RU2293845C2 - Method for controlling composition of gas of underground coal gasification - Google Patents
Method for controlling composition of gas of underground coal gasification Download PDFInfo
- Publication number
- RU2293845C2 RU2293845C2 RU2005109007/03A RU2005109007A RU2293845C2 RU 2293845 C2 RU2293845 C2 RU 2293845C2 RU 2005109007/03 A RU2005109007/03 A RU 2005109007/03A RU 2005109007 A RU2005109007 A RU 2005109007A RU 2293845 C2 RU2293845 C2 RU 2293845C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- mixture
- combustible
- combustible mixture
- carbon dioxide
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000002309 gasification Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 50
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- DOTMOQHOJINYBL-UHFFFAOYSA-N molecular nitrogen;molecular oxygen Chemical compound N#N.O=O DOTMOQHOJINYBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000001727 in vivo Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
- C10J3/72—Other features
- C10J3/723—Controlling or regulating the gasification process
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
- C10J2300/0953—Gasifying agents
- C10J2300/0956—Air or oxygen enriched air
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
- C10J2300/0953—Gasifying agents
- C10J2300/0959—Oxygen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
- C10J2300/0953—Gasifying agents
- C10J2300/0969—Carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
- C10J2300/0953—Gasifying agents
- C10J2300/0973—Water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
- C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
- C10J2300/1618—Modification of synthesis gas composition, e.g. to meet some criteria
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Solid-Fuel Combustion (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к подземной газификации угольных пластов путем превращения угольной массы на месте ее залегания в горючий газ и использования последнего в различных энергетических установках.The invention relates to underground gasification of coal seams by converting the coal mass at its location into combustible gas and using the latter in various power plants.
Известен способ подземной газификации углей (ПГУ), который высказал и обосновал наш великий соотечественник Д.И.Менделеев еще в 1888 г. [1]. Основное техническое решение он сформулировал следующим образом: "Пробурить к пласту несколько отверстий, одно из них должно назначить для введения - даже вдувания воздуха, другое - для выхода - даже вытягивания (например, инжектором) - горючих газов, которые затем легко уже провести даже на далекие расстояния к печам". Это известное техническое решение естественно не содержало еще конкретных режимных параметров процесса ПГУ. Необходимы были дополнительные эксперименты в естественных условиях, чтобы сформулировать основополагающие конструктивные и режимные параметры технологии ПГУ.There is a known method of underground coal gasification (CCGT), which was expressed and justified by our great compatriot D. I. Mendeleev back in 1888 [1]. He formulated the main technical solution as follows: “Drill several holes to the formation, one of them must be assigned for introducing - even blowing in air, the other - for exiting - even drawing out (for example, an injector) - combustible gases, which are then easily carried out even on far distances to stoves. " This well-known technical solution naturally did not yet contain specific operational parameters of the CCGT process. Additional experiments in vivo were needed to formulate the fundamental design and operational parameters of CCGT technology.
Другим известным техническим решением, развивающим предыдущее, является метод "потока", предложенный в 1935 г. советскими инженерами В.А.Матвеевым, П.В.Скафа и Д.И.Филипповым, согласно которому процесс ПГУ осуществляется в реакционном канале, с одного конца которого нагнетается азото-кислородное дутье, а образующийся горючий газ отводится с другого конца [2].Another well-known technical solution developing the previous one is the “flow” method, proposed in 1935 by Soviet engineers V. A. Matveev, P. V. Skaf and D. I. Filippov, according to which the CCGT process is carried out in the reaction channel, from one the end of which nitrogen-oxygen blast is injected, and the resulting combustible gas is discharged from the other end [2].
Однако и это известное техническое решение не содержит рекомендаций по регулированию состава образующегося газа ПГУ.However, this well-known technical solution does not contain recommendations on the regulation of the composition of the CCGT gas produced.
