Создание подземного газогенератора подземной газификации угля на участке I очереди Сыллахского месторождения Усмунского угленосного района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

газификация угольный геологический газогенератор

С помощью геотехнологических методов, одним из которых и является подземная газификация углей, можно получать из угля газообразные, жидкие энергоносители, а также огромное количество различных химических элементов, не строя при этом шахт и разрезов.

Таким образом, геотехнология, применяя экологически наиболее безопасные методы, позволяет наиболее полно, а в экономическом плане наиболее выгодно разрабатывать угольные залежи.

Подземная газификация углей (ПГУ) является единственным способом безлюдной добычи угля путем превращения твердого топлива в газообразный энергоноситель непосредственно на месте залегания угольного пласта.

По технологии, все стадии процесса ПГУ осуществляются с поверхности земли без применения подземного труда.

Основные стадии процесса ПГУ: бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин, соединение этих скважин каналами, проходящими в угольном пласте, и, наконец, нагнетание в одни скважины воздушного или парокислородного дутья и получение из других скважин газа.

Целью работы является создание подземного газогенератора подземной газификации угля на участке 1 очереди Сыллахского месторождения Усмунского угленосного района.

Для достижения данной цели решали следующие задачи:

1. Изучение теоретических основ и опыта ранее проводимых работ по подземной газификации угля в России и за рубежом;

2. Рассмотрение горно-геологической ситуации на Сыллахском месторождении и оценка пригодности его к отработке методом подземной газификации;

3. Лабораторные исследования физического моделирования процессов подземной газификации угля;

4. Расчет технико-технологических характеристик сооружения и работы подземного газогенератора применительно к Сыллахскому каменноугольному месторождению.

Для решения поставленных задач используются следующие методы: анализ геологических материалов Усмунского угленосного района в целом и Сыллахского месторождения в частности по данным поисковых и разведочных работ, аналитический обзор литературы по подземной газификации, инженерные расчеты.

1. Физическая сущность подземной газификации угля

1.1 Реакция газообразования в канале подзёмного генератора

Под процессом газификации твердого топлива принято понимать сложный термохимический процесс превращения твердого топлива в газообразное. При этом горение и газификацию следует рассматривать как единый процесс, что в первую очередь подтверждается общностью протекания при этих процессах химических превращений.

В процессе газификации угля, будь это его слой или канал, выделяют две стадии. Первая - стадия термического разложения, при которой из угля выделяются влага и летучие парогазовые вещества, и остается коксовый остаток, горючую часть которого составляет углерод. Вторая - стадия газификации, при которой, во-первых, углерод коксового остатка с помощью свободного или связанного кислорода превращается в горючие газы, и, во-вторых, эти газы взаимодействуют с кислородом и водяным паром. Именно стадия газообразования является главной, определяющей состав газа подземной газификации.

Рис. 1.1. Принципиальная схема подземной газификации угля

При газификации угля в канале газообразование происходит по тем же химическим реакциям, что и в обычном наземном слоевом генераторе:

· реакции горения углерода, водорода, окиси углерода и метана:

· реакция восстановления двуокиси углерода и водяного пара

· другие реакции:

Вместе с этим в отличие от газификации угля в наземных установках при подземной газификации проявляется ряд особенностей:

1. Отсутствует движение топлива, выгорание угля происходит за счет перемещения зоны горения, вместе с которой перемещаются и другие зоны газификации (зона восстановительных реакций, зона сухой перегонки и подсушки угля или транспортировки газа). По мере выгазования угольного пласта под действием горного давления происходит сдвижение пород кровли и заполнение ими выгазованного пространства. Благодаря этому размеры и структура каналов газификации остаются определенное время неизменными, что обусловливает постоянство состава газа в этот период времени, но впоследствии вызывает дополнительные затраты тепла на нагрев пород и приводит к образованию обводных потоков дутья, дожигающих горючие компоненты газа.

2. Отсутствуют газонепроницаемые стенки, поэтому в процессе газообразования участвуют не только влага угля, но и влага вмещающих пород и, если они есть, гравитационные подземные воды.

