ХИМИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА, 2015, № 2, с. 3-9
УДК 661.715.2:543.27
СОСТАВ ГАЗА УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ © 2015 г. Н. В. Журавлева*, Р. Р. Потокина*, З. Р. Исмагилов*****, Е. В. Кудинов****
* ОАО "Западно-Сибирский испытательный центр", Новокузнецк E-mail: zhuravleva_nv@zsic.ru ** Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт углехимии и химического материаловедения СО РАН, Кемерово E-mail: IsmagilovZR@iccms.sbras.ru *** ФГБОУВПО "Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачева", Кемерово
**** ООО "Газпром добыча Кузнецк", Кемерово E-mail: kudinovev@list.ru Поступила в редакцию 04.03.2014 г.
Изучены качественный и количественный составы газа угольных пластов Таллинского месторождения методом, основанным на сочетании газожидкостной и газоадсорбционной хроматографии. Показано, что на долю метана приходится 97—98%, содержание других углеводородов составляет около 0.02%, неуглеводородных газов — 1—2%. Содержание сернистых соединений, смолы и пыли для газа угольных пластов нехарактерно, что значительно повышает его экологичность. Выполнен расчет физико-химических параметров газа угольных пластов с целью оценки применимости его в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания.
DOI: 10.7868/S0023117715020115
Угольные пласты и вмещающие породы содержат природные газы, которые образовались в результате разложения и метаморфизма органического вещества и газовых компонентов воздуха, проникающих в них с поверхности. Метан — основной компонент природных газов угольных пластов, не затронутых процессами газового выветривания. Общие ресурсы метана угольных пластов в России оцениваются в 50—83 трлн. м3, что сопоставимо с запасами природного газа (доказанные геологические запасы природного газа составляют 48.8 трлн. м3) [1]. С развитием технологий и методов разведки, бурения и добычи газа и с учетом уникальных свойств угля количество промышленных проектов по извлечению метана из угольных пластов растет, расширяется база знаний о данном полезном ископаемом. Компания ООО "Газпром добыча Кузнецк" на Талдинском угольном месторождении (Кузнецкий угольный бассейн) запустила первый в России промысел по добыче угольного метана. Стабильный уровень добычи метана угольных пластов в Кузбассе планируется в объеме 4 млрд. м3 в год. Согласно разрабатываемой Программе газификации Кемеровской области, к 2025 г. Кузбасс должен не только полностью сам удовлетворять свои потребности в природном газе, но и существенно расширить рынок сбыта газа (до 6.84 млрд. м3) за счет газификации населения области, использования метана в качестве автомобильного топлива и для электрогенерации.
На практике природное газовое топливо уже сейчас стало одним из самых эффективных моторных топлив, имея ряд преимуществ над традиционным топливом: низкая себестоимость, увеличение срока службы моторного масла до 30%, снижение интенсивности загрязнения атмосферы на 40—60% [2, 3]. В Кузбассе имеются все предпосылки для использования метана угольных пластов в качестве компримированного моторного топлива, спрос на которое будет увеличиваться с развитием сети автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, ростом отпускных цен на дизельное и бензиновое топливо.
Получение газового моторного топлива на основе газа метана с заданными свойствами — сложная технологическая задача. Природный топливный компримированный (сжатый) газ получают из горючего природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам или городским газовым сетям, компримированием и удалением примесей на газонаполнительной компрессорной станции по технологии, не предусматривающей изменения компонентного состава и утвержденной в установленном порядке.
Природные газы угольных пластов, добываемые для использования в качестве энергоносителей, должны соответствовать параметрам качества, определение которых предусматривает использование широкого перечня физико-химических методов исследований.
Цель данной работы — исследование качественного, количественного состава и физико-химических свойств газа угольных пластов Тал-динского метаноугольного месторождения и изучение возможности его использования в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания.
Для отбора проб газа из линий высокого давления использованы двугорлые пробоотборники БДП-12-2-9.8 (ООО НПО "Поиск", г. Москва) с максимальным рабочим давлением до 150 кгс/см2. При определении смолы, пыли, сероводорода и мер-каптановой серы для измерения объема газа использовали газовый счетчик барабанного типа ГСБ-400.
Исследование компонентного состава газа, извлеченного из скважин Талдинского месторождения и Нарыкско-Осташкинской площади проведено методом, основанным на сочетании газожидкостной и газоадсорбционной хроматографии с использованием детекторов по теплопроводности (ДТП) и пламенно-ионизационных детекторов (ПИД). Углеводороды С1—С6 разделяли методом газожидкостной хроматографии, а неуглеводородные компоненты (водород, кислород, азот, оксид углерода и диоксид углерода) — методом газоадсорбционной хроматографии [4].
