Разработка основ эффективной технологии подземной газификации углей с целью получения синтетических моторных топлив тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат технических наук Зоря, Алексей Юрьевич

• Зоря, Алексей Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Зоря, Алексей Юрьевич

Введение. Инновационные направления повышения роли угля.4

Глава 1. Состояние проблемы. Аналитический обзор.14

1.1. Горнотехнические основы ПТУ.14

1.2. Анализ отечественного опыта.'. .17

1.3. Анализ зарубежного опыта.26

1.4. Возможности производства газообразных и жидких углеводородов.37

1.5. Основы новой технологии ПТУ.39

1.6. Состояние теории практики синтеза углеводородов из СО и Н2.41

1.7. Постановка задачи исследований.55

Глава 2. Обоснование новых технических решений в ПТУ.57

2.1. Описание опытно-промышленного газогенератора.

2.1.1. Конструкция опытно-промышленного газогенератора.58

2.1.2. Дутьевые наклонно-направленные скважины.59

2.1.3. Газоотводящие наклонно-направленные скважины.62

2.1.4. Графическое построение профилей основных эксплуатационных скважин.66

2.2. Огненная проработка угольных каналов газоотводящих скважин.68

2.2.1. Движение очага горения в угольном канале.69

2.2.2. Термическая обработка стенок угольного канала.73

2.2.3. Вспучивание угля в канале.77

2.2.4. Контроль за противоточным перемещением очага горения.79

2.3. Особенности эксплуатации дутьевых скважин.81

2.4. Теплофизические преимущества предлагаемых технических решений.

2.5. Программа и методика подготовки газогенератора к эксплуатации.90

2.6. Особенности создания каналов газификации на больших глубинах.92

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка основ эффективной технологии подземной газификации углей с целью получения синтетических моторных топлив»

Современные тенденции в изменении структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны обусловлены неизбежностью сокращения доли природного газа и единственной возможностью компенсации этого за счет угля. В первую очередь замена газа углем целесообразна в электроэнергетике как наиболее энергоемкой отрасли.

Однако бытующее мнение, что использование угля вообще неприемлемо, с точки зрения воздействия на окружающую среду, является опрометчивым. С известной степенью приближения можно говорить об экологически чистых угольных технологиях, развитие и реализация которых будут способствовать продвижению угля в качестве конкурентоспособного и безопасного источника энергии [1]. В создании таких технологий лидируют Япония, Германия, Франция и США.

Новые тенденции в формировании ТЭБ России, заключающиеся, прежде всего, в увеличении в нем доли угля, становятся необходимой реальностью, тем более что сегодня доля угля в европейском потреблении топлива составляет 54 %, а в мировом потреблении первичных энергоресурсов (нефть, газ, уголь, атомная и гидроэлектроэнергия) — 25 %. Заметим, что в ТЭБ России в 19981999 гг. доля угля составляла всего 12-14 %.

Состояние топливоиспользования в тепловых электростанциях стран «Большой Восьмерки» иллюстрируется данными таблицы 1 [2].

В странах «Большой Восьмерки» доля тепловых электростанций превышает 60 %. Наиболее низкая доля тепловых электростанций во Франции — 9,5 % (основная часть электроэнергии — более 77 % на атомных электростанциях) и в Канаде — 25,9 %, где в основном электроэнергия вырабатывается на гидроэлектростанциях (60,4 %).

Таблица 1 - Структура первичных энергоносителей на тепловых электростанциях «Большой Восьмерки» в 2000 г.

Страны Доля тепловых электростанций, % Структура топлив, %

Уголь Мазут Природный газ Всего

Канада 25,9 72,7 10,1 17,2 100

Франция 9,5 64,6 20,1 15,3 100

Германия 62,5 82,5 1,7 15,9 100

Италия 77,7 13,3 44,4 42,3 100

Япония 59,6 35,4 27,7 36,9 100

В еликобритания 69,2 42,1 2,2 55,8 100

США 67,7 73,4 4,4 22,1 100

Итого по 7 странам 60,2 63,9 9,7 26,4 100

Россия 66,3 28,8 7,2 64 100

Всего 60,9 59,9 9,4 30,7 100

Если же рассматривать общую структуру выработки электроэнергии в России (табл. 2), то мы получаем структуру [3], в которой доля выработки электроэнергии на угольном топливе сегодня снизилась до 14,6%. Это ниже доли выработки энергии на ГЭС (17,6%) и АЭС (15,7%).

Можно с уверенностью констатировать, что уголь в России перестал играть существенную роль в производстве электроэнергии.

