CC BY
8
© К.С. Кашапов, М.В. Шмидт, К.С. Коликов, 2008
К.С. Кашапов, М.В. Шмидт, К.С. Коликов
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ ДЕГАЗАЦИОННОЙ ПОДГОТОВКИ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ МЕТАНОБЕЗОПАСНОСТИ ОЧИСТНЫХ РАБОТ
сследования по определению эффективности заблаговременной дегазационной подготовки мощного особо выбросоопасного пласта d6 проведены в лавах 301- d6-№ - 05- d6-1В. Эти лавы отрабатывались по падению. Глубина разработки увеличивалась от 376 до 560 м. Длина очистных забоев составляла около 150 м. Отработка осуществлялась с использованием прямоточной схемы проветривания выемочного участка и поддержанием конвейерных бремсбергов в выработанном пространстве за счет крепи усиления. Основная кровля представлена алевролитами и песчаниками средней крепости асж 185-644 кг/см2. Непосредственная кровля - аргиллит темно-серого цвета с Осж 131-367 кг/см2. В очистных забоях использовался механизированный комплекс 2ОКП-7ОК с комбайном 1КШЭ. Вынимаемая мощность 3,3 м с оставлением подкровельной пачки 0,2 м.
Пласт d6 отрабатывается с применением комплексной схемы дегазации выемочных участков, включающей гидрорасчленение пласта с последующим длительным извлечением газа, дегазацию пластовыми скважинами, пробуренными из оконтуривающих выработок и дегазацию выработанного пространства вертикальными скважинами с поверхности.
В результате работы пластовых дегазационных скважин съем метана в этих лавах составлял от 0,8 до 2,8, м3/т. Таким образом, влияние пластовой дегазации в этих очистных забоях можно считать равноценным.
В лаве 301- d6-№ было пробурено 6 вертикальных дегазационных скважин (ДГ-1 - ДГ-6), а в лаве 302- d6-№ - 15 скважин (ДГ-1 - ДГ-15). Кроме того, для извлечения метана из куполов обруше-
327
ния были использованы скважины ГРП-4 и ГРП-5, обсадные колонны которых до подсечения их очистным забоем были подвергнуты перфорации.
Необходимо отметить, что расстояние между скважинами ГРП-5 и ДГ-1 в лаве 301- d6-1В составляло 40 м, а по нормали к очистному забою - 20 м. В лаве 302- d6-1В расстояние между скважиной ГРП-4 и ДГ-1 составляло 28 м, а по нормали к очистному забою - 18 м. В результате взаимовлияния этих скважин динамика газовыделения в них существенно отличается от динамики газовыделения в обычную вертикальную скважину. В обоих лавах скважины гидрорасчленения подсекались спустя 6-10 суток, после подсечения скважин ДГ-1. Дебит метана из скважин ДГ-1 в первые 50 суток после их подсечения очистным забоем имеют высокие значения на уровне 6-9 м3/мин, а через 70-90 суток после подсечения падает до «0». При этом дебит метана в скважины ГРП-4 и ГРП-5 в первые 50 суток после подсечения очистным забоем находится на уровне 0,5-1,5 м3/мин, а на 79-90 сутки увеличивается до 2-3 м3/мин.
Такой характер газовыделения эти скважины обусловлен тем, что скважины ДГ-1 и ГРП-4, а также ДГ-1 и ГРП-5 извлекают метан из одного формирующегося купола обрушения. Устойчивость колонны скважины гидрорасчленения выше, чем у обычной вертикальной дегазационной скважины и время их продуктивной работы достигает 300-550 суток после подсечения очистным забоем.
Таким образом, скважины гидрорасчленения могут эффективно использоваться для извлечения метана из куполов обрушения после их подсечения очистным забоем и на этих участках нет необходимости бурения вертикальных дегазационных скважин.
В связи с тем, что отработка лав осуществлялась с использованием прямоточной схемы проветривания выемочных участков, достоверная оценка газообильности очистного забоя может быть дана на основе анализа газообильности всего участка в целом. Такой показатель, как газообильность только самого очистного забоя в данном случае недостаточно достоверен, т.к. не дает полной картины метановыделения как из разрабатываемого пласта, так и из выработанного пространства лавы. Поэтому дальнейший анализ рассматривает абсолютную и относительную газообильности всего выемочного участка в целом.
