авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 19 |

«Национальная академия наук Украины Донецкий физико-технический институт им. А.А. Галкина Венгеров И.Р. ТЕПЛОФИЗИКА ШАХТ И РУДНИКОВ ...»

-- [ Страница 2 ] --

18. Фролов Н.М. Основы гидрогеотермии. – М.: Недра, 1991. – 335 с.

19. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 396 с.

20. Олейник А.Я. Геогидродинамика дренажа, – Киев: Наукова думка, 1981. – 283 с.

21. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и га зов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 211 с.

22. Марчук Г.И., Дымников В.П., Залесский В.Д. Математические моде ли в геофизической гидродинамике и численные методы их реализа ции. – Л.: Гидрометеоиздат, 1987. – 296 с.

23. Кудряшов А.И. Флюидогеодинамика. – Свердловск: Изд-во Ур. о. АН СССР, 1991. – 226 с.

24. Карцев А.А., Гаттенбергер Ю.П., Зорькин Л.М. и др. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии. М.: Недра, 1992. – 208 с.

25. Борисов А.А. Проблемы развития горной физики и механики недр. – В кн.: Записки ЛГИ им. Г.В. Плеханова, т. 67, вып.1 / Сб-к трудов. – Л.: Изд-во ЛГИ, 1975, с. 10–19.

26. Борисов А.А., Матанцев Ф.И., Овчаренко Б.П., Воскобоев Ф.Н.

Управление горным давлением. – М.: Недра, 1983. – 168 с.

27. Ржевский В.В. О научных основах расчетов давления горных пород.

Часть I – Известия ВУЗов. Горный журнал, 1982, № 6, с. 1–9.

28. Курленя М.В., Штеле В.И., Шалауров В.А. Развитие технологии под земных горных работ. – Новосибирск: Наука. С. о., 1985. – 184 с.

29. Ушаков К.З., Бурчаков А.С., Медведев И.И. Рудничная аэрология. – М.: Недра, 1978. – 140 с.

30. Абрамов Ф.А., Фельдман Л.П., Святный В.А. Моделирование дина мических процессов рудничной аэрологии. – Киев: Наукова думка, 1981. – 284 с.

31. Аренс В.Ж., Дмитриев А.П., Дядькин Ю.Д. и др. Теплофизические аспекты освоения ресурсов недр. / Колл. монография. – М.: Недра, 1988. – 336 с.

32. Развитие горной науки в области безопасности труда / Колл. моно графия. – М.: Недра, 1979. – 167 с.

33. Ржевский В.В., Братченко Б.Ф., Бурчаков А.С., Ножкин Н.В. Управ ление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах. – М.: Недра, 1984. – 327 с.

34. Грядущий Б.А. Исследование опасностей в угольных шахтах, разра ботка и реализация способов снижения их негативного воздействия. / Научн. доклад по совокупности печатных трудов на соиск. ст. д. т. н.

– Днепропетровск: Горная Академия Украины, 1995. 73 с.

35. Лыков А.В., Михайлов Ю.Л. Теория тепло- и массопереноса.

М.-Л.: Госэнергоиздат, 1963. – 536 с.

36. Дьярмати И. Неравновесная термодинамика. Теория поля и вариаци онные принципы. – Пер. с англ. – М.: Мир, 1974. – 304 с.

37. Берд Р., Стьюарт В., Лайтфут Е. Явления переноса. – Пер. с англ. – М.: Химия, 1974. – 688 с.

38. Фудзита С. Введение в неравновесную квантовую статистическую механику. – М.: Иностр. лит-ра, 1969. – 207 с.

39. Беккер Р. Теория теплоты. – Пер. с немец. – М.: Энергия, 1974. – 504 с.

40. Морс Ф. Теплофизика. – Пер. с англ. – М.: Наука, 1968. – 146 с.

41. Ван-дер-Ваальс И.Д., Констамм Ф. Курс термостатики. Часть I. Об щая термостатика. – Пер с немец. – М.: ОНТИ, 1936. – 453 с.

42. Лоренц Г.А. Лекции по термодинамике. – Пер. с англ. – М.-Л.: Гос техтеориздат, 1946. – 156 с.

43. Семенченко В.К. Вступительная статья. – В кн.:[36], с. 5–9.

44. Мучник Г.Ф., Рубашов И.Б. Методы теории теплообмена. Часть I. Те плопроводность – М.: Высшая школа, 1970. – 288 с.

45. Кутателадзе С.С. Анализ подобия в теплофизике. – Новосибирск:

Наука, Сиб. отд., 1982. – 280 с.

46. Карташов Э.М. Аналитические методы в теории теплопроводности твердых тел. / Изд-е 2-е, доп. – М.: Высшая школа, 1985. – 480 с.

47. Коздоба Л.А. Вычислительная теплофизика. – Киев: Наукова думка, 1992. – 224 с.

48. Аметистов Е.В., Григорьев В.А., Емцев Б.Г. и др. Тепло – и массооб мен. Теплотехнический эксперимент. Справочник / Под общ. ред.

Григорьева В.А. и Зорина В.М. – М.: Энергоиздат, 1983. – 512 с.

49. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивле ние. Справочное пособие. – М.: Энергоиздат, 1990. – 367 с.

50. Кутателадзе С.С., Боришанский В.М. Справочник по теплопередаче. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959. – 414 с.

51. Гинзбург И.П. Теория сопротивления и теплопередачи. – Л.: Изд-во ЛГУ, 1970. – 375 с.

52. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена / Изд-е 4-е, доп. – Но восибирск. Наука, С. О., 1970. – 659 с.

53. Слеттери Дж.С. Теория переноса импульса, энергии и массы в сплошных средах. – Пер. с англ. – М.: Энергия, 1978. – 448 с.

54. Налимов В.В. Вероятностная модель языка. – М.: Наука, 1979. – 304 с.

55. Толпыго К.Б. Термодинамика и статистическая физика. – Киев: Изд во КГУ, 1966. – 364 с.

56. Гельфер Я.М. История и методология термодинамики и статистиче ской физики. / Изд-е 2-е, перераб. и доп. – М.: Высшая школа, 1981. – 536 с.

57. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. – Пер. с немец. – М.: Изд-во Иностр. лит-ры, 1956. – 528 с.

58. Гребер Г., Эрк С. Основы учения о теплообмене. Пер. с немец. – М. – Л.: ОНТИ, 1936. – 327 с.

59. Померанцев А.А. Курс лекций по теории тепломассообмена. – М.:

Высшая школа, 1965. – 350 с.

60. Струминский В.В. Основные направления теоретических исследова ний проблем турбулентности. – В кн.: Механика турбулентных пото ков. – М.: Наука, 1980, с. 28–34.

61. Андерсон Д., Таннехилл Дж., Плетчер Р. Вычислительная гидромеха ника и теплообмен. В 2-х томах / Пер. с англ. – М.: Мир, 1990, т.1 – 384 с., т.2 – 392 с.

62. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Механика сплошных сред. – Изд-е 2-е, перераб. и доп. – М.: Гостехтеориздат, 1953. – 788 с.

63. Дядькин Ю.Д. Борьба с высокими температурами в глубоких шахтах и рудниках. – М.: Углетехиздат, 1957. – 80 с.

64. Щербань А.Н., Кремнев О.А. Научные основы расчета и регулирова ния теплового режима глубоких шахт. / В 2-х томах. Том 1. Научные основы расчетов теплового режима глубоких шахт. – Киев: Изд-во АН УССР, 1959. – 430 с.

65. Воропаев А.Ф. Теория теплообмена рудничного воздуха и горных по род в глубоких шахтах. – М.: Недра, 1966. – 219 с.

66. Воронин В.Н. Основы рудничной аэро- газодинамики. – М. – Л.: Уг летехиздат, 1951. – 491 с.

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

68. Колмаков В.А. Метановыделение и борьба с ним в шахтах. – М.: Не дра, 1981. – 134 с.

69. Ушаков К.З. Аэромеханика вентиляционных потоков в горных выра ботках. – М.: Недра, 1975. – 167 с.

70. Лайгна К.Ю. Математическое моделирование диффузионных процес сов вентиляции штреко – и камерообразных выработок. Т.1 – Таллин:

Изд-во ВЦ НИИС Госстроя ЭССР, 1979. – 231 с.

71. Щербань А.Н., Кремнев О.А., ЖуравленкоВ.Я. Руководство по регу лированию теплового режима шахт. / Изд-е 3-е, перераб. доп. – М.:

Недра, 1977. – 359 с.

72. Воропаев А.Ф. Тепловое кондиционирование рудничного воздуха в глубоких шахтах. – М.: Недра, 1979. – 192 с.

73. Дуганов Г.В., Баратов Э.И. Тепловой режим рудников. – М.: Госгор техиздат, 1963. – 144 с.

74. Щербань А.Н., Ягельский А.Н., Баратов Э.И. Упрощенные способы тепловых расчетов рудничного воздуха в шахтах Донбасса. – Киев:

Изд-во АН УССР, 1958. – 160 с.

75. Дядькин Ю.Д. Основы горной теплофизики для шахт и рудников Се вера. – М.: Недра, 1968. – 255 с.

76. Кремнев О.А., Журавленко В.Я. Тепло – и массообмен в горном мас сиве и подземных сооружениях. – Киев: Наукова думка, 1980. – 384 с.

77. Брайчева Н.А., Черняк В.П., Щербань А.Н. Методы расчета темпера туры вентиляционного воздуха подземных сооружений. – Киев: Нау кова думка, 1982. – 184 с.

78. Черняк В.П., Киреев В.А., Полубинский А.С. Нестационарный теп ломассоперенос в разрушаемых массивах горных пород. – Киев: Нау кова думка, 1992. – 224 с.

79. Добрянский Ю.П. Расчет тепловлажностных режимов подземных объектов на ЭВМ. – Киев: Наукова думка, 1991. – 112 с.

80. Черняк В.П. Тепловые расчеты подземных сооружений. – Киев: Нау кова думка, 1993. – 199 с.

81. Галицын А.С. Краевые задачи теплофизики подземных сооружений. – Киев: Наукова думка, 1983. – 236 с.

82. Бобров А.И., Аверин Г.В. Теоретические основы переноса импульса, тепла и примеси в горных выработках. – Макеевка – Донбасс: Изд-во Мак НИИ, 1994. – 270 с.

83. Кузин В.А., Величко А.Е., Хохотва Н.Н. и др. Единая методика про гнозирования температурных условий в угольных шахтах. – Макеев ка – Донбасс: Изд-во Мак НИИ, 1979. – 196 с.

