Сделай Сам Свою Работу на 5

Указания по определению параметров дегазации

 

1. Эффективность дегазации и ее контроль

 

1.1. Эффективность дегазации оценивается коэффициентом дегазации, равным отношению величины снижения газообильности горной выработки за счет дегазации к газообильности выработки без применения дегазации

 

(1.1)

 

где - коэффициент дегазации, доли ед.;

 

I - метановыделение в выработку без дегазации источников метановыделения, м /мин;

 

I’ - метановыделение в выработку при применении дегазации, м /мин.

 

1.2. Необходимое значение коэффициента дегазации для призабойного пространства лавы, выемочного участка, подготовительной выработки, дегазируемой части подготовительной выработки составляет

 

(1.2)

 

где - метановыделение в выработку, допустимое по фактору вентиляции без дегазации источников метановыделения, м /мин

 

 

v - скорость движения воздуха в выработке, м /с;

 

S - сечение выработки для прохода воздуха, м ;

 

с - допустимая концентрация метана в вентиляционной струе, %;

 

- концентрация метана в поступающей вентиляционной струе, %;

 

- коэффициент неравномерности газовыделения; принимается согласно Руководству по проектированию вентиляции угольных шахт.

 

1.3. Суммарное значение коэффициента дегазации нескольких источников метановыделения на выемочном участке слагается из величин

 

(1.3)

 

где , , , - долевое участие в метанообильности выработки соответственно разрабатываемого, сближенных подрабатываемых и надрабатываемых пластов, газоносных пород, доли единицы;

 

, (1.4)

 

, , , - коэффициенты дегазации соответственно разрабатываемого, сближенных подрабатываемых и надрабатываемых пластов, газоносных пород, доли единицы;

 

i - индекс соответствующего источника метановыделения.

 

1.4. Коэффициент дегазации источника метановыделения при последовательном применении нескольких способов его дегазации составит

 

(1.5)

 

1.5. Контроль эффективности дегазации способа (схемы) осуществляется путем замера дебитов метана на скважинах, расчета фактического коэффициента дегазации и сравнения его с проектным значением.



 

Фактический коэффициент дегазации выемочного участка определяется по формуле

 

(1.6)

 

где - суммарный расход метана, извлекаемого на выемочном участке с помощью дегазации, м /мин.

 

1.6. Коэффициент дегазации разрабатываемого пласта находится следующим образом.

 

Определяется величина снижения газоносности пласта за счет дегазации

 

м /т, (1.7)

 

где - метановыделение из скважин (группы скважин) в момент i-го замера, м /сут;

 

- интервал времени между замерами дебита метана из скважин, сут;

 

n - количество замеров дебита метана за время дегазации пласта скважинами (группой скважин);

 

h - высота этажа (подэтажа), дегазируемая скважинами, м;

 

Ri - расстояние между скважинами, м;

 

- мощность угольных пачек пласта, м;

 

- объемная масса угля, т/м ;

 

- количество скважин на дегазируемом участке пласта, шт.

 

Находится коэффициент дегазации пласта скважинами, определяемый как после завершения дегазации до начала очистных работ, так и при дегазации в период их ведения по формуле

 

, (1.8)

 

где , - соответственно природная и остаточная метаноносность угля, м /т;

 

, - полная мощность угольных пачек соответственно первого и второго слоев (невынимаемой пачки угля), м;

 

, - коэффициент, учитывающий влияние системы разработки на метановыделение из пласта. Определяется согласно Руководству по проектированию вентиляции угольных шахт по формуле

 

,

 

где - длина лавы, м;

 

- ширина условного пояса газового дренирования пласта выработкой, м.

 

1.7. Коэффициент дегазации разгружаемого очистными работами источника метана (сближенный пласт, подрабатываемая или надрабатываемая толща) или вторичного источника (выработанное пространство) определяется из отношения

 

, (1.9)

 

где - коэффициент дегазации i-го источника;

 

- дебит отсасываемого метана, м /мин;

 

- фактическое до дегазации или прогнозное метановыделение из i-го источника, м /мин.