Абсолютная газообильность участка лавы 301- d6-1В в зоне скважины ГРП-5 и частично в зоне скважины ГРП-12 составляла
328
1,3- 2,5 м3/мин. По мере выхода из зоны воздействия скважины ГРП-12 она возросла до 8,50 м3/мин и вне зон гидрорасчленения имела значения в интервале от 6,0 до 8,70 м3/мин. Абсолютная газообильность выемочного участка с учетом съема метана вертикальными скважинами в купола обрушения в зонах скважин гидрорасчленения ГРП-5 и ГРП-12 составляла 13,4-18,6 м3/мин, а после выхода очистного забоя из зон гидрорасчленения выросла до 16,721,9 м3/мин.
Абсолютная газообильность выемочного участка лавы 302- d6-1В в зоне скважины ГРП-4 составляла 3,9-7,0 м3/мин, в зоне скважины ГРП-12 она имела значения 7,6-8,5 м3/мин и вне зон гидрорасчленения составляла 8,4-10,5 м3/мин. Абсолютная газообильность выемочного участка с учетом извлечения метана из куполов обрушения в зоне скважины ГРП-4 составляла 10,9-18,25 м3/мин, в зоне скважины ГРП-12 она имела значения 20,7-21,60 м3/мин и вне зон гидрорасчленения составляет 26,1-34,7 м3/мин.
Вне зон влияния скважин гидрорасчленения в лаве 301- d6-1В величина относительной газообильности выемочного участка (без учета съема метана вертикальными скважинами из куполов обрушения) изменялась в диапазоне 6,0-12,2 м3/т и в среднем составляла 9,84 м3/т. В лаве 302- d6-1В этот показатель при пределах изменения от 8,92 до 11,35 м3/т в среднем составил 10,14 м3/т. В результате математической обработки установлено, что разница между этими показателями в лавах 301- d6-1В и 302- d6-1В несущественна и вне зон гидрорасчленения среднее значение относительной газообильности выемочного участка в обеих лавах составляет 10 ± 0,8
м3/т.
В табл. 1 приведены обобщенные данные по эффективности заблаговременной дегазационной подготовки по снижению относительной газообильности выемочного участка в лавах 301^6-1В и 302^6-1В.
В зонах гидрорасчленения относительная газообильность выемочного участка (без учета съема метана скважинами из куполов обрушения) существенно снижена. Следует отметить, что в зонах освоенных скважин гидрорасчленения (ГРП-4 и ГРП-12) величина снижения относительной газообильности выемочного участка достаточно хорошо коррелирует с величинами съема метана этими скважинами. В зоне неосвоенной скважины ГРП-5, из которой предварительно было извлечено всего
329
Таблица 1
Эффективность гидрорасчленения по снижению относительной газообильности выемочного участка
№ Зона влияния Относительная газо- Снижение газо- Съем ме-
п.п. скважины обильность участка обильности тана сква-
(пределы измене- м3/т % жинами
ния/среднее значе- ГРП, м3/т
ние), м3/т
1 Вне зон влияния 6,00 - 12,24
скважин гидрорас- 10,00±0,8 - - -
членения
2 Зона скв. ГРП-4 3,70 - 7,00 4,72 47,4 4,43
5,28
3 Зона скв. ГРП-5 1,10 - 1,40 8,73 80,0 0,76
1,27
4 Зона скв. ГРП-12 1,43 - 8,73 4,25 42,5 5,98
5,75
лишь 0,76 м3/т метана, такой корреляции не наблюдается, а высокий эффект по снижению относительной газообильности выемочного участка можно отнести за счет извлечения метана из зоны обработки пластовыми скважинами.
Следует отметить, что извлечение метана вертикальными скважинами из куполов обрушения в лаве 301-^-1В осуществлялось через 6 скважин, а в лаве 302-^-1В - через 14 скважин. Газовыделение в купола обрушения складывается из газоотдачи угля, оставляемого в выработанном пространстве и газоотдачи вмещающих пород. Этот процесс продолжается в течении 300 350 суток после выемки угля, когда выработанное пространство уже сформировано. Поэтому вне зон гидрорасчленения в лавах 301-^-1В и 302-^-1 В при существенной разнице в величинах съема метана вертикальными скважинами в купола обрушения (в среднем соответственно 10,5 и 18,7 м3/мин) величина относительной газообильности выемочного участка находится на одном уровне.
В табл. 2 приведены обобщенные показатели месячной нагрузки на очистной забой в лавах 301-^-1В и 302-<16-1В.
