НАДДОЛОТНАЯ МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА НА ОСНОВЕ ВОЛОКОННОЙ РЕШЕТКИ И СПОСОБ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ
ADAPTED MULTI-PARAMETER MEASURING SYSTEM BASED ON A FIBER LATTICE AND A METHOD FOR ITS APPLICATION

Область техники изобретения
[0001] Настоящее изобретение относится к области технологии шахтных подземных измерений во время бурения, а конкретно - к многопараметрической придолотной измерительной системе на основе волоконной решетки и способу ее применения.
Уровень техники изобретения
[0002] При подземных горных работах в шахте предотвращение горных ударов - это ключ к обеспечению безопасности добычи. В качестве важного технического подхода к предотвращению горного удара широко применяется сброс забойного давления. Успешность эффекта сброса давления зависит от правильного подбора параметров такого сброса по нагрузке на угольную массу. В настоящее время показания нагрузки на угольную массу главным образом получают за счет проведения полевого нагрузочного испытания. С учетом гистерезиса при измерении вторичного напряжения при повторном бурении измерение во время бурения может обеспечивать получение параметра бурения и расчет напряжения угольной массы при выполнении скважины сброса давления, за счет чего осуществляется регулирование параметра сброса давления и достигается оптимальный эффект такого сброса.
[0003] Технология измерения во время бурения, существующая на данный момент в областях газодобычи, геологической разведки, угледобычи и т.д., включает в себя существующие патентные документы [патентный документ 1]: патент Китая 201358711Y; [патентный документ 2]: патент Китая 107503734A.
[0004] В патентном документе 1 раскрывается бур с функцией измерения во время бурения, который включает в себя силовой агрегат, трансмиссионный вал, коробку передач, шасси, гидрораспределительный шкаф, шестигранную ведущую трубу, корпус головки, поперечную балку, вертикальный вал, шток поршня и гидроцилиндр. В нижней части вертикального вала соосно установлен моментометр, на поперечной балке установлены измеритель скорости вращения и измеритель сдвига, а в гидрораспределительном шкафу располагается измеритель давления масла. Моментометр, измерители давления масла, скорости вращения и сдвига реализуются за счет соответствующего датчика и схемной платы. На каждой схемной плате установлен Bluetooth-модуль. На буре располагается конструкция измерителя. Поскольку в процессе бурения на буровую штангу оказывается давление прилегающими скважинными породами, крутящий момент, замеряемый конструкцией измерителя, представляет собой сумму крутящих моментов, воспринимаемых долотом и буровой штангой, и по мере увеличения глубины бурения ее погрешность возрастает.
[0005] В патентном документе 2 раскрывается зонд для измерения во время шахтного бурения, который включает в себя крышку, опору в сборе, гаситель в сборе, объединение матриц, наружную трубу и верхнюю мачту в сборе. Передняя часть опоры в сборе соединена с торцевой крышкой, гаситель смонтирован в месте расположения резьбового отверстия центрального вала опоры в сборе, один конец наружной трубы смонтирован на заднем конце этой опоры, а верхняя мачта в сборе установлена на другом конце наружной трубы, и объединение матриц установлено на колоночном соединителе гасителя в сборе на заднем торце. Это устройство имеет сложную конструкцию и затратно в использовании и техническом обслуживании. Кроме того, это устройство подвержено воздействию множества факторов помех при передаче сигналов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0006] Настоящее изобретение предлагается для решения следующей технической проблемы.
[0007] В процессе бурения, а в особенности в процессе сброса давления при подземной добыче необходимо измерять такой параметр бурения, как положение долота в режиме реального времени, для определения нагрузки на угольную массу в этом месте, а также для установления факта того, что сброс давления из скважины обеспечивает нужный эффект. В существующем образце бура с измерением во время бурения, например, в патентном документе 1, крутящий момент и усилие подачи при бурении измеряются в положении за пределами расположения бура в скважине. Однако измеряемый крутящий момент должен быть представлен показателем, измеренным в месте расположения бура, а на усилие подачи при бурении также может оказывать отрицательное воздействие сопротивление, например, сила трения буровой штанги. По мере увеличения глубины скважины возрастает погрешность измерений. Что касается патентного документа 2, если измерение выполняется с помощью зонда, то возникает неудобство выброса выбуренной породы при глубоком бурении, а также легко могут возникнуть помехи при передаче сигналов.
