CC BY
42
СЕМИНАР 6
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ «НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 98» МОСКВА, МГГУ, 2.02.98 - 6.02.98
И.А. Павлов, Московский государственный горный университет,
Ю.В. Шувалов, Н.В. Пашкевич, Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет)
Оценка эффективности извлечения ресурсов углеводородного сырья Воркутинского месторождения
Изменение социальных условий в России 90-х годов повлекло за собой обострение кризиса многих отраслей промышленности, в том числе и угольной.
Проблемы реструктуризации для угольных бассейнов и месторождений России [1] могут быть разрешены на основе реализации проектов использования некондиционных запасов углей и метана, объединенных в единый «Проект комплексного извлечения и использования углеводородного сырья» применительно к конкретному бассейну или месторождению. Последнее объясняется особенностями географического положения, природных условий и развития инфраструктуры региона (района).
Наиболее сложным и в то же время перспективным является осуществление такого проекта в Печорском угольном бассейне, где проблемы рационального природопользования, энергоемкости извлечения ресурсов, экологичности и эффективности производства приобрели существенную остроту. Анализ реальной ситуации на шахтах ОАО «Воркута-уголь» позволяет констатировать, что технические возможности очистной техники по извлечению нагрузок на забой практически исчерпаны из-за значительного износа горношахтного оборудования и сложных условий работы забоев. Кроме организационных мер государственной поддержки и внешних инвестиций [2] повышение конкурентоспособности производства может быть достигнуто полным комплексным использованием собственных ресурсов углеводородного сырья [3], созданием новых технологий получения высо-
кокачественных продуктов, повышением безопасности и экологичности производства.
Перспективы развития региона базируются на значительных запасах твердого и газообразного топлива. Балансовые запасы угля составляют более 7 млрд т, из которых 1,7 млрд т - благоприятные для промышленного освоения. Прогнозные запасы метана до глубины 1800 м составляют примерно 200 млрд м3 с плотностью ресурсов, позволяющих отнести месторождение к разделу крупнейших [4].
В настоящее время существует несколько основных способов комплексного извлечения и исследования углеводородного сырья.
1. Традиционная (шахтная) добыча угля с применением подземных систем дегазации.
Преимущество получила дегазация подрабатываемых угленосных толщ. Дегазационные скважины на верхние спутники при применяемой бесцеликовой технологии выемки угля располагаются с фланговых вентиляционных выработок (уклонов, бремсбергов) в сторону выработанного пространства и обеспечивают высокую эффективность дегазации на период отработки как при панельном, так и при погоризонтном способе подготовки пластов, отрабатываемых столбами длиной 1000-1300 м по простиранию или падению.
Наличие поддерживаемой вентиляционной выработки с исходящей струей воздуха по всей длине выемочного столба позволяет расположить скважины вдоль плоскости разгрузки пород в зоне смещения обрушенных пород, а также разработать способы герметизации таких скважин.
Применение схемы дегазации подрабатываемых спутников позволило довести эффективность их дегазации до 80-90% и объем каптируемого метана до 30-50 м3/мин с каждого выемочного столба. В целом по выемочному участку эффективность дегазации колеблется в пределах 50-75%.
Этот способ практически не изменяет традиционную технологию добычи угля, но не позволяет утилизировать шахтный метан в полном объеме. Его характерной особенностью является то, что извлекаемый системами дегазации метан значительно разбавлен воздухом. Содержание метана в метановоздушной смеси колеблется от 10 до 60%. Транспортирование каптированного метана на значительные расстояния невозможно. Использование существующих систем разделения воздуха и метана, способных обеспечить высокую (более 96%) концентрацию последнего, требует значительных капитальных затрат.
Учитывая, что значительная часть Воркутинского месторождения находится севернее Полярного круга, наиболее простым и дешевым является метод утилизации метановоздушной смеси в местных котельных. Однако, сезонные колебания объема спроса на тепло и его низкая цена свидетельствует о его недостаточной эффективности. Постоянный рост тарифов на электроэнергию оправдывает возможность использования каптированного метана в качестве топлива для местных силовых установок (малых ТЭЦ), генерирующих электрическую и тепловую энергию. Электроэнергию можно непрерывно и независимо от сезона отдавать в электрическую систему
шахты, тем самым снижая затраты на оплату энергии, или продавать сторонним потребителям. Спрос на электроэнергию в регионе практически неограничен, позволяя утилизировать не только то количество метана, которое обеспечивает безопасность работы в шахте, но и любое большее количество, которое окажется экономически выгодным извлекать. Установка для производства электроэнергии состоит из двух компонентов: первичного двигателя -газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания и генератора переменного тока. Российская промышленность в короткий срок может наладить выпуск нескольких видов силовых установок, способных работать одинаково эффективно, используя каптированный метан с концентрацией от 6 до 100% без предварительного сжатия и повышения концентрации. Для реализации данного проекта требуются умеренные вложения, направленные на приобретение силовых агрегатов; для извлечения метана полностью пригодными являются используемые на шахтах дегазационные системы.
