Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография

Крейнин Е.В.

Возрастное ограничение: 0+ Жанр: Наука Издательство: Проспект Дата размещения: 15.09.2015 ISBN: 9785392195060 Язык: Объем текста: 168 стр. Формат: epub

Оглавление

Предисловие

Глава 1. Метан угольных месторождений

Глава 2. Сланцевые месторождения. Сланцевый газ

Глава 3. Природные газовые гидраты

Глава 4. Плотные песчаники

Глава 5. Тяжелые нефти

Глава 6. Получение синтетических углеводородов из угля при его подземной газификации

Заключение

Для бесплатного чтения доступна только часть главы! Для чтения полной версии необходимо приобрести книгу

Глава 6.
ПОЛУЧЕНИЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ УГЛЯ ПРИ ЕГО ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ

6.1. Состояние проблемы

Еще одним нетрадиционным источником углеводородов являются синтетические углеводороды, получаемые при синтезе из газовой смеси СО + Н2. При этом исходный синтез-газ может быть генерирован из различных углеводородов.

После энергетического кризиса 1973 г. многие нефтяные компании США и других стран стали проявлять активность в области процессов получения синтетического жидкого топлива [70]. При этом основное внимание уделили производству синтетического жидкого топлива из природного газа. Переработка природного газа в синтетическое жидкое топливо стала предметом исследований многих компаний мира, в том числе в Российской Федерации. На наш взгляд, производство синтетических жидких углеводородов из метана может представлять лишь локальный интерес, т. е. только для тех регионов, где есть природный газ и которым далеко до источников жидкого топлива.

Более универсальную значимость имеет производство синтетических жидких углеводородов из угля, запасы которого на порядок превышают запасы нефти и газа. Тем более если это возможно в подземных условиях, без извлечения угля на поверхность.

Подземная газификация угля является альтернативным способом разработки угольных пластов путем превращения угля на месте его залегания в горючее газообразное топливо. К социальным, энергетическим и экономическим преимуществам подземной газификации угля добавляются еще и экологические [10, 11].

Подземная газификация угля позволяет расширить ресурсную базу газовой промышленности за счет производства из угля газообразных энергоносителей различного состава (от низкокалорийного газа до заменителя природного газа). Это особенно важно для угольных регионов страны, так как повышает их энергетическую безопасность и снижает зависимость от трубопроводного природного газа. Освободившийся природный газ может эффективно использоваться в энергодефицитных регионах, в том числе в виде экспортных поставок.

Освобождающийся природный газ, в результате генерации электрической энергии из угля, государство направит на экспорт. При существующих мировых ценах на газ, в бюджет будет поступать $200/1000 м3.

Попробуем оценить величину государственной экономической эффективности от высвобождения в электроэнергетике 30 млрд м3 природного газа путем замены его 40 млн т угля. При себестоимости доставки угля из Сибири в европейскую часть Российской Федерации – $40/т – эффект составит $4,4 млрд (30×106×200 – 40×106×40).

За счет таких дополнительных денежных поступлений возможна не только модернизация газовых ТЭС, но и реализация экологически чистых угольных технологий.

Важно переосмыслить роль угля в энергетике Российской Федерации.

Результатом прошлой неразумной нефтегазовой стратегии в топливной энергетике стало хроническое отставание науки и практики как в области добычи и производства современного угольного топлива, так и в способах его эффективного использования для производства электрической энергии в условиях соблюдения защиты окружающей среды от вредных эмиссий (тонкой пыли, вредных газообразных веществ: SOx, NOx и оксидов углерода).

В то время как на ТЭС экономически развитых стран в основном используются только обогащенные угли постоянного состава с зольностью от 5,5 до 15%, электростанции Российской Федерации до сих пор сжигают угли валовой добычи. Зольность каменных углей и антрацитов, поставляемых на электростанции без обогащения, составляет 28–33%, а в отдельных случаях достигает 40%.

