5. Расчет параметров разработки извлечения полезных ископаемых

Для бурения добычных скважин применяются станки, обычно используемые при поисковом глубинном бурении. Целесообразно использование самоходных и передвижных буровых установок, выбираемых в зависимости от глубины скважины и крепости покрывающих пород. При небольшой глубине продуктивного пласта под слоем прочных покрывающих пород, весьма эффективен буровой станок типа СБШ. При слабых покрывающих породах можно использовать станки шнекового вращательного бурения типа СБР. В породах мягких и средней крепости при глубине бурения до 500 м используются роторные буровые установки типа УРБ, УБВ-600, 2БА-15В, РА–15.

необходимо учитывать также показатель рентабельности Э_р

Э_р = (с'₀ - с') / (Ф₀ - Ф_об),

где с'₀ и с' – соответственно стоимость и себестоимость годового объема продукции; Ф₀ и Ф_об – соответственно среднегодовая стоимость основных производственных фондов и нормируемых оборотных средств.

Важное значение имеет сокращение срока окупаемости капиталовложений

= 1 / Э_р

Экономическая эффективность капиталовложений зависит не только от снижения себестоимости и удельных капиталовложений, но от времени, по истечении которого предприятие начинает приносить доход.

Важным значением экономической эффективности методов разработки является коэффициент фондоотдачи Э₀ определяемый по формуле

Э₀ = А_год с'_r / К₀

При оценке различных методов следует принимать во внимание также показатели, характеризующие производительность труда, безопасность работ и др.

При проектировании рациональной системы разработки должны удовлетворяться следующие условия: соблюдение правил эксплуатации охраны недр; учет максимального числа производственных, экономических, географических и физико-геологических особенностей разработки залежи, обеспечение максимального экономически целесообразного извлечения полезного ископаемого.

В четвертом разделе студент обосновывает вариант расположения вскрывающих скважин, их комбинации, привязка к элементам традиционной технологии.

5. Расчет параметров разработки извлечения полезных ископаемых

Для бурения добычных скважин применяются станки, обычно используемые при поисковом глубинном бурении. Целесообразно использование самоходных и передвижных буровых установок, выбираемых в зависимости от глубины скважины и крепости покрывающих пород. При небольшой глубине продуктивного пласта под слоем прочных покрывающих пород, весьма эффективен буровой станок типа СБШ. При слабых покрывающих породах можно использовать станки шнекового вращательного бурения типа СБР. В породах мягких и средней крепости при глубине бурения до 500 м используются роторные буровые установки типа УРБ, УБВ-600, 2БА-15В, РА–15.

По данным практики и испытаний, наиболее выгодный процент погружения находится в пределах от 40 до 70.

При более низком проценте погружения резко уменьшается КПД эрлифта и соответственно возрастает расход сжатого воздуха.

В таблице приводятся значения для различных высот подъема воды.

Таблица – Значения для различных высот подъема воды

Высота подъема воды, м	Процент погружения смесителя		Высота подъема воды, м	Процент погружения смесителя
	Допустимые пределы	наивыгоднейший		Допустимые пределы	наивыгоднейший
6	55-70	65-70	76	40-60	55-60
9	55-70	65-70	91	37-55	50-55
12	50-70	65-70	106	37-55	50-55
15	50-70	65-70	123	37-50	45-55
18	50-70	65-70	137	36-45	40-45
24	50-70	65-70	152	35-45	40-45
30,5	45-70	65-70	168	35-45	40-45
38	45-65	65	183	35-45	40-45
46	40-65	60-65	198	35-45	40-45
53	40-60	55-60	213	35-40	40
61	40-60	55-60

Длина нижнего нагнетательного трубопровода (считая от середины смесителя) должна составлять 2-3 м. Требуемый расход сжатого воздуха с достаточной для практики точностью определяется по формуле

где V-объем воздуха при атмосферном давлении, требуемый для подъема 1 м³ продуктивного раствора, м³;

k – опытный коэффициент, определяемый по эмпирической формуле

k = 2,17 + 0,0164 H₀;

H₀ – рабочая высота подъема воды, м;

Н – глубина погружения смесителя, м.

