CC BY
47
© C.B. Сластунов, Г.П. Ермак, 2013
С.В. Сластунов, Г.П. Ермак
ОБОСНОВАННЫЙ ВЫБОР СПОСОБОВ ДЕГАЗАЦИИ ПРИ ИНТЕНСИВНОЙ ОТРАБОТКЕ ГАЗОНОСНЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ — КЛЮЧЕВОЙ ВОПРОС ОБЕСПЕЧЕНИЯ МЕТАНОБЕЗОПАСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ШАХТ
Для угольной отрасли России, разрабатывающей угольные пласты при постоянном углублении горных работ и повышении их природной газоносности крайне актуальным является устранение отрицательного влияния «газового фактора» на основе обоснованного выбора и эффективной реализации способов дегазации угольных пластов при их интенсивной отработке. Ключевые слова: метан угольных пластов; интенсивная угледобыча; предельно допустимые нагрузки на очистной забой по газовому фактору; прогноз на основе фактической оценки свойств и состояния углегазоносного массива; пластовая дегазация, состояние и перспективы ее применения.
При подземной добыче угля проблема метана важна прежде всего с точки зрения обеспечения безопасности горных работ и повышения экономической эффективности их функционирования. Планируемые нагрузки на ряде шахт Кузбасса уже в настоящее время возросли до 20 — 30 тыс.т/сут (в перспективе предусматриваются и более высокие), прогнозное газовыделение из разрабатываемого пласта достигает критического значения, производительность очистных забоев на ряде шахт лимитирована по газовому фактору. Без кардинального снижения газообильности горных выработок, и, в первую очередь, разрабатываемого пласта, обеспечить такую нагрузку не представляется возможным. Имеются проблемы при проведении подготовительных пластовых выработок по газовому фактору. В связи с изложенным, достоверное определение предельно допустимых нагрузок на очистные забои по газовому фактору и обоснованный выбор технологии пластовой дегазации является актуальной задачей подземной угледобычи.
Подземная разработка угля характеризуется постоянным увеличением глубины отработки угольных пластов. Эта тенденция характерна для большинства угольных бассейнов мира и основных угольных бассейнов России. Имеет место постоянный рост нагрузок на очистной забой. С их ростом резко повышается абсолютная газообильность выемочных участков. Так, например, в Карагандинском угольном бассейне при нагрузке на лаву свыше 3000 т/сут газообильность горных выработок достигает уже 120 — 160 м3/мин (шахта «Абайская»), в Кузбассе при нагрузке на лаву свыше 10000 т/сут — 90 -100 м3/мин (шахта им. Кирова). В таких условиях только комплексная дегазация всех источников газовыделения в очистной забой позволяет безопасно вести горные работы.
Необходимо отметить, что в том же Карагандинском бассейне даже при эффективности комплексной дегазации 75— 80 % газовыделение в атмосферу шахты сдерживает интенсивность отработки угольного пласта. Достигнутая в настоящее время эффективность комплексной дегазации в значительной мере обусловлена эффективной дегазацией выработанного пространства. В то же время с ростом нагрузки на очистной забой резко возрастает вклад метана, выделяющегося из разрабатываемого пласта и разрушаемого в забое угля. Так, для условий ряда шахт даже при указанной выше эффективности комплексной дегазации 75—80 % для современных нагрузок на очистной забой требуется применение пластовой дегазации с эффективностью не менее 0,2, что далеко не всегда может обеспечить пластовая дегазация, осуществляемая из горных выработок на стадии подготовки и отработки выемочного поля.
Дальнейшее совершенствование дегазации в условиях постоянного роста нагрузок на очистной забой свыше определенного уровня для ряда горно-геологических и горнотехнических условий возможно только на базе региональной дегазационной подготовки, в частности, путем заблаговременного извлечения метана из угольного пласта скважинами с поверхности и существенного снижения газоносности последнего до начала ведения основных горных работ.
Мировой опыт подтверждает целесообразность и обоснованность подобного подхода. На многих газообильных шахтах США применяется дегазация с поверхности с использованием технологии гидроразрыва, при этом следует особо отметить, что до начала ведения горных работ из угольных пластов извлекается на многих шахтах (например, шахты «Буханап», «Кумберленд» (США) до 70 % газа. Анализ мирового опыта дегазационных работ в высокоразвитых угледобывающих странах мира показывает, что там законодательно или нормативно реально и жестко лимитируется уровень газоносности разрабатываемого угольного пласта (особенно выбросоопас-ного), при которой могут вестись горные работы по добыче угля. Например, в Австралии, уже на стадии разработки концепции разработки месторождения по добыче угля на стадии предпроектной подготовки конкретно предопределяется обязательное снижение газоносности выбросоопасного угольного пласта как минимум до 8 м3/т. При этом не допускаются никакие обоснования, позволяющие обойти это ограничение. Одному из авторов настоящей статьи это хорошо известно из его практического участия в разработке концепции безопасного ведения горных работ на шахтном поле «Бельведер» в Брисбене в ноябре 2011 г.
