IV. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ШАХТ"

40. При проведении вертикальных выработок (стволов, шурфов, гезенков) дегазацию угольных пластов и пород рекомендуется осуществлять скважинами, пробуренными с поверхности или из камер (рисунок 1).

Рекомендуемые параметры скважин:

скважины располагаются параллельно выработке на расстоянии 2,5 - 3 м от ее стенок;

расстояние между забоями скважин 4 - 5 м;

величина неснижаемого опережения скважинами забоя выработки не менее 10 м;

газоносный угольный пласт или слой газосодержащей породы перебуривается полностью.

41. При проведении квершлагов дегазацию газосодержащего пласта рекомендуется осуществлять скважинами, пробуренными из забоя или из камер (рисунок 2). Бурение скважин начинают до подхода забоя квершлага к угольному пласту или газосодержащему слою породы не ближе 5 м.

Направление бурения и количество скважин рекомендуется выбирать так, чтобы скважины пересекали газоносный слой пород или пластов угля по окружности, диаметр которой равен удвоенной ширине выработки.

42. При проведении полевых выработок вблизи газоносных угольных пластов скважины на них рекомендуется бурить с опережением забоя выработки. Бурение и оборудование скважин рекомендуется завершить до начала разгрузки сближенных пластов согласно пункту 576 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт. Рекомендуемое расстояние между скважинами, пробуренными на подрабатываемый пласт, составляет 20 - 25 м, на надрабатываемый - 10 - 15 м.

Рисунок 1 - Схема дегазации газоносного массива при проходке
вертикальных выработок:

1 - газоносный пласт угля; 2 - газосодержащая порода; 3 - дегазационная скважина; 4 - дегазационный трубопровод; 5 - ниша; D - диаметр ствола

Рисунок 2 - Схема дегазации газоносного массива
при вскрытии квершлагом:

1 - угольный пласт; 2 - квершлаг; 3 - скважина; 4 - дегазационный трубопровод; 5 - ниша

43. Для снижения газообильности выработок, проводимых по угольным пластам, рекомендуется применять предварительную дегазацию пластов или текущую дегазацию угольного массива вблизи проводимой выработки.

Предварительную дегазацию угольного пласта рекомендуется проводить до начала проходческих работ по схемам, приведенным на рисунках 3 и 4. Срок каптажа газа рекомендуется устанавливать условием достижения проектного коэффициента дегазации с учетом показателей газоотдачи пласта в скважины: интенсивности начального удельного метановыделения (g0), темпа снижения во времени начального удельного метановыделения (а).

Рисунок 3 - Схема дегазации пласта восстающими скважинами,
пробуренными за контуры проводимых выработок:

а - перекрещивающиеся скважины; б - параллельные и барьерные скважины; 1 - монтажная камера; 2 - скважина, параллельная забою; 3 - скважина, ориентированная на забой; 4 - дегазационный трубопровод; 5 - забой подготовительной выработки; 6 - скважина барьерная

Рисунок 4 - Схема дегазации пологого пласта нисходящими
скважинами, пробуренными за контуры будущей выработки:

1 - лава; 2 - штрек вентиляционный действующей лавы; 3 - скважина нисходящая; 4 - газопровод; 5 - штрек будущей лавы; - угол падения пласта

В целях сокращения сроков предварительной дегазации пласта рекомендуется проводить гидроразрыв угольного массива с целью повышения его газопроницаемости.

Дегазацию угольного массива вблизи проводимой выработки рекомендуется осуществлять с помощью барьерных или забойных и барьерных скважин.

На пластах с высокой газоносностью, когда одной схемой дегазации не удается снизить газообильность проводимой выработки, рекомендуется применять сочетание (комбинация) нескольких схем дегазации.

44. Дегазацию угольного массива вблизи проводимой выработки рекомендуется осуществлять с помощью барьерных или забойных и барьерных скважин (рисунок 5 и 6).

