Подземное сжигание полезных ископаемых

Около 90 % производимой в мире серы в настоящее время сжигается до сернистого ангидрида (SO₂), который используется затем в различных отраслях химического производства. В частности свыше 70 % серы сжигается на сернокислотных заводах.

Сущность метода заключается в создании в серном пласте управляемого очага горения серы, параметры, которого поддерживаются на уровне, достаточном для получения кондиционного для производства серной кислоты сернистого газа.

Технология подземного сжигания серы включает в себя следующие операции:

1. Вскрытие пласта скважинами с обсадкой их металлическими колон­нами труб до кровли пласта. Бурение по пласту производится колонковым способом с отбором керна.

2. Проведение опытных нагнетаний воздуха в скважины с измерением его давления и расхода во времени для определения фильтрационных характеристик пласта и его подсушивания. Для выявления возможных мест утечек газа производится подача в пласт стойких дымов.

3. Розжиг пласта с использованием забойных газовых горелок или путем спуска в забой горящего кокса. Розжиг прекращается при появлении в газах сжигания сернистого ангидрида с концентрацией более 3-4%.

4. Управление составом газов сжигания путем изменения расхода воздуха, точки подачи дутья и точки отвода газов.

5. Сбор газов сжигания.

6. Обеспыливание и осушку газов сжигания.

7. Каталитическое доокисление сернистого ангидрида до серного ан­гидрида, например, в аппаратах двойного контактирования.

8. Получение серной кислоты в олеумном абсорбере.

9. Нейтрализация и утилизация кислых стоков и шламов.

Рис. 18.1. Принципиальная схема разработки необводненных серных залежей методом ПСС с производством серной кислоты на базе газов сжигания

3 Обоснование метода геотехнологии к конкретным условиям

Для данного месторождения подходит геотехнологический способ подземной газификации угля.

Подземная газификация угля (ПГУ) - индустриальный процесс, который превращает уголь в газ. ПГУ - процесс газификации в естественном залегании, осуществляемый в недрах земли, используя инъекции окислителей, и во время которого газ всплывает на поверхность через производственные колодцы сверлил. Газ может быть использован как химическое сырье для промышленности или как топливо для энергетики. Техника может быть применена с помощью других, нерентабельных или технически сложных ресурсов, использование которых приводит к извлечению традиционными горнохимическими методами и это также предлагает альтернативу обусловленным методам угледобычи для некоторых ресурсов. Подземные газификации способствуют выделению из угля газа, это происходит в угольном шве (в естественном залегании). Газ производится и извлекается через колодцы сверлил в неминируемом угольном шве. Колодцы используются, чтобы поставлять окислители (воздух, кислород, или пар), а также способствуют возгаранию топливного подземного горючего. Отдельные производственные колодцы используются, чтобы проводить газ к поверхности. Сильное возгорается при температуре 700-900 °C (1,290-1,650 °F), но может достигать и 1,500 °C (2,730 °F). Процесс анализирует уголь и производит углекислоту (CO2), водород (H2), угарный газ, незначительные количества метана (CH4) и водородный сульфид (H2S). Учитывая непосредственную близость действия и вероятность получения ожогов, введенными окислителями управляет специальный оператор на расстоянии. Так как уголь значительно изменяется в процессе его сопротивления при вытекании, в зависимости от его возраста, композиции и геологической истории, естественная проницаемость угля, при переходе его в газ, является в общем нестабильной. Чтобы достичь высокого расщепления угля, гидрофракции, используются в различной степени электрические связи и обратное сгорание. Оба эти методы коммерчески доступны. При первом, испоьзуются вертикальные колодцы и метод обратного сгорания, чтобы открыть внутренние пути в угле. Процесс использовался в Советском Союзе и был позже модифицирован Эрго Эксергией. Это было проверено на месторождении Шиншиллы в 1998-2003 гг. Ливерморе развивал другой метод, который создает преданные буровые скважины внутреннего шва, пользуясь бурением и технологией завершения, приспособленной к масла и производству газа. Подобный метод стал известен как УПИВ (управляемый пункт инъекции втягивания). При нем также широко использовался кислород для обогащения воздуха при газификации.

