Спосіб зволоження вугільного пласта

Спосіб зволоження вугільного пласта, що включає буріння свердловини, визначення ділянки свердловини з максимальним виходом штибу, герметизацію свердловини на глибину, не меншу від глибини ділянки з максимальним виходом штибу, подачу робочої рідини в пласт, який відрізняється тим, що зволоження ведуть не менш ніж у два етапи, на першому етапі після визначення глибини герметизації свердловини продовжують буріння свердловини не менш ніж до моменту стабілізації з неї рівня виходу штабу, потім свердловину герметизують на глибину, не меншу від глибини ділянки з максимальним вихо дом штибу, і виконують нагнітання в свердловину Корисна модель відноситься до гірничої справи і може бути використана для підвищення ефективності зволоження вугільних пластів з підвищеним газовиділенням та пилоутворенням. Відомий спосіб зволоження вугільного пласті [Руководство по борьбе с пылью и пылевзрывозащита на угольных и сланцевых шахтах: 3-е изд. Перераб. и допол. - Кемерово, 1992. - 160 с , 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 пласта. 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 час тини свердловини, що знижує ефективність зволоження пласта і не забезпечує відповідність ПБ. Найближчим аналогом заявленої корисної моделі є спосіб нагнітання рідини в гірничий масив [А. с. СРСР №1540383 МІЖ кл. E21F5/00, опубл. 08.04.88,], 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 менш глибини ділянки з максимальним виходом штибу; робОЧОЇ рІДИНИ ПІД ТИСКОМ, НЄ бІЛЬШИМ ВІД Ртах (МПа): Ртах = 0,008-Yn-H, де у п - середня щільність порід; Н - глибина розробки, м, доти, поки тиск не знизиться до Ртт (МПа): Р т і п = 0,003 Y n K після чого переходять на другий етап зволоження, при якому всі операції способу повторюють, але при цьому бурять свердловину більшої довжини, ніж свердловину на першому етапі, а глибину її герметизації визначають із виразу: Іг2 = коІг1, де їм, Іг2 - глибина герметизації свердловин на першому та другому етапах, м; к 0 - коефіцієнт, що враховує переміщення зони максимуму опорного тиску при зміні межі міцності вугілля на першому етапі зволоження. CO ST 9320 - подача робочої рідини через свердловину в пласт. Засобами найближчого аналога неможливо забезпечити повного вологонасичення пласта в зв'язку з тим, що при переміщенні зони максимуму опорного тиску, викликаного приростом вологості пласта 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 пласта в зоні закладення свердловини, що приводить до зниження ефективності зволоження і припиненню роботи свердловини і як наслідок до нерівномірності гідрообробки вугільного пласта. В основу корисної моделі поставлена задача: розробити спосіб зволоження вугільного пласта для попередження пилогазоутворення при веденні гірничих робіт, за рахунок визначеної послідовності технологічних процесів і спрямованої зміни властивостей вугільного пласта шляхом його зволоження розчинами поверхнево-активних речовин (ПАР) і за рахунок більш повного вологонасичення оброблюваної ділянки вугільного пласта розширити область оброблюваної зони пласта і підвищити ефективність зволоження, що дозволить знизити пилогазоутворення при веденні гірничих робіт до безпечних норм, створити необхідні санітарногігієнічні умови праці шахтарів і збільшити навантаження на очисної вибій. Поставлена задача вирішується тим, що в пропонованому способі зволоження вугільного пласта, що включає буріння свердловини, визначення ділянки свердловини з максимальним виходом штибу, герметизацію свердловини на глибину, не меншу від глибини ділянки з максимальним виходом штибу, подачу робочої рідини в пласт, згідно корисної моделі, 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 штабу, потім свердловину герметизують на глибину, не меншу від глибини ділянки з максимальним виходом штабу і виконують нагнітання в неї робочої рідини під тиском, не більшим від Ртах (МПа): = 0,008(1) де у п - середня щільність порід; Н- глибина розробки, м., доти поки тиск не знизиться до Ртт (МПа): Р т і п = 0,003 Y n H (2) 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: Іг2=Ко ІП, (3) де In, Іг2 - глибина герметизації свердловин на першому та другому етапах, м; ко - коефіцієнт, що враховує 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 пласта, 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 пласта 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 штабу і фіксують у момент максимального виходу штабу глибину пробуреної частини свердловини, потім продовжують буріння свердловини не менш, ніж до моменту стабілізації виходу штабу з неї. Після цього свердловину герметизують на глибину, не менш ділянки з максимальним виходом штабу і роблять нагнітання робочої рідини, що складає з води і добавки ПАР під тиском не більш Ртах (МПа): = 0,008 (4) доти поки тиск не знизиться до Ртт (МПа): Р т і п = 0,003 Y n K (5) Після визначення довжини герметизованої частини свердловини на першому етапі зволоження In, по максимальному виходу штибу в свердловині, встановлювалася зміна ширини зони непружних деформацій, по зразках вугілля визначалася значення межі міцності вугілля на одноосьовий стиск а-) і рівень вологості вугілля W-i. Критерієм зміни глибини герметизації свердловини другого етапу був коефіцієнт ко, що враховував зміщення зони максимуму опорного тиску після зволоження першого етапу при якому змінилися показники а-| і Wi . Нагнітання через свердловини, які відносяться до першого етапу, закінчувалося коли тиск нагнітання Р ставало менше - Pm,n. Зі зміною пружних властивостей вугілля, перерозподілом гірничого тиску в зволоженій зоні пласта і зміщенням зони максимуму опорного тиску переходять на другий етап зволоження, при цьому всі операції способу повторюються: ведеться буріння свердловин і встановлюється вихід штабу на кожній ділянці свердловини, довжина Іскв2 та глибина герметизації Іг2 якої визначаються виходячи з розмірів зони максимального стиску пласта, що перемістилася і установилася, нагнітається робоча рідина в пласт для досягнення приросту вологості AW2 і зниження міцності вугілля на одноосьовий стиск с2 , 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 р < р