В Российской Федерации в настоящее время до 88% добываемого угля поступает в виде необработанного, необогащенного сырья нестабилизированного состава. Что может представлять собой такое топливо, когда даже при добыче на одной шахте его зольность меняется в пределах 18–52%, в зависимости от разрабатываемого горизонта?

Каждый процент золы – это потеря КПД котла на 0,1–0,15% (т. е. потребность в дополнительном топливе составляет 0,5 г/кВт∙ч в сутки), остановка энергоблоков дополнительно на 60 ч/год из-за ремонта оборудования, возрастание потерь из-за недожога, установка дополнительного оборудования, возрастание на 0,13% расхода электроэнергии на внутренние нужды и др.

Установлено, что в Российской Федерации недовыработка электроэнергии на ТЭС из-за плохого угля могла бы покрыть все расходы на его обогащение даже без учета выигрыша от улучшения экологической обстановки.

Сложилась ситуация, при которой угольная промышленность выпускает отсталую продукцию, крайне неэффективную для производства электрической энергии. На современном технико-экономическом уровне эта продукция не является конкурентоспособной на внутреннем и внешнем рынках.

В то время как большинство развитых стран переживало смену поколений ТЭС, меняло принцип сжигания угля и очистки отходящих газов от вредных примесей, отечественные угольные ТЭС выглядят как пережитки прошлого.

В схожих условиях оказалась угольная энергетика США в середине восьмидесятых годов, когда были приняты новые жесткие нормы предельно допустимых выбросов в окружающую среду, которые привели к увеличению затрат электрических компаний на решение экологических проблем. Реакцией промышленников явился переход к производству нового (третьего на тот период) поколения обогащенного топлива с высокой концентрацией энергии, малой зольностью и низким содержанием серы.

Хотя обогащение угля до его сжигания, безусловно, приводит к росту цены на топливо «франко-потребитель», компании по производству электроэнергии могут позволить себе платить на 15–30% больше за интенсивно обогащенный уголь, сохраняя при этом цену на электроэнергию «франко-электростанция» такой же, как и при сжигании рядового угля. В результате, начиная с 1976 г., в США начали строить и вводить в эксплуатацию ежегодно по 10–18 обогатительных фабрик; всего за период 1976–1982 гг. было введено в эксплуатацию 111 фабрик. В настоящее время их 450. В Российской Федерации их 70, причем только 25 наиболее мощных обогащают угли для коксования.

Признано, что уже в начале двадцать первого века должно произойти увеличение доли угля в топливно-энергетическом балансе. Причиной прогнозируемого роста добычи и потребления угля является, с одной стороны, ограниченность запасов нефти и природного газа, а также перемещение их месторождений в труднодоступные районы страны, а с другой – нерешенность вопросов полной безопасности атомных электростанций и более надежного захоронения или нейтрализации радиоактивных остатков ядерного горючего.

Подземная газификация угля – сложный физико-химический процесс геотехнологии. В формировании технологического процесса подземной газификации угля принимают участие следующие основные области знаний:

• горно-геологические особенности поведения горного массива;

• гидрогеологические особенности разрабатываемого угольного месторождения;

• особенности термического воздействия на угольный пласт и вмещающие его породы;

• горение углерода и газификация угля в реакционном канале;

• подземная гидродинамика дутьегазовых реагентов в выгазованном пространстве и горном массиве;

• бурение скважин различного назначения и конструктивного оформления (вертикальных, горизонтальных, наклонных и др.);

• охлаждение и очистка образовавшегося газа подземной газификации угля;

• процессы и аппараты энергохимического использования газа подземной газификации угля и сопутствующих продуктов;

• наземный комплекс по производству дутьевых реагентов и транспорту газа подземной газификации угля.

Такое многообразие составляющих технологического процесса подземной газификации угля обуславливает его сложность и необходимость накопления большого количества научных и инженерных знаний. Все это в совокупности должно обеспечить энергоэффективное и стабильное производство газообразного энергоносителя из угля на месте его естественного залегания [84].

