Добыча угля через подземную газификацию

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Геотехнология (подземная, открытая и строительная) -- наука, изучающая способы и процессы освоения недр, создающая теоретические основы и инженерные решения эффективной, экономически и экологически целесообразной разработки месторождений, строительства и эксплуатации горнодобывающих и других подземных сооружений, а также промышленных зданий в разнообразных инженерно-геологических условиях. Иногда под геотехнологией понимают скважинные методы добывания полезных ископаемых.

Данный курсовой проект рассчитан на умение анализировать месторождения полезных ископаемых по видам минерального сырья.

Освоение геотехнологии заключается в необходимости изучения различных способов добычи полезных ископаемых, а именно подземное растворение полезных ископаемых, которое является главным методом геотехнологии в данной курсовой работе.

В данной курсовой работе главным способом является добыча угля, через подземную газификацию.

Горную науку можно разделить на геологические, горно-технические, экономические и экологические дисциплины, связанные с технологией разведки, подготовки, разработки, первичной переработки полезных ископаемых на месте выемки. Технология разработки месторождений полезных ископаемых - это открытая, подземная комбинированная и скважинная технология добычи, причем последняя включает технологию добычи воды, нефти, газа и твердых полезных ископаемых. Процесс добычи твердых полезных ископаемых через скважины получило название «геотехнология», т.е. наука о физических, химических и физико-химических методах воздействия на продуктивную залежь для перевода полезных ископаемых в подвижное состояние и последующее извлечение его через скважины.

Совершенствование технологии открытой и подземной добычи не может обеспечить резкого повышения производительности труда и снижения себестоимости полезных ископаемых от достигнутого уровня. Поэтому, так актуально именно сейчас вести поиск новых путей добычи полезных ископаемых, позволяющих избежать перемещения масс пустых пород, исключить присутствие под землей человека, резко повысить производительность труда.

При традиционных процессах добычи не происходит изменения качественных, физических или химических свойств добываемого продукта, поскольку последний извлекается из недр земли в виде дробленой кусковатой массы и только при дальнейшей переработке (ДСФ, ОФ) продукт труда приобретает новые свойства, форму и качества. На современном этапе развития, когда добытое полезное ископаемое обходится очень дорого и малое количество полезного компонента, его последующая переработка требует затрат, несопоставимых с ценностью извлекаемых продуктов. Поэтому становится невыгодным извлекать из недр горную массу, а потребуется избирательное извлечение из недр только полезных компонентов, т.е. добыча должна соединиться в недрах земли с процессом первичной переработкой горной массы. Осуществление этого перехода должно сопровождаться новыми качественными изменениями в горной практике и рассмотрение процесса добычи полезных ископаемых по новым принципам.

Существенные отличия геотехнологических методов от метода открытой и подземной разработки обуславливают определенную специфичность способов сравнительной экономической оценки их. При открытой или подземной разработке получают горную массу, а при геотехнологических методах - готовый продукт. Естественно, сравнение различных технологий разработки продукта, включая добычу, обогащение также будет иметь свою специфику. Эффективность разработки оценивается по удельным капитальным вложениям, себестоимости и производительности труда. Кроме того при оценке вариантов следует учитывать рентабельность, срок окупаемости затрат, время строительства предприятия, коэффициент фондоотдачи, годовой экономический эффект и снижение потребности в дефицитном оборудовании и материалах. Необходимо также учитывать и социальные факторы - условия труда рабочих. С этой точки зрения геотехнологические методы перспективнее других, так как они не требуют присутствия людей в очистных выработках. Геотехнологии принадлежит будущее и она позволит оптимально реализовывать идею рационального использования недр.

шахтный уголь скважина газификация

1. Анализ горно-геологических условий месторождения по видам минерального сырья

1.1 Общие сведения

Участок открытой отработки территориально расположен в г. Караганда, на территории бывших шахт №№ 3, 3 бис. Поле бывших шахт №№ 3, 3 бис находится в восточном крыле Промышленного участка Карагандинского угольного бассейна. Шахтой разрабатывались мощные и выдержанные пласты карагандинской свиты: пласт К₁₂ средней мощностью 7,55-7,61 м и пласт К₁₀ - средней рабочей мощностью 1,96 м. Настоящей корректировкой утвержденного проекта рассматривается отработка запасов углей открытым способом на локальном участке поля бывшей шахты №№ 3, 3 бис в районе выхода пласта К₁₂ под наносы, в сопряжении с бывшим разрезом «Экологический». Поверхность участка ровная, с изменяющимися отметками в пределах 555,0 м - 565,0 м.

