CC BY
52
----------------------------------- © Л.А. Пучков, С.В. Сластунов,
2005
УДК 622.411.33:533.17
Л.А. Пучков, С.В. Сластунов
МЕТАНОБЕЗОПАСНОСТЬ - АКТУАЛЬНАЯ ЗАДАЧА ПОДЗЕМНОЙ УГЛЕДОБЫЧИ. РЕАЛЬНЫЕ ПУТИ РЕШЕНИЯ ОСНОВНЫХ ПРОБЛЕМ УГОЛЬНОГО МЕТАНА
Яастоящая статья написана по итогам ежегодной международной выставки - ярмарки «Экспо-Уголь-2004» и научно-практической конференции «Энергетическая безопасность России. Новые подходы к развитию угольной промышленности», которые проходили с 14 по 17 сентября 2004 года в Кузбассе (г. Кемерово). Представленный на выставке цикл работ ученых МГГУ «Извлечение и утилизация шахтного метана» (авторы Пучков Л.А., Сластунов С.В., Каркашадзе Г.Г., Коликов К.С., Королева В.Н., Фейт Г.Н.) получил самую высокую оценку и был награжден Золотой медалью и Дипломом первой степени.
Газоносные угольные месторождения во всем мире считаются нетрадиционными источниками углеводородных газов. Угольный метан в пересчете на условное топливо занимает в мире 3-4 место после угля, нефти и природного газа. Прогнозные ресурсы метана угольных месторождений России оцениваются по различным источникам в пределах 50-80 трлн м3, что близко к запасам традиционных газовых месторождений страны. В освоенных угледобычей регионах содержится до глубины 1800 м не менее 15 трлн м3, в том числе в Кузбассе 13 трлн м3.
Основная проблема угольного метана - метанобезопасность угольных шахт. Достаточно напомнить, что в последние годы на шахтах России произошло более 20 крупных взрывов метана, погибло более 300 человек.
В настоящее время практически все угледобывающие предприятия имеют своих хозяев - владельцев шахт и разрезов. К сожалению, нынешних хозяев в первую очередь интересует сиюминутная прибыль. Сколь либо существенной заинтересованности в обеспе-
чении безопасных условий труда нет. Дегазация высокогазоносных пластов осуществляется в крайне недостаточном объеме. В этих условиях существует постоянный риск аварий и катастроф. Решение этого вопроса, с нашей точки зрения, может лежать в законодательной области. Возможно, по аналогии с законодательной практикой США, где нарушение правил безопасности влечет за собой неотвратимое и серьезное наказание вплоть до тюремного заключения. В настоящее время можно констатировать лишь то,что объемы работ по дегазации на шахтах России крайне недостаточны, в Кузбассе за последние годы они снизились более, чем в 2 раза.
При создавшейся ситуации взрывы метана со всеми трагическими последствиями будут неизбежно продолжаться.
К сожалению, разрешение этой давно очевидной катастрофической ситуации недопустимо растянулось во времени. Еще в 1999 г. Министр топлива и энергетики России издал приказ № 128 от 19.04.99 «Об организации работ по проблеме «Метанобезопасность», где предусматривалось по линии Углекоми-тета финансирование за счет средств господдержки в рамках плана НИОКР научно-технических разработок по извлечению и использованию метана на действующих и закрываемых шатах России. Также предусматривалась реализация инвестиционных проектов по проблеме «Метанобезопаснсость» в приоритетном порядке для угледобывающих предприятий Кузнецкого и Печорского угольных бассейнов. Предусматривалось также создание в Кузбассе и Воркуте специализированных структурных подразделений по решению всего комплекса метановых проблем в бассейнах. Тогда же была разработана Программа научно-исследовательских, опытноконструкторских и строительно-монтажных работ по проблеме «Метанобезопасность», согласованная с Госгортехнадзором России и утвержденная руководителем Углекомитета, однако централизованного финансирования обеспечено не было. И это притом, что у разработчиков программы, в первую очередь у МГГУ, были готовые к реализации научные и проектные разработки.
