Создание подземного газогенератора подземной газификации угля на участке I очереди Сыллахского месторождения Усмунского угленосного района

Конечный диаметр бурения для обеспечения нормальной работы скважины 93мм. Начальный диаметр бурения принимаем 151мм. Интервал скважины 0-4м представлен конгломератами, поэтому его необходимо перекрывать обсадными трубами. Диаметр выбранных обсадных колонн определяем сверху вниз. Для прохождения обсадной трубы диаметром 146мм принимаем диаметр долота - 151мм. Далее, для обеспечения не возникновения вывалов в скважине, интервал от 4 до 110м перекрываем обсадной трубой 127 диаметра. Бурение на этом интервале производим диаметром 132мм. Далее до 230,5м до угольного пласта бурится диаметром 112мм и обсаживается трубами диаметром 108 мм с полной затрубной цементацией.

Схематическая конструкция типовой скважины дана в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Конструкция скважины

4.3 Обязательный комплекс геофизических исследований скважин

4.3.1 Геофизические измерения в скважинах используемых при подземной газификации угля

Геофизические методы исследований в скважинах ставят с целью решения следующих задач:

1. Контроль за техническим состоянием скважин до обсаживания и тампонирования скважины.

2. Определения положения угольного пласта его мощности и строения.

3. Оценка температурного режима скважины с целью определения глубины залегания нижележащей кромки многолетне мерзлых пород.

4. Контроль целостности эксплуатационной обсадной колонны и качественность её цементажа.

Для решения поставленных задач применяется следующий комплекс геофизических работ: электрический каротаж КС; кавернометрия; инклинометрия; акустический каротаж АК; термометрия; токовый каротаж ТК; гамма каротаж ГК.

Стандартный электрический каротаж КС, индукционный каротаж ИК проводится во всех скважинах, кроме контрольных, для детального расчленения геологического разреза, определения верхней и нижней границ продуктивного пласта, выделение литологических разностей. Электрокаротажные работы способом КС, ИК выполняются в промытых скважинах до начала оборудования их обсадными колоннами в масштабе 1:200 по всему профилю скважин и в масштабе 1:50 в пределах продуктивного горизонта. Каротаж КС производится стандартным градиент-зондом по общепринятой методике.

Кавернометрия, инклинометрия и токовый каротаж проводятся во всех скважинах для контроля за состоянием стенок скважин, величины искривления, техническим состоянием обсадных колонн. Регистрация кавернограмм производится непрерывно по всему стволу в масштабе 1:200. Замет искривления скважин инклинометром производят через каждые 25 метров длины ствола в масштабе 1:200. Токовый каротаж производится после цементации обсадных труб в масштабе 1:200 на реже одного раза в месяц.

Термометрия, акустический каротаж и акустическая цементометрия АКЦ как методы контроля за качеством гидроизоляции и цементирования обсадных и эксплуатационных колонн проводятся во всех скважинах, кроме разведочных и контрольных. Температурные измерения в скважинах проводят до начала цементирования и не позже одних суток после схватывания цементного раствора по всему стволу скважины в масштабе 1:200.

В наблюдательных скважинах на стадии проведения подземной газификации термокаротаж используется как один из возможных методов контроля за продвижением фронта горения.

Для контроля качества гидроизоляции и цементирования по всему стволу скважины с наибольшим эффектом может применяться акустический каротаж по волновым картинам и по затуханию. Если измеряется величина, характеризующая амплитуду колебания головной волны, поступающей из колонны, и установлено, что амплитуда их мала, то это указывает на наличие за трубами цементного кольца и сцепления его с колонной, то есть указанным методом определяют акустические параметры цементных труб в различных сочетаниях с цементным камнем. Геофизические исследования с помощью акустического цементомера АКЦ-1, проведенные до спуска эксплуатационной колонны и после спуска и цементирования, выявляют возможность однозначной интерпретации показаний АКЦ-1 для оценки качества цементирования.

Для получения данных о плотности цементного камня и характере распределения за колонной используется акустический каротаж по волновым картинам. Оценку плотности цементного камня по волновой картине следует вести с выделением на ней волн по колонне, породе и буровому раствору, используя при этом время их вступления, частотный признак и характеристику пород, пересеченных скважиной. Затем по значениям данных каротажа, полученных до обсадки скважины, определяют состояние контакта цементного камня с колонной и породой.

Акустическая цементометрия АКЦ выполняется в масштабе глубин 1:200 с регистрацией амплитудных и скоростных характеристик.