84. Кузин В.А., Пучков М.М., Венгеров И.Р. и др. Методика прогнозиро вания температурных условий в выработках вентиляционных гори зонтов глубоких шахт. – Макеевка – Донбасс: Изд-во Мак НИИ, 1984. – 61 с.

85. Несветайлов Г.А., Гуревич И.Г. Наукометрический анализ развития Всесоюзных совещаний по тепломасоообмену. – ИФЖ, 1982, т.43, № 6, с. 1038–1042.

86. Щербань А.И. Проблемы прогноза теплового режима шахт и подзем ных сооружений. – В кн.: Проблемы горной теплофизики. / Материа лы Всесоюзн. научно – техн. конф. – Л.: Изд-во ЛГИ, 1974, с. 127–132.

87. Дядькин Ю.Д. Актуальные проблемы горной теплофизики. – В кн.: Записки ЛГИ, т. 67, вып.1. – Л.: Изд-во ЛГИ, 1975, с. 20–30.

88. Дядькин Ю.Д. Успехи и проблемы горной теплофизики. – В кн.: Фи зические процессы горного производства / Всесоюзн. межвуз. сб-к, вып. 11. – Л.: Изд-во ЛГИ, 1982, с. 3–10.

89. Щербань А.Н., Черняк В.П. Состояние тепловых условий и задачи в области горной теплофизики. – В кн.: Теплофизические процессы в подземных сооружениях / Труды Международ. Бюро по горной теп лофизике. – Киев: Наукова думка, 1980, с. 6–22.

90. Николаев С.А., Николаева Н.С., Саламатин А.Н. Теплофизика горных пород. – Казань: Изд-во КГУ, 1987. – 151 с.

91. Дуганов Г.В., Баратов Э.И. Упрощенный графоаналитический метод тепловых расчетов глубоких Криворожских шахт. – В кн.: Труды Се минара по горной теплотехнике, вып. 3. – Киев: Изд-во АН УССР, 1961, с. 40–46.

92. Величко А.Е. Уточнение и упрощение зависимости теплового расчета рудничного воздуха. – В кн.: Охлаждение воздуха в угольных шахтах, вып.1 / Сб-к научн. трудов. – Макеевка – Донбасс: Изд-во Мак НИИ, 1969, с. 53–63.

93. Малашенко Э.Н., Зимин Л.Б., Кузин В.А., Венгеров И.Р. К методике тепловых расчетов тупиковых выработок с кондиционированием воз духа. – Уголь Украины, 1982, № 1, с. 41–42.

94. Руководство по проектированию вентиляции угольных шахт. / Под общ. ред. М.А. Патрушева. – М.: Недра, 1975. – 238 с.

95. Справочник по рудничной вентиляции / Под ред. К.З.Ушакова. – М.:

Недра, 1977. – 328 с.

96. Петрухин П.М., Гродель Г.С., Жиляев Н.И. и др. Борьба с угольной и породной пылью в шахтах. – М.: Недра, 1981. – 271 с.

97. Бобров А.И. Борьба с местными скоплениями метана в угольных шахтах. – М.: Недра, 1988. – 148 с.

98. Карлин А.С. О применении математических методов в современной науке – В кн.:[2], с. 405–421.

99. Абрамов Ф.А. Рудничная аэрогазодинамика. – М.: Недра, 1972. – 356 с.

100. Ярембаш И.Ф. Очистка рудничной атмосферы после взрывных ра бот. – М.: Недра, 1974. – 191 с.

101. Волощук С.Н., Андреев Г.Г., Мельниченко Г.М. Кондиционирова ние воздуха на глубоком руднике. – М.: Недра, 1975. – 152 с.

102. Хохотва Н.Н., Яковенко А.К. Кондиционирование воздуха при строительстве глубоких шахт. – М.: Недра, 1985. – 183 с.

103. Рогов Е.И., Грицко Г.И., Вылегжанин В.Н. Математические модели адаптации процессов и подсистем угольной шахты. – Алма – Ата:

Наука, Казах. ССР, 1979. – 240 с.

104. Соколов Э.Н., Качурин Н.М. Углекислый газ в угольных шахтах. – М.: Недра, 1987. – 142 с.

105. Васючков Ю.Ф. Физико – химические способы дегазации угольных пластов. – М.: Недра, 1986. – 255 с.

106. Греков С.П., Калюсский А.Е. Газодинамика инертных сред и разга зирование горных выработок при авариях. – М.: Недра, 1975. – 120 с.

107. Дядькин Ю.Д., Шувалов Ю.В., Гендлер С.Г. Тепловые процессы в горных выработках. – Л.: Изд-во ЛГИ, 1978. – 104 с.

108. Кремнев О.А., Журавленко В.Я. Тепло – и массообмен в горном массиве и подземных сооружениях / Изд-е 2-е, исправ. и доп. – Ки ев: Наукова думка, 1986. – 344 с.

109. Коздоба Л.А., Круковский П.Г. Методы решения обратных задач те плопереноса. – Киев: Наукова думка, 1982. – 360 с.

110. Беляев В.И., Ивахненко А.Г., Флейшман Б.С. Кибернетические ме тоды прогнозирования научно – технического прогресса. – Автома тика, 1968, № 3, с. 49–57.

111. Накоряков В.Е. Предисловие. – В кн.:[31], с. 3–4.

112. Коздоба Л.А. Задачи и методы теории теплообмена. – Промышлен ная теплотехника, 1997, т. 19, № 6, с. 117–126.

Часть 2. Массоперенос в горных массивах Глава 4. Флюиды в массивах §11. Газы и газодинамические явления В составе рудничного воздуха различают природные и технологические газы [1]. Природные газы: кислород, азот, водяной пар, другие компоненты атмосферного воздуха, газы, содержащиеся в углях и породах (органического, метаморфического, биологического происхождения, продукты радиоактивного распада и прочие). Наиболее опасны из них метан, углекислый газ, сероводо род, водород, сернистый газ [2]. Технологические газы выделяются при взрывных работах (продукты разложения взрывчатых веществ), работающих компрессорах и двигателях внутреннего сгорания;

к ним можно отнести также газы – продукты горения при пожарах и пожаротушащие газовые смеси. В чис ло рудничных газов входят и весьма токсичные пары ртути, мышьяка, циани стого водорода, сероводород, окись углерода и другие. Природные и техноло гические газы могут из рудничного воздуха поглощаться (в той или иной сте пени) горным массивом [14]. При исследованиях различных проблем горного дела (строительства, эксплуатации, техники безопасности) используются мате матические модели газопереноса в угольных и породных пластах, выработан ных пространствах, горных выработках. Известны модели процессов переноса метана, углекислого газа, кислорода, воздуха, инертных и других газов [18].

Мы рассматриваем здесь, главным образом, модели переноса метана, в силу его особого положения в рудничной аэрологии [2].

Метан в горных массивах находится в двух состояниях: свободном и свя занном (сорбированном). Газоносность (метаноносность) пласта зависит от его сорбционной емкости, газопроницаемости и давления газа. Сорбционная ем кость определяется трещиновато-пористой структурой угля (породы) и слож ным комплексом физико-химических взаимодействий в системе "уголь–газ– жидкость". Основные эмпирические количественные закономерности газонос ности, установленные в ряде работ, обобщены [9]. Полное количество метана, содержащегося в 1 т угля:

Х = Х с + Х св, (2.1) где Хс, Х св – количества сорбированного и свободного газа соответственно, м3/т. При постоянной температуре t°С и давлении газа P:

аbP Хс = (2.2) 1 + bP где a,b – параметры изотермы сорбции Лэнгмюра (2.2), для которых, (в средних по Донбассу условиях влажности) установлены корреляции с темпе ратурой (t °С) и степенью метаморфизма угля (характеризуемой выходом лету г чих – V,%):

a = 1,433 ехр (–0,012t)/(0,0225 + 0,00183 V г ), (2.3) b = 10–5/(4,52 + 0,137 V г ). (2.4) Количество свободного метана:

X oв = Vф P / zPa, (2.5) где Vф – объем сообщающихся (фильтрующих) пор угля, м3/т;

z – коэффици ент cжимаемости метана;

Pa – нормальное атмосферное давление, Па. Для уг лей Донбасса:

Vф = 0,0779 – 0,00366 V г + 1,9 · 10–6 (V г )3, V г = 346%. (2.6) Для больших глубин разработки, когда напряжения в пластах превышают МПа, (2.5) преобразуется к виду:

Х св = [0,0384 0,00181 V г + 0,938 106 (V г )3 ] 105 P, (2.7) где P – давление газа в нетронутом массиве (т.е. вдали от поверхности обнаже ния пласта, в отсутствие надработки или подработки):

P = P(H) = 1,47 105 + 0,098 105 (H H 0 ), H 0 = 90 exp(0,026 V г ), (2.8) где H, H 0 – глубины залегания пласта и границы метановой зоны соответствен но. Приведенные зависимости дают результаты, хорошо согласующиеся с други ми расчетными формулами и данными экспериментов (погрешность 10%) [9]. Газопроницаемость (метанопроницаемость) пластов обусловлена проницаемостью сети эндо- и экзогенных трещин и фильтрующих субмакропор и макропор [1,5]. В зоне влияния горных выработок проницаемость пласта может на 25 порядков превышать природную (М.А. Ермековым и Е.И. Фоминых предло жена эмпирическая формула экспоненциального убывания газопроницаемости при удалении от забоя вглубь пласта [5]). Проницаемость вдоль пласта в 24 раза больше, чем по нормали к нему;

изменяется она и по мере роста глубины пласта.

Газопроницаемость горных пород в 35 раз ниже, чем у угольных пластов.

Движение метана в горном массиве осуществляется различными меха низмами (имеются различные классификации видов газопереноса [6]). В зави симости от размеров пор (от микропор 3·10–7 см и до пор видимых размеров 2·10–2 см) это: абсорбция, адсорбция, кнудсеновская диффузия, капиллярная конденсация, газовая диффузия, медленная и интенсивная фильтрация [1]. Ско рость выхода метана через поверхности обнажения меняется, в зависимости от глубины, от 2·10–5 до 5·10–5 см/с [6]. При перепадах давлений газа до 1,0 МПа справедлив закон Дарси, а основной механизм метанопереноса в призабойной зоне пласта – фильтрация [1,5]. Газовыделение из обнаженной поверхности пласта угля было впервые рассчитано[10] и найдено экспериментально Г.Д.