Вместе с этим сегодня эксперты-энергетики и политические круги ставят вопрос о необходимости планомерного замещения газа углем [4].

Таблица 2 — Снижение удельного веса угля в структуре выработки электроэнергии в России.

Показатели Производст] электроэнергии, мл] 30 рд. кВт*ч Структура выработки по типам электростанций, %

2005 г. 2006 г. 2007 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г.

Всего по России 952,0 991,4 1014,9 100,0 100,0 100,0 в том числе:

ТЭС 619,0 651,6 668,3 65,0 65,7 65,8 из них: природный газ - - - 44,9 45,5 46,8 уголь - - - 16,0 15,8 14,6

ГЭС 174,9 175,2 179,0 18,5 17,7 17,6

АЭС 149,5 156,4 159,8 15,7 15,8 15,7

Другие виды генерации 8,6 8,2 7,8 0,9 0,8 0,8

Информация: Оценки ЦНИЭИуголь по данным официальной и отраслевой статистики.

Это неизбежно потребует корректировки ранее разработанной энергетической стратегии, тем более, что потенциал российской угледобывающей промышленности далеко не исчерпан и позволяет его наращивать. При этом нельзя не учитывать опыта в рациональном топливоиспользовании развитых стран Запада.

Негативную роль в рассматриваемой проблеме играет крайне ненормальное, деформированное соотношение сегодняшних цен между энергоносителями. В пересчете на тонны условного топлива (7000 ккал/кг) соотношение цен на газ и уголь составляет 1:1. Это не стимулирует электроэнергетиков ни на перевод действующих ТЭС на уголь, ни на ввод новых генерирующих мощностей на этом топливе.

На стоимости угля существенно сказываются транспортные расходы. Существующие тарифы на железнодорожном транспорте покрывают лишь половину затрат на перевозку угля. Если поднять эти тарифы в 2 раза, то у конечного потребителя стоимость угля возрастает в 1,2-1,5 раза. В этом случае необходимое соотношение (цены «газ/уголь») 2:1 оказывается нереализуемым.

Сегодня идет реальное повышение цен на газ, при этом, вопреки логике развития рыночного механизма в топливной энергетике, цены на уголь продолжают не отставать от уровня цен на газ.

На рисунке 1 представлены данные по среднегодовым ценам на уголь, природный газ и топочный мазут в России и США за последние 10 лет [3].

0 -г---г—.—----,— -г--—-,---г —.

1993 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Г0ДЫ —»—Уголь энергетическим -Я-Газ природный --ь~Мозут топочный

Информация: Оценки ЦНИЭИуголь по данным официальной и отраслевой статистики. б t 500 1-—.

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 200в ■Уголь энергетический —Газ прнрордный —и—Мазут топочный

Информация: Energy Information Administration (August 2007).

Рисунок 1 - Сопоставление цен потребления топлива на тепловых электростанциях России и США: а — среднегодовые цены потребления топлива на ТЭС России, б - среднегодовые цены потребления топлива на ТЭС США.

В России цены на уголь и природный газ монотонно возрастают из года в год, не отставая друг от друга, а цена на мазут примерно в 2 раза выше, чем цена на уголь и газ (рисунок 1 а). В США же цены на мазут и природный газ возрастали, не отставая друг от друга, а цена на уголь оставалась практически постоянной и по состоянию на 2006 г в 7-8 раз меньше, чем цена углеводородного топлива.

В сложившейся ситуации необходимо эффективное государственное регулирование ценообразования топливно-энергетических ресурсов через гибкую налоговую систему, систему административно-экономических регуляторов и т.п.

Но не только экономические (ценовые) причины обусловили широкое использование природного газа в электроэнергетике. Весьма значимы экологические последствия на обычных угольных ТЭС.

Были обработаны многочисленные источники информации по выбросам при сжигании различных видов органического топлива (таблица 3), согласно которым наиболее «экологически грязным» является твердое топливо [5].

При этом самым экологически чистым энергоносителем (при применяемых в настоящее время общепринятых технологиях сжигания топлива) является природный газ. Результаты исследований показывают, что при используемых в настоящее время технологиях в случае сокращения объемов применения газа и замене его углем на ТЭС значительно возрастут объемы выбросов не только газообразных веществ, но и токсичных микроэлементов.

Таблица 3 - Удельные выбросы основных компонентов отходящих газов при сжигании различных видов органического топлива, кг/т у.т.

