Экономическая эффективность предварительной дегазации разрабатываемых пластов в карагандинском бассейне

В связи с постоянным увеличением глубины разработки и ростом газообильности шахт актуаль­ность задач, связанных с воздействием на газовый режим выработок, постоянно возрастает. Одним из основных способов управления концентрацией метана в атмосфере выработок является дегазация источников газовыделения [1-5].

Способ и параметры дегазации определяются, с одной стороны, интенсивностью газовыделения из источников и, с другой — потребной степенью снижения газообильности. На сравнительно не­больших глубинах, при достаточно большой мощности разрабатываемого пласта и относительно не­высоких скоростях подвигания забоя основным источником поступления метана в выработки являет­ся угольный пласт. При увеличении глубины разработки, уменьшении мощности пласта и повыше­нии скорости подвигания очистного забоя возрастает доля газовыделения из сближенных пластов и вмещающих пород.

Эффективность пластовой дегазации скважинами, пробуренными из подземных выработок, снижается с ростом глубины разработки, что связано с уменьшением проницаемости пласта, вызван­ного ростом горного давления. Применение специальных мероприятий для повышения проницаемо­сти пластов на больших глубинах не всегда обеспечивает тот уровень, который позволяет повысить эффективность дегазации. В частности, гидрообработка, приводящая к повышению трещинной про­ницаемости, одновременно увлажняет уголь и снижает в какой-то мере фазовую проницаемость по метану. Поэтому интегральный эффект гидровоздействия может оказаться слабым. Как в этом, наи­более сложном случае, так и при значительном повышении проницаемости пласта эффект дегазации зависит от диаметра и длины скважин, а также от их сохранности. Поэтому способы предварительной дегазации разрабатываемых пластов должны предусматривать бурение скважин с рациональными параметрами, а схема расположения скважин должна обеспечивать сохранность их устьев. Другой путь повышения эффективности пластовой дегазации состоит в разработке новых способов передо­вой дегазации, позволяющих полнее использовать эффект повышения проницаемости под действием изменения горного давления в зоне влияния очистных работ.

Во вмещающих породах метан находится в основном в свободном состоянии и его запасы опре­деляются пористостью пород и давлением газа. С ростом глубины разработки давление газа возрас- тает, доля газовыделения из пород становится весьма значительной. В этих условиях традиционные методы дегазации сближенных коллекторов газа не всегда оказываются достаточно эффективными.

Основным недостатком принятых в настоящее время способов дегазации подрабатываемых кол­лекторов газа является то, что при прогрессивных столбовых системах разработки период интенсив­ной газоотдачи массива в скважины недостаточно продолжителен. Поэтому газовыделение в выра­ботки не удается снизить до уровня, обеспечивающего допустимую концентрацию метана в слоевых скоплениях вблизи сопряжения лавы с вентиляционной выработкой. В связи с этим необходимо раз­рабатывать способы дегазации подрабатываемых пород, непосредственно направленные на снижение концентрации метана в слоевых скоплениях. Применяемые способы дегазации надрабатываемой толщи, как правило, неэффективны. Это обусловлено отсутствием увязки параметров скважин с па­раметрами обрушения основной кровли и разгрузки почвы пласта. Разработка новых способов дега­зации должна устранить этот недостаток.

Для управления газовыделением из выработанного пространства средствами дегазации приме­няется ряд способов: дегазация подземными скважинами, дегазация выработанного пространства вертикальными скважинами, газоотсос. Повышение эффективности управления газовыделением из выработанного пространства может быть достигнуто при использовании новых способов дегазации, обеспечивающих возможность управляемого воздействия на аэродинамику выработанного простран­ства.

В последние годы предложены новые способы и параметры дегазации угольного и породного массивов, обеспечивающие наибольшую эффективность дегазации при определенном объеме буре­ния. Обычно такие схемы дегазации называют схемами интенсивной дегазации.

