УГОЛЬ № 2-2003 АРХИВ ЖУРНАЛ УГОЛЬ

РЕСУРСЫ

---

ЗАРУБЕДНЫЙ ОПЫТ ПРОМЫСЛОВОЙ ДОБЫЧИ УГОЛЬНОГО МЕТАНА И ЕЕ ПЕРСПЕКТИВЫ В КУЗНЕЦКОМ БАССЕЙНЕ

В.С.ЗАБУРДЯЕВ
Канд.техн.наук
(ННЦ ГП-ИГД им.А.А.Скочинского)

Угольная промышленность - одна из древнейших отраслей производства - занимает важное место в хозяйстве стран, располагающих запасами угля. Она является главнейшим поставщиком первичного сырья и топлива. Угольные месторождения на территории 63 угледобывающих стран мира характеризуются исключительным разнообразием сложнейших условий, не имеющих места ни в одной другой отрасли промышленности, связанной с добычей топлива. В связи с этим применяются различные способы и системы разработки угольных пластов, технологические процессы и применяемое оборудование, к которым справедливо предъявляются повышенные требования по факторам безопасности и надежности. При этом особое место отводится газоносным месторождениям, где метан с одной стороны представляет угрозу жизни шахтеров и рентабельному существованию шахт, а с другой - является экологически чистым топливом и ценным химическим сырьем. Выделение больших объемов метана в угольных шахтах и его взрывы неоднократно становились причиной крупных аварий и гибели шахтеров в различных странах мира.

Наиболее эффективным мероприятием по снижению выделения метана в горные выработки шахт является дегазация угольных пластов и коллекторов природных скоплений свободного газа [1] через скважины, пробуренные с земной поверхности или из подземных выработок (США, КНР, Россия, ФРГ, Великобритания, ЮАР, Польша и др.). Так, в ФРГ на шахте “Луизенталь” (глубина 800м) дегазация газосодержащих толщ производилась вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности. За 8 лет было каптировано 23,4 млн м³ метана, в том числе 1,84 млн м³ (в среднем 630 м³/сут) до начала влияния горных работ. Эффективность дегазации шахты последовательно вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности, и подземными скважинами составила 80%: каптировано вертикальными скважинами 11 млн м³ и подземными 1,5 млн м³ метана, около 3 млн м³ 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 м³/мин для дегазации заполненных метаном карстовых пустот бурили скважины с поверхности глубиной до 400м с расстоянием между соседними скважинами 50-70м. Дебит каптированного метана составил 30-33 м³/мин, что обеспечило эффективность дегазации карстовых пород до 80-85%. За 25 лет было извлечено 360 млн м³ метана (в среднем 39 тыс. м³/сут).

В США на шахте “Федерал” применялась дегазация пласта “Питтсбург” направленными скважинами с поверхности. Вертикальные скважины бурились до глубины 300-350м, а затем из их забоев бурили по пласту веер из трех скважин суммарной длиной до 2000м. Среднесуточный дебит метана в течение 880 сут составил 44 тыс. м³. При общих капитальных и эксплуатационных расходах около 1,5 млн долл. США и извлечении за год 9,2 млн м³ метана каптаж 1000 м³ обошелся в 2,05 долл. Затраты на бурение и оборудование скважин окупились за 4 года. Эффективность дегазации выемочного участка составила около 40%.

Возможность и экономическая целесообразность крупномасштабной промысловой добычи метана на углегазовых месторождениях подтвердились ходом развития углегазовых промыслов в США и обнадеживающими результатами работ в Австралии, Китае и др. странах [2-5]. Так, по опубликованным данным, добыча метана в США резко возросла от 5 млрд м³ в 1990 г. до 24,3 млрд м³ в 1994 г. (табл. 1). Весьма показателен рост доли угольного метана в общем балансе добычи природного газа в США: в 1990г. она была равна 1%, а уже в 1993-1994гг. составила 4,1-4,7%. Такой рост добычи метана даже при отмене налоговых льгот в 1994г. объясняется уникальностью месторождений и совершенствованием технологий, резко повышающих продуктивность скважин. Добыча угольного метана в США в 1996г. достигла 28,4 млрд м³, в т.ч. в бассейнах Сан-Хуан - 23,2 и Блэк Ворриор - 2,26 млрд м³ или соответственно 82 и 8% от общего объема.

