История и перспективы ПГУ

В конце ноября 2021 года в Индии состоялся Всеиндийский форум  Gasification India – 2021. Открывал его Министр Угля Индии, вступительное слово зачитал Премьер-Министр Нарендра Моди. Суть форума сводилась к признанию необходимости расширения концепции глубокой переработки углей с целью получения продукта с высокой прибавленной стоимостью. Среди прочих заявленных фактов упоминалось, что в самом ближайшем будущем планируется не менее 40% от общего объёма угля, добываемого на угольных предприятиях Индии, перерабатывать в таковый продукт путём газификации. Представитель Niti Aayog (научно-политического центра при Правительстве страны, определяющего её политику, экономику и направления научного развития. Подчиняется непосредственно Премьер-Министру) Сарасват (советник Премьер-Министра по науке) пообещал, что в метанол будет перерабатываться не менее 15000 тонн угля ежедневно. Трудно себе представить, что эта страна руководствуется научными направлениями, определёнными Российскими (ранее советскими) учёными. Так, на форуме с докладом выступил представитель CMPDI (Центральный Институт по Планированию и проектированию Угольных Предприятий). В докладе было указано, что Институт ведёт геологоразведочное бурение с целью определения пригодности блока Каста месторождения Ранигандж для его последующей отработки методом подземной газификации угля (ПГУ).

Для предотвращения окончательной утери Россией приоритета в развитии технологии ПГУ группа экспертов в  геодезических, экономических, экологических и технологических аспектах горной науки объединила существующий  опыт ПГУ с целью разработки инновационного проекта проектирования и строительства подземного газогенератора нового типа. Инициативная группа зарегистрировалась в качестве резидента Инновационного Центра «Сколково» как ООО «Специальные Инстументы Горного Дела – ПГУ» (ООО «СИГД-ПГУ»).

Основной своей задачей группа считает внедрение технологии глубокой переработки угля вообще и путём применения технологии подземной газификации угля в частности, поскольку в противном случае весь опыт, накопленный поколениями советских и российских инженеров в этой области будет использоваться не в интересах России.

В мировой практике сложилось следующее соотношение использования углеводородного сырья:

Г (газ) – 35%, Н (нефть) – 25%, У (уголь) – 40%. В РФ соотношение ГНУ=55х26х19. Наблюдается перекос в сторону газа, что объясняется значительными его запасами. При том часть регионов нашей страны обладает невостребованными запасами каменного и бурого угля. Разработка их не ведётся в связи с отсутствием потребителей на месте добычи. Порой уголь приходится везти за тысячи километров, теряя значительные объёмы в пути и оказывая негативное влияние на окружающую среду. По данным РЖД перевозка угля занимает порой до 50% в общей структуре ж/д перевозок. Доставка угля из азиатской части страны в ЦФО увеличивает его стоимость в среднем в 3,5 раза (угля Канско-Ачинского бассейна — в 7 раз). Уголь многих месторождений, в силу его низкого качества или удалённости от потребителей, не востребован никем.

Кроме того, при добыче угля как открытым, так и подземным (шахтным) способами окружающей среде наносится вред – порой невосполнимый. Причём вредное воздействие на окружающую среду после прекращения деятельности угледобывающих предприятий отнюдь не прекращается.

Решение данных проблем лежит в совместном использовании двух известных технологий – подземной газификации угля (далее ПГУ) и глубокой переработки угля. Метод ПГУ заменяет два технологических процесса – подземную добычу ископаемого топлива и его наземную газификацию. Упрощение процесса получения газообразного топлива влечет за собой экономические выгоды. Ликвидируется тяжёлый и опасный труд под землей, улучшаются условия труда. Исключается перевозка угля. Отпадает необходимость создания отвалов, являющихся очагами горения, возможно управление вредным воздействием на водную и воздушную среду.

