На правах рукописи

Литвиненко Александр Викторович

ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕЙ

ЮЖНО-ЯКУТСКОГО КАМЕННОУГОЛЬНОГО БАССЕЙНА

Специальность

25.00.22 – "Геотехнология (подземная, открытая и строительная)"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Якутск – 2013

Работа выполнена в Техническом институте (филиале) Федерального автономного образовательного учреждения высшего профессионального образования «СевероВосточный федеральный университет им. М.К. Аммосова» в городе Нерюнгри.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Гриб Николай Николаевич

Официальные оппоненты: Лазаренко Сергей Николаевич доктор технических наук, ФГБОУ ВПО «Кузбасский государственный технический университет им.

Т.Ф. Горбачева», ведущий эксперт Гаврилов Владимир Леонидович кандидат технических наук, ИГДС СО РАН, лаборатория проблем рационального освоения минеральносырьевых ресурсов, старший научный сотрудник

Ведущая организация Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт угля Сибирского отделения Российской академии наук

Защита состоится «30» декабря 2013 г. в 12 часов на заседании объединенного диссертационного совета ДМ 003.020.01 на базе Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института горного дела Севера им. Н.В. Черского Сибирского отделения Российской академии наук по адресу: 677980, г. Якутск, пр. Ленина, 43. Факс (4112) 33-59-

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГДС СО РАН.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью учреждения, просим направить в адрес института.

Автореферат разослан «25» ноября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета канд. тех. наук В.П. Зубков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Южно-Якутский каменноугольный бассейн, запасы которого составляют 4463,2 млн. тонн по категориям А, В, С1 и 2931,7 млн. тонн по категории С2, расположен на юге Республики Саха (Якутия). На территории бассейна широко развита островная мерзлота. Большие запасы и повсеместное распространение угля определяют его первостепенное значение в качестве энергоносителя для энерго- и теплоснабжения региона. Следует отметить, что не все запасы угля могут быть рентабельно отработаны подземным или открытым способом. Поэтому необходимо рассмотреть возможность применения альтернативного способа разработки каменноугольных запасов, в частности, методом подземной газификации углей (ПГУ).

В России и за рубежом накоплен определенный опыт отработки угольных месторождений с помощью технологии ПГУ, однако, на практике эффективность указанной технологии зависит от конкретных горно-геологических условий угольных месторождений, поэтому механический перенос накопленного опыта подземной газификации угля для условий Южно-Якутского каменноугольного бассейна невозможен.

Из вышесказанного следует, что обоснование эффективной технологии подземной газификации Южно-Якутских углей с учетом качества углей, условия залегания угольных пластов, наличия геокриолитозоны, является актуальной научнопрактической задачей.

Диссертационная работа выполнена в рамках научных направлений лаборатории «Нетрадиционные технологии освоения угольных месторождений Севера» Технического института (филиала) ФГАОУ ВПО СВФУ, по планам НИР Министерства науки и профессионального образования Республики Саха (Якутия) по темам № «Оценка возможности подземной газификации углей в условиях многолетней мерзлоты» и №379 «Оценка возможности подземной газификации углей в Республике Саха (Якутия)», планам НИР Государственного комитета по науке и инновационной деятельности Республики Саха (Якутии) по теме №1167 «Разработка рекомендаций по внедрению технологии и экономическая оценка подземной газификации угля в северо-восточной части Республики Саха (Якутия)».

Цель работы – научное обоснование возможности применения технологии подземной газификации угля Южно-Якутского каменноугольного бассейна.

Задачи исследований:

1. Проанализировать, обобщить отечественный и зарубежный опыт работ по подземной газификации угля.

2. Разработать лабораторную установку для исследования процессов подземной газификации угля, способную поддерживать стабильность физико-химических процессов и моделировать горно-геологические условия угольных месторождений Южной Якутии.

3. Провести лабораторные исследования по изучению процессов газификации углей различного марочного состава и установить основные технологические параметры получения технологического газа оптимального состава.

4. Выполнить теоретическое обоснование конструктивно-технологических параметров подземного газогенератора с учетом наличия многолетнемерзлых горных пород и различных горно-геологических условий разработки месторождений.

