CC BY
46
^Проблема обеспечения газобезопасности освоения
I Iместорождений твердых полезных ископаемых в условиях газонефтеносности вмещающих массивов по своей сложности может быть отнесена к разряду уникальных в горном деле, таких как борьба с внезапными выбросами угля и газа и горными ударами. Ее решение актуально для ряда горнопромышленных регионов [1]. К таким регионам относятся Якутская алмазоносная провинция, Верхнекамский соленосный бассейн, Ухтинский нефтерудный район, а также Среднеазиатская урановая территория (уже отработанная).
Основными видами опасностей, возникающих при освоении газонефтеносных месторождений, являются газодинамические проявления в виде выбросов флюидов (газ, вода, нефть) и пород, газоотдачи в окружающую среду излившейся нефти, вод и битуминозных пород, испарений легких фракций нефти, образование взрывчатых газовоздушных смесей, создание пожароопасной обстановки. Факторами, определяющими характер опасностей и сложность их предупреждения, являются состояние нефти, ее свойства, баротермические условия флюидонасыщения, распределение газонефтеносных скоплений в массиве и их пространственное расположение относительно выработок рудников.
Нефтеносные породы по состоянию углеводородного вещества, содержащегося в них, можно разделить на три группы: газонефтеносные, содержащие жидкую подвижную нефть; полунефтеносные, содержащие неподвижную жидкую нефть; битуминозные, содержащие нефтеподобные вещества в твердом состоянии (озокерит, асфальтит, пленки и вкрапления в порах и трещинах). Независимо от характера неф-тенасыщения в этих породах содержатся природные газы, в основном углеводородные, но иногда с примесями водорода, сероводорода и других газов. Газы находятся в свободном и растворенном состояниях как в нефтях, так и сопутствующих им водах.
Основные количества углеводородных газов, представ-лен-ных в основном метаном, находятся в растворенном в нефти состоянии, так как их растворимость в ней на несколько поряд-ков выше, чем в водах. Газоносность жидких нефтей зависит от давления и свойств нефти и может достигать
80-120 кубических метров на кубический метр нефти. Газоносность неподвижной нефти и твердых битумов, являющихся, как правило, продуктами процессов преобразования жидкой нефти, в результате которых теряются ее подвижные компоненты, включая газ, отличается низкими величинами (озокерит) или даже полной потерей газовой фазы (асфальтит).
Характерным для нефтяных месторождений является наличие свободных газовых скоплений либо в виде "газовой шап-ки” в верхней части пласта, либо во вмещающих отложениях с низкой для нефти проницаемостью, либо в отдельных локальных структурно-стратиграфических ловушках. Во всяком случае, при разведке и освоении нефтяных месторождений наряду с обычным совместным выделением нефти и газа, как правило, отмечаются чисто газовые выделения. Поэтому при оценке возможных масштабов газовыделений из нефтеносных и вмещающих их пород следует рассматривать как однофазную, так и двухфазную фильтрацию.
Нефтегазовыделения нередки при ведении горных работ. Это прежде всего подземная добыча нефти, в том числе в шахтах Ярегского месторождения, разработка озокерито-вых месторождений Предкарпатья и Средней Азии. Из рудных месторождений, освоение которых сопровождалось значительными нефтегазопроявлениями, известны урановые и сер-ные в Средней Азии, кимберлитовые трубки в Якутии, нефтяные шахты Ярегского месторождения, в которых наряду с подземной добычей нефти ведется в опытном порядке последующее извлечение титанонефтеносного песчаника в качестве рудного сырья, и соляные шахты Верхней Камы (см. таблицу).
Наиболее интенсивные и опасные газопроявления, в том числе и динамические, имели место в рудниках Средней Азии и шахтах Ярегского месторождения, а из разведочных скважин - на трубках Якутии [2-5].
