RU2067181C1

RU2067181C1 - Method for decrease of gas dynamic activity of outburst-prone seams

Info

Publication number: RU2067181C1
Authority: RU
Inventors: Сергей Павлович Минеев; Леонид Абрамович Вайнштейн; Алексей Александрович Рубинский; Леонид Федорович Горягин
Original assignee: Научно-производственная фьючерская фирма "Геоэнергия"
Priority date: 1992-01-16
Filing date: 1992-01-16
Publication date: 1996-09-27

Abstract

FIELD: mining industry; applicable in hydraulic treatment of rock mass, mainly, outburst-prone coal seams to control gas emission, sudden out-bursts, rock bursts and outbursts and control of dust. SUBSTANCE: method for decrease of gas dynamic activity of outburst- prone seams includes hole drilling, their tightening and injection of fluid into seams under regulated conditions. Prior to injection of fluid into seam to cope with outbursts, hydraulic system is checked. Fluid is injected under conditions of hydraulic loosening, hydraulic pressing-out or low-pressure moistening. Preliminarily coal seam is tested for strength, and the strongest and softest coal bands are detected. Distance between holes is established within two radii of effective impregnation with fluid. Sealing part of holes is made in the strongest coal bands, and filtering part, in the softest coal bands. Injection is effected under the mode of hydraulic loosening, or hydraulic pressing-out or low-pressure moistening. In so doing, transmissive capacity of formed hole of the hydraulic system is checked with pressure higher than the maximum rated one by 1.2-1.5 times. EFFECT: higher efficiency. 5 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для гидрообработки массива горных пород, главным образом выбросоопасных угольных пластов с целью борьбы с газом, внезапными выбросами, горными ударами, стреляниями и пылью. The invention relates to the mining industry and can be used for hydrotreating a rock mass, mainly outburst coal seams, in order to combat gas, sudden outbursts, rock blows, fires and dust.

Известен также способ проведения гидравлической обработки угольного пласта, включающий бурение в угольный пласт скважины, герметизацию ее устья, нагнетание в угольный пласт рабочей жидкости с помощью специальных средств подачи жидкости [1]
Однако данный способ недостаточно эффективен.There is also a method of carrying out hydraulic processing of a coal seam, including drilling into a coal seam of a well, sealing its mouth, injecting working fluid into the coal seam using special fluid supply means [1]
However, this method is not effective enough.

Наиболее близким по технической сущности является способ, изложенный [2] Способ включает в себя выбор места и режима нагнетания жидкости, бурение в угольный пласт скважин, герметизацию устьев скважин, уточнение параметров и нагнетание жидкости в пласт в различных режимах [2]
Однако применение этого способа не достаточно эффективно, поскольку данный способ не позволяет в зависимости от горно-технологических условий разрабатываемого пласта изменить режимы воздействия и противовыбросные мероприятия.The closest in technical essence is the method described [2] the Method includes the selection of the place and mode of fluid injection, drilling into a coal seam of wells, sealing of wellheads, refinement of parameters and injection of fluid into the reservoir in various modes [2]
However, the application of this method is not effective enough, because this method does not allow, depending on the mining and technological conditions of the developed formation, to change exposure modes and blowout measures.

Целью изобретения является повышение эффективности выполнения противовыбросного мероприятия. The aim of the invention is to increase the effectiveness of the implementation of blowout measures.

Цель достигается тем, что в известном способе первоначально уточняют длину нагнетательных скважин, место их бурения, характер герметизации скважины. Герметизирующую часть скважины оборудуют по наиболее крепкой пачке угля, а фильтрующую часть скважины оборудуют в наиболее мягкой пачке пласта. В зависимости от горно-технологических условий в забое применяют один из видов регулируемого нагнетания жидкости в пласт в режиме рыхления, отжима, низконапорного или регионального увлажнения. The goal is achieved by the fact that in the known method initially specify the length of the injection wells, the place of their drilling, the nature of the sealing of the well. The sealing part of the well is equipped with the strongest pack of coal, and the filtering part of the well is equipped with the softest pack of seam. Depending on the mining and technological conditions in the face, one of the types of controlled injection of fluid into the reservoir is used in the mode of loosening, pressing, low-pressure or regional wetting.