Барьерные скважины рекомендуется бурить из камер под углом 3 - 5° к оси выработки. Рекомендуемая длина скважин до 100 - 150 м. Рекомендуемое расстояние между камерами на 15 - 20 м меньше длины скважин, устья скважин рекомендуется располагать на расстоянии 2 - 2,5 м от стенки выработки. Число и расположение барьерных скважин рекомендуется принимать по таблице N 2.

При проведении парных выработок с опережением одного из забоев и шириной целика между ними менее 15 м бурение барьерных скважин с обеих сторон выработки рекомендуется проводить только для опережающего забоя. Бурение скважин в боковой стенке отстающей выработки со стороны межштрекового целика при его ширине более 15 м рекомендуется определять паспортом проведения выработки.

Таблица N 2 - Число и расположение барьерных скважин

Ранее пробуренные барьерные скважины, расположенные на расстоянии более 100 м от забоя выработки, отключаются от дегазационной сети по решению технического руководителя организации.

45. Для снижения подсосов воздуха и повышения концентрации метана в каптируемой смеси рекомендуется применять схему барьерной дегазации массива угля с использованием перекрещивающихся скважин (рисунок 5б).

При данной схеме дегазации рекомендуется применять следующий порядок отключения скважин: первыми отключают от дегазационного трубопровода непродуктивные скважины I серии и оставляют под вакуумом только короткие скважины серии II.

Рисунок 5 - Схема дегазации пласта барьерными скважинами:

а - одиночные скважины; б - перекрещивающиеся скважины; I и II - серии перекрещивающихся барьерных скважин; III - серия барьерных скважин; 1 - штрек; 2 - камера; 3 - скважина; 4 - газопровод; - угол падения пласта

Рисунок 6 - Схема дегазации пласта длинными ограждающими
скважинами направленного бурения:

1, 1' - выработки; 2 - сбойка; 3 - скважины направленного бурения; 4 - дегазационный трубопровод; 5 - забои спаренных выработок

46. При расположении полевой выработки не далее 30 м от крутого пласта дегазацию рекомендуется осуществлять скважинами, пробуренными вкрест простирания пласта (рисунок 7). Скважины рекомендуется бурить из полевого штрека таким образом, чтобы один ряд скважин располагался на 2 - 4 м выше будущей выработки, а другой ряд скважин - вблизи оси выработки.

Рисунок 7 - Схема дегазации крутого пласта
скважинами, пробуренными из полевой выработки вкрест
простирания пласта:

1 - полевая выработка; 2 - скважина вблизи оси проводимой выработки; 3 - скважина над будущей выработкой; 4 - дегазационный трубопровод; 5 - пластовая выработка; - угол падения пласта

47. Для повышения эффективности дегазации рекомендуется проводить гидроразрыв угольного пласта. Необходимость проведения гидроразрыва угольного пласта может определяться главным инженером шахты.

Жидкость в пласт может подаваться через скважину в статическом режиме или проводится поинтервальный разрыв пласта. Условия применения, способы и параметры гидроразрыва рекомендуется устанавливать в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских институтов.

При проходке выработок гидроразрыв пласта рекомендуется осуществлять через скважины, пробуренные из забоя проводимой выработки, до бурения барьерных скважин.

Гидроразрыв угольного пласта проводится на основании проектной документации согласно пункту 446 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт.

48. При проведении выработок вблизи геологических нарушений или при пересечении последних скважины рекомендуется бурить из камер заблаговременно за 30 - 40 м до подхода забоя выработки к нарушению. Скважины рекомендуется бурить таким образом, чтобы они пересекали зону геологического нарушения как внутри контура будущей выработки, так и на расстоянии двух-трех ее диаметров от оси выработки.

Необходимость при этом устройства камер для бурения скважин может определяться решением главного инженера шахты исходя из технических возможностей бурового станка.

49. Рекомендуемая эффективность различных способов дегазации при проведении выработок по угольным пластам приведена в таблице N 3.