61
Степень газоопасности освоения нефтерудных месторождений зависит от конкретных природных и горнотехнических условий. Наиболее опасны работы на рудных месторождениях, залегающих в коллекторах (или в непосред-
ственной близости от них), насыщенных “легкой” нефтью, когда наряду с поступлениями углеводородных газов и нефти происходят значительные выделения легковоспла-меняемых и токсичных бензиновых паров. Несколько менее опасны горные работы в породах, содержащих “тяжелую’ и вязкую нефть, вследствие более медленного ее притока и отсутствия выделений паров бензина. Наиболее низкие газовыделения имеют место при ведении горных работ по породам, содержащим твердые битумы.
Своеобразный характер газоопасности представляет освоение месторождений твердых полезных ископаемых одновременно с залегающими вблизи от них (по разрезу или площади) нефтегазовых месторождений (соляные месторождения Верхней Камы, кимберлитовые трубки Мирнинского района Якутии).
Примерами горных работ в весьма опасных нефтегазовых условиях являются разработка серных и урановых залежей Средней Азии [2, 3] и шахтная добыча нефти на Ярег-ском нефтетитановом месторождении [4, 5].
В Средней Азии рудоносные залежи и вмещающие их карбонатные породы оказались насыщенными нефтью, водой и углеводородными газами с примесями сероводорода. Нефть легкая, содержит значительное количество бензиновых фракций. Давление жидкостей и газов в продуктивных пластах известняка и подстилающих их песчаниках составляло до 2,0-6,4 МПа. Освоение этих месторождений без предварительной дегазации сопровождалось выбросами воды, нефти и метановых газов из разведочных скважин (до 250 м3/сут жидкости, в том числе нефти до 45 т/сут, и до 56000 м3/сут газа), интенсивными притоками нефти (до 1920 т/сут) и выделениями газов в стволы шахт при их проходке, а также выбросами песчаников (до 380 м3) и нефтяных газов при проведении других выработок. Только с использованием предварительной и опережающей дегазации массива удалось отработать эти месторождения при выполнении комплекса дополнительных мероприятий газового режима. Даже после проведения предварительной дегазации массива газообильность рудников была очень высокой. Дебит выделяющихся углеводородных газов дос-
тигал 6250 м3/сут, при этом выделение бензиновых паров доходило до 1500 м3/сут. Удельное выделение углеводородных газов и паров с 1 м2 площади обнажения газонефтеносных пород и руд изменялось от 0,002 до 0,07 м3/сут.
С 1939 г. Ярегское титанонефтеносное месторождение эксплуатируется как подземный нефтепромысел тремя шах-тами. Продуктивный пласт песчаника пологого падения мощ-ностью 26 м залегает на глубинах 180-200 м. Нижняя часть пласта мощностью 9-12 м имеет промышленное содержание нефти и титана. Начальное пластовое давление составляло 0,8-1,3 МПа. Нефть тяжелая, удельная масса 0,94 г/см2, высоковязкая и не содержит бензиновых фракций. Месторождение характеризуется режимом растворенного газа. Газ представлен метаном на 93-95 % с примесями углекислого газа (1,2-3,7 %), азота (1,4-2,5 %) и гомологов метана (0,2-0,8 %). Метаноносность нефти в пластовых условиях при давлении 1,1-1,3 МПа и температуре 6 0С составляет 10 м3/м3.
Шахтная добыча нефти осуществляется уклонно-скважин-ной системой, при которой пласт вскрывается уклонами, из последних пробуриваются скважины по пласту. Скважины эксплуатируются самоизливом и с помощью эрлифта и паро-прогрева пласта. На шахте одновременно в эксплуатации находится 15-20 тыс. скважин диаметром 200 мм и длиной до 350 м каждая. Период действия скважины достигает двух лет. Дебит нефти из отдельной скважины в первые дни достигал 100 т/сут, а средний дебит составлял 0,2-0,25 т/сут. Максимальная добыча нефти в одной шахте достигала 390 тыс. т/год.
Метанообильность шахт Яреги очень высокая и составляет 20-80 тыс. м3/сут или в относительных величинах 110-200 м3/т нефти. Выбросы газов происходят довольно часто как из поверхностных, так и подземных скважин. Из-за интенсивных газовыделений многие разведочные скважины не добурены до проектной глубины. Наиболее интенсивны газовыделения из подземных скважин. Дебит метана из одной скважины достигал 60 тыс. м3/сут.
