Спосіб дегазації вугільних пластів, схильних до газодинамічних явищ

Винахід належить до гірничої промисловості і його можна використовувати для завчасної дегазації, зниження викидонебезпечності вугільних пластів, схильних до газодинамічних явищ, створення безпечних умов праці в підземних умовах і для видобування метану з вугільних родовищ. Відомий спосіб регіональної гідравлічної обробки викидонебезпечних вугільних пластів, що полягає в попередньому визначенні довжини очисного вибою, кута між лінією очисного вибою і напрямком системи природних тріщин, ширини бічної зони опорного тиску пласта після його гідророзчленування і величини відхилення осі свердловин від проектного значення в процесі їх буріння. За цими параметрами визначають відстань між рядами свердловин уздовж проектного положення лави підготовчих виробок, що оконтурюють вибій, від кінцевих ділянок лави і відстань між свердловинами в ряді. Потім роблять буріння свердловин і гідророзчленовування пласта. Величину зниження газоносності пластів встановлюють залежно від їх природної газоносності, виходу летких речовин і глибини залягання пласта (див. авт. свід. №1566045, СРСР, E21F5/00, E21F7/00, опубл. 23.05.90р., Бюл. №19). Зазначений спосіб дозволяє частково дегазувати і знижувати викидонебезпечність крайових частин вугільного пласта виїмкової дільниці. Центральна ж частина лави залишається необробленою внаслідок відсутності гідравлічного зв'язку між рядами свердловин і при збільшенні довжини лави і кута між лінією очисного вибою і напрямком основної системи тріщин, збільшується необроблена периферійна зона пласта, що є основним недоліком відомого технічного рішення. Відомий спосіб каскадного нагнітання рідини в пласт, що полягає в такому. З денної поверхні на пласт бурять свердловини, які розташовані за схемою «хрест». Потім у свердловини нагнітають робочу рідину: або воду, або воду з різними добавками (кислоти, газоподібний азот і тощо). За рахунок одночасного нагнітання рідини через свердловини здійснюється взаємодія зустрічних потоків, які забезпечують створення в пласті зон високого тиску, порівнянного з тиском на устя свердловин, і, отже, насичення слабопроникних ділянок (див. Ю.С. Гуревич. Технологія видобування та використання метану при завчасній підготовці шахтни х полів. -М. МГІ. 1988 -с.25-29). Зазначений спосіб дозволяє створювати гідравлічні збійки між свердловинами, підсилюючи оброблення їх периферійних зон. Керування геометрією фільтраційного потоку вдається з ура хуванням природної анізотропії властивостей вугільного пласта й правильним вибором технологічних схем впливу. До основних недоліків відомого способу, визначеного як прототип, належать: великі витрати внаслідок одночасної роботи нагнітальних агрегатів (до 35шт. 4АН-700); підвищене зволоження пласта і блокування метану в пласті за рахунок набрякання вугілля, порід покрівлі та ґрунту пласта; відсутність можливості керування рухом робочої рідини між свердловинами; параметри тріщиноутворення в пласті не є прогнозованими і керованими; складність процесу освоєння свердловин. У основу винаходу поставлено завдання зі створення способу дегазації вугільних пластів, схильних до газодинамічних явищ, у якому режими та параметри нагнітання дозволяють активізувати процес гідровпливу для розвитку гідравлічної мережі тріщин за рахунок створення розрахункових параметрів тріщиноутворення в пласті за основною і другорядною системами тріщин у будь-якому напрямку між свердловинами, що забезпечує можливість збільшення площі поверхневого оголення пласта, і, як наслідок, інтенсифікації дегазації, зниження термінів освоєння свердловин під час видобутку метану й зниження напруженого стану вугільного масиву. Поставлене завдання розв'язується за рахунок того, що в способі дегазації вугільних пластів, схильних до газодинамічних явищ, що полягає в нагнітанні робочої рідини в режимі гідророзчленування в свердловини, пробурені за схемою «хрест» на пласт з поверхні й розташовані по напрямках основної і другорядної систем тріщин, витягання рідини із пласта й освоєнні свердловин, відповідно до винаходу, нагнітання робочої рідини в пласт здійснюють по черзі через одну чи більше свердловин, потім свердловини закривають, нагнітання здійснюють через центральну свердловину, на устях закритих свердловин контролюють тиск і при збільшенні тиску в одній із свердловин до 0,5-0,7МПа, її відкривають і випускають робочу рідину з вугільним дрібняком, визначають кількість вугільного дрібняку і по її обсязі судять про обсяг тріщин, що утворилися в пласті. На кресленні наведено схему розташування свердловин для гідровпливу на вугільний пласт відповідно до запропонованого способу. На кресленні