Климат района резко континентальный со среднегодовой температурой +2,4 и колебаниями от +40С летом (июль) до -45С зимой (январь). Среднегодовое количество осадков, выпадающих в районе, составляет около 310 мм. Внутригодовое распределение осадков неравномерно: 45% их приходится на весну, 18% - на осень, 20% - на зиму и 17% - на лето. Для региона характерны частые ветры, в летнее время - юго-западного направления, в зимнее - северо-восточного. Осадки связаны, как правило, с юго-западными ветрами. Среднегодовая скорость ветра составляет 5,1 м/с, максимальная - достигает 30 м/с. Сильные ветры и большая сухость воздуха вызывают большое испарение - до 900 мм в год, превышающее в три раза количество выпадающих осадков.

Земли участка для сельскохозяйственного использования не пригодны. Продолжительность летнего периода равна трем, зимнего - пяти и весенне-осеннего - четырем месяцам. Продолжительность теплого периода составит 7 месяцев (200-220 дней), продолжительность безморозного периода - 156 дней.

1.2 Геологическая характеристика шахтного поля

В геологическом строении поля участка участвуют породы карбонового, юрского, неогенового и четвертичного возрастов. Карбоновые отложения представлены карагандинской и низами надкарагандинской свит. Рассматриваемый угольный пласт (К₁₂) относится к карагандинской свите, нижняя граница которой проводится по почве угольного пласта К₁, верхней границей карагандинской свиты является кровля угольного пласта К₂₀. В указанных границах мощность свиты на участке в среднем составляют 695-770 м, увеличиваясь в направлении с востока на запад. По рациональным особенностям в свите выделено три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя.

Ниже в стратиграфической последовательности приводится краткое описание подсвит. Нижняя подсвита, охватывающая интервал от почвы пласта К₁ до кровли пласта К₅³, имеет коэффициент угленосности 11,8 и характеризуется осадками прибрежно-морского мелководья и лагун. Незначительно развиты фации пляжей и отмелей. Подчиненное значение имеют континентальные осадки, сложенные темно-серыми аргиллитами, алевролитами и пластами угля. В подсвите заключено пять угольных пластов (К₁, К₂, К₃, К₄, К₅³) и четыре пропластка (К₇¹, К₅, К₅¹, К₅²). Пласты имеют значительную мощность (2,0-5,5 м). К нижней подсвите приурочено два фаунистических горизонта К₁ и К₂ в составе которых, наряду с прибрежно-морской фауной появляются представители пресноводной фауны, указывающие на временное опреснение водоемов.

Средняя подсвита охватывает интервал от кровли пласта К₅³ до почвы пласта К_15. Мощность 390-420 м, коэффициент угленосности 6,5. Подсвита характеризуется развитием континентальных фаций, среди которых преобладают аллювиальные, представленные серыми, реже зеленовато-серыми мелко- и крупнозернистыми песчаниками. Средняя подсвита содержит 5 угольных пластов (К₇, К₁₀, К₁₁, К₁₂, К₁₃, К₁₄) и ряд пластов-спутников. Верхняя подсвита мощностью 155-180 м выделена в интервале от почвы пласта К₁₅ до кровли пласта К₂₀. Последний служит верхней границей карагандинской свиты. Среди пород преобладают алевролиты и аргиллиты с подчиненным значением песчаников.

В целом для подсвиты характерно затухание углеобразования. Угольные пласты и прослои углистых пород относятся к болотной фации. Из десяти угольных пластов и пропластков, содержащихся в подсвите, только один К₁₈ имеет рабочую мощность и пласт К₁₆ - забалансовую. Остальные пласты относятся к нерабочим. В подсвите установлен фаунистический горизонт К₄, который приурочен к толще пород между пластами К₁₉-К₁₉³-К₂₀. Надкарагандинская свита характеризуется переслаиванием песчано-глинистых пород и содержит в разрезе несколько тонких прослоев угля. Для этой свиты характерен общий зеленоватый оттенок, а в аргиллитах и алевролитах - мелкая зеленоватая интенсивность. По всему разрезу свиты часто встречаются сидеритовые включения, прослои мергелей и окремненных пород. В разрезе свиты преобладают тонкоотмученные породы, относящиеся к фации сухих равнин, перемещающиеся с озерными и речными фациями. Осадки болотных фаций представлены маломощными пропластками угля. Надкарагандинская свита генетически связана с карагандинской, но отличается низкой угленаносностью.

