Подземная газификация горючих полезных ископаемых

Подземная газификация углей (ПТУ) — способ разработки угольных месторождений, основанный на физико-химических превращениях полезного ископаемого в горючие газы с помощью свободного или связанного кислорода в недрах на месте залегания.

Идея подземной газификации угля принадлежит Д.И Менделееву и сформулирована им в 1888 г. В дальнейшем эту идею развил английский химик У. Рамсей в 1912 г.

Начиная с 1930 г., в СССР начинают вести опытно-промышленные исследования подземной газификации угля. Вначале подземные газогенераторы подготавливались подземным способом, а уголь предварительно измельчался, а затем магазинировался в специальных камерах, после чего производилась его газификация. Таким образом, под землёй практически моделировался обычный газогенератор, однако получить устойчивый процесс не удалось, так как наблюдалось сильное разубоживание горючих газов воздухом.

Производственный участок, на котором производятся газификация полезного ископаемого и отвод полученного газа, называется подземным газогенератором.

В 1934 г. осуществлён на Горловской станции подземной газификации принципиально новый способ. Он заключался в том, что по пласту проводились две параллельные выработки, которые сбивались в нижней части горизонтальной выработкой. В одну выработку подавалось дутьё, а из другой отводился горючий газ. В дальнейшем вместо выработок стали бурить скважины.

Уже в конце 1933 г. советскими учёными И.Е. Коробчанским, В.А. Матвеевым, В.П. Скафой, Д.И. Филипповым было предложено проводить подземную газификацию углей в горизонтальном канале при подготовке газогенератора бесшахтным способом.

Этот метод стали называть поточным, и он приобрёл современный вид, приведённый на рис. 19.

В 1945-48 гг. в СССР были разработаны системы подземной газификации углей, основанные на бесшахтном методе подготовки подземных газогенераторов, заключающемся во вскрытии участка угольного пласта буровыми скважинами и создании в его целике первоначальных каналов газификации.

При разработке крутых пластов поточным методом (рис.19.) бурятся три вида скважин. Вертикальные дутьевые скважины 1 располагаются в ряд, ограничивая подземный газогенератор по падению пласта. Наклонные газоотводящие скважины 2 бурятся по падению пласта по середине мощности, а крайние из них ограничивают отрабатываемый участок по простиранию. Наклонные дутьевые скважины 3 бурятся в почве пласта до нижней границы отрабатываемого участка. Наклонные дутьевые скважины располагаются между наклонными газоотводящими. Дутьё в подземный газогенератор подаётся по вертикальным и наклонным дутьевым скважинам, а газы подземной газификации отводятся по наклонным газоотводящим скважинам.

Рис. 19. Принципиальная схема подземной газификации крутых угольных пластов бесшахтным методом

В дальнейшем этот скважинный поточный метод заменил все прочие. Станции подземной газификации были сооружены во всех угледобывающих бассейнах СССР. Однако в конце 50-х годов применение способа подземной газификации начинают свёртывать, в конце 80-х годов только две станции подземной газификации действовали на территории бывшего СССР: Южно-Абинская в Кузбассе и Ангренская в Узбекистане. Общий объём производимого газа в 1980 г. составил 1,5 млрд. м³. В настоящее время метод подземной газификации угля нигде не применяется.

Теплота сгорания и состав получаемого газа зависят от вида дутья, качества угля, а также от геологических условий залегания угольного пласта. Минимальная мощность пластов, ниже которой тепловые потери возрастают на столько, что подземная газификации становится нерентабельной, — 1,5-2,0 м. Низшая теоретическая теплота сгорания газа, полученного на воздушном дутье при газификации бурых углей составляет 3,3 МДж/м³, а каменных — 3,8-5,0 МДж/м³, применение дутья, обогащенного кислородом (до 65 %), увеличивает теплоту сгорания газа до 6,9 – 7,5 МДж/м³. По химическому составу получаемый при подземной газификации газ пригоден для синтеза аммиака и углеводородов.

Основными достоинствами подземной газификации угля являются: относительно небольшой объём подземных работ; отсутствие необходимости дополнительной подготовки топлива у потребителя; сохранность плодородного слоя почвы в пределах горного отвода, т.к. отсутствуют породные отвалы и др.; чистота воздушного бассейна; более низкая, при прочих равных условиях, по сравнению с традиционными способами добычи стоимость топлива.

Основными недостатками подземной газификации является: относительно невысокая теплота сжигания газа; трудность контроля распространения фронта газификации.

В начале 1970-х годов возрос интерес к подземной газификации каменных углей. Наибольший интерес к методу проявляли в США, Бельгии, ФРГ. Основным объектом внедрения метода были пласты, залегающие на большой глубине, свыше 800-1000 м; при этом существенно меняется само содержание процесса. Предполагается получить заменитель природного газа. При этом основной составляющей получаемого газа является метан. Для его образования в пласт подают водород, который в условиях высоких давлений соединяется с заранее активированным углеродом пласта. Несмотря на широкие научные исследования, промышленных установок подземной газификации на новых принципах пока не создано.