5. Определить пригодность угольных месторождений Южной Якутии для подземной газификации на основе анализа результатов лабораторных исследований и конструктивно-технологических параметров подземного газогенератора.

Методы исследований: обобщение и анализ отечественного и зарубежного опыта подземной газификации угля в различных геологических условиях, литературных и фондовых материалов по угольным месторождениям Южно-Якутского каменноугольного бассейна; лабораторные исследования процессов подземной газификации углей; газохроматографический анализ проб полученного технологического газа; методы математической статистики при обработке результатов лабораторных исследований.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Разработанная лабораторная установка подземной газификации угля, позволяющая имитировать горно-геологические и геокриологические условия залегания углей, осуществлять процессы розжига и подбора дутьевого агента, исследовать физико-химические процессы превращения топлива из твердого состояния в газообразное, пространственное распространение теплового поля в пределах очага газификации обеспечивает, в отличие от аналогов, создание и поддержание температуры внутри газогенератора, характерной для условий криолитозоны.

2. Максимальная теплотворная способность технологического газа, получаемого при подземной газификации углей Южно-Якутского каменноугольного бассейна (для марок углей Г – 10,6 МДж/м3, Ж – 15,6 МДж/м3, КЖ – 16 МДж/м3), достигается при температурах в очаге горения в пределах 800-8200С, 910-9500С, 815-8250С и влажности угля 6,6-8,4 %, 8,4-9,2 %, 9,4-10,2 %, соответственно.

Научная новизна заключается в следующем:

установлено, что для подземной газификации месторождений Южной Якутии пригодны угли марок Г, Ж, КЖ, а угли марки К не поддаются газификации из-за их спекаемости при высоких температурах в подземном газогенераторе;

определены закономерности влияния температуры в очаге горения, влажности угля, длины канала газогенератора, вида и параметров дутьевого агента на процесс газификации угля и состав получаемого технологического газа;

установлено, что отрицательные температуры углей, характерные для месторождений зоны распространения многолетнемерзлых горных пород, влияют на процесс ПГУ только на этапе розжига.

Практическое значение работы состоит в том, что:

установлено, что угли марки КЖ Денисовского, Верхне-Талуминского и Якокитского месторождения являются наиболее пригодными для разработки способом ПГУ;

разработана и изготовлена лабораторная установка процессов газификации угля, позволяющая оптимизировать технологические параметры подземной газификации угля с учетом влияния геокриолитозоны;

предложен состав цементной смеси для тампонажа затрубного пространства технологических скважин при подземной газификации угля в условиях многолетней мерзлоты;

предложены конструктивные решения по направленному бурению и обвязке устьев технологических скважин.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций, полученных в диссертации, обеспечиваются корректностью поставленных задач, их решением с применением современных высокоточных приборов и методов исследований, достаточным объемом экспериментальных исследований и высокими значениями коэффициентов корреляции полученных зависимостей.

Личный вклад автора заключается в определении цели и задач исследований, изучении и обобщении литературных данных по технологии ПГУ и фондовых материалов по геологии угольных месторождений Южно-Якутского бассейна, разработке и создании лабораторной установки подземной газификации угля, непосредственном участии в проведении лабораторных работ, анализе полученных результатов, выборе угольных месторождений Южной Якутии, пригодных для процессов подземной газификации.

