При нагнетании воды в режиме гидрорыхления глубина герметизации должна соответствовать условию:
lг = (4—6)√m.
Длина фильтрующей части скважины lф = 1,5—2,5 м. Общая длина нагнетательной скважины lс=lГ+lф, должна удовлетворять условию: lC≥n+b, где n — ширина защитной зоны, b — подвигание забоя за один или несколько циклов, но не более 12 м
Расстояние между скважинами принимают из условия:
с≤1,5lC,
Удельный расход жидкости (норму нагнетания N, л/т) при гидрорыхлении через скважины глубиной 6—12 м определяют из выражения N— 10Wмг, при глубине скважины до 6 м принимают N = 25—30 л/т На мощных пластах сложного строения величина N может быть скорректирована ВНИМИ на основании изучения фазово-физических свойств отдельных пачек.
Для буроугольных пластов Кызыл-Кийского месторождения удельный расход воды N составляет 40—50 л/т при гидрорыхлении через скважины глубиной 8 м
Количество воды V (м3), закачиваемое в каждую скважину глубиной 6—12 м, составляет.
в очистных забоях и стенках подготовительных выработок V= 1,3•10-3 Nmlcс;
в забоях подготовительных выработок при нагнетании через одиночную скважину
V=1,3•10-3 Nmlс(2n + а),
в забоях подготовительных выработок при нагнетании через две скважины и более-
V=1,3•10-3Nmlсc'.
где с' — расстояние между скважинами на уровне фильтрующей части скважины, м.
При глубине скважины до 6 м объем воды необходимо увеличивать на 25—30%
Давление нагнетания поднимается ступенями по (0,2—0,3) γН до величины, исключающей гидроразрыв пласта. Продолжительность нагнетания на первых ступенях должка составлять не менее 10 мин. На последней степени (0,8—0,9) γН нагнетание производят до закачивания необходимого количества воды
Во избежание преждевременного гидроразрыва пласта целесообразно подключить к одному насосу 2—3 нагнетательные скважины.
В случае гидроразрыва пласта нагнетание прекращают, бурят новую скважину на расстоянии 2,5 —3 м от старой и нагнетание продолжают до закачивания необходимого количества воды.
Глубину герметизации скважин lг выбирают в зависимости от показателя Gмг, а длину фильтрующей части lФ — в зависимости от Gе, по номограмме (см рис 7.5; с округлением: результата
|
Рис. 7.5. Номограмма для определения глубины герметизации l и длины фильтрующей части скважины lФ (ключ — при GМГ = 0,35; lГ,=5,5 и при Gе = 0,3; lф = 2,5 м)
|
Рис. 7.6. Схема определения входа очистным забоем (подготовительным) в опасную зону по изменению величины закачиваемой в пласт жидкости Q при фиксируемом давлении нагнетания Р: А- спокойная зона ; Б- вход в опасную тон; В —опасная тона, Г— выход из опасной зоны
|
до 0,5 м. Номограмма построена для угольных пластов мощностью 1 м Для пластов мощностью более 1 м параметры необходимо умножить на величину √m . В зонах влияния тектонических нарушений и зонах ПГД параметры скважин необходимо корректировать
Для увеличения эффективности гидрорыхления через скважины глубиной до 6 м в конце нагнетания целесообразно производить гидроразрыв или интенсивное гидрорасчленение угольного пласта
Для выявления опасных зон на газоносных пластах рекомендуется способ, основанный на измерении расхода поступающей в пласт жидкости при одинаковом давлении нагнетания (рис 7.6). В спокойной зоне пласта нагнетание проводится через скважины длиной 9—11 м.
Давление нагнетания повышают в три ступени:
I. 5—6 МПа, 10 мин.
II. 9—11 МПа, 15—20 мин.
III. 15—17 МПа, до закачивания расчетного количества воды.
После стабилизации давления на II ступени в течение 10— 15 мин фиксируют величину Q. Если значения Q составляют 6—8 л/мин и более, то нагнетание продолжается на III ступени. При резком падении расхода жидкости, т. е. при Q≤2,5 л/мин, считают зону пласта опасной и переходят на гидрорыхление через скважины lС = 4 м, lГ = 3 м, увеличивают норму увлажнения в 1,5 раза и доводят нагнетание до гидроразрыва или гидрорасчленения пласта.
