CC BY
10
т/сут и более на пластах "Мощный" и "Тройной" должна быть доведена до уровня 0,85-0,90;
- наряду с применением предварительной пластовой дегазации, может использоваться также система мероприятий по газовому дренажу выработанного пространства путем отсоса метана из-за перемычек как с помощью вакуумно-насосных станций, так и общешахтной депрессии;
- длинные выемочные столбы, оконтуриваемые спаренными выработками, должны отрабатываться в обратном порядке;
- расстояние между вентиляционными сбойками при изолированном отводе метана из выработанного пространства, в зависимости от первичности или вторичности подработки (обрушения) пород кровли и величины коэффициента дегазации выемочного участка, может достигать 500-1000 м, этот параметр должен обосновываться с учетом конкретных условий и наработки шахтных данных и согласовываться с контролирующими и ведомственными организациями;
- схема проветривания выемочного участка, в период работы очистного забоя до первичного обрушения основной кровли, должна быть прямоточной с подсвежением исходящей из лавы вентиляционной струи при наличии поддерживаемой в выработанном пространстве газодренажной выработки, гггттз
— Коротко об авторах -
Бобровников В.Н. - доктор технических наук,
Зуев В.А. - кандидат технических наук,
Погудин Ю.М. - кандидат технических наук,
филиал СПГГИ (ТУ) «Воркутинский горный институт»
^ © В.Н. Королева, Ю.1. Анпилогов,
2008
В.Н. Королева, Ю.Г. Анпилогов
ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ГОРНЫХ РАБОТ НА БАЗЕ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОЙ ДЕГАЗАЦИИ
289
Лри разработке угольных пластов в случае невозможности обеспечения их защиты подработкой (надработкой) эффективным способом может явиться заблаговременная дегазационная подготовка газоносного массива к безопасной выемке путем гидродинамического воздействия через скважины, пробуренные с поверхности.
Для повышения газоотдачи угленосной толщи гидродинамическое воздействие должно осуществляться на как можно большее число источников газовыделения (разрабатываемые угольные пласты, пласты-спутники, вмещающие породы) единым техническим средством (скважиной, пробуренной с поверхности).
Так, при гидродинамической обработке только рабочих угольных пластов через одиночные скважины и наличии кровли не ниже средней устойчивости экспериментально установлено, что темпы нагнетания определяют максимально возможные размеры обработанных площадей, а наиболее рациональными темпами (по условиям давления на забое скважины и гидравлических потерь в скважине, а также по условиям прочности обсадной колонны) для условий Донецкого бассейна на глубинах 600-1000 м являются темпы 50-60 л/с, обеспечивающие достижение эффективного радиуса 110-120 м, а для условий Карагандинского бассейна - 70-90 л/с при эффективном радиусе обработки 110-140 м.
Удельный расход жидкости составил, в пересчете на 1 м мощности целевого пласта, в среднем для Донбасса 4052 м3/м, а для Караганды - 891,9 м3/м. Максимальные давления составили в Донецком бассейне от 20 до 40,0 МПа (среднее установившееся - от 16,5 до 31,0 МПа), в Карагандинском, соответственно, 7-29 и 3,019,0 МПа. Достигнутые при применяемой технологии средние значения коэффициента приемистости Кп102 составляют 0,5 м3/сМПа в Донецком и 2,57 м3/с МПа в Карагандинском бассейнах против начальных Кп102, соответственно, 0,05 и 0,61 м3/сМПа.
Основные закономерности освоения и эксплуатации скважин, выявленные в период испытаний, сводятся к следующему.
Дебиты скважин по газу на шахтах Донецкого бассейна характеризуются значительными кратковременными начальными значениями (до 1500-2500 м3/сут) и стабильными значениями порядка 350-500 м3/сут в течение 2-3 лет. Из прекративших функционирование скважин гидрорасчленения максимальный объем газа извле-
290
чен из скв. №3 на поле шахты им. А.А. Скочинского - 348 тыс. м3 и скв. №10 на шахте им. 9 Пятилетки - 801,6 тыс. м3, при среднегодовом объеме - 150-260 тыс. м3.