[0008] Для точного измерения крутящего момента, скорости вращения, давления подачи при бурении и параметра глубины скважины в придолотной зоне на основании параметров, измеряемых в режиме реального времени, определяют воздействие сброса давления из скважины. Кроме того, требуется избежать возникновения погрешности на большом удалении бурового долота от буровой штанги при глубоком бурении, а также одновременно обеспечить удобство выброса выбуренной породы в скважине для предотвращения возникновения помех для сигналов. Согласно настоящему изобретению предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения, реализуемые за счет следующих конкретных решений.
[0009] Многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки включает в себя буровой инструмент, измеритель и передатчик данных. Буровой инструмент включает в себя буровое долото, буровую штангу и буровой фазовращатель. Буровой инструмент обеспечивает бурение с помощью бурового долота. Измеритель включает в себя силоизмерительный участок и фотоэлектрическое вращающееся сочленение. Силоизмерительный участок измерителя соединяется с буровым долотом и обеспечивает измерение крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении и параметра глубины долота в скважине. Передатчик данных включает в себя оптическое волокно и процессор сигналов. Оптическое волокно передатчика данных передает параметры измерений на процессор сигналов, который принимает эти параметры и сохраняет их. Задняя часть бурового долота имеет резьбовое соединение с силоизмерительным участком, а задняя часть силоизмерительного участка - резьбовое соединение с буровой штангой, причем буровая штанга проходит через буровой фазовращатель, а задняя часть этой штанги соединена с фотоэлектрическим вращающимся сочленением, которое, в свою очередь, соединено с буровым фазовращателем посредством направляющей. Силоизмерительный участок включает в себя переднюю часть, на которой имеется паз, а также заднюю часть, на которой имеется ребро, и этот паз и ребро смонтированы воедино. Между передней поверхностью ребра задней части силоизмерительного участка и контактной поверхностью его передней части расположен датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а вдоль ребра расположен моментометрический датчик на основе волоконной решетки. Буровая штанга соединена с ротором фотоэлектрического вращающегося сочленения, а статор этого сочленения - с процессором сигналов.
[0010] Предпочтительно, чтобы передняя часть силоизмерительного участка соединялась с буровым долотом с помощью резьбы и крепежного шлица, его задняя часть соединялась с буровой штангой с помощью резьбы и крепежного шлица, а силоизмерительный участок и буровое долото были одинаковой длины.
[0011] Предпочтительно, чтобы монтажный паз для размещения моментометрического датчика на основе волоконной решетки располагался на ребре задней части силоизмерительного участка и на пазе передней части этого участка соответственно. Датчик измерения подачи на основе волоконной решетки имеет кольцевую форму и устанавливается на передний конец монтажного паза ребра задней части силоизмерительного участка.
[0012] Также предпочтительно, чтобы расположение передней и задней частей силоизмерительного участка относительно друг друга определялось обжимом по оси буровой штанги.
[0013] Кроме того, предпочтительно, чтобы водонагнетающие отверстия располагались на буровом долоте, силоизмерительном участке и буровой штанге по оси в продольном направлении, а также чтобы эти отверстия сообщались друг с другом.
[0014] В способе многопараметрического придолотного измерения на основе волоконной решетки используется вышеприведенная многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки, и он включает в себя следующие этапы:
[0015] этап 1: определение положения скважины и сборка бурового инструмента, измерителя и передатчика данных;
[0016] этап 2: начало бурения и одновременное продвижение бурового долота, при котором задняя часть силоизмерительного участка сжимает датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а по оптическому волокну на процессор сигналов отправляются спектральные сигналы; вход ребра в паз для сжатия моментометрического датчика на основе волоконной решетки и отправка спектральных сигналов на процессор сигналов по оптическому волокну;
[0017] этап 3: перемещение фотоэлектрического вращающегося сочленения вдоль буровой штанги для подвода к буровому фазовращателю по направляющей, определение глубины скважины по длине оптического волокна, соединенного с буровой штангой внутри, а также определение скорости вращения бурового долота с помощью фотоэлектрического вращающегося сочленения;
[0018] этап 4: отсоединение первой буровой штанги от фотоэлектрического вращающегося сочленения, подсоединение второй буровой штанги так, чтобы задняя часть этой штанги соединилась с фотоэлектрическим вращающимся сочленением для продолжения бурения; регистрация процессором сигналов крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении, а также параметра глубины бурового долота в скважине;
[0019] этап 4 повторяют до тех пор, пока скважина не будет пробурена полностью.