Таблица N 3 - Рекомендуемая эффективность дегазации угольных пластов при проведении выработок

При невозможности обеспечения концентрации метана в газовоздушной смеси в дегазационном трубопроводе более 25% допускается снижение минимальной величины разряжения в дегазационных скважинах.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДЕГАЗАЦИИ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ПЛАСТОВ
НА ВЫЕМОЧНЫХ УЧАСТКАХ

50. Дегазацию разрабатываемых угольных пластов рекомендуется осуществлять скважинами, пробуренными из подготовительных выработок.

Дегазационные скважины рекомендуется бурить в плоскости пласта по восстанию, простиранию, падению или под углом к линии простирания (параллельно линии очистного забоя, веером или перекрестно). Скважины рекомендуется бурить вкрест системы кливажных трещин.

На шахтах, разрабатывающих крутые угольные пласты, скважины рекомендуется бурить через породную толщу вкрест простирания пласта.

51. Бурение дегазационных скважин на выемочном поле рекомендуется производить при проведении подготовительной выработки и (или) после окончания ее проведения. Схемами дегазации рекомендуется предусматривать бурение скважин как в контуре выемочного участка, так и за его контуром. При бурении скважин за контур выемочного участка рекомендуется осуществлять дегазацию участка пласта, по которому будет проводиться подготовительная выработка, оконтуривающая участок (рисунок 3).

52. На оконтуренных выработками выемочных участках скважины рекомендуется не добуривать до противоположной выработки на 10 - 15 м.

53. Скважины, пробуренные в плоскости пласта, герметизируются на 6 - 10 м согласно пункту 568 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт, а пробуренные вкрест пласта рекомендуется герметизировать на 3 - 5 м. При выполнении герметизации рекомендуется учитывать состояние массива горных пород у устьев скважин.

54. При использовании буровой техники, позволяющей бурить сверхдлинные скважины, дегазацию пласта рекомендуется проводить по схеме, которая показана на рисунке 8. В остальных случаях рекомендуется применять схемы дегазации, показанные на рисунках 9, 10, 11, 12.

55. На пластах, склонных к внезапным выбросам угля и газа, рекомендуется применять схемы дегазации пласта с использованием перекрещивающихся скважин, показанные на рисунках 3а, 8, 9, 10, 11 и 13.

56. При слоевой отработке высокогазоносных и выбросоопасных мощных пологих пластов рекомендуется применять схемы дегазации, изображенные на рисунках 13 и 14. При схеме, приведенной на рисунке 13, восстающие перекрещивающиеся скважины рекомендуется бурить из конвейерного штрека, пройденного по верхнему слою, и дополнительно к ним бурятся восстающие ориентированные на очистной забой скважины по нижнему слою. При схеме, приведенной на рисунке 14, из конвейерного штрека рекомендуется бурить восстающие перекрещивающиеся скважины по верхнему слою и восстающие скважины на нижний слой.

57. Дегазацию крутых пластов рекомендуется осуществлять скважинами, пробуренными веером в плоскости разрабатываемого пласта, по схеме, приведенной на рисунке 15, или веером вкрест пласта по схеме, приведенной на рисунке 16. В первом случае опорными точками геометрического расположения забоев дегазационных скважин являются вентиляционные квершлаги и линии, разделяющие очистной забой пополам и длину столба (высоту этажа) на части, равные 1/3 и 2/3, а во втором - линии, разделяющие высоту этажа пополам и на части, равные 1/3 и 2/3.

Рисунок 8 - Схема дегазации угольного пласта при бурении
параллельных и сверхдлинных направленных на очистной
забой скважин:

1 - очистной забой; 2 - параллельная очистному забою скважина; 3' - сверхдлинная скважина, ориентированная на очистной забой; 4 - участковый газопровод; 5 - магистральный газопровод

Рисунок 9 - Схема дегазации угольных пластов
при ограниченных возможностях буровой техники:

1 - очистной забой; 2 - скважина, параллельная очистному забою; 3 - скважина, ориентированная на очистной забой из конвейерного штрека; 3' - скважина, ориентированная на очистной забой из уклона; 4 - участковый газопровод; 5 - магистральный газопровод

