Кейс № 1.3.1.

Залегающий в угольных пластах метан может вместо врага шахтеров стать другом энергетиков.

Метан — главный враг угольщиков и главная причина взрывов на шахтах. От взрывов метана под землей погибло множество шахтеров. В то же время повышения цен на внутреннем рынке на газ постепенно вынуждают искать альтернативы добыче природного газа. Промышленная добыча шахтного метана — один из вариантов. Но ее рыночные перспективы пока очень и очень туманны. Другой вариант — использование метана, получаемого средствами шахтной дегазации, которая является одной из основ промышленной безопасности в добыче угля. Третий способ, который может если не сделать добычу шахтного метана рентабельной, то кардинально решить проблему с участившимися авариями на шахтах, — это добыча угля и метана в комплексе.

Интерес к метану начал возрастать после того, как в начале 1990−х появились первые сведения о его широкомасштабной добыче из угольных пластов в США, где в то время уже добывали 5–10 млрд куб. м в год. Сейчас в США добыча метана составляет около 50 млрд куб. м, порядка 4 млрд добывает Канада, около 1,5 — Австралия. Объем добычи газа в Китае — тайна за семью печатями, но известно о пробуренных 120 скважинах и намерениях пробурить еще 50.

Предполагается, что потребности отдельных российских регионов можно покрывать за счет добытого из угольных пластов метана. Потенциально среди таких территорий в авангарде стоит Кемеровская область, потребляющая 3,2–3,4 млрд куб. м в год, а прогнозные ресурсы метана в угольных пластах до глубины 1,8 километра составляют около 14% мировых.

Есть два способа добычи метана из угольных пластов: промысловая добыча и его извлечение через средства дегазации шахт. Существует мнение, что, используя извлекаемый средствами шахтной дегазации газ, решить задачу обеспечения потребностей региона невозможно, поскольку его объемы весьма незначительны (в начале 1990−х в Кузбассе ежегодно каптировалось 200–300 млн куб. м газа, который не использовали). Прогнозные ресурсы метана для попутной добычи средствами шахтной дегазации в Кузбассе ограничены — около 260 млрд куб. м. Концентрация метана в каптированном газе, извлекаемом средствами шахтной дегазации, колеблется от 5–10 до 70–80%, что создает повышенную взрывоопасность при его утилизации и приводит к резким колебаниям его теплотворной способности. Газ, извлекаемый средствами шахтной дегазации на шахтных полях, по технологичности утилизации уступает метану, добываемому углегазовым промыслом за пределами шахтных полей.

Дегазация — это не только способ добычи метана для использования в хозяйстве, но и элемент безопасности на шахтах. И как показали недавние трагедии — самый слабый элемент. Кузбасс необходимо рассматривать как уникальный комплекс углеметановых месторождений. Отделять разработку в Кузбассе только угольных или только метановых месторождений в корне неверно. Ее необходимо вести с позиций перехода на технологии комплексного извлечения и использования углеметановых ресурсов. То есть не просто добывать уголь, а разрабатывать углеметановый пласт. Необходимо отказаться от практики разработки углеметановых месторождений чисто угледобывающими технологиями, что мы повсеместно наблюдаем сегодня. Сейчас рост производительности добычи угля достигается без учета газовой составляющей — например, скорости очистных забоев. Она стала такой, что вызвала к жизни неожиданные физические процессы в горном массиве, которые при старых технологиях были просто не видны. Когда забой шел относительно медленно, спокойно — все процессы нивелировались. Применяя сегодня современные мощные технологии добычи, угольщики совершенно не знают про эти закономерности. А угольный пласт при этом стал вести себя совершенно иначе. Эти новые физические процессы еще недостаточно хорошо изучены. При современных скоростях каждый пласт, каждый метр продвижения забоя — это загадка, это новизна. Одно понятно: чем выше скорость очистного забоя, тем больше выделяется метана. А начало этим процессам было положено установкой мощных угледобывающих комплексов, за которыми не стали поспевать наши старые системы вентиляции и дегазации. Потому что произошло внедрение только угледобывающих технологий, а не способов разработки углеметановых пластов. В результате образовался технологический разрыв: между добычей угля и транспортировкой на поверхность газовой составляющей пласта. Напомним, что все взрывы произошли на высокопроизводительных участках.

