RU2599116C1 - Способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями) и устройство его реализующее - Google Patents
Способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями) и устройство его реализующее Download PDFInfo
- Publication number
- RU2599116C1 RU2599116C1 RU2015128905/03A RU2015128905A RU2599116C1 RU 2599116 C1 RU2599116 C1 RU 2599116C1 RU 2015128905/03 A RU2015128905/03 A RU 2015128905/03A RU 2015128905 A RU2015128905 A RU 2015128905A RU 2599116 C1 RU2599116 C1 RU 2599116C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coal
- wetting agent
- wells
- solution
- concentration
- Prior art date
Links
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 230000006735 deficit Effects 0.000 claims description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 abstract 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 55
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21F—SAFETY DEVICES, TRANSPORT, FILLING-UP, RESCUE, VENTILATION, OR DRAINING IN OR OF MINES OR TUNNELS
- E21F5/00—Means or methods for preventing, binding, depositing, or removing dust; Preventing explosions or fires
- E21F5/02—Means or methods for preventing, binding, depositing, or removing dust; Preventing explosions or fires by wetting or spraying
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21F—SAFETY DEVICES, TRANSPORT, FILLING-UP, RESCUE, VENTILATION, OR DRAINING IN OR OF MINES OR TUNNELS
- E21F5/00—Means or methods for preventing, binding, depositing, or removing dust; Preventing explosions or fires
- E21F5/18—Impregnating walls, or the like, with liquids for binding dust
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geology (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения производительности и создания безопасных и комфортных условий труда при подземной и открытой разработке угольного массива. Техническим результатом является повышение производительности выемки угля и безопасности труда за счет сорбционного насыщения угля смачивателем из подогреваемого раствора под давлением, приводящего к значительному снижению крепости угольного массива при одновременном связывании пыли и повышении газоотдачи угля. Предложен способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ - смачивателями, включающий бурение сети скважин, которые объединяют в общую систему. При этом на входе скважины герметизируют гидрозатворами, а на выходе из них устанавливают вентили - редукционные клапаны или дроссели. Далее закачивают раствор в скважины под давлением, зависящим от горно-геологических свойств массива, при концентрации, равной 1-2 ККМ, при повышенной температуре по замкнутому циклу до насыщения угля смачивателем. При этом дефицит смачивателя в растворе, обусловленный сорбцией его углем, восполняют в количестве, определяемом по приведенному математическому выражению. Причем, создавая перепады давления, доставляют смачиватель в трещины и поры, а циркуляцией подогретого раствора увеличивают количество сорбированного смачивателя, раскрывают микротрещины, ослабляют массив, повышают его фильтрационную способность и доставку смачивателя в места предразрушения. Причем процесс контролируют по давлению в системе и по концентрации смачивателя на выходе из скважины. Оптимальную температуру подаваемого в горный массив раствора поддерживают в пределах от 35-40°C. Окончание процесса определяют по концентрации смачивателя на выходе из скважины, которая должна быть не ниже 0,5 ККМ, или по резкому спаду давления между входом и выходом жидкости в системе скважин. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения производительности труда и создания безопасных и комфортных условий при подземной и открытой разработке угольных массивов, в том числе при отработке мерзлых угольных пластов.
Известен способ увлажнения массива в угольных шахтах с целью связывания пыли путем нагнетания в него раствора смачивателя через скважины, пробуренные перпендикулярно и параллельно плоскости забоя [1. Руководство по борьбе с пылью в угольных шахтах. М.: Недра, 1979].
Недостатком указанного способа является недостаточный учет сорбционной емкости углей в отношении смачивателей.
Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому результату является способ ослабления массива угля за счет увлажнения его раствором поверхностно-активного вещества - смачивателя, при этом увлажнение массива производится нагнетанием раствора смачивателя как через шпуры и скважины, пробуренные по пласту, так и через вертикальные скважины, в которые заливается раствор [1. Ищук И.Г. Нагнетание воды в пласт как средство ослабления угольного массива. М.: ИГД им. А.А. Скочинского. 1962. с. 40; 2. Воронков Г.Я. Разработка методов физико-химического разупрочнения горного массива для повышения эффективности открытых работ. Дисс. на соискание ученой степени докт. техн. наук. РАН. Ин-т горн. дела им. А.А. Скочинского. М., 1997].
