CC BY
173. Костин А.В., ЛысенкоМ.С. Геологическая модель рудного узла как основа для создания прогнозно-металлогенических ГИС (на примере Нюектаминского рудного узла, Восточная Якутия) // Отечественная геология. - 2006. №5. - С. 29-32.
4. Костин А.В. ГИС как средство оценки рудоо-бразующего потенциала интрузивных образований Верхоянского складчатого пояса (Восточная Якутия)
// Геология, поиски и разведка рудных месторождений. Изв. Сибирского отделения. Секция наук о Земле РАЕН. - 2008. - №7 (33). - С. 97-105.
5. Парфенов Л.М. Металлогенический анализ // Тектоника, геодинамика и металлогения территории Республики Саха (Якутия). - М.: МАИК «Наука/Интерпериодика», 2001.
УДК 622.4113
Выбор и сравнительная оценка методов дегазации сорбированного газа
Р.Р. Окасов, В Н. Столберов
Представлены выборы оптимального метода дегазации керна и получение наиболее высокого извлечения количества газа, сравнение методов дегазации и выбор применяемого метода для дальнейшей работы по изучению газоносности пород на предприятиях АК «АЛРОСА» (ЗАО).
The work represents selection of the optimal core degassing method and acquisition of much higher volume of gas extraction, as well as comparison of degassing methods and selection of applied method for further work on investigation of rocks' gas-bearing property at enterprises of ALROSA Co. Ltd.
Ключевые слова: дегазация керна, рассол, нефтегазопроявления, рудники АК «АЛРОСА».
На рудниках АК «АЛРОСА» существуют проблемы, связанные с рассолонефтегазопроявле-ниями, которые оказывают значительное влияние на эффективность горных работ. Рассмотрим характерные особенности такого влияния на примере строящегося подземного рудника «Удачный».
На месторождении трубки «Удачная» с 2002 г. ведется строительство подземного рудника, проектная мощность которого составляет 4,0 млн. т руды в год. При этом проходческие и строительные работы ведутся в криогенетических, нефтегазовых условиях, не имеющих аналогов в мировой практике алмазодобычи. Рудник относится к опасным по нефте- и газопроявлениям, где в значительной мере проявляется негативная проблема газопроявлений.
Кимберлитовая трубка «Удачная», состоящая из двух сопряженных тел (западного и восточного), расположена на границе разнофациальных криогидрогеологических структур. В верхней части разреза осадочного чехла оба тела соприка-
ОКАСОВ Рустам Ришадович - инженер «Якутнипроалмаз» АК «АЛРОСА»; СТОЛБЕРОВ Владимир Николаевич - инженер «Якутнипроалмаз» АК «АЛРОСА».
саются друг с другом, однако, начиная с глубины 250-270 м, они разобщены в земном пространстве. Углы падения контактов восточного тела варьируют от 25-45° на северо-востоке до 80° на юго-востоке и северо-западе, а глубже 100 м они становятся субвертикальными.
Технологией проходческих и добычных работ, согласно предварительным проектным разработкам, предусматривается использование буровзрывного способа дробления породы и кимберлитов.
Начальные сведения о газах алмазных месторождений Якутии стали появляться в процессе первого этапа разведочных работ, проводимых Амакинской ГРЭ в 1956-1960 гг. на трубках «Удач -ная» и «Зарница». В процессе проходки шурфов и бурения скважин были отмечены выходы природных газов разного состава и степени проявления.
В лабораторных условиях свободные газы извлекались из образцов при атмосферном давлении без нагрева. Эти газы соответствуют той группе газовых компонентов, которые менее прочно связаны с породой и при обычных условиях легко улетучиваются при ее обнажении.
Сорбированные газы прочно связаны с породами и извлекаются при вакууме и повышении температуры. Однако известно, что эта группа газов (или большая ее часть) может десорбировать-ся и при нормальных атмосферных условиях, но не сразу, а через определенный промежуток времени. При этом, чем выше сорбционная способность породы, тем длительнее происходит этот процесс. Кроме того, интенсивность газовыделения напрямую связана с наличием нефтепродуктов в породах.
Остаточные газы, в основном, состоят из прочносвязанных компонентов и определяются после дегазации керна из измельченного образца горных пород. Применяемые методы разделения газов по условиям извлечения несколько схематичны.
