CC BY
81
© Л.А. Пучков, С.В. Сластунов, Г.М. Презент, 2002
УДК 622.411.33
Л.А. Пучков, С.В. Сластунов, Г.М. Презент
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГОЛЬНОГО МЕТАНА
Н
ашему семинару семь лет. Предыдущие шесть лет очень четко ощущалась дискуссия между МГГУ, ИГД им. А.А. Скочинского, рядом сотрудничающих с ними организаций (КНИУИ - позднее КазНИИуголь, МакНИИ, Управление «Спецшах-томонтаждегазация», Экспедиция «Печоруглераз-ведка» и некоторые другие), с одной стороны, и ИПКОН РАН, МГГА, ВНИИГаз, ЗАО «Метан Кузбасса» - с другой, по проблеме промышленной добычи угольного метана. С нашей точки зрения, определенная конфронтация в этом вопросе была весьма полезной. В споре истина рождается, хотя иногда там же и погибает. В данном случае все-таки, с нашей точки зрения, имеет место первый вариант, хотя процесс рождения истины проходит довольно трудно. На настоящем этапе хотелось бы оставить амбиции, если они у кого-то есть, и попытаться сделать еще несколько шагов к правильному пониманию проблемы в целом.
Вводную часть начнем в стиле многих докладов наших оппонентов об имеющихся запасах и ресурсах угольного метана.
Объективная оценка разведанных запасов горючих полезных ископаемых планеты показывает, что основным топливом третьего тысячелетия будет являться каменный уголь. Газоносные угольные месторождения во всем мире считаются нетрадиционными источниками углеводородных газов. Угольный метан в пересчете на условное топливо занимает в мире 3-4-е место после угля, нефти и природного газа.
Угольный метан во многих странах мира, в том числе в России, рассматривается в качестве компонента топливноэнергетической сырьевой базы. Прогнозные ресурсы метана угольных месторождений России оцениваются, по различным источникам, в пределах 50-80 трлн м3, что близко к запасам традиционных газовых месторождений страны.
Теперь - к более близким реалиям.
В освоенных угледобычей регионах содержится до глубины 1800 м не менее 15 трлн м3, в том числе в Воркуте 2 трлн м3и в Кузбассе 13 трлн м3.
Основная проблема метана - метанобезопасность угольных шахт. Непрекращающиеся аварии, в частности недавняя, на шахте «Воркутинская», подтверждают печальную тенденцию последних лет.
Вторая по значимости проблема - повышение эффективности добычи угля при отработке высокогазоносных угольных пластов. Эта проблема связана с тем, что на особо опасных по газу и пыли шахтах нагрузки на очистные забои в 1,5-2,0 раза ниже технологически возможных. При нагрузках 1500-2000 т в сутки необходимо обеспечивать эффективность дегазации на уровне 35-40 %, а при нагрузках, предусматриваемых на перспективных
грузках, предусматриваемых на перспективных шахтах, - 50-60 %.
Тенденция роста нагрузок на очистной забой отнюдь не выдуманная. Например, в Карагандинском угольном бассейне (с нашей точки зрения, одном из наиболее прогрессивно развивающихся на территории СНГ) в 2001 г. было добыто 9,7 млн т угля из 12,7 лавы. Необходимо отметить, что в лучшие годы своего развития средняя нагрузка на лаву в этом бассейне составляла около 900 т в сутки, в 2001 г. она составила 2330 т. Лавы-«миллионеры» - это уже не заоблачная мечта, а реальность - тому пример участки шахт «Саранская» и «Казахстанская». В 2001 г. очистные забои и на других шахтах имели приличные показатели (очистные забои на шахтах «Тентекская», «Шахтинская», им. Костенко, им. Кузембаева добыли соответственно 817, 705, 690 и 612 тыс. т угля). Существенно возросли темпы проведения горных выработок. На шахте им. Кузембае-ва проходка составила, например, более 1100 м группового полевого штрека.
В настоящее время во всех угольных бассейнах СНГ идет реструктуризация угольной отрасли. Одна из целей реструктуризации сводится к существенному увеличению нагрузок на очистные забои. Только таким образом могут быть обеспечены экономически состоятельные показатели угледобычи. Однако существенное увеличение нагрузок и темпов проведения подготовительных выработок возможно лишь при решении задачи обеспечения эффективной дегазации.