Наиболее близким техническим решением является предложение осуществления процесса ПГУ в две стадии [3]. Способ заключается в нагнетании азото-кислородной смеси (N2+O2) в дутьевые скважины подземного газогенератора, извлечении образующейся горючей смеси, содержащей в том числе монооксид углерода (СО) и водород (Н2), из газоотводящих скважин, а также нагнетании в подземный газогенератор по трассе канала газификации диоксида углерода (CO2) и водяного пара (Н2O) для повышения в извлекаемой горючей смеси соответственно содержания СО и H2.The closest technical solution is to propose the implementation of the CCGT process in two stages [3]. The method consists in injecting a nitrogen-oxygen mixture (N 2 + O 2 ) into the blast holes of an underground gas generator, extracting the resulting combustible mixture including carbon monoxide (CO) and hydrogen (H 2 ) from the exhaust wells, and also injecting an underground gas generator along the route of the channel for gasification of carbon dioxide (CO 2 ) and water vapor (H 2 O) to increase the content of CO and H 2 in the extracted combustible mixture, respectively.
В процессе осуществления способа получают извлекаемые продукты ПГУ постоянного нерегулируемого состава. Однако, для нужд потребителей необходимо получать газ с переменным соотношением компонентов извлекаемого газа, в зависимости от области применения газа ПГУ.In the process, the recoverable CCGT products of constant unregulated composition are obtained. However, for the needs of consumers, it is necessary to obtain gas with a variable ratio of components of the recoverable gas, depending on the area of application of CCGT gas.
Известные способы решение этой задачи не обеспечивают.Known methods for solving this problem do not provide.
Задачей настоящего изобретения является создание универсального и практически реализуемого способа регулирования состава газа ПГУ.The present invention is the creation of a universal and practicable method of regulating the gas composition of CCGT.
Техническим результатом является обеспечение возможности регулирования состава извлекаемой горючей смеси.The technical result is the ability to control the composition of the extracted combustible mixture.
Технический результат достигается тем, что способ регулирования состава газа подземной газификации углей осуществляют нагнетанием в дутьевую скважину подземного газогенератора азотно-кислородной смеси, образующуюся при этом горючую смесь, содержащую в том числе монооксид углерода и водород, извлекают из газоотводящей скважины, причем дополнительно нагнетают диоксид углерода до получения извлекаемой горючей смеси с соотношением компонентов СО/Н2 от 2:1 до 1:2, или дополнительно нагнетают водяной пар до получения горючей смеси с соотношением СО/Н2 от 1:2 до 1:5.The technical result is achieved by the fact that the method of controlling the gas composition of underground coal gasification is carried out by injecting a nitrogen-oxygen mixture into the blast hole of the underground gas generator, the resulting combustible mixture containing, among other things, carbon monoxide and hydrogen, is extracted from the gas outlet well, and carbon dioxide is additionally injected to obtain a recoverable combustible mixture with a ratio of components CO / H 2 from 2: 1 to 1: 2, or additionally inject steam to obtain a combustible mixture with a ratio by CO / H 2 from 1: 2 to 1: 5.
Способ может быть осуществлен также с помощью дополнительных операций:The method can also be carried out using additional operations:
- получения диоксида углерода путем извлечения его из горючей смеси газа ПГУ;- obtaining carbon dioxide by extracting it from a combustible gas mixture of CCGT;
- получения водяного пара бесконтактным охлаждением извлекаемого горючего газа в газоотводящих скважинах;- receiving water vapor by contactless cooling of the recoverable combustible gas in gas wells;
- увеличения доли кислорода в азотно-кислородной смеси одновременно с нагнетанием диоксида углерода или водяного пара;- increasing the proportion of oxygen in the nitrogen-oxygen mixture simultaneously with the injection of carbon dioxide or water vapor;
- предварительного подогрева азотно-кислородной смеси и диоксида углерода в теплообменнике, встроенном в газопровод извлекаемых горючих газов.- preheating the nitrogen-oxygen mixture and carbon dioxide in a heat exchanger built into the gas pipeline of the recoverable combustible gases.
