CC BY
30
© Р.А. Азимов, И.А. Павлов, Ю.В. Шувалов, Ю.А Нифонтов,
АН. Никулин,2004
УДК 622.88:502.65:622.693.26.002.8:622.7.8.05.
Р.А. Азимов, И.А. Павлов, Ю.В. Шувалов,
Ю.А. Нифонтов, А.Н. Никулин
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МЕТАНА В УСЛОВИЯХ ОАО «ВОРКУТАУГОЛЬ»
Семинар № 5
Для формирующихся в горнопромышленных регионах экосистем характерны особые закономерности создания и состояния экосистем в процессе разработки месторождений полезных ископаемых и после ее завершения. При этом, способы и средства обеспечения безопасности должны в максимальной степени обеспечить реализацию полезных свойств материальных сред. Выбор вариантов и параметров конкретных систем безопасности должен производиться с учетом экономической обоснованности и целесообразности. Методика реализации указанных принципов и результаты внедрения принципиально новых способов использования природных ресурсов нашли отражения в данной работе.
Реструктуризация угольной промышленности особенно сложно и болезненно отражается на северных регионах России, в которых практически отсутствуют альтернативные отрасли промышленности и возможности жизнеобеспечения населения без привлеченных источников из центральных областей.
Относительно высокие показатели работы большинства угольных шахт Печорского бассейна не гарантируют эффективную реализацию добытых энергетических и коксующихся углей и стабильное развитие одного из крупнейших промышленных регионов Севера без коренного изменения технической политики и инфраструктуры основных объектов. Внедрение передовых технологий добычи, организации основного производства и вспомогательных систем жизнеобеспечения встречает определенные технические и социальные трудности, связанные со спецификой эксплуатируемых месторождений (Воркутское) под мощным (100-150 м) слоем многолетнемерзлых пород. Последние формируют своеобразный геогазо-гидродинамический режим шахтных полей с
высокой газоносностью (25-28 м3/т), газовым давлением (2-3 МПа) и удельным газовыделе-нием в выработки, сложными динамическими и газодинамическими явлениями, особыми условиями различных участков месторождения. Высокое летучих компонентов в углях обеспечивает взрывоопасность большинства шахто-пластов, дополняемую способностью к самовозгоранию прослойков.
Одним из перспективных направлений технической политики на шахтах Воркутского месторождения, способным не только обеспечивать, но и повысить общий ресурс добычи полезных компонентов месторождения с большей полнотой, количественным ассортиментом, снижением удельных затрат, повышением безопасности работ и развитием новых видов производства является широко освещенный в литературе и развиваемый в последние годы в России способ предварительной дегазации угольных пластов, каптирования газа и его практического использования в сочетании с последующим извлечением вещественных компонентов и ресурсов теплоты угленосной толщи подземной газификацией и теплофикацией.
Для большинства газоносных угольных месторождений Севера характерна низкая газоот-дача основных блоков (участков) нарушенного массива и нерентабельность предварительного извлечения газа с поверхности через скважины даже при комплексной физической обработке пластов. Более перспективным представляется извлечение газа в процессе отработки месторождения и развития систем сообщающихся трещин в зонах разгрузки, разрушения массива и пр. В этот период целесообразно не только рациональное расположение в пространстве дренируемого массива дегазационных сква-
жин, трубопроводов и выработок, но и физическая обработка участков массива вокруг них.
На всех шахтах Воркутского месторождения уже сегодня накоплен богатый опыт предварительной дегазации угленосных толщ и использования метана. Эффективность предварительной дегазации, в среднем по шахтам превышает 35 0 % (от общего объема, удаляемого из шахты), при относительном удельном объеме каптируемого метана от 10 до 40 м3/т и его содержании в смеси с воздухом от 30 до 40 %. На 1 метр пробуренных дегазационных скважин добывается более 5000 м3 метана, а стоимость полученной от сжигания в котельных теплоты в 2-3 раза ниже отпускной цены угольных и др. ТЭЦ.