При гидравлическом отжиме пластов тонких и средней мощности глубину герметизации шпуров принимают для очистных забоев по формуле:
l_г (3,2±1)m≥2 м; (1)
для подготовительных забоев:
l_г (7,5±1)S/P≥2 м; (2)
где S площадь угольного забоя, м²;
P периметр угольного забоя, м;
m мощность пласта, м.With hydraulic extraction of thin and medium-thick formations, the depth of sealing of the holes is taken for the working faces according to the formula:
l _g (3.2 ± 1) m≥2 m; (one)
for preparatory faces:
l _g (7.5 ± 1) S / P≥2 m; (2)
where S is the coal face, m ² ;
P the perimeter of the coal face, m;
m formation thickness, m

Длина шпура l принимается на величину l_a, равную обычно 0,3 м, превышающую глубину герметизации пласта l_г. Технологическая схема гидроотжима приведена на фиг.1. Неснижаемое опережение отжатой зоны l_н.о. принимается, как правило, не менее 0,7 м для очистных забоев и не менее 1 м для подготовительных забоев.The length of the hole l is taken by a value of l _a , which is usually equal to 0.3 m, exceeding the depth of the formation sealing l _g . The technological scheme of hydroengineering is shown in figure 1. The minimum advance of the squeezed zone l _N.O. as a rule, at least 0.7 m for mines and at least 1 m for preparatory mines are accepted.

Давление нагнетаемой жидкости принимают равным:
P_max=(0,8÷2)γH+P_c (3)
где P_c потери напора в гидросистеме, МПа.The pressure of the injected fluid is taken equal to:
P _max = (0.8 ÷ 2) γH + P _c (3)
where P _c the pressure loss in the hydraulic system, MPa.

Cкорость нагнетания принимают не менее 15 л/мин. The injection rate is taken at least 15 l / min.

При нагнетании жидкости в выбросоопасный пласт в режиме рыхления глубину нагнетательных скважин принимают 6-11 м, а глубину их герметизации принимают 4-8 м. Объем жидкости, подаваемой в одну скважину, составляет:
Q=2R_эфqmγ_уг(l_г+l_н.о)/1000, (4)
где g удельный (расчетный) расход жидкости, м³/т;
m мощность пласта, м;
γ_уг удельный вес угля, кг/м³;
l_г глубина герметизации шпура, м;
l_н.о величина неснижаемого опережения, м.When injecting fluid into an outburst hazardous formation in the loosening mode, the depth of the injection wells is 6–11 m, and the depth of their sealing is 4–8 m. The volume of fluid supplied to one well is:
Q = 2R _ef qmγ _y (l _r + l _n.o) / 1000, (4)
where g is the specific (calculated) fluid flow rate, m ³ / t;
m formation thickness, m;
γ _ug specific gravity of coal, kg / m ³ ;
l _{g the} depth of the seal hole, m;
l _{n.o. the} value of the minimum lead, m

Причем эффективный радиус нагнетания жидкости равен
R_эф ≅0,8 l_г (5)
Число скважин и схемы их расположения принимают в зависимости от ширины полосы угольного массива, подлежащей гидрорыхлению. Ширина обрабатываемой полосы С в подготовительных выработках составляет:
C=B+2b, (6)
где B ширина угольного забоя, м;
b ширина гидрообрабатываемой полосы за контуром выработки, принимаемая, как правило, не менее 4 м.Moreover, the effective radius of fluid injection is
R _eff ≅0.8 l _g (5)
The number of wells and their location patterns are taken depending on the bandwidth of the coal mass to be hydrated. The width of the processed strip C in the preparatory workings is:
C = B + 2b, (6)
where B is the width of the coal face, m;
b the width of the hydroprocessing strip beyond the output circuit, usually taken at least 4 m.