2. Шахтная добыча угля с заблаговременной дегазацией метана скважинами, пробуренными с поверхности. Для данного способа характерным является то, что он требует очень крупных долговременных капитальных вложений (стоимость только одной дегазационной скважины оценивается примерно в 1 млн долл. США). Однако в случае успешной разработки, учитывая масштабы запасов метана, скважинную дегазацию можно рассматривать как высокорентабельное самостоятельное производство. При использовании технологий гидрорасчленения и кавитации возможно значительно увеличить дебит скважин.
Добываемый данным способом метан имеет концентрацию близкую к 100%. Его качество ничем не уступает традиционному природному газу. Для ОАО «Воркутауголь» потенциальными покупателями газа могут стать находящиеся в этом промышленном районе ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ЦБК, цементный
завод. Г одовое потребление тепла, необходимого для нормальной работы данных предприятий, эквивалентно теплу, полученному при сжигании 1,126 млрд м3 метана в год. Экологическая чистота горения метана позволяет использовать его для целей бытового газоснабжения.
В настоящее время разработана установка для производства метанола и высокооктановых бензинов из природного газа. Данная установка состоит из двух модулей: «Химического реактора сжатия» (1 стадия - получение синтез-газа) и «Проточного каталитического реактора» (для конверсии синтез-газа в метанол) или «Специального реакторного узла» (для получения синтетического бензина). Оборудование установки имеет блочное исполнение, легко монтируется, способно работать в непосредственной близости от места добычи метана и не требует для его обслуживания персонала редких профессий. По предварительным оценкам, себестоимость производства метанола и бензина по описанной технологии существенно ниже, чем у целевых продуктов, полученных по традиционным технологиям. Постоянный рост спроса и повышение цен на бензин обеспечивают данному методу перспективность.
3. Эксплуатация газоугольных месторождений скважинным методом.
В результате постепенной отработки угля в сравнительно мощных и малозольных пластах, залегающих в относительно благоприятных условиях, дальнейшее развитие угледобычи будет сопряжено с разработкой тонких и весьма тонких высокозольных пластов на все более глубоких горизонтах. В этих условиях совершенствование технологий добычи углеводородного сырья традиционными методами не сможет привести к существенным результатам в экономическом, экологическом и социальном аспектах. Повышение производительности труда, частичное или даже полное устранение людей из шахты наряду с эффективной природоохранной системой
могут быть достигнуты посредством создания и внедрения в производство принципиально новых, нетрадиционных технологий добычи и использования угля. Только переход на нетрадиционные технологии, среди которых на первое место следует поставить скважинные методы эксплуатации угольных месторождений, позволит создать необходимые предпосылки и стимулы дальнейшего развития углеэнергетики.
Эксплуатацию газоугольных месторождений скважинным методом целесообразней всего применять для производства электрической энергии.
Метод предполагает вскрытие угольных пластов через пробуренные с поверхности скважины, через которые сначала извлекается метан, а затем производится подземная газификация. Электрогенераторы приводятся в действие комбинированной тягой тепловой электростанции и паровой турбины. Газовая турбина работает за счет тепла, отдаваемого в теплообменник генераторным газом и высокотемпературными отработками газовой турбины. Особая экономическая эффективность этого метода объясняется его ма-лооперационностью и поточностью процессов производства.
Шахты Воркутинского месторождения - весьма газообильны. Это объясняется наличием экрана из мерзлых пород, большой глубиной залегания продуктивных угленосных толщ, высокой природной ме-таноносностью угольных пластов.
Основными источниками выделения метана являются: разрабатываемый пласт (10-20%), подрабатываемые спутники (60-68%), надрабатываемые спутники (2030%). Такой газовый баланс предопределил первоочередную дегазацию подрабатываемых угольных пластов и выработанных пространств с применением фланговых схем дегазации. Такие схемы обеспечивают извлечение метана из выработанного пространства действующих и ранее отработанных лав. Важность этого определяется тем, что доля газовыделе-ния «старых» выемочных полей
составляет 20-30%. При увеличении длины выемочных столбов до 2000 м и более, а также росте нагрузки на очистной забой эффективность фланговых скважин снижается и используется более сложный метод дегазации угольной толщи по контуру выработанного пространства. Постоянное совершенствование схем дегазации на шахтах Воркуты позволило довести эффективность дегазации подрабатываемых пластов до 8095%, а в целом по выемочному участку до 50-75%.
Дальнейшее повышение эффективности дегазации возможно только за счет других источников метановыделения - надрабаты-ваемых угольных пластов. Наиболее актуальной является дегазация надрабатываемых спутников при первичной отработке пласта «Четвертый». В породах почвы этого пласта в пределах радиуса разгрузки (60-75 м) находятся про-пластки П10, п9, п8, пласты п7 (Пятый) и п6 (Восьмой) мощностью
0,15-0,3; 0,25-0,4; 0,2-0,3; 0,8-1,2 и 0,7-0,9 м соответственно. Газо-выделение их этих спутников составляет 15-18 м3/т суточной добычи и на разбавление газа до требуемых ПБ норм расходуется 60-70% воздуха, подаваемого на выемочные участки.