Вскрытая на участке мощность свиты равна 210 м. На размытой поверхности карагандинской и надкарагандинской свит с резким угловым несогласием залегают отложения юры. Неогеновые отложения павлодарской свиты залегают на площади повсеместно и представлены красно-бурыми вязкими глинами, участками содержащими гнезда гипса и кварцевую гальку. Мощность глин достигает 60 м. Четвертичные отложения сплошным чехлом покрывают участок и представлены почвенно-растительным слоем, суглинками, супесями, песками. Общая мощность их колеблется от нескольких десятков сантиметров до 8-10 м.

Предполагается, что на небольшом участке проектируемых работ проявления крупной тектонической нарушенности не должно быть. Однако, по опыту работы аналогичных участков, в период эксплуатационных работ вскрывается большое количество мелких, имеющих весьма ограниченное распространение, разрывных нарушений. Поэтому, в процессе эксплуатации необходимо прогнозировать мелкие разрывные нарушения и уточнять их параметры и пространственное местоположение эксплуатационно-разведочными работами. Мелко-амплитудные разрывные нарушения особенно характерны для выходов угольных пластов, где эти нарушения не были выявлены в процессе геологоразведочных работ с помощью скважин колонкового бурения.

Нарушения подобного характера по морфологии и ориентации чрезвычайно разнообразны, а амплитуда их колеблется от сантиметров до 3-5 м. Угленосность карагандинской свиты на участке достаточно полно изучена по керну разведочных скважин и горным выработкам бывших шахт №№3, 3 бис. Мощность угленосной свиты на рассматриваемом участке составляет около 500 м. В ней содержится 14 угольных пластов и до 15 угольных пропластков. Коэффициент угленосности свиты составляет 8,4.

Из 14 угольных пластов 7 обладают большой мощностью, 7 относятся к категории тонких и средней мощности. В интервале пластов К₂₀-К₇ на оцениваемом участке карагандинской свиты содержатся 14 угольных пластов и пропластков, из них рабочую мощность имеют угольные пласты К₁₂, К₁₁, К₁₀, К₇, К₆, К₅³, К₄, К_3-2, К₁. Пласт К₁₀ относится к группе выдержанных; К₁₁, К₇, К₆, К₄ - к относительно выдержанным, а пласты К₁₂, К₅³, К_2-3, К₁, которые имеют изменчивые мощность и строение, относятся к невыдержанным.

Остальные пласты и пропластки не имеют промышленного значения. Они весьма изменчивые по мощности и строению, используются для стратиграфической корреляции разрезов. Из всех рабочих пластов только два (К₁₂, К₁₀) относятся к мощным; один - к средней мощности, а четыре (К₁₁, К₆, К₅³, К₄, К_3-2, К₁) к тонким. Все угольные пласты имеют сложное строение. Так, в сложении пластов К₁₂, К₁₀ участвуют до 17 пачек угля. Другие пласты представлены 2-4 угольными пачками. На поле перспективного участка объектом эксплуатации является пласт К₁₂, частично отработанный подземными горными работами в середине прошлого века.

Пласт К₁₂ имеет самую большую (8-11 м) в бассейне мощность. Подлежащий открытой отработке пласт К₁₂ обладает значительной мощностью и сложным строением. Засорение внутрипластовыми породными прослоями рабочей части пласта достигает 10-11%. В строении пласта довольно часто выделяются два слоя, различных по качеству. Верхний слой (К₁₂^В.С.) характеризуется большей засоренностью внутрипластовыми породными прослоями и зольностью, чем нижний. Между верхним и нижним слоями имеется породный прослой (0,7-1,0 м). Нижний слой пласта К₁₂ (К₁₂^Н.С.) малозольный и представлен шестью-восьмью угольными пачками. Его засоренность составляет около 3%.

Общая мощность пласта К₁₂ составляет около 8,5 м. Зольность угля на участке, выделенном под открытые работы, составляет по пласту К₁₂ - 26,0%. Влажность рабочего топлива составляет 4,3%. В структурном отношении рассматриваемый участок приурочен к северо-восточной части карагандинской синклинали. Залегание угольного пласта К₁₂ в границах участка - наклонное до 15. Угольный пласт К₁₂ является основным рабочим пластом карагандинской свиты. По строению и изменчивости пласт относятся к выдержанным.