Необходимое для работы эрлифта избыточное давление сжатого воздуха у компрессора определяется по формуле

где - избыточное давление сжатого воздуха у компрессора, кг/см²;

- потери напора в во,

здухопроводе на пути от компрессора до смесителя, кг/см².

Для выбора диаметра нагнетательного трубопровода можно руководствоваться следующими соображениями. По мере продвижения эмульсии (продуктивного раствора) вверх по трубопроводу пузырьки воздуха расширяются и, следовательно, удельный вес смеси становится меньше и давление воздуха падает.

На сливе нагнетательного трубопровода воздух имеет приблизительно атмосферное давление.

Благодаря расширению воздуха в процессе подъема скорость движения смеси в трубопроводе (с постоянным диаметром) постепенно увеличивается вплоть до уровня водослива. Эта скорость может достигнуть значительной величины, что вызывает снижение КПД и производительности эрлифта. Оптимальные условия работы эрлифта создаются при скоростях истечения эмульсии из трубопровода 6-8 м/сек и непосредственно над смесителем 3-6м/сек.

Если скорость движения эмульсии (продуктивного раствора) превышает указанный оптимальный предел, что может иметь место при откачке глубоких скважинах, рекомендуется применять ступенчатые нагнетательные трубопроводы, увеличивая диаметр по мере подъема их вверх и обеспечивая на отдельных участках оптимальные скорости движения эмульсии. В таких случаях диаметр нагнетательного трубопровода в верхней части должен быть примерно 1,5-2 раза больше диаметра трубопровода в нижней его части (непосредственно над смесителем).

Скорость движения воздуха в воздухопроводе составляет 15-20 м/сек.

Коэффициент полезного действия эрлифта весьма низок и обычно находится в пределах 0,2-0,3, но если рассматривать детально вопросы проектирования и эксплуатации эрлифтов при буровых скважинах, КПД эрлифта при правильном расчете и выборе основных элементов эрлифтной установки может достигать величины 0,35-0,38 и как максимум 0,42.

Максимальная производительность эрлифта (при 60-40% погружения смесителя) достигает 1,0-1,2 м³/час на 1 см² сечения водяного става.

Для условий месторождения можно определить основные показатели эрлифта:

Требуемый расход сжатого воздуха для подъема 1 м³ продуктивного раствора при условиях:

Статистический уровень продуктивного горизонта 63 м.

Производительность откачной скважины 4,5 м³/ час.

Высота подъема продуктивного раствора с учетом высоты депрессионной воронки 68 м.

погружения эрлифта в продуктивный раствор

в данном случае наиболее экономически процент погружения при высоте статического уровня продуктивных растворов 63,0 м находится в пределах 55-60%

отсюда глубина погружения форсунки эрлифта

Н= 1,35 Н₀, м Н=85,1 м

2. Определяют необходимый объем сжатого воздуха для подъема 1 м³ продуктивного раствора по формуле:

м³/м³

При производительности скважин 4,5 м³/час и при концентрическом трубопроводе с центральной подачей воздуха:

Диаметр нагнетательной трубы – 38 мм;

Минимальный диаметр обсадных труб – 76,0 мм;

Диаметр воздухопровода – 9,5 мм;

Диаметр впускной трубы (у смесителя) – 36,0 мм;

Общая длина смесителя – 205 мм.

Таким образом откачные скважины диаметром 160 мм вполне удовлетворяет требуемого условия для установки эрлифта.

Транспортирующее оборудование предназначено для доставки продуктов от скважины до места складирования или переработки. Такое оборудование представлено: насосными агрегатами, компрессорными и газовоздушными агрегатами, сгустителями, классификаторами, обезвоживателями, трубами и арматурой и т.п.

Конкретная схема транспортировки, оборудование и его характеристики определяются геотехнологическим способом и условиями его применения.

Так, например, при подземной выплавке серы вся разводка трубопроводов для доставки добытого полезного ископаемого от скважины до склада осуществляется по металлическим трубам различных размеров.

При скважинной гидродобыче (СГД) возможны следующие способы доставки разрушенной руды напорной водой.

