CC BY
98
Л. А. ПУЧКОВ С.А. ЯРУНИН Н.Н. КРАСЮК
Дегазация и добыча метана угольных месторождений
Third International Symposium on Mine Planning and Equipment Selection
from 18 October to 20 October 1994 in Istanbul
I
i
3
I. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ
Энергетический потенциал газа метана, выделяющегося из газоносыщенного горного массива, вызвал практический интерес еще в начале промышленного использования подземного способа добычи угля.
Первые опыты по каптажу метана в угольных шахтах начали проводиться при вскрытии крупных суфляров на шахте «Уайшхевск» (Англия, 1730г.).Каптируемый газ использовался в качестве топлива для лабораторных исследований.
Поиски методов целенаправленного извлечения метана из отрабатываемых газоносных угольных пластов и вмещающих пород с целью снижения его выделения в действующие горные выработки шахты и разработка способов его практического использования в качестве горючего ископаемого с достаточно высокой теплотворной способностью велись в разных странах мира, в том числе Англии, Бельгии, Германии, СССР, США и др. В 1943 году на шахте «Мансфельд» (Рур) впервые в промышленном масштабе был осуществлен систематический каптаж метана из подрабатываемых угольных пластов.
Понятие промышленной добычи метана из газоносного углепородного массива впервые в СССР было сформулировано в конце 50-х годов учеными Московского горного института. Разрабаотываемая технология заблаговременной дегазации газоносных угольных месторождений носила характер самостоятельной работы, но по своей сути она являлась одновременно и технологией добычи метана.
Тесная технологическая и экономическая связь между дегазацией и добычей метана вызвала обстановку, когда практически в каждой работе по управлению газо-выделением на шахтах в определенной мере ставилась проблема добычи метана. Это создало предпосылки при решении проблем дегазации разрабатывать и осваивать все основные элементы добычи метана.
С 1959 года в Московском горном институте велись работы по извлечению метана из неразгруженных угольных пластов в Донецком и Карагандинском бассейнах. В основе технологии извлечения метана из неразгруженных угольных пластов лежит использование скважин, пробуренных с дневной поверхности и применение искусственного повышения проницаемости пластов угля за счет изменения их напряженно-деформированного состояния и физико-механических свойств в результате нагнетания рабочей жидкости в скважину с расходами, превышающими естественную приемистость пластов.
В Донецком бассейне было пробурено свыше 100 скважин, из которых максимальный дебит газа составил около 1,0 м3/мин, то есть были созданы условия для промышленной добычи метана.
В Карагандинском бассейне пробурено и обработано свыше 120 скважин, извлечено 78,0 млн.м3 метана, при этом производительность одной скважины не превышала 1,5 м3/мин. метана. Такой дебит имели ряд скважин в течение нескольких лет.
На шахтах Кузбасса этот показатель составил 0,01 - 0,3 м3/мин.
За рубежом работы по извлечению метана из угольных пластов для последующего использования ведутся в Питтсбургском угольном районе США. На шахте «Марианна» было пройдено по пласту четыре 450-метровых скважин на глубину 150 м. Продуктивность скважины составила 7,0 -10,0 м3/мин, что на два порядка выше, чем в Карагандинском бассейне на такой же глубине. На шахте «Сук Гроув» были пробурены вертикальные скважины глубиной 335 м для извлечения метана. После гидравлического воздействия на угольный пласт расход газа из скважины составил 1,5 - 2,0 м3/мин. На пласте Биг Ван Филд без применения гидравлического воздействия продуктивность скважины составила 2,5 - 3,5 м3/мин.
Известны также отдельные результаты экспериментов по добыче метана, проводимых в Германии и Франции.
Приведенные данные отечественного и зарубежного опыта свидетельствуют о том, что продуктивность скважин, предназначенных для извлечения газа из неразгруженных угольных пластов, в основном зависит от природных коллекторских и фильтрационных свойств угольного пласта и не всегда от искусственных воздействий.
Извлечение метана из неразгруженных угольных пластов позволяет получать высококачественный газ, но область применения способа ограничена. Расход метана в скважины из горного массива, как сказано выше, определяется его коллекторскими и фильтрационными свойствами, сформированными в процессе образования месторождения угля и последующих тектонических процессов. Наибольший эффект достигается при извлечении метана в сейсмически активных зонах. Указанные свойства изменяются с увеличением глубины горных работ и во времени под воздействием горного давления.