В настоящее время (2021 г.) подземная газификация угля имеет ограниченное промышленное применение. Компания Yerostigaz, дочернее предприятие австралийской Linc Energy производит около 1 млн. м³ синтетического газа в сутки в Узбекистане. Получаемый газ используется в качестве топлива на электростанции города Ангрен. Сама компания Linc Energy осуществляет лишь пилотные проекты в Австралии совместно с компанией Cougar Energy. В ЮАР компания Eskom (совместно с Ergo Exergy в качестве поставщика технологии) ввела в эксплуатацию демонстрационный завод для производства в промышленных масштабах синтетического газа для местной электростанции. Компания ENN участвует в пилотном проекте подземной газификации угля в Китае. В разной стадии разработки проекты подземной газификации угля пытаются развивать в Австралии, Великобритании, Венгрии, Пакистане, Польше, Болгарии, Канаде, США, Чили, Индонезии, Индии и Ботсване. Согласно данным компании Zeus Development всего существует около 60 пилотных проектов.

При скважинной подготовке подземных газогенераторов наиболее сложной технической задачей является создание каналов в угольном пласте между двумя скважинами.

Наиболее распространен фильтрационный метод сбойки скважин. Сущность его заключается в перемещении очага горения навстречу дутьевому потоку (противоточная сбойка) или по потоку (прямоточная).

Скважины обсаживают до пласта и цементируют затрубное пространство. В скважины подают дутьё и отжимают влагу из пласта. Затем в одной скважине, называемой розжиговой, создают очаг горения, поддерживаемый за счёт кислородного дутья. Периодически розжиговую скважину очищают от продуктов горения. Завершающий этап сбойки характеризуется резким падением давления, бурным выделением газов и повышением их качества. Более часто применяется противоточная сбойка.

Более прогрессивным методом сбойки является гидроразрыв пласта с последующей огневой проработкой. Эксплуатационные затраты по этому методу в 3-4 раза ниже, чем при воздушно-фильтрационной сбойке.

Существует сбойка направленным бурением скважин. Этот метод чаще применяется при разработке крутых пластов, когда каналы газификации располагаются по падению пласта. Обычно после бурения канала проводят его огневую проработку.

Более совершенным в техническом отношении является метод электросбойки. Опущенные в скважину электроды при включении их в электрическую цепь приводят к сухой перегонке угля с образованием кокса. Уголь становится хорошим проводником, обеспечивающим тепловой пробой пласта. Важное качество способа — высокая направленность сбойки.

Различают наземную и подземную части газогенераторов. К наземной части относятся: головки дутьевых и газоотводящих скважин, трубопроводы для подвода дутья к скважинам, газопроводы, аппараты для очистки и охлаждения газа, приборы для контроля и управления.

Подземная часть газогенераторов включает: дутьевые и газоотводящие скважины, каналы газификации, а также водоотливные, дренажные и наблюдательные скважины.

Различают две схемы подземных газогенераторов: с изолированными каналами; с каналами, объединёнными посредством единого канала розжига.

Диаметр дутьевых скважин должен быть не менее 250-300 мм, а газоотводящих — 350-400 мм. На крутых и наклонных пластах расстояние между каналами газификации составляет 50-60 м. На пологих пластах расстояние между скважинами в ряду колеблется от 25 до 60 м.

Система выгазования включает определённый порядок проведения подготовительных и огневых работ во времени и пространстве. Подготовительные работы включают: бурение скважин, подготовку каналов газификации, обеспечение водоотлива. Под огневыми работами подразумевается собственно процесс газификации угля.

В основном газы подземной газификации используются как низкокалорийное топливо после очистки, охлаждения и сушки.

В последнее время расширяется использование газов ПТУ для производства химического сырья.

Выделение сероводорода осуществляют с помощью поглотителя растворов этанол-аминов, а из него получают элементарную серу по методу Клауса.

Для синтеза аммиака производится каталитическое превращение окиси углерода в двуокись углерода и водород.

В ходе выполненных работ по подземной газификации были освоены в промышленных масштабах:

1) бесшахтная газификация буроугольных пластов мощностью от 2 до 22 м и глубиной залегания от 30 до 250 м, каменноугольных пластов мощностью от 0,6 до 10 м на глубинах от 40-50 до 400 м с соблюдением безопасных границ работы вблизи действующих шахт и угольных разрезов;

2) устойчивое получение с применением воздушного дутья энергетического газа при подземной газификации бурых углей с теплотой сгорания 3,55 МДж/м³ и каменных 3,35 - 4,19 МДж/м³при выходе газа с 1 кг угля для бурых углей 2-3 м³, а для каменных — 4-5 м³ [21].

Для получения от ПГУ газа высокого качества при поточном методе необходимо:

§ обеспечивать снижение потерь тепловой энергии из угольного канала в окружающую среду;

§ увязывать продольные размеры подземного газогенератора с количеством подаваемого в него воздуха,

§ поддерживать соотношения между продольными размерами зон обмена энергией в угольном канале и длиной этого канала на оптимальном уровне,

§ свести к минимуму внешний водоприток в подземный газогенератор.

Контрольные вопросы

1. Перечислить наземные и подземные части газогенераторов ПГУ.

2. Основные недостатки подземной газификации углей.

3. При скважинной подготовке подземных газогенераторов что является наиболее сложной технической задачей ?

4. Область применения бесшахтной газификации углей.