Показано, что независимо от положения скважин по отношению к вентиляционному штреку после их подработки дополнительно извлекается 100-250 тыс. м3 газовой смеси с концентрацией метана 66-97 % из выработанного пространства и подработанных сближенных угольных пластов.
В Карагандинском бассейне стабильные дебиты метана составляют 800-1500 м3/сут. Максимальный объем извлеченного метана из одной скважины на шахтах Сокурской (скв. №1, №2 и №11) им. В.И. Ленина (скв. №6) составил от 1700 до 2000 тыс. м3.
Для оценки эффективности гидрорасчленения, как способа предотвращения выбросов угля и газа, использовались нормативные методы контроля.
Установление закономерностей изменения свойств и состояния выбросоопасных пластов в зонах гидрорасчленения, выполненного по результатам шахтных наблюдений при ведении подготовительных и очистных работ, показало, что в Донбассе в зонах гидрорасчленения выбросоопасных пластов в среднем снижены: начальная скорость газовыделения из шпуров - в 1,6-1,9 раза, крепость угля - в 1,15-1,25 раза, природная газоносность пластов в среднем - на 5,0-7,0 м3/т, фактическое газовыделение из пласта в 23 раза; увеличены: безопасная глубина выемки пластов - на 1-3 м, проницаемость массива - на 1-2 порядка.
В зонах гидрорасчленения значения показателя Я1 в Карагандинском бассейне ниже критического, а газообильность горных выработок снижается на 40-60 %. Кроме того, в зонах гидрорасчленения достигнуто устойчивое снижение остаточной газоносности в 1,7-1,9 раза.
Прочность угля снижается на 10-20 %, модуль упругости от 4 до 38 %, пластичность угля повышается и сохраняется после осушения и дегазации пласта.
Исследования влияния гидродинамического воздействия на вмещающие породы показали, что гидрорасчленение песчаников кровли или почвы угольных пластов или их совместная обработка приводит к падению упругой энергии и снижению напряженного состояния горного массива. Гидродинамическое воздействие на песчаник снижает его прочность на 25-29 %, уменьшает шаг обру-
291
шения основной кровли на 47-52 %, способствует перемещению максимума опорного давления в глубь массива на 0,8-1,0 м. В то же время аналитическими расчетами доказано, что при потере прочностных свойств песчаника на 40-50 % (достигнуть которое возможно при обработке их растворами мочевины и комплексонов) максимум опорного давления может быть перемещен в глубь массива на расстояние свыше 2 м, а его величина снижена не менее, чем на 40 %.
Процесс гидродинамической обработки газоносных и выбро-соопасных угольных пластов с малоустойчивой кровлей обладает своей специфичностью, состоящей в том, что рабочая жидкость может проникать в кровлю и приводить к ее размоканию, что негативно сказывается на ведении горных работ, а также ухудшает качество обработки пласта и требует разработки специальных технических решений.
Одно из таких технических решений заключается в попеременной закачке рабочей жидкости и тампонажного раствора в пласт с целью предотвращения проникновения рабочей жидкости в кровлю пласта. Процесс гидрорасчленения начинают при темпах нагнетания рабочей жидкости не более 3 л/с при давлении нагнетания не выше 4 МПа. При падении давления нагнетания на 50 % от максимального закачка рабочей жидкости прекращается, так как это падение свидетельствует о проникновении рабочей жидкости в кровлю пласта. Далее через пласт закачивают тампонажный раствор до повышения давления на 25 % выше давления, при котором процесс гидрорасчленения был остановлен. Затем производят выдержку цементного раствора для его отверждения, после чего проводят дальнейшее гидрорасчленение пласта до достижения проектных объемов закачки рабочей жидкости [2].
Следующее техническое решение заключается в предварительной закачке в кровлю цементного раствора, после отверждения которого начинают процесс гидрорасчленения пласта рабочей жидкостью. При прорыве рабочей жидкости в кровлю, фиксируемому по падению давления закачки, в кровлю через пласт попеременно нагнетают цементный раствор и смесь древесных опилок с водой, позволяющих продолжить процесс гидрорасчленения пласта не дожидаясь отверждения цеменного раствора [5].
