Дегазация угольных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и образования Украины

Национальный горный университет

Кафедра ТСТ

Курсовой проект

на тему: Дегазация угольных месторождений

Выполнил:

ст. гр. Ги-06-9

Компаниец А.А.

Проверил:

ас. каф. ТСТ

Астахов В.С.

Днепропетровск 2010

Вступление

Дегазация угольных пластов и газонасыщенных боковых пород является технологической необходимостью при разработке угольных месторождений. Помимо того, что шахтный метан является опасным спутником горных работ в украинских угольных шахтах, он также представляет собой ценный энергоресурс.

При данном уровне развития техники и технологии существуют предпосылки к повышению эффективности дегазации породо-угольного массива. Обусловлено это тем, что помимо положительного экологического эффекта шахтный метан позволяет производить электричество и тепло. Также благодаря действию Киотского протокола имеется возможность продажи квот на выбросы парниковых газов в атмосферу (стоит отметить, что метан имеет в 21 раз более сильный парниковый эффект по отношению к углекислому газу).

Таким образом дегазация угольных месторождений несет в себе не только безопасность ведения работ по извлечению черного золота, но и экономический эффект в виде энергоносителя и квот на выбросы парниковых газов.

Данный курсовой проект посвящен АП «шахта им. А. Ф. Засядько», которая в свою очередь является пионером в утилизации шахтного метана среди угольных шахт Украины. Данное предприятие рискнуло и доказало, что метан - не только враг горняков, но и очень верный друг в умелых и ответственных руках.

АП «шахта им. Засядько» располагается в г. Донецке на пр. им. Засядько Киевского района. Шахта является подразделением арендного предприятия, включающего в себя также обогатительную фабрику и аграрные предприятия.

Геологическая характеристика предприятия

Шахтное поле расположено в центральной части Донецко-Макеевского геолого-промышленного района. В геологическом строении принимают участие отложения среднего карбона свит С₂⁵, С₂⁶ и С₂⁷, которые представлены чередующимися различными по мощности слоями песчаников, алевролитов, аргиллитов, вмещающих сравнительно маломощные пласты известняков и углей.

В структурном отношении шахтное поле расположено в юго-западном крыле Кальмиусс-Торецкой котловины, в висячем крыле регионального Французского надвига и приурочено к крупному тектоническому блоку между двумя флексурными складками: Ветковской и Чайкинской, сопровождаемой Григорьевским надвигом.

Разрывные нарушения представлены надвигами с преобладающей амплитудой смещения 10-25 м и имеющими значительные зоны влияния (до 300м), оказывающими существенное осложнение на ведение горных работ.

Простирание угленосной толщи близко к субширотному, в районе флексур - северо-восточное с падением на северо-запад с углами от 3-4° до 12-18°. В зоне флексурных складок углы падения пород достигают 60°.

Пласт m₃: в пределах шахтного поля имеет двухпачечное строение общей мощностью 1.3 - 2.4 м. Угольный пласт почти повсеместно подвержен размывам шириной до 10 м и протяженностью 50 - 100 м. Непосредственно над пластом залегает аргиллит мощностью 8 - 12 м. По данным горно-эксплуатационных работ породы кровли характеризуются от весьма неустойчивых (Б1) до малоустойчивых (Б2 - Б3). Основная кровля пласта легкообрушаемая (А1). Непосредственной почвой пласта служат в основном алевролиты, которые характеризуются как среднеустойчивые.

Границы шахтного поля:

- по восстанию - ломаная линия сложной конфигурации, повторяющая контур старых работ шахт «Владимир», им. Горького, №8 «Ветка» и границы годного угля;

- по простиранию:

- на западе - условная линия, общая с полями шахт «Панфиловская» и «Октябрьская»;

- на востоке - условная линия, общая с полями шахт «Красногвардейская» и им. К. И. Поченкова;

- по падению - по пласту m₃ - изогипса 1400 м, по всем остальным пластам - изогипса 1200 м.

Вскрытие шахтного поля:

Шахтное поле вскрыто семью вертикальными стволами на четырех промплощадках.

1. Центральная промплощадка:

- скиповой ствол №1- до горизонта 529 м, оборудован двумя скипами 12 м³ и двумя 17 м³;

- клетьевой ствол №2 имеет два горизонта 529 м и 802 м, оборудован двумя двухэтажными клетями и лестничным отделением;

- клетьевой ствол №3 - до горизонта 529 м, оборудован двумя двухэтажными клетями и аварийным подъемом на 3 человека.