В зонах гидрорасчленения наблюдается увеличение нагрузки на очистной забой на 12-29 %. В связи с тем, что в лавах 301-Д6-1В и 302-Д6-1В ограничения нагрузки на очистной забой по газовому фактору практически не существовало, увеличение нагрузки на очистной забой в зонах гидрорасчленения
330
Таблица 2
Увеличение нагрузки на очистной забой в зонах гидрорасчленения
№ п.п. Зона влияния скважины Нагрузка на очистной забой, т/мес Увеличение нагрузки, %
1 Вне зон гидрорасчленения 38920 -
2 Скважина ГРП-4 43634 12
3 Скважина ГРП-5 50098 29
4 Скважина ГРП-12 44693 15
на 12-15 % может быть обусловлено уменьшением энергоемкости разрушения угля.
Результаты аналогичных исследований в лавах 303^6-1В-305-d6-1В приведены в табл.3.
Детально влияние заблаговременной дегазационной подготовки на снижение газообильности высокопроизводительных очистных забоев рассмотрим на примере отработки лавы 305^6-1В. Дополнительная пластовая дегазация осуществлялась в пределах 4 блоков. Показатели съема метана этим видом дегазации приведены в табл. 4.
Представленные данные подтверждают тот факт, что в зонах гидрорасчленения, даже при заблаговременном съеме метана на уровне 4-5 м3/т, продуктивность и съем пластовой дегазацией возрастают. В частности, съем метана пластовыми скважинами в зонах гидрорасчленения скважин ГРП-2 и ГРП-10 увеличен в два раза.
В верхней части лавы (интервал глубины 360-430 м) заблаговременной и предварительной (пластовой) дегазацией в среднем извлечено 5,3 м3/т, а в нижней части (интервал глубин 430-540 м) -
0,8 м3/т.
По результатам натурных исследований определен фактический газовый баланс очистного забоя, который имеет вид, представленный в табл.5.
Эффективность снижения газовыделения в атмосферу шахты из очистного забоя, работающего с нагрузкой 2600 т/сут, при комплексной дегазации с заблаговременным извлечением метана составила 60 %.
На рис. 1 представлена динамика газовыделения в забой лавы 305^6-1В. Этот показатель, характеризующий интенсивность газовыделения из вынимаемой части пласта в атмосферу шахты в зонах скважин ГРП-2 и ГРП-10 снижен на 55-65 %.
331
3 Таблица 3
Исследования структуры газового баланса очистных забоев с комплексной дегазацией
Шахта, Нагрузка Абсолют- Съем метана, м 3/мин Абсол. Эффек-
лава на лаву ная газо- Выраб. Пласт. ГРП газооби- тивность
т/сут обильность пр-во скв льность комплек-
исходящеи участка снои де-
струи участ- м 3/мин газации
ка, м 3/мин %
303-а6-1В 1900-2100 15-16 16-18 5-6 5-6 41-46 63-70
304-а6-1В 3200-3500 15 23 4.0 4-5 47 68
305-а6-1В 2300 20,2 23,7 1,3 5,0 50,2 60
Таблица 4
Съем метана пластовыми скважинами
Параметры Номер блока
1 (зона ЗДП) 2 3 (зона ЗДП) 4
Интервал глубин, м 360-430 430-540 360-430 430-540
Запасы угля, тыс. т 394,6 460,4 263,2 306,9
Срок дегазации, дней 1334 1153 1035 335
Количество скважин, шт. 92 135 33 137
Расстояние между скважинами, м 8 4 8 4
Длина скважин, м 90 90 60 60
Средний дебит метана, м3/мин 0,97 0,63 0,33 0,31
Извлечено метана, тыс. м3 1872,7 1209,5 494,8 208,7
Съем метана, м3/т 4,75 2,63 1,88 0,68
Таблица 5
Газовый баланс очистного забоя 305- й6-1В
Глубина, м Съем вен- Съем дегазацией, м3/мин Газо- Эфф.
ти- ЗДП Пл. скв. Дренаж Верт. скв. всего обиль- дега-
ляци-ейм3/мин ность, м3/мин зации,%
Лава 305- d6-1В (фактическая при нагрузке 2600-2900 т/сут)
360-443 17,95 5,53 3,75 1,70 15,17 26,15 44,10 59,3
443-550 21,00 - 1,21 1,70 22,25 25,16 46,16 54,0
м3/мин 6
5
4
Газообильность очистного забоя лавы 305-Д6-1-В
| ■ я я и ■ ■ ■ ■ ■ ■ 1 ■ 1111
■ ■ ■ ■
3 2 1 о
уп уш 1х х х1 хп 1 2003 г.
п
ш 1у у 2004 г.