Как показывает практика, дегазация пласта скважинами, пробуренными из подготовительных выработок, применяется в тех случаях, когда имеется достаточное опережение очистного забоя под­готовительным. Применяется веерное и параллельно-одиночное расположение скважин, причем наи­более часто — параллельно-одиночное, так как в этом случае массив дегазируется равномернее. Спо­соб предварительной пластовой дегазации получил наибольшее распространение на мощных и сред­ней мощности пластах при столбовых системах разработки. Эффективность пластовой дегазации не превышает 20-30 %, хотя в отдельных случаях, например, при дегазации пласта К12 (Карагандинский бассейн), на верхних горизонтах достигала 40 %. С увеличением глубины разработки наблюдается тенденция к снижению эффективности пластовой дегазации, что обусловлено главным образом сни­жением проницаемости пластов.

Широко распространено мнение о заметном влиянии разгружающего действия скважин на эф­фективность дегазации. Однако опыт использования скважин разного диаметра показывает, что съем газа растет существенно медленнее роста диаметра скважин, в то время как площадь зоны разгрузки увеличивается пропорционально диаметру. Сразу же после окончания бурения скважины изобары имеют форму концентрических цилиндров с осью, совпадающей с осью скважины. С течением вре­мени граница зоны дренирования пласта скважиной достигает почвы и кровли пласта или границы зоны дренирования пласта соседней скважиной, и изобары деформируются. Если мощность пласта значительно меньше расстояния между скважинами, то после достижения границей зоны дренирова­ния почвы и кровли пласта она деформируется в направлении соседних скважин, а изобары посте­пенно приобретают форму вытянутых эллипсов, В этом случае линии тока газа к скважине парал­лельны плоскости напластования, и движение газа является одномерным и плоско-параллельным. Диаметр скважины на этой стадии дегазации почти не оказывает влияния на процесс миграции газа. Следовательно, при дегазации участков, на которых мощность пласта значительно меньше расстоя­ния между скважинами, диаметр скважины влияет на дебит газа только в начале процесса дегазации.

При дегазации мощных пластов движение газа к скважине сохраняет радиально симметричный характер достаточно долго, поэтому влияние диаметра скважин на дебит метана может оказаться бо­лее существенным. При этом, естественно, влияние диаметра скважины на ее дебит тем значительнее, чем больше разница в проницаемости прискважинной зоны и нетронутого массива.

Влияние повышенной проницаемости прискважинной зоны на дебит метана оценено степенью расхождения теоретических результатов с экспериментальными данными.

Суммарный дебит метана Q с единицы длины скважины определялся по формуле

где g — дебит метана из скважины на момент времени т ; t — продолжительность дегазации.

Так как предположение о постоянстве проницаемости и пористости в окрестности скважин со­гласуется с шахтными данными, то зона разгрузки в окрестности скважин не оказывает существенно­го влияния на процесс миграции газа, длительность которого исчисляется месяцами.

Длина пластовых скважин определяется длиной лавы в подготавливаемом к выемке столбе и по­следовательностью проведения оконтуривающих столб подготовительных выработок. В тех случаях, когда длина лавы не превосходит 200 м, дегазационные скважины бурят обычно из одной выработки. При этом, если к моменту начала бурения вторая подготовительная выработка уже пройдена, то скважины не добуриваются до нее на ширину пояса условного дренирования массива подготовитель­ной выработкой. Если вторая подготовительная выработка еще не пройдена, то скважины часто пере- буривают за ее проектный контур также на ширину пояса условного дренирования. Это делается для того, чтобы снизить газообильность подготовительного забоя при проведении второй выработки. В большинстве случаев длина дегазационных пластовых скважин составляет 100-200 м.

Наблюдения за газовыделением из дегазационных скважин в Карагандинском бассейне показы­вают, что дебит метана не пропорционален длинам скважин. Одно из возможных объяснений состоит в том, что пробуренные скважины под действием горного давления переваливаются и заиливаются штыбом, в результате чего в скважине образуются пробки. Фактические длины функционирующих частей скважин оказываются меньше проектных. Длину функционирующей части скважин целесооб­разно назвать эффективной длиной в отличие от проектной, которую можно называть просто длиной.

