скачать книгу бесплатно
Данные по образованию природного газа в осадочных отложениях показали, что незрелые битуминозные угли сами по себе не выделяют газа, но при повышении температуры (в присутствии естественных минеральных катализаторов) в процессе термических превращений они выделяют водород и двуокись углерода и образуют угольный метан вследствие каталитических реакций. Поэтому такие угли могут иметь более высокое газосодержание, чем зрелые.
На западе Канады верхнемеловые сланцы содержат обогащенный метаном газ (при естественной температуре всего + 62 °C). В этом случае явная причина образования метана – каталитический крекинг на минеральных катализаторах и соединениях переходных металлов.
По последним данным исследований физико-химической структуры газоугольной матрицы метаноугольных пластов, метан в них содержится в трех состояниях: свободном, адсорбированном и твердом растворе [28]. При этом в твердом растворе содержится 70 % всего метана угольного пласта, и выделение его из твердой матрицы угля наиболее сложно и продолжительно по времени.
Несмотря на дискуссионность этой теории, нет сомнений, что только свободный метан легко извлекаем с помощью простых буровых каналов. Адсорбированный метан, а тем более метан, находящийся в твердом растворе, не могут быть извлечены такими элементарными способами. Для этого необходимы более эффективные технологии разрыва физико-химических связей метана с угольной матрицей и разгрузки угольного пласта.
Ниже излагаются некоторые инновационные технические решения воздействия на угольный пласт с целью интенсификации извлечения угольного метана.
1.3. Зарубежный опыт
Для предотвращения выделения метана в горные выработки угольных шахт в большинстве угледобывающих стран мира (США, КНР, Российская Федерация, ФРГ, Польша, Великобритания и др.) широко применяют дегазацию угольных пластов и участков природного скопления свободного метана.
Среди известных примеров шахтной дегазации разрабатываемых угольных месторождений можно отметить следующие [29].
В ФРГ на шахте «Луизенталь» (глубина 800 м) дегазацию газосодержащих толщ проводили вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности. За 8 лет было каптировано 23,4 млн м
метана, в том числе 1,84 млн м
(в среднем 630 м
/сут.) до начала проведения горных работ. Эффективность дегазации шахты последовательно вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности, и подземными скважинами составила 80 % (каптировано вертикальными скважинами – 11 млн м
метана, подземными скважинами – 1,5 млн м
метана, 3 млн м
метана выделилось в выработки шахты).
В КНР на антрацитовой шахте «Янцюань» (провинция Шаньси) при разработке свиты пологих пластов мощностью от 0,8 до 11 м и общешахтном выделении метана 240 м
/мин для дегазации заполненных метаном карстовых пустот бурили скважины с поверхности глубиной до 400 м, с расстоянием между соседними скважинами 50–70 м. Дебит каптированного метана составил 30–33 м
/мин, что обеспечило эффективность дегазации карстовых пород до 80–85 %. За 25 лет было извлечено 360 млн м
метана (в среднем 39 тыс м
/сут.).
В США на шахте «Федерал» применяли дегазацию пласта «Питтсбург» направленными скважинами с поверхности. Вертикальные скважины бурили до глубины 300–350 м, а затем из их забоев бурили по пласту веер из трех скважин суммарной длиной до 2000 м. Среднесуточный дебит метана за 880 сут. составил 44 тыс м
. При общих капитальных и эксплуатационных затратах $1,5 млн и извлечении 9,2 млн м
метана/год каптаж 1000 м
обошелся в $2,05 млн. Затраты на бурение и оборудование скважин окупились за 4 года. Эффективность дегазации выемочного участка составила 40 %.
Промышленную добычу метана из углегазовых месторождений наиболее эффективно осуществляли в США, начиная с восьмидесятых годов двадцатого века. В последнее время появились новые сведения об успехах во внешахтной дегазации угольных месторождений Австралии и Китая.
Остановимся более детально на результатах промысловой (заблаговременной) добычи метана.
Так, по опубликованным данным, добыча метана в США возросла с 5 млрд м
в 1990 г. до 24,3 млрд м
в 1994 г. (табл. 5).
Таблица 5
Добыча метана на угольных месторождениях США
Очень показателен рост доли угольного метана в общем балансе добычи природного газа в США: в 1990 г. она была равна 1 %, а уже в 1993–1994 гг. составила 4,1–4,7 %. Такой рост добычи метана даже при отмене налоговых льгот в 1994 г. объясняется уникальностью месторождений и совершенствованием технологий, которые резко повышают продуктивность скважин. Добыча угольного метана в США в 1996 г. достигла 28,4 млрд м
, в том числе в бассейне Сан-Хуан – 23,2 млрд м
и Блэк Ворриор – 2,26 млрд м
, или, соответственно, 82 % и 8 % от общего объема. В 2003 г. суммарный объем добычи метана на угольных месторождениях достиг 45 млрд м
, а в 2011 г. – 55 млрд м
.