Эффективное развитие работ по извлечению и использованию метана из угольных месторождений сдерживается рядом факторов, основными из которых являются:
• незаинтересованность частных угольных компаний в масштабных инвестициях для обеспечения метанобезопасности угледобычи, а следовательно, отсутствие необходимой технической ба-
зы, материальных стимулов, целенаправленной работы по обучению и повышению квалификации кадров, снижение требований к качеству и объемам дегазации;
• ограниченность финансовых средств: все работы по проблеме ориентированы только на бюджетные источники; рынок метана не создается; диверсификация угольного производства не направлена на создание экономически выгодных проектов дегазации и использования метана с привлечением инвестиций коммерческих структур;
• отсутствие специализированных структур, обеспечивающих выполнения работ по извлечению и использованию метана;
• разобщенность научно-технических работ: создание и внедрение новой техники и технологии дегазации и использования метана осуществляется в рамках параллельных программ и проектов без единого научного и организационного руководства.
Попытки реанимировать программу «Метанобезопасность» в 2004 г. под руководством управления угольной промышленности «Росэнерго» при всем понимании катастрофичности ситуации пока остаются лищь намерениями.
Необходимым и насущным является организация руководства по реализации комплексных проектов, включающих в себя следующие основные разделы:
1. Заблаговременная дегазационная подготовка (ЗДП) неразгруженного углегазоносного массива скважинами с поверхности (за 5-7 лет).
2. Предварительная дегазационная подготовка (ПДП) неразгруженного углегазоносного массива скважинами с поверхности (на столбы или их контуры).
3. Дегазация разгруженного углегазоносного массива (в увязке с горными работами по добыче угля).
4. Утилизация угольного и шахтного метана.
5. Разработка эффективных схем вентиляции с учетом динамики отработки месторождения (моделирования, системное представление).
6. Контроль метанобезопасности при ведении горных работ.
Обеспечение метанобезопасности при подземной разработке
высокогазоносных угольных пластов - безусловна актуальнейшая задача сегодняшнего дня. Не решать ее на всех уровнях - полная
безответственность, как со стороны руководителей угольной отрасли, так и со стороны руководителей регионов, собственников угледобывающих предприятий, специалистов и ученых.
Вторая по значимости проблема - повышение эффективности добычи угля. Эта проблема связана с тем, что на особо опасных по газу и пыли шахтах нагрузки на очистные забои в 1,5-2,0 раза ниже технологически возможных.
В настоящее время во всех угольных бассейнах СНГ практически завершается реструктуризация угольной отрасли. Один из результатов реструктуризации - существенное увеличение нагрузок на очистные забои. Только таким образом могут быть обеспечены экономически состоятельные показатели угледобычи. Однако, существенное увеличение нагрузок возможно лишь при решении задачи обеспечения эффективной дегазации.
В Карагандинском угольном бассейне суточные нагрузки на очистной забой после реструктуризации шахт составляют от 5-7 до 17, 5 тыс. т в сутки. Еще большие нагрузки на шахте «Распадская» в Кузбассе. При такой массе разрушаемого угля выделяются такие огромные объемы метана, что не только средствами вентиляции, но и применением самых эффективных комплексных схем дегазации (например, в Караганде это и подземная пластовая дегазация, дегазация выработанного пространства вертикальными скважинами с поверхности, дегазация из подземных выработок скважинами в купола обрушения, газоотсос из-за перемычек и т.д.) с эффективностью до 70-80 %, не представляется возможным обеспечить безопасные условия труда шахтеров. Обеспечения указанного уровня нагрузок на очистные забои невозможно без эффективной дегазации разрабатываемого пласта.
Целесообразность проведения заблаговременной дегазационной подготовки (ЗДП) не всегда была очевидна. На многих шахтах других бассейнов она не очевидна и сегодня. В первую очередь это связано с достаточно большими капиталовложениями, которые могут окупиться лишь через 3-5-10 и более лет. Кроме того, вызывало сомнения надежность достижения необходимой эффективности, что связано с тем, что скважины по экономическим соображениям бурятся на расстоянии 250-300 м друг от друга и между ними могут оставаться необработанные и, следовательно, не дегазированные участки пласта. Особенно опасно это с позиций обеспечения выбросоопасно-сти.
В настоящее время на эти вопросы в Карагандинском угольном бассейне получены определенно положительные ответы.
