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

3. Для определения количественных показателей газоносности в пределах метановой зоны, характеризующейся повышенным выделением, рекомендуется применять методы прямого и косвенного определения природной газоносности угольных пластов и вмещающих пород.

Метод прямого определения основан на применении специальных колонковых снарядов (керногазонаборников), которые позволяют отобрать пробы угля, пород и газа в их естественном соотношении и определить содержание газа в керне, близкое к природному.

Метод косвенного определения сводится к установлению газоносности угля или пород по их газоемкости, полученной лабораторным путем, для условий давления газа и температуры, замеренных в скважинах в угольном пласте или породном слое.

4. Газовый баланс выемочных участков по источникам газовыделения, в том числе из разрабатываемого пласта, рекомендуется определять по результатам газовой съемки, проводимой в горных выработках.

5. Природная газоносность угольного пласта, как правило, соответствует газовыделению из разрабатываемого пласта, отнесенному к одной тонне угля, в сумме с остаточной газоносностью угля, выдаваемого из лавы.

Природную газоносность угольных пластов рекомендуется рассчитывать по данным газообильности выработок действующих шахт по формулам прогноза метанообильности. К исходным данным рекомендуется принимать фактическую метанообильность действующих выработок.

6. Комплексный метод основан на использовании непрерывного газового каротажа выходящей из скважины промывочной жидкости. Газовым каротажем по скважине в разрезе пород выявляются газовыделяющие интервалы (угольные пласты и газоносные породы). По объему газа, вынесенного буровым раствором из интервала газосодержащих углей и пород, определяют количество газа, выделившегося при перебуривании одного метра углепородного массива. Определив объем газа, вынесенного буровым раствором из интервала угольного пласта, и остаточную газоносность угольного керна и шлама, рассчитывают по уравнению газового баланса природную газоносность угольного пласта.

7. На всех стадиях разведки угольных месторождений и участков определяется газоносность угольных пластов и вмещающих пород-коллекторов согласно пункту 440 Инструкции по аэрологической безопасности угольных шахт.

На поисковой стадии рекомендуется производить сбор, обобщение сведений о газоносности месторождения или участка и определять качественный состав природных газов в угольных пластах и вмещающих породах методом отбора проб в герметические сосуды - ориентировочное определение природной газоносности месторождения (наличие или отсутствие в угленосных отложениях метана на глубине, до которой производится оценка запасов).

На стадии предварительной разведки месторождений с наличием метана рекомендуется получить данные о газоносности исследуемой площади, достаточные для составления соответствующего раздела в техникоэкономическом докладе о целесообразности детальной разведки.

Для этого рекомендуется установить:

общий характер качественного состава газов и газовую зональность;

глубину поверхности зоны метановых газов и общую качественную характеристику природной газоносности угольных пластов в зоне метановых газов;

возможное влияние геологических факторов на распределение газов в угольных пластах и вмещающих породах.

8. На стадии детальной разведки рекомендуется выполнить объем опробования угольных пластов месторождения (участка), достаточный для получения исходных данных о природной газоносности, на основании которых возможно составить прогноз ожидаемой газообильности горных выработок шахты с погрешностью, не превышающей 30%.

Для этого рекомендуется:

уточнить гипсометрическое положение поверхности зоны метановых газов с точностью +/- 50 м;

определить природную газоносность рабочих пластов в зоне метановых газов на всей площади месторождения (участка) с предельной погрешностью не более +/- 5 м3/т, которая устанавливается сравнением со среднединамической величиной газоносности проб одного пластопересечения мощных пластов угля или со средней газоносностью тонких угольных пластов на данной глубине;

определить наличие горизонтов вмещающих пород-коллекторов и установить их газосодержание;

установить газосодержание подземных вод водоносных горизонтов, оказывающих значительное влияние на газообильность горных выработок;

изучить влияние геологических факторов на распределение газа и установить количественные зависимости, дать прогноз газоносности с учетом выявленного влияния геологических факторов на возможные региональные и локальные изменения газоносности.

