автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.02, диссертация на тему:Оценка потерь дутья и газа и их экологических последствий при подземной газификации

гнистерство на чи, высшей школы и технической политики Российской Федерации

гМрсковск „ рдена Трудового Красного Знамени • I 0 ий горный институт

/ О

, . Па правах рукописи

ШАКУРОВ Гали Закизянович

УДК 622.278

ЕНКА ПОТЕРЬ ДУТЬЯ И ГАЗА И ИХ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЙ ПРИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ

Специальность 05.15.02— «Подземная разработка месторождений полезных ископаемых»

Автореферат диссертащ на соискание учет! степ кандидата техни1 _ких ь

Москва 1993

Работа выполнена в производственном объединении по добыче угля «Средазуголь» и Московском горном институте.

Научный руководитель докт. техн. наук, проф. ЯРУНИН С. А.

Официальные оппоненты:

докт. техн. наук, проф. АЙРУНИ А. Т., канд. техн. наук, доц. ЯНЧЕНК.0 Г. А.

Ведущее предприятие — ассоциация «Киселевскуголь». Защита диссертации состоится «

и>»^иАЛ. 1993 г

к

в . г. час. на заседании специализированного совета К-053.12.02 в Московском горном институте по адресу: 117935, ГСП, Москва, В-49, Ленинский проспект, 6.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института. .

Автореферат разослан « » 1993 г.

Ученый секретарь "специализированного совета

кандгтехн. наук, ст. научн. сотр. КОРОЛЕВА В. Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В СНГ накоплен значительный опыт по промывленному производству газа ПГУ в Донбассе, Подмосковном бассейне, Кузбассе, на Ангренскон месторокдении Узбекистана. Технология подземной газификации углей (ПГУ) является устойчивым, в доланой мере управляемым процессом. В настоящее время в СНГ работают две станции "Подземгаз" в К^бассе и в Ангрене, йн-гренская станция имеет проектную производительность 2,3 млрд.м газа в год при теплоте сгорания 750-800 кк^л/и газа с 1 кг угля. Однако, проектная мощность станции до сих пор не достигнута по целому ряду причин, одной из которых является потеря дутья и газа. Помимо непроизводительных затрат электроэнергии, утечки газа ПГУ могут приносить экологический ущерб атмосфере и подземным водам, а такне создавать потенциальную опасность фильтрации газов ПГ9 в горные выработки соседней вахты N 9.

Для условий Ангренского иесторовдеиия исследований указанных вопросов производилось недостаточно, а имеющиеся результат в основном относятся к Подмосковному бассейну и не могу г быть использованы без необходимых корректив.

В связи с этим установление зависимостей величины потерь дутья и газа при подземной газификации мощных буроугольных пластов от геологических и горнотехнических факторов является актуальной научной задачей.

Цель работы - повысить эффективность работа Ан-гренской станции ПГН за счет снивения утечек дутья и газа и вызываемого ими экологического ущерба.

Идея работы закличается в выявлении факторов, ■ способствующих возникновение и распространению утечек дутья и газа при подземной газификации мощных буроугольных пластов.

Научн.. е положения, разработанные лично соискателем, и новизна:

зависимости формирования утечек дутья и газа при ПГУ и изменения их величины от горно-геологических и горнотехнических факторов процесса, отличающиеся учетом структуры Ангренского месторовде-ния и особенностей технологии газификации;

обоснование технологических ревений, направленных на снижение величины утечек дутья и газа, отличавшихся учетом доли кавдого из влиявцих факторов;

экологическая оценка последствий утечек газа ПГУ. выполненная впервые для условий йнгренской станции "Подземгаз".

Достоверность научных половений. выводов и рекомендаций обоснована:

достаточной сходимость» аналитических и экспериментальных исследований величины утечек дутья и газа при ПГУ (расховдение не бо-,,ае 152):

положительными результатами внедрения рекомендаций по снижению утечек дутья и газа на йнгренской станции "Подземгаз".

Научное значение работы заключается в установлении целевых факторов, определявших величину дутья и газа при подземной газификации моцного буроугольного пласта, и обосновании технических реиений по их снивенив.

Практическое значение работы состоит в разработке наиболее эффективных направлений снижения утечек при ПГУ .. оценке экологического уцерба от них.