При использовании газа ПГУ только для тепло- и электрогенерации себестоимость 1 т топлива (в пересчете на условное топливо) более чем в 1,5 раза ниже, чем при сжигании угля. Практика показала, что капитальные затраты при производстве синтез-газа способом ПГУ оцениваются в 1,14-5,17 долл. за ГДж. Капитальные расходы при добыче природного газа составляют в среднем 2,3 долл. за ГДж (для сравнения, капитальные расходы при добыче сланцевого газа в США превышают 4,7 долл. за ГДж). Если же использовать получаемый при ПГУ синтез-газ не только для производства энергии, но и для создания продукта с высокой прибавленной стоимостью – СЖТ (синтетического жидкого топлива), метанола, карбамида и пр. — то возможно решение большинства проблем, присущих угледобыче. Практически полностью отпадает необходимость отчуждения сельскохозяйственных угодий и их последующей рекультивации. Получаемая продукция высоколиквидна и потребляется на месте или сокращается в объёме настолько, что стоимость её транспортировки перестаёт являться критической статьёй в структуре цены. В промышленный оборот идут угли, разработка которых признана нерентабельной. Более того, следует учесть, что синтез-газ, получаемый при газификации лигнитов (бурых углей) в силу его природных свойств (оптимального соотношения водорода и окиси углерода) в свете его глубокой переработки на установках Фишера-Тропша для получения СЖТ намного превосходит синтез-газ, получаемый при газификации каменного угля. Себестоимость синтез-газа ПГУ для синтеза Фишера-Тропша в 1,5-2 раза ниже, чем при газификации добытого угля в наземных газогенераторах. Стоимость производства СЖТ по данным Link Energy составляет 25-28 $ за баррель.

При этом есть технологические проблемы, тормозящие развитие ПГУ в мире, как-то:

• большой объём буровых работ; значительный выход углекислого газа;
• потери угля в целиках;
• недостаточная прогнозируемость формирования оседания поверхности; ведение процесса газификации с применением неоптимальных технологических параметров;
• сложность поддержания контура огневого забоя;
• некоторый объём СО₂, сопутствующий производству синтез-газа и проч.

В настоящее время известен круг задач, полное или даже частичное решение которых приведёт к созданию коммерчески благополучного предприятия ПГУ. Условно эти задачи можно разделить на две группы:

• задачи технологического характера, решение которых ведёт к улучшению качества получаемого синтез-газа и степени его пригодности к глубокой переработке, полноте отработки запасов полезного ископаемого;
• задачи комплексной экологической безопасности, связанные с непрерывным мониторингом фронта горения пласта и контролем за сдвижением земной поверхности с целью предохранения негативного воздействия на объекты поверхности (здания, сооружения и природные объекты), а также связанные со и снижением выбросов вредных газов в атмосферу посредством вовлечения их в технологический процесс.

Повышение качества синтез-газа ПГУ, как энергетического топлива, повышение его эффективности как технологического сырья и, следовательно, повышение рентабельности процесса в целом, осуществляется, в первую очередь, выбором конструкции подземного газогенератора. Большое значение имеют манипулирование технологическими параметрами процесса газификации, являющимися прямыми производными от горно-геологических условий и изменений контура горения — в первую очередь интенсивностью и составом дутья, давлением, температурой и режимом работы. Инновационность подхода к решению проблемы заключается в разработке подземного газогенератора новой конструкции, отличающегося как расположением и устройством дутьевых и газоотводящих скважин, так и их размерами и их сбойкой, применением новых устройств, исключающих нежелательные утечки газа в генераторе и на оголовках скважин.

Принцип компоновки самого газогенератора и его линейные параметры являются новыми и имеют существенные отличия от аналогов, применяющихся в мировой практике.

Поскольку не все инновационные решения, предлагаемые группой, по субъективным причинам защищены патентованием, исчерпывающего описания технологии и её схем в настоящей заявке не приводится.