2. Восточная промплощадка:

- восточный вентиляционный ствол №1 имеет два горизонта: 875 м и 1078 м, оборудован двумя одноэтажными клетями и аварийным подъемом на 5 человек;

- восточный воздухоподающий ствол №1 - до горизонта 1078 м, оборудован тремя двухэтажными клетями.

3. Западная промплощадка:

- западный вентиляционный ствол №1 - до горизонта 529 м, оборудован одноэтажной клетью на 3 человека.

4. Яковлевская промплощадка:

- восточный воздухоподающий ствол №2, сбит горными работами на горизонт 1235 м, находится в стадии оснащения;

- восточный вентиляционный ствол №3, сбит горными работами на горизонт 1235 м, находится в стадии оснащения.

5. Григорьевская промплощадка:

- восточный вентиляционный ствол №2, находится в стадии оснащения, сбит горными работами до горизонта 1078 м.

Шахтное поле подготовлено панельной системой. Принятая система разработки - столбовая по простиранию.

Основные исходные данные

Разрабатываемый пласт m3, “Александровский”, марка Ж

Мощность пласта, м 1,331,62 (1,44)

Угол наклона пласта, град. 8-9

Объемный вес угля в массиве, т/м³ 1,33

Объемный вес добываемого угля, т/м³ 1,536

(с учетом установленной нормы зольности)

6. Непосредственная кровля аргиллит - (Б_2-3)

7. Основная кровля аргиллит - алевролит^` (А₁)

8. Непосредственная почва алевролит (П_1-2)

9. Система разработки столбовая по простиранию

10. Опасность пласта:

- по взрывчатости газа - опасен

- по взрывчатости угольной пыли - опасен

- по внезапным выбросам угля и газа - опасен

- по самовозгоранию (Ш гр. пожарооп.) - склонен к самовозгоранию

- по суфлярным выделениям метана - опасен

- по внезапн. прорывам метана из почвы-лава не опасна (согл. расчета геолог. сл.)

11. Длина выемочного поля, м - 1000

12. Глубина работ, м - 1300

13. Длина лавы (средняя), м - 270

14. Выемочный механизм - комбайн 1ГШ-68

15. Глубина захвата исполнительного органа, м - 0,63 (фактический захват - 0,56)

16. Крепление лавы - мех.крепь 2КД-90 и ДМ

17. Конвейер по лаве - СП-301м/90у

18. Управление кровлей - полное обрушение

19. Схема проветривания лавы - 1МН-в-вт - возвратноточная на массив

20. Расчетное количество воздуха для проветривания участка (лавы):

Q уч = 1700 м³/мин.

21. Добыча со стружки

А стр = 334 т/стр.

22. Планируемая суточная добыча

А план = 2675 т/сут. (8стр.)

23. Максимально допустимая суточная нагрузка на лаву по газовому фактору.

Аmax=3425 т/сут (10стр.)

Расчетные обоснования решения задач

Определение необходимого значения коэффициента дегазации.

Коэффициент дегазации определяется по формуле:

К_д= = = 0.98

где: I - метановыделение в выработку без применения дегазации источников выделения метана, м³/мин; I' - метановыделение вы выработку с применением дегазации, м³/мин.

Необходимое значение коэффициента дегазации для очистной выработки составит:

К_д = 1- = 1 - = 0.79

где: I_в - допустимое по фактору вентиляции метановыделение в выработку без применения дегазации, м³/мин.

I_в = 0.6VS(C - C₀) = 0.6х6х4.7(1.3 - 0.2) = 18.612 м³/мин.

где: V - максимальная скорость движения воздуха в призабойном пространстве очистной выработки, м/с; S - площадь поперечного сечения лавы, м²; С - допустимая концентрация метана в исходящей из очистного забоя струе, %; С₀ - концентрация метана в свежей струе, поступающей в лаву, %; К_н - коэффициент неравномерности газовыделения.

К_н = 1.94I_оч^-0.14= 1.94х0.534 = 1.03

где: I_оч - абсолютное метановыделение из очистной выработки, м³/мин.

I_оч = = = 88 м³/мин.

где: А_оч - среднесуточная добыча угля из очистного забоя, т/ сут; q_оч - относительная метанообильность, м³/т. 1440 - количество минут в сутки.

