CC BY
12
Оригинальная статья
УДК 622.831.325.3:622.817.47 © А.К. Логинов1, А.А. Мешков1, Е.В. Мазаник1, К.С. КоликовН2, Н.Д. Вержанская3, 2024
1 ООО «СУЭК», 652507, г. Ленинск-Кузнецкий, Россия,
2 НИТУ МИСИС, 119049, Москва, Россия
3 ООО «Сентябрь», 143000, г. Балашиха, Россия Н e-mail: [email protected]
Original Paper
UDC 622.831.325.3:622.817.47 © A.K. Loginov1, A.A. Meshkov1, E.V. Mazanik1, K.S. KolikovH2, N.D. Verzhanskaya3, 2024
1 "SUEK" LLC, Leninsk-Kuznetskij, 652507, Russian Federation 2 National University of Science and Technology MISIS (NUST MISIS), Moscow, 119049, Russian Federation 3 Sentyabr LLC, Balashikha, 143000, Russian Federation H e-mail: [email protected]
Заблаговременная дегазация угольных пластов и добыча метана угольных пластов. Проблемы и перспективы развития*
Advance degassing of coal seams and production of coal bed methane. Challenges and development prospects
DOI: http://dx.doi.org/10.18796/0041-5790-2024-10-62-67 -
ЛОГИНОВ А.К.
Доктор техн. наук,
директор по производственным
операциям ООО «СУЭК»,
652507, г. Ленинск-Кузнецкий, Россия,
e-mail: [email protected]
МЕШКОВ А.А.
Канд. техн. наук, технический директор горнорудного дивизиона ООО «СУЭК»,
652507, г. Ленинск-Кузнецкий, Россия, e-mail: [email protected]
МАЗАНИК Е.В.
Канд. техн. наук,
начальник управления
моделирования вентиляционных сетей
шахт ООО «СУЭК»,
652507, г. Ленинск-Кузнецкий, Россия,
e-mail: [email protected]
* Исследование выполнено в НИТУ МИСИС при поддержке Российского научного фонда, проект № 23-19-00398.
Рассмотрены вопросы извлечения метана из неразгруженных от горного давления углепородных массивов. Представлены опыт заблаговременной дегазационной подготовки угольных пластов и, как альтернативное направление, добыча метана. Обоснована необходимость учета технологии воздействия при оценке ресурсной базы, обосновании направлений развития технологии заблаговременной дегазации. Показано, что добыча метана не соответствует требованиям, предъявляемым к климатическим проектам и обеспечению безопасности ведения горных работ, в то время как заблаговременная дегазация решает вопросы не только дегазации, но и комплексного освоения ресурсов углега-зовых месторождений.
Ключевые слова: метан, дегазация заблаговременная, добыча, безопасность, газ парниковый, гидрорасчленение, гидроразрыв, ресурсы. Для цитирования: Заблаговременная дегазация угольных пластов и добыча метана угольных пластов. Проблемы и перспективы развития / А.К. Логинов, А.А. Мешков, Е.В. Мазаник и др. // Уголь. 2024;(10):62-67. DOI: 10.18796/0041-5790-2024-10-62-67.
Abstract
The issues of methane recovery from unloaded coal seams mine rock pressure are considered. The experience of pre-emptive of coal seams and, as an alternative direction, methane extraction is presented. The necessity of taking into account the impact of the technology in the assessment of resource base, justification of directions of development of technology of advance degassing is substantiated. Methane mining is shown to be inadequate for climate projects and safe mining operations, while advance degassing is not sufficient for and comprehensive development of coal resources.
Keywords
КОЛИКОВ К.С.
Доктор техн. наук, заведующий кафедрой Безопасности и экологии
Methane, advance degassing, mining, safety, greenhouse gas, hydrofracturing, hydraulic fracturing, resources.
Acknowledgements
The research was carried out at the National Research University of Science and Technology (MISIS) with the support of the Russian Science Foundation, project No. 23-19-00398.
