CC BY
51
---------------------------------- © С.В. Сластунов, А.К. Логинов,
Г.Д. Задавин, Ю.Н. Бобнев,
2007
УДК 622.3:658.657
С.В. Сластунов, А.К. Логинов, Г.Д. Задавин,
Ю.Н. Бобнев
ОЦЕНКА УРОВНЯ МЕТАНОИЗВЛЕКАЕМОСТИ УГОЛЬНОГО МЕТАНА ИЗ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ДЛЯ ВЫБОРА ОСНОВНОГО СПОСОБА ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ ДЕГАЗАЦИИ
Заблаговременная дегазация шахтных полей уже давно широко применяется в мировой практике при разработке высокогазоносных угольных пластов (США, Австралия, Китай и др.). Имеется достаточно представительный опыт применения этой технологии на угольных месторождениях б. СССР (Карагандинский угольный бассейн, Донбасс, единичные работы в Печорском угольном бассейне).
Впервые в мировой практике работы в этом направлении были начаты в Московском горном институте (ныне Московском государственном горном университете) в начале 60-х годов Н.В. Ножкиным. Более чем за 30 лет по были обработаны более 200 скважин
в Карагандинском бассейне (шахты № 22 им. Костенко, "Саранская", "Сокурская", им. Калинина, "Чурубай-Нуринская", им. Ленина и др.) и Донецком бассейне (3-бис им. Калинина, им. Скочин-ского, "Коммунист", "Зуевская" и др.). В благоприятных горно-геологичеоких условиях дебит метана из одной скважины достигал 1^4 м3/мин, съем метана за 3-5 лет составлял несколько миллионов м3 метана, что обеспечивало эффективность дегазации 75-80 %. В некоторых случаях показатели были ниже, что чаще всего было связано с недостатком времени на извлечении метана до начала горных работ в зонах заблаговременной дегазации [1-3].
Применялись различные схемы заблаговременной дегазации:
- гидрорасчленение пластов с поверхности самостоятельно или с дополнительными активными воздействиями на неразгруженные угольные пласты;
- гидрорасчленение угольных пластов с поверхности в комплексе с пластовой дегазацией из подготовительных выработок (Караганда);
- гидрорасчленение пластов с поверхности и последующий этап извлечения метана из разгруженного угленосного массива после отработки рабочего пласта через те же поверхностные скважины (Донбасс) и др.
Для обеспечения эффективной дегазации низкопроницаемых угольных пластов, особенно залегающих на глубинах более 600 м были разработаны и апробированы ряд принципиально новых воздействий: пневмогидровоздействия в различных режимах; циклическое гидрорасчленение с использованием газообразного азота; гидрорасчленение с использованием сжиженных газов; пневмогид-роимпульсные воздействия с использованием пороховых генераторов давления и горюче-окислительных составов, с использованием самоподдерживающегося разрушения угля, обратного гидроудара, вспенивающихся растворов и целый ряд других [1].
Указанные технологические схемы прошли стадию шахтных экспериментальных испытаний, имеют, определенную область применения и могут использоваться как самостоятельно, так и в комплексе (2-3 стадии последовательно). Ряд технологических схем показал высокую техническую эффективность по извлечению метана на поверхность (несколько млн.м3 метана из одной скважины с дебитом более 2 м3/мин), снижению природной газоносности
(6^9 м3/т) и уменьшению газообильности горных выработок на 7580 %, однако отдельные научные достижения не привели к перелому в подходе в оценке заблаговременной дегазации шахтных полей через скважины с поверхности. Распространенным оставалось мнение у ряда специалистов, что реализация такой технологии дорого, не всегда эффективно и, в частности, не обеспечивает равномерной дегазации всей зоны обработки (100-150 м вокруг скважины), что было в ряде случаев справедливо, особенно при заблаговременности работ по дегазации менее 3-х лет. Действительно, специфика технологии такова, что эффективность дегазации жестко связана со сроком извлечения метана - для достижения эффективности дегазации более 50 %, например, необходим период дегазации более 57 лет, более 60 % - 8-10 лет и т.д.
Гидрорасчленение угольных пластов (ГРП) традиционно проводилось двумя способами: с откачкой (в большинстве случаев) и без откачки воды и газа после окончания собственно гидрорасчленения пласта.