А_оч = L_очV_очm_вҐК_и = 270х4.5х1.44х1.536х0.94 = 2526 т/сут.

где: L_оч - длина лавы, м; V_оч - скорость подвигания лавы, м/сут; m_в - мощность вынимаемого пласта, м; Ґ - плотность угля, т/м³; К_и - коэффициент извлечения угля.

Параметры дегазации разрабатываемых пластов

Расстояние между восходящими либо горизонтальными скважинами, параллельными очистному забою:

R_i = = 7 м

где: К_в - коэффициент влияния разрежения, который равен единице при дегазации неразгруженных пластов и 1.2 - при дегазации в условиях частичной разгрузки пласта от горного давления (при разрежении не менее 100 мм. рт. ст.); Z - коэффициент, учитывающий неравномерность газовыделения из пласта в скважины, Z=0.75; l'_с - полезная длина скважины, м; m_д - мощность угольных пачек пласта, которые дегазируются скважинами, м; q₀ - начальное удельное метановыделение в скважину, то есть начальный дебит скважины, разделенный на длину скважины и мощность пласта, м³/(м^2.сут); а_с - коэффициент, характеризующий снижение со временем газовыделение из пласта в скважины, сутки^-1; t - длительность дегазации пласта скважинами, сут; h - высота этажа, который дегазируется, м; m_п - мощность угольных пачек пласта, м; Ґ_у - плотность угля, т/м³; К'_дпл - необходимый коэффициент дегазации пласта, который разрабатывается, доли ед.; q_пл - метановыделение из пласта, м³/т.

Рис. 4.1. Схема дегазации пластовыми скважинами, пробуренными из выработки выемочного участка

1. Вентиляционный штрек;

2. Откаточный штрек;

3. Газопровод;

4. Дегазационные скважины;

5. Очистной забой.

Определение параметров скважин, пробуренных навстречу очистному забою, при дегазации подрабатываемых пластов.

Угол ц между проекцией скважины на горизонтальную плоскость и перпендикуляром к оси выработки в той же плоскости равен 60ч70°.

Угол в между осью скважины и горизонтальной плоскостью определяется:

в= 2arctg = 2х = 20°

где: lc - длина скважины, м; r=cosц или r=sinц соответственно при бурении скважины из выработки, проведенной по простиранию или по восстанию либо падению пласта; б - угол падения пласта, град; М- расстояние по нормали между пластом, который разрабатывается и сближенным, м;



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 4.2 Схема дегазации пласта, подрабатываемого скважинами, пробуренными навстречу очистному забою

1 - разрабатываемый пласт;

2 - дегазационная скважина;

3 - участковая выработка;

4 - газопровод.

Определение параметров скважин, пробуренных для дегазации смежных пластов из выработок, поддерживаемых за очистным забоем

Рассматривается схема, согласно которой скважины бурятся с разворотом к линии падения пласта.

Угол разворота скважин:

ц= arctg() = 60°

угол наклона скважин относительно горизонта:

в = arctg(0.005(74+3-(50+2+53)0.14)) = 17.3°

Длина скважины:

l_c = 158/0.82 = 193 м

где: а₁ - длина проекции скважины на горизонтальную проекцию оси выработки, м; b₁ - длина зоны, которая мешает разгрузке от горного давления пород в выработке, из которой бурится скважина, м; с₁ - резерв, учитывающий возможное отклонение скважины от заданного направления, м; М - расстояние по нормали между пластом, который разрабатывается и спутником, м; ? - угол разгрузки толщи пород, град; h - расстояние по нормали от устья скважины до кровли разрабатываемого пласта, м; б - градус падения пласта, град.

Определение параметров скважин, пробуренных из наклонных фланговых выработок для дегазации пласта, который подрабатывается.

Угол наклона скважины к горизонту (разрез В-В)

в = arctg = 26°

где: М - расстояние по нормали между пластом, который отрабатывается и сближенным пластом, м; h - расстояние по нормали от устья скважины до кровли пласта, который отрабатывается, м; б - угол падения пласта, град; b₁ - длина зоны, мешающей разгрузке от горного давления пород в выработке, из которой бурится скважина, м; ? - угол разгрузки толщи пород, град; ц - угол разворота скважин, град.

