CC BY
132
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ “НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 97”
МОСКВА, МГГУ, 3.02.97 - 7.02.97
СЕМИНАР 1 " ПРОБЛЕМЫ ЗАБЛАГОВРЕМЕННОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ (ДОБЫЧИ) МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Н.Н.Красюк, прф., д.т.н.
К.В.Савков, с.н.с.
Московский государственный горный
университет
Д.И.Жмуровский, к.т.н.
АООТ “Ленинскугопь”
ИЗВЛЕЧЕНИЕ И ПРОМЫШЛЕННАЯ УТИЛИЗАЦИЯ МЕТАНА УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
РЕСУРСЫ И ПРОМЫШЛЕННОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТАНА
Комплексное освоение угольных месторождений, как фактор, обеспечивающий повышение экономической эффективности и конкурентоспособности угольного производства, предполагает использование попутно добываемых полезных ископаемых и в первую очередь -газа метана породноугольных массивов.
Реализация этого направления позволяет решить две задачи - снизить отрицательное влияние “газового фактора” на интенсификацию угольного производства и дополнительно получить топливо для промышленного использования -шахтный газ - метан. Эквивалент по теплоте сгорания прироста добычи угля в целом по шахтам СНГ составлял: при утилизации 30 % каптируемого метана 4,6 млн. т/год; 50 % метана - 7,7 млн. т/год; 75 % метана - 11,5 млн. т/год.
Дегазация и утилизация метана имеет также особо важное экологическое значение.
1. Ресурсы метана в угольных бассейнах Российской Федерации
Ресурсы шахтного метана оцениваются в пределах площадей метаноносных пластов, а также в зонах тектонических нарушений и выработанных пространств.
На территории Российской Федерации наиболее газоносные угольные
месторождения расположены в Кузнецком и Печорском угольных бассейнах.
Кузнецкий угольный бассейн. Бассейн отличается высокой угленасыщен-ностью и значительной метаноносность пластов с верхним пределом до 25-30 м3/т. Уровень общих ресурсов метана составляет 26,7 трлн. м3 и промышленных - 1,06 трлн. м3. Наиболее высокоресурсными по метану являются те районы, где средняя удельная плотность ресурсов составляет от 200 до более 300 млн. м3/км2 - Томь-Усинский, Бунгуро-Чумышский, Осинни-ковский, Прокопьевско-Кисилевский, Ленинский, Кондомский.
Печорский угольный бассейн. Наибольшее значение представляет Ворку-тинский район (Воркутинское, Усинское и Воргашорское месторождения), общие ресурсы метана в которых составляют 3,2-4,2 трлн. м3 и в пластах - 1,9-2,6 трлн. м3. Ресурсы возможных к извлечению и использованию объемов метана составляют 480-570 млрд. м3. Промышленная добыча метана на угольных месторождениях мира в ближайшие 20 лет сможет достичь 450-600 млрд. м3/год, что составит до 25 % всей добычи природного газа.
В пределах СНГ общие ресурсы метана смогут обеспечить промышленную его добычу в пределах 150-180 млрд. м3/год.
Газоносные месторождения угля Российской Федерации в Кузнецком и
Печорском бассейнах имеют ресурсы метана 25-32 трлн. м3, в том числе промышленные составляют 1100-1200 млрд. м3. Возможные объемы извлечения метана -5-7 млрд. м3/год, что эквивалентно 9-12 млн. т добычи угля.
2. Метановыделение и дегазация
шахт
Выделение метана при отработке пластов угля является серьезным фактором, сдерживающим интенсификацию угольного производства и ухудшающим состояние техники безопасности. Это настоятельно требует искусственного снижения выделения метана путем дегазации его источников.
Последствия дегазации проявляются практически на всех основных звеньях технологии, оказывая существенное позитивное влияние на них и на экономику угледобычи за счет повышения уровня безопасности, интенсификации очистных и подготовительных работ, промышленного использования каптированного метана.