Реализация выводов и рекомендаций. Рекомендации по сни1енип утечек дутья и газа при ПГУ реализованы на йнгренской станции "Подземгаз" с экономическим эффектом 482 т::с. руб.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликованы 1 броввра и 2 статьи.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, изложенных на страницах мавинописно-го текста, содержит <3 рисунков, 31 таблиц, списка использованной литературы из 70 наименований.

При выполнении работы автору на различных этапах оказывали научно-техническув помовь директор станции "Подземгаз" И.М. Салтыков, главный инженер станции В.Б. Голубев и доцент кафедры ЫДГ МГИ канд.техн.наук Г.В. Орлов, которым автор выравает глубокую благодарность.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Вопросам движения газа ПГУ в угольных пластах и вмевавжих по- г -

родах посвячени-исследования, выполненные в 50-60-х годах С.И. Бая-ловим, П.Ф. Крахкалвкои, Г.О. Нусиновым, Р.Н. Питинын, Д.К. Семенен-ко. О.Л. Синельниковой. В.А. Смирновым, И.Л Фарберовыы, И.й. Черный , А.Б. Черныиовнм и др. учеными. Исследования сдвияения земной поверхности над газогенераторами, проницаемости угля и пород в процессе ПГУ выполнены Г,Б. Зыбаловой, В.Н. Казаком, Г.Б. Орловы«, Р.Н. Питинын, а.Г. Тютиннн. K.M. Чередкопой и другими.

НаиГ лее полно исследования утечек дутья и газа выполнены для условий Подмосковного угольного бассейна. При этом были выявлены зависимости потерь от давления газа в г-черрторе, иовност* ч проницзеиост« слоев пород, размеров внгазовэнного пространства. Установлена факты выделения газов ПГУ из щурфови CKBasv.:». располо-венных как вблизи, так и на значительном удалении от очагов газификации, а такзе случаи проникновения газов ПГУ в действующие выработки угольных шахт через подстилающий выгазовнваемый пласт упинский известняк.

Газовые съемки показали, что утечек газа и дутья вследствие развития сквозных трещин от выгазованного пространства до пгчиру-ности земли не происходит.

Значительно большая мощность газифицируемого угольного пласта в Ангрене по сравнении с Подмосковным бассейном и совершенно отличный геологический разрез не позволяют использовать без корректировки результаты выполненных ранее работ, что заставляет выполнить целый ряд исследований, составляющих основу данной диссертации.

Для достинения цели диссертации необходимо решить следующие задачи:

. 1. Выполнить анализ состояния вопроса.

2. Выявить основные Факторы, влияющие на величину потерь дутья и газа при ПГУ для условий йнгренского местороядения.

3. Установить зависимости величины потерь от основных факторов.

4. Установить возможные пути миграции утечек дутья и газа при ПГУ на Ангрьлской станции.

5. Оценить экологические последствия утечек дутья и газа при

ПГУ.

6. Разработать рекомендации по снияению потерь дутья и газа при ПГУ и ограничению путей их миграции.

На первом этапе исследований проанализированы условия форми-- 3 -

рования зон сдвикенил горных порпд над выгазованныи пространством для йнгренского месторождения и влияние изменения газопроницаемости газифицируемого пласта, вмещающих пород и выгазованного пространства на величину потерь дутья и газа и возиовные пути их миграции.

Показано, что одним из важнейших Факторов, влияющих на формирование зон сдвиаения пород над газогенератором и распределение I,.ечек, оказывает мощность газифицируемого пласта. Сделан вывод о необходимости экспериментальной проверки возмовности скопления утечек в выгазованном пространстве и в полостях расслоения деформирующихся пород.

Низкая проницаемость выгазованного пространства, заполненного влаками, не позволяет утечкам распространяться в направлении обрушенных.пород. Обводные потоки могут образовываться только над илакаки в зоне обрушения.

Проницаемость ангренских углей низка, но все же позволяет предположить возможность перемещения потоков утечек дутья и Гиза вдоль пласта к линии выхода пласта на поверхность.

Детальный анализ предложенных ранее методик расчета утечек дутья и газа из подземных газогенераторов показал, что они основаны на больиом количестве допущений и эмпирических коэффициентов, проверка или определение которых в конкретных условиях весьма затруднительны.

Предложенные ранее схемы расчета потерь дутья и газа следует считать упрощенными и малопригодными для инженерных расчетов в условиях, отличающихся от Подмосковной станции "Подземгаз".

