книги из ГПНТБ / Карагодин Л.Н. Способы борьбы с внезапными выбросами угля и газа
.pdfпользуемся полученным Н. И. Веригиным [33] автомодельным ре шением для случая одномерного вытеснения одной жидкости дру гой.
При оттеснении газа нагнетаемой жидкостью задача сводится к следующему. Требуется найти давление в зонах, занятых водой Pi(x, t) и газом /^(-v, t), удовлетворяющих уравнениям
п д*Рг |
(х, t) |
__ дРг |
(х, |
t) |
|
|
|
dt |
|
д*РІ (х, |
t) |
дРІ |
(х, |
t) |
дх2 |
|
|
dt |
|
0 < x < Ці); |
(11.14) |
I (0 < X < CO , |
(11.15) |
где /(/) |
радиус |
распространения |
жидкости |
за время |
t; |
|
|
||||||||||
|
«1 |
= |
кЕг |
|
|
. |
„« |
|
|
|
|
kP„ |
|
|
|
(11.16) |
|
|
|
|
|
|
Clo = |
|
|
|
abRrT |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1 + |
о Р 0 ) а |
|
|
|
где Е\ |
и Ес — модуль |
сжимаемости |
нагнетаемой |
жидкости |
и по |
||||||||||||
ристой |
среды; (.її |
и Ц2 — вязкость |
жидкости |
и газа; а и |
Ъ — кон |
||||||||||||
станты сорбции; RT — газовая |
постоянная; |
Т — температура |
пласта |
||||||||||||||
по абсолютной шкале. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Краевые условия: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
а) |
начальное |
|
РЦх, |
0) = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
/>„ = |
const; |
|
|
|
|
(11.17) |
|||||||
б) |
на внешних неподвижных |
границах |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
Рх (0, t) = Рс |
= |
const; |
|
|
|
|
(11.18) |
||||||
|
|
|
|
|
Рг(Оо,і) |
|
= Р0; |
|
|
|
|
|
(11.19) |
||||
в) |
на границе раздела жидкости и газа |
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
k |
|
Л (Л 0 = |
k |
|
0; |
|
|
|
|
|
(11.20) |
|||
|
|
|
дРг(1, |
t) |
|
|
• |
дР2(1, |
О |
|
|
|
(11.21) |
||||
|
|
Ї Ї — |
|
дх |
|
Ї Ї — |
|
дх |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
j.l2 |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где уі |
и у2 — соответственно удельный |
вес воды |
и газа. |
|
|
||||||||||||
Величину Y2, соответствующую давлению |
Рг, найдем |
из уравне |
|||||||||||||||
ния состояния изотермического процесса |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
Ї2 — |
^ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тогда условие |
(11.21) |
примет вид |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
k |
дРг(1, |
t) |
_ |
J_ |
|
k |
|
|
|
дР\ (/, 0 |
|
|
(11.22) |
||
|
|
ї ї |
дх |
|
~ |
2 |
' | |
i 2 |
|
Par |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
* Здесь |
аг— линеаризованное |
выражение |
величины |
F(P) |
в |
уравнении |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
фильтрации газа в угольном пласте |
34]. Решение |
линеаризованного |
уравнения |
||||||||||||||
удовлетворительно сходится |
с точным [35]. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
В |
отличие |
от формул, |
приведенных |
в работе |
IT. Н. |
Веригина |
|
[33], |
здесь в |
уравнении |
( I I . 15) вместо |
Рг стоит |
РІ, |
а условие |
|
(11.21) вместо равенства |
объемных расходов |
на |
границе двух |
||||
зон предусматривает равенство весовых расходов. Вследствие этого решение весьма усложняется. Однако если пренебречь вязкостью
газа |
в сравнении с вязкостью воды, т. е. принять щ — О, то реше |
ние |
системы уравнений (11.14), (11.15) при условиях (11.17) — |
(11.21) совпадает с соответствующим решением Н. Н. Веригина. Таким образом, в зонах воды и газа распределение давления
соответственно выражается |
соотношениями |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
erf . |
2 / а |
|
|
|
Л(х, t) = Pc-(Рс-Рй) |
|
|
( |
; |
(11.23) |
||||
|
|
) |
2\а±_' |
||||||
|
Р2 = Р0 = const. |
|
|
|
(11.24) |
||||
Расход воды через единицу фильтрующего сечения определяется |
|||||||||
из уравнения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Яі (0 = |
— V |
' ~~7~ ' |
г |
Р с |
г — \ |
|
• |
<п-25) |
|
|
|
|
e r f |
I |
1 / |
~7~ ) Г ail |
|
||
x |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где erf (Я) = ^=\e~v'dv |
— интеграл |
вероятностей; | — параметр на- |
|||||||
V n J |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
гнетания; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
I = |
|
= |
const. |
|
|
|
(11.26) |
|
Этот параметр удовлетворяет |
уравнению |
|
|
|
|||||
- " Й ^ - ^ / ї - М і / І г ) - |
( П ' 2 7 ) |
||||||||
Обозначив |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
V |
— ф и |
|
k (Рс — Ра) |
= |
о |
|
|||
—•—- |
|
(3, |
|
||||||
4ах |
|
|
|
[Хх^бэ |
|
|
|
||
из формулы (11.27) |
получим |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
р = |
}/Гсреф г егі (ср). |
|
|
(11.28) |
||||
Для упрощения приведенных расчетных формул примем при |
|||||||||
ближенное равенство |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
erf (Я) = |
6Я, |
|
|
|
(11.29) |
||
справедливое с точностью до 5%. Здесь через Я обозначен аргу мент функции erf.