Типовая схема дегазации угленосной толщи, окружающей разрабатываемый пласт ("Четвертый") представлена системой веерных скважин, восходящих и нисходящих из поддерживаемого между массивом угля и выработанным пространством вентиляционного штрека, пробуренных с опережением очистного забоя, или на расстоянии 150-200 м от него. Начальный этап дегазации осуществляется системой вееров скважин, пробуренных их монтажной камеры и охраняемых целиками угля. Динамика поступления газа в скважины определяется режимом нагружения (разгрузки), деформации и разрушения окружающих участков горного массива в результате выемки пласта и движения очистного забоя. При этом более эффективно по дебиту газа, его концентрации и времени действия, работают скважины, находящиеся в целиках угля. Их начальный дебит достигает 9-10 м3/мин, концентрация газа 80100 %, зона эффективной работы до 900 м от лавы, а иногда и до полной отработки выемочного участка.
Скважины, пробуренные впереди лавы начинают активную работу по выдаче газа после ее прохода, достигая максимума дебита (4-6 м /мин, реже до 10 м3/мин) на расстоянии 100150 м, аналогично скважинам, пробуренным позади лавы. Дебит скважин и концентрация газа (обычно от 60 до 80 %) зависят от качества и длины герметизации их устьевых частей (1030 м), углов наклона в сторону выработанного пространства и длины скважин, зависящей от расстояния до дегазируемых спутников. Динамика работы скважин во времени характеризуется экспоненциальным уменьшением дебита до 0,5 м3/мин на расстоянии 800-1000 м от лавы и кон-
центрации газа менее 60 % на расстоянии уже в 200-250 м от лавы.
Аналогичные изменения дебита (от 13-3,5 м3/мин до 0,5 м /мин) дали скважины, пробуренные с поверхности Земли до разрабатываемого пласта на шахте "Северной" (1988 г.), работавшие в режиме самоистечения. Две из четырех скважин газа практически не дали в связи с направлением их стволов в неразгруженные от горного давления зоны массива.
Физическая обработка скважин горячими растворами и создание коллекторов гидроразрывом и гидровымывом приконтурных зон в дегазируемых спутниках на 20-30 % повышает дебит скважин и в 1,5-2 раза время их активной работы.
Значительная часть газа (60-70 %) поступает в горные выработки добычного участка (вентиляционный штрек) из зоны обрушения пород, сообщающейся системой фильтрующих трещин с деформирующейся толщей подработанных и надработанных пород. Доставка газа в выработки осуществляется с утечками воздуха, фильтрующегося из очистного забоя по нелинейной (параболической) траектории, в основном, в объеме нижних обрушенных слоев непосредственной кровли общей мощностью 36 м.
Поступление утечек в выработанное пространство за лавой и на вентиляционный штрек, как и газовыделение имеет закономерный характер. Удельные утечки воздуха из лавы максимальны на первых 15-20 м, затем стабилизируются и возрастают вновь на последних метрах (15-20). Их поступление на вентиляционный штрек имеет вид экспоненты с точкой перегиба и линеаризацией кривой на расстоянии 100-150 мот лавы.
Удельные газовыделения (содержание газа в утечках) экспоненциально растут с удалением от лавы по ходу струи воздуха до 50-120 м, затем экспоненциально уменьшаются на расстоянии до 300-400 м. Средние концентрации метана в них также закономерно повышаются до 5 % на расстоянии 100-130 м, затем снижаются.
Характерным является динамический характер процессов с наличием пиковых значений удельных газовыделений и концентраций метана, приуроченных к определенным расстояниям от забоя, что связано в значительной мере с вторичными осадками кровли в выработанном пространстве.
Моделирование динамики движения утечек воздуха на основе разработанной физической и математической модели позволило установить зависимости плотности распределения утечек по мощности обрушенной толщи и длине пути с учетом аэродинамических сопротивлений в приконтурных участках по длине лавы и вентиляционного штрека и предложить перспективный способ управления газовыделением из выработанного пространства с целью предотвращения взрывов газа (патент 2100612, БИ № 36, 1997).
Шахтные исследования управления газовым режимом выработанных пространств изоляцией приконтурных зон штрека и выпуском газовоздушной смеси в специальные камеры (В.А. Белозеров и др.) [1], а также отсос газовоздушной смеси из выработанного пространства вентилятором ВМЦГ-7 (Г.Г. Стекольщиков) не изменили существенно газовую обстановку в выработках при достаточно больших затратах на их реализацию.
