ОСНОВА МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОКИНЕТИЧЕСКИХ СВОЙСТВ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА

УДК 622.279.34, 622.267.53

ОСНОВА МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОКИНЕТИЧЕСКИХ СВОЙСТВ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА

М.С. Плаксин, Р.И. Родин, Е.Н. Козырева

Представлено обоснование метода определения газокинетических свойств угольного пласта. Метод имеет ряд перспективных практических способов применения для повышения безопасности ведения подземных горных работ. В результате выполненных исследований влияния процесса нагнетания жидкости в угольной пласт на изменение его газокинетических свойств определяется один из возможных вариантов применения данного метода - оценка эффективности мероприятий по увлажнению угольных пластов, которые весьма актуальны при борьбе с динамическим явлениями.

Ключевые слова: газокинетические свойства, увлажнение угольного пласта, газоносность, сорбция, десорбция, безопасность ведения горных работ.

Введение

Исследования газокинетических свойств угольного пласта в природных условиях, а также в процессе его отработки имеют огромное значение для повышения уровня безопасности ведения горных работ. В качестве основных показателей, отражающих кинетику процесса газовыделения, являются: начальная скорость газовыделения при разрушении угля и коэффициент затухания газовыделения. Единственным параметром, замеряемым в ходе ведения горных работ и связанным с газовой кинетикой, является газоносность пласта, но и здесь имеется много вопросов, в частности, в точности измерения газосодержания высокогазоносных угольных пластов. При этом, если способы и технические средства для определения газоносности угольного пласта весьма разнообразны, то технические возможности по установлению кинетики газовыделения крайне ограничены.

Обзор способов определения газоносности пласта

На данный момент в России согласно нормативному документу [1] для определения газоносности применяются косвенный [2] и прямой методы [3].

Основная проблема косвенных методов определения газоносности заключается в соблюдении термодинамических характеристик угля в лабораторных условиях, которые бы соответствовали его природным значениям.

Основная проблема прямого метода заключается в определении составляющей газоносности угольного пласта, которая реализуется при отборе пробы угля до момента ее герметизации в специальных пробоотборниках. Эту составляющую принято называть «упущенный газ» [4]. В работе [5] отмечается, что метод прямого определения природной газоносности пласта посредством специальных колонковых снарядов и отбором

керна не позволяет снизить потери газа, так как механизм интенсивного снижения действовавших в нем напряжений приводит к формированию давления свободного газа и к развитию микро-, а затем макротрещин в керне. Данный процесс приводит к увеличению скорости эмиссии метана. В свою очередь, время с момента начала отбора керна до момента его герметизации на порядок выше времени отбора проб такой же массы разрушенного угля. В результате формируется значительный объем упущенного (не замеренного) газа, что серьезно влияет на точность определения газоносности угольного пласта.

В качестве зарубежных методик по определению газоносности углей можно отметить такие, как десорбционный метод, утвержденный Горным Бюро США [6], Институтом Исследований Газа [7], метод медленной десорбции по австралийскому стандарту AS 3980 1999 [8].

Для прямого определения газоносности угольного пласта компания DMT GmbH & Co предлагает выбуривать разрушенный уголь при помощи бурового оборудования с пневматическим приводом и полых буровых штанг [9]. Для отбора пробы с определенной глубины скважины производится отсасывание разрушенных кусков угля через полые буровые штанги. Отбор проб осуществляется при помощи эжектора, который устанавливается между бурильной коронкой и источником сжатого воздуха. Транспортирование бурового штыба от забоя скважины до пробоотборника эжектора занимает несколько секунд. Комплект оборудования позволяет производить отбор проб с расстояния более 20 м от устья скважины, что позволяет исключить технологическое влияние выработок на изменение природного содержания газа в пласте.

Однако в процессе отбора не происходит прямого измерения упущенного газа из угля с момента его разрушения до герметизации проб в пробоотборнике, а оценка газоносности угля выполняется посредством проведения сорбционных тестов в лабораторных условиях. В результате выявления аномальных зон выемочного участка по длине исследуемой скважины производится оценка риска возникновения газодинамических явлений.

Проблема определения газоносности высокогазоносных пластов

При исследовании угля в его природном состоянии стоит проблема изучения форм существования метана и расчета его количества. Причем важно достоверно определять как количество метана, содержащегося в угле, так и способного к выделению при технологическом воздействии на пласт. Особая острота этой проблемы возникает при определении газоносности высокогазоносных пластов. В Российской Федерации, в частности, в Кузбассе большинство угледобывающих предприятий отрабатывают именно такие пласты.

