Обоснование проектных решений в области диверсификации основной деятельности угольных шахт
В.В. Агафонов1, О.Ю. Козлова2
1 Национальный исследовательский технологический университет «МИСИС», г. Москва, Российская Федерация
2 МИРЭА – Российский технологический университет, г. Москва, Российская Федерация
Горная Промышленность №5S/ 2025 стр. 58-62
Резюме: В статье актуализируется назревшая необходимость трансформации и диверсификации основной деятельности угольных шахт с вовлечением в их функциональную структуру когенерационных и тригенерационных технологических платформ с ресурсным обеспечением такой составляющей, как сопутствующий осуществляемым технологическим процессам угледобычи газ метан. Внедрение подобных технологий в производственно-хозяйственный цикл угледобывающих предприятий позволяет создать дополнительные цепочки добавленной стоимости в технолого-экономической модели повышения уровня их технико-экономической эффективности. Предлагается блок научно-методического и соответствующего алгоритмического обеспечения разработанных концептуальных составляющих, в основу которых заложено использование оптимизационных геолого-гидродинамических модельных представлений программных комплексов Shlumberge Petrel, Tempest Roxar и Micromine, который реализует процедуру подсчета объема используемых метановых ресурсов, обоснования отдельных составляющих технологических платформ гидрорасчленения с выбором технологических модификаций и конструктивных решений метанодобычных скважин. Используемые конфигураторы программного обеспечения заявляются в режиме использования изотермы сорбции Лэнгмюра с построением ряда присущих им гридов с динамическим насыщением.
Ключевые слова: угольная шахта, диверсификация, метановые ресурсы, когенерация, тригенерация, цепочка добавленной стоимости, теплоэнергетические платформы
Для цитирования: Агафонов В.В., Козлова О.Ю. Обоснование проектных решений в области диверсификации основной деятельности угольных шахт. Горная промышленность. 2025;(6):58–62. https://doi.org/10.30686/1609-9192-2025-6-58-62
Информация о статье
Поступила в редакцию: 09.09.2025
Поступила после рецензирования: 27.10.2025
Принята к публикации: 14.11.2025
Информация об авторах
Агафонов Валерий Владимирович – доктор технических наук, профессор кафедры геотехнологии освоения недр горного института, Национальный исследовательский технологический университет «МИСИС», г. Москва, Российская Федерация; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Козлова Ольга Юрьевна – кандидат технических наук, доцент кафедры высшей математики-3, МИРЭА – Российский технологический университет, г. Москва, Российская Федерация; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Введение
Основные негативные составляющие и последствия глобализации мировых рынков энергоносителей и высокий уровень волатильности цен предопределяют необходимость поиска нетрадиционных технико-технологических решений в области переориентирования функционирования угледобывающих предприятий, направленных на изыскание составляющих диверсификации их основной деятельности.
Данная процедура реализуется на базе использования технологических платформ, которые в своей основе имеют возможности реализации составляющих с созданием цепочки добавленной стоимости и обязательной направленности на улучшение уровня промышленно-экологической безопасности, что имеет стратегическое значение в рамках реализации «Энергетической стратегии развития РФ до 2035 года» с учетом рационализации и упорядочения природопользования.
Учитывая стремительное развитие теплоэнергетических технологий на базе использования когенерационных технологических платформ и тот факт, что около 85% угольных месторождений РФ имеют одну отличительную особенность присутствия в угольной массе сопутствующего газа метана в пропорциях промышленного вовлечения в процесс утилизации и переработки, это является инвестиционно привлекательной предпосылкой для реализации проектов в данной сфере [1–4].
Результаты
В связи с вышеизложенным особую значимость приобретает научно обоснованный выбор мероприятий по диверсификации технологии подземной угледобычи с учетом составляющей сопутствующего газа метана, которые адаптируются под конкретные условия месторождения, и далее окончательный выбор технологической платформы производится путем сравнения экономических показателей приемлемых систем.
По итогам исследований основными первоначальными составляющими научно-методического и алгоритмического обеспечения выбора мероприятий по диверсификации технологии подземной угледобычи заявлены геолого-гидродинамические модели, входящие в программное наполнение вычислительных комплексов Tempest Roxar, Shlumberge Petrel, для кластеризации угленосной площади месторождения метаноугольного типа на подзоны подсчета метановых ресурсов, выбора технологической платформы гидрорасчленения угольного массива с учетом конструктивных особенностей и моделей метанодобычных скважин, участвующих в оптимизационных процедурах, и выбора рациональных технических средств, обслуживающих когенерационные теплоэнергетические платформы.
В качестве объекта проведения исследований и проектирования теплоэнергетической платформы выбрано Элегестское метаноугольное месторождение.
Сравнение уровней концентрации метановых ресурсов с учетом эксплуатационных дебитов метана позволило выделить первоначальный эксплуатационный блок для утилизации метана.
Как указывалось выше, первая итерация алгоритмического обеспечения предусматривает кластеризацию подсчетных блоков по объемам метановых ресурсов. В этих целях задействовалась соответствующая утилита программного обеспечения Shlumberger Petrel [5] (рис. 1). Предлагаемая утилита предусматривала комплексный учёт формы, характера залегания и структурной сложности угольных пластов.
Рис. 1 Кластеризация угленосной площади месторождения метаноугольного типа на подзоны подсчета угольных и метановых ресурсов
Fig. 1 Clustering of the coal-bearing area of a methane coal deposit into subzones to calculate the coal and methane resources
Сопоставительный ситуационный анализ и сравнение технологических платформ извлечения метановых ресурсов показали предпочтительность использования в условиях Элегестского месторождения технологии гидроразрыва угольного массива.
