Аннотация
Чумарина А. В., Голубев А. В., Веретельник С. П. Основные проблемы процессов подземной газификации горючих ископаемых и возможные пути их решения В докладе рассматриваются перспективы разработки угольных, а также сланцевых месторождений путем подземной газификации. Проанализированы основные проблемы процесса подземной газификации топлива. Предлагается усовершенствование подземной газификации как вторичного способа добычи нефти.
В природе существуют месторождения горючих ископаемых, которые разрабатывать традиционными способами для получения топлива нерационально. Причина заключается в сложных горно-геологических условиях залегания пластов и в характеристиках залегаемого топлива: высокая зольность, влажность и соответственно его низкая теплотворная способность. К низкосортным видам топлива относят: бурые угли, торф, горючие сланцы. Подземная газификация, которая заключается в превращении под землей топлива в горючий газ, делает возможной разработку месторождений со сложными характеристиками.
Первый в мире проект подземной газификации топлива был разработан в СССР в 1928 г. В 1933 г. была создана контора «Подземгаз» с целью координации научно-исследовательских, проектных и экспериментальных работ по шахтному вскрытию угольных пластов на Горловской, Лисичанской, Шахтинской, Ленинско-Кузнецкой и Крутовской опытных станциях. Промышленная эксплуатация станций подземной газификации угля (ПГУ) проводилась в Подмосковном, Кузнецком, Ангренском угольных бассейнах.
Сущность технологии ПГУ (рис. 1) заключается в бурении с поверхности земли вертикальных 2, 3 и наклонных скважин 1 до угольного пласта 8. Скважины соединяются в пласте, создавая огневой штрек 6. Наклонные выработки и огневой штрек ограничивают участок угольного пласта, который называется панелью 4. В дутьевую (нагнетательную) скважину 2 подается воздух. При подаче дутья происходит розжиг угольного пласта и обеспечиваются условия для превращения угля непосредственно в недрах в горючий газ. Произведенный газ выводится по газоотводящим скважинам 3 на земную поверхность.
Рисунок 1 – Схема панели ПГУ
Качество получаемого подземного газа зависит от технологических режимов проведения процесса подземной газификации. Технологический режим подразумевает различное количество и состав дутья в угольный пласт.
При использовании воздушного дутья основной горючей частью получаемого газа является оксид углерода (в среднем 14 %), но большую часть газа занимает азот (60 %). Следовательно, газ на воздушном дутье имеет невысокую теплотворную способность порядка 4 МДж/м3. При искусственном обогащении воздуха кислородом теплотворная способность газа увеличивается. Промышленные опыты показали возможность достижения теплоты сгорания 8 МДж/м3 при содержании кислорода в дутье 60 % [1, с. 74].
Для подземной газификации угля с бесшахтным вскрытием пласта были характерны серьезные недостатки. Эти недостатки наряду с низкими ценами на энергоресурсы сдерживали ее развитие.
К наиболее существенным техническим проблемам можно отнести:
- небольшой диаметр скважин и буровых каналов. Диаметр обсадных труб составлял 200-250 мм [2, с. 25]. Это обуславливает высокое гидравлическое сопротивление подземного газогенератора. Как следствие, увеличиваются энергетические расходы на подачу дутья, ограничивается производительность скважин по дутью и продуктовому газу. Небольшой диаметр скважин и буровых каналов влияет на устойчивость процесса газификации. Дутьевые и газоотводящие скважины, как правило, обсаживаются трубами до входа в пласт с цементацией затрубного пространства, далее обсадка не производилась. Поэтому даже небольшие сдвиги горных пород и незначительные притоки подземных вод способны полностью или частично перекрыть канал в пласте со всеми негативным последствиями;
- трудности водоотвода. Для стабильной работы подземного газогенератора необходимо отсутствие значительного притока подземных вод. В промышленной практике при бесшахтном вскрытии пласта осушение осуществлялось с помощью специально пробуренных скважин. На Южно-Абинской станции «Подземгаз» при умеренных водопритоках на мощных пластах (9 м) осушение не осуществлялось. На менее мощных пластах (1,5-2 м) частичное осушение пласта было обязательным [3, с. 53]. На глубинах выше 200 м было затруднительно обеспечить стабильное водоотведение;
- значительные проседания грунта из-за обрушения кровли пласта. Процесс подземной газификации углей изначально разрабатывался для использования маломощных некондиционных пластов (0,7-1,4 м). Однако промышленные станции «Подземгаз» эксплуатировали мощные и очень мощные пласты, в том числе крутопадающие. Невысокая глубина газификации (до 200 м), большая мощность пласта и в ряде случаев значительный угол падения приводили к существенным проседаниям грунта. Это вызывало образование трещин и провалов на дневной поверхности и разгерметизацию подземных газогенераторов. Боролись с этими явлениями, засыпая провалы глиной и породой;
- отклонение струи дутья от поверхности угля. Как показал опыт работы промышленных станций, значительная часть дутья идет к забою газоотводящей скважины не вдоль пласта, а через выработанное пространство. Попадая в район газоотводящей скважины, кислород дутья дожигает образовавшийся при газификации газ. Как следствие снижается теплота сгорания газа, причем в некоторых случаях газ с удовлетворительной теплотой сгорания получить не удавалось. С этим успешно боролись закладкой выработанного пространства различными материалами. Наибольший эффект дала закачка глиняных суспензий. Тем не менее, наличие подобных проблем существенно усложняет эксплуатацию подземных газогенераторов;
- утечки дутья и газа в горный массив. При этом следует ожидать, что при переходе на глубины большие 200 м утечки продуктового газа и воздуха резко уменьшаться. Это обусловлено резким уменьшением коэффициента газопроницаемости угольного пласта. Для Южно-Абинского месторождения на глубине 130-140 коэффициент газопроницаемости пласта IV Внутренний (мощность 8-9 м) составляет 0,15 дарси, а на глубине 200 м – лишь 0,075 дарси [3, с. 60]. Значительная часть утечек, до четверти от общего количества, приходилось на период огневой сбойки, когда в пласт подавался воздух под высоким давлением (до 60 атм). Суммарный уровень утечек составлял 30-35 % [4, с. 28], в том числе утечки в наземной аппаратуре, количество которых, однако, было весьма незначительным.
