CC BY
36
парниковых газов в угольные пласты. Привлечение к этим работам бюджетных и внебюджетных финансовых средств, научных и производственных коллективов является важным вкладом в решение актуальной проблемы защиты планеты от глобального потепления.
-------------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Kaya Y., Yamajia K. and Matsuhashi. «A Global Strategy for Global Warming» (Tokyo Conferense on the Global Enviroment and Human Response toward Sustainable Development, 11-13 Sept. 1989.
2. 0435 IMPLICATIONS OF VOLUMETRIC SWELLING/SHRINKAGE OF COAL IN SEQUESTRATION OF ACID GASES. Laxminarayana Chicatamarla; Xiao-jun CUI and Marc Bustin/ Department of Earth&Ocean Sciences, University of British Columbia, Canada/
3. Alberta Field Pilot to Test CO2 Enhanced Coalbed Methane recovery/ Con-tact:Bill GunterAlberta Research Council250 Karl Clark RoadEdmonton, Alberta, Canada, T6N 1E4 Phone: 780-450-5467 Fax: 780-450-5083
4. (0412) Alberta Multiwell Micro-Pilot Testing for CBM Properties, Enhanced Methane Recovery, and CO2 Storage Potential Matthew J. Mavor, Tesseract Corporation William D. Gunter, John R. Robinson, Alberta Research Council. Coalbed Methane Simposiym-2004. Tuscallosa, University of Alabama.
— Коротко об авторах -------------------------------------------
Каркашадзе Гиоргий Григолович - Московский государственный горный университет.
Харин Ю.В. - Московский государственный горный университет.
© Л.В. Савенко, А.А. Шилов, Е.А. Дерновая, 2007
УДК 622.411.33
Л.В. Савенко, А.А. Шилов, Е.А. Дерновая
ПЕРСПЕКТИВЫ СНИЖЕНИЯ ЭМИССИИ УГОЛЬНОГО МЕТАНА В АТМОСФЕРУ НА ДЕЙСТВУЮЩИХ ШАХТАХ ВОРКУТЫ
~П наиболее авторитетных международных работах по про-
АДблеме антропогенного изменения климата признается несомненная перспектива развития глобального потепления из-за усиления парникового эффекта. Насколько эта проблема значительна, - это вопрос другого научного спора. Однако, без сомнения, что эмиссия парниковых газов таких, как двуокись углерода, является главными виновниками этого ожидаемого изменения климата (рис. 1).
Считается, что эмиссия двуокиси углерода из антропогенных источников наносит самый ощутимый вред вместе с метановой эмиссией. Эмиссия двуокиси углерода составляет при этом 81 %, метана - 10 %, закиси азота - 6 %, других - 3 % [1].
Углеводороды в атмосфере Земли представлены в основном метаном, который является простейшим основным составляющим природных и антропогенных углеводородных газов и наиболее стабильным компонентом соединений углерода и водорода. Основные объёмы его на Земле приурочены к осадочным породам земной коры. Метан - обязательный спутник угольных и нефтяных месторождений. В породах и пластах угольных месторождений находится около 70 % всего его содержания в осадочных породах.
На территории России наиболее газоносными являются пласты угля Воркутского месторождения и Кузнецкого бассейна. Общие ресурсы метана в угольных пластах составляют по различным источникам 48^65 триллионов м3 с учётом восточных и северовосточных бассейнов.
В то же время следует отметить, что имеющиеся в настоящее время данные по газоносности угольных пластов и вмещающих пород и по величине ресурсов метана ещё недостаточно точны
углерода; 81%
Рис. 1. Влияние на глобальное потепление от антропогенных источников
из-за отсутствия достоверных методов оценки запасов и ресурсов метана.
Подземная разработка газоносных угольных пластов сопровождается обильными выделениями метана, которые составляют 17^20 % его выделений природными источниками или 5^7 глобальной эмиссии метана на Земле.
За последние 10^15 лет значительно расширился круг проблем, связанных с угольным метаном, и в связи с этим снижение поступления метана в атмосферу становится важной составляющей при решении глобальной проблемы потепления климата Земли. В укрупненном виде все современные проблемы угольного метана можно подразделить на три:
> проблема безопасности;
^ экологическая проблема;
^ энергетическая проблема.
Иными словами создание «экологически чистых» технологий, переход к ресурсосберегающему типу производства в угольной отрасли должно становиться более выгодным с экономической точки зрения и являться главным направлением научно-технического прогресса в угольной отрасли.
