Определение длины и угла наклона скважин при дегазации надрабатываемых мощных крутых пластов

Схема дегазации надрабатываемого мощного крутого пласта	Угол наклона скважин, град	Длина скважин, м
	к горизонту	к линии простирания пласта
Скважинами, пробуренными из полевого штрека или выработки, пройденной по пласту (рис. 3.12)
Скважинами, пробуренными из выработки по разрабатываемому пласту (рис. 3.13)
Скважинами, пробуренными по восстанию надрабатываемого пласта из откаточного штрека (рис. 3.14)			На 5-10 м меньше высоты этажа по восстанию пласта
Скважинами. пробуренными по надрабатываемому пласту из промежуточных квершлагов (рис. 3.15)		5-90	Зависит от возможностей буровой техники

В формулах:

- расстояние по вертикали от уровня откаточного горизонта до места пересечения скважиной надрабатываемого пласта, м. Принимается равным от 0,3 до 0,7 высоты этажа по вертикали;

- расстояние по нормали от полевого штрека до надрабатываемого пласта, м;

знак "+" принимается при надработке, "-" - при подработке.

9. Параметры дегазации выработанного пространства скважинами, пробуренными над куполами обрушения

9.1. Геометрические параметры скважин определяются по таблицам III.6.1 и III.6.3, при этом величину М следует принимать равной ( - мощность непосредстввенной кровли, м), а величину

9.2. Дебит метановоздушной смеси, каптируемой одним кустом скважин, определяется по формуле

м /мин, (9.1)

где - приведенный диаметр скважин в кусте

, м

- количество скважин в кусте;

- разрежение на устье скважин, мм рт. ст.;

- средняя длина скважин в кусте

м,

- длина i-той скважины в кусте, м

9.3. Дебит смеси, каптируемой пробуренными над куполами обрушения скважинами из выработанного пространства, равен

м /мин, (9.2)

где - количество одновременно работающих кустов скважин;

- дебит смеси i-го куста скважин.

9.4. Дебит метана ( ,м /мин) в одновременно функционирующие дегазационные скважины, пробуренные над куполами обрушении, определяется по формуле

м /мин, (9.3)

где - абсолютная газообильность выработанного пространства, м /мин;

r - коэффициент, определяемый опытным путем;

- при проектировании принимается равным 23.

Концентрация метана в кантируемой смеси находится из выражения

(9.4)

В тех случаях, когда концентрация метана, вычисляется по формуле (п. 9.4), превосходит 70%, полагают, что с=70%, а дебит метана рассчитывается по формуле

м /мин (9.5)

9.5. При бурении скважин над куполами обрушения на расстоянии свыше м от разрабатываемого пласта расчет параметров дегазации следует осуществлять по методике, изложенной в Приложении 1.6.

Скважинами, пробуренными с поверхности

9.6. Расстояние от проекции точки заложения вертикальной скважины на пласт до выработки, по которой движется исходящая струя не должно превышать половины длины очистного забоя. При этом учитывается, что коэффициент отклонения забоя скважины в горизонтальной плоскости составляет в условиях Карагандинского бассейна 4-5% от глубины скважины, в условиях Кузбасса 6-7%, а в других бассейнах устанавливается по опытным данным.

Конечный диаметр вертикальной скважины в зависимости от дебита каптируемой метановоздушной смеси принимается в пределах 100-200 мм.

9.7. При дегазации выработанного пространства скважинами с поверхности при заданном разрежении на устье скважины дебит метано-воздушной смеси из одной скважины определяется по формуле

(9.6)

где

здесь - длина скважины, м;

- длина лавы, м;

- вынимаемая мощность пласта, м;

В - разрежение на устье скважины, мм рт. ст.;

- эквивалентный внутренний диаметр скважины, вычисляемый по формуле

где - внутренний диаметр i-того участка обсадной трубы, м;

- длина i-того участка обсадной трубы, м.

9.8. Метанодобываемость определяется по формуле

м /мин, (9.7)

где - газообильность выработанного пространства, м /мин;

n - количество одновременно работающих скважин;

r - коэффициент, определяемый опытным путем, а при проектировании принимается равным 19.

9.9. Средняя концентрация метана в каптируемой смеси определяется по формуле

(9.8)

10. Расчет газопроводов, выбор вакуум-насосов

10.1. Система. работающая в режиме всасывания.

10.1.1. Расчетная сеть представляет собой схему соединения газопровода. Начальными ветвями сети являются участки, к которым подключаются дегазационные скважины, конечным - участок, подводящий к вакуум-насосу. Промежуточными ветвями являются участки газопровода, имеющие постоянные дебиты метана и диаметр. Начало и конец ветви считаются по ходу движения смеси.

