Опыт и перспективы заблаговременной подготовки газовыбросоопасного массива к эффективной и безопасной разработке

СИМПОЗИУМ «-СОВРЕМЕННОЕ ГОРНОЕ ДЕЛО: ОБРАЗОВАНИЕ, НАУКА, ПРОМЫШЛЕННОСТЬ»

МОСКВА, МГГУ 29.01.96 - 2.02.96 г

Ю. Г. АНПИЛОГОВ В.Н.КОРОЛЕВА С.А.ЯРУНИН Московский государственный горный университет А. И. Б УХАНЦОВ МакНИИ

Одной из наиболее сложных проблем горной науки по-прежнему остается отработка газовыбросоопасных угольных пластов.

При разработке высокогазоносных угольных пластов, склонных к газодинамическим явлениям, при невозможности обеспечения защиты подработкой-надра-боткой единственно приемлемым вариантом остается заблаговременная подготовка газовыбросоопасного массива к эффективной и безопасной отработке на основе направленного изменения свойств и состояния угленосной толщи путем гидродинамического воздействия через скважины с поверхности, разработанная в МГГУ и апробированная на полях шахт Донецкого и Карагандинского угольных бассейнов.

Важнейшими характеристиками, влияющими на газовыделение в горные выработки и выбросоопасные свойства угленосного массива являются проницаемость и газоносность.

Исследование изменения природной газоносности и проницаемости выбросоопасных угольных пластов, подвергнутых гидродинамическому воздействию через скважины с поверхности, позволяет определить возможности и перспективы заблаговременной подготовки газовыбросоопасного массива.

Такие исследования были проведены при отработке восточной коренной лавы пласта гщ шахты «Северная» ПО «Макееву голь», подвергнутого гидродинамическому воздействию через группу скважин с поверхности. Пласт тз простого строения, общей вынимаемой мощностью 0,98-

Опыт и перспективы заблаговременной подготовки газовыбросоопасного массива к эффективной и безопасной разработке

1.09 м, природная газоносность 22 - 24 м /т.

Очистные работы в восточной коренной лаве велись в 1990-1991 годах на участке пласта шз, подвергнутом гидродинамическому воздействию через одиночную скважину № 12, и участке, обработанном через группу скважин № 13, 14 и 3. Гидродинамическое воздействие через скважину № 3 осуществлялось в 1978 году, а через скважины № 12, 13 и 14 - в 1988-1989 годах.

В таблице приведены основные показатели гидродинамического воздействия и результаты гидродинамических исследований, выполненных в процессе нагнетания, а также показатели освоения скважин.

Гидродинамические исследования показали, что по мере увеличения темпов и объемов закачки в циклах происходит существенный рост коэффициентов приемистости и проницаемости, что в свою очередь свидетельствует о раскрытии и расширении природных пластовых трещин. Сравнивая коэффициенты приемистости угольного пласта тз в начале и конце процесса нагнетания рабочей жидкости, отмечаем, что его значение возросло в 20-30 раз, а коэффициент проницаемости увеличился на три порядка.

В конце третьего цикла гидрорасчленения через скважину № 14 получена гидравлическая сбойка со скважиной № 13, расположенной в направлении основной системы трещин на расстоянии 270 м ниже по падению пласта. Гидравлическая сбойка характеризовалась бурным выходом воды и газа из скважины.

По фактическим параметрам процесса воздействия определены зоны гидравлической обработки пласта в направлении основной (большая полуось эллипса) и второстепенной (малая полуось эллипса) систем трещин, составляющие соответственно 1 10 12- ми 90-100 м.

После гидравлической обработки и выдержки рабочей жидкости в пласте для реализации энергии воды по замещению метана и перераспределению давления в угольном массиве откачивались вода и газ с концентрацией метана 95-97 %, т.е. производилось освоение скважин. Объем извлеченного газа также представлен в таблице.

Газоносность угольного пласта тз определялась по газовыделению при бурении серии подземных скважин с помощью прибора ПИГ по мере приближения и удаления забоя восточной коренной лавы от створа скважин гидродинамического воздействия (линия, проходящая через точку пересечения скважины с пластом и параллельная забою лавы) по линиям наблюдения «30 м от конвейерного штрека», «середина лавы» и «30 м от вентиляционного штрека» на 550 метрах подвигания очистного забоя.

м. и ©

ЫН

011 3 ©

Рис. 1. Изолинии газоносности пласта тз

Анализ шахтных наблюдений, выполненный на ПЭВМ по программе, разработанной в МГГУ, позволил получить ре-

зультаты расчетов распределения газоносности угольного пласта в пределах исследуемого участка в графическом виде (рис.

1 и 2), которые дают возможность оценить зоны влияния гидродинамического воздействия.

При ограничении зоны влияния скважины № 12 изолинией газоносности пласта 19 мЗ/т, ее границы распространяются на расстояние до 110 м по простиранию и до 140 м по восстанию пласта.