Заявляемое предложение соответствует критерию "существенные отличия", т.к. способ обладает универсальностью и возможностью управлять составом получаемого газа ПГУ в зависимости от сферы его использования в наземных энергетических установках (котельная и печная техника, различные органические симбиозы на базе СО+Н2).The proposed proposal meets the criterion of "significant differences", because The method has universality and the ability to control the composition of the CCGT gas produced, depending on the scope of its use in surface power plants (boiler and furnace equipment, various organic symbioses based on CO + H 2 ).
Предлагаемый способ регулирования состава газа ПГУ реализуется следующим образом.The proposed method of regulating the gas composition of CCGT is implemented as follows.
В дутьевую скважину подземного газогенератора нагнетают азотно-кислородное (N2+O2) дутье. Соотношение этих компонентов может быть различным - от воздуха (21% O2 и 79% N2) до чистого технического кислорода (95-98% O2 и 2-5% N2), а также дополнительно нагнетают диоксид углерода (CO2) и водяной пар (Н2O).Nitrogen-oxygen (N 2 + O 2 ) blast is injected into the blast hole of the underground gas generator. The ratio of these components can be different - from air (21% O 2 and 79% N 2 ) to pure technical oxygen (95-98% O 2 and 2-5% N 2 ), and also additionally inject carbon dioxide (CO 2 ) and water vapor (H 2 O).
Из газоотводящих скважин извлекают горючую смесь (генераторного) газа ПГУ, содержащую горючие компоненты СО, Н2 и СН4, а также балластные компоненты CO2, N2 и водяные пары Н2O.A combustible mixture of (CCGT) gas of a CCGT unit containing combustible components of CO, H 2 and CH 4 , as well as ballast components of CO 2 , N 2 and water vapor of H 2 O is extracted from gas wells.
Оценочный подсчет объема нагнетаемых в дутьевую скважину компонентов может быть осуществлен на основе экспериментальных данных. Процесс подземной газификации углей относится к числу трудно управляемых технологий, поэтому расчетные и экспериментальные данные не всегда совпадают.Estimated calculation of the volume of components injected into the blast hole can be carried out on the basis of experimental data. The process of underground coal gasification is one of the difficult to manage technologies, therefore, the calculated and experimental data do not always coincide.
Таким образом, чтобы получить извлекаемые в процессе ПГУ горючие смеси заданного состава, соответствующего требованиям потребителя, на выходе газоотводящей скважины осуществляют контроль состава извлекаемой горючей смеси путем хроматографического исследования. По результату исследования извлекаемой горючей смеси, в случае получения ее состава, не совпадающего с заданным, дополнительно в дутьевую скважину нагнетают диоксид углерода или водяной пар до получения извлекаемой горючей смеси с заданным соотношением компонентов СО/Н2. Для этого открывают задвижку на соответствующем трубопроводе, подводящем компоненты к дутьевой скважине.Thus, in order to obtain combustible mixtures extracted in the CCGT process of a given composition that meets the requirements of the consumer, the composition of the extracted combustible mixture is monitored at the outlet of the gas outlet by chromatographic analysis. According to the result of the study of the recoverable combustible mixture, if its composition does not match the specified one, carbon dioxide or water vapor is additionally injected into the blast hole to obtain the recoverable combustible mixture with a given ratio of CO / H 2 components. To do this, open the valve on the corresponding pipeline supplying the components to the blast hole.
Пример осуществления способа.An example implementation of the method.
Для использования газов ПГУ в химических технологиях в качестве синтез-газа (СО+Н2) требуются различные соотношения этих компонентов: СО/Н2=1:3 (синтез метана) и СО/Н2=1:4,1:5 (синтез жидких углеводородов).To use CCGT gases in chemical technologies as synthesis gas (СО + Н 2 ), various ratios of these components are required: СО / Н 2 = 1: 3 (methane synthesis) and СО / Н 2 = 1: 4,1: 5 ( synthesis of liquid hydrocarbons).
