ДЕРЖАВНА КОМІСІЯ УКРАЇНИ ПО ЗАПАСАХ КОРИСНИХ КОПАЛИН
ПРИ МІНІСТЕРСТВІ ОХОРОНИ НАВКОЛИШНЬОГО
ПРИРОДНОГО СЕРЕДОВИЩА УКРАЇНИ
Н А К А З
| 29.04.2009 N 161 |
Про затвердження Методичних вказівок з підрахунку запасів шахтного метану вуглегазових родовищ в зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів
Відповідно до статті 45 Кодексу України про надра, пункту 7 Положення про Державну комісію України по запасах корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 10.11.2000 N 1689, з метою створення умов для підрахування і державного обліку загальних (емісійних) та видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ у зонах супутньої технологічно необхідної під час розробки вугільних пластів дегазації,
НАКАЗУЮ:
1. Затвердити Методичні вказівки з підрахунку запасів шахтного метану вуглегазових родовищ відповідно до Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічної оцінки загальних (емісійних) та видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ в зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів, затвердженої наказом ДКЗ від 07.11.2008 р. N 523 і зареєстрованої Міністерством юстиції України 12.01.2009 за N 7/16023 (додаються).
2. Начальнику відділу геолого-економічної експертизи запасів мінеральної сировини Пижуку І.П. у місячний термін підготувати до розповсюдження збірку нормативних документів, у складі:
Методичних вказівок з підрахунку запасів шахтного метану вуглегазових родовищ в зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів.
3. Начальнику відділу інформаційних технологій в геології Морозовському О.Р. у місячний термін забезпечити розміщення на сайті ДКЗ тексту Методичних вказівок з підрахунку запасів шахтного метану вуглегазових родовищ в зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів для загального користування.
4. Контроль за виконанням наказу залишаю за собою.
| Голова ДКЗ | Г.І.Рудько |
ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Державної комісії
України по запасах
корисних копалин
29.04.2009 N 161
МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ
з підрахунку запасів шахтного метану вуглегазових родовищ в зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів
I. Галузь використання
1.1. Ці методичні вказівки встановлюють методику визначення вихідних даних для підрахування загальних запасів емісійного шахтного метану та видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ в зонах супутньої технологічно необхідної дегазації, що підраховуються згідно з Інструкцією із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічної оцінки загальних (емісійних) та видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ в зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів, затвердженою наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин від 07.11.2008 N 523, зареєстрованим Міністерством юстиції України 12.01.2009 за N 7/1623.
1.2. Методичні вказівки є обов'язковими для виконання підприємствами, організаціями, установами всіх форм власності, що здійснюють підрахування запасів шахтного метану, підготування їх до промислового освоєння і подання на державну експертизу і оцінку.
II. Нормативні посилання
Методичні вказівки опрацьовано відповідно до таких нормативно-правових актів:
Інструкція із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічної оцінки загальних (емісійних) та видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ у зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів, затверджена наказом ДКЗ від 07.11.2008 N 523, зареєстрована в Мінюсті України 12.01.2009 за N 7/16023.
Відбирання проб вугілля і порід, що вміщують шахтні води, метан, германій, шкідливі речовини під час геологічної розвідки та експлуатації, СОУ 10.1.00186080.003:2007, Мінвуглепром України, Київ, 2007.
"Временные методические требования к геолого-экономической оценке и подсчету запасов метана в угольных пластах". Затверджені ДКЗ СРСР від 15 січня 1987 року.
"Дегазация угольных шахт. Требования к способам и схемы дегазации". СОУ 10.1.00174088.0011:2004.
"Инструкция по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах". Москва, "Недра", 1977.
Інструкція про геологічні роботи на вуглевидобувних підприємствах України. Інструкція. КД 12.06.204-99, затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 12.12.2000 N 558.
Інструкція про зміст, оформлення і порядок подання в ДКЗ України матеріалів з геолого-економічної оцінки запасів вугілля і горючих сланців, затверджена наказом ДКЗ України від 03.10.97 N 83.
Постанова Кабінету Міністрів України від 27.09.2000 N 1463 "Про заходи розвитку промислового добування метану з вугільних родовищ Донбасу".
Правила безпеки у вугільних шахтах, затверджені наказом Міністерства праці та соціальної політики України від 22.08.2000 N 215.
Проектування, будівництво та експлуатація технологічних комплексів дегазації метану вугільних родовищ, стандарт ГТР 10.1.25590072.002.2004.
"Руководство по определению и прогнозу газоносности вмещающих пород угольных месторождений при геологоразведочных работах", Ростов на Дону, 1987.
