Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Сибирский государственный индустриальный университет» Кафедра подземных горных Реферат по дисциплине «Вспомогательные процессы горного производства» Тема: «Текущая, предварительная и заблаговременная дегазация. Сущность» Выполнил: Усмонов С.П ст.гр.ГП-20 Проверил: к.т.н., доцент Риб С.В Новокузнецк 2023 1 Содержание ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................ 3 1 Дегазация пластов при проведении горных выработок ..................................... 4 2 Подземная дегазация разрабатываемых пластов на выемочных участках ...... 9 3 Дегазация подрабатываемых и надрабатываемых угольных пластов подземными скважинами.................................................................................................. 15 4 Опыт дегазации угольных пластов ..................................................................... 22 5 Состояние дегазации на угольных шахтах Кузбасса ........................................ 24 Список литературы .................................................................................................. 27 2 ВВЕДЕНИЕ В Кузбассе значительное количество действующих шахт относятся к категорированным по газу. Естественно, чем выше категорийность шахты, тем выше вероятность потенциального взрыва на ней. Несомненно есть определённые технические и технологические решения по борьбе с газом на разных стадиях жизненного цикла каждой из шахт. Это в первую очередь проведение дегазации при проведении выработок, при очистных работах, газоотсос метановоздушной смеси с помощью специальных вентиляторов или вакуумных станций. Но, так или иначе, все эти работы по дегазации осуществляются, как правило, из пространства (в его контуре) уже сформированной – действующей шахты, располагающей десятками, а то и сотнями километров горных выработок, большими отработанными пространствами, подработанными и надработанными пластами угля в свите, имеющими определённую аэродинамическую и гидравлическую связь, в том числе и с действующими выработками шахты. Весь это конгломерат условий, созданных в результате техногенного воздействия на угольную толщу, на базе значительного содержания метана в среднем по шахтам Кузбасса в объёме 20 м3/тн угля, формирует очень сложную с точки зрения устойчивости систему (угольная шахта) по отношению к такому катастрофическому явлению, как формирование взрывоопасных концентраций газа в действующих горных выработках. Далее уже дело времени, когда эта гремучая смесь (5–15% газовоздушной смеси) встретится с тепловым импульсом, способным её поджечь (эндогенный, экзогенный пожары, заклинивший ролик на конвейере, грозовой разряд, наконец, человеческий фактор…) 3 1 Дегазация пластов при проведении горных выработок При проведении пластовых подготовительных выработок для снижения газообильности и поддержания высоких скоростей подготовительных работ применяется предварительная дегазация пластов или текущая дегазация уголь- ного массива вблизи проводимой выработки. Необходимость выполнения работ по дегазации возникает обычно при возрастании метанообильности проводи- мой выработки свыше 3 м3/мин. Предварительная дегазация угольного пласта проводится до начала проходческих работ по схемам, приведённым на рисунках 1 и 2. Срок каптажа газа составляет не менее 6 и 12 месяцев соответственно для восстающих (горизонтальных) и нисходящих скважин, буримых за контур будущих подготовитель- ных выработок 5 4 2 2 1 3 3 1 3 (a) Рис. 1. Схема дегазации пласта восстающими скважинами, пробурёнными за контуры проводимых выработок: а–перекрещивающимися скважинами;б–параллельными и барьерными скважинами; 1–монтажная камера;2–забой подготовительной выработки; 3–дегазационный трубопровод; 4 (а)–скважины, ориентированные на очистной забой; 4 (б)–барьерные скважины; 5 – скважины, параллельные очистному забою 4 Схема дегазации пласта 4 5 2 3 А А-А 3 Рис. 2. Схема дегазации пласта нисходящими скважинами, пробурёнными за контуры будущей выработки: 1 – лава; 2 – штрек вентиляционный действующей лавы; 3 – штрек будущей лавы; 4 – скважина нисходящая; 5 – газопровод; a – уголь падения пласта На пластах с высокой газоносностью, когда одной схемой дегазации не удаётся снизить газообильность проводимой выработки, применяется сочета- ние (комбинация) нескольких схем дегазации. В тех случаях, когда осуществлять предварительную дегазацию угольных пластов