Спосіб дегазації підроблюваного вуглепородного масиву

Реферат: Спосіб дегазації підроблюваного вуглепородного масиву включає буріння з поверхні спрямованої дегазаційної свердловини. Основну частку газопровідної частини дегазаційної свердловини проводять за межами границі зони зосереджених зрушень масиву, перехідну криволінійну частку проводять між точками А і В, а газоприймальну перфоровану частину проводять із розташуванням її привибійної частки нормально до площини напластування не ближче кроку посадки основної покрівлі від границі виробленого простору. Точка А є точкою перетинання зовнішньої границі зони найбільших вигинів з верхньою границею товщі, що дегазується. Точка В є точкою перетинання граничної лінії зони зосереджених зрушень масиву із променем, що виходить із точки А під кутом не більш 30° до площини напластування порід. Зона зосереджених зрушень масиву обмежена лінією, що лежить під кутом до лінії небезпечної тріщинуватості, рівним 0,1-0,4 різниці кута нахилу лінії небезпечної тріщинуватості до горизонту й граничного кута зони впливу виробленого простору до горизонту. Забезпечується підвищення стабільності роботи свердловини в процесі її підробітки очисним вибоєм, що приводить до підвищення ступеня дегазації вуглепородного масиву. UA 111202 C2 (12) UA 111202 C2 UA 111202 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Винахід належить до гірничої промисловості й може бути використаний при дегазації підроблюваного вуглепородного масиву й попутного видобутку метану через спрямовані свердловини, пробурені з поверхні. Відомий спосіб дегазації підроблюваного вугільного пласта, що включає визначення зони найбільшого скупчення газу, у якій утворюються порожнини розвантаження, буріння з однієї точки на поверхні спрямованих свердловин, горизонтальні частини яких спрямовані в протилежні сторони, герметизацію усть свердловин і відсмоктування газу з них, причому горизонтальні частини спрямованих свердловин розташовують у порожнинах розвантаження під екрануючими породами, але не нижче ґрунту підроблюваного пласта (SU 1011865 А, E21F 7/00, опубл. 15.04.1983 p.). Використання відомого способу приводить до низького витягання газу через свердловину або припинення газовиділення зі свердловини. Це обумовлено тим, що частина стовбура свердловини, що перебуває в зоні повних зрушень порід деформується з поперечним зсувом її поздовжньої осі й порушенням цілісності обсадної колони, що приводить до закупорки газопровідного колектора. Найбільш близьким аналогом пропонованого винаходу є спосіб дегазації підроблюваного вуглепородного масиву, що включає виділення товщі вуглепородного масиву, що дегазується, визначення границь виробленого простору, визначення зони небезпечних деформацій масиву, обмежену лінією небезпечної тріщинуватості, що з'єднує границі виробленого простору із земною поверхнею, визначення зони повних зрушень бічних порід і зони найбільших вигинів підроблюваного вуглепородного масиву, визначення кута залягання площини напластування порід, визначення проекції на денну поверхню бічної границі виробленого простору й проекції вершини зони повних зрушень бічних порід, визначення точки закладення дегазаційної свердловини на денній поверхні в межах границь виробленого простору, яку розташовують від проекції бічної границі виробленого простору на денну поверхню на відстані, меншій відстані між проекціями на денну поверхню вершини зони повних зрушень бічних порід і бічної границі виробленого простору, буріння з поверхні спрямованої дегазаційної свердловини, стовбур якої складається з газопровідної частини з основною і перехідною криволінійною частками й газоприймальної перфорованої похилої частини з привибійною часткою, витягання через свердловину газу з товщі масиву, що дегазується, при цьому газоприймальну перфоровану похилу частину свердловини проводять у бічній площині границі зони повних зрушень бічних порід (SU 1754906 А1, E21F 7/00, опубл. 