Так, на глубине свыше 500 м даже в сейсмически активных зонах неразгруженный горный массив практически не выделяет метан в скважины. Это подтверждают данные по сейсмически активному Карагандинскому бассейну с хорошей продуктивностью скважин до глубины 450 м, сей-
смически активному Южному Кузбассу, спокойному в тектоническом отношении Ленинско-Беловскому району Кузбасса и Воркутинскому месторождению с практически нулевой продуктивностью скважин.
Исходя из изложенного, при решении вопроса извлечения метана угольных месторождений для последующей его утилизации из неразгруженных углепородных массивов с применением скважин, пробуренных с земной поверхности, необходимо предварительно устанавливать участки по площади и глубине, горный массив в которых имеет коллекторские и фильтрационные свойства, обеспечивающие извлечение метана скважинами с продуктивностью не менее 1,5 м3/мин. в течение более 5 лет.
Наиболее перспективным районом для извлечения метана из неразгруженных пластов с целью его утилизации в России являются месторождения Южного Кузбасса.
С 1984 года учеными МГИ были начаты работы по созданию технологии извлечения метана из разгруженного углепородного массива. Был обобщен опыт работы вертикальных дегазационных скважин на шахтах производственных объединений «Южкузбассуголь», «Ленинсуголь» и «Караган-дауголь» и выполнено теоретическое обоснование способа, которое завершилось отраслевой методикой. Руководствуясь этой методикой были пробурены скважины на ряде шахт Карагандинского бассейна, которые обеспечили стабильные дебиты скважин 6-12 м3/мин при содержании метана 35 - 65%, однако, с увеличением глубины горных работ свыше 400 м дебит скважин стал заметно снижаться. В Кузнецком бассейне при достижении глубины горных работ 250 - 300 м дебит интенсифицируется. На основе выполненного комплекса исследований на шахтах «Октябрьская» и «Комсомолец» были разработаны технология и параметры промышленной добычи метана из разгруженной угленосной толщи, при этом учитывалось распределение метана как по площади шахтного поля, так и по глубине.
Идея более эффективного использования разгрузки массива от горного давления в результате ведения очистных работ получила дальнейшее развитие с применением скважин сложного профиля на шахтах Донбасса и в настоящее время метод внедряется в Кузбассе.
Анализируя результаты проведенных работ по внедрению методов извлечения метана из неразгруженных угольных пластов и из разгруженной угленосной толщи, следует отметить некоторое снижение темпов развития первого и достигнутые существенные успехи в реализации второго метода. Представляется рациональным сочетание технологии добычи метана из неразгруженного и разгруженного массивов на основе геологопромышленной оценки угольных месторождений. Необходимо продолжать разработку рабочих агентов как для основного воздействия на углепородный массив, так и для интенсификации дебита скважин.
Актуальность проблемы добычи метана и использования его как наиболее экономичного энергоносителя подтверждается огромными запасами газа практически не в угольных, а газоугольных месторождениях страны, которые исчисляются от сотен миллиардов до десятков триллионов кубических метров, в том числе только в Кузнецком бассейне 300 - 500 млрд. куб. метров.
При этом необходимо отметить, что разработка технологий добычи метана не может проводиться вне связи с разработками технологий его утилизации. Это должен быть единый комплекс работ рационально и экономически целесообразно решающий проблемы как добычи, так и утилизации метана с наивысшим уровнем эффективности.
2. ДЕГАЗАЦИЯ И ПОПУТНАЯ ДОБЫЧА МЕТАНА ИЗ РАЗГРУЖЕННОГО МАССИВА
На угольных шахтах России дегазация газоносных разгруженных массивов осуществляется с использованием скважин, пробуренных из подземных выработок или земной поверхности. Способы и параметры дегазации скважинами, пробуренными из горных выработок, в мировой практике широко известны.
В России проектирование и выполнение работ по дегазации разгруженных массивов выполняются строго в соответствии с «Руководством по дегазации угольных шахт» (1985г.).
Достаточно высокая эффективность скважин достигается при их бурении из поддерживаемых после отработки лавы выработок. При этом значительная протяженность подземного газопровода приводит к большому количеству подсосов наружного воздуха и снижению за этот счет концентрации метана в выходе у потребителя, что снижает эффективность его использования.
Способ дегазации через скважины, пробуренные с дневной поверхности, является более эффективным в связи со значительным сокращением пути перемещения газа.
Вертикальные дегазационные скважины бурятся с земной поверхности, их диаметр 73 - 108 мм. Обсадка скважины обычно осуществляется на 1/3 часть ее общей длины стальными трубами. До разрабатываемого пласта скважины не добуриваются на величину его мощности, это связано с трудностями сохранения скважины в области сдвижения горных пород.