 

1.8. При дегазации вертикальными скважинами подрабатываемых пластов по схеме, предусматривающей недобуривание скважин до разрабатываемого пласта, когда извлекается дополнительный объем метана, который не выделился бы в выработки добычного участка, фактическая эффективность дегазации источника оценивается коэффициентом

 

(1.10)

или

 

, (1.11)

 

1.9. Коэффициент дегазации подготовительной выработки при применении предварительной дегазации угольного массива скважинами, пробуренными по пласту, определяют по формуле (п. 1.1), где в качестве величины метановыделения в выработку без дегазации принимается ее газообильность при природной газоносности пласта.

 

1.10. Коэффициент дегазации барьерными скважинами подготовительной выработки в целом и дегазируемого участка выработки определяются в соответствии с Приложением 1.2.

 

1.11. При комплексной дегазации выемочного участка определяются фактические коэффициенты дегазации каждого способа и комплексной схемы в целом согласно выражениям (п. 1.9) и (п. 1.6) соответственно.

 

1.12. Эффективность работы дегазационной системы на шахте определяется из выражения

 

, (1.12)

 

где - число дегазируемых подготовительных и выемочных участков;

 

i - индекс дегазируемого участка.

 

Количество извлеченного метана дегазацией и газовыделение в вентиляционную сеть принимаются по дегазируемым участкам.

 

2. Параметры дегазации при проведении подготовительных выработок

 

2.1. Расчет параметров предварительной дегазации скважинами, буримыми за контур будущей подготовительной выработки, производится в следующей последовательности.

 

Определяется требуемый коэффициент дегазации по формуле (п. 1.2).

 

По рассчитанному расстоянию между скважинами для лавы (Приложение 1.3) определяется снижение газоносности пласта скважинами предварительной дегазации (Х) на стадии проектирования путем деления числителя формул п. 3.1, п. 3.6 на дегазируемые одной скважиной запасы угля (знаменатель формулы (п.1.7), а на стадии дегазации по фактическому объему извлеченного метана по формуле (п.1.7).

 

В соответствии с Руководством по проектированию вентиляции угольных шахт определяется значение газообильности (Х-Х ) зоне. Затем по формуле (п. 1.1) находится величина коэффициента дегазации и сравнивается с требуемым его значением, полученным согласно (п. 1.2). Если коэффициент дегазации окажется ниже требуемого, то изменяют параметры скважин предварительной дегазации, предусматривают способы повышения ее эффективности или другой способ дегазации.

 

Метанодобываемость рассчитывается для предварительной дегазации согласно Приложению 1.3.

 

2.2. В случае применения дегазации барьерными скважинами участка выработки, на котором они подключены к газопроводу, и отсюда находится газообильность выработки после применения дегазации

 

м /мин, (2.1)

 

где - метанообильность выработки на длине ее дегазируемого участка без применения дегазации (определяется по Руководству по проектированию вентиляции угольных шахт), м /мин;

 

- коэффициент дегазации на участке выработки с функционирующими барьерными скважинами (принимается по табл. 2.2), доли ед.

 

По формуле (п. 1.1) находится коэффициент дегазации выработки и сравнивается с требуемым его значением, определенным по формуле (п. 1.2).

 

Метанодобываемость барьерных скважин устанавливается по зависимости

 

, м /мин (2.2)

 

или по фактическому дебиту скважин по формуле (п. 1.6).