Баланс выделяющегося газа метана при оптимальных способах и параметрах дегазации распределяется следующим образом - выделяется из шахты с воздушной струей - 60 % газа; каптируется в шахте - 12 %; остается в недрах - 13 %; выделяется в атмосферу из выданного на поверхность угля - 15 %. Важное значение в баланс может внести увеличение каптажа метана до 24-28%.
В настоящее время применяется 12 способов дегазации, из которых три основных - шахтная дегазация подрабатываемых пластов; дегазация скважинами с поверхности угленосного массива с его гидроразрывом или используя эффект его подработки. Эти способы дают 66 % каптажа.
В условиях Кузнецкого бассейна суммарный дебит выделяющегося и каптируемого метана составляет 4,1 млн. м3/сут, что эквивалентно добыче 2 тыс. т угля в сутки. При природной метанос-ности угля до 10-18 м3/т в отдельных шахтах она составляет 15-35 м3/т, а абсо-
лютный дебит метана достигает 100-120 м3/мин.
На шахтах применяются все способы дегазации, но основное количество метана каптируется при подработке пластов, при предварительной дегазации породноугольного массива и дегазации подрабатываемых толщ с применением вертикальных скважин, пробуренных с поверхности.
Применяется комплексная дегазация подрабатываемых пластов, выработанного пространства и разрабатываемого пласта с эффективностью 54,0 %.
При помощи вертикальных дегазационных скважин с поверхности каптируется 80,0 млн. м3/год метана с эффективностью 50-70 %.
Большую научно-исследовательскую, экспериментальную и практическую работу по созданию высокоэффективных комплексных технологий дегазационной подготовки высокогазоносных угольных пластов для их безопасной и интенсивной отработки с попутной добычей метана для промышленного использования, в частности конкретно для Кузбасса, ведет в рамках НТП “Недра России” Московский государственный горный университет, являясь его головной организацией. Технология предназначена для заблаговременного снижения газоносности угольных пластов и вмещающих пород, а также для текущего снижения газовыделения в горные выработки на газовых шахтах путем активных воздействий на газонасыщенный горный массив, обеспечивающих повышение газопроницаемости последнего на 2-4 порядка, перевод метана сорбированного в свободное состояние, накопление его в подземных коллекторах и доведение до требуемой кондиции с последующим его извлечением скважинами с поверхности и газоснабжением промышленных потребителей. Для проведения опытно-промышленных работ определена шахта “Комсомолец” ОАО “Ленинскуголь”.
Работы ведутся с 1993 г. и будут завершены в 1997 г.
Предварительная дегазация на шахтах Кузбасса при помощи вертикальных скважин с поверхности позволяет каптировать около 80 млн. м3/год метана при эффективности способа 50-70 %. Средняя производительность одной скважины при длине до 350 м и концентрации метана 85 % составляет по метану 10-15 м3/мин. Внедряемая технология позволит значительно превысить эти показатели. Каптаж метана в Кузбассе может достичь 500 млн. м3/год.
В Печорском бассейне из шахт выделяется до 700 млн. м3/год метана на Воркутинском, Усинском и Воргашор-ском месторождениях, что составляет 82,5 % к общему по бассейну. Каптируется в бассейне 263 млн. м3/год метана.
В бассейне достигнута самая высокая эффективность дегазации - в десяти шахтах каптируется 263 млн. м3/год метана, или 31,0 % от общего объема его выделения. Применяются только подземные способы дегазации - предварительная дегазация, дегазация подрабатываемых и надрабатываемых пластов и барьерная дегазация при прохождении выработок.
При среднем содержании метана свыше 40 % утилизируется 158 млн. м3/год или 60 % каптируемого метана. По прогнозу объем утилизации может составить 200-220 млн. м3 метана в год.
Перспективные направления развития способов, схем и вариантов дегазации и добычи шахтного метана для утилизации следующие.
1. Совершенствование существующих и создание новых способов дегазации угольных шахт, значительно снижающих выделение метана в горные выработки и обеспечивающих безопасность работ и повышение интенсификации угольного производства.