Определим зависимость средней эффективной длины скважины от ее длины. Пусть вероятность переваливания малого участка скважины длиной ΔX равна λΔX (λ — константа), причем это равенство выполняется тем точнее, чем меньше ΔX.Предположим, что события, состоящие в том, что скважина переваливается в разных местах, независимы. Эффективная длина скважин lэф — это расстоя-ние от устья скважины до ближайшего к устью места переваливания скважин. Приведенные выше предположения позволяют вычислить распределение вероятностей для величины lэф − ϕ(lэф ) при заданной длине с l > lэф 
 
ф(\эф ) =Хе„ (-Х\эф).                                                                                                                                             (2)

В лаве 24 — К12 — С на шахте им. Костенко Угольного Департамента (УД) АО «Арселор Мит­тал Темиртау» были выполнены промеры длин скважин. Отработка полученных результатов с ис­пользованием зависимости (5) в качестве уравнения регрессии позволила определить наибольшее возможное значение средней эффективной длины скважин для пласта К12. Оно оказалось равным 132 м. Таким образом, для этого пласта зависимость (5) примет вид

                                                                   

где lс — длина скважины.

Очевидно, что при прочих равных условиях дебит дегазационных скважин пропорционален их эффективной длине. По зависимости (6) оценено влияние проектных длин скважин на их средние эффективные длины и эффективность дегазации. Так, при длинах скважин 120 м средняя эффектив­ная длина составляет 98 м, т.е. оказывается на 18 % меньше, чем проектная. При увеличении проект­ных длин скважин со 100 до 200 м дебит метана увеличивается всего в 1,5 раза.

Учитывая, что с ростом проектной длины скважин отношение средней эффективной длины скважин к проектной уменьшается, можно заключить, что одной из причин снижения эффективности пластовой дегазации является тенденция к увеличению длины лав. При этом за счет разницы между средней эффективной и проектной длиной скважин фактический дебит газа может оказаться в 2 и более раза ниже проектного.

Рост сжимающих напряжений вызывает быстрое изменение проницаемости, разгрузка пласта значительно повышает эффективность дегазации. Весьма перспективными являются схемы дегазации неразгруженных разрабатываемых пластов, использующие эффект повышения проницаемости в при­забойной части пласта.

Если исходить из представленных выше теоретических и методических положений, то экономи­ческую эффективность предварительной дегазации разрабатываемых пластов целесообразно рас­сматривать в двух аспектах: во-первых, с точки зрения повышения безопасности подземных работ и создания комфортных условий труда и, во-вторых, с позиций повышения (или сохранения в условиях увеличения дебита метана) нагрузки на очистной забой (шахту).

Нагрузка на очистной забой по газовому фактору при применении дегазации разрабатываемого пласта определяется из условий проветривания призабойного пространства при максимально допус­тимых Правилами безопасности скорости воздуха и содержании в нем метана:

 

где υ = 4 м/сек — допустимая скорость движения воздуха в лаве; s — площадь свободного сечения призабойного пространства лавы, м2; f = 0,75–1 % — допустимая концентрация метана в исходящем рудничном воздухе, %; Кн — коэффициент неравномерности газовыделения; Кп. д — коэффициент предварительной дегазации; qл — средняя относительная метанообильность лавы, м3/т. Подставляя в формулу (7) численные значения (S=3,5–4 м2 для механизированных комплексов КМ-130, наиболее широко применяемых на шахтах УД «Арселор Миттал Темиртау»), получим:

 

где Х. — природная газоносность разрабатываемого пласта, м3/т; Х'о — остаточная газоносность пласта после дегазации в течение t суток, м3/т; Ха — остаточное содержание газа в угле, выданном на поверхность, м3/т.

Используя результаты проведенных автором исследований по газовой динамике и газопрони­цаемости угольных пластов Карагандинского угольного бассейна и эмпирический метод расчета га­зоносности угля, получаем распределение газоносности в угольном массиве разрабатываемого пласта в зоне влияния дегазационной скважины в зависимости от времени дегазации и расстояния от сква­жины.