Таким образом, предварительная и текущая дегазация являются наиболее надежным и рациональным способом управления газовым режимом выемочных участков шахт и повышения безопасности работ. Планирование и проектирование системы дегазации должно осуществляться с учетом максимального извлечения газа из угленосной толщи, на этапе первичной отработки пластов, последующей выемки разгруженных и частично дегазированных пластов и дальнейшего сдвижения подработанных толщ.
Основным условием для правильного проектирования эффективной системы дегазации толщ является создание адекватной геогазоди-намической модели шахтного поля и месторождения в целом, обеспечивающей выбор вариантов расположения скважин и обработки их приконтурных участков. Данная задача решается коллективом ученых СПГГИ и ВНИ-МИ.
Эта же модель должна явиться основой планирования вторичной отработки месторождения с извлечением ресурсов забалансовых и нерентабельных запасов угольных пластов технологиями подземной газификации. Целесообразным, в данном случае, будет использование магистральных выработок для доставки рабочих агентов и полученных ресурсов на поверхность, создания сети добычных выработок (розжига, закачки и выпуска) по разработанным и исследованным схемам.
Перспективным направлением обеспечения комплексного извлечения ресурсов углеводородного сырья месторождения и повышения безопасности отработки угольных пластов традиционными технологиями является их предварительная дегазация и разгрузка способом отработки защитных пластов с забалансовыми запасами методом подземной газификации с помощью скважин, пробуренных с поверхности и реализации возможности управления процессом путем поддержания заданного давления в определенных зонах газификации. Заданное давление может быть обеспечено определенным соотношением давлений нагнетания и разрежения в газоотводящей скважине. При этом фильтрационные потоки дренируемого из защищаемого и подрабатываемого таким способом пласта метана могут быть направлены либо в зону горения, либо в зону предварительного прогрева газифицируемого пласта, что обеспечивает возможность изменения состава продуктов газификации в соответствии с потенциальными запросами потребителя (патент 2155267,27.08.2000).
Комплексная система подготовки месторождения с подземной отработкой нескольких пластов ("Четвертый", "Тройной"), или только одного ("Мощный", "Тройной"),
должна включать проведение подготовительных выработок по планируемому к подземной газификации нижнему пласту с дренированием из них вышележащей толщи, включая отрабатываемый один или два пласта. Расположение выработок, углы наклона скважин и их длина обеспечивают максимальную эффективность дренажа метана из зон разгрузки массива в период отработки блоков и дальнейшего ведения горных работ. Отвод газа и проведение скважин в ненарушенном выемкой массиве угольного пласта позволяют улучшить условия эксплуатации газового хозяйства (герметизация скважин и трубопроводов), а также использовать его при последующей газификации пласта и выдаче получаемых продуктов на поверхность.
Решение проблемы комплексного извлечения и использования минеральных и энергетических ресурсов угольных месторождений требует корректной экономической оценки, как в целом, так и на отдельных стадиях. Так, задача о степени дегазации разрабатываемого пласта имеет определенный оптимум, так как затраты на создание системы Зд увеличиваются экспо-
ненциально от нуля до определенной величины. В то же время ущерб от газовыделения на добычном участке Зу имеет обратную тенденцию и связан с затратами на вентиляцию, потерями от снижения нагрузки на забой, аварии и травматизм, профилактические и контрольные мероприятия и пр. Результирующая кривая определяет минимум затрат 30 и оптимальный уровень дегазации массива. При получении прибыли от использования газа П и извлечения ресурсов при газификации кривая затрат Зд изменит свое положение в зависимости от функции П = Г(Д) и оптимум затрат будет ниже, в то время как оптимальный уровень дегазации Д0 поднимется, что еще более эффективно с позиций безопасности.
Разработка методики экономической оценки системы комплексного извлечения и использования ресурсов месторождения с учетом всех факторов, в том числе экологических, является также одной из решаемых задач данной проблемы (проф. Н.В. Пашкевич) [2, 3].