Содержание метана в месторождениях, освоенных горными работами, достигает на действующих шахтах 150^200 млрд. м3 в
промышленных запасах угля и 100^150 млрд. м3 в тонких пластах и пропластках.
На каждую тонну добываемого в России угля в среднем выделяется 20 м3 метана. Общий дебит метана из всех источников его выделения составляет более 10 тыс. м3 в минуту, в том числе дебит каптируемого метана свыше 900 м3 в минуту [2].
В станах СНГ доля используемого метана не превышает 10 % от извлекаемого средствами дегазации. За рубежом этот показатель по ряду районов (бассейнов) достигает 80^90 %.
По оценкам ряда специалистов на территории СНГ запасы метана в угленосной толще соизмеримы с ресурсами природного газа. Следовательно, основные угольные бассейны необходимо рассматривать как газоугольные и предусматривать при их освоении добычу не только угля, но и метана [2, 3, 4].
Изложенное позволяет утверждать, что угленосная толща, как коллектор газа метана, является объектом исследований, направленных на предотвращение экологических опасностей в шахтах, может стать экономически выгодным путём создания и внедрения, новых физико-технических, физико-химических и комплексных методов извлечения угольного метана.
Вследствие того, что в угольных пластах и вмещающих их породах заключены огромные запасы ценнейшего углеводородного сырья - практически чистого метана. Извлечённый из недр до ведения горных работ метан используется, и в дальнейшем будет использоваться не только как топливный ресурс, но и в качестве химико-технологического сырья. Последнее позволяет решить ещё один актуальный вопрос горного производства - обеспечение экологически чистой комплексной безотходной технологии угледобычи.
Всё вышеизложенное свидетельствует о том, что рассматриваемая проблема весьма актуальна и исследования, направленные на её решение, имеют важное народнохозяйственное значение.
Сотрудниками МГГУ с конца 60-х годов прошлого столетия проводятся опытно-промышленные работы по совершенствованию технологии заблаговременной дегазационной подготовки неразгруженных угольных пластов с попутным извлечением и утилизацией угольного метана.
В настоящее время работы намечено продолжить и на шахтных полях Печорского угольного бассейна.
Следует отметить, что в Воркуте самая передовая в России и в мире технология дегазации и утилизации метана. Однако, при существующих темпах и нагрузках на очистной забой, тре-буется внедрения технологий извлечения метана из самого ра-бочего пласта. Существуют два способа: это пластовая дегаза-ция из подземных горных выработок и заблаговременная Дега--зационная через скважины, пробуренные в поверхности. Обе технологии имеют свои достоинства и недостаток. Основным достоинством заблаговременной дегазационной подготовки - это разделение во времени и пространстве очистных и дегаза-ционных работ, а, также учитывая тот факт, что угольный пласт в естественных условиях имеет низкие показатели газо-отдачи, и поэтому, не смотря на начальные высокие финансо-вые затраты, к этой технологии в конечном итоге приходят все зарубежные и отечественные угледобывающие предприятия. Нормативная база в России для проведения работ и при-мене-нию различных способов заблаговременной дегазационной подготовки существует. Необходимо лишь экономически подготовить угольные предприятия к этому шагу. В настоящее время, это возможно лишь различными юридическими актами. Во многих странах (включая США) такие юридические норма-тивы действуют. Приняты законы на Украине, готовится в Китае.
Исследования проводятся на Воркутском месторождении на действующих и перспективных шахтных полях. Они заключаются в анализе существующих и разработке новых методов повышения метанодобываемости дегазационных систем - более 100 м3/мин., из подрабатываемых и надрабатываемых смежных пластов, в пределах одного выемочного столба, которые требуют разработки не только более совершенных схем и способов дегазации, но и решения транспортирования метановоздушной смеси в объёме более 200 м3/мин. Для этого потребуется прокладка 3^4 трубопроводов диаметром 250 мм в выемочной выработки участка.
Решение проблемы удаления метана с выемочного участка и повышение эффективности дегазации подрабатываемых пластов, газоудаление из ранее отработанных выемочных полей, транспортировке газовоздушной смеси до 200 м3/мин, минуя подземную дегазационную сеть, частично можно решить путём дегазационных скважин с поверхности [2, 3]. Имеющийся опыт в угольных бассейнах (Карагандинском и Донецком) дегазации угольных пластов
скважинами с поверхности позволяет принять его к промышленной апробации в условиях Воркутинского месторождения.