При низконапорном увлажнении диаметр нагнетательных скважин принимают равным 45-100 мм, глубину герметизации принимают равной не менее 5 м при диаметре скважины 45-60 мм и не менее 10 м при большем диаметре, а объем закачиваемой жидкости определяют
Q=2R_эфlmγg, (7)
где l длина скважин, м;
m мощность угольного пласта, м;
g норма подачи жидкости на 1 т угля.With low-pressure wetting, the diameter of the injection wells is taken equal to 45-100 mm, the sealing depth is taken to be at least 5 m with a well diameter of 45-60 mm and at least 10 m with a larger diameter, and the volume of injected fluid is determined
Q = 2R _eff lmγg, (7)
where l is the length of the wells, m;
m coal seam capacity, m;
g liquid flow rate per 1 ton of coal.

При региональном увлажнении угольных пластов нагнетание жидкости производят через длинные скважины диаметром 80-110 мм. Длинные скважины бурят с опережением L_увл, при этом ширина зоны опережения увлажненного участка пласта определяется:
L_увл l_н.з + V_заб, (8)
где l_н.з неснижаемый запас увлажнения, необходимый для выдержки увлажненного участка в течение одного месяца;
V_заб скорость продвигания забоя, м/мес.With regional wetting of coal seams, fluid injection is carried out through long wells with a diameter of 80-110 mm. Long wells are drilled ahead of L _uvl , while the width of the advance zone of the wetted section of the formation is determined by:
_N.s _uvl l L + V _Zab, (8)
where l _{n.s. the} minimum supply of moisture needed to soak the wetted area for one month;
V _{zab the} speed of advancement of the face, m / month.

Для шахт Центрального района Донбасса безопасный уровень влажности уточняется по формулам:
для углей марок К, Ж

, (9)
для углей марки Т

, (10)
где х природная газоносность угольного пласта, м³/т г.м.For mines of the Central region of Donbass, the safe level of humidity is specified by the formulas:
for coals of grades K, Zh

, (nine)
for brand T coal

, (10)
where x is the natural gas content of the coal seam, m ³ / t gm

E модуль упругости ближайших к пласту слоев вмещающих пород, МПа. E is the elastic modulus of the layers of the host rocks closest to the formation, MPa.

Предполагаемый способ имеет следующие основные отличительные признаки и операции. Это выбор определенного режима нагнетания жидкости в пласт, расход, давление, размеры скважин и другие операции. The proposed method has the following main distinguishing features and operations. This is the choice of a certain mode of fluid injection into the reservoir, flow rate, pressure, well sizes and other operations.

Несмотря на известность в отдельности некоторых из приведенных в изобретении операций, заявляемая совокупность признаков в исследованной технической и патентной литературе не обнаружена. Следовательно, предлагаемая совокупность признаков обладает "новизной". Despite the fame separately of some of the operations described in the invention, the claimed combination of features was not found in the studied technical and patent literature. Therefore, the proposed set of features has a "novelty."

Вполне очевидно, что работы по регулируемому нагнетанию жидкости в пласт с применением совокупности признаков, изложенных в данном изобретении, становятся менее трудоемкими, более безопасными и значительно эффективнее, а также повышают состояние атмосферы в забое, следовательно, предложенная совокупность признаков направлена и обеспечивает достижение цели изобретения, то есть она существенна. Относительно признаков, приведенных в последующих пунктах формулы изобретения, то они, что вполне очевидно из формулы, направлены на уточнение параметров способа, повышение степени надежности и эффективности выполнения способа и могут быть рассмотрены в совокупности с признаками основного пункта формулы изобретения. Кроме того, все признаки рассматриваемого изобретения подчинены одной и единственной цели наиболее эффективно и в то же время безопасно выполнить мероприятие борьбы с выбросами, то есть четко прослеживается единство изобретения. Таким образом, данное техническое решение преследует единство цели и обладает "существенными отличиями" по сравнению с прототипом и другими способами, известными в рассматриваемой и других смежных областях техники. Других известных решений со сходными признаками не выявлено. Исходя из вышеизложенного, можно считать, что решение соответствует всем критериям, предъявляемым к изобретению. It is quite obvious that work on controlled injection of fluid into the formation using the combination of features set forth in this invention becomes less time-consuming, safer and significantly more effective, as well as increase the state of the atmosphere in the face, therefore, the proposed combination of features is directed and ensures the achievement of the objective of the invention , that is, it is significant. Regarding the characteristics given in the following claims, they, which are quite obvious from the formula, are aimed at clarifying the parameters of the method, increasing the degree of reliability and efficiency of the method and can be considered in conjunction with the features of the main claim. In addition, all the features of the invention under consideration are subordinated to the one and only goal to most effectively and at the same time safely carry out the emission control measure, that is, the unity of the invention is clearly traced. Thus, this technical solution pursues the unity of purpose and has "significant differences" in comparison with the prototype and other methods known in this and other related areas of technology. No other known solutions with similar features have been identified. Based on the foregoing, we can assume that the solution meets all the criteria for the invention.