Определенный интерес для специалистов представляет взаимосвязь между числом метанодобывающих скважин и объемами извлеченного метана. Так, по данным EIA в США добыча угольного метана увеличилась с 2,57 млрд м³ при наличии 1461 скважин в 1989г. до 15,4 млрд м³ из 5743 скважин в 1992г., т.е. среднее метановыделение из одной скважины повысилось 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 1994г. 95% общей добычи угольного метана в США, а в 1996г. – 90%, что свидетельствует о весьма благоприятных условиях накопления свободного метана только в отдельных углегазовых месторождениях. В других бассейнах США добыты относительно небольшие объемы метана: 53 млн м³ в бассейне Аркома (штат Оклахома); 140 млн м³ в бассейне Чероки (штат Канзас, Оклахома и Миссури); 2,8 млн м³ в бассейне Форест Сити (штаты Канзас, Айова, Миссури и Небраска); 2,2 млн м³ в штате Иллинойс; 5,6 млн м³ в бассейне штата Юта; 0,056 млн м³ в бассейне Грин Ривер (штаты Колорадо и Вайоминг) и 0,84 млн м³ в части бассейна Северных Аппалач (штат Пенсильвания). Средний дебит метана из одной скважины составлял 0,7-1,5 м³/мин (аналогичные показатели, по оценкам МГГУ [6], имели место на шахтных полях Карагандинского и Донецкого бассейнов). Доля угольного метана в добыче природного газа в штатах Алабама, Колорадо, Нью-Мексико и Вирджиния в 1992г. составила 26%, 26%, 29% и 24% соответственно. По уточненным данным, реальные для извлечения запасы шахтного метана в этих штатах США увеличились с 0,23 трлн м³ до 0,28 трлн м³. По оценкам Национального нефтяного совета (NPC) технологические извлекаемые запасы угольного метана на период 1992г. составили 1,73 трлн м³ при использовании действующих технологий извлечения метана и 2,74 трлн м³ - при использовании передовых технологий. Комитет по газу оценил запасы угольного метана в 2,52 трлн м³ по 48 шахтам и в 1,6 трлн м³ по Аляске.

Практика США показала, что добыча метана на угольных месторождениях является, прежде всего, инженерной задачей, решение которой в значительной степени зависит от свойств углепородных 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 11 действующих угольных бассейнов США. Чтобы обеспечить добычу метана около 25 млрд м³/год потребовалось пробурить около 17 тыс. геологоразведочных скважин стоимостью 17 млрд долл. США [6]. Таким образом, за 10-летний период (1983-1992г.г.) в США наблюдался значительный рост добычи угольного метана, большей частью обусловленный наличием локальных газовых месторождений и введением налоговых льгот, действие которых с 1994г. было прекращено и не распространялось на вновь пробуренные скважины. В 1983г. добыча метана составила 0,13 млрд м³ из 160 скважин при объеме метана из одной скважины 812 тыс.м³/год, а в 1992г. - 15,4 млрд м³ при съеме 2681 тыс.м³/год метана из скважины. Объем добычи угольного метана в США в 1996г. достиг 28,4 млрд м³. При этом метаноносные районы бассейна Сан-Хуан, являвшегося самым крупным производителем угольного метана, к концу 1996г. практически уже были разработаны. Специалисты США считают, что необходимы решительные меры по стимулированию добычи метана в перспективных угольных бассейнах, к которым относятся Аркома, Чероки, Форест Сити, Грин Ривер, Иллинойс, Северные Аппалачи, Пайсинс, Рэйта, Уинта, Пасифик Коул (Тихоокеанское побережье), а также новые районы Аляски. По их мнению, разработка новых углегазовых месторождений при отсутствии стимулирования со стороны государства экономически выгодной может быть только при высоких ценах на газ, чтобы возросшие затраты на бурение и оснащение скважин на новых участках были компенсированы. Тем более что во вновь осваиваемых районах необходимо развитие новой инфраструктуры по доставке газа в соответствии с требованиями его реализации на рынке.