"Руководство по проектированию вентиляции угольных шахт. Утверждено приказом Госкомитета Украины по надзором за охраной труда от 20.12.93 N 131. ДННОТ 11-30 06.09.1993 г.".
"Руководство по дегазации угольных шахт". М. Ин-т горн. дела им. А.А.Скочинского, 1985.
Скупчення вільного метану в непорушеному масиві. Методика прогнозування зон та визначення їх параметрів. СОУ 10.1.05411357.004:2005.
"Технические требования угольной промышленности к геологоразведочным работам и исходным геологическим материалам, представляемым для проектирования шахт и разрезов". Затверджено Мінвуглепромом СРСР 26 листопада 1986 року.
"Породы горные. Методы определения коллекторских свойств" (Породи гірські. Методи визначення колекторських властивостей), ГОСТ 26450.0-85-26450.2-85.
III. Визначення вихідних даних для підрахунку запасів емісійного шахтного метану
3.1. Визначення основних показників вихідних даних
Кількості (запаси) емісійного метану, які будуть надходити у відроблюваний простір із розроблюваного пласта, а також із вугільних пластів і пісковиків, які розташовані у висячому і лежачому боках (Q) і містяться в межах зони дренування, визначаються як добуток питомого метановиділення з кожного вугільного пласта чи пласта пісковика (q) на його запаси (P)
Q = q P (3.1)
Відповідно до вищенаведеного основними показниками вихідних даних для підрахування запасів метану є:
підраховані балансові та позабалансові запаси вугілля по пластах, а також непідраховані запаси вугілля і об'єми порід, які є колекторами метану, що містяться в контурах зон майбутньої дегазації;
показники природної метаноносності вугілля (куб.м/т.с.б.м.) і вмісних порід (куб.м/куб.м), прийняті за даними обробки результатів опробування, а також за даними газового режиму шахт та ділянок, які розташовані поруч та ведуть відробку в аналогічних умовах.
Для пластів, метаноносність яких не вивчалась, показники метаноносності можуть прийматися (з відповідним зниженням ступеня геологічної вивченості) за аналогією із суміжними або зближеними пластами, або зворотним способом - відбором нових проб вугілля у діючих виробках у близьких до підрахункових умовах (глибина, марка) та визначенням їхньої сорбційної метаноємності в лабораторних умовах.
Як графічна основа для підрахунку запасів метану використовуються:
гіпсометричні плани підрахунку запасів вугілля та структурні карти (суміщені з картами ізопахіт) вмісних порід-колекторів;
карти і розрізи прогнозу метаноносності вугільних пластів та пластів вмісних порід-колекторів, на які наносяться контури передбачуваної дегазації;
графіки зростання метаноносності з глибиною.
Оскільки прогнозна газоносність вугільних пластів наводиться ізолініями рівної газоносності - ізогазами, які є основою для ведення гірничих робіт і підрахунку запасів метану, середня природна метаноносність пластів у межах підрахункових блоків розраховується як середньоарифметична між ізогазами, які містяться у цьому блоці, або за прогнозними кривими та емпіричними залежностями метаноносності вугілля з глибиною.
Для некондиційних зближених вугільних пластів та пластів-супутників природна метаноносність установлюється за аналогією до найближчих кондиційних вугільних пластів.
Природна метаноносність пластів умісних порід-колекторів визначається за даними геологорозвідувальних робіт (прямі заміри пластового тиску в свердловинах, припливів метану, лабораторні визначення фільтраційно-ємнісних параметрів колектора) або визначається за емпіричною формулою залежності пластового тиску від статичного в масиві. У контурах дренажу емісійного шахтного метану враховуються неробочі тонкі пласти й пропластки вугілля потужністю понад 0,10 м.
3.2. Визначення параметрів питомого метановиділення у відроблюваний простір
3.2.1. Для кожного вугільного пласта, який передбачається до розробки, питоме метановиділення в гірничу виробку при вийманні вугілля (куб.м з тонни вугілля) слід розраховувати за формулою:
d a
q = (x - x ) (100 - A - W ) / 100, (3.2)
yi i oi
де q - питоме метановиділення з тонни відроблюваного
yi
вугільного пласта (куб.м/т);
x - пластова природна метаноносність відроблюваного
i
вугільного пласта, куб.м/т.с.б.м.;
x - залишкова метаноносність вугілля, куб.м/т.с.б.м.,
oi
визначається за графіком (рис. 3.1) ( va161339-09 );
d
A - зольність вугілля, %;
а
W - масова частка загальної аналітичної вологи, %;
d a
(100 - A - W ) / 100 - коефіцієнт перерахунку загальної маси
вугільного пласта, який відроблюється, на суху беззольну вугільну
масу, частки одиниці.