горного производства НИТУ МИСИС,
119049, Москва, Россия, e-mail: [email protected]
For citation
Loginov A.K., Meshkov A.A., Mazanik E.V., Kolikov K.S., Verzhanskaya N.D. Advance degassing of coal seams and production of coal bed methane. Challenges and development prospects. Ugol'. 2024;(10):62-67. (In Russ.). DOI: 10.18796/00415790-2024-10-62-67.
ВЕРЖАНСКАЯ Н.Д.
Канд. техн. наук, первый заместитель генерального директора ООО «Сентябрь», 143000, г. Балашиха, Россия,
ИСТОРИЯ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
Заблаговременная дегазация угольных пластов начинает свою историю с е-mail: [email protected] 1957 г., когда по инициативе выдающегося ученого в области горного дела академика А.А. Скочинского в то время еще аспирант Н.В. Ножкин начал изучать и исследовать эту тему. На тот момент это было принципиально новое направление в борьбе с метаном угольных пластов. Под руководством А.А. Скочинского в кратчайшие сроки была разработана технология заблаговременной дегазации, базировавшаяся на опыте гидроразрыва, использовавшегося в нефтегазовой отрасли, и предусматривающая нагнетание рабочей жидкости с темпом, превышающим естественную приемистость угольных пластов. Данный режим обеспечивает раскрытие природных трещин в пласте, которые и определяют его проницаемость и газоотдачу.
В феврале 1961 г. по инициативе Н.В. Ножкина в Караганде был организован опорный пункт по заблаговременной дегазации угольных пластов. В конце того же года на западном крыле шахты им. 50-летия Октябрьской революции было проведено гидрорасчленение угольного пласта К12 «Верхняя Марианна» для его заблаговременной дегазации [1]. Технология получила дальнейшее распространение и развитие, в ходе которых было обработано более 50 млн т запасов угля через 150 скважин.
Следует отметить, что технология гидроразрыва угольных пластов впервые в нашей стране была испытана в 1954 г. при подземной газификации углей в Донбассе (Промгаз) [2].
В ходе опытно-промышленных испытаний заблаговременной дегазации угольных пластов основные направления исследований заключались в установлении механизма формирования блочно-трещиноватой среды; отработке технологии гидродинамического воздействия на пласт и освоении скважин; оценке эффективности технологии по снижению газоносности и газообильности очистных и подготовительных выработок; оценке эффективности технологии по снижению выбросоопасности угольных пластов в результате изменения физико-механических свойств угля, газодинамического и напряженно-деформированного состояния массива, пластового давления; разработке способов интенсификации газовыделения и методов диагностики скважин; испытании и внедрении новых технологий воздействия на угольные пласты [3, 4, 5].
В зависимости от горнотехнических условий проведения дегазационная подготовка использовалось по двум схемам: комплексной или заблаговременной дегазации угольных пластов. В первом случае в условиях действующих горизонтов гидрорасчленение применялось для повышения проницаемости пластов, при этом извлечение метана осуществлялось в основном через пластовые скважины. Снижение газоносности при такой схеме достигало 8-10 м3/т, а снижение абсолютной газообильности составляло 37-70%. Газовыделение в пластовые скважины в зонах комплексной дегазации возросло в 3-7 раз.
На основе проведенных исследований пористости и газоносности угля, а также трещиноватости угольного пласта оценены зоны воздействия сква-
жин расчленения, которые имеют форму, близкую к эллипсу, а максимальный радиус воздействия достигал 150 м.
Для улучшения проникающей способности рабочей жидкости в поры и трещины применялись поверхностно-активные вещества (ПАВ) типа ДБ, ДС-10. При наличии в угле более 0,3% карбонатов и их локализации в трещинах угольного пласта применялась его соляно-кислотная обработка.
Закачиваемая рабочая жидкость не только обеспечивает повышение трещинной проницаемости пласта, но и снижает фазовую проницаемость по газу, поэтому обязательным элементом технологии является освоение скважин, которое при заблаговременной дегазации составляет не менее 3-4 лет. Этому критерию соответствовали всего пять участков на трех шахтных полях: на восточном и юго-западном крыльях, а также на глубоких горизонтах шахты «Сокурская», на восточном крыле шахты им. В.И. Ленина и западном крыле шахты Казахстанская.