Апробация работы. Основное содержание работы

и ее отдельные положения докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на следующих научных мероприятиях: Международная научно-практическая конференция «Южная Якутия – новый этап индустриального развития» (г. Нерюнгри, 2007г.), XIII Международная научно-практическая конференция студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии СТТ 2007» (г. Томск, 2007 г), Ярмарка инновационных научно-технических проектов «Молодежь. Наука. Бизнес» (г. Якутск, г.), IV Сибирская международная конференция молодых ученых по наукам о Земле (г. Новосибирск, 2008), Всероссийская научно-практическая конференция «История, проблемы и перспективы развития Южной Якутии» (г. Нерюнгри, 2010 г.), Научная конференция «Новые технологии, инновации, изобретения» (г. Иркутск, 2010 г.), III Международная научно-практическая конференция «Инновационный путь развития экономики России: власть, регионы, наука, бизнес» (г. Кемерово, 2011 г.), IV Всероссийская научная конференция с участием иностранных ученых «Проблемы комплексного освоения георесурсов» (г. Хабаровск, 2011 г.), Научный симпозиум «Неделя горняка – 2011» (г. Москва, 2011 г.), Всероссийские научно-практические конференции молодых ученых, аспирантов и студентов (г. Нерюнгри, 2002-2013 г.г.), заседание ученого совета ИГДС СО РАН (г. Якутск, 2013 г.), научные семинары ТИ (ф) ФГАОУ ВПО «СВФУ» (г. Нерюнгри).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 24 печатных работы, в т.ч. 3 в научных изданиях, рекомендованных ВАК РФ, получен патент Российской Федерации на полезную модель.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы из 113 наименований. Общий объем работы включает 158 страниц машинописного текста, 55 рисунков и 7 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение содержит обоснование актуальности, цель, идею работы, формулировку задач исследования, защищаемые положения, обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций.

В первой главе проведен аналитический обзор отечественных и зарубежных научных публикаций по современному состоянию процессов и технологий подземной газификации угля.

В различное время исследованиями в области технологии ПГУ занимались организации: Донецкий углехимический институт, ВНИИПодземгаз, Институт угля и углехимии, Национальный институт горнодобывающий институт (Бельгия), Лоуренс-Ливерморская лаборатория (США), Энергетический НИЦ Ларами (США), Моргентаунский Технический университет в г. Аахене (Германия). Значительный вклад в развитие технологии ПГУ внесли российские и зарубежные ученые. Широко известны работы П.В. Скафы, Е.В. Крейнина, К.Н. Звягинцева, С.Н. Лазаренко, Б.И.

Кондырева, В.Н. Казак, D.D. Fischer, Gordon R Couch и др.

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

Однако, технология ПГУ, отработанная отечественными учеными, имеет некоторые недостатки, среди которых следует отметить, прежде всего: нестабильность процесса, большое количество эксплуатационных скважин, КПД процесса не превышал 55-60%, невозможность определения положения фронта горения в подземном газогенераторе, слабую управляемость подземными потоками окислителя и горючего газа.

Исследования в области подземной газификации углей за рубежом осуществлялись во многих странах. Признанными лидерами в освоении технологии ПГУ являются Соединенные Штаты Америки, Франция, Бельгия, Испания, Китай, Австралия.

Многие зарубежные работы по ПГУ в естественных условиях осуществлялись всего лишь на нескольких скважинах, поэтому их следует рассматривать только как принципиальные проверки газификации угля на месте его залегания.

Анализ проведенных опытно-исследовательских работ в области разработки и апробации технологии ПГУ говорит о необходимости адаптирования и усовершенствования данной технологии для конкретных горно-геологических условий.

Для научного обоснования возможности применения технологии подземной газификации углей Южно-Якутского каменноугольного бассейна необходимо: разработать лабораторную установку подземной газификации угля, способную поддерживать стабильность процессов ПГУ и моделировать горно-геологические условия Южной Якутии; провести лабораторные исследования для изучения процессов газификации углей различного марочного состава и установить оптимальные технологические параметры процесса для получения газа с наибольшей теплотворной способностью; выполнить обоснование конструктивно-технологических параметров подземного газогенератора с учетом наличия многолетнемерзлых горных пород и различных горно-геологических условий; дать оценку возможности применения подземной газификации на угольных месторождениях Южной Якутии.

Во второй главе описывается лабораторная установка, которая позволяет исследовать влияние горно-геологических параметров (марочный состав углей, влажность угля, геокриологические условия месторождений, угол залегания угольного пласта) и технологических факторов (температура очага горения, вид и параметры дутьевого агента, длина канала газификации) на процесс газификации углей. (Рисунок 1).