Рисунок 10 - Схема дегазации угольных пластов
перекрещивающимися скважинами, пробуренными
из конвейерной выработки:

1 - очистной забой; 2 - скважина, параллельная очистному забою; 3 - скважина, ориентированная на очистной забой; 4 - дегазационный трубопровод

Рисунок 11 - Схема дегазации пласта параллельными
и веерными, ориентированными на очистной забой, скважинами:

1 - очистной забой; 2 - параллельные очистному забою скважины; 3 - веерные скважины, ориентированные на очистной забой; 4 - дегазационный трубопровод; - угол падения пласта

Рисунок 12 - Схема дегазации угольных пластов скважинами,
пробуренными из конвейерной и вентиляционной выработок:

1 - очистной забой; 2 - скважины, параллельные очистному забою и ориентированные на очистной забой; 3 - угольный пласт; 4 - дегазационный трубопровод

Рисунок 13 - Схема дегазации мощного пласта восходящими
скважинами, пробуренными из выработок верхнего
и нижнего слоев:

1 - очистной забой; 2 - параллельная очистному забою скважина; 3 - ориентированная на забой скважина, пробуренная по верхнему слою; 3' ориентированная на забой скважина, пробуренная по нижнему слою; 4, 4' - газопроводы

Рисунок 14 - Схема дегазации мощного пласта восходящими
скважинами, пробуренными из выработки верхнего слоя:

1 - очистной забой; 2 - параллельная очистному забою скважина, пробуренная по верхнему слою; 3 - ориентированная на забой скважина, пробуренная по верхнему слою; 3' - скважина, пробуренная на нижний слой; 4 - газопровод

Рисунок 15 - Схема дегазации разрабатываемого пласта
скважинами, пробуренными веером в плоскости крутого пласта:

1 - очистной забой (щитовой агрегат); 2 - пластовые дегазационные скважины; 3 - квершлаг; 4 - штрек полевой откаточный; 5 - квершлаг вентиляционный; - угол падения пласта

Рисунок 16 - Схема дегазации свиты крутых пластов
скважинами, пробуренными веером вкрест одного пласта
и в плоскости другого:

1 - отрабатываемый пласт; 2 - пластовые дегазационные скважины; 3 - дегазационные скважины, пробуренные вкрест пласта; 4 - газопровод; 5 - квершлаг; 6 - полевой штрек; 7 - откаточный штрек

58. На пологих и наклонных пластах при отсутствии технической возможности пробурить скважины на всю ширину столба рекомендуется применять схемы дегазации, предусматривающие бурение скважин из двух подготовительных выработок. При данной схеме дегазации, приведенной на рисунке 12, скважины рекомендуется располагать таким образом, чтобы их забойные части перекрещивались.

59. Срок каптажа газа рекомендуется устанавливать условием достижения проектного коэффициента дегазации с учетом показателей газоотдачи пласта в скважины: интенсивности начального удельного метановыделения (g0), темпа снижения во времени начального удельного метановыделения (a).

При осушении нисходящих скважин путем перетока воды в восходящие скважины срок предварительной дегазации пласта рекомендуется принимать равным 6 месяцам.

Расстояние между дегазационными скважинами определяется паспортом выемочного участка с учетом условий и сроков проведения предварительной дегазации согласно пункту 460 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт.

60. Для повышения эффективности дегазации разрабатываемых пластов подземными скважинами рекомендуется применять способы интенсификации газоотдачи угольного массива путем предварительного гидроразрыва (гидрорасчленения) пласта через скважины.

61. Рекомендуемые значения эффективности предварительной дегазации разрабатываемых пластов на участках ведения очистных работ приведены в таблице N 4.

