Відповідно до статті 45 Кодексу України про надра, підпункту 16 пункту 4 Положення про Державну комісію України по запасах корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 10.11.2000 N 1689, з метою встановлення єдиних вимог до порядку геолого-економічної оцінки загальних (емісійних) та видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ у зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів та до змісту і оформлення матеріалів, що подаються на державну експертизу й оцінку,

1. Затвердити Інструкцію із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічної оцінки загальних (емісійних) та видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ у зонах супутньої технологічно необхідної дегазації під час розробки вугільних пластів (далі - Інструкція), що додається.

2. Інструкція набирає чинності через 10 днів після державної реєстрації в Міністерстві юстиції України.

3. З набуттям чинності Інструкцією уважати такими, що не застосовуються на території України, "Временные методические требования к геолого-экономической оценке и подсчету запасов метана в угольных пластах", затверджені ДКЗ СРСР 15 січня 1987 року.

4. Начальнику відділу геолого-економічної експертизи запасів мінеральної сировини Управління горючих та рудних корисних копалин Державної комісії України по запасах корисних копалин Пижуку І.П. подати Інструкцію на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України в установленому порядку та після державної реєстрації у десятиденний термін забезпечити тиражування і розсилання Інструкції до установ і організацій, що здійснюють пошуки, розвідку і розробку вуглегазових родовищ, а також розміщення на сайті ДКЗ.

5. Контроль за виконанням наказу залишаю за собою.

1.1. Ця Інструкція встановлює вимоги до геологічного вивчення метаноносності вугільних пластів та пластів умісних порід - колекторів метану, а також вимоги до підрахунку і державного обліку видобувних та загальних (емісійних) запасів шахтного метану вуглегазових родовищ (ділянок) та їхньої геолого-економічної оцінки; умови, що визначають підготовленість видобувних запасів шахтного метану вуглегазових родовищ (ділянок) до промислового освоєння.

1.2. Інструкція є обов'язковою для виконання підприємствами, організаціями, установами всіх форм власності, що здійснюють планування, фінансування та виконання геологорозвідувальних робіт з геолого-економічної оцінки запасів метану вуглегазових родовищ (ділянок), підготування їх до промислового освоєння й експлуатації.

1.3. На сучасних технічному й технологічному рівнях видобуток метану з вугленосних товщ (далі - МВТ) здійснюється шляхом:

вилучення метану через свердловини, пробурені з поверхні, у зонах ведення гірничих робіт і на резервних ділянках у режимі попередньої дегазації;

вилучення метану засобами підземної дегазації, що супроводжує видобуток вугілля;

вилучення метану під час постексплуатаційної дегазації зрушених вугільно-породних товщ.

Крім того, деяка кількість метану видобувається з покладів, розташованих у не порушених гірничими роботами вуглепородних товщах.

Інструкцію розроблено відповідно до таких законодавчих та підзаконних актів:Кодекс України про надра.

Гірничий закон України.

Закон України "Про альтернативні види рідкого та газового палива".

Інструкція із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затверджена наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин від 10.07.98 N 46, зареєстрована в Міністерстві юстиції України 24.07.98 за N 475/2915.

Інструкція із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до родовищ вугілля, затверджена наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин від 25.10.2004 N 225, зареєстрована в Міністерстві юстиції України 08.11.2004 за N 1419/10018.

Класифікація запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, затверджена постановою Кабінету Міністрів України від 05.05.97 N 432.

Положення про Державну комісію України по запасах корисних копалин, затверджене постановою Кабінету Міністрів України від 10.11.2000 N 1689.

Порядок державного обліку родовищ, запасів і проявів корисних копалин, затверджений постановою Кабінету Міністрів України від 31.01.95 N 75.

У цій Інструкції нижченаведені терміни та визначення використовуються в такому значенні:

Депресія - різниця тисків у різних середовищах, яка призводить до інтенсивної міграції флюїду із середовища з високим тиском в середовище з низьким (розвантаження масиву).