Загрязняющее вещество Бурый уголь Каменный уголь Мазут Природный газ Торф

2200-2250 1) 1900-2100 2) со2 3200-3300 2600-2700 1600-1700 —

СО 14-55 14-55 3,0-3,5 3-7,5 14-55

NOx 4,0-6,0 2,5-7,5 1,8-5,0 1,3-4,5 До 30

SOx 5,0-25,0 1,5-8,0 15,0-40,0 1,4-4,4 1,4-4,4

Твердые частицы 70-100 60-80 — 0,1 До 80 тяжелый мазут, 2) легкии мазут.

Доля твердого топлива в топливно-энергетическом балансе страны должна непрерывно возрастать, причем его добычу и использование необходимо осуществлять на экологически чистой основе [6]. В мировой теплоэнергетической практике уже внедряются такие прогрессивные угольные технологии: внутрицикловая газификация угля, создание циркулирующего кипящего слоя угольной мелочи, водоугольные суспензии и т.д. В электроэнергетике России эти достижения пока не используются.

Только такие угольные технологии, которые позволят резко снизить выбросы в атмосферу вредных примесей, а также уменьшить эмиссию диоксида углерода при увеличении энергетической и технологической эффективности, можно рассматривать как экологически чистые угольные технологии, совместимые с окружающей средой.

Важно переосмыслить роль угля в энергетике России.

Признано, что уже в начале XXI века должно произойти увеличение доли угля в топливно-энергетическом балансе. Причиной прогнозируемого роста добычи и потребления угля является, с одной стороны, ограниченность запасов нефти и природного газа, а таюке перемещение их месторождений в труднодоступные районы страны, а с другой стороны, нерешенность вопросов полной безопасности атомных электростанций и более надежного захоронения или нейтрализации радиоактивных остатков ядерного горючего.

Требуемый прирост производства электроэнергии как энергоносителя, обладающего высокими потребительскими свойствами, прогнозируется в развитых странах на ближайшие 10 лет в размере 20-30 %. В этом случае неизбежный выброс вредных веществ будет колоссальным и приведет к экологическим катастрофам.

В связи с изложенным, отечественной топливной энергетике крайне необходимы новые современные экологически чистые угольные технологии.

К нетрадиционным экологически чистым технологиям разработки угольных пластов и сжигания угля, в первую очередь, следует отнести подземную газификации угля (ПГУ). При ПГУ уголь на месте залегания превращают в газообразный горючий энергоноситель путем подвода к раскаленной угольной поверхности (через систему дутьевых скважин) окислителя и отвода (через другую систему скважин) образовавшегося горючего газа.

На рисунке 2 показана принципиальная схема модуля подземного газогенератора с перемещающимся реакционным каналом, вдоль которого движутся дутьегазовые потоки [6].

Рисунок 2 - Принципиальная схема модуля подземного газогенератора по новой технологии: 1 - дутьевая скважина, обсаженная по угольному пласту; 2 - газо-отводящая скважина без обсадки по угольному пласту; 3 - угольный пласт; 4 -реакционный канал; 5 - обрушившаяся порода кровли и шлак; 6 - первоначальный канал газификации; 7 - точки переноса подачи дутья вдоль скважины.

Газогенератор представлен в плоскости угольного пласта (наклонного или горизонтального). Дутьевая скважина обсаживается на всю длину, а газоот-водящая — только до входа в угольный пласт. В нижней своей части обе скважины соединяются между собой одним из известных способов в единую гидравлическую систему. В буровом канале дутьевой скважины формируется огневой забой и по мере выгазования угольного пласта между скважинами точка подвода дутья перемещается вверх по скважине. Таким образом, постоянно осуществляется направленный подвод окислителя непосредственно к реакционной угольной поверхности. Активное гетерогенное реагирование в канале, стенки которого преимущественно угольные, обусловливает не только высокую температуру на поверхности, но и минимальные относительные потери тепла в окружающие породы.

Подземный газогенератор, состоящий из большого количества модулей, изображенных на рисунке 2, и соединенных в единую гидравлически связанную систему, обеспечивает стабильное осуществление технологического процесса ПГУ в реакционном канале с максимальным КПД и без элементов дожигания получаемого газа свободными токами окислителя.

Оптимальной мощностью предприятия ПГУ является выгазовывание угля не менее 400-500 тыс. т у.т./год, при этом требуемые инвестиции на строительство составят 2500-2600 руб./т у.т. [6].

ПГУ в отличие от традиционных способов добычи угля ликвидирует экологические ущербы при добыче, хранении и транспорте угля, а главное — при его сжигании за счет отсутствия в отходящих продуктах твердых частиц (зола и несгоревший уголь) и существенно меньших количеств экологически вредных компонентов (NOx, SO2 и СО) (см. таблицу 3).