Лидиным в виде [11]:

q q=, (2.9) t где q, q0 – текущее и начальное газовыделение, м3/м2·мин;

t – безразмерное время, прошедшее с момента обнажения поверхности. В условиях подготови тельных выработок, не подверженных влиянию очистной выемки, были прове дены замеры газовыделения на интервале от одного часа до трех месяцев с мо мента обнажения пласта [11]. Обработка результатов привела к зависимости:

a q=, (2.10) b t где а,b – различны для разных пластов и изменялись в пределах: а = = 0,00373,017;

b = 0,5530,917. Исследование в лабораторных условиях углей различной степени метаморфизма и трещиноватости привело к аналогичной формуле [12]:

C q= (2.11) t где С, – параметры, различные для разных углей и изменявшиеся в пределах:

С 103 = 3,1 300,7 ;

= 0,505 0,836. Наименьшее значение = 0,505 соот ветствовало углю с минимальным раскрытием трещин – (4671)·10–4 мм, а наибольшее = 0,836 соответствовало углю с раскрытием трещин в 1,52 раза большим (антрацит).

Газовыделение в выбросоопасных зонах угольных пластов изучалось в [13]. Для отбитого в невыбросоопасных зонах угля была подтверждена формула (2.10) с b = 0,60,7, что интерпретировалось как преобладание ме ханизма поверхностной диффузии в процессе десорбции метана. Для угля, отбитого в выбросоопасной зоне, было получено b = 0,850,9, а для выбро шенного угля – b = 0,950,98, что позволяет предположить, в этих случаях, диффузию в газовой фазе, приводящую к повышению начальной скорости газовыделения.

Газовыделение из отбитого угля было удовлетворительно описано уравне нием диффузии для однородной сферы [14]. Газовыделение выражалось рядом, все члены которого содержали параметр r = Det0,5 ( R A), где De – эффек 2 тивный коэффициент диффузии;

t0,5 – период десорбции половины сорбирован ного газа;

R – радиус сферической частицы;

А = а / 0 ;

а – сорбционная емкость угля;

0 – содержание свободного газа в порах. Эффективный коэффициент диф фузии De характеризует интегрально процесс газовыделения (диффузию в мик ропорах и фильтрацию в макропорах и трещинах). Было показано, что у нарушен ных углей De растет с заполнением сорбционного объема, а у ненарушенных – проходит через максимум и снижается. Для исследованных образцов – De 0,4·10–5 см2/с. Для углей с нарушенной структурой De сравнительно велико и сильно зависит от давления, меняясь с его ростом от 0,6·10–4 до 66·10–4 см2/с.

Рост De приводит к увеличению газовыделения из углей, отбитых в опасных зо нах. Развивая исследования структуры угля в связи с поиском критериев выбросо опасности, авторы [15] приняли допущения: сорбированный на поверхности пор газ – двумерный;

для него справедлива изотерма Фрейндлиха в виде:

W = 1 (P)1 / n, где W – избыточная сорбция метана в объеме поры;

P – избыточное давление;

K1, n – постоянные, зависящие от структуры угля;

с нару шением сорбционного равновесия возникает двумерный поток – q = n 0 / l, где Kn – коэффициент пропорциональности;

P0 – избыточное давление газа над сорбентом;

l – характерная длина поры. В результате было найдено:

n + K n K1/ 2 (P0 ) 2 n q= (2.12), 1/ 1 21 + (K n t + C) n где С – постоянная интегрирования;

n = 2,30 и n = 2,31 – соответственно по изотерме избыточной сорбции и по результатам замеров;

t – время. Анализ (2.12) в системе координат {t;

q–2} показывает, что эта функция – ломанная, состоящая из трех отрезков прямых (с разными угловыми коэффициентами на каждом из трех интервалов изменения t). Это свидетельствует об убывании Kn в процессе десорбции. Шахтные и лабораторные эксперименты показали, что для углей различных стадий метаморфизма, отобранных вне выбросоопасных зон, подобное спрямление (2.12) в координатах{t;

q–2} имеет место, а для уг лей из выбросоопасных зон – нет. Для выбросоопасных зон, когда преобладает диффузия в газовой фазе, Kn зависит от давления газа, а десорбция принимает массовый характер, было получено [15]:

a1P0 a q= 1, (2.13) 2 t где a1, a2 – постоянные, определяемые структурой угля и начальным давлением газа в порах. Формула (2.13) была успешно проверена экспериментально. На ос нове общепринятых представлений о различных видах метанопереноса опреде лялся преобладающий из них для выбросоопасных зон пластов Донбасса [16].

Изучалась кинетика газовыделения из проб выброшенного угля. Эксперименталь ные данные обрабатывались на основе формулы (2.13), представленной в виде:

a q= b (2.14) t Исследовались разные газы: СН4, С2Н6, С3, Н8, Аr, Не. Оказалось, что (2.14) описывает их десорбцию из углей выбросоопасных зон одинаково удовле творительно. Была выдвинута гипотеза: преобладающий вид газопереноса в угле – активированная кнудсеновская диффузия (обеспечивающая корреля цию коэффициентов диффузии со степенью сорбируемости каждого из га зов). Данные по дегазации пластов скважинами свидетельствуют [17]: газо выделения из выбросоопасных пластов с ненарушенной тектонической структурой и невыбросоопасных газоносных пластов практически одинако вы. В выбросоопасных зонах пластов с потенциально выбросоопасной струк турой угля и пликативными нарушениями наблюдается высокое начальное газовыделение, интенсивно убывающее со временем. Кривые динамики ме тановыделения для неопасной и выбросоопасной зон показывают, что на на чальном интервале времени t [0, tб] (tб 10 сут.) в первом случае – имеет ся линейный рост дебита газа с последующим (при t tб) довольно плавным уменьшением его (в 2 раза за 120 суток). Во втором случае – рост на интер вале t[0, tб] выше на 20%, затем – резкое падение (на 90% от максимума за 120 суток). Близкий вид имеют кривые q = q(t) для скважин, пробуренных на глубинах 600 и 1000 м, причем для большей глубины и динамика анало гична характерной для выбросоопасной зоны.

При разработке автоматизированного (бесскважинного) способа про гноза выбросоопасности [18], ее критерием служило аномально высокое удельное метановыделение при разрушении угля комбайном. Изучалась га зоносность в призабойной (2 м впереди забоя) части и нетронутого пласта (810 м впереди забоя). Под влиянием разгрузки пласта от напряжений и его дегазации, газоносность призабойной части пласта неопасных зон снижается на 3767%, а в выбросоопасных зонах – на 3,532%, что в среднем в 2 раза меньше. Исследование газопроницаемости K в неопасных и выбросоопас ных зонах пласта проводилось искусственным фильтрационным потоком (закачкой в пласт газа под давлением). В обоих случаях получены кривые убывания K (l) с ростом расстояния l от забоя. На расстоянии 1 м от забоя K (1) в невыбросоопасной зоне значительно превышал (в 45 раз) K (1) в выбросоопасной зоне. При l = 1 5 м K (l) для невыбросоопасных зон плавно убывает, оставаясь больше, чем для выбросоопасных зон, в которых уже K (3) 0. Обширные исследования [19] в целом подтвердили эти ре зультаты.

Горное давление и формируемые им в угольных пластах напряжения иг рают важную роль. Перечисленные факторы выбросоопасности – аномальное газовыделение, слабая степень предварительной дегазации, низкое значение ко эффициента газопроницаемости в призабойной зоне – обусловлены строением выбросоопасного пласта и его напряженным состоянием. Большинство внезап ных выбросов в Донбассе приурочено к углям марок Ж, К, ОС, в опасных зонах которых степень метаморфизма увеличена [20,21]. Локальные напряжения в них увеличены в 23 раза по сравнению с геостатическим, угли менее прочны, более трещиноваты и газоносны. В 80% внезапных выбросов угля, газа и пород они были приурочены к местам резкого изменения мощности пласта – причины локального роста напряжений и метаморфизма. Механизм влияния напряжений на дегазацию призабойной части пласта и ее выбросоопасность рассмотрен в [22]. Теория косвенного влияния горного давления – через деформации и раз рушение пласта, приводящие к тепловыделению, росту температуры и интен сивности десорбции метана – предложена в [23]. Рост газового давления при этом может быть весьма существенным (возрастание в 10 и более раз). Пред ложена характеристика для каждого конкретного пласта – P = P (P t ) – t критерий выбросоопасности. Величина P есть относительное увеличение га t зового давления при росте температуры на один градус. Если воспользоваться эмпирической зависимостью [24]:

(38,35 10 5 t At + ) P V г 21%, W= + me P, (2.15) 1 + (C 217,2 10 t)P где W – газоемкость угля;

t, P – его температура (°C) и давление;

me – эффек г тивная пористость;

А,В,С – константы, зависящие от V, то можно получить г зависимость Pt = f1(V ). Нанесение этой зависимости на график для вероят г ности внезапного выброса = f 2 (V ) [25], показало, что максимумы двух г кривых практически совпадают при V = 1718% [23].

Наряду с различными косвенными признаками, обусловленными напряжения ми в пласте, последние могут быть и непосредственным критерием выбросо опасности. Исследования выбросоопасности песчаников показали [26], что предел их прочности на растяжение р существенно различен в опасных и не опасных зонах. В выбросоопасных зонах р 30 кг/см2, а в невыбросоопасных р 51 кг/см2. Эффективная пористость песчаника при этом меняется в обрат ном направлении: в выбросоопасной зоне она возрастает более чем на 30%.