Третья проблема угольного метана - проблема его использования с целью повышения рентабельности угледобычи. На Воркутинском месторождении, например, предусматривается утилизация до 50-55 млн м3 метана в год, что должно обеспечить экономию угля 75-80 тыс. т. Расчеты показывают, что за счет использования каптируемого угля может быть сэкономлено до 75 % топлива, расходуемого на выработку электроэнергии, потребляемой шахтами.
Вышеперечисленные проблемы повлияли на последнее решение министра энергетики России о возобновлении федеральной программы «Метанобезо-пасность», предусматривающей их комплексное разрешение.
Есть и четвертая проблема угольного метана - экологическая. В настоящее время в мире действует около 4000 угольных шахт, в которых добывается порядка 2 млрд. т угля, при этом выделяется более 20 млрд м3 метана. В СНГ на шахтах с ежегодным уровнем добычи порядка 400 млн т угля выделяется около 8 млрд м3 метана. За последние 40 лет выделение метана в атмосферу из шахт Кузбасса возросло в 8 раз, Воркуты - в 4 раза. Известно, что метан - активный парниковый газ, его выделение ведет к образованию фотохимического смога в городах, негативно влияет на состояние озонового слоя.
В настоящей статье остановимся на отдельной проблеме
- проблеме промышленного освоения ресурсов угольного метана. В последние годы угольный метан попал в сферу интересов ОАО «Газпром». ДОАО «Промгаз» поручено научное сопровождение работ по этой проблеме. Мы были очень рады присутствию на семинаре представителей ОАО «Газпром» и надеемся на правильное понимание дискуссии - мы «за» в проблеме организации промышленной добычи угольного метана,
но необходимо правильное понимание всех сложностей поставленной задачи.
• Предпосылки развертывания работ в Кузбассе понятны. Потребности регионов юга Сибири в газе - 30-40 млрд м3, а поставки из Томской и Тюменской областей не превышают 6 млрд. Запасы угольного метана в Кузбассе внушительны - 13 трлн м3, природная газоносность достигает 30 м3 на 1 т.
• Основания для оптимизма - опыт газовых компаний США. В 2000 г. добыто более 35 млрд м3 (6 % от общей добычи газа в США). Подается это как технологический феномен (технология разгрузки призабойной зоны, вспененные жидкости, различные гели, режим кавитации, импульсные знакопеременные пневмогидровоздействия, закачки углекислого газа, азота и др.).
Ситуацию хорошо бы проанализировать. Возвращение к этому ранее обсуждавшемуся вопросу предопределено тем, что мы никак не можем получить от «Промгаза» ТЭО развертываемых в Кузбассе работ, хотя в октябре это было твердо обещано. В мае 2001 г. ДОАО «Промгаз» пригласил МГГУ и ряд других организаций к участию в научном сопровождении развертываемых в Кузбассе работ по доразведке и оценке перспектив промышленной добычи метана в этом регионе. Не хотелось бы думать, что нас привлекли к работе лишь с целью обозначения нашего участия в ней. И дело даже не в достаточно скромных объемах участия, но главным образом в том, что мы остаемся на периферии исследований и не имеем даже отправных точек в виде хотя бы концепции работ и принципиального ТЭО. Без этого непонятно, как можно вести работу по разработке эффективной технологии извлечения метана.
• Что нас смущает? В США 90 % угольного метана добывается в районе Скалистых гор, 95 % в одном бассейне
- Сан-Хуан, в одной сравнительно небольшой его части, где, по нашей оценке, расположено углегазовое месторождение. Несоответствие газоносности и общего объема извлечения из одной скважины достигает 5-10 раз. Средний дебит метана из скважин Сан-Хуана - около 17 м3 в 1 мин, газоносность -15-20 м3/т, средний срок функционирования скважины - 10 лет. Извлекается около 100 млн, запасы метана при известной сетке скважин на порядок меньше. А что можно сказать по наиболее продуктивной части Сан-Хуана, где средний дебит не 17, а 220 м3/мин (!!!) (средний дебит 25 скважин района Седар Хилл, а следовательно, отдельные скважины давали еще больше).