При осуществлении ПГУ на воздушном дутье весьма привлекательным вариантом является совместное предприятие "ПГУ-ТЭС". При этом тепловая электростанция (ТЭС) должна быть основана на комбинированном парогазовом цикле. В таком исполнении КПД генерирования электроэнергии может достигать 50-55%, в то время как в традиционном исполнении с паровой турбиной КПД не превышает 30%.

Необходимые теплоэнергетические и технико-экономические параметры таких комплексов подтверждают перспективность ПГУ, как источника газообразного теплоносителя для производства электрической энергии по различным циклам (паровые турбины, газовые турбины, комбинированные парогазовые установки).

В энергодефицитных регионах России (Приморский и Хабаровский край, о. Сахалин, Бурятия, Подмосковный бассейн, Восточный Донбасс и др.) балансовых запасов угля в качестве сырьевой базы для ПГУ насчитывается около 7 млрд. т. Эти каменные и бурые угли могли бы стать основой для развития региональных газоэлектрических комплексов.

Гораздо большие энергохимические возможности ПГУ появляются при осуществлении ее на кислородном дутье [6]. На рисунке 3 показаны варианты поверхностного энергохимического комплексного предприятия ПГУ. Технологический процесс в подземном газогенераторе осуществляется на парокисло-родном дутье. После очистки (отмывки) от H2S и СОг остается синтез-газ (СО+Н2).

Рисунок 3 - Варианты переработки и использования газа ПГУ.

Особый интерес представляет возможность получения на базе газа ПГУ метана, как заменителя природного газа (ЗПГ). Состав сырого газа, получаемого в подземном газогенераторе при осуществлении процесса на парокислород-ном дутье и давлении около 3,0 МПа, аналогичен составу сырого газа процесса Лурги в наземном газогенераторе.

Предприятие ПГУ с получением заменителя природного газа (93 % СН4) вполне реально, так как наземный комплекс осваивается в технологии газифи

12 кации в наземных газогенераторах. Такой газ может транспортироваться как для энергетики, так и для различных технологических процессов.

Органические синтезы жидких углеводородов (метанол, бензин, дизельное топливо согласно рисунку 3) также основаны на выше упомянутых реакциях. Главная их особенность заключается в подборе соответствующих катализаторов и режимных параметров.

Итак, ПГУ может рассматриваться как технология комплексной энергохимической переработки угля на месте его залегания. При этом весьма привлекательны процессы производства синтетического жидкого топлива (СЖТ) и заменителя природного газа (ЗПГ) с использованием широко известного синтеза Фишера-Тропша (СФТ).

Перспектива не только энергетического использования газа ПГУ, но и производства на его основе синтетических углеводородов весьма заманчива. У России есть основания стать первой страной мира, превратившей "красивую идею" в реально освоенную промышленную технологию переработки угля (без извлечения на поверхность) в экологически более чистые электрический и углеводородный энергоносители. Необходимо повышенное внимание и инвестирование НИР и ОКР по проблеме ПГУ, а также опытно-промышленных (пилотных) установок.

Поэтому проблему исследования и освоения новых технологических комплексов «ПГУ — производство углеводородного сырья» можно считать весьма актуальной и инновационной.

Заключение диссертации по теме «Химия и технология топлив и специальных продуктов», Зоря, Алексей Юрьевич

Общие выводы.

Показана актуальность изменения структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны в направлении сокращения доли природного газа и компенсации этого за счет угля.

В структуре первичных энергоносителей тепловых электростанций 7 стран «Большой Восьмерки» уголь составлял 63,9 %, а природный газ — 26,4 %, в то же время в России доля угля равнялась 28,8 %, а природного газа — 64 %.

Замещение газа углем возможно только на основе экологически чистой угольной технологии. К такой технологии можно отнести подземную газификацию угля (ПГУ).

При этом необходимым условием промышленного применения ПГУ является повышение управляемости и стабильности технологического процесса, а также возможность получения из газа ПГУ синтетических углеводородов.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению этой глобальной стратегической проблемы, в ходе исследования и обоснования которой получены следующие основные результаты:

1. Впервые предложена и обоснована конструкция подземного газогенератора с параллельными дутьевыми и газоотводящими скважинами по угольному пласту, с контролируемым подводом окислителя к реакционной угольной поверхности и управляемым формированием зон газификации в угольном пласте по мере его выгазовывания.

2. Предложен новый гидродинамический способ перемещения точки подвода окислителя вдоль трассы дутьевой скважины, имеющий следующие преимущества по сравнению с традиционной отечественной технологией и рекламируемым на Западе американским методом «КРИП»:

• надежная управляемость процессом ПГУ;

• стабильное газообразование в перемещающемся реакционном канале;

• высокая полнота выгазовывания угольного пласта (до 95 %);

• простота конструктивного и технологического исполнения.

