Шпаргалка по "Геодезии"

Билет №12

1. Физико-химические основы геотехнологических процессов

В основе геотехнологических способов лежат физические и химические процессы. Физические процессы сопровождаются изменением формы, внешнего вида и физических свойств  полезного ископаемого. Химические процессы сопровождаются изменением химического  состава и химических свойств  полезного ископаемого.

Каждый геотехнологический способ включает не один, а несколько различных  процессов, одни из которых являются основными, другие — вспомогательными, третьи — обеспечивающими.

К основным процессам относятся процессы, связанные с добычей полезных ископаемых. Например, процессы перевода полезного ископаемого в подвижное состояние, доставки рабочих агентов в добычное поле, выдачи продуктивных флюидов на поверхность.

К обеспечивающим процессам относятся процессы, дающие возможность выполнять добычные процессы. К ним относятся: процессы вскрытия и подготовки месторождения, приготовления рабочих агентов, переработки продуктивных флюидов, контроля и управления параметрами добычи, качества и др.

К вспомогательным процессам относятся: энергоснабжение, ремонт добычного оборудования, геолого-маркшейдерское обслуживание добычных работ и т.д.

2) Потери и разубоживание полезного ископаемого при геотехнологических методах добычи.

Степень извлечения полезного  компонента зависит от метода разработки месторождения. Как правило, применение методов, характеризующихся неполным извлечением, позволяет значительно  снизить затраты на добычу и повысить производительность, т. е. получить существенный экономический эффект. Технически возможно извлекать 100% балансовых запасов, однако практически с экономической  точки зрения это невыгодно. Уменьшение степени извлечения обычно допускается  только при высокопроизводительных методах добычи. Следовательно, при  выборе способа и системы разработки необходимо соизмерять размеры экономии и ущерба, связанные со структурой и величиной потерь полезного  ископаемого. 
При экономической оценке геотехнологических методов нельзя говорить о потерях и разубоживании полезного ископаемого и об их влиянии на технико-экономические показатели метода, так как добыча руды в ряде случаев вообще не производится. Разубоживание (в данном случае правильнее назвать его загрязнением) полезного ископаемого пустой породой при геотехнологических методах практически незначительно, причем извлеченный продукт можно очищать, а иногда и перерабатывать непосредственно у скважины. 
Как правило, геотехнологические методы характеризуются небольшой степенью извлечения, однако говорить о безвозвратных потерях в этом случае неверно, так как неизвлеченное полезное ископаемое остается на месте залегания, хотя при этом нарушается его распределение по площади и мощности залежи. После разработки месторождение становится беднее, но его последующая эксплуатация вполне реальна. Не исключена возможность и повторной разработки месторождения. Использовать «Единую инструкцию по учету потерь и разубоживания твердых полезных ископаемых при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений» для учета потерь при геотехнологических методах не представляется возможным. Необходима новая инструкция по оценке потерь. 
Эффективность разработки любого месторождения характеризуется коэффициентом извлечения полезного ископаемого, который представляет собой отношение его извлекаемого объема к общим запасам. 
В силу специфики геотехнологических методов при оценке их следует пользоваться текущим, конечным и максимальным коэффициентом извлечения, которые определяют соответственно добычу к текущему моменту, к моменту завершения эксплуатации (остановки работы скважины) и предельно возможный объем добычи. Степень извлечения во многом зависит от текстуры и структуры залежи, физико-химических свойств вмещающих пород, свойств рабочих агентов, системы расположения скважин, технологии извлечения и др..

Общие потери характеризуются  коэффициентом извлечения η, равным произведению технологического коэффициента извлечения ηт, определяющего потери полезного ископаемого в рабочей зоне действия скважин, и коэффициента извлечения ηр, определяющего потери, связанные с системой разработки месторождения, т. е.

 
Технологический коэффициент извлечения ηт определяется структурой и текстурой залежи и равен отношению количества извлеченного полезного ископаемого к его общим запасам в зоне действия скважин, так, например, при ПВС

