Приложение N 2. Определение газоносности угольных пластов

Приложение N 2
к Инструкции по дегазации угольных шахт,
утвержденной приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 1 декабря 2011 г. N 679

Определение газоносности угольных пластов

I. Общие сведения

1. Для определения количественных показателей газоносности в пределах метановой зоны, характеризующейся повышенным выделением, применяются 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. Данный метод используется геологоразведочными партиями (далее - ГРП), геологоразведочными экспедициями (далее - ГРЭ) при ведении геологоразведочных работ.

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.

2. Газовыми съемками, проводимыми в горных выработках, устанавливается газовый баланс выемочных участков по источникам газовыделения, в том числе из разрабатываемого пласта. Газовыделение из разрабатываемого пласта, отнесенное к 1 т угля, в сумме с остаточной газоносностью угля, выдаваемого из лавы, соответствует природной газоносности угольного пласта.

3. Природная газоносность угольных пластов рассчитывается по данным газообильности выработок действующих шахт по формулам прогноза метанообильности. Исходными данными является фактическая метанообильность действующих выработок, рассчитанная по плановым и категорийным замерам, проводимым военизированными горно-спасательными частями и службой вентиляции шахт.

4. 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.

5. На всех стадиях разведки угольных месторождений и участков определение газоносности угольных пластов и вмещающих пород-коллекторов является обязательным.

На поисковой стадии производятся сбор и обобщение сведений о газоносности месторождения или участка, определение качественного состава 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 необходимо получить данные о газоносности исследуемой площади, достаточные для составления соответствующего раздела в технико-экономическом докладе о целесообразности детальной разведки.

Для этого необходимо 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.

На стадии детальной разведки выполненный объем опробования угольных пластов месторождения (участка) должен обеспечить получение исходных данных о природной газоносности, достаточных для составления прогноза ожидаемой газообильности горных выработок шахты с погрешностью не более 30%.

Для этого необходимо:

уточнить гипсометрическое положение поверхности зоны метановых газов с точностью  м;

определить природную газоносность рабочих пластов в зоне метановых газов на всей площади месторождения (участка) с предельной погрешностью не более  , 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.

6. При доразведке полей действующих шахт дополнительное опробование угольных пластов на газоносность проводится 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.

7. При повышенной углекислотообильности (более 5 добычи угля) выявляются источники поступления углекислого газа, для чего используются результаты подземных газовых съемок и исследования подземных и шахтных вод.

8. 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 производится в соответствии с требованиями детальной разведки.

9. При опробовании керногазонаборниками угольных пластов число проб, отбираемых из одного пласта, определяется по таблице N 1.

Таблица N 1

Объем опробования угольных пластов на газоносность в зависимости от их мощности

Мощность угольного пласта, м	Количество проб, подлежащих отбору, шт.
До 1,5	1
1,5-3	2-3
3-5	3-4
Более 5	5-10

10. На действующих шахтах прогноз ожидаемой газообильности нижележащих горизонтов осуществляется по данным горных работ.

II. Опробование угольных пластов на газоносность

11. Опробование угольных пластов на газоносность производится в присутствии комиссии в составе бурового мастера, геолога по изучению газоносности и участкового геолога.

Отбор проб угля, намеченных для определения газоносности, производится одинарной или двойной колонковой трубой либо специальным колонковым снарядом-керногазонаборником.

Перед перебуркой угольного пласта скважина должна быть полностью очищена от породного керна, буровой мелочи и шлама во избежание истирания угля при бурении и засорения керногазонаборника шламом. Пробы отбираются 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.

12. Каждая проба, направляемая в лабораторию, маркируется своим номером.

В состав лабораторных работ входят: 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 организуется учет поступивших проб. Каждой присваивается свой лабораторный номер.

13. Перед постановкой керноприемника на дегазацию предварительно определяется количество керна в нем с помощью дефектоскопа.

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

Дегазация проб, отобранных в керноприемники и сосуды для жидкости, производится на дегазационной установке.