 

3. Параметры дегазации разрабатываемых пластов скважинами

 

3.1. В условиях Донецкого и Печорского бассейнов при отработке тонких и средней мощности угольных пластов расстояние между параллельными очистному забою восстающими или горизонтальными скважинами определяется по формуле

 

м, (3.1)

 

 

где - коэффициент влияния разрежения, равный 1 - при дегазации неразгруженных пластов и 1,2 - при дегазации в условиях частичной под- или надработки (при разрежении не менее 100 мм рт.ст.);

 

z - коэффициент, учитывающий неравномерность газовыделения из пласта в скважины, z = 0,75;

 

- полезная длина скважины, м;

 

- дегазируемая скважинами мощность угольных пачек пласта, м;

 

- начальное удельное метановыделение в скважину, м /(м /сут), т.е. начальный дебит скважины, деленный на длину скважины и мощность пласта;

 

- коэффициент, характеризующий снижение газовыделения из пласта в скважины во времени, сут ;

 

t - продолжительность дренирования пласта скважинами, сут;

 

h - высота этажа (подэтажа), дегазируемая скважинами, м;

 

- мощность угольных пачек пласта, м;

 

- объемная масса угля, т/м ;

 

- метановыделение из пласта, м /т. Принимается по прогнозу (без дегазации).

 

Показатели и определяются опытным путем. При известных значениях и на глубине показатели газоотдачи пласта на глубине Н рассчитываются по формуле

 

, м /(м сут) (3.2)

 

, сут (3.3)

 

3.2. При слоевой выемке мощных пластов и при выемке пластов с потерями по мощности в условиях Карагандинского бассейна на глубинах до 600 м расстояние между параллельными очистному забою скважинами рассчитывается по формуле

 

(3.4)

 

где - среднее удельное метановыделение в течение первого месяца функционирования скважин, м (м.сут)

 

- коэффициент, учитывающий изменение метановыделения из скважин во времени;

 

t - время функционирования скважин в зоне предварительной дегазации пласта, сут;

 

- мощность угольных пачек первого вынимаемого слоя, м;

 

- дополнительное снижение остаточной газоносности оставляемых слоев пласта (после выемки первого слоя) за счет дегазации скважинами, м /т;

 

- соответствующие параметры дегазации пласта скважинами в зоне передовой дегазации (в зоне влияния очистного забоя).

 

Параметры , , , , определяются по рекомендациям ВостНИИ.

 

3.3. Расстояние между скважинами предварительной дегазации пласта в Кузбассе определяются по формуле:

 

, (3.5)

 

где и - коэффициенты, составляющие:

 

- для схем дегазации скважинами, пробуренными на пласт вкрест его простирания

 

= 1,1, = 0;

 

- для схем дегазации пластовыми скважинами при дегазации тонких пластов и пластов средней мощности

 

= 1,58, = 0,64;

 

при дегазации мощных пластов расчет производится как при коэффициентах = 1,1, = 0, так и при коэффициентах = 1,58, = 0,64 и за требуемое расстояние принимается большее из двух вычисленных;

 

значения параметра /м.сут) устанавливается опытным путем или принимается по данным ВостНИИ.

 

3.4. При применении предварительной дегазации угольного пласта скважинами, развернутыми на очистной забой (рис. 2.10, 2.13) коэффициент интенсификации дегазации составляет 1,2-1,6.

 

При применении предварительной дегазации угольного пласта перекрещивающимися скважинами (рис. 2.11, 2.12) коэффициент интенсификации дегазации составляет 1,5-2.

 

3.5. Плотность бурения скважин в схемах, представленных на рис. 2.10-2.13, определяется на основании формул (п. 3.1) или (п. 3.4) с учетом приведенных в п. 1.3.4 коэффициентов интенсификации дегазации, а углы заложения скважин в этих схемах - согласно табл. п. 1.3.1.

 

3.6. Прогнозное значение метанодобываемости на тонких и средней мощности пластах Донбасса и Печорского бассейна определяется по формулам:

 

в процессе обуривания участка (столба)

 

м /мин (3.6)

 

после завершения буровых работ на участке

 

м /мин, (3.7)

 

где - дебит метана из скважин за время обуривания участка , м /мин;

 

, - количество скважин на участке в процессе обуривания и после завершения буровых работ соответственно;

 

t - время, отсчитываемое с начала бурения скважин на дегазируемом участке, сут;

 

- время, отсчитываемое с момента окончания буровых работ на дегазируемом участке, сут.

 

Таблица II.1.3.1

 



©2015- 2017 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.