Большой интерес представляет взаимосвязь между числом метанодобывающих скважин и объемами извлеченного метана. Так, добыча угольного метана увеличилась с 2,57 млрд м
в 1989 г. (1461 скважина) до 15,4 млрд м
в 1992 г. (5743 скважины), т. е. среднее метановыделение в пересчете на одну скважину возросло в 1,5 раза. При этом характерно то, что добыча метана в угольных бассейнах Сан-Хуан (штаты Колорадо и Нью-Мексико) и Блэк Ворриор (штат Алабама) составила в 1994 г. 95 % от общей добычи угольного метана в США, а в 1996 г. – 90 %, что подчеркивает уникальность угольного бассейна Сан-Хуан. В других бассейнах США добыты относительно небольшие объемы метана: 53 млн м
– в басссейне Аркома (штат Оклахома); 140 млн м
– в бассейне Чероки (штаты Канзас, Оклахома и Миссури); 2,8 млн м
– в бассейне Форест Сити (штаты Канзас, Айова, Миссури и Небраска); 2,2 млн м
– в штате Иллинойс; 5,6 млн м
– в бассейне штата Юта; 0,056 млн м
– в бассейне Грин Ривер (штаты Колорадо и Вайоминг); 0,84 млн м
– в части бассейна Северных Аппалач (штат Пенсильвания).
Средний дебит метана в пересчете на одну скважину составлял 800–1800 м
/сут. (аналогичные значения дебита подтверждены на шахтных полях Карагандинского и Донецкого бассейнов). Доля угольного метана в добыче природного газа в штатах Алабама, Колорадо, Нью-Мексико и Вирджиния в 1992 г. составила 26, 26, 29 и 24 %, соответственно. По уточненным данным, реальные для извлечения запасы шахтного метана в этих штатах США увеличились с 0,23 до 0,28 трлн м
. По оценкам Национального нефтяного совета США, технологически извлекаемые запасы угольного метана в 1992 г. составили 1,73 трлн м
при условии использования действующих технологий для извлечения метана и 2,74 трлн м
при условии использования передовых технологий. Комитет по газу оценил запасы угольного метана в 2,52 трлн м
по 48 шахтам и в 1,6 трлн м
по Аляске.
Практика США показала, что добыча метана на угольных месторождениях является, прежде всего, инженерной задачей, решение которой в значительной степени зависит от свойств углеводородных толщ как резервуаров газа. Предоставление налоговых льгот и действующие законы, определяющие государственную собственность на метан угольных пластов, явились важными факторами, стимулирующими добычу метана в условиях действующих угольных бассейнов США. Чтобы обеспечить добычу метана 25 млрд м
/год, потребовалось пробурить 17 000 геологоразведочных скважин общей стоимостью $17 млрд. По данным на 2011 г., в США было извлечено 55 млрд м
угольного метана через 17 000 добычных скважин.
1.4. Ресурсы угольного метана в Российской Федерации
Большинство угольных бассейнов Российской Федерации обладает колоссальными ресурсами метана, который сосредоточен как непосредственно в угольных пластах, так и во вмещающих их породах. Запасы метана на угольных месторождениях Российской Федерации исчисляются десятками триллионов кубических метров [30].
В Кузнецком угольном бассейне ресурсы метана в угольных пластах, перспективных для его извлечения, достигают 13 трлн м
. При этом мощность оцененной зоны (1800 м) охватывает верхнюю треть бассейна, газовые ресурсы более глубоких горизонтов полностью не разведаны и могут составлять до 30–50 трлн м
. Плотность ресурсов угольного метана в среднем составляет 717 млн м
/км
при расчете на всю мощность угленосной толщи. Метаноносность углей изменяется от 18 до 44 м
/т.
По существующим оценкам, Кузнецкий угольный бассейн является наиболее перспективным для промышленной добычи метана. Это, прежде всего, связано с благоприятными предпосылками для поиска залежей свободного газа в угольных пластах, о чем свидетельствуют разнообразие марочного состава углей с высокой природной метаноносностью, их большая мощность и газопроявления в процессе проведения горных работ.
В Печорском угольном бассейне метаноносность угольных пластов изменяется от 12–14 м
/т в длиннопламенных углях до 28–38 м
/т в жирных углях. Общие ресурсы метана в угольных пластах бассейна составляют 2 трлн м
. Плотность ресурсов изменяется от 300 млн м
/км
на глубине 500 м до 760 млн м
/км
на глубине 1000–1200 м. Благоприятными предпосылками для добычи угольного метана Печорского бассейна являются значительные плотности ресурсов на различных глубинах и практически отсутствие зоны газового выветривания.