Резистивиметрия (индукционная) выполняется в технологических и наблюдательных скважинах для определения мест водопритока, послойных скоростей и коэффициентов фильтрации. Регистрация кривых резитивиметрии производится в масштабе 1:200 по всему стволу скважин и в масштабе 1:50 в пределах углевмещающего горизонта.

Расходометрия ставится в технологических и наблюдательных скважинах для оценки фильтрационных свойств проницаемых зон в условиях заданных режимов в пределах углевмещающего горизонта. Измерения производятся при установившемся гидродинамическом уровне на стадии возбуждения скважин (откачки, нагнетания, наливы) при двух-трех ступенях положения раствора. Замеры дебитов скважин производятся поточечной регистрацией с шагом наблюдения 5 метров, с последующей детализацией через 1-2 метра в масштабе 1:50. Необходимость дальнейшей детализации с шагом менее 1-2 метров устанавливается из анализа графиков измерения расхода жидкости от глубины скважины. Перед производством расходометрии очищают стенки скважины от шлама и глинистого раствора.

При выборе оборудования для производства расходометрии должна учитываться возможность погружения и свободного перемещения расходомера по стволу скважины. Одновременно с регистрацией расхода растворов производятся регулярные наблюдения за их уровнем в скважинах, а также измеряется суммарный дебит раствора на устье скважины.

Гамма-каротаж выполняется во всех скважинах для литологического расчленения пород геологического разреза, определение границ продуктивных горизонтов, выделения элементов залегания угольного пласта, определения исходных данных для подсчета запасов полезного ископаемого. Гамма каротаж проводится по всему стволу в масштабе 1:200 и в пределах продуктивного горизонта в масштабе 1:50 с последующей детализацией аномальных участков.

Внешним контролем результатов электрического каротажа КС, ПС, ИК, гамма-каротаж ГК являются результаты анализа кернового материала.

Внутренним контролем является повторный и контрольный каротаж скважин. Контрольный каротаж должен составлять 10% от общего объема каротажа. Расхождение между основным и контрольным каротажем не должно превышать 10%.

Определение целостности обсадных и эксплуатационных колонн, мест и формы повреждения, а также величины внутреннего диаметра труб по длине колонны производится с помощью специальной геофизической аппаратуры.

Для исследования дефектов колонны разработан прибор ИД-1, а для определения внутреннего диаметра колонны - прибор НЭМ-70, который позволяет регистрировать суммарный внутренний диаметр колонн с точностью ±1 мм. При работе прибора ИД-1 могут одновременно записываться две кривые: кривая дефектов (трещин) и кривая внутреннего диаметра. [6]

4.3.2 Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества цементирования обсадных колонн

После окончания бурения скважины и спуска обсадной колонны производится ее цементирование - кольцевое затрубное пространство между стенкой скважины и колонной труб заливается цементным раствором. Закрепление ствола скважины спуском обсадных колонн с последующим цементированием осуществляется для изоляции отдельных пластов, исключения перетоков различных флюидов между ними и перекрытия зон возможных осложнений, затрудняющих процесс бурения.

При качественном цементировании обеспечивается: 1) наличие в затрубном пространстве затвердевшего цемента, поднятого до проектной глубины от устья; 2) равномерность распределения цемента в затрубном пространстве; 3) сплошность цементного камня и хорошее его сцепление с колонной и стенкой скважины. Контроль за качеством цементирования скважин осуществляется термическими, радиоактивными и акустическими методами.

4.3.3 Термометрия

Определение уровня цемента в затрубном пространстве методом термометрии основано на свойстве цементного раствора повышать температуру окружающей среды вследствие экзотермической реакции, протекающей при его схватывании. Метод позволяет выявить наличие цемента за колонной и установить верхнюю границу цементного камня. Максимальные температуры при схватывании различных типов цемента наблюдаются обычно в интервале 6-16ч, а наибольшие температурные аномалии в условиях скважины можно зафиксировать во времени от 6 до 24ч после окончания заливки. Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме в сторону увеличения температуры на фоне постепенного возрастания ее с глубиной (рис. 4.1, а). Метод термометрии сравнительно прост и достаточно эффективен при отбивке высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Основным его недостатком является отсутствие информации о характере распределения цемента в затрубном пространстве и плотности сцепления его с колонной и стенкой скважины.

Рис. 4.1. Определение уровня цемента методами термометрии (а) и радиоактивных изотопов (б).