На шахтах ОАО "Воркутауголь" доля дегазации в общих затратах на производство угля колеблется в пределах 2-4 %, на вентиляцию приходится до 1 0 %. Концентрация метана в извлекаемой газовоздушной смеси на выходе вакуум- насосных станций (ВНС) шахты (в пределах 35-45 %) резко ограничивает возможные способы использования шахтного метана и, как показывают оценки, предпочтение следует отдавать тем, в результате которых вырабатывается электрическая энергия.
В 1998 г. каждой шахтой ОАО "Воркутауголь" было приобретено у АЭК "Коми-энерго" около 100 МВт-ч электроэнергии, а годовой расход тепловой энергии на собственные технологические нужды при добыче угля по шахтам объединения превышает 100 Гкал. Доля затрат на электроэнергию в общей себестоимости
теплоэнергию - 4 %.
В настоящее время промышленность РФ выпускает достаточное количество различных видов малых теплоэлектростанций (ГЭС). По многим техническим характеристкам эти установки не уступают своим зарубежным аналогам, а по некоторым значительно превосходят. Стоимость же отечественных ТЭС ниже импортных как минимум вдвое.
Проведенный подробный анализ технических средств и технологий попутной добычи метана позволил рассчитать себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии (рис. 1) и 1 Гкал. тепла (рис. 2), произведенных на ТЭС "Эконефтегаз" (более эффективных, как показал анализ) в зависимости от суммарной мощности установки.
Повышение эффективности угледобывающего производства может быть достигнуто за счет отнесения затрат по статье дегазация на себестоимость вырабатываемой малыми ТЭС энергии. В 1997 г. на шахте "Северная" себестоимость извлечения 1 м3 метана дегазационной системой составляла 199 неденоминированных рублей. При сложившихся ставках рентабельности 25 % и общешахтных расходов 24,8 %, конкурентоспособная себестоимость электрической и тепловой энергий, вырабатываемых на шахтных ТЭС должны быть ниже не менее чем в 1,56 раз цен на эти виды энергии в регионе (таблица).
Произведенные расчеты позволили определить зависимость между суммарной мощностью используемых ТЭС "Эконефтегаз" и максимально возможными затратами на извлечение 1 м3 метана дегазационными системами шахты "Северная", при условии сохранения рентабельности производства энергии. В случае, если максимально возможные затраты оказываются меньше 0,127руб/м, что обеспечивает извлечение объема метана, необходимого для
Рис. 1. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии выра-ботаной на ТЭС "Эконефтегаз"разной мощности добычи по некоторым шахтам достигает 10 %, на
Рис. 2 Себестоимость 1 Гкал. тепловой энергии выработанной на ТЭС "Эконефтегаз"разной мощности безопасной добычи угля, производство энергии
Показатель Электроэнергия Теплоэнергия
Стоимость единицы энергии от местных энергопроизводителей, руб. 0,273 136,0
Конкурентоспособная себестоимость единицы энергии (без рентабельности 25 %), руб. 0,218 108,8
Конкурентоспособная участковая себестоимость единицы энергии (без общешахтных расходов (24,8 %)), не более, руб. 0,175 87,2
на ТЭС не сможет обеспечить установленную рентабельность в 25 % (рис. 3) [4].
Анализ представленных результатов позволяет сделать следующие выводы:
- при возможности использования комплекса ТЭС небольшой мощности (до 1500 кВт) повышение эффективности угольного производства за счет комплексного использования попутного метана и экономический эффект проявляется в снижении платежей за выбросы метана в атмосферу и сокращении затрат по статьям электроэнергия и тепло за счет использования дешевой энергии с низкой себестоимостью;
- при высокой суммарной мощности комплекса ТЭС (более 1500 кВт) себестоимость выработки электрической и тепловой энергии ниже чем у региональных производителей более чем в 2 раза (рис. 3, 4). Это позволяет переносить затраты на дегазацию с себестоимости добычи угля на себестоимость производства энергии. При этом при определенном уровне затрат на извлечение газа (не более 3,88 руб/м3) рентабельность производства энергии малыми ТЭС будет не ниже 25 %;
- реальные затраты на дегазацию по шахте "Северная" составляют 0,127 руб./м3. Использование ТЭС позволяет без ущерба для рентабельности затратить на извлечение 1 м метана до 3,88 рублей. Это приведет к увеличению извлекаемое™ метана, что несомненно положительно скажется на возможности увеличения нагрузки на очистной забой по газовому фак-
тору, повышению безопасности ведения работ и, в конечном итоге, к дополнительному экономическому эффекту.