В то же время выполненные ранее работы позволили установить, "то относительные утечки газа ЛГУ прямо пропорциональны отношению разности квадратов среднего давления в подземном газогенераторе и атмосферного давления к величине теоретического количества влажного газа. При возрастании интенсивности подачи дутья относительные . утечки газа уменьааются. Остановлено также, что утечки газа являются функцией размера выгазованного пространства и строения угленосной, толки, изменяющихся в процессе газификации.

Эти фундаментальные положения положены в основу исследований потерь яуья и газа на Ангренской станции ПГУ с учетом имеющихся особенностей геологического разреза месторождения.

йнгренская станция "Подземгаз" расположена в юго-восточной

части йнгренского буроугольного месторождения. Станция разрабатывает пологий пласт бурого угля мощность») до 15 м на глубинах 100-225 а.

В геологическом строении участка принимают участие палеозойские, врские, меловые, третичные и четвертичные отлоаения.

В настоящее время отработано 15 подземных газогенераторов, поэтому при выборе объектов исследования из числа отработанных газогенераторов к ник предъявлялись следующие основные требовании: отличия в геологическом строении участка; отличия в технологии ПГУ; наличие материалов по величине потерь пить« » 01раСитке,

чн».т??? шнемиалов нч АягрчясксЯ ста:.ч.... » геологиче-

ских отчетов позволил отобрать для дальнейиих исследований подземные газогенераторы 4-5 и 14, 146, 15-156.

Основные отличия разрезов генераторов 4-5 и 14-15 относятся к мел-палеогену, содернащему в своем составе высокопроницаемые известняки.

В центральной и западной частях генераторов 14-15 меловые и палеогеновые отлоаения отсутствуют и юра выходит под ионные третичные и четвертичнйе отлоаения. Величина проницаемости мел-палеогеновых известняков и пересечение их рядом горных выработок сг -едней шахты N 9 создают опасность миграции утечек дутья v. газл и их выхода в выработки шахты. Отличия в геологическом разрезе генераторов 4-5 и 14-15 могут влиять и на величину потерь дутья и газа.

В разрезе участков газогенераторов выделяются 4 водоносных горизонта.

Развитие газификации на генераторах 4-5 происходило по простиранию. а 14-1.5 - по восстании с существенными различиями в схемах размещения сквакин, размерах генератора и др.

Изложенное позволяет считать выбор указанных подземных газогенераторов правильным и обоснованным.

Расчет утечек газа выполнен согласно принятым в отрасли временным методическим указаниям.

Поскольку мелись данные только по количеству поданного дутья на газификацию, количеству валового газа и его составу, рассчитанные утечки газа включают: подземные утечки дутья; подземные утечки газа; утечки газа в поверхностных коммуникациях; утечки газа в виде продувочного газа; утечки газа в виде некондиционного газа.

Массив данных включал выборки помесячных потерь дутья и газа

по газогенераторам (первый массив) и 14-15 (второй массив) за периоды соответственно 1963-197* г.г. и 1987-1990 г.г.

Регрессионному анализу по стандартной программе "Корреляция" подлежали 115 наблюдений для первого массива и 46 - для второго.

После расчетов на ЭВМ получены следующие уравнения множественной корреляции:

- для первого массива

Х3 = 1642,20 + 1,17х£ - 0,76Х2 - 58,01x4 + 1,20Х5 + + 123,15Х6+ 89,Ö1X7: R = 0,96; D = 0,93, - для второго массива

Х3 = 2668,2? + l.lBXj - 0,79X2 " 57,05X4 + 0.04Х5 +

+ 212,03XG + 3,21X7. R = 0>88: D 1 0,96

3

(1)

(2)

Здесь Х3 - потери дутья и газа, тыс.ы /иес; Х± - количество дутья для газификации. тыс.м3/мес; Х^ - количество отведенного газа, тыс.н3/ыес; Х4- содержание азота в газе, У.\ Хд - величина отработанных запасов, тыс.т: Х&- количество обитых скважин: Х7-количество рабочих скважин.

Нетрудно заметить, что по структуре и по величине коэффициентов по большому числу факторов модели оказались аналогичными. Это позволило выполнить обработку массива в целом и получить следующее уравнение:

Х3 = 3949.18 + 0.92Х ^ - 0,051Х£- 71,1X4+ 0,10Х5 + + 18,51Х6 - 23,50Х7. R = 0.51: D = 0,33

(3)

Наиболее тесная взаимосвязь потерь дутья и газа имеется, как и следовало ожидать, с количествами подаваемого дутья и отводимого газа, а также с числом рабочих скважин в пределах газогенератора.