При первом способе, если он проведен технологически правильно, удается извлечь из угля часть газа (до 50 % его природной газоносности в зоне ГРП). Он может быть полезно использован, например, для получения электроэнергии, сажи, моторного топлива и др. Это дает некоторый достаточно быстрый эффект, что может быть привлекательно для инвесторов.
Первый способ весьма трудоемок из-за сложности откачки воды в период длительного времени (5 и более лет), достаточно дорог, не всегда может обеспечить необходимое снижение газовыде-ления и запыленности при работе добычной техники.
Основой второго способа является глубокое блокирование метана водой (в переходных и микропорах угля) при их длительном (не менее месяца) взаимодействии в системе вода - уголь - газ.
Второй способ ГРП (без откачки через скважину воды и газа из пласта)(по данным проф. Савенко Л.В., успешно работавшей в Донбассе в данном направлении несколько десятилетий):
- более технологичен (гидроразрыв - технология, широко применяемая в нефтяной промышленности);
- сравнительно прост (в пласт после разрыва надо только подать воду в количестве 30 л/т запасов угля в зоне ГРП);
- не требует в дальнейшем никаких дополнительных работ (глубокое внедрение воды в поры угля вплоть до микропор и на-
дежное блокирование в них метана происходит под действием естественных капиллярных сил);
- относительно дешев (радиус зоны влияния одной скважины равен 150-200 м, а потому затраты на ГРП даже при бурении в Донбассе специальных скважин глубиной порядка 1000 м были сопоставимы с обычными затратами шахт на борьбу с газом и пылью, а на выбросоопасных пластах - в несколько раз меньше);
- может обеспечивать долговременное сохранение эффекта блокирования (имеется опыт отработки пласта через 9,5 лет после ГРП, а лабораторные исследования показывают, что только при нагреве угля до 140 °С удается извлечь из него всю вошедшую в мик-ропоры воду).
Целесообразность применения той или иной технологии (назовем их условно ГРП-1 и ГРП-2) определяется в первую очередь сроком заблаговременности дегазационных работ с поверхности -сколько времени шахта имеет на извлечение метана на поверхность после гидрорасчленения в процессе освоения и эксплуатации скважины до начала ведения горных работ в зоне ГРП. Это связано с тем, что оценка перспектив достаточно интенсивного и эффективного извлечения метана из угольного пласта на поверхность - вопрос чрезвычайно сложный и требующий тщательного анализа. Угольный пласт является сложной низкопроницаемой блочнотрещиноватой средой с большой неоднородностью и анизотропией свойств. До 80-90 % угольного метана находится в порах от 0,5 до 1 нм в сорбированном (связанном) состоянии, в состоянии угольного раствора. Перевод его в свободное состояние весьма длителен и требует существенного изменения свойств и состояния углегазоносного массива. Также значительная часть порового пространства угольных пластов представлена порами размером от 1 до 10 нм (фольмеровские поры), где осуществляется капиллярная конденсация и диффузия газа, порами размером от 10 до 100 нм (кнудсенов-ские 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. Механизм извлечения метана из низкопро-
ницаемых угольных пластов весьма специфичен и не имеет ничего общего с механизмом истечения газа при эксплуатации чисто газовых месторождений [2-4].
В связи с изложенным выше крайне важно спрогнозировать возможные дебиты метана из зон дегазации с тем, чтобы определиться с целесообразностью реализации схемы ГРП-1 или ГРП-2. Если прогнозный дебит на данном участке угольного месторождения или шахтного поля невысок, а время на дегазацию ограничено (менее 3 лет, например), то целесообразно реализовывать более мобильную технологию ГРП-2 без освоения скважин.
Экспериментально установлено, что эффективность заблаговременной дегазации может достигаться и без извлечения метана из угольного пласта. Этот вывод подтверждается всем многолетним опытом работ в Донецком и Карагандинском угольных бассейнах. На шахтах им. Ленина, им. Костенко и ряде других шахт Карагандинского бассейна многочисленные исследования показали: остаточная газоносность увлажненного участка на 3,5^4,8 м3/т выше, т.е. приблизительно в 2,5 раза [1].
К настоящему времени сделаны десятки попыток разработать теоретические, аналитические и экспериментальные методики определения метанодобываемости неразгнуженных уголь-ных пластов. Основной вопрос во всех случаях - достоверность и работоспособность этих методик, так как на газодобываемость влияет огромное число факторов. В настоящей работе делается попытка разработки и апробоции на шахтных полях Карагандинского угольного бассейна и Воркутинского угольного месторождения методики предварительной оценки дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по данным газообильности подготовительных и очистных выработок, т.е. попытка опереться на фактическую информацию самого газоносного массива, полученную на конкретном участке угольного пласта.