Изложенный способ дегазации и добычи метана прошел промышленные испытания на шахтах Кузнецкого бассейна с глубиной горных работ до 400 метров. Было пробурено свыше 40 скважин, расход газа из одной скважины составил 25 - 10 м3/мин при содержании метана 30-65%. Конкретно на шахте «Комсомолец» скважина эксплуатировалась более 10 лет и было извлечено свыше 30 млн.м3 газа, пригодного для прямой утилизации. Таким образом был практически решен вопрос дегазации целого блока шахтного ноля.
При глубинах свыше 400 м эффективность этого способа однако резко снижается, что подтверждается опытом Карагандинского бассейна.
Кроме того, эффективность дегазации существенно снижает большое расстояние от забоя скважины до пласта. В этой связи такие скважины можно рассматривать не как дегазационные, а как метанодобываю-шие.
Учитывая снижение эффективности га-зоотдачи разгруженного массива с увеличением глубины, можно сделать вывод, что для глубин свыше 600-700 м отсутствуют надежные способы дегазации подработанного массива.
Приняв во внимание, что на этих глубинах растет газосодержание в песчаниках, становится очевидной актуальность организации разработки новых способов, обеспечивающих дегазационные и одновременно метанодобывающие функции.
Одним из таких способов является дегазация подработанного массива скважинами с поверхности, имеющими усложненный профиль.
Скважина состоит из трех частей — вертикальной, криволинейной (для набора угла наклона) и наклонной. Наклонный участок скважины проводится параллельно боковой поверхности области полных сдвижений и длины очистного забоя. Недо-буривается скважина до разрабатываемого пласта только на 4 - 6 его мощностей, то есть до зоны беспорядочного обрушения пород. Такой профиль скважины обеспечивает ее работу на изгиб, а не на срез при снижении величины действующих напряжений по сравнению с вертикальным стволом. Это положение подтверждено на лабораторных фотометрических стендах.
Промышленная проверка способа выполнена на шахте им. А.Ф.Засядько (Донбасс) . Было пробурено 5 наклонных скважин длиной 1040 - 1100 м, конечным диаметром 93 мм. Длина наклонного участка — 120-445 м в зависимости от места заложения скважины на поверхности. Все рабочие участки скважин были обсажены перфорационными трубами диаметром 73 мм без цементации затрубного пространства. При подработке скважин очитными забоями из них поступал газ с концентрацией 96-97 %. Максимальный дебит газовыделе-ния составлял от 15,5 до 29,6 м3/мин с выделением в течение 45 - 306 суток. Средние темпы газовыделения составили от 1 до 7 м3/мин. Длительность эксплуатации одной скважины до 3,5 лет. Извлечено метана от 1430 до 4047 тыс.т3.
Таким образом доказано, что бурение наклонных скважин обеспечивает их продолжительную безаварийную работу по из-
влечению газа, при этом отсутствует ограничение по глубине сооружения скважины, а дебит и концентрация извлекаемого газа создают условия для использования их как метано добывающих.
3. ДЕГАЗАЦИЯ И ПОПУТНАЯ ДОБЫЧА МЕТАНА ИЗ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ ПЛАСТОВ
Одним из методов повышения проницаемости неразгруженных пластов угля для увеличения их газоотдачи является разработанный в МГГУ метод гидрорасчленения угольных пластов.
Сущность метода гидрорасчленения заключается в нагнетании в угольные пласты рабочей жидкости (как правило вода с добавками поверхностно-активных веществ) с расходами, превышающими естественную приемистость пласта. При этом за счет воздействия на пласт гидравлического клина раскрываются и расширяются естественные трещины, ориентированные к скважине.
Общий объем закачки рабочей жидкости на одну пластоперацию — от 1000 до 10000 м3 рабочей жидкости в зависимости от мощности пласта, расход жидкости — 60-110 л/с, давление определяется приемистостью пласта и ограничивается прочностью обсадной колонны. Для вызова притока газа необходимо удалить 30-35% рабочей жидкости из пласта, после чего газ поступает по освободившейся системе трещин в скважину.
По приведенной выше технологии работы проведены более чем на 20 шахтных полях Карагандинского и Донецкого бассейнов. Дебиты скважин в начальный период — до 2,5 м3/мин, затем снижаются до стабильного уровня 1,0-1,5 м3/мин. Концентрация метана в газовой смеси в связи с отсутствием подсосов воздуха — 95-98%. Коэффициент дегазации — от 0,3 — 0,7 в зависимости от газового баланса участка. При отсутствии откачки рабочей жидкости снижение газовыделения достигается только за счет эффекта извлечения и не превышает 20-30 %.