Впервые в Воркуте в 1968 году на поле шахты № 5 была пробурена экспериментальная дегазационная скважина с поверхности на глубину 310 м. За время её работы было снижено газовыделение в горной выработке северного крыла шахты на 433,4 тыс. м3 метана. Затем в 1973 году на поле шахты «Северная» была пробурена дегазационная скважина № 2503-Т на глубину также 310 м. В период ведения очистных работ в радиусе 300^400 м от скважины по пластам п11 «Четвёртому» и п14+13+12 «Тройному» дебит газа достигал 10 м3/мин и концентрации метана более 95 %. За период её работы было снижено газовыделение в горные выработки северного крыла шахты «Северная» на 433,4 тыс. м3 метана [5].
Далее, на той же шахте «Северная» в качестве объектов для проведения исследований по дегазации пластов скважинами с поверхности выбраны лавы 712-с и 1112-с, отрабатывающие пласт п11 «Четвёртый».
С сентября 1987 года по январь 1988 года на экспериментальном участке были пробурены с поверхности четыре дегазационные скважины [6].
Техническая характеристика скважин, пробуренных в купол обрушения на поле шахты «Северная» ОАО «Воркутауголь» представлена в табл. 1.
Бурение скважин выполнялось буровым агрегатом колонкового ряда ЗИФ-1200МР. Для промывки стволов скважин использовались буровые насосы НБ-32. В качестве промывочной жидкости (до глубины 625 м) применялся глинистый раствор, а с глубины 625 м и до проектной отметки скважины - техническая вода. Верхняя часть скважин обсаживалась металлическими трубами. Затруб-ное пространство заполнялось цементным раствором. Длина обсаженного и зацементированного интервала определялась в зависимости от верхней зоны разгрузки подрабатываемых пород при выемке пласта п11+13+12 «Четвёртого» и составила 277,2^374,0 м. Диаметр обсадных труб составлял 127 мм.
В дальнейшем, до проектной отметки, скважины пробуривались 112 м. В процессе бурения скважин 3487-Т, 3488-Т,
Таблица 1
Данные по дегазационным скважинам, пробуренным с поверхности в купол обрушения пластов
Номер скважины § " с а н ч Длина обсажен-ного и зацементированного интервала скважины Диаметр обсадных труб, мм Диаметр скважины на не обсаженном интервале, мм Расчётное расстояние от забоя скважины до кровли пласта п14+13+12 «Тройного», м
по данным скважины ПК-3097 по данным скважины ПК-3095
і 2 3 4 5 6 7
3487-Т 720,5 310,0 127 112 30,5 35,3
3488-Т 720,0 277,2 127 112 4,0 9,4
3489-Т 755,0 314,0 127 112 3,8 9,2
3490-Т 790,0 290,0 127 112 5,9 10,7
3490-Т проводилась инклинометрия. С учётом естественного искривления скважин, при бурении, расстояние между проекциями забоев скважин 3488-Т и 3490-Т на пласт Пц «Четвёртый» и конвейерным штреком 1112-с составило 135 и 5 м соответственно. Расстояние между проекцией забоя скважины 3487-Т на пласт Пц «Четвёртый» и конвейерным штреком 812-с составило 130 м. После бурения скважин 3488-Т, 3489-Т, 3490-Т выполнялся их каротаж. Сопоставление данных каротажа по дегазационным скважинам ПК-3097, ПК-3095, расположенных на данном экспериментальном участке, с результатами каротажа по дегазационным скважинам позволило определить расстояние от забоев последних до кровли пласта Пц+13+12 «Тройного». По результатам каротажа получен следующий результат - для скважины 3487-Т максимальное расстояние 30,5^35,3 м от её забоя до кровли пласта п11+13+12 «Тройного». С учётом этого сделано предположение, что, её забой окажется в зоне плавных прогибов подрабатываемых пород при выемке пласта п11 «Четвёртого». Для скважины 3489-Т получено минимальное расстояние 3,8^9,2 м от её забоя до кровли пласта п11+13+12 «Тройного». В этом случае забой скважины окажется в зоне разломов и трещин в подрабатываемых породах при выемке пласта п11 «Четвёртого».
