Создание подземного газогенератора подземной газификации угля на участке I очереди Сыллахского месторождения Усмунского угленосного района
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ии по методу КРИП.
В этом эксперименте предъявлялись серьезные требования к бурению. Газоотводящие скважины бурились диаметром 10 дюймов, контроль и управление осуществлялись в ходе бурения, интенсивность отклонения составляла 200 на 30 м. Были пробурены 3 наклонно-горизонтальные скважины с поверхности.
Геология участка изучалась Западным исследовательским институтом. Всего было пробурено 30 геологоразведочных скважин, часть из них - гидрогеологические наблюдательные. Пласт Ханна 1 газифицировался на глубине 130 м, залегание пологое, мощность пласта 10 м, пласт выдержан по мощности, крупных нарушений нет. Уголь не вспучивающийся, битуминозный, с большим количеством летучих. До трети мощности пласта составляют углефицированные пропластки с 40-75% зольности. Средняя теплота сгорания угля составляет 19,8 МДж/кг (4717 ккал/кг).
Эксперимент был успешно завершен в 1988 году, количество вовлеченного в газификацию угля составило около 10000 т, на парокислородном дутье получено 13,1 млн. м3 газа с теплотой сгорания 10,8 МДж/м3 (2580 ккал/м3). В США теплота сгорания угля и газа считается не по низшему (), а по высшему () пределу. Высший предел теплоты сгорания, примерно на 18% больше низшего. Более подробных данных нет. Основной его итог - успешная проверка метода КРИП.
Кроме описанного выше эксперимента имеются сообщения об опытных работах на участке Централия, шт. Вашингтон, на пласте битуминозного угля в шт. Иллинойс и др. Работы в Иллинойсе, были начаты в 1985 г., были рассчитаны на 8-10 лет, в течение которых планировалось обеспечить промышленное внедрение. Они велись частным сектором при поддержке правительства, стоимость проекта 24 млн. долл.
Основные выводы технико-экономического сравнения использования газа, полученного в подземном (ПГУ) и наземном (НГУ) газогенераторах для получения синтез-газа, заменителя природного газа (ЗПГ) и электроэнергии:
1.Стоимость получения синтез-газа, ЗПГ и электроэнергии и: газа ПГУ ниже, чем из газа НГУ.
2.Эксплуатационные затраты при ПГУ меньше, чем при НГУ
.Капитальные затраты (при близких по размерам предприятий) гораздо меньше при ПГУ.
.Экономические показатели технологии ПГУ выходят на максимум при более низкой производительности предприятий.
Американские исследования также показали, что предприятия ПГУ носят модульный характер и поэтому могут расширяться без значительного увеличения затрат, ресурсная база ПГУ в несколько раз превосходит запасы угля, доступные для традиционной добычи, а также что предприятия ПГУ удовлетворяют современным ограничениям по охране окружающей среды.
Среди сообщений о промышленном использовании технологии ПГУ можно выделить следующие.
Фирма "Бейсик Рисурсиз" (дочерняя компания фирмы "Тексас Ютилитиз") полностью подготовила промышленное внедрение технологии ПГУ, закупленной по лицензии в СССР. Планировалось получение газа теплотой сгорания 8,5 МДж/м3 для снабжения электростанции мощностью 6-7 МВт в штате Техас Работы были приостановлены в связи с падением цен на нефть.
В 1984 г. промышленный консорциум нескольких частных фирм начал инженерную проработку строительства предприятий ПГУ в шт. Вайоминг. Стоимость проекта 89 млн. долл., цель - снабжение газом новой электростанции мощностью 38 МВт. Окончание строительства планировалось на 1989 г.
Планировалось промышленное внедрение технологии ПГУ не угольном месторождении в штате Вайоминг, принадлежащим компании "AMOCO". В 1987 г. были проведены предварительные работы на выбранном участке.
В США считали, что в будущем ПГУ будет играть большую роль в энергетическом балансе страны.
Франция
Работы по подземной газификации углей во Франции проводила "Исследовательская группа по проблемам газификации углей" (СЕС), состоящая из четырех частных и государственных организаций. Программа экспериментов проектной стоимостью 155 млн. франков реализовывалась с 1979 г. и была рассчитана до 1995-2000 г. Она была направлена на газификацию тонких угольных пластов мощностью менее 2 м на глубинах порядка 1000-2000 м (запасы порядка 2 млрд. т).
Цель программы состояла в получении заменителя природного газа с теплотворной способностью около 36 МДж/м3 (8600 ккал/м3), для чего необходимо производить газ подземной газификации с теплотой сгорания 10,5 МДж/м3 (2500 ккал/м3). Процесс предполагалось вести на парокислородном дутье. Была составлена комплексная перспективная программа развития ПГУ во Франции, предполагающая переработку 1 млрд. т угля в течение 20 лет. За это время планировалось произвести 150 млрд. м3 газа. Предполагалась разведка месторождений, пригодных для ПГУ.
Работы финансировались частично ЕЭС, а также Министерством промышленности и Министерством технологии и исследований. Производились теоретические и лабораторные исследования, подробно изучались геологические факторы, влияющие на процесс ПГУ.
До 1984 г. было проведено два крупных эксперимента в природных условиях. Первый производился в Северном угольном бассейне в Брюэ-а-Артуа в 1980-1981 гг. работы велись на пласте 22 мощностью 1,2 м. Из эксплуатируемого штрека шахты, находящегося на глубине 1000 м, были пробурены две технологические и пять наблюдательных скважин. Их расположение выбиралось в соответствии с данными о кливаже. Расстояние между технологическими скважинами составляло 65 м. Сбойка осуществлялась гидроразрывом с закачкой воды с песком под давлением до 50,7 МПа (500 атм.), что не дало удовлетворительной связи между скважинами. Попытки огневой проработки канала в