Страница 12: НПАОП 10.0-5.07-88. Инструкция по безопасному ведению горных работ на шахтах, разрабатывающих пласты, склонные к горным ударам (56493)

до 0,5 м. Номограмма построена для угольных пластов мощностью 1 м Для пластов мощностью более 1 м параметры необходимо умножить на величину √m . В зонах влияния тектонических нарушений и зонах ПГД параметры скважин необходимо корректировать

Для увеличения эффективности гидрорыхления через скважины глубиной до 6 м в конце нагнетания целесообразно производить гидроразрыв или интенсивное гидрорасчленение угольного пласта

Для выявления опасных зон на газоносных пластах рекомендуется способ, основанный на измерении расхода поступающей в пласт жидкости при одинаковом давлении нагнетания (рис 7.6). В спокойной зоне пласта нагнетание проводится через скважины длиной 9—11 м.

Давление нагнетания повышают в три ступени:

I. 5—6 МПа, 10 мин.

II. 9—11 МПа, 15—20 мин.

III. 15—17 МПа, до закачивания расчетного количества воды.

После стабилизации давления на II ступени в течение 10— 15 мин фиксируют величину Q. Если значения Q составляют 6—8 л/мин и более, то нагнетание продолжается на III ступени. При резком падении расхода жидкости, т. е. при Q≤2,5 л/мин, считают зону пласта опасной и переходят на гидрорыхление через скважины l_С = 4 м, l_Г = 3 м, увеличивают норму увлажнения в 1,5 раза и доводят нагнетание до гидроразрыва или гидрорасчленения пласта.

При давлении Р_М = 9—11 МПа расход Q, как правило, находится в пределах 1 л/мин. При выходе из опасной зоны расход увеличивается до 2—3 л/мин. Если такой расход ((Q≥2—3 л/мин) при Рн = 9—11 МПа зафиксирован не менее, чем в трех последующих циклах, то считают, что очистной или подготовительный забой вышел из опасной зоны и переходят на гидрорыхление через скважины длиной 9—11I м.

При трудности бурения скважин на необходимую глубину гидрообработку начинают через скважины с минимально возможной глубиной, но не менее n+b, где b — подвигание забоя за один цикл.

Если по технологическим причинам значение lс необходимо увеличить, то переход к более длинным скважинам нужно осуществлять постепенно, в течение 3—4 циклов нагнетания. Глубину герметизации в этом случае выбирают таким образом, чтобы фильтрующая часть скважины располагалась в зоне максимума опорного давления. В конце нагнетания следует произвести гидроразрыв пласта. Расстояние между скважинами должно быть не менее lс. Бурение скважин в таких условиях целесообразно производить с продувкой или промывкой.

Для повышения эффективности гидрорыхление может проводиться с контролем сейсмоакустической активности. Нагнетание осуществляют со сбросом давления воды в системе перед каждым его ступенчатым повышением, контролируя сейсмоаку-стическую активность в процессе нагнетания. Переход с одной ступени повышения или сброса давления на другую осуществляют после резкого снижения и начала стабилизации темпа нагнетания.

1.4. Гидроотжим краевой части пласта применяют только в действующих очистных или подготовительных забоях при вынимаемой мощности пласта (слоя) не более 2—2,5 м.

Глубину герметизации выбирают в зависимости от мощности пласта или вынимаемого слоя из соотношения l_Г = (3—4)√ m. Длину фильтрующей части скважины, как правило, принимают равной 0,3—0,5 м. При использовании нагнетательного оборудования, позволяющего поднять давление до 30—40 МПа, длину фильтрующей части скважины целесообразно увеличивать до 0,8—1,5 м Расстояние между скважинами принимают из условия с ≤3,5l_C.

Для выявления опасных зон на пластах повышенной прочности рекомендуется способ их обнаружения, основанный на измерении давления нагнетаемой воды при постоянном расходе.

В спокойной зоне угольного пласта гидрообработку осуществляют через скважины с глубиной герметизации l₁ = (1,5—2)√m. Нагнетание производят при постоянном расходе с фиксированием давления. При резком увеличении давления в 2 раза и более глубину герметизации увеличивают до (3,5—4)√ m, а длину фильтрующей части скважины принимают равной 0,5—1,5 м в зависимости от мощности нагнетательного оборудования и производят гидроотжим краевой части пласта.

После падения давления воды в системе до 5 МПа и ниже нагнетание прекращают; при большем остаточном давлении, но не менее чем в 2 раза по сравнению с давлением до гидроразрыва, подачу воды в скважину продолжают в течение 10—15 мин.

2. Камуфлетное взрывание и бурение разгрузочных скважин

2.1. Основным параметром при камуфлетном взрывании является расстояние С между шпурами, величину которого устанавливают в зависимости от степени напряженности пласта, типа ВВ и вида забойки. Для патронированных аммонитов необходимо руководствоваться следующим

На удароопасных участках каменноугольных пластов при глиняной забойке С = 0,8 м. При использовании гидравлической забойки (табл. 7.2) расстояние между скважинами зависит от соотношения Рср/Р_HОМ, где Р_CP— средний выход буровой мелочи в зоне расположения заряда; Р_НОМ— ее номинальный выход.