4.3.4 Радиоактивные методы

Для определения уровня цемента в затрубном пространстве и оценки качества цементирования обсадных колонн применяются методы радиоактивных изотопов и гамма-гамма-каротажа.

Методы радиоактивных изотопов. Эти методы основаны на регистрации г-излучения радиоактивных изотопов, добавляемых в цементный раствор в процессе его приготовления. Для активации цементного раствора применяют короткоживущие изотопы (например, Fe). Концентрация изотопов в нем должна быть такой, чтобы его активность не превышала 0,5-1мг-экв Ra/м³.

При необходимости определения только уровня цемента активированию подвергается лишь первая порция раствора. В этом случае после закачки цементного раствора в скважину и тщательной ее промывки производят измерение интенсивности г-излучения с помощью стандартной радиометрической аппаратуры. Участок колонны, окруженный активированным цементом, отмечается на диаграмме ГК₂ повышением интенсивности г-излучения по сравнению с кривой ГК₁, зарегистрированной до закачки цемента (рис. 1X.1,б). Метод изотопов особенно эффективен при ремонтных работах, когда количество закачиваемого в затрубное пространство цементного раствора невелико.

Гамма-гамма-каротаж. Для контроля качества цементирования обсадных колонн разработан ряд специальных приборов, из которых дефектомер-толщиномер типа СГДТ-2 находит наиболее широкое применение. Прибор состоит из двух зондов, предназначенных для регистрации рассеянного г-излучения различных энергий (рис. 4.2). Зондовое устройство дефектомера включает источник 1 г-излучения (¹³⁷Cs) и блок индикатора 3, помещенные во вращающийся свинцовый экран 2 с коллимационными окнами. Зондовое устройство толщиномера расположено в верхней части прибора и состоит из источника 9 мягкого г-излучения (¹⁷⁰Тm), блока индикатора 7 и свинцового экрана 8 с двумя коллимационными окнами 10, направленными навстречу друг другу под углом 45° относительно оси прибора. Использование хорошо коллимированного мягкого г-излучения и малой длины зонда (около 8см) обусловливает показания толщиномера, в основном зависящие от толщины обсадных труб.

При непрерывном перемещении прибора в стволе скважины регистрируется круговая цементограмма и толщинограмма, а при остановке его на заданной глубине - дефектограмма, характеризующая изменение интенсивности рассеянного г-излучения по окружности (рис. 4.3).

Для одновременной регистрации цементограммы и толщинограммы, а также питания скважинного прибора постоянным током используется двухканальная импульсная система с разделением сигналов по их полярности. В результате интерпретации круговых цементограмм определяют плотность вещества в затрубном пространстве и характер расположения (эксцентриситет) колонны в скважине.

Рис. 4.2. Общий вид скважинного прибора СГДТ-2

1 - источник дефектомера ¹³⁷Cs; 2 - вращающиеся свинцовые экраны дефектомера; 3 - блок индикатора дефектомера; 4 - редуктор; 5 - электродвигатель; 6 - блок электрической схемы; 7 - блок индикатора толщиномера; 8 - свинцовые экраны толщиномера; 9 - источник толщиномера ¹⁷⁰Тm; 10 - коллимационные окна толщиномера.

Рис. 4.3 Круговая цементограмма, дефектограммы и схемы сечений скважины

1 - цемент; 2 - промывочная жидкость; 1_ц - максимальные показания прибора против каверны, заполненной цементом; 1_рп - то же, при номинальном диаметре скважины против незацементированных участков ствола.

Эксцентриситет колонны Э в скважине определяют по специальным палеткам, построенным путем измерений на моделях при фиксированных значениях плотности цементного камня д_ц и породы д_п. Одна из таких палеток показана на рис. 4.4. Если вещество в затрубном пространстве однородно по плотности (за колонной находится только промывочная жидкость или только цемент), то дефектограмма, зарегистрированная на определенной глубине, по окружности имеет синусоидальный вид. Такая форма дефектограммы в этом случае обусловлена тем, что колонна в скважине практически всегда имеет некоторый эксцентриситет. При наличии каналов в цементном камне однородность по плотности вещества за колонной нарушается и синусоидальная форма кривой резко искажается.