3. Проведены экспериментальные исследования (на лабораторном стенде) термической прямоточной проработки каналов в целиках южно-абинского угля, выявившие закономерности прогрева их стенок (коэффициент температуропроводности, глубина и скорость прогрева, а также параметры вспучивания угля в канале).

На основании результатов проведенных лабораторных исследований рекомендована противоточная огневая проработка угольных каналов газоотводящих скважин.

4. Разработана математическая (теплофизическая) модель сложного теплообмена в рекуператоре обсадной колонны газоотводящей скважины, на основании которой определены параметры отводимого газа и охлаждающей воды.

Доказана эффективность косвенного охлаждения газа, выразившаяся в увеличении пропускной способности газоотводящих скважин и КПД газификации на 7-10 %.

5. Проведено теплоэнергетическое сравнение традиционной отечественной, американской («КРИП») и предлагаемой технологии ПГУ; доказана эффективность последней из них и реальность повышения КПД газификации до 75-80 %.

6. Разработана программа и методика ввода в эксплуатацию подземного газогенератора по предлагаемой технологии ПГУ.

7. Впервые проведены лабораторные экспериментальные исследования синтеза Фишера-Тропша (СО+Н2) для газов ПГУ различного состава и показана реальная возможность получения на их основе синтетических углеводородов. Определены оптимальные составы катализаторов и соответствующих термобарических условий синтеза.

Показано, что выход углеводородной фракции С5+ на газе ПГУ с применением кислородного дутья в 1,5-2 раза выше, чем для газа ПГУ, полученного на воздушном дутье.

8. Предложена и аппаратурно обоснована технологическая схема получения синтетических моторных топлив на основе газов ПГУ.

9. Разработанные конструктивные и режимные параметры новой технологии ПГУ реализуются в следующих проектах:

• Опытно-промышленное предприятие ПГУ (на воздушном дутье) в Кузбассе в комплексе «ПГУ-ТЭС»;

• Зарубежные опытные предприятия ПГУ (Казахстан, Индия и др.) на основе контрактов с передачей интеллектуальной собственности.

10. Основные элементе новой технологии ПГУ рассмотрены в публикациях отраслевых журналов, в докладах научных конференций и защищены российскими патентами [76-83].

3.6. Заключение.

Проведенные экспериментальные исследования на лабораторной установке ИОХ им. Н.Д. Зелинского показали возможность использования газов ПГУ различного состава для получения синтетических углеводородов. При этом доказана возможность проведения синтеза Фишера-Тропша как на газе ПГУ, полученном на воздушном дутье, так и на кислородном дутье.

Экспериментально показано (сравни таблицы 18 и 19), что выход продуктов С5+ в г/м из газа ПГУ, полученном на воздушном дутье, в 1,5 раза (44) ниже, чем на газе ПГУ, полученном на обогащенном дутье — 65 % 02 (66).

Однако для полной технико-экономической оценки использования газов ПГУ, полученных на воздушном дутье, обогащенном кислородом и чистом техническом кислороде, необходимо учитывать капитальные затраты на оборудование для нагнетания в подземный газогенератор воздуха (в первом случае) или кислорода (во втором случае). Естественно, что во втором случае потребуются существенные затраты на криогенную воздушно-разделительную установку, однако выход синтетических углеводородов будет в 1,5-2 раза выше, чем в случае ПГУ на воздушном дутье.

Эксперименты на модельных смесях показали, что газ ПГУ после очистки от каталитических ядов может использоваться в синтезе Фишера-Тропша на кобальтовом катализаторе с получением широкой углеводородной фракции.

При использовании газа ПГУ, содержащем значительное количество С02, степень превращения СО в СФТ снижается. Возможными объяснениями этого эффекта является конкурентная адсорбция газов на катализаторе, а также смещение равновесия водяного газа. При температурах синтеза 200-23 0°С гидрирование С02 (обратная реакция водяного газа) незначительна (степень превращения С02 до 5%).

Показано, что селективность в отношении углеводородов С5+ необычно высока при температуре синтеза до 190-200°С, превышая 96%. Повышение селективности при работе на модельном газе ПГУ (по сравнению со «стандартной» смесью СО 33% Н2 67%) объясняется, вероятно, снижением удельного тепловыделения в реакторе при разбавлении инертным газом, что приводит к подавлению местных перегревов, ведущих к усилению метаноообразования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Зоря, Алексей Юрьевич, 2009 год

1. Опыт создания экологически чистых угольных технологий. По материалам международных летних школ «Менеджмент в области экологически чистых угольных технологий» /Под ред. М.Г. Беренгартена и А.Г. Евстафьева. — М.:1998.- 170 с.