Емісія метану - виділення метану з вугленосної товщі в гірничу виробку внаслідок виникнення техногенних тріщин та депресії під впливом ведення очисних робіт.

Ефективна пористість - частка з'єднаних між собою порожнин (пор, тріщин, каверн) в об'ємі вугілля і породи, за винятком простору, зайнятого залишковою водою.

Загальна (абсолютна) пористість - частка всіх пор (відкритих і закритих) в об'ємі вугілля чи породи (об'ємна частка в %).

Залишкова газоносність - об'єм газу (метану), який міститься в одиниці об'єму або маси вугілля чи порід, вилучених із свердловини або гірничої виробки без застосування заходів із збереження її природної газоносності, приведеної до нормальних умов, тобто при 20 град.С і при 760 мм.рт.ст. (куб.м/т або куб.м/куб.м).

Зближений пласт або пропласток вугілля ("супутник") - пласт або пропласток вугілля, з якого в гірничі виробки основного розроблюваного пласта може надходити газ за його підробки чи надробки.

Зона газового вивітрювання - приповерхнева частина вугленосної товщі, в межах якої вміст метану та його гомологів у складі природних газів вугільних пластів становить від 20-50 до 60-80%.

Зона метанових газів - це зона вугленосної товщі, де вміст метану та його гомологів у складі природних газів перевищує 80%.

Метан шахтний - метан, який міститься у відроблюваному вугільному пласті, вугільних пластах, пропластках та пісковиках, які розміщуються в зоні впливу (зоні розвантаження) гірничої виробки під час видобувних гірничих робіт.

Метан шахтний емісійний (далі - МШЕ) - вільний метан, який може надійти в очисні гірничі виробки вугільного пласта, що відробляється, з вуглепородного масиву внаслідок його розущільнення та зниження тиску в зоні дренування під час видобувних гірничих робіт без застосування дегазації.

Метан шахтний видобувний (далі - МШВд) - вільний метан з концентрацією 25-95%, що каптується паралельно з веденням очисних робіт вакуум-насосними станціями системи супроводжувальної дегазації через спеціально пробурені свердловини. У міжнародній термінології позначається абревіатурою - CMM (coal mine methane). Як правило, коефіцієнт дегазації на шахтах становить 40-55%.

Метан шахтний вентиляційний (далі - МШВн) - вільний метан вентиляційних викидів шахт з концентрацією, меншою ніж 1%. У міжнародній термінології позначається абревіатурою - VAM (ventilation air methane).

Метан свердловинний видобувний (далі - МСВ) - метан вугільних товщ (МВТ) з концентрацією до 95%, що видобувається свердловинами, пробуреними з поверхні, у процесі випереджальної та супровідної дегазації. У міжнародній термінології позначається абревіатурою - CBM (coal bed methane).

Метан вугільних товщ, сорбований (далі - МВТС) - метан вугільних пластів і пропластків, вуглистих порід, розсіяної і концентрованої органіки в породах, у яких міститься вугілля, що утримується в них унаслідок процесів адсорбції і абсорбції.

Метан вугільних товщ, вільний (далі - МВТВ) - метан проникних умісних порід і вугілля, який перебуває у вільному стані (характеризується тиском, температурою і питомим об'ємом та підлягає законам газового стану). Найбільшу кількість вільного метану (до 20%) містить малометаморфізоване вугілля, що збагачене мікрокомпонентами групи фюзиніту.

Метановість (метанозбагаченість) гірничих виробок - кількість (об'єм) метану, який виділяється в гірничу виробку або в одиницю часу (куб.м за хвилину або іншу одиницю часу - абсолютна метановість), або віднесений до однієї тонни видобутого вугілля (куб.м на одну тонну добового видобутку - відносна метановість).

Метаноносність - об'єм вільного, сорбованого і водорозчиненого метану, що міститься в одиниці маси вугілля (куб.м метану в тонні сухої беззольної маси вугілля - куб.м/т.с.б.м.) чи об'єму породи (куб.м/куб.м або куб.м/т) на місці залягання.