Коэффициент b имеет следующие значения:
при |
Я = |
0 -г- 0,45 |
6 = 1 |
, 1 ; |
|
|
при |
Я, = |
0,75-г-1 |
6 = |
0,9; |
|
|
при |
Я = |
1 |
1,2 |
Ь = 0,8. |
|
|
"При Я>1,2 с той же |
точностью |
можно принять erf (Я) =0,96. |
||||
Кроме того, примем еще одно приближенное |
равенство |
|||||
|
erf (Л.2) = 6', |
|
(11.30) |
|||
где Ь'=\ с точностью до 20% при 0 ^ Я ^ 0 , 4 |
5 . |
|
||||
Подставив выражение (11.29) |
в |
(11.23) и |
(11.25), соответст |
|||
венно получим |
|
|
|
|
|
|
х
Ъ==-
|
Pc — P1{x,t) |
|
2 у |
ait |
|
х . |
(11.31) |
|
|
Рс-Р9 |
|
|
|
у Т |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
q i |
(0 « - L - . — . |
|
^ — £ s |
|
= |
-4= |
• — • P g ~ - ° |
. (11.32) |
С |
учетом выражений |
(11.29)' |
и |
(11.30) |
соотношение |
(П. 27) |
||
преобразуется в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
у я |
ці |
83аі |
|
|
2 |
Я! |
|
•откуда |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(11.33) |
При 6 = 1,1 и 6 ' = 1 , что соответствует |
значениям |
|
||||||
•формулы (11.32) и (11.33) примут вид
1=2 — . Р |
с 7 Р ° , |
(11.36) |
тде g определяется из выражения |
(11.26). |
|
Подставив выражение (11.26) в уравнения |
(11.31), (11.33) и |
|
(П. 36), получим |
|
|
Л (х, t) = P c - (Рс — P0)-JL-- |
(Ц.37) |
|
9? (О |
Hi |
ЦІ) |
|
(II.38> |
|
|
|||
|
|
|
||
14) |
2- |
(Pc-PQ) |
t- |
(11.39), |
Эти уравнения, аналогичные полученным выше в предположе нии жесткого режима фильтрации, справедливы при выполнении-
условия |
(11.34). Погрешность результатов расчета по |
уравнениями |
|||||||
(II.-37) |
и (11.38) — до 5%, |
а (11.39) — до 25%, |
так как при вы |
||||||
воде последнего |
использовались оба |
приближенных равенства-. |
|||||||
(11.29) |
и (11.30) |
при значениях 6 = 1,1 |
и 6 ' = 1 . |
|
|
|
|||
Условие (П. 34) выполняется при |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
— • Р с ~ Р " |
<0,55 . |
|
|
(11.40):. |
||
Подставив |
в |
выражение |
(11.40) |
значение |
а\ |
из (11.16), полу |
|||
чим |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
• - ^ = ^ ~ = |
|
( б э + -^-) |
< |
0,55. |
(11.40а> |
||
Оценим максимальное значение |
величины |
Рс—Р0, |
удовлетворя |
||||||
ющее этому условию. Очевидно, что значение |
бэ |
при этом следует |
|||||||
принять минимальным. По имеющимся данным эта величина со
ставляет 0,5- Ю - 2 . Модули упругости |
воды и угля соответственно- |
|||
равны £ і = 2 - 1 0 4 кгс/см2 , |
£ с = 6-104 |
кгс/см2 . Пренебрегая |
величи- |
|
|
£ |
|
|
|
ной бэ =0,005 в сравнении с ——=0,33, из выражения |
(II . 40а),. |
|||
получим |
|
|
|
|
Я с - Р о < |
0,556о £с , |
|
||
откуда |
|
|
|
|
^ с — Р0< |
0,55-0,005- |
6-10*= 165 ат. |
(11.41). |
|
Анализ многочисленных данных |
исследований, проведенных ря |
|||
дом институтов по нагнетанию воды через глубокие скважины,, показал, что экспериментально устанавливаемые значения Рс—Ро,. как правило, удовлетворяют неравенству (11.41).
