Спосіб зволоження вугільного пласта

Винахід відноситься до гірничої справи і може бути використаний для підвищення ефективності зволоження вугільних пластів з підвищеним газовиділенням та пилоутворенням. Відомий спосіб зволоження вугільного пласту [Руководство по борьбе с пылью и пылевзрывозащита на угольных и сланцевых шахтах: 3-е изд. Перераб.и допол. - Кемерово, 1992. - 160с, аналог], у якому бурять свердловини, герметизують їх і подають робочу рідину під тиском у пласт. Підвищення ефективності зволоження досягається за рахунок нагнітання в пласт водяних розчинів поверхнево-активних речовин (ПАР) у режимі вологонасичення, під тиском, що виключає гідророзрив пласту. Недосконалістю даного способу є те, що при веденні гірничих робіт у вугільних пластах утворяться зони різного напруженого стану з перемінною водопроникністю і не завжди вдається точно встановити розміри цих зон для забезпечення високої герметичності порожнини фільтруючої частини свердловини, що знижує ефективність зволоження пласту і не забезпечує відповідність ПБ. Найближчим аналогом заявленого винаходу є спосіб нагнітання рідини в гірничий масив [а.с. СРСР №1647157 МПК кл. Ε21F5/00, опубл. 07.05.1991], що включає буріння свердловин, їхню герметизацію і подачу робочої рідини під тиском у пласт. Під час буріння свердловин визначають вихід штибу на кожній ділянці свердловини, причому буріння свердловини продовжують до стабілізації виходів штибу, а герметизацію свердловини здійснюють на глибину, не менш глибини ділянки з максимальним виходом штибу. Потім всі операції повторюють для кожної свердловини. Загальними ознаками відомого способу і способу, що заявляється, є: - буріння свердловини; - визначення ділянки свердловини з максимальним виходом штибу; - герметизація свердловини на глибину, не менше глибини ділянки з максимальним виходом штибу; - подача робочої рідини через свердловину в пласт. Засобами найближчого аналога неможливо забезпечити повного вологонасичення пласту в зв'язку з тим, що при переміщенні зони максимуму опорного тиску, викликаного приростом вологості пласту і зміною його пружних властивостей довжина свердловин і глибина її герметизації не змінюється. У результаті робоча рідина не може проникати за зону максимального стиску і по тріщинах, що утворилися в зоні розвантаження, видавлюється на оголену поверхню вугільного пласту в зоні закладення свердловини, що приводить до зниження ефективності зволоження і припиненню роботи свердловини і як наслідок до нерівномірності гідрообробки вугільного пласту. В основу винаходу поставлена задача: розробити спосіб зволоження вугільного пласту для попередження пилогазоутворення при веденні гірничих робіт, за рахунок визначеної послідовності технологічних процесів і спрямованої зміни властивостей вугільного пласту шляхом його зволоження розчинами поверхнево-активних речовин (ПАР) і за рахунок більш повного вологонасичення оброблюваної ділянки вугільного пласту розширити область оброблюваної зони пласту і підвищити ефективність зволоження, що дозволить знизити пилогазоутворення при веденні гірничих робіт до безпечних норм, створити необхідні санітарно-гігієнічні умови праці шахтарів і збільшити навантаження на очисної вибій. Поставлена задача вирішується тим, що в пропонованому способі зволоження вугільного пласту, що включає буріння свердловини, визначення ділянки свердловини з максимальним виходом штибу, герметизацію свердловини на глибину, не менш глибини ділянки з максимальним виходом штибу, подачу робочої рідини в пласт, згідно винаходу, зволоження ведуть не менш чим у два етапи, на першому етапі після визначення глибини герметизації свердловини продовжують буріння свердловини не менш чим до моменту стабілізації з її рівня виходу штибу, потім свердловину герметизують на глибину, не менш ділянки з максимальним виходом штибу і роблять нагнітання в неї робочої рідини під тиском , не більш Рmах (МПа): (1) Рmах=0,008·gn·H де gn - середня щільність порід; Н- глибина розробки, м, доти поки тиск не знизиться до Рmin (МПа): (2) Рmin=0,003·gn·H після чого переходять на другий етап зволоження, при