Пока нагрузки на забой были «социалистические», все было нормально. Но с переходом на мировые уровни начались проблемы. Справедливости ради надо отметить, что первые лавы под зарубежные комплексы были подготовлены по зарубежным схемам. Поэтому они не взрываются. Нет взрывов и там, где систематически занимаются дегазацией пластов. Сегодня отечественная наука способна дать рекомендации по предотвращению аварий на уровне предупреждения. Ученые готовы давать рекомендации, с какой скоростью проходить ту или иную зону пласта. С помощью таких ускорений-замедлений можно добиться нормальной концентрации метана. К примеру, рекомендации Института угля и углехимии для шахты имени Кирова, где были проблемы с газовыделением, которое сдерживало объемы добычи угля, в свое время обошлись СУЭК в 250 тыс. рублей за три месяца работы научных сотрудников. Но если до этого забой давал 3 тыс. тонн в сутки, то после — 8 тыс. тонн. Подобные взаимоотношения налажены и с шахтой «Чертинская-Коксовая», где условия сложнее, чем на Кирова.

Перспективы промысловой добычи шахтного метана в нашей стране реализуют «Газпром», через дочернюю структуру ОАО «Промгаз», пробурившую на Талдинском месторождении в Кемеровской области четыре скважины. Скважины были пробурены в чистом поле на двух площадках (по две скважины на каждой) при отсутствии всякой инфраструктуры. Две скважины на одной из площадок ежедневно дают 2,5–3 тыс. куб. м в сутки, что очень мало по меркам газовиков. Про какую-либо промысловую добычу на них речи быть не может, поскольку основной целью является отработка методик и технологий освоения метаноугольных скважин и ввода их в режим опытной эксплуатации. Закончено бурение, и скважины работают в режиме опытной эксплуатации. Но оценить площадь в 6 тыс. кв. км двумя площадками невозможно. Необходимо пробурить не меньше 30–50 скважин в различных условиях, чтобы оценить саму возможность добычи газа, добычные способности скважин, эффективность применяемых технологий воздействия на пласты. По сути, всего три скважины выполняют еще и роль геолого-разведочных, что чрезвычайно мало. В газовой промышленности существует несколько основных этапов: разработка технологических схем освоения, проект опытной разработки, проекты разработки и проекты доразработки.

Среди специалистов есть мнение, что промысловая добыча газа в Кузбассе невозможна в силу еще нескольких причин. В частности, некоторые отмечают, что кемеровские горно-геологические условия отличны от Сан-Хуана, который по сути является эталоном. И говорят, что проницаемость пластов Кузбасса значительно снижается с увеличением глубины, из-за чего они не отдают содержащийся в них газ без разгрузки.

Проницаемость пласта изменяется в широких пределах и, по данным физических замеров на скважинах, проницаемость одного и того же пласта на протяжении 5 км изменяется от 2 до 50 миллидарси без всякой разгрузки, и утверждать, что в Кузбассе угли низкопроницаемые, некорректно, поскольку они разной проницаемости, разной газоносности и ведут себя отлично друг от друга в разных условиях. В этом они не отличаются от того же Сан-Хуана, где есть зоны высокопроницаемых и низкопроницаемых углей, зоны высокогазоносные и низкогазоносные. Нужно учитывать, что проницаемость пластов от земной поверхности до 300 метров уменьшается практически по линейному закону, а на глубинах более 500–600 метров проницаемость пластов имеет зональный характер или, скажем, имеются зоны высокой проницаемости пластов, расположенные в соответствии с механическим состоянием горного массива. Некорректно говорить, что на глубине более 500 метров будет абсолютная непроницаемость. Газовики ориентируются на эти глубины потому, что в регионе добычи на них много угля, не тронутого горными работами, и пока нет смысла бурить глубокие скважины на 4–5 километров. Задача геологов — найти условия, благоприятные для добычи метана, и подобрать наиболее эффективную технологию извлечения метана. То есть сделать то же, что и сделали в свое время американцы.

