Способ дегазации газоносных и пожароопасных пластов

Способ дегазации газоносных и пожароопасных пластов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: дегазация газоносных угольных пластов. Сущность изобретения: из горных выработок бурят в два этапа скважины . На первом этапе бурение осуществляют на глубину не меньше семикратной ширины выработки. Герметизируют скважину и нагнетают в нее гелеобразующий состав из жидкого стекла и хлористого аммония. Объем гелеобразующего состава определяют из соотношения: ,44-jr d2 b W, где b - ширина выработки , м; d - диаметр скважины, м; W - максимальная гигроскопическая влажность пород и массива, %. После коагуляции состава скважину добуривают до проектной длины.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 F 7/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4780491/03 (22) 10.01.90 (46) 07.05.92. Бюл. hh 17 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела (72) E.Â.Ãîí÷àðîâ, Д.M.Øåðåäåêèí, Л.А.Гончарова и Ю.Л.Бубликов (53) 628.8,831(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 853113, кл. Е 21 D 20/00, 1979.

Руководство по дегазации угольных шахт, М;: Недра, 1975, с. 132-167. (54) СПОСОБ ДЕГАЗАЦИИ ГАЗОНОСНЫХ

И ПОЖАРООПАСНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации выбросоопасных и газоносных пластов, в том числе и склонных к самовозгоранию.

Известен способ дегазации угленосной толщи скважинами, пробуренными с поверхности, включающий бурение скважин с земной поверхности, цементацию устья, обсадку стальными трубами.

Основным недостатком способа является высокий уровень трудовых и материальных затрат на обсадку скважин стальными трубами и цементацию затрубного пространства, за счет чего достигается эффективность дегазации. Необходимо заметить, что стальные обсадные трубы в абсолютном большинстве случаев оказываются потерян. ными, а отклонение забоя скважин от проектных значений достигает 50-80 м, что также снижает эффективность дегазации.

Способ изложен, например, во "Временной инструкции по выбору параметров схемы,, Я2„„1731964 А1 (57) Использование: дегазация газоносных угольных пластов. Сущность изобретения: из горных выработок бурят в два этапа скважины. На первом этапе бурение осуществляют на глубину не меньше семикратной ширины выработки. Герметизируют скважину и нагнетают в нее гелеобразующий состав из жидкого стекла и хлористого аммония. Объем гелеобразующего состава определяют иэ соотношения:

V=0,44-x CP Ь W, где b — ширина выработки, м; d — диаметр скважины, м; W— максимальная гигроскопическая влажность пород и массива, «(». После коагуляции состава скважину добуривают до проектной длины. дегазации скважинами с земной поверхности при отработке пологих угольных пластов в Карагандинском бассейне", Алма-Ата, ИГД АН Каз.ССР, 26 с.

Известен способ дегазации газоносных угольных пластов скважинами из подземных выработок, включающий бурение дегазационных скважин, герметизацию их механическими герметизаторами, подключение к вакуумному газопроводу и извлечение таким образом метана (см.

"Руководство по дегазации угольных пластов", M., Недра, 1975, с;132 — 167).

Способ принят за прототип.

Способ недостаточно эффективен вследствии потерь депрессии, из-за притечек воздуха и низкой концентрации метана в газовой смеси.

Цель изобретения — повышение эффективности дегазации и безопасности за счет снижения потерь депрессии, исключения притечек воздуха через пожароопасный

1731964

15

20 пласт и увеличение объемов концентрации метана в газовой смеси.

Указанная цель достигается тем, что скважину бурят в два этапа, причем на первом этапе бурение осуществляют на глубину. не меньше семикратной ширины выработки, определяют максимальную гигроскопическую влажность угля и пород массива, герметизируют скважину и нагнетают в нее гелеобразующий состав из жидкого стекла и хлористого аммония в объеме, который определяют из соотношения: V=0,44 лб b W, где Ь вЂ” ширина выработки, м; d- диаметр скважины; W— максимальная гигроскопическая влажность угля и пород массива, %, а после коагуляции состава скважину добуривают до проектной длины.

На фиг.1 и 2 изображена схема осуществления способа.

Из подготовительной выработки 1 сечением 9 — 12 м на угольный пласт 2 бурят каким-либо известным станком, например

СБГ-1М, дегазационные скважины 3. Когда забой скважины удаляется от стенки выработки на расстояние 7b, где Ь вЂ” ширина выработки, обычно 3 — 5м, т.е, 21 — 25 м, бурение приостанавливают и определяют максимальную гигроскопическую влажность W, Для этого набирают в металлические или стеклянные бюксы 3 — 6 проб по 10 r крупностью 0,25 мм, Пробы угля полностью высушивают при 140 — 150 С. Затем их одновременно при открытых крышках помещают в один эксикатор с 10%-ным раствором соляной кислоты и закрывают его. В закрытом эксикаторе относительная влажность 95 — 98%. Через 5 — 6 ч бюксы вынимают и взвешивают. По разности масс высушенных и насыщенных влагой проб определяют максимальную влажность как среднее из нескольких проб, Затем определяют объем закачки гелеобразующего состава по формуле V=0,44л(У Ь W, м и начинают наз гнетать его.