Подземную газификацию угля в нашей стране проводили на месторождениях платформенного (Мосбасс, Днепробасс) и геосинклинального (Донбасс и Кузбасс) типов. Ангренское буроугольное месторождение (Средняя Азия) занимает промежуточное положение.

На отечественных станциях «Подземгаз» к началу 1995 г. газификации подвергли более 15 млн т угля и получили более 50 млрд м3 газа.

Большой объем экспериментальных работ в период 1975–1999 гг. был осуществлен в США, как правило, только на нескольких скважинах.

В восьмидесятые-девяностые годы двадцатого века страны Европейского союза провели два эксперимента по подземной газификации угля в Бельгии (г. Тулен) на глубине 1100 м и Испании (г. Теруэль) на глубине 500 м. Результаты этих экспериментов нельзя считать вполне удачными.

В Китае и Австралии в конце двадцатого – начале двадцать первого веков проводили практические эксперименты по подземной газификации угля. Несмотря на отсутствие опубликованных содержательных результатов этих экспериментов, можно полагать, что в них повторялись элементы традиционной советской технологии.

В настоящее время наблюдается новая волна интереса к проблеме подземной газификации угля, причиной которого является непрерывный рост цен на нефть и природный газ, а также скорое исчерпание их запасов.

Среди стран, проявивших интерес к технологии подземной газификации угля, в последние годы следует упомянуть, прежде всего, Австралию, Китай, Канаду, ЮАР, США.

Итак, во многих странах, начиная с пятидесятых годов двадцатого века, осуществляли экспериментальную проверку возможностей подземной газификации угольных пластов на месте их залегания. Повышенная активность характерна для периода после 1970 г., когда, может быть, впервые проявились признаки мирового энергетического кризиса.

Обобщая зарубежный опыт, необходимо отметить следующее:

1. Как правило, все зарубежные опыты по подземной газификации угля в естественных условиях осуществлялись всего на нескольких скважинах (за исключением последних опытных работ в Китае и Австралии). Поэтому эти работы следует рассматривать лишь в качестве принципиальной проверки газификации угля на месте его залегания.

Весь отечественный опыт показывает, что от отдельных экспериментов до промышленного предприятия подземной газификации угля дистанция большая. Задача стабильного и долговременного производства искусственного газа и снабжения им потребителя гораздо более сложная и ответственная, требует для своей реализации большого количества скважин, постоянная эксплуатация которых должна основываться на специальном технологическом регламенте.

2. Метод КРИП, запатентованный американцами (Ливермольская лаборатория Лоуренса), решает очень важную для подземной газификации угля задачу контролируемого реагирования окислителя с огневым забоем угольного пласта. Однако конструктивное оформление этого метода не только трудоемко, но и не предусматривает гидравлически связанной системы многих скважин. Это затрудняет эксплуатацию большого количества скважин-газогенераторов и не обеспечивает полноты выгазования угольного пласта.

3. В Российской Федерации подземная газификация угля насчитывает более чем полувековой период практической и научной разработки. К настоящему времени, несмотря на полное прекращение работ по подземной газификации угля, начатых в 1996 г., разработаны новые конструктивные и технологические решения, защищенные блоком патентов Российской Федерации. Приходится удивляться нашей отечественной бесхозяйственности: колоссальный интеллектуальный потенциал, накопленный по технологиям подземной газификации угля, до сих пор не используется.

Ниже излагаются основы технологии подземной газификации угля нового поколения, в том числе с целью производства на ее основе синтетического углеводородного сырья.

6.2. Основные технические решения технологии подземной газификации угля нового поколения

6.2.1. Резервы совершенствования технологии

Несмотря на более чем полувековой опыт реализации подземной газификации угля, процесс оставался мало стабильным и теплоэнергетически неэффективным.