В тех случаях, когда в скважинах имеется избыточное газовое давление, они могут эксплуатироваться в режиме самоистечения. В противном случае их эксплуатация возможна лишь при подключении к вакуум-насосу. Опыт применения способа дегазации угленосной толщи через скважины с поверхности в угольных бассейнах
указывает на то, что эффективной оказывается их эксплуатация лишь в режиме вакумирования. На первом этапе исследований предполагалось проводить наблюдения при работе скважин в режиме самоистечения метана. В дальнейшем планировалось проводить наблюдения при работе скважин в режиме вакумирования. При самоистечении дебит метана определялся расчётным методом с учётом замеров скорости газовыделения на устьях скважин анемометром. Концентрация метана в смеси определялась по отработанным пробам в лаборатории ВГСЧ и составляла 100 %. Газовы-деление из скважин 3487-Т и 3488-Т началось после отхода подрабатывающих лав от точек, соответствующих проекциям забоев скважин на разрабатываемый пласт.
Зависимость изменения газовыделения из этих скважин от отхода лав приведены на рис. 2 и 3. Кривая, характеризующая изменение газовыделения из скважин, условно может быть разделена на две части. Это соответствует двум, выделенным условно периодам работы скважин. В течение первого периода подрабатываемые породы начинают разгружаться. В это время дебит метана из скважин быстро возрастает от нуля до своего максимального значения. Затем, в зоне повторного сжатия пород, дебит метана медленно уменьшается. Скважина 3487-Т начинает работать раньше (расстояние между проекцией точки забоя скважины на разрабатываемый пласт и линией очистного забоя лавы 712-с составляет 15 м), скважина 3488-Т начинает работать позже (расстояние между проекцией точки забоя скважины на разрабатываемый пласт и линией очистного забоя лавы 1112-с составляет 75 м). Дебит метана из скважин 3488-Т и 3487-Т достигает своего максимального значения при удалении лавы соответственно на 95 и 105 м от проекции их забоев на разрабатываемый пласт.
Оценка эффективности работы скважин, пробуренных с поверхности в купол обрушения на поле шахты «Северная» ОАО «Воркутауголь» представлена в табл. 2.
314
Таблица 2
Оценка эффективности работы дегазационных скважин, пробуренных с поверхности на поле шахты «Северная»
Месяц, год Суммарное газовыделение на выемочном участке в вентиляционную сеть и подземную дегазационную систему, м3/мин Среднесуточная добыча, т Проведенное значение суммарного газовыделе-ІІІІИ, м3/мин Коэффициент эффективности дегазации
Лава 712-с пласта п11 «Четвёртого» шахте «Северная»
68,9 1807 (база сравнения)
11.1987 67,6 1786 68,1 0,01
12.1987 65,0 1729 66,7 0,03
01.1988 62,6 1633 66,5 0,03
02.1988 62,5 1621 66,7 0,03
03.1988 61,8 1617 66,1 0,04
04.1988 66,1 1833 65,5 0,05
05.1988 72,0 1839 71,3 -0,03
06.1988 66,6 1467 75,5 -0,10
07.1988 66,3 1161 86,5 -0,30
Лава 1112-с пласта пп «Четвёртого» на шахте «Северная»
72,8 1613 (база сравнения)
03.1988 77,4 2033 67,4 0,07
04.1988 82,9 1997 72,9 0
05.1988 81,0 1982 71,6 0,02
06.1988 82,2 1984 72,6 0,003
07.1988 83,2 1452 88,6 -0,22
08.1988 84,0 1887 76,4 -0,05
09.1988 87,1 2033 75,8 -0,04
10.1988 82,0 1733 78,0 -0,07
Рост и последующее уменьшение дебита метана из скважины 3488-Т происходит более интенсивно по сравнению со скважиной
3487-Т. Значения полученных максимальных дебитов метана из этих скважин различны. Для скважины 3487-Т gmax = 3,7 м3/мин, для скважины 3488-Т gmax = 13,5 м3/мин. Очевидно, что эти отличия обусловлены геолого-механическими процессами в подрабатываемой угленосной толще и различным положением забоев скважин относительно разрабатываемого пласта. Вместе с тем различие во времени начала работы скважин, при пересечении проекций их забоев линиями очистных забоев соответствующих лав с трудом объяснимо.