Для условий йнгренского месторождения связь потерь с величиной выкованных запасов (X ) оказалась значительно более слабой по сравнено с ранее проведенными исследованиями в Подмосковном - 6 -

бассейне, особенно для генераторов 14-15 дазе по сравнения с генераторами 4-5.

Моано предполо8Ить, что причиной этого являются отличия в геологическом строении иассива и в технологии ПГУ.

К совалению, в исходных данных отсутствуют такие ванные для процесса показатели, как давление газа, иирина реакционных каналов, мощность "-часта, проницаемость и т.д., не поддающиеся систематическое й точному замеру.

Поэтому было ревено дальнего исзчзкае aü¿.poca проводить на осиозе математического моделирования процесса ПГУ на ЗЭД.

Процесс фильтрации газов ПГУ. частою которого и являются потери дутья и газа, предполагаем подчиняющимся закону Дарси. согласно которому фильтрация газа в горной породе выраиается следующей закономерностью

Резоние уравнения (4) выполнено в эллиптической систене координат , связанной с декартовы«« соотношениями

в полосе ц sin < ц < и вах; 0 < U < U иах, которая в декартовой системе координат представляет собой область, заключенную мевду двумя гиперболами и = и в1п и и = и вах. осью x(v = 0) и эллипсом U = = U пах (рис. 1).

• Геометрически значение u и1п и и вах равны углу наклона асимптот соответствующих гипербол и оси Оу. Эта полоса на отрезке и = = и sax, 0 < U < Urop. примыкает к полости, заполненной горячими газами, давление которых превышает атмосферное. Часть этой полосы (ц aln < u < и иах: 0 < U = Уразгр) заполнена разрыхленной обруаен-ной породой, проницаемость и пористость которой превышают соответствующие параметры для массива.

Для численного реаения задачи в полосе была построена сетка в эллиптической системе координат

(4)

х = a sin u ch U,

у = a cos u ch U

u = u «in + i hy : о < i < n^ - 7 -

и = 5

О < } < пе,

где Ьд - гаг по гиперболической координате, Ие - ваг по эллиптической координате, п^ - число яагов по гиперболической координате, пе - число шагов по эллиптической координате.

УраЕ^ение фильтрации (4) преобразуется к виду

т = 0,5-!г 4га<1 рг • (5)

Полученное уравнение в построенной сетке апроксиыируется системой разностных уравнений, которая решается неявным методом переменных направлений с итерациями на кавдом оаге по времени.

В результате математического моделирования с привлечением Фактических данных по утечкам газа из подземных газогенераторов Ангрен-ской станции "Подземгаз" с различными технологическими и горнотехническими параметрами установлена различная степень влияния н<~ величину утечек газа исследуемых факторов:

1. С увеличением давления в газогенераторе потери газа возрастают (рис. 2).

2. Величина утечек газа не зависит от проницаемости толщи пород. расположенных выше зоны сплошных трещин.

3. Потери газа возрастают с увеличением проницаемости пород в зоне беспорядочного обрушения в первые четыре года, а затем стабилизируются.

4. С увеличением вага обруяения пород непосредственной кровли угольного пласта потери возрастают.

5. Увеличение моцности газифицируемого пласта в первые пва года работы газогенератора на величину утечек газа сказывается незначительно, затем потери газа существенно возрастают

Перечисленные факторы, за исключением давления, связаны с проницаемостью подработанной толки пород над подземным газогенератором.

. Изменения пористости и трениноватости горных пород способствуют перетокаи газа в вышелеяащие породные слои. Основным яе Фактором, вызываниям структурные изменения в горном массиве, является сдвияение подработанной толщи пород, сопровоадаюцееся образованием зон с различной степенью нарушенности слоев пород, их трециноватос-- 8 -

Л» e. S

ти и проницаемости. Тепловое воздействие вызывает структурные изменения пород, имевшие подчиненное значение. Второй, третий и четвертый факторы непосредственно связаны с размерами весьма проницаемой области подработанных слоев пород, а первый Фактор (давление в газогенераторе) при прочих равных условиях, безусловно, будет определять потери газа в подработанном породном массиве.

