|
Особенности кинетики десорбции метана из угля в
накопительный сосуд
В.А. Васильковский,
Институт физики горных процессов Национальной
академии наук Украины, г. Днепр, Украина
Ответственный автор:e-mail:
lod.vasylkivskyi@ukr.net
Физико-технические проблемы горного производства,
2020, (22), 5-18.
https://doi.org/10.37101/ftpgp22.01.001
full
text (pdf)
АННОТАЦИЯ
Цель. Экспериментально
изучить влияние объёма накопительного сосуда, параметров метановой системы
в угле и продолжительности регистрации десорбции на кинетику истечения
метана в накопительный сосуд.
Методика. Для
изучения процесса десорбции метана из угля применен объёмный метод.
Использован новый метод анализа экспериментальных
результатов основанный на представлении о изменении характерного
времени релаксации десорбции при эмиссии метана.
Результаты. Определены
параметры кинетики десорбции метана в накопительные сосуды различного
объёма. На основе полученных результатов выявлено влияние объёма сосудов на
степень дегазации угля при десорбции. Разработан новый метод определения
остаточной газоносности угля, который основан на представлении о
материальном балансе применительно к истечению метана в большой и малый
накопительный сосуд. Обнаружена зависимость параметра «характерное время
десорбции» τдес от
продолжительности регистрации процесса десорбции. Экспериментально
выявлено, что при одинаковой продолжительности регистрации десорбции
«характерное время» выхода метана из угля не зависит от объёма
накопительного сосуда. Обнаружено, что чувствительность остаточной
газоносности к объёму накопительного сосуда снижается по мере роста объёма.
Это связано с увеличением растворимости газа в угле по мере уменьшения
давления в накопительном сосуде. Получена информация о характере корреляции
между интенсивностью десорбции и газоносностью угля.
Научная новизна. Обсуждение
экспериментальных результатов показало, что при одинаковой продолжительности
регистрации десорбции газа в накопительные сосуды параметр «характерное
время десорбции» инвариантен к объёму сосуда. Рост давления газа в
накопительном сосуде при десорбции влияет на степень инвариантности
параметра τдес . Показано, что изменение инвариантности τдес следует
ожидать при изменении энергии активации диффузии. Для её идентификации
необходима информация о ходе эмиссии метана во всём временнóм
интервале десорбции.
Практическая значимость. Результаты исследования могут быть полезны при диагностике
газоносности угольных пластов в шахтных условиях и открывают перспективу
прогноза газодинамических явлений.
Ключевые слова: объёмный
метод, десорбция метана, характерное время десорбции, сорбционные процессы,
газоносность, диффузия, кинетика десорбции, остаточная газоносность,
растворимость метана в угле, энергия активации
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Erundavo J., Reza Rezaee.
(2019). Volumetric Measurements of
Methane-Coal Adsorption and Desorption Isotherms-Effects of Equations of
State and Implication for Initial Gas Reserves. Energies.
12(10):1–13. DOI: 10.3390/en12102022.
2. Czerw K., A. Cwik, P. Baran, K. Zarebska. (2016). Kinetics
of methane and carbon dioxide sorption and sorption–induced expansion of
coal – kinetic equations assessment. DOI: 10.1051/e3scjnf/20161000012.
3. Ekundayo J., R. Rezaee.
(2019).Effect of Equation of States on High-Pressure Volumetric
Measurements of Methane–Coal Sorption Isotherms—Part 1: Volumes of Free
Space and Methane Adsorption Isotherms. Energy Fuels, (33),
1029-1036. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b04016
4. Battistutta E., P. van Hemert,
M. Lutynski, H. Bruining,
K-H. Wolf. (2010). Swelling and sorption experiments on methane, nitrogen
and carbon dioxide on dry Selar Cornish coal.
Int. Journal of Coal Geology. 84, (1), P. 39-48. https://doi.org/10.1016/j.coal.2010.08.002
5. Тайлаков О.В., Кормин А.Н., Тайлаков В.О.
(2014). Определение остаточной газоносности угольных пластов на основе
макрокинетических десорбционных процессов фильтрации и диффузии метана для
оценки эффективности дегазации. Наука и техника в газовой промышленности.
(1), 10-13.
6. Feng, Y.Y.; Yang, W.; Chu, W. (2016). Coalbed methane
adsorption and desorption characteristics related to coal particle
size. Chin. Phys. B, (25), 068102. DOI: 10.1088/1674-1056/25/6/068102
7. Васильковский В.А. (2011). Количество метана на
поверхности угля. Горноспасательное дело, (48), 45-52.
8. Kim, H.J.; Shi, Y.; He, J.; Lee, H.H.; Lee, C.H.
(2011). Adsorption characteristics of CO2 and CH4 on dry and
wet coal from subcritical to supercritical conditions. Chem. Eng.
J., 171, 45–53. https://doi.org/10.1016/j.cej.2011.03.035
9. Zou, J.; Rezaee, R.; Liu, K. (2017). Effect of Temperature on
Methane Adsorption in Shale Gas Reservoirs. Energy Fuels, (31),
12081–12092. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b02639
10. Rouquerol, J.; Rouquerol, F.;
Llewellyn, P.; Denoyel, (2016). R. Surface excess
amounts in high-pressure gas adsorption: Issues and benefits. Colloids
Surf. A Physicochem. Eng. Asp., 496, 3–12. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2015.10.045
11. Gasparik, M.; Ghanizadeh, A.;
Bertier, P.; Gensterblum,
Y.; Bouw, S.; Krooss,
B.M. High-Pressure Methane Sorption Isotherms of Black Shales from the
Netherlands. Energy Fuels 2012, 26,
4995–5004. https://doi.org/10.1021/ef300405g
12. Васильковский, В.А. & Ульянова, Е.В. (2006). Некоторые
аспекты интерпретации кинетики десорбции метана из каменного угля. Физико-технические
проблемы горного производства, (9), 56-61.
13. Gorban, A.N., Sargsyan, H.P. & Wahab,
H.A. (2011). Quasichemical Models of Multicomponent
Nonlinear Diffusion. Mathematical Modelling of Natural Phenomenа, (5), 184 ‒262.
14. Васильковский, В.А. (2019). Изменение сорбционных
свойств углей разрушенных под воздействием сдвиговых напряжений Физико-технические
проблемы горного производства, (19), 19 – 32.
15. Алексеев, А.Д., Ульянова, Е.В., Васильковский, В.А. [и др.]. (2010). Особенности
структуры угля выбросоопасных зон. Горный
информационно-аналитический бюллетень, (8), 164-179.
16. Алексеев А.Д., Васильковский В.А., Шажко Я.В. (2007). О распределении метана в каменном
угле. Физико-технические проблемы горного производства,
(10), 29-38.
|