2. Создание высокоэффективных способов дегазации, не связанных с ведением горных работ, в частности дегазации при помощи направленных верти-
кально-наклонных скважин, пробуренных с поверхности, с применением искусственных методов повышения газопроницаемости массива (гидроразрыв и др.). Это направление является перспективным методом получения кондиционного метана для широкого спектра утилизации, в том числе в качестве моторного топлива в двигателях внутреннего сгорания и газовых турбинах, а также для замены природного газа для нужд бытового использования и местных тепловых электростанций.
Одновременно эти способы бес-шахтной дегазации способствуют снижению содержания метана в угле и вмещающих породах и способствуют созданию безопасных условий труда в газовых шахтах на перспективу.
Вертикально направленные скважины могут использоваться с получением газа, содержащего 75-97 % метана, для дегазации неразгруженных угольных пластов и для дегазации подрабатываемых угленосных толщ в увязке с ведением подземных работ.
Опыт дегазации пластов скважинами с поверхности показал, что при глубине скважин 600-900 м каптируемый газ содержит не менее 70 % метана, а дебит скважин находится в пределах от 1000 до 16000 м3/сут метана.
При благоприятном развитии указанного опыта и соответствующем внимании со стороны Госкомпании “Росу-голь” количество каптируемого этим способом метана может составить 96-135 млрд. м3 в год.
3. Утилизация каптируемого шахтного газа
Экономия теплоэнергетических ресурсов на угольных предприятиях обеспечивается за счет вовле'чения в топливный баланс вторичных, сопутствующих основным технологическим процессам угледобычи, ресурсов топлива, которым является шахтный, метаносодержащий газ, получаемый в процессе дегазации шахт. При существующих способах его использования этот вид топлива имеет
местное значение, заменяя нефть, природный газ, бензин. Преимуществом этого топлива является отсутствие продуктов конденсации, позволяющее использовать его без предварительной очистки.
В зависимости от величины содержания в каптируемом шахтном газе метана могут быть следующие направления его утилизации.
1. Топливо для выработки пара с целью отопления АБК, промышленных и жилых зданий, а также выработки электроэнергии на ТЭС.
2. Топливо для газотурбинных установок при выработке электроэнергии для нужд шахт.
3. Моторное топливо для передвижных и стационарных двигателей внутреннего сгорания в целях выработки электроэнергии, замены бензина и дизельного топлива в автомобилях и компрессорах.
4. Бытовой газ путем добавки его в газовые сети и др.
В этой связи каптируемый дегазационными установками газ является ценным попутным продуктом подземной угледобычи и задача комплексного использования недр состоит в его утилизации в широких масштабах. Ведущими угледобывающими странами шахтный метан используется для выработки электроэнергии на шахтных установках.
Утилизация газа в паровых котлах является наиболее простой и доступной, но не самой экономически эффективной. Заключается способ в сжигании газа взамен угля в топках для выработки пара и электроэнергии. Применяется только факельное сжигание по следующим схемам:
• при содержании метана в газе более 30 % - газ сжигается вместо угля с незначительным переоборудованием котлов;
• при содержании метана от 2 до 30 % газ может быть использован либо с обогащением путем добавки природного газа до содержания метана более 30 %,
или после разбавления воздухом из шахты до концентрации 22,5%. Бедная метановоздушная смесь используется для дутья под колосниковую решетку при сжигании тугоплавкого угля.
Сжигание шахтного газа с концентрацией метана до 2,5 % в топках под слоем угля является наиболее простым и безопасным способом, дающим экономию угля в среднем 15 % от потребности.
Трудностью при сжигании газа является конденсация воды в газовых линиях, требующая применения водоотделителей и водяных ловушек.
Шахтный газ в котельных СНГ имеет уровень использования каптированного метана - в Воркуте - 20 %, в Донбассе - 8,3 %, в Караганде - 3,5 % при 7090 % в странах Европы.
Использование газа в газотурбинных установках является одним из путей утилизации шахтного газа с содержанием метана свыше 40 %. Преимущества применения газотурбинных установок следующие:
• возможности получения в одном агрегате более высоких мощностей и меньшие габариты и удельный вес агрегата на единицу мощности;
• меньшее почти в 1,5 раза потребление газа для производства единицы мощности электроэнергии;
• возможность перевода дизеля на жидкое топливо при отсутствии газа;
• меньший срок окупаемости дизельных двигателей.