Применение только теории сорбции, лежащей в настоящее время в основе определения газоносности, приводит к значительным расхождени-

ям между фактическими и расчетными данными. С увеличением глубины залегания угольного пласта возрастает его природная газоносность и, соответственно, увеличивается расхождение между метаноносностью и ме-таноёмкостью угля. При больших глубинах фактическая газоносность пластов в 1,5 - 2 раза превышает пределы сорбционной способности углей, установленной в лабораторных условиях, даже с поправкой на свободную фазу.

Подобные ошибки могут приводить к связанным с газовым фактором катастрофическим событиям при разработке угольных пластов. Например, трагические события с гибелью людей и значительным экономическим уроном, произошедшие на шахтах Кузбасса в 2021 г.: шахта «Листвяжная» - техногенная катастрофа в вентиляционном штреке на глубине 250 м из-за взрыва метановоздушной смеси, шахта им. С.Д. Тихова -выброс метана с последующим обрушением в выработке на глубине 265 м.

Поиск путей решения газовых и газодинамических проблем заставляет исследователей выдвигать различные гипотезы о формах существования и состояниях газа в угле, о причинах и механизмах газовыделения, включая газовыделения динамического характера. Появились теории о жидком [10] и кристаллогидратном [11] состояниях метана в угле, различные модели о состоянии многокомпонентного геоматериала, в том числе и весьма оригинальные, такие как: генерация метана в угольных пластах [12], синтез радикалов при разрушении угля [13]. Фундаментальный научный задел в области описания газоносных пластов как углеметановых геоматериалов (твердый углегазовый раствор) сформулирован российскими учеными в 80-х годах прошлого века [14], а в 90-х годах он признан научным открытием [15] и в последние годы активно развивается.

В Институте угля ФИЦ УУХ СО РАН с 2000-х годов проводятся исследования по определению газоносности пластов с учетом форм существования метана в зависимости от действующих напряжений в зонах газового дренирования и опережающей разгрузки при движении очистных и подготовительных забоев.

На основании закона сохранения массы газа природная газоносность пласта определяется как сумма сорбированного, растворенного и свободного метана. Напряжения в пласте определяются как сумма газового и литологического давлений. Следуя условиям существования растворенного газа и, учитывая, что снижение газоносности пласта (выделение газа из структуры угля) происходит пропорционально снижению напряжений в массиве, можно определить газосодержание в пласте по нижеприведенным формулам [16].

Расчетная (технологическая) газоносность пласта, зависящая от напряжений,

ГТ,х = ^

АВ

1 + В (Рх + )(1 - е*)) + Х

где Гт,х - расчетная (технологическая) газоносность пласта, зависящая от напряжений, м3/т; к - коэффициент, учитывающий влияние зольности и влажности угля на газоносность пласта; 2 - поправочный коэффициент; А -предельная газоносность угля, м3/т; В - константа метаноемкости, 1/МПа; Рх - значение давления газа по длине столба, МПа; ах - величина горного давления, МПа; в - эмпирический коэффициент затухания; х0 - остаточная газоносность угля, м3/т [17].

Содержание сорбированного метана

где Гсх - содержание сорбированного метана в пласте, м3/т; Гс,атм - содержание сорбированного метана при атмосферном давлении, м3/т; а - константа сорбции, м3/т; t - температура пласта, град. С [17].

В формулах (1) и (2) индекс х означает координату по длине выработки.

Содержание растворенного метана определяется вычитанием сорбированного метана из технологической газоносности.

Формулы (1) и (2) получены в результате эмпирических исследований и основаны на современных достижениях нелинейной геомеханики в области деформационно-волновой природы геомеханических процессов в окрестности выработок, уточняющие закономерности классической геомеханики; и на современных знаниях о свойствах органического вещества угля образовывать с газами метастабильные однофазные системы по типу твердых растворов. Рассчитанная по этим формулам структура газоносности согласуется с изменениями напряженно-деформированного состояния угольного пласта в результате технологического воздействия.

С целью практического и аналитического исследования содержания растворенного и сорбированного метана в угольном пласте были выполнены (с участием авторов статьи) шахтные и лабораторные эксперименты, некоторые результаты которых представлены на рис.1. Здесь фактические значения получены по данным термобарометрической колбы, примененной в качестве пробоотборника [18]; давление газа, обозначенное треугольником, получено по эмпирическим формулам, согласно [19]; сорбци-онная метаноемкость соответствует значениям, полученным в лабораторных условиях путем искусственного насыщения угольных проб газом.

