Статті

Сорбційна здатність і природна газоносність вугільних пластів Донбасу

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Категорія: Зміст №4 2024

Останнє оновлення: 28 серпня 2024

Опубліковано: 30 листопада -0001

Перегляди: 9

Authors:

К. А. Безручко*, orcid.org/0000-0002-3818-5624, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

О. В. Бурчак, orcid.org/0000-0001-9114-8585, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна

Л. І. Пимоненко, orcid.org/0000-0002-5598-6722, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна

В. В. Челкан, orcid.org/0000-0002-0733-8739, Інститут геотехнічної механіки імені М. С. Полякова НАН України, м. Дніпро, Україна

^* Автор-кореспондент e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

повний текст / full article

Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. 2024, (4): 018 - 026

https://doi.org/10.33271/nvngu/2024-4/018

Abstract:

Мета. Визначення загальних закономірностей формування сорбційної здатності вугілля та природної регіональної метаноносності вугільних пластів із використанням кількісного показника – відносного градієнта газоносності.

Методика. Для визначення сорбційної здатності вугілля використовувалися загальновідомий «об’ємний метод» і метод ЕПР-спектроскопії (електронного парамагнітного резонансу). Для аналізу природної газоносності вугільних пластів використані результати, отримані у процесі ведення геолого-розвідувальних робіт. Визначення природної газоносності здійснювалося за допомогою спеціальних газокернонабірників і пластовипробувачів. Для обробки експериментальних даних застосовувалися методи математичної статистики.

Результати. За експериментальними даними щодо сорбційної метаноємності та природної газоносності вугільних пластів Донбасу проведені аналіз, статистична обробка та узагальнення отриманих результатів. Встановлена закономірна зміна відносного градієнту метаноносності вугільних пластів для всього Донбасу в цілому. Значення відносних градієнтів для вугілля різних марок закономірно зменшуються зі збільшенням глибини залягання й також закономірно зменшуються в кожному з інтервалів глибин від низькометаморфізованого (марка Д) вугілля до високометаморфізованого. За результатами апроксимації отримані відповідні рівняння для кожної марки метаморфізму вугілля від газового до напівантрацитів (А).

Наукова новизна. Запропоновані нові показники – відносний градієнт сорбційної метаноємності й відносний градієнт газоносності, що дозволяють порівняння цих характеристик, виміряних в абсолютних величинах (см³/г, м³/т) для окремих вугільних пластів різних марок метаморфізму, на різних глибинах і залягаючих у різноманітних геологічних умовах. Доведено, що сорбційна здатність вугільної речовини визначає природну регіональну (фонову) метаноносність пластів кам’яного вугілля й закономірно, за гіперболічною залежністю, зменшується зі збільшенням глибини залягання й також закономірно зменшується в кожному з інтервалів глибин від низькометаморфізованого (марка Д) вугілля до високометаморфізованого (марка А) з відносним градієнтом, який асимптотично наближається до 1 за тиском понад 6 МПа.

Практична значимість. Отримані залежності відносного градієнту газоносності від глибини й газового тиску для різних марок метаморфізму можуть бути використані для прогнозування природної регіональної (фонової) газоносності вугільних пластів шляхом визначення граничної сорбційної здатності та розрахунку на шукану глибину або тиск.

Ключові слова: Донбас, вугільні пласти, сорбційна здатність, газоносність

References.

1. Bukowska, M., & Bukowski, P. (2023). Investigation of Geomechanical Properties of Carboniferous Rocks for Evaluating the Possibility of Energetic Use of Water and Methane from Hard Coal Mines. Archives of Mining Sciences, 68(2), 207-225. https://doi.org/10.24425/ams.2023.146176.

2. Zhang, L., Ye, Z., Li, M., Zhang, C., Bai, Q., & Wang, C. (2018). The binary gas sorption in the bituminous coal of the Huaibei Coalfield in China. Adsorption Science & Technology, 36(9-10), 1612-1628. https://doi.org/10.1177/0263617418798125.

3. SOU 10.1.00174088.011-2005 Rules for conducting mining operations in strata prone to gas-dynamic phenomena (2005). Kyiv: Minvuhleprom Ukrainy. Retrieved from https://issuu.com/mitc2/docs/026.