[0020] Помимо этого, предпочтительно, чтобы скважина была представлена скважиной сброса давления, а воздействие сброса давления определялось по крутящему моменту, скорости вращения, усилию подачи при бурении и параметром глубины бурового долота в скважине.
[0021] Настоящее изобретение имеет следующие положительные эффекты.
[0022] (1) Предлагается простая, экономная, эффективная и точная многопараметрическая придолотная система измерения на основе волоконной решетки для проведения точных измерений в режиме реального времени с помощью датчика на основе волоконной решетки. Для предотвращения возникновения погрешности при глубоком бурении, упрощения измерителя скважинных параметров, снижения затрат на производство такого устройства и увеличения эффективности измерения во время бурения предлагается силоизмерительный участок, устанавливаемый в придолотном положении за буровым долотом.
[0023] (2) Для определения воздействия сброса давления в скважине в месте расположения бурового долота во время бурения производится одновременное измерение нескольких параметров, таких как крутящий момент, скорость вращения и усилие подачи при бурении в отношении бурового долота, а также придолотная глубина скважины. За счет размещения датчика на основе волоконной решетки измерительная система может применяться в шахтах с высококалорийным газом. Датчик для измерений расположен в силоизмерительном участке и, следовательно, крутящий момент и усилие подачи бурильного долота могут быть измерены с большей точностью без воздействия со стороны стенки скважины и ее глубины.
[0024] Этот способ измерения также характеризуется простотой при работе, широкой применимостью, точностью измерений и т.д.
Краткое описание чертежей
[0025] ФИГ. 1 - принципиальная схема устройства многопараметрической придолотной измерительной системы на основе волоконной решетки согласно примеру 1.
[0026] ФИГ. 2 - принципиальная схема устройства силоизмерительного участка.
[0027] ФИГ. 3 - схематическое изображение конструкции силоизмерительного участка в разобранном виде.
[0028] ФИГ. 4 - принципиальная схема устройства монтажа датчика на силоизмерительном участке.
[0029] ФИГ. 5 - принципиальная схема устройства бурового долота.
[0030] ФИГ. 6 - принципиальная схема устройства бурового фазовращателя и фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0031] ФИГ. 7 - принципиальная схема устройства фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0032] ФИГ. 8 - принципиальная схема устройства многопараметрической придолотной измерительной системы на основе волоконной решетки согласно примеру 2.
[0033] ФИГ. 9 - схематическое изображение кривой обработки данных согласно примеру 3.
[0034] Расшифровка числовых обозначений на чертежах: 1 - буровой инструмент; 11 - буровое долото; 12 - буровая штанга; 13 - буровой фазовращатель; 14 - направляющая; 2 - измеритель; 21 - силоизмерительный участок; 211 - передняя часть силоизмерительного участка; 212 - задняя часть силоизмерительного участка; 213 - паз; 214 - ребро; 215 - датчик измерения подачи на основе волоконной решетки; 216 - моментометрический датчик на основе волоконной решетки; 22 - фотоэлектрическое вращающееся сочленение; 23 - источник питания; 3 - передатчик данных; 31 - оптическое волокно; 32 - процессор сигналов; 33 - информационная шина.
Подробное описание вариантов осуществления изобретения
[0035] Как показано на ФИГ. 1 и 9, согласно настоящему изобретению предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки и способ ее применения, реализуемые за счет следующих конкретных решений.