Основным недостатком указанного способа является отсутствие учета сорбционной емкости углей в отношении смачивателей, которая у природных углей лежит в пределах 150-300 г/т, и механизма сорбции мицеллообразующих смачивателей и низкий эффект от действия смачивающих добавок.
Сама технология увлажнения массива не учитывает установленные зависимости сорбции смачивателя от концентрации, давления, температуры и времени контакта раствора с углем.
Целью изобретения является повышение производительности выемки угля и безопасности труда путем сорбционного насыщения угля смачивателем из подогреваемого раствора под давлением, приводящего к значительному снижению крепости угольного массива при одновременном связывании пыли и повышении газоотдачи угля.
Указанная цель достигается бурением скважин и соединением их между собой на входе и выходе через промежуточную емкость с нагревателем и насосную установку в единую систему. На входе насосной установки устанавливают трехходовой кран, обеспечивающий подвод раствора из магистрали при заполнении системы и подвода раствора из емкости при принудительной циркуляции раствора в системе скважин.
Скважины герметизируют и по замкнутому циклу нагнетают в них раствор смачивателя с концентрацией, равной 1-2 ККМ (критическая концентрация мицеллобразования), до полного насыщения угля смачивателем. Дефицит смачивателя Δm в растворе, обусловленный сорбцией его углем, восполняется в количестве, определяемом по формуле:
Здесь V0 - объем раствора, заполняющий систему, л (кг);
C0 - исходная концентрация, %;
Cy - концентрация смачивателя в результате сорбции его углем, %;
Vy - убыль раствора при нагнетании его в пласт, л (кг).
По окончании процесса к скважинам подсоединяют дегазационные установки.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена зависимость сорбции ДБ углем от концентрации раствора при температуре 20°C: А - давление 0,1 МПа; Б - давление 3,0 МПа, на фиг. 2 показана сорбция смачивателя ДБ углем под давлением при температуре 20 и 30°C; на фиг. 3 показана принципиальная схема устройства при обработке массива при последовательном соединении скважин при подземной разработке; на фиг. 4 - то же, при параллельном соединении 2-х и более скважин; на фиг. 5 - схема обработки массива изогнутой скважиной при открытой разработке.
Устройство содержит насос - 1 с манометром - 2, гидрозатворы - 3, пробуренные в горном массиве скважины - 4, вентили - 5, гидромагистраль - 6, емкость нагревателя - 7 (система), выходное отверстие которого соединено с входом насоса - 1, трехходовой кран - 8 для подключения к насосу - 1 гидромагистрали - 6 и дозатор смачивателя - 9.
Скважины - 4 и насос - 1 с манометром - 2 объединены в единую систему, в которую введены гидромагистрали - 6 с гидрозатворами - 3 и вентилями - 5. Узел термовлажностной обработки угольного массива растворами включает в себя емкость нагревателя - 7, трехходовой кран - 8 и дозатор смачивателя - 9, при этом гидромагистрали - 6 с вентилями - 5 прикреплены ко входу и выходу скважин - 4 через гидрозатворы - 3, выход одной из гидромагистралей - 6 последовательно через емкость нагревателя - 7 и трехходовой кран - 8, соединено с насосом - 1 и дозатором смачивателя - 9.
Способ реализуется следующим образом.
Для учета сорбционной емкости углей в отношении смачивателей, которая у природных углей лежит в пределах 150-300 г/т, и механизма сорбции мицеллообразующих смачивателей устанавливают зависимость количества сорбируемого смачивателя от концентрации, температуры и давления в системе «уголь - раствор смачивателя» (фиг. 1, 2).
При рекомендуемых концентрациях смачивателя 0,1-0,15% и удельных расходах жидкости 10-20 кг/т удельный расход смачивателя составляет от 10 до 30 г/т. Поэтому молекул смачивателя (например, смачиватель ДБ - продукт реакции окиси этилена и смеси моно- и дитретбутилфенолов: (СН3)3С-С6Н4-O(CH2CH2O)nH и ((СН3)3С)2-С6Н3-O(CH2CH2O)nH, где «n» в среднем равно 7) хватает на заполнение 10-20% сорбционного объема угля. Остальные 90-80% объема угля увлажняются чистой (без смачивателя) водой.