Что касается нагнетания в угленосную толщу химически- и поверхностно-активных веществ, то был разработан способ, позволяющий повысить эффективность обработки угольного пласта и
292
качество угля за счет повышения проницаемости угольного пласта [3], а также состав для повышения проницаемости пласта за счет растворения части минеральной составляющей угля [1].
Сущность разработанного способа заключается в том, что в угольный пласт нагнетают 1,0-7,0 % водный раствор комплексона ИСБ-М, который растворяет основные компоненты минеральной составляющей угля. Закаченный раствор выдерживают в пласте в течение 3-7 суток, затем в пласт закачивают 0,1-0,5 % водный раствор щелочи, который переводит нерастворимые продукты реакции комплексонов с минеральной составляющей угля в коллоидное, что позволяет дополнительно повысить проницаемость пласта. Данная технология была внедрена на полях шахт им. 9 Пятилетки и им. Поченкова ПО "Макеевуголь", в ш/у "Зуевское" ПО Октябрьуголь. Достигнуто снижение природной газоносности в 1,4-1,5 раз; увеличение: безопасной глубины выемки в 1,5-2,0 раза; скорости проведения подготовительной выработки - в 1,4 раза; нагрузки на очистной забой - в 1,15-1,23 раза.
В связи с разнообразием горно-геологических условий залегания угольных пластов, а также при недостаточном времени на проведение гидродинамического воздействия и освоение скважин вследствие близости горных работ и для извлечения метана из выработанного пространства возникает необходимость
293
Рис. 1. Схема дегазации угленосной толщи: а) вкрест простирания пласта; б) по простиранию пласта
в разработке способов, позволяющих осуществить извлечение метана из угленосной толщи и для таких условий.
Так, при невозможности гидродинамической обработки угольного пласта из-за близости горных работ разработана следующая технологическая схема дегазации угленосной толщи, предназначенная для дегазации и попутной добычи метана при сплошной
294
(лава-этаж) и столбовой (лава-столб) системах разработки угольных месторождений путем придания угленосной толщи коллектор-ских свойств [4].
Для этого угленосную толщу, подвергаемую дегазации, пере-буривают скважинами 1, пробуренными с поверхности до глубины, находящейся выше разрабатываемого пласта на расстоянии 40 его мощностей (рис. 1.).
Проекции забоев скважин на рабочий пласт располагают над серединой ширины этажа или столба с отклонением не более 15 % по падению или восстанию пласта. Расстояние между забоями скважин принимают равным 60 % ширины этажа или столба. Скважину обсаживают трубами 2, цементируют затрубное пространство 3, вскрывают все продуктивные по метану пласты как угольные 4, так и породные 5, а пласты и породы, расположенные выше разрабатываемого пласта 6 на расстоянии более 40 его мощностей подвергают гидродина-мическому воздействию с закачкой рабочей жидкости в объеме, достаточном для достижения гидросбойки через трещины гидрорасчленения 7 с зоной полного обрушения 8 и зоной трещиноватости 9, которая фиксируется по падению давления нагнетания в скважину. Причем скважина 1 располагается над рабочим пластом так, чтобы размер обработанной зоны 10 пласта в сторону его падения был равен размеру зоны 11 по восстанию до места гидросбойки с разгруженными участками пород, что позволяет скважине функционировать при отработке расположенного ниже по падению этажа или столба 12. После откачки рабочей жидкости из скважины и из всех вскрытых пластов извлекают метан. Данный способ внедрен на поле шахты им. М.И. Калинина ПО "Донецкуголь".
При наличии геологического нарушения разрывного характера повышение эффективности дегазации угленосной толщи можно осуществить по следующей технологической схеме. С поверхности бурят скважину, обсаживают ее трубами, цементируют затрубное пространство. Скважину располагают от геологического нарушения на расстоянии, не превышающем радиуса ее влияния на угольные пласты. Далее со стороны нарушения перфорируют обсадную колонну и затем поочередно нагнетают рабочую жидкость в угольные пласты до сбойки каждого из пластов с нарушением с последующей сбойкой их между собой по геологическому нарушению.
