Состав для обработки газоносного угольного пласта

Состав для обработки газоносного угольного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГАЗОНОСНОГО УГОЛЬНОГО ПЛАСТА, включающий мрчевину и воду, отличающийся тем что, с целью снижения газовыделения при разработке угольного пласта и уменьшения токсичности состава, он дополнительно содержит натриевую соль алкилсульфоновой кислоты фракции C(i-С17 при следующем соотнощении компонентов, мас.°/о: Мочевина0,500-3,000 Натриевая соль алкилсульфоновбй кислоты фракции Си-Ctr0,005-0,100 ВодаОстальное /

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„,SU„„1133423

4й9 Е 21 F 7/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3677338/22-03 (22) 20. 12. 83 (46) 07.01.85. Бюл. № 1 (72) Б. И. Медведев, В. М. Захарченко, В. В. Бочаров, А. Е. Фролов, В. В. Чистюхин и М. И. Шкрудь (71) Донецкий политехнический институт (53) 622.817 (088.8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР № 861651, кл. Е 21 F 7/00, 1981.

2. Авторское свидетельство СССР № 589433, кл. Е 21 F 7/00, 1978. (54) (57) СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГАЗОНОСНОГО УГОЛЬНОГО ПЛАСТА, включающий мочевину и воду, отличающийся тем что, с целью снижения газовыделения при разработке угольного пласта и уменьшения токсичности состава, он дополнительно содержит натриевую соль алкилсульфоновой кислоты фракции Сп — С т при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Мочевина 0,500 — 3,000

Натриевая соль алкилсульфоновой кислоты фракции

Сп — С 17

Вода

1133423

Мочевина

Уротропин

Хлорное железо

Вода

1,8 — 2,7

1,6 — 2,5

3,5 — 5,5

Остальное до 100

Применение этого состава для снижения газовыделения из разрабатываемого угольного пласта малоэффективно, так как не позволяет получить достаточно высокие значения капиллярного давления жидкости в порах угля.

Кроме того, в этот состав входит хлористое железо, которое, выделяясь из отбитого угля и попадая с угольной пылью в рудничную атмосферу, представляет серьезную профессиональную вредность.

Композиция данного состава имеет также высокую стоимость.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к средствам борьбы с газовыделением из угольных пластов, и может быть использовано для профилактической обработки газоносных угольных пластов для -снижения газовыделения при их выемке, так как при разработке угольных пластов отмечается выделение из них и отбитого угля значительного количества токсичных и взрывчатых газов, концентрации которых в рудничной атмосфере могут превышать предельно допустимые, что создает вредные условия труда, повышает экологическую опасность и снижает производительность труда по добыче угля.

Известен состав (1) для обработки газоносного угольного пласта, содержащий следующие ингредиенты, мас. /,:

Смачиватель ДБ О,1 — 0,3

Азотнокислый аммоний 25,0 — 30,0

Вода Остальное до 100.

Недостатком данного состава является его невысокая эффективность снижения газовыделения, обусловленная тем, что жидкость состава не позволяет из-за своей невысокой поверхностной активности получить достаточно высокие значения капиллярного давления в порах угля и надежно закупорить содержащийся в них газ.

Кроме того, данный состав содержит компоненты биологически жесткого вещества, каким является дитретичный бутилфенол (ДБ), обладающий низкой степенью биоразлагаемости (БР) 38 — 40% . Попадая с угольной пылью в рудничную атмосферу при отработке угольного пласта, ДБ ухудшает санитарно-гигиенические условия В забое, тем самым снижая безопасность работ и способствуя развитию профессиональных заболеваний горных рабочих, т. е. создается определенная экологическая опасность.

Известен состав (2) для обработки газоносных углей и пород, включающий следующие компоненты, мас. о/о:

Цель изобретения — снижение газовыделения при разработке угольного пласта и уменьшение токсичности состава.

Поставленная цель достигается тем, что состав для обработки газоносного угольного пласта, включающий мочевину и воду, дополнительно содержит натриевую соль алкилсульфоновой кислоты фракции С11 — Cg при следующем соотношении компонентов, мас. /o .

Мочевина 0,500 — 3,000

Натриевая соль алкилсульфоновой кислоты фракции

Сц — Сд 0,005 — 0,1

15 Вода Остальное до 100

Данный состав получают путем смешивания составляющих компонентов при нормальных условиях.

Полученный состав характеризуется следующими свойствами..

Натриевая соль алкилсульфоновой кислоты С,Н и+1 — CH SOqNa, где п=11 — 17, ГОСТ 12390 — бб, БР = 90 /О, представляет собой пасту от белого до желтого цвета, хорошо растворима в воде, устойчива к солям

25 жесткости, растворам кислот и щелочей.

Применяется в производстве мощных композиций и мягкого мыла. Применение для снижения газовыделения из угля невавестно. В предлагаемой композиции выполня. ет роль поверхностно-активного вещества, которое позволяет снизить поверхностное натяжение жидкости, повысить ее поверхностную активность и проникнуть- в более мелкие поры угля, тем самым создать более высокие значения капиллярного давЗ5 ления жидкости, закупоривающей находящийся в порах газ, а следовательно, более эффективно снизить газовыделение из уголь ного пласта и отбитого угля.