От эффективности решения описанных выше проблем, по-видимому, и зависит будущее этого без сомнения интересного технологического процесса.
Подземную газификацию можно рассматривать как альтернативный способ бесшахтной эксплуатации месторождений горючих сланцев. Горючие сланцы являются низкосортным видом топлива с высоким содержанием золы и влаги. Вторичными продуктами переработки сланцев являются сланцевый газ и смола, которая может применяться в качестве жидкого топлива. Крупные месторождения этого топлива находятся в России, Австралии и США и др.
Технологический процесс подземной газификации горючих сланцев аналогичен процессу подземной газификации угля. Опытно-промышленная установка для проведения научно-исследовательских и экспериментальных работ по подземной газификации горючих сланцев была построена на сланцевом комбинате «Кивели». Технологический процесс проходил с применением дутьевого и бездутьевого периода, применяемый для газификации угля. Бездутьевой период заключался в прекращении подачи дутья, при этом продолжал выделяться газ благодаря пиролитическим процессам, протекающим вследствие запасенного под землей тепла. В результате эксперимента был получен газ бездутьевого режима с теплотворной способностью порядка 14 МДж/м3, состав которого в среднем составлял: СО2 – 7,6%; О2 – 0,2%; СО – 9,3%; Н2 – 32,6%; СН4 – 13,6%; N2 – 24,1% [5, с. 85]. Таким образом, возможно получение газа с высокой теплотой сгорания, а также ценной смолы, которая может быть заменителем нефти.
Возможным направлением является использование подземной газификации в качестве метода добычи нефти, так называемые процессы внутрипластового горения. Одной из важнейших задач нефтяной промышленности является повышение коэффициента извлечения и доизвлечения нефти из отработанных месторождений. Были разработаны различные методы воздействия на нефтяной пласт: законтурное и площадное заводнение, нагнетание воздуха или другого газа, гидравлический разрыв пласта и др. Одним из эффективных методов физического воздействия на пласт является тепловая обработка.
Подземная газификация нефтяных пластов (внутрипластовое горение) представляет собой создание внутрипластового движущегося очага горения и была предложена для истощенных необводненных пластов. Для этого призабойная зона нагнетательной скважины нагревается специальным устройством, далее устройство вынимается из скважины и в нефтяной пласт нагнетается воздух для образования устойчивого очага горения, который воздействует на пласт, заставляя нефть двигаться в сторону добывающих скважин. Промышленная реализация этого способа имеет ряд недостатков: возможность «проскока» кислорода в отводящую скважину, большое коксообразование в пласте, сжигание части нефти и др. Поэтому этот способ нуждается в улучшении.
Список литературы
1. Нусинов Г. О. Подземная газификация углей / Нусинов Г. О. – Москва: ГОНТИ НКТП СССР, 1938. – 128 с.
2. Паньковский В. И. Подземная газификация углей / Паньковский В. И – Тула: Тульское книжное издательство, 1957. – 47 с.
3. Крейнин Е. В. Подземная газификация углей / Крейнин Е. В., Ревва М. К. – Кемерово: Кемеровское книжное издательство. – 1966. – 85 с.
4. Кулиш Е. Д. Подземная газификация подмосковных бурых углей / Кулиш Е. Д. – М.: Углетехиздат, 1958. – 37 с.
5. Аренс В. Ж., Семененко Д. К. Физико-химические методы разработки месторождений каустобиолитов. – М.: ОНТИ института Госгорпроект, 1971. – 130 с.