Сорбційна метаноємність - здатність вугілля та інших гірничих порід поглинати вільний метан з навколишнього простору за визначених термодинамічних умов (куб.м/куб.м або куб.м/т).

4.1. Газ метан є основною складовою частиною природних газів вугільних родовищ (ділянок) та рудникового (шахтного) газу. З повітрям метан утворює суміші: горючі (за наявності джерела) - при вмісті в них метану до 5-6% і понад 14-16% (за наявності кисню та джерела, а також температури); вибухові - при вмісті метану від 5 до 16%. Максимальна сила вибуху має місце при вмісті метану в суміші 9,5%.

У надрах метан вугільних родовищ (ділянок) перебуває в сорбованому, водорозчиненому і вільному станах.

У сорбованому стані перебуває переважно метан вугільних пластів, пропластків високо вуглистих порід, розсіяної і концентрованої органіки вмісних порід. Частка сорбованого метану у вугіллі і вуглистих породах може досягати 90-95%. Газоносність вугілля змінюється в широких межах - від 5-10 до 35-45 куб.м/т с.б.м.

Водорозчинений метан пластових і порових вод міститься в проникних породах (пористих чи тріщинуватих) з малим умістом (менше 5-10%) розсіяної вуглистої речовини у зв'язку з її високою гідрофобністю. Гранична газонасиченість невуглистих порід, що містять природні гази у водорозчиненому стані, переважно не перевищує 0,1-0,4 куб.м/т.

У вільному стані метан містять головним чином проникні породи. Вільні вуглеводневі гази присутні і у вугіллі, і кількість їх у вугільних пластах сягає від декількох відсотків до 50%. Вільний метан заповнює поровий простір (гранулярний і тріщинний) як у вугіллі, так і у вмісних породах. Метаноносність вуглевмісних порід (пісковиків), що містять природні гази у вільному стані, досягає 3-8 куб.м/т і більше.

Основними типами колекторів вільного метану у вугільних басейнах і родовищах (ділянках) України є теригенні порові та тріщинувато-порові колектори пластового типу, що представлені різнофаціальними пісковиками. Відкрита пористість цих колекторів змінюється від 4-5 до 25-28% (переважно - 7-15%), проникність - від тисячних часток мілідарсі до десятків, рідко сотень мілідарсі. У низці випадків колекторами вільного метану може бути низькометаморфізоване вугілля, яке має великий об'єм макропор. Високоактивні вільні гази надходять у проникні породні масиви переважно шляхом вивільнення із сорбованого і водорозчиненого станів за певних термодинамічних умов, а також у процесі метаморфізму вугілля, коли метан є одним із продуктів цього процесу. За наявності сприятливих геологічних факторів вони утворюють природні скупчення або поклади метану.

Розробка вугільних родовищ (ділянок), що супроводжується розвантаженням гірського масиву та утворенням техногенної тріщинуватості, сприяє активному переходу у вільний стан газів вугленосних товщ з подальшою міграцією їх до техногенного резервуара або поверхні. У разі обмеженого зв'язку з денною поверхнею цей процес призводить до утворення техногенних скупчень (покладів) вільного метану. Найбільше значення мають техногенні поклади, розташовані у вугленосній товщі над виробленим простором діючих шахт, і поклади, де гази скупчуються в штучних резервуарах погашених гірничих виробок.

4.2. Підробка або надробка скупчень (покладів) метану у вугільних товщах, а також тріщинуватих та тектонічних зон сприяє розущільненню і підвищенню проникності первинних колекторів та викликає такі газодинамічні явища як викиди порід і газу. Розкриття таких покладів свердловинами або гірничими виробками супроводжується газовиділенням, іноді значним за інтенсивністю (сотні-тисячі куб.м/добу) і обсягами (десятки, сотні тисяч, перші мільйони куб.м), які становлять собою найбільшу небезпеку для вугледобувних підприємств.