Рисунок 1 – Структурная схема лабораторных исследований ПГУ Южно-Якутского каменноугольного бассейна Разработанная для исследования процесса газификации угля лабораторная установка, представленная на рисунке 2, состоит из комплекса конструктивных элементов, которые по функциональному назначению делятся на 4 группы: система подачи дутьевого агента, модель подземного газогенератора, система контроля изменения температурных полей в области газогенератора, комплекс очистки и оперативного контроля состава полученных газообразных продуктов.

Основное назначение системы подачи дутьевого агента заключается в подведении необходимого количества дутьевого агента непосредственно к очагу горения модели подземного газогенератора. В данную группу входят: кислородный баллон, воздухонагнетательная установка (компрессор), редуктор и дутьевой трубопровод.

Модель подземного газогенератора представляет собой металлическую конструкцию в виде металлического короба, футерованного огнеупорным кирпичом, а крышка модели – асбестовыми листами, с введенными в него патрубками для подвода дутьевого агента и отвода образующегося газообразного продукта. Для создания необходимого угла наклона угольного пласта (0-90°) модель газогенератора шарнирно закреплена на стойках. Подача разжигающего элемента и розжиг очага горения осуществляется через окно розжига. Создание и поддержание отрицательных температур (до -10°С) в модели осуществляется холодильной установкой с системой охлаждающих трубок.

В систему контроля температурных полей структурно входят следующие элементы установки: термоизмерители, электронный терморегистратор.

Рисунок 2 – Лабораторная установка моделирования процессов ПГУ 1 – стойка; 2 – корпус; 3 – футеровка; 4 – крышка; 5 – манометр; 6 – кран; 7 – охладитель (гидрозатвор); 8 – устройство охлаждения полученного газа; 9 – трубка газоотводящая; 10 – трубка дутьевая; 11 – модель угольного пласта; 12 – трубопровод дутьевой; 13 – редуктор; 14 – система охлаждающих трубок; 15 – термоизмерители; 16 –окно розжига; 17 – трубопровод отвода полученного газа.

В комплекс очистки и оперативного контроля состава полученных газообразных продуктов входят: охладитель получаемого газа, очиститель (гидрозатвор) и газовый хроматограф.

Проведенные на данной лабораторной установке эксперименты показали высокую стабильность работы газогенератора, что позволило провести исследования с различными типами углей Южной Якутии и установить оптимальные технологические параметры их подземной газификации.

Изложенное выше обосновывает первое защищаемое научное положение: Разработанная лабораторная установка подземной газификации угля, позволяющая имитировать горно-геологические и геокриологические условия залегания углей, осуществлять процессы розжига и подбора дутьевого агента, исследовать физико-химические процессы превращения топлива из твердого состояния в газообразное, пространственное распространение теплового поля в пределах очага газификации обеспечивает, в отличие от аналогов, создание и поддержание температуры внутри газогенератора, характерной для условий криолитозоны.

В третьей главе представлены результаты лабораторных исследований.

В лабораторных экспериментах процессов подземной газификации исследовались четыре марки углей Южно-Якутского каменноугольного бассейна. Эксперименты показали, что газификации поддаются угли марок Г, Ж, КЖ. Угли марки К (неокисленные) не поддаются газификации, вследствие спекаемости, которая сопровождается закупоркой каналов газификации. Определенный с помощью хроматографа состав полученных газов и рассчитанная их теплотворная способность представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Состав и теплотворная способность технологического газа Состав газа, %:

негорючие компоненты: 34,13-52,86 14,42-29,89 13,99-57, Теплотворная способность, МДж/м3 7,34-10,60 12,85-15,56 9,57-16, Отметим следующие особенности:

для углей марки Г характерны содержания окиси углерода в пределах 30-50% и присутствие водорода в пределах 5-10 %;

для углей марок Ж и КЖ характерно более высокое содержание окиси углерода и углеводородов по сравнению с углями марки Г, при очень малом (0,01 %) или полном отсутствии водорода;

наилучшей теплотворной способностью обладают угли марок Ж (15,5 МДж/м3) и КЖ (16 МДж/м3).