4. Rudko, H. I., Bulat, A. F., & Kuznetsova, L. D. (2015). Methodological recommendations for the geological study on the gas-bearing capacity of coal beds and host rocks for the calculation of reserves and the assessment of gas (methane) resources of underground coal deposits, (pp. 106-112). Kyiv: Institute of Geotechnical Mechanics named by N. Poljakov of National Academy of Sciences of Ukraine. Retrieved from https://www.nas.gov.ua/EN/Book/Pages/default.aspx?BookID=0000009846.

5. Harinandan, K., Mishra, M. K., & Mishra, S. (2019). Sorption capacity of Indian coal and its variation with rank parameters. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9, 2175-2184. https://doi.org/10.1007/s13202-019-0621-1.

6. Wen, Z., Yang, Y., Wang, Q., & Yao, B. (2021). Mechanism and characteristics of CH₄/CO₂/H₂O adsorption in lignite molecules. Geofluids, 2021. https://doi.org/10.1155/2021/5535321.

7. Perera, M. S. A., Ronjith, P. G., Choi, S. K., Airey, D., & Weniger, P. (2012). Estimation of Gas Adsorption Capacity in Coal: A Review and an Analytical Study. International Journal of Coal Preparation and Utilization, 32(1), 25-55. https://doi org/10.1080/19392699.2011.614298.

8. Gao, D., Hong, L., Jiren Wang, J., & Zheng, D. (2019). Adsorption simulation of methane on coals with different metamorphic grades. AIP Advances, 9, 095108. https://doi.org/10.1063/T5115457.

9. Kui Dong, Zhiwei Zhai, & Aijun Guo (2021). Effects of Pore Parameters and Functional Groups in Coal on CO₂/CH₄ Adsorption. ACS Omega, 6, 32395-32407. Retrieved from http://pubs.acs.org/journal/acsodf.

10. Ekundayo, J. M., & Rezaee, R. (2019). Volumetric measurements of methane-coal adsorption and desorption isotherms – effects of equations of state and implication for initial gas reserves. Energies, 12. https://doi.org/10.3390/en12102022.

11. Raharjo, S.., Bahagiarti, S., Purwanto, H. S., & Rahmad, B. (2018). The effect of coal petrology on the capacity of gas methane absorption in coal formation Tanjung Barito in Binuang Region. South Kalimantan. Series: Earth and Environmental Science, 212(2018), 012029. https://doi.org/10.1088/1755-1315/212/1/012029.

12. Okolo, G. N., Everson, R. C., Neomagus, H. W. J. P., Sakurovs, R., Grigore, M., & Bunt, J. R. (2019). Dataset on the carbon dioxide. methane and nitrogen high-pressure sorption properties of South African bituminous coals. Elsevier, 25, 40-53. https://doi.org/10.1016/j.dib.2019.104248.

13. Czerw, K., Dudzińska, A., Baran, P., & Zarębska, K. (2019). Sorption of carbon dioxide on the lithotypes of low rank coal. Adsorption, 25, 965-972. https://doi.org/10.1007/s10450-019-00122-5.

14. Wojtacha‑Rychter, K., Howaniec, N., & Smoliński, A. (2020). Effect of porous structure of coal on propylene adsorption from gas mixtures. Scientific reports, 10, 11277. https://doi.org/10.1038/s41598-020-67472-x.

15. Barbara Dutka (2021). Effect of depth on the sorption capacity of coals affected by outburst hazard. Energies, 306. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.121611.

16. Godyn, K., Dutka, B., Chuchro, M., & Młynarczuk, M. (2020). Synergy of Parameters Determining the Optimal Properties of Coal as a Natural Sorbent. Energies, 13, 1967. https://doi.org/10.3390/en13081967.

17. Bulat, A.F., Lukinov, V.V., & Bezruchko, K.A. (2017). Conditions of gas traps forming in carboniferous sediments. Kyiv: Naukova Dumka. ISBN 978-966-00-1534-0.

• < Попередня
• Наступна >