Для решения задачи обеспечения комплексной экологической безопасности:

• коллективом под руководством к.т.н. Лиманского А.В. была разработана, апробирована и подтверждена многочисленным практическим применением при разработке и реализации Минэнерго России проектов тушения горящих углепородных отвалов, инновационная технология дистанционного георадиолокационного обследования очагов горения с установлением пространственных характеристик очагов горения, которые в последствии были подтверждены при их вскрытии. Данная технология положена в основу непрерывного мониторинга фронта горения пласта при ПГУ;
• коллективом под руководством д.т.н., проф. Грищенкова Н.Н. были разработаны программные комплексы, основанные на принципе одновременной обработки больших числовых массивов, позволяющие осуществлять контроль за процессом горения, составом исходящего синтез-газа и его температурой в реальном времени. На основании поступающих данных не только констатируются возможные изменения, но и составляются прогностические варианты дальнейшего развития процесса ПГУ, после чего предлагаются методы коррекции отклонений, распределённые по приоритетности и степени их исполнимости. Минимизация последствий сдвижения горного массива обусловлена ранним прогнозированием его развития с последующим изменением направления огневой отработки угольного пласта. Указанным коллективом разработана программа прогнозирования мульды сдвижения земной поверхности и деформации вмещающих и боковых пород.
• коллективом под руководством инж. И.И. Уткина был разработан программный комплекс, позволяющий на основании данных гидрогеологического мониторинга вести прогноз возможности изменения динамики гидрогеологической обстановки на горном отводе. В Программном продукте реализован алгоритм взаимодействия хранилища данных мониторинга, отображения необходимых гидрогеологических, гидрологических и геохимических параметров на интерактивной карте в режиме реального времени;

• группой ведутся научные исследования по предупреждению окислительных процессов в угле и разработке физико-химического способа предварительной инертизации угольного массива углекислым газом. На основании исследований, мы пришли к выводу о том, что для изменения или поддержания контура действующего газогенератора необходимо использовать нагнетание в критические зоны двуокиси углерода, чем в определённой мере решается задачи её изоляции от атмосферного воздуха. Наша группа предполагает использовать углекислый газ, образующейся при газификации угля, для контроля за формированием огневого забоя. При этом в значительной степени понижается актуальность проблемы хранения газа, повышается степень использования оборудования и решается задача формирования геометрии подземного газогенератора и, следовательно, контура выработанного пространства. До настоящего времени никто не предлагал подобного решения. Возможно, это связано с необходимостью бурения дополнительных скважин. Разрабатываемые нашей группой технологические схемы формирования панелей газогенератора предполагают совмещение частью скважин несколько функций, что позволит, сократить их количество на 30-40%, а затраты на бурение и поддержание скважин составляют основную статью капитальных расходов по строительству подземного газогенератора.

Применение ранее разработанных и описанных выше программных продуктов после модернизации под конкретные горно-геологические условия технологии ПГУ позволит прогнозировать важнейшие параметры технологии (управления состоянием массива, фронтом горения, гидрогеологической составляющей и др.) на стадии проектирования и оптимизировать капитальные затраты при строительстве и эксплуатации.

ПГУ надлежит рассматривать как совокупность двух процессов: во-первых, собственно сжигание угля в подземном газогенераторе; во-вторых, использование получаемого при первом процессе синтез-газа для получения коммерческого результата. Первый процесс надлежит рассматривать в чисто технологическом плане. Именно здесь лежит возможность совершенствования процесса ПГУ.

Наиболее востребованы технологические решения, отработанные как на опытных, так и на промышленных советских и российских предприятиях. На них базируются практически все технологии ПГУ. В некоторых источниках утверждается, что Синельниковская, Ангренская, Южно-Абинская и Подмосковная станции были созданы по технологии, разработанной “Ergo Exergy Technologies Inc.” (Канада), хотя все они, кроме Ангренской, были выведены из эксплуатации задолго до создания этой компании (1996). Все технологические тренды в ПГУ направлены на решение нескольких задач: повышение калорийности синтез-газа; стабильность состава газа; сокращение объёма сопутствующих газов; контроль за выработанным пространством; улучшение контроля за окружающей средой и за сдвижением земной поверхности. В числе компетентных научных организаций можно упомянуть ИГД им. Скочинского, “Ergo Exergy Technologies Inc.” (Канада), АО «Газпром Промгаз» и Лоуренс-Ливерморская лаборатория (США).

Последние две организации, обладая творческим и техническим потенциалом, ограничили свою деятельность чисто теоретическими изысканиями, что не уменьшает их заслуг.