X., см 20 -15 -10 -5 -0 -

0 1 2 3 Р, МПа 4

•-•— фактические значения по показаниям термобарометрической колбы

А давление газа в угольном пласте

— — — — линия тренда

сорбционная метаноемкость [ 19]

Рис. 1. Изменение газоносности X от давления газа Р в природном угле

Из анализа рис. 1 следует вывод о превышении значений фактических данных газоносности над расчетными при соответствующих значениях давления газа, что указывает на отличие по содержанию метана в газоносном (природном) и искусственно насыщенном газом угле.

Установлено количественное превышение природной газоносности пласта над лабораторной метаноноёмкостью: 10 % при 0,6 МПа стабилизирующего запирающего давления в пробе природного угля, 60 % - при 3,8 МПа в угольном пласте. Такое отличие может катастрофически сказываться при определении газоносности прямыми методами замера при газоносности выше 15 м3/т.

Техническое решение по исследованию газокинетических свойств пласта

Представленные выше (в обзоре способов определения газоносности пласта) методы и установленное несоответствие расчетных и фактических значений газоносности указывают на необходимость повышения точности измерения газовыделения в процессе бурения и отбора проб угля посредством измерения выделяемого газа. Для этого необходимо усовершенствовать прямой метод определения газоносности путём устранения потерь газа в процессе отбора проб и обеспечения изолированного отвода газа через расходомер с фиксацией значений дебита метана.

С этой целью авторами статьи разработано и изготовлено специальное устройство с возможностью отбора проб угольного штыба в изолированном (от атмосферы выработки) режиме (рис.2).

-7 Г ______А

— —а ^ * *

Рис.2. Принципиальная схема устройства для оперативного определения газоносности угля [20]: 1 - сверло бурильное; 2 - расходомер; 3 - пневмомагистраль; 4 - литая штанга;

5 - уплотнитель; 6 - быстроразъемное соединение; 7 - штыбоприемник; 8 - уплотнитель; 9 - штанга буровая;

10 - забурник

Принцип отбора проб заключается в бурении шпура диаметром 43 мм, устье которого герметизируется специальными уплотнителями. Буровая коронка разрушает уголь и посредством винтовых штанг транспортирует его в штыбоприемник через трубу устройства, которая имеет выход на расходомер. Штыбоприемник устройства также имеет выход на расходомер. В процессе бурения интервала шпура значения газовыделения фиксируются по расходомеру, подключенному к трубе устройства. По окончании бурения газовыделение из основного устройства и штыбопри-емника разделяются при помощи переключения шарового крана и значение дебита метана фиксируется по двум расходомерам. Такой подход позволяет разделить газовыделение со стенок шпура и газовыделение непосредственно из штыба разрушенного угля.

Представленный способ определения газоносности угля путем замеров параметров газовыделения позволяет получить качественную и количественную оценку реализации газового потенциала как во время разрушения угля, так и после него. На рис. 3 представлены графики изменения скорости газовыделения, отражающие газокинетическую реакцию угольного пласта при бурении 1 метра шпура. Изменения

относительной скорости газовыделения на рис. 3 выражены следующими величинами: - скорость газовыделения в 1 момент времени, л/с; qmax -максимальная скорость газовыделения на интервале шпура, л/с.

Рис. 3. График изменения относительной скорости газовыделения в интервале шпура 2,5 - 3,5 м: 1 - расход метана со стенок шпура и из угля, транспортируемого в штыбоприемник; 2 - расход метана из угля, отобранного в штыбоприемник; Ь - время на бурение интервала шпура; 12 - время с момента прекращения бурения до момента герматизации штыбоприемника; 1з - время до последующих выпусков газа в лабораторных условиях

Перспектива применения разработанного метода при оценке газокиненических характеристик пласта

В нормативном документе [21] указано, что в качестве мер по снижению газовой и газодинамической активности используется ряд методов по нагнетанию воды в пласт (увлажнение, гидрорыхление, гидроразрыв).

В качестве демонстрации влияния воды на газокинетические характеристики угля на рис. 4 показано, насколько жидкость блокирует и (или) замедляет процесс десорбции газа из пробы увлажненного угля. Скорость газовыделения из сухого угля, даже на начальном этапе, более чем в 4 раза превышает газовыделение из влажного угля, далее отношение скоростей газоотдачи только увеличивается. Срок «активного» газоистощения из сухого угля более чем в 2 раза превышает газовыделение из влажного угля.

