16.2. История развития пгу
Впервые идею о превращении угля под землей в искусственный горючий газ высказал в 1888 г. Д. И. Менделеев: “Настанет, вероятно, со временем даже такая эпоха, что угля из земли вынимать не будут, а там, в земле, его сумеют превращать в горючие газы и их по трубам будут распределять на далекие расстояния”, — писал наш гениальный соотечественник. Несколько позже он сформулировал основное техническое ре шение проблемы подземной газификации углей (ПГУ): “Пробурив к пласту несколько отверстий, одно из них должно назначить для введения —даже вдувания —воздуха, другое —для выхода —даже вытягивания (на пример, инжектором ) —горючих газов, которые затем легко уже провести даже на далекие расстояния к печам”.
Первые опытные работа по ПГУ были начаты в нашей стране в 1933 г. в Московском бассейне на Крутовском буроугольном месторождении, в Донбассе —с лисичанским каменным углем и в г. Шахты —с антрацитом.
Первоначально конструкторы и исследователи пытались перенести в подземные условия технологию освоенного на практике процесса газификации в наземных газогенераторах. Считалось необходимым дробить уголь под землей.
В 1934 г. инженерами В.А. Матвеевым, П.В. Скафой и Д.И. Филипповым был предложен оригинальный метод ПГУ, не требующий дробления угля под землей. По пласту проходят две наклонные выработки, соединяемые с поверхностью земли вертикальными скважинами. Наклонные выработки соединяются между собой горизонтальной, называемой огневой выработкой. После розжига горение распространяется по угольной поверхности канала, Процесс газификации осуществляется нагнетанием дутья (воздуха) в одну скважину и отводом образующегося горючего газа из другой. Горящая поверхность угольного пласта называется огневым забоем. Угольный пласт выгорает постепенно снизу вверх, и огневой забой при этом перемещается по восстанию угольного пласта. По мере выгазования пласта выгоревшее пространство заполняется обрушивающимися породами кровли и зольным остатком угля. Поток, омывая поверхность огневого забоя, газифицирует уголь с образованием горючего газа. Этот метод ПГУ был назван поточным, так как поток воздуха, проходя по горящему каналу, превращался в горючий газ. Первый же опыт осуществления ПГУ по поточному методу на Горловской станции ≪Подземгаз≫ дал положительные результаты. Теплота сгорания достигала 4,19 МДж・м3 (1000 ккал/м3). В дальнейшем метод ПГУ усовершенствовался и к настоящему времени готов к широком использованию в различных горно-геологических условиях.
Многочисленные зарубежные проекты в природных условиях повторяли российскую технологию. В настоящее время наибольший рост строительства объектов ПГУ в Китае, где в 2004 г. было построено 29 установок.
16. 3 Технология пгу
В табл. 16.1.. приведены и проанализированы основные технологические операции ПГУ:
1.Вскрытие и подготовка залежи, росжиг пласта
2. Подготовка и подача в залежь газифицирующих агентов
3.Управление процессом подземной газификации
4. Транспортирование газа ПГУ и его подготовка к переработке
5.Очистка газа от сернистых соединений и производство серы
6.Производство аммиака (метанола)
7 Промсанитария, аварийные мероприятия.
Таблица 16.1
Создание каналов в угольном пласте. Процесс прожига в угольном пласте канала очагом горения, который перемещается навстречу дутьевому потоку или по его направлению, называется фильтрационной сбойкой скважин. В первом случае сбойку называют противоточной, во втором — прямоточной. Противоточная фильтрационная сбойка осуществляется следующим образом. Бурится и обсаживается ряд скважин. Необсаженной остается только нижняя часть. Затрубное пространство тампонируется.
Затем приступают к отжатию влаги из пласта. Для этого нагнетают дутье в две, три или во все скважины (в зависимости от наличия дутья и принятого порядка сбойки). После предварительной сушки прекращают нагнетание дутья в одну из скважин, называемую розжиговой, соединяют с атмосферой и зажигают угольный пласт.