Все это, кроме нарушений окружающей среды, влечет за собой ощутимые экономические потери. Так, из-за недожога, провала через колосники и уноса в атмосферу органической массы при слоевом сжигании печорских углей марок Д, Г и Ж с содержанием мелочи (0-6 мм) 70 % потребление угля увеличивается на 7-10 % по сравнению с классифицированным углем.
Сокращение уровня потерь угля в виде шламов и мелочи путем прямого сжигания затруднительно из-за сложности погрузки и транспортирования к месту сжигания. Особенно сложно это выполнить при транспортировании влажных шламов, которые можно сжигать в виде водо-угольной пульпы без дополнительной подготовки, но для доставки к месту сжигания необходимо строительство сложного технического сооружения - пульпопровода или специализированные транспортные механизмы.
Наиболее доступным, изученным и технически подготовленным методом утилизации является метод окускования угольной мелочи способом брикетирования с последующим сжиганием в различных видах топок со слоевым сжиганием. Наиболее перспективным в этих условиях представляется способ брикетирования с применением тонкодисперсных активных вяжущих материалов (лигносульфо-нат технический многотоннажный отход целлюлозно-бумажного производства, производящейся в настоящее время отраслью в огромных количествах, который также нуждается в эффективном решении утилизации, цемент, отходы местного производства и др.), базирующаяся на новой гипотезе брикетирования [5]. В условиях разбросанности участков скопления угольной мелочи, как на местах производства, так и в местах потреб-
Рис. 3. Зависимость предельных затрат на извлечение 1 м3 метана от суммарной мощности ТЭС
ления, этот способ становится экономически целесообразным.
Брикетирование этим способом может осуществляться на установках небольшой производительности от 10 до 100 тыс. т брикетов в год. Размещение, проектирование и строительство таких брикетных установок и фабрик должно производиться по специально разработанной на основе многоуровневой системы схеме с учетом наличия объемов сырья и рынков потребления брикетного топлива. Данный способ позволяет развернуть сеть брикетных установок и фабрик с небольшими объемами производства, привязав их территориально к крупным складам, сортировкам, терминалам энергетических и коксующихся углей.
Брикетирование практически всех видов твердых горючих материалов, в том числе отходов обогащения углей и переработки древесины, в настоящее время может производиться в стандартных гидравлических, штемпельных, ротационных и экструзионных прессах с применением разнообразных связующих материалов и без них. В состав шихты для придания брикетам направленно заданных свойств могут вводиться различные специально подготовленные горючие компоненты (каменный и бурый уголь, горючие сланцы, торф, илы очистки бытовых и промышленных стоков, жидкие горючие отходы, нефтяные донные шламы и др.). Технология процесса брикетирования обеспечивается комплексами, основанными на классических и современных принципиально новых представлениях о механизме структуро-образования (гипотезе) с использованием тонкодисперсных активных связующих материалов и компонентов, вводимых в шихту в сухом, более технологичном виде. Особенностью этих технологических комплексов является то, что они могут применяться блочно (модульно), направленно составляя технологию из отдельных (самостоятельных)
1. Шувалов Ю.В., Бобровников В.Н., Веселое А.П., Белозеров В.А. Конденсационное увлажнение и предупреждение взрывов пыли //Горный журнал, № 1, 1994.
2. Пашкевич Н.В., Шувалов Ю.В., Павлов И.А., Веселое А.П. Эффективность использования каптированного газа в качестве топлива для малых ТЭС на шахтах ОАО
решений и придающих ей тот или иной законченный вид [5, 6].
Конструктивно брикетный комплекс может быть представлен единичным брикетным модулем, состоящим из приемно-дозирующего бункера, питателя, ловушки для негабаритных и металлических предметов, дробилки (при необходимости), брикетного пресса, сушилки и блока упаковки готовых изделий. Модули могут собираться в блоки для обеспечения необходимой производительности в целях достижения максимального экономического и экологического эффекта при брикетировании отходов.
