CC BY
37
© Н.А. Цхалая, Е.В. Крейнин,
Р.В. Паршичев, Б.П. Штанько, 2003
УАК 622.278
Н.А. Цхалая, Е.В. Крейнин, Р.В. Паршичев,
Б.П. Штанько
ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ПОАЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГАЕЙ
ААЯ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБАИКИ КОМИ
Добыча природного газа в Республике Коми, являющегося основой для развития энергетики, снизилась относительно максимальных значений более чем в 10 раз, что объясняется сокращением ресурсов газа с низкой себестоимостью добычи. Вместе с тем, ресурсы каменного угля в Печорском бассейне оцениваются в 225 млрд т. при преобладающей доли энергетических углей. Однако, спрос на уголь для энергетики невелик ввиду его высокой себестоимости, не технологичности и загрязнений окружающей среды. Существует в связи с этим необходимость решения социальноэкономических и экологических проблем городов Инты и Воркуты.
Россия обладает мировыми приоритетами по производству искусственного газа на месторождениях углей при подземной их газификации (ПГУ) по экологически чистым технологиям.
Сегодня настало время изменить отношение к ПГУ и рассматривать этот способ, как потенциально эффективный и технологически реализуемый для угольных месторождений и развития энергетики Республики, на базе городов Инты и Воркуты.
Пятидесятилетний Отечественный практический опыт ПГУ показал возможность за-Таблица 3
мены тяжелого и опасного труда шахтеров, сокращения трудозатрат и техногенного воздействия на природу при добыче и транспорте угля.
В табл. 1 показана структура нетрадиционных источников газа, значительную неиспользуемую долю которых представляет искусственный газ.
Ресурсы искусственного газа получаемого в результате газификации каустобиолитов Республики Коми представлены в виде табл.2
Для сравнения, ресурсы при-
родного газа в Тимано-Печерской провинции по оценке проф. Дьяконова А.И., составляет 3,5 трлн м3.
Работа по оценке ресурсов искусственного газа и использовании его в энергетики РК проводятся в Ухтинском Государственным Техническим Университетом, совместно с другими предприятиями республики, по заданию министерства природных ресурсов.
Проанализировано три конструкции подземного газогенератора, модули которых представлены на рис. 1. Две из них (а, б) представляют американские достижения, а третья (в) - российский модуль.
В модуле по американскому проекту «КРИП» (см. рис. 1, а) контролируемый перенос точки подвода дутья вдоль дутьевой скважины осуществляется с помощью весьма сложного прожига обсадной колонны подвижной пропановой горелкой. В другом модуле (см. рис. 1, б) зона подвода дутья фиксируется с помо-
Таблица 1
НЕТРААИиИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ ГАЗА
Природный газ
газы угольных пластов
водорастворенные газы
газогидраты
газы мерзлых пород
газы плотных формаций на
глубине свыше 4500 м
газы фундамента
Искусственный газ, газификация
4
Подземная
газификация
каустобиолитов
углей сланцев нефти, остаточных запасов
4
Наземная газификация каустобиолитов
сланцев
торфа
отходов древесины
бытовых отходов
Таблица 2
Каустобиолиты Уголь Сланцы Торф
Ресурсы, млрд.т 225 55 80
Ресурсы газификации на воздушном дутье, трлн.м3 225 44 64
Ресурсы энергетики, Гкал. 112*10 6 22*106 32*10 6
Индекс пласта Мощность пласта Площадь распространения пласта Истинная площадь принятая для подсчета Запасы по чистым угольным в тыс. т
Общая (геол.), м Полная полезная, м Средняя полезная для подсчета запасов
I 1,13-2,47 0,56-1,74 1,20 1711000 3422000 5995
IV 0,48-1,32 0,26-1,11 0,58 4305000 7503615 6397
VII 0,26-1,93 0,26-1,93 0,83 4945000 8619135 10516
IX 0,59-1,90 0,32-1,30 0,67 5170000 9011310 8875
Всего по месторождению: 317783
щью промежуточных вертикальных скважин.
В отечественном проекте предусмотрены более простые методы: либо периодическая установка в дутьевой скважине цементного моста и последующий прострел колонн, либо гидродинамическое перемещение очага горения вдоль дутьевой скважины и фиксация его до следующего переноса точки подвода дутья.
Главное же различие представленных вариантов моделей подземных газогенераторов заключается в том, что в американских вариантах (см. рис. 1, а, 1б) расположение модулей - параллельное, с расстоянием между ними до 20 м, в российском варианте (рис. 1, в) расстоянием между дутьевой скважиной и газоотводящей может достигать 100 м. Поэтому ожидаемая степень выгазо-вывания угольного пласта в отечественном варианте существенно выше, чем в американских вариантах, а с учетом больших расстояний между скважинами удельные затраты на бурение заметно ниже.
Таблица 4
В УГТУ запатентован способ газификации маломощных и многопластовых залежей угля с использованием многозабойных скважин. В отличие от известных решений фронтального горения предложенного по вертикали, по принципу «печки», снизу подача воздуха - выше горение. Принцип схематически поясняется рис. 2.
Для реализации проекта в качестве объекта подземной газификации выбраны забалансовые запасы Кожимского угольно месторождения. По информации «Интауголь» из 11 угольных пластов и пропластков, мощностью от 0,22 до 2,5 м наиболее выдержанными и перспективными для ПГУ можно считать 4 пласта - I, IV, VII и IX, данные по которым приведены в табл. 3
Учитывая, что по шахтам №1 и №2 за весь период их эксплуатации добыча составила 2096 тыс. т , запас угля пригодные для подземной газификации составляет 29687 тыс. тон (по категориям С1, С2 и забалансовым).