В Донецком угольном бассейне (Ростовская область), охватывающем шесть промышленных районов Донбасса, бурые и каменные угли, а также антрациты всех стадий метаморфизма отличаются в целом невысокой природной метаноносностью (до 28 м
/т); общие ресурсы метана оцениваются в 80–97 млрд м
; плотность запасов также невелика и составляет 40 млн м
/км
. Отличительная особенность Донбасса – широкое распространение зон, благоприятных для образования газовых залежей. Об этом свидетельствуют многочисленные газовые аварии на угольных шахтах, вызванные прорывами газа из залежей в пористых или трещиноватых песчаниках, трещиноватых угольных пластах, трещиноватых аргиллитах и других породах в пределах структурных осложнений, благоприятных для образования газовых скоплений. Широкое распространение легкоизвлекаемой формы угольных газов, несмотря на незначительные, по сравнению с другими угленосными площадями, запасы и плотность ресурсов, делает российскую часть Донбасса привлекательной в отношении извлечения и использования угольного метана.
Тунгусский и Ленский угольные бассейны в настоящее время крайне слабо изучены. Тем не менее, по существующим оценкам, они имеют большой потенциал в будущем благодаря предполагаемым значительным ресурсам угольного метана в них, их плотности на различных глубинах (до 230 млн м
/км
), а также высокой природной метаноносности углей (до 40 м
/т).
Помимо рассмотренных наиболее крупных угленосных регионов Российской Федерации, значительным потенциалом в качестве источников метана обладают Таймырский, Горловский, Южно-Якутский, Зырянский, Буреинский и Сахалинский бассейны.
Таким образом, угленосные площади Российской Федерации имеют существенно больший потенциал как источник этого нетрадиционного вида топлива, чем многие угольные бассейны в мире.
Отмеченные выше малоэффективные методы шахтной дегазации угольных пластов, заключающиеся в бурении с поверхности или из шахтных выработок различных скважин с дальнейшим вакуумированием метановоздушной смеси, являются практически обязательным этапом разработки метаноносных угольных месторождений.
Однако периодически случающиеся аварии (например, в Кузнецком и Печорском бассейнах и Восточном Донбассе), вызванные взрывами метановоздушной смеси в шахтных выработках, свидетельствуют о малой степени извлечения метана из углепородного массива при предварительной его дегазации. Необходимы более эффективные методы дегазации угольных пластов.
Низкая газопроницаемость каменноугольных пластов обусловливает их невысокую метаноотдачу. Отсюда, очень важно при дегазации применять методы искусственного увеличения метаноотдачи углепородного массива путем его гидравлического разрыва.
Первые гидравлические разрывы угольного пласта с целью его разупрочнения были осуществлены в Донбассе в 1955 г., на Лисичанской станции «Подземгаз», при научном и инженерном руководстве ученых Всесоюзного научно-исследовательского института подземной газификации угля. Позже к этой проблеме активно подключились ученые Московского горного института, Института горного дела им. А. А. Скочинского, Научно-исследовательского института геомеханики и маркшейдерского дела, Института проблем комплексного освоения недр Российской академии наук и др.
Очень эффективными для интенсификации метаноотдачи оказались способы физико-химической обработки созданных щелей гидравлического разрыва в угольном пласте [31]. В качестве рабочих жидкостей применялись химически-активные растворы (например, соляная кислота), поверхностно-активные вещества, а также растворы комплексов.
Опыт физико-химического воздействия на угольные пласты Карагандинского и Донецкого угольных бассейнов показал следующее:
• воздействие соляной кислоты повышает метаноотдачу на 25–35 %, по сравнению с обычной скважинной вакуумной дегазацией, степень дегазации возрастает до 40–50 %;
• последовательное воздействие на угольный пласт растворов соляной кислоты и поверхностно-активных веществ повышает метаноотдачу на 50–60 %, а степень извлечения метана возрастает до 60–70 %.
В настоящее время идет поиск и апробирование новых методов повышения метаноотдачи угольных пластов как при шахтной (предварительной), так и при промысловой (заблаговременной) дегазации метаноугольных месторождений. К этим методам следует отнести: протяженные горизонтальные скважины, волновое и вибрационное воздействие на угольный пласт, закачка в метаноносный пласт инертных газов (углекислого газа, азота), а также другие методы.
Работы по промысловой (заблаговременной) дегазации угольных пластов в Российской Федерации только начинаются, в то время как в США, Австралии, Китае, Индии, Польше и других странах они находятся на промышленной стадии.
1.4.1. Экспериментальный опыт в Кузбассе
Первые экспериментальные работы по обоснованию промышленной добычи метана из угольных пластов Кузбасса были начаты ОАО «Газпром» в 2001 г. В результате проведенных геолого-разведочных работ наиболее перспективными для добычи метана были признаны Талдинская и Нарыкско-Осташкинская площади [15].
Первые четыре экспериментальных скважины были пробурены в 2003–2004 гг. на Талдинской синклинали, а в 2008 г. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ГКЗ «Роснедра») утвердила первые запасы метана по промышленным категориям С
+ С
в количестве 45 млрд м