Внезапные выбросы угля, газа, пород обусловлены сочетанием ряда фак торов, важнейшие из которых – напряженное состояние пласта и газовое давле ние [26, 27]. Газовый фактор в развязывании внезапного выброса песчаника изучался в [27]. Выявлена неоднородная, зональная структура призабойной части пласта перед выбросом. Процесс разрушения песчаника имеет три ста дии: начальная (краткая, с резким возрастанием скорости разрушения), основ ная (установившаяся, с близкой к стабилизированному уровню скорости раз рушения), стадия затухания выброса. Скорость разрушения Wp:

l 3 l сл Wp = =, (2.16) t3 tсл где l з, l сл – поперечные размеры зоны разрушения и отдельного "элементар ного" слоя;

tз, tсл – соответствующие характерные времена. Движение газа в зоне разрушения песчаника происходит в направлении поверхности обнажения по поровым каналам и вновь образующимся трещинам. Для одномерной фильтрации справедливо:

K ( P12 P22 ) Wф =, (2.17) 2l сл где W ф – скорость фильтрации;

K – коэффициент проницаемости;

– вязкость метана;

Р1, Р2 – начальное и конечное давление газа. Из формул (2.16) и (2.17) следует:

W ф 2l Vф, = W p ql сл (2.18) V где V ф,V – объем метана, выделяющегося из порового в трещинное простран ство каждого слоя и начальный объем метана в слое соответственно;

q – газо носность песчаника, равная в среднем 2,6 м3/т. Проницаемость в зоне разгрузки 10–2 мД. Осредненная по фракциям 25 мм толщина пластинки песчаника l сл = 1,6 мм. Оценка, произведенная по этим и другим величинам, показала, что в зоне разрушения Vф/V 1,0, что свидетельствует о том, что работа газа в процессе выброса близка по величине к энергии сжатого газа. Роль газового фактора, выявленная при выбросах песчаника [27], весьма велика и при внезап ных выбросах угля [28]. При малом количестве газа в порах угля, отброс его частиц при выбросе не превышает нескольких десятков сантиметров. Причины и механизм внезапных выбросов угля и газа анализировались [29] при предпо ложениях: 1) пласт угля на большой глубине, в состоянии всестороннего сжа тия, не содержит свободный газ;

2) подготовка, развитие и протекание выброса имеют свои, определенные временные интервалы;

3) силы горного давления и энергия десорбированного газа действуют не одновременно;

4) выбросоопас ному пласту присуща очаговость, зональность – существуют локальные зоны угля с измененными свойствами. Приближение забоя к такой зоне и смещение к ней максимума опорного давления провоцирует в ней интенсивное трещинооб разование. Десорбирующийся газ быстро заполняет трещины, в которых резко повышается давление. При его пороговом значении происходит отжатие приза бойной, неопасной части пласта в сторону выработки. Давление на обращенной к забою границе опасной зоны быстро падает до атмосферного, чем запускается цепная реакция отделения частиц угля из опасной зоны. На основе принятых предположений и уравнения баланса массы газа при его изотермической де сорбции получено:

d P 0 RT a ( W0 KP1 / n )V K n S = P, (2.19) L (1 + t )b dt V где P – давление газа;

K, n – параметры уравнения Фрейндлиха W = KP1/n;

0 – плотность метана при нормальных условиях;

– удельный вес угля;

V, V0 – соответственно объемы очага выброса и трещинного пространства в нем;

Т – температура свободного газа;

Kп – коэффициент газопроницаемости;

L – расстояние от линии забоя до очага выброса;

S – площадь зоны очага вы броса;

– вязкость метана;

a, b, – опытные константы из выражения, связы вающего поток десорбирующегося газа с начальной (W0) и текущей (W) газо носностями и временем t. Уравнение (2.19) решалось численно. Давление быст ро растет, достигает максимума и медленно убывает (выброс затухает). Мате матическая модель [29], как и ряд других аналогичных, построена на предло жениях, существенно упрощающих реальную физическую картину процесса.

Это, в частности, изотермичность процесса и игнорирование развития процес сов в пространстве. Учет изменения всех величин в газовом балансе (и сле дующем из него уравнении (2.19)) только со временем, без рассмотрения поле вой структуры давления, потоков метана и др. относит эту модель к "точечным" – чисто динамическим моделям. В механике сплошной среды, теориях фильт рации, диффузии и теплопереноса обычно используется более сложный матап парат – дифференциальные уравнения в частных производных, которые описы вают скорости, давления, концентрации и температуры как величины, изме няющиеся во времени и в пространстве. Такой подход реализован в [30], где построена и исследована математическая модель газодинамической стадии вне запного выброса угля и газа. Газоугольная смесь трактовалась как псевдогаз с усредненными скоростью, температурой, давлением и плотностью, движение которого описывалось, в рамках газовой динамики гомогенных смесей (систе мой уравнений в частных производных в форме Лагранжа). Численная реализа ция этой системы уравнений привела к ряду интересных результатов, в частно сти была подтверждена модель послойного отрыва частиц и постоянства скоро сти движения газоугольной смеси (в определенном интервале времени) [27].

Кинетика десорбции метана – важнейшего процесса подготовительной стадии выброса – исследовалась на математической модели диффузии в пористой сре де с эффективной пористостью (формируемой субмакро- и макропорами, поро выми каналами и открытыми микротрещинами). Эта среда – фильтрационное поровое пространство, в которое погружены частицы угля сферической формы с микропорами и микроканалами образующими сорбционное поровое про странство. Уравнение диффузии в сферических сорбционных частицах 2C 2 C С r [0, R ), t = D r 2 + r r,, (2.20) t решалось при начальных r [0, R ) aP С (r,t ) t = 0 = C0 =, (2.21) 1 + aP и граничных условиях:

aP (t ) t 0.

C (r,t ) r = R =, (2.22) 1 + aP (t ) В (2.20)(2.22): D – коэффициент диффузии;

P0 – равновесное давление насы щения;

R – радиус частицы;

a – постоянная Лэнгмюра. Для случая относитель но быстрого изменения давления от P0 до Pк, краевая задача решена аналити чески, определена динамика десорбции метана. Определяющий решение пара метр D / R измерялся в лаборатории при быстром нарушении сорбционного равновесия образцов с различной степенью метаморфизма и тектонической на рушенности. Для углей из выбросоопасных зон параметр D / R оказался почти в 20 раз большим, чем для углей невыбросоопасных (характерные величины – 9,5·10–4сек–1 и 4,8·10–5сек–1 соответственно). Было установлено, что при рас четах быстропротекающих газодинамических процессов с учетом сорбирован ного газа, необходимо использовать не максимальную сорбционную емкость угля (параметр "а" в изотерме Лэнгмюра (2.21)), а её динамически активную часть а = (0,150,25)· а, реагирующую на изменение давления почти мгно венно. В близкой по духу модели [31] использовалась обратная характерная ве личина – сорбционно-кинетический параметр = R2/D. Эксперименты при дав лении 0,1 МПа и температуре 30°C показали, что донецкие угли различной на рушенности и стадий метаморфизма сорбируют (за период ) 63% равновес ного количества метана. Исследование температурной зависимости показало, что в интервале t = –140 +40°C диффузия метана в углях различных стадий метаморфизма носит активированный характер. В развитие этих работ, в [32] экспериментально оценивалась величина а. Была подтверждена ее высокая информативность, предложен метод использования для прогноза выбросоопас ности.

Углекислый газ широко распространен в магматических, метаморфических, осадочных горных породах и подземных водах;

в месторождениях каменного угля, нефти и газа содержится около 1,2·1010 т двуокиси углерода;

в ряде шахт выделение углекислого газа превышают выделение метана [4]. Уголь хорошо сорбирует углекислый газ, который может двигаться в нем в двух режимах – фильтрации (по трещинам, субмакро- и макропорам) и диффузии (в микроструктурах угля). В большинстве случаев фильтрации углекислого газа в углях, породах и выработанных пространствах справедлив закон Дарси, но встречаются и отступления от него [4]. Характер изменения проницаемости пластов угля для СО2 по мере удаления от поверхности обнажения вглубь мас сива аналогичен таковому для метана. При фильтрации углекислого газа в по ристой сорбирующей среде уравнение массопереноса имеет вид:

М q + = div( P) + div( Dq ), (2.23) t t где M, q – массы свободного и сорбированного СО2 в единице объема угля;

K – коэффициент газопроницаемости по углекислому газу;

,µ – его плотность и вязкость;

Р – давление свободного газа в фильтрующем объеме;

D – коэффи циент диффузии СО2 в угле. Уравнение кинетики сорбционных процессов:

q = [M ( P) q( P)], (2.24) t где q(P ) – масса сорбированного газа, соответствующая равновесному со стоянию при текущем давлении Р;

– постоянная сорбции (десорбции).

Для q (P ) предполагается справедливой формула Лэнгмюра, для М(Р) полит ропического процесса:

1/ n P abP q ( P) =, M ( P ) = m 0, (2.25) 1 + bP P где a, b – постоянные изотермы сорбции Лэнгмюра для СО2;

m – коэффициент пористости угля;

0, Р0 – начальная плотность и давление газа;

n – показатель политропы (n = 1,0 – изотерма;

n = 1,41 – адиабата). Если в (2.23) пренебречь вторым слагаемым в правой части (т.к. D K / ), принять фильтрационные характеристики постоянными, а поле давлений в пласте – одномерным, то по лучим:

2 q m 1 P, ( ) =, (P) = (P) d P, (2.26) ( ) = P t x 2 K t K где (P) – функция Л.С. Лейбензона;

(P ) – функция, определяемая уравне ние состояния (изотерма, адиабата, политропа). Уравнение (2.26) описывает одномерное нестационарное поле давлений газа в пласте при неподвижном за бое. При движении забоя со скоростью V = const, в правую часть первого из уравнений (2.26) необходимо добавить член V / x [4].

§12. Жидкости в массиве Жидкости в горных массивах, как и газы, можно разделить на две груп пы – природные (эндогенные) и технологические (экзогенные). К первым отно сится вода (с растворенными в ней минеральными примесями и газами), ко вторым – водные растворы и суспензии (кислотные, цементные, глинистые и др.) и жидкие (твердеющие) полимеры, используемые для различных техноло гических воздействий на горные массивы и выработанное пространство [33,34].

Природная вода может находиться в жидком, твердом и парообразном состоя ниях. В зависимости от характера взаимодействия с твердыми частицами поро ды (угля), образующими скелет пористой среды, вода подразделяется на свя занную и свободную [35,36]. Свободная вода может двигаться в горном масси ве;

это движение – фильтрация – описывается, в большинстве случаев, законом Дарси [37,38].

Значительная часть шахт и рудников эксплуатируется в сложных гидрогеоло гических условиях, когда фильтрация в трещиновато-пористых горных породах подземных (рудничных) вод приводит к большим притокам их в горные выра ботки [33,39,40]. Это требует постоянной откачки воды из шахты, а внезапные прорывы больших масс рудничных вод из водоносных горизонтов и поверхно стных водоемов могут носить катастрофический характер [41]. Защита шахт и рудников от подземных вод (на проектном этапе, при строительстве и эксплуа тации) требует совершенствования методов прогноза водопритоков в шахты, развитых недостаточно [33,39, 42,43].

Капельная и парообразная влага, поступающая в горные выработки из массива, интенсифицирует в них тепломассообменные процессы, существенно влияет на тепловой режим шахт и рудников [4446]. Для оценки массоотдачи (испарения) от отбитой горной массы (угля, руды, породы), транспортируемой по горным выработкам, необходимо знать естественную влажность массива – содержание в порах и трещинах связанной воды. Обширные шахтные исследо вания [47] и измерения современными радиофизическими методами [48] позво лили установить: влажность в образце угля не зависит от места отбора пробы;

угли Центрального и Донецко-Макеевского районов Донбасса на глубинах 4001000 м имеют естественную влажность от 1 до 3% (кроме случаев обвод ненности пластов);

влажность углей одной и той же шахты на близких глуби нах отличается мало;

природная влажность не изменяется по простиранию пла ста, но уменьшается по мере его углубления;

угли в природных условиях на сыщены влагой;

горные породы имеют различную, но, как правило, большую, чем у углей влажность (аргиллиты, например, 79%).