В Российской Федерации опыта промысловой добычи метана на угольных месторождениях пока нет. Однако согласно публикации [7] Кузбасс готовится к промышленной добыче угольного газа: программа “Метан Кузбасса” набирает обороты и в ее орбиту вовлечены “Газпром” и федеральное правительство, которое готово поддержать проект. Трехлетний эксперимент призван подтвердить возможность рентабельной промысловой добычи метана на угольных полях Кузнецкого бассейна. Предполагаемые объемы извлечения метана должны составить к 2007г. 3-5 млрд м³/год, а в перспективе возрасти до 20 млрд м³ в год. Затраты на экспериментальный этап предположительно составят 32 млн долл. США при общей стоимости проекта 400 млн долл. США. Программой “Метан Кузбасса” предполагается организовать промысловую добычу метана из угольных пластов как самостоятельного полезного ископаемого (наравне с природным газом, нефтью и углем). При этом роль главных коллекторов метана отводится угленосным участкам за пределами горных отводов ныне действующих в Кузбассе шахт. Прогнозные для извлечения запасы метана могут достигать 20 трлн м³ [7]. Добыча таких ресурсов метана, как полагают авторы проекта, позволила бы обеспечить энергетику региона “своим” экологически чистым топливом, а предприятия химической промышленности и металлургии – необходимым сырьем.

Из 26 перспективных для добычи метана участков и площадей с ресурсами 6 трлн м³ выделено 4 первоочередных для опытно-промышленного освоения с общими запасами 1,5 трлн м³ метана. Инициаторы проекта считают, что на этих участках основные геолого-промысловые характеристики сходны с таковыми на наиболее продуктивных участках бассейна Сан-Хуан в США [7]. Так ли? Ведь уникальность последнего заключается в том, что на его угленосных площадях находилось метановое месторождение свободных газов [6]. Есть ли такие метановые скопления в Кузбассе? А если есть, где они находятся? Достоверных данных, подтверждающих огромные ресурсы свободного метана, пока нет. Метановых ресурсов, заключенных непосредственно в угольных пластах, причем на 90% в сорбированном состоянии, явно будет недостаточно для интенсивного извлечения годовых объемов метана даже в пределах 3-5 млрд м³, не говоря уже о 20 млрдм³/год. И вот почему. При исследовании газодинамических характеристик угольных пластов Кузбасса ННЦ ГП – ИГД им. А.А.Скочинского особое внимание уделил изучению их газопроницаемости и газоотдачи. Для определения проницаемости угольного массива производились газовоздушные съемки в тупиковых подготовительных выработках, проходка которых велась за пределами влияния горных работ. Учету подлежали глубина горных работ, газоносность и мощность угольных пластов, величины газового давления, констант сорбции и пористости, скорость проведения выработки, а также фактические данные по дебитам метана в пластовые дегазационные скважины, функционировавшие вне зоны влияния очистных работ. По результатам исследований, выполненных в условиях действующих шахт Ленинского и Беловского районов Кузбасса, газопроницаемость 6 пластов изменялась от 0,005 до 0,045 мД, а их газоотдача при плоскорадиальном течении газа к скважине и мощности пластов угля 1,5-3,7 м – от 2,7 до 20,1 м³/сут при диаметре скважины 0,1 м и от 3,4 до 24 м³/сут при диаметре скважины 0,2м (табл.2). Такие достаточно низкие показатели извлечения метана из не разгруженных от горного давления угольных пластов обусловлены, прежде всего, малой их газопроницаемостью в природных условиях, а также тем, что любая искусственно созданная полость в угольном пласте (будь то скважина, трещина или даже выработка) имеет предельный радиус дренирования.