С этой целью необходимо получение горючей смеси (генераторного) газа ПГУ с соотношением компонентов СО/Н2 от 1:2 до 1:5. Поэтому на выходе газоотводящей скважины осуществляют контроль состава извлекаемых горючих газов с использованием хроматографического исследования. Если состав смеси не соответствует заданным параметрам, открывают задвижку на линии подачи водяного пара (Н2O) и дополнительно нагнетают его в дутьевую скважину до получения извлекаемой горючей смеси с соотношением компонентов СО/Н2 от 1:2 до 1:5.For this purpose, it is necessary to obtain a combustible mixture (generator) gas from a CCGT unit with a ratio of CO / H 2 components from 1: 2 to 1: 5. Therefore, at the exit of the gas outlet well, the composition of the recoverable combustible gases is monitored using chromatographic studies. If the composition of the mixture does not meet the specified parameters, open the valve on the water vapor supply line (H 2 O) and additionally pump it into the blast hole to obtain an extractable combustible mixture with a ratio of CO / H 2 components from 1: 2 to 1: 5.
При этом водяной пар получают путем бесконтактного охлаждения газа ПГУ в газоотводящих скважинах от 600-700°С на входе в скважину до 150-180°С на головке скважины. Рекуперативное охлаждение газа ПГУ позволяет повысить энергетический КПД процесса ПГУ на 8-12%. Для других технических целей необходимо получать газ ПГУ с соотношением СО/Н2 от 1:2 до 2:1.In this case, water vapor is obtained by contactless cooling of CCGT gas in gas wells from 600-700 ° C at the entrance to the well to 150-180 ° C at the head of the well. Recuperative cooling of CCGT gas allows increasing the energy efficiency of the CCGT process by 8-12%. For other technical purposes, it is necessary to obtain CCGT gas with a CO / H 2 ratio of 1: 2 to 2: 1.
Аналогичным путем определяют состав извлекаемых продуктов. По результатам определения состава извлекаемой горючей смеси, в случае недостаточного выхода СО, открывают задвижку на линии подачи CO2 и в дутьевую скважину дополнительно нагнетают диоксид углерода (CO2), повышая долю СО в извлекаемой горючей смеси до заданного соотношения СО/Н2 от 1:2 до 2:1.The composition of recoverable products is determined in a similar way. According to the results of determining the composition of the recoverable combustible mixture, in case of insufficient CO output, open the valve on the CO 2 supply line and additionally inject carbon dioxide (CO 2 ) into the blast hole, increasing the proportion of CO in the recoverable combustible mixture to a predetermined CO / H 2 ratio of 1 : 2 to 2: 1.
Диоксид углерода может быть получен автономно извлечением его из горючей смеси газа ЛГУ путем охлаждения ее в абсорбере при давлении около 6 МПа.Carbon dioxide can be obtained autonomously by extracting it from a combustible gas mixture of LGU by cooling it in an absorber at a pressure of about 6 MPa.
Для энергетического использования газа ПГУ увеличивают долю СО, т.к. низшая теплота сгорания монооксида углерода выше теплоты сгорания водорода (СО - 12,68 МДж/м3; Н2 - 10,83 МДж/м3). Практически в составе генераторного газа содержание СО не может превышать содержание Н2 больше, чем в 2 раза.For the energy use of gas, CCGTs increase the proportion of CO, because the lower calorific value of carbon monoxide is higher than the calorific value of hydrogen (СО - 12.68 MJ / m 3 ; Н 2 - 10.83 MJ / m 3 ). Practically in the composition of the generator gas, the CO content cannot exceed the H 2 content by more than 2 times.
Так как реакции восстановления CO2 (CO2+С=2СО) и Н2O (Н2O+С=Н2+СО) эндотермические, и требуют подвода дополнительного тепла, в процессе нагнетания CO2 или Н2O, в составе дутья целесообразно увеличивать долю кислорода для повышения температуры в зоне газификации угля на его раскаленной поверхности. Таким образом, активизируется процесс восстановительных реакций и выход конечного продукта.Since the reduction reactions of CO 2 (CO 2 + C = 2CO) and Н 2 O (Н 2 O + С = Н 2 + СО) are endothermic, and require the supply of additional heat during the injection of CO 2 or Н 2 O, in the composition it is advisable to increase the proportion of oxygen in the blast to increase the temperature in the zone of coal gasification on its hot surface. Thus, the process of reducing reactions and the yield of the final product are activated.