Основной объем угледобычи в Карагандинском угольном бассейне приходится на Угольный Департамент ОАО «ИСПАТ -КАРМЕТ», в собственность которого в 1996 году перешло 15 из 26 угольных шахт. При этом были реализованы мероприятия по концентрации горного производства. Путем объединения шахтного фонда количество шахт в настоящее время сокращено до 8. Угольным Департаментом ОАО «ИСПАТ - КАРМЕТ» взято направление на отработку рентабельных высокопроизводительных очистных забоев с переходом к более совершенному по уровню концентрации и интенсификации горных работ, технологическому процессу «шахта
- лава».
Среднемесячная нагрузка на очистной забой на шахтах постоянно и существенно возрастает - на шахте «Саранская» она достигла 220 тыс. т в месяц (комбайн SL-500 - Германия, комплекс КМ-144), на шахте «Тентекская» - 412 тыс. т в месяц (комбайн SL-300, комплекс 2 УКП-70).
В этих условиях резко повышается абсолютная газообильность выемочных участков и только комплексная дегазация позволяет ведение горных работ с высокими технико-экономи-ческими показателями. Но даже при эффективности комплексной дегазации в 7580 % абсолютное газовыделение в атмосферу шахты достигает 30 м 3 в минуту и сдерживает интенсивность отработки угольного пласта (табл. 1). Достигнутая в настоящее время эффективность комплексной дегазации в значительной мере определяется глубокой дегазацией выработанного пространства. Однако с ростом нагрузки на очистной забой резко возрастает вклад метана, выделяющегося из разрабатываемого пласта и разрушаемого в забое угля. Дальнейшее совершенствование дегазации в условиях роста нагрузок на очистной забой свыше 4-5 тысяч т в сутки возможно только за счет извлечения метана непосредственно из разрабатываемого угольного пласта.
Таблица 1
Исследования структуры газового баланса очистных забоев с комплексной дегазацией
Шахта, лава Нагрузка на очистной забой, т/сут Съем метана вентиляцией, м3/мин Съем метана дегазацией, м3/мин Абсолютная газо-обильность участка, Эффективность комплексной дегазации %
Выработанное пространство Пластовые скважины* ГРП м3/мин
Костенко 28-к 10 -Ю 1500-1800 10-12** 14-16 - - 24-28 53-58
Им. Ленина 303-д 6-1В 1900-2100 15-16 16-18 5-6 5-6 41-46 63-70
Абайская 321-к 10 -С 2100-2800 9-11 40-50 4-5 - 53-66 65-80
Саранская 62-к 10-1В 3600-5600 24-30** 60-68 4-6 - 90-104 60-75
Примечание: * в пересчете на снижение газоносности пласта;
**- с учетом извлечения метана из выработанного пространства ВМЦГ и за счет общешахтной депрессии
Пластовая дегазация угольного пласта из подземных выработок имеет определенные ограничения по эффективности, что связано с ограниченным временем функционирования пластовых скважин, снижением проницаемости пласта с увеличением глубины его залегания и невозможностью проведения мощных активных воздействий на толщу из-за близости горных выработок к объекту дегазации.
Проведенная оценка необходимой величины снижения газоносности показала, что при газоносности пласта 20-25 м3/т на глубине свыше 500 м и при нагрузках на лаву свыше 4000 - 5000 т в сутки необходим дополнительный способ дегазации, которым является заблаговременная дегазационная подготовка угольных пластов, проводимая за несколько лет до начала их отработки (табл. 2).
Из табл. 2 видно, что для обеспечения нагрузки на лаву 4000, 5000, 6000 т/сут требуется дополнительное снижение газоносности пласта на 3,0; 4,8 и 6,0 м3/т соответственно.