Рис. 4.4 Палетка для определения эксцентриситета Э колонны по результатам измерений дефектомером

Качество цементирования оценивается по соотношению протяженностей положительной и отрицательной полуволн (рис. 4.3.). Линия 00₁ на дефектограмме проводится так, чтобы а₁ = а₂. При l₁ = l₂ цементирование считается качественным (в цементном камне нет каналов или других дефектов), если l₁ ? l₂ - некачественным (в цементном камне имеются дефекты).

Для повышения надежности интерпретации как круговых цементограмм, так и дефектограмм необходимо учитывать влияние диаметра скважины, толщины обсадных труб, плотности горных пород и других факторов. Толщину обсадных труб определяют обычно по толщинограмме. Для надежного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по кривой ГТК необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отличалась от плотности промывочной жидкости и разница диаметров скважины и колонны была достаточно большой. Интерпретация цементограмм и дефектограмм ГТК осложняется изменением толщины стенок обсадных труб, зависимостью показаний прибора от плотностей пород разреза и других факторов.

4.4 Способы создания реакционного канала в угольном пласте

Для создания реакционных каналов используются следующие четыре способа: огневая фильтрационная сбойка скважин, гидравлический разрыв угольного пласта водой или воздухом, огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту, и сбойка скважин с применением электрического тока.

4.4.1 Огневая фильтрационная сбойка скважин

Огневая фильтрационная сбойка скважин представляет процесс прожига в угольном пласте канала путем перемещения очага горения по угольному пласту.

Известны два вида фильтрационной сбойки. Первый - прямой, или прямоточный, при котором очаг горения (кислородная зона) перемещается в одном направлении с движением дутьевых потоков. Второй - обратный, или противоточный, при котором очаг горения перемещается в направлении, обратном течению дутья, т.е. навстречу ему.

Возможность осуществления фильтрационной сбойки скважин определяют по газопроницаемости угля и вмещающих его пород, которая должна быть меньше газопроницаемости угля. Газопроницаемость угля, как и других сцементированных горных пород, обусловливается наличием в них трещин и пор, по которым происходит фильтрация воздуха или газа.

Схема прямоточной сбойки заключается в перемещении огневого забоя в направлении, одинаковом направлению дутья - от нагнетательной скважины к газоотводящей скважине. Совершенно очевидно, что для такого перемещения очага необходимо, чтобы в продуктах сгорания содержался свободный кислород, что зависит от расхода дутья и от условий теплопередачи от огневого забоя к угольному пласту.

Схема противоточной сбойки заключается в следующем. В одну из нагнетательных скважин газогенератора подается воздух, который движется (фильтруется) по трещинам и порам угольного пласта. Часть воздуха достигает огневого забоя (воспламененной зоны), удаленного на определенное расстояние от нагнетательной (сбоечной) скважины. Кислород воздух реагирует с воспламененным углем. Выделяющееся тепло излучением «теплопроводностью нагревает уголь перед огневым забоем до температуры воспламенения». Уголь реагирует с кислородом воздуха, и очаг горения постепенно перемещается навстречу дутью по направлению к нагнетательной скважине. Момент достижения очагом горения забоя нагнетательной скважины называется сбойкой и характеризуется резким падением давления нагнетаемого дутья.

Существует предельная величина расхода дутья, выше которой происходит уменьшение скорости противоточного перемещения очага, а затем и изменение направления его перемещения. Иными словами, начав противоточное перемещение очага горения и увеличивая расход дутья, можно добиться прямоточного перемещения очага.

Итак, механизм огневой фильтрационной сбойки скважин обусловлен гидродинамическими (определяющими движение дутья по угольному пласту), кинетическими (обеспечивающими химическое реагирование) и тепловыми (определяющими температуру прогрева угля, лежащего вокруг очага горения) факторами.

4.4.2 Электрическая сбойка скважин

Если к электродам, опущенным в две соседние скважины, подвести электрический ток напряжением несколько тысяч вольт, то начнется постепенный прогрев угля. Чем меньше потери этого тёпла в окружающие породы и на испарение приточной воды и влаги угля, тем интенсивнее прогревается угольный пласт.

При термическом разложении прогретого таким образом угля образуется коксовый "канал", газопроницаемость которого во много раз выше газопроницаемости угольного пласта в естественных условиях. В дальнейшем такой коксовый "канал" прорабатывается, как правило, воздушным дутьем.

Наиболее часто электрическую сбойку скважин применяют на буроугольных пластах. Суммарные затраты на нее на 20-25 % ниже, чем затраты на огневую фильтрационную сбойку скважин. На каменноугольных пластах электрическая сбойка скважин не нашла широкого применения.