Управление подземной газификацией угля осуществляли при одновременной эксплуатации большого количества скважин, которые включали в работу по мере снижения теплоты сгорания получаемого газа, что создавало неорганизованную гидродинамику в подземном газогенераторе, блуждающие потоки окислителя и горючих компонентов и приводило к частичному дожиганию образовавшегося газа подземной газификации угля.

По традиционной технологии интегральный КПД подземной газификации угля не превышает 35–45%.

Широкомасштабное промышленное внедрение подземной газификации угля возможно только при условии повышения степени управления процессом, одновременном снижении удельных затрат и повышении степени выгазования угольного пласта.

Каковы же резервы в повышении эффективности подземной газификации угля?

Вот основные из них:

1. Совершенствование схемы подземной газификации и конструкции подземного газогенератора с целью обеспечения активного и направленного взаимодействия окислителя с реакционной поверхностью огневого забоя, несмотря на выгазование угольного пласта.

Как было отмечено выше, в традиционной технологии нагнетание дутья в большей части эксплуатационного времени происходит вдали от реакционной поверхности огневого забоя. Дутье, как правило, фильтруется через слой обрушившейся кровли, золы и воды и только после этого контактирует с огневым забоем. Пути движения дутья неуправляемы и определяются только сложившимися в выгазованном пространстве искусственными коллекторами. Это приводит, во-первых, к пассивному теплообмену между окислителем и реакционной поверхностью угольного пласта, а во-вторых – к контактам свободного окислителя со сформировавшимся в другом месте горючим газом и к дожиганию последнего. Малоинтенсивное реагирование в зонах газификации сопровождается низкой температурой в них и, как следствие этого, малым соотношением СО/СО2 в образовавшемся газе.

Как показывает отечественный опыт, только в результате направленного и активного массообмена между окислителем и огневым забоем возможно повышение температуры в зоне горения и отношения СО/СО2.

Необходимо найти такое конструктивное оформление подземного газогенератора, в котором постоянно реализовывался бы упомянутый реакционный канал. Строгие закономерности гетерогенного горения угля в таком постоянно существующем канале являются надежной основой для управления процессом подземной газификации угля.

На рис. 46 представлена принципиальная схема модуля подземного газогенератора с постоянным реакционным каналом, вдоль которого движутся дутьегазовые потоки.

Газогенератор представлен в плоскости угольного пласта (наклонного или горизонтального). Дутьевую скважину обсаживают на всю длину, а газоотводящую – только до входа в угольный пласт. В нижней части обе скважины соединяют между собой в единую гидравлическую систему. В буровом канале дутьевой скважины формируют огневой забой и, по мере выгазования угольного пласта между скважинами, точку подвода дутья перемещают вверх по скважине. Таким образом постоянно осуществляют направленный подвод окислителя непосредственно к реакционной угольной поверхности. Активное гетерогенное реагирование в канале, стенки которого преимущественно угольные, обеспечивает не только высокую температуру на поверхности, но и минимальные относительные потери тепла в окружающие породы.

Рис. 46 – Принципиальная схема модуля подземного газогенератора по новой технологии: 1 – дутьевая скважина, обсаженная по угольному пласту; 2 – газоотводящая скважина без обсадки по угольному пласту; 3 – угольный пласт; 4 – реакционный канал; 5 – обрушившаяся порода кровли и шлак; 6 – первоначальный канал газификации; 7 – точки переноса подачи дутья вдоль скважины

Параметром активного гетерогенного реагирования принято считать критерий Семенова:

(43)

где β – коэффициент массобмена;

Кпр – приведенная константа скорости реакции.

В новой схеме газификации в канале критерий Sm < 1,0, в то время как в традиционной схеме подземной газификации угля 1,0 < Sm < 11,0.

В первом случае гетерогенное горение происходит в диффузионной области с высокой температурой в зоне реагирования, и интенсивность процесса определяется гидродинамическими параметрами потока. Во втором случае горение происходит в кинетической или переходной области, в которой преобладающее значение имеет скорость химической реакции.

