Руководство по дегазации угольных шахтах

1. Инструкция по дегазации угольных шахт (далее — Инструкция) разработана в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 года N 2395-1 «О недрах» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст.823; 1999, N 7, ст.879; 2000, N 2, ст.141; 2001, N 21, ст.2061; N 33, ст.3429; 2002, N 22, ст.2026; 2003, N 23, ст.2174; 2004, N 27, ст.2711; N 35, ст.3607; 2006, N 17, ст.1778; N 44, ст.4538; 2007, N 27, ст.3213; N 49, ст.6056; 2008, N 18, ст.1941; N 29, ст.3418, 3420; N 30, ст.3616; 2009, N 1, ст.17; N 29, ст.3601; N 52, ст.6450; 2010, N 21, ст.2527; N 31, ст.4155; 2011, N 15, ст.2018, 2025; N 30, ст.4567, 4572, 4570, 4572, 4590; Официальный интернет-портал правовой информации (www.pravo.gov.ru), 22 ноября 2011 года), Федеральным законом от 20 июня 1996 года N 81-ФЗ «О государственном регулировании в области добычи и использования угля, об особенностях социальной защиты работников организаций угольной промышленности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1996, N 26, ст.3033; 2000, N 33, ст.3348; 2004, N 35, ст.3607; 2006, N 25, ст.2647; 2007, N 31, ст.4010; 2008, N 30, ст.3616; 2009, N 1, ст.17; 2010, N 31, ст.4155; 2011, N 19, ст.2707; N 30, ст.4596), Федеральным законом от 21 июля 1997 года N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588; 2000, N 33, ст.3348; 2003, N 2, ст.167; 2004, N 35, ст.3607; 2005, N 19, ст.1752; 2006, N 52, ст.5498; 2009, N 1, ст.17, 21; N 52, ст.6450; 2010, N 30, ст.4002; N 31, ст.4195, 4196; 2011, N 27, ст.3880; N 30, ст.4590, 4591, 4596; Официальный интернет-портал правовой информации (www.pravo.gov.ru), 29 ноября 2011 года), постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2011 года N 315 «О допустимых нормах содержания взрывоопасных газов (метана) в шахте, угольных пластах и выработанном пространстве, при превышении которых дегазация является обязательной» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 18, ст.2642) и Правилами безопасности в угольных шахтах (ПБ 05-618-03), утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 5 июня 2003 года N 50 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 19 июня 2003 года, регистрационный N 4737; Российская газета, 2003, N 120/1; 2004, N 71), в редакции приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 20 декабря 2010 года N 1158 «О внесении изменений в Правила безопасности в угольных шахтах, утвержденные постановлением Госгортехнадзорам России от 5 июня 2003 года N 50» (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 15 марта 2011 года, регистрационный N 20113; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2011, N 16).

2. Инструкция предназначена для организаций, занимающихся проектированием, строительством и эксплуатацией систем дегазации угольных шахт. В Инструкции используются условные обозначения, приведенные в приложении N 1 к настоящей Инструкции.

(Пункт в редакции, введенной в действие с 11 сентября 2017 года приказом Ростехнадзора от 8 августа 2017 года N 303. — См. предыдущую редакцию)

________________

Приложения к Инструкции в Бюллетене не приводятся. Информация размещена на официальном сайте Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору: www.gosnadzor.ru. — Прим.ред.

3. Инструкция содержит порядок:

• проектирования дегазационных работ;

• оснащения и эксплуатации дегазационных скважин, газопроводов и дегазационных станций и установок;

• ведения эксплуатационных работ по дегазации;

• выбора схем и способов дегазации источников газовыделения;

• определения объемов извлекаемого из источников газовыделения метана;

• контроля параметров каптируемых газовоздушных смесей;

• расчета газопроводов и выбора вакуум-насосов;

• проведения вакуумно-газовых съемок;

• оценки качества герметизации дегазационных скважин.

21. Для действующих шахт строительство дегазационных систем шахты, горизонтов, блоков, крыльев, а также внедрение новых способов дегазации, не изложенных в настоящей Инструкции, должно осуществляться по документации на техническое перевооружение, которая подлежит экспертизе промышленной безопасности в соответствии с законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности.

(Пункт в редакции, введенной в действие с 3 июля 2015 года приказом Ростехнадзора от 20 мая 2015 года N 196. — См. предыдущую редакцию)

22. Проект дегазации состоит из пояснительной записки и графического материала:

1. а) пояснительная записка содержит:

   • общие положения;

   • горно-техническую и горно-геологическую характеристику шахты;

   • обоснование необходимости применения дегазации разрабатываемых и сближенных пластов, выработанных пространств;

   • выбор способов, схем и коэффициентов дегазации различных источников газовыделения;

   • расчет параметров дегазационных систем и выбор вакуум-насосов;

   • требования по оснащению и эксплуатации дегазационных установок;

   • требования безопасности при производстве работ по дегазации;

   • мероприятия по предотвращению возможного возгорания метана и распространению пламени по дегазационному трубопроводу при возникновении очагов пожара в горных выработках;

2. б) графический материал содержит:

   • геологические разрезы по ближайшим разведочным скважинам;

   • выкопировку из плана горных работ с нанесенными на нее схемой вентиляции, трубопроводами и дегазационными скважинами;

   • схемы применяемых способов дегазации;

   • схему газопроводов от выемочного участка (выработки) до вакуум-насосов с указанием расположения защитной, контрольно-измерительной аппаратуры и запорно-регулирующей арматуры;

   • схемы бурения и герметизации дегазационных скважин;

   • схемы подключения дегазационных скважин к дегазационному газопроводу, расположенному в горных выработках.

При дегазации скважинами, пробуренными с поверхности, к пояснительной записке прилагаются:

• выкопировка из плана горных работ, совмещенная с планом поверхности;

• план поверхности с расположением дегазационной установки и схемами ее электроснабжения, заземления и молниезащиты.

Графический материал представляется непосредственно в пояснительной записке или в отдельном приложении к пояснительной записке.

23. Способы, схемы и объемы работ по дегазации, предусмотренные проектами дегазации, корректируются при изменении горно-геологических или горно-технических условий отработки выемочных участков и проведения горных выработок.

При корректировке проекта дегазации используются фактические параметры действующей дегазационной сети шахты.

29. Параметры дегазации для вновь вводимого выемочного участка действующих шахт разрабатываются при составлении паспорта выемочного участка с учетом фактических параметров дегазации ранее отработанных в аналогичных горно-геологических условиях выемочных участков.

Аналогичными горно-геологическими условиями считаются условия при глубинах разработки до 300 м ниже верхней границы зоны метановых газов при разности глубин разработки 20 м, при ведении работ на глубинах более 300 м ниже верхней границы зоны метановых газов при разности глубин разработки 75 м при условии, что на этом интервале глубины природная газоносность пласта увеличивается не более чем на 10%.

31. Использование каптируемого дегазационной установкой шахтного метана осуществляется в соответствии с проектом утилизации шахтного метана (далее — проект утилизации), который разрабатывается организациями, имеющими свидетельство о допуске к видам работ по подготовке проектной документации.

В проектах утилизации дегазационная станция (установка) рассматривается как элемент энергетической установки с сохранением всех требований ее безопасной эксплуатации, предусмотренных настоящей Инструкцией.

35. В том случае, когда снижение содержания метана в рудничном воздухе до установленной нормы не удается с помощью одного способа, применяется комплексная дегазация.

Для снижения газообильности шахт применяются различные способы и схемы дегазации основных источников газовыделения — разрабатываемых угольных пластов, сближенных подрабатываемых и надрабатываемых угольных пластов, газосодержащих пород и выработанных пространств.

43. Решение о прекращении дегазации на выемочном участке или в подготовительной выработке принимается техническим руководителем (главным инженером) шахты.

Это решение не распространяется на случаи применения дегазации для предотвращения внезапных выбросов угля и газа, расширения зоны защитного влияния надработки (подработки) выбросоопасных пластов и предотвращения прорывов и суфлярных выделений метана из вмещающих пород.

45. Контроль безопасности и качества выполнения работ по дегазации на шахте возлагается на службу производственного контроля и должен включать:

• периодичность и объем проводимых проверок;

• меры, принимаемые по устранению выявленных нарушений;

• анализ причин допущенных нарушений в целях их устранения и предупреждения;

• оценку эффективности дегазации;

• проверку деятельности подразделений шахты по обеспечению ими условий для соблюдения на рабочих местах требований настоящей Инструкции и других нормативных документов в области промышленной безопасности.

47. В зависимости от месторасположения, назначения и условий эксплуатации дегазационные установки подразделяются на стационарные дегазационные станции (далее — ДС) и мобильные дегазационные установки (далее — ДУ) в соответствии со схемой «Дегазационные станции и установки», приведенной на рисунке 1 к настоящей Инструкции.

Дегазационные установки со сроком службы более трех лет и/или обслуживающие более одного очистного забоя или одного выемочного поля относятся к стационарным.

Рис.1. Схема «Дегазационные станции и установки»

48. ДС и ДУ оборудуются рабочими и резервными вакуум-насосами равной подачи.

ДС и ДУ, предназначенные для дегазации выработанных пространств и сближенных пластов действующих выемочных участков, оснащаются одним резервным вакуум-насосом на три одновременно работающих вакуум-насоса подачей не более 50 м/мин. и одним резервным вакуум-насосом на два действующих подачей более 50 м/мин.

ДС и ДУ, предназначенные для предварительной пластовой дегазации разрабатываемых пластов и выработанных пространств ранее отработанных выемочных столбов, эксплуатируются без обеспечения 100-процентного резервирования по производительности и электроснабжению. Замена вышедшего из строя оборудования производится в течение одних суток.

51. ДС и ДУ работают непрерывно. Остановка ДС и ДУ осуществляется на время профилактических осмотров и ремонтов, а также для выполнения иных мероприятий, по письменному распоряжению технического руководителя (главного инженера) шахты с уведомлением начальника участка аэрологической безопасности и начальника службы (участка), осуществляющего выполнение работ по дегазации.

При остановке ДС или ДУ поступающий по газопроводу газ отводится через отводную трубу в атмосферу и обеспечивается продувка вакуум-насосов свежим воздухом.

При аварийной остановке ДС и ДУ, обеспечивающих дегазацию сближенных пластов и/или выработанного пространства действующего выемочного участка, на срок более 30 минут работы на выемочном участке прекращаются, электроэнергия отключается, люди выходят в выработки со свежей струей воздуха.

55. ДС и ДУ располагаются от ближайших жилых и технических сооружений, автомобильных дорог общего пользования, железных дорог на расстоянии не менее 20 м, высоковольтных линий электропередачи, подстанций, трансформаторов и электрораспределительных устройств — не менее 30 м, от горящих отвалов — не менее 300 м, от негорящих — за пределами механической защитной зоны.

(Пункт в редакции, введенной в действие с 3 июля 2015 года — приказом Ростехнадзора от 20 мая 2015 года N 196. — См. предыдущую редакцию)

57. ДС размещается в отдельном здании и не должна содержать помещений, не относящихся к ее функционированию.

Машинный зал и помещение контрольно-измерительных приборов (далее — КИП) соединяются между собой тамбуром с двумя противопожарными дверями огнестойкостью не менее 45 минут. Каждое из этих помещений оборудуется выходом на улицу.

В машинном зале предусматривается место для ремонта вакуум-насосов. Над каждым вакуум-насосом по его оси, а также над огнепреградителями устанавливаются монорельсы и передвижные тали.