Методики предварительной оценки дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по данным газообильности подготовительных и очистных выработок.
1. Основные параметры оценки, которыми мы можем располагать:
- дебиты пластовых дегазационных скважин, Qс;
- дебиты (газообильность) очистных выработок, Qо, подготовительных выработок Qп;
- шаг посадки основной кровли (зона смыкания почвы с кровлей), 1ш;
- приближенные значения газоносности угля, дуп;
- ориентировочными значениями газоносности пород, qпП;
- скорость газоотдачи газа с обнажений угля, Ууп;
- приближенное значение площади раскрываемых трещин,
с •
'-’трз
- отношение проницаемости осадочных пород вдоль плоскостей напластования, которая на порядок выше проницаемости в крест напластования к последней, Ку = 10Ку+; Кп =10Кп+;
- приближенные значения роста дебита скважин по углю при подработке (надработке) последних, Qсп;
- время затухания дебитов дегазационных скважин по углю,
Ъ.
2. Параметры оценки, которыми мы не можем располагать с необходимой степенью достоверности:
- пластовое давление, Рплп;
- проницаемость угля в природных условиях, Ку;
- проницаемость вмещающих пород в природных условиях, Кп;
- величина радиусов контура питания очистных выработок (лав) Якл, подготовительных Якп, скважин Якс.
3. При таком соотношении наличия и отсутствия информации, в частности и особенно пластового давления и проницаемости толщи, исключено применение уравнений подземной гидравлики для оценки возможных дебитов скважин. Возникает необходимость поиска иного пути, который бы опирался на знание следующих показателей, перечисленных в п. 1, а именно: Qс, Qп, Qo, 1ш, qу, qп,
Ууп, Стр, QсП, 1с.
4. Нами разработан следующий методический подход к оценке возможных дебитов скважин[4].:
а) Будем считать:
• подготовительную выработку скважиной большого диаметра;
• лаву - полостью в угленосной толще, ограниченную забоем, 1л и шагом посадки, 1ш;
• пластовые скважины равноправными со скважинами с поверхности в смысле скорости газоотдачи с площади обнажения угля.
Считаем, что газообильность (дебит) лавы определяется газо-отдачей обнажений пласта и пород. Газоотдачей отбитой горной массы пренебрегаем.
б) Для облегчения контроля расчетов ниже приведены принимаемые с учетом фактора разгрузки соотношения скоростей газоотдачи с поверхности обнажения угля и пород:
Уголь Порода
- очистные выработки Уо Ууо Упо
- подготовительные выработки Уп V/ Упп
- скважины Vе V/ V,/
- трещины V1 V/
Vп = 0,Г^у
Vус = Vуп; Vпс = Vпп
Vпт = 0,1 Vп,
Vпт = 0,01 V,
о.
п ;
Vут = 0,1 Vуп;
Vут = 0,01VуO ;
Vуп = 0,1VуO.
в) Скорость газоотдачи с площади обнажения горных пород в лаве составляет:
(1)
(2)
(3)
(4) (5)
V0 =-
О>
(6)
где 8п - площадь обнажения пород, м2; 8у - площадь обнажения пласта угля, м2.
^ = 2 • I • I
^ 'ЪИ 'ъш
8у = 1п • Ь,
где Ь - мощность пласта, м.
Предположим, что в реальных условиях дебит газа из лавы QO = 15 м3/мин, Ь = 2 м, 1ш = 20 м, 1п = 200 м, тогда
V-= 15 1
60[(200 - 20 - 2 ) + (200 - 2-10 ) ] 4-12000
т.е. скорость истечения метана из вмещающих пород в крест напластования около 0,02 мм/с, а из угля - параллельно напластованию V/ = 0,0002 м/с (или 0,2 мм/с).