Рис. 47 – Кривые газообразования и температурного режима в коксовом канале при температуре газа на выходе 2000°С (Re = 10 4): сплошная линия – схема подземной газификации угля по новой технологии; пунктирная линия – схема подземной газификации угля по традиционной технологии

Эти рассуждения действительны как для кислородной зоны с характерными для нее основными экзотермическими реакциями гетерогенного окисления, так и для восстановительной зоны, в которой протекают основные эндотермические реакции гетерогенного реагирования.

На рис. 47 представлены результаты оценочных расчетов изменения концентрации СО2 (от начальной С0 до конечной С1), температуры в реакционном канале Тг, а также критерия Семенова Sm по длине канала восстановительной зоны l / d для традиционной и новой технологий подземной газификации угля.

Более высокий температурный уровень в новой схеме подземной газификации угля обеспечивает более интенсивное восстановление СО2. Аналогичные кривые характерны для Н2О.

По длине восстановительной зоны реакционного канала критерий Sm увеличивается вследствие снижения скорости реакции СО2 + С из-за падения температуры Тг в канале и концентрации СО2. Процесс сдвигается в кинетическую область реагирования.

Малая величина критерия Sm в новой схеме способствует более активному гетерогенному реагированию в канале, а следовательно, и процессу подземной газификации угля с более высокими теплофизическими параметрами.

Заполнение выгазованного пространства подземного газогенератора обрушившимися породами кровли обусловливает реакционный канал постоянного сечения (рис. 46). Это обеспечивает стабильное и устойчивое осуществление процесса подземной газификации угля в течение всего периода отработки угольного пласта между дутьевой и газоотводящей скважинами. Как было показано выше, процесс газификации характеризуется более высоким значением КПД.

2. Традиционной технологии подземной газификации угля присущи невысокие КПД процесса газификации – 55–60%. Типичный тепловой баланс представлен в табл. 8. КПД процесса газификации – 60%. Непроизводительные потери тепла в окружающий массив и с охлаждающей водой достигают 30%.

Таблица 8

Тепловой баланс традиционной технологии подземной газификации угля

Каковы же пути их снижения?

Во-первых, целесообразно изменить конструкцию газоотводящих скважин, выполнив ее в виде теплообменника-утилизатора. Это позволит заменить прямое охлаждение газа с 700 до 200°С путем впрыскивания в его поток охлаждающей воды косвенным теплообменом через стенку утилизатора.

Перегретый водяной пар, получаемый в теплообменнике, возвращают вместе с воздушным дутьем в подземный газогенератор. Экспериментальная проверка этого способа зафиксировала увеличение КПД процесса газификации на 14%.

Во-вторых, непроизводительные потери тепла могут быть снижены путем осуществления процесса подземной газификации угля в две стадии.

Если в реакционный канал, в зону образования газа, имеющего температуру 700–800°С, через специальные скважины подавать перегретый водяной пар или углекислоту, то физическое тепло газа будет использоваться на эндотермические реакции. Благодаря этому не только происходит обогащение газа подземной газификации угля водородом и монооксидом углерода, но и появляется возможность активного воздействия на химизм процесса подземной газификации угля и состав его конечного продукта.

Двухстадийная подземная газификация угля может быть проведена в две периодически осуществляемых фазы. В первой фазе реализуется подвод окислителя к реакционной поверхности угольного пласта, во второй фазе к раскаленной угольной массе подводится восстановитель Н2О или СО2.

Расчеты показывают, что непроизводительные потери тепла при описанных выше методах могут быть снижены с 30 до 10% (табл. 8), что будет способствовать повышению химического КПД процесса подземной газификации угля с 60 до 80%.

