книги из ГПНТБ / Карагодин Л.Н. Способы борьбы с внезапными выбросами угля и газа

Очевидно, что время Пц/ц проведения выработки комбайном по разгруженному участку длиной / п р о ф — / 0 п зависит от принятой тех­ нологии и организации проходки, а также от скорости подвигания забоя выработки v\ при работе комбайна.

Время г П р о ф, затрачиваемое на производство технологических операций и приведение пласта в состояние, неопасное по внезап­ ным выбросам угля и газа, для од­ ного и того же способа. борьбы с

от / о с и tp, т.е. от параметров выб­ ранного способа.

С использованием формулы (11.68) и расчетных данных про­ должительности операций профи­ лактического цикла при изменении параметров способов борьбы с вне­ запными выбросами, а также при различных скоростях подвигания

забоя построены графики, выража­ ющие зависимость vn = f(vi) при из­

менении параметров способов борь­ бы с выбросами (рис. 80, 81, 82, 83).

Наибольшая скорость проведе-

приращение скорости проведения выработки заметно уменьшается.. Кроме того, бурение опережающих скважин такой длины вызывает серьезные технологические трудности.

При борьбе с выбросами способом гидроотжима призабойной зоны массива могут быть достигнуты скорости проведения выра­ ботки комбайном свыше 200 м/месяц (см. рис. 80). Возможная глу­ бина гидроотжима находится в пределах 4—8 м. Основное прира­ щение скорости проведения выработки происходит при скорости подвигания забоя до 5 м/ч. Для получения скоростей проходки

200—250 м/месяц лодвигание забоя при раооте комбайна должно находиться в пределах 3—5 м/ч при глубине гидроотжима 5—8 м.

При вымыве опережающих полостей в соответствующих гориогеологнческпх условиях скорость проведения выработки комбайном может достигать 150—250 м/месяц (см. рис. 81). Длина опережаю­ щих полостей ограничена технологией вымыва и находится в пре­ делах 9—17 м. Интенсивное увеличение скорости проведения вы-

щения скорости проведения выработки достигаются при скоростях подвиганпя забоя до 5—7 м/ч. Рекомендуется принимать их в пре­ делах 3—5 м/ч.

Скорость проведения выработки при работе с предварительным увлажнением массива существенно зависит от приемистости воды угольным массивом (см. рис. 83). При приемистости 0,5 м3 /ч (наи­ более опасные участки) скорость проведения выработки составляет 140—200 м/месяц, а с увеличением приемистости до 1 м3 /ч (менее опасные участки) она может быть повышена до 200—250 м/месяц. Максимальные скорости в обоих случаях могут быть достигнуты

при длине увлажнительных скважин более 150 м и скорости подви­ гания забоя 5—7 м/ч. В условиях невыдержанной гипсометрии и мощности угольного пласта длина увлажнительных скважин при­ нимается не более 50—80 м.

^-

5 4 3

§ 31. ВЛИЯНИЕ СКОРОСТИ ПОДВИГАНИЯ ЗАБОЯ НА ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИИ

К основным параметрам различных способов борьбы с внезап­ ными выбросами относятся глубина обрабатываемой зоны, эффек­ тивный и рациональный радиус действия, технологический режим ведения работ.

Вопросы определения длины обрабатываемой .зоны впереди за­ боя с изменением скорости проведения выработки были рассмот­ рены ранее.

Для выбора числа опережающих скважин в условиях повышен­ ных темпов подвигания забоев исследован процесс дренирования угольного массива скважинами.

К настоящему времени проведен значительный объем шахтных наблюдений по определению радиуса влияния скважин по газо­ вому фактору [43, 50]. Обращаясь к методам оценки дренирующего влияния' скважин, предложенным отдельными исследователями, можно сделать следующие выводы.

До сих пор отсутствует единое мнение об эффективном пределе снижения давления газа. Так, И. М. Яровой [51] под радиусом дре­ нирования подразумевает такое расстояние от скважины, на кото-

ром существенно снижается давление газа. Отсутствие количест­ венного предела не позволяет положить такой метод оценки в ос­ нову методики расчета числа опережающих скважин. В соответст­ вии с действующими методиками МакНИИ и ВостНИИ граница зоны дренирования скважины находится на расстоянии, где дав­ ление газа за 24 ч снижается не менее чем на 50%. В. В. Ходот считает, что граница зоны дренирования располагается на таком расстоянии от скважины, где давление газа снизилось до 2— 3 кгс/см2 . Конечно, установление безопасной величины давления газа в пласте в наибольшей степени соответствует требованию оценки эффективности того или иного способа предотвращения внезапных выбросов, но условия замеров давления газа в подгото­ вительных выработках не позволяют получить величин, близких к истинным. Так, может оказаться, что замеряемое начальное дав­ ление составляет 2—3 кгс/см2 . Это приведет к необоснованному от­ казу от применения мер по предотвращению внезапных выбросов. Поэтому за безопасный предел целесообразно принимать давление газа, снизившееся в результате применения скважин в 2 раза и бо­ лее. Что касается срока, за который должно произойти такое сни­ жение, то проведение выработок ускоренными темпами, как пра­ вило, не дает возможностей для столь длительной дегазации уголь­ ного массива в призабойной части. Поэтому метод определения числа опережающих скважин должен основываться на изучении закономерностей процесса изменения давления газа в окрестности опережающей скважины.