Изменение давления водяных паров с глубиной массива изучалось на основе соотношений теории потенциала влагопереноса А.В. Лыкова [45]:

u uy uкр uп = = = = = const, (2.27) С С y С кр С п где – потенциал влагопереноса;

u – удельное влагосодержание (влажность);

С – удельная влагоемкость;

индексы "у", "кр", "п" обозначают уголь, кровлю и почву пласта соответственно. По (2.27) и накопленным ранее данным о влаж ности угольных пластов, в предположении постоянства гигроскопических свойств углей в изучаемом интервале глубин (140950 м), определялась влаж ность горных пород. Статистическая обработка большого массива данных (880 проб) показала [45,49]: с глубиной влажность пород убывает по линейному закону;

до глубин 750780 м породы находятся в состоянии полного гигроско пического насыщения ( 0 = Р/Рн = 1,0;

Р, Рн – давления водяных паров на не которой глубине и давление насыщения паров при температуре массива);

с дальнейшим ростом глубины Н, уменьшается: (Н) = 1526·10–6 (Н– 0 760);

с ростом глубины давление паров в массиве нарастает, что увеличивает влагоотдачу (пароотдачу) пород. Исследования влагоотдачи массива – плот ности потока массы водяного пара через поверхность горной выработки к руд ничному воздуху – осуществлялись в выработках глубоких угольных шахт [44,46,49] и шахт пильного известняка [50]. В сухих очистных забоях глубоких шахт Донецко-Макеевского района, с 1м2 поверхности стенок выделялось 30100 г/час влаги (пара). В сухих подготовительных выработках – на порядок меньше, но большая общая площадь их поверхности приводила к увеличению влажности рудничного воздуха. Повышенная, по сравнению с воздухом, темпе ратура пород обеспечивает высокие значения в них влажности. Массообмен пород с воздухом носит нестационарный характер [44,46]. В начальный момент времени влажность массива одинакова и постоянна. В дальнейшем в нем фор мируется зона осушения, достигающая за 20 часов ширины в 1,52,0 м. Через 40 часов ширина этой зоны 3,03,5 м, а через год – более 6,0 м [46]. Меняется со временем, убывая экспоненциально, и поток влаги из массива в выработку.

Размеры пустот (пор и трещин) в части массива, примыкающей к поверхности обнажения велики, поэтому при гигроскопическом состоянии влага в них мо жет содержаться только в парообразном виде. Механизмом переноса является диффузия водяного пара, давление которого в охлажденной зоне массива близко к барометрическому в выработке. Если пренебречь термодиффузией, то потенциалом переноса пара будет относительное давление. Для плотности потока массы q можно записать:

q = (P0 P) 1 (2.28) где Р0, Р – давление пара в массиве и парциальное его давление в воздухе;

В – барометрическое давление в горной выработке;

– коэффициент нестацио нарного массообмена. Экспериментально определены: для очистных вырабо ток – = (2,954,60) кг/м2·ч;

для откаточных штреков (длина 8001000 м, вре мя существования 11,5 года) – = 0,41 кг/м2·ч [44].

Влагоотдача горных пород (известняка) также исследовалась в шахтных усло виях [50]. Пористость известняка составляла 40%, естественная влажность – 1314%. Средний диаметр капиллярных пор 100200 мкм. Коэффициент мас соотдачи определялся по формуле j = (P Pc ) (2.29) где jп – плотность потока влаги, кг/м2·с;

– коэффициент массообмена;

Рн, Рс – парциальное давление насыщенного пара и пара, содержащегося в рудничном воздухе. В начальный период (несколько часов после обнажения поверхности) = 12,7 кг/(м2·с) ГПа, затем уменьшился до = 8,8 кг/(м2·с) ГПа и оставался практически постоянным, что свидетельствует о медленности процесса осуше ния массива. Сравнение величин коэффициентов массообмена от поверхности горных пород и от водного зеркала приводит к заключению об очаговом, "пят нистом" характере испарения с поверхности пород. Оценка показала, что сум марная поверхность менисков всех капилляров на 1 м2 поверхности горной по роды 0,8 м2. Ранее высказывались различные точки зрения на локализацию зоны испарения влаги в массиве [51]. Д.К. Скотт считал, что она находится внутри массива, но примыкает к поверхности обнажения очень близко. В [51] были сделаны, на основе аналитических и экспериментальных исследований, следующие выводы: 1) испарение влаги происходит не на поверхности, а в объ еме массива;

2) на температуру рудничного воздуха это процесс непосредст венно не влияет;

3) тепло фазового перехода при испарении влаги отбирается у горного массива, температура которого и теплопритоки в воздуху снижаются.

Температура массива изменяется и при фильтрации в нем рудничных (не обяза тельно – термальных) вод. Связи температурных полей массивов с фильтраци онными полями в них важны для гидрогеологических исследований [42,52].

Нагнетание воды в пласты угля через скважины, как метод борьбы с га зовыделением, внезапными выбросами, пылью и подземными пожарами иссле довалось и применялось на практике с конца 50-х годов [5355]. Было доказа но, что упругость, пластичность, прочность увлажненного пласта существенно изменяются, вероятность различных негативных проявлений снижается. Нагне таемая в пласт вода движется в нем по трещинам и крупным порам, постепенно проникая в переходные и в микропоры, блокируя в них метан. Газопроницае мость угля снижается, затрудняется фильтрация газа из массива. Снижается и способность поглощения кислорода углем, что важно для профилактики пожа ров. Эффекты усиливаются при использовании вместо воды водных растворов высокомолекулярных органических и неорганических соединений – химиче ски- и поверхностно-активных веществ (ХАВ, ПАВ), имеющих большую про никающую способность [34]. Для определения скорости перемещения жидко сти по единичному каналу (капилляру) под действием напора, создаваемого на гнетательным насосом и капиллярных сил, методом размерностей была полу чена формула [54]:

= (h + 4,08 10 2 d 1 cos )( KL) 1 d 2, (2.30) где – скорость жидкости;

h – напор насоса;

d, L – диаметр и длина канала;

, – краевой угол смачивания и вязкость жидкости;

– коэффициент по верхностного натяжения;

K – коэффициент, характеризующий геометрию и шероховатость канала. Структура формулы (2.30) близка к закону Дарси. Урав нение движения влаги по капилляру под действием капиллярных сил (безна порная пропитка) [53]:

1 d( x) 2 32 d x d2 x 4 cos + + + g sin = 0, (2.31) d 2 d t dx dt2 x dt где х – расстояние, пройденное влагой по капилляру;

t – время;

, – вязкость и плотность жидкости;

g = 9,8 м2/с;

d,, соответствуют (2.30). В пренебре жении малыми членами в (2.31), получено его приближенное решение:

d cos х(t ) = t. (2.32) Зависимости типа x(t) ~ t, как известно, характерны для процессов диффузи онного типа, описываемых параболическими уравнениями в частных производ ных. Это обстоятельство было использовано для описания движения жидкости в угольном пласте уравнением диффузии [53]:

W W = D, (2.33) t x x где W – прирост влажности угля;

D – коэффициент диффузии. Решение про стейшей краевой задачи для уравнения (2.33) дало уравнение движения "фронта увлажнения":

X = 2 Z 0 Dt. (2.34) Параметр Z0 зависит от требуемой точности локализации "фронта увлажнения" (обычно Z0 1,82,0). Соответствующие (2.34) формулы вида X = A t были экспериментально подтверждены при увлажнении ряда пластов, в частности для пласта "Кемеровского" А = 4,4, пласта "Волковского" А = 3,85. Более стро гое описание процесса увлажнения должно, в отличие от даваемого (2.33), учи тывать реально существующую зависимость коэффициента водопроницаемости от газового и горного давлений. Эта зависимость получена эмпирически в виде [53]:

K = A exp[( BP + CP )], (2.35) где постоянные А,В,С характеризуют конкретный пласт угля, а РГ, РМ – газо вое и горное давления. Обобщение результатов исследований и практических работ на пластах различных бассейнов позволило дать классификацию видов гидровоздействия на массив [56]. Установлены четыре режима внедрения жидкостей в пласт: фильтрация, гидрорасчленение, гидроразрыв, гидрораз мыв. Отличаются три первых из них темпом внедрения жидкости в пласт, что различным образом воздействует на его трещиновато-пористую структуру.

Наиболее "жестким" является гидроразрыв – он достигается при темпе закачки жидкости, многократно превышающим естественную приемистость пласта, в котором образуется новая система трещин, ориентированных по направлению к скважине. Область пласта вокруг скважины принимает неоднородную, зональ ную структуру. Формируются три зоны, начиная от скважины: гидроразрыва, гидрорасчленения, фильтрации, в которых различные пористости и проницае мости. Гидроразмыв может быть осуществлен при любых темпах внедрения жидкости в пласт, поскольку в качестве таковой используются растворы ХАВ, ведущих к растворению минеральных или органических компонентов угля и повышению его проницаемости.

При гидродинамических воздействиях на пласт попутно могут решаться задачи диагностики его состояния. Было обнаружено, что при внедрении воды в газо насыщенный уголь, изменения избыточной влаги со временем W = f (t ) ве дут себя по-разному в выбросоопасных и неопасных пластах (в первом случае кривые лежат выше, т.к. выбросоопасные пласты нарушены и лучше увлажняются). [57,58].