По одной из приведенных на чертежах (фиг. 3, 4, 5) схем в массиве бурят скважины - 4, которые на входе и выходе герметизируют гидрозатворами - 3, а на выходе из них устанавливают вентили - 5 (например, редукционные клапаны или дроссели). Затем скважины - 4 соединяют в единую закольцованную систему с емкостью нагревателя - 7 нагревающего раствор и насосом - 1. Для удобства обслуживания насос - 1 и емкость нагревателя - 7 располагают рядом, например на вентиляционном или откаточном штреке. Раствор нагревают и прокачивают через систему скважин - 4 под давлением, зависящим от горно-геологических свойств массива. Концентрацию смачивателя выбирают равной 1-2 ККМ, при этом увлажняют массив угля растворам с концентрацией не более 2 ККМ, при которой в растворе находится достаточное количество свободных молекул смачивателя. Для получения максимального эффекта увлажнение угля производят до насыщения его смачивателем. Давление, при котором производят нагнетание раствора, поддерживают максимальным и выбирают экспериментально из опыта увлажнения массива. Для угольных шахт величина не должна превышать
Р≤1,5·10-3γgH (МПа), где
γ - средняя плотность вышележащих пород, кг/м3;
g - ускорение свободного падения 9,8 м/с2;
H - высота столба вышележащих пород, м.
Максимальную температуру раствора определяют исходя из требований охраны труда, т.е. не более 40°C.
Как показал эксперимент, повышение давления от атмосферного до 3 МПа в системе раствор смачивателя - уголь приводит к снижению крепости до 3-х раз, и при разрушении угля создают условия для интенсивной газоотдачи пласта (см. таблицу).
Время насыщения угля смачивателем определяют экспериментально. В процессе нагнетания раствора концентрация его контролируется (достаточно одного раза в смену). Процесс заканчивают, когда концентрация раствора на выходе из скважины сравняется с концентрацией нагнетаемого раствора, т.е. когда произойдет насыщение угля смачивателем.
Способов контроля концентрации несколько:
1) по измерению поверхностного натяжения методом сталагмометра (на поверхности);
2) по светорассеянию раствора, по капиллярному поднятию раствора и др.
Так как процесс увлажнения массива длится сутками, то измерять концентрацию раствора следует в конце каждой смены.
Таким образом, из полученных результатов, указанных на фиг. 1-2 и в таблице, при малом удельном расходе раствора с концентрацией ≤ККМ для увлажнения угля раствором скважины необходимо закольцевать и накачать в них раствор под давлением до насыщения угля смачивателем.
Вентилями - 5 создают перепады давления, что приводит к фильтрации жидкости в массиве и доставке смачивателя в трещины и поры. Циркуляция подогретого раствора приводит к увеличению количества сорбированного смачивателя, способствующего раскрытию микротрещин и ослаблению массива, повышению его фильтрационной способности и доставки смачивателя в места предразрушения. Процесс контролируют по давлению в системе и по концентрации смачивателя на выходе из скважины. Оптимальная температура подаваемого в горный массив раствора поддерживается в пределах от 35-40°C, однако может быть и выше, улучшая положительные свойства изобретения.
Окончание процесса определяют по концентрации смачивателя на выходе из скважины, которая должна быть не ниже 0,5 ККМ, или по резкому спаду давления между входом и выходом раствора в системе скважин - 4, что свидетельствует о движении его в массиве между скважинами или скважиной и забоем.
Поскольку в процессе нагнетания раствора в угольный пласт по замкнутому циклу происходит сорбция смачивателя и уменьшение его концентрации со временем, то необходимо поддерживать постоянную исходную концентрацию смачивателя в емкости нагревателя - 7, что достигается следующим способом.
В начале процесса нагнетания раствора по счетчику расхода жидкости определяется объем раствора, заполняющего систему V0, и его концентрация С0 (концентрация раствора в магистрали после дозатора смачивателя - 9). После заполнения системы, на ее выходе, измеряют концентрацию смачивателя С1. Если C1 меньше С0, то в емкость нагревателя - 7 добавляют количество смачивателя Δm, кг. Дефицит смачивателя Δm в растворе, обусловленный сорбцией его углем, восполняют в количестве, определяемом по формуле:
V0 - объем раствора, заполняющий систему, л (кг);
С0 - исходная концентрация, %;
Cy - концентрация смачивателя в результате сорбции его углем, %;
Vy - убыль раствора при нагнетании его в пласт, л (кг).