Пластова природна металоносність (x ) визначається за даними
i
геологорозвідувальних робіт або, якщо такі дані відсутні,
визначається за сорбційною метаноносністю вугілля в лабораторії за
пробми, які відібрані в цій або ближній гірничій виробці протягом
не більше як 3 діб з часу розкриття вугільного пласта.
Залишкова метаноносність розроблюваного вугільного пласта
(x ) куб.м/т.с.б.м. визначається за графіком, наведеним на
oi
рис. 3.1 ( va161339-09 ).
3.2.2. Питоме метановиділення з підроблюваного вугільного пласта або пропластка, який розміщений в зоні дренування видобувними гірничими виробками вугільного пласта, що розробляється, необхідно визначати за формулою:
d a
q = (x - x ) (100 - A - W ) / 100 k , (3.3)
yi i oi еф.р.
де q - питоме виділення метану, з підроблюваного вугільного
yi
пласта, куб.м/т;
x - пластова природна метаноносність підроблюваного
i
вугільного пласта, куб.м/т.с.б.м.;
x - залишкова метаноносність підроблюваного вугільного
oi
пласта, куб.м/т.с.б.м;
d a
(100 - A - W ) / 100 - коефіцієнт перерахунку загальної маси
вугільного пласта, який відроблюється, на суху беззольну вугільну
масу, частки одиниці;
k - коефіцієнт ефективності розвантаження підроблюваної
еф.р.
товщі.
Коефіцієнт ефективності розвантаження підроблюваної товщі слід
визначати за формулою:
M
ві
k = 1 - -----, (3.4)
еф.р. M
р
де M - відстань по нормалі між покрівлею відроблюваного і
ві
підроблюваним пластом, м;
M - потужність зони дренування, що утворюється під час
р
виймання відроблюваного вугільного пласта у його висячому боці,
розрахована для вугільних пластів.
Потужність (товщина) зони дренування метану (M ) у висячому
р
(підроблюваному) боці вугільного пласта, який розроблюється,
розраховується для пологих та похилих вугільних пластів і
пропластків з кутами падіння до 35 град. за емпірично встановленою
формулою:
250 m
від
M = k k -----------------, (3.5)
р с.п. л 3
епсилон · 10
кр
де k - коефіцієнт, що враховує залежність стійкості порід
с.п.
висячого боку вугільного пласта від способу управління покрівлею в
очисному вибої (k = 1 - при повному обрушенні порід покрівлі;
с.п.
k = 0,8 - при частковій закладці, поступовому опусканні й
с.п.
утриманні "на кострах"; k = 0,4 - при повній закладці
с.п.
виробленого простору);
k - коефіцієнт, який враховує вплив ступеня метаморфізму
л
вугілля на розміри склепіння розвантаження. Цей коефіцієнт
визначається за графіком, наведеним на рис. 3.2 ( va161339-09 ).
Ступінь метаморфізму вугілля на цьому графіку виражається через
класифікаційний показник якості вугілля - вихід летких речовин
daf
(V );
m - виймальна потужність вугільного пласта, що
від
відроблюється, м;
епсилон - деформації розтягання, при яких відбувається
кр
розрив суцільності пластів (для вугільних пластів Донецького
-3
басейну епсилон = 2 · 10 ).
кр
Після стандартних алгебраїчних перетворень формула для визначення питомого метановиділення із підроблюваного пологого чи похилого вугільних пластів або пропластка у відроблюваний простір після виймання розроблюваного вугільного пласта набуває такого вигляду:
3
M епсилон · 10
d a ві кр
q = (x - x ) (100 - A - W ) / 100 (1 - ---------------------). (3.6)
ві o oi 250 k k m
с.п. л від
Потужність (товщина) зони дренування метану (M ) у висячому
р
(підроблюваній товщі) боці вугільного пласта, який розроблюється,
розраховується для крутоспадних вугільних пластів і пропластків з
кутами падіння понад 35 град. за емпірично встановленою формулою
M = k m (1,2 + cos a ), (3.7)
р ук від пл
де k - коефіцієнт, що враховує вплив способу управління
ук
покрівлею на розміри склепіння зрушення (k = 60 при повному
ук
обрушенні порід покрівлі; k = 45 при частковій закладці,
ук
поступовому опусканні й утриманні "на кострах";
k = 25 при повній закладці виробленого простору);
ук
m - потужність вугільного пласта, що відроблюється, м;
від
a - кут падіння вугільного пласта, що відроблюється, град.