Второй технологический процесс способен принести продукт с высокой прибавленной стоимостью. Наибольшего успеха добились компании, эксплуатировавшие участки на месторождении бурого угля в штате Квинсленд, Австралия. Компания “Link Energy” получила на своём предприятии первое синтетическое жидкое топливо (СЖТ) в 2008. Компания «Carbon Energy Ltd” обосновала производство из синтез-газа метанола и аммиака. Вследствие конфликта интересов с местными компаниями, специализирующимся на добыче угольного метана все проекты были свёрнуты, как и проект компании “Cougar Energy”. Наметилась отчётливая тенденция в переработке синтез-газа ПГУ. Как сказано выше, качество газа можно изменять, в частности, посредством состава дутья. Согласно расчётам для предприятия ПГУ производительностью 0,8 млрд. м³ синтез-газа в год, получим, что при минимальном CAPEX(воздух+частичное удаление СО₂) стоимость электроэнергии составит 33,5 $ за мВт. При максимальном удалении СО₂ САРЕХ повысится на 10-12%, но стоимость 1 мВт сократится до 28$ и меньше. При классической газификации угля стоимость 1 мВт немногим ниже 40 $. При использовании синтез-газа как сырья коммерческая ценность предприятия растёт скачкообразно.

Китай является лидером в производстве метанола из угля. Стоимость метанола, производимого из синтез-газа ПГУ будет ниже примерно в 2,5 раза (90$ за тонну против 240$). При производстве бензина 92 (ЕВРО 5) САРЕХ вырастет на 30% по сравнению с производством метанола, но стоимость его составит 0,2 $ за литр. Наибольшие САРЕХ и ОРЕХ потребуются для получения сверхкачественного дизельного топлива, но стоимость конечного продукта составит 0,3 $ за литр. При наращивании мощности предприятия стоимость продукции снижается в линейной зависимости. Наиболее полное исследование рынков и технологических тенденций ПГУ до 2028 года проведено в исследовании международной аналитической фирмы «Nester Research».

Таким образом, применение предлагаемых ООО «СИГД-ПГУ» способов повышения калорийности синтез-газа и повышения стабильности его качества ведёт к расширению сфер его использования и возможности создания высоколиквидной продукции со значительной прибавленной стоимостью, что должно явиться значительным вкладом в Программу развития регионов Арктики и Дальнего Востока, а также в реструктуризацию угольной промышленности Вост. Донбасса и восстановление угледобычи в Тульской области и Южном Урале.

При подземной газификации уголь in situ превращается в газообразный энергоноситель и синтез-газ путем подвода через систему скважин к раскаленной угольной поверхности окислителя и отвода (через другую систему скважин) образовавшегося горючего газа.

Наземный комплекс обеспечивает подачу в газогенератор дутья с нужной интенсивностью и давлением, использование тепла для получения электроэнергии и очистку отходящего газа.

После этого газ может быть использован как топливо на ТЭС или как технологическое сырьё для дальнейшей переработки.

Предлагаемые технологические схемы основаны на бесшахтной подготовке и газификации угольных пластов и включают в себя технологические процессы, обеспечивающие переработку запасов угля, предотвращение потерь газа и его физического тепла, а также сопутствующих химических элементов. Это решается путем:

• применения инновационных технологических схем газификации и конструктивного оформления газогенераторов с учетом конкретных горно- и гидрогеологических условий залегания пластов и обеспечивающих полноту протекания химических реакций в забое;
• управления процессом газификации в подземном газогенераторе. Даже на успешно функционирующих газогенераторах СССР оно было крайне трудноосуществимо в реальном времени из-за несовершенства контрольно-измерительной аппаратуры, что исключало возможность использования газа в химическом производстве. Попытки автоматизированного управления процессом газификации предпринимались без особого успеха в Австралии и США.

Применение наших разработок исправит положение, поскольку предусматривается создание компьютерных систем мониторинга на основе непрерывного отслеживания технологического и геомеханического состояния газификации с обработкой на принципах самоорганизации математических моделей, позволяющих оперативно выбирать оптимальные технологические параметры управления процессом ПГУ.

