CC BY
20PILOT-INDUSTRIAL WORKS ON EXPLORATION AND MINING OF METHANE FROM COAL
BEDS AT SHERUBAYNURINSKY AREA
Mullagaliyeva L.F.
PhD doctoral student of the Department «Development of Mineral Deposits» KarTU, Karaganda, Kazakhstan Baimukhametov S.K. Doctor of Technical Science, Professor of the Department «Development of Mineral Deposits» KarTU, Karaganda, Kazakhstan Portnov V.S.
Doctor of Technical Sciences, Professor of the Department of «Geology and Exploration of Mineral Deposits», KarTU, Karaganda, Kazakhstan Yurov V.M.
Candidate of phys.-mat. sciences, associate professor KarTU, Karaganda, Kazakhstan
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ ПО РАЗВЕДКЕ И ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ НА ШЕРУБАЙНУРИНСКОМ УЧАСТКЕ
Муллагалиева Л.Ф.
PhD докторант кафедры «Разработка месторождений полезных ископаемых» КарТУ, Караганда, Казахстан
Баймухаметов С.К. доктор технических наук, профессор кафедры «Разработка месторождений полезных ископаемых» КарТУ, Караганда, Казахстан Портнов В.С.
доктор технических наук, профессор кафедры «Геология и разведка месторождений полезных ископаемых» КарТУ, Караганда, Казахстан
Юров В.М. кандидат физ.-мат. наук, доцент, КарТУ, Караганда, Казахстан
Abstract
At three prospecting and appraisal wells of the Sherubainurinsky area of the Karaganda coal basin, work was carried out on multistage (interval) hydraulic fracturing in vertical wells by TricanWellService. A water-based Stratum fluid system with a polymer loading of 2.6 kg/m3 was used as the fracturing fluid. The injection was carried out with an average flow rate of 3.5 to 4.0 m3/min. Wellhead injection pressure did not exceed 400 atmospheres. Based on the results of considering the performance indicators of exploration and appraisal wells, it can be concluded that the use of hydraulic fracturing is insufficient. This is due to the fact that the distribution of methane by forms of existence in the coals of the Karaganda coal basin of the middle stage of metamorphism at a depth of more than 800 m consists of coal methane with a binding energy of about 200 kJ. Fracturing energy is not enough to break this bond. The article considers the problem of the thermal explosion of coal methane and concludes that the thickness of the coal seam and the thermal conductivity coefficient are sufficient to supply energy to break the coal methane bond.
Аннотация
На трех поисково-оценочных скважинах Шерубайнуринского участка Карагандинского угольного бассейна были проведены работы по многостадийному (поинтервальному) гидроразрыву пласта на вертикальных скважинах компанией TricanWellService. В качестве жидкости гидроразрыва была применена жидкостная система Стратум на водной основе с загрузкой полимера 2,6 кг/м3. Закачка проводилась со средним расходом от 3,5 до 4,0 м3/мин. Устьевое давление закачки не превышало 400 атмосфер. По результатам рассмотрения показателей эксплуатации поисково-оценочных скважин можно сделать вывод о недостаточной целесообразности применения гидроразрыва. Это связано с тем, что распределение метана по формам существования в углях Карагандинского угольного бассейна средней стадии метаморфизма на глубине свыше 800 м состоит из углеметана с энергией связи около 200 кДж. Энергии гидроразрыва не хватает, чтобы порвать эту связь. В статье рассмотрена задача о тепловом взрыве углеметана и сделан вывод, что толщина угольного пласта и коэффициент теплопроводности достаточны для подвода энергии на разрыв связи углеметана.
Keywords: methane, coal, hydraulic fracturing, well, pressure, coal seam, coal basin, communication energy. Ключевые слова: метан, уголь, гидроразрыв, скважина, давление, угольный пласт, угольный бассейн, энергия связи.
Введение
На шахтах Карагандинского бассейна по выделению метана получены в целом положительные результаты: испытано более десяти различных технологических приемов (гидрорасчленение пластов, гидровоздействие без освоения скважин, гидроразрыв с использованием соляной кислоты, пневмо-гидрорасчленение угольных пластов, пневмовоз-действие на водогазонасыщенный пласт, циклическое гидроразрыв с использованием газообразного азота, гидроразрыв с примененим жидкого азота, тепловое воздействие, гидроимпульсное воздействие с использованием пороховых генераторов давления, воздействие на пласт химически активными газами, воздействие в режиме кавитации). Пробурено 155 вертикальных скважин; обработано более 80 млн. т геологических запасов угля; произведено 245 пластоопераций и извлечено более 100 млн. м3 метана при этом средний дебит по бассейну составлял 2045 м3/сут; достигнуто снижение газообильности на 30-80%. Эти работы продолжаются по сегодняшний день [1-5].