К сожалению, в РФ ситуация принципиально другая. В настоящее время действует последнее Постановление Правительства РФ № 315 от 25.04.2011 г., где, в частности, указывается следующее: «Дегазация угольного пласта обязательна, когда природная метаноносность пласта превышает 13 куб.м/т сухой беззольной массы и работами по вентиляции невозможно обеспечить содержание метана в исходящей струе очистной горной выработки в размере менее 1 процента». При таком ограничении всегда остается возможность вести горные работы на пластах с практически любой газоносностью, что и фактически реализуется на шахтах России. Для этого достаточно при проектировании показать низкий потолок нагрузок на очистной забой или обосновать более высокий, используя устаревшую методическую базу (например, руководство по проектированию вентиляции угольных шахт, МакНИИ, 1989 г.), 122
или сделать это на основании результатов работы так называемой лавы-аналога). Последствия такого подхода очевидны. В лучшем случае это периодические оперативные остановки комбайна при фиксации критических концентраций для проветривания лавы, в худшем — аварийная ситуация с возможным катастрофическим результатом.
Эффективность подземной пластовой дегазации составляет 0,10—0,15 и ограничивается величиной, как правило, не более 0,2 (опыт работ в Карагандинском бассейне, как наиболее развитом в плане применения способов пластовой дегазации в последние годы, представлен в табл.1).
Это вполне объективно обусловлено ограниченным временем на дегазацию угольного пласта из подземных выработок, связанным в ряде случаев с недостаточным опережением фронта очистных работ подготовительными работами и низкой эффективностью дегазации иизкопроницаемого, неразгруженного от горного давления угольного пласта, связанной с отсутствием активных воздействий на массив угля для повышения его природной проницаемости. Ключевым моментом эффективности любых схем пластовой дегазации является характер газопереноса в блочно-трещиноватой структуре угольного пласта. Схематично этот процесс можно представить в качестве комбинации движения газа по законам диффузии внутри блоков (в частности, по закону Фика) и вязкого течения по фильтрующим порам и трещинам внутри блоков по закону Дарси (рис. 1). Скорость протекания этих процессов существенным образом зависит от величин газопроницаемости угольного пласта К и коэффициента диффузии Э, а также пластового давления Рпл и, с учетом того факта, что основная масса газа находится в сорбционном объеме (до 90 — 98 %), сорбционных характеристик угля (в частности, коэффициентов Ёенгмюра).
Вопрос эффективного извлечения метана из неразгруженных от горного давления угольных пластов является весьма сложным. Угольный пласт — низкопроницаемая блочно-трещи-новатая среда с существенной анизотропией и неоднородностью свойств.
Таблица 1
Оценка эффективности подземной пластовой дегазации на шахтах Карагандинского бассейна
Способ ГТ» ГЯ'ЭДПТГН Налмвнзвэнлв выработки запасы, 1ЫС.Т ЙШ-БО съЕа-лЭШ. шг Срклняя сьна^пн. н Р1С-ННЯ МЕЗДу скваж., и Срок дггаза- суг Срешпш дв&гт. мЗ :шн ^■дазьный ■л [ метана. мЗ П.М.СУТ ЕЪвпгчгно мвгана. мЗ т Пжпгчгно мзгана. тысмЗ
^та'АбайскзГ
цэед. пласт. кошштр.31 К 10-е 14-52 253 146 4 590 1,36 0,05 0,8 1155
ГЕрец пласт. вент штр.31 К 10-е 35,8 15 120 2-4 12 1,22 0,97 0,59 21,1
цэед. шаст. кенв шгр 31 КИМо 840 80 120 8-12 540 1.4 0.2 0,55 466