• Что еще нас смущает? В том же Сан-Хуане есть участки со средними дебитами 0,26 м3/мин (участок Ред Меса). В целом по второму по продуктивности бассейну Блэк-Варриор средний дебит в тот же временной период - 1,6 м3/мин (более 3000 скважин). Внутри только этого бассейна около 800 скважин (районы - Биг Сэнди Крик, Джерни Холт, Литл Сэнди Крик Моиндвилли, Робинзонз Бенд Скотс-вилле и др.) имели средний годовой дебит менее 1 м3/мин, а более 140 скважин - менее 0,1 м3/мин. Как это объяснить в связи с наличием технологического феномена? На Сан-Хуане он есть, а во многих других условиях его нет? Так какой феномен мы имеем - технологический или геологический? В других бассейнах в тот же период, когда в Сан-Хуане добывали угольный метан с дебитом 220 м3/мин, в других бассейнах (Центральные Аппалачи, Вирджиния, Паудер Ривер, Вайоминг) по той же феноменальной технологии средний
дебит составил 0,8 м3/мин (всего более 430 скважин). В бассейнах Апачи Каньон, Три Бриджис - 0,2 м3/мин.
• Необходимо констатировать, что средний дебит газа в США (за исключением крайне благоприятных горногеологических условий) и срок службы скважин - того же порядка, что мы имели при заблаговременной дегазации в Карагандинском и Донецком угольных бассейнах.
• Неконструктивна сравнительная характеристика углегазопромысловых условий Сан-Хуана и Кузбасса, если она опирается на такие интегральные показатели, как масштабность и плотность ресурсов угольного метана, но не учитывает ряда действительно определяющих показателей, таких как глубина залегания, природная газопроницаемость и др.
• Соблазн того, что американские компании решат у нас все проблемы (в том числе и в Кузбассе), весьма живуч, но не нов. Мы это проходили в последние лет десять в Караганде. Американская компания ЭНРОН (1993 г.) разработала ТЭО на средние дебиты 40 м3/мин, собрала массу интересной и ценной для себя информации, но инвестировать работы не стала (сейчас ЭНРОН, как стало известно из средств массовой информации, обанкротилась, что нас нисколько не удивило). Другая американская компания 1МС (1995 г.) разработала новое ТЭО на 15 м3/мин, но также на инвестиции не пошла. В 1997 г. МГГУ и УСШМД выполнили ТЭО на 5 м3/мин, был разработан проект на 150 скважин по технологиям МГГУ, и при поддержке угольного департамента программа успешно выполняется. Вывод: феномен технологический у американских компаний есть, правда, он технологиче-ски-экономический - работы по добыче угольного метана на порядок более финансовоемкие, чем у нас. И они знают, когда и куда можно и нужно вкладывать деньги. Эксплуатировать более 800 скважин, имеющих дебит менее 1 м3/мин можно было лишь при временных масштабных дотациях государства. У нас этого нет, поэтому газовые компании США к нам не пойдут, но получить у нас работу готовы. Если мы вложим деньги.
• Вопрос промышленной добычи угольного метана -очень сложный. Угольный пласт - сложная низкопроницаемая блочно-трещиноватая среда с огромной анизотропией и неоднородностью свойств. 80-90 % угольного метана находится в сорбированном состоянии. Перевод его в свободное состояние и процесс миграции к скважине весьма длительны, требуют существенного изменения состояния и свойств углегазонасыщенного массива. Значительная часть порового пространства угольных пластов представлена порами размером от 1 до 10 нм (фольмеровские поры), где осуществляются капиллярная конденсация и диффузия газа, порами размером от 10 до 100 нм (кнудсеновские поры), где имеет место медленная ламинарная фильтрация газа, т.е. процессы переноса метана, требующие значительного времени. В макропо-рах (пуазейлевые поры) процесс массопереноса происходит несколько быстрее, имеет место интенсивная ламинарная фильтрация, и только в условиях видимых пор и трещин имеет место смешанная ламинарная и турбулентная фильтрация, в процессе которой могут быть обеспечены более или менее приемлемые дебиты скважин. Механизм извлечения метана из низкопроницаемых угольных пластов весьма специфичен и не имеет ничего общего с механизмом истечения газа при эксплуатации чисто газовых месторождений. Все это предопределяет необходимость самого широкого использования
опыта ученых и специалистов по извлечению угольного метана в процессе дегазации угольных пластов через скважины с поверхности. По этой технологии за период более 35 лет были подготовлены к безопасной и эффективной разработке более 20 шахтных полей Карагандинского, Донецкого и Печорского угольных бассейнов, собран и обобщен огромный научный и экспериментальный материал [2-4].