Вибухонебезпечність метану, можливість раптових викидів вугілля і вмісних порід під дією високого газового тиску попереду вибоїв гірничих виробок обумовлюють відповідну нагальність спеціального вивчення природної метаноносності вугільних родовищ (ділянок) з метою розробки спеціальних заходів, націлених на забезпечення безпеки гірничодобувних робіт. Результати досліджень, а також прогнозу метаноносності вугільних пластів і вмісних порід використовуються для розрахунків очікуваної метанозбагаченості гірничих виробок під час проектування вентиляції шахт та дегазації вугільних ділянок чи родовищ.

4.3. Дегазація вугільних товщ застосовується, якщо промислове використання каптованого метану є технологічно можливим і економічно доцільним, а також у випадках, коли засобами вентиляції неможливо домогтися безпечного вмісту метану у вихідних вентиляційних струменях.

Відповідно до усталеної послідовності проведення робіт з геологічного вивчення і видобутку вугілля та метану виділяються випереджувальна, супроводжувальна (поточна) та постексплуатаційна дегазації вугільних товщ.

Супроводжувальна (поточна) дегазація включає в себе заходи щодо зменшення газовиділення у гірничі виробки в процесі очисних та підготовчих робіт.

Поточна дегазація проводиться переважно підземними свердловинами примусово за допомогою вакуумних насосів. В окремих випадках при розкриванні свердловиною зони з високими тисками метану, сприятливими фільтраційно-ємнісними параметрами може мати місце самовитікання (фонтанування) метану.

4.4. Об'єктами підрахунку і державного обліку є запаси емісійного шахтного метану, який виділяється з вуглепородної товщі у відроблюваний простір унаслідок розущільнення та зниження тиску під час розробки вугільних пластів, а також видобувний метан, що вилучається (каптується) при супроводжувальній дегазації.

5.1. Геологічна вивченість вугільних пластів у межах вуглегазового родовища (ділянки), що підготовлена для підрахування запасів шахтного метану, має відповідати вимогам Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до родовищ вугілля, затвердженої наказом Державної комісії України по запасах корисних копалин від 25.10.2004 N 225, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 08.11.2004 за N 1419/10018, в частині геологічної вивченості розвіданих вугільних родовищ.

Метановугільні родовища (ділянки), розробка яких проводиться з обов'язковою технологічно необхідною дегазацією, розглядаються як комплексні родовища (ділянки), у межах яких і вугілля, і метан є основними корисними копалинами. Вимоги до геологічного вивчення і підготовленості до промислового використання вугілля і метану як корисних копалин є взаємопов'язаними та взаємозалежними.

Ступінь геологічного вивчення метаноносності вуглегазового родовища або його ділянки, підготовлених до підрахунку запасів шахтного емісійного та видобувного метану, має забезпечувати отримання вихідних даних, достатніх для розрахунку очікуваної метанозбагаченості видобувних гірничих виробок шахт, що будуються, обґрунтування доцільності та розробки техніко-економічного обґрунтування (далі - ТЕО) супроводжувальної дегазації під час розробки вугільних пластів.

У разі прирізки до полів діючих шахт нових площ і пластів, що віддалені від видобувних гірничих робіт по вертикалі більш ніж на 200 м при пологих і більш ніж на 300 м при крутих пластах або розміщені на відстані по горизонталі більшій, ніж 2 км, визначення метанозбагаченості проектних видобувних виробок, а також метаноносності вугільних пластів і вмісних порід здійснюється як для шахт, що будуються.

5.2. Дослідження газоносності в розвідувальних та експлуатаційних свердловинах, а також у гірничих виробках слід проводити відповідно до затверджених комплексів геологічних та геофізичних досліджень, що розробляються для кожного типу свердловин і гірничих виробок на кожному вугледобувному підприємстві.

Виконані обсяги опробування мають бути достатніми для отримання вихідних даних про природну газоносність вугільних пластів і вмісних порід родовища (ділянки) для оцінки запасів емісійного шахтного метану з похибкою, що не перевищує 30%.

5.2.1. Метанозбагаченість видобувних гірничих виробок шахт, що будуються або реконструються, розраховується на підставі даних з метаноносності вугільних пластів і вмісних порід, визначених у процесі геологорозвідувальних робіт.