9. При доразведке полей действующих шахт дополнительное опробование угольных пластов на газоносность рекомендуется проводить в случае, если нет условий, позволяющих применять горностатистический метод прогноза газообильности горных выработок, а именно при:

отсутствии данных о газообильности горных выработок на отработанных и действующих горизонтах шахты, а также по соседним шахтам;

вскрытии первого горизонта в зоне метановых газов;

вскрытии новых пластов;

изменении системы разработки или способов управления метановыделением;

отсутствии аналогии геологических условий действующих горизонтов с разведываемыми;

наличии в пределах шахтного поля значительных тектонических нарушений.

10. При повышенной углекислотообильности (более 5 м3/т добычи угля) рекомендуется выявлять источники поступления углекислого газа, для чего рекомендуется использовать результаты подземных газовых съемок и исследования подземных и шахтных вод.

11. При реконструкции действующих шахт с прирезкой новых площадей и пластов на расстоянии по вертикали от горных работ более 200 м при пологих и более 300 м при крутых пластах, а также на расстоянии более 2000 - 3000 м от действующих горных работ изучение природной газоносности основных рабочих угольных пластов рекомендуется производить в соответствии с требованиями детальной разведки.

12. При опробовании керногазонаборниками угольных пластов число проб, отбираемых из одного пласта, рекомендуется определять по таблице N 1.

Таблица N 1 - Объем опробования угольных пластов на газоносность в зависимости от их мощности

РЕКОМЕНДАЦИИ ПРИ ОПРОБОВАНИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
НА ГАЗОНОСНОСТЬ

13. Опробование угольных пластов на газоносность рекомендуется производить в присутствии комиссии, в состав которой включаются буровой мастер, геолог по изучению газоносности. Состав комиссии может определяться главным инженером шахты.

14. Отбор проб угля, намеченных для определения газоносности, рекомендуется производить одинарной или двойной колонковой трубой или специальным колонковым снарядом-керногазонаборником.

Перед перебуриванием угольного пласта скважину рекомендуется полностью очистить от породного керна, буровой мелочи и шлама во избежание истирания угля при бурении и засорения керногазонаборника шламом.

Пробы рекомендуется отбирать в виде кусков кернов:

для изучения физико-механических свойств - длиной 30 - 40 см (или три образца длиной по 15 см);

для изготовления шлифов - 5 см;

для определения общей и открытой пористости - до 10 см.

15. Каждую пробу, направляемую в лабораторию, рекомендуется маркировать своим номером.

Рекомендуемый состав лабораторных работ: дегазация проб, химический анализ извлеченного газа, изготовление шлифов, аншлифов-брикетов, подготовка образцов и определение основных показателей коллекторских свойств (для углей - общая пористость, кажущаяся и действительная плотность, сорбционная газоемкость, трещиноватость, прочность). Пробы угля, пород и жидкости (промывочная жидкость, шахтные и самоизливающиеся из скважин воды), направляемые в лабораторию для определения их газосодержания, и пробы газа принимаются в керноприемниках и пробоотборниках при отсутствии видимых дефектов (плохо пригнанных крышек и пробок, пробоин в шлангах). В лабораториях рекомендуется организовывать учет поступивших проб с присвоением каждой пробе лабораторного номера.

16. Перед постановкой керноприемника на дегазацию рекомендуется предварительно определять количество керна в нем с помощью дефектоскопа.

Перед дегазацией проб, отобранных в керноприемники, в последних рекомендуется измерять газовое давление мановакуумметром.

Дегазацию проб, отобранных в керноприемники и сосуды для жидкости, рекомендуется производить на дегазационной установке, предназначенной для извлечения газа из проб углей.

17. При наличии избыточного газового давления в керноприемниках пробы рекомендуется дегазировать в следующем порядке:

собирается газ, выделяющийся при комнатной температуре;

собирается газ, выделяющийся при термовакуумной дегазации проб, с нагревом в водяной ванне до 60 - 90 °C при вакууме с остаточным давлением 5 - 10 мм рт. ст.