Принимая характерные для условий шахт Карагандинского угольного месторождения горно­технические параметры: длину выемочного поля 8=1000 м, длину лавы Ln = 160 м, среднюю длину одной пластовой скважины 1ск6 =150 м, объемный вес угля ү = 1,37 т/м3 и остаточное газовыделение выданного на поверхность угля Ха = 1,5 м3/т, для пологого пласта К2 мощностью т=1,6 м определяем величину газоотдачи в лаву, остаточное содержание метана в дегазированном массиве пласта и на­грузку.на очистной забой по газовому фактору при длительности предварительной дегазации 100, 200 и 300 суток (см. рис. 1).

Удельные затраты на участке с предварительной дегазацией Сдег состоят: из условно постоянных затрат Су. п (заработная плата и отчисления, амортизационные отчисления и электроэнергия) затрат на бурение Сбур и герметизацию Сгер дегазационных скважин:

Сдег = Су. п + Сбур + Сгер, тенге/т.                                                                                  (10)

По опыту работы шахт УД АО «Арселор Миттал Темиртау» величина Су. п при дегазации может быть принятой 200 тенге/т, а стоимость герметизации и оборудования одной пластовой дегазацион­ной скважины С" в среднем 20000 тенге. Фактическая стоимость бурения 1 пог. м пластовой сква­жины С 4000-6000 тенге/пог. м.

или в абсолютном выражении, в зависимости от плотности бурения сетки скважин (расстояния меж­ду скважинами А' от 2,5 до 35 м), изменяются от 1184 до 281 тенге/т (см. рис. 2).

 Рис. 1. Зависимость нагрузки на очистной забой от степени предварительной дегазации разраба­тываемого пласта (УД АО «Арселор Миттар Темиртау», пласт К2, Х[1] = 13,5 м3/т; К*= 2-2,5-10-3 мдарси)

При уменьшении расстояния между пластовыми дегазационными скважинами и заданном сроке дегазации значительно увеличивается нагрузка на очистной забой по газовому фактору, но одновре­менно повышаются затраты на дегазацию, в основном за счет увеличения стоимости бурения сква­жин. Однако при повышении нагрузки на очистной забой улучшаются технико-экономические пока­затели по участку в результате снижения удельных условно-постоянных затрат.

Фактические условно-постоянные затраты в зависимости от величины нагрузки на очистной за­бой могут определяться по эмпирической зависимости вида

где N и п — эмпирические коэффициенты; Д — фактическая нагрузка на очистной забой, т/сутки.
Для очистных забоев, оборудованных добычными комплексами, N = 654,03 тыс. тенге/т и п = 0,413. Зависимость (12) имеет достаточную тесноту связи: корреляционное отношение η = 0,75 и коэффициент надежности μ = 16,6.
Анализ динамики участковых затрат в целом, а также на дегазацию и удельных условно­постоянных затрат на добычу угля позволяет определять оптимальные расстояния между пластовыми дегазационными скважинами по экономическим показателям при различных сроках дегазации (см. рис. 2). Экстремальное значение определялось с учетом 10 %-ной точности расчетов. При анали­зе не учитывались удельные условно-переменные затраты, величина которых не зависит от нагрузки на очистной забой.

 

Список литературы

  1. Каренов Р.С. Эколого-экономические проблемы в условиях рынка: (на материалах горной промышленности). — Алма­ты: Ғылым, 1998. — 304 с.
  2. Айруни А.Т. Способы борьбы с выделением метана на угольных шахтах. — М.: ЦНИЭИУголь, 1991. — 64 с.
  3. АрхиповН.А., ЕльчаниновЕА, Горбачев Д.Т. Добыча угля и рациональное природопользование. — М.: Недра, 1987. — 285 с.
  4. Забурдяев В.С., Дмитриев А.М., Пак В.С. Ресурсы, объемы извлечения и использования шахтного метана // Уголь. — 1993. — № 12. — С. 39-41.
  5. Зайденварг В.Е., Айруни А.Т. Роль добычи угля в глобальном загрязнении биосферы метаном // Уголь. — 1993. — № 1. С. 6-10.


 

Фамилия автора: А.М.Иманбекова
Год: 2008
Город: Караганда
Категория: Экономика
Яндекс.Метрика