Рис. 1. Принципиальная схема модулей подземного газогенератора ( в плоскости пласта): а - американский модуль по технологии КРИП; б - американский модуль с промежуточными вертикальными скважинами для подвода дутья; в - российский модуль; 1 -вертикально - горизонтальные дутьевые скважины, 2 - вертикальные скважины 3 - сбоечная горизонтальная скважина, 4 - вертикально - горизонтальная скважина
До сих пор на государственном балансе числится ко категориям А+В+С1 - 22106 тыс. т и по категории С2 - 2450 тыс. т, забалансовых 51680 тыс. т.
По заданию Министерства природных ресурсов РК в УГТУ совместно с другими предприятиями проводятся поисковые работы по технико-экономической оценке создания энергетического комплекса: ПГУ - теплоэлектростанция (ТЭС). Разработаны на уровне мировой новизны основные технико-технологические решения по реализации ПГУ, в том числе, с использованием горизонтальных скважин с повышенной эксплуатационной надежностью. Газ подземной газификации на воздушном дутье имеет выход горючего газа 4000 м3/т с теплотворной способностью около 4,2 МДж/м3. Он является наиболее экономически выгодным и может быть использован при удаленности от потребителей менее 25 км. В качестве объекта исследований рассматривалось Кожимское угольное месторождение, расположенное в 45 км от г. Инты Оно не имеет промышленного значения из-за низкого качества длиннопламенных углей. Запасы его, пригодные для подземной газификации углей, равны 30 млн т., а с заба-лансововыми - 52 млн т. При КПД подземной газификации 4050 % ожидаемый ресурс газа составляет около 120 млрд м3.
В ОАО «Газпром» используются мобильные электростанции с газотурбинными двигателями работающих на газе, а качестве альтернативы возможно использование и искусственного газа.
Технико-экономические преимущества технологии представлено в табл. 4
Для создания предприятия ПГУ тепловой мощностью 116
Показатель Предприятие
ПГУ, вид дутья Шахта
воздух кислород
Теплота сгорания:
газ, МДж/м3 4,2 10,5
уголь, МДж/кг 16,0
Себестоимоть:
газ, руб./1000 м3 5,64 13,03
уголь руб./т 38,19
условное топливо, руб./т.у.т. 39,5 43,4 70,35
Численность работающих 377 368 751
Производительность труда, 31,5 30,5 13,1
т.у.т./чел. 51,3 51,8 164,0
Удельные капитальные затраты,
руб./т.у.т.
МВт (100 Гкал/час) с годовой производительностью газа 2450 млн. м3 потребуется инвестиций 507 млн руб. (начало 2002 г.). При КПД перевода тепловой энергии в электрическую равным 0,4, мощность ТЭС составит 46,4 МВт.
Выводы Теплоэнергетический и техникоэкономический анализ технологии подземной газификации угля на месте его залегания показали перспективность предприятий ПГУ.
Разработанная в России новая технология ПГУ
вает надежную и тойчивую цию промышленного предприятия. При этом получаемый
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ ---------------------------------
Цхадая Н.Д. - ректор Ухтинского ГТУ.
Крейнин Е.В. - ОАО "Промгаз".
Паршичев Р.В. - магистр, каф. «Бурение», Ухтинский ГТУ. Штанько Б.П. - научный сотрудник, Ухтинский ГТУ.
© Б.И. Конлырев, А.В. Анлреев,
А.А. Анлреев, 2003
УЛК 553.94./96
Б.И. Конлырев, А.В. Анлреев, А.А. Анлреев
ЭФФЕКТИВНОСТЬ КОМПЛЕКСНОЙ СКВАЖИННОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖЛЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОГО КИТАЯ И ЮГА ПРИМОРЬЯ
Дальневосточный регион испытывает постоянный и возрастающий дефицит твердого топлива для выработки электроэнергии и тепла. Отличительной особенностью структуры топливного баланса на Дальнем России
является то, что там доля угля в выработке электроэнергии составляет 71%, по сравнению с центральными районами России, где доля газа в 3 раза превышает объемы потребления угля для выработки электроэнергии. Такое соотношение вызвано несоответст-
зовый энергоноситель может быть различным по своей теплоте сгорания в зависимости от применяемого дутья.
Вполне реально комплексное газоэлектрическое предприятие «ПГУ - ТЭЦ». Оба составляющих компонента находятся в непосредственной близости, поэтому газификация угольного пласта может осуществляться на воздушном дутье (как на самом дешевом). По оценке американских и японских экспертов заменитель природного газа. полученный на основе ПГУ, может стоить 40-45 долл/ 1000 м3. В этом случае он может транспортироваться на дальние расстояния. Кожимское угольное месторождение по своей горно-геологической характеристике вполне пригодно для реализации ПГУ.
Необходимо рассмотреть вопрос о разработке ТЭО по производству электроэнергии на основе использования газа газификации углей.
вием внутренних и мировых цен на газ. В Китае из угля производится около 70% электроэнергии. Возрастает доля потребления угля для производства электроэнергии в США и других странах. Учитывая то, что эксплуатируемые угольные месторождения Дальнего Востока находятся в сложных климатических и горно-геологических условиях разработка нетрадиционных способов выемки угля является большой актуальной задачей для региона.
Одним из перспективных направлений создания принципиально новых горных технологий, являются скважинные методы разработки твердых полезных ископаемых [1].
