Московский экономический журнал 12/2022

image_pdfimage_print

PDF-файл статьи

Научная статья

Original article

УДК 911.3:234.8

doi: 10.55186/2413046X_2022_7_12_762

СПОСОБ ДЕГАЗАЦИИ ГАЗОНОСНЫХ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПОЛЕЗНОГО ИСКОПАЕМОГО

METHOD OF DEGASSING OF GAS-BEARING COAL DEPOSITS IN THE DEVELOPMENT OF MINERALS

Рочев Виктор Федорович, д.т.н., доцент, зав. кафедры горное дело, Технический институт (ф) СВФУ им. М.К. Аммосова, E-mail: viktor-rochev74@mail.ru

Rochev Viktor Fedorovich, Doctor of Technical Sciences, Associate Professor, Head of the Mining Department, Technical Institute (f) of the M.K. Ammosov NEFU, E-mail: viktor-rochev74@mail.ru

Аннотация. Определение факторов, условий и закономерностей формирования, размещения и перераспределения скоплений газа метана в осадочной толще угольных бассейнов дает оценивать их газоносность. По предварительным оценкам специалистов ресурсы газа метана угольных бассейнов (угольных пластов и вмещающих пород) сопоставимы с запасами традиционных углеводородов.

Изучение особенностей формирования и перераспределения углеводородов в угольных бассейнах позволяет установить их распространение и возможность прогнозирования участков, пригодных для проведения предварительной, сопутствующей и постэксплуатационной дегазации.

В течение 2003-2022 годов был проведен ряд полевых и лабораторных исследований газоносности угля и вмещающих пород ХМАО.

Современное распространение газа в угольных бассейнах является результатом геологического развития угленосных регионов, определяемого как син- и постгенетические процессы относительно периодов формирования угольных пластов.

Abstract. The determination of factors, conditions and patterns of formation, placement and redistribution of methane gas accumulations in the sedimentary thickness of coal basins makes it possible to assess their gas content. According to preliminary estimates of experts, the methane gas resources of coal basins (coal seams and host rocks) are comparable to the reserves of traditional hydrocarbons.

The study of the peculiarities of the formation and redistribution of hydrocarbons in coal basins allows us to establish their distribution and the possibility of forecasting sites suitable for preliminary, concomitant and post-operational degassing.

During 2003-2022, a number of field and laboratory studies of the gas content of coal and host rocks of the KhMAO were carried out.

The current distribution of gas in coal basins is the result of the geological development of coal-bearing regions, defined as syn- and post-genetic processes relative to the periods of formation of coal seams

Ключевые слова: дегазация, полезное ископаемое, газоносные месторождения, уголь

Keywords: degassing, minerals, gas-bearing deposits, coal 

Единого мнения о происхождении газа в угольных массивах нет. Большинство ученых рассматривают газ углепородных массивов как биогенное образование, сформированное одновременно с угольными залежами или произведено ими при последующем их

преобразовании. Вторая гипотеза указывает на наличие в угле газов, кроме биогенного, также абиогенного происхождения, связанных с глубинными разломами и флюидодинамическими очагами [3].

По мнению [5] метан, находящийся в современной угленосной толще как по количественным показателям, так и по локализации в структурах – является остаточным, который образовался в период метаморфизма угля.

Метан в углепородном массиве связан с метаморфизмом угля, который продолжается на глубине и по сей день. Поэтому, по его мнению, газ метан в угольных бассейнах следует рассматривать как динамическое равновесие: глубинного, регионального, матаморфогенного газообразование, постоянно компенсирует его уменьшение, которое происходит за счет постоянной дегазации [7].

Особенности распространения газа метана в углепородных массивах Донецкого бассейна формировались под влиянием тектонических процессов, которые проявлялись на протяжении этапов тектоногенеза от девона к неогену. Газоносность угленосных толщ в значительной степени сформировалась путем пространственного перераспределения первичных и термогенных газов, в том числе и мигрирующих из более глубоких горизонтов и глубинных источников [2].