Следовательно, для расчета параметров нагнетания с точно стью, удовлетворяющей практической потребности, могут быть ис пользованы приведенные выше формулы жесткого режима фильт рации.
Поскольку значения основных параметров нагнетания во мно гом определяются физико-механическими свойствами угольных пластов, строением и структурными особенностями, горногеологи ческими и горнотехническими факторами, расчет этих параметров^ следует производить для каждого участка пласта. Естественно по этому, что первым этапом в расчете параметров нагнетания явля ется определение фильтрационных характеристик пласта.
На участке, где намечено применять увлажнение, предвари тельно замеряется давление газа в пласте впереди забоя выработки вне зоны опорного давления.
После стабилизации давления газа на расстоянии 5—6 м от за мерного пункта бурят скважину длиной 30—40 м и герметизируют еена высоту 10—15 м. Затем в скважину непрерывно нагнетают воду при постоянном напоре. По полученным данным строят кри вые изменения во времени объема закачанной воды и давления в пласте.
§7. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ИТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ НАГНЕТАНИЯ ВОДЫ
ВВЫБРОСООПАСНЫЕ ПЛАСТЫ
Ранее отмечалось, что увлажнение может быть применено для борьбы с выбросами на больших площадях (региональное увлаж нение) и для борьбы с выбросами непосредственно в забое прово димой выработки (локальное увлажнение). В первом случае сква жины, через которые нагнетается вода, бурят заранее, задолго до начала подвигания подготовительных или очистных забоев, впере ди этих забоев, из опережающей подготовительной выработки. Это обеспечивает условия для проведения выработок и добычи угля без каких-либо технологических помех, связанных с необходимо стью применения специальных мероприятий в забое выработки.
При бурении скважин и нагнетании воды непосредственно в рабочем забое (локальное увлажнение) необходимо преодолевать целый ряд помех и учитывать такие факторы, как скорость подви гания забоя выработки и скорость снижения выбросоопасностп па увлажненном участке пласта.
При длинных лавах и отсутствии внезапных выбросов угля и газа в очистных забоях целесообразно применять локальное ув лажнение через передовые скважины большой длины.
Накопленный обширный опыт увлажнения пластов на различ ных угольных месторождениях показывает, что качественная про питка пласта может быть достигнута лишь при условии выдержан ных параметров скважин и надежной герметизации.
Для выявления особенностей режима нагнетания воды в выбросоопасные пласты необходимо проанализировать результаты шахт ных исследований по пластам, на которых не происходило гидрав лического разрыва угольного массива. Эти результаты по некото рым шахтам Донбасса приведены в табл. 10.
Из анализа приведенной таблицы и шахтных исследований можно сделать следующие выводы.