[0036] Измеритель параметра бурового долота главным образом расположен в месте нахождения бура, благодаря чему скорость вращения, крутящий момент и усилие подачи буровой штанги измеряются именно в этом месте. Однако по мере удлинения буровой штанги ее параметры в месте нахождения бурового долота и бура сильно отличаются во время фактического процесса бурения. Для точного определения придолотных параметров при глубоком бурении предлагаются параметрическая придолотная измерительная система и способ измерения.
[0037] Пример 1
[0038] В этом примере предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки, которая включает в себя, в частности, буровой инструмент 1, измеритель 2 и передатчик данных 3. Буровой инструмент 1 обеспечивает возможность штатного бурения буровым долотом и буровой штангой. Измеритель 2 может измерять несколько параметров, например, крутящий момент, скорость вращения, усилие подачи при бурении и глубину бурового долота в скважине. Передатчик данных 3 обеспечивает передачу данных в режиме реального времени и обработку этих данных в процессе работы бура. Система выполняет точные измерения в режиме реального времени с помощью датчика на основе волоконной решетки. Для предотвращения возникновения погрешности при глубоком бурении, упрощения измерителя скважинных параметров, снижения затрат на производство такого устройства и увеличения эффективности измерения во время бурения предлагается силоизмерительный участок, устанавливаемый в придолотном положении за буровым долотом.
[0039] Буровой инструмент 1 включает в себя буровое долото 11, буровую штангу 12 и буровой фазовращатель 13. Буровой инструмент 1 обеспечивает бурение с помощью бурового долота 11. Задняя часть буровой штанги 12 соединена с буровым фазовращателем, а передняя ее часть - с буровым долотом посредством силоизмерительного участка. Измеритель 2 включает в себя силоизмерительный участок 21 и фотометрическое вращающееся сочленение 22. Силоизмерительный участок 21 измерителя 2 соединен с буровым долотом 11 и контролирует крутящий момент, скорость вращения, усилие подачи при бурении и параметр глубины бурового долота в скважине, а фотоэлектрическое вращающееся сочленение 22 упрощает передачу данных в процессе работы бура. Передатчик данных 3 включает в себя оптическое волокно 31 и процессор сигналов 32. Оптическое волокно передатчика данных 3 передает параметры измерений на процессор сигналов, который принимает, обрабатывает спектральную информацию и сохраняет параметры измерений.
[0040] Характерная структура соединений системы представлена на ФИГ. 1-7. При рассмотрении направления бурения бурового долота 11 как передней части этого долота его задняя часть имеет резьбовое соединение с силоизмерительным участком 21, а задняя часть силоизмерительного участка 21 - резьбовое соединение с буровой штангой, причем буровая штанга 12 проходит через буровой фазовращатель, который проталкивает буровое долото для бурения, а задняя часть этой штанги соединена с фотоэлектрическим вращающимся сочленением 22, которое, в свою очередь, соединено с буровым фазовращателем 13 посредством направляющей, и фотоэлектрическое вращающееся соединение 22 перемещается по этой направляющей. Силоизмерительный участок 21 включает в себя переднюю часть 211, на которой имеется паз 213, а также заднюю часть 212, на которой имеется ребро 214, и эти ребро 214 и паз 213 смонтированы воедино. Между передней поверхностью ребра 214 задней части силоизмерительного участка и контактной поверхностью ее передней части расположен датчик измерения подачи на основе волоконной решетки для измерения усилия подачи при бурении в месте нахождения бурового долота, а вдоль ребра 214 расположен моментометрический датчик на основе волоконной решетки 216 для измерения крутящего момента бурового долота. Буровая штанга 12 соединена с ротором фотоэлектрического вращающегося сочленения 22, а статор этого сочленения - с процессором сигналов. Фотоэлектрическое вращающееся сочленение 22 может измерять скорость вращения бура и определять глубину скважины на основе показаний буровой штанги.