ГЕред пласт. Еенг.шгр.31 КНУ-ю 31,7 15 100 2-4 12 1,7 1.1 0,9 29,4
псед. тает. кшв.шгр.32 КИ>-ю 1000 130 150 8 330 0,9 0,06 0.43 423
Шкта "Шахттская"
пред. тает ксш.штр 322 Д&-П 663,3 245 110 4 459 1,49 0,08 1,48 9£5
ГЕред. шаст. Еенг.штр322 Д&-П 24,9 28 80 4 15 0,49 0,32 0,42 10,6
ЦЬна [мЛенина
гред.шзст конБ.шгрЗО£Дб-1Е. в сторону .3113 456,8 139 90 8 1290 0,38 0,04 1 79 70В
пред. шаст и>нкшфЗОЗД6-1в. в СТОРОНУ-*.** 355,3 145 70 8 1460 0,35 0,05 1.79 743
пред. шаст ЮШБПГфЗ ОЗДб-^Е Б сторону7 • "1 568,3 152 70 8 2190 0,42 0,06 1,88 1311
цкд.тасг. коньштр 3. "А Д&-1Б. Б сторону ' "1 730,3 190 90 8 1257 0,62 0,05 1,88 1124
пред. тает КОНБ.ШГрЗ.<4Дб-1Е Б сторону 3 Оэ 355 227 90 4-8 1144 1,21 0,09 1.95 2129
гред.шаст. КОНБ.ШГрЗ<ЙДб-1Б. Б СТОШЕУ 3.05 570 203 60 4-8 685 0,67 0,08 1 05 6ЕБ
пред. шаст ЮШБПГфЗ О^Дб-^Б Б 570 60 130 8 1970 0,68 0,12 3.37 1917
цкд.тасг. КОЕБ.П1Гр 3.05 Д6-]б. б сюр. 3.06 нпл[егор.О 580 161 130 4 966 0,69 0,12 1,64 953
гред.таст. КОББ.ППр3.06Д&-1Б. Б СТОр.З Об БЫПК гор 0 537 84 130 8 613 1,89 0,16 1,94 1040
гред.шаст. КОЕБ.ШГр306Дб-1Б. Б стор-З.Обнпжггор.0 660 96 130 4 187 2,19 0,1В 0.69 590
Ша< [а "Казжстанскай"
пред. шаст КСНЕ.ШТР 232 Д5-1 330 125 175 8-12 545 1,45 0,09 1,37 1138
ггред. шаст. кснЕ.штр 232 Д5-1 94,1 18 100 4 40 0,2 0,16 0,12 11,5
прел, шаст коне тр огр 314Д5-Е 232 53 135 4 104 42 0,85 2.7 629
Кливажи
Ламинарным 1оток
/Диффузия / Ламинарный поток Диффузия
V = ±СЕ р = - рс1°
ц Сх Сх
где С — концентрация газа; ц — вязкость газа
Рис. 1. Модель газопереноса в блочно-трешиноватой структуре угольного пласта
В угольном пласте до 90 — 98 % всего угольного метана находится в сорбированной состоянии. Микропоры (молекулярные поры) имеют диаметр до 1 нм. В этих порах метан находится в сорбированном состоянии. Перевод его в свободное состояние и процесс миграции к скважине весьма длителен, требует значительных временных и энергетических затрат для существенного изменения состояния и свойств углегазонасы-щенного массива.
Известно, что значительная часть порового пространства угольных пластов представлена порами размером от 1 до 10 нм (так называемые фольмеровские поры), где осуществляется капиллярная конденсация и диффузия газа, а также порами размером от 10 до 100 нм (кнудсеновские поры), где имеет место медленная ламинарная фильтрация газа, т.е. процессы переноса метана, требующие значительного времени. В макропорах (пуазейлевых порах) процесс массопереноса происходит несколько быстрее, где имеет место интенсивная ламинарная фильтрация и только в условиях видимых пор и трещин имеет место смешанная ламинарная и турбулентная фильтрация, в процессе которой могут быть обеспечены более или менее приемлемые дебиты скважин. Такая структура порового пространства неразгруженного от горного давления угольного пласта предопределяет существенную длительность процессов газопереноса метана из угольной матрицы к трещинам и скважине. Это — временной барьер к высокой эффективности пластовой дегазации. Реализация некоторых из указанных выше процессов требует значительного времени, исчисляемого месяцами и даже годами. Кроме него существует еще энергетический барьер, заключающийся в существенных энергетических затратах на преодоление энергия связи метана с углем (табл. 2) и энергии активации форм связи метана с углём (табл. 3). В табл. 2, 3 приводятся известные ориентировочные значения этих величин [6 и др.].
