Реферат на тему:
Гази вугільних родовищ
В останні роки стає усе більш очевидною об’єктивна необхідність
вилучення і використання метану вугільних родовищ як енергоносія для
промислових і комунальних потреб.
Шахтний метан, як побіжна корисна копалина використовується понад 40
років. На метан вугільних родовищ, як самостійну корисну копалину за
рубежем звернули увагу після нафтової кризи 1973 року. У США ці роботи
заохочувалися шляхом знижок у податках і кредитах. Запаси метану в США
за даними нафтової ради й Інституту газової промисловості складають до
глибини 900 м від 8,5 до 14 трлн. м3 при запасах вугілля 2520 млрд.т. У
1998 році за даними агентства охорони навколишнього середовища США з
вугільних пластів великої потужності з метаноносністю від 8,5 до 19,2
м3/т добуто й утилізовано близько 10 млрд. м3 метану, що майже в 12
разів більше, ніж у 1997 році. У США експлуатується понад 5000
свердловин, що добувають газ з вугільних шарів. Очікується, що в 2000
році видобуток метану з вугільних родовищ досягне 30 млрд. м3.
Шахтні методи дегазації метану широко застосовуються в Німеччині
(ресурси 3-4 трлн. м3), Англії (1,9 — 2,8 трлн. м3), Австралії (6,0
трлн. м3) і інших країнах. У Польщі (ресурси 1,6 — 2,0 трлн. м3), Чехії
(1,1 — 1,5), Китаї (25 — 30 трлн. м3) широко ведуться роботи з
використання метану як у процесі видобутку вугілля в шахтах, так і на
розвіданих вугільних родовищах. Метан вугільних родовищ на 35 — 40 %
дорожче природного газу, однак з урахуванням знижок,
організаційно-виробничих заходів, передбачених спеціальним
законодавством у США видобуток метану з вугільних шарів цілком
рентабельний.
У Донецькому і Львівсько-Волинському басейнах метаноносність кам’яного
вугілля коливається в межах 0,5-25 м3/т, антрацитів до 35-40 м3/т.
Ресурси метану в розвіданих кондиційних вугільних шарах до глибини 1800
м коливаються в межах 450-550 млрд. м3. У бокових породах акумульовано в
1,5-2 рази більше вуглеводних газів, ніж у вугільних шарах, тобто в них
не менш 1,5-2 трлн. м3 метану. З урахуванням Львівсько-Волинського
басейну можна вважати, що вугільні родовища України містять 2,5-3,0
трлн. м3 газу.
Для прогнозування метаноносності вуглепородного масиву створене
унікальне устаткування, що дозволяє на реальних зразках вугілля і
гірських порід одержувати будь-який напружений стан (у тому числі і
нерівнокомпонентний), що відповідає глибині залягання до 10 км. На
зазначеному устаткуванні вивчена ефективна поверхнева енергія вугілля,
його поведінка в об’ємному нерівнокомпонентному полі стискаючих напруг і
закономірності фільтрації метану через вугільну речовину для глибини до
3 км.
На великих глибинах за рахунок нерівнокомпонентності поля чи напруг
утворюється додаткова тріщинуватість, рівнозначна максимальній головній
напрузі, за якою відбувається фільтрація метану. Для поліпшення
метановидалення з вугілля масив необхідно обробляти хімічно активними
речовинами чи витісняти адсорбований метан поверхневоактивними
речовинами.
Теоретично й експериментально доведено, що метан у викопному вугіллі
знаходиться в трьох станах: вільному в транспортних і закритих каналах і
порах (в останні він попадає унаслідок твердотільної дифузії),
адсорбований на їхній поверхні і розчинений в органіці вугільної
речовини. З урахуванням метану, що знаходиться в закритих порах і
розчиненого в органіці вугіллі, його кількість у вугіллях, підрахована
на піктрометрах ЯМР, повинна бути в 1,6 рази більше кількості,
підрахованого за стандартними методиками. На підставі цього вугільні
родовища Донбасу варто вважати вуглегазовими.
Газова зональність Донбасу сформувалася в два етапи.