по каким-либо причинам не целесообразно для снижения газообильно- сти подготовительных выработок, производится дегазация угольного массива вблизи проводимой выработки с помощью барьерных или ограждающих сква- жин (рис. 3– 4). Критерием необходимости осуществления барьерной дегазации помимо превышения интенсивности метановыделения при проходке является проведение выработок по выбросоопасным участкам пласта. При барьерной де- газации, как правило, применяется парная схема расположения дегазационных скважин, которые бурятся из специальных камер под углом 3–5° к оси выработки. Длина скважин 5 принимается до 100–150 м, при расстоянии между камерами на 15–20 м меньше длины скважин. Устья скважин располагаются на расстоянии 2–2,5 м от стенки выработки. Концентрация метана в извлекаемом этими скважинами газе составляет 2–10%, что и определяет низкую эффективность данного способа. Для повышения концентрации метана в каптируемой смеси и, как следствие, повышения эффективности данного вида дегазации целесообразно бурить перекрещивающиеся скважины, как показано на рисунке 3, а. По мере подвигания выработки барьерные перекрещивающиеся скважины, пробуренные в направлении проходки, отключаются от дегазационного трубопровода, а под вакуумом остаются только короткие перекрывающие их скважины. Число и расположение барьерных скважин выбираются по таблице 2 в соответствии с «Методическими рекомендациями о порядке дегазации угольных шахт» Таблица 2 – Число и расположение барьерных скважин Мощность пласта, м Расположение выработки 6–8 6–8 6–8 4–6 4–6 2–4 Менее 2 В верхней части пласта В середине В нижней части пласта В верхней части пласта В нижней части пласта В пласте В пласте по бокам выработки 4 4 4 4 4 4 2 6 Число скважин в почве в кровле выработки выработки 2 2 - Всего 6 4 6 4 4 4 2 Схема дагазации пласта 6 (a) 4 5 (б) Рис. 3. Схема дегазации пласта барьерными скважинами: а – перекрещивающиеся скважины; б – одиночные скважины; 1 – проводимый штрек; 2 – камера; 3 – серия перекрещивающихся барьерных скважин; 4 – серия барьерных скважин; 5 – одиночные барьерные скважины; 6 – газопровод При наличии современной буровой техники и технологии бурения, даю- щей возможность бурить сверхдлинные направленные скважины (более 500 м), целесообразно проводить дегазацию пласта длинными ограждающими скважинами, пробурёнными в направлении движения забоя ввиду большей эффективности и меньшей трудоёмкости данного метода (рисунок 4). Возможная эффективность способов дегазации барьерными и ограждающими скважинами при проведении выработок по угольным пластам приведена в таблице 3. 7 Схема дегазации пласта 1 2 4 3 5 1 Рис. 4. Схема дегазации пласта длинными ограждающими скважинами направленного бурения: 1 – выработки; 2 – сбойка; 3 – забои спаренных выработок; 4 – скважины направленного бурения; 5 – дегазационный трубопровод Таблица 3 – Эффективность дегазации угольных пластов барьерными и ограждающими скважинами Таблица 3 эффективность способов дегазации барьерными и ограждающими скважинами Дегазация угольного массива по схеме Барьерными перекрещивающимися скважинами (рис. 3, а) Барьерными одиночными скважинами (рис. 3, б) Длинными ограждающими скважинами (рис. 4) Коэффициент дегазации Минимальная величина разрежения кПа мм рт. ст. 0,2–0,3 6,7 50 0,15–0,2 6,7 50 0,2–0,3 6,7 50 8 2 Подземная дегазация разрабатываемых пластов на выемочных участках Основным фактором, увеличивающим объёмы поступления метана из разрабатываемого пласта в призабойное пространство лавы, при проведении очистных работ, является интенсивность выемки угля. На сегодняшний день в соответствии с РД 15-09-2006 нормативным критерием необходимости проведения пластовой дегазации является величина природной газоносности разрабатываемого угольного пласта, равная или превышающая 13 м3/т с.б.