На фиг. 1, 2 представлены технологические схемы регулируемого гидроотжима: фиг. 1 при мощности пачки прочного угля не менее 1 м; фиг.2 в любых условиях; на фиг. 3, 4 схемы расположения скважин при гидрорыхлении в очистном забое крутого пласта: фиг.3 при одной скважине в уступе; фиг.4 - при двух скважинах в уступе; на фиг.5, 6 схемы расположения скважин при гидрорыхлении в очистном забое пологого пласта: фиг.5 в прямолинейной части забоя; фиг.6 в комбайновой нише; на фиг.7, 8 схемы расположения скважин при гидрорыхлении в забое подготовительной выработки: фиг.7 крутого пласта; фиг. 8 пологого пласта. In FIG. 1, 2 are technological schemes of controlled hydroengineering: FIG. 1 with a pack power of solid coal of at least 1 m; figure 2 in any conditions; in FIG. 3, 4 of the layout of the wells during hydraulic loosening in the face of a steep formation: Fig. 3 with one well in a ledge; figure 4 - with two wells in the ledge; figure 5, 6 of the location of the wells during hydraulic loosening in the face of a shallow formation: figure 5 in the rectilinear part of the bottom; Fig.6 in the harvester niche; Fig.7, 8 of the location of the wells during hydraulic loosening in the bottom of the preparatory development: Fig.7 steep formation; FIG. 8 flat bed.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

К параметрам гидроотжима относят: количество шпуров для проведения гидроотжима, глубина этих шпуров l, глубина герметизации l_г, скорость нагнетания V, неснижаемое опережение l_н.о.The parameters of hydrospin include: the number of holes for hydrospinning, the depth of these holes l, the depth of sealing l _g , the discharge speed V, the minimum advance l _n.o.

Гидроотжим выполняется по технологической схеме (фиг.1, 2), где приведены схемы для условий: а при наличии в сечении выработки пачки прочного угля мощностью не менее 1 м; б в других и любых условиях. Количество шпуров и их расположение принимаются в соответствии с выбранной технологией. На схеме приведены следующие обозначения: 1, 2 положения забоя выработки при очередном гидроотжиме; 3 шпуры гидроотжима; 4 загерметизированный участок шпура; 5 шпуры для контрольных реперов; 6, 7 соответственно зародившаяся щель, трещина гидроразрыва. Hydro-spin is performed according to the technological scheme (Fig. 1, 2), where the schemes for the conditions are given: and if there is a pack of solid coal in the mine working section with a capacity of at least 1 m; b in other and any conditions. The number of holes and their location are taken in accordance with the selected technology. The following notation is shown in the diagram: 1, 2 positions of the bottom of the mine during the next hydro-extraction 3 hydrospin bore holes; 4 sealed portion of the hole; 5 holes for control benchmarks; 6, 7, respectively, the nucleation gap, hydraulic fracture.

Насосные установки, предназначенные для гидроотжима, устанавливаются на свежей струе воздуха на расстоянии кровли не менее 120 м от забоя подготовительной выработки и не менее 30 м от забоя очистной выработки. Допускаются установки насоса на вентиляционном штреке на исходящей струе при производстве гидроотжима в очистном забое при наличии средств обеспечения безопасности рабочих. Pump installations designed for hydro-extraction are installed on a fresh air stream at a roof distance of at least 120 m from the bottom of the preparatory mine and at least 30 m from the bottom of the mine. It is allowed to install the pump on the ventilation drift on the outgoing stream during the production of hydro-extraction in the working face, with the availability of safety equipment for workers.