Перед воротами машинного зала с наружной стороны здания вакуум-насосной станции (далее — ВНС) устанавливается разгрузочная балка.

Сливной колодец (водосборник) отработанной воды и смотровые колодцы располагаются вне здания ВНС в пределах ограды и оборудуются люками для доступа к оборудованию колодца. Верх перекрытия устанавливается на высоте 0,5 м от планировочной отметки земли. В перекрытии колодцев устанавливается вытяжная труба внутренним диаметром не менее 150 мм, выведенная на 3 м выше перекрытия.

В перекрытии резервуара для воды, поступающей из вакуум-насосов, устанавливается вытяжная труба, выведенная выше него на 3 м, а в случае размещения резервуара в помещении — выше верхнего уровня крыши на 2 м.

58. Для отвода извлекаемой из шахты газовоздушной смеси в атмосферу на дегазационном трубопроводе предусматриваются отводные трубы:

• на магистральном всасывающем трубопроводе до ввода в здание ВНС;

• на нагнетательном газопроводе каждого коллектора.

Трубы устанавливаются на расстоянии не менее 1 м от здания и имеют высоту не менее чем на 2 м выше наиболее выступающей части крыши здания.

61. Аварийное проветривание помещений ДС и ДУ осуществляется за счет принудительной вентиляции, обеспечивающей трехкратный воздухообмен в помещениях в течение 1 часа при превышении допустимого уровня концентрации метана.

(Пункт в редакции, введенной в действие с 11 сентября 2017 года приказом Ростехнадзора от 8 августа 2017 года N 303. — См. предыдущую редакцию)

67. Огневые, в том числе сварочные и автогенные, работы в помещениях и на территории ДС и НДУ проводятся в соответствии с требованиями к ведению огневых работ на опасных производственных объектах с разрешения технического руководителя (главного инженера) шахты.

Дополнительные меры безопасности должны быть указаны в наряде-допуске на выполнение данных работ:

• огневые работы проводятся при остановленном дегазационном оборудовании;

• на время огневых работ обеспечивается принудительная вентиляция;

• в помещениях ДС и ДУ осуществляется непрерывный контроль содержания метана с помощью автоматических приборов;

• при концентрации метана в помещении 0,5% и более сварочные работы проводить запрещается.

68. В помещениях ВНС применяются газопроводы и их фасонные части (отводы, переходы, тройники, седловины, заглушки), выполненные из металла (стали). Трубы и фасонные части соединяются сваркой или фланцами.

В ВНС применяются арматура и регулирующие устройства, предназначенные для соответствующей среды.

69. Оборудование, арматура и трубопроводы окрашиваются следующими цветами:

• газопроводы — желтый;

• арматура газопроводов — оранжевый;

• трубопроводы гидросистемы — светло-зеленый;

• арматура гидросистемы, бак напорный — темно-зеленый;

• воздухопровод — голубой;

• арматура воздухопровода напорного — синий.

73. ДС и ДУ оснащаются замерными устройствами и приборами для контроля разрежения, давления, температуры, расхода и концентрации метана в газовой смеси, уровня воды в водоотделителях.

Контроль разрежения, расхода, концентрации и температуры дегазируемой газовоздушной смеси на ДС и ДУ осуществляется автоматическими приборами контроля.

78. ДУ относится к потребителям I категории по бесперебойности обеспечения электроэнергией.

ДУ обеспечивается резервным электроснабжением.

Режим нейтрали ДС определяется проектом. В сетях переменного тока до 1 кВ с изолированной нейтралью предусматривается автоматический контроль изоляции с воздействием на отключение.

80. Взрывозащита электрооборудования соответствует действующим стандартам на взрывозащищенное и рудничное электрооборудование.

Светильники, электрооборудование, измерительные приборы по исполнению, а также устройство кабельных линий, заземлений должны соответствовать классам взрывоопасности помещений согласно требованиям по устройству электроустановок.

83. Для освещения помещений ВНС применяется взрывозащищенное электроосветительное оборудование для I категории и группы взрывоопасности смеси.

Освещенность помещения ДУ должна быть не ниже 30 лк, остальных помещений станции — не ниже 10 лк.

86. Передвижные наземные ДУ (далее — ПНДУ) изготавливаются из огнестойкого материала и оборудуются следующими помещениями:

• помещение вакуум-насосов (машинное отделение);

• помещение для электроаппаратуры и дежурного машиниста.

Помещение для дежурного машиниста оборудуется на расстоянии не более 15 м от помещения вакуум-насосов, а помещение вакуум-насосов — не менее чем 15 м от дегазационной скважины.

Каждое помещение ПНДУ монтируется на металлических платформах с возможностью передвижения на другое место.

Проветривание машинного отделения ПНДУ осуществляется за счет естественной вентиляции с помощью дефлекторов или механических побудителей, обеспечивающих трехкратный обмен воздуха в час.

93. Метан, извлекаемый ПДУ, выпускается в действующую выработку с исходящей струей воздуха через камеру смешивания. Содержание метана в атмосфере выработки, в которую выпускается метан из ПДУ, за пределами камеры смешивания не должно превышать допустимых значений, предусмотренных Правилами безопасности (далее — ПБ) в угольных шахтах.

В случае невозможности выполнения настоящего требования извлекаемый метан принудительно отводится на поверхность и выпускается в атмосферу через трубу, которая располагается не менее 15 м от промышленных или жилых объектов и имеет высоту не менее 4 м от уровня земли.

В ПДУ предусматривается возможность транзитного прохода газа по газопроводу, минуя вакуум-насос в случае его остановки.

99. Трубы подземных трубопроводов соединяются посредством фланцев или муфт. Трубы наземных трубопроводов соединяются посредством фланцев, муфт или сварки.

Соединения дегазационных труб должны обеспечивать надежную герметизацию и прочность стыков.

101. В качестве магистральных газопроводов используются специально обсаженные скважины, пробуренные с поверхности.

Трубы газопровода в скважинах и стволах соединяются сваркой. Для увеличения прочности на сварные швы накладываются пластины или бандажи длиной 150-200 мм.

103. Магистральные газопроводы прокладываются по выработкам с исходящей струей воздуха.

Прокладка магистральных газопроводов по главным выработкам со свежей струей воздуха, в том числе и по воздухоподающим стволам, производится в соответствии с проектом дегазации и дополнительными мероприятиями по обеспечению сохранности газопровода в этих выработках.

109. В местах возможного скопления воды в газопроводах устанавливаются водоотделители.

При выделении воды из пластовых дегазационных скважин водоотделитель устанавливается на группу скважин.

Конструкция водоотделителя должна исключать выход газа через него в выработку.

112. Расчет газопровода проводится на наиболее трудный период эксплуатации дегазационной системы в соответствии с приложением N 19 к настоящей Инструкции.

Диаметр участковых и магистральных газопроводов устанавливается расчетом по расходу газовоздушной смеси.

Минимальный диаметр участкового трубопровода принимается не менее 150 мм, минимальный диаметр магистрального трубопровода — не менее 300 мм.

114. Контроль параметров газовоздушной смеси в дегазационных участковых и магистральных газопроводах осуществляется с помощью замерных устройств и приборов контроля параметров каптируемой смеси.

Количество и места установки замерных станций и автоматических приборов контроля параметров каптируемой смеси определяются проектом дегазации.

123. Бурение скважин осуществляется в соответствии с разделом «Дегазация» и паспортом бурения скважин.

Паспорта бурения и герметизации скважин утверждаются техническим руководителем (главным инженером) шахты.

При ведении буровых работ сторонней организацией паспорт бурения согласовывается с техническим руководителем (главным инженером) шахты, выполняющей буровые работы.

133. Устье дегазационной скважины оборудуется обсадной трубой с тампонированием всего затрубного пространства с помощью цементного раствора или химических твердеющих составов (пены, смолы).

Устья скважин, пробуренных в плоскости разрабатываемого пласта, обсаживаются пластиковыми трубами или гибкими гофрированными рукавами с металлической оплеткой.

143. После окончания бурения и обсадки на каждую дегазационную скважину составляется акт приемки скважины с указанием фактических параметров скважин в соответствии с рекомендуемым образцом, представленным в приложении N 22 к настоящей Инструкции.

Акт подписывается представителями шахты и представителем подрядной организации, производившей буровые работы.

146. Дегазационные скважины в разгружаемом от горного давления массиве бурятся в следующем порядке: бурение под обсадную трубу; обсадка скважины и герметизация затрубного пространства; бурение скважины на проектную длину с изолированным отводом газа в дегазационный трубопровод.

При использовании в качестве герметизирующего устройства пластиковых труб с последующим заполнением затрубного пространства химическими составами бурение под обсадную трубу, обсадка скважины и герметизация затрубного пространства производятся после окончания бурения скважины на всю длину.

157. Замерная станция на подземных дегазационных скважинах для извлечения метана из сближенных пластов и выработанного пространства располагается между скважиной и участковым газопроводом.

Для скважин предварительной дегазации пласта и барьерных скважин замерное устройство устанавливается для группы скважин, пробуренных из камер (ниш) проводимой выработки.

158. Контроль режимов работы скважин осуществляется не реже одного раза в неделю путем измерения разрежения, расхода газа и содержания метана.

Для контроля режимов работы дегазационных скважин замеры проводятся на замерных станциях, установленных на участковых газопроводах.

Результаты измерений заносятся в журнал учета работы дегазационных скважин, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 22 к настоящей Инструкции. К журналу прилагается выкопировка из плана горных работ с нанесенными скважинами, указанием их параметров, индекса пласта, по которому или до которого они пробурены, а также с нанесением местоположения забоя лавы.

160. Для осуществления дегазационных работ на шахтах организуется подразделение (участок) дегазации и/или привлекается специализированная подрядная организация.

При выполнении работ по бурению дегазационных скважин, монтажу и обслуживанию дегазационной системы специализированными подрядными организациями контроль качества выполняемых работ осуществляется заказчиком.

163. В целях организации и осуществления работ по дегазации угледобывающая организация:

• производит замену вакуум-насосов и прокладку газопроводов;

• разрабатывает график организации работ, паспорта бурения дегазационных скважин, инструкции по пуску и остановке вакуум-насосов, безопасному обслуживанию ДУ и несет ответственность за их выполнение;

• организует работы по подготовке оборудования к бурению дегазационных скважин;

• производит или организует бурение дегазационных скважин;

• контролирует качество бурения и герметизации дегазационных скважин;

• обеспечивает нормальную и непрерывную работу ДУ и контрольно-измерительной аппаратуры, а в случае необходимости — ремонт и замену оборудования;

• осуществляет периодические измерения концентрации и дебита метана, разрежения на скважинах и газопроводах под контролем участка аэрологической безопасности;

• ведет техническую документацию по осмотру и ремонту газопроводов, по контролю работ дегазационных установок и скважин, параметров каптируемой метановоздушной смеси, подаваемой потребителю;

• обеспечивает безопасность и качество ведения дегазационных работ в соответствии с требованиями настоящей Инструкции.

166. Дежурным машинистом ДС (ДУ) назначается лицо, прошедшее обучение и имеющее соответствующую профессию.

Запрещается использовать дежурного машиниста на других работах.

174. Для снабжения потребителя необходимым количеством шахтного метана содержание и объем каптируемой смеси на выходе вакуум-насоса должны составлять величины, установленные проектом. Запрещается использовать добываемый при дегазации метан с содержанием ниже 25% на факельных установках, 30% — в качестве топлива для котельных установок, 25% — на газомоторных установках и с содержанием ниже 50% — для бытовых нужд.

