Еженедельник "Снабженец"
http://www.snab.ru

Полная версия этой статьи в формате PDF:
СКАЧАТЬ

В середине февраля 2010 г. на Талдинском месторождении в Ке­меровской области ОАО «Газ­пром» в торжественной обстановке запустило первый в России промысел по добыче угольного газа. Мероприятие почтили своим присутствием Пре­зидент Рос­сии Дмитрий Медведев, полномочный представитель президента в Си­бирском федеральном округе Ана­толий Квашнин и губернатор Ке­меровской области Аман Тулеев. Событие в самом деле заслуживало внимания первых лиц государства. Если почин Газпрома получит дальнейшее развитие, можно будет с уверенностью говорить о появлении в России новой подотрасли ТЭК. Ресурсная база Угольные пласты являются крупнейшими местами скопления метана в земной коре. Его концентрация в смеси природных газов угольных пластов может составлять 80–98%. При этом метан является наиболее опасным спутником угля: не менее 40% случаев гибели горняков связано с взрыва­ми этого газа в угольных шахтах. Однако данные о запасах угольного метана весьма разнятся. Аналитики в своих оценках в основном опираются на существующие угольные запасы. Но, во-первых, далеко не все угольные месторождения пригодны для добычи метана. Залежи длиннопламенных бурых углей бедны метаном, а уголь-антрацит, отличающийся высокой концентрацией этого газа, не позволяет производить его извлечение из-за высокой плотности и чрезвычайно низкой проницаемости залежей. Во-вторых, серьезное влияние на оценку извлекаемых запасов оказывает развитие технологий добычи. По усредненным данным, совокупные мировые извлекаемые запасы угольного метана могут достигать 240 трлн м3. По оценкам ОАО «Газ­пром», Россия обладает прогнозными ресурсами угольного метана в размере около 84 трлн м3 (см. рис. 1). Независимые эксперты называют цифру в 49 трлн м3. Однако в обоих случаях речь идет о запасах, вполне сопоставимых по масштабу с традиционными месторождениями природного газа. Ресурсная база угольных пластов Кузбасса по метану оценивается в пределах 13 трлн м3, что сопоставимо с Уренгойским месторождением природного газа — одним из крупнейших в мире. При этом кузбасские угли занимают как раз промежуточное положение между бу­рыми углями и антрацитом и относятся к самым перспективным запасам для добычи метана (см. рис. 2 на с. 40). Меньшие месторожде­ния расположены в Печорском, Мину­синском, Улугхемском угольных бассейнах и в Восточном Дон­бассе. Разработка метаноугольных месторождений Ряд стран уже довольно давно занимается извлечением метана из угольных пластов. В Соединенных Штатах за 15 лет его добыча выросла в 10 раз — с 5 млрд м3 в 1990 г. до 50?млрд м3 в 2006 г. Китай к 2013 г. планирует добывать 10 млрд м3 уголь­ного газа. Извлечением метана из угольных месторождений занимаются также Австралия, Канада, Ко­лумбия. Однако угольный газ, хотя и содержит до 98% метана, является низконапорным, к тому же он сорбирован углем или защемлен в мельчайших трещинах, поэтому его извлечение требует довольно сложных технологий. Существуют два принци­пиально разных способа до­бычи угольного метана: шахтный (на полях действующих шахт) и скважинный. Шахтный способ является неотъемлемой частью технологии подземной добычи угля и применяется для снижения масштабов выделения метана и предотвращения его взрывов. Он обеспечивает получение метана в небольших количествах в основном для собственных нужд угледобывающих предприятий. Исполь­зование газа, извлеченного таким способом, затруднено из-за значительных колебаний объемов поступающей газовоздушной смеси и концентрации в ней метана. Подобным способом до недавнего времени в России извлекалось около 0,5 млрд м3 метана в год. При скважинной добыче необходимо пробурить скважину. Однако в отличие от традиционных газовых залежей, где газ, содержащийся в свободном состоянии в пористых коллекторах (например, в песчанике), свободно выходит на поверхность за счет пластового давления, в залежах угля необходимо создать каналы для его движения. Их делают за счет гидроразрыва пласта и последующей откачки воды. На глубине 1000 м давление составляет 100 атм, и если оно снижается, то метан переходит в свободное состояние, мигрирует по образовавшимся трещинам к устью скважины и далее на поверхность. С момента начала откачки пластовых вод дебит скважины постепенно растет по мере увеличения депрессии* и через несколько месяцев достигает своего максимального уровня, а затем плавно снижается в течение многих лет. Это коренным образом отличает метаноугольные промыслы от обычных, где дебиты природного газа имеют максимальные значения в момент вскрытия продуктивного пласта и уменьшаются по мере истощения месторождения и падения пластового давления. Всего в процессе добычи можно извлечь до 60–80% первоначальных