Длина скважины:

l_c = = 229 м

Угол наклона скважин к горизонту:

в = arctg (80.5+6.9+2.97/ 2*90*0.45+49.5) = 35°

где: М - расстояние по нормали между подрабатываемым пластом и пластом - спутником, м; ? - угол разгрузки толщи пород, град; б - угол падения пласта, град; b₁ - длина зоны, препятствующей разгрузке от горного давления пород в выработке, из которой бурится скважина, м; h - расстояние по нормали от устья скважины до кровли пласта, который разрабатывается, м; ц - угол разворота скважин.

Длина скважины:

= 2.44(41+50) = 222 м



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 4.4. Схема дегазации подрабатываемого пологого пласта, скважинами, пробуренными из горизонтальной фланговой выработки:

1 - разрабатываемый пласт;

2 - выработка, поддерживаемая за лавой;

3 - подрабатываемый пласт;

4 - дегазационная скважина;

5 - газопровод

Определение граничного расстояния от очистного забоя, где

Прекращается поступление метана из разгруженных от горного давления сближенных пластов и места нахождения максимального дебита газа скважины.

Расчеты осуществляются для схемы дегазации двух сближенных пластов, которые подрабатываются:



Рис. 4.5 Схема дегазации двух сближенных пластов, которые подрабатываются:

1. вентиляционный штрек;

2. откаточный штрек;

3. дегазационные скважины.

Предельное в плоскости пласта расстояние от очистного забоя, на котором прекращается поступление метана из сближенных пластов в скважины, рассчитывается по формуле:

= 67.6exp(0.7425+0.518) = 67.6*3.527 = 238 м

где: V_ср - скорость подвигания очистного забоя, м/сут; М_ср - среднее расстояние от разрабатываемого пласта до подрабатываемого, м;

Принимаем L_пр = 200м.

Расстояние L_max от очистного забоя в направлении выработанного пространства, где находится максимум газовыделения в дегазационные скважины из пласта, определяется по формуле:

= 2.0076*74+3.3 = 152 м

= 2.13 - 2.4exp(- 0.66*4.5) = 2.13 - 0.1224 = 2.0076

где: N, D, A, е - эмпирические коэффициенты, при данной скорости подвигания забоя соответственно равные: 3.3; 2.13; 2.4и 0.66.

Определение дебита метана из скважин, пробуренных из подготовительной выработки участка на подрабатываемый пласт.

При расчете параметров дегазационных скважин сначала определяется среднее расстояние от конца ненарушенной части скважин до кровли разрабатываемого пласта. Ненарушенной частью скважины является ее часть от устья до пересечения с плоскостью разгрузки очистным забоем пород выработанного пространства.

h_ср = 4.32+ 37 = 41.32 м

где: m_в - мощность вынимаемого пласта с учетом породных пропластков, м; М - расстояние по нормали между разрабатываемым и сближенным пластами, м;

Расчитывается среднее сопротивление движению метана в скважине:

R_ср = 9.1*10⁴*50^-1.515^0.82*29^-1.1*exp(-47*0.152) = 9.1*10⁴*0.0028*0.025*(7.896*10^-4 )=0.05 мм рт ст/м⁶;

где: I_дс - метановыделение из пластов и пород, которые подрабатываются и залегают на расстоянии больше, чем h_ср от пласта который разрабатывается, м³/мин; n_c - количество работающих скважин; d_с - диаметр скважин, м.

Расчет общего сопротивления движению метана в скважинах

= = 0.003 мм рт ст./м⁶.

где: К=n_c - для скважин, пробуренных впереди очистного забоя.

Определим удельное сопротивление движению метана до горных выработок в зависимости от состава пород, которые залегают на расстоянии менее h_ср от разрабатываемого пласта:

= = = 0.0102 (мм рт. ст.)/м⁴,

где: l_оч - длина очистного забоя, м; L_пр - предельное в плоскости пласта расстояние от очистного забоя, на котором наблюдается метановыделение из пластов - спутников в скважины, м; К₁ = 12.5и К₂ = 1.18 - эмпирические коэффициенты при содержании в составе пород на расстоянии h_ср от разрабатываемого пласта глинистых сланцев менее, чем 80%.

Рассчитаем расход метана при данных параметрах скважин и разрежении:

= = 0.256 м³/мин.

Определение подсоса воздуха в скважины, общего дебита смеси, количества одновременно работающих скважин и расстояния между ними при подземной дегазации пологого пласта, который подрабатывается

Подсос воздуха в скважины:

= 3*0.29exp( -0.11)84^0.56 = 0.45 м³/мин.