Целесообразно также предварительно подогревать дутье с диоксидом CO2 в поверхностном газопроводе, горячие газы в котором имеют температуру до 150°С.It is also advisable to pre-heat the blast with CO 2 dioxide in a surface gas pipeline, hot gases in which have a temperature of up to 150 ° C.
Итак, заявляемое изобретение позволяет регулировать состав газа ПГУ, повышая его энергетические и другие потребительские свойства, рационально используя температурный потенциал в зоне газификации подземного газогенератора на реакции восстановления CO2 и Н2O до СО и Н2.So, the claimed invention allows you to adjust the composition of the gas CCGT, increasing its energy and other consumer properties, rationally using the temperature potential in the gasification zone of the underground gas generator on the reaction of reduction of CO 2 and H 2 O to CO and H 2 .
Учитывая возросший интерес в мире к совершенствованию технологии ПГУ, предлагаемое изобретение может найти широкое применение в России и за рубежом.Given the increased interest in the world in improving CCGT technology, the proposed invention can be widely used in Russia and abroad.
Источники информацииInformation sources
1. Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2004 г., с.7.1. Kreinin E.V. Non-traditional thermal technologies for the extraction of hard-to-recover fuels: coal, hydrocarbon raw materials. - M.: IRC Gazprom LLC, 2004, p. 7.
2. Там же, с.8 и 14.2. Ibid., Pp. 8 and 14.
3. Там же, с.107.3. Ibid., P. 107.
Claims (5)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005109007/03A RU2293845C2 (en) | 2005-03-30 | 2005-03-30 | Method for controlling composition of gas of underground coal gasification |
| PCT/RU2006/000147 WO2006104425A2 (en) | 2005-03-30 | 2006-03-28 | Method for controlling the composition of an underground coal gasification gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005109007/03A RU2293845C2 (en) | 2005-03-30 | 2005-03-30 | Method for controlling composition of gas of underground coal gasification |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005109007A RU2005109007A (en) | 2006-09-10 |
| RU2293845C2 true RU2293845C2 (en) | 2007-02-20 |
Family
ID=37053812
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005109007/03A RU2293845C2 (en) | 2005-03-30 | 2005-03-30 | Method for controlling composition of gas of underground coal gasification |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2293845C2 (en) |
| WO (1) | WO2006104425A2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513947C2 (en) * | 2012-03-12 | 2014-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпром Промгаз" | Method for disposal of carbon dioxide (co2) from underground-coal-gasification-derived gas (ucg-derived gas) |
| WO2015042315A1 (en) * | 2013-09-18 | 2015-03-26 | James Rhodes | Reducing the carbon emissions intensity of a fuel |
| RU2581413C2 (en) * | 2011-03-09 | 2016-04-20 | Линк Энерджи Лтд | Method and device for treatment of initial flow of product from underground coal gasification (ucg) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101988382B (en) * | 2010-08-31 | 2014-07-16 | 新奥科技发展有限公司 | Movable device and method for regulating underground flow direction of gasifying agent |
| US9428978B2 (en) | 2012-06-28 | 2016-08-30 | Carbon Energy Limited | Method for shortening an injection pipe for underground coal gasification |
| US9435184B2 (en) | 2012-06-28 | 2016-09-06 | Carbon Energy Limited | Sacrificial liner linkages for auto-shortening an injection pipe for underground coal gasification |
| CN104251133B (en) * | 2013-06-26 | 2018-02-23 | 新奥科技发展有限公司 | A kind of controllable gas injection point gas injection device, gas injection technology and gasification process |
| CN104632178B (en) * | 2014-12-17 | 2017-07-28 | 新奥科技发展有限公司 | Retrusive is ignited expanding method |
| CN105804717B (en) * | 2016-03-10 | 2018-12-04 | 新奥科技发展有限公司 | The control method of underground gasification |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4010801A (en) * | 1974-09-30 | 1977-03-08 | R. C. Terry | Method of and apparatus for in situ gasification of coal and the capture of resultant generated heat |