(Пункт в редакции, введенной в действие с 3 июля 2015 года — приказом Ростехнадзора от 20 мая 2015 года N 196. — См. предыдущую редакцию)

177. ДС (ДУ), подающие газ потребителю, оборудуются:

• стационарным измерительным устройством для контроля параметров подаваемой потребителю газовоздушной смеси;

• автоматическим прямого действия регулятором давления смеси после вакуум-насосов со сбросом избытка смеси в атмосферу или гидравлическим клапаном избыточного давления;

• задвижками с электроприводом, установленными на трубе в атмосферу и на газопроводе перед каплеотделителем, и клапаном-отсекателем с электромагнитным приводом для прекращения подачи смеси потребителю и направления ее в атмосферу при отклонении параметров смеси от требуемых значений;

• каплеотделителем;

• огнепреградителем в нагнетательном газопроводе;

• одоризатором или аппаратурой контроля содержания метана в газораспределительном устройстве (далее — ГРУ) котельной. Необходимость установки одоризатора или газоанализатора определяется проектом;

• прямой телефонной связью между ДС (ДУ) и потребителем газа.

178. ДС (ДУ), подающие каптированный газ потребителю, оборудуются средствами автоматизации процессов управления оборудованием, ГРУ и приборами контроля режимов их работы.

При подаче метана потребителю на ДС (ДУ) непрерывно контролируются дебит и концентрация метана, подаваемого потребителю, разрежение на стороне всасывания смеси и давление на нагнетательном газопроводе.

181. Регулирование количества поставляемого на утилизацию газа и его давления и поддержание их на заданном уровне осуществляются регуляторами, установленными на нагнетательном трубопроводе в здании ДС.

При увеличении объемов газа, поставляемого на утилизационную установку, и повышении его давления регулирование осуществляется регуляторами, установленными на дегазационном трубопроводе в здании утилизационной установки.

185. Мероприятия по безопасному ведению работ при эксплуатации дегазационных систем содержат:

• организационные и технические меры по безопасному ведению работ при бурении дегазационных скважин, при монтаже, демонтаже и производству ремонтных работ дегазационного трубопровода, при запуске, остановке и эксплуатации вакуум-насосов, началу и прекращению подачи газа потребителям;

• порядок проведения замеров метана стационарными и переносными приборами контроля при производстве дегазационных работ в горных выработках шахты;

• порядок осуществления контроля метана в зданиях и помещениях, где проложен дегазационный трубопровод или находится дегазационное оборудование;

• порядок действий персонала, выполняющего работы по дегазации и эксплуатирующего дегазационное оборудование в аварийных ситуациях (при повышении концентрации метана в атмосфере горных выработок шахты, в помещениях ДС и ДУ, при аварийной остановке работающих вакуум-насосов, прекращении подачи газа потребителю);

• порядок действия персонала, обслуживающего дегазационные системы шахт, и режимы работы дегазационных систем при возникновении аварии в шахте и вводе в действие плана ликвидации аварий;

• меры по предотвращению возможного распространения возгораний метана в дегазационном трубопроводе при возникновении очагов пожара в горных выработках шахты;

  (Абзац в редакции, введенной в действие с 3 июля 2015 года — приказом Ростехнадзора от 20 мая 2015 года N 196. — См. предыдущую редакцию)

• расстановку средств пожаротушения и противопожарного оборудования в ДС и ДУ;

• порядок действий при пожаре в зданиях ДС и ДУ;

• меры по обеспечению взрывобезопасности при транспортировании метановоздушной смеси в дегазационных трубопроводах с содержанием метана менее 25%.

(Абзац в редакции, введенной в действие с 3 июля 2015 года — приказом Ростехнадзора от 20 мая 2015 года N 196. — См. предыдущую редакцию)

186. Транспортирование метановоздушной смеси в дегазационных трубопроводах с содержанием метана менее 25% осуществляется при выполнении следующих условий по обеспечению промышленной безопасности:

• установка электрооборудования и прокладка электрических кабелей в горных выработках, в которых проложен дегазационный трубопровод, должны производиться на стороне, противоположной месту прокладки трубопровода;

• исключение ведения взрывных работ в выработках, в которых проложен дегазационный трубопровод, и в выработках, примыкающих к ним;

• недопущение проведения погрузочно-разгрузочных работ в местах прокладки магистрального дегазационного трубопровода на поверхности земли;

• запрещение транспортирования и перемещения грузов через дегазационный трубопровод;

• запрещение использования открытого огня для размораживания газопровода в зимний период времени;

• назначение лиц, персонально ответственных за состояние выработок, в которых проложен дегазационный трубопровод, и за выполнение настоящих мероприятий.

I. Общие сведения

2. Газовыми съемками, проводимыми в горных выработках, устанавливается газовый баланс выемочных участков по источникам газовыделения, в том числе из разрабатываемого пласта. Газовыделение из разрабатываемого пласта, отнесенное к 1 т угля, в сумме с остаточной газоносностью угля, выдаваемого из лавы, соответствует природной газоносности угольного пласта.

3. Природная газоносность угольных пластов рассчитывается по данным газообильности выработок действующих шахт по формулам прогноза метанообильности. Исходными данными является фактическая метанообильность действующих выработок, рассчитанная по плановым и категорийным замерам, проводимым военизированными горно-спасательными частями и службой вентиляции шахт.

4. Комплексный метод основан на использовании непрерывного газового каротажа выходящей из скважины промывочной жидкости. Газовым каротажем по скважине в разрезе пород выявляются газовыделяющие интервалы (угольные пласты и газоносные породы). По объему газа, вынесенного буровым раствором из интервала газосодержащих углей и пород, определяют количество газа, выделившегося при перебуривании одного метра углепородного массива. Определив объем газа, вынесенного буровым раствором из интервала угольного пласта, и остаточную газоносность угольного керна и шлама, рассчитывают по уравнению газового баланса природную газоносность угольного пласта.

7. При повышенной углекислотообильности (более 5 м/т добычи угля) выявляются источники поступления углекислого газа, для чего используются результаты подземных газовых съемок и исследования подземных и шахтных вод.

8. При реконструкции действующих шахт с прирезкой новых площадей и пластов на расстоянии по вертикали от горных работ более 200 м при пологих и более 300 м при крутых пластах, а также на расстоянии более 2000-3000 м от действующих горных работ изучение природной газоносности основных рабочих угольных пластов производится в соответствии с требованиями детальной разведки.

10. На действующих шахтах прогноз ожидаемой газообильности нижележащих горизонтов осуществляется по данным горных работ.

II. Опробование угольных пластов на газоносность

15. Угольные керны сдаются на технический анализ раздельно. Шлам и случайные обломки породы обязательно сдаются на технический анализ, так как следует учитывать всю органическую массу, из которой выделяется газ.

III. Обработка материалов по определению газоносности

18. Для учета возможных потерь газа при отборе проб и их лабораторной обработке в расчеты природной газоносности вводится поправочный коэффициент.

19. При отборе нескольких проб из одного пластопересечения (по пластам большой мощности) природная газоносность определяется как среднединамическое значение газоносности по отобранным пробам.

20. При наличии разброса значений газоносности (более ±5 м/т) по пробам с одного пластопересечения производится более тщательная отбраковка проб. В первую очередь выбраковываются пробы повышенной зольности, а также при наличии тех или иных дефектов, если последние обусловливают этот разброс, рассчитывается скорректированная средняя газоносность (без учета выбракованных проб), после чего определяется природная газоносность пласта умножением скорректированной газоносности на поправочный коэффициент.

21. Для более объективной оценки получаемых данных рекомендуется сопоставление результатов определений газоносности, получаемых независимыми методами.

23. Изолинии газоносности на геолого-газовых разрезах проводятся в соответствии с темпом и характером изменения газоносности по площади и с глубиной с учетом конкретной геологической обстановки.

24. Карты прогноза газоносности угольных пластов строятся на геологической основе структурных гипсометрических карт для пологого или наклонного падения или профилей пластов при крутом залегании масштабом 1:5000, 1:10000 или 1:25000. На них наносятся точки опробования пластов с указанием величины газоносности и граница зоны метановых газов.

26. Аналогично составляются карты прогноза газоносности вмещающих пород, которые строятся на основе структурных гипсометрических карт почвы природных слоев. На них наносятся точки опробования с указанием величины газоносности, места суфлярных выделений и внезапных выбросов породы и газа, а также проводятся изогазы соответствующих компонентов.

27. Для решения вопросов перспективного планирования разработки угольных бассейнов строятся карты регионального прогноза метаноносности угольных пластов по всей площади бассейна или его отдельным месторождениям. В качестве геологической основы для построения таких карт принимаются мелкомасштабные структурно-тектонические карты месторождений. На них выделяются области распространения неметаноносных угольных пластов, переходные (если такие имеются) и области залегания метаноносных угольных пластов.

28. На площадях областей метаноносных угольных пластов и переходных в изолиниях глубин наносится поверхность зоны метановых газов. Затем вся площадь этих областей разбивается на крупные блоки с примерно одинаковыми факторами, предопределяющими изменение газоносности угольных пластов. В региональном плане главным фактором является степень метаморфизма углей. Для каждого блока приводится в графическом или аналитическом виде установленная зависимость изменения метаноносности угольных пластов с глубиной (от поверхности зоны метановых газов).

IV. Определение газоносности угольных пластов по данным газовоздушных съемок в шахтах

29. Природная газоносность одиночного пласта, не подвергавшегося надработке или подработке, определяется путем проведения газовоздушных съемок в тупиках проводимых в плоскости пласта подготовительных выработок с привлечением специалистов научно-исследовательских институтов.

1. Критерием, определяющим необходимость выполнения работ по дегазации источников метановыделения, является превышение расчетной (или фактической) метанообильности выработок сверх допустимой по фактору вентиляции (без дегазации), т.е.

,              (1)

где — метанообильность выработки (фактическая или по прогнозу), м/мин;

— допустимое по фактору вентиляции метановыделение в выработку без дегазации источников метановыделения, м/мин;

— скорость движения воздуха в выработке, м/с;

— сечение выработки, м;

— допустимая концентрация метана в вентиляционной струе, %;

— концентрация метана в поступающей вентиляционной струе, %;

— коэффициент неравномерности метановыделения, принимается согласно нормативному документу по вентиляции угольных шахт.

Под метанообильностью выработки понимается метановыделение в подготовительную выработку, метановыделение в очистную выработку, метановыделение на выемочном участке, метановыделение из сближенных пластов в выработанное пространство.

При превышении метановыделения в подготовительной выработке предусматривается барьерная или ограждающая дегазация.

При превышении метановыделения в очистную выработку предусматривается предварительная дегазация разрабатываемого угольного пласта.

При превышении метановыделения на выемочном участке и из выработанного пространства предусматривается дегазация сближенных пластов и/или выработанного пространства.

При превышении метановыделения на выемочном участке применяется комплексная дегазация.

2. Необходимое значение коэффициента дегазации () горной выработки, угольного пласта, сближенных пластов и выработанного пространства, выемочного участка или подготовительной выработки) определяется по формуле

.              (2)

3. Фактическая эффективность дегазации оценивается коэффициентом дегазации , доли единицы, равным отношению величины снижения газообильности горной выработки за счет дегазации к газообильности выработки без применения дегазации,

,                (3)

где — метановыделение в выработку при применении дегазации, м/мин.

При фактически измеренном расходе каптируемого метана величина коэффициента может быть определена по формуле

,             (4)

где — суммарный расход (дебит) метана, извлекаемого на выемочном участке средствами дегазации, м/мин.