Генезис, миграция и формы нахождения углеводородов в углепородных массивах аналогичные процессам, характерным для природных газов в осадочных формациях.

В то же время существуют определенные факторы формирования и эволюции углегазоносных формаций ХМАО, которые предопределяют ее современное состояние. Прерывно-непрерывный процесс миграции к поверхности газов из более глубоких горизонтов сопровождается тектоническими (вулкано-тектоническими, поствулканическими) процессами и приводит к вертикальной газовой зональности в углепородных массивах, которая изменяется в течение формирования бассейна и продолжается в настоящее время.

Природные газы в метановой зоне представлены в основном метаном и его гомологами (содержание от 70 до 90 %), тяжелыми углеводородами (от следов до 1 – 20 %), азотом (от 1-5 до 25-30 %) и углекислым газом (в основном от 0 до 1,5–2,07 %).

Наряду с ними в состав газов входят гелий, водород, изредка – сероводород. При общей близости вещественного состава газов угля и пород, газы угольных пластов (при равных условиях) содержат большее количество СО (СО2) и тяжелых углеводородов, но немного меньшее количество гелия и водорода.

Качественные характеристики газовой смеси угольных месторождений постоянно меняются по разрезу и падению пласта и особенно четко отличаются в тектонически нарушенных зонах углепородных массивов. Все составляющие газовой смеси углепородных массивов контролируются мозаикой физических параметров его различных частей, как в ненарушенном, так и в отработанном массиве.

Исследованиями газовой составляющей угольных пластов ХМАО установлено, что закономерное качественное распространение газообразных углеводородов определяется разрывными нарушениями и подтверждает не только диффузионное газонасыщения массива, но и темповое – накопление газа сквозь разрывные нарушения в период их раскрытия. При этом следует отметить, что разрывные нарушения не на всей своей протяженности являются «транспортными артериями» газообразных углеводородов: на большей части своего простирания угля и породы в нарушенных зонах настолько перемяты, что в них полностью отсутствует непрерывность трещин и пор, таким образом, почти полностью отсутствует газопроводность.

Главная часть геологических разрывных нарушений в наше время является препятствием для газообмена между геоструктурными блоками массива и определяет относительную стабильность качественного газового состава блоков. Установлено, что качество газовой составляющей угольных пластов меняется от зон геологических нарушений к центральной части блоков.

В приразломной части блоков в газовой составляющей имеющиеся углеводороды с углеродным числом от С1 до С5, а также Спн2п и Спн2п-2. С удаления от этой зоны на расстояние от 150 до 300 м в угольных газах отсутствуют С2п-2, а затем Спн2п, потом С5, С4, и С3. Центральная часть блоков насыщена в основном метаном и этаном со значительной примесью азота и диоксида углерода, которые вытеснялись в эти места поступлением углеводородов из нарушенных зон.

В процессе исследований состава остаточной газовой составляющей были установлены закономерности распространения газов в угольных пластах (m3, l1, l4 на шахте вдоль реки Печоры, m 40, m42, l21, l3, k5 на шахтах ГП «Горняк», ГП ВК «Северная», ГП «Южный Тиман») – при приближении к зоне нарушений, на расстояние 200 – 250 м, изменяются качественные и количественные показатели газовой смеси.

Стоит отметить и литологических фактор, поскольку вмещающие угольные пласты осадочные породы могут быть как коллекторами, так и транспортными путями» для газов.

Добыча метана из угля является возможным при условии нарушения сорбционного равновесия и увеличения проницаемости углепородного массива, по которому газ движется к скважинам.

С этой целью применяют различные способы воздействия на угольные пласты и газонасыщенные породы (гидродинамическое действие, гидроразрыв, гидрорасчленение, физико–химическое воздействие, вибрационное воздействие через вмещающие породы) [3].

Наибольший эффект достигается подделкой массива, когда в процессе опускания пород над выработанным пространством формируется система трещин, по которой свободный метан проникает в горные выработки и скважины [4].

Кроме того, в работе разработаны параметры бурения поверхностных дегазационных скважин, технические решения по реконструкции существующей газотранспортной системы, повышают ее энергоэффективность и безопасность эксплуатации, оперативность контроля параметров и управления.

