CC BY
31
- © C.B. Сластунов, А.И. Полчин,
Ю.Ю. Стефлюк, 2014
УЛК 622.817.9:661.184.35
С.В. Сластунов, А.И. Полчин, Ю.Ю. Стефлюк
ШАХТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ МНОГОСТАДИЙНОЙ ПЛАСТОВОЙ ДЕГАЗАЦИОННОЙ ПОДГОТОВКИ В ОСОБЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ОСОБО ВЫБРОСООПАСНОГО ПЛАСТА Д6 НА ПОЛЕ ШАХТЫ «КАЗАХСТАНСКАЯ»*
Приведена предварительная фактическая оценка эффективности не имеющей аналогов в мировой практике комплексной пластовой дегазации особовыбросоо-пасного угольного пласта, включающей дегазацию пласта скважинами гидрорасчленения с поверхности, газодренажными скважинами из специально проводимой полевой выработки и подземными пластовыми скважинами, реализованной на шахте «Казахстанская» (Карагандинский угольный бассейн). Ключевые слова: комплексная пластовая дегазация, природная газоносность, газопроницаемость, определение свойств и характеристик угольного пласта в лаборатории ДМТ, предотвращение газодинамических явлений в шахте.
В настоящее время основной объем угледобычи в Карагандинском угольном бассейне приходится на Угольный департамент АО «Ар-селорМиттал Темиртау», горные работы сконцентрированы на 8 шахтах.
Планируемые нагрузки на ряде шахт Угольного Департамента АО «АрселорМиттал Темиртау» составляют 4000-5000 т/сут, производительность очистных забоев лимитирована по фактору вентиляции. Без кардинального снижения газообильности горных выработок и, в первую очередь, разрабатываемого пласта, обеспечить такую нагрузку не представляется возможным. Большой проблемой является безопасная проходка подготовительных пластовых выработок по особовыбросоопасному пласту Д6. Обоснование выбора технологии пластовой дегазации и фактическая достоверная оценка эффективности дегазационных работ является важ-
ной задачей подземной угледобычи
[1, 2, 3].
В настоящий период научная группа МГГУ совместно со специалистами Управления «Спецшахтомонтаждега-зация» Угольного департамента АО «АрселорМиттал Темиртау» ведет авторский надзор за проведением работ по заблаговременной дегазационной подготовке угольных пластов на шахтах Карагандинского бассейна.
Согласно разработанной методики проведения работ по оценке эффективности заблаговременной дегазационной подготовке угольных пластов на шахтах Карагандинского бассейна, в частности, на западном крыле шахты «Казахстанская», в настоящий период оценка ведется в увязке с основными горными работами на выемочном участке 312-Д6-1-3.
К настоящему времени подготовительные горные работы прошли в зонах скважин ГРП № № № 23, 24,37,
* Работа выполнена при финансовой поддержке Минобрнауки РФ в рамках Государственного задания МГГУ.
31,25, 29 и 28. Очистные работы начаты во второй половине 2013 г. и в настоящее время ведутся в зоне скважин № 37 и 24.
Комплексная пластовая дегазация предусматривает заблаговременную дегазацию пласта Д6 скважинами с поверхности (ЗДП) с гидрорасчленением пласта Д6 (ГРП) в различных технологических вариантах (первая стадия работ по пластовой дегазации, которая была осуществлена под авторским надзором МГГУ в 2000-2012 гг.).
Для повышения эффективности проведения подготовительных пластовых выработок на второй стадии проведена дегазация приконтурного для будущей пластовой подготовительной выработки углегазоносного массива с использованием газодренажных скважин, пробуренных из полевых газодренажных выработок. На третьей стадии ведется дегазация пласта Д6 с использованием подземных пластовых скважин, пробуренных из вентиляционного и конвейерного штреков на выемочном участке 312-Д6-1-З.
Для оценки эффективности работ нами предусматривалась поэтапная оценка результатов комплексной пла-
стовой дегазации особо выбросоо-пасного пласта Д6.