Электрическая сбойка скважин требует не только достаточно сложного оборудования, но и соблюдения ответственных требований техники безопасности. Кроме того, в процессе электротермического воздействия на угольный пласт допустимо только ограниченное участие подземных вод, в противном случае к.п.д. суммарного процесса крайне низок. С увеличением глубины скважин увеличиваются и трудности изоляции электродов. По этим причинам применение электрической сбойки скважин для создания первоначальных каналов газификации ограничено. Этот способ сбойки скважин целесообразно применять на малообводненных угольных пластах.

4.4.3 Гидравлический разрыв угольного пласта

Способ гидравлического разрыва угольного пласта для создания в них щелей большой газопроницаемости стали применять в подземной газификации в 1955 г. За основу был взят известный уже в то время гидравлический разрыв нефтеносных пластов, который в сочетании с закреплением щелей кварцевым песком существенно увеличивал приток нефти к скважине.

В отличие от огневой фильтрационной сбойки скважин, при которой первоначальные каналы газификации в угольном пласте создаются путем прожига, гидравлический разрыв угольного пласта основан на механическом воздействии жидкости на угольный пласт с образованием щели определенного сечения. В дальнейшем щель разрыва прорабатывается (расширяется) также путем прожига, но с применением дутья при гораздо меньшем давлении, чем давление при огневой фильтрационной сбойке.

4.4.4 Огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту

Огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту, применяется как на пологих, так и на крутых угольных пластах. Цель проработки - расширить буровые каналы до таких размеров, при которых обеспечивается интенсивное ведение процесса газификации. Подобно процессу огневой фильтрационной сбойки, огневая проработка буровых каналов по угольному пласту осуществляется при перемещении очага горения либо навстречу, либо по направлению подаваемого дутья.

4.4.5 Технологические параметры оптимального способа создания реакционного канала в угольном пласте

В геокриологическом отношении Южно-Якутский каменноугольный бассейн расположен, за исключением Токинского района, в зоне островного распространения мерзлоты. Вследствие чего, нежелательно предварительное температурное воздействие на угольный пласт и вмещающие породы участвующих в организации подземного газогенератора. В гидрогеологическом отношении район представлен водами четвертичных отложений, трещинными и трещинно-пластовыми водами мезозойских отложений [3].

Кроме всего выше сказанного стоит отметить повышенную трещиноватость вмещающих пород вследствие сейсмической активности района. Данная особенность делает не возможным повсеместное применение способа гидравлического разрыва угольного пласта для создания канала газогенератора. При невозможности применения гидравлического способа, необходимо применять бурение наклонных или наклонно-горизонтальных скважин в зависимости от угла залегания угольного пласта. Хотя, при проведении этого способа и будет оказываться влияние на криолитозону, данный способ предпочтительнее огневой фильтрационной сбойки вследствие большей изученности и лучшей управляемости процессом.

Для расчета критического давления при котором происходит структурное изменение угольного пласта рассчитывается по формуле:

где Н - глубина залегания угольного пласта, м

- средний удельный вес пород покрывающих угольный пласт, Н/м³

- дополнительное давление, необходимое для преодоления сил сцепления между отдельными слоями угля, МПа.

Средний удельный вес горных пород в разрезе (Н/м³) определяется по формуле:

где - мощность пласта горной породы, м; - удельный вес горной породы, Н/м³.

Удельный вес горной породы определяется по формуле:

где - плотность горной породы, кг/м³; - ускорение свободного падения (м/с²).

Результаты расчета удельно веса пород представлен в таблице 4.2

Таблица 4.2

Проектный геологический разрез

МПа

4.6 Оборудование для сооружения подземного газогенератора

Основным оборудованием для бесшахтной подготовки каналов газификации при гидроразрыве является насосная установка. В условиях Южной Якутии оптимально использовать насосные установки плунжерного и поршневого типов геологоразведочного стандарта [15]. Техническая характеристика предложенных насосных установок приведена в таблицах 4.3 и 4.4.

Таблица 4.3

Техническая характеристика насосных установок плунжерного типа

Примечание: * - в скобках указаны диаметры плунжеров, мм; ', '' и ''' - соответственно давление, развиваемое насосом на первой передаче, второй и третьей передачах.