В благоприятных горно-геологических условиях (глубина залегания - до 500-550 м, природная проницаемость - 10-3-10-1, мД) были получены стабильные положительные резул ьтаты. Ма ксимал ьный дебит скважи н составлял 4-5 тыс. м3/сут. Средний дебит скважин при заблаговременной дегазации на основе гидрорасчленения угольных пластов на шахтах Карагандинского угольного бассейна составлял 500-700 м3/сут. По результатам проведенных исследований при заблаговременной дегазации угольных пластов извлечение метана достигает 60-70% от разницы между природной и остаточной газоносностью. При добыче метана, по данным ООО «Газпром Добыча Кузнецк», дебит скважин составил: 500-3200 м3/сут. при использовании технологии ГРП через вертикальные скважины; 5000-7000 м3/сут. при использовании горизонтальных скважин (проходка по пласту - 450 м); 1300015000 м3/сут. при использовании многозабойных скважин (проходка по пласту - 4400 м). Следует обратить внимание на то, что эти данные не информативны с точки зрения интегральной оценки объемов извлечения метана и эффективности дегазации угольного пласта, т.к. приводятся без указания величины питающих запасов и не позволяют оценить снижение газоносности угольных пластов. По мнению авторов, добыча метана угольных пластов не позволяет достичь эффекта, аналогичного применению метода гидрорасчленения угольного пласта в части повышения газоотдачи угольных пластов. Причиной этого является более интенсивный процесс закачки (гидроразрыв), в результате чего происходит нерегулируемое распространение трещин по всей области угле-породного массива, характер распространения трещин при этом зависит от его напряженно-деформируемого состояния. При этом определить количество метана, извлекаемого непосредственно из угольного пласта, практически невозможно.
Как отмечалось авторами ранее, метод заблаговременной дегазации изначально был разработан для обеспечения безопасности ведения горных работ как с точки зрения метанобезопасности, так и безопасности по газодинамическим явлениям.
Учитывая вышеизложенное, считаем, что у заблаговременной дегазации угольных пластов и добычи метана из углепородных массивов разное целеполагание, что определяет критерии не только целесообразности применения, но и оценки эффективности технологии.
ГИДРОРАЗРЫВ ИЛИ ГИДРОРАСЧЛЕНЕНИЕ.
РЕСУРСНАЯ БАЗА
Отметим, что до последнего времени периодически возникают споры терминологического характера, на наш взгляд, имеющие важное значение. Так, специалисты нефтегазовой отрасли, как правило, используют термин «гидроразрыв», в то время как специалисты угольной отрасли, особенно школы А.А. Скочинского, предпочитают термин «гидрорасчленение».
Подробно этот вопрос рассмотрен в работе проф. С.В. Сластунова [6]. Принципиальное различие заключается в реализуемом режиме гидровоздействия. В первом случае речь идет о формировании новых трещин, прорастающих не только в угольных пластах, но и во вмещающих породах, что отражается в резком падении давления в процессе гидровоздействия при раскрытии трещин, в то время как во втором случае падения давления практически не происходит, и речь идет только о раскрытии природных трещин в пределах угольного пласта. Данное различие важно с точки зрения не только эффективности воздействия, но и экологических последствий применения технологии.
Следует отметить, что в этом случае необходимо учитывать и различие в ресурсах. В случае гидроразрыва необходимо учитывать и газ, содержащийся во вмещающих породах, а при гидрорасчленении речь идет только о газе, содержащемся в угольных пластах. Разница в этом случае может быть достаточно существенной, так, при газоносности угольных пластов 20 м3/т, плотности угля 1,4 м3/т, зольности 10%, мощности 5 м (средняя для Нарыкского месторождения, по данным [7]) и газоносности пород всего 4 м3/м3 ресурсы метана угольных пластов будут соответствовать объемам метана вмещающих пород мощностью менее 32 м. При этом оценка ресурсной базы гидроразрыва даже на современном этапе не учитывает этого [8, 9, 10], фактически дублируя ранее выработанные подходы [11]. Отличительной чертой являются критерии категорирования запасов. Во «Временных методических требованиях...» [11] запасы метана в пластах с балансовыми запасами угля относятся к категории С1, если степень изученности их природной метанонос-ности отвечает требованиям «Инструкции по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах» (1977 г.).