Исследования влияния влажности угля на процессы, протекающие в подземном газогенераторе, проводились в серии экспериментов при различных значениях влажности (от 2,0 до 12,0%) при прочих равных технологических режимах газификации угля. На рисунке 3 приведена зависимость теплотворной способности газа от влажности исследованных углей. Анализ показал, что для углей марки Г оптимальная влажность 6,6-8,4 %, Ж 8,4-9,2 %, КЖ 9,4-10,2 %.

Теплотворная способность газа, Рисунок 3 – Зависимость теплотворной способности газа от влажности угля марки Для определения влияния криолитозоны на процессы подземной газификации угля последовательно проводились эксперименты с углями в талом и мерзлом состоянии при прочих равных условиях: марка угля, вид и расход дутьевого агента.

Для сравнения результатов газификации углей в талом и мерзлом состоянии проанализировано изменение содержания угарного газа, как одного из важнейшего горючего компонента технологического газа. Результаты изменения содержания угарного газа представлены на рисунке 4. Как видно из рисунка на начальной стадии процесса газификации (розжиге), для угля в мерзлом состоянии наблюдается более низкое содержание угарного газа по сравнению с углем, находящемся в талом состоянии (интервал А). В дальнейшем содержание угарного газа для углей в мерзлом и талом состояниях одинаковое (интервал Б). Химические процессы подземной газификации угля стабилизируются. Стабилизация процесса газификации наступает, когда уголь вокруг очага горения растепляется, что подтверждается графиками изменения температуры.

Результаты данных исследований позволяют говорить о том, что геокриолитозона оказывает воздействие на процессы ПГУ лишь на стадии розжига подземного газогенератора.

Рисунок 4 – Изменение содержания СО в технологическом газе при газификации талых и 1 – содержание окиси углерода в технологическом газе при газификации угля в талых горных породах; 2 – содержание окиси углерода в технологическом газе при газификации угля в мерзлых горных породах; 3 – графики изменения температур в точках измерений; 4 – граница растепления модели подземного газогенератора.

В таблице 2 представлены результаты экспериментальных исследований влияния угла залегания угольного пласта на теплотворную способность получаемого в процессе газификации технологического газа.

Таблица 2 – Теплотворная способность технологического газа при различных углах залегания угольного пласта Марка угля Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод об отсутствии влияния угла залегания угольного пласта на теплотворную способность получаемого технологического газа в процессе газификации.

Основным из технологических факторов, оказывающих влияние на процессы газификации, является температура в очаге горения подземного газогенератора. В процессе проведения экспериментов в очаге горения с помощью термопары ТХАопределялась его температура. На рисунке 5 приведены зависимости теплотворной способности полученных технологических газов от температуры очага горения.

Рисунок 5 – Зависимость теплотворной способности технологического газа от температуры очага горения при исследовании углей марки Г (1), Ж (2), КЖ (3).

Анализ полученных зависимостей позволяет сделать вывод о том, что оптимальными температурами очага горения для углей марок Г, Ж и КЖ являются интервалы температур 800-820 °С, 910-950 °С и 815-825 °С, соответственно.

На рисунке 6 приведены зависимости температуры очага горения от расхода дутьевого агента для углей марок Г, Ж и КЖ. Из представленных зависимостей следует, что температура в очаге горения растет с увеличением расхода воздуха и достигает 850 °С, 965 °С, 860 °С, для углей марок Г, Ж и КЖ, соответственно при объемной скорости вдуваемого воздуха 10 м3/ч. Для поддержания приведенных выше оптимальных температур в очаге горения, достаточно подавать воздух в объеме 4,8м3/ч для углей марок Г, 5,8-7,4 м3/ч – Ж и 8,0-9,0 м3/ч – КЖ.

Температура очага Рисунок 6 – Зависимость температуры очага горения от расхода дутьевого агента при исследованиях углей марки Г (1), Ж (2), КЖ (3).