После заполнения емкости нагревателя - 7 вход в насос - 1 со стороны магистрали - 6 перекрывают трехходовым краном - 8 и далее происходит движение жидкости по замкнутому контуру с одновременным расходом раствора (Vy), идущим на увлажнение массива, и снижением концентрации раствора смачивателя до (Cy) за счет его адсорбции углем. Расход (объем) Vy может определяться по счетчику, встроенному в емкости нагревателя - 7, или по убыли раствора в емкости нагревателя - 7, например по делениям шкалы на стенке емкости нагревателя - 7 (на чертежах не показана). Концентрация раствора Cy определяется на сбросе из системы в емкость - 7 упомянутым ранее способом.
Убыль раствора Vy пополняется из гидромагистрали - 6 открытием трехходового крана - 8.
Так как процесс увлажнения массива происходит достаточно долго - от одних до нескольких суток, то замеры концентрации смачивателя и пополнение раствора в системе можно производить, например, один раз в конце смены.
Использование нагнетания мицеллярного раствора смачивателя с концентрацией 0,1-0,2% (1-2 ККМ) под давлением с одновременным подогревом по замкнутому циклу, обеспечивающему сорбционное насыщение угля смачивателем, многократно (до трех раз) снижает крепость угля, разрушает угольное вещество, раскрывает микротрещины и увеличивает газоотдачу угля и связывание пыли (до 10 раз и более), т.е. повышает эффективность гидрообработки массива.
Таким образом, создавая перепады давления, фильтруя раствор жидкости в массиве, доставляют смачиватель в трещины и поры, а циркуляцией подогретого раствора увеличивают количество сорбированного смачивателя, способствуя раскрытию микротрещин, ослаблению массива, повышению его фильтрационной способности и доставки смачивателя в места предразрушения, процесс контролируют по давлению в системе и по концентрации смачивателя на выходе из скважины, оптимальную температуру подаваемого в горный массив раствора поддерживают в пределах от 35-40°C, улучшая положительные свойства по доставке смачивателя в трещины и поры, окончание процесса определяют по концентрации смачивателя на выходе из скважины, которая должна быть не ниже 0,5 ККМ, или по резкому спаду давления между входом и выходом жидкости в системе скважин, что свидетельствует о движении раствора в массиве между скважинами или скважиной и забоем.
По окончании процесса к скважинам подсоединяют дегазационные установки.
Устройство работает следующим образом.
От насоса - 1 с манометром - 2 через гидрозатвор - 3 нагретый раствор поступает в скважины - 4, пробуренные в горном массиве и соединенные через аналогичные гидрозатворы - 3, вентиль 5 и гидромагистраль 6 в единую систему. На выходе скважин - 4 установлены гидрозатворы - 3 и вентили - 5, через которые скважины - 4 соединены с емкостью нагревателя - 7, выходное отверстие которого соединено с входом насоса - 1 через трехходовой кран - 8, позволяющий подключать к насосу гидромагистраль - 6 через дозатор смачивателя - 9.
Скважины - 4 на входе герметизируют гидрозатворами - 3, а на выходе из них устанавливают вентили - 5 (например, редукционные клапаны или дроссели). Затем скважины - 4 соединяют в единую закольцованную систему с емкостью нагревателя - 7 и насосом - 1. Для удобства обслуживания системы: насос - 1 и емкость нагревателя - 7 располагают рядом, например на вентиляционном или откаточном штреке. Раствор прокачивают через систему скважин - 4 под давлением, зависящим от горно-геологических свойств массива. Выбирают давление (из опыта увлажнения массива). Концентрацию смачивателя берут равной 1-2 ККМ.
Перепады давления создают вентилями - 5, что приводит к фильтрации жидкости в массиве и доставке смачивателя в трещины и поры.
Единая система скважин может быть выполнена из двух и более замкнутых циклов параллельного соединения скважин с единым узлом термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями).