Таблица 2
Оценка необходимой величины снижения газоносности разрабатываемого пласта
Суточ- Газонос- Газовыде- Максималь- Предель- Требуе-
ная на- ность пла- ление из ный съем ме- ные воз- мое до-
грузка ста на глу- пласта, тана пласто- можности полни-
на лаву бине 600 м, разрабаты- вой дегазаци- съема ме- тельное
т/сут м3/т ваемого ей тана венти- снижение
очистным забоем, м3/мин м3/т м3/ми н ляциеи, м3/мин газонос- ности пласта, м3/т
3000 25,0-31,2 6,2 -
4000 20-25 33,4-41,6 3 8,3 25 3,0
5000 41,6-52,0 10,4 4,8
6000 50,0-62,5 12,5 6,0
Опыт освоения скважин ЗДП с использованием активных воздействий показывает, что данная технология может обеспечить 50процентное снижение природной газоносности и извлечение на поверхность 6-9 м3/т. Общее снижение газовыделения в горные выработки может быть снижено на 11-12 м3/т с учетом специальных дополнительных воздействий (например, гидровоздействие в режиме
фильтрации на последней стадии работ), обеспечивающих повышение остаточной газоносности угля за счет блокирования метана в мельчайших порах и трещинах пласта.
Третья проблема угольного метана - проблема его использования с целью повышения рентабельности угледобычи. Расчеты показывают, что за счет использования каптируемого газа может быть сэкономлено до 75 % топлива, расходуемого на выработку электроэнергии, потребляемой шахтами.
На шахтах СНГ использование метана ограничивается его сжиганием в шахтных котельных, иногда для подогрева шахтных стволов в зимний период. Шахтный метан используется в Печорском угольном бассейне (до 50 %), в Донецком (до 40 %) и Карагандинском (до 30 %) , в остальных бассейнах (и, к сожалению, в Кузбассе) практически не используется. В то же время за рубежом использование шахтного метана составляет 80-90 %. Метан может использоваться для выработки электроэнергии, в качестве моторного топлива, для производства сажи, красителей, в химической и биохимической отраслях.
Четвертая проблема угольного метана - экологическая. В СНГ на шахтах выделяется около 8 млрд м3 метана. За последние 40 лет выделение метана в атмосферу из шахт Кузбасса возросло в 8 раз, шахт Воркуты - в 4 раза. Известно, что метан - активный парниковый газ, его выделение ведет к образованию фотохимического смога в городах, негативно влияет на состояние озонового слоя.
Серьезность этого положения стало понятно большинству стран в мире, результатом чего явилось подписание Киотского протокола (1997 г.). Ратификация этого протокола в России в 2004 г. может существенно в положительном направлении изменить отношение к метановым проблемам, так как сможет обеспечить экономическую состоятельность работ по извлечению и использованию угольного метана.
Климатологи межправительственной группы экспертов по проблемам изменения климата ІРСС определили, что для стабилизации концентрации парниковых газов на современно уровне, необходимо сокращение выбросов двуокиси углерода более чем на 60 %, метана на 15-20 %, закиси азота на 70-80 %, фторхлорулеродов на 70-85 %. Оценки специалистов Агенства по охране окружающей среды США (ЕРА) практически совпадают с этими величинами.
Доля двуокиси углерода и метана в потеплении климата составляет соответственно 50 и 20 %. При этом соответствующая доля эмиссии антропогенных источников этих газов около 7 и 70 % от глобальной.
Этим объясняется большой интерес в настоящее время к проектам использования метана.
В соответствии с п.12 ст.3 Киотского протокола "Любые сертифицированные единицы сокращения выбросов, которые какая-либо Сторона приобретет у другой Стороны в соответствии с положениями статьи 12, прибавляются к установленному количеству приобретающей Стороны"
Это положение является базовым для развития системы торговли квотами на выбросы парниковых газов. Обнадеживающим фактом является проведение в начале 2005 г. первых сделок по продаже квот в Европе. Уровень цены - 8 Евро за 1 т эквивалента СО2 .
Кроме этого существует, давно и серьезно обсуждается еще одна проблема - проблема промышленного освоения ресурсов угольного метана. В последние годы угольный метан попал в сферу интересов ОАО «Газпром». На открытии выставки - ярмарки «Экспо - Уголь - 2003» глубокоуважаемый нами заместитель губернатора Кемеровской области В.П.Мазикин декларировал начало работ по опытно-промышленной добыче метана в Кузбассе, широком их развертывании в 2005-07 гг. с достижением ежегодной добычи на уровне 3-5 млрд м3/год. Основанием для этого, по всей видимости, явилось разработанное ТЭО, где принимался средний дебит добывающих скважин от 25 до 40 тыс. м3/сут и добычу 150 млн м3 из одной скважины с эффективным функционированием последней в течение 20 лет.