Развитие очага горения обеспечивается сравнительно непродолжительным нагнетанием дутья в розжиговую скважину и ее периодической разгрузкой (продукты горения выбрасываются в атмосферу). После достижения устойчивого горения угля из розжиговой скважины в течение всей сбойки отводится газ. Дальнейшее горение угля поддерживается за счет кислорода дутья, нагнетаемого в соседние скважины и фильтрующегося в направлении к очагу горения. Завершающий этап сбойки для всех углей характеризуется резким падением давления на дутьевой скважине, бурным выделением газов и повышением их качества. С этого момента канал считается готовым для ведения процесса газификации. Фильтрационная сбойка на новых участках может вестись в одном, двух, трех или четырех направлениях одновременно.
При наличии вблизи сбиваемой скважины выгазованного пространства сбойку ведут непосредственно на него, и сбоечные газы смешиваются с газами газификации. На скорость сбойки и удельный расход дутья влияют зольность угля, его пористость и проницаемость, характер почвы и кровли пласта, интенсивность нагнетания дутья, мощность пласта и его обводненность, расстояние между скважинами, состав дутья и др.
При прямоточной сбойке угольный пласт зажигается в забое сбиваемой скважины, в которую нагнетается дутье. Образующиеся при этом газы распространяются по порам и трещинам пласта. Прямоточная сбойка применяется в редких случаях (в основном при первичном розжиге), так как она сопровождается уменьшением проницаемости пласта из-за конденсации паров воды и смолы в порах и кливажных трещинах, плавным контуром огневого забоя и поэтому большим объемом выгорающего угля, и вследствие этого большей продолжительностью сбойки нагнетательной скважины с соседней, с которой надо соединиться.
Гидравлический разрыв угольного пласта. Одним из основных недостатков процесса гидроразрыва угольного пласта является отсутствие четкой его направленности. Чтобы обеспечить направленность, прибегают к одновременному нагнетанию воды и разгрузке скважины, на которой необходимо осуществить гидроразрыв. Эксплуатационные затраты при гидроразрыве каменноугольного пласта и последующей огневой проработке щелей гидроразрыва в 3—4 раза ниже затрат при воздушной фильтрационной сбойке.
Конструкция подземных газогенераторов. 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, обслуживающие газогенератор. Сюда же входят приборы для контроля и управления работой отдельных скважин и газогенератора в целом. Подземная часть газогенераторов включает дутьевые и газоотводящие скважины, каналы газификации, а также водоотливные, дренажные и наблюдательные скважины (если они требуются).
Конструкция подземных газогенераторов для горизонтальных и пологих угольных пластов может иметь прямой или боковой газоотводы. В первом случае на месторождении бурятся ряды скважин по квадратной или прямоугольной сетке. Расстояние между скважинами в каждом ряде колеблется от 25 до 60 м и выбирается в зависимости от степени выгазования угля. В газогенераторах данной конструкции каждая скважина по очередно выполняет функции дутьевой и газоотводящей. В противоположность этому в газогенераторах с боковым газоотводом одни скважины служат в качестве дутьевых, другие — только для отвода газа.
Система выгазования угольных пластов — это определенный 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.
Выгазование наклонных и крутых пластов можно вести либо по восстанию, либо по простиранию. Выбор той или иной системы зависит от технических, технологических и экономических факторов, таких, как наличие технических средств для бурения скважин и подготовки каналов газификации, рациональная длина последних с точки зрения полноты выгазования угля и устойчивости качества газа, размеры единовременных капитальных затрат на строительство подземных газогенераторов.
Выгазование пластов по простиранию может вестись от центра участка к его границам, от границ участка к центру и от одной границы участка к другой. Во всех этих системах могут применяться конструкции газогенераторов с отводом газа в угольный массив или в выгазованное пространство.
При отработке свиты пластов выбор системы выгазования осложняется, так как необходимо снизить до минимума потери газа и водопритока в подземный газогенератор, а также обеспечить благоприятные условия для бурения скважин.
Процесс сдвижения пород при подземной газификации происходит обычно с малой скоростью и весьма плавно. Отработка свиты пластов снизу вверх предпочтительнее.
Технологическая схема станции подземной газификации. Станции подземной газификации могут производить газ энергетический и технологический, совместно и раздельно. Наиболее простую технологическую схему имеет станция, производящая энергетический газ на воздушном дутье. В ее состав входят четыре цеха — компрессорный, газогенераторный, очистки и охлаждения газа, транспортирования газа.