м. Эта величина не зависит от прочих факторов, например, влажности или зольности угля и дана, исходя из имеющегося опыта предварительной дегазации на шахтах СНГ, при которых отмечалось продолжительное, до 180 суток, газовыделе- ние в пластовые скважины. По данным [4] интенсивность метановыделения в лаве при работе очист- ного комплекса повышается в 1,5–2 раза, а в ряде случаев до 6 раз по сравнению с фоновым выделением метана к началу очистной выемке. В таких услови- ях, если средствами вентиляции не удаётся обеспечить концентрации метана на уровне согласно ПБ 05–618–03 [3] и в перспективе для дальнейшего повышения нагрузок на очистные забои, также необходимо производить мероприятия по дегазации выемочных участков, в том числе предварительную дегазацию разрабатываемого пласта. Выбор схем, параметров дегазации разрабатываемых пластов, геометрического расположение дегазационных скважин в плоскости пласта определяются с учётом показателей начального удельного метановыделения в скважины и темпа его снижения во времени, что в свою очередь зависит от газоотдачи пласта, определяемой крепостью пород. Дегазационные скважины могут буриться в плоскости пласта по восстанию, простиранию, падению или под углом к линии простирания (параллельно линии очистного забоя, веером или перекрёстно). Расстояние между скважина- ми определяется для возможного в конкретных условиях срока предварительной дегазации угольного пласта с учётом установленных значений показателей 9 газоотдачи на дегазируемом участке. Пробуренные в плоскости пласта, скважины герметизируются на 6–10 м, а пробуренные вкрест пласта – на 3–5 м в за- висимости от состояния массива горных пород у устьев скважин. Несмотря на герметизацию, присутствует аэродинамическая связь скважин с атмосферой горных выработок, вследствие чего извлекается метан низких концентраций, в пределах от 2 до 18%. На оконтуренных выработками выемочных участках скважины не добуриваются до противоположной выработки на 10–15 м. Если буровая техника позволяет бурить сверхдлинные скважины, то дегазацию пласта целесообразно проводить по схеме, которая показана на рисунке 5, а при ограниченных возможностях бурения длинных скважин – на рисунках 6–8. В случае, когда на пластах не удаётся пробурить скважины на всю ширину столба, применяются схемы дегазации, предусматривающие бурение скважин из двух подготови- тельных выработок. При этом скважины располагаются таким образом, чтобы их забойные части перекрещивались и способствовали осушению нисходящих скважин путём перетока из них воды по трещинам в восстающие скважины (рис. 9). При отработке пластов, склонных к внезапным выбросам угля и газа, применяется дегазация с использованием перекрещивающихся скважин. Предварительная дегазация пластов осуществляется не менее 6 месяцев восходящими (горизонтальными) скважинами и не менее 12 месяцев нисходящими, при осушении нисходящих скважин путём перетока воды в восходящие, срок дегазации сокращается до 10 6 месяцев Схема дегазации пласта 5 3 2 1 4 Рис. 5. Схема дегазации угольного пласта при бурении параллельных и сверхдлинных, ориентированных на очистной забой скважин: 1 – параллельные очистному забою скважины; 2 – сверхдлинные скважины, ориентированные на очистной забой; 3 – очистной забой; 4 – участковый газопровод; 5 – магистральный газопровод 2 Рис. 6. Схема дегазации угольных пластов при ограниченных возможностях буровой техники: 1 – скважины, параллельные очистному забою; 2 – скважины, ориентированные на очистной забой из уклона; 3 – скважины, ориентированные на очистной забой из конвейерного штрека; 4 – участковый газопровод; 5 – магистральный газопровод; 6 – очистной забой 11 Схема дегазации пласта 3 1 4 2 Рис. 7. Схема дегазации угольных пластов перекрещивающимися скважинами, пробурёнными из конвейерной выработки: 1 – скважины, параллельные очистному забою; 2 – скважины, ориентированные на очистной забой; 3 – очистной забой; 4 – участковый газопровод; 5 – магистральный газопровод Рис. 7. Схема дегазации пласта параллельными и веерными, ориентированными на очистной забой скважинами: 1 – параллельные очистному забою скважины; 2 – веерные скважины; 3 – очистной забой; 4 – участковый газопровод; 5 – магистральный газопровод 12 Схема дегазации пласта 4 1 2 Рис. 8. Схема дегазации пласта ориентированными на очистной забой скважинами, пробурёнными из двух выработок: 1 – дегазационные скважины; 2 – участковый газопровод; 3 – магистральный газопровод; 4 – очистной забой Эффективность предварительной дегазации определяется газопроницаемостью угольных пластов, сеткой заложения скважин и продолжительностью их эксплуатации. Продуктивность скважин, пробурённых для дегазации неразгруженных от горного давления пластов угля, в существенной степени зависит от их геометрического расположения в дегазируемом массиве. Эффективность схем по извлечению метана из неразгруженного массива угля зависит от его газопроницаемости. Пласты угля с более высокой газопроницаемостью отдают значительно больше