Повышение эффективности использования шахтного газа возможно осуществить за счет:
• повышения содержания метана в газе путем максимального сокращения подсосов воздуха в дегазационную систему;
• увеличения стабильности состава и дебита каптируемого шахт-
ного газа путем “кольцевания” шахт в общую газосборную сеть;
• специальной переработки для подготовки каптируемого газа и его обогащения метаном при применении новых физико-химических методов.
4. Обоснование технологии использования шахтного метана
Согласно изложенному выше метан из угольных шахт извлекается средствами вентиляции с концентрацией до 0,75 % и путем дегазации с концентрацией 5-95 %. Объем извлечения шахтного метана в пересчете на 95 % составляет менее 1,0 % от уровня добычи природного газа. Состав шахтного газа-метана, находящегося в ненарушенном угленосном массиве, и природного газа представлен в табл. 1.
Таблица 1 Состав газов - шахтного метана и природног о газа
Теплотворная способность шахтного метана и природного газа примерно одинакова. Исходя из этого, указанные газы являются взаимозаменяемыми как в качестве химического сырья, так и источников энергии.
Основным отличием являются объемы извлечения. Незначительные объемы добычи метана не требуют создания специальных технических средств и методов, а предполагается воспользоваться уже существующими в газовой промышленности. При этом, метан
угольных шахт целесообразно использовать в местах его получения, в полуста-ционарных и передвижных установках, что обусловлено краткосрочным периодом эксплуатации метанодобывающих скважин, составляющим 1-7 лет, то есть установки по каптированию и утилизации метана должны быть достаточно мобильными.
Шахтный метан, пригодный для использования, извлекается в настоящее время с применением соответствующих разнообразных технологий, основной задачей которых является снижение газо-выделения в действующие горные выработки. Как правило, существует связь между скважинами и атмосферой подземного пространства, в связи с чем только 50 млн. м3/год шахтного газа извлекается с концентрацией метана свыше 95 %, что составляет менее 5 % общего объема извлечения метана, а в остальном шахтном газе концентрация метана колеблется в пределах 5-70 %.
Следует также заместить, что газ с высокой концентрацией метана извлекается в основном в Карагандинском бассейне, небольшие объемы извлекаются в Донецком, а в Кузнецком и Печорском бассейнах газа с такой концентрацией нет. В табл. 2 приведены сведения по объемам и концентрации шахтного метана, извлекаемого с использованием наиболее эффективных способов и схем дегазации. Общие объемы извлечения в основных угледобывающих бассейнах СНГ, в том числе с концентрацией свыше 30 %, представлены в табл. 3.
Из данных таблиц 2 и 3 следует вывод, что основная доля извлекаемого средствами дегазации шахтного метана имеет концентрацию в пределах 30-70 %. При этом, как показал опыт, эти значения существенно изменяются даже при эксплуатации одного и того же источника метана.
Разработка технологии использования шахтного метана предполагает технико-экономическое обоснование его
Газ Сое 1 ав газа
СН4. % Другие углеводороды, % Н2, % 02, % Инертные 1 азы, %
Шахт- ный метан 97 0,1 0,1 0,2 2,6
Природ ими газ 94 5,0 _ 1,0
утилизации при различных концентрациях, объемах извлечения, сроках эксплуатации метанодобывающих комплексов. В данном случае рассматривается только кондиционный шахтный метан с концентрацией свыше 30 %. Способы использования такого газа можно представить следующими группами:
• подача газа по системе газопроводов под давлением 0,150,2 МПа к потребителю;
• установка передвижных потребителей газа на каждой скважине;
• сбор газа, его аккумулирование под давлением 20-25 МПа и транспортирование в соответствующих системах потребителю;
• сбор газа, перевод его в твердое состояние и аккумулирование с последующей транспортировкой потребителю
специальными устройствами в твердом состоянии.
Каждое из перечисленных направлений использования шахтного газа метана требует энергетических затрат на его подготовку к утилизации.