0,0£ У, см'/сут

0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0

т 1/

\

\ ч

— ^ ч

ч ч

ч N

--

О

20

40 60

- сухой уголь

ао 100 120

уголь, увлажненный без давления

Т, сут

160

Рис. 4. Изменение скорости газоотдачи V из проб угля во времени Т

Представленные результаты, полученные на угольных пробах, на практике применимы лишь частично и требуют регулярного уточнения. Во-первых, состояние массива является механически нагруженным в при-контурной части пласта, во-вторых, физико-механическим свойствам пласта по трассе проведения выработки «свойственно» меняться. Разработанный (метод) по мере выполнения замеров способен в оперативном режиме выполнять оценку эффективности мероприятий по увлажнению пласта. Представленный метод определения газокинетических свойств угольного пласта способствует снижению газодинамической опасности, что лежит в основе поисков способов и методов обеспечения безопасности ведения горных работ [4, 5, 22, 23].

Заключение

Аналитическими и практическими экспериментами по определению количества метана выявлены отличительные характеристики газоносного (природного) и искусственно (в лабораторных условиях) насыщенного газом угля, что указывает на особое (растворенное) состояние метана в угольном пласте.

Существующие прямые методы определения газоносности имеют недостатки, связанные с техническими трудностями извлечения проб угля в его природном состоянии без изменения напряжений и газоистощения, что, в свою очередь, обуславливает основную сложность изучения состояния метана в угольных пластах.

Представленный способ определения газоносности пласта с помощью разработанного и изготовленного специального устройства позволяет заложить основу метода определения эффективности увлажнения угольного массива для оценки мероприятий по снижению опасности газового и га-

зодинамического факторов и тем самым повысить безопасность ведения горных работ.

Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 22-2720075, https://rscf.ru/proiect/22-27-20075/.

Список литературы

1. Инструкция по дегазации угольных шахт. Сер. 05. Вып. 22 / Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2012. 250 с.

2. Потокина Р. Р., Журавлева Н. В., Исмагилов З. Р. Лабораторные методы определения газоносности угольных пластов // Химия в интересах устойчивого развития. 2013. Т. 21. № 5. С. 519 - 523.

3. Рекомендации по определению газоносности угольных пластов. Сер. 05. Вып. 48 / Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2017. 44 с.

4. Плаксин М. С., Козырева Е. Н., Родин Р. И. Основы создания инновационного метода определения природной газоносности угольных пластов // Наукоемкие технологии разработки и использования минеральных ресурсов. 2019. № 5. С. 398 - 403.

5. Оценка влияния напряжений на газоносность приконтурной части пласта / Г. Я. Полевщиков [и др.] // Вестник Научного центра по безопасности работ в угольной промышленности. 2016. № 1. С. 16 - 24.

6. Diamond W. P., Levine J. R. Direct method determination of the gas content of coal - Procedures and results. U.S. Bureau of Mines Report of Investigations 8515. 1981. 36 p.

7. McLennan J. D., Schafer P. S., Pratt T. J. A Guide to Determining Coalbed Gas, Gas Research Institute Report GRI-94/0396. Chicago, Illinois. 1995. 123 р.

8. Standards Association of Australia, 1999, Australian Standard AS. 3980-1999: Guide to the Determination of Gas Content of Coal Seams. Direct Desorption Method, North Sydney, NSW.

9. Imgrund T., Bauer F. Relaxation and gas drainage boreholes for high performance longwall operations in low permeability coal seams // Mining Report, 149. 2013. P. 159-166.

10. Дубинин М. М., Астахов В. А. Развитие представлений об объемном заполнении микропор при адсорбции газов и паров микропористыми адсорбентами // Известия АН СССР. Серия «Химическая». 1971. № 5. С.5-28.

11. Метан и выбросоопасность угольных пластов / С. А. Шепелева [и др.]. Томск: Изд-во Томского ун-та. 2015. 180 с.

12. Булат А. Ф., Минеев С. П., Пруткова А. А. Генерирование сорбированного метана, обусловленное релаксационным механизмом дефор-

мирования молекулярной структуры угля // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. 2016. № 1. С. 91 - 99.

13. Малинникова О. Н., Фейт Г. Н. Эффект образования метана и дополнительной сорбции при разрушении газонасыщенного угля в условиях объемного напряженного состояния // ГИАБ. 2004. Вып. 8. С. 196 - 200.

14. Эттингер И. Л. Растворы метана в угольных пластах // Химия твердого топлива. 1984. № 4. С. 28 - 35.