Энергетический барьер предопределяет энергетические затраты, которые необходимо понести в процессе дегазации угольного пласта, в частности, на бурение скважин (с образованием зоны дезинтеграции вокруг последней), на повышение проницаемости угольного пласта в зоне влияния скважины (в
Таблица 2
Энергия связи метана с углем
Форма нахождения Относительное Тип связи Энергия
газа содержание, % диструкции, МДж/м3
Свободный газ 5—6 Адгезионная 0,09
Сорбированный на 8—10 Физическая 0,76—0,94
поверхности и в мак- сорбция
ропорах
Сорбированный в 20—25 Объемное за- 1,88—2,37
микропорах полнение
Растворенная 40—50 Раствор внедрения 7,6—8,9
Газокристаллическая 3—5 Химическое взаимодействие 13,4—17,8
Таблица 3
Энергия активации форм связи метана с углем
Форма связи метана с углем Вид переноса в угле Энергия активации, кДж/моль
Свободная Сорбированная Растворенная Газокристаллическая Вязкое течение Диффузия по поверхности Молекулярная диффузия Диффузия в кристаллах 2 17—21 170—200 300—400
основном, за счет трещинообразования), десорбцию метана в этой зоне и перенос его в низкопроницаемом коллекторе к скважине и далее на поверхность. При проведении пластовой дегазации из подземных выработок без активных воздействий на углегазоносную толщу эти затраты минимальны, но и достигаемый эффект по снижению газоносности ограничен. В принципе, он может быть несколько повышен путем проведения активных воздействий (например, поинтервальный гидроразрыв, газо-гидроимпульсное воздействие и др.), однако эти локальные технологии крайне редко применяются ввиду оперативной сложности их реализации в стесненных подземных условиях, большой вероятности прорывов воды в горные выработки, сложностью герметизации скважин и, основное, недостатком времени на достаточно кропотливую и масштабную ра-
боту. Как правило, времени хватает только на бурение подземных пластовых скважин и более или менее их удовлетворительную эксплуатацию (профилактика, ремонт, замеры дебитов и концентраций, ликвидация утечек, слив воды и др.). Существенно большие возможности в части преодоления временного и энергетического барьеров имеют региональные технологии, в частности, технология заблаговременной дегазации угольных пластов скважинами с поверхности с гидрорасчленением (гидроразрывом) пластов и существенным повышением его проницаемости, а также большим потенциальным резервом времени для обеспечения требуемой глубины дегазации. В принципе данная технология имеет огромные потенциальные возможности по достижению высокой эффективности вследствие того, что основные технологические факторы: время дегазации, мощность применяемого оборудования, сетка скважин диктуются только экономическими соображениями.
Разработана методика выбора основных технологических схем пластовой дегазации в различных горно-геологических и горнотехнических условиях, схематично представленная в табл. 4. Там же приведен конкретный пример выбора технологии пластовой дегазации для условий поля шахты «Казахстанская», где в настоящее время под авторским надзором МГГУ применяется заблаговременная дегазационная подготовка (ЗДП) пласта Д6 к безопасной и интенсивной отработке на базе гидравлического расчленения пласта (ГРП) через скважины с поверхности.
Разработаны рекомендации по технологии пластовой дегазации и принципиальная технологическая документация для условий шахты им. Кирова, где пласт «Болдыревский» с глубины 500 м. отнесен к угрожаемым по внезапным выбросам угля и газа. Для условий выемочного участка 2460 было рекомендовано применение заблаговременной дегазации путем гидрорасчленения угольного пласта с использованием эффекта обратного гидроудара (гидроударное воздействие).
Методика выбора технологии пластовой дегазации в общем случае предусматривает для выбора состава и параметров комплексной технологической схемы на первом этапе оценку четырех основных аспектов: ожидаемой эффективности дега-
зации на базе газодинамических исследований объекта пластовой дегазации; наличия и величины «газового барьера», определяемого стратегическим планом развития горных работ (планируемыми нагрузками), аналитическим и нормативным расчетом предельно допустимой нагрузки на очистной забой по газовому фактору; резерва времени, имеющегося на проведение пластовой дегазации; результатов натурной апробации рекомендуемых к применению технологических схем углубления дегазации или результатов пробных закачек.
На втором этапе дается научное обоснование конструирования общей технологической схемы, определяются основные параметры технологии и состав основного (базового, несущего основную энергетическую нагрузку), вспомогательного (интенсифицирующего процесс газоотдачи и массопереноса газа) и резервного (дополнительного) воздействий.