• Имеется много публикаций по продвинутым технологиям, в частности компаний США? - применение различных гелей, вспененных жидкостей, углекислого газа, азота, разгрузки призабойной зоны, режима кавитации на базе циклических пневмогидроимпульсных технологий и др. В названных технологиях нет ничего принципиально нового - все вышеперечисленное известно, применялось при заблаговременной дегазации через скважины с поверхности и защищено на территории России патентами [3-6].
• Все это не означает того, что в технологии все решено. Нужно искать эффективные технологии постоянно, особенно для условий низкопроницаемых пластов.
Работы следует вести и по другому направлению, а именно поиску благоприятных горно-геологи-ческих условий, в частности микроуглегазовых месторождений, аналогичных Сан-Хуану, а также других горно-геологических условий. Например, в КНР на антрацитовой шахте «Янцюань» (провинция Шаньси) при разработке пологих пластов мощностью от 0,8 до 11 м и общешахтном выделении метана 240 м3/мин для дегазации заполненных метаном карстовых пустот с поверхности бурили скважины глубиной до 400 м с расстоянием между соседними скважинами 50-70 м Дебит каптируемого метана составил 30-33 м3/мин, что обеспечило эффективность дегазации карстовых пустот 80-87 %. За 25 лет было каптировано 360 млн. м3 метана [8].
В направлении поиска благоприятных горногеологических условий для промышленно значимой добычи угольного метана в угольной отрасли также накоплен существенный опыт и разработаны нетрадиционные подходы, такие как геодинамическое районирование недр, выявление
Рис. 1. Двухэтапное извлечение угольного метана: 1 этап - дегазация неразгруженных угольных пластов; 2 этап - дегазация выработанного пространства
зон пониженной напряженности отдельных участков угольных месторождений, прогноз зон повышенной трещиноватости на основе анализа структуры и состава вмещающих пород и некоторые другие.
ЫГГУ считает проблему добычи угольного метана весьма важной и актуальной как для газовой, так и для угольной отраслей. С нашей точки зрения, именно на стыке их интересов лежит сбалансированное и взвешенное решение проблемы добычи метана из угольных пластов и обеспечения метанобезопасности последующей угледобычи. Это предопределяет целесообразность проведения первых опытнопромышленных работ на шахтных полях, в тех районах угольных месторождений, где хотя бы в отдаленном, но обозримом будущем будут вестись горные работы, которые в любом случае должны обеспечить экономическую состоятельность работ по извлечению (добыче) метана. H шахтных полях имеется развитая инфраструктура, которая на первом этапе исследования вопроса существенно снизит капитальные затраты на сооружение подъездных путей, энерго-водоснабжение и др. Более того, на шахтном поле появляется вторая существенная возможность дополнительного извлечения больших объемов метана, связанная с фактором разгрузки всей углегазоносной толщи в процессе ведения горных работ. В этом случае принципиальная схема дегазации углегазоносного массива представлена на рис. 1, где показано двухэтапное извлечение угольного метана. Извлечение метана на второй стадии не следует недооценивать. Так, из научных публикаций известно, например, что компания «Джим Уолтер Рисорсиз, Лтд» привела доказательство того, что можно добиться получения «кондиционного» метана из скважин выработанного пространства в течение всего периода функционирования шахты (Mills and Stevenson, 1991). Газ высокого качества из скважин выработанного пространства получали на четырех шахтах бассейна Варриор-Блу Крик № 3, 4, 5, 7 при глубинах 500-700 м. Согласно последним отчетам, на четырех шахтах из 85 скважин добывался газ в объеме 1 млн м3/сут. За семь лет шахта продала 1,5 млрд м3 метана на сумму 100 млн долл. США.
Для эффективного извлечения метана из выработанного пространства могут применяться наклонные скважины (рис. 2), которые обладают существенно большей устойчивостью в зоне сдвижения и обрушения пород, происходящих в результате подработки. Это было подтверждено опытом работ ЫГГУ и MакHИИ на шахте им. Засядько.
Безусловно, разработка эффективной технологии извлечения угольного метана является основной задачей. Пути совершенствования любой технологии зависят от выбора основной цели, которую предполагается достичь.