Подземная газификация угля позволяет получить доступ к угольным ресурсам, которые экономически не восстанавливаются другими технологиями, например, при очень низком градусе, или в случае слишком толстых швов. По некоторым оценкам это увеличит экономически восстанавливаемые резервы метрическими тоннами 600 биллионов. Ливерморе утверждает, что ПГУ сможет увеличить восстанавливаемые угольные резервы в США на 30% . Ливерморе и Энерги Линк утверждают, что столица ПГУ и эксплуатационные затраты ниже, чем в традиционной горной промышленности. ПГУ газ оптимально используется, чтобы комбинировать энергетические установки турбины газа цикла с некоторыми изучениями, предлагающими энергетическую островную эффективность вплоть до 55%, с комбинируемым ПГУ / ЦМГС, а также способствует поднятию эффективности вплоть до 43%. Пользуясь ПГУ газом вместо природного газа, можно достичь лучшей продукции, чем распыляемые-отапливаемые углем энергетические станции, а также эмиссии парникового газа. ПГУ газ - альтернатива природному газу, который потенциально приведет к экономии затрат, исключая горную промышленность. Ожидаемая экономия затрат сможет увеличить данные высших угольных цен, управляемые торговлей эмиссий, налогами, и другой политикой снижения эмиссий. например, правительством Австралии предлагается схема снижения углеродистого загрязнения.

4 Технологические схемы вскрытия, подготовки и разработки

залежи по геотехнологическому способу

Подготовка месторождения к эксплуатации – комплекс работ, связанный с доразведкой месторождения и его вскрытием, т.е. сооружением добычных скважин, их заканчиванием, исследованием, оборудованием и подготовкой к эксплуатации. В геотехнологических методах скважина – основная выработка, вскрывающая залежь полезного ископаемого, подготавливающая ее к разработке и служащая для транспортировки рабочих и продуктивных флюидов. При решении основных проблем сооружения скважин приходится вести поиск в области способов и технологии проходки скважин. Решение этой проблем сложно, так как более 99% скважин бурится за счет разрушения забоя горных пород сжатием, т.е. самым невыгодным способом воздействия.

Общее представление о тех условиях, в которых приходится осуществлять вскрытие, и характеристику экономической эффективности системы вскрытия дает коэффициент вскрытия.

Различают несколько коэффициентов вскрытия: геологический, технологический и экономический.

Геологический коэффициент вскрытия – это отношение мощности покрывающих пород к мощности пласта. Определяется из выражения

где Н – мощность покрывающих пород, м; m – мощность залежи, м.

Технологический коэффициент вскрытия показывает, какая длина скважины приходится на тонну добываемых запасов. Он определяется из выражения

т/м,

где l – длина добычной скважины, м; -коэффициент извлечения полезного ископаемого в пределах отрабатываемого участка одной скважины; П – производительность пласта полезного ископаемого, определяемая по формуле

П = 3,5*1,46=5,11 т/м²;

где γ – объемная масса полезного ископаемого, т/м³; S – площадь зоны действия скважины, определяемая из выражения:

S = 3,14 10²=314, м²;

где R – радиус участка, разрабатываемого одной скважинной, м; с - среднее содержание полезного ископаемого, %.

Экономический коэффициент вскрытия определяется как отношение затрат на сооружение и оборудование добычной скважины и стоимости полезного ископаемого. Он определяется из выражения

где С – суммарные затраты по бурению, подготовке и оборудованию скважины, тг; Ц_и – стоимость запасов полезного ископаемого, извлекаемого из скважины, тг.

где С_Б – стоимость бурения 1 м скважины, тг/м;

С₀ – стоимость оформления 1 м скважины (цементация, обсадка труб), тг/м;

L – глубина скважины, м

Ц_и = 0,01∙ 200∙ 667857∙ 2 ∙3,5=9350000;

где Ц_пр – отпускная цена продукта (руды, флюида, газа).

Вскрытие месторождения является наиболее ответственным этапом при геотехнологии. Малейшие упущения в работах по бурению и подготовке могут привести к ее потере или вызвать необходимость в производстве длительных и трудоемких работах.

Выбор места заложения скважин всегда связан с применяемой системой разработки, принятой на данном участке или месторождении.

Под системой разработки месторождений полезных ископаемых геотехнологическими методами понимается порядок расположения, проходки и включения в работу добычных и вспомогательных скважин. Система разработки может быть признана рациональной, если она выбрана в результате комплексного анализа показателей возможных вариантов залежи с учетом геологических, гидрогеологических, технологических и экономических факторов.

Исходными данными для выбора системы разработки служит плановая производственная мощность предприятия и физико-геологическая обстановка залежи полезного ископаемого. При выборе системы разработки – это значит определить направление отработки залежи в целом и установить сетку размещении скважин. Основными элементами системы разработки являются: направление отработки, сетка скважин, порядок ввода скважин в эксплуатацию во времени и пространстве.