якому всі операції способу повторюються, але при цьому бурять свердловину більшої довжини, чим свердловину на першому етапі, а глибину її герметизації визначають з виразу: lг2=k0·lг1 (3) де lг1, lг2 - глибина герметизації свердловин на першому та другому етапах, м; k0 - коефіцієнт враховуючий переміщення зони максимуму опорного тиску при зміні межі міцності і рівня вологості вугілля на першому етапі зволоження. Основною задачею поетапного зволоження є регулювання параметрів, керування процесом зміни пружних властивостей вугільного пласту, перерозподіл гірничого тиску поблизу гірничих виробок і ефективне використання його прояву. Встановлено, що процес зволоження не може бути однократним, тому що неможливо, встановивши в пробурені свердловини герметизатори визначеної довжини, одержувати при зволоженні максимальну ширину зони зволоження. Процес гідрообробки пласту проводився в кілька етапів. На кожнім наступному етапі в свердловини встановлювався герметизатор більшої довжини. Спосіб здійснювався таким чином. Попереду очисного вибою через свердловини, пробурені з підготовчої виробки, у вугільному пласті створювалася зона, оброблена водяними розчинами ПАР. При бурінні кожної свердловини визначають вихід штибу і фіксують у момент максимального виходу штибу глибину пробуреної частини свердловини, потім продовжують буріння свердловини не менш, ніж до моменту стабілізації виходу штибу з неї. Після цього свердловину герметизують на глибину, не менш ділянки з максимальним виходом штибу і роблять нагнітання робочої рідини, що складає з води і добавки ПАР під тиском не більш Рmах (МПа): (4) Рmах=0,008·gn·H доти поки тиск не знизиться до Рmin (МПа): (1) Рmin=0,003·gn·H Після визначення довжини герметизованої частини свердловини на першому етапі зволоження lг1, по максимальному виходу штибу в свердловині, встановлювалася зміна ширини зони непружних деформацій, по зразках вугілля визначалася значення межі міцності вугілля на одноосьовий стиск s1 і рівень вологості вугілля W1. Критерієм зміни глибини герметизації свердловини другого етапу був коефіцієнт k0, що враховував зміщення зони максимуму опорного тиску після зволоження першого етапу при якому змінилися показники sі і Wі. Нагнітання через свердловини, які відносяться до першого етапу, закінчувалося коли тиск нагнітання Ρ ставало менше Рmin. Зі зміною пружних властивостей вугілля, перерозподілом гірничого тиску в зволоженій зоні пласту і зміщенням зони максимуму опорного тиску переходять на другий етап зволоження, при цьому всі операції способу повторюються: ведеться буріння свердловин і встановлюється вихід штибу на кожній ділянці свердловини, довжина Іскв2 та глибина герметизації lг2 якої визначаються виходячи з розмірів зони максимального стиску пласту, що перемістилася і установилася, нагнітається робоча рідина в пласт для досягнення приросту вологості DW2 і зниження міцності вугілля на одноосьовий стиск s2, встановлюється крок збільшення довжини герметизатора для наступного етапу і визначення кінцевого числа етапів, що забезпечують досягнення максимальної довжини зони зволоження за мінімальний час при тисках Рmin£Ρ£Pmax. Необхідне число етапів зволоження для конкретних умов визначається індивідуально і проводиться за відомою методикою. Встановлено, що таких етапів повинне бути більш 2-х. Вугільні пласти, що мають високу щільність і опірність різанню необхідно піддавати гідрообробці в 3 і більш етапному гідровпливі. Таким чином, досягається рівномірна гідрообробка вугільного масиву. Якщо проводити зволоження за один етап то: - зволоження вугільного масиву відбувається лише в зоні впливу свердловин першого етапу, при цьому ПАР залишається у виді молекулярного шару на поверхні пір і тріщин і при фільтрації рідини не попадає на периферійні ділянки оброблюваної зони пласту, що приводить до нерівномірності зволоження; - при досягненні визначеного приросту вологості DWі відбувається зниження міцності масиву в обробленій зоні (аналогічно ефекту розвантаження), що приводить до переміщення зони максимуму опорного тиску на величину DLi; - герметизуюча частина