Используя то же ограничение по газоносности пласта, получим, что границы зоны влияния скважин № 13 и 14 (до их створа) распространяются по простиранию пласта по линии наблюдения «середина лавы» до 100 м, а по линии наблюдения «30 м от конвейерного штрека» и «30 м от вентиляционного штрека», соответственно, до 140 и 210 м. После створа скважин № 13 и 14 изолиния газоносности 19 мЗ/т проходит по всей длине лавы на расстоянии 100-110 м. Необходимо отметить, что увеличение зоны влияния гидродинамического воздействия по линии наблюдения «30 м от вентиляционного штрека» до 210 м связано с влиянием на этот участок пласта скважины № 3, т.е. установлено, что влияние гидродинамического воздействия на состояние и свойства выбросоопасного пласта сохраняется в течение длительного времени (13-14 лет).

м. и

М. 12 ©

Точно- мреа**-

Ним с«1й*и»ы I пллсгап

<.2# н,п пли щи ЗД/ДМГ ЩИЯф

ы.м ©

С,1. I ©

Рис.2. Распределение газоносности пласта т3

ПОКАЗАТЕЛИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА УГОЛЬНЫЙ ПЛАСТ И ПОКАЗАТЕЛИ

ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Показатели гидродинамического воздействия Показатели освоения скважин

№ сква- жины Г луби-на залегании пласта. м Но- мер цикла Темп нагнетания рабочей жидкости, 10"^ м3/с Давление на входе в пласт МПа Объем закачки по циклам м4* Коэффициент приемистости, Ю'З мЗ/МПас Время освое- ния, сут. Объем извлеченного газа, тыс.м^ Объем откаченной жидкости, м^

Макси- маль- ный Рабо- чий Макси- маль- ное Рабо- чее 8 начале цикла В конце цикла В начале цикла 8 конце цикла

12 742.2 1 2 36.2 54.2 32,4 50,8 28,3 22,9 25,2 202 133 1488 0,09 1,30 1,85 6,9 1343 2681 643 472 951.7

13 760,0 1 2 3 31,1 /15,3 51,7 29,9 38,5 48,1 25,8 24.4 24.4 21.7 21,4 22,9 574 525 877 0,06 1,23 1.56 1,84 7.8 1615 2073 2472 574 83,3 1424,1

14 706,6 1 2 3 30,8 45,3 52,1 29.3 38.4 47,2 24,6 23,2 23,1 20,5 20,8 20,2 582 631 870 0,11 1,42 1,84 2,36 7,9 1726 2183 2884 317 429,3 293,7

3 692.2 1 55,0 37 „0 33,0 28,0 3400 0,06 0,22 7,6 2675 960 341,5 2018,9 |

Оценивая газоносность пласта в указанных выше границах, отмечаем, что ее значения находятся в пределах от 13 до 19 м3/т, т.е. на этом участке угольный массив обработан на всю длину лавы в результате взаимоналожения зон гидрообработки скважин № 13, 14 и 3.

Таким образом установлено, что гидродинамическое воздействие на неразгруженный выбросоопасный угольный пласт гпз через группу скважин, пробуренных с поверхности, и их последующее освоение в условиях шахты «Северная» ПО «Маке-евуголь» привело к его разгрузке, увеличению проницаемости и газоотдачи и, как следствие, к его дегазации, о чем свидетельствует снижение газоносности в 1,4-1,8 раза. Фактические размеры зоны гидровоздействия (полуоси эллипса) достигают 140 м в направлении основной системы трещин и 100-110 м в направлении второстепенной, при этом достигнуто взаимное наложение зон. Также установлено, что влияние гидродинамического воздействия на состояние и свойства выбросоопасного пласта сохраняется в течение длительного времени.

Следует отметить, что параметры рассматриваемой технологии требуют дальнейшего уточнения и совершенствования, однако, непременным условием заблаговременного перевода газовыбросоопасного массива в неопасное состояние является использование для обработки пластов

группы скважин и достижение гидравлической связи между ними.

При переходе отрасли на самофинансирование необходимо найти возможности повышения общей эффективности метода. Этого можно достичь путем:

• удешевления стоимости работ по бурению скважин за счет использования геологоразведочных скважин;

• повышения интенсивности метано-отдачи угленосной толщи за счет применения в качестве рабочей жидкости гидрорасчленения водных растворов химически- и поверхностно-активных веществ (в частности комплексонов), растворяющих минеральную составляющую угля и связующий цемент породы, за счет чего повышается проницаемость угленосного массива;

• повышения качества добываемого угля за счет снижения его зольности при воздействии на угольный пласт водными растворами комплексонов;

• перехода к добыче метана, которая должна стать первой стадией разработки высокогазоносных угольных месторождений подземным способом, и использования извлекаемого газа для промышленных нужд.

© Авторов