Продолжительность постоянной откачки рабочей жидкости — 6-8 мес., длительность извлечения — 2-3 года и в отдельных случаях до пяти лет.
Из одной скважины возможно обработать практически все пересекаемые ею газовые коллекторы мощностью свыше 0,3 м, что дает возможность увеличения дебитов скважин.
Эффективный радиус дегазации — 125-150 м с убыванием коэффициента дегазации по мере приближения к границам обработанной области по экспоненциальному закону. Недостатками способа являются низкая управляемость процессом и ограничение области применения метода пластами, боковые породы которых представлены породами не ниже средней устойчивости. Кроме того, равномерность обработки недостаточна для предотвращения выбросов угля и газа на всей обработанной площади. •4
Дальнейшее направление работ связано с выбором добавок к рабочей жидкости (ПАВ, кислот и др.) для углубления процесса дегазации; с заменой воды в качестве рабочей жидкости на газообразную среду (воздух, жидкий азот идр.) для упрощения процесса осушки трещин и сокращения срока ввода скважин в эксплуатацию; с переходом на поинтервальную обработку массива через скважины с горизонтальным окончанием ствола.
В последнем варианте скважина заканчивается горизонтальным стволом, пройденным по угольному пласту или по достаточно прочному слою вмещающих пород на расстоянии до 15 м от пласта.
Скважина, в том числе и ее горизонтальный ствол, обсаживаются стальными трубами до забоя. Длина горизонтальной части при глубине около 1200 м может быть не менее 750 м. Горизонтальный ствол разбивается на интервалы дляной 75-100 м, последовательно вскрываемые кумулятивной перфорацией и обрабатываемые по одной из ранее упомянутых технологий (гидрорасчленение, пневмогидрообработка, солянокислотное воздействие и др.). Одной из важнейших операций является герметизация обработанного интервала, для чего разработано несколько работоспособных вариантов с применением — псевдо-пластической жидкости, профильных пе-рекрывателей, гельцементных мостов, взрывных пакеров. Последний вариант оказался наиболее надежным.
Переход на скважины с горизонтальным окончанием ствола позволяет зна-
чительно повысить управляемость процесса, обеспечить равномерность обработки, что особенно важно для выбросоопасных пластов, а также значительно увеличить дебиты скважин, особенно при подработке массива.
Опытно-промышленные работы по гидродинамическому воздействию на газовыбросоопасный углепородный массив через скважины с горизонтальным окончанием ствола выполнены на шахте им. А.А.Скочинского (Донецкоийбассейн).
Скважина общей длиной 1685 м состояла из вертикальной (950 м), наклонной (215 м) и горизонтальной (520 м) частей. Горизонтальная часть скважины проводилась по кровле выбросоопасного пласта на расстоянии от него 10-15 м.
Горизонтальный ствол был разбит на 7 интервалов. Общий объем закачанной в массив жидкости — 82648 м3, расход — 27,8-61,5 л/с, давление — 25-50 МПа.
Разработанная технология позволила в основном реализовать проектные решения.
В настоящее время на участке обработки развиваются горные работы и продолжается эксплуатация скважины.
На основе полученных результатов предлагается комплексная технология дегазации и добычи метана из неразгруженных пластов с использованием этих скважин в дальнейшем для извлечения газа из подработанного массива. Такая технология позволяет извлекать до 70% метана, содержащегося в угленосной толще.
4. НЕТРАДИЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТРАБОТКИ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ В ИНЕРТНОЙ ГАЗОВОЙ СРЕДЕ
В России интенсивно ведутся работы по созданию нетрадиционных технологий отработки газоносных угольных пластов в инертной газовой среде. При этом радикально решаются проблемы управления газовыде-лением на шахтах и обеспечивается планомерная попутная добыча содержащихся в угленосной толще угловодородных газов. Сущность технологии заключается в том, что производственные процессы в шахте, связанные с выделением метана, пыли и тепла, а также сопряженные с опасностями для горнорабочих, выполняются в изолированном от общешахтной атмосферы пространстве, заполненом инертной газовой средой.
і Насосный
агрегат
Рабочая
жидкость
Станок - Л ка чалка
Продукты
пракиии.
Рис. 1. Технологическая схема дегазации и добычи метана
! — гидродинамическое воздействие; II — освоение скважин (откачка газа и жидкости); III — откачка газа из выработанного пространства после подработки скважины
Насос
Применение технологии позволяет ликвидировать сдерживающее влияние га-зовыделения на рост интенсивности горных работ и производительности труда, исключает выбросы в атмосферу из шахты сопутствующих производственным процессам — метана, пыли и тепла, обеспечивает полное улавливание этих энергоносителей и их утилизацию.