Таблица 2.1 Характеристика угольного пласта К₁₂ по полю бывших шахт № 3, № 3 бис

Наименование	Показатели
1. Строение пласта	сложное
2. Выдержанность мощности пласта	выдержанный
3. Угол падения, градус	до 15
4. Мощность пласта полная, м	8,5
5. Мощность пласта полезная, м	7,28
6. Мощность вынимаемая, м	4,00*
7. Мощность породных прослоев при полной мощности пласта, м	0,11
8. Объемная масса по угольным пачкам, т/м3	1,46
9. Объемная масса с учетом засорения, т/м3	1,47

Представленная в табл.2.1 характеристика угольного пласта К₁₂ требует дальнейшего уточнения, которое может быть реализовано в процессе эксплуатации участка, а также анализа мощности, площадного распространения и характера обрушения угля и засорения его боковыми породами. Непосредственная кровля и почва угольного пласта К₁₂ представлены слабыми аргиллитами, склонными к пучению при увлажнении почвы и к выволам пород кровли. Прочность пород на сжатие не превышает 100-200 кг/см². Основная кровля сложена переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. пласт К₁₂ склонен к самовозгоранию, пожароопасен. Угольная пыль взрывчатая.

1.3 Горно-геологические и инженерно-геологические условия

горно-геологические условия залегания пласта К₁₂ на выбранном участке позволяют вести его отработку открытым способом. Добыча угля открытым способом предполагается до глубины 62 м (отм. +498,0 м). До этой глубины имеется достаточно информации о физико-механических свойствах горных пород. Часть площади намечаемого участка в результате проведенной рекультивации отсыпана техногенными породами, мощностью до 2,0 м. Четверичные отложения покрывают тонким слоем всю площадь шахтного поля и представлены суглинками, супесями и тонкозернистыми глинистыми песками, общей мощностью от 1,0 м до 6,0 м. Углевмещающие породы продуктивной толщи представлены алевролитами и аргиллитами.

Аргиллиты пояснослоистые, состоящие преимущественно из микрочешуйчатых глинистых материалов. Прочность аргиллитов возрастает с увеличением содержания обломочных материалов и карбонатов. Наиболее слабыми являются аргиллиты из непосредственной почвы и кровли пластов по причине присутствия в них углистых материалов в виде тонких прослойков и наличия густой сети трещин экзо-эндокливажа. Алевролиты характеризуются однообразным минеральным составом в виде обломочного материала, существенно не влияющего на прочность породы. Содержание углистого детрита в алевролитах невысокое и на прочность также не оказывает существенного влияния. Большое значение имеет состав и тип цементирующего материала.

Показатели инженерно-геологических свойств пород приведены в табл.2.2.

Таблица 2.2 Инженерно-геологические свойства пород

Наименование	Прочность, кг/см2	Кажущаяся плотность, г/см3	Естественная влажность, %	Пористость, %	Размокаемость
	сжатие	растяжение
Неогеновые глины	-	-	2,7	6	19-35	-
Алевролиты	220	15,7	2,6	4-10	10-16	средняя
Аргиллиты	100	10	2,5	611	10-18,5	легкая
Песчаники	до 450	32	2,7	3,0-5,5	9-12,6	трудная

1.4 Гидрогеологическая характеристика

Гидрогеологические условия участка весьма простые и благоприятные. Водовмещающими породами угленосной свиты являются песчаники и угольные пласты. Аргиллиты - практически водонепроницаемые. Подземные воды обычно развиты в верхней (до 60-80 м) зоне трещиноватости и расслоенности пород карагандинской свиты, представленных чередованием алевролитов и аргиллитов. Породы в целом характеризуются низкой водоносностью, коэффициент фильтрации 0,001-0,008 м/сут., для песчаников и угольных пластов 0,01-0,02 м/сут. В настоящее время горизонт практически обработан в результате многолетнего шахтного водоотлива.

Максимально возможный приток, по аналогии с разрезом «Эколог», может составить 5-6 м³/час. Подземные воды сульфатно-хлоридные, натриевые. Минерализация 3,7-5,8 г/дм³. Общая жесткость - 18,4-22,3 мг-экв/дм³. Подземные воды обладают сульфатной агрессивностью по отношению к железобетонным конструкциям. Кайнозойские отложения из-за малой мощности и глинистого состава могут аккумулировать лишь незначительные объемы подземных вод.