Интересно влияние геокриологической обстановки на дебит метана из скважин. Согласно прогнозу верхняя часть ствола сква-
жины 3487-Т попадает в зону вечной мерзлоты, а у скважины 3488Т находится вне этой зоны. За счёт конденсации паров на стенках обсадной трубы скважины происходит постепенное её обмерзание и сужение внутреннего диаметра. Это приводит к снижению дебита метана из скважины 3487-Т. Промывка устья скважины горячим соляным раствором привела к увеличению дебита метана из скважины.
Газовыделение из скважин 3489-Т и 3490-Т не зафиксировано. Анализ данных инклинометрии по скважине 3490-Т и предполагаемого отклонения забоя скважины 3489-Т показывает, что эти дегазационные скважины оказались вне зоны разгрузки подрабатываемого массива от лав 1112-с и 712-с. Очевидно, окружающий их горный массив разгрузится при работе смежных лав.
За весь период эксплуатации скважины 3487-Т на её устье выделилось 522734 м3 метана. Аналогичный показатель по скважине
3488-Т составил 643928 м3.
Отношения объёмов метана выделившегося за весь период работы на устьях скважин 3487-Т и 3488-Т, к объёмам угля, добытого за то же время лавами 712-с и 1112-с, составили соответственно 1,22 м3/т и 1,84 м3/т [6].
Несмотря на невысокую эффективность дегазации для лав 1112-с и 712-с (5^7 %), связанная, прежде всего на недостаточность финансирования и отсутствием необходимых специалистов в регионе, полученные результаты обнадёживают тем, что показана принципиальная возможность применения данного способа дегазации в условиях шахт Воркутского месторождения. Несомненно, что применение вакуумирования на скважинах, пробуренных с поверхности, значительно повысит дебит метана и эффективность дегазации.
Препятствием к продолжению и развитию дегазации скважинами с поверхности некоторые специалисты считают - повышение затрат на дегазацию. Однако это требует проверки и уточнения, проведение экспериментальных и исследовательских работ. Предварительные расчёты указывают на конкурентоспособность данного способа дегазацией скважинами из горных выработок.
Эффективность дегазации в целом по акционерному обществу «Воркутауголь» за последние годы находится на уровне 38^40 %,
достигая по отдельным шахтам 40^56 % (шахты «Северная», «Вор-кутинская», «Комсомольская»).
Повышение производительности шахт и забоев, интенсификация процессов добычи угля, применение высокопроизводительных машин и в связи с этим увеличение метаноносности угольных пластов с углублением горных работ приведут к такому росту метано -обильности выработок, что обеспечение безопасных условий труда станет одним из самых узких мест при проектировании шахт.
Учитывая существующие тенденции к развитию технологии добычи и природу главных опасностей, перспективными могут считаться лишь методы борьбы с ними, отвечающие следующим условиям:
• проведение мероприятий по предотвращению опасностей и вредностей раздельно от горных работ во времени (то есть заблаговременно) и в пространстве;
• изменение свойств среды в нужном направлении - управление состоянием и свойствами угленосной толщи.
Учитывая большую разнородность источников главных опасностей в шахтах, а также сложность свойств угленосной толщи, борьба с ними невозможна путём проведения единичного акта инженерного воздействия.
Кроме того, из свойств угленосной толщи вытекает, что радиус воздействия через отдельную скважину крайне мал. Следовательно, необходимо, прежде всего, изменить свойства толщи с целью расширения зоны воздействия из одной скважины, что обеспечит экономическую состоятельность работ.
Известно, что в угольной толще процессы переноса энергии, массы, количества движения, тепла происходит медленно. Для достижения ощутимого результата в изменении свойств и состояния толщи требуется сравнительно длительное время. Возникает потребность увязки во времени и пространстве управляющих инженерных воздействий и горных работ. Из всего изложенного вытекает, что месторождение должно быть заблаговременно подготовлено к безопасной и экономической разработке.
Поскольку такая подготовка проводится заблаговременно - до проведения горных работ или, по крайней мере, до ведения эксплуатационных работ, то инженерным сооружением, с помощью которого обеспечивается подготовка, является скважина с дневной поверхности. В качестве таких скважин должны использоваться
главным образом геологоразведочные скважины, а в некоторых случаях специально сооруженные скважины.
С экономической точки зрения весьма важно обеспечить, чтобы каждой скважиной была обработана, возможно, большая площадь шахтного поля при этом на всю мощность угленосной толщи, включая нерабочие пласты и вмещающие породы.