г) Для исследуемого случая дебит необсаженной скважины d = 0,1 м, пересекающей пласт полностью в крест напластования, т.е. "совершенной по степени и способу вскрытия" составит:
Qс = Vус - вс = 10-5 • 2 0,63 = 1,26 10-5 м3/с = 0,756 10-3 м/мин,
(8)
где
вс = = 3,14 • 0,1 • 2 = 0,63 м2 (9)
Vус = 0,1 VуO = 2 • 10-5 м/с. (10)
При применении пневмогидровоздействия на угольный пласт через скважины с поверхности мы можем получить раскрытие 3-4 систем трещин на удаление 100-200 м при рассматриваемых здесь условиях. В этом случае дебит скважины составит:
Qсг = Vут • вст = 10-6 • 2 • всг = 0,024 - 0,048 м3/с или Qст = 1,44 - 2,88 м3/мин,
где всг = (3-4) • (100-200) • 2 • Ь • п = 12000 - 24000 м2 Vут = 0,01 VуO = 2 • 10'6 м/с,
где п - число трещин в одной системе (принимаем п = 10).
При минутном дебите Qсг = 3 м3/мин суточный дебит скважины составит:
Qc.c.г = 3 • 60 • 24 = 4320 м3/ сут. (11)
При таком дебите после пневмогидровоздействия скважины в среднем функционируют ^ = 3000 дней. Суммарный съем газа таким образом составит Qc.cг■c■ = 13 млн.м3 и возможна коммерческая эксплуатация газовых запасов угленосных толщ (шахтных полей).
е) По принятым нами условиям, для случая оценки дебитов скважин с поверхности по дебитам пластовых скважин и подготовительных выработок вычисляются скорости газоотдачи с площади обнажения пласта и пород и переносятся на площади обнажений при пневмогидрорасчленении прямым образом с учетом Vх = 0,1 V*1 (Уп). Например, при газообильности /дебита/ штрека по углю размером 3,0 м на 2,5 м и протяженностью 1п = 400 м, QИ = 5 м3/мин, имеем:
Vп =—,-----5-------г- = — -----5------- = 0,0000037м / с,
п 60( + -10) 60(2400 + 20000)
где вп = 2 • 3 • 400 = 2400 м2; ву = 2 • 2,5 • 400 = 2000 м2 или, аналогично вышеизложенному
VпИ = 10'5 • 0,37 м/с
V/ = 10-4 • 0,37 м/с = 0,037 мм/с.
Проделав те же вычисления для 3-4 систем трещин, раскрытых на удалении 100-200 м от скважины (всг = 15000-30000 м2), получаем дебит скважины с поверхности при пневмогидровоздействии, с учетом:
Vут = 0,1 VуИ
Qcг = 10-6 3,7 = 10-4(1,5-3,0) = 10-2 (5,55-11,1) м3/с = =3,33-6,7 м3/мин. (13)
д) Для реализации полученных дебитов скважин на уровне 5-10 тыс. м3 в сутки необходимо обеспечить высокую гидропроводность трещин. Именно гидропроводность трещин, раскрываемых и расширяемых пневмогидровоздействием является "узким" сдерживающим звеном в обеспечении высоких дебитов скважин.
С другой стороны, собственно газоотдача - "добывание" газа происходит с поверхности трещин, а потому целесообразно получать наибольшие площади обнажения пласта угля в ущерб гидропроводности - ширине трещин. Т.е. с точки зрения добычи метана выгодно получать возможно более протяженные трещины, соединенные со скважиной, сравнительно небольшого раскрытия. Энергетически это выгодно. Несмотря на небольшое раскрытие трещин за срок 5 лет и более реализуется существенное истощение (или глубокая дегазация) толщи.
Скважина должна работать не менее 3000 суток. Последнее означает расстояние между скважинами не менее 200 и более метров с раскрытием и расширением 3-4 систем трещин на удалении 100-200 м и более от скважины. Для повышения гидропроводности трещин необходимо применять различные схемы пневмогидровоздействия (пневмооттеснение, гидрорасчленение с использованием газообразного азота, пневморасчленение) с получением максимально большей площади обнажений пласта. Для раскрытия возможно большего числа систем трещин возможно применение гидроимпульсного воздействия с использованием пороховых генераторов давления или расчленение с использованием сжиженного азота. Возможно применение и ряда других способов активного
воздействия на угленосную толщу, предусмотренных "Временным руководством по заблаговременной подготовке шахтных полей и эффективной разработке скважинами с поверхности с пневмогидровоздействием на свиту угольных пластов", М., МГИ, 1991, утвержденным Минуглепромом СССР и «Отраслевым руководством по заблаговременной дегазационной подготовке высокогазоносных угольных пластов к безопасной и эффективной отработке», согласованным Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ.