у1 уп уш
3 Рис. 1
Газоносность угля мЗ/т 18
12
6 О
Рис. 2. Структура выделения метана из дегазированного угольного пласта
При анализе снижения газовыделения из дегазированного пласта в процессе его разработки необходимо учитывать следующие обстоятельства. Традиционно мы оцениваем эффективность заблаговременного и предварительного извлечения метана, как процент снижения природной газоносности угля. Однако, извлеченный на поверхность уголь обладает остаточной газоносностью, т.е. сохраняет часть газа (порядка 4 м3/т), которую невозможно извлечь в обычных условиях (не прибегая к нагреву измельченного угля и его глубокому вакуумированию). Остаточная газоносность угля, выдаваемого за пределы очистного участка, в среднем составляет 6-7 м3/т. Поэтому съем метана на уровне 2,5 м3/т (13 % от природной газоносности) обеспечивает фактическое снижение газовыделения на 21 %, а съем метана в 6 м3/т (33 % от природной газоносности) - на 50 % (рис. 2).
При съеме метана 8 м3/т (44 % от природной газоносности) газовыделение из разрабатываемого пласта снижается в 3 Таблица 6
334
Выделение метана из угля 12,0 мЗ/т Выделение метана из угля 11,2 мЗ/т Выделение метана из угля 6,7 мЗ/т
1ШШШШМ1 ЗДП (3,2 мЗ/т) 1 Пластовая (2,1 мЗ/т||
Остаточная газоносность угля 6,0 мЗ/т Остаточная газоносность угля 6,0 мЗ/т Остаточная газоносность угля 6,0 мЗ/т
Без дегазации
Пл. дегазация (1 год) Глубина 443-550 м
ЗДП - 8 лет Пл.дегазация (3 года) Гпубина 360-443 м
Газовый баланс очистного забоя
№ блока Съем, мЗ/т Газовыделение, мЗ/мин Съем из выраб. пространства, м3/мин Газо-обильность, м3/мин
ЗДП Пластовая Вынимаемая часть пласта Осталн-емая часть пласта Вмещающие породы В атмосферу участка
Лава 306-Д6-1В (планируемая нагрузке 4000 т/сут)
1 4,0 2,0 16,8 10,2 28,4 22,1 33,3 55,4
2 - 1,5 21,3 12,9 28,4 27,5 35,1 62,6
Без съема метана 24,75 15,0 28,4 31,2 36,9 68,1
раза, или на 67 %. Такой механизм снижения фактического газовыделения из добываемого угля и обуславливал широкое применение пластовой дегазации, несмотря на то, что съем метана не превышал 2-3 м3/т.
В условиях пласта ё6, разрабатываемого в два слоя, это снижение газовыделения распространяется и на оставляемую в выработанном пространстве часть пласта. Именно по этой причине зонах заблаговременной дегазационной подготовки так же в 1,2-1,3 раза снижено газовыделение из оставляемой части пласта в выработанное пространство лавы, что отразилось на некотором уменьшении абсолютной величины извлечения метана вертикальными скважинами.
Однако фактическая эффективность дегазации куполов обрушения при этом осталась практически на прежнем уровне. В блоке №1 (глубина 360-443 м) эффективность дегазации выработанного пространства составила (15,17+1,70)/( 17,95+1,70+15,17) = 48,5 %,
а в блоке №2 (глубина 443-550 м) 22,25+1,70)/(21,00+1,70+22,25) = 53,3 %.
В соответствии с проведенными исследованиями определено прогнозное газовыделение в забое лавы 306-<16-1В при суточной нагрузке 4000 т. В табл. 6 представлены прогнозные значения газового баланса лавы 306-д6-1В при коэффициенте извлечения метана из выработанного пространства Кдвп= 85%.
Отметим, что приведенные расчеты согласуются с газовым балансом этого участка, рассчитанном шахтой, согласно которому абсолютная газообильность участка составит 60,9 м3/мин, а из выработанного пространства будет извлекаться 30,8 м3 метана в ми-
335
нуту. Для обеспечения метанобезопасности при отработке блока №1 количество воздуха, подаваемого на участок с учетом подсве-жения, может составлять 2500 м3/мин. В блоке №2 для проветривания необходимо подавать 3000 м3/мин воздуха.
Таким образом, в блоке №1 при подаче расчетного количества воздуха в 3000 м3/мин, за счет заблаговременной дегазации нагрузка на лаву дополнительно может быть увеличена на 400-500 т в сутки. ЕШ
— Коротко об авторах -
Кашапов К. С. - кандидат технических наук, Шмидт М.В. - доктор технических наук, УД АО «Арселор Миттал Темиртау»,
Коликов К. С. - доктор технических наук, Московский государственный горный университет.
Д._
— © С.К. Баимухаметов, А.И. Полчин,
К.С. Коликов, 2008
336