Определение углеводородов в природных газах проводили на хроматографе "Хроматэк-Кри-сталл-5000.2" (ЗАО СКБ "Хроматэк", г. Йошкар-Ола) с ПИД. Разделение смеси осуществлялось на капиллярной колонке HP-PLOT/Q (30 м х 0.53 мм, толщина привитого слоя полистирол-дивинил-бензола — 40.0 мкм). Условия хроматографирова-ния: начальная температура колонки — 50°С, градиент температуры до 160°С со скоростью 10°С/мин, градиент температуры до 200°С со скоростью 15 °С/мин; расход газа-носителя (азот) — 12.5 мл/мин, расход водорода — 25 мл/мин, расход воздуха — 250 мл/мин, температура ПИД — 250°С, температура испарителя — 150°С, температура крана-дозатора — 120°С.
Определение неуглеводородных компонентов проводилось на хроматографе "Хроматэк-Кри-сталл-5000.2" (ЗАО СКБ "Хроматэк", г. Йошкар-Ола) с ДТП, метанатором и ПИД. В процессе хро-матографирования пробы газа на набивных колонках Carbosieve SII (3 м х 2 мм, 80/100 меш) и Hayesep Q (1.5 м х 2 мм, 80/100 меш) разделяют на водород, оксид углерода, метан и диоксид углерода. Далее водород, метан и диоксид углерода детектируются на первом ДТП. Оксид углерода и диоксид углерода определяются на ПИД после каталитического восстановления этих компонентов до метана в метанаторе. На колонках СаА (2 м х 3 мм, 60/80 меш) и Carbosieve SII (3 м х 2 мм, 80/100 меш) осуществляется разделение азота и кислорода с последующим количественным определением на втором ДТП. Условия хромато-графирования: изотермический режим при
100°С; расход газа-носителя (аргон) — 15.0 мл/мин, расход водорода — 30 мл/мин, расход воздуха — 300 мл/мин, температура ДТП — 100°С, температура ПИД — 200°С, температура испарителя — 150°С, температура крана-дозатора — 100°С, температура метанатора — 325°С.
Обработка результатов анализа проводилась с помощью программного обеспечения "Хроматэк Аналитик 2.5".
Определение концентрации смолы и пыли проводили осаждением из газа на фильтр и установлением количества осажденных веществ взвешиванием [5]. Для определения содержания смолы и пыли применяли счетчик газовый барабанный типа ГСБ-400, трубки хлоркальциевые типа ТХ-и-2 и ТХ-и-3, кальций хлористый гранулированный, вату гигроскопическую, весы аналитические.
Наличие смолы и пыли определяли качественно, для этого пропускали через ватный фильтр 500 дм3 газа со скоростью 75—80 дм3/ч. При отсутствии налета на фильтре отмечали, что смола и пыль в газе отсутствуют. При обнаружении налета на фильтре проводили количественное определение.
Определение содержания сероводорода и мер-каптановой серы проводили методом фотоколориметрии по ГОСТ 22387.2-97 [6].
Сероводород из испытуемого газа поглощали подкисленным раствором уксуснокислого цинка (или уксуснокислого кадмия при отсутствии в газах меркаптанов), а затем фотоколориметрически определяли метиленовый синий, образующийся в кислой среде при взаимодействии сульфида цинка с ^^диметил-я-фенилендиамином в присутствии хлорного железа.
Меркаптаны поглощали щелочным раствором хлористого кадмия из предварительно очищенного от сероводорода испытуемого газа, затем фо-токалориметрически определяли метиленовый красный, образующийся при взаимодействии меркаптида кадмия с ^^диметил-я-фенилен-диамином в присутствии хлорного железа.
Определение содержания паров воды проводили по ГОСТ 53763-2009 [7] конденсационным и сорбционным методами.
Конденсационный метод заключается в измерении температуры равновесия между образованием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, контактирующего с анализируемым газом. Метод применяется для определения температуры точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости, и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги более чем на 5°С.
Сущность сорбционного метода заключается в поглощении паров воды из природного газа гигроскопичным материалом датчика с последующим определением количества сорбированной воды.
Для определения содержания паров воды в газе угольных пластов использовали анализаторы двух типов: портативный анализатор влажности Cermax I.S. ("Michell Instruments Ltd.", Англия) с керамическим датчиком импедансного типа и гигрометр взрывобезопасного исполнения То-рос-3-1М (ООО "Белтехприбор", г. Белгород) конденсационного типа. Оригинальная система фиксации момента конденсации и наличие фильтров в гигрометре Торос-3-1М исключает влияние на точность и работоспособность гигрометра примесей гликолей, высококипящих углеводородов, компрессорного масла. Анализатор влажности Cermax I.S. может быть использован для определения паров воды в линиях высокого давления (до 250 кгс/см2) с пределом определения точки росы влаги до —120°С.
У природного газа запах отсутствует. Для того чтобы определить утечку, газ одоризируют (т.е. придают ему специфический запах). Проведение одоризации осуществляется путем использования этилмеркаптана. Норма одоризации 16 г на 1000 м3 газа. Осуществляют одоризацию на газораспределительных сетях. При попадании в воз-
дух 1% природного газа начинает ощуща
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.