• применения средств использования тепла отходящих газов для получения электроэнергии и для внутренних нужд. Одна из первых попыток реализации этой идеи была предпринята в МГИ в 80-е годы по инициативе акад. Ржевского В.В.

В технологической цепочке ПГУ предполагается внедрение ряда инновационных решений, связанных с:

1. разработкой подземного газогенератора новой конструкции, отличающегося как расположением и устройством дутьевых и газоотводящих скважин, так и их размерами, их сбойкой, применением новых устройств, исключающих нежелательные утечки газа в генераторе и на оголовках скважин и новых конструкций скважин, совмещающих несколько функций;
2. использованием углекислого газа, образующегося при газификации угля, для контроля за формированием огневого забоя. При этом наряду с экологическим эффектом решается задача формирования геометрии подземного газогенератора и контура выработанного пространства;
3. обеспечением комплексной экологической безопасности процессов ПГУ за счет ведения непрерывного мониторинга за фронтом горения пласта, контроля за сдвижением земной поверхности с целью предохранения негативного воздействия на объекты поверхности;
4. использованием прогрессивных компоновочных решений поверхностного комплекса:
   • использование передвижных компрессоров для пневмосбойки скважин;
   • использование передвижных установок, преобразующих тепловую и химическую энергию отходящих газов в электроэнергию и вырабатывающих пар для паровоздушного дутья и подогревающих воздух для воздушного дутья;
   • использование модульных парогазовых и паротурбинных электростанций, вырабатывающих энергию при сжигании очищенных газов;
   • применение передвижных модульных установок для использования тепла газов газотурбинных установок для подогрева дутья, нагрева воды для теплоцентралей жилищ и пр.;
   • использование полустационарных установок для очистки газа от углекислоты и мембранного разделения газов;
   • передвижных модульных установок по доставке и нагнетанию диоксида углерода в углепородный массив;
   • использование средств дистанционного георадиолокационного зондирования для непрерывного мониторинга фронта забоя.
5. разработкой методологии анализа данных геологоразведочных работ для выявления наиболее перспективных и экологически безопасных объектов (пластов и участков месторождений) для эколого-экономически эффективного внедрения технологии с обоснованием выбора соответствующих параметров.

Технология относится к горной и нефтехимической промышленности и может быть использована для получения газа для энергогенерации и получения тепла, и для получения синтез-газа как сырья для производства жидких углеводородов: бензина, дизельного топлива, метанола, заменителя природного газа (93% метана) и др.

Задачей настоящего предложения является подтверждение параметров подземного газогенератора нового типа и конструкции дутьевой и газоотводящей скважин, а также технологических параметров ведения подземной газификации угля, позволяющих получать горючий газ с повышенной теплотой сгорания и оптимальным соотношением основных горючих компонент газа (Н₂/СО). Кроме того, предполагается повышение коммерческой отдачи всего комплекса за счёт сокращения объёма бурения, снижения металлоёмкости конструкции и повышения коэффициента использования запасов угля.

При строительстве модуля с началом буровых работ производится монтаж наземного комплекса: газогенераторный цех; воздуходувный цех; цех очистки и охлаждения газа; объекты биохимической очистки сточных вод и др.

Технико-экономический эффект предложения заключается в удовлетворении потребности в газообразном топливе для электрогенерации и синтез-газе, получаемом подземным способом из бурого угля, как сырья для производства синтетических углеводородов, основанного на процессе Фишера-Тропша.

Предлагаемая конструкция подземного газогенератора, как предполагается, повысит КПД газификации до 65%, теплоту сгорания газа до 1000 ккал/м3 (4,19 МДж/м3).

По сравнению с Ангренской станцией ПГУ, при одинаковой тепловой мощности предлагаемая технология позволяет уменьшить количество дутьевых скважин в пять раз, а газоотводящих – в три раза. Объем буровых работ снижается почти на 40%. Капитальные затраты будут снижены на 15%. С учетом увеличения теплоты сгорания себестоимость полученного газа в пересчете на 1 т.у.т. может быть снижена на 20%.

Удельные капитальные затраты производства газообразного топлива способом ПГУ по сравнению с шахтной добычей твердого топлива (в пересчете на 1 т.у.т.) снижаются в три раза.