 
где коэффициенты а и b в зависимости  от серосодержания (15—40% ) и температуры руд изменяются соответственно а=0,01—0,007, b=0,5—0,28. 
Коэффициент извлечения ηр зависит от сетки расположения скважин, размеров «мертвых» зон между ними, формы зоны (действия скважин) и потерь, связанных с утечками полезного ископаемого, и определяется отношением объема полезного ископаемого в зоне охвата к общему объему полезного ископаемого в зоне, запроектированной к отработке. 
Очевидно, что максимальное извлечение достигается при наибольших значениях коэффициентов ηт и ηр. Увеличить технологический коэффициент извлечения можно путем искусственного воздействия на залежь. Зона охвата пласта (действия скважин) является функцией многих переменных: расстояния между добычными скважинами, мощности пласта и объема зоны действия каждой скважины. Неоднородность залежи и различие плотности пластовых вод и рабочих агентов являются дополнительными факторами, обусловливающими потери в недрах. Исследования на моделях при различных схемах расположения сетки скважин позволили сделать вывод о практически неизбежных потерях в «мертвых» зонах. Очевидно, что для каждого месторождения и даже его участков должна быть своя оптимальная сетка расположения скважин, обеспечивающая наиболее эффективную разработку месторождения и учитывающая как извлечение полезного ископаемого, так и экономическую и технологическую стороны разработки. В настоящее время, когда еще нет достаточно большого опыта применения геотехнологических методов, трудно говорить о конкретных размерах потерь полезного ископаемого. Для каждого геотехнологического метода необходима инструкция по установлению нормы отбора полезного ископаемого из отдельных скважин и месторождения в целом, которая обеспечит наиболее рациональную эксплуатацию месторождений (максимальная добыча, минимальные затраты) и оптимальные технические нормы отбора полезного ископаемого из скважины. 
На основе лабораторных и теоретических исследований, а также промышленного эксперимента установлено, что после извлечения определенного процента запасов эксплуатационные затраты возрастают, а добыча падает, вследствие чего дальнейшая эксплуатация скважины становится экономически невыгодной (рис. 7.9).

 
Оценка вариантов разработки с  учетом потерь полезного ископаемого  проводится на основе учета ценности разрабатываемого месторождения.

3) Оборудование добычных скважин в геотехнологии.

Под оборудованием добычной скважины подразумевается спуск в нее  колонн эксплуатационных труб, специально изготовленных для ведения технологического процесса добычи. Не только каждый геотехнологический метод требует определенного  оборудования добычных скважин, но даже один и тот же метод в различных  условиях требует различного оборудования скважин. 
Ниже в качестве примера рассмотрено оборудование скважин для ряда геотехнологических методов. 
При ПВС добычные скважины оборудуются концентрически расположенными эксплуатационными трубами диаметром 6—8" для подачи воды, диаметром 3—4" для выдачи полезного ископаемого и трубками диаметром 1" для подачи сжатого воздуха при откачке полезного ископаемого. Серодобычная скважина оборудуется колонной водоподающих муфтовых труб. Как правило, колонна этих труб опускается до забоя скважины и опирается на него или подвешивается на оголовке скважины. 
Интервалы водной и серной перфорации труб проектируются для каждой скважины индивидуально. Во избежание значительных потерь серы в недрах серная перфорация поднимается над уровнем почвы залежи на 0,3—1 м и опускается в зумпф на величину перебура. На расстоянии 150—300 мм от верха серной перфорации жестко устанавливается внешняя часть пакера (рис. 5.1).

На расстоянии 300—1000 мм от пакера начинается водная перфорация, по которой в залежь нагнетается горячая вода. Длина водной перфорации не превышает 0,5—1,5 м и зависит от мощности залежи и приемистости скважины. Перфорация труб осуществляется круглыми отверстиями диаметром 18—20 мм, расположенными в шахматном порядке на расстоянии 80—100 мм друг от друга. После монтажа колонны водоподающих труб в скважину опускают колонну труб для выдачи серы. На расстоянии 300—500 мм от конца на колонну этих труб приваривают вторую (внутреннюю) часть пакера, которая отделяет колонну водоподающих труб. 
Рассолодобычная скважина во многом подобна серодобычной. Колонна водоподающих труб опускается до кровли предполагаемого гидровруба, а колонна рассолоподъемных труб — на 1,5 м ниже. Расстояние между башмаком и нижним концом колонны водоподающих труб равно высоте гидровруба. Колонна водоподающих труб свободно подвешивается к оголовку на устье скважины. На башмак этой колонны опирается колонна рассолоподъемных труб посредством отражательной муфты. Башмак предназначен для изменения вертикального направления движения воды (в трубах) в горизонтальное.

4) Как осуществляют переработку газов подземной подземной газификации угля на химическую продукцию?

В практике переработки газов на .химическую продукцию используются природный газ, отходы газов металлургических и нефтеперерабатывающих производств, коксовые газы. Основными видами химической продукции, получаемой из газов, являются аммиак и метанол. Основным сырьем для их производства в настоящее время служит природный газ. В последние годы в ряде стран начато производство аммиака, метанола, мочевины на основе газов, получаемых газификацией углей. Например, в Индии действуют предприятия с производительностью свыше 1 млн. т мочевины в год по данной технологии. 
Схема переработки газа ПГУ приведена на рис. 13.5. 