15.08.1992 p.). Відомий спосіб не забезпечує досягнення необхідного технічного результату з таких причин. Використання способу характеризується невисоким ступенем дегазації вуглепородного масиву через нестабільність роботи свердловини в процесі її підробки очисним вибоєм без обліку деформацій зосереджених зрушень у підроблюваному вуглепородному масиві. Це пояснюється тим, що буріння свердловини ведуть із проведенням її основної вертикальної й перехідної криволінійної часток газопровідної частини у зоні небезпечних деформацій масиву з розташуванням осей часток перпендикулярно до площин деформацій зосереджених зрушень, що приводить до поперечних зсувів поздовжньої осі часток і, як наслідок, до порушення цілісності свердловини через деформацію й розрив стовбура. Проведення газоприймальної перфорованої похилої частини свердловини в бічній площині границі зони повних зрушень бічних порід з орієнтацією привибійної частки уздовж нерухливої границі виробленого простору з максимальною величиною зосереджених деформацій перпендикулярно площини зосереджених зрушень приводить до закупорки газопровідного колектора й зниженню або припиненню газовиділення зі свердловини. В основу винаходу поставлена задача вдосконалення способу дегазації підроблюваного вуглепородного масиву, в якому за рахунок проведення свердловини з урахуванням деформацій зосереджених зрушень у підроблюваному масиві забезпечується підвищення стабільності роботи свердловини в процесі її підробки очисним вибоєм, що приводить до підвищення ступеня дегазації вуглепородного масиву. Поставлена задача вирішується тим, що в способі дегазації підроблюваного вуглепородного масиву, що включає виділення товщі вуглепородного масиву, що дегазується, визначення границь виробленого простору, визначення зони небезпечних деформацій масиву, обмежену лінією небезпечної тріщинуватості, що з'єднує границі виробленого простору із земною поверхнею, визначення зони повних зрушень і зони найбільших вигинів підроблюваного вуглепородного масиву, визначення кута залягання площини напластування порід, буріння з поверхні спрямованої дегазаційної свердловини, стовбур якої складається з газопровідної частини з основною і перехідною криволінійною частками й газоприймальної перфорованої частини з привибійною часткою, витягання через свердловину газу з товщі масиву, що 1 UA 111202 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 дегазується, згідно з винаходом із зовнішнього боку зони небезпечних деформацій масиву визначають зону зосереджених зрушень масиву, обмежену лінією, що лежить під кутом до лінії небезпечної тріщинуватості, рівним 0,1-0,4 різниці кута нахилу лінії небезпечної тріщинуватості до горизонту й граничного кута зони впливу виробленого простору до горизонту, визначають крок посадки основної покрівлі від границі виробленого простору, точку А перетинання зовнішньої границі зони найбільших вигинів з верхньою границею товщі, що дегазується, й точку В перетинання граничної лінії зони зосереджених зрушень масиву із променем, що виходить із точки А перетинання зовнішньої границі зони вигинів з верхньою границею товщі, що дегазується, під кутом не більш 30° до площини напластування порід, буріння спрямованої дегазаційної свердловини ведуть із проведенням основної частки її газопровідної частини за межами границі зони зосереджених зрушень масиву, перехідну криволінійну частку проводять між точками А і В, а газоприймальну перфоровану частину свердловини проводять із розташуванням її привибійної частки нормально до площини напластування не ближче кроку посадки основної покрівлі від границі виробленого простору. Доцільно перехідну криволінійну частку проводити між точками А і В так, щоб проекція її осі лежала під кутом до проекції лінії очисного вибою, що лежить у горизонтальній площині. Суть винаходу пояснюється кресленнями, де на фіг. 1 схематично показаний вироблений простір із пробуреною свердловиною, вертикальний розріз; на фіг. 2 - те ж, проекція на горизонтальну площину. На кресленнях показані: вуглепородний масив 1; товща, що дегазується, 2; границі 3 виробленого простору з боку падіння й підйому пласта; зона 4 повних зрушень підроблюваного вуглепородного масиву 1; зона 5 найбільших вигинів підроблюваного вуглепородного масиву 1; зона 6 небезпечних деформацій масиву, обмежена лінією 7 небезпечної тріщинуватості, що з'єднує границі 3 