Углы заложения скважин, развернутых на очистной забой

Направление отработки пласта	Угол наклона скважин к горизонту , град.	Угол разворота скважин , град.
Лава по простиранию, скважины проводят из откаточной выработки
Лава по простиранию, скважины проводят из вентиляционной выработки
Лава по восстанию
Лава по падению

- угол между осью выработки и проекцией скважины на плоскость пласта, град.

Максимальная метанодобываемость на дегазируемом скважинами участке разрабатываемого пласта рассчитывается по формуле (3.6) в момент завершения буровых работ, когда пробурены все скважины .

3.7. В условиях Карагандинского бассейна метанодобываемость скважин, пробуренных по мощному пласту в пределах выемочного участка, рассчитывается по формуле

м /мин, (3.8)

где N - количество функционирующих скважин, шт.

3.8. В условиях Кузбаса метанодобываемость, определяется по рекомендациям ВостНИИ.

3.9. Целесообразность предварительной дегазации неразгруженных от горного давления угольных пластов, залегающих на глубинах свыше 800 м в Донбассе и более 600 м в других басейнах определяется по рекомендациям научно-исследовательских институтов.

4. Параметры гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные из выработок

4.1. Расстояние между скважинами гидроразрыва по длине выемочного поля принимается из условия частичного перекрытия соседних зон и определяется из выражения

м (4.1)

4.2. Необходимое количество жидкости (воды) для гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные вкрест простирания пласта из полевых выработок (см. рис. 2.14) рассчитывается по формуле

м , (4.2)

где - радиус действия скважин гидроразрыва, м;

m - полная мощность пласта, м;

- коэффициент, учитывающий заполнение угольного массива жидкостью. Определяется опытным путем или принимается по табл. III.4.I.

Таблица III.4.I

Значения коэффициента К для пластов Карагандинского бассейна

Пласты					Остальные пласты
	0,0013	0,0007	0,0017	0,0010	0,0012

4.3. При гидроразрыве угольного массива через скважину, пробуренную по разрабатываемому пласту (см. рис. 2.15), количество рабочей жидкости для Карагандинского бассейна определяется по формуле

м , (4.3)

где - полезная длина скважины (без учета длины герметизации), м.

4.4. Объем закачиваемой через скважину жидкости при гидроразрыве пластов в Донбассе рассчитывается по формуле

м , (4.4)

где h - дегазируемая высота этажа, м.

4.5. Коэффициент интенсификации газовыделения в дегазационные скважины после выполнения гидроразрыва ( ) определяется отношением съема газа пластовыми скважинами при применении гидроразрыва к съему газа без применения гидроразрыва. Принимается по рекомендациям научно-исследовательских институтов или устанавливается опытным путем.

Расстоянием между пластовыми скважинами в зоне гидроразрыва определяется по формуле

м (4.5)

5. Параметры гидрорасчленения пластов Карагандинского бассейна через скважины, пробуренные с поверхности

5.1. Зоны гидрорасчленения представляют собой эллипсы с большой полуосью и малой . При этом эллипсы сориентированы большой полуосью по направлению главной системы естественных трещин, а эффективный радиус гидравлического воздействия равен , причем (5.1) При заблаговременной дегазации угольных пластов принимается равным 120-140 м. При применении гидрорасчленения в сочетании с пластовыми скважинами величина определяется из выражения

м, (5.2)

где - длина лавы, м.

5.2. При сроке дегазации более 3 лет скважины гидрорасчленения располагают из условия обработки пласта в пределах выемочного столба минимальным их количеством с перекрытием зон воздействия смежных скважин.

При меньшем сроке дегазации скважины гидрорасчленения располагают посредине выемочного участка, при этом расстояние от разрезной печи до первой скважины гидрорасчленения определяется по формуле

, м (5.3)

Расстояние между последующими скважинами расчленения определяется из условия перекрытия зон воздействия смежных скважин по формуле

, м (5.4)

5.3. Объем закачки рабочей жидкости определяется из выражения

, (5.5)

где m - полная мощность пласта, м;

- эффективная пористость угольного пласта, доли единицы;

н - глубина залегания пласта, м (350 н 750 м).

Ожидаемое давление на забое скважины гидрорасчленения определяется по формуле

, МПа (5.6)

5.4. Необходимое количество добавки в рабочую жидкость гидрорасчленения товарной 26%-ной соляной кислоты определяют из расчета: при сроке дегазации более 3 лет - 20 т на 1 м мощности пласта, при меньшем сроке дегазации - 10 т на 1 м мощности пласта. Рабочая концентрация кислоты соответственно составляет 4 и 2%.

Темп закачки порций поверхностно-активных веществ (ПАВ) и воды составляет: при сроке дегазации более 3 лет - 0,06+0,08 м /с, при меньшем сроке дегазации - 0,03+0,05 м /с.

Темп закачки кислотного раствора соответственно равен 0,03+0,05 м /с и 0,015-0,025 м /с.

5.5. Коэффициент интенсификации газовыделения в пластовые скважины в зоне гидрорасчленения рассчитывается по формуле:

, (5.7)

где - срок дегазации, год.

Расстояние между пластовыми скважинами определяется по формуле (п. 4.5).

5.6. Суммарный съем газа с тонны запасов угля через скважину гидрорасчленения определяется по формуле

(5.8)

, - коэффициенты, значения которых приведены в табл. III.5.1.

Таблица III.5.1

Значения коэффициентов и

Коэффициенты	Природная газоносность,
	10,0-15,0	15,0-20,0	20,0-25,0
,	2,1-2,9	2,9-3,3	3,0-3,7
,	0,7-1,0	1,0-1,4	1,4-1,9

5.7. Метанодобываемость скважин гидрорасчленения при сроке дегазации более 3 лет определяется из выражения

, /мин (5.9)

Метанодобывемость при дегазации в зоне гидрорасчленения пластовыми скважинами определяется с учетом коэффициента интенсификации дегазации.

6. Параметры дегазации подрабатываемых пологих и наклонных пластов скважинами, пробуренными из выработок

6.1. Параметры скважин, пробуренных позади лавы, определяются по формулам, приведенным в таблице III.6.1.

При бурении позади лавы скважин, развернутых на очистной забой, из поддерживаемых за лавой подготовительных выработок, задается длина проекции оси скважины на горизонтальную проекцию оси выработки ( ).

Таблица III.6.1