Наличие и величина «газового барьера» для каждого выемочного участка конкретного шахтного поля может определяться на базе действующей нормативной документации и с учетом аналитических расчетов на базе математического моделирования, например, для условий шахты «Котинская» ОАО «СУЭК-Кузбасс» в соответствие с данными, представленными табл. 5. В соответствие с этими данными при планируемой нагрузке, например, 10 тыс.т/сут (смотри соответствующий столбец в табл. 5) при расчетном газовыделении из пласта 4 м3/мин требуемая эффективность дегазации составляет 0,135 и вполне обосновано может быть рекомендована технология подземной пластовой дегазации из подготовительных выработок (установленная эффективность этого способа составляет 0,1—0,2). При газовыделении из пласта 5 м3/мин требуемая эффективность дегазации уже составляет 0,31 и еще может быть рекомендована предварительная пластовая дегазация из подземных выработок, но уже в усиленном варианте (например, перекрещивающиеся скважины или использование какого-либо интенсифицирующего воздействия — поинтервального гидроразрыва и др.). При газовыделении из пласта 6 м3/мин требуемая эффективность дегазации составляет 0,42 и обоснованными будут рекомендации на применение заблаговременной дегазации скважинами с поверхности с гидрорасчленением
Таблица 4
Методика выбора основных технологических схем пластовой дегазации
Ожидаемая эффективность дегазации на базе газодинамических исследований объекта пластовой дегазации Наличие и величина «газового барьера» Резерв времени на пластовую дегазацию Результаты апробации технологий интенсификации или пробных закачек
Научное обоснование ко Параметры общей техно/ «Казахстанская») Основная схема ГРП нструирования общей техноло огической схемы (для примера Вспомогательная схема Пневмовоздействие Реализация режима самоподдерживающегося разрушения угля "ической схемы , шахта Дополнительная схема Гидратация пласта
Таблица 5
Требуемая глубина пластовой дегазации
(шахта «Котинская» ОАО «СУЭК-Кузбасс»)
Газовыделение из пласта, м3/мин Коэффициент дегазации при нагрузках на лаву А, т/сут
5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000
1 -- -- -- -- -- -- 0,01
2 -- -- -- 0,135 0,31 0,425 0,5
3 -- -- 0,23 0,42 0,54 0,62 0,67
4 -- 0,135 0,425 0,57 0,66 0,71 0,75
5 -- 0,31 0,54 0,65 0,72 0,77 0,8
6 -- 0,42 0,62 0,71 0,77 0,81 0,83
7 0,01 0,51 0,67 0,75 0,8 0,84 0,86
8 0,14 0,57 0,71 0,78 0,83 0,86 0,88
угольного пласта (установленная эффективность этого способа составляет 0,3—0,5). При газовыделении из пласта 7 м3/мин и более требуется применение более сложной (усиленной) разновидности этой технологии (например, гидрорасчленение пласта с уменьшенной сеткой заложения скважин, гидрорас-
членение пласта в режиме кавитации, пневмогидровоздействие через скважины с поверхности и др.). Далее при возрастании требуемой эффективности способа дегазации может рекомендоваться комплексная дегазация, включающая в себя кроме заблаговременной дегазации скважинами с поверхности применение дополнительно подземной пластовой дегазации из подземных выработок с бурением скважин в зоны повышенной трещиноватости (зону гидрорасчленения).
Резерв времени определяет выбор класса пластовой дегазации: предварительную (резерв времени более трех месяцев) и передовую (из зоны разгрузки пласта при подходе лавы) из подземных выработок; предварительную (резерв времени менее 3 лет) или заблаговременную (резерв времени 3 и более лет) скважинами с поверхности.
Важным фактором, влияющим на выбор технологии пластовой дегазации является ожидаемая эффективность дегазации на базе газодинамических исследований объекта пластовой дегазации — конкретного угольного пласта или его участка. Это связано с тем, что в настоящее время работами многих специалистов (Васючков Ю.Ф., Каркашадзе Г.Г., Коликов К.С., Мазаник Е.В., Ёупий М.Г., Стефлюк Ю.М., Полчин А.И., Иванов Ю.М., Волков М.А. с участием авторов настоящей статьи и некоторых др.) разработаны современные математические модели и получены аналитические зависимости для определения дебитов пластовых скважин и газоотдачи угольных пластов, однако эти зависимости включают в себя такие необходимые газокинетические и фильтрационные параметры, показатели свойств и состояния угольных пластов как пластовое давление, проницаемость пласта, коэффициент диффузии, сорбционные характеристики и некоторые другие. Ни один из этих параметров до последнего времени достоверно не определялся ни в шахте при ведении горных работ, ни в соответствующих лабораториях как в России, так и в Казахстане. Нет информации о проведении подобных работ и на шахтах Украины. В позитивном плане можно лишь упомянуть экспериментальные работы в этом направлении, которые были проведены австралийской фирмой «Сигра» под руководством Йена Грея по заказу Угольного департамента АО «АрселорМит-
тал Темиртау» в 2010 г. на шахте им. Ленина, а также приобретение названным департаментом лаборатории по определению указанных характеристик у фирмы DMT для развития этих работ силами Управления «Спецшахтомонтаждегазация» на шахтах бассейна, становление аналогичной лаборатории в ОАО «СУЭК — Кузбасс». Совершенно очевидно, что формирование подобных лабораторий и структур, способных вести указанные исследования на шахтах — необходимый этап при решении проблем метанобезопасности подземной угледобычи. Эффективно функционирующим аналогом такой структуры является фирма «Сигра» (Брисбен, Австралия), имеющая положительный опыт работы в Австралии и некоторых других угледобывающих странах мира.