Ведение открытых горных работ по гидрогеологическим условиям может осложняться в период возможных ливневых дождей, а также во время паводкового периода за счет зимне-весенних осадков, однако, наличие погашенных подземных горных выработок позволяет предполагать, что вода сдренирует в выработанное пространство на нижележащий горизонт. Учитывая вышеизложенное, на участке открытой отработки не предусматривается проведение работ по водоотливу.

1.5 Геологические запасы угля участка открытой отработки

В связи с тем, что запасы угля на поле бывших шахт № 3, № 3 бис отработаны, а сами шахты ликвидированы, по имеющейся горно-геологической документации была произведена оценка запасов угля участка и определена целесообразность их вовлечения в разработку открытым способом. Объем запасов угля пласта К₁₂ на участке открытой отработки на 01.01.2012 г. составляет 1501,4 тыс.т геологического рядового угля. Подсчет запасов рядового геологического угля по расчетным периодам отработки выполнен методом вертикальных сечений. Табл. 2.3.

Таблица 2.3 Подсчет запасов геологического рядового угля по состоянию на 01.01.2012 г.

Разведочная линия	Площадь, м2	Зона влияния, м	Объем, м3	Запасы угля, т (y=1,47 т/м3)
XI-XI	335	177	59295	87164
X-X	424	210	89040	130889
IX-IX	189	320	60480	88906
VIII-VIII	497	390	193830	284930
VII-VII	636	252	160272	235600
VI-VI	813	165	134145	197193
V-V	842	250	210500	309435
IV-IV	569	200	113800	167286
Всего			1021362	1501402

Подсчет объемов внешней вскрыши выполнен методом вертикальных сечений и приведен в табл.2.4

Таблица 2.4 Подсчет объемов внешней вскрыши по состоянию на 01.01.2012 г.

Разведочная линия	Площадь, м2	Зона влияния, м	Объем, м3
	окисленный уголь	породы вскрыши		всего	окисленный уголь	породы вскрыши
XI-XI		5488	177	971376		971376
X-X		6300	210	1323000		1323000
IX-IX
VIII-VIII	364	9158	390	3713580	141960	3571620
VII-VII	291	8425	252	2196432	73332	2123100
VI-VI	140	9405	165	1574925	23100	1551825
V-V	300	9472	250	2443000	75000	2368000
IV-IV		2198	200	439600		439600
Всего				12661913	313392	12348521

2. Основы применения методов геотехнологии и применяемые способы

Подземное растворение полезных ископаемых

Подземное растворение - способ добычи полезных ископаемых через скважины путем перевода в водный раствор одного или нескольких компонентов в недрах. В настоящее время подземному растворению подвергают каменную и калийную соли, а также бишофит и боросолевые руды. Сущность способа подземного растворения заключается в следующем. Толщу пород пересекают скважиной, которую обсаживают колонной труб. По водоподающей колонне в скважину поступает пресная вода, которая растворяет соль. Под давлением растворяющей жидкости образовавшийся рассол поднимают на поверхность по рассолоподъемной колонне труб. Горнодобывающие предприятия, осуществляющие добычу соли способом подземного растворения, называются рассолопромыслами.

В состав рассолопромысла входит комплекс наземных и подземных производственных объектов, обеспечивающих непрерывную добычу и подачу рассола потребителю. Отработка залежи ведется камерами через добычные скважины. Подача воды в камеры и откачка рассола осуществляется насосной станцией с контрольно-распределительным пунктом. Подача электроэнергии потребителям осуществляется линией электропередачи через трансформаторную подстанцию. На поверхности рассолопромысла располагаются завод-потребитель, административное здание, хранилище слабых рассолов, резервуар воды и рассола, насосная станция нерастворителя, резервуары нерастворителя.

Нерастворитель - газовая или жидкая среда, размещаемая в верхней части выработки и предназначенная для управления форммобразованием выработки путем предохранения части ее поверхности от растворения. В качестве жидкого нерастворителя обычно используется дизельное топливо, газообразного - воздух, природный газ, азот. Основными технологическими сооружениями рассолопромысла являются добычные скважины подземного растворения. Конструкция скважины определяется исходя из особенностей геологического строения залежи, гидрогеологических условий, физико-механических характеристик пород и других условий.

Скважины подземного растворения оборудуются направляющим устройством, кондуктором, промежуточными обсадными, эксплуатационными и технологическими свободновисящими колоннами. Диаметр эксплуатационной колонны составляет до 325 мм, а диаметр технологической водоподающей - до 219 мм, рассолоподъемной - до 146мм. На устье скважины монтируется специальный оголовок, обеспечивающий герметизацию устья, герметичное разобщение технологических колонн и возможность их подъема и спуска.

