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
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
1. Саранчук В.И., Айруни А.Т., Ковалев К.Е. Надмолекулярная организация, структура и свойства углей.- К.: Наукова думка.
2. Саранчук В.И., Бутузова Л.Ф., Минкова В.Н. Термохимическая деструкция бурых углей.- К.: Наукова думка, 1984.
3. Нестеренко Л.Л., Бирюков Ю.В., Лебедев В.А. Основы химии и физики горючих ископаемых.- К.: Вища шк., 1987.-359с.
4. Бухаркина Т.В., Дигуров Н.Г. Химия природных энергоносителей и углеродных материалов.-Москва, РХТУ им. Д.И. Менделеева,-1999.-195с.
5. Агроскин А. А., Глейбман В. Б. Теплофизика твердого топлива.-- М. Недра 1980.-- 256 с.
6. Глущенко И. М.
Теоретические основы технологии твердых горючих ископаемых.-- К. : Вища шк. Головное изд-во, 1980.-- 255 с.
7. Еремин И. В., Лебедев В. В., Цикарев Д. А. Петрография и физические свойства углей. -- М. : Недра, 1980. -- 266 с.
8. Касаточкин В. И., Ларина Н. К.
Строение и свойства природных углей.-- М : Недра, 1975.-- 159 с.
9. Раковский В. Е., Пигулееская Л. В. Химия и генезис торфа.--М. : Недра, 1978.--231 с.
10. Саранчук В. И. Окисление и самовозгорание угля.-- К. : Наук. думка, 1982.-- 166 с.
11. Стрептихеев А. А., Деревицкая В. А. Основы химии высокомолекулярных соединений.-- 3-е изд., перераб. и доп.-- М. : Химия, 1976.-- 436 с.