Шпуры для гидроотжима должны были бурить в наиболее мощной пачке пласта, в которой достигается их качественная герметизация. В подготовительных выработках для обеспечения качественной герметизации шпур бурят на пласт из породного забоя. Holes for hydroengineering had to be drilled in the most powerful bundle of the reservoir, in which their high-quality sealing was achieved. In the preparatory workings to ensure high-quality sealing, the holes are drilled to the formation from the rock bottom.

В очистных забоях шпуры для нагнетания воды в пласт бурят перпендикулярно к забою, в кутках под углом, обеспечивающим выход фильтрующей части шпура непосредственно за его контур. Пункт замера выдвигания пласта располагают на расстоянии 0,5 м от кутка, посредине между шпурами. In the working faces, boreholes are drilled perpendicularly to the bottom in order to inject water into the formation, in heaps at an angle that ensures that the filtering part of the borehole exits directly beyond its contour. The formation extension measuring point is located at a distance of 0.5 m from the cut, in the middle between the holes.

В подготовительных выработках гидроотжим производится не менее чем через два шпура, устья шпуров должны находиться на расстоянии 1 м от боков выработки в фильтрующие части непосредственно за ее контуром. При ширине угольного забоя 2,5 м и менее гидроотжим производится через один шпур, пробуренный в средней части забоя. Пункты замера выдвигания пласта в подготовительных выработках должны быть расположены в угольном забое по обе стороны от нагнетательного шпура на расстоянии 0,5 м от боков выработки и посредине между шпурами. In the preparatory workings, hydro-extraction is carried out not less than in two holes, the mouths of the holes should be at a distance of 1 m from the sides of the working in the filtering parts immediately beyond its contour. With a coal face width of 2.5 m or less, the hydrospin is produced through one hole drilled in the middle of the face. The points of the formation extension in the preparatory workings should be located in the coal face on both sides of the injection hole at a distance of 0.5 m from the sides of the mine and in the middle between the holes.

Для герметизации шпуров можно использовать рукавные гидрозатворы, рассчитанные на давление 20-40 МПа. Длина уплотнительного участка гидрозатвора должна быть не менее 1,25 м. Перед началом нагнетания жидкости в пласт производят опробование высоконапорного трубопровода на герметичность, а также определяют полные потери напора в гидросистеме Р_с. Гидроотжим считается эффективным, если выдвижение забоя составит в очистных выработках не менее 0,01 l_г, в подготовительных выработках не менее 2 см.To seal the boreholes, you can use tubular hydraulic locks designed for a pressure of 20-40 MPa. The length of the sealing section of the hydraulic seal must be at least 1.25 m. Before the injection of fluid into the formation, the high-pressure pipeline is tested for tightness, and the total pressure loss in the hydraulic system is determined P _s . Hydro-spinning is considered effective if the extension of the face is at least 0.01 l _g in the mine workings and at least 2 cm in the preparatory workings.

При гидрорыхлении длина скважин 6-11 м, диаметр скважин не более 80 мм. Скважины необходимо герметизировать на глубину l_г=4-8 м. Величину неснижаемого опережения принимают равной 2 м.With hydraulic loosening, the length of the wells is 6-11 m, the diameter of the wells is not more than 80 mm. Wells must be sealed to a depth of l _g = 4-8 m. The value of the minimum lead is taken to be 2 m.

Эффективный радиус нагнетания жидкости составляет R_эф≅0,8 l_г. Выемку угля после гидрорыхления производят на глубину не более, чем на глубину l_г. Давление при нагнетании жидкости P_н=(0,75÷2)γH. Темп нагнетания составляет не менее 3 л/мин.The effective radius of fluid injection is R _eff ≅ 0.8 l _g . The extraction of coal after hydraulic loosening is carried out to a depth of not more than a depth of l _g . The pressure during the injection of liquid P _n = (0.75 ÷ 2) γH. The injection rate is at least 3 l / min.