виробленого простору із земною поверхнею 8; площина напластування 9 порід; зона 10 зосереджених зрушень масиву, обмежена лінією 11; промінь 12; вугільний пласт 13; спрямована дегазаційна свердловина 14; основна частка 15 газопровідної частини свердловини 14; перехідна криволінійна частка 16 газопровідної частини свердловини 14; газоприймальна перфорована частина 17 із привибійною часткою 18 свердловини 14; лінія n n очисного вибою 19;  - кут залягання площини напластування 9;  ,  - кут нахилу лінії 7 небезпечної тріщинуватості до горизонту з боку падіння й підйому пласта відповідно; o, o граничний кут зони впливу виробленого простору до горизонту з боку падіння й підйому пласта відповідно; 1, 2 - кут між граничною лінією 11 зони 10 зосереджених зрушень масиву й лінією 7 небезпечної тріщинуватості з боку падіння й підйому пласта відповідно;  - кут між променем 12 і площиною напластування 9; 1, 2 - кут між лінією, що обмежує зону 5 найбільших вигинів і площиною напластування 9 з боку падіння й підйому пласта відповідно; 1, 2 - кут між лінією, що обмежує зону 4 повних зрушень і площиною напластування 9 з боку падіння й підйому пласта відповідно;  - кут нахилу проекції осі перехідної криволінійної частки 16 до проекції лінії очисного вибою 19, що лежить у горизонтальній площині з боку підйому пласта; А - точка перетину зовнішньої границі зони 5 найбільших вигинів і верхньої границі товщі, що дегазується, 2; В - точка перетину граничної лінії 11 зони 10 зосереджених зрушень масиву з променем 12, що виходить із точки А; l0 - крок посадки основної покрівлі від границі 3 виробленого простору з боку підйому пласта; 1 - відстань від привибійної частки 18 газоприймальної перфорованої частини 17 свердловини до границі виробленого простору. Спосіб здійснюють так. На підставі даних геологорозвідки й з використанням галузевих методик виділяють товщу, що дегазується, 2 у підроблюваному вуглепородному масиві 1, визначають границі 3 виробленого простору з боку падіння й підйому вугільного пласта 13 і визначають кут α залягання площини напластування 9 порід. Далі визначають зону 6 небезпечних деформацій масиву, обмежену лінією 7 небезпечної тріщинуватості, що з'єднує границі 3 виробленого простору із земною поверхнею 8, зону 4 повних зрушень, обмежену лінією, кут між якою й площиною напластування 9 становить 1, 2 з боку падіння й підйому пласта відповідно й зону 5 найбільших вигинів підроблюваного вуглепородного масиву 1, обмежену лінією, кут між якою й площиною напластування 9 становить 1, 2 з боку падіння й підйому пласта відповідно. Потім із зовнішнього боку зони 6 небезпечних деформацій масиву визначають зону 10 зосереджених зрушень масиву, обмежену лінією 11, що лежить під кутом 1, 2 з боку падіння й n n підйому пласта відповідно до лінії 7 небезпечної тріщинуватості, рівним 0,1-0,4 різниці кута  ,  нахилу лінії 7 небезпечної тріщинуватості до горизонту з боку падіння й підйому пласта відповідно й граничного кута o, o зони впливу виробленого простору до горизонту з боку падіння й підйому пласта відповідно. 2 UA 111202 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 На підставі проведених досліджень вибирають варіант закладки свердловини, наприклад з боку підйому пласта. Потім визначають крок l0 посадки основної покрівлі від границі 3 виробленого простору з боку підйому пласта, точку А перетинання зовнішньої границі зони 5 найбільших вигинів і верхньої границі товщі, що дегазується, 2 і точку В перетинання граничної лінії 11 зони 10 зосереджених зрушень масиву із променем 12, що виходить із точки А під кутом ε не більш 30°до площини напластування 9 порід. Із земної поверхні 8 з боку підйому вугільного пласта 13 здійснюють буріння спрямованої дегазаційної свердловини 14, стовбур якої складається з газопровідної частини з основною часткою 15 і перехідною криволінійною часткою 16 і газоприймальної перфорованої частини 17 із привибійною часткою 18. Буріння спрямованої дегазаційної свердловини 14 ведуть із проведенням основної частки 15 її газопровідної частини за межами граничної лінії 11 зони 10 зосереджених зрушень масиву 1. Проведення основної частки газопровідної частини