Мочевина (карбамид) ГОСТ 6691 — 77, 40

0 представляет собой твердый продукт в виде порошка или гранул, хорошо растворяется в воде. Применяется обычно в качестве удобрения в сельском хозяйстве. В композиции усиливает эффект действия иатриевой соли по проникновению жидкости

45 в более мелкие поры и, в конечном итоге„ способствует более эффективному снижению газовыделения из угля. Усилие этого эффек-та достигается тем, что карбамид либо kaтализирует действие натриевой соли, либЬ образует с ней синергетическую смесь. Вода является разбавителем.

В качестве критерия оценки эффективности предлагаемого состава взято давление жидкости в порах угля, определяемое по формуле р 7,6cos8 е ) где P — капиляярноа давление жидкости, Па;

4 — коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела жидкость — газ, Дж/м ;, 1133423

Рабочая

Количество мас.X концентрация,. масс.Ж

0,015

99,985

11,2

:О, 015

Вода

0,3

10,5

0,015

30,0

69,7

Вода

10,3

0,015

25,0

74,9

Вода

О 015 * 4

12,1

0,005

3,0

Мочевина

96,995

Вода

12,6

0,015

0,05

1,5

Мочевина

98,45

Вода

12,2

0,015

0,1

0 5

Мочевина

99,4

Вода

8 — краевой угол смачивания, град; — радиус поры, м.

Коэффициент поверхностного натяжения применяемого раствора и краевой угол смачивания угля конкретной марки данной жидкостью определяются экспериментально по известным методикам.

Чем выше достигаемое капиллярное давление жидкости в порах угля, тем при более высоком давлении закупорен в порах газ и выше эффект снижения газовыделения.

Основное количество заключенного в угле газа содержится в микропорах радиусом г =510 м и менее. Тут принята пред.6 ложенная Ходотом классификация пор.

Состав Компоненты»

1 Смачиватель ДБ

2 Смачиватель ДБ

Азотнокислый аммоний

3 - Смачиватель ДБ

Азотнокислый аммоний

Натриевая соль алкилсульфоновой кислоты

Натриевая соль алкилсульфоновой кислоты

Натриевая соль алкилсульфоновой кислоты

Для закупоривания газа в угле необходимо и достаточно, чтобы капиллярное давление жидкости в микропорах максимального радиуса превысило давление за5 . ключенного в них газа. В более мелких порах капиллярное давление имеет более высокие значения. Для количественной оценки эффективности применяемого состава достаточно оценить капиллярное давление жидкости, создаваемое в микропорах мак1О -9 симального радиуса г„, „= 5 10 м.

В таблице приведены результаты сравнительных испытаний капиллярного давления жидкостей разного состава в микропорах максимального радиуса r =5.10 м угля марки Г.

Пример Капиллярное давление, МПа

1133423

СоставителЬ И. Федяева

Техпед И. Верес Корректор И. Эрдейи

Тираж 446 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская иаб., д. 4/5

Филиал ППП «Патеит», г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Редактор А. Козориз

Заказ 9571/31

Из данных таблицы следует, что применение предлагаемого состава обеспечивает повышение капиллярного давления с

11,2 до 12,6 МПа, т. е. на 12,5 /о по сравнению с применением базового, и с 10,5 до

12 6 МПа, т. е. на 20о/0 по сравнению с применением известного.

Относительное снижение газовыделения из угля в самом худшем случае прямо пропорционально относительному изменению давления оставшегося в пласте газа, т. е. относительному изменению капиллярного давления закупоривающей газ жидкости.

Как следует из результатов испытаний капиллярного давления, применение предлагаемого состава по сравнению с базовым, в качестве которого взят 0,015 /о-ный водный раствор смачивателя ДБ, позволит снизить газовыделение из угольного пласта и отбитого угля как минимум на 12,5 /о, а по сравнению с применением известного состава— как минимум на 20о/0.

Следовательно, применение предлагаемого состава для профилактической обработки газоносного угольного пласта позволит более эффективно снизить газовыделение из разрабатываемого угольного пласта и отбитого угля по сравнению с применением известных составов, потому, что предлагаемый состав позволяет получить в порах угля более высокие значения капиллярного давления жидкости, а значит, более надежно закупорить находящийся в порах угля газ.

Кроме того, применение предлагаемого состава по сравнению с применением известных уменьшает экологическую опасность, исключает возможность загрязнения окружающей среды, так как входящая в состав его компонентов натриевая соль алкилсуль5 фоновой кислоты имеет высокую степень

БР=90о/о, в то время как смачиватель ДБ, входящий в базовый и известный составы, имеет низкую степень БР=38 — 40 /р. Применение предлагаемого состава с биораз1О лагающимся «мягким» поверхностно-активным веществом позволяет улучшить санитарно-гигиенические условия горных работ путем меньшего загрязнения рудничной атмосферы вредными веществами, а следовательно, повысить безопасность работ и снизить

15 уровень профессиональных заболеваний, что имеет важное социальное значение:

Для приготовления предлагаемого состава можно использовать воду любой жесткости, т. е. обычную шахтную воду.

Состав применяют путем закачки в газоносный угольный пласт через сеть длинных скважин, пробуренных в плоскости пласта из подготовительных выработок. Устья скважин герметизируют известными способами. Давление, темп и время нагнетания

25 подбирают индивидуально для каждого конкретного шахтопласта с учетом его характеристик.

Полученное в результате применения предлагаемого состава снижение газовы30 деления из разрабатываемого пласта и отбитого угля позволит в конечном итоге повысить нагрузку на очистной забой по газовому фактору, т. е. повысить производительность труда по добыче угля.