Для обеспечения эффективной работы системы надо соблюдать требования, которые приведены ниже.

Проекция забоя первой скважины должна находиться на расстоянии 30– 50 м от угольного пласта. Последнюю скважину бурят вдоль выемочного поля и их забое должны находиться не ближе 30 м от вентиляционной выработки и не дальше середины лавы. Оптимальный интервал и параметры конструкции скважины рассчитывают в зависимости от горно–геологических и горнотехнических условий.

Глубину бурения скважин выбирают так, чтобы их забое располагались не ближе 8 ТПЛ (толщина пласта) от почвы пласта вынимается.

Нижнюю часть обсадной трубы скважины перфорируют отверстиями диаметром от 10 до 15 мм, располагая по 20 отверстий на одном метре. Длину газоприемной части рассчитывают с учетом расположения источников газа и принимают не менее 30 ТПЛ .

Наиболее эффективный, стимулирующий высвобождение газа из пластов и пород угля, принят способ пневмогидродинамического действия (ПГДД) на неподдельный массив [5]. Что подтверждается следующими показателями работы скважин:

  • МС – 598, среднесуточный дебит-24тыс. м3 всего добыто-30,23 млн м3;
  • 1185–Д, среднесуточный дебит – 17,15 тыс. м3 всего добыто – 9,0 млн м3;
  • 1186–Д среднесуточный дебит – 32,4 тыс. м3 всего добыто на 01.10.11–3,59 млн м3 (давление в скважине достигало 1,2 МПа). [6]

Всего из скважин, обработанных этим методом, добыто – 127,63 млн м3 с концентрацией 90 – 95 % метана, которые и далее продолжают стабильно функционировать.

Эффективность ПГДД можно значительно повысить за счет разработанных нами технических решений для реконструкции поверхностной дегазации газотранспортной системы (ГТС). Это исключает сброс добытого метана в атмосферу и в подземные горные выработки, и обеспечивает преобразование энергии выходного давления газа скважин в электроэнергию. [7]

Дополнительно к магистральному газопроводу будут подключены инициированы с применением технологии ПГДД скважины МС598 и МТ336 через ГРПП 98 и ГРПП 36. Для полезного использования энергии выходного давления газа скважин в состав ГТС предусматривается включение турботендардерной станции, оборудованной детандером–генератором для выработки электроэнергии (с получением холода) при регенерации энергии сжатого газа среднего давления 0,3 МПа в низкий давление до 2 кПа, что подается в когенерационную станцию.

Природный газ угольных месторождений содержит механические твердые и жидкие примеси – песок, пыль, воду, технические масла, конденсат, сернистые соединения и др. Анализ загрязнений внутреннего содержимого газопроводов говорит о том, что все они являются сложной многокомпонентной смесью.

Для диафрагменного узла в такой комплектации разработана программа и методика метрологической поверки, что позволяет разбить весь диапазон измерения перепада давления 63кПа на три поддиапазона и при этом обеспечить следующие предельные погрешности измерения расхода газа в процентах при: 100% расходы– 0,84; 70 % – 0,79; 50% – 0,80; 40% – 0,83; 30% – 0,95; 20% – 1,48; 10% – 5,11. Такая методика поверки позволяет вместо трех датчиков перепада давления обойтись одним.

Избран универсальный контроллер с автономным питанием Эргомера– 126.MU обеспечивает выполнение следующих функций:

  • непрерывное автоматическое измерения: абсолютного давления газа со скважины, МПа; абсолютного давления подаваемого газа в ГТС, МПа; температуры газа, ° С, подаваемого в ГТС;
  • периодическое измерение и вычисления расхода газа, подаваемого в ГТС, приведенного к стандартным условиям, м3/ч и объема подаваемого газа в ГТС, приведенного к стандартным условиям на суточном интервале времени с привязкой по времени – м3.