метана в скважины, чем пласты с более низкой, по данным исследований, приведённых в [4], при газопроницаемости, равной 0,045 мД, газоотдача пласта в 5 раз выше, чем при газопроницаемости 0,005 мД, а динамика прироста метановыделения в скважины из низкопроницаемых пластов угля настолько мала, что через 120 суток практически наблюдается стабилизация метановыделения в скважину, в то время как из высокопроницаемых – прирост метановыделения наблюдается в течение года Использование показателей газоотдачи угольного пласта позволяет определять возможную продолжительность дегазации массива угля с учётом перио- да 13 продуктивного функционирования скважин на участках пласта до начала влияния очистной выработки на напряжённо-деформированное состояние угле- породного массива впереди движущегося забоя. На пластах с низким метано- выделением в скважины появляется возможность сокращения нормативного срока дегазации, если имеются данные о показателях газоотдачи пласта в дега- зационные скважины (начальное газовыделение в скважины и темп его сниже- ния во времени). Повышение эффективности дегазационных работ на шахтах, ведёт к увеличению нагрузки на очистные забои по газовому фактору, умень- шению себестоимости угля и увеличению прибыли компаний. Численные значения эффективности предварительной дегазации разрабатываемых пластов на участках ведения очистных работ приведены в таблице 4. Таблица 4 – Эффективность предварительной дегазации разрабатываемых пластов на выемочных участках Схема расположения пластовых скважин Восстающие или горизонтальные параллельно-одиночные скважины Нисходящие параллельно-одиночные скважины Перекрещивающиеся скважины Коэффициент дегазации пласта Минимальная величина разрежения у устья скважины кПа мм рт. ст. 0,2–0,25 6,7 50 0,15–0,20 13,3 100 0,3–0,4 6,7 50 14 3 Дегазация подрабатываемых и надрабатываемых угольных пластов подземными скважинами Основными угольных источниками пластов на метановыделения выемочных участках при разработке являются свиты сближенные подрабатываемые и надрабатываемые пласты, газоносные породы. По мере подвигания очистных работ, сближенные пласты переходят в зону разгрузки от горного давления, вследствие чего, начинают активно высвобождать находившийся в них метан в выработанное пространство, примыкающее к очистному забою. В таких условиях для поддержания нормативной по газовому фактору обстановки на высокопроизводительного, необходимо применять выемочном участке бесперебойного дегазацию и для обеспечения производственного сближенных пластов процесса скважинами, пробурёнными из горных выработок. Дегазация сближенных подрабатываемых пластов угля может также осуществляться с использованием скважин, пробурённых с земной поверхности. Технология поверхностной дегазации описана в следующем разделе. При проектировании подземных скважин их параметры принимаются в соответствии с РД 15-09-2006, затем, по мере накопления данных о фактической эффективности функционирования скважин в конкретных горнотехнических условиях, производится корректировка принятых и рассчитанных параметров. При подработке, скважины бурятся таким образом, что пересекают в зоне разгрузки наиболее мощный из подрабатываемых пластов, но расположенный на расстоянии (М), не превышающим 60 м по нормали от разрабатываемого пласта. Если же в этом интервал междупластий подрабатываемых угольных пластов нет, то скважины бурятся на ближайший подрабатываемый пласт или до контакта с крепким породным слоем, расположенным не далее 60 м. Дегазация надрабатываемых пластов осуществляется на расстояниях до 45 м по нормали с обязательным перебуриванием всех пластов, залегающих в тридцати метровой зоне. 15 Дегазация сближенных подрабатываемых и надрабатываемых угольных пластов и газонасыщенных пород, применяется на выемочных участках с использованием приведённых в этом разделе схем, которые в соответствии с [1] являются основными, но помимо них могут применяться и другие схемы или их вариации. Эффективным и технологичным способом извлечения метана в широком диапазоне горно-геологических условий является применение вертикальных скважин, пробурённых с поверхности в разгруженный горный массив. Этот способ позволяет извлекать метан из всех источников (сближенные пласты, га- зоносные породы и выработанные пространства), разделить в пространстве горные работы и работы по извлечению газа, применить мощную буровую тех- нику и уменьшить