Закачка тампонажных растворов в трещиновато-пористые горные по роды, в закрепные пустоты (с целью упрочнения горных массивов и повышения устойчивости горных выработок, уменьшения водопритоков в них) также один из видов гидровоздействия на массив [5962]. Тампонажные растворы, исполь зуемые для инъекционного упрочнения горных массивов, делятся на три груп пы: жидкости, нестабильные суспензии, стабильные суспензии [62]. Жидкостя ми называют растворы, не содержащие частиц, имеющие вязкость, близкую к воде. Это растворы из химических веществ, синтетических смол и органиче ских вяжущих. Нестабильные суспензии – водные растворы цемента или ка менной муки, однородность которых обеспечивается перемешиванием. У ста бильных суспензий процесс седиментации сдвинут по времени и начинается после инъекции их в массив. Стабильность достигается пластифицирующими добавками или специальной обработкой. В практике строительства и эксплуа тации шахт, рудников и подземных сооружений, в зависимости от вида решае мой инженерной задачи, горно-геологических и гидрогеологических условий, применяются растворы: химические, силикатные, цементно-силикатные, гли нистые, глино-цементные, цементные, на основе битума и другие [62]. Матема тические модели процессов тампонирования используют различные виды урав нений фильтрации, получаемых из закона Дарси, нелинейных и нелокальных соотношений (ньютоновские и неньютоновские жидкости в разных режимах движения) [6264]. Отступление от закона Дарси проявляется и при фильтра ции обычной воды, когда велика проницаемость массива и скорость потока [37,40,65]. Эксперименты на модели закладочного массива (закладочные мате риалы – кусковые, мелкозернистые, шихты) показали, что в зоне закладочного массива, примыкающего к очистной выработке, скорость фильтрации связана с гидравлическим уклоном зависимостью, совпадающей с законом фильтрации А.А. Краснопольского [33]:


= K1 J, (2.36) где – скорость фильтрации;

J – гидравлический уклон (градиент);

K1 – ко эффициент квадратичной фильтрации. В зоне закладочного массива, сформи рованной в более ранние периоды времени, где закладочный массив уплотнен высокой нагрузкой и (или) подвергся кольматации, а пористость, проницае мость и коэффициент фильтрации ( K 2 ) имеют более низкие значения, фильт рация вновь подчиняется закону Дарси:

= K2J. (2.37) Этот режим наступает при усадке закладочного массива свыше 10% [65].

§13. Параметры переноса Параметры переноса – это, в общем случае, физические величины, зави сящие от искомой функции, пространственных координат и времени и входящие в уравнения переноса и граничные условия краевой задачи. При решении крае вых задач переноса (тепло- и массопереноса, диффузии, фильтрации) параметры переноса обычно считаются известными (опреде-ленными заранее эксперимен тально). К параметрам переноса массы в горных массивах относятся пористость, проницаемость, газо-, влаго- и массоемкость, коэффициенты фильтрации, диф фузии, массообмена. Коэффициенты фильтрации флюидов связаны с коэффици ентами проницаемости простыми зависимостями [37]. Рассмотрим параметры переноса в последовательности: пористость и газоемкость массивов;

коэффици енты газопроницаемости и диффузии;

влияние на них природных и технологиче ских факторов;

параметры влагопереноса.

Общая пористость горного массива в объеме V – это суммарный объем всех полостей (пор и трещин) в нем – Vп. Эффективная пористость Vф (фильтрующий объем) меньше общей на суммарный объем всех имеющихся замкнутых пор и трещин [1,5]. В математических моделях переноса обычно под пористостью понимают отношение VП / V = m, а под эффективной пористо стью – отношение Vф / V = me. Характерные значения общей пори-стости уг лей и пород Донбасса приведены в таблице 2.1 [1]:

Таблица 2. Общая пористость Глини Песча Угли Угли Угли, Изве- Песча стые нистые стые Угли коксо поро- стняки ники сланцы сланцы сланцы вые ды m, % 10,321,8 2,926,5 2,318,3 2,29,0 0,126,7 0,122,4 0,128, Эффективная (фильтрующая) пористость значительно меньше общей, в частности для углей: me/m = 1545% [5]. Объем фильтрующих пор и трещин (Vф) в углях Донбасса меняется от 0,001 до 0,005 см3/г, а площадь их поверх ности 12 м2/г. Фильтрующий объем (эффективная пористость) коррелирует со г степенью метаморфизма пород (выходом летучих V ) согласно (2.6). Эффек тивная пористость некоторых угольных и породных пластов Кузбасса [7] при ведена в таблице 2.2.

Влага в порах снижает "пористость по газу" (m) и учитывается "пори стостью по жидкости" (mж) введением параметра – степенью заполнения пор жидкостью: = m ж / m e. Полная эффективная пористость записывается в ви де: m e = m ж + m г = m e + m e (1 ). Обычно пластовая (природная) вода занимает незначительную долю объема фильтрующих пор [8].

Таблица 2.2.

Эффективная пористость Песча Угольные и Над- Угли Мощ- Горе- Кемеров- нистые Песча породные журин- стые ный лый ский сланцы ники пласты ский сланцы 6,60 7,35 4,30 2,50 7,0 10,2 8, mе, % Распределение пор по размерам, доли их, содержащих свободный и сорби рованный газ для углей различной степени метаморфизма длительно изучались [15,53,54,66]. Эти данные нами не рассматриваются, так они определяют инте ресующие нас характеристики пористой среды – параметры переноса – инте грально и в уравнения переноса не входят. Изменение давления газа в порах, при его фильтрации вне зоны влияния горных выработок, не влияет на величи ну напряжений в скелете угольного пласта [8]. Это позволяет считать природ ную пористость угольного пласта не зависящей от газового давления. В зоне влияния горных выработок, вблизи поверхности обнажения, пористость зави сит от газового и горного давления, поскольку массив здесь подвержен дефор мациям (зоны разгрузки и опорного давления). По мере удаления от поверхно сти обнажения, вглубь массива пористость убывает, как и при удалении от по верхности земли [1,35,66]. Лабораторные испытания образцов угля показали [1], что коэффициенты сжатия (отношения объемов пор ненагруженных и на груженных углей) имеют, в среднем, значения: для крупных пор с радиусом rє [75,0;

3·103] нм – 27,0;

для пор с rє [25,0;

75,0] нм – 3,0;

для пор с rє [12,5;

25,0] нм – 2,6, т.е. при сжатии в большей степени убывает объем больших пор. По ристость деформируемого массива выражается через объемную деформацию зависимостью [7]:

m ( ) = 1 (1 m0 ) /(1 + ), (2.38) где m ( ), m 0 – пористости деформируемого и недеформированного массивов.

Эмпирическая связь пористости со средними напряжениями в массиве [7]:

m() = m00 exp(a), (2.39) где m00 = m(0) пористость при = 0 ;

a – экспериментальная константа. В зо не сдвижения деформированного подработкой массива с объемной деформаци ей 0 = х + z, пористость зависит от координат Х (вдоль напластования) и Z (нормально напластованию) [7]:

m = m ( x, z ) = 1 (1 m0 ) [1 + ( x + z )], (2.40) где m0 – средняя пористость массива вне зоны сдвижения;

х = u x / х ;

z = иz / z ;

х, их, z, иz – соответственно деформации и смещения по осям х и z. Средняя пористость выработанного (обрушенного) пространства mср полу чена из (2.40):

mcр = m0 + Ah/Vc, (2.41) где m0 – пористость массива до подработки;

A – ширина выработанного про странства;

h – мощность пласта угля;

Vс – объем зоны сдвижения. По данным МакНИИ [67] пористость (пустотность) выработанного пространства при об рушении кровли: mcр = 3040%. Пористость выработанного пространства уменьшается по мере удаления от забоя и уплотнения обрушенных пород в пределах 4020% [68].

Газоемкость углей зависит от их сорбционной способности, убывающей с по вышением влажности, пористости и проницаемости [1]. Полная газоемкость со гласно (2.1) есть сумма сорбционной и "свободной" газоемкости. Кроме изотермы Лэнгмюра (2.2) для сорбционной газоемкости известны другие зависимости [34].

Для параметров последних (изотермы И.Л. Эттингера, С.И. Смоляковой, Г.Д. Ли дина, Н.В. Шульмана и др.) найдены корреляции с температурой, давлением, выхо дом летучих (формулы Я.Н. Фертельмейстера, Е.Н. Михайлюты, Р.М. Кривицкой и др.) [34]. Поскольку давление газа с глубиной растет по линейному закону (2.8), формула (2.2) для сорбционной газоемкости может быть представлена в виде с( Н Н о ) Хс =, (2.42) 1 + d (Н Н о ) где Н, Н0 – глубины залегания пласта и границы метановой зоны;

с, d – посто янные, характерные для данного пласта. На глубинах Н 1000 м средняя газо емкость угольных пластов 2530 м3/т, а пород – 46 м3/т. Достигнув, на опре деленной глубине Нmax максимума, газоемкость начинает убывать (в Донбассе Нmax 1300 м). Это обусловлено уменьшением сорбционной емкости при воз растании температуры горного массива [6]. Сорбционная емкость углей по уг лекислому газу в среднем в 2,7 раза выше, чем по метану (температура сжиже ния СО2 гораздо выше, чем СН4) [4].

Коэффициенты диффузии и проницаемости газа в углях и породах вхо дят, соответственно, в уравнения диффузии (2.20), фильтрации (2.23) и другие, близкие к ним. Диффузия газов в пористых средах (горных массивах) в раз личных их объемах имеет различный механизм, характеризуется разными ко эффициентами диффузии [6]: в микропорах (r 10–7 cм) – абсорбция и адсорб ция, т.е. молекулярная диффузия;

при r = 10–710–6 cм – двумерная или поверхностная (фольмеровская) диф-фузия;

в переходных порах (r = 10–610–5 cм) – кнудсеновская диффузия;

при r 10–5 cм – газовая (вязкая) диффузия и медленная фильтрация. В порах с разме рами 10–410–2 см, фильтрация становиться преобладающей. Характерные по рядки величин коэффициентов диффузии (при t = 20°С, P = 1 ат и в порядке перечисления) [5]: D = 10–9;

10–7;

10–6;

10–510–4 (м2/с). Преобладающая роль того или иного вида переноса в пласте может быть установлена с помо щью критерия Ю.Ф. Васючкова Kр [69]:

1/ P + P M K p = 4,6875 10 r 1 2, (2.43) 2 R где r – приведенный радиус канала переноса;

м;

Р1, Р2 – давление газа в его начале и в конце, Па;

– вязкость газа, Пас;

М – молярная масса газа;

Т – его температура, K;

R = 8314 Дж/(мольК). При Kр 1 (практически Kр = 10) преобладает диффузионный (вязкий) перенос. На глубинах 8001200 м, при средних давлениях до 56 МПа, это условие реализуется для микро- и частично переходных пор, а на пластах, где давление метана снижено до 0,50,8 МПа, эта область расширяется и при учете влаги в порах захватывает микро-, пере ходные и макропоры [34].