Выполненный авторами комплекс научно-исследовательских работ и освоение их результатов производством позволяет расчитывать на опытно-промышленные испытания технологии в 1996 г. в Кузбассе.
5. УТИЛИЗАЦИЯ МЕТАНА
Вышеизложенное в докладе позволяет считать, что в качестве метанодобывающих скважин в первую очередь следует рассматривать скважины сложного профиля, пробуренные с поверхности, с наклонным или горизонтальным окончанием ствола. Применение таких скважин позволяет ликвидировать протяженные подземные газопроводы, но требует либо утилизации метана непосредственно у скважин передвижными установками различного назначения (электростанции, заправщики автомоби-
лей и др.), либо прокладки газопроводов по поверхности до потребителя (котельные и т.п.), что часто оказывается невозможным. Для ликвидации газопроводов и обеспечения возможности обогащения низкоконцентрированных газовых смесей на вакуумных станциях разработаны способы перевода шахтного метана в кристаллогид-ратное состояние.
Проблема утилизации попутно добываемого из угольных месторождений метана решается с учетом технического и экономического аспектов. Особенности источников шахтного метана требуют максимального использгования опыта газовой промышленности, что существенно снижает затраты на создание специальных технологий. В то же время необходима концентрация усилий на создание рациональных специфических технологий использования метановоздушных смесей, составляющих
основную часть газа в существующих системах дегазации шахт. Нами предлагается критерий выбора способа утилизации шахтного метана, представляющий соотношение величины энергии, получаемой в результате утилизации газа к величине энергии, заключенной в этом газе. Значения этой величины приведены на рис. 2.
Рис. 2. Зависимость коэффициента эффективности утилизации шахтного газа от содержания в нем метана (для разных способов утилизации)
1 — в быту; 2 — в шахтных котельных; 3 — в газовых турбинах; 4 — в качестве моторного топлива;
5 — в мотор-генераторных электростанциях с газосборным коллектором; б — в мотор-генератор-ных электростанциях, установленных на скважине
Исходя из того, что на действующих шахтах России газ с содержанием метана свыше 25% составит не более 40%, представляется целесообразным использование этого газа в качестве топлива мотор-генераторных электростанций. Совместно с работниками газовой промышленности нами созданы и освоены технологии и установки для утилизации метановоздушных смесей с содержанием метана свыше 10%. Эти технологии эксплуатируются в Донецком (Донецк, Ростов), Карагандинском и Кузнецком бассейнах.
Дегазация неразгруженных угольных пластов позволяет извлекать газ с содержанием метана свыше 80%. Нами создана и освоена технология получения моторного топлива на базе этого газа. В настоящее
время технология эксплуатируется в Донецком и Кузнецком бассейнах.
В Кузбассе, а также в Карагандинском бассейне важное значение имеет решение проблемы автономного газоснабжения небольших населенных пунктов шахтным метаном. Созданная авторами совместно со специалистами газовой промышленности технология газоснабжения населенных пунктов позовляет при существующих мощностях систем дегазации обеспечить газом практически все шахтерские поселки. При этом не требуется сооружение протяженных газопроводов со специальным насосно-компрессорным оборудованием.
Изложенный подход к решению проблемы утилизации метана угольных месторождений, сущность которого заключается в реализации технологий без сложной предварительной подготовки газа, обеспечивают их конкурентоспособность.
Экономическая значимость проектов по добыче и утилизации метана угольных месторождений может быть показана результатами реализации проекта в Ленинском районе Кузбасса, при котором горные предприятия снижают энергопотребление от внешних сетей на 22 % за счет использования метана из систем дегазации.
, СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Руководство по дегазации угольных шахт — М., ИГД им. А.А.Скочинского, 1985. — 435 с.
2. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. — М.5 Недра, 1979. — 271 с.
3. Ярунин С.А., Лукаш А.С., Конарев В.В. Опыт гидродинамического воздействия на углепородный массив через скважину с горизонтальным окончанием ствола — Уголь, N7, 1990. — с.18-20.
4. Пучков Л.А., Красюк Н.Н. Угольная шахта закрытого типа с безлюдной технологией горных работ в инертной газовой среде. Проспект ВДНХ, 1990.
5. Красюк Н.Н., Жмуровский Д.И. Технология извлечения кондиционного метана и его утилизация. Кемеровский МТЦ НТИиП, 1990 г.
© Л.А. Пучкову С.А. Ярунин , #.#. Красюк