3. Реакционный канал непосредственно граничит с массой угля, подлежащей газификации, что приводит к термоподготовке угольного пласта.

4. Расстояние между скважинами в угольном пласте во много раз превышает необходимую длину зон реагирования.

Состав и теплота сгорания получаемого газа зависят как от состава подаваемого на газификацию дутья и качества угля, так и от геологических условий залегания угольного пласта.

Теоретически теплота сгорания газа при газификации углерода на воздушном дутье не может быть более 4,4 МДж/м³. Однако благодаря тому, что в процессе участвует определенное количество водяных паров и разлагается органическая масса угля, теплота сгорания газа подземной газификации на воздушном дутье может достигать 4,6-5,0 МДж/м³. При применении дутья, обогащенного кислородом (концентрация кислорода 65 %), теплота сгорания газа достигает 6,3-6,7 МДж/м³.

Отношение СО₂/СО в первичных продуктах зависит от кинетических и гидродинамических условий горения углерода и имеет существенное значение не только для газообразования, но и для интенсивности расходования кислорода и, следовательно, протяженности кислородной зоны. Отношение СО/С02 существенно изменяет интенсивность выгорания углерода, так как в случае реакции (1.2) углерода выгорает в два раза больше, чем в случае реакции (1.1). Из-за различия экзотермических эффектов реакций (1.1) и (1.2) изменяется тепловой баланс процесса или температурный режим горения углерода со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Реакции (1.4) и (1.6) оказывают влияние на интенсивность горения углерода и тормозят первичные реакции (1.1) и (1.2).

Реакции (1.7), (1.8) и (1.9) оказывают существенное влияние на газообразование только при участии в процессе значительного количества водяных паров. При ПГУ эти реакции, как правило, имеют большое практическое значение.

Не останавливаясь на химизме реакций (1.6) и (1.7), отметим, что при совместном их протекании скорость реакции (1.7) в несколько раз больше скорости реакции (1.6). Скорость каждой из этих реакций определяется не только температурой в зоне реагирования, но и соотношением парциальных адсорбционных давлений компонентов газовой смеси. Вначале протекает реакция (1.7), а затем после израсходования значительной части Нр, протекает реакция (1.6).

Эта особенность совместного протекания реакций (1.6) и (1.7) объясняет, в частности, высокую концентрацию СО в продуктах газификации на паровоздушном и парокислородном дутье. Этим же свойством реакций (1.6) и (1.7) на паровоздушном дутье объясняется более быстрое увеличение концентрации водорода, чем концентрации окиси углерода. Такая особенность совместного протекания реакций (1.6) и (1.7) имеет исключительно большое практическое значение для процесса ПГУ, осуществляемого при значительном участии водяных паров.

Реакции метанообразования (1.10) и (1.11) в процессе ПГУ, осуществляемом при давлении 100-300 кПа, практически не протекают. Повышение давления в процессе газификации существенно их интенсифицирует. Наличие СН₄ в газе ПГУ объясняется в основном обогащением его метаном "летучих веществ" термического разложения угля.

При анализе этих данных, прежде всего, следует учесть, что процесс осуществлялся на воздушном дутье, каменноугольный пласт был хорошо осушен и влажность угля составляла всего 6 %.

Кислород воздуха расходуется по реакциям (1.1), (1.2) и в какой-то мере (1.3, 1.4 и 1.5), на расстоянии от дутьевой скважины около 10 м он практически исчезает в газе. В этом же месте в газе содержится около 25 % СО. Большое значение СО/СО ? 4 свидетельствует о высокой температуре в окислительной зоне газификации и малой доле участия в процессе водяных паров.

Уменьшение концентрации СО и увеличение концентраций Н и СО (особенно до расстояния 30 м от дутьевой скважины) свидетельствует об интенсивном протекании реакции конверсии (1.9), продолжающейся по длине канала вплоть до 100 м.

1.2 Основные способы подготовки подземных газогенераторов

Ранее уже отмечалось, что особенность технологии подземной газификации углей, разработанной в нашей стране, заключается в том, что все стадии процесса ПГУ осуществляются с поверхности земли без применения подземного труда.