Таблица N 4 - Рекомендуемые значения эффективности предварительной дегазации разрабатываемых пластов на выемочных участках

Схема расположения пластовых скважин	Коэффициент дегазации пласта, доли единицы	Минимальная величина разрежения у устья скважины
		кПа	мм рт. ст.
Восстающие или горизонтальные параллельно-одиночные скважины на пологих пластах	0,2 - 0,25	6,7	50
Нисходящие параллельно-одиночные скважины	0,15 - 0,20	13,3	100
Пластовые параллельно-одиночные скважины в зоне предварительного гидроразрыва
Перекрещивающиеся скважины	0,3 - 0,4	6,7	50
Перекрещивающиеся скважины в зоне предварительного гидроразрыва	0,4 - 0,5	6,7	50
Восстающие скважины на крутых пластах	0,25 - 0,30	6,7	50
Скважины вкрест простирания крутых пластов	0,2 - 0,25	6,7	50

--------------------------------

<*> Числитель - для восстающих или горизонтальных скважин; знаменатель - для нисходящих скважин.

При невозможности обеспечения концентрации метана в газовоздушной смеси в дегазационном трубопроводе более 25% допускается снижение минимальной величины разряжения в дегазационных скважинах.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДЕГАЗАЦИИ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИНАМИ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОДЗЕМНОГО ГИДРОРАЗРЫВА

62. Дегазацию с предварительным гидроразрывом пластов рекомендуется применять с целью повышения ее эффективности и сокращения сроков дегазации.

63. Подземные скважины гидроразрыва рекомендуется бурить по двум основным схемам: из полевых выработок - при полевой подготовке, представленной на рисунке 17, и по разрабатываемому пласту - при пластовой подготовке, представленной на рисунке 18. Скважины для гидроразрыва рекомендуется бурить восстающими, нисходящими или горизонтальными.

В выработках, пройденных с подрывкой почвы пласта, скважины гидроразрыва рекомендуется бурить на пласт с таким расчетом, чтобы устье скважины находилось в породах почвы.

64. Забои скважин, пробуренных из полевых выработок, рекомендуется располагать в средней части дегазируемого участка, считая по длине лавы.

Обсадную трубу рекомендуется герметизировать до почвы обрабатываемого пласта.

65. Длину скважин, пробуренных по пласту, рекомендуется принимать на 30 - 40 м меньше длины лавы для проведения дегазации только очистных выработок и на 10 - 20 м меньше длины лавы для проведения дегазации очистных и подготовительных выработок.

66. Гидроразрыв пласта допускается осуществлять водой из шахтного водопровода, нагнетаемой под давлением 15 - 20 МПа. Темп закачки 30 - 40 м3/ч.

67. Параметры гидроразрыва пласта через скважины, пробуренные из горных выработок, рекомендуется определять опытным путем.

Глубину герметизации пластовых скважин гидроразрыва рекомендуется принимать не менее половины расстояния между ними.

Условия применения и параметры гидроразрыва пластов рекомендуется согласовывать с научно-исследовательской организацией, разработавшей способ.

68. При подготовке и проведении гидроразрыва из выработок рекомендуется предусматривать:

измерение дебита метана из скважин до гидроразрыва пласта;

опробование насоса и электродвигателя до подключения к скважине (без нагрузки);

опрессовку нагнетательного става и насоса до давления 20 МПа;

включение в работу насоса;

контроль давления на насосе и расход воды.

69. Гидроразрыв пласта рекомендуется прекращать после закачки в пласт заданного объема жидкости, появления воды в соседних скважинах или прилегающих выработках, при резком падении давления жидкости на насосе.

70. Скважины гидроразрыва рекомендуется подключать к вакуумной сети после прекращения обильного выделения воды. Эффективность гидроразрыва пласта определяют путем измерения дебита метана.

Рисунок 17 - Схема дегазации с предварительным
гидроразрывом угольного массива через скважины, пробуренные
из полевой выработки:

1 - полевой штрек; 2 - дегазационные скважины; 3 - скважины гидроразрыва; 4 - дегазационный трубопровод; 5 - конвейерный штрек; 6 - вентиляционный штрек; - угол падения пласта

Рисунок 18 - Схема дегазации с предварительным
гидроразрывом пласта через скважины, пробуренные
из пластовой выработки:

1 - конвейерный бремсберг; 2 - дегазационная скважина; 3 - скважина гидроразрыва; 4 - дегазационный трубопровод

71. Пластовые дегазационные скважины рекомендуется бурить после проведения гидроразрыва.