Все эти цифры требуют серьезного обоснования, которого, к сожалению, пока нет. Единственным обоснованием возможности достижения таких дебитов является опыт функционирования газодобывающих скважин на одном из участков в бассейне Сан-Хуан (США). Однако аналогия между бассейном Сан-Хуан и Кузбассом явно некорректна. Уникальность геологии бассейна Сан-Хуан общеизвестна - ниже угольных пластов во множестве сланцевых резервуаров находится нефть и газ. В этой ситуации может иметь место перебуривание свиты угольных пластов до скоплений газа, либо идет постоянная подпитка газом вышележащего угленосного массива. Именно этим может объясняться тот факт, что в Сан-Хуане
добывается газа значительно больше, чем предопределено природной газоносностью собственно угольных пластов.
История открытия углегазового месторождения Сан - Хуан известна. В процессе добычи нефти при перебуривании скважинами угольных пластов были зафиксированы аномально-мощные газопроявления. В то время это расценивалось как негативный и опасный фактор. Позднее, после окончания добычи нефти, возникла идея самостоятельной добычи газа на этом же участке из угольных пластов, которая была успешно реализована.
Есть ли такие уникальные участки в Кузбассе - это вопрос. С 1961 по 1995 гг. в Кузбассе было пробурено более 66 тысяч геологоразведочных скважин, но аномальных газовых условий зафиксировано не было.
Необходимо констатировать, что по американским данным средний дебит газа в США по всем бассейнам (за исключением Сан-Хуана), где ведутся работы по добыче угольного метана и срок службы скважин - того же порядка, что мы имели при заблаговременной дегазации в Карагандинском и Донецком угольных бассейнах на шахтных полях. В этом случае некорректны утверждения о технологическом преимуществе газовых компаний США, хотя нельзя отрицать их несомненное превосходство в техническом оснащении.
Наше вполне определенное мнение заключается в том, что решение проблемы промышленной добычи метана лежит на стыке интересов газовых и угольных отраслей.
Отсюда основные выводы. Первый этап опытнопромышленных работ по добыче угольного метана следует вести на шахтных полях или резервных участках, где в том же Кузбассе сосредоточено около 270 млрд м3 метана. Целесообразность ведения работ по добыче метана именно на шахтных полях можно обосновать следующими принципиальными соображениями. Энергетический потенциал метана в природной системе «уголь - метан» в высокогазоносных угольных пластах составляет лишь 2 %. В этих условиях естественно целесообразно вести добычу угля и попутно добывать угольный метан. Вести дорогостоящие работы по добыче метана в удаленных от угледобычи районах имеет смысл только в том случае, когда этот потенциал составляет не 2 %, а, скажем, 8090 %, но в этом случае следует говорить не о добыче метана из угольных пластов, а о разработке микрогазовых месторождений,
расположенных в угольных формациях. Такие микрогазовые месторождения существуют, доказательством чего является газопродуктивный участок месторождения Сан - Хуан, где добывается более 70 % всего угольного метана, добываемого в нескольких десятках угольных месторождений США. Для развертывания работ по широкомасштабной добычи угольного метана предварительно следует научиться находить такие участки без проведения широкомасштабных дорогостоящих геолого-разведочных работ и оценивать потенциальные запасы таких микрогазовых месторождений. В этом случае ТЭО промышленной добычи метана должно базироваться не на общих запасах метана во всем бассейне, а только на запасах свободного газа в микроуглегазовых месторождениях. Такие запасы газа, безусловно, существенно меньше, нежели общие запасы угольного метана в Кузбассе, чему доказательством является приведенные выше цифры по проведенным геологоразведочным работам более чем за 30 лет. Необходимо также оценивать существенные затраты на то, чтобы добывать метан в удаленных, не имеющих соответствующей инфраструктуры (подъездные пути, водопровод, газопровод, энергоснабжение и др.) районах угольных месторождений. Безусловно, что ТЭО должно проходить серьезную независимую экспертизу.