Перший етап — доінверсійний період розвитку басейну — характеризується
потужним осадонакопиченням з інтенсивним процесом газогенізації і
формуванням первинної вертикальної газової зональності, що відбиває
газопродукуючі здатності вугленосної товщі і ступінь насичення вугілля і
самих газів у залежності від існуючих термодинамічних умов. Другий етап
— період геологічного розвитку прогину — характеризується інтенсивним
перерозподілом газів в осадовій товщі басейну і руйнуванням первинної
газової зональності з трансформуванням її в сучасну вертикальну і
площинну зональність. Вона обумовлена закономірними змінами
колекторських властивостей вмісних порід.
Незважаючи на значні запаси метану у вуглегазових родовищах, добування
його з використанням традиційних технологій видобутку, застосовуваних у
газодобувній галузі, практично неможливе через особливий характер
зв’язку метану з вугільною речовиною в порівнянні зі зв’язками
природного газу з газомісткими породами.
До останнього часу ставлення до метану, що виділяється при розробці
вуглегазових родовищ, було однозначним — він “ворог”, вилучення його,
за невеликими виключеннями, визначається вимогами техніки безпеки.
Аналіз діяльності об’єднання “Донецьквугілля” за останні 10 років
показав, що з 4,5 млрд. м3 метану, що виділився при видобутку вугілля,
80 % викинуто в атмосферу системами вентиляції шахт, 18 % коптовано
системами підземної дегазації і 2 % добуто через свердловини, пробурені
з поверхні. Метан, що міститься у вентиляційній суміші, поки що не
знайшов застосування в енергетичних цілях. У коптованій метаноповітряній
суміші його концентрація досягає в деяких шахтах 60 %, але частіше —
нижче 25 %, через що використання такого метану в енергетиці не
перевищує 9 % загальної кількості. Збільшення його частки в найближчій
перспективі зв’язано з технологіями, що дозволяють одержати газ з
великою концентрацією метану.
Найбільш перспективними є способи дегазації вуглепородного масиву з
застосуванням свердловин, пробурених з поверхні. Ідея роботи по
створенню технологій дегазації вуглегазових родовищ свердловинами,
пробуреними з поверхні, полягає в розробці і впровадженні способів, що
дозволяють вилучати газ з концентрацією метану не нижче 90 % для його
ефективного використання з одночасним зниженням газовості виробок.
Виходячи зі стану перебування метану в газовому колекторі, упроваджені
три технології добування метану.
I. Для дегазації масиву, що містить вугільні пласти, породи з розсіяною
вугільною речовиною і газоносні пісковики, розроблена технологія, що
використовує ефект часткового розвантаження масиву в результаті його
підробки, з відводом газу через спрямовані дегазаційні свердловини.
Сутність способу полягає в просторовому розташуванні активного стовбура
свердловини відповідно до особливостей формування зони повного зрушення
вуглепородного масиву при його підробці.
Новим у розробці технології є створення конструкції свердловини, у якій
активна частина стовбура в залежності від положення свердловини щодо
вибою лави проводиться в зоні повних зрушень по дотичній до напрямку
руйнування блоків чи породи до границь зони повного зрушення порід
прилягаючих до крайових частин лави. У першому випадку при розриві порід
зсув стовбура відбувається в подовжньому напрямку, що завдяки наявності
ковзної не зацементованої перфорованої колони в активній частині
свердловини не виводить її з ладу. Такий механізм деформування найбільш
ймовірний при наявності порід, перетнутих активною частиною свердловини,
в основному однорідних за фізико-механічними властивостями і характеру
руйнування на окремі блоки. У другому випадку за рахунок розміщення
активної частини стовбура в незруйнованній частини масиву він
зберігається навіть при перетинанні різних літологічних шарів порід,
причому основна газоприймальна частина свердловини знаходиться в області
підвищеного тріщиноутворення і проникності масиву. Для спорудження такої
свердловини її нижню частину бурять паралельно одній з границь зони
повного зрушення, тобто спрямівної.