[0041] Характерная конструкция силоизмерительного участка 21 такова: передняя часть силоизмерительного участка соединяется с буровым долотом с помощью резьбы и крепежного шлица, причем резьба используется для их соединения, а крепежный шлиц - для предотвращения их расцепления вследствие вращения бура или осевого смещения буровой штанги; задняя часть силоизмерительного участка 21 соединяется с буровой штангой с помощью резьбы и крепежного шлица, а силоизмерительный участок и буровое долото имеют одинаковую длину и, таким образом, обеспечивается дополнительная гарантия точности измерений. Монтажный паз располагается на ребре задней части силоизмерительного участка 212 и пазе его передней части 211 соответственно для монтажа моментометрического датчика на основе волоконной решетки 216, причем монтажный паз конкретно расположен на поверхности ребра, плотно прижимаемой к пазу, т.е., радиальной поверхности ребра по направлению вращения бурового долота при бурении в случае вращения этого ребра. Датчик измерения подачи на основе волоконной решетки 215 имеет кольцевую форму и устанавливается на передний конец монтажного паза ребра задней части силоизмерительного участка 212. Дополнительно на всех монтажных пазах устанавливается водонепроницаемое уплотнение, а вдоль паза - уплотнительная лента. Расположение передней 211 и задней 212 частей силоизмерительного участка относительно друг друга определяется обжимом по оси буровой штанги. Передняя 211 и задняя 212 части силоизмерительного участка замыкаются по оси за счет обжима для предотвращения расцепления этих частей при извлечении бурового долота.
[0042] На буровом долоте 11, силоизмерительном участке 21 и буровой штанге 12 по оси в продольном направлении расположены водонагнетающие отверстия для охлаждения бурового долота и буровой штанги в процессе бурения, а также эти отверстия сообщаются друг с другом. Кроме того, вдоль силоизмерительного участка и буровой штанги проходит оптическое волокно 31, и канал для этого волокна может располагаться внутри. Оптическое волокно 31 между буровыми штангами 12 соединяется быстроразъемным соединителем. Во время бурения оптическое волокно 31 может вращаться вместе с буровой штангой 12. Оптическое волокно на заднем конце последней секции буровой штанги обеспечивает передачу данных через фотоэлектрическое вращающееся соединение 22, подключенное к процессору сигналов 32.
[0043] Предлагается способ многопараметрического придолотного измерения на основе волоконной решетки, в котором используется вышеприведенная многопараметрическая придолотная измерительная система на основе волоконной решетки. Способ включает в себя следующие этапы.
[0044] Этап 1: определение положения скважины, а конкретно - определение положения скважины посредством подготовки к измерениям и одновременной сборки бурового инструмента, измерителя и передатчика данных.
[0045] Этап 2: начало бурения и одновременное продвижение бурового долота, при котором задняя часть силоизмерительного участка сжимает датчик измерения подачи на основе волоконной решетки, а по оптическому волокну на процессор сигналов отправляются спектральные сигналы; вход ребра в паз для сжатия моментометрического датчика на основе волоконной решетки и отправка спектральных сигналов на процессор сигналов по оптическому волокну.
[0046] Этап 3: перемещение фотоэлектрического вращающегося сочленения вдоль буровой штанги для подвода к буровому фазовращателю по направляющей, определение глубины скважины по длине оптического волокна, соединенного с буровой штангой внутри, а также определение скорости вращения бурового долота с помощью фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0047] этап 4: отсоединение первой буровой штанги от фотоэлектрического вращающегося сочленения, подсоединение второй буровой штанги так, чтобы задняя часть этой штанги соединилась с фотоэлектрическим вращающимся сочленением для продолжения бурения; регистрация процессором сигналов крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении, а также параметра глубины бурового долота в скважине.
[0048] Этап 4 повторяют до тех пор, пока скважина не будет пройдена полностью.
[0049] Вышеприведенная скважина представлена скважиной сброса давления, а воздействие сброса давления определяется по крутящему моменту, скорости вращения, усилию подачи при бурении и параметром глубины бурового долота в скважине.
[0050] Пример 2
[0051] В этом примере приводится многопараметрическая придолотная измерительная система на основе тензометрического датчика. Как представлено на ФИГ. 8, в частности, волоконная решетка заменена тензометрическим датчиком. Несмотря на то, что тензометрический датчик уступает по характеристикам оптической решетке, с его помощью также может обеспечиваться достижение цели настоящего изобретения на основании промышленного образца и всей конструкции настоящего изобретения.