При давлении РМ = 9—11 МПа расход Q, как правило, находится в пределах 1 л/мин. При выходе из опасной зоны расход увеличивается до 2—3 л/мин. Если такой расход ((Q≥2—3 л/мин) при Рн = 9—11 МПа зафиксирован не менее, чем в трех последующих циклах, то считают, что очистной или подготовительный забой вышел из опасной зоны и переходят на гидрорыхление через скважины длиной 9—11I м.
При трудности бурения скважин на необходимую глубину гидрообработку начинают через скважины с минимально возможной глубиной, но не менее n+b, где b — подвигание забоя за один цикл.
Если по технологическим причинам значение lс необходимо увеличить, то переход к более длинным скважинам нужно осуществлять постепенно, в течение 3—4 циклов нагнетания. Глубину герметизации в этом случае выбирают таким образом, чтобы фильтрующая часть скважины располагалась в зоне максимума опорного давления. В конце нагнетания следует произвести гидроразрыв пласта. Расстояние между скважинами должно быть не менее lс. Бурение скважин в таких условиях целесообразно производить с продувкой или промывкой.
Для повышения эффективности гидрорыхление может проводиться с контролем сейсмоакустической активности. Нагнетание осуществляют со сбросом давления воды в системе перед каждым его ступенчатым повышением, контролируя сейсмоаку-стическую активность в процессе нагнетания. Переход с одной ступени повышения или сброса давления на другую осуществляют после резкого снижения и начала стабилизации темпа нагнетания.
1.4. Гидроотжим краевой части пласта применяют только в действующих очистных или подготовительных забоях при вынимаемой мощности пласта (слоя) не более 2—2,5 м.
Глубину герметизации выбирают в зависимости от мощности пласта или вынимаемого слоя из соотношения lГ = (3—4)√ m. Длину фильтрующей части скважины, как правило, принимают равной 0,3—0,5 м. При использовании нагнетательного оборудования, позволяющего поднять давление до 30—40 МПа, длину фильтрующей части скважины целесообразно увеличивать до 0,8—1,5 м Расстояние между скважинами принимают из условия с ≤3,5lC.
Для выявления опасных зон на пластах повышенной прочности рекомендуется способ их обнаружения, основанный на измерении давления нагнетаемой воды при постоянном расходе.
В спокойной зоне угольного пласта гидрообработку осуществляют через скважины с глубиной герметизации l1 = (1,5—2)√m. Нагнетание производят при постоянном расходе с фиксированием давления. При резком увеличении давления в 2 раза и более глубину герметизации увеличивают до (3,5—4)√ m, а длину фильтрующей части скважины принимают равной 0,5—1,5 м в зависимости от мощности нагнетательного оборудования и производят гидроотжим краевой части пласта.
После падения давления воды в системе до 5 МПа и ниже нагнетание прекращают; при большем остаточном давлении, но не менее чем в 2 раза по сравнению с давлением до гидроразрыва, подачу воды в скважину продолжают в течение 10—15 мин.
2. Камуфлетное взрывание и бурение разгрузочных скважин
2.1. Основным параметром при камуфлетном взрывании является расстояние С между шпурами, величину которого устанавливают в зависимости от степени напряженности пласта, типа ВВ и вида забойки. Для патронированных аммонитов необходимо руководствоваться следующим
На удароопасных участках каменноугольных пластов при глиняной забойке С = 0,8 м. При использовании гидравлической забойки (табл. 7.2) расстояние между скважинами зависит от соотношения Рср/РHОМ, где РCP — средний выход буровой мелочи в зоне расположения заряда; РНОМ— ее номинальный выход.
Таблица 7.2
|
РСР/ РНОМ
|
1 — 1,5
|
1,5—2,5
|
2,5—5
|
|
С, м
|
0,8
|
1,2
|
1,5
|
На антрацитовых пластах при выявлении I или II категорий удароопасности камуфлетное взрывание рекомендуется применять со следующими параметрами: глубина шпуров равна ширине защитной зоны, С = 3 м, вес одного заряда ВВ марки 6ЖВ равен 1,2 кг. Серия одновременно взрываемых зарядов состоит из 2—3 шпуров, забойка — глиняная.
В условиях буроугольных пластов при забойке из водонапол-ненных ампул и глиняной забойке С = 0,8 м. При гидравлической забойке (табл. 7.3) параметр С зависит от соотношения W Wкр (W-cредняя влажность угля в месте расположения заряда, Wкр — критическая влажность, см. прил. 6). Для других типов ВВ расстояние между скважинами находят опытным путем.