Для первой группы способов эти затраты минимальны. Обоснование целесообразности использования шахтного метана может быть осуществлено с поМОЩЬЮ следующего 1ЛГ'т',грб‘г'1>,0‘
где Эпол и Эзат - соответственно количество получаемой и затрачиваемой энергии при реализации способа утилизации метана.
Чем больше значение Кэ, тем эффективнее по энергетическому критерию способ использования шахтного метана.
Таблица 2
Достигнутые показатели извлечения шахтного метана
Способы извлечения метана Дебиг мет апо-воздушной смеси, м3/мин Концентрация метана в смеси, % ГІериод и (влечения кондиционной смеси, мес.
шах ІПІП сред. тах тіп сред.
1. С гилрорасчленением неразгруженных пластов, извлечением рабочей жидкости и съемом газа в режиме само-истечения под воздействием природного давления 4,5 0,5 1,5 97 92 95 48
2. С использованием для извлечения метана серии пластовых скважин, пробуренных в зонах імдрорасчленения с вакуумированием 15,0 3.5 12,2 70 35 48 18
3. Извлечение метана вертикальными скважинами из подработанного или надработанного угленосного массива с вакуумированием 14,0 4,0 9,2 75 25 38 10
Таблица 3
Объемы извлечения шахтного метана в основных угледобывающих бассейнах СНГ
Угольные бассейны Количество извлекаемого метана, млн. м'/год
Всего в том числе с концентрацией свыше 30 %
К>знепкнй бассейн 182,6 10,0
Карагандинский бассейн 173,0 62,0
Печорский бассейн 210,0 165,0
На рис. 1 представлены зависимости значения Кэ от концентрации метана в извлекаемом газе для различных направлений его использования. Энергетические затраты на подготовку шахтного метана к использованию складываются из затрат на сжатие газа, его охлаждение, транспортировку по системе газопроводов или в емкостях и т.п.
Использование газа низкого давления требует минимальных затрат на сжатие, но затраты на его транспортирование по газопроводу значительны и увеличиваются со снижением концентрации метана. При переходе от сжатого газа к его твердому состоянию возрастают затраты на сжатие и охлаждение газа, но уменьшаются затраты на транспортирование за счет плотной упаковки. При этом зависимость коэффициента эффективности использования шахтного метана более существенна.
Разработаны и апробированы следующие технологии использования шахтного метана в качестве топлива:
• сбор газа из метанодобывающих скважин, подача его под низким давлением в шахтную котельную;
• установка на устье скважины передвижной газовой электростанции;
• сбор газа из системы метанодобывающих скважин, его сжатие до давления 25,0 Мпа, аккумулирование и использование в качестве моторного топлива;
• сбор газа из системы скважин, перевод его в жидкое состояние, транспортирование в специаль-
ных емкостях для использования в бытовых нуждах.
Рис.1. Эффективность способов использования метана различной концентрации
1 - низконапорный газ;
2 - газ на устье скважины;
3 - сжатый газ;
4 - сжиженный газ
Экономическая целесообразность использования шахтного метана
определяется из следующего условия:
'Э = 1 - 1 + 1
-у из в л дег у т>
где Э - экономический эффект, получаемый за счет использования шахтного метана, отнесенный к 1 тонне угля, руб/т;
Зиэел • затраты на извлечение шахтного метана, руб/т;
Здег - затраты на дегазацию участка, руб/т;
Зут - затраты на утилизацию шахтного метан, руб/т.
Длительным опытом применения различных способов дегазации и утилизации каптируемого газа определены области эффективного использования каптируемого газа с различным содержанием метана, что позволяет повысить эффективность и рентабельность комплексной разработки углегазовых месторождений с целью обеспечения безопасности работы шахт.
Развитие буровой техники дает возможность производить добычу метана путем применения бесшахтных способов дегазации скважинами, пробуренными с поверхности. Эти способы позволяют получать газ с высоким (свыше 85-90 %) содержанием метана в соизмеримых объемах с добычей природного газа, то есть до 10-15 млрд. м3 в год с перспективой до 70-90 млрд. м3/год.