Нами совместно с вышеназванными специалистами ОАО «СУЭК — Кузбасс» и Угольного департамента АО «Арселор-Миттал Темиртау» разработана современная методика проведения комплекса газодинамических исследований на объектах применения пластовой дегазации, позволяющая объективно решать два основных вопроса: получать достоверный прогноз предельно допустимой нагрузки на очистной забой по газовому фактору и обосновано проектировать процесс дегазации. Кроме этого, методика позволяет получать корректную оценку фактической эффективности пластовой дегазации, что также не имеет места в реальной практике российских шахт.
Вышеназванная методика предусматривает определение в лабораторных условиях газоносности угля по отобранным кусочкам угля в процессе бурения дегазационных пластовых скважин, основных сорбционных характеристик угля (констант Ленгмюра) по изотермам сорбции тех же измельченных образцов угля и его коэффициента диффузии. Кроме этого, в натурных условиях в шахте предусматривается на стадии бурения пластовых скважин определение пластового давления и коэффициента газопроницаемости (по кривой наростания давления в закрытой и загерметизированной по отработанной технологии скважине).
Необходимо отметить, что в настоящее время отсутствие на шахтах этой указанной выше информации ставит под сомнение как оценку предельно допустимых нагрузок на очист-
ные забои на всех газоносных объектах угледобычи, так и реальную эффективность достигаемого эффекта от применяемой пластовой дегазации. Не представляется возможным определить, чего реально надо было обеспечить на стадии дегазации и что фактически было достигнуто при применении пластовой дегазации. Таким образом, необходимо констатировать, что при настоящем положении дел на шахтах необоснованно ведется проектирование дегазационных работ и недостоверно оцениваются их результаты. Угледобыча ведется произвольно с учетом отправной информацию по так называемым лавам-аналогам, которые в большинстве случаев таковыми не являются ввиду многообразия факторов их функционирования и параметров добычных участков, а также существенной анизотропии и неоднородности углегазоносного массива. В этом заключается одна из основополагающих причин отсутствия надежной системы метанобезопасности подземных горных работ.
Учет результатов апробации технологий интенсификации или пробных закачек в методике выбора технологии пластовой дегазации подразумевает обоснованный выбор конкретных работоспособных и эффективных технологических схем по результатам их опытных испытаний. Последние, проведенные на ряде скважин ГРП на поле шахты им. Ленина, подтвердили, например, целесообразность выбора для пласта Л6 на поле шахты «Казахстанская» в качестве основного воздействия гидрорасчленения пласта при совершенном его вскрытии, в качестве вспомогательных воздействий — технологию пневмовоздействия или технологию, предусматривающую использование геоэнергии массива (реализация режима самоподдерживающегося разрушения угля) и в качестве дополнительного воздействия — применение гидратации пласта. Анна-логично для пласта «Болдыревский» шахты им. Кирова (выемочный участок 2460) был обоснован выбор технологии апробированного ранее гидроударного воздействия. Для выемочного поля возможно применение последней технологии в варианте предварительной дегазации из подготовительных горных выработок.
В соответствие с разработанной методикой выбора технологии пластовой дегазации можно обоснованно определять
область применения всех известных технологических решений и в тех случаях, когда необходимое снижение газоносности составляют 3—4 м3/т и более обосновано рекомендовать к применению заблаговременную дегазационную подготовку (ЗДП) шахтных полей к безопасной и интенсивной отработке на базе гидрорасчленения угольных пластов скважинами с поверхности в той или иной модификации.