15. Айруни А. Т., Зверев И. В. Свойства органического вещества угля образовывать с газами метастабильные однофазные системы по типу твердых растворов / А. Д. Алексеев [и др.] // Научное открытие. Диплом № 9. М.: РАЕН, 1994. 3 с.

16. Патент №2392442 С1 РФ, Е21Б 7/00 Способ дегазации отрабатываемого угольного пласта / Г. Я. Полевщиков, Е. Н. Козырева, М. В. Шинкевич. Заявлено 27.10.2008; Опубл. 20.06.2010. Бюл. № 17; Приоритет 27.10.2008. 8 с.: ил.

17. Шинкевич М. В. Расчеты параметров метановыделения при отработке пласта высокопроизводительным выемочным участком с учетом геомеханического процесса впереди очистного забоя // Вестник научного центра по безопасности работ в угольной промышленности. Научно-технический журнал. Кемерово, 2010. № 1. С. 35 - 39.

18. Полевщиков Г. Я., Рябцев А. А., Титов В. П. Определение газокинетических характеристик угольных пластов // Вестник Научного центра по безопасности работ в угольной промышленности. 2013. С. 78 - 84.

19. Каталог метаноёмкости углей Кузбасса. Кемерово: ВостНИИ. 1968. 32 с.

20. Устройство для определения газоносности угольного пласта: пат. 2021100534 РФ. Е21Б 7/00; заявл. 14.01.2021; опубл. 23.03.2022. Бюл. № 9. 4 с.

21. Инструкция по дегазации угольных шахт // Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 679 от 01.12.2011 г. М., 2011. 147 с.

22. Разупрочнение угольного пласта в качестве метода интенсификации выделения метана / В. И. Клишин, Д. И. Кокоулин, Б. Кубанычбек, К. М. Дурнин // Уголь. 2010. № 4. С. 40 - 42.

23. Клишин. С.В., Клишин В.И. Исследование взаимодействия па-керных уплотнителей со скважиной при проведении гидроразрыва угольного пласта // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. 2020. № 4. С.48 - 58.

Плаксин Максим Сергеевич, канд. техн. наук, ст. науч. сотр., plaksin@bk.ru, Россия, Кемерово, Федеральный исследовательский центр угля и углехимии Сибирского отделения Российской академии наук,

Родин Роман Иванович, науч. сотр., rodinri@mail., Россия, Кемерово, Федеральный исследовательский центр угля и углехимии Сибирского отделения Российской академии наук,

Козырева Елена Николаевна, канд. техн. наук, вед. науч. сотр., Kozyrevaen@ic.sbras.ru, Россия, Кемерово, Федеральный исследовательский центр угля и углехимии Сибирского отделения Российской академии наук

THE BASIS OF THE METHOD FOR DETERMINING THE GAS-KINETIC PROPERTIES

OF A COAL SEAM

M.S. Plaksin, R.I. Rodin, E.N. Kozyreva

The article presents the substantiation of the method for determining the gas-kinetic properties of a coal seam. The method has a number of promising practical applications to improve the safety of underground mining. As a result of the studies performed by the authors of the article on the influence of the process of iniecting liquid into a coal seam on a change in its gas-kinetic properties, one of the possible options for applying this method is determined - evaluating the effectiveness of measures to moisten coal seams, which are very relevant in the fight against dynamic phenomena.

Key words: gas-kinetic properties, coal seam moistening, gas content, sorption, desorption, mining safety.

Plaksin Maksim Sergeevich, candidate of technial sciences, senior researcher, plaksin@,bk.ru, Russia, Kemerovo, Federal Research Center for Coal and Coal Chemistry, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences,

Rodin Roman Ivanovich, researcher, rodinri@,mail, Russia, Kemerovo, Federal Research Center for Coal and Coal Chemistry, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences,

Kozyreva Elena Nikolaevna, candidate of technial sciences, leading researcher, Kozyrevaen@ic.sbras.ru, Russia, Kemerovo, Federal Research Center for Coal and Coal Chemistry, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences

Reference

1. Instructions for degassing coal mines. Ser. 05. Issue. 22. Closed Joint-stock Company "Scientific and Technical Center for Industrial Safety Research", 2012. 250 p.

2. Potokina R. R., Zhuravleva N. V., Ismagilov Z. R. Laboratory methods for determining the gas content of coal seams // Chemistry in the interests of sustainable development. 2013. Vol. 21. No. 5. pp. 519 - 523.