При предлагаемой нами организации работ по добыче метана на шахтных полях можно комплексно решать задачу обеспечения метанобезопасности, эффективности угледобычи и промышленной добычи метана. При этом решается и важнейшая экологическая проблема - метан не попадает в атмосферу, а полезно используется. Кроме этого экономическую состоятельность данных работ возможно обеспечить, организуя секвестирование углекислого газа от промышленных предприятий в угольных пластах. По Киотскому соглашению секвестирование 1 т углекислого газа будет приносить до 10 Евро. Закачка СО2 может осуществляться как в рабочие, так и в нерабочие пласты, причем закачка в угольные пласты углекислого газа имеет и то преимущество, что обеспечивает дополнительное извлечение метана из угольных пластов. Указанная технология в России запатентована нами и уже применяется в США. По американским данным закачка СО2 в угольные пласты позволяет увеличить эффективность извлечения метана с 50 до 90 %.
В печати сообщалось, что президент США Д.Буш выделил 1 млрд долларов на пятилетнюю программу по разработке чистой
технологии сжигания угля. Утилизация СО2 - ключевая проблема. Секвестирование СО2 в угольных пластах -наиболее реальная технология. Это во многом объясняет то, что проблеме закачки СО2 в угольные пласты, исследованиям изменения газопроницаемости угольных пластов в процессе и после закачки, изучение вопросов сорбции и замещения газов в сорбционных объемах угля посвящено огромное количество докладов на представительных международных форумах «Углеметан 2003» и «Углеметан - 2004», которые теперь проводятся в Алабаме ежегодно.
Дополнительным преимуществом развития работ на шахтных полях является то, что добыча метана может вестись на всех стадиях отработки шахтных полей, а именно, до начала ведения горных работ из неразгруженных угольных пластов, из выработанного пространства шахты в период ведения горных работ и из выработанного пространства закрывающихся шахт.
Мы, конечно, отдаем себе отчет в том, что заинтересовать в этих работах владельцев угледобывающих предприятий - задача в настоящее время практически неразрешимая. Об этом уже говорилось выше в этой статье. Скорее всего решение опять может лежать в законодательной области. В этом случае опыт США весьма полезен. Там угледобычу в соответствие с законом можно вести лишь на пластах с газоносностью не более 9 м3/т. Отсюда одна из составляющих их заинтересованности в проведении дегазационных работ с использованием скважин с поверхности с промышленно значимой добычей угольного метана. В России принятие такого закона без сомнения найдет сильное противодействие. Вероятно, разумнее всего было бы отсроченное принятие такого закона ориентировочно в следующем виде. Запрет на ведение горных работ на пластах с газоносностью выше 14 м3/т с 2010 г., 12 м3/т - с 2012 г., 10 м3/т - с 2015 г.
И последнее. Очень хотелось бы, чтобы в работах по заблаговременной дегазации угольных пластов и добычи угольного метана был востребован многолетний опыт наших угольщиков по заблаговременному извлечению метана из угольных пластов, а не связывались все надежды только с американскими газовыми компаниями и поиском «сладких участков» вдали от шахтных полей, в роде Тал-динской площади в Кузбассе. Для этого пока нет абсолютно никаких объективных причин.
Одним из ключевых организационных моментов решения метановых проблем является создании специализированных бассейновых структур по извлечению и использованию угольного метана по аналогии с управлением «Спецшахтомонтаждегазация» в Карагандинском бассейне. УСШМД более 30 лет успешно решает весь комплекс метановых проблем в бассейне, обеспечивает эффективность дегазации 60-80 %. Притом, что доля затрат на дегазацию в себестоимости добычи угля составляет 0,7 %, при ежегодных затратах в бассейне на дегазацию 1,5 млн долларов, прибыль шахт только от дегазации составляет 9 млн долларов, а главное, обеспечивало до настоящее время высокий уровень метанобезопасности.
Развертывание промышленной добычи метана в России и в Кузбассе, и в Воркуте - актуальная задача сегодняшнего дня. Еще более актуальная задача - обеспечение метанобезопасности угольных шахт. Правильной организации комплексного решения этих задач и посвящена настоящая статья.
— Коротко об авторах -----------------------------------------------
Пучков Л.А. - чл.-корр. РАН, ректор Московского государственного горного университета,
Сластунов С.В. - профессор, доктор технических наук, проректор по научной работе Московского государственного горного университета.