В настоящей статье, мы затронем вопросы гидроразрыва на Шерубайнуринском участке Карагандинского угольного бассейна.
Опытно-промышленные работы по разведке и добычи метана из угольных пластов на Шерубайнуринском участке
Для отработки технологий разведки и добычи метана угольных пластов (МУП) был определен Шерубайнуринский участок, как наиболее перспективный. Основными преимуществами участка являются: значительные прогнозные ресурсы метана, хорошая разведонность участка, высокая угленосность, незначительные глубины на первом этапе проекта (450-650 м), наличие развитой инфраструктуры (ж/д пути, автомобильные дороги, электро-
энергия, город, водоёмы). По основным геологическим факторам (угленосность, метаноносность, плотность метана и. т. д. таблица 1) проектируемый участок отвечает геолого-техническим критериям перспективности метаноугольных месторождений [6].
Работы, предусмотренные в проекте, состояли из следующих основных этапов:
- бурение 3-х геологоразведочных скважин с отбором керна, с последующим проведением геофизических исследований и испытанием продуктивных угольных пластов для определения газодинамических свойств пластов, результаты которых описаны выше в 3-й главе настоящей работы;
- бурение 5-ти поисково-оценочных скважин с проведением стандартного комплекса геогеографическая система (ГИС), в которых проведено испытание и стимулирование перспективных угольных пластов для повышения газопроницаемости и газоотдачи методом гидроразрыва в поисково-оценочных скважинах и плазменно-импульсным воздействием в 2-х скважинах;
- бурение 3-х поисково-оценочных скважин спроведением расширенного комплекса ГИС в открытом стволе для анализа кливажа угленосных пластов, оценки направления горизонтальных напряжений и анизотропии пласта для дальнейшего изучения особенностей залегания пластов и оптимизации дизайнов гидроразрыва пласта (ГРП), а также испытание пластов в открытом стволе для оценки проницаемости в пластовых условиях и пластового давления методом кривой восстановления давления (КВД), давления десорбции путем анализа состава флюида в режиме притока, давлений раскрытия и смыкания трещин ГРП, а также геомеханических параметров пласта методом микро-ГРП.
Таблица 1.
Основные геологические факторы участка Шерубайнуринский для проведения геологоразведоч-
Геологические факторы Шерубайнуринский участок
Свита карагандинская
Количество угольных пластов 18
Суммарная мощность угольных пластов до 50 м
Коэффициент угленосности 7,5
Средняя глубина залегания угольных пластов 400-600 м
Запасы угля 252294 тыс. т
Углеплотность 8,6 млн. т/км2
Степень метаморфизма углей Ш3 - V
Марки углей К, ОС
Глубина залегания поверхности метановой зоны (ПМЗ) от 50 до 150 м
Газоносность угольных пластов на глубине 200-250 м - 10-18 м3/т г. м.; на глубине 700 м - 21-29 м3/т г. м.
Ресурсы метана в угольных пластах 8,5 млрд. м3
Плотность ресурсов метана от 170 до 1070 млн. м3/км2
Газоносность пород не превышает 3 м3/т
Ожидаемое влияние тектонического строения на газоотдачу угольных пластов Участок значительно нарушен: около 60 разрывных нарушений; отмечается проявление вторичной складчатости; крупные зоны дробления. Следует ожидать высокую газоотдачу.
Гидрогеологические условия Прогнозируемый максимальный приток составит 40-60 м3/час
Проницаемость угольных пластов и угленосных отложений Проницаемость угольных пластов карагандинской свиты изменяется от 0,007 до 15 мД.
Выбор мест заложения разведочных и поисково-оценочных скважин был проведен с учетом ситуационной обстановки на лицензионной площади (рис. 1). В связи со сложной геологической ситуацией, обусловленной тектонической нару-шенностью, а также учитывая глубину залегания продуктивных угольных пластов, глубина бурения скважин на участке проектировалась до 900 м. Это было обусловлено необходимостью изучения изменения газоносности, газопроницаемости и газоотдачи одних и тех же угольных пластов, как по площади, так и с глубиной. Объектами изучения являются угольные пласты карагандинской свиты к16, к14, к13, к12, к122, к10, к7, Нб, к53, к3.