В начальной (неустановившейся) стадии нагнетания пласт на сыщается водой на площади, ограниченной двумя контрольными скважинами, между которыми в центре располагается нагнета
тельная скважина. Однако ввиду |
различия |
в строении, структуре |
и физико-механических свойствах |
отдельных |
участков пласта пол- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
10 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номер |
нагнетательной скважины |
|
|
|
||
|
|
Показатели |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Шахта |
|
|
|
|
|
|
|
«Коче |
Им. Калинина |
«Комсо |
|
№ |
7/8 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
гарка» |
|
|
|
молец» |
[им. Кали |
||
Пласт |
|
|
|
|
|
|
|
Мазурка |
|
|
|
|
|
нина |
|
|
|
|
|
|
|
|
Толстый |
Тонкий |
|Смоляни- |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
1,5 |
|
|
|
0,5 |
новский |
||
Мощность |
пласта, |
м |
м . . . . |
|
1,1 |
|
|
|
1,1 |
||||||
Глубина |
разработки, |
860 |
|
630 |
|
740 |
|
521 |
|||||||
Длина фильтрующей части сква |
1,5 |
|
|
64 |
|
|
|
|
|||||||
жины, |
м |
|
|
|
|
|
30 |
|
72 |
|
|
41 |
|||
Радиус увлажнения, м . . . . |
12 |
12 |
|
12 |
18 |
|
|
10 |
|||||||
Запасы угля |
в |
обрабатываемом |
880 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
блоке, |
т |
|
|
|
|
|
|
1650 |
|
2580 |
2190 |
|
.1570 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Начальная |
стадия |
нагнетания |
|
|
||
Средний |
напор, |
кгс/см3 . . . . |
200 |
125 |
|
130 |
100 |
|
|
120 |
|||||
Объем закачиваемой |
воды, м 3 . |
8,54 |
4,81 |
|
3,82 |
13,90 |
|
3,38 |
|||||||
Продолжительность |
нагнетания, |
36 |
|
|
16 |
31 |
|
|
20 |
||||||
ч |
|
|
|
|
|
|
|
19 |
|
|
|
||||
Начальный |
|
темп |
|
нагнетания, |
7,5 |
|
|
10,7 |
14,7 |
|
13,6 |
||||
л/мин |
|
|
|
|
|
|
|
8,4 |
|
|
|||||
Удельный |
начальный |
темп на |
5,00 |
|
|
0,18 |
0,20 |
|
0,33 |
||||||
гнетания, |
л/мин-м |
|
|
0,28 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Стадия |
установившегося процесса |
|
||||
Средний |
напор, |
кгс/см2 . . . . |
180 |
130 |
|
140 |
100 |
|
|
120 |
|||||
Объем закачиваемой |
воды, м 3 . |
6,20 |
7,12 |
|
27,95 |
27,78 |
|
13,44 |
|||||||
Продолжительность |
нагнетания, |
39 |
21 |
|
100 |
40 |
* |
|
60 |
||||||
ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Установившийся |
темп |
нагнета |
2,66 |
5,65 |
|
4,66 |
11,00 |
. |
3,68 |
||||||
ния, л/мин |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Конечная |
стадия |
нагнетания |
|
|
|
|
Конечный |
напор, |
кгс/сма . . . |
150 |
110 |
|
ПО |
100 |
|
|
120 |
|||||
Объем закачиваемой |
воды, м 3 . |
5,20 |
9,72 |
6,92 |
20,60 |
|
3,89 |
||||||||
Продолжительность |
нагнетания, |
|
19,0 |
|
21,0 |
26,0 |
|
17,0 |
|||||||
ч |
|
|
|
|
|
|
|
2.4 |
|
|
|||||
Конечный |
|
темп |
|
нагнетания, |
6,2 |
|
|
7,9 |
20,0 |
|
|
10,0 |
|||
л/мин |
|
|
|
|
|
|
|
12,0 |
|
|
|
||||
Отношение конечного |
темпа наг |
2,34 |
2,13 |
|
1,70 |
1,72 |
|
2,72 |
|||||||
нетания |
к |
установившемуся . |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С)бщие даніш е |
|
|
|
||
Максимальный |
напор, |
кгс/см2 . |
200 |
130 |
|
140 |
100 |
|
|
120 |
|||||
Объем закачанной |
воды, м 3 . . |
19,94 |
21,65 |
38,69 |
62,30 |
|
22,71 |
||||||||
Продолжительность |
нагнетания, |
|
|
|
137 |
97 |
|
|
97 |
||||||
ч |
|
|
|
|
|
|
|
99 |
59 |
|
|
|
|||
Удельный |
объем закачанной во |
22,7 |
13,1 |
|
15,0 |
28,5 |
' |
14,5 |
|||||||
ды, л/т |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
ного насыщения водой всей массы угля в эту стадию не происхо дит. Окончание ее соответствует прекращению снижения темпа нагнетания и обычно совпадает с моментом появления воды в конт рольных скважинах. Начальный темп нагнетания воды в скважи ны независимо от их длины составляет 8—15 л/мин.
Во второй (установившейся) стадии происходят фильтрация воды по увлажненной части пласта и насыщение его по всей мощ ности. В первые две стадии нагнетание воды в пласт ведется при постоянном напоре. В пласте, кроме указанных изменений, про исходит также расширение существующих пор и трещин и обра зование новых трещин, что приводит к увеличению фильтрацион ных характеристик пласта.