В случае, когда газоносность изучена недостаточно, запасы метана относятся к категории С2. Сюда же относятся и запасы метана, содержащиеся в забалансовых запасах угля и в нерабочих пластах. В условиях газовых месторождений запасы категории С1 определяют на расстояниях от 3 до 5 радиусов влияния скважин, а выделение запасов категории С2 рекомендуется проводить на площадях, примыкающих к участкам с запасами метана более высоких категорий, при этом площадь запасов
категории С2 не может превышать двух радиусов площади запасов категории С1 [8]. В условиях, когда предусматривается последующая отработка угля, данный подход, на наш взгляд, не является достаточно обоснованным. Кроме того, в этом случае, как справедливо отмечают авторы [7, 8], особое значение приобретают проницаемость продуктивного интервала, которая в угольных пластах имеет, как правило, очень низкую величину (сотые и тысячные доли мД), а также радиус влияния, зависящий от эффективности гидродинамического воздействия. При заблаговременной дегазации его величина оценена в 100-150 м в зависимости от мощности угольного пласта и темпа нагнетания рабочей жидкости. Коэффициент извлечения метана для вновь вводимых Газпромом месторождений установлен на уровне 0,4 [8, 12], хотя по результатам работ в США [13] и при заблаговременной дегазации на шахтах Карагандинского бассейна он имеет более высокие показатели. При этом определяющее значение в этом случае имеют технологические показатели освоения данного ресурса. Если же учесть и экономические показатели, то попытка обеспечить высокие дебиты скважин приведет к снижению эффективности дегазации разрабатываемого в последующем угольного пласта. Эксперты, изучающие проблему извлечения МУП, единодушно сходятся во мнении о низкой экономической эффективности данного вида полезных ископаемых. Так, удельные затраты на заблаговременное извлечение метана угольных пластов в 1,5 -2,5 раза выше, чем при традиционных способах дегазации.
Следует отметить, что эффективность предварительной дегазации, как правило, не превышает 10-15% на современных глубинах отработки, а эффективность дегазации выработанного пространства достигает 60-70% и более. Причиной низкой эффективности предварительной дегазации является то, что большая часть метана угольных пластов находится в сорбированном (связанном) состоянии, а также низкая природная проницаемость, которая после разгрузки углепородного массива возрастает на 4-5 порядков. С учетом того, что с увеличением количества дегазируемых пластов (продуктивных интервалов) усложняется технология извлечения метана, целесообразность извлечения метана из всего углепородного массива представляется крайне сомнительной.
Отмечается в [13], что действующие в настоящее время «Инструкции по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах» (1977 г., 1988 г.) «не способствуют обнаружению метанообильных зон». Одной из актуальных задач технологии добычи МУП является выявление участков с повышенной открытой трещиноватостью [14], что направлено на обеспечение рентабельности извлечения метана, но не на обеспечение безопасности ведения горных работ, которая требует не только выделения наиболее метанообильных зон, но и дегазации всего участка ведения подземных работ.
Согласно исследованиям австралийских ученых, критическим значением природной газоносности угольного пласта по критерию выбросоопасности, после которого применение метода заблаговременной дегазации яв-
ляется обязательным, является 9 м3 на 1 т, точнее 900DRI (Desorption Rate Index). В случае невозможности применения метода заблаговременной дегазации австралийские коллеги рекомендуют переходить на безлюдную выемку.
Укрупненная технико-экономическая оценка технологии заблаговременной дегазации угольных пластов [15] показала, что даже при достигнутых показателях (извлечение из одной скважины 1,5 млн м3 метана) ее экономическая эффективность выше, чем при добыче 15 млн м3 метана из одной скважины. Кроме этого, при добыче метана фактически речь идет об экстенсивном развитии технологии, в то время как при заблаговременной дегазации - комплексное (интенсивное) развитие, что кардинально меняет эффективность экологических (в первую очередь климатических - выбросы парниковых газов) показателей.