В этой классификации нет генетических признаков, но в то же время она имеет прямое практическое значение. При принятой технологии ведения горных работ важна не сумма газов, со-
держащаяся в породе, а количество выделившихся компонентов в определенный период времени и месте.
Газонасыщенность вмещающих пород трубки «Удачная» изучалась, в основном, по керну кустов гидрогеологических скважин, расположенных по разные стороны от рудных тел, в характерных геолого-структурных зонах. При оценке газоносности вмещающих пород и кимберлитов использованы результаты свыше 500 проб, отобранных керногазонаборниками.
Наиболее высокие концентрации углеводородных газов (УВГ) - 500-900 см3/кг встречаются в интервале глубин 400-670 м. Суммарное содержание сорбированных и свободных газов в породах месторождения варьирует от несколько десятков до 700-800 см3/кг. При этом содержание сорбированных газов, как правило, выше, чем свободных. Это отчетливо наблюдается при сравнении средних значений по скважинам (табл. 1).
Таблица 1
Средние значения геохимических показателей газов месторождения тр. «Удачная»
№ Метан (СН4) Тяжелые углеводороды (ТУ) УВГ С5Н12 + высш
скважины см3/кг % от УВГ см3/кг % от УВГ см3/кг %, абс см3/кг % от УВГ
Сорбированные газы
307 220,4 39,0 345,0 61,0 565,4 35,3 54,0 9,5
311 102,8 29,3 247,4 71,0 350,2 53,7 38,0 10,9
Свободные газы
307 82,2 51,4 78,0 49,0 160,2 14,0 4,6 2,9
311 128,3 57,8 93,8 42,2 222,1 73,0 5,1 2,3
При проведении выработок отмечаются как выделение единичных капель нефти и рассола, так и более интенсивные нефтепроявления с последующим скоплением нефтепродуктов на почве выработки. Нефтепроявления приурочены к породам известково-доломитистой толщи среднего кембрия, которые представлены доломитизиро-ваными известняками, доломитами извевестко-вистыми с редкими прослоями зеленовато-серых глинистых известняков. Фиксировались нефтепроявления в виде: капельных с видимыми подтеками, интенсивной пропитки участков и интенсивной пропитки с изливом (рис. 1).
Прогнозировать в дальнейшем подсечение подобных коллекторов сложно, так как отсутствует выдержанное субгоризонтальное распростра-
нение коллекторов нефтепроявлений по площади. Насыщенные нефтью породы прямым образом влияют на её газонасыщенность.
Сорбированные газы в нефтегазоносных коллекторах, высвободившись из породы при взрывных работах, в опасной концентрации могут привести к повторным взрывам газовоздушной смеси.
Целью работы является обоснование способа определения газонасыщенности пород без существенных потерь составных частей углеводородных газов.
Отбор керна для дегазации
Для изучения и анализа газов, содержащихся в породе, используются характерные образцы керна, отобранного из массива при колонковым
Рис. 1. Характерные участки обнажений горного массива с нефтепроявлениями: а - капельное с видимыми подтеками нефте-проявления; б - интенсивная пропитка участков нефтепроявлений; в - интенсивная пропитка с изливом
бурением керногазонаборником. Однако при ко -лонковом бурении существует большая погрешность, так как при снятии давления массива образец успевает частично разгазироваться. При этом часть сорбированных газов теряется, а свободные газы полностью улетучиваются. Керногазонабор-ник таких потерь не имеет, так как полностью герметизирован, но при термовакуумной дегазации из металла выделяется техногенный водород, что следует учитывать при определении фактического состава газа.
Пробы пород, отобранные керногазонабор-никами, подвергаются термовакуумной дегазации при температуре 60°С под вакуумом 10-15 мм с разряжением рт.ст. Для более полной дегазации можно после термовакуумной дегазации провести химическую дегазацию образца. Содержание газовых компонентов определяют на газовых хроматографах.
Дегазация керна
Для извлечения сорбированного газа из породы предлагаются следующие способы дегазации: [1, 2].
1. Термовакуумная дегазация с помощью полевого дегазационного прибора (ПДП) - наиболее распространенный метод извлечения газа из керна.
Полевой дегазационный прибор (рис. 2, а) предназначен для дегазации твердых горных пород (керн, шлам). Работа прибора основана на принципе термовакуумной дегазации (вакуум и
нагрев образца до 60-70°С) и позволяет проводить многократную откачку с практически полным выделением из газа открытых пор.