Схемы вскрытия при подземном растворении могут быть вертикальными, наклонными и наклонно-горизонтальными скважинами. Рассол обычно поднимают по вертикальной скважине. При использовании наклонных скважин извлечение может превышать 50 %. Методы подземного растворения. Методы ПРС подразделяются на неуправляемые и управляемые. К первым относятся методы прямотока и противотока (рис. 1, а, б). Растворение соли ведется по всей вскрытой мощности соляной залежи, а скважины оборудуют одной рабочей колонной труб.

При прямотоке воду подают к забою скважины, а рассол выдается между обсадной и водоподающей колоннами. При противотоке направление движения жидкостей - противоположное. Недостатки этих методов: растворяются стенки скважин, а, следовательно, камера приобретает форму опрокинутого конуса. Эксплуатация скважин прекращается при угле наклона стенки камеры 35-40°, что резко сокращает срок службы скважин и увеличивает потери соли. Кроме того, из-за больших площадей обнажения надсолевых пород часто происходят обрушения кровли, которые вызывают аварии скважин и выход их из строя.

Ко вторым относятся методы гидровруба и послойного растворения.



Рис. 1 Технологические схемы добычи рассола: а -- прямоток; б -- противоток; в -- гидровруб; г -- управляемое послойное растворение; д -- заглубленная водоподача; е -- сплошная система разработки: 1, 2, 3 ... -- ступени отработки

Гидровруб - это специальная выработка, имеющая форму горизонтального кольцевого вруба вокруг забоя скважины. Сущность технологии основана на работе двух соосно расположенных колонн, по промежуткам между которыми движется нерастворитель, вода и рассол (рис. 1, в). Обычно высота гидровруба 2-5 м. Подача воды в камеру, а также выдача рассола происходят непрерывно. Нерастворитель удерживается в верхней части камеры и предохраняет ее кровлю от растворения, т.е. камера развивается только в горизонтальном направлении. После образования гидровруба заданных размеров нерастворитель поднимается, вода получает доступ к кровле камеры и начинается процесс интенсивного растворения, направленный снизу вверх. Метод позволяет извлекать до 15% соли.

Недостатки метода - значительная продолжительность подготовительного периода (до 500 сут) и неуправляемость процесса в эксплуатационный период. При методе послойной выемки (рис. 1, г) после размыва гидровруба отработка камер снизу вверх ведется отдельными горизонтальными слоями (ступенями) высотой 5-15 м при изоляции потолка каждого слоя нерастворителем, уровень которого контролируется. Это дозволяет извлекать из каждого слоя заданное количество соли и управлять формообразованием камеры. Для перехода на выемку нового слой осуществляется подъем нерастворителя на уровень потолочины нового слоя.

Опыт промышленного применения метода послойной выемки показал следующие преимущества этого способа перед другими способами: наибольшее извлечение, заранее заданная форма, высокая производительность скважины, эффективная отработка с высоким (до 30 %) содержанием нерастворимых примесей. В зависимости от порядка отработки соляных месторождений и способа управления горным давлением различают системы камерного, батарейного и сплошного растворения. При системе камерного растворения отработка залежи ведется камерами через индивидуальные или взаимодействующие скважины, между которыми оставляются целики, исключающие возможные деформации поверхности.

При камерной разработке залежи индивидуальными скважинами возможны три варианта размещения камер, приведенные на рис. 2. При разработке пластов простого строения используется система с размещением камер в пределах всей разрабатываемой толщи полезного ископаемого (рис. 2, а). При разработке пластов сложного строения или сближенных пластов используется камерно-этажная система с соосным размещением камер в пределах мощности каждой пачки или кондиционного пласта (рис. 2, б).

При разработке мощных соляных залежей, куполов и месторождений сложной формы залегания используются камерно-этажная система с несоосным размещением камер по мощности залежи (рис. 2, в).

Добыча рассолов может осуществляться сдвоенными (взаимодействующими) скважинами, которые позволяют увеличить рабочее сечение ствола каждой скважины за счет ликвидации одной колонны труб. Сплошная система разработки предусматривает работу серии взаимодействующих скважин, а также обрушение кровли.

Рис. 2. Варианты размещения камер при подземном растворении солей: а) размещением в пределах всей разрабатываемой толщи; б) с соосным размещением в пределах каждой пачки залежи; в) с несоосным размещением по мощности залежи

Камеры подземного растворения отличаются высокой устойчивостью, поэтому их используют для подземного хранения нефтепродуктов и сжиженных газов, а также захоронения токсичных отходов производства.