Приведенные в третьей главе результаты лабораторных исследований подтверждают обоснованность второго защищаемого научного положения: Максимальная теплотворная способность технологического газа, получаемого при подземной газификации углей Южно-Якутского каменноугольного бассейна (для марок углей Г – 10,6 МДж/м3, Ж – 15,6 МДж/м3, КЖ – 16 МДж/м3), достигается при температурах в очаге горения в пределах 800-8200С, 910-9500С, 815-8250С и влажности угля 6,6-8,4 %, 8,4-9,2 %, 9,4-10,2 %, соответственно.

В четвертой главе обоснованы оптимальные конструкция и технологические параметры подземного газогенератора применительно к геокриолитозоне.

Конструкция подземного газогенератора в многолетнемерзлых горных породах (порядок расположения технологических скважин и расстояние между ними, конструкции технологических скважин ПГУ) зависит от горно-геологических условий месторождения (наличие тектонических разрывных нарушений, угол наклона и выход угольных пластов на дневную поверхность и т.д.).

Наличие тектонических нарушений и выходов угольного пласта на поверхность определяют геометрические размеры подземного газогенератора (границы по протяженности и ширине подземного газогенератора). Естественными границами подземного газогенератора по протяженности являются тектонические разрывные нарушения с амплитудой большей, чем мощность угольного пласта. Также естественной границей являются места выхода угольного пласта на дневную поверхность. Конструктивная граница газогенератора при этом выбирается с учетом размеров защитных целиков, предотвращающих смешивание газа, находящегося в подземном газогенераторе с поверхностным воздухом. При отсутствии естественных границ (тектонические нарушения и выходы угольного пласта на поверхность) размеры подземного газогенератора могут задаваться искусственно и определяться сроками его эксплуатации.

В диссертации рассмотрены различные варианты границ подземного газогенератора. На их основе и с учетом угла наклона угольного пласта обоснованы места подведения дутьевого агента и отведения технологического газа. Предложена методика расчета координат заложения скважины, исходя из координат ее забоя и траектории проходки скважины при направленном бурении.

На рисунке 7 изображен пример расположения скважин подземного газогенератора. На начальном этапе (рисунок 7 а) создаются канал розжига, соединяющий дутьевые скважины, и каналы отвода технологического газа. В ходе работы газогенератора (рисунок 7 б) по мере продвижения очага горения газоотводящие скважины переводятся в воздухоподающие.

В соответствие с предложенной поточной схемой ПГУ каждая из скважин на разных этапах продвижения очага горения в зоне действия данной скважины используется как дутьевая и газоотводящая, а впоследствии переводится в разряд незадействованных скважин. В диссертации предложена конструкция обвязки устьевой части технологической скважины (Рисунок 8), которая позволяет переводить скважину из газоотводящей в дутьевую и обеспечивает бесперебойность процесса, экологичность и безопасность при подземной газификации угольного пласта.

Рисунок 7 – Расположение скважин и этапы работы подземного газогенератора а – создание каналов и систем трещин подземного газогенератора; б – газификация угля.

1 – уголь; 2 – созданные трещины у угольном пласте; 3 – проработанный канал газификации; 4 – выгазованое пространство с негорючим остатком (золой); 5 – фронт очага горения; 6 – технологические скважины: дутьевые, газоотводящие и незадействованные на данном этапе работы газогенератора, соответственно.

узел. Контроль температуры и состава получаемого технологического газа позволит оперативно корректировать режимы работы подземного Для обеспечения стабильной работы подземного газогенератора в течение длительного времени необходимо затрубное пространство скважины зацементировать.

В процессе бурения технологических скважин цементирование осуществляется при воздействии на тампонажный раствор отрицательных температур многолетнемерзлых горных пород и горного давления на стенки скважины, а в процессе эксплуатации технологических скважин наблюдается воздействие высоких температур (до 1000 °С). С целью исключения трещинообразования в сцементированном затрубном пространстве при создании и эксплуатации подземного газогенератора предложен специальный тампонажный раствор сложного состава. Основой раствора является цемент марки ПЦ500 с водоцементным отношением 0,40-0,45. В качестве ускорителя сроков схватывания добавляется хлорид кальция (2-8 %) или нитрат натрия (2Противоседиментационная добавка – смесь концентрированной сульфит спиртовой барды (КССБ) и двухатомного спирта (ДЭГ) при соотношении КССБ/ДЭГ – от 6/4 до 8/2 и содержании 0,1-0,5 массовой доли жидкости затворения тампонажного раствора. Расширяющая добавка – оксид кальция (0,1-0,2% по массе в сухую тампонажную смесь).