Расчет сводится к определению следующих параметров ветви газопровода: дебита смеси, концентрации метана в смеси, давления в начальной и конечной точках ветви, диаметра газопровода, и проверке действующих или выбор новых вакуум-насосов. Давление в конечной точке газопровода является давлением на всасе вакуум-насоса.

10.1.2. Дебиты метановоздушной смеси начальных ветвей сети определяется по формулам, изложенным в соответствующих разделах по способам дегазации, а при предварительной пластовой дегазации

м /мин (10.1)

м /мин, (10.2)

где - допустимые подсосы воздуха в газопровод, м /мин;

- допустимые подсосы воздуха в дегазационные скважины, м /мин.

Значения принимаются по рекомендациям бассейновых институтов по безопасности работ в горной промышленности.

Значение для действующих скважин принимается равным фактическому, если не требуется повышения эффективности дегазации

Величина подсосов воздуха в газопровод рассчитывается по формуле

м /мин, (10.3)

где - фактическая длина газопровода, м.

10.1.3. Дебит метановоздушной смеси всех последующих ветвей определяется суммированием поступающей в начальную точку ветви метано-воздушной смеси и общих допустимых подсосов в ветви, рассчитанных по формуле п. 7.3.

м /мин (10.4)

10.1.4. Концентрация метана в метановоздушной смеси ветви газопровода определяется из выражения

% (10.5)

10.1.5. Выбирается маршрут с наиболее трудными условиями транспортировки смеси (далее по тексту трудный маршрут) по большему значению условной величины

, (10.6)

где 350 мм рт. ст. оптимальное разрежение, создаваемое вакуум-насосом;

- разрежение в устье скважины, мм рт. ст.

, м (10.7)

1,1 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления газопровода

м /мин (10.8)

Значение - принимается для участковых действующих газопроводов - 1,0, проектируемых - 1,25 для магистральных - 1,5.

10.1.6. Удельные потери давления на трудном маршруте сети рассчитываются по формулам

при проектировании новых сетей

мм рт. ст./м (10.9)

при реконструкции сетей

мм рт. ст./м (10.10)

Абсолютное давление на всасе существующего вакуум-насоса ( ) принимается по характеристике вакуум-насоса в зависимости от потребной его производительности ( )/

10.1.7. Диаметр каждой ветви трудного маршрута рассчитывается по зависимости

м (10.11)

По действующим ГОСТам подбирается ближайший диаметр.

При реконструкции дегазационной системы на участках, где фактический диаметр меньше требуемого, производится замена газопровода или прокладка параллельной ветви газопровода, диаметр которого рассчитывается по формуле:

м (10.12)

и принимается ближайший с учетом положений п. 6.2.7,

где - диаметр дополнительного газопровода, м;

- фактический диаметр трубопровода, м.

Необходимость замены или прокладки параллельного газопровода каждой из подлежащих изменению групп ветвей определяется уточнением давления перед вакуум-насосом путем поэтапного расчета: вначале вносятся изменения в одну ветвь и только при условии , изменяются последовательно следующие ветви.

10.1.8. Расчетное давление перед вакуум-насосом находится путем последовательного определения конечного давления каждой ветви трудного маршрута из выражения

мм рт. ст. (10.13)

Знак (+) принимается при движении газа вниз, знак (-) при движении вверх.

Для ветвей с параллельными газопроводами вместо подставляется эквивалентный диаметр, определяемый по формуле:

м (10.14)

Для начальной ветви значение находится из выражения

мм рт. ст., (10.15)

мм рт. ст. (10.16)

кг/ м , (10.17)

где Н - глубина горных работ, м.

10.1.9. Для ответвлений газопроводов расчет ведется в той же последовательности, при этом в формулах (10.6, 10.8, 10.9) вместо 350 мм рт. ст. и ( ) подставляется фактическое или расчетное разрежение в точке подключения к трудному маршруту газопровода.

Разрежение в каждой точке газопровода определяется как разность барометрического и расчетного или фактического давления в данной точке газопровода.

10.1.10. Расчет сети, находящейся под разрежением, считается верным, если при проектировании сети , при реконструкции сети .

10.1.11. Тип и количество одновременно работающих насосов принимается по характеристикам вакуум-насосов, приведенных на рис. 8.2, в зависимости от .

10.2. Система, работающая в двойном режиме (всасывания и нагнетания).

10.2.1. Всасывающая сеть газопровода рассчитывается согласно пунктам 10.1.1 + 10.1.10.