При этом средний дебит метана из эксплуатационных сква-жин составлял 50-150 м3, а в трещиноватых зонах -
1000 м3 при колебаниях от 200 до 2000 м3 на каждую тонну поступившей из них нефти. Средняя газоотдача 1 м2 обнаженных выработками поверхностей пласта составила 0,15 м3/сут при начальной - 0,43 м3/сут и конечной - 0,07м3/сут.
За период нефтедобычи пласт подвергается сильной Де-га-зации, хотя подавляющее количество нефти в нем остается. До 80 % содержавшегося в нефти метана выделяется при эксплуатации пласта-коллектора, а пластовое давление снижается до 0,2 МПа.
В связи с тем, что в результате добычи нефти произошла существенная дегазация пласта, при последующем извлечении слагающего его песчаника в качестве титановой руды не следу-ет ожидать значительных выделений метана. Метано-обильность рудника будет обуславливаться в основном спокойной газоотдачей пласта и отбитой руды. Прогноз ожидаемой метанообильности титанового рудника, сделанный по начальной интенсивности газоодачи свежеобнаженной поверхности нефтяного пласта 0,15 м3/сут м2, показывает, что выделения метана в нем составят не более 3-4 м3/т руды. Нетрудно представить, какая высокая была бы метанообиль-ность рудника без предварительной добычи нефти, приведшей к дегазации пласта и вмещающего массива.
Верхнекамское месторождение калийных солей представлено мощной (450 м) соляной толщей, в верхней части которой развита многопластовая залежь калийно-магниевых солей мощностью 80 м. Ниже соляной толщи на глубине 1,52,3 км залегают нефтеносные пласты. В настоящее время проводится одновременная шахтная добыча калийных солей и скважинная разработка нижележащего нефтегазового место-рождения.
Исследованиями ГИ УрО РАН установлено, что одновременная разработка этих территориально-совмещенных месторождений разнофазных полезных ископаемых не оказывает существенного геомеханического влияния друг на друга [6]. Для предотвращения возможных прорывов взрыво-и пожароопасных флюидов из нефтедобывающих скважин в выработки калийных рудников разработаны правила безопасности, основными требованиями которых является распо-
ложение эксплуатационных скважин за пределами охранной зоны в 500 м [7].
Кимберлитовые трубки Якутии расположены на территории нефтегазоносной провинции [8]. Во вмещающих трубки породах залегает несколько непромышленных газонефтеносных горизонтов. Нефть находится в жидком, полужидком и твердом состояниях в зависимости от температуры пород, которая в пределах проектируемой глубины горных работ до 1500 м изменяется от -3 до +5 0С. Пластовые давления ниже толщи многолетнемерзлых пород близки к гидростатическим. Природные газы нефтегазоносных горизонтов представлены метаном и его гомологами. Только в Мирнинском районе выявлено промышленное Иреляхское нефтегазовое месторождение, продуктивные коллектора которого расположены на глубинах 2,0-2,1 км на расстоянии 1,6 км от трубки "Мир” и 7 км от трубки “Интернациональная”.
При бурении густой сети геологоразведочных скважин на месторождениях трубок “Удачная”, “Мир” и “Интернациональная” было отмечено несколько случаев кратковременных и интенсивных выделений газа и только два мощных выброса углеводородных газов. Один случай произошел на трубке “Удачная” из скважины, вскрывшей в кимберлитах газовое скопление, приуроченное к подошве многолетнемерзлых пород (глубина 400 м). Первоначальный дебит газа составил здесь более 42 тыс. м3/сут. Второй мощный выброс с длительным последующим газовыделением (более 4 мес) имел место в Мирнинском районе из нефтепоисковой скважины, бурившейся в 5 км от трубки “Мир”. Это фонтанное выделение было приурочено к нефтегазоносному горизонту на глубине около 900 м. Первоначальный дебит метана достигал 30 тыс. м3/сут.