пл
Рис. 3.2. Графік для визначення коефіцієнта k
л
3.2.3. Питоме метановиділення з пласта пісковику, який міститься в зоні дренування відроблюваного вугільного пласта, слід визначати за формулою:
q = x k , (3.8)
пі пі еф.р.
де q - питоме виділення метану, куб.м із куб.м
пі
підроблюваного пісковика;
x - природна метаноносність пісковику, куб.м/куб.м;
пі
k - коефіцієнт ефективності розвантаження підроблюваної
еф.р.
товщі.
Якщо відсутні дані щодо природної метаноносності пісковиків
(x ), вона визначається для кожного пласта пісковику окремо за
пі
формулою:
0,0085 гама H
в і
x = k -----------------, (3.9)
пі еп p
0
де x - природна метаноносність (газоносність)
пі
підроблюваного пісковику, куб.м/куб.м;
k - коефіцієнт відкритої пористості пісковику в долях
еп
одиниці;
гама - густина води (приймається рівною 1 т/куб.м);
в
H - глибина залягання пісковику, м;
і
p - нормальний повітряний тиск (приймається рівним 0,1 Мпа).
0
Коефіцієнт ефективності розвантаження пісковиків у
підроблюваній товщі (k ) визначається за формулою:
еф.р.
M
пі
K = 1 - -----, (3.10)
еф.р. M
рп
де M - відстань по нормалі від покрівлі відроблюваного
пі
вугільного пласта до середини товщини пісковику, м;
M - потужність зони дренування, що утворюється під час
рп
виймання відроблюваного вугільного пласта в його висячому боці,
розрахована для пісковиків.
Потужність зони дренування для пологих та похилих пластів
пісковиків розраховується за тією самою формулою, що і для вугільних
пластів:
250 m
від
M = k k -----------------, (3.11)
р с.п. л 3
епсилон · 10
кр
де k - коефіцієнт, який враховує залежність стійкості
с.п.
порід висячого боку вугільного пласта від способу управління
покрівлею в очисному вибої (k = 1 - при повному обрушенні
с.п.
порід покрівлі; k = 0,8 - при частковій закладці, поступовому
с.п.
опусканні та утриманні "на кострах"; k = 0,4 - при повній
с.п.
закладці виробленого простору);
k - коефіцієнт, який враховує вплив ступеня метаморфізму
л
вугілля на розміри склепіння розвантаження. Цей коефіцієнт
визначається за графіком, наведеним на рис. 3.1 ( va161339-09 ).
Ступінь метаморфізму вугілля на цьому графіку виражається через
класифікаційний показник якості вугілля - вихід летких речовин
daf
(V );
m - виймальна потужність вугільного пласта, що
від
відроблюється;
епсилон - граничні деформації розтягання, при яких
кр
відбувається розрив суцільності порід (для пластів пісковиків
-3
епсилон = 3,5 · 10 ).
кр
Після стандартних алгебраїчних перетворень формула для
визначення питомого метановиділення з підроблюваного пологого або
похилого пласта пісковику у відроблюваний простір після виймання
розроблюваного вугільного пласта приймає такий вигляд:
M
пі
q = x k = x ( 1 - ----- ) (3.12)
пі пі еф.р. пі M
рп
або
M
пі
q = x (1 - -----) гама , (3.13)
пі пі M п
рп
де q - питоме виділення метану, куб.м або куб.м/т
пі
підроблюваного пісковику;
x - природна метаноносність пісковиків, що підроблюються,
пі
куб.м/куб.м;
M - відстань по нормалі від покрівлі відроблюваного
пі
вугільного пласта до середини товщини пласта пісковику, м;
гама - об'ємна щільність пісковику, т/куб.м.
п
Потужність (товщина) зони дренування метану (M ) у висячому
р
(підроблюваному) боці вугільного пласта, який розроблюється, для
крутопадаючих пластів пісковиків з кутами падіння понад 35 град.
розраховується за тією самою емпірично встановленою формулою, що
для вугільних пластів:
M = k m (1,2 + cos a ), (3.14)
р ук від пл
де k - коефіцієнт, що враховує вплив способу управління
ук
покрівлею на розміри склепіння зрушення (k = 60 при повному
ук
обрушенні порід покрівлі; k = 45 при частковій закладці,
ук
поступовому опусканні та триманні "на кострах"; k = 25 при
ук
повній закладці виробленого простору);
m - потужність вугільного пласта, що відроблюється, м;
від
a - кут падіння вугільного пласта, що відроблюється, град.
пл
3.2.4. При надробці пологих і похилих вугільних пластів та
пісковиків потужність зони дренування у вуглепородному масиві
лежачого боку розроблюваного вугільного пласта (інтервал, у якому
пласти дегазуються під впливом надробки) приймається рівною
M = 60 м.