2. Саркисян В.А. Уголь и природный газ в энергетике России // Уголь. — 2003.-№10-С. 17-19.

3. Пономарев В.П. О стоимости угля на электростанциях России и США // Уголь. 2008. - №5. - С.76-79.

4. В Администрации Президента России принято решение о начале разработки новой стратегии топливного обеспечения российской энергетики // Уголь. 2006. -№11.- С.55.

5. Крейнин Е.В. Экологические проблемы замещения природного газа углем // Газовая промышленность. 2002. - №1 - С.48-52.

6. Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи труд-ноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. 302 с.

7. К.М. Леонович. Аэродинамические средства управления процессом ПГУ. «Подземная газификация углей», 1957. - №3. - С. 25-31.

8. К.М. Леонович. Взаимосвязь между аэродинамикой дутьегазовых потоков и технологическими показателями процесса ПГУ, Бюллетень «Подземная газификация глей», 1957. - №1. — С. 32-38.

9. Скафа П.В. Подземная газификация углей. — М.: Госгортехиздит, 1960. -403 с.

10. Крейнин Е.В., Федоров Н.А., Звягинцев К.Н. и др. Подземная газификация угольных пластов. М: Недра, 1982. - 151с.

11. Смирнов В. А., Крейнин Е.В. — Огневая фильтрационная сбойка скважин воздухом высокого давления на каменноугольных пластах. "Подземная газификация углей". -М: Углетехиздат, 1957, № 4, с.с. 24-28.

12. Крейнин Е.В. Влияние некоторых факторов на процесс огневой фильтрационной сбойки скважин // Подземная газификация углей. 1957. - №.4 -С. 28-31.

13. Скафа П.В., Дмитриев А.В. Опыт гидравлического разрыва пласта каменного угля. "Подземная газификация углей". М: Углетехиздат, 1958, № 2, с.с. 51-59.

14. Федоров Н.А., Дмитриев А.В., Лукьянов С.В. и др. Исследование процесса гидравлического разрыва каменноугольных пластов на глубине больше 250 м // Труды ВНИИПодземгаза. 1962. - Вып. 6. - С. 66-87.

15. Чуханов З.Ф. Процесс газификации кокса и проблема газификации то-плив. М.: Изд-во АН СССР, 1957. - 335 с.

16. Г.О. Нусинов. К вопросу о методике расчета потерь дутья, угля и газа в процессе подземной газификации // Подземная газификация углей. — 1957. -№1. С. 22-28.

17. Деньгина Н.И., Казак В.Н., Присташ В.В. Изменения, происходящие в горных породах под действием высоких температур и влияние их на процесс ПГУ // ФТТПРПИ. 1993. - №5. - С. 96-103.

18. Капралов В.К. Особенности сдвижения и деформации горного массива при подземной газификации крутопадающих угольных пластов // Маркшейде-рийский вестник. 1994. - №2. - С. 65-69.

19. Н.Е. Фисенко. Осушение угольных месторождений для подземной газификации // Подземная газификация углей. 1957. - №2. - С. 96-100.

20. Дворникова Е.В., Крейнин Е.В. О взаимодействии подземных вод с очагом при подземной газификации углей // ФТПРПИ, 1993, № 5, с. 73-78.

21. Лазаренко С.Н., Крейнин Е.В. Подземная газификация углей в Кузбассе: настоящее и будущее. Новосибирск, ВО "Наука", 1994. — 118 с.

22. Локшин Е.Л., Волк А.Ф., Старинский А.А. Способ вскрытия углесо-держащих пластов. А.с. № 484792, 1974. Патенты: Канада № 1031762; США № 4003441; Индия № 140953; ФРГ № 2515598; Австралия № 489337; Япония № 1044422; Бельгия № 844233; Испания № 444648.

23. Крейнин Е.В., Антонова Р.И. Способ подземной газификации. А.с. № 710245, 1975. Патенты: США № 4083402; Канада № 1056303; ФРГ № 2609249; Япония № 1341254; Австралия № 503792; Великобритания № 1519405; Бельгия № 840283; Испания № 445569; Индия № 144715.

24. Крейнин Е.В. Способ проработки угольных каналов. А.с. № 572102, 1975. Патенты: США № 4024914; Канада № 1073677; ФРГ № 2543743; Япония № 1157965; Австралия № 489440; Великобритания № 1479125; Бельгия № 837116; Испания № 443890; Индия № 143641.

