CC BY
39
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ «НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 99» МОСКВА, МГГУ, 25.01.99 - 29.01.99_______
А.А. Кузнецов, к.т.н., В.К. Капралов, к.т.н.,
ННЦ ГП - ИГД им. А.А. Скочинского
ПОДРАБОТКА СВИТЫ ГАЗОНОСНЫХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ МЕТОДОМ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ
Перспективы отработки газоносных угольных месторождений с комплексным использованием недр (добыча угля, метана, эффективная отработка нерабочих и опасных пластов) требуют разработки новых эффективных способов дегазации угольных пластов, использования добываемого метана.
Одним из таких эффективных способов является подработка и надработка свиты угольных пластов пластами нерабочей мощности с помощью выемки их методом подземной газификации угля (ПГУ).
Вопрос об эффективности подработки (надработки) для дегазации угольных пластов не требует особых обоснований. Как известно из опыта [1], в большинстве случаев газоотдача неразгруженных от горного давления угольных пластов вследствие низкой природной газопроницаемости углей не имеет практического значения. В зоне влияния горных работ газопроницаемость угольного пласта повышается в десятки, сотни и даже тысячи раз.
В этой зоне дегазация угольного массива происходит в основном через систему кливажных и тектонических трещин, которые раскрываются под влиянием перераспределения горного давленая. Если проницаемость угольных пластов обычно колеблется в пределах от сотых долей миллидарси до единиц миллидарси, то проницаемость пласта с системой трещин измеряется в единицах дарси, т.е. проницаемость системы пласт-трещина практически полностью определяется проницаемостью трещины.
Известные способы изменения проницаемости пласта (увеличение сечений выработки количества и протяженности выработок для
2 і 1999
увеличения площади фильтрации, увеличение давления на контуре питания, увеличение срока дегазации, изменение вязкости метана и др.) либо мало эффективны, либо практически не осуществимы. Так, например, увеличение диаметра скважин для дренирования метана в 10 раз приводит к увеличению дебита метана меньше чем в 2 раза [1]. Изменение вязкости метана, находящегося в угольных пластах, практически не осуществимо. Наиболее эффективным из существующих способов является гидроразрыв угольного пласта. Однако и этот способ ограничен областью гидроразрыва вокруг скважины, которая сравнительно невелика, кроме того, при этом образуется зона неравномерной проницаемости угольного пласта.
Поэтому наиболее эффективным способом остается изменение проницаемости угольных пластов за счет их подработки и надработ-ки защитным пластом.
В рассматриваемом способе основным вопросом является равномерное выгазование защитного пласта по площади и мощности без оставления целиков, чего можно было достичь при применения старой технологии ПГУ только путем использования кислорода в дутье, что значительно удорожает и усложняет применение для этих целей ПГУ.
В 1989-94 г.г. разработаны и испытаны на действующих подземных газогенераторах Южно-Абинской и Ангренской станций "Подземгаз" основные элементы новой технологии ПГУ: новая
конструкция подземного газогенератора с подготовкой его направленным бурением длинных каналов по угольному пласту, утилизация физического тепла газа ПГУ,
управляемое перемещение точки подачи дутья в огневой забой по мере выгазования угольного пласта [2].
Применение переноса точки подачи дутья позволяет производить выемку маломощного угольного пласта методом ПГУ на воздушном дутье равномерно по площади на всю мощность. Перемещение точки подачи дутья было испытано на Южно-Абинской станции "Подземгаз" путем сжигания обсадной трубы в специальной скважине с помощью регулирования расхода дутья.
По результатам исследований деформации породной толщи при ПГУ с помощью вскрытия газогенераторов горными выработками, скважинами, по данным сдвижения глубинных реперов, фильтрационного опробования скважин установлено, что зона сквозных трещин при выемке пласта методом ПГУ в 2-3 раза меньше, чем при шахтных разработках [3]. Теоретически это объясняется уменьшением кривизны при изгибе слоев толщи над выгазо-ванным пространством за счет опережения выгазования пласта у кровли относительно почвы (послойная выемка), а на крутых пластах самозакладкой нижней части выгазованного пространства. Эти особенности позволяют выбрать защитный пласт таким образом, чтобы подрабатываемый пласт, после отработки защитного пласта, находился в зоне плавного прогиба пород, при этом достигается его полная дегазация и дальнейшая эффективная выемка шахтным способом, так как проницаемость подрабатываемого угольного пласта при ПГУ будет примерно одинакова с шахтной подработкой за счет раскрытия всех систем
181
трещин, а проницаемость вмещающих пород значительно меньше.
Другим важным аспектом является возможность использования теплового воздействия на подрабатываемые (надрабатываемые) угольные пласты для увеличения метано-отдачи за счет тепла, получаемого при газификации защитного пласта.
