|
Застосування газогідратних технологій для
транспортування метану вугільних шахт
К.С. Сай1*
1Національний
технічний університет «Дніпровська політехніка», м. Дніпро, Україна
*Відповідальний
автор: e-mail: kateryna.sai@gmail.com
Физико-технические проблемы горного производства,
2020, (22), 170-184.
https://doi.org/10.37101/ftpgp22.01.012
full
text (pdf)
АННОТАЦІЯ
Мета. Підвищення ефективності застосування газогідратних технологій для переведення шахтного метану у твердий кристалічний стан з наступним його транспортуванням до кінцевих споживачів шляхом інтенсифікації процесу гідратоутворення.
Методи.
Експериментальні дослідження виконувались у лабораторії інноваційних
технологій НТУ «Дніпровська політехніка» (м. Дніпро). Варіювались
термобаричні параметри процесу гідратоутворення з отриманням зразків
газових гідратів з шахтного метану штучним шляхом. Проведено фізичне
моделювання та натурні експериментах у кліматермокамері ILKA КТК-3000, а
також на установці НПО-5, що дозволяє моделювати задані термобаричні
параметри (температура, тиск). Для визначення параметрів лінійної регресії
було використано метод найменших квадратів.
Результати.
Експериментально отримані газогідрати та їх термобаричні умови при трьох
варіантах – вільному перемішуванні у реакторі газу та води, примусовому
перемішування водогазової суміші й перемішуванні водогазової суміші у
магнітному полі. Визначено функціональну залежність між вихідними
параметрами процесу гідратоутворення для трьох розглянутих варіантів.
Виконано перевірку адекватності побудованих моделей за допомогою розрахунку
коефіцієнта детермінації за кожною моделлю за допомогою квадрата лінійного
коефіцієнта кореляції. Обґрунтовано перевезення газу у твердому
газогідратному стані за рахунок ефекту самоконсервації, який є більш
безпечним та економічно доцільним.
Наукова новизна.
Математичним моделюванням встановлено, що індекси детермінації для всіх
розглянутих варіантів процесу гідратоутворення є більшими, ніж коефіцієнти
детермінації, що підтверджує той факт, що параболічна модель є більш
адекватною.
Практична значимість. Обґрунтовано оптимальний спосіб інтенсифікації
процесу гідратоутворення для отримання штучно створених газових гідратів з
метану вугільних шахт як альтернативного енергоносія.
Ключові слова:
газогідрат, метан, центри кристалізації, інтенсифікація, ефект
самоконсервації, транспортування
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Khorolskyi, A., Hrinov, V., Mamaikin, O.,
& Demchenko, Y. (2019). Models and methods to make decisions while mining
production scheduling. Mining of Mineral Deposits, 13(4),
53–62. https://doi.org/10.33271/mining13.04.053
2. Petlovanyi,
M., Lozynskyi, V., Saik, P., & Sai, K. (2019). Predicting the producing
well stability in the place of its curving at the underground coal seams
gasification. E3S Web of Conferences, (123), 01019. https://doi.org/10.1051/e3sconf/201912301019
3. Khorolskyi,
A., Hrinov, V., & Kaliushenko, O. (2019). Network models for searching
for optimal economic and environmental strategies for field development. Procedia
Environmental Science, Engineering and Management, 6(3),
463–471.
4. 95/05871
Coal-bed methane in Ukraine: Facta and prospects. (1995). Fuel and
Energy Abstracts, 36(6), 418. https://doi.org/10.1016/0140-6701(95)97514-k
5. Alsaab,
D., Elie, M., Izart, A., Sachsenhofer, R.F., Privalov, V.A., Suarez-Ruiz,
I., & Panova, E.A. (2009). Distribution of thermogenic methane in
Carboniferous coal seams of the Donets Basin (Ukraine): “Applications to
exploitation of methane and forecast of mining hazards.” International
Journal of Coal Geology, 78(1), 27–37. https://doi.org/10.1016/j.coal.2008.09.004
6. Boger, C.,
Marshall, J.S., & Pilcher, R.C. (2014). Worldwide coal mine methane and
coalbed methane activities. Coal Bed Methane, 351–407. https://doi.org/10.1016/b978-0-12-800880-5.00018-8
7. Ganushevych,
K., Sai, K., & Korotkova, A. (2014). Creation of gas hydrates from mine
methane. Progressive Technologies of Coal, Coalbed Methane, and Ores
Mining, 505–509. https://doi.org/10.1201/b17547-85
8. Cai, J.,
Xu, C., Xia, Z., Chen, Z., & Li, X. (2017). Hydrate-based methane
recovery from coal mine methane gas in scale-up equipment with bubbling. Energy
Procedia, (105), 4983–4989. https://doi:10.1016/j.egypro.2017.03.996
9. Diedich,
I., & Nazimko, V. (2014). Assessment of goaf degassing wells shear due to
their longwall undermining. Progressive Technologies of Coal, Coalbed
Methane, and Ores Mining, 137–140. https://doi:10.1201/b17547-25
10. Carroll,
J. (2014). Natural gas hydrates: a guide for engineers. Oxford,
United Kingdom: Elsevier, 340 p.