Согласто проекта дегазации выемочного участка лавы 312-Д6-1-З на шахте «Казахстанская» природная газоносность пласта Д6 составляет 21 м3/т.с.б.м (или 15,21 м3/т в соответствие с классификатором, который пополнялся в 2011-2012 гг. в уже частично дегазированной зоне).Эта цифра не является достоверной и требует уточнения. Так в справке, подготовленной Управлением «Спецшахтомонтаж-дегазация» констатируется, что анализ полученных результатов показал, что газоносность массива вне зон влияния ГРП значительно больше и составляет 23,5 м3/т. По фактическим данным и расчетам ООО «КарНИИПБ» и МГГУ эта величина еще больше и превышает 31 м3/т.
На первом этапе оценка эффективности велась по суммарному съему метана из скважин ГРП за весь период освоения и эксплуатации скважин. На этом этапе определялась прогнозная величина снижения природной газоносности на стадии ЗДП (АХ1). Эта величина для указанных выше скважин ГРП № 23, 24, 37, 31, 25,
18
® 16
ю
« 14 £
■ I 1 1 1те ^ • 1 ■ у
ртвор ст ГРП 29 ^ створ скв П ■ / по методико ДМТ
1 1 Л J / Ш при П(Ю€ШДвНИИ г/дрен, штрека
- 1 1 1 ■ *
-»** ♦ .»•___ Т/А..'/ К, Я
пофает маганов! ичвскому ■щеланкю 1 ГГ * ' : Г <Г Л*-
ИЖВ.ШТр >.ЭШв-1э I 1 -+ 1 по методике пласта ДМТ при про ной вы рабе велении хи
- ( 1 {пробь с 20м скважин}
12
£ ю
о
о
X 8
X
о
п ™
б
100 200 300 400 500 600 Протяженность выработки, м
700
800
900
Рис. 1. Газоносность пласта Д6 в окрестности скважин ГРП № 28, 29
Рис. 2. Съем метана одним кустом газодренажных скважин в зонах ГРП (верхняя кривая) и вне зон ГРП (нижняя кривая)
29 и 28 оценивалась экспериментальным участком УСШМД.
Результаты наблюдения за дебитом метана из скважин ГРП показывают, что в зоне обработки скважин ГРП природная газоносность пласта Д6 снизилась на 4-7 м3/т.
На втором этапе определялась газоносность пласта (Х1) по исследованию штыба в лаборатории ДМТ. Штыб отбирался в процессе бурения газодренажных скважин из полевого газодренажного штрека.
Из данных, представленных на рис. 1 газоносность угля в зоне влияния скважин ГРП № 28, 29 составила 8,5+13,0 м3/т с.б.м. (среднее значение - 9,5 м3/т с.б.м). Вне зоны ГРП: до 17,5 м3/т с.б.м. (среднее - 15 м3/т с.б.м.).
Таким образом, в зоне ГРП газоносность пласта составила 5,8+8,8 м3/т (среднее 6,5 м3/т), вне зоны 12 м3/т (среднее 10 м3/т), т.е. снижение газоносности ДХ1 = 5,5 м3/т , что удовлетворительно сходится с данными определения по суммарному съему метана из скважин ГРП за весь период освоения и эксплуатации скважин.
На третьем этапе исследовалась динамика съема газа из газодренажных скважин для определения кон-
стант сорбции угля а и Ь, проницаемости пласта К и пластового давление Р ). Удалось получить данные по 4 скважинам, которые герметизировались специальными герметизаторами. Пластовое давление Р составило
пл
2,7+3,3 МПа. Газоносность отобранного во время бурения экспериментальных скважин угля определялась в лаборатории ДМТ и составило 13,7+14,9 м3/т , а = 0,5; Ь = 0,021. Экспериментальные скважины были пробурены в перифирийной части скважин ГРП или практически вне зон ГРП, велась отработка технологии получения приведенных выше параметров и характеристик угольного пласта. В дальнейшем от герметизации скважин отказались вследствие небезопасности и сложности работ и оценка эффективности дегазационных работ в дальнейшем велась только по газоносности, которая определялась в лаборатории ДМТ в УСШМД.