Подземная выплавка полезных ископаемых

Основным объектом промышленного освоения способа подземной выплавки полезных ископаемых являются месторождения самородной серы.

Процесс добычи основан на теплообмене между теплоносителем (горячая вода), подаваемым через скважины с поверхности, и рудным массивом. При этом используется свойство серы плавиться при температуре 112,8 - 119⁰C.

Принципиальная схема добычной скважины при способе ПВС представлена на рис. 3.

Рис. 3

Скважина пробуривается до залежи, после чего спускается обсадная колонна 1. Для обеспечения герметичности скважины осуществляется затрубная цементация 2. После этого скважина пробуривается на всю мощность залежи. В пробуренную скважину опускают три концентрически расположенные колонны труб: водоподающую 5, серную 4, воздушную 3.

Диаметры колонн труб равны соответственно 6", 3", 1". Устье скважины оборудуют оголовком, обеспечивающим подачу горячей воды в зазоре между шести- и трехдюймовыми трубами. В нижней части водоподающей колонны имеется перфорация, которая с помощью разделительного пакера 6 делится на верхнюю - водяную 7 и нижнюю - серную 8. Горячая вода поступает через верхнюю перфорацию в сероносную залежь, разогревает ее и расплавляет серу. Расплавленная сера, как более тяжелая, чем вода, стекает к скважине и скапливается в нижней части скважины, проникая через нижнюю перфорацию в серную колонну.

Высота подъема расплавленной серы по скважине определяется гидростатическим давлением у почвы залежи. Воздушная колонна опущена ниже верхнего уровня серы в серной колонне. Подачей по однодюймовой трубе сжатого воздуха расплавленная сера эмульгируется и выдается на поверхность в промежутке между трех- и однодюймовой трубами. Так как степень прогрева отдельных колонн различная, для компенсации температурных колебаний в устье скважины между отдельными трубопроводами установлены сальниковые компенсаторы 9. Расплавленная сера, выходящая из скважины, направляется через отстойные резервуары (сепараторы) в фильтры для очистки и далее на склад готовой продукции. Для предотвращения остывания серы все трубопроводы и бассейны постоянно обогреваются.

Подземная газификация горючих полезных ископаемых

Подземная газификация углей (ПГУ) - способ разработки угольных месторождений, основанный на физико-химических превращениях полезного ископаемого в горючие газы с помощью свободного или связанного кислорода в недрах на месте залегания.

Идея подземной газификации угля принадлежит Д.И Менделееву и сформулирована им в 1888 г.

Современный вид метода ПГУ, приведен на рис. 4.

Рис. 4. Принципиальная схема подземной газификации крутых угольных пластов бесшахтным методом

При разработке крутых пластов поточным методом (рис. 4.) бурятся три вида скважин. Вертикальные дутьевые скважины 1 располагаются в ряд, ограничивая подземный газогенератор по падению пласта (в качестве дутья-окислителя используется воздух; воздух, обогащенный кислородом; технический кислород). Наклонные газоотводящие скважины 2 бурятся по падению пласта по середине мощности, а крайние из них ограничивают отрабатываемый участок по простиранию. Наклонные дутьевые скважины 3 бурятся в почве пласта до нижней границы отрабатываемого участка. Наклонные дутьевые скважины располагаются между наклонными газоотводящими. Дутье в подземный газогенератор подается по вертикальным и наклонным дутьевым скважинам, а газы подземной газификации отводятся по наклонным газоотводящим скважинам.

Теплота сгорания и состав получаемого газа зависят от вида дутья, качества угля, а также от геологических условий залегания угольного пласта. Минимальная мощность пластов, ниже которой тепловые потери возрастают на столько, что подземная газификации становится нерентабельной, - 1,5-2,0 м. По химическому составу получаемый при подземной газификации газ пригоден для синтеза аммиака и углеводородов.

Основными достоинствами подземной газификации угля являются: относительно небольшой объем подземных работ; отсутствие необходимости дополнительной подготовки топлива у потребителя; сохранность плодородного слоя почвы в пределах горного отвода, т.к. отсутствуют породные отвалы и др.; чистота воздушного бассейна; более низкая, при прочих равных условиях, по сравнению с традиционными способами добычи стоимость топлива.

Основными недостатками подземной газификации является: относительно невысокая теплота сжигания газа; трудность контроля распространения фронта газификации.