Для прогноза и контроля геомеханической ситуации на поверхности горного отвода участка ПГУ предусмотрено использование математических моделей сдвижения и деформаций земной поверхности над участком отработки угольного пласта путём ПГУ. Эти модели позволяют определить целый ряд параметров деформаций земной поверхности (оседания, горизонтальные сдвижения, наклоны, кривизна, относительные деформация растяжения-сжатия) в любой точке мульды сдвижения, образованной вследствие отработки угольного пласта путём ПГУ.

Одной из отличительных особенностей такого компьютерного прогноза является возможность учёта динамики движения огневого забоя при ПГУ, т.е. прогнозировать деформации земной поверхности в заданные моменты времени (от начала движения огневого забоя и до окончания процесса сдвижения).

При наличии на поверхности горного отвода участка ПГУ каких-либо объектов (зданий, сооружений, коммуникаций, природных объектов и др.), требующих охраны от вредного воздействия подземных горных работ, разработана компьютерная технология оценки этого воздействия на охраняемые объекты и выбора соответствующих горных и конструктивных мер их защиты. Разработанная компьютерная технология прошла всестороннюю апробацию на угольных шахтах Донбасса и продемонстрировала свою высокую эффективность.

Использование компьютерной технологии прогноза и контроля геомеханической ситуации на участке ПГУ позволит повысить эффективность управления огневым забоем на данном участке, обеспечит надёжный прогноз состояния охраняемых объектов производственной и социальной инфраструктуры на поверхности работающего участка ПГУ и позволит, при необходимости, принять своевременные и оперативные меры по их защите от вредного влияния горных работ.

В заключение описания базовой технологии следует выделить основные недостатки ПГУ, определённые опытом работ по традиционной технологии ПГУ:

• недостаточная стабильность и устойчивость процесса;
• его значительная инерционность;
• невысокая температура сгорания получаемого газа;
• КПД газификации порядка 50-60%;
• значительный объём буровых работ и металлоёмкость газогенератора;
• недостаточное обеспечение экологического режима.

Предлагаемая ООО «СИГД-ПГУ» усовершенствованная технология позволяет обеспечить следующие показатели:

• повышение стабильности процесса горения посредством применения новой технологии перемещения точки подачи дутья при использовании специальных приспособлений и перфорированных труб со сгораемыми вкладышами;
• предупреждение инерционности процесса горения благодаря использованию вновь разработанного программного обеспечения, гарантирующего прогнозирование развития и изменения контура фронта горения и выработанного пространства ДО появления тенденции к изменению;
• повышение калорийности получаемого синтез-газа в 1,2-1,6 раза (при использовании парокислородного дутья – в 2,0-2,5 раза) за счёт его обогащения метаном и повышения содержания горючих компонентов;
• повышение КПД газификации до 65-70%, степени выгазованности до 85%;
• объём буровых работ уменьшается на 35-38%; металлоёмкость скважин уменьшается на 42-45%;
• уменьшение целиков угля по сравнению с методом CRIP на 40%.

На основе вышеприведенных данных можно рассчитывать на стоимость товарного газа не свыше 4 $ за 1000 куб. м., что является весьма привлекательным показателем как для РФ, так и для ряда зарубежных стран.

Обоснованность данных и востребованность новой технологии ПГУ подтверждается письмами МинЭнерго РФ и организаций– экспертов в области технологии добычи угля.