В Сан-Хуане первые пробуренные скважины давали неплохие дебиты в пределах 10–15 тыс куб. м. А после на тех же скважинах провели кавитацию (гидродинамическое воздействие на пласт) и были получены притоки по 150–200 тыс. куб. м в сутки. Кузбасс имеет широкий диапазон качественных показателей углей, тектонических условий, глубин залегания и мощности пластов их физического состава, так что не исключена возможность найти условия, подобные тем, что существуют в Сан-Хуане.

Но пока что про какую-либо экономическую эффективность говорить не приходится и рассуждать на эту тему можно лишь гипотетически. Пока речь идет о том, чтобы подобрать технологии и определить параметры, соответствующие горно-геологическим условиям тех или иных месторождений, подкрепляя тезис примерами. При оценке ресурсов метана в Кузбассе исключали из оценки месторождения углей низкой стадии метаморфизма — углей марки «Д» и тем более из бурых углей. А вот сейчас американцы в Канаде добывают около 1,5 миллиардов кубических метров в год именно из бурых углей, газононосность которых составляет 4–5 кубометров на тонну. Кроме того, он указывает на штат Вайоминг (США), где сейчас активно развивается добыча метана и дебиты на шахтах сопоставимы с кузбасскими — 2–3 тыс. куб. м в сутки. Из-за того, что глубина бурения там составляет всего 250–350 метров, а воздействие на пласт им обходится в 65–80 тыс. долларов, скважины окупаются в течение шести–восьми месяцев и при таких невысоких дебитах. В США сейчас добыча ведется на семи–восьми месторождениях с применением различных технологий, и везде она рентабельна. Таким образом, добыча будет эффективна, если получилась дешевая технология и пробурили дешевую скважину.

Пока промысловая добыча метана имеет не совсем четкие перспективы, которые могут проясниться только после обильных финансовых вливаний. Но вполне может быть, что промысловая добыча, на которую «Промгаз» намерен выйти через пять–шесть лет после того, как будет одобрена и начнет работать полноценная программа геолого-разведочного бурения скважин (на первом этапе необходимо пробурить как минимум 50–75 скважин), будет успешна и экономически выгодна из-за выросших цен на природный газ и его дефицита. И тогда Кемеровская область вполне сможет обеспечить себя собственным метаном по нормальной цене и экстраполировать свой опыт на другие угольные регионы.

Дегазационный способ добычи как один из основных элементов газовой безопасности на шахтах будет существовать независимо от того, будет или не будет развит промысел. Создание же угля и метана в комплексе, которое может резко снизить количество погибших шахтеров на каждый добытый миллион тонн угля — дело пока далекого будущего. Их повсеместное развитие будет зависеть от того, как выстроятся взаимоотношения между властью и собственниками предприятий, как быстро будут отлажены системы утилизации, а сама дегазация поставлена на контроль в первую очередь с позиций безопасности. Пока никаких кардинальных сдвигов в области борьбы с метановой опасностью не наблюдается.

Контрольные вопросы:

1. Перечислите основные причины, по которым промысловая добыча газа в Кузбассе невозможна?

2. Выделите основные способы добычи метана из угольных пластов?

3. Возможна ли добыча угля и метана в комплексе? Перспективы?