Рассматривая терминологические коллизии, считаем необходимым остановиться на таком термине, как «остаточная газоносность». В «Рекомендациях по определению газоносности угольных пластов» (2023 г.) «остаточную газоносность угольных пластов рекомендуется определять для оценки эффективности применения мер, направленных на снижение природной газоносности угольных пластов», т.е. фактически речь идет о текущей газоносности угольных пластов. В работе [16] этот термин соответствует остаточной метаноносности отбитого угля и используется для оценки ресурсов метана добычного участка, т.е. соответствует газоносности угля на выходе из транспортной выработки выемочного участка. В то же время в соответствии с рекомендациями ранее действовавших нормативов (Руководство по проектированию вентиляции угольных шахт, 1975 г., 1989 г.) остаточная газоносность определяется в зависимости от выхода летучих, изменяясь от 2 до 12 м3/т, и фактически имеет смысл газоносности, которая не уменьшается без дополнительных термодинамических воздействий на уголь.
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
Обобщая вышеизложенное, с уверенностью можно сказать, что при всей свой схожести технологии ведения работ по добыче и заблаговременной дегазации угольных пластов имеют ряд существенных, мы бы даже сказали ключевых, различий. А именно, в случае добычи метана угольных пластов применяется технология гидроразрыва пласта, что направлено на обеспечение максимального дебита скважин, однако не дает узконаправленного воздействия на угольный пласт, воздействуя при этом на весь массив целиком. В связи с этим перспективы данной технологии связаны не только и не столько с развитием технологии, сколько с разработкой методики выделения зон повышенной газоотдачи, так называемых «сладких точек».
Дополнительные направления повышения эффективности добычи метана связаны с:
- совершенствованием технологии активного воздействия с применением мероприятий, не допустимых при последующей отработке пласта;
- совершенствованием нормативной базы, обеспечивающей упрощение требований к применяемым технологическим решениям;
- повышением эффективности освоения скважин и интенсификацией газовыделения за счет оптимизации технологии и применяемого оборудования, позволяющих, например, снизить амортизационные отчисления и потребление электроэнергии, увеличить газовыделение и т.д.
Гидрорасчленение предполагает воздействие исключительно на угольный пласт, подлежащий разработке, обеспечивая при этом его максимальную дегазацию, однако не дает необходимого для эффективной добычи дебита скважины. Таким образом, целеполагание у этих двух технологий имеет абсолютно разное значение.
Перспективы развития в этом случае связаны с:
- переоборудованием геологоразведочных скважин в специальные скважины гидрорасчленения, стоимость сооружения которых достигает 40-50% капитальных затрат;
- применением комплексного способа дегазации;
- совершенствованием способов освоения скважин заблаговременной дегазацией;
- совершенствованием технологии гидродинамического воздействия.
При оценке запасов метана по данным технологиям целесообразно оперировать категориями запасов угольного пласта и углепородного массива, разделив, таким образом, метан, получаемый при заблаговременной дегазации, и метан углепородного массива.
СТИМУЛИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ
Учитывая, что заблаговременная дегазационная подготовка, в отличие от добычи МУП, позволяет решить вопросы снижения выбросов парниковых газов, целесообразно стимулирование дегазационных работ на предприятиях, проводящих работы по дегазации и использованию угольного метана. Принципиальная разница при оценке величины сокращения выбросов парниковых газов определяется тем, что при заблаговременной дегазации весь извлеченный и использованный метан соответствует критериям климатического проекта, в то время как при добыче метана эти критерии не соблюдаются.
В свете вышеизложенного хотим отметить нецелесообразность включения в мероприятия по реализации проектов по добыче метана из углепородных массивов обязательной заблаговременной дегазации угольных пластов, что сегодня активно лоббируется предприятиями газовой отрасли. Так, например, в ходе обсуждения данной проблематики на круглом столе «Заблаговременная дегазация или добыча метана», прошедшем на международном симпозиуме «Неделя Горняка-2024», были предложены следующие изменения в закон «О недрах»:
- ч. 2, ст. 22 «Пользователь недр обязан обеспечить» дополнить пунктом «13) заблаговременную дегазацию скважинами с дневной поверхности до начала добычи каменного угля подземным способом при метаноносно-сти угольных пластов 9 м3/т и более».