72. Применение гидроразрыва угольных пластов в импульсном режиме, поинтервального гидроразрыва и других способов рекомендуется выполнять по рекомендациям научно-исследовательских институтов, являющихся их разработчиками.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПРИ ДЕГАЗАЦИИ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ
УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ ИХ ГИДРОРАСЧЛЕНЕНИЕМ
ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННЫЕ С ПОВЕРХНОСТИ

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

74. Заблаговременную дегазацию на основе гидрорасчленения пласта рекомендуется применять на пластах с природной газоносностью более 10 м3/т и при их залегании в водонепроницаемых породах не ниже средней устойчивости.

75. Заблаговременную дегазацию на основе активного воздействия на пласты угля через скважины, пробуренные с поверхности, рекомендуется осуществлять при сроке извлечения метана из угольного пласта более 3 лет, а дегазацию пласта в зонах гидрорасчленения пласта в сочетании с подземными пластовыми скважинами - при сроке функционирования скважин гидрорасчленения пласта до 3 лет.

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

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

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

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

Конструкцию скважины рекомендуется определять числом пересекаемых интервалов водопоглощения, каждый из которых перекрывается промежуточной колонной с цементацией затрубного пространства.

Эксплуатационную колонну с внутренним диаметром не менее 98 мм рекомендуется цементировать на всю глубину.

80. Для гидрорасчленения рекомендуется использовать вновь пробуренные скважины и переоборудованные геологоразведочные скважины.

81. При гидрорасчленении выбросоопасных угольных пластов для обеспечения разгрузки призабойной части пласта рекомендуется производить дополнительное воздействие на вмещающую породу основной кровли.

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

83. Расчленение угольных пластов в свите рекомендуется производить последовательно, начиная с нижнего пласта. Все ранее обработанные интервалы скважины гидрорасчленения рекомендуется изолировать с помощью песчаной пробки или пакером.

84. В качестве рабочих агентов для расчленения пластов рекомендуется использовать воду 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 рекомендуется использовать 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 рекомендуется применять на пластах с содержанием карбонатов не менее 0,3%.

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

85. При падении давления при постоянном темпе нагнетания рекомендуется прекратить закачку рабочей жидкости в скважину и произвести тампонаж гидропроводных каналов. Тампонаж рекомендуется проводить до тех пор, пока давление нагнетания не достигнет проектных величин.

86. При гидрорасчленении мощных пластов, залегающих на глубинах более 600 м, в скважину гидрорасчленения рекомендуется закачивать закрепитель трещин.

На пластах мощностью до 2 м необходимость закачки закрепителя в скважину рекомендуется определять проектом гидрорасчленения пласта.

87. После гидрорасчленения последнего из обрабатываемых пластов скважину гидрорасчленения рекомендуется закрывать на 3 - 12 месяцев для выдержки рабочей жидкости в пласте.

По истечении срока выдержки скважину гидрорасчленения рекомендуется промывать до забоя. Рабочую жидкость из нее рекомендуется удалять с помощью эрлифта, глубинных штанговых насосов или погружных электронасосов.

88. При заблаговременной дегазации угольных пластов для повышения равномерности их обработки на этапе гидродинамического воздействия рекомендуется использовать пороховые генераторы давления, на этапе освоения скважины рекомендуется применять циклическое пневмогидровоздействие.

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

90. Каптаж газа из угольных пластов рекомендуется осуществлять в режиме самоистечения или путем подключения скважины к вакуум-насосной установке.

Для достижения проектного дебита метана (или при его снижении на 30% более) рекомендуется выполнять 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.

91. После подработки скважин гидрорасчленения очистными работами они могут использоваться для дегазации выработанного пространства.