Повышение производительности труда горнорабочих происходит за счет ослабления массива и обеспечения равномерности увлажнения в массиве при его физико-химическом разрушении с одновременным увлажнением.
Повышение безопасности труда происходит за счет повышения дегазации угля и снижения пылеобразования.
Способ и устройство, его реализующее, позволяют уменьшить крепость угля до трех раз, снизить запыленность воздуха при выемке до 10 раз и увеличить газоотдачу угля, что значительно повышает производительность и безопасность труда при выемке массива.
Claims (3)
1. Способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями), включающий бурение сети скважин, отличающийся тем, что пробуренные скважины объединяют в общую систему, на входе герметизируют гидрозатворами, а на выходе из них устанавливают вентили, например редукционные клапаны или дроссели, нагревают раствор и закачивают его в скважины, объединенные в единую закольцованную систему, под давлением, зависящим от горно-геологических свойств массива, выбирают давление из опыта увлажнения массива, нагнетают раствор при концентрации, равной 1-2 ККМ, и при повышенной температуре по замкнутому циклу до насыщения угля смачивателем, при этом дефицит смачивателя Δm в растворе, обусловленный сорбцией его углем, восполняют в количестве, определяемом по формуле:
кг
где V0 - масса раствора, заполняющего систему, кг;
С0 - исходная концентрация, %;
Су - концентрация смачивателя в результате сорбции его углем, %;
Vу - убыль раствора при нагнетании его в пласт, кг,
создавая перепады давления, доставляют смачиватель в трещины и поры, а циркуляцией подогретого раствора увеличивают количество сорбированного смачивателя, раскрывают микротрещины, ослабляют массив, повышают его фильтрационную способность и доставку смачивателя в места предразрушения, процесс контролируют по давлению в системе и по концентрации смачивателя на выходе из скважины, оптимальную температуру подаваемого в горный массив раствора поддерживают в пределах от 35-40°C, окончание процесса определяют по концентрации смачивателя на выходе из скважины, которая должна быть не ниже 0,5 ККМ, или по резкому спаду давления между входом и выходом жидкости в системе скважин, по окончании процесса насыщения горного массива к скважинам подсоединяют дегазационные установки.
где V0 - масса раствора, заполняющего систему, кг;
С0 - исходная концентрация, %;
Су - концентрация смачивателя в результате сорбции его углем, %;
Vу - убыль раствора при нагнетании его в пласт, кг,
создавая перепады давления, доставляют смачиватель в трещины и поры, а циркуляцией подогретого раствора увеличивают количество сорбированного смачивателя, раскрывают микротрещины, ослабляют массив, повышают его фильтрационную способность и доставку смачивателя в места предразрушения, процесс контролируют по давлению в системе и по концентрации смачивателя на выходе из скважины, оптимальную температуру подаваемого в горный массив раствора поддерживают в пределах от 35-40°C, окончание процесса определяют по концентрации смачивателя на выходе из скважины, которая должна быть не ниже 0,5 ККМ, или по резкому спаду давления между входом и выходом жидкости в системе скважин, по окончании процесса насыщения горного массива к скважинам подсоединяют дегазационные установки.
2. Устройство для термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями), содержащее скважины и насосы с манометрами, отличающееся тем, что скважины и насосы с манометрами объединены в единую систему скважин, в которую дополнительно введены гидромагистрали с гидрозатворами, вентили и узел термовлажностной обработки угольного массива растворами, включающий емкость нагревателя, трехходовой кран и дозатор смачивателя, при этом гидромагистрали с вентилями прикреплены ко входу и выходу скважин через гидрозатворы, выход одной из гидромагистралей последовательно через емкость нагревателя и трехходовой кран соединен с насосом и дозатором смачивателя.