Основными стадиями процесса ПГУ являются:

· Бурение с поверхности земли на угольный пласт вертикальных, наклонных и наклонно-горизонтальных скважин, которые служат для подвода дутья и отвода газа;

· Создание в угольном пласте между этими скважинами реакционных каналов, в которых будет происходить взаимодействие угля с протекающими в них потоками дутья и газа, газификация угольного пласта в канале при нагнетании дутья в одни скважины и отводе газа из других.

Расположенные в определенном порядке скважины для подвода дутья и отвода газа образуют подземный газогенератор. На поверхности подземного газогенератора расположены трубопроводы для подачи в скважины дутья и транспортировки получающегося газа. Также на поверхности земли, на некотором расстоянии от подземного газогенератора, располагают установки для выработки дутья, охлаждения, очистки и транспортировки газа потребителям.

По мере выгазовывания угля трубопроводы для подачи дутья и транспортировки газа от скважин переносят и присоединяют к вновь или заранее пробуренным скважинам. Конструкции подземных газогенераторов и схемы газификации определяют по геологическим условиям залегания угольного пласта и качеству угля.

Для сооружения подземных газогенераторов на угольных пластах пологого залегания малой мощности (до 4 м) применяют вертикальные скважины, при большей мощности - наклонные, наклонно-горизонтальные и вертикальные.

На крутых и наклонных пластах применяют наклонные (пробуренные по угольному пласту), наклонно-горизонтальные, вертикальные и полевые (пробуренные по почве угольного пласта) скважины.

1.3 Экологические преимущества подземной газификации углей

Традиционные методы добычи и потребления угля обусловливают превращение угольных регионов в зоны экологического бедствия. Особенно это характерно для углесжигающих производств. На каждый кВт установленной мощности угольной электростанции ежегодно выбрасывается в атмосферу 500 кг золы и шлаков, 75 кг окислов серы и 10 кг окислов азота.

Поэтому использование угля в качестве первичного энергоносителя экологически оправданно только в двух случаях:

1. Сжигание угля должно сопровождаться обязательным улавливанием твердых и газообразных вредных веществ.

2. Преобразование угля на месте его залегания в экологически более чистый газообразный энергоноситель.

Один из способов отвечающий данным условиям является - подземная газификация углей.

Экологические преимущества подземной газификации углей перед традиционными способами разработки угольных месторождений заключается главным образом, с одной стороны в экологической чистоте газов подземной газификации как топлива, а с другой - в самой незначительной степени воздействия данной технологии на природный ландшафт, которая не идет ни в какое сравнение, например с разрушительным воздействием на окружающую среду такого широко применяемого метода добычи угля, как открытая разработка угольных пластов.

Особо отметим что метод ПГУ позволяет не нарушать растительный слой, и после окончания газификации угольного пласта наземный участок может быть без какой-либо рекультивации передан для сельскохозяйственного употребления.

На стадии добычи (при замене традиционных методов методом ПГУ) исключается образование отходов горной породы (5-6 т/т.у.т.), предотвращается отчуждение земли (15-20 га/млн. т.у.т.), исключается выброс в атмосферу угольной пыли (0,3-15 кг/т.у.т.) и уменьшается сброс взвешенных веществ в сточные воды (с 0,452 до 0,044 кг/т.у.т.).

На стадии транспорта полностью предотвращается характерный для твердого топлива унос пыли (3-6 кг/т.у.т.).

На стадии сжигания исключается выброс золы, практически исключается выброс сернистого ангидрида и уменьшается в 1,5-2 раза выход окислов азота (с 2-5 до 1-1,5 кг/т.у.т.).

Данные показатели в полной мере отражают все преимущества ПГУ перед другими методами добычи углей, что не мало важно в сложной экологической обстановке в целом.

1.4 Газификация угольного пласта

Газификация угольного пласта в канале - основная и последняя стадия технологии подземной газификации. Ее результатом является получение горючего газа, который после охлаждения и очистки направляется потребителям.

Выше уже отмечалось, что состав газа ПГУ, его теплота сгорания зависят не только от класса угля, его состава и состава дутья, но и от строения угольного пласта, геологических условий его залегания.