Вивчення та прогноз газоносності пластів вугілля і вмісних порід для проектування розробки вугілля слід проводити згідно з чинним законодавством.

5.2.2. Основні засади вивчення газоносності метановугільних родовищ (ділянок) є:

визначення природної газоносності вугільних пластів прямим методом - за допомогою газокернонабірників;

нагляд за газопроявами при бурінні розвідувальних свердловин, замірювання дебітів газу та води;

вивчення якісного (компонентного) складу газу вугільних пластів та залишкової газоносності за даними герметичних вакуум-стаканів;

визначення метаноносності вугільних пластів і гірських порід за допомогою газового каротажу та промислової геофізики;

визначення дебітів газу та газового тиску у вугленосних відкладах за допомогою пластовипробувачів;

відбір породних проб на вивчення колекторських властивостей та вугільних проб на визначення сорбційних властивостей;

визначення природної газоносності вугільних пластів за допомогою газових зйомок гірничих виробок шахт;

збір даних щодо дегазації та газовості гірничих виробок.

5.2.3. Для визначення промислової значимості газовугільного родовища (ділянки) необхідно проводити такі дослідження:

визначати сорбційні властивості вугілля в умовах, близьких до пластових, а також кінетику десорбційних процесів;

заміряти тиск у вугільних пластах пластовипробувачами за технологією, яка враховує специфіку повільної газовіддачі пластів вугілля;

вивчати ємнісні та фільтраційні властивості вугільних пластів та породних горизонтів у природному заляганні з використанням даних пластовипробувачів, геофізичних досліджень у розвідувальних свердловинах;

бурити спеціальні кущі свердловин для визначення проникності за міжсвердловинними замірами;

картувати і прогнозувати тріщинуватість пластів за керном та матеріалами геофізичних досліджень у свердловинах;

вивчати вуглевмісні породи для виявлення скупчень вільних газів, що є джерелом раптового газовиділення у шахтах, та визначення можливого їх впливу на видобуток метану з вугільних пластів;

будувати карти ізопотужностей вугленосних відкладів, необхідних для оцінки масштабів видобутку метану;

давати прогнозну оцінку метану як корисної копалини на всіх розвідуваних ділянках та площах.

5.2.4. Опробування вугільних пластів і вмісних порід на газоносність слід проводити в кожній свердловині, яка буриться для геологічного вивчення пластів вугілля. Крім того, для додаткового геологічного вивчення скупчень і покладів метану слід бурити і досліджувати додаткові розвідувальні та дегазаційні свердловини.

У межах зони метанового вивітрювання обсяги і густина опробування вугільних пластів герметичними посудинами має забезпечувати побудову гіпсометричної поверхні метанової зони з похибкою, що не перевищує +-50 м.

У метановій зоні опробування на газоносність необхідно здійснювати по всіх вугільних і пісковикових пластоперетинах.

Довжина інтервалу потужності (товщини) простого вугільного пласта, що характеризується однією пробою, відібраною газокернонабірником, не може перевищувати 0,7 м. У разі наявності в пластах вугілля газотривких породних прошарків кожну вугільну пачку слід опробувати як простий вугільний пласт тієї самої потужності.

Визначення колекторських властивостей вугілля і вмісних порід проводиться за зразками, відібраними з керна, що піднятий звичайними колонковими трубами.

Для безпосереднього визначення газоносності вугілля та порід проби відбираються газокернонабірниками.

Комплексний метод і пластовипробувачі застосовуються для уточнення газоносності вугільних пластів і визначення газоносності вмісних порід.

Умови застосування і об'єм опробування визначаються ступенем складності геологічної будови родовища (ділянки), що розвідується.