пробы полуантрацитов и антрацитов, а также пород для полного извлечения газа подвергаются дроблению с последующей дегазацией.

18. Дегазацию жидкости рекомендуется производить в горизонтальной бюретке при вакууме с остаточным давлением 5 - 10 мм рт. ст. при нагревании до 60 - 90 °C.

Дегазацию проб можно считать законченной, когда при нагреве до 60 - 90 °C под вакуумом с остаточным давлением 5 - 10 мм рт. ст. из нее за 1 час выделится 10 - 15 см3 газа, что составит не более 1% извлеченного газа.

19. Угольные керны рекомендуется сдавать на технический анализ раздельно. Таюке рекомендуется сдавать на технический анализ шлам и случайные обломки породы, так как учитывается вся органическая масса, из которой выделяется газ.

20. Анализ извлеченного газа для определения основных компонентов: углекислого газа, кислорода, водорода, метана и его гомологов, азота и редких газов - рекомендуется производить на газоаналитических аппаратах по применяемым лабораторией методикам.

Объемы газов, извлеченных из газосборника и керноприемника, приводятся к следующим условиям (760 мм рт. ст. и 20 °C):

где VГ - объем извлеченного газа, см3;

К' - коэффициент перерасчета для приведения газа к нормальным условиям.

Определяются объемы VН.К. компонентов, см3, по объемам VН, и данным газового анализа:

(2)

где CК - содержание компонента, %.

Определяются общие объемы VН.К. каждого компонента (в случае поэтапной дегазации пробы с раздельным анализом газов):

(3)

Рассчитывается газосодержание XП соответствующего компонента на 1 г пробы, см3/г:

(4)

где M - масса пробы, г.

Рассчитывается газосодержание каждого компонента на 1 г сухой беззольной массы пробы, см3/г с. б. м.:

(5)

где MГ - количество горючей массы пробы, г, определяемое по формуле:

(6)

где AC и W - зольность и влажность пробы соответственно, %.

Газоносность рассчитывается с учетом поправочного коэффициента, величину которого рекомендуется устанавливать для каждого угольного бассейна.

По данным газового анализа и объему извлеченного газа содержание газовых компонентов VK, см3, в газосодержащей жидкости рекомендуется рассчитывать по формуле:

(7)

Из объема газовой смеси исключается объем кислорода и азота воздуха, растворившихся в жидкости при ее отборе.

Содержание газовых компонентов в извлеченном из пробы газе, %, рассчитывается по соотношению:

(8)

где VПР - количество извлеченного газа (без атмосферного кислорода и азота), см3.

Абсолютное содержание отдельных газовых компонентов на 1 л жидкости, см3/л, определяется по формуле:

(9)

где VЖ - объем жидкости, л.

Результаты расчетов рекомендуется заносить в журнал.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПРИ ОБРАБОТКЕ МАТЕРИАЛОВ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОНОСНОСТИ

21. При обработке рекомендуется пробы подразделять на представительные, условно представительные и непредставительные.

К представительным пробам, как правило, относятся пробы, отвечающие всем требованиям технологии отбора и лабораторной обработки, которые приводятся в соответствующих инструкциях по каждому виду опробования. Эти пробы являются основными исходными данными для характеристики газоносности угленосной толщи.

К условно представительным пробам могут относится пробы, имеющие незначительные отклонения от основных требований. Эти пробы принимаются во внимание при ориентировочной оценке газоносности угленосной толщи, особенно когда общее количество проб недостаточное.

К непредставительным пробам рекомендуется относить пробы, имеющие явные признаки негерметичности и непредставительные по массе. Такие пробы не учитываются при определении газоносности.

22. Для учета возможных потерь газа при отборе проб и их лабораторной обработке в расчеты природной газоносности рекомендуется вводить поправочный коэффициент.

23. При отборе нескольких проб из одного пластопересечения (по пластам большой мощности) природную газоносность рекомендуется определять по максимальным значениям газоносности из отобранных проб.