В свою очередь, к технологическим параметрам необходимо отнести, главным образом, режимы подготовки и работы подземного газогенератора: создание каналов и систем трещин подземного газогенератора, розжиг и создание устойчивого фронта горения, газификация и догазовка угля.

В пятой главе произведена оценка пригодности для подземной газификации угольных месторождений Южно-Якутского каменноугольного бассейна, представленного четырьмя крупными угленосными районами: Усмунским, АлданоЧульманским, Гонамским, Токинским.

Анализ месторождений проводился по критериям их пригодности для подземной газификации: запасы не менее 10 млн. т, технологические параметры угля (выход летучих веществ не более 35 %, зольность не более 50%), мощность более 0,7 м, глубина не менее 10 кратной мощности угольного пласта и угол залегания до 60;

породы кровли и почвы угольных пластов должны иметь газопроницаемость существенно меньше, чем газопроницаемость угольного палата (алевролиты, аргиллиты);

на участке предполагаемого расположения подземного газогенератора не должно быть разрывных нарушений с амплитудой большей мощности угольного пласта.

Помимо выше перечисленных критериев нами установлено, что для условий ЮжноЯкутского каменноугольного бассейна необходимо учитывать марочный состав углей – предпочтительными являются марки Г, Ж, КЖ, угли марки К не пригодны для газификации.

На основании анализа десяти угольных месторождений Южно-Якутского каменноугольного бассейна, разведанных в достаточной степени для проведения оценки пригодности их для подземной газификации, определены наиболее благоприятные для подземной газификации месторождения: Денисовское, ВерхнеТалуминское и Якокитское месторождения, характеристики которых, приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Горно-геологические характеристики наиболее пригодных месторождений Южной Якутии для подземной газификации угля Критерии пригодности угольного месторождения Денисовское Верхне-Талуминское Якокитское Угол залегания, град. (до 60) рывных нарушений Проведение подземной газификации на выше представленных месторождениях позволит получать технологический газ с теплотворной способностью до 16 МДж/м3, что существенно превосходит показатели газов полученных ранее: в Испании 11,0 МДж/м3, в США 8,7 МДж/м3, на Южно-Абинской станции «Подземгаз» 3,4-4,2 МДж/м3, на Ангренской станции «Подземгаз» 3,1-3,4 МДж/м3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе дано решение актуальной научно-практической задачи обоснования возможности применения технологии подземной газификации угля Южно-Якутского каменноугольного бассейна с учетом влияния качества углей, условий залегания, наличия криолитозоны.

Основные научные и практические результаты работы, полученные автором, заключаются в следующем:

1. Разработана лабораторная установка, состоящая из комплекса конструктивных элементов, разделенных на 4 группы: система подачи дутьевого агента, модель подземного газогенератора, система контроля изменения температурных полей в области газогенератора; комплекс очистки и оперативного контроля состава полученных газообразных продуктов. Лабораторная установка позволяет исследовать процессы подземной газификации с углями разного марочного состава и имитировать условия многолетней мерзлоты.

2. Угли марок Г, Ж и КЖ Южно-Якутского каменноугольного бассейна возможно отрабатывать технологией ПГУ, причем использование углей марок Ж и КЖ более перспективно из-за более высокой теплотворной способности получаемого технологического газа. Неокисленные угли марки К не поддаются газификации изза спекаемости, превращения в жидкое состояние при температуре очага горения 900°С и закупорке каналов газификации.