Многолетней практикой работ по дегазации неразгруженных угольных пластов Карагандинского, Донецкого и Кузнецкого бассейнов на глубинах от 270 до 810м [8] был определен средний эффективный радиус влияния скважин, который для пластов Караганды и Донбасса составил в среднем 4,4м и 3,2м соответственно (шахты в Донбассе более глубокие, чем в Караганде), а в условиях шахт Кузбасса (в том числе и южных его месторождений) он не превышает 8м. Поэтому ориентироваться на 15-20 лет [7,9] функционирования скважин с высокими дебитами пластового метана пока нет никаких оснований. Из скважины, пробуренной вкрест простирания угольного пласта (скважина с поверхности), за предельный срок ее функционирования, который обычно не превышает один год, удельное метановыделение будет изменяться от 200 до 1100 м³/м соответственно при газопроницаемости пласта 0,005 и 0,045 мД (см.рисунок). Тогда при суммарной мощности угольных пластов в Кузбассе, равной 150м в интервале 600 м от поверхности, из одной сухой скважины за один год можно будет извлечь от 30 тыс.м³ до 165 тыс.м³ метана.

Чтобы добыть 3 млрд м³ метана в год из угольных пластов, нужно будет пробурить в самом благоприятном случае, т.е. при газопроницаемости пластов угля 0,045 мД, не менее 18180 скважин. При глубине скважины 600м и стоимости отечественно бурения 1м скважины, равной 2500 руб., необходимо будет затратить по статье “бурение” 27,27 млрд руб. или 865,7 млн долл. США (1 долл. США=31,5 руб.). В худшем же случае (газопроницаемость пластов угля 0,005 мД) потребуется пробурить не менее 100 тыс. скважин, затратив 150 млрд руб (4,76 млрд долл.США) по статье “бурение”. Добыча 1000 м³ метана из угольных пластов даже в наиболее благоприятных по газопроницаемости условиях будет обходиться только по статье “бурение скважин” в 290 долл. США, а не в 15 долл. общей себестоимости добычи угольного метана [7]. Таким образом, за пределами горных отводов действующих шахт промысловая добыча метана из неразгруженных угольных пластов через скважины, пробуренные с земной поверхности, без эффективных средств интенсификации газоотдачи экономически будет нецелесообразной вследствие низкой их природной газоотдачи. Поэтому нужны более глубокие научные исследования по обоснованию участков для проведения эксперимента по промысловой добыче метана, а не ориентироваться на уникальный с точки зрения газоотдачи бассейн Сан-Хуан, поскольку опыт США свидетельствует также и о том, что в бассейне Грин Ривер и в части бассейна Северных Аппалач в течение года извлекалось только 56-840 тыс.м³ метана. Эти показатели близки к прогнозируемым нами объемам извлечения метана в Кузбассе (30-165 тыс.м³/год), которые установлены по данным экспериментально определенных дебитов метана из угольных пластов, являющихся практически основными коллекторами метана в Кузбассе.

Осторожность в оценке возможных объемов промысловой добычи угольного метана, также как и его ресурсов, необходимо проявлять еще и потому, что по фактическим данным при подземной разработке пластов угля из 82 действовавших в 2001г. метанообильных шахт РФ, где газоотдача разгружаемых от горного давления угленосных толщ повышается на 2 порядка, в течение года выделилось 740 млн м³ метана, а средствами дегазации пластов угля и газоотсоса метана из выработанных пространств 22 наиболее газообильных шахт извлечено 400 млн м³ метана, из которых только половина объема была каптирована.