1.4.1 Геологические условия

Подземная газификация углей в нашей стране проводилась на месторождениях двух типов: платформенного (Мосбасс, Днепробасс) и геосинклинального (Донбасс и Кузбасс). Ангренское буроугольное месторождение (Средняя Азия) занимает промежуточное положение.

Для месторождений платформенного типа характерно сравнительно спокойное залегание угольных пластов и вмещающих пород (горизонтальное и полого-наклонное), наличие слабых пород в почве и кровле угольного пласта. На месторождениях геосинклинального типа угольные пласты и вмещающие породы собраны в синклинальные и антиклинальные складки с углами падения до 55°. Почва и кровля угольных пластов представлены разностями горных пород.

В Мосбассе подземную газификацюо углей проводили на Подмосковной и Шатской станциях «Подземгаз». Газификации подвергали Басовское, Гостеевское и Шатское буроугольные месторождения. Мощность угольного пласта была 2-4 м, глубина залегания 45-60 м. Вмещающие породы представлены глинами, песками и известняками.

Большая часть участков газификации (13 газогенераторов) находилась в благоприятных гидрогеологических условиях (угольный пласт либо безводен, либо пески обводнены на небольшую мощность).

На участках газификации, характеризуемых сравнительно сложными гидрогеологическими условиями (гидростатическое давление подземных вод над углем более 10 м, напоры вод в подугольном горизонте до 20 м), было отработано 6 генераторов. В этих условиях проводили водопонижение в подугольном водоносном горизонте, откачивая воду из специальных дренажных скважин.

В Днепробассе (Южно-Синельниковское месторождение) газифицировали буроугольный пласт мощностью 3,5 м на глубине 60 м. Вмещающими породами являлись глины и пески палеогенового возраста сравнительно рыхлой структуры. В почве угольного пласта имелся мощный (до 30 м) водоносный горизонт с величиной напора до 50 м и коэффициентом фильтрации 8 м/сут. Мощность надугольного водоносного горизонта составляла около 20 м с коэффициентом фильтрации 4-6 м/сут. Мощность разделяющих водоупоров составляла в кровле угольного пласта 10-16 м, в почве 1-3 м. В подугольном водоносном горизонте проводили водопонижение.

На Ангренской станции «Подземгаз» газифицировали буроугольный пласт пологого залегания мощностью 4-20 м на глубине 120-220 м. Характерным для участков газификации являлись весьма низкая водообильность и проницаемость угольного пласта и вмещающих пород, представленных глинами, каолинизированными песчаниками и алевролитами юрского и мел-палеогенового возраста. Основной надугольный горизонт отделен от угольного пласта толщей водоупорных пород мощностью 60-100 м. Водопонижения не требовалось.

В Донбассе подземную газификацию проводили на Лисичанской станции «Подземгаз». Там газифицировали наклонные (38-60°) каменноугольные пласты мощностью 0,5-1 м на глубине 60-250 м. Вмещающие угольный пласт породы: глинистые сланцы и песчаники каменноугольного периода. Угольный пласт водоносный, с напорами до 300-400 м над горизонтом розжига. Типичным для этих участков являлась малая водообильность угольного пласта, определяемая небольшой мощностью угольного пласта и коэффициентом фильтрации 0,1 м/сут. Кровля и почва угольных пластов представлены водоупорными породами. В данных условиях предварительно снимали напор подземных вод в угольном пласте и проводили водоотлив из выгазованного пространства.

Участки газификации каменных углей на Южно-Абинской станции (Кузбасс) характеризуются сравнительно сложными горно- и гидрогеологическими условиями. Мощность газифицируемых угольных пластов составляет 2-8,5 м, глубина залегания 50-300 м, угол наклона - 35-56°. Вмещающие породы представлены разностями аргиллитов, алевролитов и песчаников. Типичным для них является сложное строение толщи пород, смятых в синклинальные складки, и наличие единого водоносного комплекса. Фильтрационные свойства пород сравнительно невысокие (коэффициент фильтрации 0,03 м/сут), напор на горизонт газификации изменяется от 50 до 300 м. До начала газификации участки угольных пластов осушали.