В. В. Ходотом и В. И. Потаповым предложены эмпирические уравнения, отражающие характер падения газового давления во времени. Формулы эти достаточно просты, но для условий мощных пластов они непригодны по той же причине, что и чисто опытный метод МакНИИ. Связано это с тем, что на пластах значительной мощности анизотропия фильтрационных свойств пласта в различ­ ных направлениях по отношению к наслоению не позволяет опери^ ровать понятием «радиус дренирования» и вынуждает определять площадь зоны дренирования.

В настоящей работе предпринята попытка обобщения резуль­ татов экспериментальных работ с целью создания опытно-расчет­ ного метода определения числа опережающих скважин при повы­

Кемеровском шахты «Северная» (Кузбасс) и на пластах Ливенском и Прасковиевском шахты № 7—8 им. Калинина, Пугачевка

мішалось за 100%, а последующие изменения этого показателя выражались относительно начального. Интервал наблюдений за изменением давления газа в окрестности опережающей скважины во времени составлял в среднем 60 ч. Однако для последующего

время, ч

Рис. 84. Сопоставление экспериментальных и расчетных графиков изменения давления газа (сплошными линиями по­ казаны экспериментальные кривые, пунктирными — расчетные)

t — время, прошедшее с момента появления скважины на глубине расположения газовых камер, ч.

При повышенных темпах проведения выработок параметры та­ кого эффективного способа предотвращения выбросов, как буре­ ние опережающих скважин большого диаметра, требуют уточнений. По известной методике определения радиуса дренирования безо­ пасным считается снижение давления газа на 50% за 24 ч (опыт ведется на глубине 4,5—5 м от забоя). Это значит, что каждый раз выбросоактивная зона будет дегазирована скважинами на этой глубине, если интервал 0—5 м проходится за 24 ч и более. При этом параметры скважин будут удовлетворять требованиям безопасно­ сти лишь при скорости подвигания забоя до 5 м/сутки, т.'е. около 0,2 м/ч. При более высоких скоростях проведения выработок тре­ буется число скважин увеличивать.

Чисто опытный путь определения числа скважин на основе уста­ новления размеров зоны дренирования одной скважины для усло­ вий повышенных темпов проходки неудобен, поскольку это потре­ бует бурения большого числа контрольных скважин, т. е. значи­ тельных затрат времени.

Исключительно расчетный метод определения числа скважин также непригоден ввиду необходимости учета большого числа фак­ торов, для установления которых требуются, во-первых, весьма сложные эксперименты и, во-вторых, большой объем наблюдений.

Следовательно, для установления параметров рассматриваемого способа борьбы с выбросами необходимо создать опытно-расчет­ ный метод, основанный, с одной стороны, на сравнительно неслож­ ных расчетах с учетом основных закономерностей дренирования массива скважинами, общих для всех пластов, и, с другой, на не­ продолжительных экспериментах по выявлению факторов, специ­ фических для данного пласта.

Заменой переменных уравнение (11.69) приведено к уравнению прямой линии вида

где у= — ; x = t.

Р

Значения коэффициента а близки к единице, поэтому уравне­ ние (11.69) приобретает вид

и фильтрационных свойств пласта.

Значения коэффициента Ь применительно к кривым на рис. 85 даны в табл. 25 (при диаметре скважин, равном 300 мм, и угле Р = 0°).

Из перечисленных факторов влияние угла падения пласта, диа­

жет быть учтено опытным путем. Влияние же факторов /• и р необ­ ходимо дать в аналитическом или табличном выражении, как это сделано, например, в табл. 26.

Анализ имеющихся материалов, сгруппированных в табл. 26, показал, что зависимость коэффициента b от г может быть выра­

Приняв С\ при рі = 0° равным единице, для трех других харак­ терных точек замкнутой изолинии падения давления газа (р2=90°; р3 =180° и р4 = 270°) коэффициенты С2 , С3 и С4 можно найти путем анализа полученных данных.

Поскольку за безопасный предел снижения давления газа при­ нята величина р = 0,5 р0, выражение (11.75) примет вид

эксперимента предусматривает расположение контрольной сква­

а также протяженность зоны дренирования за это время в любом направлении от скважины, т. е.

При помощи формулы (11.79) с достаточной для практических целей точностью можно описать конфигурацию зоны дренирования за любое время tx, а следовательно, и определить ее площадь Sx .

Для подсчета площади дренирования одной скважины примем, что она имеет форму эллипса с осями /'і + /'з и г2 + г^.

Подобная замена вполне удовлетворяет требуемой точности. Тогда

где

p=fSl±b.)(S2±b). (Ц.81)

Расчетное число скважин в этом случае подсчитывается из ус­ ловия равномерного расположения площадей дренирования . сква­ жин Sv в пределах всей площади П, подлежащей дренированию, т. е.

Период дренирования пласта tx на глубине выбросоактивной зо­ ны / ; ш т может быть представлен как сумма времени на. бурение

где Гсм — продолжительность смены, ч; SLf,i,-n — суммарная длина скважин, м; И — норма на бурение скважин принятого диаметра, м/смену.

С учетом формул (11.78), (11.80), (11.82) и (11.83),

3.5 г

Рис. 86. Увеличение дебита контрольных скважин при бурении последующих скважин:

/, //, / / / — номера опытов

Однако рассчитанное по формуле (11.84) число скважин будет завышенным, поскольку здесь еще не учтен фактор усиления дре­ нирования пласта при взаимном влиянии скважин. Специальные наблюдения показали, что дебит скважин при бурении по соседству с ними других скважин повышается (рис. 86).