3. Recommendations for determining the gas content of coal seams. Ser. 05. Issue 48. Closed Joint Stock Company "Scientific and Technical Center for Industrial Safety Research", 2017. 44 p.

4. Plaksin M. S., Kozyreva E. N., Rodin R. I. Fundamentals of creating an innovative method for determining the natural gas content of coal seams // High-tech technologies for the development and use of mineral resources. 2019. No. 5. pp. 398 - 403.

5. Assessment of the influence of stresses on the gas content of the near-circuit part of the formation / G. Ya. Polevshchikov [et al.] // Bulletin of the Scientific Center for the Safety of Work in the Coal Industry. 2016. No. 1. pp. 16-24.

6. Diamond W. P., Levine J. R. Direct method determination of the gas content of coal - Procedures and results: U.S. Bureau of Mines Report of Investigations 8515. 1981. 36 p.

7. McLennan J. D., Schafer P. S., Pratt T. J. A Guide to Determining Coalbed Gas, Gas Research Institute Report GRI-94/0396 // Chicago, Illinois. 1995. 123 p.

8. Standards Association of Australia, 1999, Australian Standard AS. 3980-1999: Guide to the Determination of Gas Content of Coal Seams. Direct Desorption Method, North Sydney, NSW.

9. Imgrund T., Bauer F. Relaxation and gas drainage boreholes for high performance longwall operations in low permeability coal seams // Mining Re-port, 149. 2013. P. 159-166.

10. Dubinin M. M., Astakhov V. A. Development of ideas about the volume filling of micropores during adsorption of gases and vapors by microporous adsorbents // Izvestia of the USSR Academy of Sciences: chemical series. 1971. № 5. Pp.5-28. 11

. Methane and the emission hazard of coal seams / S. A. Shepeleva [et al.]. Tomsk: Publishing House of Tomsk University. 2015. 180 p.

12. Bulat A. F., Mineev S. P., Prutkova A. A. Generation of combined methane caused by the relaxation mechanism of the deformation of the molecular structure of coal // Physico-technical problems of mineral development. 2016. No. 1. pp. 91-99.

13. Malinnikova O. N., Faith G. N. The effect of methane formation and additional sorption during the destruction of gas-saturated coal under conditions of volumetric stress state // GIAB. M.: MGSU. 2004. Issue 8. pp. 196-200.

14. Ettinger I. L. Methane solutions in coal seams // Chemistry of solid fuel. 1984. No. 4. pp. 28-35.

15. Ayruni A. T., Zverev I. V. Properties of organic matter of coal to form metastable single-phase systems with gases according to the type of solid solutions / A. D. Alekseev [et al.] // Scientific discovery. Diploma No. 9. Moscow: RAEN, 1994. 3 p.

16. Patent No. 2392442 C1 of the Russian Federation, E21F 7/00 Method of degassing the coal seam being worked out / G. Ya. Polevshchikov, E. N. Kozyreva, M. V. Shinkevich. Declared on 27.10.2008; Publ. 20.06.2010. Byul. No. 17; Priority 27.10.2008. 8 p.: ill.

17. Shinkevich M. V. Calculations of methane release parameters during reservoir processing by a high-performance excavation site, taking into account the geomechanical process ahead of the treatment face // Bulletin of the Scientific Center for the safety of work in the coal industry. Scientific and technical journal. Kemerovo, 2010. No. 1. pp. 35-39.

18. Polevshchikov G. Ya., Ryabtsev A. A., Titov V. P. Determination of gas-kinetic characteristics of coal seams // Bulletin of the Scientific Center for Safety of work in the Coal industry. 2013. pp. 78-84.

19. Catalog of methane capacity of Kuzbass coals. Kemerovo, VostNII. 1968. 32 p.

20. Device for determining the gas content of a coal seam: pat. 2021100534 RF. E21F 7/00; application 14.01.2021; publ. 23.03.2022. Byul. No. 9. 4 p.

21. Instructions for degassing coal mines // Order of the Federal Service for Environmental, Technological and Nuclear Supervision No. 679 dated 01.12.2011, Moscow, 2011. 147 p.

22. Softening of the coal seam as a method of intensification of methane release / V. I. Klishin, D. I. Kokoulin, B. Kubanychbek, K. M. Durnin // Coal. 2010. No. 4. pp. 40 - 42.

23. Klishin. S.V., Klishin V.I. Investigation of the interaction of core seals with a well during hydraulic fracturing of a coal seam // Physico-technical problems of the development of useful minerals. 2020. No. 4. pp.48-58.