запасов угольного газа. Российский институт «Промгаз» (сегодня — дочернее предприятие ОАО «Газпром») первым в мире произвел гидроразрыв угольного пласта. Это произошло в 1954 г. в рамках работ по подземной газификации углей в Донбассе. Правда, тогда добывали не метан, а горючие газы, которые образуются в результате сжигания угля под землей. Но после начала разработки гигантских газовых запасов Западной Сибири эти проекты были приостановлены. Се­бестоимость добычи природного газа из крупных месторождений оказалась заметно ниже, чем у угольного метана. Однако в последние годы себе­-стоимость извлечения природного га­за неуклонно растет. Запасы традиционных газовых месторождений, открытых в середине прошлого века, постепенно оскудевают, приходится бурить все более глубокие скважины и приступать к освоению труднодоступных газовых полей на полуострове Ямал и шельфе северных морей в Восточной Сибири. В результате затраты на добычу традиционного газа и газа метаноугольных месторождений становятся сопоставимыми. А с учетом того, что Россия, взявшая на себя многочисленные международные обязательства по поставке газа иностранным потребителям, начинает испытывать дефицит этого вида топлива на внутреннем рынке, разработка ме­таноугольных месторождений пред­­ставляется вполне экономически оправданной. Из-за более высокой себестоимости транспортировка угольного метана на дальние расстояния, скорее всего, будет нерентабельной. Од­нако, как показывают расчеты Сибирского отделения РАН, использование метана угольных пластов для газификации регионов, расположенных недалеко от мест добычи, будет себя оправдывать даже при нынешних ценах на газ. К этому следует прибавить, что заблаговременное извлечение ме­тана из угольного пласта снижает возможность его внезапных выбросов в шахту и способствует повышению безопасности труда шахтеров. Од­новременно с удалением газа растет производительность угледобычи. По расчетам, представленным в марте 2007 г. в Комитете по устойчивой энергетике Европейской экономической комиссии, извлечение 1 млн м3 угольного метана обеспечивает повышение добычи угля на 22,5 тыс. т. Ближайшие перспективы В 2003 г. ОАО «Газпром» приступило к реализации проекта по оценке возможности промышленной добычи метана из угольных пластов Куз­басса. В Ерунаковском районе Кеме­ровской области на Талдинском месторождении были пробурены че­тыре экспериментальные скважины и создан экспериментальный полигон, где в 2005–2008 гг. получены первые притоки газа. Кроме того, были разработаны и опробованы технологии добычи метана, подготовлены методики подсчета его запасов, создана нормативная база, обеспечивающая освоение ресурсов метана угольных пластов и экологическую безопасность метаноугольных промыслов. В 2010 г. объем добычи на Талдинской площади планируется в пределах 4,2 млн м3. В дальнейшем, с вовлечением в разработку новых участков, добыча метана будет кратно расти. Согласно бизнес-плану, в течение первых 5 лет эксплуатации скважин на первоочередных площадях Южно-Кузбасской группы добыча достигнет 1,6 млрд м3 газа в год, а к 2020 г. возрастет до??4??млрд м3/год (см. рис. 3). Прог­нозные ресурсы газа Тал­динско­го??месторождения оцениваются в 95,3?млрд м3. Первоначально газ Талдинского месторождения будет использоваться в качестве моторного топлива и для производства электроэнергии. Но уже через несколько лет, в 2013–2014 гг., планируется начать его поставки и в магистральные трубопроводы. Проектный уровень добычи на Южно-Кузбасской группе газоугольных месторождений сопоставим с потреблением газа в Кемеровской области. Так что в перспективе область сможет полностью заместить собственным газом поставки из северных регионов, что позволит существенно сэкономить на его транспортировке. В 2010 г. ОАО «Газпром» планирует приступить к разведочному бурению еще на одном участке Южно-Кузбасской группы месторождений — Нарыкско-Ос­таш­кин­ской площади. Здесь уже проводятся поисково-оценочные работы, и, по предварительным данным, из­влекаемые запасы могут составить 35 млрд м3. На этом развитие Южно-Кузбасской группы месторождений не заканчивается. В пределах лицензионного участка есть еще ряд перспективных площадей, где можно вести добычу угольного метана. В России существуют еще несколько крупных угольных бассейнов. Ресурсы газа угольных пластов Тунгусского бассейна оцениваются в 20 трлн м3, суммарные ресурсы Ленского и Таймырского бассейнов — в 11 трлн м3, Печорского — в 1,942 трлн м3, Южно-Якутского — в 0,92 трлн м3. Однако при экономической оценке целесообразности добычи угольного метана из этих месторожде­ний??приходится учитывать их удаленность от конечного потребителя и неразвитость инфраструктурной базы. Марина Народовая, по материалам сайта www.gazprom.ru