свердловини виявляється перед зоною максимуму опорного тиску і відбувається витікання рідини у виробку. Таким чином, ефективність зволоження знижується. Тому для підвищення ефективності зволоження і тривалості роботи свердловин зволоження варто проводити в кілька етапів. На другому етапі при зміні пружних властивостей вугілля в процесі зволоження, перерозподілі гірничого тиску в зволоженій зоні пласту та зміщенні зони максимуму опорного тиску проводиться відповідна коректування параметрів свердловини: довжини і глибини її герметизації, що підвищує е фективність і час роботи свердловини; молекулярний шар ПАР не залишається на обробленій поверхні пір і тріщин вугільного масиву в зоні впливу свердловин першого етапу, а надходить на периферійні ділянки пласту, оброблювані свердловинами другого етапу, що сприяє рівномірному зволоженню. Приклад. Іспити способу поетапного гідровпливу на вугільний пласт з метою зниження пилогазоутворення були проведені в умовах пласту k6 шахти «Лідіївка» ДП «Донецьквугілля». Параметри зволоження представлені в таблиці. Таблиця Параметри поетапного зволоження пласту k 6 7 західної лави ша хти «Лідіївка» № п/п 1 2 3 4 Найменування параметра Ефективна добавка ПАР Тиск нагнітання min Тиск нагнітання max Питома витрата рідини Тривалість нагнітання по етапах: 5 І етап II етап Обсяг рідини, що нагнітається по етапах: 6 І етап II етап 7 Темп нагнітання 8 Відстань між свердловинами Довжина свердловин по етапах: 9 І етап II етап Глибина герметизації по етапах: 10 І етап II етап Позначення Одиниці виміру Кількісні показники Сэф Рmin Рmах q % МПа МПа м 3/т 0,75 3,35 8 0,086 tнI tнII година 47 65 м3 QсквІ QсквІІ qT a л/хв м 5,07 7,04 30 15 ІІ ІІІ м м 8 12 lгІ lгІІ м м 3,5 7 Зволоження пласту k 6 вироблялося відповідно до паспорта ведення гірничих робіт на основі технологічної схеми 1-1 [Руководство по борьбе с пылью и пылевзрывозащита на угольных и сланцевых шахтах: 3-е изд. Перераб.и допол. - Кемерово, 1992. - 160с.] при використанні стандартного устаткування для буріння свердловин, їхньої герметизації і контролю за якістю зволоження. Радіус зони поширення рідини при гідрообробці і відстань між устями нагнітальних свердловин визначалися експериментально і склали: r=8,5м, a=15м, відповідно. Якісні зміни вугілля (si, Wi) визначалися для відібраних проб з різних зон. На ультразвуковій установці КК-10П с голчастими п’єзодатчиками, були визначені пружні характеристики вугілля після зволоження. Установлено зміну гранулометричного складу зруйнованого вугілля убік збільшення великих фракцій. Максимальний ефект зміни властивостей вугілля досягнуть при концентрації змочувача (ПАР-синтанол) - 0,7%. Із збільшенням вологості вугілля з 3 до 6% модулі пружності і зрушення зменшилися на 80-85%, коефіцієнт Пуассона збільшився на 20%, що свідчить про збільшення пластичності вугілля, зниженні його здатності до нагромадження енергії пружного деформування і до тендітного руйнування. Таким чином, у результаті синтезу результатів проведених досліджень розроблений оригінальний механізм поетапного розширення зони зволоження, що полягає в поетапному розширенні герметизованої частини свердловин і приєднанні знову утворених зон зволоження до раніше створених з загальним збільшенням площі зволоження пласту. Розроблена технологія є ефективним інструментом поліпшення техніко-економічних показників вуглевидобутку. Її застосування забезпечує: 1) збільшення навантаження на очисної вибій за рахунок зменшення середнього очікуваного газовиділення на ділянці; 2) зменшення пилоутворення на кінцевих ділянках очисного вибою до необхідних норм; 3) зниження енергоємності руйнування вугілля в очисному вибої за рахунок зменшення міцності вугілля внаслідок його зволоження. У результаті проведення іспитів способу поетапного зволоження і дослідженні зміни параметрів зволоження встановлено, що воно є комплексним методом боротьби з шкідливостями у вугільних ша хтах і проявами гірничого тиску. Практичні результати іспитів поетапного зволоження: - зниження пиловиділення при руйнування вугілля в 3 рази; - зниження газовиділення в 1,3...1,5 разів.