Говоря о бурых углях, следует отметить, что ангренский уголь, в отличие от подмосковного и днепровского, характеризуется повышенным содержанием углерода. Подавляющая масса ангренского угля представлена матовыми разностями буро-черного цвета. По петрографическому составу почти 90 % компонентов относится к группе фюзинита. Компоненты групп витринита и семивитринита составляют примерно по 5 %. По внешним признакам ангренский уголь может быть отнесен к плотному матовому бурому углю.

Подмосковные бурые угли более неоднородны, чем ангренские. По внешнему виду они представляют собой плотную массу черного и светло-черного цвета. Эти угли как гумусового, так и сапропелитового происхождения, причем гумусовые имеют преобладающее распространение. Петрографически гумусовые подмосковные угли состоят главным образом из компонентов группы витринита (25-35 %), на долю компонентов групп фюзинита и лейптинита приходится по 5-7 %. Гумусовые подмосковные угли относятся к плотным матовым бурым углям.

Бурые угли, в отличие от каменных, имеют более низкую теплоту сгорания и значительно более высокие влажность и зольность.

На всех предприятиях "Подземгаз" процесс ПГУ проводили в канале поточным методом.

Далее на примере ПГУ на Южно-Абинской станции "Подземгаз" рассмотрены основные закономерности этого процесса, осуществляемого на воздушном дутье. Следует иметь в виду, что эти закономерности имеют общий характер и качественно аналогичны для различных месторождений при ПГУ в канале.

1.4.2 Тепловые балансы процесса подземной газификации угля

Тепловой баланс процесса газификации наиболее убедительно отражает его энергетические возможности и особенности. Для иллюстрации проанализируем процесс ПГУ на пласте V3 Внутреннем (мощность 2 м), выбрав для этого двухмесячные периоды газификации в газогенераторах №7 и 9. В обоих периодах были примерно одинаковые количества выгазованного угля (7000-9000 т) и интенсивность выгазовывания в расчете на одну скважину (3300 и 2860 м³/ч).

Очевидно, при одинаковой интенсивности процесса газификации разница в теплоте сгорания газа обусловлена влиянием подземных вод. И действительно, фактическая влажность газа (разность между общим содержанием влаги и водой, подаваемой на охлаждение газа) на газогенераторе №9 значительно выше, чем на газогенераторе №7.

Чтобы уточнить влияние влаги на процесс газификации, составлены балансы влаги за рассматриваемые периоды.

Вода, откачиваемая из газогенератора, практически не участвует в процессе газификации. Поэтому приток подземной воды определяли как сумму влаги, выносимой с газом и с его утечкой, и влаги разложения, за исключением связанной влаги угля, дутья, породы, а также охлаждающей воды.

Таким образом, приток подземных вод для газогенератора №7 составлял (142 + 39,6) - (0,62 + 8 + 1,22 + 0,7 + 71)= 100,06 кг/100кг угля, а для газогенератора №9 (254 + 20,2) - (2,28 + 8 + 1,22 + 0,7 + 52) = 210 кг/100кгугля.

Если из общего количества выносимой газом влаги вычесть воду, поданную для охлаждения газа, то на газогенераторе №9 газ будет иметь влаги 204 кг/100 кг, а на седьмом - 71 кг/100 кг газифицируемого угля.

Как следует из расходной части тепловых балансов, тепло сгорания сухого газа на газогенераторе №9 составляло 52 %, а на газогенераторе №7 - почти 65 %. При этом на газогенераторе №9 потери тепла с влагой газа и в окружающий массив были несколько большими.

Итак, на примере сопоставления двух периодов процесса газификации угольного пласта V3 Внутреннего показано отрицательное влияние приточной воды. Для того чтобы компенсировать отрицательное влияние подземных вод на процесс газификации на пластах средней мощности, необходимо эффективно осушать газифицируемый участок.

Процесс ПГУ на пласте 4 Внутреннем (мощностью 9 м) протекал при более высоком энергетическом уровне, чем на пласте V3 Внутреннем. Здесь теплота сгорания газа была на 0,9-1,25 МДж/м³ выше.