Результаты стимулирования неразгруженных угольных пластов методом гидроразрыва Конструкция скважины
На 3-х поисково-оценочных скважинах Шеру-байнуринского участка были проведены работы по многостадийному (поинтервальному) гидроразрыву пласта на вертикальных скважинах компанией TricanWellService на основе их опыта работы на месторождениях компании ООО «Газпром добыча Кузнецк». Исходя из данных по ГИС на каждой скважине было выделено по 5 зон обработки. Гидравлический разрыв проводился по многоступенчатой технологии и был выполнен с применением однопакерного заканчивания на НКТ и поин-тервальной перфорации, т.е. обработка каждой зоны производилась следующим образом: перфорация, ГРП, отсыпка обработанного интервала, отбивка забоя, переход на следующую вышележащую зону (рис. 1).
Well Construction
Обсадная колонна / Casing Size - 168 шт. толщина стенки / wall thickness - 8.9 mm
IIKT/Tubing Size-7? mm. толщина стенки / wall thickness 5.5 mm
Глубина ycTaiioRKii пакера / Packer Depth - 731,88 m
Хвостовик / HOT - 740.83 m
Перфорации / Perfs - 790.1 -795.6 m Зона обработки / Zone of interest
Изоляция пласта K-53 в пределах / Isolation of К-53 at - 816 m
Существующие перфорации / Existing Perfs 859.1-865.3 m
Рисунок 1. Схема проведения ГРП на Шерубайнуринском участке
В качестве жидкости ГРП была применена жидкостная система Стратум на водной основе с загрузкой полимера 2,6 кг/м3. Закачка проводилась со средним расходом от 3,5 до 4,0 м3/мин. Устьевое давление закачки не превышало 400 атм (рис. 2). Конечная концентрация проппанта составляла 600 кг/м3. Полудлина трещин по результатам калибровки находится в пределах 30-70 м (рис. 2). Однако калибровка проводилась в предположении, что трещины являются вертикальными. Однако из теории гидравлического разрыва пласта известно [6], что на малых глубинах трещины могут развиваться горизонтально, вдоль продуктивного пласта.
В таком случае моделирование ГРП должно проводиться по другим методикам. Выяснение фактического направления трещин является одной из задач анализа ГРП в рамках настоящей работы. Для некоторых верхних интервалов характерно необычное соотношение механических свойств угольного пласта и верхних/нижних перемычек. Для оптимизации дизайнов ГРП рекомендуется уточнение механических свойств пластов путем проведения дополнительных исследований на образцах керна или в скважинных условиях.
Рисунок 2. График закачки и профиль трещины ГРП на скважине №1
Параметры ГРП в целом являются типичными для работ на нефтяных и газовых скважинах (таблица 1.3). Произведенный детальный анализ результатов проведенных ГРП, а также сопоставление с практикой ГРП на аналогичных месторождениях в других регионах мира позволил выработать ряд предложений по оптимизации технологии ГРП.
После проведения стимуляции на угольные пласты было начато освоение поисково-оценочных скважин и экспериментальная добыча метана с целью изучения изменения газопродуктивности скважин во времени и газового давления объема откачиваемой воды, влияния на продуктивность скважин изменения гидрогеологической депрессионной воронки, образующейся вокруг скважин в результате откачки из них формационных вод согласно разработанному плану работ:
- снижение уровня жидкости в стволе скважины с контролем уровня внутризабойного датчика на 1 атм/сут;
- ежесуточный мониторинг притока воды и газа метана;
- контроль за газовым давлением в скважинах.
За период с 10.10.2017 г. по 22.11.2021 г. велось непрерывное освоение скважин и мониторинг всех основных параметров на 5-ти поисково-оценочных скважинах.
Наилучшие показатели по добыче газа получены на скважине №1 (рис. 3), где получен дебит газа до 800 м3/сут и дебит попутной воды до 2,6 м3/сут. Поисково-оценочная скважина №1 находилась под освоением 773 дня, объем откаченной жидкости за весь период составил 1152,42 м3, суммарный дебит газа метана за период освоения 90,7 тыс. м3. Исходя из рассмотрения эксплуатационных показателей по скважине №1 приток газа начинается после снижения динамического уровня до 400 атм, что соответствует давлению столба жидкости 45 атм.
Поисково-оценочная скважина №2 находилась под освоением 741 день, объем откаченной жидкости за весь период составил 1381,12 м3, суммарный дебит газа метана за период освоения 39,9 тыс. м3, получен максимальный дебит газа 422 м3/сут и дебит попутной воды 3,3 м3/сут.
