скачать книгу бесплатно
Задача заключается в изыскании экономически выгодных и эффективных технологий извлечения угольного метана. Дегазация угольных месторождений возможна как из существующих шахтных горных выработок, так и заблаговременно, до начала строительства шахты. На наш взгляд, наиболее целесообразна и безопасна предварительная дегазация угольных пластов.
Существующая в настоящее время в Российской Федерации традиционная технология дегазации угольных пластов [12, 13] экстенсивна и малоэффективна. Она основана, прежде всего, на бурении из горных выработок и с поверхности большого количества различных скважин (веерных, кустовых, параллельных, перекрещивающихся и др.). Диаметр дегазационных скважин, как правило, составляет 50–100 мм, а их длина колеблется от 5 до 40 м. Иногда через эти скважины осуществляют гидроразрыв угольного пласта.
Коэффициент дегазации (степень извлечения метана) угольных пластов по традиционной технологии колеблется от 10 до 40 %. Невысокая степень извлечения угольного метана обусловлена, прежде всего, малой поверхностью фильтрации каналов дегазации, а следовательно, малыми притоками к ним газа.
Есть целая группа видов углеводородного сырья, критериями отнесения которых к нетрадиционным видам являются не столько экономические, сколько технологические и геологические параметры. Для многих из них не выявлена возможность эффективного промышленного освоения даже в долгосрочной перспективе. Но сам факт их наличия и широкого распространения уже доказан.
К таким нетрадиционным источникам углеводородного сырья могут быть отнесены все виды нефтенасыщенных пород с низкими коэффициентами проницаемости и извлечения, а также высоковязкие нефти и природные битумы. Их ресурсы на порядки превышают ресурсы традиционных источников. Они могут реально компенсировать падающую добычу углеводородного сырья и заметно снизить дефицит в местном энергоснабжении. При этом нельзя забывать о наличии во многих скоплениях тяжелых нефтей и битумов редкоземельных элементов, например ванадия.
Так, по оценке Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института, рациональное и комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов позволит в ближайшей перспективе ежегодно дополнительно добывать (в пределах бывшего СССР) 30–40 млн т нефтепродуктов и ликвидировать дефицит редкоземельных элементов, например ванадия для металлургии [3].
Объективных данных о мировых запасах природных битумов не существует. Однако есть отдельные оценки, в соответствии с которыми мировые ресурсы природных битумов оцениваются в 2800 млрд баррелей (или 445 млрд т), в том числе в пределах бывшего СССР – 380 млрд баррелей (или 60 млрд т).
Ресурсы тяжелых нефтей в мире оцениваются в 306 млрд баррелей (или 50 млрд т). В 1987 г. в мире добывали 2300 млн баррелей тяжелых нефтей (или 360 млн т), что составляло 11 % от общего уровня добычи нефти. В бывшем СССР добыча тяжелых нефтей была также ограничена техническими трудностями и составляла 10 % от общего уровня добычи нефти в СССР.
Для того чтобы нетрадиционные источники углеводородного сырья стали составной частью сырьевой базы нефтегазовой промышленности, необходимы интенсивные поиски новых эффективных технологий их освоения.
В настоящее время термические методы увеличения нефтеотдачи (помимо методов заводнения) рассматриваются как единственная, реализуемая на промышленном уровне, альтернатива.
К сожалению, термическим методам присущи определенные ограничения, которые препятствуют их широкому распространению. Физико-технические и экологические аспекты этих методов широко изучаются. Психологическим аспектом этой проблемы является страх перед сложностью природы тепловых процессов. Существенным вкладом в осознание результатов термического воздействия на нефтеносный пласт является труд французских ученых [14], что, на наш взгляд, поможет более активному распространению термических методов.
К таким технологиям мы относим термические и гидродинамические методы, которые в сочетании с протяженными горизонтальными буровыми каналами позволяют резко повысить степень извлечения не только традиционных, но и нетрадиционных ресурсов топлива.
Физико-химические процессы предлагаемых новых технологий основаны на окислении и нагреве пласта топлива, превращении части последнего в новое агрегатное состояние, изменении, благодаря этому, теплофизических параметров топлива и коллектора пласта, которые обуславливают повышение степени извлечения углеводородного сырья.