25. Крейнин Е.В., Федоров И.А., Антонова Р.И. и рд. Способ соединения скважин. А.с. № 571109, 1974. Патенты: США № 3990514; Канада № 1032074; Япония № 10650674; Австралия № 499971; Великобритания № 1497523; Бельгия № 844282; Испания № 449172.

26. Крейнин Е.В., Звягинцев К.Н. Способ бесшахтного соединения скважин. А.с. № 571110, 1974. Патенты: США № 4036218; Канада № 1032075; Япония № 1065059; Австралия № 504304; Великобритания № 1506307; Бельгия № 847072; Испания № 447738.

27. Лещинер Р.Е., Юрченко В.П. Подземная газификация углей за рубежом. М., Углетехиздат, 1956.

28. Бабкин В.Г., Юрченко В.П. Подземная газификация углей в Чехословацкой Социалистической Республике. — Труды ВНИИПромгаза, 1967, вып. 2, с. 144-148.

29. Garon A.M. An economic evaluation of underground coal gasification. Proceedings of the Second Annual Underground Coal Gasification Symposium. USA, 1976, p.p.155-168.

30. The future development of UCG in Europe. A comprehensive Report to CEC. Brusseis, April, 1989. P. 30-47.

31. Makdelle V., Jacquemin C., Letoll R and etc. Underground coal gasification on the Thulin site: results of analysis from post-born drillings // Fuel, 1993, Vol 72, Number 7. P. 949-963.

32. Underground Coal Gasification — a Joint European Field Trial in Spain. Project Summary 017, Department of Trade and Industry, March, 1999, 7 p.

33. Крейнин Е.В., Сильвёрстов JI.K. Научные исследования подземной газификации угля в Испании (по программе Европейского Союза) // Уголь — 2000 № 2 - С. 62-64.

34. Peters J. 3rd International Conference Underground Coal Gasification London. Feb 2008. www.lincenergy.com.au

35. Зоря А.Ю., Крейнин E.B. От подземной газификации угольных пластов к синтезу углеводородных топлив. // Газохимия. 2008. - №1. - С. 16-22.

36. Sasol Chevron Consulting Ltd. "Submission to the Fuel Tax Inquiry" 29 September, 2001.

37. Лапидус А.Л., О.Л. Елисеев. Синтез углеводородов из СО и Н2. // Газохимия. 2008. - №1. С. 26-30.

38. Хасин А.А. Обзор известных технологий получения синтетических жидких углеводородов по методу Фишера-Тропша // Газохимия, 2008. №2. — С. 28-36.

39. Каган Д.Н., Шпильрайн Э.Э, Лапидус А.Л. Разработка малостадийной технологии производства СЖТ на установках низкого давления // Газохимия, 2008. №2.-С. 50-58.

40. Репер М. В кн.: Катализ в Cj-химии. Под ред. В.Кайма. Л.: Химия,1987.

41. А.Л. Лапидус, Изв. АН СССР, Сер. хим, 1991, (12) 2681.

42. А.А. Adesina, Appl. Catal. A: General, 1996, V.138, р.345.

43. E.F.G. Herington, Chem. Ind. (London), 1946, p.346.

44. R.A. Friedel, R.B. Anderson, J.A.C.S., 1950, V.72, p. 1212 and 2307.

45. E. Iglesia, Appl. Catal. A: General, 1997, V.161, p.59.

46. H. Schulz, Appl. Catal. A: General, 1999, V.186, p.3.

47. H. Pichler, in: W. Frankenburg, E. Rideal, V. Komarewsky (Eds.), Advances in Catalysis, v. IV, Academic Press, New York, 1952, p. 271.

48. M.A. Vannice, J.Catal., 37 (1975) 449.

49. A.P. Steynberg, R.L. Espinoza, B. Jager, A.C. Vosloo, Appl. Catal. A, 1999, V.186, p.41.

50. M.E. Dry, Appl. Catal. A: General, 1999, V.189, p. 185.

51. M.E. Dry, Appl. Catal. A: General, 1996, V.138, p.319.

52. M.E. Dry, Appl. Catal. A: General, 2004, V.276, p.l.

53. S. Li, S. Krishnamoorthy, A. Li, G. Meitzner, E. Iglesia, J. Catal. 206 (2002) 202.

54. A.P. Steynberg, M.E. Dry (Eds.), Fischer-Tropsch Technology, Elsevier, Amsterdam, 2004.

55. Г. Сторч, H. Голамбик, P. Андерсон, Синтез углеводородов из окиси углерода и водорода. М.: И.Л., 1954.