Таблица 2.
Основные показатели ГРП на поисково-оценочных скважинах
Скважина Пласт Суммарная мощность, м Объем проп- панта 20/40 Fores, т Скорость закачки сшитого геля, м3/мин Объем жидкости, м3
план факт план факт план факт
№1 к13 3,6 15 35 3,5 4,5 94,0 157,0
к13+к122 5,6 25 35 3,5 4,5 144,0 162,0
к12 8,1 35 50 3,5 4,5 187,7 107,0
кю 5,5 25 30 3,5 4,0 146,8 139,0
к53 6,2 25 25 3,5 3,9 146,9 142,0
Итого 29,0 125 175 719,3 707,0
№2 к13+к122 12,5 20 20 3,5 3,5 173,3 104,0
к12 5,5 30 30 3,5 3,5 129,7 133,0
к12 6,0 20 19,7 3,5 3,5 130,6 107,0
кю 9,4 30 30 3,7 3,7 179,5 154,6
к7 4,8 20 20 3,5 3,5 154,5 130,8
Итого 38,2 120 119,7 767,6 629,4
№4 к10 9,0 20 20 3,5 3,5 108,2 93,0
кб-7 10,7 30 30 3,5 3,5 156,1 133,7
к53 7,0 20 20 3,5 3,5 109,8 89,8
к53 6,0 25 25 3,5 3,5 129,8 108,9
к3 7,0 25 25 3,5 3,5 130,2 109,0
Итого 39,7 120 120 634,1 534,4
-Динамический уровень, м-Дебит жидкости [
Рисунок 3. Диаграмма эксплуатационных показателей скважины №1
По эксплуатационным параметрам скважины №2 можно сделать вывод о негативном влиянии остановки скважины (рис. 4). После остановки от-
01.11.2015
о
§ 100
И
X ДЮ
о 300
>s 400
S
ЬОО
0)
S 600
™ 700
X
S d 800
900
боров попутной воды 28.04.2019 г. произошло резкое падение дебита газа. После повторного снижения динамического уровня восстановления дебита газа не произошло.
_i_
т i
1 f^ \
/И 1 Г ^
\ № 1
п ч V jV fi4^
^ 1
_________i-
450 400
300 " ч!
250 ¿1 200
I *
150
- Динамический уровень, м
Дебитжидкости [хЮО], мЗ/сут
Дебит газа, мЗ/сут
Рисунок 4. Диаграмма эксплуатационных показателей скважины №2
Оценочная скважина №4 находилась под освоением 617 дней, объем откаченной жидкости составил 1197,74 м3, суммарный дебит газа метана за период освоения 24,3 тыс. м3. На скважине №4 получен максимальный дебит газа 220 м3/сут и
максимальный дебит попутной воды 3,2 м3/сут (рис. 5). Десорбция газа на скважине №4 началась при достижении динамического уровня 250 м, что соответствует давлению на забое 25 атм.
Рисунок 5. Диаграмма эксплуатационных показателей скважины №4
По трем поисково-оценочным скважинам был в период освоения, результаты которого приведены проведен гидродинамический анализ методом КВД в таблице 3.
Таблица 3.
Результаты обработки кривых восстановления давления_
Скважина Рпл. рас., атм Проводимость, Дмс/сПз Подвижность, Д/сПз Пьезопроводность Проницаемость, К, Д 8скин фактор
№1 6,6412 0,01477 0,00059 0,02804 0,0001 -1,651 3,155
№2 6,4065 0,05033 0,00201 0,09213 0,0002 -2,214 1,916
№4 3,5838 0,60779 0,01665 0,4264 0,00001 2,096 6,069
По результатам рассмотрения показателей эксплуатации пяти поисково-оценочных скважин можно сделать вывод о недостаточной целесообразности применения ГРП.
Причины, по которым неэффективным оказался гидроразрыв угольного пласта
Таблица 4.
Распределение метана по формам существования в углях Карагандинского угольного бассейна
Карагандинский бассейн имеет угольные толщи в виде трех структур: Шерубайнуринской, Карагандинской и Верхнесокурской, которые разделены соответственно Алабасским и Майкудук-ским поднятиями (табл. 4).