Далее в рамках и границах эксплуатационных секторов устанавливалась его газопроницаемость, которая закладывалась в алгоритм проведения базовых расчетов прогнозных метановых дебитов с использованием OLAP- моделирования [6].
Конструктивные особенности и модели метанодобычных скважин, участвующие в оптимизационных процедурах, отображены на рис. 2.
Рис. 2 Конструктивные особенности и модели метанодобычных скважин, участвующих в оптимизационных процедурах
Fig. 2 Design features and models of methane extraction wells involved in the optimization procedures
Результаты численного моделирования с использованием программных пакетов Micromine, Tempest (Roxar) и Shlumberger Petrel напрямую предопределяют приоритет использования при реализации технологий гидрорасчленения угольного массива горизонтальных скважин. Проведённый анализ показывает, что выбор в пользу этого не был случайным, а представлял собой результат многокритериального отбора и исключения других вариантов, не соответствующих условиям месторождения.
Рис. 3 Построение изотермы сорбции Лэнгмиора с визуальной интерпретацией в виде соответствующих гридов с учетом их временного насыщения
Fig. 3 Construction of the Langmuir sorption isotherm with visual interpretation as respective grids with account of their temporal saturation
Рис. 4 Численное сравнение конечных результатов реализации программных пакетов Shlumberger Petrel и Micromine
Fig. 4 A numerical comparison of the final results of implementing the Shlumberger Petrel and Micromine software suites
Результаты моделирования динамического распределения дебитов метана с учетом этапов их освоения, графически представленных на рис. 5, показывают, что их значения могут формировать довольно устойчивую эксплуатационную надежность использования в когенерационных технологиях газопоршневых двигателей с циклом работы Стирлинга [8], что подтверждается соответствующей концентрацией метановоздушной смеси ≥ 40% и стабильным выходом ≥ 45м3/мин.
Рис. 5 Результаты моделирования динамического распределения дебитов метана с учетом этапов их освоения
Fig. 5 Results of modeling the dynamic distribution of methane rates with account of their development stages
Заключение
В современных условиях недропользования особое значение приобретает научное обоснование выбора эффективной технолого-экономической модели поддержания приемлемого уровня общей рентабельности горнодобывающих предприятий по добыче угля, обеспечивающей минимизацию техногенного воздействия на окружающую среду, а также повышенного требования к промышленной и экологической безопасности, что приводит к необходимости рассмотрения и введения в их функциональную структуру элементов диверсификации их основной производственно-хозяйственной деятельности. Специфика разработки метаноугольных месторождений при этом предопределяет поэтапное изменение технологических процессов, предусматривающих привлечение в этих целях теплоэнергетических платформ когенерационного типа, которые формируют и обеспечивают получение цепочки добавленной стоимости и основаны на утилизации метана, который вносит значительный вклад в создание «парникового эффекта».
В представленной научной статье акцент сделан на использовании комплексного подхода, основными составляющими которого являются оптимизационные гидродинамические модели с программными пакетами Tempest Roxar, Shlumberge Petrel с дополненными элементными составляющими построения изотермы сорбции Лэнгмюра с визуальной интерпретацией в виде соответствующих гридов с учетом их временного насыщения и учета динамических трендов распределения дебитов метана, основанных на принципах системности, комплексности и инновационной направленности.
В основу организационно-управленческого механизма при этом должны быть заложены технические решения с использованием в когенерационных технологиях газопоршневых двигателей с циклом работы Стирлинга с соответствующими концентрациями метановоздушной смеси и стабильным выходом, что, в конечном итоге, позволяет сформировать должный уровень экономического синергетического эффекта.
Список литературы
1. Чжан Л., Пономаренко Т.В., Сидоров Д.В. Оценка чистых угольных технологий с применением технологии улавливания, утилизации и хранения углерода в угольной промышленности Китая. Горный информационно-аналитический бюллетень. 2024;(2):105–128. https://doi.org/10.25018/0236_1493_2024_2_0_105
2. Гоосен Е.В., Никитенко С.М., Каган Е.С., Рада А.О., Никитина О.И. Трансформация производственных цепочек в угольной отрасли: организационно-технологические аспекты. Горный информационно-аналитический бюллетень. 2023;(3):163–179. https://doi.org/10.25018/0236_1493_2023_3_0_163
3. Саббаган А., Фролов В.Я., Кожубаев Ю.Н., Милицын А.А., Ершов Р.В. Методы утилизации шахтных газов для производства электроэнергии и тепла. Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2025;(2):97–109.
4. Непша Ф.С., Воронин В.А., Ливен А.С., Корнеев А.С. Оценка целесообразности применения когенерационных установок на угольных шахтах Кузбасса. Записки Горного института. 2023;259:141–150. https://doi.org/10.31897/PMI.2023.2
5. Khashman M.A., Shirazi H. 3D Geological Modeling with Petrel Software: Estimating Original Oil in Place of Lower Cretaceous Y-Formation: A Case Study in a Selected Oilfield. 25 September 2023, PREPRINT (Version 1). https://doi.org/10.21203/rs.3.rs-3345863/v1
6. Носов А.П., Ахрем А.А., Рахманкулов В.З. Анализ эффективности декомпозиции OLAP-гиперкубов данных для методов экспоненциальной вычислительной сложности. Математика и математическое моделирование. 2021;(3):29–45.
7. Бутырская Е.В. Графический способ определения параметров однослойной кластерной адсорбции. Успехи в химии и химической технологии. 2024;38(3):22–24.
8. Оганесян А.С., Агафонов В.В., Маскаев К.В., Бычков А.С., Алимов В.А. Сравнительный анализ разных типов технических средств для реализации когенерационных технологиы в угольном производстве. Уголь. 2023;(5):96–98. https://doi.org/10.18796/0041-5790-2023-5-96-98