Передача информации с ГРПП на диспетчерский пункт обеспечивается с помощью GSM модемов, выполняющих следующие функции:

  • считывание архива измерительной информации, сохраненной в независимой памяти аппаратуры сбора данных о параметрах мониторинга скважины;
  • передачу измерительной информации, загруженной с аппаратуры сбора данных в ПЭВМ диспетчерского пункта.

В связи с отсутствием электропитания в местах размещения ГРПП регистратор сбора и хранения данных снабжен автономным питанием на 2 года, а передачи данных о параметрах скважины на диспетчерский пункт сохраняет работоспособность не менее 90 суток при электропитании от внутреннего источника.

Выводы

Качественные показатели газового состава тесно связаны с тектоническими нарушениями в угленосных толщах. При приближении к нарушенным зонам значительная роль отведена углеводородным газам, в том числе и тяжелым углеводородам, присутствию гелия, водорода, этана и азота. Таким образом, можем рассматривать тектонический фактор как один из основных для определения современных скоплений газов в угольных бассейнах, а газовый состав подчеркивает миграцию газов с более глубоких горизонтов в верхние горизонты литосферы.

В результате изотопного исследования газов углепородных массивов бассейна ХМАО установлено, что более 80 % газов толще можно отнести к термогенных газов.

Только в зонах влияния региональных разломов (например, Центральный надвиги), установлено небольшое количество газа, которое за изотопными показателям можно привлечь к глубинному.

В монолитных, без нарушений, толщах углепородных массивов и выше поверхности метановой зоны, установлено незначительное количество газа, которое можно привлечь к биогенного. Таким образом, газ углепородных массивов состоит, преимущественно из термогенного газа при незначительном количестве биогенного и абиогенного.

Главным фактором формирования газоносности в угольных бассейнах является тектонический. В то же время пополнение массива газом происходит постоянно, за счет глубинных процессов планеты и контролируется структурно-тектоническим фактором в бассейне ХМАО.

Список источников

  1. Инструкция по дегазации угольных шахт. Серия 05. Выпуск 22. – М.: Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности, 2012. – 250 с.
  2. Малашкина В.А. Направления повышения эффективности подземной дегазации для улучшения условий труда шахтеров угольных шахт // ГИАБ. Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2018 – № 7. – С. 69-75. DOI: 10.25018/02361493-2018-7-0-69-75
  3. Гарипов Р.Ф., Шарафутдинова Г.М., Барахнина В.Б. Анализ рисков на основе оценки культуры безопасности // Безопасность труда в промышленности. – 2019. – №9. – С. 82-88.
  4. Малашкина В.А. Направления повышения эффективности использования систем дегазации угольных шахт // ГИАБ. Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2019. – №6. – С. 206-214.
  5. Малашкина В.А. Дегазационные установки. 2-е изд.- М.: Изд-во МГГУ, 2012 — 190 с.
  6. Kulikova E. (2019) Risk Assessment of Dangerous Natural Processes and Phenomena in Mining Operations. Springer Proceedings in Earth and Environmental Sciences. Springer, Cham. pp. 21-33, 2019.
  7. Золотых С.С., 2019. Заблаговременная дегазация угольных пластов как фактор повышения безопасности на шахтах Кузбасса. Горная промышленность, № 5, С. 18 — 22.
  8. Мелехин Е.С., Кузина Е.С., 2016. Заблаговременное извлечение метана угольных пластов как основной фактор повышения уровня безопасности на проектируемых шахтах. Наука и техника в газовой промышленности, № 1(65), С. 91 — 94.
  9. Зайцев B.A., 2018. Компьютерное моделирование процесса заблаговременной дегазации угольных пластов 45-48 участка шахты Ерунаковская-VIII. Наука и техника в газовой промышленности, № 1, С. 24 — 32.
  10. Васенин И.М., Крайнов A. А., 2017. Численное моделирование дегазации угольных пластов. Инженерно-физический журнал, Т. 90, № 6.
  11. Шишляев В.В., Кузнецов Р.В., 2018. Об особенностях составления прогноза добычных возможностей метаноугольных скважин на основе гидродинамических моделей. Стратегия развития геологического исследования недр: настоящее и будущее (к 100-летию МГРИ-РГГРУ): Материалы Международной научно-практической конференции, Т. 1, С. 576 — 577.
  12. Швачко Е.В., Хрюкин В.Т., Сизиков ДА., Aбарбанель Е.Г. 2019. Особенности методики разведки метаноугольных месторождений. Новые идеи в науках о Земле: Материалы XIV Международной научно-практической конференции, Т 5, С. 228 — 230.
  13. Черепанский М.М., Шишляев В.В., 2019. Моделирование эффектов изменения проницаемости угольных пластов при активных процессах десорбции метана и фильтрации пластового флюида. Горный журнал, № 10, С. 89 — 92. DOI: 10.17580/gzh.2019.10.13.