У разі вивчення газоносності родовищ (ділянок) з простим моноклінальним заляганням вугільних пластів і незначним проявленням розривної порушеності опробування кондиційних вугільних пластів у зоні метанових газів газокернонабірниками проводяться у всіх свердловинах. Кількість вірогідних опробуваних перетинів на кожній лінії та за кожним пластом повинна забезпечувати точність побудови ізогаз зі значеннями через 5 куб.м/т. с.б.м. Для уточнення розподілу газу у вуглевмісній товщі та побудови ізогаз опробування газоносних пластів при необхідності проводиться в додатково пробурених свердловинах. Найглибші свердловини та свердловини, що перетинають позитивні плікативні структури, а також порушені тріщинуваті зони досліджуються газовим каротажем. Щільність опробування доводиться до однієї свердловини на 2-3 кв.км площі ділянки при горизонтальному і пологому заляганні порід і до однієї свердловини на 1-2 кв.км при похилому та крутому заляганні порід (додаток).

З установлених газовим каротажем інтервалів газовиділення, а також по інших свердловинах з інтервалів, де спостерігалися газоводопрояви, відбираються проби вугілля або порід для вивчення колекторських властивостей загальної, відкритої й ефективної пористості, залишкової води, уявної і дійсної густини, тріщинуватості та газопроникності. З тією самою метою в свердловинах, де проводився газовий каротаж, відбираються проби вугілля і вуглевмісних порід в інтервалах: 170-200 м вище покрівлі і 80-100 м нижче підошви основних кондиційних пластів.

Визначення колекторських властивостей вугілля і вмісних порід проводиться за зразками, відібраними з керна, що піднятий звичайними колонковими трубами. Для безпосереднього визначення газоносності вугілля та порід проби відбираються газокернонабірниками.

Методи визначення та густина відбору проб на колекторські властивості порід визначаються згідно з ГОСТ 26450.0-85-26450.2-85 "Породы горные. Методы определения коллекторских свойств", а також СОУ 10.1.00186080.003:2007 "Відбирання проб вугілля і порід, що вміщують шахтні води, метан, германій, шкідливі речовини під час геологічної розвідки та експлуатації вугільних родовищ".

Проби відбираються з усіх літологічних різновидів з кожного макроскопічно відмінного шару потужністю не менш 3-5 м. При потужності шару до 5 м відбираються 2 проби (з верхньої і нижньої частин), при більшій - 3 (з верхньої, середньої і нижньої частин). Установлені газовим каротажем інтервали з підвищеним газовиділенням, а також інтервали з газопроявами по інших свердловинах опробуються пластовипробувачами - густина опробування повинна бути такою, щоб забезпечити визначення надійних параметрів газоносності та газонасиченості як у всьому діапазоні глибин, так і по площі. У тих самих свердловинах чи максимально близько розташованих до них проводиться відбір проб вугілля і порід для вивчення колекторських властивостей, а також проб вугілля для визначення сорбційних властивостей. У зазначених інтервалах породні проби відбираються газокернонабірниками, бурова частина яких пристосована для буріння у вмісних породах. При виявленні газоводопроявів із свердловин визначається дебіт води і відбираються проби води і газу для визначення складу газу і газонасиченості вод. Проби відбираються на поверхні, а також в інтервалі водопроявів пробовідбірними камерами пластовипробувачів або спеціальними пробовідбірниками води, що спускаються в свердловину на кабелі.

Біля розривних порушень слід проводити опробування пластів на відстані до 200 м по нормалі від площини зміщувача, а також у зоні впливу тектонічного порушення для визначення газонасиченості тектонічного типу колектора, який може утворюватися в таких зонах.

Комплексним методом з подальшим опробуванням газовидільних інтервалів пластовипробувачами, окрім планових рівномірних досліджень за всією оцінюваною площею, досліджуються свердловини, розташовані поблизу вісей антиклінальних складок, флексур і крупних розривних порушень. У цих інтервалах свердловин відбираються проби для вивчення колекторських властивостей вугленосної товщі.

Усі виявлені газоводопрояви опробуються.

На площах (ділянках), що характеризуються наявністю складних з різкою зміною елементів залягання плікативних структур, ускладнених значною кількістю розривних порушень, вивчення газоносності в зоні метанових газів проводиться газокернонабірниками більш детально.