Пути киграции утечек и их распространение по площади горного отвода и за его пределы требуют дополнительных исследований.

Давление нагнетаемого в угольный пласт воздуха оказывает наиболее существенное влияние на утечки газа в период создания первоначальных каналов газификации, когда толща пород находится в ненарушенном состоянии. По данным Д.К. Семененко, эффективная проницаемость угольного пласта под воздействием нагнетаемого воздуха в радиусе 25 м возрастает в пять раз, в то время как эффективная проницаемость вмещающих.пород увеличивается только в два раза. Следовательно, потери газа сбоечных работ происходят не в породном массиве, а в угольном пласте.

Отсутствие зависимости величины потерь газа от проницаемости пород основной кровли пласта (второй фактор), расположенных выше весьма проницаемой области пород, возрастание потерь с увеличением проницаемости обрученных пород (третий фактгф) и иага обруиения пород непосредственной кровли газифицируемого пласта (четвертый фактор) свидетельствуют о том, что основные потери газа происходят в области горного массива, где породы деформируются с образованием сплошных трецин.

При этом.возрастание утечек газа происходит в первые годы (до 4-х лет), а затем они стабилизируются. Объясняется это тем, что с увеличением размеров выгаэованного пространства происходит уплотнение подработанных горных пород и большей части образовав-нихся в них трецин.

Возрастание утечек газа с увеличением выгазованной мочности пласта (пятый фактор) связано с размерами весьма проницаемой области подработанных пород, которые прямо пропорциональны обработанной мощности пласта.

Существенное возрастание потерь газа с увеличением цоиности газифицируемого пласта спустя два года после начала работы газогенератора (пятый фактор) объясняется сравнительно неболыой интенсивностью газификации на йнгренско'й станции "Подэемгаз", в резуль-- 9 -

тате чего для выгазования игольного пласта на полнуп мощность требуется как минимум два года.

Определение состояния выгазованного простре-ства, проводивие-еся при бурении заверочных сквавин в 1982-1990 гг. на отработанном в 1964-1968 гг. газогенераторе N 5, показало, что При перебуривании выгазованного пространства из ряда сквавин выбрасывался газ, температура которого была повыиена до 34-50 .

Кроме того, в пределах барьерного целика мекду горными отводами станции "Подземгаз" и вахтой N 9 пробурено около 90 газодренажных и контрольных скваяин на расстоянии до 350 м от отработанных газогенераторов.

Средний химсостав отобранных при этом газов представлен в табл. 1.

Таблица 1

Средний химсостав газов на объектах наблюдения

Объекты наблюде- Состав газа, г

ния

со2 С1Ц 02 СО Ч

Газ ПГН 21-23 2.5-3,5 0,5-0,6 3.5-4,0 20-23 0.5-0,6 47-52

Заверочные сква-

жины на отрабо-

танные газогене-

раторы 16.1 1 15 1.4 0,15 3,4 0.1 70.25

Газодренакные

скважины на барь-

ерный целик 11.4 1.4 8.7 0,13 1.5 •0,0 76,4

Выходы известня-

ков в Загасан-сае 10.2 0.0 8.6 0.6 0.4 0.0 80.2

Сравнение состава газов, находящихся через 18 и более лет после остановки газогенератора в выгазованном пространстве, с усредненным составом газа, производимого при ПП показывает, что существенной фильтрации газа из газогенераторов не происходит.

При бурении газодренакных сквавин на целик обнаружим значи-- 10 -

тельные утечки газа, близкого по составу к газу ПГУ, по пласту трещиноватых известняков и дальнейшее распространение его по пескам и неустойчивым песчаникам мел-палеогенового водоносного горизонта, расположенных выше уровня подземных вод на 1,5-51,7 м.

Исследования показали, что источниками загазованности трещиноватых известняков и песчаников мел-палеогена являются вышедшие из строя технологические газоотводящие и дутьевые скважины, обсадные колонны которых срезаются как раз на уровне мел-палеогеновых отлозений. В первый аонвнт срезания колонны обсадных труб до ее естественной заиловки более слабыми породами (пески, алевролита) скважина сохраняет связь с огневым забоем.