3. Устройство для термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями) по п. 2, отличающееся тем, что система скважин выполнена из двух и более замкнутых циклов параллельного соединения скважин с единым узлом термовлажностной обработки угольного массива растворами.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015128905/03A RU2599116C1 (ru) | 2015-07-16 | 2015-07-16 | Способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями) и устройство его реализующее |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015128905/03A RU2599116C1 (ru) | 2015-07-16 | 2015-07-16 | Способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями) и устройство его реализующее |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2599116C1 true RU2599116C1 (ru) | 2016-10-10 |
Family
ID=57127401
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015128905/03A RU2599116C1 (ru) | 2015-07-16 | 2015-07-16 | Способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями) и устройство его реализующее |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2599116C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1620647A1 (ru) * | 1986-07-25 | 1991-01-15 | Институт проблем комплексного освоения недр АН СССР | Способ гидрообработки горного массива |
| SU1643737A1 (ru) * | 1989-02-21 | 1991-04-23 | Донецкий политехнический институт | Способ гидровоздействи на угольный пласт |
| UA12617A (ru) * | 1994-12-13 | 1997-02-28 | Олександр Іванович Буханцов | Способ гидродинамического воздействия на газоносный пласт |
| CN102322285A (zh) * | 2011-06-17 | 2012-01-18 | 山东科技大学 | 一种高地压低孔隙率低渗透率煤层注水装置及其使用工艺 |
-
2015
- 2015-07-16 RU RU2015128905/03A patent/RU2599116C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1620647A1 (ru) * | 1986-07-25 | 1991-01-15 | Институт проблем комплексного освоения недр АН СССР | Способ гидрообработки горного массива |
| SU1643737A1 (ru) * | 1989-02-21 | 1991-04-23 | Донецкий политехнический институт | Способ гидровоздействи на угольный пласт |
| UA12617A (ru) * | 1994-12-13 | 1997-02-28 | Олександр Іванович Буханцов | Способ гидродинамического воздействия на газоносный пласт |
| CN102322285A (zh) * | 2011-06-17 | 2012-01-18 | 山东科技大学 | 一种高地压低孔隙率低渗透率煤层注水装置及其使用工艺 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| КУДРЯШОВ В.В., СОЛОВЬЕВА Е.С., Физико-химические аспекты применения смачивателей для борьбы с пылью в шахтах//Горный информационно-аналитический бюллетень (Научно-технический журнал), N5, 2000. КУДРЯШОВ В.В. и др., К вопросу о физико-химическом разупрочнении угольного массива растворами ПАВ//Горный информационно-аналитический бюллетень (Научно-технический журнал), N Аэрология, том 7, 2007, с.187-193. * |
| СИДОРОВА П.В., СКОПИНЦЕВА О.В., Снижение пылеобразующей способности угольного пласта с помощью термовлажностной химреагентной обработки (ТВХО)//Научный вестник МГГУ.-2013.-N12(45)/Международная коференция "ЭКОЛОГИЯ.ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЕ.ЭКОНОМИКА", с. 197-201. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10421897B2 (en) | Method of treating a well with the formation of proppant structures (variants) | |
| US3741308A (en) | Method of consolidating sand formations | |
| RU2379497C1 (ru) | Способ подачи проппанта в скважину | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| CN104088616A (zh) | 一种煤层气水力压裂方法 | |
| CN109538177A (zh) | 一种超临界co2压裂的新工艺 | |
| RU2599116C1 (ru) | Способ термовлажностной обработки угольного массива растворами поверхностно-активных веществ (смачивателями) и устройство его реализующее | |
| CN104712295A (zh) | 一种可视化水平井油藏填砂物理模型及系统 | |
| CN110017164A (zh) | 一体化防治煤矿复合动力灾害的实验装置及方法 | |
| RU2386805C1 (ru) | Способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде | |
| RU2588500C1 (ru) | Способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре | |
| RU2442899C1 (ru) | Способ дегазации неразгруженных угольных пластов | |
| CN207879373U (zh) | 抑制煤与瓦斯突出装置 | |
| RU2535765C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| CN104632218A (zh) | 极软弱低含水率煤体工作面的注水强化方法 | |
| RU2368783C1 (ru) | Способ разработки угольных пластов скважинной гидродобычей | |
| RU2697798C2 (ru) | Способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре | |
| RU2712904C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой | |
| RU2082886C1 (ru) | Способ разупрочнения угольного пласта (варианты) | |
| RU2469183C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2472925C1 (ru) | Способ вызова притока пластового флюида из скважины | |
| CN219888106U (zh) | 一种封存二氧化碳的装置 | |
| RU2563901C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| RU2618543C1 (ru) | Способ снижения обводненности нефтяных добывающих скважин | |
| US2038757A (en) | Method and apparatus for mining sulphur |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180717 |