Работы по этому научному направлению были впервые в мировой практике начаты и развивались в Карагандинском угольном бассейне по инициативе акад. А.А. Скочинского под руководством горного инженера Ножкина Н.В. с 1962 г. [1]. За истекший период были проведены опытно-промышленные работы более, чем на 10 шахтных полях бассейна и получены в целом положительные результаты [2—5 и др.]:
• максимально достигнутые дебиты составили 3,5 — 4,8 м3/мин (шахты № 22, «Саранская»):
• средний дебит -0,3—0,7 м3/мин:
• дебит метана после разгрузки угольных пластов в процессе выемки первых рабочих пластов (подработка, надработ-ка) на втором этапе эксплуатации скважин ГРП по извлечению метана из выработанного пространства — 3—10 м3/мин:
• срок службы скважин — 7—10 лет:
• объем извлечения метана (максимальный) -50—60 % от природной газоносности;
• эффективный радиус воздействия — 120—150 м;
• концентрация метана в извлекаемом газе — 95—99 %;
• снижение газообильности горных выработок — до 85 %.
Недостаточно высокая эффективность ЗДП на некоторых
участках шахтных полей, как правило, связывалась с недостаточным сроком службы скважин и неудовлетворительным их освоением. Результаты работ по одном из последних объектов работ — поле шахты им. Ленина, где срок эффективной дегазации составил более 8 лет и освоение скважин было в целом удовлетворительным, приведены в табл. 5.
Необходимо отметить, что ЗДП является также в определенной степени способом снижения выбросоопасности угольных пластов, что нашло отражение в данных табл. 6 (позиция 4), однако не дает 100 %-ной гарантии предотвращения выбро-
сов, особенно в зоне тектонических нарушений и пограничных (периферийных) областях. Вследствие этого, зоны ЗДП во всех случаях проходятся со всем комплексом противовыбросных мероприятий.
Необходимо отметить эффективности ЗДП по мере скважины ГРП (рис. 2).
Таблица 6
Результаты оценки эффективности ЗДП в зонах скважин ГРП №1-14 при ведении горных работ на поле шахты им. Ленина
№ п\п Показатели Ед. изм. Значения Снижение или увеличение
Участки сравнения Зоны ЗДП
Свойства угольного пласта
Проницаемость пласта мД (10*50)-104 до 8-10 Увеличение на 3-4 порядка
2 Пористость угля % 3-4 5-6 Увеличение в 1,5-2,0 раза
3 Газоносность угля м3/т 20 10-16 Снижение на 25-50%
4 Пластовое давление МПа 2,4 0,8 - 1,6 Снижение на 40-70%
Эффективность при подготовительных горных работах
Газообильность выработки м3/мин 6-10 4-6 Снижение до 60%
2 Прирост газовыделения при работе комбайна м3/мин 1-2 0,5+0,2 Снижение на 50-80%
3 Прирост газовыделения при бурении газодренажных скважин м3/мин 1-5 0,3+0,1 Снижение на 60-80%
4 Вероятность появления опасных значений при текущем прогнозе выбросоопасности % 25-40 В зонах ЗДП не отмечалось выбросоопасных значений
5 Темпы проведения выработки по пласту Дб м/мес. 10-40 50-80 Увеличение в 1,5-2,0 раза
Эффективность при очистных горных работах
Газообильность выемочного участка м3/т 10+1 6+2 Снижение на 30%
2 Газовыделение в забое лавы м3/мин 5-8 3-4 Снижение в 1,8-2,0 раза
3 Нагрузка на лаву т/мес Увеличение на 20-30%
Изменение газоносности в зависимости от расстояния до скважин ГРП
1-в зона ГРП-3, 2-в зоне ГРП-10, шахта им.В.И.Ленина
К= 120 м Ад = 5 -^9 м3/т К= 60 м Ад = 10 ^ 11 м3/т
X, м3/т
25 20 15 Ю
5
О 411 XII 120 1бО I,, м
Рис. 2. Эффективность пластовой дегазации вокруг скважины
закономерное снижение удаления зоны дегазации от
Последние приведенные на графике рис. 2 данные позволяют определить возможную перспективу достижения необходимой эффективности пластовой дегазации в условиях высоких газоносностей и уровня нагрузок на очистные забои, особенно при разработке выбросоопасных и особо выбросоопас-ных угольных пластов, где крайне актуальны также и вопросы проведения подготовительных выработок. Эта перспектива может быть связано с уменьшением сетки скважин ГРП, что повлечет за собой удорожание работ и необходимостью их технико-экономического обоснования (рис. 3).
Дополнительным резервом повышения эффективности заблаговременной дегазации является применение всего комплекса работ — скважины с поверхности и подземные скважины из подготовительных выработок, пробуренные в зону искусственно повышенной трещиноватости пласта (рис. 3).