[0052] Предлагается многопараметрическая придолотная измерительная система на основе тензометрического датчика, включающая в себя буровой инструмент, измеритель и передатчик данных. Буровой инструмент включает в себя буровое долото, буровую штангу и буровой фазовращатель. Буровой инструмент обеспечивает бурение с помощью бурового долота. Измеритель включает в себя силоизмерительный участок и фотоэлектрическое вращающееся сочленение. Силоизмерительный участок измерителя соединяется с буровым долотом и обеспечивает измерение крутящего момента, скорости вращения, усилия подачи при бурении и параметра глубины долота в скважине. Передатчик данных включает в себя информационную шину и процессор сигналов. Оптическое волокно передатчика данных передает параметры измерений на процессор сигналов, который принимает, обрабатывает спектральную информацию от тензометрического датчика и сохраняет параметры измерений. Задняя часть бурового долота имеет резьбовое соединение с силоизмерительным участком, а задняя часть силоизмерительного участка - резьбовое соединение с буровой штангой, причем буровая штанга проходит через буровой фазовращатель, а задняя часть этой штанги соединена с фотоэлектрическим вращающимся сочленением, которое, в свою очередь, соединено с буровым фазовращателем посредством направляющей. Силоизмерительный участок включает в себя переднюю часть, на которой имеется паз, а также заднюю часть, на которой имеется ребро, и этот паз и ребро смонтированы воедино. Между передней поверхностью ребра задней части силоизмерительного участка и контактной поверхностью его передней части расположен тензометрический датчик измерения подачи, а вдоль ребра расположен тензометрический датчик крутящего момента. Буровая штанга соединена с ротором фотоэлектрического вращающегося сочленения, а статор этого сочленения - с процессором сигналов так, чтобы на этот процессор передавались спектральные сигналы.
[0053] Передняя часть силоизмерительного участка соединена с буровым долотом с помощью резьбы и крепежного шлица, его задняя часть соединена с буровой штангой с помощью резьбы и крепежного шлица, а силоизмерительный участок и буровое долото имеют одинаковую длину. Монтажный паз для размещения тензометрического датчика крутящего момента располагается на ребре задней части силоизмерительного участка и на пазу передней части этого участка соответственно. Тензометрический датчик измерения подачи имеет кольцевую форму и устанавливается на передний конец монтажного паза ребра задней части силоизмерительного участка. В силоизмерительном участке расположен источник питания для подачи питания на тензометрический датчик крутящего момента и тензометрический датчик измерения подачи. В частности, тензометрический датчик крутящего момента расположен в монтажном пазу, а монтажный паз - на поверхности ребра, плотно прижатой к пазу, т.е., на радиальной поверхности ребра по направлению вращения бурового долота. Расположение передней и задней частей силоизмерительного участка относительно друг друга определяется обжимом по оси буровой штанги. Водонагнетающие отверстия располагаются на буровом долоте, силоизмерительном участке и буровой штанге по оси в продольном направлении, а также эти отверстия сообщаются друг с другом.
[0054] Пример 3
[0055] В этом примере способ многопараметрического придолотного измерения далее будет описан на основании примера 1 или 2, и положительные эффекты настоящего изобретения далее будут описаны в привязке к сбросу давления в скважине.
[0056] В шахте вентиляционный штрек главной воздуховыводящей выработки западного крыла выводится от главной воздуховыводящей станции этого крыла и путем выемки подводится до 1305 траверсы по азимуту 256° с подъемом 3°, проходит через зону оксидирования воздуха, последовательно через разломы F11 и F1, после чего по туннелю проходит по азимуту 220° и кровле угольного пласта 3, а затем - через разлом F3 для соединения с воздуховыводящим каналом участка 2. При прокладке туннеля для штрека зона возле разлома подвергается повышенному осевому давлению. Ввиду слабой несущей способности прилегающих пород штрека смещение перегруженной кровли штрека с разломом с легкостью приводит к неустойчивости системы прилегающих пород штрека, в результате чего возникает определенная степень угрозы горного удара. При прохождении через разлом наложение повышенного осевого давления и тектонических напряжений провоцирует начало разлома, что приводит к сильному высвобождению энергии вследствие быстрого сдвига разлома, а также провоцирует неустойчивость зоны этого разлома, а также прилегающих пород сверху и снизу, что приводит к высокому риску горного удара.