н
У разі надробки крутоспадних і крутих вугільних пластів та
пісковиків (з кутами падіння більше 35 град.) потужність зони
дренування у вуглепородному масиві лежачого боку розроблюваного
вугільного пласта розраховується за формулою:
л
M = k m (1,2 - cos a ), (3.15)
р ук від пл
де k - коефіцієнт, що враховує вплив способу управління
ук
покрівлею на розміри склепіння зрушення; k = 60 при повному
ук
обрушенні порід покрівлі (k = 45 при частковій закладці,
ук
поступовому опусканні та триманні "на кострах"; k = 25 при
ук
повній закладці виробленого простору);
m - потужність вугільного пласта, що відроблюється, м;
від
a - кут падіння вугільного пласта, що відроблюється, град.
пл
3.2.5. Розрахунок питомого метановиділення із надроблюваного
вугільного пласта, розташованого в зоні дренування.
Для кожного надроблюваного пологого чи похилого вугільного
пласта, що залягає в межах зони дренування, питоме метановиділення
(q ) визначається за формулою:
ві
M
н ві
q = (x - x ) (1 - k ) ( 1 - ----- ), (3.16)
ві ві oi дег 60
де x , x - пластова природна та залишкова метаноносність
ві oi
вугільного пласта чи прошарку, куб.м/т;
M - відстань по нормалі від покрівлі відроблюваного
ві
вугільного пласта до досліджуваного пласта чи прошарку, м.
Для надроблюваного крутопохилого і крутого вугільного пласта,
який залягає в межах зони дренування, питоме метановиділення (q )
ві
визначається згідно з формулою:
л
q = (x - x ) (1 - M / M ). (3.17)
ві ві oi ві р
3.2.6. Розрахунок питомого метановиділення з надроблюваного
пласта пісковику, розташованого в зоні дренування.
Для кожного надроблюваного пологого чи похилого пласта
пісковику, що залягає в межах зони дренування, питоме
метановиділення (q ) визначається за формулою:
пі
M
н пі
q = x k = x ( 1 - ----- ) (3.18)
пі пі еф.р. пі 60
або
M
пі
q = x k гама = x гама ( 1 - ----- ), (3.19)
пі пі еф.р. п пі п 60
де q - питоме виділення метану з надроблюваного пісковику;
пі
x - природна метаноносність надроблюваного пісковику,
пі
куб.м/куб.м;
M - відстань по нормалі від покрівлі відроблюваного
пі
вугільного пласта до середини товщини пласта пісковику, м;
гама - об'ємна щільність пісковику, куб.м/куб.м.
п
Для надроблюваного крутопохилого і крутого пласта пісковику,
що залягає в межах зони дренування, питоме метановиділення (q )
пі
визначається за формулою:
л
q = x k = x (1 - M / M ) (3.20)
пі пі еф.р. пі пі р
або
л
q = x k гама = x гама (1 - M / M ), (3.21)
пі пі еф.р. п пі п пі р
3.2.7. Якщо вугільний пласт чи пропласток входить до зон
дренування двох або більше відроблюваних вугільних пластів, то для
розрахунку метановиділення у вироблюваний простір другого і
наступних відроблюваних пластів використовується не природна
(x ), а залишкова (x - x ) метаноносність, що залишається
ві ві вн
після його дренування виробками попереднього вугільного пласта.
3.3. Визначення запасів вугільних пластів і пісковиків (P),
які містяться в межах зон дренування і є джерелом емісійного
метану
3.3.1. Підрахунок запасів вугілля в розроблюваному пласті
(P ) з метою визначення запасів емісійного метану необхідно
в
проводити в пластах з балансовими і позабалансовими запасами
вугілля та пластах з непідрахованими запасами вугілля, які
містяться в межах контуру дегазації і є джерелами метану, для яких
природна метаноносність (x ) є більшою від залишкової
ві
метаноносності (x ), а зольність пласта не перевищує 35%.
0
Залишкова метаноносність вугілля із цією метою визначається згідно з графіком на рис. 3.2.
У разі, якщо пласт із підрахованими раніше запасами вугілля відповідає вищенаведеним вимогам до метаноносності та зольності за всією його площею, усі запаси вугілля, що підраховані, приймаються до розрахунків запасів емісійного метану. Якщо вказаним вимогам відповідає частина пласта, запаси якої окремо не підраховувалися, то їх слід підрахувати. Підрахунок запасів вугілля в зближених балансових і позабалансових пластах і пропластках з метою визначення запасів емісійного метану в них здійснюється в тій частині, яка входить до зони дренування відроблюваного балансового пласта і де залишкова метаноносність та зольність вугілля відповідають вищенаведеним вимогам. Мінімальна потужність вугільних пропластків, які включаються до підрахунку, приймається рівною 0,1 м. Кондиціями для підрахунку запасів емісійного метану можуть установлюватись інші значення мінімальної потужності пропластків на підставі додаткового обґрунтування. Кондиціями на підрахунок запасів емісійного метану можуть бути внесені й інші обмеження до показників вугільних пластів і пропластків, які враховуються для визначення запасів емісійного метану.