Мировые ресурсы нетрадиционных углеводородных газов представлены в табл. 1. Прогнозируемые Международным энергетическим агентством ресурсы нетрадиционного метана малопроницаемых пород, угольных и сланцевых месторождений превышают 900 трлн м
. Задача заключается в разработке эффективных технических решений для добычи этих нетрадиционных углеводородных газов.
В ОАО «Газпром» уделяют внимание проблеме нетрадиционных углеводородных источников. Так, 25 апреля 2012 г. Совет директоров ОАО «Газпром» рассмотрел на своем заседании перспективы добычи в Российской Федерации нетрадиционных газов (угольный метан, сланцевый газ, биогаз). Отраслевой журнал «Газовая промышленность» в своих специальных выпусках [15, 16] представил обширный материал (в виде отдельных статей) по геологии, экономике и добыче трудноизвлекаемых углеводородов.
В связи с этим в рамках настоящей монографии автор обобщил мировой опыт освоения нетрадиционных источников углеводородного сырья и детально рассмотрел физико-химические основы новых технических решений, которые направлены на разработку промышленных технологий эффективного извлечения таких видов углеводородного сырья.
Глава 1
МЕТАН УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.1. Состояние проблемы
Метан угольных месторождений впервые начали добывать в США в восьмидесятых годах двадцатого века. Сегодня его добывают в Канаде, Австралии, Китае и других странах (рис. 2). Примечательно, что в 2011 г его промышленная добыча в США составила 55 млрд м
, в Канаде – 9,3 млрд м
, в Австралии – 5,5 млрд м
, в Китае – 1,4 млрд м
[15]. В Индии и Российской Федерации осуществляют первые попытки по опытному его извлечению.
Рис. 2– Масштабы промышленной добычи метана из угольных пластов в мире в 2011 г.
Начало работ по освоению ресурсов угольного метана в Российской Федерации можно отнести к апрелю 1998 г. (соглашение между РАО «Газпром» и Администрацией Кемеровской области), а 12 февраля 2010 г. в присутствии Президента Российской Федерации Д. А. Медведева состоялась официальная церемония пуска первого опытного метаноугольного промысла. Этим подчеркивали создание новой подотрасли топливного энергетического комплекса – метаноугольной [17]. Перспективными метаноугольными бассейнами являются Кузнецкий и Печорский.
При этом извлечение угольного метана одновременно решает несколько проблем:
• снижение рисков взрывов метана при добыче угля в шахтах за счет существенного сокращения метаноносности;
• дополнительная (к углю) добыча газообразного углеводородного энергоносителя;
• предотвращение выброса в атмосферу метана, характерного для традиционной добычи угля, путем заблаговременного и предварительного его извлечения, а следовательно, сокращения эмиссии парникового газа в угледобывающих регионах.
Ниже представлены физико-технические основы извлечения угольного метана в Российской Федерации и за рубежом. Особое внимание уделено новым технологиям, которые направлены на повышение скважинных дебитов и снижение удельных капитальных и эксплуатационных затрат.
По мере прогрессирующего истощения и выработки месторождений традиционных ископаемых энергоносителей в мировой практике возрастает интерес к выявлению и освоению их нетрадиционных источников, из которых в последние два десятилетия среди наиболее значимых оказался метан угленосных отложений, или, для краткости, просто угольный метан.
Впервые на него обратили внимание в США, вероятно, вследствие постоянно растущего потребления природного газа в этой стране, ограниченности его традиционных запасов, а также исключительно благоприятных горно- и гидрогеологических условий добычи угольного метана в некоторых регионах США.
Американцы провели на своей территории разведку запасов угольного метана, размер которых в настоящее время составляет 7 % от суммарных запасов природного газа в мире, и ведут широкомасштабную добычу угольного метана, объем которой в 2011 г. превысил 8 % от уровня добычи природного газа в США и составил 55 млрд нм
[18, 19]. По оценке Министерства природных ресурсов США, запасы угольного метана в США сопоставимы с доказанными запасами традиционного газа в стране и составляют 8,5 трлн нм
[20].
Успешный опыт добычи угольного метана в США привлек внимание специалистов ряда стран, которые обладают крупными запасами каменных углей и уже начали или планируют начать в ближайшем будущем освоение и разработку запасов угольного метана на своей территории.