Локализация метана в угле Форма существования метана Количество метана, %
Внутри макропор, микротрещин, других дефектов сплошности угля в природных условиях Свободный 2 -12
На угольных поверхностях природных пор и дефектов сплошности, межблочных промежутках (включая объемное заполнение переходных пор и макроскопических дефектов) Адсорбированный 8-16
В межмолекулярном пространстве угольного вещества Твердый углеметановый раствор 70-85
В дефектах ароматических слоев кристаллитов Химически сорбированный метан 1-2
Внутри клатраподобных структур Твердый раствор внедрения 1-3
Из табл. 4 следует, что подавляющая часть (около 80%) метана Карагандинского угольного бассейна на глубине свыше 800 м находится в состоянии твердого углеметанового раствора. Отсюда следует вывод: для эффективного извлечения метана Карагандинского угольного бассейна необходимы энергетические воздействия на угольные пласты, стимулирующие распад углеметанового раствора и соответствующее газовыделение.
Рассмотрим метан, находящийся в угольном пласте с бесконечными параллельными стенками и в котором происходит тепловыделение. В нашем случае колебательная температура газа значительно превышает поступательную. Считая, что константа скорости колебательной релаксации Крел резко зависит от температуры газа, мы определим порог теплового распада углеметана - неустойчивости, при котором процесс переноса тепла в результате теплопроводности оказывается недостаточным и температура внутри угольного пласта возрастает по взрывному закону, приводя к распаду углеметана. Толщину угольного пласта будем считать равной 21. В рассматриваемом случае выделение тепла внутри угольного пласта обусловлено колебательной релаксацией, а унос тепла на стенке
пласта обусловлен теплопроводностью. Наша задача состоит в нахождении условий, при которых тепловыделение становится столь большим, что стационарное решение уравнения баланса энергии отсутствует. Наиболее удобный подход в этом случае состоит в нахождении этого стационарного решения и выяснения условий, когда оно перестает существовать.
Представим уравнение баланса энергии в угольном пласте в виде:
ё2т
Х^Т + ДТ) = 0, (1)
ёх2
где х - коэффициент теплопроводности угле-метана, х - направление, перпендикулярное пласту, за начало координат мы выбираем середину пласта.
Величина ДТ) = К*КкрИю представляет собой тепловыделение в единице объема в единицу времени (К* - плотность колебательно-возбужденных молекул метана, N - плотность молекул, столкновения с которыми приводит к колебательной релаксации, Ию - энергия колебательного кванта). Поскольку колебательная температура велика по сравнению с поступательной, мы не учитываем обратный процесс, ведущий к возбуждению молекул. При этом существенно, что константа
скорости колебательной релаксации kрeЛ(Т) резко зависит от температуры. Введем величину р= d[lnkp(T)]/dT, что в неширокой области температур, имеем
ОД = ВДехрИсТ, - Т], (2)
где Т0-температура в центре пласта.
Решим уравнение баланса энергии (1), вводя новую переменную y=P(To-T), приведем это уравнение к виду:
dy
dx2
- Ae -y = 0.
(3)
где A=pf(T0)/% и у(0)=0. При этом отметим, что распределение температуры в пласте четно по x т.е. Т(х)=Т(-х). Отсюда следует, что у(х)=у(-х) и dy/dxlх=o = 0. Учитывая это, мы будем рассматривать уравнение (3) только при х > 0.
Решение уравнения (3) с граничными условиями у(0)= dy/dxlх=o = 0 имеет вид:
у = 21псЬхл/лТ2 (4)
Найдем порог распада углеметана. В пороге происходит касание двух кривых, описываемых левой и правой частями соотношения (3.27). При этом в точке касания равны как сами величины, так и их производные. Это дает:
, 2
АО = -ЬсИ^г^ = 1, (5) Р (5)
Решение уравнения в (5) дает Z = 1,2, откуда для порога распада углеметана находим:
12РГ(Т,)/Х = 2,88. (6)
Кроме того, из полученных соотношений для перепада температур имеем:
АТ = 1,19/р, (7)
Перепишем условие теплового взрыва через параметры тепловыделения вблизи стенок. Вблизи порога теплового взрыва
г си = f (То) ехр(-рАТ) = 0,30Г (Т,), (8)
На основе этого перепишем условие возникновения теплового взрыва в виде:
t2ßf(Tflö)/Х = 0,44,
(9)
С учетом параметра Р условие (9) может быть представлено следующим образом:
МI I I = I . 1
0.44
t
г
df (T = TJ
dT
(10)
Уравнение (10) имеет простой физический смысл. В него входит отношение потока тепла, вносимого в объем пласта за счет внутреннего процесса тепловыделения, к потоку тепла, который уносится из объема за счет теплопроводности. Как только это отношение превысит некоторую критическую величину порядка единицы, возникает тепловой взрыв, приводящий к распаду углеметана.
