ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.10.2024
Просмотров: 95
Скачиваний: 0
Газовыделение из разрабатываемого пласта при выемке вто рого слоя выразится зависимостью
(Н.67)
где vH— скорость подвигания забоя по простиранию второго слоя, м/сут.
Средняя остаточная газоносность временно невынимаемого слоя определяется из формулы (11.55). Коэффициенты £с.д и п прини маются в соответствии с их значениями, приведенными выше, а
Рис. 15. Номограмма для опре деления величины tпр в зави симости от мощности невыни маемого слоя и временя его обнажения
время t — равным времени обнажения невынимаемой толщи в очи стном пространстве за один шаг обрушения или закладки в сутках. Для облегчения расчета по формуле (11.55) значения (*+1)п=Дпр представлены в виде номограммы на рис. 15.
Результаты расчета по указанным формулам и сопоставление их с фактической газообильностью участков приведены в табл. 17. Из таблицы следует, что газообильность участков, рассчитанная по газоносности угольных пластов, и фактическая газообильность, определявшаяся при помощи газовых съемок, дали сопоставимые результаты. Расхождения не превышали ±20%, что соответствует допустимой точности прогнозов газообильности горных выработок.
59
Г л а в а III
ГАЗОВЫДЕЛЕНИЕ ИЗ СБЛИЖЕННЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИРОДНОЙ И ОСТАТОЧНОЙ ГАЗОНОСНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
Одним из основных элементов исследований роли газовыделения из соседних пластов в формировании газообильности горных выработок разрабатываемого пласта явилось определение газонос ности этих пластов до и после надработки или подработки.
В развитии методов определения газоносности угольных пла стов сложились три основных направления:
1) прямое определение газоносности путем отбора проб углей и их дегазации в лабораторных условиях;
2) определение потенциальной газоносности путем замера дав ления газа в угольном пласте и установления соответствующей этому давлению газоемкости угля;
3) определение газоносности по результатам газовых съемок. Более распространенными являются два первых направления; однако они не лишены недостатков и еще далеко не совершенны. Прямые методы опробования угольных пластов на газоносность
имеют следующие недостатки:
1) в течение длительного времени не было освоено достаточно надежных конструкций кернонаборников для шахтных условий; 2) область применения кернонаборников определяется в каж дом конкретном случае технической возможностью бурения сква жин соответствующего диаметра из горной выработки до точки, в которой необходимо отобрать пробу угля (чаще всего — в не дега зированной горными работами части пласта); однако чем меньше диаметр прибора, тем более серьезные затруднения вызывает его конструктивное выполнение, особенно в отношении обеспечения надежной работы герметизирующего узла, и тем больше относи
тельные потери газа керном; 3) в период извлечения инструмента с обычной колонковой
трубой, вскрывающей угольный пласт, и подачи в скважину кер-
60
I*
нонаборника забой скважины остается открытым и уголь может частично дегазироваться; эта потеря газа ничем не компенсируется; кроме того, имеют место потери газа во время отбора керна до момента его герметизации, в результате чего получается занижен ное значение газоносности;
4) для определения изменения газоносности сближенного пла ста во времени в процессе и после окончания разгрузки его от горного давления необходимо дополнительное бурение новых скважин.
Методам определения потенциальной газоносности пластов по газовому давлению и сорбционной способности угля также прису щи значительные недостатки:
1) герметизация скважин вяжущими растворами далеко не во всех случаях надежна [5, 6], а после падработки или подработки пласта иногда вообще неосуществима;
2 ) процесс герметизации каждой отдельной скважины является довольно трудоемким и длительным;
3)невозможно осуществить контроль за качеством гермети зации скважины;
4)для достаточно надежного перехода от давления газа к га зоносности пласта необходимо в каждом случае определять в ла бораторных условиях сорбционную способность угля в точке за
мера давления. |
Это, в свою очередь, требует отбора пробы угля |
с исследуемого |
пласта. |
Метод установления природной газоносности пласта по резуль |
|
татам газовых |
съемок [48] не может в условиях Кузбасса найти |
широкого применения, так как для распространенных здесь систем разработки характерно большое число подготовительных вырабо ток, вызывающих значительное дренирование пласта.
Учитывая преимущества и недостатки разных методов опреде ления газоносности угольных пластов, было признано целесообраз ным применить в качестве основного метода исследований прямое определение газоносности сближенных пластов до и после их раз грузки от горного давления. В связи с этим была разработана конструкция шахтного герметического кернонаборника КШГ-1 [23].