общий объём работ. Разгруженный массив представляет собой аккумулятор метана с повышен- ной на 2–4 порядка газопроницаемостью по сравнению с нетронутым массивом. Параметры извлечения метана из этого объёма зависят от распределения концентрации метана и давления газа в пространстве разгруженного массива, местоположения фильтрующей – и скважины и характера её воздействия на газодинамическое состояние массива. Наиболее эффективно применение вертикальных скважин с поверхности при наличии подработки или оставленных целиков угля, так как газовыделение в выработанном пространстве при таких условиях наибольшее. При данном способе дегазации обеспечиваются: 1. большая глубина дегазации подрабатываемого массива по сравнению со скважинами, пробурёнными из подземных горных выработок; 2. возможность комплексной дегазации пластов-спутников и вырабо- танного пространства одной скважиной; 3. возможность ведения дегазационных работ независимо. Кроме того, при этом способе отпадает необходимость в сооружении капитальной вакуумной установки, прокладке подземных газопроводов и проход- ке буровых камер по породе. Дегазацию залегающих в угленосной толще сближенных пластов и выработанных пространств скважинами с поверхности рекомендуется осуществлять при 16 глубине разработки до 600 м, если подземные способы дегазации недостаточно эффективны, а условия на земной поверхности позволяют разместить буровое и дегазационное оборудование. Также в этих целях могут использоваться переоборудованные геологоразведочные скважины и скважины гидроразрыва пла- ста. На пластах, склонных к самовозгоранию, дегазация подрабатываемых пластов скважинами с поверхности может быть применена при условии, что скорость подвигания очистного забоя будет составлять не менее 45 м/мес. и будет осуществляться непрерывный контроль за температурным режимом выработанного пространства. Место заложения скважины на поверхности выбирается так, чтобы к моменту окончания бурения проекция её забоя на разрабатываемый пласт находилась на расстоянии не менее 30 м впереди очистного забоя. При отработке участков пласта, имеющих с обеих сторон выработанные пространства, вертикальные скважины целесообразно располагать в ряд посредине выемочного столба. Расстояние между вертикальными скважинами, пробурёнными с земной поверхности для дегазации подрабатываемых пластов и выработанных пространств действующих лав, и эффективность этой схемы дегазации устанавливаются опытным путём с учётом условий залегания и отработки угольных пластов, что затем учитывается при составлении проекта на наземную дегазацию подрабатываемых пластов угля и выработанного пространства [1]. Параметры и режимы работы вертикальных скважин, буримых с целью дегазации сближенных пластов и выработанного пространства на действующих выемочных участках и последующего использования каптируемого метана, определяются по номограмме, построенной по фактическим данным внедрения способа на угольных шахтах [1; 2]. После окончания бурения из скважины водой удаляется шлам и производит- ся её инклинометрическая съёмка, представляющая собой определение основных параметров (угла и азимута), характеризующих искривление буровых скважин, позволяющих установить правильность бурения в заданном направлении. Затем скважина обсаживается стальными трубами диаметром не менее 100 мм (100, 125 или 150 мм, согласно существующим рекомендациям), с тампонированием затруб- ного пространства цементным раствором на глубину не менее 10 м и в местах пере- сечения 17 водоносных горизонтов с выработанными пространствами ранее отработанных вышележащих пластов угля. Конечный диаметр скважины оказывает существенное влияние на расход каптируемой метановоздушной смеси, его выбору предшествует определение расхода смеси, исходя из требования её кондиционно- сти по метану с учётом прогнозных значений дебита. Так, по данным [4], при глу- бине горных работ, равной 300–400 м от земной поверхности, и ожидаемом дебите метана из скважины 5 м3/мин. расход метановоздушной смеси может быть равен 10 м3/мин. при объёмной доле метана в каптируемой смеси 50%, 12,5 м3/мин. – при 40% и 17 м3/мин. – при 30%. Исходя из требования кондиционности смеси по мета- ну скважина диаметром 100 мм в этом случае более предпочтительна, кроме того, стоимость её бурения, обсадки и эксплуатации значительно ниже. Обсадные трубы в местах пересечения подрабатываемых пластов перфорируются