[0057] При использовании скважины со сбросом давления в зоне риска горного удара в вышеприведенном штреке в головной части выполняются две скважины с интервалом 2 м, диаметром 110 мм и на расстоянии 1,2 м от подошвы выработки, и скважину обязательно располагают в средней части угольного пласта. Глубина скважины в головной части и со стороны штрека составляет 20 м. Следующий этап бурения выполняется после доведения штрека до 8 м, т.е. когда расстояние от дна скважины составляет 12 м. Бурение выполнят одновременно с подведением. Поскольку длина скважины составляет 20 м, для выполнения сброса давления требуется использование секций буровых штанг в количестве от 10 и более штук. Кроме того, по мере сброса скважинного давления глубина скважины увеличивается и, следовательно, сложно определить нагрузку в месте нахождения бурового долота. Следовательно, становится невозможно выполнять дальнейшую регулировку параметров сброса скважинного давления.
[0058] Применение вышеприведенного способа многопараметрического придолотного измерения включает в себя следующие этапы:
[0059] Этап 1: определение положения скважины, а конкретно - определение положения скважины посредством подготовки к измерениям, определение, что расстояние от скважины до почвы пласта составляет 1,2 м, а интервал - 2 м, и одновременной сборки бурового инструмента, измерителя и передатчика данных для подготовки к сбросу скважинного давления.
[0060] Этап 2: начало бурения и одновременное продвижение бурового долота, при котором задняя часть силоизмерительного участка сжимает датчик измерения подачи (датчик измерения подачи на основе волоконной решетки или тензометрический датчик измерения подачи), а через буровую штангу на процессор сигналов отправляются сигналы измеряемых параметров; вход ребра в паз для сжатия моментометрического датчика (моментометрического датчика на основе волоконной решетки или тензометрического датчика крутящего момента) и отправка параметрической информации на процессор сигналов, который выполняет ее обработку и сохранение.
[0061] Этап 3: перемещение фотоэлектрического вращающегося сочленения вдоль буровой штанги для подвода к буровому фазовращателю по направляющей, определение глубины скважины по длине оптического волокна, соединенного с буровой штангой внутри, а также определение скорости вращения бурового долота с помощью фотоэлектрического вращающегося сочленения.
[0062] Этап 4: отсоединение первой буровой штанги от фотоэлектрического вращающегося сочленения, подсоединение второй буровой штанги так, чтобы задняя часть этой штанги соединилась с фотоэлектрическим вращающимся сочленением для продолжения бурения; повтор этапа 4 до тех пор, пока скважина не будет пройдена полностью.
[0063] Процессор сигналов регистрирует крутящий момент, скорость вращения, усилие подачи при бурении и параметр глубины бурового долота в скважине. Сопоставление кривой распространения нагрузок с крутящим моментом, скоростью вращения, усилием подачи при бурении и параметром глубины бурового долота в скважине приведено на ФИГ. 9.
[0064] По крутящему моменту, скорости вращения, усилию подачи при бурении и параметру глубины бурового долота в скважине устанавливается концентрация напряжений в прилегающих породах штрека. Как представлено на ФИГ., в прилегающих породах штрека все еще присутствует концентрация напряжений, и, таким образом, требуется сброс скважинного давления. Может быть выбрана длина скважины для сброса давления, равная 14 м, для обеспечения лучшего сброса давления в зоне концентрации напряжений, что позволяет снизить эксплуатационные расходы.
[0065] Разумеется, вышеприведенное описание не имеет целью ограничение настоящего изобретения, а также настоящее изобретение не ограничивается исключительно вышеприведенными примерами. Изменения, модификации, дополнения или замены, производимые специалистами в области техники в рамках объема и сущности настоящего изобретения, должны входить в объем правовой охраны настоящего изобретения.