На четвертом этапе оценивался обший съем метана из газодренажных скважин. Съем метана одним кустом газодренажных скважин в зонах ГРП (верхняя кривая) и вне зон ГРП (нижняя кривая) приведен на рис. 2 и показывает, что интенсивность из-
1.........вне зоны ГРП 2.........зона ГРП
Рис. 3. Газоносность пласта на расстоянии 20-35 м от подготовительной выработки
влечения метана в зонах ГРП в 2 раза выше, чем вне зон ГРП.
Оценочный расчет в пересчете на дегазируемый контур пластовой выработки показывает, что в указанных зонах съем условно составляет соответственно 20 и 10 м3/т соответственно. Более объективно этот съем отнести к объему всего выемочного столба, т.к. газодренажные скважины подсекают трещины гидрорасчленения и имеют самый непрогнозируемый контур питания.
На пятом этапе оценка эффективности дегазационных работ ведется по фактической газообильности пластовой подготовительной выработке (пересчет на текущую газоносность пласта Х2). На этом этапе определяется эффективность комплекса (ГРП + газодренаж). Среднее значение в зонах ГРП текущей газоносности Х2 = 6 м3/т. Вне зон ГРП = до 13,5 м3/т. Т.е. фактическая эффективность данной комплексной дегазации по снижению газоносности пласта составила ДХ3=7,5 м3/т
На шестом этапе оценка ведется по газоносности штыба, отбираемого на стадии бурения пластовых вырабо-
ток из пластового штрека с глубины 20+35 м (Х3). На данном этапе также экспериментально оценивалась фактическая эффективность комплекса (ГРП + частично газодренаж).
По данным, приведенным на рис. 1, в зоне ГРП Х3 = 8+10 м3/т с.б.м. (среднее значение 8,5 м3/т с.б.м.). Вне зоны ГРП величина Х3 возрастала до 16 м3/т с.б.м.
Т.о. было установлено, что ДХ4 = 7,5 м3/т с.б.м.
По данным, представленным на рис. 3 в зоне ГРП Х3 = 6+13 м3/т с.б.м. (среднее 9,0 м3/т с.б.м.).
Вне зоны ГРП: величина Х3 увеличивается до 18 м3/т с.б.м.
Следовательно, фактически было установлено, что ДХ4 = 8+9 (в среднем - 8,5) м3/т с.б.м.
На седьмом этапе оценка ведется по фактическому съему метана на стадии подземной пластовой дегазации (ППД) из скважин, пробуренных из пластовых подготовительных выработок (ДХ5).
Установлен фактический съем соответственно из нисходящих и восстающих скважин, пробуренных соответственно из вентиляционного и конвейер-
» 5» 11Ю 150 2ГО 2ЭД
Ср(ЖД«133ЭМЩ, суг-
Рис. 4 Зависимость прогнозного объема извлечения от времени на стадии подземной пластовой дегазации (ППД)
ного штреков участка 312-Д6-1-3. Результаты исследований, приведенные на рис. 4, позволяют правильно спрогнозировать дальнейший возможный съем метана, т.к.пропесс извлечения газа в различных блоках участка продолжается.
Был выполнен конкретный расчет фактического снижения газоносности пласта на этой стадии работ по интегральному съему метана из скважин подземной пластовой дега-запии (ППД). Показано, что в блоке № 1(первый из отработанных очистными работами участок) достигнуто фактическое снижение газоносности пласта ДХ5 = 3,3 м3/т.
Для блока № 1 можно констатировать, что достоверное фактическое снижение газоносности пласта Д6 составляет:
ДХ4 +ДХ5 = 7,5 + 3,3 = 10,8 м3/т.
Баланс достижения этого эффекта следующий:
6,0 м3/т (ГРП) + 1,5 м3/т (газодренаж) + 3,3 м3/т (ППД) = 10,8 м3/т.