До сих пор основной целью нашей научной деятельности была заблаговременная дегазационная подготовка шахтного поля к безопасной и эффективной разработке. Шахтные поля при таком подходе не выбираются. Дегазируются те шахтные поля, где намечается угледобыча. То есть, каким бы объект ни был, в каком бы напряженном состоянии не находился пласт, какую бы газоносность, потенциальную выбросоопасность и проницаемость он не имел, - его надо подготовить к безопасной и эффективной отработке.
В последний период мы работали над совершенствованием технологии как в направлении обеспечения метанобе-зопасности ведения горных работ, так и в направлении интенсификации извлечения угольного метана. Были разработаны, исследованы в лабораторных и натурных условиях следующие новые технологические схемы:
♦ Реализация режима кавитации с использованием геоэнергии угольного пласта [5, 6].Сущность способа заключается в том, что массив пригружается и разгружается в определенном режиме, позволяющем до реализации режима гидрорасчленения инициировать реакцию массива, ведущую к образованию системы каверн. Возможны два варианта реализации способа. Их сущность проиллюстрирована на рис. 3. В 2000-2001 гг. способ прошел первые поисковые испытания на скважинах полей шахт им. Ленина и «Казахстанская». Исследования эффективности в настоящее время продолжаются. Программой работ 2002 г. предусмотрены более широкие испытания этого способа на двух скважинах шахтного поля «Казахстанская», в том числе относительно новая модификация способа на базе исключительно пневмовоздействия, по возможности без применения воды. Необходимо отметить, что к этому решению подошли и зарубежные исследователи [7].
♦ Гидровоздействие вспенивающимися жидкостями (идея к.т.н. М.В. Шмидта) [6]. Сущность способа заключается в подаче в пласт по соответствующей технологии выбранных солей и кислот с обеспечением термодинамических условий, способствующих бурному выделению углекислого газа. Повышение качества гидрообработки достигается за счет:
• увеличения объема рабочего агента и повышения давления в системе «уголь - рабочий агент» и тем самым увеличения размеров зоны обработки;
• снижения вязкости рабочего агента и, следовательно, увеличения проникающей способности, что приводит к повышению равномерности обработки массива;
• замещенш части метана в сорбционном объеме углекислым газом и
• интенсификации выноса рабочего агента на поверхность за счет «пузырькового эффекта» после открытия скважины и начала освоения.
В 2000-2001 гг. успешно проведены лабораторные исследования, проектные работы. Натурные испытания в плане 2002 г.
♦ Виброакустическое воздействие (попытка разви-
Рис. 3. Механизм реализации режима кавитации с использованием геоэнергии
Рис. 2. Схема для определения параметров бурения наклонной скважины
тия идеи доц. М.В. Павленко). Проведены лабораторные экспериментальные исследования ряда процессов. Разработана техническая документация. В 2001 г. на поле шахты «Комсомольская» ОАО «Воркутауголь» собран и прошел первые оценочные испытания скважинный вибратор. Выявлены конструктивные особенности, намечены пути совершенствования технологии. Поисковый эксперимент намечен на 2002 г., когда будут определены перспективы технологии.
♦ Поэтапная гидродинамическая обработка угольных пластов (идея доц. К.С. Коликова).
♦ Обработка угольных пластов с использованием эффекта гидроудара (идея проф. Г.Г. Каркашадзе).
♦ Обработка с разгрузкой призабойной зоны (идея проф. И.М. Петухова)
♦ Пневмообработка в режиме кавитации с использованием геоэнергии массива (развитие идеи - проф. С.К. Баймухаметов).
В 2001 г. реализован проект гидрообработки вскрытой свиты пластов на поле шахты «Комсо-мольская» в режиме фильтрации. В свиту пластов «Четвертый» и «Тройной» было закачано более 5 тыс. м3 воды. Согласно проекту вода будет выдерживаться в пласте для реализации ее энергии по замещению и блокированию метана в сорбционном и поро-вом объеме угля в течение 8-10 месяцев.
Испытания и отработка технологии воздействия в режиме кавитации проведены на пяти скважинах заблаговременной дегазации на полях шахт им. Ленина и «Казахстанская» Шахтин-ского района. На одной скважине осуществлена поэтапная гидродинамическая обработка. Начало освоения скважины программой работ намечено на 2-й квартал 2002 г. По остальным способам выполнены лабораторные эксперименты, теоретическое обоснование, в настоящее время изготавливаются необходимые технические средства. Проведение шахтных испытаний намечено на 2002 г.