При подземном выщелачивании вся трубная разводка осуществляется из полиэтиленовых или пластмассовых труб или других кислоустойчивых материалов.

При подземной газификации после предварительный очистки и переработки технологический газ отводится по трубам, где находится под высоким давлением.

Расчет параметров технологии подземного выщелачивания. Для выщелачивания обычно пользуются водные растворы минеральных кислот или солей карбонатов щелочных металлов.

Кислотный способ дает более высокое извлечение, но отличается меньшей, чем у карбонатного способа, селективностью.

Процесс выщелачивания в недрах сводится к переводу минералов из твердой фазы в жидкую за счет их взаимодействия с химическим реагентом.

Увеличение концентрации кислоты при выщелачивании повышают скорость растворения урановых минералов и уменьшает период насыщения пласта химическими растворителем, повышая в то же время его расход на реакцию породой.

К основным геотехнологическим показателям относятся:

- концентрация металла в продуктивных растворах;

- суммарный дебит скважины;

- дебит откачной скважины;

- число одновременно работающих скважин;

- продолжительность отработки блоков, рядов, ячеек;

- время появления продуктивных растворов и окислителя;

- размеры повышения и понижения уровня в рабочих скважинах.

Расчет основных параметров выщелачивания ведется в следующей последовательности.

Концентрация металла в продуктивных растворах

где Е – коэффициент извлечения металла; Р – запасы металла на отрабатываемой площади, т; d – плотность продуктивного раствора, т/м³; f - отношение массы выщелачиваемого раствора к массе руды; М – средняя мощность пород, прорабатываемая выщелачивающим раствором, м; γ – объемная плотность руды, т/м³; F – отрабатываемая площадь, м².

Суммарный дебит откачных скважин при эксплуатации

т/сут,

где М_е – проектная годовая производительность предприятия по металлу, т; Т – расчетное число рабочих дней в году, сут.

Дебит откачной скважины

т/сут,

где b – средняя ширина потоков растворов, двигающихся к откачной скважине, м; V – оптимальная скорость фильтрации растворов, м/сут.

Число одновременно работающих откачных скважин

Продолжительность отработки площади, приходящейся на одну откачную скважину:

где F₀ = площадь отработки, приходящаяся на одну откачную скважину, м².

Время проявления продуктивных растворов в откачных скважинах

сут,

где n – эффективная пористость; l - среднее расстояние между откачными и закачными скважинами, м.

Суммарный дебит непродуктивных растворов

, т/сут.

Уточнение значение средней концентрации металла в растворе при отводе непродуктивных растворов по отдельному трубопроводу:

Затраты растворителя на химические реакции с горно-рудной массой и на заполнение продуктивного горизонта

м³,

где С_р – заданная концентрация растоворителя в выщелачивающем растворе; С_к – концентрация растворителя в извлекаемом растворе.

Методика расчета основных параметров подземной газификации угля. Сущность метода подземной газификации угля (ПГУ) заключается в процессе превращения угля на месте его залегания в горючий газ.

Основными стадиями ПГУ являются: бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин; соединение этих скважин каналами, проходящими в угольном пласте; нагнетание в одни скважины воздушного или парокислородного дутья; получение из других скважин газа.

При подземной газификации угля основным параметром процесса является интенсивность процесса газификации.

При отсутствии данных об элементарном составе газифицируемого угля теоретический удельный объем сухого воздуха, т.е. без паров воды, подаваемого в блок сжигания для полного сгорания угля, определяется по формуле

, нм³ / кг,

где - низшая теплота сгорания рабочей массы угля, Дж/кг;- влажность рабочей массы угля, %;- опытный коэффициент, зависящий от марки угля; принимается в диапазоне значений= 1,081,11.

Определяем коэффициент избытка воздуха:

,

где х' – опытный коэффициент, определяемый в зависимости от типов угля в диапазоне значений 18,2-19,9; - содержание в сухом газе ПГУ по объему О₂, %; СО' – то же СО, %; - то же СН₄, %; - то же Н₂, %; - то же С₂Н₄, %; - то же Н₂S, %.

