Приложение 8. РАСЧЕТ ОЖИДАЕМОГО МАКСИМАЛЬНОГО ГАЗОВЫДЕЛЕНИЯ В ВЫРАБОТКУ ПРИ ГИДРООТЖИМЕ

max

J = 0,1Q (V - V ) J , куб. м/мин.,

г.о у н ст

где:

Q - показатель удельного газовыделения при гидроотжиме

у

угольного пласта, куб. м/куб. м;

V - объем деформированного гидроотжимом угля, куб. м;

V - объем угля в зоне неснижаемого опережения (для расчета

н

max

величины J при первом цикле гидроотжима после установления

г.о

выбросоопасной зоны, когда неснижаемое опережение еще не создано,

величина V принимается равной 0), куб. м;

н

J - газовыделение с обнаженных выработкой боковых

ст

поверхностей угольного массива, куб. м/мин.

Показатель удельного газовыделения при гидроотжиме угольного

пласта находится по формуле:

Q = 1,1 альфа а гамма К К , куб. м/куб. м,

у о р w

где:

альфа - коэффициент, учитывающий долю сорбированного газа,

который может переходить в свободный газ при разрушении угля и

сбросе давления мгновенно (определяется по табл. 1.4 Руководства

по проектированию и организации проветривания подготовительных

выработок действующих угольных шахт);

а - постоянная Ленгмюра, куб. м/т;

о

гамма - плотность угля, т/куб. м;

К - коэффициент, учитывающий изменение фильтрационных

р

свойств пласта в процессе гидроотжима;

K - коэффициент, учитывающий зависимость газоотдачи угля от

w

его влажности.

Объем деформированного гидроотжимом угля рассчитывается по

формуле:

V = S l , куб. м,

у г

где:

S - площадь сечения пласта в зоне обработки, кв. м;

у

l - глубина герметизации, м.

г

Объем угля в зоне неснижаемого опережения находится по

формуле:

V = S l , куб. м,

у н.о

где l - величина неснижаемого опережения, м.

н.о

Газовыделение с обнаженных выработкой боковых поверхностей

угольного массива определяется по формуле (4.2) Руководства по

проектированию и организации проветривания подготовительных

выработок действующих угольных шахт.

Постоянная Ленгмюра рассчитывается по формуле:

1

а = х (1 + -----), куб. м/т,

о b P

o o

где:

х - природная газоносность пласта, куб. м/т;

b - константа сорбции, 1/МПа;

o

Р - давление газа в пласте, МПа.

o

Коэффициент, учитывающий изменение фильтрационных свойств

пласта в процессе гидроотжима, находится по формуле:

P P

o 1

K = b (--------- - ---------),

p o 1 + b P 1 + b P

o o o 1

где Р - давление газа в пласте после выполнения гидроотжима,

1

МПа (принимается равным 0,1 МПа).

Коэффициент, учитывающий зависимость газоотдачи угля от его

влажности, определяется по формуле:

(W - W )/ W

m m

K = 1 - e ,

w

где:

W - максимальная влагоемкость угля, % (принимается равной

m

8%);

W - влажность угля в окрестности выработки до увлажнения, %.

Константа сорбции, входящая в выражения (4.5) и (4.6),

рассчитывается по формуле:

daf

b = 3,6 - 0,03V , 1/МПа,

o

daf

где V - выход летучих веществ, %.

Давление газа в пласте для шахт Кузбасса находится по

формулам:

при пологом и крутом падении ниже закрытых тектонических

нарушений:

P = 0,0092 (H - 45), МПа;

o

при крутом падении ниже отработанных горизонтов:

P = 0,007 (H - 100), МПа,

o

где Н - глубина проведения подготовительной выработки, м.

Площадь сечения пласта в зоне обработки определяется по

формуле:

S = m (a + 4), кв. м,

у пл

где:

m - наибольшая мощность пласта в сечении выработки, м;

пл

а - средняя ширина выработки по наслоению пласта вчерне на

забое, м.