4. Суммарное значение коэффициента дегазации нескольких источников метановыделения на выемочном участке, горные работы которого воздействуют на угленосную толщу или свиту угольных пластов, слагается из величин:

,           (5)

где , , , — долевое участие в метанообильности выработки соответственно разрабатываемого пласта, сближенных подрабатываемых пластов, сближенных надрабатываемых пластов и газоносных пород, доли единицы;

, , , — коэффициент дегазации соответственно разрабатываемого пласта, сближенных подрабатываемых пластов, сближенных надрабатываемых пластов и газоносных пород, доли единицы.

Долевое участие -го источника , доли единицы, метановыделения в газовом балансе участка без дегазации устанавливается из соотношения

,              (6)

где — метановыделение на участке из -го источника метановыделения, м/мин;

        — метанообильность выемочного участка, м/мин.

Значения , , устанавливаются согласно нормативному документу по вентиляции угольных шахт.

Коэффициент дегазации -го источника метановыделения , доли ед., рассчитывается по формуле

,          (7)

где — дебит метана, извлекаемого средствами дегазации из -го источника, м/мин.

5. Контроль эффективности дегазации способа (схемы) осуществляется путем замера дебитов метана на скважинах, расчета фактического коэффициента дегазации и сравнения его с проектным значением.

При оценке эффективности комплекса способов (схем) дегазации выемочного участка определяются фактические коэффициенты дегазации каждого способа и комплексной схемы в целом.

Эффективность работы дегазационной системы на шахте оценивается величиной коэффициента

,                (8)

где — число дегазируемых подготовительных и очистных выработок;

        — индекс дегазируемого участка;

— дебит извлеченного средствами дегазации метана на -м дегазируемом участке, м/мин;

— метановыделение в вентиляционную сеть на -м дегазируемом участке, м/мин.

Количество извлеченного средствами дегазации метана , м/мин, и газовыделение в вентиляционную сеть , м/мин, принимаются по отдельно взятым участкам.

6. Коэффициент дегазации источника метановыделения при последовательном применении нескольких способов его дегазации составит

           (9)

7. Для предварительной дегазации угольного массива влияние суммарного воздействия предварительной дегазации и естественной дегазации массива угля впереди очистного забоя при разгрузке от горного давления на интегральный показатель эффективности дегазации к началу выемки угля комбайном определяется:

при предварительной дегазации пласта подземными скважинами и естественной его дегазации

,           (10)

при дегазации пласта с применением средств воздействия на него через подземные или наземные скважины и последующей естественной дегазации массива угля вследствие его разгрузки от горного давления

,             (11)

где и — соответственно коэффициенты дегазации разрабатываемого пласта при предварительной (скважинной) дегазации и с применением средств гидравлического воздействия на пласт, доли единицы;

         — коэффициент естественной дегазации массива угля впереди очистного забоя, доли единицы. Определяется опытным путем.

I. Дегазация пластов при проведении горных выработок

1. При проведении вертикальных выработок (стволов, шурфов, гезенков) дегазация угольных пластов и пород осуществляется скважинами, пробуренными с поверхности или из камер (рисунок 1). Скважины располагаются параллельно выработке на расстоянии 2,5-3 м от ее стенок. Расстояние между забоями скважин составляет 4-5 м. Величина неснижаемого опережения скважинами забоя выработки принимается не менее 10 м. Газоносный угольный пласт или слой газосодержащей породы перебуривается полностью.

9. При проведении выработок вблизи геологических нарушений или при пересечении последних скважины бурят из камер заблаговременно за 30-40 м до подхода забоя выработки к нарушению. Скважины должны пересекать зону геологического нарушения как внутри контура будущей выработки, так и на расстоянии двух-трех ее диаметров от оси выработки.

II. Дегазация разрабатываемых пластов на выемочных участках

12. Бурение дегазационных скважин на выемочном поле производится при проведении подготовительной выработки и/или после окончания ее проведения. Схемами дегазации предусматривается бурение скважин как в контуре выемочного участка, так и за его контуром. При бурении скважин за контур выемочного участка осуществляется дегазация участка пласта, по которому будет проводиться подготовительная выработка, оконтуривающая участок (рисунок 3).

13. На оконтуренных выработками выемочных участках скважины не добуриваются до противоположной выработки на 10-15 м.

14. Скважины, пробуренные в плоскости пласта, герметизируются на 6-10 м, а пробуренные вкрест пласта — на 3-5 м. При выполнении герметизации учитывается состояние массива горных пород у устьев скважин.

15. При использовании буровой техники, позволяющей бурить сверхдлинные скважины, дегазация пласта проводится по схеме, которая показана на рисунке 8. В остальных случаях применяются схемы, показанные на рисунках 9-12.

16. На пластах, склонных к внезапным выбросам угля и газа, применяется схемы дегазации пласта с использованием перекрещивающихся скважин (рисунки 3, а
, 8-11, 13).

17. При слоевой отработке высокогазоносных и выбросоопасных мощных пологих пластов применяются схемы дегазации, изображенные на рисунках 13, 14. При схеме, приведенной на рисунке 13, восстающие перекрещивающиеся скважины бурятся из конвейерного штрека, пройденного по верхнему слою, и дополнительно к ним бурятся восстающие ориентированные на очистной забой скважины по нижнему слою. При схеме, приведенной на рисунке 14, из конвейерного штрека бурятся восстающие перекрещивающиеся скважины по верхнему слою и восстающие скважины на нижний слой.

19. На пологих и наклонных пластах при отсутствии технической возможности пробурить скважины на всю ширину столба применяются схемы дегазации, предусматривающие бурение скважин из двух подготовительных выработок. При данной схеме дегазации скважины располагаются таким образом, чтобы их забойные части перекрещивались (рисунок 12).

21. Для повышения эффективности дегазации разрабатываемых пластов подземными скважинами применяются способы интенсификации газоотдачи угольного массива путем предварительного гидроразрыва (гидрорасчленения) пласта через скважины (пункт 8).

III. Дегазация разрабатываемых пластов скважинами с применением подземного гидроразрыва

23. Дегазация с предварительным гидроразрывом пластов применяется с целью повышения ее эффективности и сокращения сроков дегазации.

26. Длина скважин, пробуренных по пласту, принимается на 30-40 м меньше длины лавы для проведения дегазации только очистных выработок и на 10-20 м меньше длины лавы для проведения дегазации очистных и подготовительных выработок.

27. Гидроразрыв пласта осуществляется водой из шахтного водопровода, нагнетаемой под давлением не менее 15-20 МПа. Темп закачки не менее 30-40 м/ч.

30. Гидроразрыв пласта прекращают после закачки в пласт заданного объема жидкости, появления воды в соседних скважинах или прилегающих выработках, при резком падении давления жидкости на насосе.

32. Пластовые дегазационные скважины бурятся после проведения гидроразрыва.

33. Применение гидроразрыва угольных пластов в импульсном режиме, поинтервального гидроразрыва и других способов выполняются по рекомендациям научно-исследовательских институтов, являющихся их разработчиками.

IV. Дегазация неразгруженных угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением через скважины, пробуренные с поверхности

35. Заблаговременная дегазация на основе гидрорасчленения пласта применяется на пластах с природной газоносностью более 10 м/т и при их залегании в водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости.

36. Заблаговременная дегазация на основе активного воздействия на пласты угля через скважины, пробуренные с поверхности, осуществляется при сроке извлечения метана из угольного пласта более 3 лет, а дегазация пласта в зонах гидрорасчленения пласта в сочетании с подземными пластовыми скважинами — при сроке функционирования скважин гидрорасчленения пласта до 3 лет.

37. Технология дегазации угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением включает три основных этапа: гидродинамическое воздействие, освоение скважин и извлечение газа из угольных пластов и из выработанного пространства после подработки скважин гидрорасчленения очистными работами.

38. Гидрорасчленение из одной скважины проводится на пластах угля мощностью свыше 0,2 м, а также в труднообрушаемых и газоносных породах.

39. Скважины при заблаговременной дегазации закладываются на расстоянии не менее 300 м от действующих пластовых выработок. Заложение скважин от тектонических нарушений с амплитудами, превышающими мощность обрабатываемого пласта, производится на расстоянии не более радиуса их влияния.

41. Для гидрорасчленения используются вновь пробуренные скважины и переоборудованные геологоразведочные скважины.

42. При гидрорасчленении выбросоопасных угольных пластов для обеспечения разгрузки призабойной части пласта производится дополнительное воздействие на вмещающую породу основной кровли.

43. Вскрытие угольных пластов и вмещающих пород в угленосной толще, подвергаемых гидровоздействию, проводится путем гидро- или кумулятивной перфорации скважины.

44. Расчленение угольных пластов в свите производится последовательно, начиная с нижнего пласта. Все ранее обработанные интервалы скважины гидрорасчленения изолируются с помощью песчаной пробки или пакером.

46. При падении давления при постоянном темпе нагнетания закачка рабочей жидкости в скважину прекращается и производится тампонаж гидропроводных каналов древесными опилками или высоковязкими жидкостями. Тампонаж гидропроводных трещин проводится до тех пор, пока давление нагнетания не достигает проектных величин.

49. При заблаговременной дегазации угольных пластов для повышения равномерности их обработки на этапе гидродинамического воздействия используются пороховые генераторы давления, на этапе освоения скважины применяется циклическое пневмогидровоздействие.

50. При предварительной дегазации угольных пластов, осуществляемой в сочетании с пластовыми подземными скважинами, для интенсификации процесса освоения скважины гидрорасчленения применяется пневмооттеснение рабочей жидкости.

52. После подработки скважин гидрорасчленения очистными работами они подключаются к вакуум-насосной установке и используются для дегазации выработанного пространства.

I. Параметры дегазации угольных пластов подземными скважинами

6. Параметры скважин при дегазации крутых и крутонаклонных угольных пластов устанавливаются с учетом геометрических размеров подготовленных (или подготавливаемых) к отработке выемочных столбов и указаний по расположению скважин в соответствии с приложением N 11 к настоящей Инструкции.

II. Параметры активного воздействия на неразгруженные угольные пласты через скважины, пробуренные с поверхности при заблаговременной дегазации угольных пластов

8. При заблаговременной дегазации величина принимается равной 120-140 м в зависимости от раскройки шахтного поля и направления основной системы трещиноватости пласта.

15. При циклическом пневмогидровоздействии темп и объем закачки рабочих агентов в каждом последующем цикле на 15-20% выше предыдущего. Число циклов определяется числом трещин (принимается по рекомендациям геологов).

33. Для каждого цикла в соответствии с радиусом обработки и объемами закачки определяется насыщенность пласта рабочими агентами, на основе которой корректируется величина эффективной пористости.

38. Объем закачиваемой рабочей жидкости в пласт на выемочном участке определяется по формуле (26).

41. Параметры воздействия на углевмещающую толщу пород определяются в соответствии с требованиями по заблаговременной дегазационной подготовке для каждого пласта в свите в зависимости от горногеологических и горнотехнических условий залегания и разработки угольных пластов.

1. Дегазация сближенных подрабатываемых пластов угля и пород применяется на очистных участках с использованием следующих вариантов схем расположения скважин:

• скважины пробурены из выработки, отделенной от выработанного пространства целиком угля (рисунок 1);

• скважины пробурены из поддерживаемой за лавой выработки (рисунок 2);

• скважины пробурены из выработки, погашаемой за лавой (рисунок 3);

• скважины пробурены из двух и более выработок (рисунок 4).