295
а)
- < - ^№3 -1- I "С - №4 > -1- ! I
I I №5 ! I
< I I I №2 \
ч к о. 2-е №6 > ! I 2 < №7 I I 4 I к а I
1 ! ™
|
А
А
Рис. 2. Схема расположения скважин в плоскости обрабатываемого угольного пласта - а); вертикальный разрез - б)
Затем откачивают рабочую жидкость и извлекают газ [6]. Данный способ дегазации был апробирован на поле шахты им. М.И.Калинина ПО "Донецкуголь".
При гидродинамической обработке свиты угольных пластов через группу скважин для повышения экономичности способа разработана следующая технологическая схема (рис. 2).
На свиту угольных пластов 8 бурят группу скважин 1-7, в которые закачивают рабочую жидкость в режиме гидрорасчленения до сбойки между скважинами. Откачку рабочей жидкости производят из скважины 2, забой которой в нижележащем обрабатываемом пласте свиты расположен ниже забоев остальных скважин, а газ отка-
296
чивают через остальные скважины [9]. Осуществление гидросбойки скважин по пластам позволяет качественно обработать участок выемочного поля, подвергнутого гидродинамической обработке, что в дальнейшем, после извлечения газа позволит повысить нагрузку на очистной забой вследствие снижения газовыделения в выработки. Экономичность способа достигается за счет откачки жидкости из всех скважин через одну из них. Для обеспечения выхода газа из скважин необходимо понизить уровень в скважине через которую производится откачка воды на величину:
H — H
A > Hy.+ Lv - tgp--j-1,
a
где А - расстояние от условно нулевой отметки устья скважины до уровня откачиваемой жидкости, м; Н. - глубина в j-м ряду i-й скважины наиболее удаленной от откачиваемой скважины, м; L -расстояние между j -м рядом i-й скважины по падению пласта и откачиваемой скважиной, м; ф □- угол падения пласта, град.; Но - глубина зоны газового выветривания; а - коэффициент пропорциональности.
При разработке выбросоопасных угольных пластов с целью снижения их газоносности и выбросоопасности разработан региональный способ их гидродинамической обработки, сущность которого заключается в повышении эффективности гидродинамической обработки концевых участков лавы, которые, как известно, являются наиболее выбросоопасными [8]. В данной технологической схеме определяется расстояние точек пресечения ряда скважин с обрабатываемым пластом от проектного положения подготовительных выработок, оконтуривающих выемочный участок по зависимости: Li = Л-ho + ¡0
где h0 - ширина боковой зоны опорного давления пласта; ¡о - величина отклонения оси скважины от проектного в процессе ее бурения; Л - коэффициент изменения Ьо после гидродинамической обработки пласта.
Расстояние между скважинами в ряду определяется из выражения:
L2 = n-L (i + Sin а),
где L - длина очистного забоя; n - коэффициент перекрытия зон обработки скважин; а - угол между линией очистного забоя и направлением основной системы трещин пласта.
297
Расстояние между рядами скважин принимается равным длине очистного забоя. Освоение скважин после гидродинамической обработки производят до достижения проектной величины снижения газоносности, определяемой из выражения: хъ > хо - (а - Ь-V + с-И),
где хо - природная газоносность пласта; V - выход летучих веществ; И - глубина залегания пласта; а,Ь и с - эмпирические коэффициенты.
Данная технологическая схема была апробирована на поле шахты им. 9 Пятилетки ПО "Макеевуголь" при гидродинамической обработке выбросоопасных пластов 18и т3.
Оценка эффективности изменения газодинамического состояния выбросоопасного пласта т3, обработанного по вышеуказанному способу, проводилась путем контроля таких показателей состояния выбросоопасности пласта, как максимальная скорость газовыделения из шпуров qmax, безопасная глубина выемки угля 1б и природная газоносность пласта х. Оценка проведена в восточной коренной лаве пласта т3 в зоне и вне зоны влияния скважины № 12. Значимость различий между контролируемыми параметрами в зоне и вне зоны влияния скважины оценивалась с помощью И-критерия Манна-Уитни с доверительной вероятностью 0,99. Проведенные исследования показали, что размеры (полуоси эллипса) зоны активного изменения газодинамического состояния пласта т3 для скважины № 12 составляют 100-110 м по восстанию пласта (в направлении основной системы трещин) и 90-100 м по простиранию пласта (в направлении второстепенной системы трещин). В пределах этой зоны начальная скорость газовыделения из шпуров снижена в 2,5 раза, безопасная глубина выемки увеличена на 1,0-2,5 м, газоносность пласта снижена на 5,0-5,5 м3/т.
