегазационного трубопровода, то этот резерв необходимо относить к выбранному диаметру трубопровода, а не к количеству метановоздушной смеси. При заложении резерва, отнесенного непосредственно к смеси, транспортируемой по трубопроводу, происходит искажение концентрации метановоздушной смеси, протекающей по нему, что ставит под сомнение оценку возможности утилизации метановоздушной смеси и правильности выбора дегазационной установки.
30 В п.23.21 Инструкции вводится понятие «трудный маршрут». Определение трудного маршрута газопровода производится в зависимости от длин участков газопровода и количества метановоздушной смеси, отводимой по газопроводу. При этом не учитывается основной критерий определения трудности маршрута - диаметр газопровода, определяющий реальное сопротивление дегазационной сети.
31 В формуле для расчета давления в конце ветви газопровода с разностью отметок « т » более 400 м участвует параметр Р2г - уточненное давление газа на выходе из участкового газопровода с учетом разности отметок ветвей газопровода, мм рт.ст., однако не дается формула для его определения, что приводит к невозможности дальнейших расчетов по определению параметров дегазационной сети.
32 В Инструкции (п.9.8) предложены формулы для расчета углов заложения скважин, ориентированных на очистной забой. Для практических целей необходимо знать не только угол заложения скважины, но и ее длину для определения объемов метановыделения. Необходимо привести формулу для расчета длин дегазационных скважин, ориентированных на очистной забой.
п
33 В разделе 22 применены формулы (22.1) и (22.2) прогноза дебита метана при дегазации пласта параллельно-одиночными скважинами О, м3/мин: - в процессе обуривания участка пласта:
1 т N' „
Сб = —-- •—1п(Л б +1) ,
1440 1 'б а б
после завершения буровых работ на участке:
1> N g аг' + 1 С'т ----1п-
1440(1 б + т о) а ат0 +1
о
Учитывая существующую в настоящее время технологию ведения дегазации разрабатываемого пласта, предусматривающую поочередное подключение дегазационных скважин к дегазационному трубопроводу сразу после окончания ее бурения, применение данных формул является невозможным .
Использование формул возможно только применительно к одной скважине или к группе одновременно пробуренных скважин количеством N.
34 В Инструкции используются различные обозначения одной величины, например:
г - продолжительность дренирования пласта скважинами, сут;
т - продолжительность дегазации пласта скважинами, сут;
или
/ - время, отсчитываемое с начала бурения скважин на дегазируемом участке разрабатываемого пласта, сут;
/б - время, отсчитываемое с начала обуривания участка разрабатываемого пласта, сут;
В документе используются величины /, ^ т0, параметры которых не определены. Известно начало отсчета, но не определен конец, что делает невозможным производить расчеты по формулам с использованием данных величин.
В Инструкцию необходимо включить пример расчета метанодобываемости пластовых скважин:
- если бурение скважин производится одновременно с проходкой подготовительных выработок;
- когда отработка выемочного столба начинается, но еще не все скважины отбурены и т.д.
35 В традиционном понимании коэффициент эффективности дегазации источника мета-новыделения показывает, насколько снижается природная газоносность Хпр после дегазации, т.е. для дальнейших расчетов параметров проветривания и дегазации принимается природная газоносность Х = Хпр (1 - КДег).
В Инструкции предлагается снижать абсолютную газообильность, а не газоносность, т.е. 1уч.дег = I (1 - Кдег) .
Учитывая, что между величинами Хпр и I не существует прямолинейной зависимости, данное допущение является неправомерным.
36 В Инструкции не рассматривается вариант одновременного применения двух способов дегазации выработанного пространства, например бурение скважин с поверхности в купол обрушения и дегазация выработанного пространства через трубопровод, заведенный в выработанное пространство действующей лавы за изолирующую перемычку:
- не определен суммарный коэффициент дегазации выработанного пространства;
- отсутствует методика определения количества смеси, отсасываемой из выработанного пространства.
37 В документе не рассмотрены способы дегазации, применяющиеся в настоящее время:
- дегазация крутых угольных пластов из подэтажных участковых выработок;
- дегазация выработанных пространств по дегазационному трубопроводу, заведенному за перемычку, изолирующую выработанное пространство;
- дегазация за счет общешахтной компрессии.
38 Расчеты параметров дегазации пласта, выработанных пространств не содержат конкретных формул определения производительности дегазационных скважин. Представленная в Инструкции номограмма (рисунок 17.1) дана только для производительности насоса 50 м /мин и метанообильности выработанного пространства до 70 м3/мин. Без расчета производительности скважин невозможен расчет производительности дегазационного трубопровода. Невозможно увязать расстояния между скважинами, пробуренными над куполом обрушения, на подрабатываемый пласт и в выработанное пространство, их количество в кусте, дебит метановоздушной смеси в них.
39 Для дегазации подрабатываемых пластов и выработанных пространств скважинами с поверхности не предусматривается применение вакуум-насосов с производительностью более 50 м3/мин (п.17.2). Непонятно, почему не предусматриваются вакуум-насосы большей производительности, которые широко применяются в настоящее время на шахтах?
40. Отсутствует раздел расчета пропускной способности дегазационных скважин, пробуренных в выработанное пространство с дневной поверхности.
Отсутствует методика расчета расстояния между дегазационными скважинами, пробуренными в выработанное пространство с дневной поверхности, и их количества для обеспечения заданного коэффициента дегазации.
41 Данный перечень замечаний не является окончательным, так как Инструкция содержит еще целый ряд противоречий, неточностей и ошибок.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Опыт применения «Методических рекомендаций о порядке дегазации угольных шахт» (РД-15-09-2006), положенных в основу «Инструкции по дегазации угольных шахт», при разработке проектов дегазации шахт проектными организациями, НЦ ВостНИИ и шахтами показал явную несостоятельность основных положений, определяющих безопасность горных работ, в части:
- определения расстояния между дегазационными скважинами для достижения расчетного коэффициента эффективности дегазации разрабатываемого пласта, той величины, которая определяет расчет параметров проветривания очистных и подготовительных выработок, выбор местных и главных средств проветривания;
- невозможности определения дебита метана в дегазационный трубопровод из источников дегазации, что приводит к невозможности выбора необходимых диаметров трубопровода и дегазационных установок;
- определения количества одновременно работающих дегазационных скважин для обеспечения необходимого коэффициента эффективности дегазации;
- невозможности расчета параметров дегазационного трубопровода и выбора дегазационной установки и др.
На основании представленных выше замечаний можно сделать вывод о необходимости серьезной переработки Инструкции с учетом существующего опыта применения дегазации на шахтах Кузбасса, не нашедшего отражения в данном документе.
«MANUAL FOR COAL MINES DEGASSING» NEW EDI TION ANALYSES
A.M. Timoshenko, K.A. Timoshenko, V.B. Popov
New edition of «Manual for coal mines degassing» published by RF Ministry for natural resources and ecology for discussion is reviewed.
Detailed analyses of conditions and demands for coal mines degassing methods application suggested in the Manual new edition is fulfilled.
Remarks and suggestions for correction and improvement of new Manual statements are presented.
Key words: MANUAL, DEGASSING, REGULATING DEMANDS, REMARKS AND SUGGESTIONS
Тимошенко Александр Михайлович Tel/тел. (3842) 64-31-10 Тимошенко Кирилл Александрович Ш/тел. (3842) 64-31-10 Попов Валерий Борисович Ш/тел. (3842) 34-17-87