2. Параметры бурения скважин выбираются так, чтобы скважины пересекали в зоне разгрузки наиболее мощный из подрабатываемых пластов, расположенных на расстоянии не далее 60 м по нормали от разрабатываемого пласта.

Если в этом интервале междупластья подрабатываемых угольных пластов нет (пласты угля залегают на расстоянии 60 м), то скважины бурятся до пересечения ближайшего подрабатываемого пласта или до контакта с крепким породным слоем, расположенным на расстоянии 60 м.

При наличии на выемочном участке за очистным забоем охраняемой целиком угля выработки дегазационные скважины на подрабатываемый пласт бурятся из этой выработки над целиком угля.

Схема дегазации подрабатываемого пласта скважинами, пробуренными навстречу движущемуся очистному забою из погашаемой за лавой выработки, применяется на выемочных участках со скоростью подвигания очистного забоя до 1,5 м/сут и на выемочных участках с погашением выработок за лавой при условии, что газопровод с подключенными к нему скважинами сохраняется в погашенной части выработки.

6. На участках очистных работ с высокой метанообильностью и преобладающим газовыделением из подрабатываемых угольных пластов применяется комплекс схем подземной дегазации (рисунок 4).

Рис.1. Схема дегазации подрабатываемых сближенных пластов скважинами, пробуренными из охраняемой целиком угля выработки (схема 1):

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенный пласт; 3
— скважина дегазационная; 4
— газопровод; 5
— вентиляционный штрек; 6
— конвейерный штрек; 7
— выработка, охраняемая целиком угля; — угол падения пласта; — угол разгрузки пород кровли; — угол возвышения скважины; — расстояние по нормали от разрабатываемого до сближенного пласта; — ширина целика (охранная зона); — резерв, учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления

Рис.2. Схема дегазации подрабатываемых пологих пластов скважинами, пробуренными из поддерживаемой за лавой выработки (схема 2):

1
— разрабатываемый пласт; 2
— подрабатываемый пласт; 3
— дегазационная скважина; 4
— газопровод; 5
— выработка, поддерживаемая за лавой; — угол падения пласта; — угол разгрузки пород кровли; — угол возвышения скважины; — ширина охранной зоны; — резерв, учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления

Рис.3. Схема дегазации подрабатываемого пласта скважинами, пробуренными навстречу движущемуся очистному забою из погашаемой за лавой выработки (схема 3):

1
— разрабатываемый пласт; 2
— подрабатываемый пласт; 3
— скважина; 4
— газопровод; 5
— вентиляционный штрек; — угол возвышения скважины; — угол падения пласта в плоскости скважины; — угол разгрузки пород кровли в плоскости скважины

Рис.4. Схема комплексной дегазации подрабатываемого пласта на выемочном поле (схема 4):

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенный пласт; 3
— скважина; 4 —
газопровод; 5
— вентиляционная выработка; — угол разгрузки пород кровли; — угол между проекцией скважины на горизонтальную плоскость и перпендикуляром к оси выработки в той же плоскости

Рис.5. Схема дегазации подрабатываемого пласта скважинами в период первичной посадки основной кровли:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— подрабатываемый пласт; 3
— скважина; 4
— газопровод; — угол падения пласта в плоскости скважины; — угол разгрузки пород кровли в плоскости скважины; — угол возвышения скважины

8. При использовании буровой техники, позволяющей бурить длинные направленные скважины, применяется схема дегазации сближенного пласта, представленная на рисунках 6, 7. Скважины бурятся из фланговой (рисунок 6) или из участковой (рисунок 7) выработки вдоль столба навстречу очистному забою. Горизонтальная часть скважины в лавах по простиранию пласта или наклонная в лавах по падению (восстанию) располагается в сближенном пласте и должна быть пробурена до начала его разгрузки от горного давления.

Рис.6. Схема дегазации сближенного пласта скважинами, пробуренными вдоль столба из фланговой выработки (схема 5а
):

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенные пласты; 3
— дегазационные скважины; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— фланговая выработка; 6
— очистной забой

Рис.7. Схема дегазации направленными скважинами, пробуренными на сближенный пласт из участковой выработки (схема 5б
):

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенный пласт; 3
— дегазационные скважины; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— участковая выработка; 6
— очистной забой

9. Для дегазации подрабатываемых пластов, залегающих выше зоны обрушения горных пород, используются изолированные от рудничной атмосферы газодренажные выработки. Газодренажные выработки проводятся вдоль выемочного столба на расстоянии (0,25-0,35) от выработки с исходящей вентиляционной струей и подключаются к дегазационной системе с помощью труб, заведенных за изолирующую выработку перемычку.

Для интенсификации процесса дегазации сближенных пластов на них из газодренажной выработки в процессе ее проходки бурятся дегазационные скважины.

10. Максимально возможная эффективность дегазации подрабатываемых пластов скважинами, пробуренными из горных выработок, и режимы функционирования скважин приведены в таблице N 1.

3. При бурении развернутых на очистной забой скважин из поддерживаемой за лавой выработки (рисунок 2, таблица N 1, приложения N 6 к настоящей Инструкции) параметры скважин задаются величиной или рассчитывают ее по формуле

,         (1)

где — расстояние от очистного забоя до места установки бурового станка, м;

        — время, необходимое для монтажа станка, бурения, герметизации и подключения скважины к газопроводу, сут;

        — скорость подвигания очистного забоя, м/сут;

— расстояние по нормали между разрабатываемым пластом и сближенным дегазируемым пластом, м;

— угол разгрузки подрабатываемой толщи горных пород, град. Определяется опытным путем или по таблице N 3.

5*. Величина (протяженность зоны, препятствующей интенсивной разгрузке пород вблизи выработки, из которой бурится скважина) определяется по таблице N 4.

________________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

6. Графическое определение параметров дегазационных скважин при бурении их навстречу очистному забою производится на одномасштабных планшетах или выкопировках с плана горных работ и вертикальном разрезе угленосной толщи дегазируемого участка.

На вертикальном разрезе в лаве по простиранию из точки (рисунок 1), соответствующей устью скважины, по падению пласта откладывается отрезок .

Из точки под углом разгрузки подрабатываемой толщи горных пород к линии падения пласта проводится линия до дегазируемого подрабатываемого пласта. Отрезок представляет собой проекцию скважины на вертикальную плоскость, проходящую через точку . Из точки строится перпендикуляр на горизонталь , проведенную через точку .

8. При бурении скважин над монтажной камерой (рисунок 2) геометрические построения начинают на вертикальном разрезе в плоскости, нормальной напластованию по линии простирания пласта, где откладывают и и проводят линию под углом . На плане горных работ на горизонтали откладывают отрезок и восстанавливают перпендикуляр (отрезок , поскольку задаются углом ). Затем на вертикальном разрезе определяют местоположение точки , то есть забоя скважины: на горизонтали откладывают отрезок , снятый с плана, и восстанавливают перпендикуляр до линии , параллельный горизонтали . Угол на плане есть угол разворота скважины относительно линии простирания пласта (угол ), угол на разрезе — угол наклона скважины к горизонту (угол ), а отрезок — длина скважины в соответствующем масштабе.

Рис.1. Графическое определение параметров скважин, буримых на подрабатываемый пласт

Рис.2. Графическое определение параметров скважин, буримых на подрабатываемый пласт над монтажной камерой

11. Расстояние , м, в плоскости разрабатываемого пласта от забоя лавы до местоположения проекции зоны максимального метановыделения из сближенного пласта в скважины рассчитывается:

,         (2)

где — расстояние по нормали между разрабатываемым и сближенным пластами, м;

         и — эмпирические коэффициенты.

При ведении дегазационных работ расстояние корректируется на основе фактических данных.

Величина рассчитывается по формуле

,         (3)

где , , — коэффициенты, равные 2,13; 2,4 и 0,66 соответственно;

— скорость подвигания очистного забоя, м/сут.

Значение принимается равным 3,3.

Рис.4. Графическое определение параметров дегазационных скважин, буримых на подрабатываемый пласт навстречу очистному забою

Рис.5. Графическое определение параметров дегазационных скважин, буримых на подрабатываемый пласт в сторону восстания из откаточного штрека

Рис.6. Графическое определение параметров дегазационных скважин, буримых на подрабатываемый пласт в сторону восстания из погашаемой вслед за лавой выработки

Рис.7. Графическое определение параметров дегазационных скважин, буримых на подрабатываемый пласт из поддерживаемой выработки в лавах по падению

12. Влияние скорости подвигания очистного забоя на эффективность дегазации сближенных пластов подземными скважинами, пробуренными отечественными станками, определяется:

,             (4)

где и — эмпирические коэффициенты, равные в различных горнотехнических условиях 0,5-0,7 и 0,017-0,18 соответственно.

На участках с поддержанием вентиляционных выработок позади очистного забоя лавы величина коэффициента принимается равной 0,017-0,022, а на участках с их погашением — 0,08-0,18. Скважины, пробуренные на подрабатываемые пласты, на выемочных участках, отрабатываемых с погашением вентиляционных выработок позади очистного забоя, применяются в лавах со скоростью подвигания линии очистного забоя менее 2-2,5 м/сут.

13. Дебит метана м/мин и его концентрация , %, в каптируемой газовоздушной смеси на выемочном участке изменяются от зоны максимума газовыделения вдоль отрабатываемого столба по зависимостям:

,          (5)

,            (6)

где , — дебит, м/мин, и концентрация метана, %, в скважинах на расстоянии от монтажной камеры соответственно;

         , — эмпирические коэффициенты для различных схем дегазации изменяющиеся в пределах 0,001-0,009 и 0,006-0,057 соответственно;

          — длина отрабатываемого выемочного участка от зоны максимального газовыделения (после первой посадки основной кровли), м:

,          (7)

где — длина выемочного участка, м;

        — расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) относительно монтажной камеры до местоположения проекции зоны максимального метановыделения в скважины (после первой посадки основной кровли), м.

15. До начала бурения дегазационных скважин на подрабатываемые пласты по схемам, приведенным на рисунках 1 и 2 приложения N 6 к настоящей Инструкции, расстояние , м, между ними определяется по номограмме (рисунок в зависимости от необходимой эффективности дегазации сближенных подрабатываемых пластов, возможного разрежения в скважинах и коэффициента , характеризующего газоотдачу -го сближенного пласта.

Величина коэффициента , 1/(мс) рассчитывается:

,        (8)

где — газовыделение из сближенных пластов и вмещающих пород в выработки участка, м/мин

,               (9)

где — суточная производительность лавы, т/сут;

        — газовыделение из сближенных подрабатываемых пластов, м/т;

        — расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) от забоя лавы до места положения проекции зоны максимального газовыделения -го дегазируемого пласта, м;

        — длина лавы, м;

        — мощность дегазируемого -го сближенного пласта, м;

— расстояние по нормали между разрабатываемым и -м сближенным пластами, м;

— предельное расстояние по нормали от разрабатываемого пласта до сближенного, при котором газовыделение из сближенного пласта близко нулю, м.

Рис.8. Определение расстояния между скважинами при их бурении на подрабатываемые угольные пласты

16. При бурении скважин из выработок, погашаемых за лавой, вводится коэффициент снижения эффективности дегазации, определяемой по номограмме (рисунок 9).

Рис.9. Снижение эффективности дегазации сближенных пластов на участках, отрабатываемых с погашением выработок за лавой

1. Дегазация надрабатываемых пластов осуществляется скважинами, пробуренными из выработок разрабатываемого пласта вкрест дегазируемого пласта (рисунки 1, 2) или из выработок, проведенных в надрабатываемом пласте с расположением скважин в плоскости надрабатываемого пласта (рисунок 3).