Установлено, что перспективы добычи угольного метана во многих странах, в т. ч. в Российской Федерации, велики и заслуживают пристального внимания.
Следует отметить, что при относительно ограниченных объемах добычи угольного метана в некоторых штатах США, он составляет основу локальных систем газоснабжения. Поэтому для Российской Федерации, с ее обширными восточными регионами и отсутствующей в них инфраструктурой жизнеобеспечения, перспектива добычи угольного метана может иметь особое значение.
Вместе с тем широкое освоение запасов угольного метана во всем мире сдерживается рядом факторов, прежде всего, плохой изученностью углегазоносных обводненных отложений, а также сложных физико-химических процессов, происходивших в угленосных отложениях в течение геологической истории, предшествующей образованию угольного метана. К сожалению, пока невозможно прогнозировать интенсивность и продолжительность газоотдачи угленосных отложений.
Первые наивные представления об ограниченных запасах угольного метана в форме только свободного газа, почти полностью и быстро дренируемого при вскрытии угленосной толщи скважинами или трещинами, отступили под напором фактов длительной (в течение нескольких десятилетий) работы добывающих скважин в некоторых бассейнах с практически постоянным дебитом [21].
Хотя угольные пласты содержат значительные объемы метана, однако газообильность углей непостоянна и зависит от степени метаморфизма (катагенеза) углей, которая возрастает от 4 до 50 м
/т при переходе от бурых углей к антрацитам [22]. Метан угольных месторождений в пластовых условиях находится в адсорбированном и абсорбированном видах или в свободном состоянии. Некоторая часть метана растворена в пластовых водах. Сорбированный углем и плотными породами метан составляет 90 % его общих ресурсов [23].
В малопроницаемых углях он находится в форме твердого углегазового раствора (абсорбированное состояние). В таких условиях массоперенос (выделение из раствора метана) – процесс медленный, в основном диффузионный.
Доля свободного метана зависит, среди прочих геологических факторов, от марки углей. Наиболее высока она в углях низкой и средней степени катагенеза (угли марки Г, Ж, К, КС).
Итак, по прочности связи с породой различают три формы нахождения газа в угольном пласте.
Свободный газ занимает часть порового пространства, представленного относительно крупными, сообщающимися пустотами. Пласты угля, имеющие такие пустоты (поры, каверны, трещины), проницаемы для флюидов.
Адсорбированный углем газ занимает мелкие, слабо сообщающиеся между собой поры.
Абсорбированный газ связан с угольным веществом на молекулярном уровне.
Отсюда делают спорный, но распространенный вывод о том, что стабильная добыча метана с высокими дебитами возможна только из скоплений его в свободном состоянии.
Участившиеся случаи взрыва метана в подземных выработках угольных шахт стали трагическим сопровождением шахтной добычи угля. С увеличением глубины разрабатываемых угольных пластов возрастает их метаноносность, а следовательно, вероятность скопления метана в шахтных выработках. Тенденция углубления угольных шахт неизбежна, поэтому чрезвычайно важен поиск новых технологий интенсивной их дегазации, на наш взгляд, лучше предварительной.
Существующая в Российской Федерации технология дегазации малоэффективна. Основана она на бурении скважин с земной поверхности и из шахтных выработок с дальнейшим осуществлением через них гидроразрыва (гидрорасчленения) угольного пласта. Создаваемые буровые каналы и щели гидроразрыва в угольном пласте, в том числе закрепленные песком, имеют ограниченные поверхности фильтрации, а следовательно, и малые притоки к ним угольного метана. Скважины отводят, как правило, не более 2000–3000 м
/сут. газа с концентрацией метана до 20–30 %. Такую технологию можно отнести к разряду экстенсивных, и для того чтобы увеличить количество каптируемого метана, необходимо, соответственно, значительно увеличивать количество буровых каналов (кустовые и горизонтальные протяженные скважины).
Анализ состояния дегазации угольных пластов в США свидетельствует о заметном отставании Российской Федерации. Активную добычу угольного метана в США осуществляют с пятидесятых годов двадцатого века. При этом дегазацию производят в угольных бассейнах с метаноносностью, начиная от 5 м
/т. В 2011 г. в США добыли из угольных пластов 55 млрд м
метана, при этом его концентрация достигала 90–95 %.