Эффективный коэффициент диффузии Dе вводится законом Фика [34]:

22,4 10 4 m0 P y abP C= + qe = De C,, (2.44) 1 + bP RT где qe – плотность потока метана, м/с;

С – градиент концентрации;

De – эф фективный коэффициент диффузии метана в угле, суммарно учитывающий мо лекулярный перенос и сорбционные процессы, м2/с;

С – концентрация метана в угле, м3/м3;

m0 – эффективная пористость угля;

T0 = 273 К;

Р – давление газа, Па;

а, b – константы уравнения Лэнгмюра. Значение De для карагандинских углей – De = 10–1010–8 м2/с получены независимо различными исследовате лями [34]. При математическом моделировании массопереноса в выработанном пространстве [67] использовалось выражение для эффективного коэффициента диффузии, суммарно характеризующего молекулярную диффузию в поровых каналах и конвективный массоперенос фильтрующимся потоком газовоздуш ной смеси:


De = mD0 + а, (2.45) где De – эффективный, а D0 – молекулярный коэффициент диффузии;

, m,, a – коэффициент извилистости, пористости, геометрический параметр и средний размер частиц пористой среды соответственно;

– модуль скорости фильтрации смеси (скорость утечек через выработанное пространство). В прак тических расчетах (2.45) записывают в виде:

De = Dm +, (2.46) где Dm – "молекулярная", а – "конвективная" составляющие De. Харак терные значения этих параметров, принятые при моделировании выноса метана Dm = 0,2 10 4 м2/с;

= 4 10 4 м;

из выработанного пространства [67]:

= (0,5 4,0) 10 2 м/с. Понятие эффективного коэффициента диффузии ока залось плодотворным и при исследовании диффузии (с учетом сорбции) угле кислого газа в песчанистом сланце [70]. Решалась обратная задача – определе ние De = De (C ). Было приближенно решено нелинейное уравнение диффу зии, найдена функция С – концентрация углекислого газа. Затем были опреде лены значения De (C ) : при малой степени заполнения пор сорбента газом De = 4,0 10 9 м2/с;

De = 6,0 10 9 м2/с;

= 0,5, ( = 0,2 ), при при = 0,9 De 9,0 10 9 м2/с.

Фильтрация газов в угольных и породных пластах и в выработанных пространствах в большинстве случаев подчиняется закону Дарси [1,7,8,56,68]:

K = K ф H = P, (2.47) где – вектор скорости газа;

H, P – градиенты напора ( H = P / g ) и давления;

K ф, K – коэффициенты фильтрации и проницаемости;

– вязкость газа. Как видно из (2.47), K ф = gK / = gK /. Размерность K ф совпадает с размерностью скорости, а для размерности K принята единица один дарси (D ) : 1D = 1,02 10 12 м2. Практически чаще используется 1мD = 10 3 D. Гор ные породы – коллекторы нефти и газа (для большинства месторождений – песчаники) имеют коэффициенты проницаемости K = (10 10 ) мD. Прони 4 цаемость ненарушенных ископаемых углей гораздо ниже: K = (10 10 ) мD [8]. В ранних работах по теории фильтрации грунтовых вод, нефти и газа в пластах – коллекторах часто обсуждались наглядные модели пористой среды – "капиллярные" модели, "укладки шаров" и другие [7173]. На их основе выво дились различные формулы, выражающие проницаемость через пористость, в частности:

K = Am 3 2, (2.48) где K – коэффициент проницаемости;

m – пористость (эффективная);

– удельная поверхность пористой среды;

A – константа, характеризующая порис тую структуру. Формула (2.48) называется уравнением Козени-Кармана [73] и как и другие, аналогичные, она имеет сейчас ограниченное применение при мо делировании фильтрации, в основном для оценки влияния деформации массива на параметры переноса в выработанном пространстве [7,74]. В большинстве ма тематических моделей переноса используют значения коэффициента проницае мости, найденные экспериментально (в лабораторных и шахтных условиях).

Лабораторные исследования углей Кузбасса позволили установить, что их газопроницаемость по метану колеблется от 0,59 до 66,4 мD. Анизотропия проницаемости (отношение проницаемостей при потоках по напластованию и нормально к нему) для углей различных марок изменяется от 1,3 до 5,6 [66].

Угли Донбасса имеют тот же порядок проницаемости, но анизотропия их вы ражена более сильно. Газопроницаемость глинистых и песчанистых сланцев, песчаников, алевролитов и других горных пород существенно меньше, чем у углей.

Увлажнение образцов углей и пород резко снижает их проницаемость: у углей в 1,39,3 раза, у пород в 311 раз. Проницаемость углей и пород для раз личных газов существенно изменяется. При испытаниях образцов угля (марок "ПЖ" и "К") и пород (песчаника и алевролита), проницаемость которых убыва ла в перечисленном порядке, максимальной была проницаемость по водороду (53,0;

30,2;

0,1038;

0,0205 мD), а минимальной – по углекислому газу (22,08;

12,29;

0,0180;

0,0021 мD). Промежуточные значения проницаемостей были по лучены (в порядке убывания) для метана, воздуха, азота, этана [66].

Коэффициент газопроницаемости зависит от степени карбонизации углей:

коксующиеся, паровично-жирные и длиннопламенные угли по данным Г.Д.

Лидина [66] имеют проницаемость по углекислому газу на 25 порядков боль шую, чем антрациты. Проницаемость горных массивов изменяется в широких пределах;

она обусловлена многими горно-геологическими и технологическими факторами, что затрудняет корректные лабораторные исследования, результаты которых имеют в основном качественный характер [66].

Шахтные исследования газопроницаемости углей и пород на основе раз личных математических моделей газопереноса к скважинам осуществлялись Е.Д. Черепенниковым, И.М. Яровым, Р.М. Кричевским, И.А. Чарным, А.Н.

Щербанем, А.С. Цырульниковым [66], Р.Н. Кригман, С.В. Кузнецовым, М.Д. Кривицким [8] и другими. Рассматривались одно мерные и двумерные обратные задачи;

искомые коэффициенты находились со поставлением результатов измерений с полученными аналитическими или ана логовыми соотношениями.

Газопроницаемость углей в призабойной зоне и в глубине пласта опре делялась при остановленном и движущемся забое. Методом поинтервальных измерений в шпуре (с определением средних по слоям в несколько метров ко эффициентов) были изучены пять пластов Донбасса. В частности, в призабой ной зоне, при движущемся забое пласта l 3 "Мазурка" в интервалах 04 м;

м;

812 м;

1215 м;

1518 м (от забоя) коэффициенты газопроницаемости ока зались равными, соответственно: 11,88;

6,54;

2,31;

0,683;

0,354 мD [66]. Для пя ти исследованных пластов газопроницаемость изменялась в пределах 0, мD;

уменьшалась с глубиной и с удалением от забоя. С приближением к границе зоны влияния выработки (35, иногда 1030 м), газопроницаемость принимает значения в 0,010,1 мD, т.е. близкие к природным. Природная газопроницае мость угольных пластов определялась обработкой шахтных замеров методами гидромоделирования и с помощью приближенных аналитических решений. Для ряда угольных пластов Донбасса на горизонтах 630915 м были получены зна чения [8]: пласт m2 "Тонкий" – 82·10–3 мD;

пласт l "Двойной" – 1,6·10–4 мD;

пласт m3 "Толстый" – 1,2·10–3 мD;

пласт k 8 "Нижняя Мария" – 1,8·10–4 мD.

Изучение влияния разгрузки массива от горного давления на его газопроницае мость показало [74], что имеется качественно близкая для всех обследованных шахт зависимость – убывание газопроницаемости от забоя вглубь массива.

Газопроницаемость угольных целиков исследовалась методом их продувки воздухом [4]. Было подтверждено ее снижение с ростом влажности, проведена статистическая обработка данных, позволившая обосновать логарифмически – нормальный вид функции распределения значений K. В среднем, для целиков угля было получено K ср 2,0D. Большинство методов определения газопро ницаемости используют формулу для установившегося дебита газа при одно мерном потоке, являющуюся следствием закона Дарси:

KS ( P0 Pc2 ) q=, (2.49) 2 PcR где q – дебит газа;

K – газопроницаемость пласта;

S = 2 dl – площадь сечения потока;

d, l – диаметр и длина замерной камеры;

P0,Pc – давления в пусковом и приемном шпурах;

R – расстояние между шпурами;

µ – вязкость газа. Право мочность использования (2.49) для измерений природной проницаемости пла стов установлена [1,4,5,66]. Для разгруженной зоны пласта, где газопроницае мость велика и фильтрация интенсивна, выполнение закона Дарси предполага лось на основе оценок [66]. Экспериментальная проверка этого и, как следствие, правомочности (2.49) и других, следующих из закона Дарси формул, была осу ществлена методом радиоизотопной индикации (криптоном – 85) фильтрующе гося газа [75]. Полученные данные хорошо ложились на прямую в координатах { q, ( P02 Pc2 ) }, чем было подтверждено выполнение закона Дарси и в приза бойной зоне. На удалении от забоя 0,2 м проницаемость была 43,0 мD, а на уда лении 0,6 м – 6,6 мD. В боковой стенке выработки проницаемость, по мере уда ления вглубь пласта, уменьшалась: на расстоянии 0,2 м – 47,0 мD;

0,5 м – 1,6 мD;

2,0 м – 0,012 мD.

Газопроницаемость выбросоопасных углей высокой степени тектониче ской нарушенности, к которым приурочено около 70% внезапных выбросов уг ля и газа (Донбасс, Кузбасс, Воркута) определялась одновременно на одних и тех же образцах, но в различных режимах нагружения в лабораторной установ ке [76]. При нагрузках свыше 15 МПа (глубина – более 600 м), влияние на про ницаемость степени нарушенности углей уменьшается (в силу закрытия трещин и макропор). Для углей пласта "Мазур" (IV–V степени нарушенности) получе ны корреляции:

m = ( 3,758 + 4,78 ) 1, K = ( 485,3 1,61 1,28 ) 10 13, (2.50) где m – пористость;

K – проницаемость;

– нагрузка ( = 4,020,0 МПа).

Для пласта "Александровский" (I степень нарушенности) получено:

K = 0,611 1,113 10 13. (2.51) Газопроницаемость углей высокой степени нарушенности при малых напряже ниях ( 5,0 МПа) на порядок превышает таковую для углей I степени нару шенности. С ростом эта разница нивелируется.

Газопроницаемость выбросоопасных пород исследовалась в ряде работ.