Кардинально решить эту проблему возможно путём разработки технологии активных воздействий на угленосную толщу через скважины, пробуренные с поверхности.
В 1999 году было завершено строительство трёх инженерных скважины с поверхности на поле доразведки шахты «Комсомольская» ОАО «Воркутауголь».
Целью научно-исследовательской работы являлось продолжение опытно-промышленных работ по усовершенствованию параметров воздействия на нетронутый углепородный массив для дальнейшего снижения газовыделения в атмосферу горных выработок из отрабатываемого угольного пласта и пластов-спутников, и на этой основе получение экономической и экологической выгоды для горного предприятия.
В рамках проведенных исследований были выполнены работы по анализу методов воздействия на угольный пласт. Исследованы режимы внедрения рабочих агентов в неразгруженный массив. Изучена система состояния массива при нагнетании рабочего агента в режиме фильтрации. Модель состояния массива была получена сотрудниками МГГУ на основе аналитических и лабораторных исследований, проводимых ранее по данному направлению [5, 6].
В результате опытно-промышленных испытаний в 1999^2001 годах на скважине МТ-4447 получены подтверждения выдвинутой гипотезы.
Предложенная гипотеза заключается в блокировании сорбированного метана в микропорах угольного пласта при определённых параметрах фильтрационного режима воздействия в системе «уголь-вода-газ». При этом снижается газовыделение в атмосферу горных выработок, увеличивается калорийность угля, снижается выбросоопасность, улучшается коксуемость углей, а также решаются задачи снижения эмиссии метана в атмосферу Земли, а главное - улучшается безопасность отработки угольного месторождения.
Традиционная технологическая схема гидрорасчленения угольных пластов (ГРП) проводилось двумя способами: с откачкой и без откачки воды и газа после окончания собственно гидрорасчленения пласта.
При первом способе, если он проведен технологически правильно, удается извлечь из угля часть газа (не более 20 % его запасов в зоне ГРП). Он может быть использован, например, для заправки автомобилей. Это даёт сиюминутный эффект, что привлекательно для инвесторов, при этом решаются вопросы экологии.
Но первый способ весьма трудоёмок из-за сложности откачки воды, дорог, если откаченный метан не используется, а главное -не обеспечивает надёжное снижение газовыделения из обрабатываемого угольного пласта.
Основой второго способа является глубокое блокирование метана водой (в переходных и микропорах угля) при их длительном (не менее месяца) взаимодействии в системе «вода-уголь-газ».
Второй способ ГРП (без откачки через скважину воды и газа из пласта):
• технологичен (гидроразрыв - технология, широко применяемая в нефтяной промышленности);
• прост (в пласт после разрыва надо только подать воду в количестве 30 л/т запасов угля в зоне ГРП);
• не требует в дальнейшем никаких дополнительных работ (глубокое внедрение воды в поры угля вплоть до микропор и надёжное блокирование в них метана происходит под действием естественных капиллярных сил);
• дешёв (радиус зоны влияния одной скважины равен 150^200 м, а потому затраты на ГРП даже при бурении в Донбассе специальных скважин глубиной порядка 1000 м были сопоставимы с обычными затратами шахт на борьбу с газом и пылью, а на выбросоопасных пластах - в несколько раз меньше);
• обеспечивает долговременное сохранение эффекта блокирования (имеется опыт отработки пласта через 9,5 лет после ГРП, а лабораторные исследования показывают, что только при нагреве угля до 140 °С удаётся извлечь из него всю вошедшую в микропо-ры воду);
• обеспечивает:
1) снижение всех газовых показателей, как в лаве, так и в штреке более чем на 70 %, что предотвращает взрывы газа метана в этих выработках;
2) обработку в режиме ГРП не только рабочего пласта, но и его пластов-спутников, что предотвращает взрывы газа на шахте вообще;
3) снижение запыленности воздуха в лаве даже без орошения на 90 % и более, что предотвращает взрывы пыли и существенно улучшает условия труда;
4) снижение прочностных характеристик пласта на 40 %, что облегчает работу комбайна, уменьшает энергоёмкость добычи угля, улучшает его сортность;
5) повышает энергетическую ценность и улучшает коксуемость угля за счёт сохранения в нём газа;
6) обеспечивает не только прямой экономический эффект, обусловленный отказом шахты от дегазации спутников и пласта из подземных выработок, но и косвенный эффект, вызванный неизбежным повышением производительности труда при работе в безопасных и комфортных условиях.