отверстиями, 20 отверстий на 1 м трубы диаметром 10–15 мм согласно РД. Конец неперфориро- ванной части обсадной колонны обычно располагается от кровли отрабатываемого пласта на расстоянии не менее 30 вынимаемых его мощностей. Для защиты труб от обмерзания в зимнее время верхняя их часть утепляется При дегазации выработанного пространства обсадка скважины перфорированными трубами производится от верхнего дегазируемого пласта до кровли разрабатываемого пласта, при отработке пластов угля по бесцеликовой техно- логии дегазация осуществляется как скважинами, пробурёнными на вынимае- мом участке, так и скважинами, расположенными на ранее отработанных участках в пределах выемочного поля. Скважины бурятся таким образом, чтобы расстояние проекции забоя скважины от вентиляционной выработки было не более 1/3–1/4 длины лавы, за исключением случаев, когда выработанное про- странство располагается с обеих сторон отрабатываемого участка. На первом этапе расстояние между вертикальными скважинами принимается не менее 60 м и не бо- лее 120 м, затем оно может быть скорректировано. Параметры скважин и кон- струкция обсадной колонны выбираются в зависимости от конкретных горно- геологических условий в соответствии с РД–15-09-2006. В настоящее время применяются две основные схемы поверхностной де18 газации вертикальными скважинами. В первом случае с перебуриванием сближенных и выемочного пластов, при отработке мощного пласта слоями или с потерями угля в целиках (рис. 19, а), данный способ используется также для дегазации выработанных пространств, и с перебуриванием только сближенных пластов (рис. 19, б) – во втором, что способствует извлечению кондиционных по метану газовоздушных смесей, пригодных для дальнейшего использования. 6 6 5 5 2 4 2 4 1 3 3 5 5 1 4 (a) 1 1 4 3 (б) 3 Рис. 19. Схемы дегазации скважинами, пробурёнными с поверхности: а) сближённых пластов и выработанного пространства; б) сближённых пластов: 1 – разрабатываемый пласт; 2 – сближенные пласты; 3 – очистной забой; 4 – выработанное пространство; 5 (а) – скважина, 5 (б) – проекция скважины; 6 – передвижная дегазационная установка (ПДУ) 19 В первом случае скважины углубляются в породы почвы на 5–10 м. При перебуривании только сближенных пластов угля расстояние между забоем скважины и кровлей отрабатываемого пласта должно быть не менее десяти вынимаемых его мощностей. Забой дегазационной скважины должен находиться в разгружаемой зоне подрабатываемого пласта. Во всех случаях скважины подключаются к вакуум- насосу за 30 м до подхода лавы с разрежением на устье не менее 150 мм рт. ст. Представленные способы дегазации успешно применяются на шахтах Кузнецкого бассейна, впервые применены на шахте им. С. М. Кирова при отработке пласта «Поленовского» на выемочных полях, отрабатываемых лавами 45, 58 и 60, где было пробурено 6 скважин на глубину 280–320 м. Конечный диа- метр скважин составлял 100 мм. Скважины не добуривались до пласта «Поле- новского» на 4–5 м. Нижняя часть обсадной колонны труб перфорировалась на длине 10–15 м. Дегазационные скважины пересекали расположенные над разраба- тываемым пластом угольные пласты и пропластки, суммарная мощность которых составляла 6,3–8,11 м и превышала мощность вынимаемого пласта в 3,5–4,5 раза. Проекции забоев скважин на пласт «Поленовский» находились от вентиляци- онного штрека на расстояниях 20–50 м. Скважины подключались к вакуум- насосу и функционировали от 80 до 410 суток при эффективности дегазации, оцениваемой уровнем снижения метанообильности участка, равной 30–70%, при средней объёмной доле метана в каптируемой смеси 30–50%. Положитель- ный опыт применении вертикальных скважин для дегазации подрабатываемых пластов и выработанного пространства на шахте им. С. М. Кирова был распро- странён на условия других пластов и шахт Кузбасса (шахты «Комсомолец», «Октябрьская», «Чертинекая», «Котинская» и многие др.), где угольные пласты разрабатывались по столбовой системе с обрушением пород кровли и погаше- нием выработок за лавой. Дебит каптируемого на выемочном участке метана коле- бался от 1,5 до 15 м3/мин. при объёмной доле его в извлекаемой смеси 5–90%. Эффективность дегазации была в пределах от 5 до 60% [4]. Однако, по резуль- татам исследований, приведённых в [6], при достаточно высокой эффективно- сти дегазации выработанных пространств поверхностными скважинами, в большинстве 20 случаев в каптируемой смеси не наблюдается высокого содержа- ния метана. Если среднее значение концентрации метана в смеси за весь период функционирования скважин на выемочном поле достигало кондиционной её величины, то средняя концентрация метана в течение календарного месяца весьма нестабильна, причём часто она ниже предельного уровня, установленно- го РД–15-09-2006. Объясняется это, прежде всего тем, что дегазационные сква- жины бурятся в активно проветриваемое выработанное пространство. 