При наличии избыточного газового давления в керноприемниках пробы дегазируются в следующем порядке:

собирается газ, выделяющийся при комнатной температуре;

собирается газ, выделяющийся при термовакуумной дегазации проб, с нагревом в водяной ванне до 60-90°С 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.

14. Дегазация жидкости производится в горизонтальной бюретке при вакууме с остаточным давлением 5-10 мм рт. ст. при нагревании до 60-90°С.

Дегазация проб считается законченной, когда при нагреве до 60-90°С под вакуумом с остаточным давлением 5-10 мм рт. ст. из нее за 1 час выделится 10-15 газа, что должно составлять не более 1% извлеченного газа.

15. Угольные керны сдаются на технический анализ раздельно. Шлам и случайные обломки породы обязательно сдаются на технический анализ, так как следует учитывать всю органическую массу, из которой выделяется газ.

16. Анализ извлеченного газа для определения основных компонентов: углекислого газа, кислорода, водорода, метана и его гомологов, азота и редких газов - производится на газоаналитических аппаратах по установленным методикам.

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

, (1)

где - объем извлеченного газа, ;

- коэффициент перерасчета для приведения газа к нормальным условиям.

Определяются объемы компонентов, , по объемам, приведенным к нормальным условиям, и данным газового анализа:

, (2)

где - содержание компонента, %.

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

. (3)

Рассчитывается газосодержание соответствующего компонента на 1 г пробы, :

, (4)

где M - масса пробы, г.

Рассчитывается газосодержание каждого компонента на 1 г сухой беззольной массы пробы, :

, (5)

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

, (6)

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

Газоносность рассчитывается с учетом поправочного коэффициента, величина которого устанавливается для каждого бассейна и составляет 1,1-1,25.

По данным газового анализа и объему извлеченного газа рассчитывается содержание газовых компонентов , в газосодержащей жидкости 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 - количество извлеченного газа (без атмосферного кислорода и азота), .

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

, (9)

где - объем жидкости, л.

Результаты расчетов заносятся в журнал по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением N 22 к настоящей Инструкции.

III. Обработка материалов по определению газоносности

17. При обработке пробы подразделяются на представительные, условно представительные и непредставительные.

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

Бракованными признаются пробы, имеющие явные признаки негерметичности и непредставительные по массе. Такие пробы не учитываются при определении газоносности.

18. Для учета возможных потерь газа при отборе проб и их лабораторной обработке в расчеты природной газоносности вводится поправочный коэффициент.

19. При отборе нескольких проб из одного пластопересечения (по пластам большой мощности) природная газоносность определяется как среднединамическое значение газоносности по отобранным пробам.

20. При наличии разброса значений газоносности (более  ) по пробам с одного пластопересечения производится более тщательная отбраковка проб. В первую очередь выбраковываются 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.

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

22. 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 этих разрезах 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 ; метаноносность угля соответствует его метаноемкости при давлении метана 1 ; метанообильность выработок более 2 .

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

24. 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.

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

Указанные карты строятся 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.

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

27. Для решения вопросов перспективного планирования разработки угольных бассейнов строятся карты регионального прогноза метаноносности угольных пластов по всей площади бассейна или его отдельным месторождениям. В качестве геологической основы для построения таких карт принимаются мелкомасштабные структурно-тектонические карты месторождений. На них выделяются области распространения неметаноносных угольных пластов, переходные (если такие имеются) и области залегания метаноносных угольных пластов.

28. На площадях областей метаноносных угольных пластов и переходных в изолиниях глубин наносится поверхность зоны метановых газов. Затем вся площадь этих областей разбивается 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).

IV. Определение газоносности угольных пластов по данным газовоздушных съемок в шахтах

29. Природная газоносность одиночного пласта, не подвергавшегося надработке или подработке, определяется путем проведения газовоздушных съемок в тупиках проводимых в плоскости пласта подготовительных выработок с привлечением специалистов научно-исследовательских институтов.