Как известно, одной из основных целей теплового воздействия на угольный пласт является углубление его дегазации за счет снижения сорбционной способности угля при повышении температуры. Исследования сорбционных свойств углей показывают [1], что при пластовых давлениях 1,0-10,0 МПа средняя величина ожидаемой десорбции метана при увеличении температуры на 5-20 оС для углей с выходом летучих 5-50 % колеблется в пределах 0,2-0,5 м3/т.град. Повышение температуры пласта преследует также такие цели, как изменение реологических свойств пласта, достижение более равномерного перераспределения напряжений в угленосном массиве за счет температурных деформаций в процессе нагрева пласта и последующего его остывания. Наиболее рационально в качестве теплоносителя использовать насыщенный пар с температурой 240-320 °С и давлением 3,5-12,0 МПа, а также нагретый воздух и нагретую и перегретую воду.
Испытание работы газоотводящей скважины-утилизатора, проведенные ИГД им. А.А. Ско-чинского на Ангренской станции "Подземгаз", показали, что скважина может работать как в режиме получения горячей воды (при низкой температуре газа), так и в режиме получения перегретого пара (при средних температурах газа). При температуре на головке скважины порядка 300 °С получалось 0,45 т/ч пара с температурой 200 °С и давлением 5 атм, при температуре на головке скважины свыше 170 °С производилось пара 0,10 т/ч с температурой 110 °С и давлением 2 атм, при температуре на го-
ловке скважины 120 °С получалась горячая вода с расходом 0,5-1,8 т/ч при температуре 50-90 °С и давлении 3 атм.
Кроме того, в результате долголетних наблюдений за режимом подземных вод на участке Южно-Абинской станции "Подземгаз" [4] установлено, что глубина прогрева подземных вод (до 40°С) вокруг газифицируемых пластов составляла для пласта IV Внутреннего 30-40 м в сторону кровли (4m-5m), аёу 1ёапоа II Внутреннего соответственно 8-13 м (4m-6m), что совпадает с величиной зоны трещин над этими пластами, а по простиранию угольного пласта достигала 100 м. Эти данные говорят о возможности использования нагретых при газификации защитного пласта подземных вод для теплового воздействия на подрабатываемые (надрабатываемые) угольные пласты для увеличения метаноотдачи. При этом возможная степень прогрева ближайших к защитному пластов 20-25 оС, что позволяет их отработать шахтным способом.
Следует также рассмотреть опыт бурения вертикальнонаправленных скважин для дегазации угольных пластов. На Юж-но-Абинской станции "Подземгаз" было пробурено несколько десятков вертикально-наклонных скважин по угольному пласту длиной 300-350 м каждая и вертикальногоризонтальная скважина на глубину 290 м общей длиной 510 м с помощью укороченных электробуров и телесистем слежения за трассой скважины [5]. При разработке новых технологий дегазации угольных пластов, особенно на больших глубинах, может применяться направленное бурение протяженных вертикально-наклонных и вертикально-горизонтальных скважин.
Еще одним бесспорным преимуществом предлагаемого способа является возможность использовать в качестве защитных пластов нерабочие пласты малой мощности, разрабатывать которые
шахтным способом экономически невыгодно и опасно.
С учетом изложенного, основные преимущества отработки газоносных угольных месторождений путем выемки защитного пласта методом ПГУ заключаются в следующем:
1. С помощью разработанной новой технологии ПГУ [6] отрабатывается защитный пласт нерабочей мощности равномерно по площади и на всю мощность (бес-целиковая выемка), при этом получается низкокалорийный газ 2,5-3,0 МДж/м3 и перегретый пар (200 оС).
2. Из подработанных (надрабо-танных) пластов с использованием теплового воздействия за счет тепла получаемого пара и прогрева подземных вод добывается метан для промышленного использования.
3. Получаемый при отработке защитного пласта низкокалорийный газ используется в смеси с добываемым метаном в котельной шахты или местных предприятий.
4. Подработанные пласты после полной дегазации отрабатываются шахтным способом без особых осложнений, так как находятся в зоне плавного прогиба пород (по условиям выбора защитного пласта).
Дегазация наиболее удаленных (от защитного) пластов свиты осуществляется в процессе огневой выемки защитного пласта, в этом случае для увеличения мета-ноотдачи применяется тепловое воздействие (нагнетание в пласты перегретого пара из газоотводящих скважин). Дегазация наиболее подработанных (надработанных) пластов производится после полного выгазовывания защитного пласта и затопления (заиловки) образовавшегося пространства с целью предотвратить фильтрацию газа ПГУ в вакуум-пространство этих пластов.