Таблица 7.2

На антрацитовых пластах при выявлении I или II категорий удароопасности камуфлетное взрывание рекомендуется применять со следующими параметрами: глубина шпуров равна ширине защитной зоны, С = 3 м, вес одного заряда ВВ марки 6ЖВ равен

1,2 кг. Серия одновременно взрываемых зарядов состоит из 2—3 шпуров, забойка — глиняная.

В условиях буроугольных пластов при забойке из водонапол-ненных ампул и глиняной забойке С = 0,8 м. При гидравлической забойке (табл. 7.3) параметр С зависит от соотношения W Wкр (W-cредняя влажность угля в месте расположения заряда, Wкр — критическая влажность, см. прил. 6). Для других типов ВВ расстояние между скважинами находят опытным путем.

Таблица 7.3

2.2. Расстояние между разгрузочными скважинами также выбирают в зависимости от категории удароопасности, диаметра скважин и мощности угольного пласта, используя формулу: С = К₁К₂К₃, где С — расстояние между скважинами, м; К₁, К₂ и К₃— эмпирические коэффициенты, учитывающие соответственно категорию удароопасности (табл. 7.4), диаметр скважины (табл. 7.5) и мощность вынимаемого пласта (табл. 7.6).

Таблица 7.4

Таблица 7.5

Таблица 7.6

На участках пласта, где разрушения стенок, скважин не происходит, а категория удароопасности в краевых частях пласта выработок может быть в дальнейшем I или II, коэффициент К1 принимают как для III категории.

2 3 Для антрацитовых пластов расстояние с между разгрузочными скважинами рекомендуется принимать равным: при диаметре скважин 300 мм и более — n; 200 мм — 0,7n, 150 мм — 0,5n

ПРИЛОЖЕНИЕ 8 РЕГИОНАЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ УДАРООПАСНОСТИ ШАХТНЫХ ПОЛЕЙ

Региональный прогноз удароопасности шахтных полей основан на непрерывном контроле кинематических и динамических параметров сейсмических полей в инфразвуковом диапазоне частот (1 —100) Гц. Он предназначен для выявления сейсмически наиболее активных (угрожаемых) участков месторождения (шахтных полей) и контроля степени их опасности с учетом фактора времени

В пределах отдельного шахтного поля региональный прогноз позволяет:

выявить наиболее удароопасные зоны,

оценить степень (категорию) их удароопасности,

определить удароопасное состояние угрожаемых зон с учетом фактора времени;

контролировать эффективность региональных мер предотвращения горных ударов.

Региональный прогноз удароопасности шахтного поля осуществляют с помощью комплекса технических средств, которые размещают по спецпроекту, разрабатываемому институтом ВНИМИ применительно к условиям конкретного месторождения. Комплекс включает:

телеметрическую систему сбора и передачи сейсмической информации во взрывобезопасном исполнении (ТАППС-В);

аппаратуру сопряжения системы с мини-ЭВМ;

мини-ЭВМ типа СМ-1420, «Электроника-60» или измерительно-вычислительного комплекса (например, К-754);

кабельных линий связи «датчик-ЭВМ» при их удалении до 10 км и радиоканалов связи при больших расстояниях.

Региональный прогноз удароопасности шахтного поля включает:

микросейсморайонирование шахтного поля по уровню сейсмической активности (выделение угрожаемых зон),

прогноз горных ударов с учетом фактора времени по изменению кинематических (частотая длительность, скорость разупрочнения) и динамических (амплитуда, энергия, удельная мощность) параметров сейсмических полей; по изменению кинематических и динамических показателей устойчивости массива горных пород, определяемых по спектрам сейсмических колебаний;

Прогноз степени удароопасности при региональном способе осуществляют по номограмме (рис. 8.1)

По оси ординат (см. рис 8.1) отложено количество сейсмических явлений N', а по оси абсцисс — их энергетический класс К_э=log Е, где Е— сейсмическая энергия. Оценка количества сейсмических явлений и определение их энергетического класса производится автоматически с

Рис. 8.1. Номограмма для установления категории удароопасности при региональном прогнозе

помощью сейсмотелеметрической аппаратуры передачи сейсмической информации (ТААПС-В), аппаратуры селекции и накопления— АСН и мини-ЭВМ типа СМ-4 или СМ-1420, устанавливаемой на сейсмической станции. Категорию удароопасности, выявленную региональным прогнозом сейсмоактивной зоны, оценивают по величине наклона графика повторяемости Ъ и параметру сейсмического режима а по формуле: log N′ = a - bК_Э.

Параметры сейсмического режима:

При третьей (неопасной) категории удароопасности а<1, b> l.

При второй (опасной) категории удароопасности 1≤а<2;

0,5<b≤1.

При первой (наиболее опасной) категории удароопасности а≥2; b≤0,5.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1