Скважины бурятся параллельно очистному забою или ориентированно на него.

8. Для снижения уровня воды в нисходящих скважинах проводится осушение скважин.

Рис.1. Схема дегазации надрабатываемого пласта пробуренными из вентиляционной выработки скважинами при столбовой системе разработки с погашением выработки за лавой:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— надрабатываемый пласт; 3
— дегазационная скважина; 4
— газопровод; — угол падения пласта; — проекция оси скважины на горизонтальную проекцию оси выработки; — расстояние по нормали между разрабатываемым и сближенным пластами; — расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) от проекции забоя скважины на пласт до границы разгруженной зоны сближенного пласта

Рис.2. Схема дегазации надрабатываемого пласта скважинами, пробуренными из поддерживаемой за лавой откаточной выработки:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— надрабатываемый пласт; 3
— дегазационная скважина; 4
— газопровод; — угол падения пласта; — расстояние по нормали между разрабатываемым и сближенным пластами; — расстояние (в плоскости разрабатываемого пласта) от проекции забоя скважины на пласт до границы разгруженной зоны сближенного пласта

Рис.3. Схема дегазации надрабатываемого угольного пласта пластовыми скважинами:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— надрабатываемый пласт; 3
— дегазационная скважина по надрабатываемому пласту; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— выработка по надрабатываемому пласту

Рис.4. Схема дегазации надрабатываемых пластов скважинами, пробуренными веером из выработок выемочного поля:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— надрабатываемые пласты; 3
— скважины, пробуренные на близко расположенные надрабатываемые пласты; 3
‘ — скважины, пробуренные на удаленные надрабатываемые пласты; 3
» — скважины, пробуренные под монтажно-демонтажные камеры (фланговые скважины); 4
, 4
‘ — дегазационный трубопровод; — угол падения пласта

6. Расстояние между скважинами принимается по рекомендациям, приведенным в таблице N 2.

2. При полевой или групповой схеме подготовки свиты пластов дегазация осуществляется скважинами, пробуренными вкрест надрабатываемого пласта (рисунок 1) или в его плоскости (рисунки 2-4). При этом скважины должны быть пробурены до начала разгрузки надрабатываемого пласта.

Рис.1. Схема дегазации надрабатываемого крутого пласта скважинами, пробуренными веером вкрест его залегания:

• а
  — скважины пробурены из выработок разрабатываемого пласта; б
  — скважины пробурены из полевого штрека; в
  — скважины пробурены из группового штрека.

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенный пласт; 3
— дегазационные скважины; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— откаточный штрек; 6
— промежуточный квершлаг; 7
— полевой штрек

Рис.2. Схема дегазации надрабатываемого пласта скважинами, пробуренными по надрабатываемому пласту из подготовительной выработки:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенный пласт; 3
— дегазационная скважина; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— откаточный штрек; 6
— промежуточный квершлаг; 7
— полевой штрек; 8
— подготовительная выработка

Рис.3. Схема дегазации разрабатываемого пласта скважинами, пробуренными по простиранию пласта из подэтажных камер:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— полевой штрек; 3
— промежуточный квершлаг; 4
— скат; 5
— камера; 6
— дегазационная скважина

Рис.4. Схема дегазации разрабатываемого пласта перекрещивающимися скважинами, пробуренными из подэтажных камер и из нижнего подэтажного штрека:

• а
  — скважины пробурены из подэтажного штрека и подэтажных камер; б
  — скважины пробурены из подэтажного штрека и нижней подэтажной камеры;

  1
  — разрабатываемый пласт; 2
  — полевой штрек; 3
  — промежуточный квершлаг; 4
  — скат; 5
  — камера; 6
  — дегазационная скважина

3. Если промежуточные квершлаги пересекают надрабатываемый пласт, то скважины бурятся веером в его плоскости из места его пересечения промежуточным квершлагом в соответствии со схемой представленной на рисунке 5 настоящего приложения.

Рис.5. Схема дегазации надрабатываемого пласта скважинами, пробуренными веером из промежуточного квершлага:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— надрабатываемый пласт; 3
— дегазационные скважины; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— выработка разрабатываемого пласта; 6
— квершлаг промежуточный

9. Максимально возможная эффективность дегазации сближенных крутых пластов скважинами, пробуренными из горных выработок, приведена в таблице N 1.

Рис.6. Схема дегазации крутых сближенных пластов скважинами, пробуренными из выработок разрабатываемого пласта:

а
— при столбовой системе разработки; б
— при сплошной системе разработки.

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенные пласты; 3
— дегазационные скважины; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— откаточный штрек; 6
— промежуточный квершлаг; 7
— вентиляционный штрек; — угол разгрузки пород кровли; — угол разгрузки пород почвы

2. В неизученных условиях разработки пластов параметры дегазационных скважин определяются по формулам, приведенным в таблице N 1.

3. При бурении скважин в плоскости, нормальной к простиранию пласта, параметры дегазационных скважин определяются графическим способом (рисунки 1-4) аналогично определению параметров скважин на пологих пластах (приложение N 7 к настоящей Инструкции).

Рис.1. Схема к определению направления скважины, буримой из откаточного штрека на вышележащий сближенный пласт в плоскости, нормальной к простиранию пласта:

а
— при отсутствии целика (бутовой полосы) над штреком; б
— при наличии целика (бутовой полосы) над штреком

Рис.2. Схема к определению направления скважины, буримой из группового откаточного штрека на вышележащий сближенный пласт, в плоскости, нормальной к простиранию пласта при отсутствии целика угля (бутовой полосы) над штреком:

a
— ; б
— ; (; )

Рис.3. Схема к определению параметров скважины, буримой из группового откаточного штрека на вышележащий сближенный пласт, в плоскости, нормальной к простиранию пласта, и при наличии целика угля (бутовой полосы) над штреком:

a
— ; б — ; (; )

Рис.4. Схема к определению направления скважины, буримой из вентиляционного штрека на вышележащий сближенный пласт, в плоскости, нормальной к простиранию пласта:

а
— при отсутствии целика угля (бутовой полосы) под штреком; б
— при наличии целика угля (бутовой полосы) под штреком

Исходными данными для определения параметров дегазационных скважин являются угол залегания пластов , высота целика у выработки , из которой производится бурение скважин, и границы зон повышенной газоотдачи сближенных пластов, определяемые углами разгрузки горных пород (таблица N 2).

4. В неизученных условиях расстояние между дегазационными скважинами на крутых пластах определяется по таблице N 3 с последующей корректировкой.

5. Ориентировочные значения коэффициента дегазации крутых сближенных пластов определяются по таблице N 4.

3. Дегазационные скважины бурятся вдоль выемочного столба. Забои дегазационных скважин должны находиться в разгружаемой зоне подрабатываемого пласта. Первая скважина бурится на расстоянии 30-40 м от монтажной камеры.

При отработке выемочных участков пласта, оконтуренных с обеих сторон выработанными пространствами, вертикальные скважины располагаются в ряд посредине выемочного столба.

4. Место заложения скважины на поверхности следует выбирать так, чтобы к моменту окончания бурения проекция ее забоя на разрабатываемый пласт находилась на расстоянии не менее 30 м впереди очистного забоя.

В случаях, когда по горно-геологическим условиям невозможно сохранить дегазационную скважину, пробуренную впереди очистного забоя, дегазационные скважины бурятся после прохода лавы в выработанное пространство на расстоянии не менее шага обрушения основной кровли от забоя лавы.

5. При дегазации подрабатываемых пластов забой дегазационной скважины должен находиться выше границы зоны крупноблочного обрушения пород подрабатываемого горного массива. При этом конец обсадной колонны располагается выше зоны интенсивной трещиноватости пород подрабатываемого горного массива. Обсадная колонна в местах пересечения угольных пластов выше зоны интенсивной трещиноватости пород перфорируется.

Величина зон крупноблочного обрушения и интенсивной трещиноватости пород кровли отрабатываемого пласта определяется геологической службой шахты.

8. Перед обсадкой скважины производится инклинометрическая съемка.

Скважина обсаживается стальными трубами диаметром не менее 100 мм. Затрубное пространство на глубину не менее 10 м от поверхности, в местах пересечения водоносных горизонтов и выработанных пространств отработанных вышележащих пластов тампонируется цементным раствором.

Обсадная труба в местах пересечения подрабатываемых пластов перфорируется отверстиями диаметром 10-15 мм (20 отверстий на 1 м трубы).

10. Схемы дегазации выработанного пространства и подрабатываемых пластов представлены на рисунках 1 и 2.

При схеме (рисунок 2) глубину скважины принимают такой, чтобы расстояние между ее забоем и кровлей отрабатываемого пласта было не менее десяти вынимаемых его мощностей.

Рис.1. Схема дегазации подрабатываемых пластов и выработанного пространства скважинами, пробуренными с поверхности:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенные пласты; 3
— скважина; 4
— очистной забой; 5
— выработанное пространство

Рис.2. Схема дегазации подрабатываемых пластов скважинами, пробуренными с поверхности:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— сближенные пласты; 3
— скважина; 4
— очистной забой; 5
— выработанное пространство

16. Максимально возможная эффективность дегазации сближенных пластов и выработанных пространств действующих выемочных участков скважинами, пробуренными с земной поверхности, приведена в таблице N 1.

18*. Для повышения эффективности дегазации и снижения объемов бурения скважин по пустым породам бурятся вертикально-горизонтальные скважины с выводом их забойной части на подрабатываемый пласт. При этом горизонтальную часть скважины бурят навстречу очистному забою.

________________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Если в кровле отрабатываемого пласта залегает несколько пластов, попадающих в зону разгрузки, то горизонтальная часть скважины располагается в плоскости самого мощного из них или в ближайшем к нему нижезалегающем (ближе к лаве) пласте.

Бурение вертикально-горизонтальных скважин производится по специальным проектам.

1. Расстояние между вертикальными скважинами, пробуренными для дегазации подрабатываемых пластов и выработанных пространств проектируемых шахт, горизонтов, блоков и полей реконструируемых и проектируемых шахт принимается кратным шагу обрушения пород основной кровли, но не менее 60 м и не более 120 м.

При эксплуатации выемочных участков с применением данных способов дегазации расстояние между вертикальными скважинами корректируется по мере отработки выемочного столба. Для вновь вводимых в действие выемочных участков расстояние между скважинами принимается по фактическим данным, полученным при отработке лав-аналогов.

3. Расстояние от вентиляционной выработки до проекции забоя скважины на разрабатываемый пласт , м, рассчитывается:

при дегазации подрабатываемых пластов:

,      (1)

где — протяженность зоны, препятствующей разгрузке горных пород, м;

— расстояние по нормали между разрабатываемым и верхним подрабатываемым пластами, м;

— коэффициент, учитывающий возможное отклонение скважины при ее бурении, равный 0,05;

— расстояние от земной поверхности до верхнего подрабатываемого пласта, м;

при дегазации выработанного пространства:

,         (2)

где — длина скважины, м.

4. Проектное значение дебита , м/мин, каптируемого метана из выработанного пространства на действующем выемочном участке, рассчитывается:

,          (3)

где — газовыделение из выработанного пространства, м/мин, определяется по факту или по прогнозу;

— коэффициент дегазации выработанного пространства, доли единицы.

5. Проектное значение дебита , м/мин, каптируемого метана из подрабатываемых пластов на действующем выемочном участке рассчитывается:

,            (4)

где — газовыделение из сближенных пластов и вмещающих пород, м/мин;

— коэффициент дегазации сближенных подрабатываемых пластов, доли единицы.