Сравнительная экономическая оценка предложения может быть проведена по капзат-ратам применительно к региону, где намечается проведение работ. В табл. 1 для примера
приведены капзатраты и себестоимость I тут (в ценах 1986 г.) при ПГУ и шахтной добыче угля в Кузбассе[6].
Примерно одинаковые удельные капзатраты по шахтам и предприятию ПГУ обусловлены разной производительностью -производительность шахт в 10 и более раз больше производительности предприятия ПГУ, при равной производительности удельные капзатраты на предприятие ПГУ будут значительно меньше.
В таблице 2 приведен ориентировочный сравнительный расчет капзатрат на отработку защитного пласта в свите крутопадающих пластов для следующих условий: размер участка 2000 х 600 м, мощность защитного пласта 0,5 м, объемная плотность угля 1,3 т/м3, низшая теплота сгорания угля
2 і 1999
5200 ккал/кг, теплота сгорания газа ПГУ на воздушном дутье 700 ккал/м3, КПД газификации 70 % (с утилизацией тепла), выход газа
с 1 м3 дутья - 1,25, количество дутья 100000 м3/ч, выход газа с 1 кг угля - 4,0 м3.
На основании проектов Донги-прошахта общая структура капвложений на производство газа ПГУ следующая: затраты на процесс газификации (в т.ч. бурение, проработка каналов, охлаждение и очистка газа) - 10%, на строительство предприятия ПГУ - 90%.
Тогда стоимость строительства предприятия ПГУ составит 16,56 млн. руб. от общих капзатрат (см. табл. 2). В свою очередь структура капвложений на строительство предприятий ПГУ: строительно-
монтажные работы - 70%, оборудование - 29%, прочие расходы - 1%.
При этом надо учитывать, что часть объектов и строительномонтажных работ является общими для добычи, использования метана и газификации пласта. Газопровод к потребителю может быть общим для метана и газа ПГУ (смесь), буровое оборудование и СМР - частично общие для добычи метана и газификации пласта. Стоимость всех перечисленных объектов составляет примерно 50% от общей стоимости строительства установки ПГУ.
С учетом изложенного, общие затраты на строительство предприятия ПГУ могут быть снижены в 2 раза, то есть они (с учетом данных табл. 2) в 3 раза меньше чем капзатраты на отработку защитного пласта шахтным способом.
Таким образом, техникоэкономические преимущества отработки защитного пласта методом ПГУ дают основание предложить использовать его для разработки новой технологии комплексной отработки газоносных угольных месторождений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.
1. Управление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах // МГИ.-Цикл научных исследований (1962-1980 г.г.), М., 1981.
2. Подземная газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике: Научн. сообщ./Ин-т горн. деда им. А.А.Скочинского, вып.295.-М., 1994 г.
3. Капралов В.К. Особенности сдвижения и деформации горного массива при подземной газификации крутопадающих угольных пластов.-Маркшейдерский вестник.-№ 2.-М.: Геомар, 1994г.
4. Дворникова Е.В. Анализ формирования и прогноз распространения зон загрязнения подземных вод при газификации угольных пластов,-Автореф. диссертации на соиск. учен. степени к.т.н., ИГД им .А.А. Скочин-ского, Люберцы, 1996г.
5. Капралов В.К., Крейнин Е.В., Подгорный А.П. Опыт бурения протяженных вертикально-горизонтальной и вертикально-наклонных скважин на угольный пласт с помощью электробуров.-Уголь, № 11,1997г.
і8і
Таблица 1.
Наименование предприятий Затраты, руб/тут
капзатраты себестоимость
Южно-Абинская станция «Подземгаз» 146,1 14,4
Шахта «Тайбинская» 159,8 18,6
Шахта им. Вахрушева 131,6 20,4
Шахта «Низовская» 144,0 16,2
Шахта «Ильинская» 141,8 17,6
Таблица 2.
Наименование показателей Единицы измерения Величины показателей
Промышленные запасы угля по защитному пласту т 780000
Количество получаемого газа ПГУ м3/ч 125000
Количество угля, газифицируемого в час т/ч 31
Г одовой расход газифицированного угля (с учетом потерь) т/год 300000
Годовая производительность выемки угля шахтным способом тут/год 200000
Г одовая производительность установки ПГУ тут/год 125900
Общие капзатраты на выемку защитного пласта методом ПГУ (в ценах 1986 г.) млн. руб. 18,4
Общие капзатраты на выемку защитного пласта шахтным способом (в ценах 1986 г.) млн. руб. 28,8
6. Ершова Н.А. Экономическая эффективность производства и использования синтетического газа из
углей: Автореферат диссерт. на соиск. учен. степени к.э.н./МГИ,1987г.
© А.А. Кузнецов, В.К. Капралов