Запасы метана в мире составляют не менее 260 триллионов м³. В России отношение к утилизации угольного метана двоякое. Официальная политика энергетических компаний сводится к тому, что борьба с метаном как с опасным явлением несёт более приоритетный характер, чем его использование в качестве энергоносителя, не говоря уже о его ценности как химического сырья. Тот факт, что ведётся кампания за исключение метана из списка загрязнителей атмосферы с переводом его в разряд парниковых газов, говорит об определившейся тенденции выброса метана в атмосферу. И это при том, что вклад в глобальное потепление метана превышает таковый у углекислого газа в 28-34 раза! Исключение составляет ПАО «Газпром», наметившее ряд мер, направленных на использование метана в качестве энергоносителя. К 2025 году планируется довести среднегодовую добычу газа до 600 млн. м³ в год, что значительно ниже первоначальных планов (3-4 млрд. м³ в 2020 году). При этом расходы превышают доходы почти в 20 раз. Поэтому перспективы развития добычи и утилизации угольного метана в Российской Федерации представляются весьма смутными. За рубежом же утилизация метана имеет значительные перспективы развития. О популярности компаний, добывающих угольный метан, говорит тот факт, что компания такого профиля добилась сворачивания трёх проектов ПГУ в штате Квинсленд («Кугар Энерджи», «Линк Энерджи» и «Карбон Энерджи» при том, что опыт этих компаний определил, что коммерческая перспективность метода ПГУ превышает перспективность утилизации метана примерно в 20 раз. Необходимо обратить внимание на тот факт, что при применении предлагаемой нашей группой схемы утилизация дополнительное подмешивание не сгоревшего угольного метана в исходящий синтез-газ позволяет увеличить его калорийность на 12-15%. В случае же применения инновационной технологии, предлагаемой группой, метан угольного пласта предварительно вытесняется двуокисью углерода, что весьма перспективно, поскольку уголь вмещает в себя СО₂ значительно охотнее, чем метан (практически на месте одной вытесненной молекулы метана размещается две молекулы двуокиси углерода). Этим в значительной мере решается проблема хранения СО₂  как парникового газа. Но это не все преимущества, которые несёт с собой инновация: размещённый  в толще угольного пласта диоксид углерода при последующей отработке участка месторождения методом ПГУ участвует в образовании монооксида углерода – важнейшего горючего и технологического компонента синтез-газа.

Широкое применение указанных мер может обеспечить  непрерывное совершенствование принципов управления ESG, что придаёт дополнительный импульс не только коммерческой привлекательности проекта ПГУ, но и его экологическим и социальным аспектам.

ПГУ имеет потенциал для увеличения глобальных запасов угля, используемых для производства электроэнергии, химического сырья и СЖТ. Она является эффективным и экологически чистым методом снижения OPEX, связанного с использованием угля.

До последнего времени рынок ПГУ показывал рост, обусловленный спросом на топливо.

Растущая потребность в декарбонизации транспортно-химического сектора также стимулирует её принятие. Ожидалось, что CAGR (Compound Annual Growth Rate – совокупный среднегодовой темп роста) составит не менее 20%. Не следует ожидать коррекции этого прогноза, поскольку Wall Street Journal предсказывает резкий рост стоимости нефти (до 120-150$ за баррель) в связи со сворачиванием инвестиций в нефтедобывающую промышленность, поэтому уже в ближайшие годы можно ожидать всплеска интереса к ПГУ.

На основе регионального анализа рынок ПГУ разделен на пять основных областей: Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР), Северную Америку, Европу, Ближний Восток, Латинскую Америку и Африканский регион.

АТР доминирует на мировом рынке. Рост его рынка объясняется спросом на энергию, энергетические технологии и наличием больших запасов угля.

Международная практика газификации угля в коммерческом аспекте пока находится в стадии становления. Официальных данных о том, сколько составляет сингаз в мировом ТЭБ, нет, но можно примерно посчитать.

По данным IEA, суммарная мощность электростанций мира на начало 2011 года составляла 4624767 MW. По данным Департамента Энергетики США, суммарная мощность электростанций, работающих на сингазе, составляла 13415,8 MW, то есть всего 0,3%. Средняя мощность электростанции составляет 500–800 MW. Следовательно, в ближайшее время мир получит еще 32000–51200 MW общей мощности электростанций, работающих на газифицированном угле. То есть, доля сингаза в мировом ТЭБ в ближайшем будущем возрастет до 1–1,4%.

Запасы угля в мире составляют 1019 млрд. тонн, но интерес к ПГУ и производству сингаза не распределяется между странами пропорционально. Убрав из списка угледобывающих страны, не проявляющие интереса к газу ПГУ, получим, что наиболее перспективными рынками представляются Китай (192 млрд. тонн), Россия (161), Индия (96). Кроме того, существует рынок других стран – таких, как страны Латинской Америки.