- ч. 5, ст. 24 «Основные требования по безопасному ведению работ» дополнить пунктом: «11) проведение обязательной заблаговременной дегазации угольных пла-
стов шахтных полей скважинами с дневной поверхности при метаноносности 9 м3/т и более»
Рассмотрим подробнее последствия реализации данных норм. На законодательном уровне определяются численные параметры и необходимость применения конкретного способа обеспечения безопасности ведения горных работ без учета специфики российских угольных бассейнов. Хотим отметить, что численный показатель критической метаноносности угольных пластов, при превышении которого в обязательном порядке вводится применение заблаговременной дегазации, взят по аналогии с нормами Австралии. Таким образом, недропользователи - угледобывающие компании лишаются возможности самостоятельного определения способа обеспечения безопасности ведения горных работ с использованием их опыта и результатов российский научных исследований. В условиях отсутствия системы определения газоносности угольных пластов после заблаговременной дегазации данное решение приведет к «шоковому» эффекту для предприятий угольной отрасли.
ВЫВОДЫ
Дегазация является основой обеспечения метанобе-зопасности и комплексного освоения углегазовых месторождений. При оценке ресурсов метана в случае заблаговременной дегазации целесообразно рассматривать метан угольных пластов, а при добыче метана - метан углепородных массивов.
С учетом увеличения проницаемости углепородного массива при отработке угольных пластов выбор объекта извлечения угольного метана необходимо осуществлять не по критерию дебита газа, а на основе анализа структуры газового баланса подготавливаемого к отработке добычного участка.
Полагаем необходимым при внесении изменений в любые НПА и НТД в области обеспечения безопасности ведения горных работ и, в частности, в случаях применения заблаговременной дегазации четко разделять понятия и определиться с терминологией. Считаем целесообразным рассмотреть вопрос об утверждении (стандартизации) единых терминов, используемых при параллельной работе двух смежных отраслей добывающей промышленности - горной и нефтегазовой, в первую очередь, связанных с определением налогооблагаемой базы.
Списоклитературы • References
1. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. М.: Недра, 1979. 271 с.
2. Правосудов С.А. Метан как сырье. Угольный газ можно добывать в промышленных объемах, не дожидаясь, пока он взорвется в шахте. 2007-11-13. http://www.ng.ru/energy/2007-11-13/13_ metan.html.
3. Васючков Ю.Ф. Физико-химические способы дегазации угольных пластов. М.: Недра, 1986. 255 с.
4. Технология гидродинамического воздействия на газовыбро-соопасный углепородный массив через скважины с профилем пространственного типа / С.А. Ярунин, Е.Я. Диколенко, А.Е. Пе-режилов и др. М.: Полимеджа, 1996. 430 с.
5. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. М.: МГГУ, 2002. 383 с.
6. Сластунов С.В. Горный инженер Ножкин Николай Васильевич -профессор Московского горного института. Современные проблемы шахтного метана (Сборник научных трудов к 85-летию проф. Н.В Ножкина). М.: ИД ООО Роликс, 2014. С. 2-14.
7. Сторонский Н.М. Современное состояние освоения ресурсов метана угольных пластов в России // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2014. № 2. С. 16.
Storonskii N.M. The modern state of coping with the coal layer methane resources in Russia. Georesursy, geoenergetika, geopolitika. 2014;(2):16. (In Russ.).
8. Кирильченко А.В., Хрюкин В.Т., Швачко Е.В. Методологические подходы к подсчету запасов метана в угольных пластах как нетрадиционных коллекторах // Недропользование XXI век. 2015. № 2. С. 92-95.
Kirilchenko A.V., Khryukin V.T., Shvachko E.V. Methodological approaches to calculate methane reserves in coal seams as unconventional reservoirs. Nedropol'zovanieXXIvek. 2015;(2):92-95. (InRuss.).
9. Методика подсчета запасов метана в угольных пластах как самостоятельного полезного ископаемого / Н.М. Сторонский, В.Т. Хрюкин, Е.В. Швачко и др. // Записки горного института. 2010. Т. 185. С. 199-204.
Storonskii N.M., Khryukin V.T., Shvachko E.V., Kirilchenko A.V., Mitronov D.V., Sizikov D.A. Methods for calculation of methane reserves in coal seams as independent mineral resource. Zapiski Gornogo instituta. 2010;(185):199-204. (In Russ.).