Таким образом, по дебиту газа из лав, подготовительных выработок и другим геологотехнологическим показателям возможна приближенная оценка дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу, а также, что взаимосвязано, и технологические показатели управляющих инженерных воздействий на толщу для обеспечения расчетных дебитов скважин и общего съема газа с единицы объема угля и пород за все время эксплуатации скважин.
Методика интегральной оценки метанодобываемости шахтного поля по газоносности и эмпирической газоотдаче при ГРП
1. Основные параметры оценки, которыми мы можем располагать:
- мощность угленосной толщи, Н, м;
- суммарная мощность угольных пластов, ЕЬ, м;
- угленосность толщи, ЕЬ/Н;
- приближенное значение газоносности угля, чуп, м3/т;
- ориентировочное значение газоносности пород, чД м3/т;
- суммарная относительная газоотдача угленосной толщи при заблаговременной дегазации (по опыту ранее проведенных работ в Карагандинском и Донецком угольных бассейнах), Гт;
2. Параметры оценки, которые мы не можем получить с необходимой степенью достоверности:
- остаточная после дегазация (текущая) газоносность угля,
о3
Чу , м /т;
- остаточная газоносность вмещающих пород, чпо, м3/т;
- природное пластовое давление, РщД Па;
- пластовое давление после дегазации, Рплд, Па.
3. При таком выборе знания геологотехнологических показателей возможны лишь ориентировочные оценки метанодобываемо-
сти шахтного поля угольной шахты (или единицы площади шахтного поля).
4. Предлагается следующий методический подход к оценке:
а) Подсчитываются запасы газа на единицу площади шахтного поля:
QзИ = ЕЬ • Чуп + (Н - ЕЬ) • Чпп, м3 (14)
б) Метанодобываемость с единицы площади шахтного поля
Qм = QзИ • Гт (15)
в) Газоносность угля определяется при доразведке, детальной разведке, а также и при поисковых геологоразведочных работах.
Газоносность вмещающих пород определяют крайне редко.
По данным Е. Брагинцевой и В. Шершукова газоносность пород осадочной угленосной толщи составляет от 0,15 до 0,85 м3/т, с преобладанием средних значений.
г) Суммарная относительная газоотдача угля при заблаговременной дегазации в условиях Карагандинского бассейна составляет по благополучным скважинам:
Гу = (0,3 - 0,6) Чуп (16)
Аналогично для горных пород:
Гп = (0,1 - 0,3) Чп11 (17)
д) Приняв средние значения, получаем для случая Воркуты: Qм=ЕЬ•qуИГу+(Н-ЕЬ)qиИГи=30•40•0,5+(800-30)0,5• 0,2=677 м3/м2
(18)
е) Для скважины, дегазирующей площадь:
вд = 3,14 • 2002 = 125600 м2 (19)
Метанодобываемость составит:
Qмc = вд • Qмc =125600 • 677 = 85 млн.м3 (20)
Пример расчета предварительной оценки дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по данным газообильности подготовительных и очистных выработок шахты «Комсомольская»
Исходные данные для первой части расчета взяты по результатам газовых съемок на участке лавы 616-ю по пласту п11 (исходная зона):
Газообильность лавы ^о), м3/мин - 13,7.
Мощность пласта (Ь), м - 1,65.
Мощность обрабатываемой свиты пластов (ЕЬ), м - 12.
Шаг обрушения основной кровли (1ш) - 20.
Длина лавы 616-ю (1р), м - 150.
Количество систем естественной трещиноватости (пс) - 4. Количество трещин в одной системе (птр) - 14.
Скорость газоотдачи с площади обнажения горных пород в лаве составляет:
V0 =-------0---------=----------137----------= 0,0016 м / мин (21)
п 2• I • I +10• I • к 2-150• 20 +10-150-1,65
л ш п 5
Аналогично, из угля:
VуO = 10 • VпO = 0,016 м/мин (22)
При применении ПГВ на свиту угольных пластов мы получим раскрытие четырех систем трещин на удалении 200 м. При этом дебит скважины составит (длина лавы 412-Ю в зоне воздействия составляет 200 м):
QcГ=VуT •всг =0,0^у° Пс2(ЕЬ)пТр = 0,01•0,016•4•200•2•12•10 =30,72 м3/мин (23)
Qc.cг = 30,72 • 60 • 24 = 44236,8 м3/сут (24)
При функционировании скважины 1;э = 3000сут. Суммарный съем газа составит ~ 132,7 млн.м3.