В Российской Федерации при дегазации шахт ежегодно каптируют 2 млрд м
газа и, вследствие малой концентрации в нем метана, утилизируют не более 10–12 %. Возникает много проблем с предотвращением загрязнения атмосферы выбрасываемой метановоздушной смесью с концентрацией метана до 20 %.
Дегазацию угольных месторождений в США осуществляют по промышленно освоенной технологии, основные стадии которой следующие: бурение вертикальных скважин с сеткой до 500 м; гидравлический разрыв угольного пласта водой; закачка в щель гидроразрыва кварцевого песка и гелеобразного носителя с поверхностно-активными и химическими веществами; откачка из закрепленной щели подземных вод и, наконец, извлечение из созданной депрессионной области угольного метана. Эта технология обуславливает высокую производительность газодобывающих скважин.
Так, уникальная скважина № 412 на месторождении Сан Хуан в июне 1992 г. отводила ежесуточно 300–400 тыс. м
метана (12–16 тыс м
/ч) с концентрацией метана до 95 %. Такую технологию дегазации угольных пластов осуществляют, как правило, предварительно, что позволяет не только обеспечить газовую безопасность угольных шахт, но и эффективно использовать получаемый высококачественный энергоноситель.
1.2. О происхождении метана угольных месторождений
В США, Индии и некоторых других странах были предприняты широкомасштабные исследовательские программы по изучению генезиса угольного метана и традиционного природного газа (некоторые из программ продолжаются и сегодня). Этими исследованиями установлено, что, помимо процессов фильтрации и десорбции, в вопросах добычи угольного метана важную роль могут играть процессы и механизмы образования угольного метана непосредственно в угленосных отложениях [20, 24].
Эти механизмы обусловлены термическими процессами, в т. ч. каталитическими реакциями на минеральных катализаторах либо на соединениях некоторых металлов, содержащихся в углях. Не последнюю роль могло играть сорбционное замещение метана другими газами, прежде всего, углекислотой и азотом [18, 25, 26].
В 1998 г. в США был опубликован исчерпывающий реферативный обзор [27], включающий 177 публикаций по вопросам изучения механизмов и кинетики реакций, приводящих к образованию угольного метана в ходе «созревания» (роста степени метаморфизма углей).
Последние экспериментальные исследования в области пиролиза и кинетики механизмов, имитирующих образование угольного метана, показали, что процесс термического крекинга протекает слишком медленно, чтобы объяснить им установленные запасы традиционного природного газа и угольного метана. Кроме того, составы получаемых газов слишком отличаются от наблюдаемых в природных условиях.
Один из сторонников происхождения природного газа путем метаморфизма органических соединений (A. T. James – сотрудник американской корпорации Exxon в 1983 г.) связывал степень метаморфизма органики материнских горных пород с изотропной сепарацией углерода между компонентами газа [24]. Однако позже он стал сторонником образования угольного метана путем термического катализа на металлических катализаторах. Его исследования показали, что преобразующий угли процесс катализа на минеральных катализаторах и затем на соединениях некоторых переходных металлов с геологических позиций более реально объясняет образование метана в угольных месторождениях.
К переходным металлам относят некоторые элементы IV, V, VI и VIII групп периодической системы Д. И. Менделеева (например, ванадий, железо, кобальт, никель), для которых характерно такое строение внешней электронной оболочки атомов, которое обуславливает переменную валентность и способность образовывать комплексные ионы. Это определяет их каталитическую активность.
Результаты переработки угля показали, что менее метаморфизованные («сырые») угли образуют больше углеводородных газов, чем деминерализованный уголь.
Опыты также показали, что природный газ, нормальные алкены, водород и угленосные осадочные породы вступают между собой в каталитические реакции в присутствии окислов вышеупомянутых переходных металлов при умеренных термодинамических условиях, в т. ч. при температуре 200 °C, с образованием легких углеводородов, которые не отличаются по молекулярному весу и изотропному составу углерода от традиционного природного газа и угольного метана.
Было показано, что на окислах ванадия, железа, кобальта и никеля также каталитически разлагается сырая нефть, образуя газ, не отличающийся по составу от природного. Эта реакция сырой нефти беспрецедентна и неожиданно мощна, в результате чего в течение считанных суток она превращается в природный газ при температуре всего 175 °C.