Методика підрахунку запасів вугілля регламентується Інструкцією із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до родовищ вугілля.
3.3.2. Підрахунок запасів пісковиків (P ), які залягають у
п
висячому і лежачому боках відроблюваного вугільного пласта та
містяться в зоні дренування гірничих виробок і є джерелами
емісійного метану, здійснюється за відомими формулами з визначення
об'єму як добутку площі пласта (S) на його середню потужність
(m ):
ср
P = S m (3.22)
п ср.
Мінімальна потужність пласта пісковику, який включається до підрахунку, та його мінімальна метаноносність визначаються кондиціями або фактичними гідродинамічними його параметрами (великий тиск, дебіт).
IV. Підрахунок запасів шахтного метану
Запаси шахтного метану підраховуються за результатами геологорозвідувальних робіт або розробки родовищ вугілля.
Підрахунку та обліку підлягають як загальні запаси емісійного шахтного метану (МШЕ), так і видобувні (балансові).
4.1. Підрахунок загальних запасів емісійного шахтного метану
Запаси емісійного шахтного метану (МШЕ) слід підраховувати для кожного вугільного пласта, запаси вугілля якого визнані як балансові.
Підрахунок здійснюється в межах зони дренування метану, яка утворюється під час розробки кожного балансового вугільного пласта і включає розроблюваний вугільний пласт, його висячий (підроблюваний) бік і лежачий (надроблюваний) бік.
Запаси шахтного емісійного метану підраховуються відповідно до встановлених кондицій одночасно або після підрахунку запасів вугілля. Запаси метану підраховуються в одиницях об'єму - млн.куб.м. До запасів метану включається сума запасів усіх вуглеводневих газів. Окремий підрахунок важких вуглеводневих газів не проводиться через їх низький вміст, нерівномірний розподіл і дуже низьку рухливість.
Запаси шахтного емісійного метану, що розміщені в зонах
впливу (розвантаження) гірничої виробки і можуть надходити у
відроблюваний простір пласта, який видобувається, від кожного
окремого джерела метановиділення (вугільного пласта чи пісковику)
(Q ), підраховуються як добуток питомого метановиділення (q ),
i i
розрахованого згідно з положеннями, наведеними у розділі 3.2., на
кількість запасів цього продуцента метану (P ), що є в зоні
i
дренування і розраховані згідно з положеннями, наведеними в
розділі 3.3:
Q = q P (4.1)
i i i
Загальні запаси емісійного метану для кожного вугільного
пласта, запаси якого визнані як балансові та підлягають відробці
(Q ), необхідно підраховувати як суму запасів, що надійдуть від
e
усіх джерел метановиділення, розташованих у зоні дренування
розроблюваного пласта:
Q = Q + Q + ... + Q . (4.2)
e 1 2 i
4.2. Підрахунок видобувних (балансових) запасів шахтного метану
До видобувних (балансових) запасів шахтного метану (МШВд) належить та частина запасів емісійного шахтного метану, що вилучається одночасно з веденням очисних робіт вакуум-насосними станціями системи супроводжувальної дегазації через спеціально пробурені свердловини або інші каптажні засоби і може бути економічно ефективно використаною.
Підрахунок видобувних запасів шахтного метану необхідно проводити на підставі коефіцієнтів ефективності дегазації. Цей коефіцієнт свідчить, яка частина емісійного шахтного метану може бути каптована і відведена на поверхню для підготовлення до утилізації.
Обґрунтування коефіцієнта ефективності дегазації (K )
д
здійснюється під час розробки кондицій для підрахування видобувних
запасів шахтного метану ділянки надр, що передається у
користування. На діючих шахтах він може прийматись таким, що вже
досягнутий в процесі видобування метану під час видобутку вугілля.
На підставі наявної інформації про геолого-структурні особливості
родовища (ділянки), його вугле- і метаноносність, розташування
вугільних пластів та пісковиків у розрізі, передбачуваних систем
розкриття і розробки балансових вугільних пластів у ТЕО кондицій
обґрунтовуються системи дегазації родовища (ділянки), а також
способи (схеми) дегазації джерел метановиділення в зонах дренажу
кожного балансового вугільного пласта, розташування та довжина
дегазаційних свердловин у межах визначених об'єктів дегазації.