Исходные данные для второй части расчета взяты по результатам газовых съемок в конвейерном штреке 616-ю по пласту пп (исходная зона):
Газообильность подготовительной выработки ^п), м3/мин -
2,76
Мощность пласта (Ь), м - 1,65
Размеры выработки (ширина-высота), (а х Ь), м - 3,5 х 3,0 Протяженность выработки (1п), м - 300 Поверхность обнажения пород:
вп = 2 • 3,5 • 300 + 2 • 1,35 • 300 = 2910 м2
Поверхность обнажения угля:
= 2 • 1,65 • 300 + 3,5 • 1,65 = 995,8 Скорость газоотдачи из пород:
О
Уп =------,-----+ 0,00021 м3 / мин (25)
п 2910+9960
Аналогично:
VИу = 0,0021 м3/мин (26)
Как было сказано выше: вгс = 4 • 200 • 2 • 12 • 10 = 192000 м2
Тогда: V/ = 0,1 V/ = 0,00021 м3/мин Qcг = 0,00021 • 192000 = 40,3 м3/мин Суточный дебит:
Qc.cг = 40,3 • 60 • 24 = 58032 м3/сут
При ^ = 3000 суток общая добыча из шести скважин составит 174,1 млн. метана.
Пример расчета интегральной оценки метанодобываемо-сти шахтного поля «Комсомольская»
Исходные данные для расчета:
Мощность угленосной толщи (Н), м - 1000 Суммарная мощность угольных пластов (ЕЬ), м - 12 Приближенное значение газоносности угля (чуп), м 3/т - 24 Ориентировочное значение газоносности пород (чпп), м3/т - 2 Расстояние между скважинами ГРП (Ь), м - 400.
1. Запасы газа на единицу площади шахтного поля:
QзИ = ЕЬ V + (Н - ЕЬ) Чпп, м3/м2 (27)
QзИ = 12 • 24 + (1000 - 12) • 2 = 2264 м3/м2
2. Метанодобываемость с единицы площади шахтного поля: Qм=QзИ • Гт=ЕЬ•qуИ• Гу+(H-ЕЬ)qиИ=12•24•0,5+(1000-12)•2•0,2 =
=2264 м3/м2 (28)
3. Одна скважина дегазирует площадь:
вд = пЯ2 = 3,14 • 4000 м2 = 125600 м2 (29)
Метанодобываемость одной скважины составляет:
Qмc = вд • Qмc = 125600 • 539,2 = 67,7 млн.м3 (30)
Интегральная оценка базируется в основном на природной газоносности и отражает в большей мере потенциальную возможность добычи метана, исходя из его запасов.
Наиболее достоверной является оценка метанодобываемости по результатам газообильности подготовительных выработок, т.к. физическое моделирование "подготовительная выработка - скважина" наиболее корректно.
Расчет предварительной оценки дебитов скважин с поверхности на угленосную толщу по данным газообильности подготовительных и очистных выработок шахт Карагандинского бассейна
Достоверные и полные данные по газоносности резервных полей Саранская», «Сокурская» (в настоящее время объединена с шахтой «Саранская»), им. Ленина и «Казахстанская», являющихся предполагаемыми и возможными объектами добычи метана в Карагандинском бассейне, полученные на стадии геологоразведочных работ, отсутствуют.
Исходными данными для расчета подготовительных работ являются: средняя газообильность подготовительной выработки Qn, средняя длина тупиковой части 1п, размеры выработки, пройденной по углю а х Ь (ширина, высота соответственно), мощность пласта к и газоносность пласта дку. Исходными данными для расчета при
ведении очистных работ являются газообильность очистных выработок Qo, шаг посадки основной кровли 1ш , длина лавы 1л , мощ-
1 к ность пласта к и газоносность пласта ду .
Прогноз дебитов метанодобывающих скважин по фактическим данным газообильности подготовительных выработок.
Шахта «Сокурская»
Пласт К7
Скорость газоотдачи с поверхности обнажения угля:
уП=---------а-------, м/с,
у 60 • (0,1-£ + ^)
где ап - абсолютная газообильность подготовительной выработки, м3/мин; - площадь обнажения вмещающих пород в подготови-
тельной выработке, м2; £«у - площадь обнажения угля в подготовительной выработке, м2.
Считаем, что боковые стенки выработки являются поверхностями обнажения угля, а почва и кровля с поверхностями обнажения пород.