Учитывая, что эффективность газодренажа и подземной пластовой дегазапии (ППД) в зонах ГРП увеличивается в 2 и более раза, то без ста-
дии 3ДП (ГРП) снижение газоносности могло бы составить не более, чем на 2,4 м3/т (0,75 м3/т (газодренаж) + 1,65 м3/т (ППД) = 2,4 м3/т ) со всеми из этого вытекающими последствиями по интенсивности и безопасности ведения горных работ.
При отработки лавы 312-Д6-1-3 было зафиксировано 7 внезапных прорыва газа с динамическим разломом почвы, что потребовало остановки очистных работ и применения спепиальных мероприятий, предусматривающих бурение разгрузочных шпуров непосредственно в обнажение очистного забоя. Не мала вероятность того, что без достигнутого снижения уровня газоносности на 10,8 м3/т на месте этих 7 случаев могли быть реализованы полнопенные внезапные выбросы угля и газа.
Необходимо отметить, что приведенный выше анализ комплексной пластовой дегазапии носит предварительный характер и основная опенка выполненному комплексу пластовых дегазапионных работ может быть обоснованно сделана только после проведения очистных работ на выемочном участке 312-Д6-1-3 (первичная достоверная опенка) и отработке нижележащих лав.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сластунов C.B., Каркашадзе Г.Г., Ко-ликов К.С. Современные проблемы метано-безопасности при высокопроизводительной отработке угля // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2011. - ОВ № 1.- С. 202-210.
2. Сластунов C.B., Ермак Г.П. Обоснование выбора и эффективная реализация способов дегазации при интенсивной отработке газоносных угольных пластов - ключевой
вопрос обеспечения метанобезопасности угольных шахт // Уголь. - 2013. - № 1. -C. 21-24.
3. Сластунов C.B., Каркашадзе Г.Г., Коликов К.С, Ермак Г.П. Аналитическая методика расчета допустимой нагрузки на очистной забой по газовому фактору // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 2013. - № 6. -С. 53-59. ЕЕЕ
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ_
Сластунов Сергей Викторович - доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой, e-mail: [email protected], Московский государственный горный университет, Полчин Александр Иванович - горный инженер, зам. технического директора Угольного департамента АО «АрселорМиттал Темиртау»,
Стефлюк Юрий Юрьевич - магистр, инженер Управления «Спецшахтомонтаждегазация» Угольного департамента АО «АрселорМиттал Темиртау».
UDC 622.817.9:661.184.35
UNDERGROUND STUDIES INTO EFFICIENCY OF MULTI-STAGE IN-SEAM DEGASSING IN SPECIAL MINING-AND-GEOLOGICAL CONDITIONS OF THE EXTREMELY OUTBURST-HAZARDOUS SEAM D6 IN KAZAKHSTANSKAYA MINE
Slastunov S.V., Doctor of Technical Sciences, Professor, Head of Chair, e-mail: [email protected], Moscow State Mining University, Polchin A.I., Mining Engineer, Deputy Technical Director, Coal Department, ArselorMittal Temirtau JSC,
Steflyuk Yu.Yu., Master, Engineer, Spetsshakhtmontazhdegazatsia Division, Coal Department, ArselorMittal Temirtau JSC.
The article presents appraisal of the efficiency exhibited by the world unique all-in in-seam degassing technology applied in the extremely outburst-hazardous coal seam, using hydraulic fracturing wells drilled from surface, methane drainage wells drilled from the purpose-driven rock drift and the seam wells, implemented in Kazakhstansakaya Mine, Karaganda Coal Basin.
Key words: integrated in-seam degassing, natural gas content, gas permeability, estimation of coal properties and characteristics in DMT laboratory, prevention of gas-dynamic events in mine.
REFERENCES
1. Slastunov S.V., Karkashadze G.G., Kolikov K.S. Gornyj informacionno-analiticheskij bjulleten', 2011, Special issue, no 1, pp. 202-210.
2. Slastunov S.V., Ermak G.P. Ugol', 2013, no 1, pp. 21-24.
3. Slastunov S.V., Karkashadze G.G., Kolikov K.S, Ermak G.P. Fiziko-tehnicheskie problemy razrabotki poleznyh iskopaemyh, 2013, no 6, pp. 53-59.