Как уже указывалось, до герметизации керна неизбежны поте ри газа. Поэтому для перехода от газоносности угля, определяе мой по керновой пробе, к действительной природной газоносности пласта х в точке ее отбора производился расчет по эмпирической формуле
х = kMxK(100 - A a — Wa) 0,01, м3/т (III.1)
где kM—коэффициент, учитывающий потери газа при отборе керна;
К = Кг + 1)"к ; |
(П1-2) |
U— время с момента отбора керна до его герметизации на забое скважины, мин; пк— показатель, зависящий от величины средне-
61
бзвёшенного диаметра кусочков угля, поступающего в керноприемник, и степени метаморфизма угля; хк — газоносность угля, опре деляемая по керновой пробе, м3/т горючей массы; Аа— содержа ние золы в угле, %; Wa— содержание влаги в угле, %•
Чтобы установить величину показателя пк, определяли по си товому анализу фракционный состав первичной пробы и массу отдельных фракций. Средневзвешенный диаметр составлял
, м |
|
|
|
|
|
dfii, мм, |
|
|
(Ш .З) |
||
Ок 1=1 |
|
|
|
|
|
где GK— общая масса керновой пробы угля, г; |
М — число фрак |
||||
ций; обычно выделяется пять фракций: 0—3; 3—6; 6—13; |
13—25; |
||||
25—33 мм со средними диаметрами |
соответственно: |
1,5; |
4,5; |
9,5; |
|
19 и 29 мм; di — средний диаметр |
кусков угля |
i-ik |
фракции, |
мм; |
|
Gi — масса керновой пробы угля, г. |
|
|
|
|
|
Показатель пк определялся по формуле, аналогичной по своей |
|||||
структуре формуле (11.24), |
|
|
|
|
|
пК |
|
|
|
(Ш.4) |
|
с |
|
|
|
|
|
Параметры с и ф характеризуют степень метаморфизма |
угля |
||||
и определяются в зависимости от процентного выхода летучих ве ществ по уравнениям (11.25) и (11.26).
Величины пк и &м могут быть также определены по номограм мам (рис. 16 и 17), построенным на основании приведенных выше зависимостей.
При прямом определении газоносности сближенных пластов, как правило, полученные данные контролировались методом заме ра давления газа и установления газоемкости угля.
В результате большого числа лабораторных опытов, проведен ных ВостНИИ [59], составлен каталог метаноемкости углей Куз басса, включающий данные более чем по 300 шахтопластам в диа пазоне давлений газа от 1 до 40 кгс/см2 [60]. Это позволяет опре делять потенциальную газоносность угольных пластов по резуль татам замеров давления, выполняемых силами самих шахт, кото рые в большинстве случаев не располагают возможностью отбора керновых проб и тем более изучения их газоемкости в лаборатор ных условиях. Большое число замеров давления производится при вскрытии пластов квершлагами, а также на участках, применяю щих дегазацию угольных пластов.
Однако в последние годы вводится в работу все большее число новых шахтопластов, с которых до их вскрытия не представлялось возможным отобрать пробы на изучение газоемкости угля, вслед ствие чего они не охвачены каталогом [60].
Изучение сорбционных свойств углей Кузбасса подтвердило положение, что изотермы сорбции метана углем удовлетвори тельно описываются уравнением Лэнгмюра [35, 66, 69]. Примене-
62
Рис. 16. Номограмма для определения показателя пк при расчете при |
Рис. 17. Номограмма для |
определения по |
||
родной газоносности угольного пласта по формуле (III.1) |
правочного |
коэффициента |
kM при |
расчете |
|
природной |
газоносности |
угольного |
пласта |
|
|
по формуле (III.1) |
|
|
в
ние его для определения в первом приближении потенциальной газоносности пластов при отсутствии данных лабораторного изу чения изотерм сорбции возможно при условии, если известны константы сорбции а и Ь. Обобщение лабораторных опытов ВостНИИ [59] позволило предложить эмпирические формулы для определения значения их при 15° С (температура опытов принима лась примерно равной температуре на современных глубинах разработки в Кузбассе):
а = 2 8 —0,58 Vr |
при V =5ч-22% |
а = 15 |
при Уг =22+32% |
а= 14+ 0,03 У |
при V =32+42% |
Ь=0,23—0,0023 Уг |
при У =5+42% |
Сопоставление показало, что расчетные значения удовлетвори тельно сходятся с экспериментальными, так что приведенные кон станты уравнения Лэнгмюра приемлемы для оценки потенциаль ной газоносности угольных пластов по замеренному давлению газа.
§ 7. ХАРАКТЕР ЕСТЕСТВЕННОЙ ДЕГАЗАЦИИ СБЛИЖЕННЫХ ПЛАСТОВ ПРИ РАЗГРУЗКЕ ИХ ОТ ГОРНОГО ДАВЛЕНИЯ
До начала сдвижения пород основной кровли главным источ ником метана в пределах выемочного поля является разраба тываемый пласт. Это обусловлено тем, что природная газопро ницаемость не нарушенных тектоническими или эксплуатацион ными трещинами пород угленосных месторождений практически ничтожна. Движение метана через породы междупластовых толщ происходит поэтому только в режиме молекулярной диффузии [37].
В дальнейшем подработка или надработка смежного уголь ного пласта, приводящая к его частичной разгрузке, нарушает равновесие между газовыми фазами и вследствие снижения напря женного состояния сопровождается десорбцией метана из угля. Как показали наблюдения за изменением давления газа в смеж ных пластах в процессе подработки и надработки, характер и скорость десорбции газа, при прочих равных условиях, определя ются степенью разгрузки пластов, т. е. интенсивностью сдвижения междупластовой толщи, которая зависит от мощности самой голщи, ее физико-механических свойств и вынимаемой мощности разгружаемого пласта. Характер движения газа через нарушен ную эксплуатационными трещинами междупластовую толщу будет качественно и количественно изменяться в зависимости от интен сивности развития трещин, их зияния, времени и т. д. Это хорошо подтверждается результатами наблюдений за изменением давле ния метана в сближенных пластах во времени в зависимости от расстояния между линией очистного забоя и проекцией точки
64