Для эффективной дегазации выработанного пространства пласта и вышележащей газоносной угленосной толщи был разработан следующий способ. Угленосная толща перебуривается скважиной с поверхности до зоны обрушения пород разрабатываемого угольного пласта, величина которой не превышает 4-6 кратной мощности пласта. Скважину обсаживают трубами до зоны выветривания пород и тампонируют затрубное пространство. По мере подвигания очистного забоя к створу скважины в нее начинает поступать газ из выработанного пространства за
298
счет разгрузки угольного пласта. После пересечения створа скважины очистным забоем и отхода его на расстояние шага посадки кровли происходит образование зоны обрушения пород и далее зоны трещиноватости, из которых в скважину начинает дополнительно поступать газ из вышележащей угленосной толщи на всем протяжении необсаженной части скважины. Бурение скважины до зоны обрушения сохраняет целостность скважины, а обсадка ее трубами только до зоны выветривания пород значительно увеличивает съем газа с единицы поверхности дегазируемой угленосной толщи [7]. Данный способ внедрен на полях двух шахт ПО "Ленинскуголь".
Вследствие того, что высокогазоносными и выбросоопас-ными являются не только рабочие пласты, но и пласты-спутники и вмещающие породы, а также вследствие разнообразия горно-геологических условий их залегания, усложнения газодинамической обстановки на больших глубинах, были разработаны технологические решения по многостадийному воздействию на угленосную толщу для эффективного извлечения из нее шахтного газа и обеспечения безопасных условий отработки угольных пластов, идея которого была выдвинута в Московском горном институте В. В. Ржевским, А. С. Бурчаковым, Э.М. Москаленко, Н.В. Ножкиным.
Под многостадийным воздействием понимается комплекс отдельных, последователъно выполняемых воздействий на угольные пласты и вмещающие породы, суммарный эффект которых позволит выполнить основную задачу управления состоянием массива горных пород - ликвидацию или существенное снижение основных опасностей и, тем самым, создание условий для высокопроизводительной и безопасной отработки угольных пластов.
Главным инженерным объектом, через который выполняются отдельные стадии, является скважина, пробуренная с поверхности, хотя не исключается выполнение некоторых стадий и из скважин, пробуренных из горных выработок.
Были разработаны и апробированы две технологические схемы многостадийного воздействия: для низкопроницаемых угольных пластов, залегающих на больших глубинах в мало-
299
Освоение и ' эксплуатация скважины
Рис. 3. Технологическая схема многостадийного воздействия для низкопроницаемых угольных пластов, залегающих на больших глубинах в малоустойчивых, перемятых породах
устойчивых, перемятых породах (рис. 3) и для угольных пластов, залегающих в устойчивых водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости (рис. 4).
Промышленные испытания способа гидрорасчленения газоносных и выбросоопасных пластов показали, что стоимость сооружения технических скважин составляет 60 % и более от всех затрат на выполнение способа и значительно увеличивается с ростом глубины залегания угольных пластов и наличием большого числа горизонтов поглощения.
В связи с этим для снижения затрат на выполнение способа перспективным представляет-
Рис. 4. Технологическая схема многостадийного воздействия на угленосную толщу для угольных пластов, залегающих в устойчивых водонепроницаемых породах
300
ся использование для целей гидрорасчленения геологоразведочных скважин. Тогда затраты идут только на их переоборудование под гидрорасчленение.
Анализ сети геологоразведочных скважин показал, что максимальное расстояние между скважинами в линиях и между линиями составляет соответственно 250 и 45 м. Проведенные исследования показали, что существующая сетка геологораз-ведочных скважин в основном достаточна для использования последних как дегазационных. Для подготовки газовыбро-соопасных пластов сеть геологоразведочных скважин должна дополняться техническими скважинами или скважинами, по конструкции аналогичными переоборудованным геологоразведочным.