Посмотрим, что произойдет с угольным пластом Шерубайнуринского участка. Показатель теплопроводности каменного угля находится в диапазоне 0,13-2,2 Вт/(м*град). Пусть толщина пласта
равна 21 = 4 м, тогда I2 = 4 м2, а 4/2.2 = 1.8 > 1 и взрыв произойдет. Если же 21 = 2 м, то I2 = 1 м2 и 1/2 < 1 и взрыв не происходит. Из таблицы 2 видно, что толщина угольного пласта больше 4 м. Это значить, чтобы разрушить твердый раствор углеметана нужно малое значение коэффициента теплопроводности, что у нас также наблюдается. Встает вопрос о том, как подвести ту энергию, чтобы разрушить углеметан? На этот вопрос только можно дать один ответ: энергия связи углеметана Есв ~ 200 кДж и, следовательно, энергия, которую нужно подвести к углеметану примерно равна этому значению. В следующей статье мы обсудим этот вопрос.
Заключение
Метан Шерубайнуринского района Карагандинской области находится внутри макропор, микротрещин, других дефектов сплошности угля в природных условиях в свободном состоянии не более 12 %. Остальной метан входит в угольный пласт в форме углеметана, который имеет приличную энергию связи и которую обычным методом гидроразрыва угольного пласта так просто не освободишь.
References
1. Baimukhametov S.K. Problems of safe coal mining from seams with high gas content. - Karaganda, 2006. - 205 p.
2. Ulyanova E.V., Malinnikova O.N., Pashichev B.N., Malinnikova E.V. Micro-structure of fossil coals before and after gas-dynamic phenomena // Physical and technical problems of mineral development, 2019, No. 5. - P. 10-17.
3. Malashkina V.A. Monitoring the effectiveness of the degassing system of a coal mine is the basis for the safe work of miners // Mining Information and Analytical Bulletin, 2020, No. 6-1. - S. 38-45.
4. Mazina I.E., Mullagalieva L.F., Stelmakhov
A.A. Modeling the stress-strain state of a stope with the technology of controlling the roof with full collapse and filling the goaf // Mining Information and Analytical Bulletin, 2020, No. 6-1. - S. 99-106.
5. Baymukhametov S.K., Imashev A.Zh., Mul-lagaliev F.A., Mullagalieva L.F., Kolikov K.S. Problems of mining gas-bearing and hazardous coal seams with low permeability in the Karaganda coal basin // Mining Information and Analytical Bulletin, 2021, (101). - pp. 124-136
6. Karasevich A.M., Khryukin V.T., Zimakov
B.M. and others. The Kuznetsk Basin is the largest raw material base for commercial extraction of methane from coal seams. - M.: Publishing House of the Academy of Mining Sciences, 2001. - 63 p.
Список литературы
1. Баймухаметов С.К. Проблемы безопасной добычи угля с пластов с высоким содержанием газа. - Караганда, 2006. - 205 с.
2. Ульянова Е.В., Малинникова О.Н., Паши-чев Б.Н., Малинникова Е.В. Микроструктура ископаемых углей до и после газодинамических явлений // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых, 2019, № 5. - С. 10-17.
3. Малашкина В.А. Мониторинг эффективности системы дегазации угольной шахты - основа безопасного труда горнорабочих // Горный информационно-аналитический бюллетень, 2020, № 6-1. -С. 38-45.
4. Мазина И.Э., Муллагалиева Л.Ф., Стельма-хов А.А. Моделирование напряженно-деформированного состояния очистного забоя с технологией управления кровлей полным обрушением и закладкой выработанного пространства // Горный информационно-аналитический бюллетень, 2020, № 6-1. -С. 99-106.
5. Баймухаметов С.К., Имашев А.Ж., Мулла-галиев Ф.А., Муллагалиева Л.Ф., Коликов К.С. Проблемы отработки газоносных и опасных по внезапным выбросам угольных пластов с низкой проницаемостью в карагандинском угольном бассейне // Горный информационно-аналитический бюллетень, 2021, (10-1). - С. 124-136
6. Карасевич А.М., Хрюкин В.Т., Зимаков Б.М. и др. Кузнецкий бассейн - крупнейшая сырьевая база промысловой добычи метана из угольных пластов. - М.: Изд-во Академии Горных наук, 2001. - 63 с.