Основные результаты упомянутого выше обзора можно свести к следующим положениям:
1. При обычных температурах угленосных отложений в естественном залегании термические реакции разложения углеводородов с образованием метана протекают на несколько порядков медленнее, чем это необходимо для того, чтобы образовались существующие запасы угольного метана. Гораздо активнее протекает образование метана с помощью реакции метанизации углекислоты или гидрогенизации жидких углеводородов на железно-минеральных катализаторах:
CO
+ 4H
? CH
+ 2H
O.
(1)
2. Компонентный состав продуктов реакции термического разложения сильно отличается от состава угольного метана. В то же время составы газообразных продуктов гидрогенизации жидких углеводородов и углекислоты на минеральных катализаторах близки по составу к угольному метану (табл. 4).
Таблица 4
Компонентный состав смеси газов, образующихся при каталитической гидрогенизации жидких углеводородов с углекислотой
3. Для осуществления каталитической реакции необходимо наличие в углях значительного количества соединений переходных металлов (в частности, окислов железа).
Следовательно, выявление в золе углей минералов, содержащих окислы железа либо других переходных металлов, может служить хорошим поисковым индикатором обнаружения запасов угольного метана. Следует учитывать, что повсеместно железо является важным неорганическим элементом золы многих типов углей.
4. Схематическая диаграмма на рис. 3 представляет модель образования угольного метана и позволяет оценивать количество углерода, превращающегося в угольный метан в процессе метаморфизма угля (10 % от общего количества углерода в угле).
Рис. 3– Схема образования угольного метана [24]
Исследователи пока не готовы полностью отвергнуть термический крекинг в пользу катализа на минеральных катализаторах и переходных элементах как основной путь образования природного газа и угольного метана, т. к. не выявлена действенность минеральных катализаторов в естественных условиях.
Тем не менее получены косвенные натурные подтверждения того, что низкосортные угли образовали угольный метан скорее вследствие каталитического разложения угля на минеральных катализаторах, чем путем обычного (некаталитического) термического крекинга. Каталитическое действие может сильно ускоряться.
Поэтому угольный метан, образовавшийся в результате пиролиза и каталитического крекинга угля на минеральных катализаторах, обычно неразличим до тех пор, пока не будут получены химические «отпечатки» (метки) для его дифференциации. Поэтому нынешние натурные данные могут быть лишь косвенными или случайными.
Из изложенного выше следует важный вывод: в процессе разведки на угольный метан в продуктивных на нефть и газ отложениях горных пород более обоснованно искать в пробах окислы переходных металлов (ванадия, железа, кобальта, никеля), а в углях – минеральные катализаторы (подобные окислам железа) вместо определения происхождения и геологического возраста горной породы (или изменения температуры горной породы в геологической истории), как это принято сейчас. Именно каталитический крекинг, а не пиролиз следует считать основным фактором образования угольного метана.
Ниже представлены факты, подтверждающие данный вывод.
Низкосортные лигнитовые угли Северно-Кембрийского бассейна в Индии залегают в интервале глубин от 700 до 1600 м, в заболоченной пойме, в фазе регрессии пострифтового периода существования бассейна. Влажность угля – 10–12 %, плотность – 1,2 г/см
. Угли содержат 5–6 % свободного водорода в пересчете на сухое органическое вещество. Кроме того, эти угли – битуминозные, и при их нагреве выделяется 6–12 % углекислоты. Химический анализ золы углей показал содержание в ней от 5 до 9 % окислов железа.
Обычно лигниты содержат не более 2,5 нм
/т биогенного угольного метана, поскольку, в соответствии с петрографическим составом, содержание витринита в угле – всего 0,3–0,36 %, а термические процессы, приводящие к образованию метана, начинаются при содержании витринита не ниже 0,6 %.
Фактическое газосодержание угля составило от 3 до 8,85 нм
/т. Избыточное газосодержание этих углей невозможно объяснить пиролизом. Оно может быть обусловлено главным образом крекингом на минеральных катализаторах.
Не содержащие лигнита и битума низкосортные угли бассейна Powder River в США имеют низкое газосодержание, что соответствует содержанию в них витринита.