6. Расход каптируемой по скважине (скважинам) газовоздушной смеси , м/мин, при дегазации выработанного пространства определяется:

,          (5)

где — концентрация метана в дегазируемой газовоздушной смеси, %.

Для действующих шахт принимается по лаве-аналогу, а при отсутствии лав-аналогов принимается 50%.

Расход каптируемой по скважине (скважинам) газовоздушной смеси , м/мин, при дегазации подрабатываемых пластов определяется:

,          (6)

где — концентрация метана в дегазируемой газовоздушной смеси, %.

Для действующих шахт принимается по лаве-аналогу, а при отсутствии лав-аналогов принимается 70%.

Объем газовоздушной смеси, необходимой для обеспечения проектного коэффициента дегазации, определяется количеством скважин, пробуренных в выработанное пространство или на подрабатываемые пласты и их параметрами.

В соответствии с методикой, изложенной в пункте 16 приложения N 19 к настоящей Инструкции, определяется депрессия одной дегазационной скважины.

По найденным значениям и определяется расчетная точка работы предполагаемой дегазационной установки.

Если предусматривается бурение нескольких дегазационных скважин, то определяется их эквивалентный диаметр , м, по формуле

,        (7)

производится расчет депрессии дегазационной скважины с эквивалентным диаметром и повторная оценка режима работы дегазационной установки.

4. При дегазации выработанного пространства действующей лавы с использованием скважин, пробуренных над целиком угля (таблица N 1, схема 1 а
), расстояние между скважинами определяется паспортом выемочного участка.

Фланговые скважины располагаются ближе к вентиляционной выработке.

5. При дегазации выработанного пространства действующей лавы с использованием сбоечных скважин и перфорированных труб (таблица N 1, схема 1 в
, схема 2) расстояние между скважинами определяется паспортом выемочного участка.

Сбоечные скважины проводятся до подхода лавы и с обоих концов обсаживаются трубами. К скважинам со стороны лавы подключаются перфорированные трубы, которые охраняются кострами.

11. Эффективность и условия применения схем дегазации выработанного пространства приведены в таблице N 1.

Рис.1. Схемы дегазации выработанного пространства пологих угольных пластов:

• а
  — скважины пробурены над целиком угля при столбовой системе разработки пологих или наклонных пластов: 1
  — разрабатываемый пласт; 2
  — конвейерный штрек; 3
  — дегазационная скважина; 4
  — дегазационный газопровод; 5
  — вентиляционный штрек; 6
  — выработка, охраняемая целиком угля; — угол падения пласта; — угол разгрузки пород кровли; — угол возвышения скважины;

• б
  — скважины пробурены из фланговой выработки при отработке пологих или наклонных пластов: 1
  — разрабатываемый пласт; 2
  — вентиляционная выработка; 3
  — дегазационные скважины; 4
  — дегазационный газопровод; 5
  — фланговая выработка;

  в
  — скважины пробурены в межлавном целике из дренажных выработок: 1
  — очистной забой; 2
  — выработанное пространство; 3
  — сбоечная скважина; 4
  — дегазационный газопровод; 5
  — вентиляционный штрек лавы; 6
  — отрабатываемый пласт; 7
  — штрек

  

Рис.2. Схема дегазации выработанных пространств мощных крутых пластов скважинами, пробуренными из полевых выработок:

1
— разрабатываемый пласт; 2
— выработанное пространство; 3
— дегазационные скважины; 4
— дегазационный газопровод; 5
— полевой штрек откаточного горизонта; 6
— полевой штрек вентиляционного горизонта

Рис.3. Схема дегазации выработанного пространства с использованием сбоечных скважин и перфорированных труб:

• а
  — скважины пробурены из полевых выработок или из выработки сближенного угольного пласта: 1
  — очистной забой; 2
  — выработанное пространство; 3
  — сбоечная скважина; 4
  — дегазационный газопровод; 5
  — перфорированная труба; 6
  — штрек по нижнему пласту; 7
  — вентиляционный штрек лавы;

  б
  — перфорированный дегазационный газопровод, оставляемый в выработанном пространстве: 1
  — очистной забой; 2
  — выработанное пространство; 3
  — перфорированный дегазационный газопровод; 4
  — костры; 5
  — дегазационный газопровод; 6
  — конвейерный штрек

  

Рис.4. Схема дегазации выработанного пространства с использованием дегазационного газопровода во фланговой выработке:

1
— очистной забой; 2
— выработанное пространство; 3
— перемычка; 4
— дегазационный газопровод; 5
— перфорированная труба; 6
— конвейерный штрек; 7
— вентиляционный штрек

5. Оставляемый в завале вентиляционной выработки газопровод и подсоединенные к нему перфорированные трубы монтируются из труб диаметром 75-100 мм.

Интервал между участками перфорированных труб устанавливается паспортом выемочного участка.

9. Проектный дебит , м/мин, каптируемого из выработанного пространства метана на действующем выемочном участке, определяется по формуле

,          (1)

где — метановыделение из выработанного пространства, м/мин;

— коэффициент дегазации выработанного пространства, доли ед.

Расход извлекаемой из выработанного пространства газовоздушной смеси , м/мин, определяется:

,        (2)

где — концентрация метана в извлекаемой газовоздушной смеси, %,

Для действующих шахт, применяющих данный способ дегазации, принимается по лаве-аналогу, а при отсутствии лав-аналогов принимается 50%.

Исходя из проектного расхода газовоздушной смеси, необходимого для обеспечения принятого коэффициента дегазации, производится расчет количества одновременно действующих скважин, пробуренных в выработанное пространство из параллельных горных выработок.

При бурении скважин кустами дебит газовоздушной смеси , м/мин, из одного куста скважин определяется:

,          (3)

где — приведенный диаметр скважин в кусте, м;

,               (4)

— количество скважин в кусте;

— разрежение на устье скважины, мм рт.ст.;

— средняя длина скважин в кусте, м:

,             (5)

— длина -й скважины в кусте, м.

Количество кустов скважин в одновременной работе , необходимое для отведения расчетного количества газовоздушной смеси, определяется:

,             (6)

где — расход извлекаемой из выработанного пространства газовоздушной смеси при использовании данного способа дегазации, м/мин.

При бурении одиночных скважин дебит газовоздушной смеси , м/мин, из одной скважины определяется:

,           (7)

где — диаметр скважины, м;

— разрежение на устье скважины, мм рт.ст.;

— длина скважины, м.

Количество скважин в одновременной работе , необходимое для отведения расчетного количества газовоздушной смеси, определяется:

.              (8)

1. Для предупреждения суфлярного метановыделения в проводимые тупиковые выработки применяются схемы скважинной дегазации окружающего выработку массива.

Скважины бурятся в предполагаемую зону суфлярных трещин с применением устройства, отводящего газ в газопровод в процессе бурения. После окончания бурения и герметизации скважины она подключается к дегазационному трубопроводу.

Скважины должны оставаться подсоединенными к газопроводу до прекращения суфлярного газовыделения или до изоляции (погашения) выработки.

4. При наличии доступа к суфлярным трещинам, обнаруженным в почве выработки, применяется отвод газа в дегазационную сеть из-под каптажных колпаков, перекрывающих опасные трещины (рисунок 1).

Колпаки изготавливаются из секций конвейерного става — рештаков, металлических вентиляционных труб или листового железа.

Размеры колпака определяются протяженностью видимых суфлярных трещин. Если метан выделяется на большой площади, то устанавливается несколько колпаков.

Перед установкой колпаков на площади выделения газа почва выработки зачищается от угля или породы на глубину 30-40 см. Для создания герметичности вокруг колпаков устраивается бетонная или глиняная подушка.

Колпак герметизируется бетоном или глиной.

5. На колпаке устанавливается патрубок, посредством которого колпак через гибкий шланг соединяется с газопроводом.

Величина разрежения под колпаком должна быть не менее 30 мм рт.ст.

8. При интенсивных суфлярных выделениях газа, когда применение указанных выше способов невозможно или неэффективно, выработку с суфляром изолируют перемычкой (рисунок 2).

Место установки перемычки устанавливается паспортом проведения выработки.

Газ из изолированной выработки или ее части отводится по трубе в дегазационный газопровод (рисунок 2).

Рис.1. Схема отвода суфлярных газов при помощи каптажных колпаков:

1
— выработка; 2
— массив угля или пород с суфлярными трещинами; 3
— каптажный колпак; 4
— дегазационный трубопровод; 5
— гибкий шланг; 6
— подушка, герметизирующая колпак

Рис.2. Схема извлечения метана из суфлярных трещин средствами дегазации путем бурения скважин и возведения изолирующей забой перемычки:

1
— угольный пласт; 2
— геологическое нарушение; 3
— скважина; 4
— газопровод; 5
— шланг для отвода газов; 6
— перемычка; 7
— труба с вентилем для слива воды

I. Определение объемов метана, каптируемого при дегазации разрабатываемых угольных пластов

Фактический расход метана, каптируемого пластовой скважиной, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана, выполняемыми на замерном устройстве, установленном на дегазационной скважине.

Фактический расход метана, каптируемого несколькими пластовыми скважинами, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана, выполняемыми на замерном устройстве, установленном на дегазационном трубопроводе, к которому подключены эти скважины.

Фактический расход метана, каптируемого пластовыми скважинами на выемочном участке, подготовительной выработке, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана, выполняемыми на замерном устройстве, установленном на участковом дегазационном трубопроводе.

Динамика скважинной добычи метана на участке разрабатываемого пласта приведена на рисунке 1.

Рис.1. Динамика извлечения метана скважинами, пробуренными по разрабатываемому пласту на выемочном участке:

— дебит метана из скважины при дегазации участка разрабатываемого пласта; — время; — время обуривания дегазируемого участка разрабатываемого пласта; — время дегазации, отсчитываемое с момента окончания буровых работ на дегазируемом участке разрабатываемого пласта

Проектное значение дебита метана при дегазации пласта параллельно-одиночными скважинами , м/мин определяется:

в процессе обуривания участка (блока) пласта:

;        (1)

после завершения буровых работ на участке:

,                  (2)

— дебит метана из скважин за время , сут, обуривания участка, м/мин;

— дебит метана из скважин после завершения буровых работ на участке разрабатываемого пласта, м/мин;

— дебит метана из скважин на момент завершения буровых работ, м/мин;

— полезная длина скважины, м;

— мощность угольных пачек пласта, м;

, — число скважин на участке в процессе обуривания и после завершения буровых работ соответственно;

— начальное удельное метановыделение в скважину, м/(м·сут);

— коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из пласта в скважину, сут;

— коэффициент, характеризующий темп снижения во времени газовыделения из скважин, сут;

— продолжительность дегазации, отсчитываемая с начала бурения скважин на дегазируемом участке разрабатываемого пласта, сут;

— продолжительность дегазации, отсчитываемая с момента окончания буровых работ на дегазируемом участке разрабатываемого пласта, сут.

Снижение интенсивности метановыделения (м/(м·сут)) из неразгруженного пласта угля в дегазационную скважину во времени описывается:

,          (3)

где — начальное удельное метановыделение из пласта в скважину, м/(м·сут);

— метановыделение в скважину на период времени (сут) дегазации пласта, м/(м·сут);

— коэффициент снижения метановыделения из пласта в скважину в зависимости от времени его дегазации, сут;

— продолжительность дегазации пласта скважиной, сут.

Время отсчитывается с момента окончания бурения скважины.