| SU941587A1 (en) * | 1980-12-26 | 1982-07-07 | Ленинградский Ордена Ленина,Ордена Октябрьской Революции И Ордена Трудового Красного Знамени Горный Институт Им. Г.В.Плеханова | Method of underground gasification of coal |
| SU1836876A3 (en) * | 1990-12-29 | 1994-12-30 | Смешанное научно-техническое товарищество по разработке техники и технологии для подземной электроэнергетики | Process of development of coal seams and complex of equipment for its implementation |
| RU2177544C2 (en) * | 2000-02-14 | 2001-12-27 | Дальневосточный государственный технический университет | Method of coal borehole mining |
-
2005
- 2005-03-30 RU RU2005109007/03A patent/RU2293845C2/en not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-03-28 WO PCT/RU2006/000147 patent/WO2006104425A2/en unknown
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КРЕЙНИН Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив, углеводородное сырье. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, с.7. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2581413C2 (en) * | 2011-03-09 | 2016-04-20 | Линк Энерджи Лтд | Method and device for treatment of initial flow of product from underground coal gasification (ucg) |
| RU2513947C2 (en) * | 2012-03-12 | 2014-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпром Промгаз" | Method for disposal of carbon dioxide (co2) from underground-coal-gasification-derived gas (ucg-derived gas) |
| WO2015042315A1 (en) * | 2013-09-18 | 2015-03-26 | James Rhodes | Reducing the carbon emissions intensity of a fuel |
| US10557338B2 (en) | 2013-09-18 | 2020-02-11 | 1234 10Th Street Llc | Reducing the carbon emissions intensity of a fuel |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006104425A3 (en) | 2007-03-15 |
| WO2006104425A8 (en) | 2007-02-08 |
| WO2006104425A2 (en) | 2006-10-05 |
| RU2005109007A (en) | 2006-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2293845C2 (en) | Method for controlling composition of gas of underground coal gasification | |
| RU2586561C2 (en) | Fire heat generator, system and method for increasing reservoir recovery | |
| US3150716A (en) | Pressurizing oil fields | |
| Hongtao et al. | Method of oxygen-enriched two-stage underground coal gasification | |
| US4440224A (en) | Method of underground fuel gasification | |
| EA005448B1 (en) | Method and plant for increasing oil recovery by gas injection | |
| RU2443857C1 (en) | Method to produce hydrogen during underground coal gasification | |
| EA007208B1 (en) | A plant and method for increased oil recovery | |
| CN102365495A (en) | Method of direct steam generation using an oxyfuel combustor | |
| US7665525B2 (en) | Reducing the energy requirements for the production of heavy oil | |
| US20090307974A1 (en) | System and process for reduction of greenhouse gas and conversion of biomass | |
| US4476927A (en) | Method for controlling H2 /CO ratio of in-situ coal gasification product gas | |
| Serbin et al. | Plasma-assisted reforming of natural gas for GTL—Part I | |
| CN113279807A (en) | Anti-backfire system and method for reinjection of carbon dioxide for underground coal gasification | |
| WO2015179971A1 (en) | Apparatus, system, and method for controlling combustion gas output in direct steam generation for oil recovery | |
| CN103556980B (en) | Underground coal gasification method | |
| CN216922197U (en) | Anti-backfire system for reinjection of carbon dioxide generated by underground coal gasification | |
| CA2620734C (en) | Method of producing a hydrocarbon stream from a subterranean zone | |
| RU2632846C1 (en) | Method of producing hydrogen-containing gas for methanol production and device for its implementation | |
| CN87102224A (en) | Utilize effusion oil gas to carry out the method that the deep hole ternary is recovered the oil | |
| RU2424427C1 (en) | Procedure for extraction of gas from gas hydrates | |
| US20110300054A1 (en) | Method of using an oxygen waste stream as an oxidizer feed gas stream | |
| RU2177544C2 (en) | Method of coal borehole mining | |
| RU2181159C1 (en) | Complex for development of hydrocarbon feedstock (variants) | |
| Lewis et al. | Retorting and combustion processes in surface oil-shale retorts |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200331 |