Усредненные значения химсостава газовых смесей из газодренажных скважин очень близки к составу газов, отобранных из выходов известняков на поверхность. При этом отсутствие заметной разницы в химсоставе смесей, отобранных из газодренажных скважин, расположенных на расстояниях от 10 м (скв. 73) до 150 м (скв. 12) от ближайшего контура газогенератора свидетельствует о распространении газов по известнякам мел-палеогена на значительные расстояния (более 1,0 км, судя по аномальным выходам газов в выработки шахты N 9). Достоверность такого вывода потверждает и отсутствие связи между изменениями химсостава газов со временем, проаедшим от окончания отработки ближайшего газогенератора до момента отбора проб, при наличии соседних действующих газогенераторов.

Следовательно, для предотвращения миграции газов по угленосной толще необходимо снизить проницаемость мел-палеогеновых известняков на случай "срезания" скважин. При этом комплекс возможных мероприятий может быть достаточно широким от улучиения контроля за разрывом обсадных колонн скважин до тампонирования затрубного пространства и нагнетания вязких суспензий в известняки.

Важным моментом является контроль за проникновением газов ПГУ и сопутствующих этому процессу вредных и токсичных газов в водоносные горизонты.

Источниками загрязнения подземных вод на участках газификации могут быть: очаг горения, выгазованные пространства, места хранения и сброса конденсата (водного раствора различных веществ, выпадающих из газа ПГУ в газопроводах).

На Ангренской станции "Подземгаз" имелось 3 куста гидронаблв-дательных скважин: два на участке поверхностного сброса конденсата ' - 11 -

и один - на выгазованном пространстве. Отбирались также пробы воды при бурении технологических скважин, а также пробы воды и конденсата из газодренажных скважин (в целике между станцией ЛГУ и шахтой N9). Кроме того, проводились регулярные наблюдения за источниками подземных вод в саях (оврагах) в регионе станции "Ггаземгаз", а также в реке Ангрен и водозаборах в ее долине.

Конденсат после сбора его в емкостях насосных, расположенных около газопроводов, в последние годы (с 1990 г.) закачивается обратно в скважины. До этого конденсат сбрасывался на территории станции в закрытый водоем с глинизированным дном (конденсатохранилище). Последний расположен в русле Атчи-сая, куда кроме конденсата поступают атмосферные осадки и стекают родники. Конденсат постоянно испаряется в теплое время года.

Диапазон изменения состава конденсата, отобранного в разное время и по различным газопроводам, приведен в табл.2.

Таблица 2

Состав водного конденсата Ангренской станции

Наименование компонентов Содержание, мг/л

Аммиак свободный 45-2605

Аммиак связанный 272-5680

Фенолы летучие 500-1880

Фенолы нелетучие 1,33-7,9

Роданиды и цианиды 5,8-20,3

Сероводород 370-7680

Пиридиновые основания 21-127

Смолы и пыль 19-622

1ирные кислоты 240-2150

Цианистые основания Не обнаружены

Наблюдения на участке сброса конденсата показали, что несмотря на наличие относительного водоупора в верхней толпе пород из конденсатохранилица происходит фильтрация в мел-палеогеновый водоносный горизонт.

Содврвание фенолов в подземных водах в этом районе превышало санитарную норму примерно в 10 раз, а цианидов в 3 раза. Содеряа-ние сероводорода было в пределах допустимой нормы.

Проведенные обследования р. Ангрен показали, что вода реки практически не загрязняются продуктами подземной газификации угля.

Проникновении конденсата из конденсатохранилища в Атчи-сае, очевидно, препятствует мощная толща отвалов разреза, которая представлена смесью плотных каолиновых глин и валунно-галечниковых от-лояений.

Появление ¿е<шов в р. Ангрен происходит за счет периодического попадания конденсата ПГУ в Загасан-сай, который имеет выход в реку.

Появление фенолов в подземных водах мел-палеогена в районе действующа газогенераторов, очевидно, вызвано утечками газа ПГУ (до 24% в отдельные периоды) через оборванные обсадные колонны при сдвияении горных пород при их подгазовании.

Объяснить наличие фенолов и других загрязняющих веществ в водозаборах представляется более слоаным и требует постановки специальных к с с л е д о с а:т и й.

В заключение следует отметить, что содеряанио Фенолов в под-эе'г,;.:-, гпдпх у| ольного горизонта в указанна концентрациях не следует считать для условий йнгренской станции "Подземгаз" опасным в связи с тем. что угольный пласт и вмещающие его породы в кровле и почве характеризуются весьма низкими фильтрационными свойствами (порядка 0,0001-0,00001 м/сут в целике); пласт достаточно глубоко залегает и отделен от верхнего наиболее водоносного горизонта мел-палеогена мощной каолиновой толщей пород.

