Технология и организация ведения дегазационных работ

6.1. Бурение и герметизации скважин

6.1.1. Для бурения скважин применяется инструмент диаметром 76, 93, 97, 112, 118 мм и т.д.

Удаление бурового шлама осуществляется с помощью воды, глинистых растворов или сжатым воздухом. Применение сжатого воздуха допускается при бурении скважин диаметром не более 93 мм в угольном и породном массиве, не разгруженном от горного давления.

6.1.2. Паспорт бурения подземных дегазационных скважин должен содержать: выкопировку из плана горных работ, структурную колонку пласта и пород кровли (почвы) с классификацией слагающих пород по буримости, крепление камер (ниш), схемы расположения транспортных средств в горной выработке, бурового и электрического оборудования, способов крепления бурового станка, параметры скважин и расстояние между ними.

Паспорт бурения вертикальных скважин с дневной поверхности должен содержать: выкопировку из плана горных работ, совмещенном с планом поверхности, геологический разрез с отметками отработанных пластов и водоносных горизонтов, параметры скважин, конструкцию обсадной колонны с указанием участков перфорации.

Паспорт на проведение гидроразрыва пласта из подземных выработок должен содержать: выкопировку из плана горных работ с нанесением скважин гидроразрыва и схему вентиляции, расчетные параметры нагнетания (объем закачиваемой жидкости, давление нагнетания, расход жидкости в единицу времени), схему расположения оборудования, напорного трубопровода и арматуры в горной выработке, обеспечение прямой телефонной связью рабочего места и постов наблюдения с диспетчером шахты, места расположения постов наблюдения.

Паспорта составляются работниками шахты, утверждаются главным инженером шахты и согласовываются с главным инженером организации, производящей работы.

6.1.3. Устье каждой дегазационной скважины должно быть оборудовано герметизатором или обсадными трубами с тампонированием участков или всего затрубного пространства с помощью резиновых тампонов (колец), цементного раствора, бурового шлама, других способов. После окончания тампонажа проводится проверка качества герметизации и в случае необходимости производится перегерметизация устьев скважин.

Глубина герметизации скважин в случае использования механических герметизаторов должна быть не менее 6 м, а в случае герметизации другими способами должна составлять не менее 6 м при угле разворота скважины от оси выработки в пределах 60-90° и не менее 10 м при угле разворота до 60°. Допускается герметизировать шпуры и короткие скважины (длиной до 20 м) на глубину менее указанных величин.

При обсадке скважин для подземного гидроразрыва, пробуренных по вмещающим породам, необходимо чтобы после цементного тампонажа затрубного пространства фильтрующая часть скважины составляла по угольному массиву не менее 2 м.

6.1.4. Для снижения подсосов воздуха могут быть применены герметизирующие покрытия на стенки выработки (по рекомендациям МакНИИ или ВостНИИ).

6.1.5. Обсадка скважин для подземного гидроразрыва производится трубами диаметром не менее 73 мм, причем 10 м обсадки от устья скважин выполняются из цельнотянутых труб, рассчитанных на давление 200 кгс/см (20 МПа), остальная часть обсадной колонны (20-30м) может выполняться из электросварных труб.

6.1.6. На каждую дегазационную скважину составляется акт с указанием фактических параметров скважин (длина, диаметр, угол наклона, угол разворота, длина герметизации, величина подсосов воздуха на участке герметизации). Акт подписывается представителем шахты и подрядной организации, производящей работы.

6.2. Газопроводы

6.2.1. Газопроводы подразделяются на участковые и магистральные. Участковым считается газопровод, проложенный в пределах выемочного участка или по проводимой с дегазацией подготовительной выработке. Остальные газопроводы - магистральные.

6.2.2. Скважины и перфорированные трубы для дегазации выработанного пространства из подземных выработок подсоединяются к самостоятельному газопроводу.

6.2.3. В горизонтальных и наклонных выработках газопроводы подвешиваются на хомутах.

6.2.4. Дегазационные трубы соединяются в шахте при помощи фланцев, свободно вращающихся на приварном кольце, или других соединений, причем трубы должны выдерживать давление 0,6 МПа (6 кгс/см ) при прокладке газопровода по горизонтальным и наклонным выработкам и 1,0 1,6 МПа (10 до 16 кгс/см ) при прокладке по вертикальным выработкам.

Для уплотнения фланцевых соединений применяются прокладки из паронита, металлические или резиновые. Внутренний диаметр прокладки должен быть на 2-3 мм больше внутреннего диаметра трубы.

6.2.5. Трубы газопровода в магистральных скважинах соединяются встык сваркой. Для увеличения прочности на сварные швы накладываются пластинки или бандажи длиной 150-200 мм.

6.2.6. В местах возможного скопления воды в газопроводах устанавливаются водоотделители емкостью от 0,2 до 1,5 м в зависимости от суточного притока воды. Если из дегазационных скважин выделяется вода, то на скважине или группе скважин устанавливается водоотделитель. Конструкция водоотделителя должна исключать выход газа через него в выработку.

6.2.7. Расчет газопровода производится на наиболее трудный период эксплуатации дегазационной системы. Методика расчета газопровода изложена в приложении 1.10. При этом для участковых газопроводов диаметр должен быть не менее 150 мм, магистральных - не менее 300 мм.

6.3. Контроль работы дегазационной сети

6.3.1. Контроль количества отсасываемого газа на дегазационных скважинах и участковых газопроводах осуществляется с помощью диафрагм, вмонтированных в газопровод, переносных двухтрубных манометров с водяным и ртутным заполнением, интерферометром ШИ-12.

Отбор проб газовоздушной смеси из газопровода или скважины для оперативного газового анализа производится согласно рис. 7.4, а для лабораторного анализа - в бюретки Загара или бутылки емкостью 250-500 см3.

Объем каптируемого в шахтах метана определяется в соответствии с рекомендациями, изложенными в приложении 1.11.

Методические указания по определению эффективности дегазации изложены в приложении 1.1.

6.3.2. Если дегазационные мероприятия не обеспечивают проектных показателей расхода и концентрации метана в дегазационной сети, то определяются места и причины подсосов воздуха в скважины (приложение 3) и разрабатываются мероприятия по их достижению.

6.4. Организация службы дегазации

6.4.1. Работы по дегазации на шахтах выполняются специальной службой, входящей в состав участка ВТБ или самостоятельной.

6.4.2. Основной задачей службы является организация и осуществление работ по дегазации в соответствии с утвержденным проектом.

В целях выполнения указанной задачи служба:

- производит замену вакуум-насосов и прокладку газопроводов собственными силами или привлекает для выполнения этих работ специализированные организации;

- разрабатывает исполнительный график работ, паспорта на бурение дегазационных скважин, инструкции по пуску и остановке вакуум-насосов, безопасному обслуживанию дегазационной установки и несет ответственность за их выполнение;

- организует работы по подготовке к бурению дегазационных скважин, определяет параметры скважин;

- производит бурение дегазационных скважин;

- контролирует качество бурения дегазационных скважин, их герметизацию;

- обеспечивает нормальную и непрерывную работу дегазационных установок и контрольно-измерительной аппаратуры, а в случае необходимости ремонт и замену оборудования;

- осуществляет систематический контроль за концентрацией, дебитом метана и разряжением в скважинах и газопроводах;

- ведет установленную техническую документацию по контролю работ дегазационных установок, скважин, осмотру и ремонту газопровода.

6.4.3. Руководитель службы несет ответственность за своевременность и качество выполнения всех перечисленных выше работ.