Расчет нагнетательной сети сводится к определению диаметров напорного газопровода, избыточного давления в нагнетательном патрубке вакуум-насоса с учетом местных сопротивлений газопровода и арматуры.

Выбор вакуум-насосов производится по результатам расчетов всасывающей и нагнетательной сети газопровода.

10.2.2. Внутренний диаметр нагнетательного газопровода определяется при расстоянии от вакуум-насоса до котельной до 500 м из условия срабатывания опережающей защиты дегазационной системы по формуле:

м, (10.18)

где - объем газового тракта от места отбора, пробы газа до входа в газоанализатор, м ;

- количество газа, проходящего через газоанализатор, м /с;

- инерционность комплекса газоанализатора, с;

- инерционность клапана-отсекателя, с, при расстоянии более 500 м для дебита смеси менее 30,0 м /мин - 0,25 м, более 30,0 м /мин - 0,3 м с последующей проверкой по формуле (п.10.18), где = 0,5 с.

10.2.3. Необходимое избыточное давление в нагнетательном патрубке вакуум-насоса составляет

мм рт. ст. (10.19)

мм рт. ст. (10.20)

где - потери давления в газопроводе и на местных сопротивлениях, мм рт. ст.

Для водоотделителя и каплеуловителя, в технических характеристиках которых отсутствуют данные о величине коэффициента местных сопротивлений, потери давления ориентировочно определяются по сумме потерь входа и выхода из трубы: удвоенная для водоотделителя, утроенная - для каплеуловителя.

Потери давления в обратном клапане принимаются с коэффициентом запаса, равным 2, учитывающим загрязнение клапана в процессе эксплуатации.

Для одной диафрагмы значение принимается при проектировании - 8 мм рт. ст., а на действующих установках по показателям приборов.

Потери давления на трение в нагнетательном газопроводе равны

мм рт. ст., (10.21)

где - расход газа, подаваемого потребителю, м /мин;

- давление газа в горелках, мм рт. ст.

10.2.4. При подаче газа потребителю с давлением более 150 мм рт. ст., если увеличение диаметра нагнетательного газопровода нежелательно, производится проверка по производительности выбранной при расчете всасывающих газопроводов дегазационной установки по формуле

м /мин, (10.22)

где - количество рабочих вакуум-насосов;

- максимальная производительность вакуум-насоса, м /мин;

, - соответственно расчетное (или фактическое) и максимальное разрежение, развиваемое вакуум-насосом, мм рт. ст.

, - соответственно расчетное (или фактическое) максимальное давление нагнетания, развиваемое вакуум-насосом, мм рт. ст.

Если , то диаметр нагнетательного газопровода и количество одновременно работающих вакуум-насосов сохраняются, но, при этом, мощность электродвигателей вакуум-насосов увеличивается для давления нагнетания 230 и 380 мм рт. ст. соответственно на 10 и 20% и производится перерасчет водоснабжения вакуум-насоса на принятое давление.

Значение параметров , , принимаются по данным завода изготовителя.

На действующей дегазационной установке определяется при полностью открытом всасе и выхлопе вакуум-насоса, при полностью закрытой задвижке на всасе вакуум-насоса и открытой задвижке на его выхлопе, - при открытой задвижке на всасе и закрытой задвижке на выхлопе.

11. Определение объемов каптируемого в шахтах метана

11.1. Расход метана на выходе из вакуум-насосов определяется с учетом показаний расходомеров и концентрации метана в отсасываемом газе по формулам:

при показаниях расходомером дебита газа в рабочем состоянии

м /мин; (11.1)

при показаниях расходомером дебита газа, приведенного к нормальным условиям,

м /мин, (11.2)

где - количество отсасываемого метана, м /мин;

, - расход газа соответственно в рабочем состоянии и приведенного к нормальным условиям, м /ч;

- концентрация метана, %;

и - измеренное и нормальное (760 мм рт. ст.) давление газа соответственно, мм рт. ст.;

и - абсолютная температура газа соответственно измеренная (Т = 273 + ) и нормальная ( = 293 К), К;

- температура газа, °С.

Основные геометрические размеры стандартных диафрагм

Рис. III.11.1

11.2. Расход метановоздушной смеси в скважинах или газопроводах, определяемый с помощью дисковых диафрагм (рис. III.11.1), рассчитывается по формуле

м /мин, (11.3)

где - диаметр отверстия диафрагмы, мм;

- внутренний диаметр трубопровода, мм;

Р - газовое давление в трубопроводе перед диафрагмой, мм рт. ст.;

- перепад давления на сужающем устройстве, мм вод. ст.;

11.3. Расход метана на участковом газопроводе или скважинах, измеренный при помощи диафрагмы, определяется по формуле

, (11.4)

где - расход метана, приведенный к нормальным условиям, м /мин.