Кроме того, за счет наличия депрессии подземных вод в комплексе юрских отлояений (давление в полости подземного газогенератора значительно нине, чем в окруяающих породах) и за счет выноса влаги из подземного газогенератора вместе с газом на поверхность распространение этих вод на широкой площади по угленосному горизонту маловероятно.

Отбор проб и анализы воздуха на территории станции "Подземгаз" и в близлеаащих регионах проводились йнгренской лабораторией гмдрометеослуабы Узбекистана. Максимальное содеряание фенолов обнаружено у открытой поверхности конденсатохранил.чза ( 0,022 иг/и ). Ваяно отметить, что над действующим газогенератором N 15 содеряа-

нив фенолов в воздухе почти такое не, как и над ранее отработанным газогенератором N 5 (максимальная концентрация 0,013 мг/м ).

Аналогичная ситуация и с концентрацией сероводорода. Важно отметить, что концентрация фенолов и Н^Б за пределами станции С более 3 км от границ) в воздухе не превышает ПДК.

С этих позиций ликвидация конденсатохранилище путем закачки конденсата в выгазованное пространство является перспективным направлением с экологических позиций.

Направления предотвращения негативных последствий утечек дутья и газа могут быть представлены как:

1. Снижение потерь сбоечного дутья.

2. Снижение потерь дутья и газа при собственно газификации

угля.

3. Снижение возможностей миграции утечек по проницаемым слоям пород.

4. Снижение возможностей миграции утечек по затрубному пространству технологических скважин.

Утечки сбоечного дутья высокого давления изучены раньше и не рассматривались в данной работе детально. Общепринятым положением в настоящее время является то, что утечки сбоечного дутья по вертикальным и наклонным технологическим скважинам составляют 50У. от поданного в скважину на сбойку при давлениях более 1,5-2,0 ати, т.е. большем, чем среднее статическое давление газовой смеси в подземном газогенераторе, а по наклонно-горизонтальным скважинам (с длиной горизонтального ствола по угольному пласту более 20 м) - 107. от поданного на сбойку дутья при давлении более 2 ати.

Снижение таких утечек на стадии создания первоначальных каналов газификации (при сбойке) обеспечивается выполнением ряда рекомендаций по изменению технологии сбоечных работ.

Утечки дутья и газа низкого и среднего давления (1,8-4 ати на головке скважин) и выход газовой смеси на поверхность или в наиболее проницаемые слои пород (в том числе и водоносные горизонты) возможны при обрыве обсадной колонны труб от подвижки горных пород.

Нарушение нормального режима эксплуатации технологических скважин по опыту работы йнгренской станции определяется по следующим трем признакам:

- прием газификационного дутья в скважину снижается до 500-?00 м /ч при максимальном давлении его на головке скважины до 2 _ 14 -

ати (на низком давлении) и до 1000 ¡« /ч при давлении до 4 ати (на среднем давлении дутья);

- при закрытии такой сквагинн (прекращении подачи дутья) дав-лзние на головке сквазина падает ниге 1.5 ати (при газификации низким давлением) и низе 2,5 ати (при газификации дутьем среднего давления);

- при последующем откритии этой сквазины она разгрувается до нулевого давления или продувается в атмосферу воздухом (некондиционным газом) аесьыа слабо.

' При наличии всех трех лакторов '•краяяка с'!;;тэ?тс- зи^едзаЛ ■ю сг£оя ¿¡¿-за обрыва колонны, и подача дутья прекращается.

Если хотя бы один из этих факторов отсутствует, то сквакина считается полноценной, имеющей связь с подземным газогенератором, и в этом случае утечки по затрубному пространству маловероятны.

По рекомендации автора станция перешла с середины февраля 1992 г. только на дутье низкого давления, что позволило уменьшить расход дутья и, следовательно, его утечки и потери газа.

Кроне того, на стадии затухания процесса газификации рекомендуется произвести цементацию обсадных колонн нарушенных скважин для предотвращения утечек газа в породный массив и загрязнения подземных водоносных горизонтов.