Коэффициент, учитывающий утечки газа в подземном газогенераторе:

,

где - утечка газа, %.

Реальный выход сухого газа ПГУ из газифицируемого угля:

кг.

Химический КПД процесса газификации

,

где - теплота сгорания газа газификации, Дж/м³,

Скорость выгазовывания угольного пласта

, т/ч,

где - абсолютный водоприток в зоны газификации, м³/ч; m – мощность угольного пласта, м.

Исходные данные для расчета интенсивности выгазовывания угольного пласта для следующих условий:

1) низшая теплота сгорания рабочей массы угля = 28900000 Дж/кг;

2) влажность рабочей массы угля =8%;

3) содержание горючих газов в продукте: - 0,20 %; СО' – 9,06 %;-14,45%;- 0,07%;- 2,72%;- 1,02%;

4) утечка газа =6,9 %;

5) теплота сгорания газа газификации =4190000 Дж/м³;

6) абсолютный водоприток в зоны газификации =5 м³/ч;

7) мощность пласта m = 2,0 м.

Расчет технико-экономических показателей геотехнологии. Существенные отличия геотехнологии от открытой и подземной разработки обуславливают определенную специфичность способов сравнительной оценки методов. Основное отличие в том, что при геотехнологии получают готовый продукт, а при открытой и подземной разработке – горную массу.

При сравнении необходимо учитывать затраты на весь передел руды до конечного продукта.

Эффективность разработки основывается на трех основных показателях:

- удельные капиталовложения;

- себестоимость;

- производительность труда.

Кроме этих основных показателей необходимо также учитывать: рентабельность, срок окупаемости затрат, время строительства предприятия, коэффициент фондоотдачи, годовой экономический эффект, снижение потребности и дефицита в оборудовании и материалах.

Недостатки традиционных методов по сравнению с геотехнологией:

- не обеспечивают высоких технико-экономических показателей;

- неудовлетворительная динамика фондоотдачи из-за высокого удельного веса пассивных фондов (горных выработок);

- высокая фондоемкость и капиталоемкость;

- в течение всего периода эксплуатации приходится регулярно подготавливать все новые и новые участки для добычи, привлекая большие средства.

Коэффициент фондоотдачи определяется по формуле

,

где М – годовой объем конечной продукции, т; С₀ – оптовая цена конечной продукции, тг/т; К – капитальные затраты, тг

Показатель рентабельности определяется из выражения

где С – себестоимость готовой продукции, тг/т; Ф₀ – среднегодовая стоимость основных производственных фондов, тг; Ф_об – среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств, тг

Срок окупаемости капиталовложений является величиной, обратной показателю рентабельности:

, лет

Приведенная себестоимости готовой продукции

, тг/т,

где -нормативный отраслевой коэффициент экономической эффективности,=0,15.

Ценность месторождения определяется из выражения

Ц=(С₀ – С_п) З, тг

где З – промышленные запасы полезного ископаемого;

Допустимая себестоимость полезного ископаемого определяется по формуле:

, тг/т.

Экономическая эффективность геотехнологического метода рассчитывается по соотношению

, тг/т,

где С₁ – себестоимость готовой продукции при традиционных методах разработки месторождений полезных ископаемых, тг/т; К₁ – капитальные затраты при традиционных методах, тг; М₁ – годовой объем конечной продукции на предприятии при традиционной технологии, т.

Варианты исходных данных приведены в таблице.

Вариант	Исходные данные
	М, тыс.т	С0, тг/т	К, млн.тг	С, тг/т	Ф0, млн. тг	З, млн. т	С1, тг/т
1	500	2000	60	1700	20	150	1650
2	720	1800	70	1500	30	250	1400
3	480	2500	55	2200	25	180	2300
4	650	2250	50	1950	18	400	1750
5	725	1850	62	1550	22	320	1650
6	545	2200	52	1900	17	170	1800
7	520	1700	48	1400	15	200	1500
8	620	2000	54	1700	20	140	1800
9	560	1900	57	1600	26	210	1700
10	560	1850	45	1550	24	150	1650

В данном разделе студент приводит расчеты параметров выбранного способа геотехнологии по своему месторождению.