Прибор состоит из соединенных между собой вакуумной трубкой газосборного градуированного баллона 16 (объем 800 см3) и уравнительного баллона 15 (объемом 1100 см3). Первый через трехходовой кран 13 соединен с пружинным манометром 7.
Баллоны 15 и16 заполняют затворной жидкостью из уравнительной склянки 11, для чего кран 8 соединяют с бюреткой 10, а кран 13 - с вакуумным насосом. Под влиянием небольшого вакуума жидкость поступает сначала в баллон 16, а затем в баллон 15. Последний заполняется полностью, а первый - примерно на 300 см3.
Для проверки прибора на герметичность в нем создают вакуум. С этой целью трубку от емкости 1 с образцом перекрывают зажимом Ко -хера 2, трехходовой кран 8 ставят в положение «баллон-вакуумметр», а кран 13 - в положение «насос - атмосфера». Если уровень затворной жидкости в баллоне 16 не изменяется в течение 10 вакуумметра стабильно, то прибор считается герметичным. При негерметичности прибора необходимо последовательно проверить отдельные участки, поочередно создавая в них вакуум.
Сама дегазация включает следующие операции. С помощью вакуумного насоса в приборе создают необходимое разрежение, для чего кран 8 ставят в положение «вакуумметр - баллон 16».
а) Схема дегазатора ПДП для термовакуумной дегазации
I - емкость с образцом; 2 - зажим Кохера; 3 - термостат; 5 - холодильник; 4, 6, 8, 9, 12 - ловушки; 7 -манометр; 8, 13 - краны трехкодовые; 10 - бюретка;
II - уравнительная склянка; 14 - ловушка заполненная активируемым углем; 15, 16 - уравнительный и газосборный баллоны.
б) Схема прибора для химической дегазации
1 - баллон с углекислым газом; 2 - манометр; 3 -уравнительная склянка; 4, 5 - зажимы; 6, 8 - пробки с отверстием; 7 - реактор; 9, 10 - стеклянные отводы; 11, 12 - кран с делительной воронкой; 13 - ловушка; 14, 16, 18 - краны трехкодовые; 15 - бюретки со щелочью; 21 - уравнительна склянка со щелочью; 22 -емкость с солевым раствором; 23 - газоотборник.
в) Схема инерционно-ударного действия для механической дегазации
1 - вакуумная камера; 2 - боёк; 3 - керн; 4 - решетка; 5 - штуцер с зажимом; 6 - стойки; 7 - вибратор; 8 - электродвигатель; 9 - плита; 10 - амортизатор.
Рис. 2. Схемы приборов для образцов горных пород
Проверяют на герметичность емкость 1 с образцом, опуская в сосуд с водой. При этом, если в банку с образцом не поступает вода и не выделяются пузырьки газа, то она считается герметичной. Негерметично закрытые образцы не дегазируют. Крышку банки прокалывают дыроколом и осторожно, чтобы не было неравномерного нагрева, опускают банку в термостат с водой (60-70°С), открывают зажим 2 и дегазируют пробу в течение 30 мин. Выделившийся газ собирается в баллон 16. Затем кран 8 ставят в нейтральное положение, кран 18 - в положение «прибор-атмосфера» и с
помощью кранов 8 и 9 эвакуируют газ в бюретку 10 для замера. Дегазацию повторяют несколько раз до прекращения выделения газа. Суммарное количество выделившегося газа замеряют в бюретке 10 и затем с помощью уравнительной склянки 11 переводят в газоотборник. Последний герметично закрывают под водой, прикрепляют этикетку, делают соответствующую запись в журнале и передают газ на анализ.
2. Химическая дегазация пород состоит в разрушении кислотами минеральной части пород до молекулярного уровня. В настоящее время
наиболее распространенным методом химической дегазации пород является их взаимодействие с разбавленными растворами соляной кислоты. Лучше всего взаимодействуют с соляной кислотой карбонатные породы. При растворении карбонатной составляющей этих пород в соляной кислоте высвобождается значительная часть газа закрытых пор. Труднее соляная кислота взаимодействует с глинистыми минералами. Соляная кислота полностью растворяет известняки, доломиты, фосфоритовые и соленосные породы, в значительной степени песчано-карбонатные и глинисто-карбонатные, весьма слабо-бескарбонатные глинистые породы.