Таблица 7.3
|
WWКР
|
0,95—1
|
0,8—0,95
|
0,75-0,8
|
|
С, м
|
0,8
|
1,2
|
1,5
|
2.2. Расстояние между разгрузочными скважинами также выбирают в зависимости от категории удароопасности, диаметра скважин и мощности угольного пласта, используя формулу: С = К1К2К3, где С — расстояние между скважинами, м; К1, К2 и К3— эмпирические коэффициенты, учитывающие соответственно категорию удароопасности (табл. 7.4), диаметр скважины (табл. 7.5) и мощность вынимаемого пласта (табл. 7.6).
Таблица 7.4
|
Категория удароопасности
|
III
|
II
|
I
|
|
К1
|
1,3
|
1,7
|
2
|
Таблица 7.5
|
Диаметр скважин, мм
|
100
|
150
|
200
|
300
|
400
|
500
|
600
|
|
К2
|
0,6
|
0,7
|
0,8
|
1,0
|
1,3
|
1,6
|
1,8
|
Таблица 7.6
|
Мощность пласта, м
|
0,5—0,8
|
0,9—1,4
|
1,5—2
|
2,1—3
|
>3
|
|
К3
|
0,8
|
0,9
|
1
|
1,1
|
1,2
|
На участках пласта, где разрушения стенок, скважин не происходит, а категория удароопасности в краевых частях пласта выработок может быть в дальнейшем I или II, коэффициент К1 принимают как для III категории.
2 3 Для антрацитовых пластов расстояние с между разгрузочными скважинами рекомендуется принимать равным: при диаметре скважин 300 мм и более — n; 200 мм — 0,7n, 150 мм — 0,5n
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
РЕГИОНАЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ УДАРООПАСНОСТИ ШАХТНЫХ ПОЛЕЙ
Региональный прогноз удароопасности шахтных полей основан на непрерывном контроле кинематических и динамических параметров сейсмических полей в инфразвуковом диапазоне частот (1 —100) Гц. Он предназначен для выявления сейсмически наиболее активных (угрожаемых) участков месторождения (шахтных полей) и контроля степени их опасности с учетом фактора времени
В пределах отдельного шахтного поля региональный прогноз позволяет:
выявить наиболее удароопасные зоны,
оценить степень (категорию) их удароопасности,
определить удароопасное состояние угрожаемых зон с учетом фактора времени;
контролировать эффективность региональных мер предотвращения горных ударов.
Региональный прогноз удароопасности шахтного поля осуществляют с помощью комплекса технических средств, которые размещают по спецпроекту, разрабатываемому институтом ВНИМИ применительно к условиям конкретного месторождения. Комплекс включает:
телеметрическую систему сбора и передачи сейсмической информации во взрывобезопасном исполнении (ТАППС-В);
аппаратуру сопряжения системы с мини-ЭВМ;
мини-ЭВМ типа СМ-1420, «Электроника-60» или измерительно-вычислительного комплекса (например, К-754);
кабельных линий связи «датчик-ЭВМ» при их удалении до 10 км и радиоканалов связи при больших расстояниях.
Региональный прогноз удароопасности шахтного поля включает:
микросейсморайонирование шахтного поля по уровню сейсмической активности (выделение угрожаемых зон),
прогноз горных ударов с учетом фактора времени по изменению кинематических (частотая длительность, скорость разупрочнения) и динамических (амплитуда, энергия, удельная мощность) параметров сейсмических полей; по изменению кинематических и динамических показателей устойчивости массива горных пород, определяемых по спектрам сейсмических колебаний;
Прогноз степени удароопасности при региональном способе осуществляют по номограмме (рис. 8.1)
По оси ординат (см. рис 8.1) отложено количество сейсмических явлений N', а по оси абсцисс — их энергетический класс Кэ=log Е, где Е— сейсмическая энергия. Оценка количества сейсмических явлений и определение их энергетического класса производится автоматически с
Рис. 8.1. Номограмма для установления категории удароопасности при региональном прогнозе
помощью сейсмотелеметрической аппаратуры передачи сейсмической информации (ТААПС-В), аппаратуры селекции и накопления— АСН и мини-ЭВМ типа СМ-4 или СМ-1420, устанавливаемой на сейсмической станции. Категорию удароопасности, выявленную региональным прогнозом сейсмоактивной зоны, оценивают по величине наклона графика повторяемости Ъ и параметру сейсмического режима а по формуле: log N′ = a - bКЭ.
Параметры сейсмического режима:
При третьей (неопасной) категории удароопасности а<1, b> l.
При второй (опасной) категории удароопасности 1≤а<2;
0,5<b≤1.
При первой (наиболее опасной) категории удароопасности а≥2; b≤0,5.