11. Makogon,
Y.F. (1997). Hydrates of hydrocarbons. Tulsa, Oklahoma, United
States: Pennwell Books, 482 p.
12. Sai, K.,
Malanchuk, Z., Petlovanyi, M., Saik, P., & Lozynskyi, V. (2019).
Research of thermodynamic conditions for gas hydrates formation from
methane in the coal mines. Solid State Phenomena, (291), 155–172. https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/ssp.291.155
13. Hrinov,
V.H., Khorolskyi, A.O., & Kaliushchenko, O.P. (2019). Elaboration of
environmental scenarios for the effective development of valuable mineral
deposits. Mineral Resources of Ukraine, (2), 46–50. https://doi.org/10.31996/mru.2019.2.46-50
14. Petlovanyi,
M., Sai, K., & Prokopenko, K. (2019). Prospects of utilization mining
methane on the basis of gas hydrate technologies. Topical Issues of the
Development of Modern Science: Abstracts of III International Scientific
and Practical Conference. Sofia, Bulgaria: Publishing House “ACCENT”,
396–402.
15. Bondarenko,
V., Svietkina, O., & Sai, K. (2018). Effect of mechanoactivated
chemical additives on the process of gas hydrate formation. Eastern-European
Journal of Enterprise Technologies, 1(6(91)), 17–26. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2018.123885
16. Ovchynnikov,
M., Ganushevych, K., & Sai, K. (2013). Methodology of gas hydrates
formation from gaseous mixtures of various compositions. Annual
Scientific-Technical Collection – Mining of Mineral Deposits 2013,
203–206. https://doi.org/10.1201/b16354-36
17. Kobayashi,
I., Ito, Y., & Mori, Y. H. (2001). Microscopic observations of
clathrate-hydrate films formed at liquid/liquid interfaces. I. Morphology
of hydrate films. Chemical Engineering Science, 56(14),
4331–4338. https://doi.org/10.1016/s0009-2509(00)00544-3
18. Servio,
P., & Englezos, P. (2003). Morphology of methane and carbon dioxide
hydrates formed from water droplets. AIChE Journal, 49(1),
269–276. https://doi.org/10.1002/aic.690490125
19. Sundramoorthy,
J.D., Hammonds, P., Lal, B., & Phillips, G. (2016). Gas hydrate gas
hydrate equilibrium measurement and observation of gas hydrate dissociation
with/without a KHI. Procedia Engineering, (148), 870–877. https://doi.org/10.1016/j.proeng.2016.06.476
20. Sai, K.,
Petlovanyi, M., & Prokopenko, K. (2019). Kinetic features of the
dissociation process of gas hydrate deposits. XV International
Scientific and Practical Conference «International Trends in Science and
Technology». Warsaw, Poland: RS Global S. z O.O., 10–16.
21. Abbasian
Rad, S., Rostami Khodaverdiloo, K., Karamoddin, M., Varaminian, F., &
Peyvandi, K. (2015). Kinetic study of amino acids inhibition potential of
Glycine and l -leucine on the ethane hydrate formation. Journal of
Natural Gas Science and Engineering, (26), 819–826. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2015.06.053
22. Sa,
J.-H., Kwak, G.-H., Han, K., Ahn, D., Cho, S. J., Lee, J. D., & Lee,
K.-H. (2016). Inhibition of methane and natural gas hydrate formation by
altering the structure of water with amino acids. Scientific Reports,
6(1). https://doi.org/10.1038/srep31582
23. Farhang,
F. (2014). Kinetics of the formation of CO2 hydrates in the
presence of sodium halides and hydrophobic fumed silica nanoparticles: PhD
Thesis. Queensland: The University of Queensland, 177. https://doi.org/10.14264/uql.2014.385
24. Kumar,
A., Bhattacharjee, G., Kulkarni, B.D., & Kumar, R. (2015). Role of
surfactants in promoting gas hydrate formation. Industrial &
Engineering Chemistry Research, 54(49), 12217–12232. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b03476
25. Hanushevych,
K., & Srivastava, V. (2017). Coalbed methane: places of origin,
perspectives of extraction, alternative methods of transportation with the
use of gas hydrate and nanotechnologies. Mining
of Mineral Deposits, 11(3),
23–34. https://doi.org/10.15407/mining11.03.023
|