Показатели газоотдачи неразгруженных пластов угля в дегазационные скважины и определяются:

1. 1) на основе фактических данных метановыделения из пласта в дегазационные скважины на участке лавы-аналога;

2. 2) на основе опыта ведения дегазационных работ на угольных шахтах;

3. 3) по газовоздушным съемкам, выполненным в проводимой в массиве угля тупиковой подготовительной выработке (с последующим перерасчетом показателей газоотдачи пласта в дегазационные скважины).

II. Определение объемов метана, каптируемого при дегазации сближенных пластов и выработанных пространств

Фактический дебит каптируемого скважинами метана определяется измерением на диафрагме (участковой или отдельной скважины) расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана.

Проектное значение дебита , м/мин, каптируемого метана из подрабатываемых и надрабатываемых сближенных пластов на действующем выемочном участке рассчитывается:

,         (5)*

где — газовыделение из сближенных пластов и вмещающих пород м/мин;

— коэффициент дегазации сближенных угольных пластов, доли единицы.

_______________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Проектное значение дебита метана при дегазации выработанного пространства выемочных участков вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности, определяется в соответствии с формулой (3) приложения N 12.

III. Определение объемов метана, каптируемого шахтными дегазационными системами

Дебит каптируемого метана подземными скважинами или скважинами, пробуренными с поверхности, устанавливается замерами расхода газовоздушной смеси и содержания в ней метана на нагнетательном трубопроводе ДУ.

Проектное значение дебита метана, извлекаемого шахтными дегазационными системами, определяется равной суммой дебитов каптируемого метана из источников газовыделения на всех дегазируемых участках.

I. Расчет вакуумной дегазационной сети

1. Расчет газопроводов и выбор вакуум-насосов производится исходя из условия обеспечения дегазационными системами шахт проектных показателей дегазации.

2. Расчетные параметры газопроводов и режимы работы дегазационных систем шахт должны снижать газообильность выработок до допустимого по фактору проветривания уровня и обеспечивать извлечение пригодных для использования газовоздушных смесей.

3. Тип и число одновременно работающих вакуум-насосов выбираются по их характеристикам в зависимости от расхода газовоздушной смеси, транспортируемой по дегазационной системе, и разрежения в дегазационном трубопроводе перед вакуум-насосом.

4. При проектировании дегазационного трубопровода учитываются аэродинамические характеристики вакуум-насосов и аэродинамические сопротивления дегазационного трубопровода с установленной на нем арматуры.

10. Величина для всех видов скважин принимается по рекомендациям соответствующих разделов приложений.

18. Проектные величины — расход газовоздушной смеси и концентрация метана — для всех ветвей дегазационного трубопровода указываются на расчетной схеме.

19. При депрессии вакуум-насоса более 350 мм рт.ст. производится изменение параметров дегазационной сети: увеличение пропускной способности ветвей с максимальной удельной депрессией за счет увеличения диаметра трубопровода этой ветви или увеличением количества трубопроводов.

20. Число одновременно работающих вакуум-насосов и их типоразмер принимается с учетом обеспечения требуемого режима работы дегазационной системы. Для этого точку, характеризующую требуемый режим работы дегазационной установки (, ), наносят на характеристику вакуум-насосов. Производительность вакуум-насоса принимается равной расходу газа в ветви газопровода перед вакуум-насосом. Выбирают один или несколько параллельно работающих насосов, характеристика которых лежит выше точки требуемого режима работы дегазационной установки (, ).

21. Расчет нагнетательной сети дегазационного газопровода сводится к определению диаметра нагнетательного газопровода, избыточного давления в нагнетательной трубе вакуум-насоса с учетом местных сопротивлений газопровода и арматуры.

23. Аэродинамические характеристики типовых отечественных вакуум-насосов представлены на рисунке 2. При применении вакуум-насосов, аэродинамические характеристики которых не представлены в настоящей Инструкции, параметры режимы работы вакуум-насосов принимаются по данным заводов-изготовителей.

II. Алгоритм программы для расчета параметров дегазационной сети и выбора вакуум-насосов

Перепад давлений на участке газопровода постоянного диаметра, не содержащем скважин и врезок (то есть всех источников притока смеси за исключением подсосов воздуха через стыки труб газопровода) определяется формулой

,         (1)

где — давление газа на входе в участок, мм рт.ст.;

— давление газа на выходе с участка мм рт.ст.;

— дебит газа на выходе с участка, м/мин;

— длина участка, м;

— объемный вес смеси, кг/м;

— диаметр газопровода, м.

На давления и накладываются очевидные ограничения:

и ,              (1)

где — давление в выработке.

Объемный вес смеси определяется по формуле:

,             (2)

где — объемная концентрация метана в смеси, %.

Для учета местных сопротивлений значение в формуле (1) увеличивается на 10%.

В любой точке дегазационной системы объемный дебит воздуха — и метана — связан с объемным дебитом смеси — соотношениями:

           (3)

          (4)

Средняя величина подсосов воздуха в газопровод , м/мин, через стыки труб определяется по формуле

, м/мин.        (5)

В местах подключения скважин величина подсосов воздуха через скважины, то есть величина притока воздуха в дегазационный газопровод, определяется по формуле:

, м/мин,              (6)

где — разрежение в устье скважины мм рт.ст. относительно давления в выработке;

— задается для каждого способа дегазации (таблица N 1).

1. Помещения ДС (ДУ) должны быть удалены от промышленных и жилых объектов на расстояния не менее приведенных в таблице N 1.

2. Помещения наземных ДС и ДУ в зависимости от размещенного в них оборудования, подразделяются на классы взрывоопасности в соответствии с таблицей N 2.

1. Измерение расхода метановоздушных смесей в дегазационных скважинах и газопроводах осуществляется стационарными или переносными приборами. Порядок проведения замеров стационарными и переносными приборами определяется документацией по их эксплуатации.

Замеры расхода метановоздушной смеси в дегазационном трубопроводе выполняются на замерных станциях. Каждая замерная станция оборудуется диафрагмой (рисунок 1) или иным сужающим устройством. Замерные станции для отбора проб и контроля концентрации метана в метановоздушной смеси через штуцер (рисунок 2) сужающими устройствами не оборудуются. Для замеров метана без применения стационарных или переносных приборов используются -образный манометр с водяным или ртутным заполнением и интерферометры.

Отбор проб газовоздушной смеси из газопровода или обсадной трубы скважины осуществляется через диафрагму или штуцер, показанные на рисунках 1 и 2.

Рис.1. Диафрагмы для замера расхода газа:

а
— нормальная; б
— дисковая; 6, 7 — чистота обработки поверхности диска

Рис.2. Схема отбора проб газовоздушной смеси:

1
— насос ручной; 2
— обратный клапан; 3
— интерферометр; 4
— газопровод; 5
— штуцер для отбора пробы

Места установки замерных станций, порядок осуществления контроля за параметрами газовой смеси и передачи информации от установленных приборов в систему АГК определяется проектом дегазации.

2. Замерные станции располагаются на прямом участке газопровода. Минимальная длина прямого участка газопровода до и после сужающего устройства должна быть не менее 10 диаметров трубопровода.

Состояние замерных станций проверяется при производстве замеров. Аэродинамическое сопротивление определяется при проведении вакуумно-газовой съемки в дегазационном трубопроводе.

4. Расход газовоздушной смеси, транспортируемой по дегазационному газопроводу (м/мин) на замерной станции, в качестве сужающего устройства на которой применяется диафрагма, рассчитывается:

,             (1)

где , , — коэффициенты, определяемые по номограммам (рисунки 3, 4 и 5 соответственно);

— диаметр отверстия диафрагмы, мм;

— перепад давлений на диафрагме, мм вод.ст.;

• объемная масса газа в рабочем состоянии при фактической концентрации метана, кг/м.

На упомянутых выше номограммах приняты следующие обозначения:

— давление газа в газопроводе, то есть разность между атмосферным давлением у места установки диафрагмы и разрежением в газопроводе перед диафрагмой, мм рт.ст.;

— коэффициент расхода, определяемый в зависимости от модуля диафрагмы. Модуль диафрагмы отношение к квадрату внутреннего диаметра трубопровода ().

Выражение 0,209·10 называется коэффициентом диафрагмы: при 25 мм и 100 мм коэффициент 0,65, при 50 мм и 150 мм 2,62, а при 65 мм и 200 мм 4,4.

Рис.3. Определение коэффициента при малых (а
) и при больших (б
) значениях

Рис.4. Определение поправочного коэффициента

С учетом коэффициента диафрагмы зависимость (1) представляется в виде

.          (2)

Величина определяется

,          (3)

где — атмосферное давление, мм рт.ст.;

— температура газа перед диафрагмой, °С;

— объемная масса газовоздушной смеси при давлении 760 мм рт.ст. и температуре 293 К.

Рис.5. Зависимость коэффициента расхода от

5. Расход (, м/мин) газовоздушной смеси при использовании замерного устройства без диафрагмы определяется по формуле

,           (4)

где — измеренная скорость потока газовой смеси, м/с;

— коэффициент, учитывающий диаметр газопровода (указывается в паспорте прибора);

— площадь сечения замерного устройства, м.

Расход газовоздушной смеси приводится к нормальным условиям

.           (5)

6. Дебит отсасываемого метана , м/мин, находится из выражения

,             (6)

где — концентрация метана в отсасываемой смеси, %.

7. Схема отбора проб газовоздушной смеси для последующего определения в ней концентрации метана показана на рисунке 6.

При отборе проб газа по схемам а
и б
(рисунок 6) краники или зажимы на вакуумных (полувакуумных) резиновых трубках должны закрываться одновременно.

Рис.6. Схема отбора проб газовоздушной смеси из газопровода:

а
— бюреткой Зегера; б
— бутылкой при вакууме; в
— бутылкой при давлении выше атмосферного

8. При автоматизации работы ДС (ДУ) и контроля параметров дегазационных систем обеспечиваются:

• непрерывный контроль содержания метана в помещениях ДС (ДУ);

• подача аварийного сигнала на пульт диспетчера и автоматическое включение вентилятора, проветривающего помещения ДС (ДУ) при превышении допустимого уровня концентрации метана;

• непрерывный контроль концентрации метана в отсасываемой газовоздушной смеси и расхода отсасываемого метана;

• непрерывный контроль разрежения во всасывающем и давления в нагнетательном газопроводах;

• автоматическое отключение работающего вакуум-насоса (вакуум-насосов) с подачей аварийного сигнала на пульт диспетчера при нарушении нормального режима работы;

• пропуск газовой смеси под естественным давлением в обход вакуум-насосов при их остановке;

• автоматическое включение в работу резервных водяных насосов при остановке работающих водяных насосов или при снижении давления воды в системе водоснабжения ниже установленного паспортом водокольцевого вакуум-насоса;

• автоматический отвод газа в нагнетательном газопроводе в атмосферу через отводную трубу при давлении выше установленного проектом;

• автоматическая отсечка подачи газа потребителю и отвода его в атмосферу при концентрации метана ниже предусмотренной проектом утилизации, а также при падении давления смеси в нагнетательном газопроводе ниже установленного проектом утилизации;

• индикация контролируемых параметров на рабочих местах в помещениях ДС (ДУ), передача данных о контролируемых параметрах работы ДС (ДУ) диспетчеру шахты;

• возможность перевода на ручное управление работы вакуум-насосной установки в случае неисправности схемы автоматизации;

• контроль параметров газовой смеси (концентрации, разрежения, дебита) в дегазационных газопроводах, в местах установки автоматических приборов контроля.

10*. Средства контроля и автоматизации шахтных дегазационных систем должны иметь разрешение на применение в условиях угольных шахт.

________________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Образец 1