где: А, b, f - эмпирические коэффициенты; В - разрежение в устье скважины, мм рт ст; h_ср - среднее расстояние от конца ненарушенной части скважины до кровли пласта, который разрабатывается, м; m_в - мощность вынимаемого пласта, м.

Общий дебит смеси:

= 0.256+0.45= 0.706, м³/мин.

где: I_со - расход метана в дегазационных скважинах, м³/мин.;

Концентрация метана в смеси:

= 100*0.36 = 36%.

Глубина обсадки скважин при бурении их из выработок, поддерживаемых за лавой:

= = 19.2, м.

Количество одновременно работающих скважин:

= = = 2.76 принимаем количество скважин 3.

где: К_дв - коэффициент эффективности дегазации, равен 0.5; I_дс - метановыделение из пластов и пород, залегающих на расстоянии, большем, чем h_ср от разрабатываемого пласта, м³/мин.

Расстояние между скважинами:

= = 71.7 м,

пласт месторождение дегазация

где: L_пр - предельное расстояние в плоскости пласта от очистного забоя, на котором наблюдается метановыделение из сближенных пластов в скважины, м.

Вывод: исходя из полученных данных, можно сделать вывод, что будет целесообразно использование каптируемого метана в целях получения электрической и тепловой энергии. Необходимая минимальная концентрация метана угольного пласта для работы когенерационного модуля составляет 25%, таким образом полученная из имеющейся лавы смесь удовлетворяет требованиям оборудования.

Использованная литература:

Руководство по дегазации угольных шахт. - М.: Недра, 1990. - 186 с.

Руководство по применению дегазации при ликвидации горения метана в шахтах. - М.: Недра, 1983. - 100 с.

Руководство по проектированию вентиляции угольных шахт. - К.: Основа, 1994. - 312 с.

Технологические схемы разработки пологих пластов на шахтах Украины. Руководящий нормативный документ. КД 12.01.201 - 98. - МУП Украины, 1998. - 244 с.

Справочник по рудничной вентиляции / Под ред. К.З. Ушакова. - М.: Недра, 1977. - 328 с.

Рудничная вентиляция: Справочник / Под ред. К.З. Ушакова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 440 с.

Инструкция по прогнозу и предупреждению внезапных прорывов метана из почвы горных выработок. - Макеевка-Донбасс: МакНИИ, 1987. - 29 с.

Айруни А.Т. Теория и практика борьбы с рудничными газами на больших глубинах. - М.: Недра, 1981. - 335 с.

Алидзаев Е.Д. Дегазация угольных пластов. - М.: Госгортехиздат, 1960. - 47 с.

Колмаков В.А. Метановыделение и борьба с ним в шахтах. - М.: Недра, 1981. -134 с.

Малеев В.Б., Малашкина В.А. Водоотлив и дегазация угольных шахт. - М.: Недра, 1995. - 208 с.

Морев А.М., Евсеев И.И. Дегазация сближенных пластов. - М.: Недра, 1975. - 168 с.

Морев А.М., Сахаров Н.М. Дегазация угольных шахт и использование метана. - Донецк: Донбасс, 1974. - 109 с.

Мякенький В.И., Курдиш И.К. Микробиологическое окисление метана угольных шахт. - Київ: Наукова думка, 1991. - 148 с.

Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. - М.: Недра, 1979. - 48 с.

Оборудование и аппаратура для дегазационных работ в шахтах: Каталог / М-во угольной пром-ти СССР, ЦНИИ экономики и науч.-техн. информ. угольной пром-ти. - М., 1989. - 48 с.

Прогноз газообильности и управление метановыделением в угольных шахтах: Учеб. пособие / Н.Ф. Кременчуцкий, Н.К. Масленко, С.В. Балашов и др. - К.: УМК ВО, 1989. - 88 с.

Пудак В.В. Дегазация углепородного массива направленными скважинами, пробуренными с поверхности. - М.: ИАЦ ГН, 1993. - 111 с.

Пучков Л.А., Каледина Н.О. Динамика метана в выработанных пространствах угольных шахт. - М., МГГУ, 1995. - 312 с.

Управление газовыделением при разработке угольных пластов / А.А. Мясников, А.С. Рябченко, В.А. Садчиков. - М.: Недра, 1987. - 216 с.

Размещено на Allbest.r