21 4 ОПЫТ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ Из истории развития каптирования газа мета- на из горных выработок дегазационными систе- мами известно, что в Кузбассе этот способ сниже- ния газообильности горных выработок применя- ется с 1951 года. Впервые дегазация горных работ была применена на шахте «Северная» и «Коксо- вая». Отработанный положительный опыт дегаза- ции на данных шахтах позволил расширить об- ласть его применения на других шахтах Кузбасса. Динамика развития дегазации на шахтах Кузбасса отражена в таблице1. На 01.10.2005г. дегазацию осуществляли всего 17 шахт Кузбасса из находящихся в работе. Таблица 1 Динамика развития дегазации на шахтах Кузбасса Показатели Количество шахт с дегазацией Способы дегазации Разрабатываемый пласт, % Пласты-спутники и выработанное пространство Комбинированный, % Количество каптируемого метана, тыс. м3 1951 2 1 100 680 Изменение по годам 1960 1980 1990 4 34 48 2 3 3 50 43 22 43 50 50 14 28 2400 89910 216000 1995 26 3 18 52 30 163860 На шахтах Ленинского рудника, когда в 50- 60-е годы горные работы велись на незначитель- ной глубине, при дегазации с использованием скважин, пробуренных с поверхности, эффектив- ность дегазации по отдельным лавам составила до 62% . Для обеспечения безопасной работы по добы- че угля и повышения нагрузки на очистной забой дегазацию позднее стали применять и на других угольных месторождениях России. Применение дегазации в Воркутинском угольном районе началось в 1956 г. За этот период изолированный отвод газовоздушной смеси с со- держанием газа метана из шахт дегазационными системами достиг максимального уровня и в 1988 г. составлял 553,6 м3/мин при средней эффектив- ности дегазации 43%. По эффективности удаления метана из одной шахты (55.5%) средствами дега- зации 22 шахты Воркутинского месторождения занимали первое место в стране на территории СНГ и одно из ведущих мест в мировой практике. Этот показатель в 2,5 раза выше, чем на шахтах Донецкого, в 10 – Кузнецкого, в 5 – Карагандинского бассейнов. Применяемая в ОАО «Воркутауголь» система дегазации, согласно табл. 2, весьма эффективна для высокопроизводительной работы очистных забоев в условиях высокой газообильности разрабатываемых угольных пластов, позволяет полу- чить при этом метановоздушную смесь (МВС) с высоким содержанием метана, что является глав- ным условием его успешного использования. Выдаваемая из горных выработок газовоздушная смесь при использовании дегазации нашла впервые практическое применение в качестве топ- лива для котлов в 1975 г. на шахте «Воркутинская» объединения «Воркутауголь». Средняя абсолютная газообильность шахты с учетом каптируемого метана Среднегодовой расход метана, каптируемого дегазационными установками млн. м3/мин м3/год 95 49,9 79 4105 57 30,0 22 11,6 Средняя по шахте эффективность дегазации, % Шахта Сред-несуточная добы-ча угля Таблица 2 Применяемая система дегазации в ОАО «Воркутауголь» Северная Воркутинская Комсомольская Заполярная 6117 3514 5617 4112 172 152 135,5 119,4 млн. м3/год 90,4 79,9 71,2 62,8 Аяч-Яга 2287 81 42,6 25,8 13,6 32 Октябрьская 5471 47 24,7 - - - м3/мин 23 55 52 42 18,4 Категория шахты Опасная по внезапным выбросам Сверхкатегорная III 5 СОСТОЯНИЕ ДЕГАЗАЦИИ НА УГОЛЬНЫХ ШАХТАХ КУЗБАССА Эксперименты по дегазации угольных пластов при их отработке были проведены в Кузбассе в 1951 г. на шахте «Северная» и «Коксовая-2». За- тем эта технология в результате значительного положительного эффекта постепенно начала вне- дряться и на других угольных шахтах Кузбасса. В 1960 г. дегазация применялась уже на че- тырех шахтах, в 1980 г. – на 34, в 1990 г. – на 48 шахтах. Но, начиная с 1990 г, происходит резкое снижение количества шахт, работающих с дегаза- цией. Их количество составило всего 26 шахт. На графиках (рис. 1) отражено количество шахт, работающих за период с 1951 по 1995 гг. с применением дегазации и количество каптируемо- го ими метана. По состоянию на конец 