12. Приближенное определение необходимого количества скважин и разрежения в них при дегазации подрабатываемого массива

12.1. Скважины бурят из вентиляционной выработки впереди очистного забоя

12.1.1. Выбирают подрабатываемый пласт, до пересечения с которым бурятся скважины. Рекомендуется бурить до пластов, залегающих на расстоянии от 15 до 30 мощностей вынимаемого пласта, считая от его кровли. Если на таком расстоянии угольных пластов нет, то бурить следует до ближайшего пласта, расположенного выше 30 мощностей.

12.1.2. Определяют отношение ,

где М - расстояние от кровли вынимаемого пласта до почвы подрабатываемого пласта, пересекаемого скважиной в разгруженной от горного давления зоне, м;

- вынимаемая мощность пласта, м.

12.1.3. Экспериментально или методом прогноза газообильности определяют метановыделение из подрабатываемых пластов и пород ( ).

12.1.4. Задаются величиной разрежения в устьях скважин (В). При проектировании дегазационных систем принимают В = 50 мм рт. ст. Для действующих дегазационных систем принимают фактическое среднее разрежение в устьях скважин.

12.1.5. Определяют необходимую эффективность дегазации подрабатываемого массива .

12.1.6. По номограмме (рис. III.12.1) определяют необходимое количество скважин диаметром 76 мм. Для этого из точки на оси проводят горизонтальную линию до пересечения с линией соответствующего вакуума. Из точки пересечения восстанавливают перпендикуляр до пересечения с соответствующей кривой . Из этой точки проводят горизонтальную прямую до пересечения с перпендикуляром восстановленным от соответствующего значения . Требуемое количество скважин определяется по кривой, расположенной выше точки пересечения. Если последняя расположена выше всех кривых , то требуемая эффективность дегазации при имеющемся вакууме и диаметре скважин 76 мм не может быть достигнута.

Принимается диаметр скважин 93 мм и расчет повторяется по номограмме (рис. III.12.2). Или принимаются меры для увеличения разрежения в скважинах.

12.1.7. Зная необходимое количество скважин и расстояние до сближенного пласта, определяют по таблице III.6.4 необходимую длину скважин.

12.1.8. Задаются углом разворота скважин в диапазоне и по таблице III.6.1 рассчитывают угол наклона.

Рис. II.1.12.1

Рис. II.1.12.2

12.2. Скважины бурят из вентиляционной выработки позади очистного забоя

12.2.1. Руководствуясь указаниями пункта 12.1.1 выбирают подрабатываемый пласт, до которого бурятся скважины.

12.2.2. Рассчитывают параметры скважин по формулам табл. III.6.1.

12.2.3. Определяют проекцию угла наклона скважины на вертикальную плоскость, проходящую через линию падения пласта, по формулам:

, при отработке пласта по простиранию;

, при отработке пласта по падению (восстанию);

где - угол наклона скважины, град;

- угол разворота, град.

12.2.4. Рассчитывают расстояние по нормали от конца ненарушенной части скважины до кровли разрабатываемого пласта. При охране скважин кострами и бутовыми полосами шириной менее 5 м

При охране скважин бутовыми полосами шириной более 5 м или целиками

,

где - глубина герметизации скважин, м;

- ширина бутовой полосы или целика, м;

- угол залегания разрабатываемого в сторону падения;

"+" - при бурении скважины в сторону падения;

"-" - при бурении скважины в сторону восстания разрабатываемого пласта.

2.5. Определяют отношение и по пунктам 12.1.3; 12.1.4; 12.1.5 - значения .

12.2.6. По номограмме рис. III.12.3, используя поочередно шкалы N 1-5, определяют значение , округляя его до ближайшего большего целого.

12.2.7. Определяют предельное расстояние от очистного забоя, на котором наблюдается газовыделение из сближенных пластов

,

где - скорость подвигания очистного забоя, м/сут;

- угол залегания разрабатываемого пласта град.

Если расчетное значение оказалось большим 200 м, то полагают равным 200м.

12.2.8. Рассчитывают расстояние между скважинами

Если расчетное значение <10м, то требуемая эффективность дегазации при заданных условиях не может быть обеспечена. Необходимо увеличить вакуум, или глубину обсадки скважин. Если такой возможности нет, то принимают =10 м и рассчитывают по номограмме (рис. III.12.3) и обратном порядке реально достижимый коэффициент эффективности дегазации.

Рис. II.1.12.3

Приложение 2