свердловини за межами зони зосереджених зрушень приводить до збереження її цілісності в процесі підробітки свердловини очисним вибоєм, оскільки не піддається деформаціям зосереджених зрушень. Перехідну криволінійну частку 16 проводять між точками А і В так, що проекція її осі лежить під кутом до проекції лінії очисного вибою 19, що лежить у горизонтальній площині. Оскільки перехідна криволінійна частка служить для взаємозв'язку основної частки з газоприймальною частиною свердловини й, як наслідок, із зоною інтенсивного газовиділення, вона повинна проходити через зону зосереджених зрушень масиву. Для того, щоб мінімізувати вплив деформацій зосереджених зрушень на цю частку, вона проведена з розташуванням її осі конгруентно до площин деформацій зосереджених зрушень. Газоприймальну перфоровану частину 17 свердловини проводять із розташуванням її привибійної частки 18 нормально до площини напластування 9 на відстані 1 не ближче кроку l0 посадки основної покрівлі від границі 3 виробленого простору. Таке розташування привибійної частки забезпечує видалення її на безпечну відстань від нерухливої границі виробленого простору, де вплив зосереджених деформацій максимальний. Незважаючи на знаходження газоприймальної частини в зоні зосереджених зрушень, вона випробовує їхній мінімальний вплив, оскільки зосереджені деформації навколо рухомої границі виробленого простору (очисного вибою) мінімальні. Знаходження газоприймальної частини в зоні повних зрушень на невеликому протязі з розміщенням її осі конгруентно до площин деформацій зосереджених зрушень також мінімізує вплив деформацій зосереджених зрушень на цій частині свердловини. При необхідності здійснюють буріння спрямованої дегазаційної свердловини з боку падіння пласта в тій же послідовності. У міру підроблювання свердловини очисним вибоєм 19 її газоприймальна перфорована частина 17 попадає в зону 4 повних зрушень, з якої в свердловину дренується метан, який далі транспортують на поверхню по перехідній криволінійній й основній частках 16 і 15 газопровідної частини свердловини 14. Проведення свердловини з мінімізацією впливу на її цілісність небезпечних деформацій зосереджених зрушень забезпечує стабільність роботи свердловини в процесі її підробітки очисним вибоєм, що приводить до підвищення ступеня дегазації вуглепородного масиву. Приклад. На полі шахти необхідно провести дегазацію вуглепородного масиву при відпрацьовуванні пласта d4. Шахта відпрацьовує одиночний пласт, який залягає під кутом =100° до горизонту на глибині 800 м потужністю mв=2м. Система розробки стовпова по простяганню пласта. Довжина очисного вибою лави становить 300 м. Знайдені величини кутів: 1=55°, 2=58° 1=60°, 2=63°. Визначений крок посадки основної покрівлі lо=70 м. Знайдені граничні кути зони впливу виробленого простору в корінних породах з боку підйому пласта o=70°, з боку падіння пласта o=62°, а також границі зони небезпечних деформацій масиву, виражені кутами з боку підйому пласта =90°, з боку падіння пласта =82°. У заданих гірничо-геологічних умовах виділена товща, що дегазується, з інтервалом розвантаження hd,m=110 м, у яку входять чотири пласта-супутника неробочої потужності. Визначають зону зосереджених зрушень масиву, при цьому кути між граничною лінією зони зосереджених зрушень масиву й лінією небезпечної тріщинуватості становлять: 1=74°, 2=82°. Визначають розташування точок А і В у поперечному перерізі очисного вибою. З поверхні бурять дегазаційну свердловину так, щоб основна частка газопровідної частини свердловини перебувала за межами границі зони зосереджених зрушень масиву. При досягненні під час буріння глибини, відповідної до розташування точки В, проводять перехідну криволінійну частку між крапками А і В так, що проекція її осі лежить під кутом 2=45° до проекції лінії очисного вибою, що лежить у горизонтальній площині (фіг. 2). 3 UA 111202 C2 5 10 15 При досягненні під час буріння глибини, відповідної до точки А, газоприймальну перфоровану частину свердловини проводять так, щоб її привибійна частка розташовувалася нормально до площини напластування на відстані від границі виробленого простору l=100 м, що відповідає умові l