Залежно від застосовуваних схем розташування дегазаційних
свердловин у зоні дренування розроблюваного пласта, як об'єкт
дегазації, що використовується в розрахунках кількості емісійного
та видобувного метану, можуть прийматись як окремі вугільні чи
пісковикові пласти, так і вуглепородні блоки, що дегазуються
єдиним пакетом свердловин.
Кількість видобувного шахтного метану (Q ) визначається як
вд
добуток емісійних запасів метану кожного об'єкта дегазації (Q ) і
е
коефіцієнта ефективності дегазації (K ) цього джерела метану:
д
Q = Q K (4.3)
вд е д.
Величина коефіцієнта ефективності дегазації (K ) для кожного
д
об'єкта дегазації (розроблюваного вугільного пласта, зближених
вугільних та пісковикових пластів, що залягають у покрівлі чи
підошві) визначається на підставі стандарту Мінвуглепрому України:
СОУ 10.1.00174088.001-2004 Дегазація вугільних шахт. Вимоги до
способів і схеми дегазації.
4.2.1. Ефективність дегазації розроблюваних вугільних пластів
1) Значення коефіцієнтів ефективності дегазації при дегазації розроблюваного пласта пластовими свердловинами під час проведення очисних робіт наведені в табл. 4.1.
Таблиця 4.1
------------------------------------------------------------------
| Напрямок буріння |Коефіцієнт дегазації,|Тиск (розрідження) |
| свердловин по пласту | K | на усті |
| | д | свердловини |
| | |-------------------|
| | | Атм. | мм.рт.ст. |
|----------------------+---------------------+-------+-----------|
|Висхідні та | 0,3 | 0,067 | 50 |
|горизонтальні | | | |
|свердловини | | | |
|----------------------+---------------------+-------+-----------|
|Низхідні свердловини | 0,2 | 0,13 | 100 |
|----------------------+---------------------+-------+-----------|
|Повернуті на вибій | 0,4 | 0,067 | 50 |
|висхідні свердловини | | | |
------------------------------------------------------------------
2) Величина коефіцієнта дегазації при дегазації розроблюваного пласта екрануючими свердловинами досягає 0,45 при тиску (розрідженні) на усті свердловини меншому від 50 мм.рт.ст.
4.2.2. Ефективність дегазації зближених вугільних пластів та пісковиків
1) Коефіцієнти ефективності дегазації підроблюваних пологих та похилих пластів свердловинами, пробуреними із виробок свердловинами, наведені в табл. 4.2.
Таблиця 4.2
------------------------------------------------------------------
|Схема дегазації | Умови | Коефіцієнт | Тиск на усті |
| |застосування | дегазації, | свердловини |
| | | K |-------------------|
| | | д | Атм. | мм.рт.ст. |
|----------------+-------------+-------------+-------+-----------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|----------------+-------------+-------------+-------+-----------|
| Схема N 1 |Стовпова | 0,4 | 0,067 | 50 |
| Свердловини |система | | | |
| пробурені з |розробки. | | | |
| виробки, яка |Свердловини | | | |
| погашається за |пробурені | | | |
|лавою, попереду |назустріч | | | |
|очисного вибою |очисному | | | |
| |вибою з | | | |
| |конвеєрної | | | |
| |або | | | |
| |вентиляційної| | | |
| |виробки | | | |
|----------------+-------------+-------------+-------+-----------|
| Схема N 2 |Стовпова або | 0,7 | 0,067 | 50 |
| Свердловини |суцільна | | | |
| пробурені з |система | | | |
| виробки, яка |розробки. | | | |
|підтримується за|Виробка за | | | |
| лавою |лавою | | | |
| |охороняється | | | |
| |кострами або | | | |
| |бутовою | | | |
| |смугою, | | | |
| |свердловини | | | |
| |пробурені з | | | |
| |поворотом у | | | |
| |бік очисного | | | |
| |забою з | | | |
| |конвеєрної | | | |
| |або | | | |
| |вентиляційної| | | |
| |виробки | | | |
|----------------+-------------+-------------+-------+-----------|
| Схема N 3 |Стовпова | 0,8 | 0,13 | 100 |
| Свердловини |система | | | |
| пробурені з |розробки. | | | |
| виробки, яка |Свердловини | | | |
|відокремлюється |пробурені в | | | |
| від дільниці |площині, | | | |
|(стовпа) ціликом|паралельній | | | |
| вугілля |очисному | | | |
| |вибою, над | | | |
| |виробкою з | | | |
| |вихідним | | | |
| |струменем. | | | |
| |-------------+-------------+-------+-----------|
| |Свердловини | 0,6 | 0,13 | 100 |
| |пробурені над| | | |
| |виробкою зі | | | |
| |струменем, що| | | |
| |надходить | | | |
|----------------+-------------+-------------+-------+-----------|
| Схема N 4 |Міцні бокові | 0,6 | 0,13 | 100 |
| Свердловини |породи, які | | | |
| пробурені з |погано | | | |
| виробок, які |ущільнюються.| | | |
| оконтурюють |Виробки | | | |
| виймальне поле |охороняються | | | |
|(блок, панель) і|ціликами, | | | |
| підтримуються |довжина | | | |
|протягом усього |виймального | | | |
| часу його |поля | | | |
| відпрацювання |до 1000 м | | | |
| (флангова | | | | |
| система | | | | |
| дегазації) | | | | |
------------------------------------------------------------------
2) Коефіцієнти ефективності дегазації пологих та похилих надроблюваних пластів свердловинами, пробуреними із виробок, наведені в табл. 4.3.