позначено свердловини №№ 1-11, розташовані за схемою «хрест» щодо основної та другорядної систем тріщин; сітка основної та другорядної систем тріщин, а також зазначені оброблені зони, що мають вид еліпса з великим радіусом R, розташованим уздовж основної системи тріщин і малим радіусом r, розташованим уздовж другорядної системи тріщин. Спосіб здійснюють так. Використовуючи дані геологорозвідки, визначають напрямок систем тріщин вугільного шару: основну і другорядну. Потім на поверхні визначають місце закладення сітки свердловин щодо розташування основної та другорядної систем тріщин і здійснюють буріння за схемою «хрест». Устя кожної свердловини обладнують манометрами. Виходячи з досвіду робіт, відстань між свердловинами щодо основної системи тріщин, може досягати 300м, а щодо другорядної - у 1,4-1,5 рази менше. Потім задають ширину тріщини і визначають масу винесеного вугілля із співвідношення: M = (L × У × m × g ) : (0,7 - 0,8 ) , де M - маса винесеного вугілля зі свердловин (без урахування вологи), т; L - відстань між робочою і пасивною свердловинами (довжина тріщини), м; Y- проектна велич ина розмиву (зяяння) тріщин у пласті, м; m - потужність пласта, м; g - щільність вугілля, т/м 3. Коефіцієнт (0,7-0,8) ураховує розмив вугільного пласта в присвердловинній зоні. Гідровплив проводять при початковому робочому тиску на устя свердловин 0,015Н МПа і поступово збільшують до максимального, котре може досягати 0,03Н МПа, де Н - глибина залягання пласта. Темп нагнітання робочої рідини коливається від 10-15×10-3м 3/сек у першому циклі й до 50-70×10-3м 3/сек в останньому циклі. Причому в кожному наступному циклі темп збільшується на 10-15×10-3м 3/сек. Кількість циклів і режим нагнітання обумовлено гірничо-геологічними умовами залягання пластів, а також обсягом закачуваної робочої рідини й можуть досягати 4-5. Спочатку обробляють свердловини, наприклад, №1 і №4. При досягненні проектних показників гідровпливу, свердловини закривають, а їх устя обладнують манометрами. Потім закачують робочу рідину в свердловини №2 і №3, а в свердловинах №1 і №4 контролюють тиск, який фіксують манометри, установлені на їх устях. Процес розкриття тріщин при гідророзчленуванні визначають за різким падінням робочого тиску на устях свердловин, а потім - за його зростанням й поступовою стабілізацією при збільшенні темпу закачування робочої рідини. При досягненні заданих параметрів гідророзчленування (темп, об'єм закачаної робочої рідини) або появлення гідравлічного зв'язку між свердловинами в групі №1-№4, їх закривають і обробляють пласт через свердловину №5. Закачування робочої рідини в пласт через свердловину №5 ведуть у режимі гідророзчленування з поступовим збільшенням темпу і тиску робочої рідини до тиску 0,3-0,5МПа на устя однієї чи декількох свердловин №№1-4. Після цього свердловину, у якій тиск досяг зазначеної величини, відкривають і проводять випускання робочої рідини й вугільного дрібняку у відстійники. Після відділення рідини від вугільного дрібняку визначають його масу і по останній судять про фактичні розміри тріщин, що утворилися в пласті. Спостереження проведені після гідровпливу на пласт. Показують, що зяяння тріщин не перевищує 1-3мм, і після закінчення процесу гідровпливу деякі тріщини змикаються, що негативно відбивається під час газовіддачі пласта. Виходячи з цього, проектну ширину тріщин закладають від 5 до 10см для виключення їх повного змикання після зняття гідравлічного навантаження, яке створюється робочою рідиною. Для розвитку мережі тріщин у різних напрямках, проводять повторне закачування робочої рідини, наприклад, у свердловину №1 або №4 і спостерігають за зростанням тиску на устях свердловин №№2, 3, 5. При підвищенні тиску на устя х згаданих свердловин, їх відкривають і випускають робочу рідину й вугільний дрібняк. Це дозволяє створювати мережу тріщин у будь-яких напрямках у групі свердловин №№1-5, а також між групами свердловин №№1-5 і №№6-11. Після закінчення гідровпливу краї тріщин під впливом гірського тиску частково руйнуються і утворення тріщин у масиві триває довгий час, протягом якого виникають другорядні тріщини, паралельні до основної системи, тим самим збільшуючи газовіддачу пласта й знижуючи напружений стан вугільного масиву. Використання запропонованого способу дегазації газоносних вугільних пластів, схильних до газодинамічних явищ, дозволяє підвищити ефективність процесу дегазації за рахунок керування режимами і параметрами нагнітання робочої рідини для розвитку гідравлічної системи тріщин, які сприяють збільшенню площі поверхневого оголення пласта, зниженню термінів освоєння свердловин при видобутку метану і зниженню напруженого стану вугільного масиву.