Для работы используются следующие растворы:
а) 10-15%-й соляной кислоты;
б) 40%-й едкого калия;
в) хлористого натрия.
Установка для проведения химической дегазации состоит из систем: реакционной и для отбора газа (рис. 2, б). Реакционная система состоит из реактора (круглодонная колба), в котором происходит химическое разрушение образца; стеклянных отводов 9, 10; делительной воронки 12 (для подачи в реактор через кран 10-15%-го раствора соляной кислоты); ловушки 13, склянки 3 для дистиллированной воды. Дегазация образца происходит следующим образом. Делительную воронку 12 заполняют 10-15%-м раствором соляной кислоты. Через кран кислоту по каплям вводят в реактор. Влив 1-2 капли кислоты в реактор 16, соединяют его краном с бюреткой 15. По мере разложения образца по каплям добавляется кислота так, чтобы выделившийся углекислый газ, проходящий через щелочь в бюретку 15, успевал поглощаться. Если порода разлагается медленно, то реактор 7 подогревается на водяной бане с температурой не выше 80°С. Газоотборник герметизируют, снабжают этикеткой и передают на анализ. После окончания дегазации образца реактор
Сравнительная оценка спо
открывают и освобождают от породы и жидкости, тщательно моют и ополаскивают дистиллированной водой.
3. Механическая дегазация. Для извлечения газов закрытых пор из пород применяют различные методы дробления пород. С точки зрения снижения потерь газа лучшие результаты, естественно, дают вакуумные дробилки. Однако при механическом дроблении пород повышается температура, а это может приводить к новообразованию газовых компонентов за счет термического разложения органических веществ. Дробилку инерционно-ударного действия (конструкции Н.П. Алферова и А.А. Печкова) применяют для приготовления порошковых проб из горных пород или в комплекте с дегазационной аппаратурой при извлечении газа из проб керна. При дроблении проб керна с целью извлечения газа камеру дробления заполняют жидкостью (вода, солевой раствор) с тем, чтобы до минимума снизить температуру в зоне разрушения и тем самым предотвратить искажение первоначального компонентного состава газа.
Установка состоит из вакуумной камеры 1, вибратора 7 и электродвигателя 8, размещенных на плите 9 (рис. 2, в).
Работа установки состоит из следующих операций. После заполнения охлаждающей жидкостью, камеру с пробой и бойком закрывают. Включают электродвигатель. В результате возбуждения продольных колебаний камеры, бойка и керна происходит взаимное их соударение, что и приводит к постепенному разрушению керна. Освободившийся в процессе разрушения керна газ откачивают дегазатором. В конце разрушения образца удары бойка будут восприниматься выступом на решетке, расположенным напротив не-армированной части торцевой поверхности бойка. Описанную дробилку используют для дегазации слабопрочных пород верхнего осадочного комплекса (твердость до 5 по шкале Мооса).
Таблица 2
дегазации образцов породы
Методы дегазации Достоинства методов Недостатки методов
ТВД Высокий коэффициент извлечения УВГ до 50% Выделение техногенного водорода
Химическая дегазация Высокий коэффициент извлечение газов из закрытых пор 70-90% Выделение углекислого газа
Механическая дегазация Снижение термического новообразования газов Невысокий коэффициент извлечения до 20%; низкий коэффициент дробления
Из приведенных данных видно, что у всех трех методов есть свои особенности и недостатки (табл. 2). Однако для наиболее эффективного извлечения газов из керна и их дальнейшего изучения двухступенчатая дегазация керна позволит исключить большие потери газов. Наиболее целесообразным способом является термовакуумная дегазация с применением керногазонаборника с последующей химической дегазацией, полученные результаты дают более полное представление о газоносности пород.
Механическую дегазацию с описанной дробилкой использовать в данных условиях неприемлемо, так как твердость вмещающих пород выше предложенной.
Рассматриваемые методы планируется реализовать в условиях проходки наклонного съезда и вертикальных стволов рудника «Удачный». Для этого подготовлен заказ на специальное оборудование и использование его в данных условиях.
Литература
1. Старобинц И.С., Калинко М.К. Отбор проб и анализ природных газов нефтегазоносных бассейнов. - М.: Недра, 1985. - 239 с.
2. Старобинц И.С., Ломейко Н.Н. Извлечение и анализ рассеянных газов при геохимических поисках залежей углеводородов. - М.: Недра, 1985. - 310 с.