На стадии проработки каналов газификации и развития их по площади для уменьшения потерь дутья и газа рекомендуется использование следующих технических решений:

уменьшение размеров зоны сквозной трещиноватости подработанных пород над приконтурной частью газогенератора путем сокращения количества локальных участков газификации;

увеличение интенсивности выгазовывания угольного пласта с Формированием больших отработанных площадей и газификацией пласта по восстанию с заиловкой трещин в породах (в первую очередь при наличии известнякового яруса) через отработанные сквамины;

увеличение количества газоотводящих сквамин и повышение качества дутья;

выравнивание давлений в подземной газогенераторе.

Для предотвращения миграции газов по угленосной толще необходимо снизить проницаемость мел-палеогеновых известняков за счет на гнетания в них нетоксичных вязких суспензий (песчано-цемещнш-. магнезиальные и др. составы).

Перспективный с экологических позиций является ликвидация конденсатохранилищ путем закачки конденсата в выгазованное пространство.

Внедрение ряда рекомендаций на станции "Похэемгаз" позволило получить реальный годовой экономический эффект в сумме 488. тыс.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации дано новое решение актуальной для угольной гфо-мышленности научной задачи - установления "эвисимостей потерь дутья и газа при подземной газификации мощных буроугольных пластов от геологических и горнотехнических факторов.

Основные выводы, научные и практические результаты диссертации заключаются в следующем:

1. Подтверждено, что основное влияние на величину потерь дутья и газа оказывают условия сдвижения горных пород над выгазован-ныы пространством и давление газовой смеси в подземном газогенераторе.

2. Статистическая обработка массивов потерь дутья и газа для наиболее представительных для Ангренской станции групп подземных газогенераторов показала, что на величину утечек дутья и газа помимо количества подаваемого дутья и отводимого газа существенное вли- ' яние оказывают наличие высокопроницаемых пород в зоне развития сквозных трещин и технология процесса ПГЗ.

Предпочтительными являются технологии с направленной сбойкой скважин с очагом газификац: путем использования наклонно-горизонтальных скважин и сокращением времени сбойки, выгазовыванием пласта по восстании и повышенной интенсивностью выгазовывания угольного пласта и формированием больших отработанных площадей.

3. Реализация на ЭВМ аналитической модели фильтрации газа при ПГУ на стадии проработки каналов газификации показала, что на величину потерь дутья и газа значительное влияние оказывают, помимо давления газовой смеси в генераторе, мощность газифицируемого пласта, ширина газификационных каналов и определяемый ей шаг обрушения пород и проницаемость пород в зоне обрущения. Проницаемость слоя необруиенных пород на границе с зоной обрушения практически

не оказывает влияния на величину потерь, что указывает на отсутст-- 16 -

вив вертикальных миграций утечек дутья и газа на поверхность.

4. Установлено, что в выгазованном пространстве даже через 10-15 лет после отработки газогенератора сохраняется газовые смеси с пониженным по сравнении с газом ПГУ содержанием горючих газов.

5. Доказано, что на йнгренской станции "Подзеигаз" распространение утечек дутья и газа по площади происходит по песчаникам и известнякам мел-палеогеновых отложений.

6. Выполнены и обобщены исследования химического состава подземных вод и воздуха в блияайгих районах от горного отвода станции "Подземгаз" и в пределах границ станции. Установлено, что в ряде замеров отмечалось превыаение ПДК по фенолам и цианидам. Основными источниками загрязнения атмосферы и подземных водоносных горизонтов являются незатаыпонированные деформированные технологические скважины, места хранения и сбора конденсата. Очаги горения и внга-зованные пространства приносят значительно меньший экологический ущерб,

7. Разработаны и частично внедрены рекомендации по снижению

потерь дутья и газа на йнгренской станции "Подземгаз" на всех стадиях работы подземного газогенератора и пути затруднения миграции утечек по площади и через деформированные скважины.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Лелеко Й.И., Накуров Г.З. Оценка потерь дутья и газа при подземной газификации угля на йнгренской станции "Подземгаз"./ Препринт. - М., МГИ, 1993.

2. Накуров Г.З. Пути миграции потерь дутья и газа при подземной газификации угля./ Депонированная рукопись. - М.. МГИ. 1993.

3. Накуров Г.З. Рекомендации по снижению потерь дутья и газа на Йнгренской станции "Подземгаз"./ Депонированная рукопись. - 3., МГИ, 1993.

Подписано в печать 13.04.93. Формат 60/ 60x90/10

Объем 1 печ.л. Тираж 100 экз. Заказ ЪЛОО

Типография Московского горного института - Г, -