В настоящее время ведется оценка эффективности последних по времени работ по ЗДП, реализуемой на шахте «Казахстанская» (рис. 4). Подготовка данного шахтного поля ведётся с 2000 г. и только в настоящее время появилась реальная возможность определить фактическую эффективность ЗДП. Основная объективная оценка будет осуществлена при отработке
Параметры заложения скважин ЗДП
1-скв. ГРП; 2-конв.штрек; 3- вент, штрек
Рис. 3. Зона интенсивной дегазации (комплексная схема дегазации)
Рис. 4. Расположение скважин ГРП на поле шахты «Казахстанская»
запасов шахтного поля, но на настоящем этапе работ решается задача оценки эффективности ЗДП на стадии полевой подготовки пласта Д6 с применением описанной выше методики.
На ряде скважин были апробированы различные технологические схемы заблаговременной дегазации (пневмотепловое воздействие, расчленение с использованием вспенивающихся растворов, гидродинамическое воздействие с использованием геоэнергии массива, гидроимпульсное воздействие, воздействие с использованием эффекта выдержки рабочей жидкости в угольном пласте и ряд других). Проводимые работы по оценке эффективности названных технологических схем и технологии заблаговременной дегазационной подготовки в целом позволит более достоверно выбирать, обосновывать и рекомендовать
конкретные технологии для различных горно-геологических и горнотехнических условий шахтных полей и выемочных участков при интенсивной и безопасной разработке угольных месторождений.
К основным выводам можно отнести следующее:
1. Обоснованы методика выбора технологии дегазации и методические рекомендации по выбору рациональных технологических схем пластовой дегазации угольных пластов, в частности, для условий интенсивной отработки ряда газоносных выбросоопасных пластов Карагандинского угольного бассейна и Кузбасса (на примере ряда шахт ОАО «СУЭК-Кузбасс»).
2. Разработанная методика экспериментального определения основных свойств и состояния углегазоносного массива, подлежащего интенсивной отработке, позволяет корректно и обоснованно определять предельно допустимые нагрузки на очистной забой по газовому фактору; выбирать и научно обосновано рекомендовать для каждого перспективного шахтного поля и выемочного участка необходимую технологию пластовой дегазации, которая обеспечит достижение с учетом газового фактора стратегических показателей по нагрузкам на очистные забои в конкретных горно-геологических и горнотехнических условиях.
3. Высокоинтенсивная безопасная разработка газоносных угольных пластов невозможна без обеспечения глубокой дегазации разрабатываемых пластов. Заблаговременная дегазационная подготовка угольных пластов к безопасной и эффективной разработке скважинами с поверхности может обеспечивать необходимую эффективность по снижению газообильности горных выработок и газоносности угольных пластов (до 50 %) при применении данной технологии за 3 — 5 лет до начала ведения горных работ в зонах интенсивной дегазации.
4. Доказана целесообразность и обоснованность применения технологии ЗДП для обеспечения безопасной отработки высокогазоносных угольных пластов в Карагандинском угольном бассейне, в частности, выбросоопасного пласта Д6 шахт им. Ленина и «Казахстанская». На шахте им. Ленина съем мета-
на в зонах ЗДП на ряде скважин составил 6 — 9 м3/т, а на шахте «Казахстанская» — 5 — 7 м3/т, что существенно больше возможных съемов при применении подземной пластовой дегазации из подготовительных выработок.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. — М.: Недра, 1979, — 271 с.
2. Ржевский В.В., Братченко Б.Ф., Бурчаков A.C., Ножкин Н.В. Управление свойствами и состоянием угольнык пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах. — М.: Недра, 1984, -327 с.
3. Сластунов C.B. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. М., изд-во МГГУ, 1996. — 441 с.
4. Пучков Ë.A., Сластунов C.B., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. М., изд-во МГГУ, 2002. — 383 с.
5. Баймухаметов С.К. Проблемы разработки высокогазоносных угольных пластов. Караганда, 2006. — 204 с.
6. Васючков Ю.Ф. Физико-химические принципы дегазации угольнык пластов. Вестник XXI. Горно-металлургическая секция РАЕН. М., «Интермет Инжениринг», 2007.ВШЭ
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ-
Сластунов Сергей Викторович — доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой, научный руководитель НОЦ «Геоэкология и промышленная безопасность», Московский государственный горный университет, Ермак Геннадий Павловаич — кандидат технических наук, начальник управления по надзору в угольной промышленности Ростехнадзора России.
д