2005 года на шахтах Кузбасса получили распространение три схемы дегазации: 1) ограждающая дегазация при проведении подготовительных выработок; 2) пластовая дегазация, основанная на отсосе газа метана из оконтуренного блока или выемочного столба перед началом ведения очистных работ; 3) дегазация выработанного пространства, в основе которой заложен отсос метановоздушной смеси через скважины, пробуренные с земной по- верхности или, в основном, с параллельной выра- ботки. Дегазация при проведении подготовительных выработок, передовая (ограждающая) применяет- ся на пластах газообильность которых превышает 3 м3/мин, а в отдельных случаях и при меньшей газообильности. Бурение передовых (ограждающих) скважин производится под углом 3-5° к оси выработки. Диаметр скважин – 76 мм и длина – 50-60 м. такая дегазация производится при проведении подгото- вительных выработок на шахтах «Чертинская», «Алардинская», «Томская», им. В.И. Ленина, «Кушеяковская». Передовая (ограждающая) дега- зация проводится в 12-15 передовых забоях из примерно 180 действующих. 24 Пластовая (заблаговременная) дегазация, как правило, применяется путем бурения скважин по пласту угля параллельно линии забоя на восстание на всю ширину выемочного столба, не добуривая 15-20 м до противоположного штрека. Расчетное время предварительной дегазации выемочного столба до начала работы очистного забоя составляет, как правило, до 6 месяцев. При определенных условиях это время можно сократить до 3-4 месяцев. В настоящее время пластовая дегазация применяется на шахтах: им. С.М. Кирова, «Чертинская», «Алардинская», «Абашевская», «Распадская», «Шахта-12», «Томская», «Юбилейная». Предварительная дегазация проводится на 13 выемочных участках. В Кузбассе в настоящее время дегазация при- меняется на 17 действующих шахтах из 68. В настоящее время на газовых шахтах Кузбас- са применяются два способа дегазации вырабо- танного пространства: 1.Дегазация выработанного пространства с использованием скважин, пробуренных в купол обрушения с земной поверхности и отсосом газо- воздушной смеси с 60-80% содержанием газа ме- тана при помощи передвижения вакуумных уста- новок. Несмотря на вроде бы высокую эффектив- ность этого способа, количество очистных забоев, работающих с его применением, уменьшается. Это связано, прежде всего, с ограниченным сро- ком работы данных скважин, а также с их дорого- визной. Поэтому данный способ применяется в на- стоящее время всего при работе 5 очистных забоев на пяти шахтах. 2.Дегазация выработанного пространства с использованием скважин, пробуренных с конвей- ерного штрека отрабатываемого очистного забоя или с параллельно уже пройденного вентиляцион- ного штрека следующего выемочного столба. Скважины бурятся кустами впереди забоя с по- следующим их попаданием в отработанное про- странство. Если имеются сближенные подрабатываемые пласты, 25 то одна из скважин пересекает подрабатываемый пласт. Такой способ дегазации выработанного пространства очистного забоя пока применяется всего на двух шахтах: им. С.М. Ки- рова и «Комсомолец». 26 Список литературы 1. РД 15-09-2006. Методические рекомендации о порядке дегазации угольных шахт / Колл. авт. – М. : ОАО «Научно-технический центр по безопасности в промышленности», 2007. – Сер. 05. – Вып. 14. – 256 с. 2. Методические основы проектирования дегазации на действующих и лик- видируемых шахтах / Колл. авт. – М. : ННЦ ГП–ИГД им. А. А. Скочинского, 2002. – 316 с. 3. Правила безопасности в угольных шахтах: ПБ 05-618-03 / ГУП «Науч- но- технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003. – Серия 05. – Вып. 11. – 296 с. 4. Подготовка и разработка высокогазоносных угольных пластов / под общ. ред. А. Д. Рубана, М. И. Щадова. – М. : Изд-во «Горная книга», 2010. – 500 с. (БИБЛИОТЕКА ГОРНОГО ИНЖЕНЕРА). 5. Пучков, Л. А. Извлечение метана из угольных пластов / Л. А. Пучков, С. В. Сластунов, К. С. Коликов. – М. : Изд-во МГГУ, 2002. – 383 с. 6. Сластунов, С. В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений / С. В. Сластунов. – М. : Изд-во МГГУ, 1996. – 442 с. 7. Электронно-библиотечная система elibrary / ООО «РУНЭБ». – Москва, [200 – ]. – URL: http://elibrary.ru. – Режим доступа: по подписке. 8. Университетская информационная система РОССИЯ : электронная библиотека / НИВЦ МГУ им. М.В. Ломоносова. – Москва, [200 – ]. – URL: http://uisrussia.msu.ru. – Режим доступа: для авторизир. пользователей. 27