Таблиця 4.3
------------------------------------------------------------------
| Схема дегазації |Коефіцієнт дегазації,|Тиск (розрідження) |
| | K | на усті |
| | д | свердловини |
| | |-------------------|
| | | Атм. | мм.рт.ст. |
|----------------------+---------------------+-------+-----------|
| Схема N 1 | 0,3 | 0,067 | 50 |
|Свердловини, пробурені| | | |
| з виробки, яка | | | |
|погашається за лавою | | | |
|----------------------+---------------------+-------+-----------|
| Схема N 2 | 0,4 | 0,067 | 50 |
|Свердловини, пробурені| | | |
| з виробки, яка | | | |
| підтримується за | | | |
| лавою | | | |
------------------------------------------------------------------
3) Коефіцієнти ефективності дегазації зближених надроблюваних крутих пластів свердловинами, пробуреними з виробок, наведені в табл. 4.4.
Таблиця 4.4
------------------------------------------------------------------
| Схема | Умови | Коефіцієнт | Тиск (розрідження) |
| дегазації |застосування | дегазації, | на усті свердл. |
| | | K |--------------------|
| | | д | Атм. | мм.рт.ст. |
|---------------+-------------+-------------+--------+-----------|
| Схема N 1 |Суцільна | 0,3 | 0,067 | 50 |
| Свердловини |система | | | |
| пробурені з |розробки. | | | |
| виробки |Свердловини | | | |
|розроблюваного |пробурені з | | | |
| пласта. |відкритого | | | |
| Свердловини |штреку. | | | |
| пробурені |Стовпова | | | |
| попереду |система | | | |
|очисного вибою |розробки. | | | |
|з виробки, яка |-------------+-------------+--------+-----------|
|погашається за |Свердловини | 0,2 | 0,067 | 50 |
| лавою |пробурені з | | | |
| |відкритого | | | |
| |штреку | | | |
| |назустріч | | | |
| |вибою | | | |
|---------------+-------------+-------------+--------+-----------|
| Схема N 2 |Суцільна або | 0,5 | 0,067 | 50 |
| Свердловини |стовпова | | | |
| пробурені з |системи | | | |
| виробки |розробки. | | | |
| сусіднього |Свердловини | | | |
| пласта або із |пробурені | | | |
| польової |вхрест | | | |
| виробки |простягання | | | |
| |зближеного | | | |
| |пласта. | | | |
|---------------+-------------+-------------+--------+-----------|
| Схема N 3 |Висхідні | 0,7 | 0,13 | 100 |
| Свердловини |свердловини, | | | |
| пробурені в |пробурені з | | | |
|площині пласта |виробки, | | | |
| |пройденої по | | | |
| |пласту, який | | | |
| |дегазують. | | | |
| |-------------+-------------+--------+-----------|
| |Свердловини | 0,5 | 0,13 | 100 |
| |пробурені | | | |
| |віялом з | | | |
| |проміжного | | | |
| |квершлагу | | | |
------------------------------------------------------------------
4.3. Наведені значення коефіцієнтів ефективності дегазації залежно від характерних параметрів застосовуваних на практиці дегазаційних схем необхідно використовувати для визначення проектних коефіцієнтів ефективності дегазації під час підрахунку за формулою (4.3) видобувних запасів шахтного метану, які можна вилучити з вуглепородного масиву прийнятою системою супроводжувальної дегазації. Такі об'єми видобувного метану будуть мінімальними, тому що розраховані на мінімальне зниження тиску (розрідження) на усті свердловин. Як правило, при збільшенні розрідження кількість метану, яка вилучається дегазаційною свердловиною, збільшується.