Таблица 4.4

Техническая характеристика поршневого насоса НБ-125

4.6.2 Оборудование для обеспечения работы подземного газогенератора

Основным оборудованием для обеспечения работы подземного газогенератора является компрессорная станция. По опыту ранее проводимых работ советскими и зарубежными учеными минимально допустимые расход воздуха и давление дутья, для месторождений данного типа и марочного состава угля, составляют: 1,5-3МПа и 1000-1500м³/ч.

Исходя из данных условий, может быть рекомендована компрессорная станция ВКУ 132-8/10/13. Техническая характеристика компрессорной установки приведена в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Техническая характеристика компрессорной станции ВКУ 132-8/10/13

4.7 Выводы

По итогам рассмотрения данного раздела можно сделать следующие выводы:

1. К скважинам подземной газификации угля предъявляются жесткие требования: полная затрубная цементация обсадных колонн; обязательный геофизический комплекс исследования качества затрубной цементации.

2. Оптимальным способом создания реакционного канала в угольном пласте является гидроразрыв.

3. Прямоугольная схема отработки методом ПГУ является оптимальной для данного типа месторождений.

Список литературы

1. Бурение и оборудование геотехнологических скважин / Сергиенко И.А., Мосев А.Ф., Бочко Э.А., Пименов М.К. - М.: Недра, 1984. - 224 с.

2. Голубенко А.В., Карманов Д.В., Шипицын Ю.А. Теоретическое обоснование проведение экспериментальных работ по подземной газификации пологозалегающих каменноугольных пластов в Южно-Якутском угольном бассейне// Научные и практические аспекты добычи цветных и благородных металлов. Доклады международного совещания. - Хабаровск: 2000. - С.135-143

3. Крейнин Е.В. Временные критерии пригодности угольных месторождений для подземной газификации // Сборник докладов семинара по подземной газификации углей. - Кемерово: Институт угля СО РАН, 1992. - 148 с.

4. Крейнин Е.В. Основные технологические параметры подземной и наземной газификации (США).// Уголь. - 1999. №3. - С.15-19.

5. Крейнин Е.В. Подземная газификация углей: основы теории и практики, инновации. - М., 2010. - 400 с.

6. Крейнин Е.В. Экологическое и технико-экономическое обоснование строительства промышленных предприятий подземной газификации углей. // Уголь. 1997. - № 2.

7. Крейнин Е.В., Звягинцев К.Н., Гаркуша М.С. Подземный газогенератор под давлением - перспективное направление бесшахтной разработки угольных месторождений // Уголь. - 1990. - №7. - С.21-22.

8. Крейнин Е.В., Федоров Н.А., Звягинцев К.Н., Пьянкова Т.М. Подземная газификация угольных пластов. М., Недра, 1982. - 151 с.

9. Лазаренко С.Н. Физическое моделирование процесса подземной газификации углей в лабораторных условиях.// X всесоюзная научная конференция вузов СССР с участием научно-исследовательских институтов - М.: 1991. 239 с.

10. Лазченко К.Н.. Терентьев Б.Д. Геотехнологические способы разработки месторождений полезных ископаемых. - М.: Издательство Московского государственного горного университета, 1996. - 75 с.

11. Литвиненко А.В. Лабораторно-экспериментальная установка для физического моделирования процесса подземной газификации углей в Южной Якутии// «Материалы 3 региональной научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященной 10-летию технического института (филиал) Якутского государственного университета им. М.К. Аммосова в г. Нерюнгри (апрель 2002 г.)»/ Под. ред. Н.Н. Гриб. - г. Нерюнгри: 2003. - 454 с.

12. Мясников А.А., Лазаренко С.Н. Перспективы развития подземной газификации углей в Кузнецком бассейне/ Новосибирск: Наука. Сиб-е отд-ние, 1991. - 87 с.

13. Скафа П.В. Подземная газификация углей. - М.: Госгортехиздат, 1960.

14. Угольная база России. Том V. Книга 2. Угольные бассейны и месторождения Дальнего Востока России (Республика Саха, Северо-Восток, о. Сахалин, п-ов Камчатка). - М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1999. - 638 с.

15. Шипицын Ю.А., Литвиненко А.В. Анализ угольных месторождений Южной Якутии на предмет возможной газификации // «Материалы 4-ой региональной научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (апрель 2003 г.)»/ Под. ред. Н.Н. Гриб, г. Нерюнгри, 2003, С. 72-74.

16. Шишаков Н.В. Основы производства горючих газов. - г.: Москва: Государственное энергетическое изд-во, 1948. - 475 с.

Размещено на Allbest.ru