Учитывая существующее состояние технологий и оборудования по утилизации шахтного метана, можно отметить, что дальнейший рост объемов утилизации возможен за счет:
♦ пересмотра схем искусственной дегазации и внедрения схем, основанных на дифференцировании и учете горно-геологических, геодинамических и фильтрационных свойств горного массива;
♦ реконструкции дегазационных систем шахт с целью перераспределения объемов каптированного метана между вакуум-насосными установками и, как следствие, между потребителями;
♦ оптимизации режимов вентиляции шахт в диапазоне, обеспечивающем безопасные параметры атмосферы и высокую эффективность дегазации;
♦ перевода сушильных установок на углеобогатительных фабриках шахт «Воркутинская», «Комсомольская» на утилизацию шахтного метана;
♦ внедрения газовых воздухонагревателей;
♦ использования метана с целью выработки электроэнергии при помощи газогенераторов, работа которых параллельно с существующей энергосистемой позволит обеспечить электроэнергией ряд потребителей шахты (существующий избыток каптированного метана дает возможность установить 14 газогенераторов с выработкой каждым из них по 1,4Мвт электроэнергии);
♦ употребление шахтного метана в качестве моторного топлива для автотранспорта.
Реализация указанных направлений использования шахтного метана позволит увеличить объем дегазации на 160 млн м3/год и уменьшить до 10-20 млн м3/год объем вредных выбросов метана и продуктов сгорания угля в атмосферу. Появится возможность ежегодно отказываться от сжигания до 130 тыс. т угля, поставок в Воркуту до 50 млн л/год бензина, дополнительно вырабатывать 20 Мвт электроэнергии, значительно улучшить экологическую обстановку в Воркутинском промышленном районе.
Кроме распространенных схем дегазации на шахтах ОАО «Воркутауголь» в 1988 году было проведено пробное бурение четырех дегазационных скважин для исследования возможности использования, пробуренных с поверхности скважин, для дегазации выработанных пространств очистных забоев. Оценка результатов не позволила дать однозначной рекомендации как к применению данного метода, так и отказа от него. Эксперимент следует считать не полным, так как две скважины не попали в зону разгрузки лав и соответственно не дали газа вообще; незначительные выделения метана из двух других объясняются пассивностью исследования (они изучались в режиме самоистечения).
На шахтах Печорского угольного бассейна возможно применение всех рассмотренных выше методов комплексного извлечения углеводородного сырья. В сложившейся экономической ситуации предпочтение следует отдавать первому методу, так как он в наименьшей степени требует дополнительных капитальных и трудовых затрат. Реализация такого проекта существенно могла бы повлиять на рентабельность угледобывающего производства. Получаемой в результате утилизации каптированного метана электроэнергии могло бы хватить не только на покрытие расходов энергии шахты на проветривание, но и на другие технологические процессы. Максимально полное извлечение газа способствовало бы значительному росту нагрузки на очистной забой. Оба обстоятельства существенно повлияли бы на снижение себестоимости добычи. При использовании данного метода расходы по дегазации целесообразно относить на себестоимость добычи угля с последующим учетом экономического эффекта от использования шахтного метана.
Второй и третий методы следует рассматривать как высокоэффективные технологии для угольных предприятий, имеющих достаточное количество свободных средств.
Подземную газификацию с точки зрения экономической независимости можно рассматривать как часть угледобывающего предприятия, снижающую общую себестоимость, так и как самостоятельное энергетическое производство, результатом деятельности которого является товарный продукт - электричество.
Для обеспечения коммерческой добычи метана скважинами, пробуренными с поверхности, его плотность должна быть не менее 300 млн м3/км2. При нарушении этого условия скважинную добычу газа удобнее рассматривать, как заблаговременную дегазацию.
В условиях нестабильной экономики, постоянных неплатежей и государственных задолженностей
угледобывающим предприятиям собственное энергетическое производство может не только увеличить конкурентоспособность товарного угля, но и обеспечить достаточную автономность горнодобывающих предприятий.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Реструктуризация угольной про-
мышленности (Теория. Опыт. Программа, Прогноз)/ Ю.И.Малышев, В.Г.Зайденварг, В.Н.Зыков и др. -М..: Компания «Росуголь», 1996.
2. Яковский А.Б.. Реструктуризация угольной промышленности// Горный вестник. 1996.№2.
3. Проблемы комплексного использования георесурсов при подземной разработке угольных месторождений / А.В. Стариков, М.А. Иофис,
В.В. Гурьянов - Горный вестник, 1997. №5,
4. Шувалов Ю.В, Павлов И.А., Веселов А.П., Павлов Ю.Е. Пути и перспективы снижения энергоемкости извлечения ресурсов угольных пластов Печорского бассейна// В сб.: Энергосберегающие технологии добычи полезных ископаемых (Тезисы докладов)/ СПГГИ, 1996/
© И.А. Павлов, Ю.В. Шувалов, Н.В. Пашкевич