При выборе элементов системы разработки необходимо учитывать следующих факторов: глубины залегания залежи, технологичности процесса добычи, извлекаемости полезного ископаемого, производительность пласта, условий залегания, неоднородности пласта, рельефа почвы залежи.

При выборе последовательности отработки отдельных участков необходимо стремиться к обеспечению минимального числа стыковок отработанных и вновь вводимых участков, поскольку это ведет к потери рабочих агентов и продуктивных растворов.

Скважины располагаются по площади залежи по какой-то определенной геометрической сетке, например, кольцами или рядами. Сетка расположения скважин в зависимости от производительности пласта и других физико-геологических условий разработки может быть равномерная и неравномерная. Равномерная сетка может быть квадратной, треугольной, пяти- и шестиугольной. Геометрический расчет показывает, что треугольная сетка скважин в сравнении с квадратной позволяет более полно охватить месторождение зоной отработки, в то же время при треугольной сетке на 15.47% возрастает число скважин, приходящихся на единицу площади. При равномерном расстоянии между скважинами l (м) площадь S (м²) ее охвата определяется по формуле

При наклонном расположении пластов или направленной фильтрации скважины целесообразно располагать по вершинам не равносторонних, а равнобедренных треугольников. В этом случае расстояние между рядами берется больше, чем между скважинами.

Расстояние между скважинами, с одной стороны, определяют наименьшее число скважинами для разработки залежи, а с одной стороны - обеспечивают технологические требования метода, т.е. являются компромиссом между ними.

При определении расстояние между скважинами учитываются: глубина залегания залежи, технологичность процесса добычи, извлекаемость полезного ископаемого при различных сетках скважин, производительность пласта, условия залегания.

Помимо перечисленных факторов при выборе сетки скважин следует учитывать неоднородность пласта и особенно характер рельефа его почвы, располагая добычные скважины в углублениях почвы рудного тела. В общем случае чем выше проницаемость пласта, тем больше могут быть расстояния между скважинами.

5 Расчет параметров разработки извлечения полезных ископаемых

Методика расчета основных параметров подземной газификации угля. Сущность метода подземной газификации угля (ПГУ) заключается в процессе превращения угля на месте его залегания в горючий газ. Основными стадиями ПГУ являются: бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин; соединение этих скважин каналами, проходящими в угольном пласте; нагнетание в одни скважины воздушного или парокислородного дутья; получение из других скважин газа. При подземной газификации угля основным параметром процесса является интенсивность процесса газификации.

При отсутствии данных об элементарном составе газифицируемого угля теоретический удельный объем сухого воздуха, т.е. без паров воды, подаваемого в блок сжигания для полного сгорания угля, определяется по формуле

, нм³ / кг,

где - низшая теплота сгорания рабочей массы угля, Дж/кг; - влажность рабочей массы угля, %; - опытный коэффициент, зависящий от марки угля; принимается в диапазоне значений = 1,08 1,11.

Определяем коэффициент избытка воздуха:

где х' – опытный коэффициент, определяемый в зависимости от типов угля в диапазоне значений 18,2-19,9; - содержание в сухом газе ПГУ по объему О₂, %; СО' – то же СО, %; - то же СН₄, %; - то же Н₂, %; - то же С₂Н₄, %; - то же Н₂S, %.

Коэффициент, учитывающий утечки газа в подземном газогенераторе:

,

где - утечка газа, %.

Реальный выход сухого газа ПГУ из газифицируемого угля:

кг.

Химический КПД процесса газификации

,

где - теплота сгорания газа газификации, Дж/м³,

Скорость выгазовывания угольного пласта

, т/ч,

где - абсолютный водоприток в зоны газификации, м³/ч; m – мощность угольного пласта, м.

Исходные данные для расчета интенсивности выгазовывания угольного пласта для следующих условий:

1) низшая теплота сгорания рабочей массы угля = 28000000 Дж/кг;

2) влажность рабочей массы угля =5%;

3) содержание горючих газов в продукте: - 0,20 %; СО' – 9,06 %; -14,45%; - 0,07%; - 2,72%; - 1,02%;

4) утечка газа =5 %;

5) теплота сгорания газа газификации =4190000 Дж/м³;

6) абсолютный водоприток в зоны газификации =3 м³/ч;

7) мощность пласта m = 1,0 м.