При газификации угольного пласта средней мощности влажность газа была выше, чем при газификации мощного угольного пласта. Ясно, что с уменьшением мощности угольного пласта, при прочих равных условиях, должно возрастать отрицательное влияние приточной влаги, выражающееся в снижении энергетического уровня процесса газификации. Чем меньше мощность угольного пласта, тем меньше вскрытая реакционная поверхность и тем больше потери тепла во вмещающие породы. Казалось бы, с уменьшением мощности угольного пласта необходимо уменьшать количество влаги в процессе газификации. В действительности наблюдается обратная картина. Так, на газогенераторах №2, 3, 6 и 9 содержание влаги в газе было на 100-150 г/м³ больше, чем на газогенераторах №5 и 5 аб (газогенератор 5в находится в других гидрогеологических условиях и в сравнении не принимается). Повышенная влажность газа, обусловленная большим количеством приточных вод, и явилась основной причиной весьма низкой теплоты сгорания газа на пластах средней мощности.

Из приведенных тепловых балансов следует, что потери тепла в окружающий массив на пласте средней мощности значительно выше. Относительные потери тепла на нагрев вмещающих пород изменяются почти пропорционально изменению мощности угольного пласта. Кроме того, в различных условиях на показатели процесса ПГУ существенно влияет водоприток в газогенератор и мощность газифицируемого угольного пласта. Определенное значение имеет также качество угля и интенсивность процесса газификации.

Для создания методов управления процессом ПГУ необходимо знать количественную взаимосвязь указанных параметров. Для этого было проанализировано свыше 200 различных режимов газификации более чем за 10-летний период эксплуатации газогенераторов Южно-Абинской станции "Подземгаз". Указанные режимы газификации включали, как правило, 10-20 дней работы газогенератора. Путем соответствующей группировки основных параметров процесса подземной газификации угольных пластов. Внутреннего (мощность 9 м) и V3 Внутреннего (мощность 2 м) определили искомые закономерности. При этом важное значение имел правильный выбор постоянных параметров процесса.

1.4.3 Мощность газифицируемых угольных пластов

Для подземной газификации углей, проводимой на угольных пластах разной мощности, характерно существенное различие в теплоте сгорания газа и химическом к.п.д.

Как правило, одновременно со снижением мощности угольных пластов снижается теплота сгорания газа ПГУ. Поэтому важно установить зависимость теплоты сгорания газа от мощности газифицируемого угольного пласта, так как знание этой зависимости позволяет оценить целесообразные границы применения способа ПГУ для отработки угольных пластов.

Для того чтобы выявить, как влияет мощность угольного пласта на теплоту сгорания газа, дополнительно были обработаны режимы газификации угольного пласта в Донбассе мощностью в 1 м. Это оказалось возможным в связи с тем, что технический и элементарный состав каменных углей Донбасса много отличается от состава углей Кузбасса.

Для пласта мощностью 1 м зависимость и была определена лишь для начального периода газификации, так как в дальнейшем газификацию проводили на дутье, обогащённом кислородом.

Уравнения имели вид:

В связи с этим и для угольных пластов мощностью 2 и 8,5 м аналогичные зависимости были определены также для начального периода газификации:

Совместное решение приведенных уравнений (1.12), (1.14), (1.15) и (1.13), (1.16), (1.17) позволило определить влияние мощности угольного пласта на теплоту сгорания газа при и .

Зависимость при изменении от 100 до 600 г/м³ и от 0 до 9 м была описана эмпирическим уравнением:

1.4.4 Химический состав газа подземной газификации угля

Изучить процесс химического реагирования в подземном газогенераторе чрезвычайно сложно, так как на процесс подземной газификации углей влияет большое число различных факторов. Поэтому закономерности изменения химического состава газа ПГУ целесообразно изучать в зависимости от изменения удельного водопритока в зоны газификации.

Прежде всего, следует исходить из специфических особенностей процесса подземной газификации углей, в частности, как процесса, осуществляемого на паровоздушном дутье. Поэтому существенное значение для подземной газификации углей имеет совместное протекание реакций Н₂О + С и СО₂ + С, которые определяют энергетический уровень процесса.

