6. Розрахункові обґрунтування вирішення задач

6.1. Визначення необхідного значення коефіцієнта дегазації очисної виробки

Коефіцієнт дегазації визначається за формулою

,

де I – метановиділення у виробку без дегазації джерел надходження метану, м³/хв; I΄  метановиділення у виробку при застосуванні дегазації, м³/хв.

Необхідне значення коефіцієнту дегазації для очисної виробки складає

,

де I_в – припустиме за фактором вентиляції метановиділення у виробку без дегазації, м³/хв:

,

де V – максимальна швидкість руху повітря у привибійному просторі очисної виробки, м/с; S – площа поперечного перерізу очисної виробки у просвіті, м²; C – припустима концентрація метану у вихідному із очисної виробки вентиляційному струмені, %; C₀ – концентрація метану у вхідному струмені очисної виробки, %; K_н  коефіцієнт нерівномірності метановиділення.

,

де I_оч – абсолютне метановиділення з очисної виробки, м³/хв.

,

де А_оч – середньодобовий видобуток вугілля з очисної виробки, т/добу; q_оч – відносна метановість, м³/т; 1440 – кількість хвилин у добі, хв/добу.

, т/добу,

де l_оч – довжина очисного вибою, м; V_оч – швидкість посування очисного вибою, м/добу; m_в – потужність пласта, що виймається, м; γ – щільність вугілля, т/м³; K_u – коефіцієнт виймання вугілля, частки од.

6.2. Параметри дегазації пластів, що розробляються

При розробці тонких і середньої потужності вугільних пластів відстань між паралельними очисному вибою висхідними чи горизонтальними свердловинами (рис. 6.1) визначається за формулою

, м,

де К_в – коефіцієнт впливу розрідження, що дорівнює одиниці при дегазації нерозвантажених пластів і 1,2 – при дегазації в умовах часткового розвантаження пласта від гірничого тиску (при розрідженні не менш 100 мм рт. ст.); Z – коефіцієнт, що враховує нерівномірність газовиділення з пласта в свердловини, Z=0,75; l΄_c – корисна довжина свердловини, м; m_д – потужність вугільних пачок пласта, що дегазується свердловинами, м; q₀ – початкове питоме метановиділення в свердловину, тобто початковий дебіт свердловини, поділений на довжину свердловини і потужність пласта, м³/(м²·добу); а_с – коефіцієнт, що характеризує зниження за часом газовиділення із пласта в свердловини, доба^-1; t – тривалість дегазації пласта свердловинами, діб; h – висота поверху, підповерху), що дегазується свердловинами, м; m_п – потужність вугільних пачок пласта, м; γ_y – щільність вугілля, т/м³; K΄_д.пл. – необхідний коефіцієнт дегазації пласта, що розробляється, частки од.; q_пл – метановиділення із пласта, м³/т.

Р ис. 6.1. Схема дегазації пластовими свердловинами, пробуреними із виробки виїмкової дільниці, при стовповій системі розробки:

1 – вентиляційний штрек;

2 – відкатний штрек;

3 – газопровід;

4 – дегазаційні свердловини;

5 – очисний вибій

6.3. Визначення параметрів свердловин, пробурених назустріч очисному вибою, при дегазації пластів, що підробляються

Кут φ між проекцією свердловини на горизонтальну площину та перпендикуляром до осі виробки в тій же площині рекомендується приймати 60÷70^.

Кут β між віссю свердловини і горизонтальною площиною (рис. 6.2) визначається за формулою

,

де l_с – довжина свердловини, м; r = cosφ або r = sinφ відповідно при бурінні свердловини з виробки, проведеної за простяганням або за підняттям чи падінням пласта; α – кут падіння пласта, град; М – відстань по нормалі між пластом, що розробляється і зближеним, м.

Верхній знак в знаменнику формули приймається при бурінні свердловин за падінням, а нижній – за підняттям пласта.