В конечной стадии эти изменения наиболее интенсивны, в ре зультате темп нагнетания повышается в 1,7—2,7 раза и, как пра вило, снижается напор.
Максимальный напор воды, закачиваемой в пласт, в среднем не превышает 0,8—0,9 вертикальной составляющей напряжений от веса вышележащих пород. В некоторые пласты (Дерезовка, Прасковиевский, Наталия), характеризующиеся весьма высокой выбросоопасностью и, по-видимому, высокой напряженностью, вода при таком давлении не поступает.
Общая продолжительность нагнетания в значительной степени зависит от его удельного темпа (темп нагнетания на единицу дли
ны фильтрующей части скважины). |
Так, удельный темп нагнета |
ния воды в пласт Толстый составлял |
0,18—0,28 л/мин • м. |
В начале нагнетания вода по угольному массиву в различных направлениях распространяется неравномерно и иногда уходит в боковые породы пласта. Спустя некоторое время режим нагнетание становится стабильным и вода в пределах радиуса увлажнения на сыщает пласт по всей его мощности.
Процесс нагнетания воды в пласт сопровождается трещинообразованием, о чем свидетельствуют повышенная шумность массива и скачкообразный характер кривых давления и расхода воды. Так, на пласте Толстый-восток среднечасовая шумность неувлажненного массива при выемке составляла 23 импульса, а в процессе на гнетания она повысилась до 60 импульсов в час (рис. 31). Прі выемке увлажненного массива средняя шумность составила тольки 6 импульсов в час.
Изменение влажности угольных пластов тесно связано с их строением и структурой. Наибольшее повышение влажности на блюдается в более перемятых и нарушенных пачках пласта и из контакте с боковыми породами. Количество закачанной в пласт воды обычно не соответствует повышению влажности угля. В призабойной раздавленной полосе пласта происходит высыхание угля и возможно оттеснение влаги в глубь массива опорным давлением.
Газовыделение из скважин, пробуренных по пласту, не раз груженному от горного давления, продолжается примерно 5 меся цев. Начальный дебит газа достигает в отдельных случаях 10 м3/ч
ТІ более. При нагнетании воды в пласт характер газовыделения •обычно не изменяется, иногда при появлении воды в контрольных •скважинах газовыделение временно прекращается. Значительного вытеснения газа из угольного массива практически не наблюда ется.
J 4 5 6 7 8 9 ID 11 12 13 14 15 16 17 18 Продолжительность наблюдений, ч
^ CJ
10 IS 20 |
25 |
30 |
35 40 |
45 |
50 |
Длина |
скважины, |
м |
|
|
|
40
36
к> зг
Іго
і12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 II 12 13 Продолжительность наблюдений, ч
SB 4
51 Z 3 4 5 6 7 8 9 10 II 12 13 Продолжительность наблюдений, ч
Рис. |
31. Диаграмма |
шумиости |
угольного |
массива |
||||||
|
|
|
|
пласта |
Толстого: |
|
|
|||
а — при |
выемке неувлажненного |
участка |
на |
протяжении |
||||||
16 |
м; |
б — при бурении |
скважин |
в |
неувлажненном массиве; |
|||||
в |
— при |
нагнетании |
воды в |
скважину; г |
— при |
выемке ув |
||||
|
|
|
лажненного |
участка |
на |
протяжении 14 |
м |
|||
Опыты на ряде шахт Донбасса при нагнетании воды под вы соким давлением показали, что сразу по окончании нагнетания газовыделение, как правило, отсутствует. Затем, спустя 17—30 су ток, оно начинает интенсивно возрастать до определенного макси мального предела, после чего происходит его спад.
Непосредственно после нагнетания воды в пласт средние вели чины составляющих напряженного поля и давления газа в пласте
не изменяются. Так, установившееся давление газа в пласте Ма зурка составляло 50 кгс/см2 . При нагнетании воды через некоторое время, как правило, наблюдалось возрастание давления, а к кон цу процесса увлажнения давление газа вновь снижалось (табл. 11).