3. Перспективен для подземной газификации угля переход на большие глубины (600–1500 м). Существующие проблемы шахтной добычи угля на глубоких горизонтах не только не оказывают заметного отрицательного влияния на подземную газификацию угля, но даже способствуют улучшению основных технико-экономических показателей, по сравнению с подземной газификацией угля на глубине до 300 м.

С переходом на глубины 600–1500 м появляется реальная возможность осуществления подземной газификации угля при давлении 2–5 МПа (вместо традиционного 0,2–0,3 МПа) без опасения разгерметизации подземного газогенератора.

В этом случае эксплуатация газогенератора сопровождается следующими позитивными особенностями:

• при давлении в подземном газогенераторе, несколько меньшем, чем давление столба подземных вод, процесс газификации угля протекает в полости, ограниченной их зеркалом, что сводит до минимума возможность утечек газа и продуктов термического разложения угля;

• протекает реакция прямого гидрирования углерода:

C + 2H2 → CH4, ΔH = –75,3 кДж/моль;

(44)

• уменьшается диаметр эксплуатационных скважин (при повышении давления с 0,3 до 3,0 МПа диаметр скважин можно уменьшить на 60%), что снижает удельные затраты на их бурение;

• использование газа повышенного давления в наземном комплексе облегчает реализацию его технологических и энергохимических возможностей.

Итак, пути совершенствования традиционной технологии подземной газификации угля следующие:

• активный и направленный подвод окислителя к реакционной поверхности угольного пласта и перемещение точки подвода окислителя вдоль бурового канала, пройденного по угольному пласту;

• утилизация физического тепла газа, извлекаемого из продуктивной скважины;

• осуществление процесса подземной газификации угля в две стадии; во время второй стадии физическое тепло утилизируется непосредственно в реакционном канале подземного газогенератора;

• размещение подземного газогенератора на глубинах 600–1500 м.

Все это позволяет повысить стабильность процесса подземной газификации угля, теплоту сгорания газа (например, на парокислородном дутье – до 9–11 МДж/м3), химический КПД процесса газификации до 80–85%, экологическую чистоту предприятия подземной газификации угля и существенно расширить сырьевую базу (в том числе за счет газификации глубокозалегающих угольных пластов).

6.2.2. Новые конструктивные и технологические решения

Итак, согласно изложенным выше исходным основам новой технологии подземной газификации угля, необходимо было найти такое ее конструктивное оформление, которое позволяло бы постоянно контролировать и фиксировать зону реагирования окислителя с раскаленной угольной поверхностью.

Наиболее близка к этой идее конструкция подземного газогенератора, представленного на рис. 46. Модуль такого газогенератора состоит из двух скважин (вертикально-наклонных или вертикально-горизонтальных), соединенных между собой одним из известных способов (огневая фильтрационная сбойка, вертикально-горизонтальная скважина или гидроразрыв угольного пласта).

Вслед за выгазованием угольного пласта по нормали от первоначального канала газификации в дутьевой скважине переносится точка подвода дутья к огневому забою. Конструкция такой дутьевой скважины и способ переноса точки подвода дутья могут быть различными, но они должны обеспечить постоянный и активный контакт окислителя с реакционной поверхностью угольного пласта (огневым забоем).

Контролируемый перенос точки подвода дутья вдоль дутьевой скважины осуществлен в американском проекте с помощью прожига обсадной колонны подвижной пропановой горелкой. Мы уже отмечали сложность этого метода, но тем не менее должны констатировать его успешные натурные испытания.

В отечественном проекте предусмотрены другие, на наш взгляд, более простые методы. Один из них основан на периодической установке в колонне дутьевой скважины цементного моста, простреле колонны и цементного кольца и, наконец, сбойке через перфорированную колонну с близлежащим выгазованным пространством.