Таблица 1. Крупнейшие игроки на рынке коксующихся углей в России

#	Компания	Основные активы	Добыча (млн т)	Запасы на балансе компании категорий ABC1 (млн т)	Есть ли добыча наиболее дефицитных марок углей (К, Ж)	Известные владельцы
1	"Евраз Груп"	"Южкузбассуголь" (50%), шахта Распадская (48,4%), Шахта-12, "Нерюнгриуголь"	21,7*	2092*	да	А. Абрамов, А.Фролов, В. Хорошковский
2	"Северсталь-групп"	"Воркутауголь", "Кузбассуголь", шахта Воргашорская	12,6	530*	да	Алексей Мордашов
3	"Мечел"	"Южный Кузбасс", "Якутуголь" (25%)	8,6	1744**	нет	Игорь Зюзин
4	"Сибуглемет"	разрез Междуреченский, шахты Полосухинская, Антоновская, Большевик	8,3	420	да	Александр Щукин, Валентин Бухтояров, Анатолий Скуров
5	Группа компаний Искандара Махмудова	"Кузбассразрезуголь"	7,3	1291	да	Искандар Махмудов
6	"Якутуголь"	-	5	200*	да	государство (75%)
Продолжение таблицы 1
7	"Сибирский деловой союз"	"Черниговец", "Салек", "Итатуголь", разрез Киселевский, шахты Киселевская, Южная, Талдинская-Южная, "Прокопьевскуголь"	1,6*	80	нет	Владимир Гридин, Федяев
8	"Стройсервис"	разрезы Березовский, Шестаки, им. Калинина	1,2	20*	нет	н. д.
9	Промышленно-металлургический холдинг	участок #4 -- коксовый, шахты Владимирская, Бутовская, Никитинский-2, Романовская	1,1	250*	нет	Борис Зубицкий
10	«Белон»	шахты Костромовская, Чертинская-Коксовая, Листвяжная, разрез Новобачатский	1,0	70	да	Андрей Добров
11	«СУЭК»	шахты Комсомолец, им. Кирова	0,6	292	нет	Андрей Мельниченко, Сергей Попов
12	"РОСА Холдинг"	шахты Зиминка, Кыргайская	0,4	112	нет	Александр Бобовников
*Оценка **Без учета запасов «Якутугля»

Таблица 2 Крупнейшие потребители коксующихся углей в России и на Украине

Группа	Страна	Объем потребления в 2005 г. (млн т)
Evraz Group	Россия	9,2
Sistem Capital Management	Украина	8,5
Магнитогорский МК	Россия	7,2
"Северсталь"	Россия	5,6
Группа компаний Искандара Махмудова	Россия, Украина	5,3
Новолипецкий МК	Россия	4,9
"Миттал Стил Кривой Рог"	Украина	3,8
"Индустриальный союз Донбасса"	Украина	3,8
"Мечел"	Россия	3,6
Группа "Энерго"	Украина	2,9
"Запорожсталь"	Украина	2,7
"Уральская сталь"	Россия	2,4
Промышленно-металлургический холдинг	Россия	2,7
Группа "Приват"	Украина	2,2

Таблица 3 Крупнейшие мировые компании-экспортеры коксующегося угля

#	Компания	Страна	Объем экспорта в 2005 г. (млн т)
1	BHP Billiton	Австралия	34,4
2	Mitsubishi Dev.	Япония	23,5
3	Fording Coal Trust	Канада	16,5
4	Anglo American	ЮАР	11,5
5	Rio Tinto	Великобритания	10,9
6	Xstrata	Австралия	10,5
7	Teck Cominco	Канада	10
8	Peabody Energy	США	8,4
9	Yanzhou Coal	Китай	5,6
Источник: СУЭК

Задача

Необходимо найти промышленные запасы каменного угля при негоризонтальном залегании. Если известно, что мощность пласта равна 4,5 м, угол падения 51° и площадь шахтного поля равна 6 км².

Для расчета промышленных запасов шахтного поля используют формулу:

Z=F*m*y*c,

Где F - площадь шахтного поля, м;

M - мощность пласта, м;

У- средняя плотность угля, т/м;

С-коэффициент извлечения.

При расчётах рекомендуется принимать следующую среднюю плотность угля:

Антрацит – 1,6;

Каменный уголь- 1,35;

Бурый уголь -1,2

При расчетах рекомендуется принимать следующий коэффициент извлечения для пластов:

Тонких -0,94;

Средней мощности-0,92;

Мощных пологих-0,88;

Мощных крутых-0,85.