10. Взаимосвязь понятий и проблемы классификации трудноиз-влекаемых и нетрадиционных ресурсов и запасов газа непрерывных нефтегазовых систем / Е.В. Швачко, А.В. Гурова, В.В. Шишляев и др. // Наука и техника в газовой промышленности. 2022. № 1. С. 45-58.
Shvachko E.V., Gurova A.V., Shishlyaev V.V., Khryukin V.T., Sizikov D.A. Interrelation of concepts and challenges in classification of hard-to-recover and unconventional resources and gas reserves of continuous oil and gas systems. Science & Technology in the gas industry. 2022;(1):45-58.
11. Временные методические требования к геолого-экономической оценке и подсчету запасов метана в угольных пластах. ГКЗ СССР. 1987. 15 с.
12. Метаноугольные бассейны и месторождения России. Пути решения проблем добычи метана из угольных пластов / М.В. Голицын, А.Х. Богомолов, В.И. Вялов и др. // Геология нефти и газа. 2013. № 3. С. 88-95.
Golitsyn M.V., Bogomolov A.Kh., Vyalov V.I., Zaitsev V.A., Makaro-va E. Yu., Mitronov D.V., Pronina N.V., Chernikov A.G. Methane coal basins and fields of Russia. Ways of solving problems of methane production from coal seams. Geologiyaneftiigaza. 2013;(3):88-95. (In Russ.).
13. Макарова Е.Ю., Митронов Д.В. Ресурсная база и перспективы добычи метана угольных пластов в России // Георесурсы. 2015. № 2. С. 101-105.
Makarova E.Yu., Mitronov D.V. Resource base and prospects for coalbed methane production in Russia. Georesursy. 2015;(2): 101-105. (In Russ.).
14. Абарбанель Е.Г., Сизиков Д.А., Швачко Е.В. Особенности применения пассивного сейсмического мониторинга при подготовке к разработке метаноугольных месторождений Кузбасса // Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ. 2023. № 1. С. 222-231.
Abarbanel E.G., Sizikov D.A., Shvachko E.V. Specifics of applying passive microseismic monitoring when preparing development of methane-coal fields at Kuzbass. Vesti gazovoj nauki. 2023;(1): 222-231. (In Russ.).
15. Сластунов С.В., Коликов К.С., Ермак Г.П. Угольный метан: добыча или дегазация // Газовая промышленность. 2012. № 10. С. 60-62.
Slastunov S.V., Kolikov K.S., Ermak G.P. Coal methane: extraction or degassing. Gazovaya promyshlennost'. 2012;(10):60-62. (In Russ.).
16. Забурдяев В.С., Филиппов Ю.А. Способ определения ресурсов шахтного метана на выемочном участке. Описание изобретения к патенту RU 2 811 143.
Authors Information
Loginov A.K. - Doctor of Engineering Sciences, Director of Production Operations, "SUEK" LLC, Leninsk-Kuznetskij, 652507, Russian Federation, e-mail: [email protected]
Meshkov A.A. - PhD (Engineering), Technical Director of Mining Division, SUEK" LLC, Leninsk-Kuznetskij, 652507, Russian Federation e-mail: [email protected]
Mazanik E.V. - PhD (Engineering), Head of the Department for Modelling of Mine Ventilation Systems, SUEK" LLC, Leninsk-Kuznetskij, 652507, Russian Federation, e-mail: [email protected]
Kolikov K.S. - Doctor of Sciences, Head of the Department
of Mine Safety and Environment, National University of Science
and Technology MISIS (NUST MISIS), Moscow,
119049, Russian Federation, e-mail: [email protected]
Verzhanskaya N.D. - PhD (Engineering),
First Deputy General Director, Sentyabr LLC, Balashikha,
143000, Russian Federation, е-mail: [email protected]
Информация о статье
Поступила в редакцию: 5.09.2024 Поступила после рецензирования: 16.09.2024 Принята к публикации: 26.09.2024
Paper info
Received September 5,2024 Reviewed September 16,2024 Accepted September 26,2024