Согласно Департаменту США, в мире работают 154 завода по газификации угля. При этом по преобразованию угля в сингаз для ТЭЦ сейчас работают всего 30 проектов общей мощностью в 13415,8 MW. Остальные проекты предназначены для производства из угля химических продуктов.

Лидером по газификации угля для ТЭЦ являются США. Shell сообщает, что если удельные капиталовложения при строительстве газовых ТЭЦ составляют около $500 за МВт, то при строительстве ТЭЦ, работающих на газифицированном угле, процесс на 10–20% дороже в зависимости от вида угля и специфики месторождения. Эту разницу можно нивелировать, применяя  технологию ПГУ, где из CAPEX выпадает стоимость добычи угля и его доставки к месту переработки.

В РФ при повышении экономической эффективности ПГУ обозначится рынок её использования для получения энергии в регионах с дефицитом её производства – Приморский край, Иркутская область, Якутия, Урал, Бурятия, Хабаровский край, Сахалин, Магадан. Имеется сырьевая база для регионов с неблагополучной экологической ситуацией – Кузбасс, Красноярский край, возможно Восточный Донбасс.

Всего по РФ рассмотрено 1018 месторождений и участков для ПГУ. Рекомендовано для ПГУ 21 месторождение, 26 участков и 64 угольных пласта. Всего запасов, пригодных для ПГУ, оказалось порядка 28% (43,5 млрд.т) от всех числящихся на балансе.

По географическим и социально-экономическим параметрам перспективными для ПГУ являются регионы и месторождения, где имеется дефицит энергии при достаточном количестве потребителей. Среди них Приморский край (4 месторождения и участка), Хабаровский край (8), Сахалин (2), Читинская область (6), Забайкалье (3), Иркутская область (2), Красноярский край (2), Кузбасс (3 и 7 участков), Подмосковный бассейн (5), Рязанская область (2).

Наиболее исчерпывающим аналитическим исследованием глобального рынка ПГУ является отчёт компании “Research Nester” «Updated Scope Global Underground Coal Gasification Market». Согласно этому отчёту ежегодный коэффициент роста инвестиций в технологию ПГУ до 2028 г. достигнет величины 1,5-1,6, что подтверждает перспективность научно-практической деятельности в этом направлении.

В СССР был накоплен значительный опыт работы станций ПГУ«Подземгаз». Созданы научно-инженерные основы технологии, выполнены теоретические и производственные исследования.

Благодаря этому определены оптимальные технико-экономические показатели ПГУ. С 1933 г. в СССР работало 6 станций «Подземгаз». На каждой станции было задействовано до нескольких десятков газогенераторов. Под землёй было газифицировано свыше 15 млн. т. угля и получено свыше 50 млрд. м3 газа, использовавшегося в энергетике, теплофикации и для получения химических продуктов. Интерес к ПГУ исчез, когда она была передана в ведение Мингазпрома СССР; в 1983 году ПГУ вернули в Минуглепром. С участием членов группы были спроектированы модули в Донбассе (ш-та Острый) с отработкой предварительного моделирования пласта. В Тульской области была создана установка СП-5 по производству СЖТ из уже добытого угля.

С участием сотрудников ООО «СИГД-ПГУ» проделана работа по определению оптимальных параметров газогенераторов ПГУ.

Сотрудниками группы накоплен материал по степени пригодности месторождений практически всей Российской Федерации.

На производственной базе проведены работы по изучению пригодности углей ряда бассейнов для газификации и переработки в СЖТ на установках «Шеньхоа» (Китай).

В настоящее время Правительством РФ, Министерством Энергетики РФ и Министерством Развития Арктики и Дальнего Востока рассматривается вопрос о создании программы глубокой переработки углей с включением в неё технологии ПГУ. Ко времени её утверждения ООО «СИГД-ПГУ» рассчитывает войти в число экспертов, проведя работы по патентованию предлагаемых ею технических решений. Деятельность участников группы достаточно известна, что доказывают предложения из-за рубежа участвовать в проектах, связанных с ПГУ.