Московским государственным горным университетом разработаны критерии, обосновывающие комплексы работ по добыче и использованию метана. Выполненные в этом направлении исследования, экспериментальные и опытнопромышленные работы позволили впервые в СНГ подойти к решению проблемы получения электрической и тепловой энергии, а также моторного топлива для автотранспорта на базе утилизации шахтного метана.
Совместно с институтом ВНИИгаз разработана технология, изготовлено оборудование и успешно проведены опытно-промышленные испытания газовых передвижных автоматизированных электростанций, работающих на низконапорном шахтном каптируемом газе с содержанием метана от 10 %.
В частности, эти установки применены в Кузбассе - АООТ “Ленинску-
голь”, ш. “Комсомолец” (Э-16 кВт), ш. “Полысаевская” (Э-16 кВт и ЭП-200 кВт); в Караганде - ш. “Стахановская” (ЭП-100 кВт); в АО “Ростовуголь” - Краснодонецкое ш/у (ЭП-100 кВт).
Возможное внедрение электроагрегатов суммарной мощностью 1000 кВт на шахтах АООТ “Ленинскуголь” позволит обеспечить производство дополнительной электроэнергии за счет шахтного газа около 200 млн. кВт в год, или 20 % существующего потребления электроэнергии.
МГГУ разработана также технологическая схема заправки автомобильного технологического транспорта сжатым шахтным газом метаном. Газ извлекается из скважины дегазационной установкой, освобождается от влаги и направляется в две магистрали - одна для производства электроэнергии на нужды дегазационной установки и другая для газозаправки автомашин.
Газозаправка производится непосредственно у скважины, а также на местах стоянки автомобилей с использованием передвижных автозаправщиков.
Проведенными опытно-промышленными испытаниями на ш. им. А.Ф. Засядько подтверждена работоспособность и эффективность технологии. Второй комплект газозаправочной установки изготовлен и поставлен в АООТ “Ленинскуголь” для промышленного использования.
МГГУ разработана и требует практической реализации технология
обеспечения каптируемым шахтным газом соответствующей кондиции бытовых потребителей - жилищного комплекса, предприятий бытового обслуживания и др.
Технология предусматривает как магистральную разводку газа, так и доставку сжатого газа потребителям в специальных емкостях.
Осуществляемые МГГУ совместно с ВНИИгазом и АООТ “Ленинскуголь” работы с целью повышения в условиях
энергетического кризиса эффективности промышленного и бытового использования каптируемого шахтного газа метана носят исключительный характер, а АООТ “Ленинскуголь” может быть хорошей производственной базой для их воплощения в жизнь.
Таблица 4
Показатели внедрения технологии управления I а зовы:делением и утилизации метана
Технология Место внедрения Технические показатели
Расход пиа, м'/мип Содержание метана,% Эффект дегазации, */• Получаемая энершя, кВт-час. Объем добычи угля, г
1. Управление газовыделением вер з икальными с 1 волами ПО “Ленинскуголь" 35-10 60-40 44 1,9 млн-.т
ПО “Караганда- уголь" 8-3 65-35 50 2,2 млн-.т
2. Электростанция ЭГ1-16 ш. "Комсомолец” 0,4 25-60 - 48 кВт
ш. "Полысаевская” 0,4 15-60 - 48-48кВг
3. Электростанция ЭП-100 ш. “Стахановская” 1,0 15-60 - 100-100 кВт
ПО " Ростовую Л1." 1,0 15-60 - 100-100 кВт
4. Электростанция ЭП-200 ш. "Полысаевская” 2,5 15-60 - 200-200 кВт
5. Заправка автомобилей сжатым шахтным газом - метаном ш. нм. А.Ф.Засядько 3,0 80-95 - 144 тыс. литров бензина в год
Итого: 12 шахт - - -
© Н.Н.Красюк, К.В.Савков, Д.И.Жмуровский
Показатели внедрения технологии управления газовыделением и утилизации шахтного метана на конкретных угледобывающих предприятиях изложены в таблице 4.