Таким образом, используемое для брикетирования оборудование может быть любых конструкций и типоразмеров, ограничиваемых лишь соображениями экономической целесообразности. Однако, из всего спектра используемого в настоящее время прессового оборудования, как уже говорилось, следует признать наиболее оптимальной конструкцию экструзионного пресса со шнековым рабочим органом для непрерывной подачи и уплотнения в формовочном канале шихты. Несмотря на то, что целостность брикета и его оболочки (скорлупы) может быть обеспечена только при индивидуальном формовании каждого брикета в камере гидравлического или ротационного пресса наиболее прочные и плотно упакованные брикеты получаются этом коэффициент полезного действия печи равен 76 %, при нормируемом не менее 50. Брикеты легко поддаются растопке и обладают легкой воспламеняемостью, после розжига горят практически бездымным пламенем по всему
Приведенный комплекс мероприятий обеспечивает значительное (15-30 %) снижение затрат на добычу угля, полноту использования энергоресурсов угольных месторождений, а также вторичных и природных тепловых ресурсов, повышает техническую безопасность ведения работ и снижает нагрузку на окружающую среду.
---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
"Воркутауголь". Горный информационно-аналитический бюллетень. М.: Изд. МГГУ, 2000, № 8.
3. Пашкевич Н. В., Шувалов Ю.В. Охрана труда, ресурсосбережение и экономика при добыче полезных ископаемых. Вестник горнометаллургической секции АЕН РФ, М.: Изд-во АЕН, 1996.
4. Латышова Т.А. Экономический анализ и оцен- угольных шахт/ Горный информационно-аналити-
ка эффективности затрат на охрану труда в условиях ческий бюллетень. - М.: Изд. МГГУ, 2000, №8.
— Коротко об авторах ----------------------------------------------------------------------
Азимов Р.А., Павлов И.А., Шувалов Ю.В., Нифонтов Ю.А., Никулин А.Н. - Санкт-Петербургский государственный горный институт (Технический университет).
----------------------------------------- © Ю.В. Шувалов, И.А. Павлов,
М.М. Попов, 2004
УДК 622.831.322
Ю.В. Шувалов, И.А. Павлов, М.М. Попов
ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ГАЗОВЫДЕЛЕНИЕ ИЗ ВЫРАБОТАННОГО ПРОСТРАНСТВА В ВЫРАБОТКИ ДОБЫЧНЫХ УЧАСТКОВ ШАХТ ВОРКУТЫ*
Семинар № 5
Газовый баланс добычных участков шахт Воркуты складывается из трех основных составляющих: газовыделения: из разрабатываемого пласта в очистном забое (510 %), надрабатываемых пластов и газосодержащих пород (20-30 %), подрабатываемых углевмещающих толщ пород, пластов и пропла-стков (60-70 %).
Динамика поступления газа в горные выработки, выработанное (обрушенное) пространство и из него в вентиляционые выработки главным образом определяется напряженно-деформированным состоянием окружающего массива. В условиях естественного- или при-груженного в результате перераспределения напряжений состояния массива газовыделение в дренажные выработки (скважины и др.) происходит в незначительных количествах. Этому состоянию соответствуют и минимальные ско-
рости фильтрации газа в неразгруженном и ненарушенном массиве. Интенсификация же процессов фильтрации газа и газовыделения в выработки-коллекторы происходит в зонах разгрузки участков массива от горного давления, развития трещиноватости и создания открытопористой структуры с протяженными каналами течения газа. Об этом свидетельствуют данные о поступлении газа в дренирующие скважины, от угла наклона и протяженности которых, а также положения относительно очистного забоя зависит дебит метана.
Результаты газовоздушных съемок в выработках добычных участков шахт, отрабатывающих пласты «Четвертый» и «Мощный» позволили установить закономерности формирования газового режима выработанного пространства и его связь с горным давлением. Данные наблюдений свидетельствуют о наличии трех
*Работа выполнена при финансовой поддержке гранта РФФИ №Т02-04.1-1974