Другой гидродинамический метод базируется на контролируемом перемещении очага горения вдоль дутьевой скважины, фиксации его в требуемом месте и выгазовании угольного пласта до следующего переноса точки подвода дутья. Благодаря этому между зоной подвода дутья и газоотводящей скважиной образуется реакционный канал, который незначительно изменяется по мере выгазования угольного пласта и перемещается по нормали от первоначального канала газификации. Движение дутьегазового потока вполне предсказуемо и происходит вдоль вскрытой угольной поверхности.

Новая технология обеспечивает большую стабильность и устойчивость процесса подземной газификации угля, причем исключается дожигание газа свободным окислителем. Появляется реальная возможность управления технологическим процессом.

В новой технологии подземной газификации угля несколько иначе, чем в традиционной, рассматриваются вопросы целесообразности закладки выгазованного пространства. Формирование реакционного канала и движение дутьегазовых потоков в нем происходят в крайней зоне выгазованного пространства, т. е. вне зоны обрушившейся кровли. Правда, это может быть обеспечено только при своевременном переносе точки подвода дутья, до обрушения кровли угольного пласта. Определены количественные зависимости шага обрушения пород кровли от конкретных горно-геологических условий угольного пласта.

Основным элементом новой конструкции подземного газогенератора становятся вертикально-наклонные и наклонно-горизонтальные скважины сложного профиля. При этом длина этих скважин в угольном пласте составляет несколько сотен метров. Буровые каналы по угольному пласту не должны иметь даже касаний с почвой и кровлей угольного пласта.

Как показал отечественный опыт, наличие породных участков буровых каналов не позволяет их проработать. Эти породные участки часто «заплывают» и уменьшаются в сечении при прогреве горячим газом. С уменьшением мощности газифицируемого угольного пласта возрастает сложность бурения канала без выходов во вмещающие породы.

В комплексе основных элементов новой технологии подземной газификации угля существенное место занимает разработанное у нас скоростное бурение протяженных скважин по угольному пласту с помощью электрических и винтовых забойных двигателей.

Направленное бурение по угольному пласту обеспечивается системой автоматического управления положением забойного двигателя по мощности угольного пласта. Освоение забойных двигателей и систем их управления сделало реальным практическое применение новых конструкций подземных газогенераторов.

Для стабильности новой технологии необходимы надежная гидравлическая связь и высокая пропускная способность газоотводящих каналов.

При интенсивном ведении процесса подземной газификации угля в промышленных масштабах, как показывает отечественный опыт применения традиционной технологии, каждая газоотводящая скважина, применительно к новой конструкции газогенератора, представленного на рис. 46, должна отводить при нормальных термобарических условиях до 15000 м3/ч газа.

Узкие буровые каналы (диаметр – 150–200 мм) не могут отвести такое количество горячего газа: некоторые марки угля, особенно под влиянием температуры и высокого горного давления, имеют свойство вспучиваться и тем самым способствовать уменьшению сечения бурового канала. Необходимо расширить их (в газоотводящей скважине и поперечном первоначальном канале газификации) до диаметра 0,5–1 м. Наиболее благоприятным для этого является огневое расширение буровых каналов путем противоточного перемещения очага горения навстречу нагнетаемому в скважину дутью [5]. В качестве последнего может применяться воздух, в частности при его обогащении кислородом. Нами, экспериментально и аналитически, выявлены закономерности огневого расширения буровых угольных каналов и управления этим процессом.

Невысокая теплота сгорания газа подземной газификации угля, получаемого на воздушном дутье, ограничивает расстояние его транспортирования. В новой технологии предусмотрено использование в качестве дутья воздуха, обогащенного кислородом (объемная концентрация кислорода — 40–60%), или технического кислорода (объемная концентрация кислорода – 95–98%). Это позволит повысить теплоту сгорания газа до 8–10 МДж/м3 и существенно расширить сферу его применения. Однако окончательный состав применяемого дутья может быть принят в конкретных условиях на основе технико-экономической оценки с учетом предполагаемой сферы использования газа подземной газификации угля.