Лабораторные и шахтные измерения показали, что для Донбасса газопроницае мость по азоту в лабораторных условиях – от тысячных долей до первых десят ков мD, а в шахтных – (0,183,53)·10–3 мD. Расхождение связано, главным об разом, с неучетом в лабораторных условиях геостатического давления [77]. Ес ли в лабораторных условиях моделируется горное давление, то, как было пока зано в работах М.М. Кусакова, Н.С. Гудок, Я.Р. Морозович, А.С. Цырульнико ва, А.И. Фиалко и др. [77], проницаемость образцов снижается с ростом внеш ней нагрузки по зависимостям, близким к экспоненциальным. Исследование га зопроницаемости песчаников и алевролитов, отобранных в выбросоопасной зо не (шахта "Петровская-Глубокая") осуществлялось на специальной установке, позволявшей регулировать величину нагрузки. Некоторые из результатов [77] представлены в таблице 2.3.

Таблица 2. Газопроницаемость выбросоопасных песчаников Газопроницаемость (K·102 мD) № Абсо- Эф об- лют- фек- при давлениях (атм) раз- ная тивная цов пори- пори- 10 35 60 110 160 260 стость, стость, % % 1 7,23 3,12 20,00 0,110 0,049 0,026 20,01 – – 2 6,46 5,20 19,40 0,630 0,377 0,231 – – – 3 10,48 7,21 132,0 3,600 2,165 0,569 0,328 0,094 0, 4 10,60 8,13 38,80 28,000 22,500 15,000 12,400 8,240 5, 5 6,70 2,01 0,49 0,010 – – – – – Значения коэффициентов проницаемости, полученные в шахтных условиях [78], удовлетворительно согласуются с приведенными в таблице.

Динамика газопроницаемости, т.е. закономерность изменения коэффи циента газопроницаемости массива со временем, изучена недостаточно. Изме рения при остановленном и движущемся забое показали, что кривая изменения газопроницаемости по направлению вглубь пласта K = K(х) во втором случае пролегает выше, чем в первом [66]. Это свидетельствует об изменении газопро ницаемости со временем, т.е. K = K(х, t). Такой зависимости в [66] установле но не было. Шахтные измерения газопроницаемости пласта "Пожарный", про водившиеся в течение 20 суток, показали, что кривые K = K(х) через каждые суток проходят выше предыдущих, т.е. наблюдалось увеличение газопрони цаемости со временем. Близкий качественно рост К наблюдался и в зоне влия ния дегазационных скважин. Объясняются эти факты осушением массива со временем через поверхности обнажения [5]. Обширные исследования газопро ницаемости пластов в течение длительного периода (292 суток) были проведе B H ны на пластах n8 и n7 (Львовско-Волынский бассейн) [79]. Использовалась B H методика [66], пласт n8 зондировался на глубину 9 м, пласт n7 – на 5 м. В первом случае область измерений была разделена на 3 слоя (02,5 м;

2,55,5 м;

5,59,0 м), во втором – на 2 (02,5 м;

2,55,0 м). Коэффициенты газопроницае В H мости для пласта n8 имели значения: 0,118;

0,046;

0,028 мD, а для пласта n значения: 18,5;

9,2 мD. Природные значения газопроницаемости измерялись вне зоны влияния обнажений пластов, в первом случае на расстоянии 1520 м от стенки штрека, во втором – 1215 м. Они оказались равными, соответствен но 0,005 и 1,0 мD. Определение коэффициентов проницаемости по методике [66] основано на том, что вначале находятся значения давления и газоносности, а затем, по (2.49) осуществляются расчеты. Как следует из результатов [79], для давления и газоносности отмечена определенная динамика (кривые, снятые для 10,13,44 и 302 суток), но коэффициенты газопроницаемости для этих моментов времени получены одинаковые. При этом сведений о влажностном состоянии массива не приводится.

Изменение газопроницаемости при воздействиях на массив. Ранее бы ли перечислены виды воздействий и указаны цели, ими преследуемые (§12). Воздействие увлажнения угля различными жидкостями изучалось в [53].

Увлажнение угля водой снижало его газопроницаемость, которая при возраста нии механической нагрузки на образец плавно убывала. Более резко это явле ние проявляло себя при увлажнении угля 10%-м раствором мочевино формальдегидной смолы (с добавкой 0,04% Н2С2О4). Еще большее снижение газопроницаемости наблюдается при увлажнении угля т.н. профилактическими жидкостями – 1%-м раствором феноло-формальдегидной смолы (с добавкой 0,04% NH 4 Cl ) и 2%-м раствором этой же смолы с добавкой 0,2% NH 4 Cl. Ув лажнение водой изучалось как в лабораторных, так и в шахтных условиях [53].

В зависимости от величины нагрузки на образец, коэффициент газопроницае мости увлажненных углей в 3201200 раз ниже, чем у сухих, причем кратность снижения газопроницаемости максимальна при малых нагрузках, а с их ростом убывает. В шахтных условиях газопроницаемость определялась до и после ув лажнения пласта. Радиус увлажнения превышал 8,0 м, снижение газопроницае мости было в 1,87,0 раз. Снижение газопроницаемости было максимальным вблизи нагнетательной скважины и по мере удаления от нее убывало. Ввиду сложности системы "уголь–жидкость–газ" пока нет исчерпывающей теории процесса увлажнения угля, хотя имеются различные математические модели, описывающие отдельные стороны процесса [34,56,80]. При гидрорасчленении пласта происходит раскрытие эндо- и экзогенных трещин, формирование их ориентированной системы [80]. Проницаемость при этом существенно возрас тает, что повышает эффективность дегазации. Задача определения коэффици ента проницаемости в процессе гидрорасчленения (с целью оптимизации про цесса) решалась в [81]. Методика шахтных экспериментов предусматривала за качку жидкости в пласт через скважину, пробуренную с поверхности с варьи руемым ступенчато темпом нагнетания. При каждом значении его ( q, м3/с) достигалась стабилизация давления на забое скважины и проводились замеры.

По полученным данным строилась зависимость q = f ( P ) : q = K пр P, где P – разность забойного и пластового давлений, н/м2;

Kпр – коэффициент приемистости, м5/н.с. Был сделан вывод о выполнении закона Дарси, что по зволило определить коэффициент проницаемости К через экспериментально найденные Kпр по формуле:

2 Kh P q=, (2.54) ln( R к / rc ) где h – мощность пласта;

– динамическая вязкость жидкости;

Rк, rc – радиус действия скважины и радиус скважины соответственно. Начальная газопрони цаемость пласта определялась на первом этапе нагнетания – при минимальном значении темпа его ((15)·10–3 м3/с). Результаты исследований газопроницае мости ряда угольных пластов Донбасса позволили сделать выводы [81]: исход ная газопроницаемость всех видов углей с ростом глубины уменьшается;

в ре зультате гидрорасчленения проницаемость пластов возрастает на 23 порядка;

повышение темпа нагнетания жидкости увеличивает проницаемость пласта в большей степени.

Физико-химические воздействия на пласт – нагнетание в него химиче ски- и поверхностно-активных флюидов – также приводят к изменению его коллекторских и фильтрационных свойств, способствуют интенсификации де газации пласта. При нагнетании в угольный пласт раствора соляной кислоты пористость пласта в зоне обработки возрастает на m [34]:

m0c0 ж m n = m0 (1 + nB ), m = = m0 nB, (2.55) 7300м где m0 – эффективная начальная пористость пласта;

mn – пористость после n кратного обмена раствора;

с0 – концентрация раствора кислоты;

ж, м – плотности раствора и минерала;

В – параметр, определяемый концентрацией раствора. Согласно (2.55) требуется 15-кратный обмен 18%-го раствора для увеличения m0 = 3,0% в полтора раза. Увеличение пористости приводит к уве личению газопроницаемости. По формуле Козени-Кармана (2.48) K ~ m3, по эмпирической формуле А. Леворсена [34]:

K = K 0 exp[ a( m m0 )], (2.56) где K, K0 – возросшая и начальная газопроницаемости;

m, m0 – увеличенная и начальная пористости;

а – эмпирическая постоянная. При физико-химической обработке трещиновато-пористой среды, увеличение зияния трещин в раз приводит к росту проницаемости раз (в силу закона Дарси для трещинова той среды [40]). Изменение эффективного коэффициента диффузии De при фи зико-химической обработке пласта угля носит сложный характер. В лаборатор ных экспериментах с различными составами средств воздействия (ХАВ) диф фузионная проницаемость угля для метана возрастала (в 1,15,7 раз) и убывала (в 1,210 раз) [34]. Фильтрационные эксперименты при обжатии образцов (Робж = 316 МПа) показали, что проницаемость угля для метана (Kг), воды (Kв) и соляной кислоты (Kк) падает с ростом давления, в особенности для ме тана. Kк изменяется в пределах (47,7)·10–3 мD, Kв – в пределах (35)10–3 мD.

Обработка соляной кислотой максимально увеличивала проницаемость угля в 1,5 раза. Обработка в течение 35 суток приводит к росту проницаемости на 3050% [34].

Параметры переноса жидкостей в угольных и породных пластах, выра ботанных пространствах – эффективная пористость, влагоемкость (массо емкость), коэффициенты фильтрации, влагопроницаемости, влагопроводности (массопроводности), диффузии [33,36,37,7173]. В гидрологии горные породы подразделяют на водопроницаемые и водонепроницаемые, на рыхлые и скаль ные [33]. Водопроницаемость и водоотдача горных массивов зависит от вели чины и структуры их порового пространства. Пористость рыхлых осадочных пород, сильно неоднородных, с заполнением пустот между крупными частица ми более мелкими, понижена. Низкая пористость и у изверженных скальных пород. Пористость глинистых пород достигает 5060%, но сильно зависит от степени увлажнения и внешнего давления. Эффективная пористость массивов, в отличие от общей пористости, убывающей с глубиной экспоненциально [38], зачастую не обнаруживает такой тенденции. Измерения в глубоком руднике показали [82]: на глубине 620 м – m e (%) = 1,0;

1,6;

0,8;

на глубине 1070 м – m e (%) = 0,7;

1,74;

0,71;

2,13;

на глубине 1385 м – m e (%) = 0,82;

0,10;

0,7;

1,0.

Не обнаружена корреляция эффективной и общей пористости. Степень запол нения пор жидкостью – 47 82%, влажность массива – (4,78,2)·10–3 г/см3.

Длительные и обширные исследования водно-физических свойств горных по род Кузбасса выявили тесную связь влагосодержания (W) с эффективной по ристостью [83]: для алевролитов W = 1,4+0,3 me;

для песчаников W =1,10, me. Пористость коренных пород варьирует от 0,4 до 24%, наиболее распро странены значения 3,58,0%. Полная (массовая) влагоемкость (W n ) крепких песчаников, алевролитов и аргиллитов не превышает, как правило, 5%, а сла бых этих же пород и их переслаиваний – 78%.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 19 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.