В теоретическом плане за истекший год были решены две наиболее важные задачи: разработана аналитическая модель гидродинамического воздействия на угольный пласт (с привлечением специалистов МГТУ им. Баумана); выполнен расчет параметров зон опорного давления вокруг массива, обработанного с помощью активных воздействий (с участием кафедры «Физика горных пород», проф. И.В. Баклашов).
Прогноз зон повышенного газовыделения реализуется двумя способами: путем геодинамического районирования; прогнозом зон повышенной трещиноватости на основе ана-
лиза структуры и состава вмещающих пород.
В заключение хотелось бы обратить внимание на ряд моментов, сопутствующих нашим совместным усилиям в направлении решения обсуждаемой проблемы. Прошло шесть лет, завершились два крупных проекта, выполненных по заказу Миннауки России (головные организации ИПКОН РАН и МГГУ соответственно). Очень многое из намеченного осталось, к сожалению, только на бумаге.
Объявлен новый конкурс, в котором участвуют наряду с другими те же организации. И все, вроде бы, опять с самого начала. Мы ратуем за практическое движение вперед. МГГУ за этот период обработал около двух десятков скважин в Карагандинском бассейне и первые три скважины в Печорском бассейне, апробировано на них около десяти новых технологических схем, что-то получилось, что-то нет. Ведутся горные работы в обработанных зонах, имеются фактические данные по эффективности как в плане извлечения метана, так и обеспечения ме-танобезопасности. Ежегодно обсуждалось состояние наших работ - что делалось, какие технологии опробовались, сколько закачивалось, получалось и что наблюдалось.
К сожалению, от наших коллег - научных конкурентов мы подобной информации не получали. Практическая сторона их
деятельности для нас до сих пор покрыта туманом. Теоретические разработки очень нужны и полезны, но только практика может дать им объективную оценку. Нам понятно, что создание полигонов - задача очень непростая. Мы предоставляли свои полигоны для натурных исследований. Вначале ряд организаций, работающих под эгидой ИПКОН РАН и активно участвующих в наших первых семинарах, выступали с декларацией новых очень перспективных технологий электрического, акустического и ряда других воздействий. Многие откликнулись на наш призыв, но после того, как на скважинах «бумажная» или «нефтяная» эффективность не подтвердилась, активность свою снизили и в последние три года на наших семинарах не появлялись.
Поэтому наш призыв как организаторов настоящего семинара - пожалуйста, поменьше заоблачных схем, вееров спиралевидных скважин и технологических феноменов зарубежных фирм и поближе к реалиям нашей практики. Очень бы хотелось услышать, что практически было сделано хотя бы за эти шесть лет, какие технологии опробовали, где и что получили и как это можно посмотреть.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Пучков Л.А. Реальность промысловой добычи метана из неразгруженных угольных пластов. - М.: Изд-во МГГУ, 1996.
2. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. - М.: Недра, 1979. - 271 с.
3. Управление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах (Ржевский В.В., Братченко Б.Ф., Бурчаков А.С., Ножкин Н.В.). - М.: Недра, 1984. - 327 с.
4. Сластунов С.В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. - М.: Изд-во МГГУ, 1996. -441 с.
5. Пучков ЛА., Сластунов С.В., Фейт ГН. Способ дегазации угольного пласта. Патент РФ № 2159333, 20.11.2000.
6. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Ко-ликов КС. Проблемы метана угольных месторождений при их заблаговременной дегазационной подготовке. - М.: Изд-во МГГУ, 2001.
7. Paterson L., Wold M.B. Implications from cavity completion research on the prediction and prevention of outbursts. Proceedings of ISEO. Australia, p. 251-255, 1995.
8. Зайденварг В.Е. и др. Угольная промышленность за рубежом. - М.: Горная промышленность, 1993, 389 с.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Пучков Лев Александрович — чл.-корр. РАН, ректор Московского государственного горного университета.
Сластунов Сергей Викторович - профессор, доктор технических наук, проректор по научной работе Московского государственного горного университета.
Презент Г.М. - профессор, доктор технических наук, Угольный департамент «Испат-Кармет».