56. Материалы презентаций компании Shell.

57. S.T. Sie, Rev. Chem. Eng., 1998, V.94, p.109.

58. Sie, S.T.; Senden, M.M.G.; Van Wechum, H.M.H., Catal. Today 1991, V.8, p.371.

59. J.J.C. Geerlings, J.H. Wilson, G.J. Kramer, H.P.C.E. Kuipers, A. Hoek, H.M. Huisman, Appl. Catal. A, 1999, V.186, p.27.

60. R.L. Espinoza, A.P. Steynberg, B. Jager, A.C. Vosloo, Appl. Catal. A, 1999, V.186, p.13.

61. Van Berge, P. J.; Everson, R. C. Stud, in Surf. Sci. Catal., 1997; V.107,p.207.

62. B.H. Davis, Ind. Eng. Chem. Res., 2007, V.46, p.8938.

63. Kolbel, H. Chemische Technologie. Band 3: Organische Technologie I; Carl Hansen Verlag: Munchen, Germany, 1959; p 439.

64. Koros, R. M. U.S. Patent 5,384,336, Jan 24, 1995.

65. Van Berge, P. J.; Everson, R. C. Stud. Surf. Sci. Catal. 1997, 107 (Natural Gas Conversion IV), 207-212.

66. J. van de Loosdrecht, B. Balzhinimaev, J.-A. Dalmon, J.W. Niemantsver-driet, S.V. Tsybulya, A.M. Saib, P.J. van Berge, J.L. Visagie, Catalysis Today 2007, V.123, p.293.

67. A. Jess, R. Popp, K. Hedden, Applied Catalysis A: General 1999, V.186,

68. С.В. Семенова, С.В. Шурупов, М.А. Кудрявцев, М.П. Лапшин, Разработка технологии переработки разбавленного синтез-газа в смесь жидких углеводородов. Наука и техника в газовой промышленности, 2005.

69. А.А. Агроскин. Химическая технология угля. Углетехиздат, 1954. —181 с.

70. А.А. Агроскин, Р.Я. Меламед, Н.С. Мирингоф. Определение коэффициента температуропроводности углей при нагревании. // Подземная газификация углей. 1957. - №2. - С. 92-96.

71. An in-depth evaluation of LLL's R&D program for the in situ gasification of deep coal seams. Report prepared for the U.S. Energy Research and Development Administration, Febr. 24, 1976, p. 142.

72. Крейнин E.B. Способ подземной газификации горючих подземных ископаемых. Патент № 1716110, 1992.

73. Казак В.Н., Капралов В.К., Крейнин Е.В. Способ подачи дутья в угольный пласт при подземной газификации: Патент № 2004785, 1993.00.

74. Зоря А.Ю., Крейнин Е.В., Лазаренко С.Н., Тризно С.К. Совершенствование технологии подземной газификации угля как безопасного способа разработки угольных месторождений // Безопасность труда в промышленности — 2009. -№1. С. 20-23.

75. А.Ю. Зоря, Е.В. Крейнин. Газ подземной газификации — сырье для синтеза углеводородов. Газовая промышленность, 2009.

76. Зоря А.Ю., Крейнин Е.В. От подземной газификации угольных пластов к синтезу углеводородных топлив. // Газохимия. — 2009. № 1. — С. 32-38.

77. Зоря А.Ю., Крейнин Е.В. Может ли подземная газификация угольных пластов стать промышленной технологией? // Уголь. — 2009. № 2. — С. 50-53; № 3. — С. 68-70.

78. Зоря А.Ю., Крейнин Е.В. Есть способ увеличения доли угля в электроэнергетике. // Уголь. 2009. - № 4. - С. 53-56.

79. Зоря А.Ю., Крейнин Е.В., Лазаренко С.Н. Газ подземной газификации углей как объект газохимии. // Газохимия. — 2009. № 2. — С.

80. Крейнин Е.В., Зоря А.Ю. Проблемы подземной газификации углей.119К

81. Химия твердого топлива. 2009. - № 4. - С. 24-28.

82. Зоря А.Ю. и др. Способ очистки подземных вод в отработанном пространстве подземного газогенератора. Патент РФ № 2358915 от 20.06.2009 г.

83. Зоря А.Ю. и др. Способ экологически чистой подземной газификации глубокозалегающих углей. Патент РФ № 2359116 от 20.06.2009 г.

84. Зоря А.Ю. и др. Способ экологически чистой подземной газификации углей. Патент РФ № 2360106 от 27.06.2009 г.