Как отмечали выше, при работе по традиционной технологии подземной газификации угля потери тепла с извлеченным газом и в недрах подземного газогенератора составляют 30%, поэтому КПД газификации практически не может быть выше 60–65%.

Одним из путей повышения КПД газификации может быть использование физического тепла извлекаемого газа в газоотводящих скважинах. Сформировавшийся газ имеет на входе в колонну газоотводящей скважины температуру (650 ± 50)°С. Для предотвращения деформации колонны в традиционной технологии газ охлаждали до 200°С за счет впрыскивания воды, подаваемой по специальному водопроводу диаметром 1,5–2,0 дюйма.

В новой технологии подземной газификации угля колонну газоотводящей скважины выполняют в виде теплообменника-утилизатора, в наружный кольцевой канал которого подают воду, а горячий газ охлаждают через стенку внутренней трубы до температуры 200°С. Пар, получаемый в кольцевом канале, используют в поверхностном комплексе или нагнетают вместе с дутьем в соседние дутьевые скважины.

На Ангренской станции «Подземгаз» такой пар использовали в качестве присадки к дутью и зафиксировали повышение теплоты сгорания газа, получаемого в соседних газоотводящих скважинах, на 10–15%.

Бесконтактное охлаждение газа в скважинах, помимо теплоэнергетического эффекта, способствует также существенному возрастанию пропускной способности колонны газоотводящей скважины вследствие сокращения влажности отводимого газа. Это способствует повышению пропускной способности газоотводящей скважины до 15000 м3/ч газа.

Согласно расчетам, КПД процесса газификации, за счет бесконтактного охлаждения газа, увеличится на 10%.

Потери тепла во вмещающих породах подземного газогенератора – 15%. Их тоже можно частично снизить.

Потери газа и дутья в подземном газогенераторе обусловлены, прежде всего, избыточным давлением в нем и сформировавшимися трещинами в покрывающей толще пород и угольном пласте. В новой технологии подземной газификации угля предусмотрено снижение статического давления подземных вод в подземном газогенераторе за счет применения нагнетательно-отсосной системы, что имеет существенное значение при выгазовании неглубоко залегающих угольных пластов, особенно при работе рядом с соседними шахтными выработками.

При выгазовании глубоко залегающих угольных пластов становится возможным поддержание в подземном газогенераторе повышенного давления, близкого по величине к существующему гидростатическому столбу подземных вод. Это позволит снизить потери дутья и газа из искусственно созданной полости подземного газогенератора, ограниченной зеркалом подземных вод.

Неупорядоченная гидродинамика в подземном газогенераторе традиционной конструкции приводила к высоким потерям невыгазованного угля. Из-за произвольного продвижения и образования огневого забоя отдельные участки угольного пласта либо вообще не участвовали в процессе, либо участвовали только частично.

Наука Крейнин Е.В. Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография

Наука Крейнин Е.В. Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография

Современные тенденции развития мировой энергетики направлены на вовлечение в топливно-энергетический баланс нетрадиционных углеводородных источников: метансланцевых, угольных и газогидратных месторождений, а также высоковязкие нефти и битумы, извлечение которых пока проблематично.<br> В монографии изложены инженерные и научные основы разработки нетрадиционных трудноизвлекаемых углеводородных источников, добыча которых стала приоритетной задачей современного мирового топливно-энергетического комплекса. Предлагаемые технические решения подтверждены многочисленными патентами Российской Федерации.<br> Особый интерес представляет перспектива производства синтетических углеводородов (жидких и газообразных) из угля при его подземной газификации.<br> Практическая реализация разработанных технологий позволит существенно расширить ресурсную базу экологически чистых органических топлив. <br><br> <h3><a href="https://litgid.com/read/netraditsionnye_uglevodorodnye_istochniki_novye_tekhnologii_ikh_razrabotki_monografiya/page-1.php">Читать фрагмент...</a></h3>

Внимание! Авторские права на книгу "Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография" (Крейнин Е.В.) охраняются законодательством!