Тогда: Sn = 2- aln, м2,
где a - ширина выработки, м; ln - длина тупиковой части подготовительной выработки, м.
Sy = 2- bln, м2,
где b - высота выработки, м.
В случае, когда мощность пласта меньше высоты выработки или почва (кровля) выработки является поверхностями обнажения угля Sn и Sy особо
Vй-----------------—---------------= 4,27 -10-5 м/с
у 60• (0,1-2• 4,6• 299,4 + 2• 3,3• 299,4
Считаем, что при обработке пласта раскрывается 1 система (N = 1), в которой находится 10 одиночных трещин (n = 10) протяженностью 200 м (L = 200), и скорость газоотдачи угля в трещины относится к аналогичной величине газоотдачи в подготовительную выработку как 1:10.
Тогда поверхность угля (Sгс ) в отработанном угольном массиве, которая питает метанодобывающую скважину, составит:
Sr = 2 • N • n • L • h, м2,
с ’ ’
где h - мощность пласта, м;
Sr = 2110 ■200 3,4 = 13600 м2
с ’
Приток метана в скважину из пласта К7 составит:
Qг = 0,1 • VhSг = 0,1 • 4,27 •10-5 • 13600 = 0,05м3/с или
Qr = 3,33 м3/мин
Приток с 1 т мощности пласта Q’r'yd. = 0,98 м3/мин (К7 «Сокурская»).
Пласт Кю
Vh =--------------2,67--------= 2,9 •Ю"5 м/с;
у 60 • 2 • 207,5 • (0,1 • 4,6 + 3,25)
Sr = 2 • Ь10 • 200 • 3,25 = 13000 м2;
с ’ ’
аГ = 0,1- 2,9 • 10-5 -13000 = 0,038 м3/с =2,26 м3/мин;
аГ.уд. _ 0,7 м 3/м мин (К10 «Сокурская»)
Средняя величина по пластам К7, К10:
а г.уд. 0,98 +0,7 0 84 3,
а =-----------2---_ 0,84 м /ммин
Общая мощность К7, К10, К12 на резервном поле «Сокурская» (см.табл.1) составляет: кЕ _ 9,95 м. Примем здесь и далее кЕ _ 10 м. Дебит скважины, вскрывающей три пласта, составит:
аСК10,^ _ а/ • кЕ _ 0.84 -10 _ 8.4 м3/мин.
Шахта «Саранская»
Пласт К7
Ук _-----------2,67--------_ 5,9-10-5 м/с
у 60 - 2 - 98,4 - (0,1-4,6 + 3,3
БГ _ 2 -1-10 - 200 - 3,7 _ 14800 м2
аГ _ 0,1-5,9-10-5 -14800- 60 _ 5,24 м3/мин аГуд. _ 1,42 м 3/м мин (К7 «Саранская»).
Пласт Кю
У к _--------------------------------------—-_ 7,45 -10-5 м/с
у 60 - 2-105 - (0,1 - 4,6 + 3,3)
БГ _ 2-1 -10 - 200 - 5 _ 20000 м2
с
аГ _ 0,1 - 7,45 -10-5 - 20000 - 60 _ 8,94 м3/мин
аГ.уд. _ 1,79 м 3/м-мин.
Средняя величина по пластам К7, К10:
г.уд. 1,42 +1,79 1 3/
а с ' =--------2----_ 1,61 м /м-мин
Если к Е = 10 м., то аСр10,^ _ 1,61-10 _ 16,1 м3/мин.
Данные расчетов ожидаемых дебитов скважин по данным газо-обильности подготовительных выработок сведены в табл. 2.
1. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М.: Изд-во МГГУ. 2002. - 383 с.
2. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. -М.: Недра, 1979. - 271 с.
3. Управление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах (Ржевский В.В., Братченко Б.Ф., Бурчаков А.С., Ножкин Н.В.), - М.: Недра, 1984. - 327 с.
4. Сластунов С. В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. - М.: изд-во МГГУ, 1996. - 441 с.
— Коротко об авторах ---------------------------------------------
Сластунов Сергей Викторович — доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Инженерная защита окружающей среды» Московский государственный горный университет,
Логинов А.К. — кандидат технических наук, ОАО «Воркутауголь», Задавин Геннадий Дмитриевич — горный инженер, генеральный директор ОАО «Воркутауголь»,
Бобнев Ю.Н. — кандидат технических наук, УД ОАО «Миттал Стил Темиртау»),