Для герметизации скважин применяют рукавные гидрозатворы длиной не менее 2,5 м с использованием удлинителей, позволяющих устанавливать гидрозатворы на требуемой глубине. В случае, если гидрозатвор длиной 2,5 м не обеспечивает надежную герметизацию скважин, применяют гидрозатворы большей длины. Для улучшения качества герметизации в очистных забоях крутых пластов, сложенных мягкими и сыпучими углями, бурение и герметизацию скважин осуществляют заранее при наличии (помимо неснижаемого опережения) обработанной ранее зоны, соответствующей суточному подвиганию забоя. Нагнетание воды производят через одну или несколько скважин отдельными насосными установками, расположенными на расстоянии не ближе 30 м от нагнетаемой скважины. Перед началом нагнетания производят проверку высоконапорного водопровода на герметичность. На высоконапорном трубопроводе не более 15 м от гидрозатвора и у насосной установки должен быть установлен разгрузочный вентиль-тройник, регулированием которого обеспечивается плановое повышение или сброс давления, и манометры. To seal wells, tubular hydraulic locks of at least 2.5 m in length are used with extension cords that allow installing hydraulic locks at the required depth. In the event that a 2.5 m long water seal does not provide reliable sealing of the wells, longer water seal is used. To improve the quality of sealing in the face of steep formations composed of soft and loose coals, drilling and sealing of wells is carried out in advance in the presence (in addition to the minimum advance) of the previously processed zone corresponding to the daily movement of the face. Water is injected through one or more wells by separate pumping units located at a distance of no closer than 30 m from the injected well. Before injection begins, a high-pressure water supply system is checked for leaks. An unloading tee valve must be installed on a high-pressure pipeline no more than 15 m from the hydraulic lock and at the pump unit, the regulation of which ensures a planned increase or decrease in pressure, and pressure gauges.

Нагнетание воды в пласт необходимо начинать плавным и в течение 3-5 мин с повышением давления до максимального его значения. The injection of water into the formation must begin smoothly and within 3-5 minutes with increasing pressure to its maximum value.

При низконапорном увлажнении пласта диаметр скважин составляет 60 мм. Длина скважин не ограничивается. Глубина герметизации должна составлять не менее 5 м. With low-pressure wetting of the formation, the diameter of the wells is 60 mm. The length of the wells is not limited. The sealing depth should be at least 5 m.

Неснижаемое опережение увлажненной зоной забоя выработки должно составлять не менее 5 м. Расстояние от стенок выработки до границы увлажненной зоны должны составлять не менее 5 м. Давление нагнетания воды не должно превышать 0,75γH. The minimum lead ahead of the humidified zone of the bottom of the mine should be at least 5 m. The distance from the walls of the mine to the boundary of the moistened zone should be at least 5 m. The pressure of the water injection should not exceed 0.75γH.

Скважины для увлажнения бурят по крепкой пачке пласта. Герметизацию скважин осуществляют рукавными гидрозатворами или цементно-песчаным раствором. При увлажнении пласта через барьерные скважины нагнетание воды можно производить через обе скважины одновременно. Для повышения качества увлажнения нагнетания воды необходимо производить с перерывами на 1-2 ч в смену. Увлажнение считается законченным после подачи в скважины жидкости до достижения влажности угля не менее 6%
Применение этого способа позволит повысить эффективность выполнения противовыбросного мероприятия, оперативность и безопасность работ. ЫЫЫ2 ЫЫЫ4 ЫЫЫ6Wells for humidification are drilled through a strong bundle of formation. Sealing of the wells is carried out with tubular water seals or cement-sand mortar. When the formation is moistened through barrier wells, water injection can be performed through both wells simultaneously. To improve the quality of humidification, water injection must be carried out intermittently for 1-2 hours per shift. Humidification is considered complete after liquid is supplied to the wells until coal reaches a moisture content of at least 6%
The application of this method will improve the efficiency of the blowout event, the efficiency and safety of work. YYY2 YYY4 YYY6

Claims

1. A method of reducing the gas-dynamic activity of an outburst-hazardous formation, including selecting a place and a mode of fluid injection, drilling injection wells into a coal seam, equipping them with sealing and filtering parts and sealing their mouths, controlled injection of fluids through the wells into the fluid reservoir in various modes and monitoring the state of the array , characterized in that the coal seam is previously examined for strength and the strongest and softest coal packs are isolated, the distance between the wells is not established more than two radii of effective liquid impregnation, the sealing part of the wells is equipped with the strongest packs, and the filtering part in the softest bundle of the coal seam, controlled injection is carried out in the regime of hydraulic loosening or hydraulic extraction, or low-pressure wetting, while the throughput of the hydraulic system formed by the wells is pre-checked under pressure exceeding the maximum design fluid pressure into the reservoir by 1.2 1.5 times, and in the case of a breakthrough of the supplied fluid from the injection well and and for slaughter carried repeated injection of fluid through the well which is drilled at a distance of more than 2 m from the first.