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:

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

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.

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%.

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

Сбор газов сжигания.

Обеспыливание и осушку газов сжигания.

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

Получение серной кислоты в олеумном абсорбере.

Нейтрализация и утилизация кислых стоков и шламов.

Рис. 5. 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.

Рис. 6

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 техусловиях, 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;

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.

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=9350000тг

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.



Рис. 8

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.

Расчет технико-экономических показателей геотехнологии.

Таблица 5.1 Исходные данные

М, тыс.т	С0, тг/т	К, млн.тг	С, тг/т	Ф0, млн. тг	З, млн. т	С1, тг/т
500	2000	60	1700	20	150	1650

Существенные отличия геотехнологии от открытой и подземной разработки обуславливают определенную специфичность способов сравнительной оценки методов. Основное отличие в том, что при геотехнологии получают готовый продукт, а при открытой и подземной разработке - горную массу.

При сравнении необходимо учитывать затраты на весь передел руды до конечного продукта.

Эффективность разработки основывается на трех основных показателях:

- удельные капиталовложения;

- себестоимость;

- производительность труда.

Кроме этих основных показателей необходимо также учитывать: рентабельность, срок окупаемости затрат, время строительства предприятия, коэффициент фондоотдачи, годовой экономический эффект, снижение потребности и дефицита в оборудовании и материалах.

Недостатки традиционных методов по сравнению с геотехнологией:

- не обеспечивают высоких технико-экономических показателей;

- неудовлетворительная динамика фондоотдачи из-за высокого удельного веса пассивных фондов (горных выработок);

- высокая фондоемкость и капиталоемкость;

- в течение всего периода эксплуатации приходится регулярно подготавливать все новые и новые участки для добычи, привлекая большие средства.

Коэффициент фондоотдачи определяется по формуле

,

где М - годовой объем конечной продукции, т; С₀ - оптовая цена конечной продукции, тг/т; К - капитальные затраты, тг

Показатель рентабельности определяется из выражения

где С - себестоимость готовой продукции, тг/т; Ф₀ - среднегодовая стоимость основных производственных фондов, тг; Ф_об - среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств, тг

Срок окупаемости капиталовложений является величиной, обратной показателю рентабельности:

, лет

Приведенная себестоимости готовой продукции

, тг/т,

где -нормативный отраслевой коэффициент экономической эффективности, =0,15.

Ценность месторождения определяется из выражения

Ц=(С₀ - С_п) З=(2000-1718)*150000000=42,3*10⁹, тг

где З - промышленные запасы полезного ископаемого;

Допустимая себестоимость полезного ископаемого определяется по формуле:

, тг/т.

Экономическая эффективность геотехнологического метода рассчитывается по соотношению

, тг/т,

где С₁ - себестоимость готовой продукции при традиционных методах разработки месторождений полезных ископаемых, тг/т; К₁ - капитальные затраты при традиционных методах, тг; М₁ - годовой объем конечной продукции на предприятии при традиционной технологии, т.

Заключение

Применение геотехнологии на данном месторождение является не рентабельно, знак «-» в экономической эффективности геотехнологического метода показывает ,что в данных условиях геотехнология не эффективна и уступает открытой разработке.

По результатам курсового проекта сделаны следующие выводы:

1. Эколого-экономическую оценку эффективности предприятий ПГУ следует осуществлять по совокупности экономических, экологических, технологических и технических показателей на основе разработанной классификации, учитывающей функциональное назначение каждого из технологических и горно-геологических вариантов предприятий ПГУ.

2. Выбор рациональных вариантов технологических решений ПГУ и его эколого-экономическая оценка должны осуществляться на базе разработанной экономико-математической модели, целевой функцией которой является максимизация эффекта (прибыли) предприятия с учетом платежей за загрязнение природной среды.

3. Проведенные с помощью экономико-математической модели расчеты технико-экономических показателей предприятия ПГУ применительно к традиционной и новой технологии ПГУ позволяют выявить факторы, определяющие основные направления совершенствования технологии ПГУ.

4. Многовариантные расчеты экономической эффективности предприятий ПГУ показали, что наименьшие эксплуатационные и капитальные затраты характерны для предприятий на воздушном дутье. Для предприятии ПГУ на кислородном дутье капитальные затраты возрастают в 2 раза, однако удельные эксплуатационные затраты и экономический эффект остаются аналогичными предприятию ПГУ на воздушном дутье.

Размещено на Allbest.ru