3. Определены составы технологического газа, полученные в лабораторном газогенераторе, максимальное содержание горючих компонентов в которых достигает 70 % для углей марки Г, 82 % для углей марки Ж, 83 % для углей марки КЖ. Определены оптимальные значения температур очагов горения в пределах 800-8200С, 910-9500С, 815-8250Сдля углей марок Г, Ж и КЖ, соответственно, при которых получается технологический газ с наиболее высокой теплотворной способностью 10,6 МДж/м3 для углей марки Г, 15,6 МДж/м3 для углей марки Ж, 16 МДж/м3 для углей марки КЖ.

4. В процессе лабораторных исследований доказана возможность применения технологии подземной газификации углей в геокриолитозоне. Влияние отрицательных температур углей, характерных для геокриолитозоны, сказывается в процессе ПГУ только на этапе розжига.

5. Предложены состав цементной смеси для тампонажа затрубного пространства технологических скважин при подземной газификации угля в условиях многолетней мерзлоты и конструктивные решения обвязки устьев технологических скважин.

6. Определено, что наиболее пригодными к отработке способом подземной газификации являются угольные пласты марки КЖ Верхне-Талуминского, Денисовского и Якокитского месторождений.

Список наиболее значимых работ, опубликованных автором по теме диссертации:

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК 1. Литвиненко, А. В. Исследование процесса газификации углей ЮжноЯкутского бассейна / Н. Н. Гриб, В. М. Никитин, Ю. А. Шипицын, А. В. Литвиненко // Горн. информ.-аналит. бюллетень. – 2009. – Т.4 №12. – С.250-260.

2. Литвиненко, А. В. Результаты исследований физического моделирования процессов подземной газификации углей Южно-Якутского каменноугольного бассейна / А. В. Литвиненко // Горн. информ.-аналит. бюллетень. – 2011. –№11. – С.45Литвиненко, А. В. Методика лабораторных исследований процессов подземной газификации угля в криолитозоне (на примере Южно-Якутского каменноугольного бассейна) / А. В. Литвиненко // Горн. информ.-аналит. бюллетень. – 2011. –№11. – С.52-54.

Патенты:

1. Пат. на полезную модель 98785 Российская федерация, МПК7 E21C 41/16, E21B 43/295.Установка для моделирования процесса подземной газификации угля / Гриб Н. Н., Шипицын Ю. А., Вдовиченко В. И., Литвиненко А. В.; заявитель и патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Якутский государственный университет имени М.К. Аммосова". – № 2010117117/03; заявл. 29.04.2010; опубл. 27.10.2010 Бюл. № 30.:

- 2 с.: ил.

Публикации в других изданиях:

1. Литвиненко, А. В. Методика исследования процессов подземной газификации угля / Н. Н. Гриб, А. В. Литвиненко, В. И. Вдовиченко// Южная Якутия – новый этап индустриального развития: Материалы международной научнопрактической конференции. – Нерюнгри: Изд-во Технического института, 2007. – В 2-х томах. Т.1. – С. 113-118.

2. Литвиненко, А. В. Опыт и результаты исследований подземной газификации угля в Якутии/ А. В. Литвиненко, Ю. А. Шипицын, В. И. Вдовиченко// История, проблемы и перспективы развития Южной Якутии: Материалы всероссийской научно-практической конференции, посвященной 35-летию города Нерюнгри. – Нерюнгри: Изд-во Технического института, 2010. – С. 106-112.

3. Литвиненко, А.В. Подземная газификация бурых углей Ленского угольного бассейна / Н. Н. Гриб, В. М. Никитин, Ю. А. Шипицын, А. В. Литвиненко // Современные наукоемкие технологии №7 2010. – М.: Изд-во Академии Естествознания, 2010 – С. 138-140.

4. Литвиненко, А. В. Расчет технологических параметров газогенератора подземной газификации на месторождениях Южно-Якутского каменноугольного бассейна / Н. Н. Гриб, В. М. Никитин, Ю. А. Шипицын, А. В. Литвиненко // Материалы IV Всероссийской научной конференции с участием иностранных ученых «Проблемы комплексного освоения георесурсов». Хабаровск, Россия (27-29 сентября 2011 года). – Хабаровск: Изд-во ООО «Полиграф-Партнер», 2011 – С. 78-81.