Согласно работе, суммарные скорости реакций СО₂ + С и Н₂О + С (протекающих отдельно) значительно зависят от начальных концентраций СО₂ и Н₂О. При высоких начальных концентрациях этих компонентов скорости обеих реакций практически одинаковы. При низких начальных концентрациях СО₂ скорость образования СО начинает снижаться из-за торможения процесса разложения комплекса С_хО_у. При этом скорость восстановления Н₂О почти не изменяется, оставаясь большой.

Интересно изучить процесс газообразования в подземном газогенераторе исходя из отмеченных особенностей основных восстановительных реакций. Рассмотрим изменение концентраций основных компонентов газа ПГУ по мере увеличения удельного водопритока в зоны газификации. Прежде всего обращает на себя внимание различный характер изменения концентраций СО и Н₂ в газе.

По мере увеличения водопритоков, а следовательно, и концентрации Н2О в газовом потоке скорости обеих реакций становятся соизмеримыми.

При совместном протекании этих двух реакций газификации скорость реакции Н₂О + С выше скорости реакции СО₂ + С, поэтому в газе ПГУ, как правило, концентрация Н больше, чем концентрация СО. Низкая температура в зонах газификации при больших водопритоках определяет малые концентрации горючих компонентов СО и Н₂ в газе ПГУ.

Косвенным признаком существенного влияния величины удельного водопритока в зоны газификации на среднюю температуру в ней может быть коэффициент разложения водяного пара, который уменьшается по степенной зависимости с увеличением удельного водопритока.

Мощность газифицируемого угольного пласта оказывает влияние на абсолютную величину концентраций компонентов газа и в некоторой степени на характер их изменения в зависимости от удельного водопритока. Прежде всего более высокая температура в зонах газификации угольного пласта большей мощности определяет повышенные концентрации СО и Н₂.

И если с увеличением удельного водопритока концентрация СО на обоих угольных пластах снижается практически в одинаковой мере, то концентрация Н на угольном пласте меньшей мощности уменьшается гораздо быстрее. Последнее вызвано тем, что при совместном протекании реакций Н₂О + С и СО₂ + С вначале протекает первая из них, а вследствие более низкой температуры процесса на угольном пласте V3 Внутреннем уменьшение концентрации Н с увеличением водопритока более значительно, чем на пласте 4 Внутреннем.

Концентрация СН₄ в газе, образующемся на пласте 4 Внутреннем, практически не зависит от удельного водопритока. С переходом на пласт V3 Внутренний ее абсолютная величина уменьшается не только при одном и том же удельном водопритоке, но и по мере увеличения последнего.

Концентрация СО₂ на обоих угольных пластах увеличивается с увеличением водопритока и объясняется это протеканием реакции конверсии окиси углерода. Для уточнения и теоретического обоснования характера закономерностей изменения химического состава газа ПГУ следует продолжить исследования.

Необходимо отметить, что удельный водоприток изменялся начиная с величины 0,5 мэ/т. Экспериментальных данных при меньшем водопритоке было очень мало и недостаточно для окончательных выводов.

1.5 Зарубежный опыт освоения технологии подземной газификации угля

Бельгия - ФРГ

В Бельгии в угольном бассейне Боринаж вблизи города Тулен с 1976 года проводились исследования по ПГУ в природных условиях по совместному бельгийско-западногерманскому проекту организацией 2CC ("Организация по развитию подземной газификации углей"). С 1979 г. этот проект поддерживался ЕЭС, финансировавшим до 40 % его стоимости. Целью проекта являлась реализация технологии ПГУ на больших глубинах (около 1000 м) под давлением 2,0-3,0 МПа. Технико-экономические оценки позволяют утверждать, что этот процесс является экономичным при газификации 40-80 тыс. т угля на одну пару скважин. Получаемый газ планировалось использовать для производства метанола и заменителя природного газа, выбранные технологические процессы были проверены в наземных условиях.

В 1982 г. в ходе эксперимента были пробурены 4 скважины на пласт "Карл-Леопольд", между двумя из них попытались провести огневую сбойку на расстоянии 35 м. Эта серия опытов оказалась безуспешной в основном в связи с сильной коррозией в газоотводящих скважинах и их разгерметизацией.