Одно из основных требований к газу как сырью для химического  производства — низкое содержание соединений серы. Как правило (исключая редкие случаи малосернистых газов), это связано с необходимостью предварительной сероочистки газов. В настоящее время для извлечения серы из природного газа применяют  физико-химические методы мокрой очистки  с использованием в качестве поглотителя  растворов этанол-аминов. Выделенный сероводород перерабатывают на серу по методу Клауса. 
Хотя сочетанием методов метаноламинового и Клауса получают в мире миллионы тонн серы, данная технология обессеривания газа имеет ряд существенных недостатков: попеременный нагрев и охлаждение поглотительного раствора, что сопряжено с большой энергоемкостью, многостадийностью процесса и загрязнением окружающей среды (до 1% содержания по объему Н2S). Данный метод целесообразен при очистке газов с высоким содержанием сероводорода и оказался неэкономичным при концентрации его в газе менее 1% по массе. 
Более эффективным методом очистки малосернистых газов является окислительный, состоящий из частичного окисления сероводорода до сернистого газа и восстановления из сероводорода серы сернистым газом. Данный метод позволяет получать элементарную серу, исключив одновременно процесс Клауса и доочистку отходящих газов. Основной задачей окислительного метода является подбор окислительного катализатора, который был бы инертен к попутно образующимся сульфатам. Главная трудность получения попутной серы из газов носит экономический характер. Из газов с высоким (2—5%), а также сверхвысоким (до 25%) содержанием сероводорода по объему производство серы представляет самостоятельный интерес как фактор комплексного использования сырья с соответствующей экономической эффективностью. При низком же содержании сероводорода (2% и менее) затраты (особенно капиталовложения) при существующих методах очистки не могут привести к заметной компенсации. Поэтому необходима разработка высокоэффективных и экономичных методов очистки с получением серы либо серной кислоты.

Экономичное решение проблемы сероочистки  газов не только с высоким, но и  с низким содержанием сероводорода обеспечит: повышение качества газа; снижение коррозионной способности  его при последующем использовании  в энергетике и технологической  переработке; комплексное использование  газа при получении серы в качестве товарного продукта; улучшение атмосферных  условий промышленных районов и в конечном итоге — расширение сырьевых источников энергетики и химической промышленности. 
После обессеривания газ подвергают различного рода обработкам в зависимости от последующего синтеза. 
Для синтеза аммиака производится каталитическое превращение окиси углерода с водородом (или водяным паром) в двуокись углерода и водород — конверсия СО, затем аммиачное вымывание окиси углерода. Остаточные загрязнения газа в виде метана, окиси углерода вымораживаются жидким азотом. В обработанный таким образом газ вводят азот для получения аммиака со стехиометрическим соотношением Н2:N2=3:1. 
Для синтеза метанола необходимо поддерживать определенное соотношение Н2:СО или Н2: (СО+СО2) в зависимости от типа катализатора. Основными стадиями этого синтеза являются: компрессия газа, синтез метанола, его перегонка (дистилляция). 
Метанол является не только сырьем для химического синтеза, но может быть использован как теплоноситель и горючее. Полупромышленные опыты доказали пригодность его в качестве добавки к обыкновенному горючему, а также в качестве самостоятельного горючего. При производстве водорода, используемого в восстановительных процессах и методах гидролиза, обессеренный газ подается на метанизацию с получением метана. Образующаяся вода конденсируется, а двуокись углерода отмывается. В будущем возможно, что водород найдет применение для гидрогенизации угля, в том числе и подземной. 
Бурые угли ряда месторождений (например, Биркинского месторождения Кораблинского угленосного района) практически необогатимы. Этот фактор, а также высокое содержание серы и невозможность удаления ее механическими или другими экономически оправданными способами, опасность подземной разработки высокосернистых углей, необходимость перехода на глубокие горизонты предопределили целесообразность разработки углей методом подземной газификации. 
Имеющийся опыт подземной газификации углей на Подмосковной и Шатской станциях «Подземгаз» включает использование газа как энергетического топлива и химического сырья для получения элементарной серы и гипосульфита. 
Наиболее высокие экономические показатели при производстве серы и высококачественного гипосульфита из газа ПГУ были достигнуты на Подмосковной станции «Подземгаз». 
Накопленный опыт ПГУ и наземной газификации углей свидетельствует о том, что уже сейчас существуют все условия для технической реализации технологии ПГУ с переработкой газа на серу, аммиак, метанол. Так, разработаны данные на строительство промышленных энергохимических производств на базе подземной газификации углей Рязанской области, выполнено техническое задание на разработку исходных данных для проектирования опытной установки подземной газификации высокосернистых углей Кораблинского района Подмосковного бассейна с технологической переработкой газа на серу и аммиак с использованием части газа для энергетических целей. Произведена предварительная оценка возможности получения аммиака из газа ПГУ, свидетельствующая о том, что приведенные затраты на производство аммиака могут быть сопоставимы с ныне существующими даже без учета прибыли от производства элементарной серы.