Проблема газобезопасного освоения подземным способом глубоких горизонтов кимберлитовых трубок Якутии в пределах их залегания в слабонефтеносных интервалах вмещающих пород решается выполнением Специальных мероприятий газового режима, разработанных для каждого рудника в соответствии с требованиями правил безопасности и с учетом конкретных гео- и техногенных условий . Мероприятия корректируются ежегодно на основе результатов
контроля загазованности рудничной атмосферы и газонеф-тепроявлений при ведении горных работ.
Недостаточно выясненной остается вероятность прорывов флюидов в кимберлитовые рудники Мирнинского района при одновременном их строительстве и эксплуатации и разработкой соседнего Иреляхского нефтегазового месторождения. Проведенная в ИПКОН РАН оценка геомеханического влияния проектируемой до глубины 1,5 км разработки трубок "Мир” и “Интернациональная” на окружающий массив показала отсутствие надрабатывающего воздействия на коллектора Иреляхского нефтегазового месторождения. Однако приуроченность продуктивных залежей последнего к тектоническим нарушениям, проходящим и по вмещающим породам трубки “Мир”, требуют дополнительного изучения влияния эксплуатации этого нефтепромысла на окружающий массив и последующей корректировки как технологий добычи нефти, так и мероприятий газового режима освоения трубки “Мир” подземным способом.
Проведенное рассмотрение практики освоения газонеф-те-носных рудных месторождений показывает возможность их газобезопасного освоения даже в очень сложных условиях флю-идонасыщения продуктивных и вмещающих массивов. Основными успехами в решении этой проблемы являются результаты своевременного квалифицированного изучения особенностей газонефтеносности конкретного месторождения и знание богатого опыта горнодобывающей промышленности в этой области. В связи с большим разнообразием условий нефтеносности рудных месторождений и технологических особенностей их освоения действующими правилами безопасности рекомендуется разрабатывать для каждого газового рудника “Специальные мероприятия газового режима горных работ”, которые должны корректироваться ежегодно с учетом выявившихся изменений гео- и техногенных факторов.
------------------------------------ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Матвиенко Н.Г., Зимаков Б.М. Основы безопасного освоения газоносных рудных месторождений. Горный журнал, 2005, № 4. - С.78-80.
2. Мельников Н.В. К вопросу о специальном режиме разработки месторождений серных руд. Безопасность труда в горной промышленности. 1937, № 12. - С.124-21.
3. Цыгалов М.Н. Исследование основных особенностей и изыскание путей усовершенствования подземной разработки сложных рудных нефтегазоносных месторождений / Автореферат дисс. канд.техн. наук. -Магнии-тогорск, 1961. -22с.
4. Калимов Ю.И. Состояние проветривания на нефтешахтах. /Бюллетень технико-экономической информации “Народное хозяйство Коми АССР”, Сыктывкар, 1958. -С.44-46.
5. Матвиенко Н.Г., Чубуков М.П., Цибизов В.А. Газообильность нефтяных шахт Ярегского месторождения Ухты. /Вопросы борьбы с рудничными газами и пылью. М.: Издание ИФЗ АН СССР. 1972. -С. 93-106.
6. Красноштейн А.Е., Барях А.А., Самоделкина Н.А., Федосеев А.К. Техногенное воздействие территориально-совмещенной разработки месторождений полезных ископаемых на состояние горного массива. //Сборник докладов международной конференции “Освоение недр и экологические проблемы - взгляд в ХХ1 век”. - М.: Изд-во Академии горных наук. 2001. - С. 274-282.
7. Правила промышленной безопасности при освоении месторождений нефти на площадях залегания калийных солей (ПБ 07-436-02). Серия 07. Выпуск 5. /Колл.авт. -М.: Госгортехнадзор России, 2002. -20с.
8. Матвиенко Н.Г. Проблемы газобезопасности алмазных рудников Якутии /Актуальные проблемы разработки кимберлитовых месторождений: современное состояние и перспективы решения. - М.: Издательский дом “Руда и металлы”, 2002. -С. 169-174.
|— Коротко об авторах-------------------
Матвиенко Н.Г., Зимаков Б.М. - ИПКОН РАН.