B скважину вводят обсадную трубу, герметизируют ее с помощью герметизаторов, например ГВ-2 или ГАС-45, и нагнетают в затрубное пространство гелеобразующие составы, которые заполняют мелкие фильтрующие каналы 4 и даже ничтожно малые трещины, макропоры и субмакропоры 4. Гелеобразующие составы образуют в процессе смешивания жидкое стекло, сульфат аммония (хлористый аммоний) или бикарбонат натрия и воду. Время коагуляции и гелеобразующего состава может изменяться в широких пределах и регулируется соотношением и концентрацией в ней реагентов.

Нагнетание осуществляют до закачки, гелеобразующего состава в объемах, предусмотренных вышеприведенной формулой.

После этого прекращают нагнетание, демонтируют герметизаторы и состав обсадных труб и продолжают бурение скважины до проектного положения. Затем герметизируют ее механическим герметизатором 5, например типа МГ-4, и подключают к вакуумномутрубопроводу 6. Существенность отличительных признаков основана прежде всего на следующих геомеханических положениях и технологических операциях, которые в отдельности известны и осуществимы, Необходимость герметизации стенок скважины обусловлена тем, что существующие механические герметизаторы герметизируют скважину внутри зоны трещиноватости, образующейся вокруг выработки. Это приводит к притечкам воздуха в дегазационную вакуумную сеть из выработки. Так, например, герметизацию герметизатором МГ осуществляют на глубину 6 м, средняя эффективность загерметизированных таким образом скважин в Карагандинском бассейне 15% и менее.

Объем закачки гелеобразующих составов определяют следующим образом. При этом объем скважины не вычитают, т, к. иначе невозможно осуществить равномерную закачку по длине скважины.

Ч=Чцил.пор x W, где Чцил.пор. — объем пород упруго-пластической зоны длиной 7b

V=Pb д (2,5 d) )W, где ЧЧ вЂ” максимальная гигроскопическая влажность, характеризующая величину субмакро- и макропор и трещин, W 4% для газоносных выбросоопасных пластов (см.

Акиньшин Б.Т. "Методические указания по прогнозированию динамических явлений на угольных пластах по их фазово-физическим свойствам, Л.: 1981, с.5-7 прилож. 2 или "Инструкцию по безопасному ведению горных работ на шахтах, разрабатывающих пласты, склонные к горным ударам, Л,; 1988, с.41)

V = 43,75d Ь л (W=100)= 0,44 х

xd . Ь W 3,14=1,4d Ь.W

Способ. поясняется примером из практики работы шахты "Абайсеая" ПО "Карагандаугол ь".

При дегазации пласта К> скважины бурили диаметром 100 мм станком СГБ-1м из откаточного штрека сечением 12 м, шири2 ной 5м.

Достигнув удаления от стенки выработки на 35 м бурение прекратили, став штанг загерметизировали герметизатором ГВ-2 и

1731964 вместо промывочной жидкости Ilo ставу полых штанг стали нагнетать смесь жидкого стекла с сульфатом аммония в качестве гелеообразующего состава. Нагнетание осуществляли насосом 1 в 20/10 — 16/10 из смесительных блоков 0,7-1 м . Перед этим з отобрали образцы угля просеяли их через сито с ячейкой 0,25 мм, шесть образцов поместили в стеклянные бюксы. Взвесили таким образом, чтобы масса в каждой бюксе составила 10 г. Затем пробы высушили при

140 С, снова взвесили и поместили в эксикатор с 10 -ным раствором соляной кислоты. Максимальную гигроскопическую влажность определили как

Wcyx.средн.=

9,8+9,7+9,8+9,5+97+9,9 973

После подключения скважины к вакуумному газопроводу концентрация метана увеличилась с 27 с 727;, что позволило каап-. тированный метан использовать в шахтной

5 котельной, а увеличение расходов составило 10 .

Формула изобретения

Способ дегазации газоносных и пожароопасных пластов, включающий бурение

10 дегазационных скважин из горных выработок на источник метановыделения, герметизацию скважин механическими герметизаторами, подключение к вакуумному газопроводу и извлечение газа, о т л и15 ч а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности дегазации и безопасности за счет снижения потерь депресии, исключения притечек воздуха через пожароопасный пласт и увеличения объемов и

20 концентрации метана в газовой смеси, скважину бурят в два этапа, причем на первом этапе бурение осуществляют на гл;бину не меньше семикратной ширины выработки, определяют максимальную гигроскопиче25 скую влажность угля и пород массива, герметизируют скважину и нагнетают в нее гелеобразующий состав из жидкого стекла и хлористого аммония в объеме, который определяют из соотношения:

30 V=0 44 x (P где Ь вЂ” ширина выработки, м; d — диаметр скважины, м; W — максимальная гигроскопическая влажность угля и пород массива, 7,, а после коагуляции состава скважину добуривают до проектной длины.

WHac. BR.

10,1 + 10,0 + 10,2 + 10,1 + 10,3 + 10,2

=10,15 г, из чего

W=Wsac.вл. Wcyx.=10,15 — 9,73=0,42, т.е. W=0,42:10=4,2 /аиз чего объем закачки гелеобразующего состава составил

V=X x0,44х0,01х5х4,2=0,09 м х К=0,3 м

Объем закачки составил 0,3 м, после чего герметизатор сняли и продолжили бурение скважин до проектной длины 150 м.

Затем скважину загерметизировали механическим герметизатором M Г-2 и подключили к дегазационному вакуумному газопроводу.

1вг.

Составитель И. Федяев

Редактор Т. Федотов Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор Д. Сычева

Заказ 1564 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101