На основании исследований конструкций дегазационных и технических скважин были разработаны требования к переоборудованию геологоразведочных скважин для проведения через них гидродинамического воздействия. Сущность переоборудования геологоразведочных скважин в процессе геологоразведочных работ или после их завершения заключается в разбуривании их до минимально необходимого диаметра и глубины на 30 м ниже последнего из подвергаемых гидродинамическому воздействию пласта, обсадка рабочей колонной труб с минимальным внутренним диаметром 94 мм и цементации затрубного пространства. Разработаны технологические схемы переоборудования геологоразведочных скважин и параметры гидродинамического воздействия через них на угленосную толщу.
Опыт использования переоборудованных геологоразведочных скважин для гидрорасчленения пластов на шахтах им. М.И. Калинина и А.Ф. Засядько ПО "Донецкуголь" и шахте "Сокурская" ПО "Карагандауголь" показал, что стоимость работ снижается в 1,8-2,1 раза при уменьшении радиуса обработки только на 10-15 % по сравнению с обработкой через технические скважины. Большой объем геологоразведочных работ на полях действующих шахт позволяет считать вариант использования геологоразведочных скважин для последующей гидродинамической обработки массива одним из наиболее перспективных. При этом извлекается значительное количество газа как из неразгруженного массива, так и подработанного.
Разработанные технические решения по повышению безопасности и эффективности горных работ на базе заблаговременной де-
301
газационной подготовки шахтного поля защищены авторскими свидетельствами, апробированы на шахтных полях и показали свою эффективность и работоспособность.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. А.с. № 1164256. Состав для обработки угольного пласта /Бурчаков А.С., Ярунин С. А., Королева В.Н., Муравьева В.М. и др. — БИ № 24, 1985.
2. А.с. № 1239364. Способ профилактической обработки газоносных и вы-бросоопасных угольных пластов с малоустойчивыми кровлями /Бурчаков А. С., Ярунин С.А., Королева В.Н., Анпилогов Ю.Г. и др. — БИ № 23, 1986.
3. А.с. № 1245716. Способ профилактической обработки высокогазоносных и выбросоопасных угольных пластов / Бурчаков А.С., Ярунин С.А., Королева В.Н., Анпилогов Ю.Г., и др. — БИ № 27, 1986.
4. А.с. № 1298404. Способ дегазации угленосной толщи / Бурчаков А.С., Ильюшенко В.Г., Курносов В.Г., Королева В.Н. и др. — БИ № 11, 1987.
5. А.с. № 1320451. Способ профилактической обработки незащищенных угольных пластов с малоустойчивыми кровлями /Бурчаков А. С., Ярунин С. А., Королева В.Н., Анпилогов Ю.Г. и др. — БИ № 24, 1987.
6. А.с. №1479682. Способ дегазации угленосной толщи в зоне геологических нарушений разрывного характера. / Анпилогов Ю.Г., Касимов О.И., Конарев В.В., Королева В.Н. и др. - БИ №18, 1989.
7. А.с. №1479683. Способ дегазации угленосной толщи. /Бурчаков А.С., Гуревич Ю.С., Красюк Н.Н., Королева В.Н. и др. - БИ №18, 1989.
8. А.с. №1566045. Способ региональной гидравлической обработки выбросоопасных пластов. /Буханцов А.И., Анпилогов Ю.Г., Кошевой В.В., Королева В.Н. и др. - БИ №19, 1990.
9. А.с. № 1566046. Способ дегазации свиты угольных пластов. /Буханцов А.И., Лукаш A.C., Анпилогов Ю.Г., Королева В.Н. и др. - БИ №9, 1990. ГГШ
— Коротко об авторах -
Королева В.Н., Анпилогов Ю.Г. — Московский государственный горный университет.
--^^ — © Н.Г. Матвиенко, 2008
Н.Г. Матвиенко
ОСНОВЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ОСВОЕНИЯ ГАЗОНОСНЫХ РУДНЫХ
302