При этом имеет перспективу дальнейшего улучшения технологических и экономических показателей:
1) ГРП можно проводить через геологоразведочные скважины, поскольку длительность сохранения эффекта блокирования метана доказана как при шахтных, так и при разнообразных лабораторных исследованиях, а это резко снизит стоимость работ (на бурение специальных скважин приходится 80 % всех затрат на ГРП);
2) при проведении ГРП на всём поле шахты может быть получен большой экономический эффект за счёт уменьшения подаваемого в неё воздуха для разбавления метана;
3) подача в пласт не воды, а водных растворов ПАВ значительно улучшает смачиваемость угля и повышает капиллярное давление. Поэтому перспективны поиски новых ПАВ;
4) имеется целый ряд лабораторных и шахтных исследований, свидетельствующих о том, что ГРП, выполненное по данному способу, является также надёжным методом предотвращения внезапных выбросов угля и газа, то есть ни в одной из зон ГРП их не было зафиксировано.
По результатам данного научного направления была выполнена работа на Воркутском месторождении [3]. Результатами опытно-
промышленной проверки технологии заблаговременной дегазации в Печорском угольном бассейне (Воркута) стали:
• разработка рабочей документации, согласование и утверждение в установленном порядке на обработку угольных пластов на скважине МТ-4447;
• научное обоснование и патентные исследования, а также разработка технологии и параметров проведения работ в режиме гидродинамических воздействий фильтрации и кавитации (геоэнергия) на угольные пласты в условиях Крайнего Севера;
• опытно-промышленные испытания, анализ результатов работы, выдача рекомендаций по усовершенствованию технологической схемы и параметров воздействия;
• проведение пробных закачек рабочих жидкостей с параметрами на скважине МТ-4447:
Рср = 150 атм.; дср = 1,3 л/с;0общ = 15,3 м3;
уст зак. зак.
пробное освоение скважины МТ-4447 показало: срр =0,1 л/ с.
извл. Н 20
Дальнейшие работы в Воркуте сопровождались с научным анализом полученных результатов, а также с опытно-промышленной проверкой технологии и параметров заблаговременной дегазации в Печорском угольном бассейне (поле шахты «Комсомольская»), результатами работы стали:
• Разработка и утверждение программы работ и геологического задания Министром природных ресурсов Республики Коми.
• Разработка и утверждение комплексного рабочего проекта по объекту поля шахты «Комсомольская» ОАО «Воркутауголь» Министром природных ресурсов Республики Коми.
• Реализация проектных решений по гидродинамическому воздействию на угольные пласты п11 «Четвёртый» п14+13+12 «Тройной» через скважины, пробуренные с поверхности (МТ-4447) в полном объёме и подготовка скважин МТ-4419 и МТ-4446 (геофизические и гидродинамические испытания) для заблаговременной дегазации и попутной добычи угольного метана.
На скважине реализованы основные проектные показатели обработки: темп, объём закачки рабочей жидкости и давление на
устье скважины МТ-4447 для раскрытия и насыщения рабочим агентом природных газопроводных трещин.
В результате проведенной работы достигнуты следующие параметры:
Pcp =210 апм.; q =19,7 л/с; qcp =77 л/с; Qобщ = 5095 м3;
уст max зак. зак.
при этом начальное пробное освоение скважины при самоистече-нии показало:
qcp =10 л/с;0общ »125 м3.
извл. H2O извл. H2O
Дальнейшие опытно-промышленные и научно-исследовательские работы на полигоне МГГУ в Воркуте заключаются в камеральной обработке результатов проведенных опытнопромышленных испытаний, научному анализу полученных результатов и подготовка скважин к дальнейшему проведению работ.
По результатам работы были построены зависимости наиболее показательных параметров воздействия: давления, приёмистости, темпов и объёмов закачек.
Наиболее показательным режимом фильтрации является режим, представленный на рис. 4. За период 12 часов было закачено 332 м3 рабочей жидкости с общим объёмом нагнетания 2808 м3 жидкости, при этом темп закачки составил 7,7 л/сек. После закачки 174 м3 жидкости началось незначительное повышение давления. Это можно объяснить заполнением фильтрующего порового пространства рабочей жидкостью. В дальнейшем, в результате заполнения происходило снижение давления, что свидетельствует о раскрытии систем микротрещин, способных к фильтрации. После раскрытия микротрещин давление восстановилось, и дальнейшее воздействие на систему происходило в микроциклическом режиме.