II. Попередня дегазація шахтних полів до будівництва застосовується при
наявності геологічних структур, що включають антиклінальні, купольні і
флекстурні системи, що мають газоносні пісковики, покриті шаром
герметизуючих порід, – газові “пастки”. Сутність полягає в бурінні
дегазаційної свердловини в найбільш продуктивній точці “пастки” з
перебурюванням продуктивних за газом горизонтів. Свердловину кріплять
обсадною колоною (розрахована на тривалий термін експлуатації),
перфорованою на ділянці потужності продуктивних горизонтів.
III. Технологія попередньої дегазації вуглепородного масиву з
застосуванням гідродинамічного способу обробки вугільних пластів і
газоносних порід. Сутність її полягає в накачуванні робочої рідини в
пласт у кількості, яка перевищує природну приймальну здатність пласта, і
внаслідок цього в багаторазовому збільшенні проникності пласта за
рахунок розкриття і розширення природних тріщин, об’єднаних у єдину
гідравлічну систему, орієнтовану до свердловини, по якій після видалення
рідкого компонента відбувається транспортування газу із пласта до
свердловини.
Завдяки розробленим технологіям досягаються наступні цілі: підвищення
безпеки праці при видобутку вугілля; поліпшення екології навколишнього
середовища; використання додаткового дешевого енергоносія — метану;
підвищення ефективності вуглевидобувного виробництва. Найбільш
ефективним способом використання метану, видобутого при дегазації
вуглегазових родовищ, є застосування його як моторного палива (замість
нафтового) і для виробництва електроенергії.
Здатність метану вугільних шарів скласти економічну конкуренцію
природному газу залежить від чотирьох основних взаємозалежних критеріїв:
дебіту і продуктивного життя свердловини; низьких капітальних і
експлуатаційних витрат; наявності надійного і конкурентноздатного ринку
для збуту видобутого газу; обсягів видобутку (експлуатації). Для
успішної розробки метанових покладів, перш ніж говорити про економічну
привабливість того чи іншого проекту по видобутку метану, необхідно
враховувати й оцінювати всі чотири критерії.
Задача концентрування метану у вихідній структурі може бути вирішена
шляхом переведення його у твердий стан у виді кристалогідратів, оскільки
гідратна технологія дешевше в порівнянні з іншими технологіями. Існують
апаратурні розробки на рівні лабораторних і напівпромислових установок,
для Донбасу підготовлений проект “Метан” по утилізації шахтного метану.
ЛІТЕРАТУРA
Саранчук В.И., Айруни А.Т., Ковалев К.Е. Надмолекулярная организация,
структура и свойства углей.- К.: Наукова думка.
Саранчук В.И., Бутузова Л.Ф., Минкова В.Н. Термохимическая деструкция
бурых углей.- К.: Наукова думка, 1984.
Нестеренко Л.Л., Бирюков Ю.В., Лебедев В.А. Основы химии и физики
горючих ископаемых.- К.: Вища шк., 1987.-359с.
Бухаркина Т.В., Дигуров Н.Г. Химия природных энергоносителей и
углеродных материалов.-Москва, РХТУ им. Д.И. Менделеева,-1999.-195с.
Агроскин А. А., Глейбман В. Б. Теплофизика твердого топлива.– М. Недра
1980.– 256 с.
Глущенко И. М. Теоретические основы технологии твердых горючих
ископаемых.– К. : Вища шк. Головное изд-во, 1980.– 255 с.
Еремин И. В., Лебедев В. В., Цикарев Д. А. Петрография и физические
свойства углей. — М. : Недра, 1980. — 266 с.
Касаточкин В. И., Ларина Н. К. Строение и свойства природных углей.– М
: Недра, 1975.– 159 с.
Раковский В. Е., Пигулееская Л. В. Химия и генезис торфа.–М. : Недра,
1978.–231 с.
Саранчук В. И. Окисление и самовозгорание угля.– К. : Наук. думка,
1982.– 166 с.
Стрептихеев А. А., Деревицкая В. А. Основы химии высокомолекулярных
соединений.– 3-е изд., перераб. и доп.– М. : Химия, 1976.– 436 с.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