В компрессорном цехе устанавливаются компрессоры двух типов — высокого и низкого давления. Первые предназначаются для подачи в подземный газогенератор дутья высокого давления (5—6 МПа) на фильтрационную сбойку или проработку каналов газификации. Компрессоры низкого давления (турбовоздуходувки) подают дутье на газификацию под давлением 0,2—0,3 МПа. Из компрессорного цеха дутье поступает в газогенераторный цех по двум системам трубопроводов и далее подводится к соответствующим скважинам.
Для отбора газа из газоотводящих скважин служат коллекторы из металлических труб. Дутьевые и газовые коллекторы не являются постоянными сооружениями и периодически переносятся по мере отработки запасов угля. На каждом газовом коллекторе устанавливаются циклоны — аппараты для улавливания крупной пыли, выносимой с газом из газоотводящих скважин. Далее газ направляется в цех охлаждения и очистки.
Предварительное охлаждение газа может производиться непосредственно в газоотводящих скважинах. Для этого в каждую из них опускается водоподающая трубка диаметром 12—18 мм с распылителем на конце. В состав цеха охлаждения и очистки газа входят — скрубберы, градирня, циркуляционная система охлаждающей воды, отстойники, электрофильтры, установка сероочистки. Вначале газ поступает в скрубберы, где охлаждается до температуры 30—35°С и одновре менно дополнительно очищается от пыли и частично от смолы. Далее он поступает в электрофильтры, где окончательно очищается, а после этого - в скруб
беры сероочистки для извлечения сероводорода. Затем он направляется в транспортный цех, где установлены турбогазодувки, подающие газ потребителям.
Вместо сооружения компрессорного цеха целесообразно перейти к установке передвижных компрессоров у скважин. Отказ от централизованной подачи воздуха в подземный газогенератор может дать ряд выгод. Во-первых, отпадает необходимость в сооружении воздухопроводов; во-вторых, в скважины будет поступать воздух непосредственно из компрессоров, где он будет нагреваться, что приведет к улучшению теплового баланса подземного газогенератора.
Возможность переработки газов ПГУ на химическую продукцию
При переработке газов в химическую продукцию используются природный газ, отходы газов металлургических и нефтеперерабатывающих производств, коксовые газы. Основные виды химической продукции, получаемой из газов, — аммиак и метанол. Основным сырьем для их производства в настоящее время служит природный газ. В последние годы вряде стран начато производство аммиака, метанола, мочевины на основе газов, получаемых газификацией углей. Например, в Индии действуют предприятия с производительностью свыше 1 млн. т мочевины в год по данной технологии.
Схема переработки газа ПГУ приведена на рис. 16.1. Одно из основных требований к газу как сырью для химического производства – низкое содержание соединений серы. Как правило (исключая редкие случаи малосернистых газов), это связано с необходимостью предвари тельной сероочистки газов. В настоящее время для извлечения серы из природного газа применяют физико-химические методы мокрой очистки с использованием в качестве поглотителя растворов этаноламинов. Вы деленный сероводород перерабатывают на серу по методу Клауса.
Рис. 16.1. Схема подземной газификации сернистого угля на воздушном дутье с пере-
работкой газа на серу и аммиак (по схеме ГИАП)
Для синтеза аммиака производится каталитическое превращение окиси углерода с водородом (или водяным паром) в двуокись углерода и водород — конверсия СО, затем аммиачное вымывание окиси углерода. Остаточные загрязнения газа в виде метана, окиси углерода вымораживаются жидким азотом. В обработанный таким образом газ вводят азот для получения аммиака со стехиометрическим соотношением Н2 :N2 = 3 : 1.
Для синтеза метанола необходимо поддерживать определенное соотношение Н2 : СО или Н2 : (СО+С02) в зависимости от типа катализатора.
Основные стадии этого синтеза: компрессия газа, синтез метанола, его перегонка (дистилляция).
Метанол не только сырье для химического синтеза, но может быть использован как теплоноситель и горючее. Полупромышленные опыты доказали пригодность его в качестве добавки к обыкновенному горючему, а также в качестве самостоятельного горючего. При производстве водорода, используемого в восстановительных процессах и методах гидролиза, обессеренный газ подается на метанизацию с получением метана. Образующаяся вода конденсируется, а двуокись углерода отмывается. В будущем возможно, что водород найдет применение для гидрогенизации угля, в том числе и подземной.