Кроме того, опыт подземной дегазации разрабатываемых угольных пластов в естественных условиях их залегания (природная газопроницаемость) свидетельствует также о том, что при высокой плотности бурения восходящих (сухих) пластовых скважин, когда на 1м скважины приходилось 25т дегазируемых запасов угля [10], съем метана из угольного массива действующих лав составлял в среднем 1,5 м³/т - при дегазации параллельными очистному забою скважинами и 5,5 м³/т - при дегазации перекрещивающимися скважинами (преимущественно дегазация пластов, склонных к внезапным выбросам угля и газа). Эффективность извлечения метана из угольных пластов с газоносностью 15-20 м³/т составляла в первом случае 7-10%, а во втором – 27-35%. Упомянутая выше плотность формирования в пласте искусственных полостей через скважины, пробуренные с поверхности, обеспечена быть не может.

Опыт применения гидрорасчленения угольных пластов через вертикальные скважины, как способа интенсификации газоотдачи (метод МГГУ), также свидетельствует о небеспредельных его возможностях по объемам извлечения метана из угольного массива. Газообильность подготавливаемых к отработке запасов угля на шахтных полях Карагандинского бассейна снижалась на 40-50% [11], что соответствует снижению газоносности пласта на 35-45%.

Ориентируясь на низкую природную газоотдачу угольных пластов, сомнительную схожесть месторождений Кузбасса с бассейном Сан-Хуан, отсутствие инфраструктуры по доставке газа потребителям и опыта промысловой добычи метана с использованием отечественных технологий, можно предположить, что мероприятия по высвобождению природного газа и его замене в регионе угольным метаном будут нерентабельными. Более экономичным следует считать внедрение в шахтах способов и средств извлечения, кондиционных по метану газовоздушных смесей, пригодных для утилизации. Выделение дополнительных финансовых средств на повышение эффективности шахтной дегазации позволит не только повысить производительность и безопасность ведения горных работ по отработке метаноносных пластов, но и расширить объемы использования каптируемого в шахтах метана, улучшив тем самым технико-экономические показатели работы шахт, создать новые рабочие места и улучшить условия труда на теплоэнергетических предприятиях при замене угля на экологически чистое топливо, каковым является метан.

Список литературы

1. Зайденварг В.Е., Гаркавенко Н.И., Афендиков В.С. и др. Угольная промышленность за рубежом. М., Горная промышленность, 1993, 389с.

2. Byrer Charles W. аnd Guthrie Hugh D. Appalachian coals: potential reservoirs for sequestering carbon dioxide emissions from power plants while enhancing CBM production. International coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/ p.p. 319-327.

3. Jefrey R.G., Meaney K.T.A. and Doyle R.P. History matching of hydraulic fracture and production data from a vertical CO₂ and CH₄ gas drainge test well. International coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/ p.p. 329-340.

4. Wuzhong Li, Yibing Wang and Bin Sun. Status for the exploration of coalbed gas in China. International coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/ p.p. 1-11.

5. Wang Hongyan, Zhang Jianbo, Liu Honglin, Li Jun. Analysis of Coalbed Methane Preservation Conditions. International Coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/pp. 341-346.

6. Сластунов С.В. Проблемы угольного метана и их технические решения. // Современные проблемы шахтного метана. МГГУ, 1999, с. 50-61.

7. Ну, очень заманчивая перспектива //Нефть и капитал, 2001, X, С.22-25.

8. Забурдяев В.С., Сергеев И.В. и др. Дегазация угольных пластов с применением методов активации газовыделения. – М.:ЦНИЭИуголь, 1988, 50с.

9. Ермаков А.И., Ефремова А.Г., Журило А.А. и др. Внешахтное извлечение угольного метана // Горный вестник, 1998, №5, С. 99-102.

10. Забурдяев В.С., Забурдяев Г.С. Способы интенсификации газоотдачи неразгруженных пластов угля в подземных условиях // Современные проблемы шахтного метана. МГГУ, 1999, С.106-117.

11. Ярунин С.А. Опыт гидрорасчленения выбросоопасных пластов // Современные проблемы шахтного метана. МГГУ, 1999, С.26-46.