24. При наличии разброса значений газоносности (более +/- 5 м3/т) по пробам с одного пластопересечения рекомендуется производить более тщательную отбраковку проб. В первую очередь рекомендуется выбраковывать пробы повышенной зольности, а также при наличии тех или иных дефектов, если последние обусловливают этот разброс, рассчитывается скорректированная средняя газоносность (без учета выбракованных проб), после чего определяется природная газоносность пласта умножением скорректированной газоносности на поправочный коэффициент.

25. Для более объективной оценки получаемых данных рекомендуется сопоставление результатов определений газоносности, получаемых независимыми методами.

26. Основным видом графической обработки результатов газового опробования являются карты прогноза газоносности, которые строятся наряду с построением геолого-газовых разрезов, а также графиков нарастания газоносности угольных пластов с глубиной от поверхности метановой зоны.

Основой для построения геолого-газовых разрезов являются геологические разрезы, на которых строится граница зоны метановых газов. Верхняя граница зоны метановых газов проходит на глубине, где содержание метана в отобранных в герметический сосуд газах равно 80%, давление метана равно 1 кгс/см2, метаноносность угля соответствует его метаноемкости при давлении метана 1 кгс/см2, метанообильность выработок более 2 м3/т.

27. Изолинии газоносности на геолого-газовых разрезах рекомендуется проводить в соответствии с темпом и характером изменения газоносности по площади и с глубиной с учетом конкретной геологической обстановки.

28. Карты прогноза газоносности угольных пластов строятся на геологической основе структурных гипсометрических карт для пологого или наклонного падения или профилей пластов при крутом залегании масштабом 1:5000, 1:10000 или 1:25000. На них наносятся точки опробования пластов с указанием величины газоносности и граница зоны метановых газов.

Построение карт прогноза газоносности заключается в проведении изогаз на гипсометрических планах угольных пластов через 2 - 5 м3/т с.б.м. с учетом геолого-газовых разрезов и графиков изменения газоносности. При значительной дизъюнктивной нарушенное месторождений или при крутом залегании угольных пластов, когда построение карт прогноза газоносности по отдельным пластам затруднительно, строятся погоризонтные карты прогноза газоносности, по возможности, отвечающие намеченным горизонтам горных работ или через каждые 100 м глубины.

Указанные карты рекомендуется строить для участка разведки в целом или в более крупном масштабе для шахтного поля. При необходимости карты составляются для отдельных блоков шахтного поля при блочной разработке.

29. Аналогично рекомендуется составлять карты прогноза газоносности вмещающих пород, которые строятся на основе структурных гипсометрических карт почвы природных слоев. На них рекомендуется наносить точки опробования с указанием величины газоносности, места суфлярных выделений и внезапных выбросов породы и газа, а также проводятся изогазы соответствующих компонентов.

30. Для решения вопросов перспективного планирования разработки угольных бассейнов рекомендуется строить карты регионального прогноза метаноносности угольных пластов по всей площади угольного бассейна или его отдельным месторождениям. В качестве геологической основы для построения таких карт рекомендуется принимать мелкомасштабные структурнотектонические карты месторождений. На них рекомендуется выделять области распространения неметаноносных угольных пластов, переходные (если такие имеются) и области залегания метаноносных угольных пластов.

31. На площадях областей метаноносных угольных пластов и переходных в изолиниях глубин наносится поверхность зоны метановых газов. Затем всю площадь этих областей рекомендуется разбить на крупные блоки с примерно одинаковыми факторами, предопределяющими изменение газоносности угольных пластов. В региональном плане главным фактором является степень метаморфизма углей. Для каждого блока приводится в графическом или аналитическом виде установленная зависимость изменения метаноносности угольных пластов с глубиной (от поверхности зоны метановых газов).

32. Определение природной и остаточной газоносности угольных пластов при проведении подготовительных выработок, оконтуривающих выемочный участок, и оценка эффективности применения мер, направленных на снижение природной газоносности угольных пластов, может проводиться по рекомендациям Руководства по безопасности "Рекомендации по определению газоносности угольных пластов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 30 августа 2023 г. N 314.