Об утверждении Инструкции по дегазации угольных шахт (с изменениями на 8 августа 2017 года) (отменен с 01.01.2021 на основании постановления Правительства Российской Федерации от 06.08.2020 N 1192)

IV. Дегазация неразгруженных угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением через скважины, пробуренные с поверхности

34. Способ заблаговременной дегазации неразгруженных угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением основан на активном воздействии на пласты угля через скважины, пробуренные с поверхности.

Параметры способа гидрорасчленения пластов, установленные по результатам промышленного внедрения данного способа на шахтах Карагандинского и Донецкого бассейнов уточняются институтами - разработчиками способа гидрорасчленения пласта. Способ гидрорасчленения пласта применяется по проекту с разрешения территориальных органов Ростехнадзора при авторском надзоре институтов-разработчиков.

35. Заблаговременная дегазация на основе гидрорасчленения пласта применяется на пластах с природной газоносностью более 10 м/т и при их залегании в водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости.

36. Заблаговременная дегазация на основе активного воздействия на пласты угля через скважины, пробуренные с поверхности, осуществляется при сроке извлечения метана из угольного пласта более 3 лет, а дегазация пласта в зонах гидрорасчленения пласта в сочетании с подземными пластовыми скважинами - при сроке функционирования скважин гидрорасчленения пласта до 3 лет.

37. Технология дегазации угольных пластов с предварительным их гидрорасчленением включает три основных этапа: гидродинамическое воздействие, освоение скважин и извлечение газа из угольных пластов и из выработанного пространства после подработки скважин гидрорасчленения очистными работами.

38. Гидрорасчленение из одной скважины проводится на пластах угля мощностью свыше 0,2 м, а также в труднообрушаемых и газоносных породах.

39. Скважины при заблаговременной дегазации закладываются на расстоянии не менее 300 м от действующих пластовых выработок. Заложение скважин от тектонических нарушений с амплитудами, превышающими мощность обрабатываемого пласта, производится на расстоянии не более радиуса их влияния.

40. Скважины гидрорасчленения бурятся на 30-40 м ниже почвы наиболее удаленного от земной поверхности угольного пласта из принятых к гидрорасчленению угольных пластов.

Конструкция скважины определяется числом пересекаемых интервалов водопоглощения, каждый из которых перекрывается промежуточной колонной с цементацией затрубного пространства.

Эксплуатационная колонна с внутренним диаметром не менее 98 мм цементируется на всю глубину.

41. Для гидрорасчленения используются вновь пробуренные скважины и переоборудованные геологоразведочные скважины.

42. При гидрорасчленении выбросоопасных угольных пластов для обеспечения разгрузки призабойной части пласта производится дополнительное воздействие на вмещающую породу основной кровли.

43. Вскрытие угольных пластов и вмещающих пород в угленосной толще, подвергаемых гидровоздействию, проводится путем гидро- или кумулятивной перфорации скважины.

44. Расчленение угольных пластов в свите производится последовательно, начиная с нижнего пласта. Все ранее обработанные интервалы скважины гидрорасчленения изолируются с помощью песчаной пробки или пакером.

45. В качестве рабочих агентов для расчленения пластов используются вода и водные растворы поверхностно-активных (далее - ПАВ) или химически активных веществ (далее - ХАВ), а также воздух.

Растворы ПАВ обеспечивают лучшее проникновение рабочей жидкости в поры и трещины пласта и вмещающих пород. В качестве ПАВ используются смачиватели ДБ, ДС-10, сульфонол. Рабочая концентрация ПАВ - 0,01-0,025% по объему (макс.).

Растворы ХАВ (соляная кислота, комплексоны) повышают проницаемость и газоотдачу пласта.

Водные растворы соляной кислоты 2-4% концентрации применяются на пластах с содержанием карбонатов не менее 0,3%.

Водные растворы комплексонов (типа НТФ и ИСБ-М) применяются на угольных пластах с высоким (более 10%) содержанием в минеральной части угля соединений металлов Fe, Cu, Mg (пирита, халькопирита, сидерита). Рабочие концентрации растворов НТФ и ИСБ-М для углей марок "ОС", "Ж", "Т", "А" составляют 1-5% и 2-10% соответственно.

46. При падении давления при постоянном темпе нагнетания закачка рабочей жидкости в скважину прекращается и производится тампонаж гидропроводных каналов древесными опилками или высоковязкими жидкостями. Тампонаж гидропроводных трещин проводится до тех пор, пока давление нагнетания не достигает проектных величин.

47. При гидрорасчленении мощных пластов, залегающих на глубинах более 600 м, в скважину гидрорасчленения закачивается закрепитель трещин.

На пластах мощностью до 2 м закачка закрепителя в скважину определяется проектом гидрорасчленения пласта.

48. После гидрорасчленения последнего из обрабатываемых пластов скважина гидрорасчленения закрывается на 3-12 месяцев для выдержки рабочей жидкости в пласте.

По истечении срока выдержки скважина гидрорасчленения промывается до забоя. Рабочая жидкость из нее удаляется с помощью эрлифта, глубинных штанговых насосов или погружных электронасосов.

49. При заблаговременной дегазации угольных пластов для повышения равномерности их обработки на этапе гидродинамического воздействия используются пороховые генераторы давления, на этапе освоения скважины применяется циклическое пневмогидровоздействие.

50. При предварительной дегазации угольных пластов, осуществляемой в сочетании с пластовыми подземными скважинами, для интенсификации процесса освоения скважины гидрорасчленения применяется пневмооттеснение рабочей жидкости.

51. Каптаж газа из угольных пластов осуществляется в режиме самоистечения или путем подключения скважины к вакуум-насосной установке.

Для достижения проектного дебита метана (или при его снижении на 30% и более) выполняются работы по интенсификации газоотдачи пласта: промывка скважины, пневмооттеснение, пневмовоздействие, повторное вскрытие и расчленение пласта, циклическое пневмогидроимпульсное воздействие или другие способы, позволяющие увеличить дебит метана из скважины.