В 1984 г. у газоотводящей скважины удалось разжечь уголь и в течение 12 дней поддерживать процесс противоточной огневой фильтрационной сбойки, подавая 1500 м³/ч воздуха с добавкой 10% СО₂, причем давление в газоотводящей скважине составляло 5,0-10,0 МПа. Сбойка не удалась, вокруг скважины было выгазовано около 15 т угля при химическом КПД газификации около 50 %. По результатам работ привели к выводу о нецелесообразности проведения огневой фильтрационной сбойки на таких глубинах и решению для создания канала газификации использовать наклонно-направленное бурение.

В начале 1986 г. был подготовлен бурением экспериментальный модуль на глубине 864 м при расстоянии между скважинами около 35 м. Предполагалось вести газификацию по американском методу КРИП на дутье, состоящем из воздуха с добавлением кислорода и СО₂.

Газификация началась в 1986 г. Розжиг угля осуществляли провоцированием его самовозгорания - малые расходы кислородно-воздушного дутья подавались под большим давлением. Горизонтальный канал постоянно забивался и заливался, процесс приходилось вести при повышенных давлениях. При работе на обогащенном кислородом воздушном дутье (30 % кислорода) получался газ такого состава: 1 % водорода, 23 % углекислого газа, 8 % СН₄, 0,4 % СО и 67 % азота.

С конца ноября 1986 г. начались работы на смеси кислорода и водяной пены (1:1, расход около 130 м³/ч), при этом получался газ приблизительно следующего состава: 6 % Н₂, 38 % СО₂, 21 % СН₄, 0,4 % СО и 34 % азота с низшей теплотой сгорания 8,4 МДж/м³ (2000 ккал/м³).

С середины марта 1987 г. работы велись под более высоким давлением (до 29,0 МПа.) и с большими расходами кислородно-водяного дутья. При этом временно получался газ следующего состава: 14 % Н₂, 29 % СО₂, 17 % СН₄, 23 % СО, 1% О₂, и 16 % азота. Низшая теплота сгорания составила 10,6 МДж/м³. Гидравлическое сопротивление между скважинами при этом оставалось большим, что указывало на то, что процесс шел не в режиме газификации в канале, а в фильтрационном режиме или в режиме фильтрационной огневой сбойки. Основным результатом работ можно считать вывод о решающем влиянии горного давления на ПГУ на больших глубинах.

Широкие исследования по механике горных пород на моделях применительно к ПГУ на больших глубинах проводятся в Университете г. Монса. Работы Университета в г. Лютих посвящены математическому моделированию этого процесса. Исследования по обеспечению бурения при ПГУ велись в Университете г. Лува де Нёв [42].

Великобритания

Работы по ПГУ вело Национальное угольное бюро. Осуществлены технико-экономические оценки возможностей применения ПГУ. Признано экономичным вести разработку пластов на парокислородном дутье высокого давления на глубинах от 500 до 1000 м при подготовке каналов бурением. Составлены карты угольных месторождений, пригодных для разработки методом ПГУ, которые находятся под дном Северного моря. Определены критерии экономичности их разработки.

Германия

В Германии эксперименты по ПГУ проводились с 1975 г. С 1982 г. все работы координировались новым исследовательским учреждением, созданным горнопромышленными фирмами ФРГ, "Исследовательским обществом новых технологий добычи угля" (К2Г). Была разработана обширная программа. В первой ее части речь шла об исследованиях свойств угля на больших глубинах и условиях его химического преобразования на месте залегания. Вторая часть связана с определением свойств углей и перспектив их газификации по геологическим данным. Все эти работы не были связаны с практическим применением ПГУ.

Помимо этих опытов, как уже говорилось ранее, ФРГ участвовала в совместных натурных испытаниях с Бельгией.

Нидерланды

В Нидерландах существовала долгосрочная программа исследовательских работ по ПГУ, состоящая из трех этапов. Первый включает лабораторные исследования и закончился в 1990 г. По его результатам можно выбирать методы и объемы полевых исследований. Центр исследований находится в Университете г. Дельфта.