2. The method according to claim 1, characterized in that when the fluid is injected into the reservoir in the hydrospin mode, the sealing depth of the injection wells is determined by the formulas:
for treatment faces
l _g = (3.2 ± 1) m≥2 m;
for preparatory faces
l _g = (7.5 ± 1) • S / P≥2 m,
where S is the coal face, m ² ;
P the perimeter of the coal face, m;
m formation thickness, m
the pressure of the fluid injected into the reservoir
P _max = (0.8 ÷ 2) γH + P _c ,
where P _c - pressure loss in the hydraulic system, MPa,
and the fluid injection rate is assumed to be at least 15 l / min, while in the working faces the injection wells are drilled perpendicular to the bottom, in heaps at an angle that allows the filtering part of the well to exit directly beyond its contour, and in the preparatory faces the hydraulic spin is performed no less than two wells, the mouths of which are located a meter away from the production boxes, and the filtering parts of the wells are directly behind its contour, and the hydro-extraction is considered effective when pressing the bottom edge in the working faces, not it 0,01l _g, preparatory faces at least 0,02 l _g, and the inspection after slaughter gidrootzhima carried out not less than 20 min after switching off the pump and the methane concentration in the atmosphere is less than 1%
3. The method according to claim 1, characterized in that when the fluid is injected into the formation in the loosening mode, the length of the injection wells is 6-11 m, the sealing depth is 4-8 m, and the minimum advance is taken equal to the length of the filtering part of the well and is 2- 3 m, and the amount of fluid supplied to one well is
Q = 2R _eff • g • mγ _y (l _r + l _nd) / 1000
where g is the specific (calculated) fluid flow rate, l / t;
m coal seam capacity, m;
γ _ug specific gravity of coal, kg / m ³ ;
L _{g the} depth of the seal hole, m;
l _n.a. the value of the minimum lead 1 m,
and the effective injection radius is equal to R _eff ≅ 0.8l _g , in addition, the width of the hydroprocessing strip in the preparatory workings take
C B + 2b,
where B is the width of the output, m;
b the width of the processed strip beyond the output circuit, m,
and if it is not possible to drill and seal injection wells to the lengths of a given depth, the length of the wells is shortened, taking it equal to 4-6 m with a depth of its sealing of 3-4 m, while hydraulic loosening is considered effective when applying the calculated amount of fluid to the well, the appearance of fluid on the plane face and pressure reduction in high-pressure pipeline by at least 30%
4. The method according to p. 1, characterized in that for low-pressure wetting, the diameter of the injection wells is taken equal to 45-100 mm, the sealing depth is taken to be at least 5 m with a well diameter of 45-60 mm and at least 10 m with a larger diameter, and the volume of fluid injected into the well is determined using the dependence
Q = 2R _eff • l • mγg,
where l is the length of the well, m;
m coal seam capacity, m;
g liquid flow rate per 1 ton of coal,
the pressure of the fluid injection into the formation is taken equal to not more than 0.75γH, and the estimated coal moisture for effective injection of the fluid into the formation is taken to be at least 6%
5. The method according to PP. 1 and 4, characterized in that during regional wetting of coal seams, fluid is injected through long wells with a diameter of 80-110 mm, drilled ahead of the treatment or preparatory faces ahead of time, while the width of the lead zone of the moistened area is determined by the formula
L _uvl = l _N.C. + V _zab ,
where ln.z. irreducible humidification reserve necessary for holding the moistened area for one month;
Vzab the speed of the face movement, m / month, and humidification of the outburst formations is carried out until the content of physically bound fluid in the coal is 2-3%, and the depth of well sealing is taken to be equal to half the distance between the injection wells.