324
На рис. 5 показаны зависимости приёмистости пласта от объёма закаченной жидкости. Приёмистость пласта определяется как отношение темпа закачки от давления на устье скважины, что определено с помощью метода математической статистики.
В результате проделанной работы и камеральной обра-ботки результатов исследования по насыщению угольного массива в режиме фильтрации получены зависимости, под-тверждающие факт блокирования метана в угле водой, что приведёт к значи-
тельному снижению эмиссии метана при от-работке угольных пластов. Получены параметры технологии, при которых происходит насыщение угольного массива рабочей жидкостью и при раскрытии фильтрующих объёмов угольного массива.
Фактические параметры усовершенствованной технологии блокирования метана в угольном массиве в режиме фильтрации, представлены в табл. 3. Полученные технологические данные на опытно-промышленном полигоне в Воркуте после обработки составили: темп нагнетания 7,7 л/сек, минимальное давление 19,7 МПа при этом средняя приёмистость пласта составила 0,39 л/МПа х сек. Данные результаты разнятся от проектных, где темп нагнетания рабочего агента выбирался максимальным и составлял 30 л/мин. Однако после пересчёта и уточнения параметров на основе проведенных лабораторных исследований на образцах угля средний темп нагнетания рабочей жидкости не должен превышать 14,7 л/сек и в среднем должен составить 7,7 л/сек. При увеличении темпа нагнетания происходили скачкообразные возрастания и падение давления, что указывало на раскрытие одиночных трещин в угольном пласте. Для нашей разработанной технологии необходимо равномерное насыщение массива, так как при этом происходит блокирование метана в мик-ропорах с минимальным оттеснением метана в глубь массива.
По результатам опытно-промышленных работ в Воркуте по технологии заблаговременной дегазационной подготовке шахтных полей через скважины с поверхности, можно заключить, что данный способ является перспективным для условий отработки донной (мульдовой) части Воркутского месторождения. ------------------------------------------ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Снижение метановой эмиссии для предотвращения глобального изменения климата. Роль России. Геил Джон и Фроинд Поль (Международное энергетическое агентство, Гринхаус Газ Р и Д Программ, Стоук Орчард, Челтенхем, ГЛ 52 4 РЗ, Великобритания). Сокращение эмиссии метана: Доклады II Международной конференции (на русском языке). - Новосибирск: Издательство Сибирского отделения Российской академии наук, 2000. - 800 с.
2. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М.: Изд-во МГГУ, 2002. с.-383. КВЫ 5-7418-0060-2 (в пер.).
3. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Агарков А.В., Шилов А.А. Методология оценки перспектив промышленной добычи метана в Печорском угольном бассейне. М.: Изд-во «Институт ИСПИН», 2003, с.-559.
4. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Федунец Б.И. Перспективы добычи метана в Печорском угольном бассейне. М., изд-во МГГУ, 2004, с.-557.
5. Оценка запасов нетрадиционного углеводородного сырья в угленосных отложениях Печорского бассейна и перспективы его промышленного извлечения и утилизации (заключительный): Отчёт о НИР / ПечорНИИпроект, отв. исп. Д.Е. Разварин - Воркута, 1993, 107 с.
6. Разработать и внедрить способы и средства повышения эффективности газоуправления средствами дегазации и проветривания для высокопроизводительных выемочных участков: Отчёт о НИР / ПечорНИИпроект, рук. Горенок А.К., Бессонов Ю.Н., Воркута,1991, с. - 302.
— Коротко об авторах ---------------------------------------------
Савенко Людмила Васильева - вед. научный сотрудник, кандидат технических наук,
Шилов Анатолий Алексеевич - вед. научный сотрудник, кандидат технических наук,
Дерновая Елена Анатольевна - научный сотрудник,
Московский государственный горный университет.
УДК 622.411.33:533.17 Г.К. Карасев
АНАЛИТИЧЕСКИЙ ДОКЛАД ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ УГОЛЬНОГО МЕТАНА ПО БАССЕЙНАМ И МЕСТОРОЖДЕНИЯМ РОССИИ
заданию Министерства природных ресурсов РФ в 2004-
© Г.К. Карасев, 2007