References

  1. Instructions for degassing coal mines. Episode 05. Issue 22. – Moscow: Scientific and Technical Center for Industrial Safety Research, 2012. – 250 p.
  2. Malashkina V.A. Directions of increasing the efficiency of underground degassing to improve the working conditions of coal miners // GIAB. Mining information and analytical bulletin. – 2018 – No. 7. – PP. 69-75. DOI: 10.25018/02361493-2018-7-0-69-75
  3. Garipov R.F., Sharafutdinova G.M., Barakhnina V.B. Risk analysis based on safety culture assessment // Occupational safety in industry. – 2019. – No. 9. – pp. 82-88.
  4. Malashkina V.A. Directions of increasing the efficiency of using coal mine degassing systems // GIAB. Mining information and analytical bulletin. – 2019. – No. 6. – pp. 206-214.
  5. Malashkina V.A. Degassing installations. 2nd ed.- Moscow: Publishing House of Moscow State University, 2012 — 190 p.
  6. Kulikova E. (2019) Risk Assessment of Dangerous Natural Processes and Phenomena in Mining Operations. Springer Proceedings in Earth and Environmental Sciences. Springer, Cham. pp. 21-33, 2019.
  7. Zolotykh S.S., 2019. Advance degassing of coal seams as a factor in improving safety at Kuzbass mines. Mining Industry, No. 5, pp. 18-22.
  8. Melekhin E.S., Kuzina E.S., 2016. Early extraction of coalbed methane as the main factor in increasing the level of safety at the projected mines. Science and Technology in the Gas Industry, No. 1(65), pp. 91-94.
  9. Zaitsev B.A., 2018. Computer simulation of the process of advance degassing of coal seams 45-48 section of the Yerunakovskaya-VIII mine. Science and Technology in the Gas Industry, No. 1, pp. 24-32.
  10. Vasenin I.M., Krainov A. A., 2017. Numerical simulation of coal seam degassing. Engineering and Physics Journal, Vol. 90, No. 6.
  11. Shishlyaev V.V., Kuznetsov R.V., 2018. On the specifics of forecasting the production capabilities of methane-coal wells based on hydrodynamic models. Strategy for the development of geological exploration of the subsurface: present and future (to the 100th anniversary of MGRI-RGGRU): Proceedings of the International Scientific and Practical Conference, Vol. 1, pp. 576 — 577.
  12. Shvachko E.V., Khryukin V.T., Sizikov DA., Abarbanel E.G. 2019. Features of the method of exploration of methane-coal deposits. New Ideas in Earth Sciences: Proceedings of the XIV International Scientific and Practical Conference, Vol. 5, pp. 228-230.
  13. Cherepansky M.M., Shishlyaev V.V., 2019. Modeling of the effects of changes in the permeability of coal seams during active processes of methane desorption and filtration of reservoir fluid. Mining Journal, No. 10, pp. 89 — 92. DOI: 10.17580/gzh.2019.10.13.

Для цитирования: Рочев В.Ф. Способ дегазации газоносных угольных месторождений при разработке полезного ископаемого // Московский экономический журнал. 2022. № 12. URL: https://qje.su/nauki-o-zemle/moskovskij-ekonomicheskij-zhurnal-12-2022-65/

© Рочев В.Ф., 2022. Московский экономический журнал, 2022, № 12.