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а 11 |
|
|
|
Давление газа, |
кгс/см 2 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
после 4-го цикла |
|
после |
1-го |
после |
2-го |
после |
3-го |
увлажнения |
|
цикла |
увлаж |
цикла |
увлаж |
|
||
до нагнетания |
цикла |
увлаж |
|
||||
нения |
(через |
нения |
(через |
|
|||
|
нения |
50 суток) |
12 суток) |
через 30 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
суток |
50 |
50 |
34 |
|
|
38 |
||
50 |
50 |
23 |
38 |
0 |
|||
|
|
|
14 |
33 |
42 |
||
|
|
|
20 |
16 |
55 |
||
|
|
|
|
|
|
|
45 |
|
|
|
29 |
|
|
19 |
|
|
|
|
38 |
39 |
46 |
||
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
41 |
|
|
|
21 |
|
|
20 |
|
|
|
|
20 |
23 |
38 |
||
|
|
|
30 |
|
|
0 |
|
|
|
|
23 |
24 |
28 |
||
|
|
|
•20 |
20 |
40 |
||
При выемке увлажненного пласта впереди забоя лавы давление - газа не повышается, что указывает на благоприятное перераспре деление напряжений в угольном массиве.
Эффективность увлажнения угольного массива, как и любого способа борьбы с выбросами, достигается лишь при соблюдении проектных параметров. Одним из основных параметров способа на гнетания воды является длина скважин. В связи со сложностью ведения работ на наиболее опасных участках пластов, представлен ных интенсивно перемятым углем, иногда скважины не пробури вают на необходимую длину. Следствием этого является низкое качество увлажнения, что влечет за собой выбросы.
Так, в октябре 1969 г. проводился 2-й параллельный штрек по весьма опасному участку пласта Владимировского шахты «Север ная» в Кузбассе. Участок этот был увлажнен через скважины дли ной 50 м, пробуренные с 3-го параллельного штрека по падению пласта. Скважины должны были буриться ниже отметки 2-го па раллельного штрека на глубину не менее 5 м, чтобы со стороны почвы выработки была увлажненная полоса, препятствующая воз никновению выбросов. Однако вследствие обрушения стенок сква жин при их бурении и обволакивания штанг сырым угольным штыбом буровой став преждевременно зажимался. Поэтому сква-
жины не были пробурены на проектную длину, фактическая длина
их |
составила: скважины |
№ 1—30 |
м; № 2— 40 м; № |
3 — 42 |
м; |
|
№ |
4 — 44 |
м и № 5 — 44 |
м. Таким образом, скважина |
№ 1 была |
||
недобурена |
до контура |
просека |
2-го параллельного |
штрека |
на |
|
12 м. Забой просека перед выбросом находился посредине между скважинами.
Анализ проб угля на влажность после выброса показал нерав номерность пропитки пласта, хотя средний уровень влажности был достаточно высоким. Выброс носил характер выдавливания угля по всему сечению штрека.
•v. |
30 |
|
|
|
|
і |
|
I |
|
|
z |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
і |
|
|
|
|
|
|
|
і |
/ |
I |
10 |
|
|
|
|
|
|
Ч |
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
О |
20 |
40 |
БО |
і |
100 |
800 2800 |
|
80 |
||||||
|
|
Время с момента |
перестановки манометра,мин |
||||
Рис. 32. |
Давление |
газа на увлажненных и неувлаж- |
|||||
|
|
иениых участках |
пласта Тройного: |
||||
|
/ — неувлажпепный |
участок; |
2 — увлажненный |
участок; |
|||
|
3 — участок, подвергнутый |
двухкратному |
увлажнению |
||||
Для отработки параметров увлажнения угольного массива пла ста Тройного на шахте № 5 на Воркутском месторождении было произведено увлажнение через скважину, пробуренную вкрест про стирания пласта с откаточного штрека нижележащего пласта Чет вертого. Увлажнительная скважина, имеющая начальный диаметр 130 мм, на длину 13 м была обсажена цельнотянутой трубой. Затрубное пространство после обсадки было заполнено раствором жидкого цемента. По данным проведенного опыта, среднее давле ние увлажнения составляло 80—90 кгс/см2 при максимально до стигнутом 130 кгс/см2 .
После окончания увлажнения газовыделение значительно (поч ти в 10 раз) снизилось. В увлажненной зоне по методике МакНИИ была определена потенциальная газопроницаемость угольного мас сива. Рост давления газа в контрольной скважине после его сброса показан на рис. 32. Полученное значение газопроницаемости угля после увлажнения составило около 1 6 0 - Ю - 5 мдарси. Газопрони цаемость, определенная опытным путем на неувлажненных смеж ных участках пласта Тройного, колебалась в пределах от 9- Ю - 5 до 14 • Ю - 5 мдарси.
Увлажнение угольного массива через длинные скважины для предотвращения внезапных выбросов угля и газа при проведении подготовительных выработок производилось на пласте Тройном