Способ внутрипластовой газификации ископаемого угля
Изобретение относится к топливно-энергетической отрасли и может быть использовано для производства газа организациями, отвечающими за текущее и перспективное снабжение населения и промышленных объектов газом. Позволяет увеличить существующую углефикацию за счет использования глубинного тепла. Способ включает бурение скважины с поверхности, прогревание угольного пласта, локализацию и отбор продуктов газификации. Скважину бурят в своде ловушки, последовательно вскрывают газонепроницаемую покрышку, угольный пласт или угленосную толщу, водоносный горизонт, из которого термальную пластовую воду - теплоноситель по стволу скважины внедряют в угольный пласт для его прогревания. При этом осуществляют повышение существующей углефикации с выделением газа до наступления температурного равновесия в локализованном пределами ловушки пространстве. Газ отбирают через перфорацию стенок скважины в интервале залегания коллектора под покрышкой в своде ловушки. Между кровлей угольного пласта и подошвой коллектора под покрышкой ствол скважины перекрывают. 2 ил.
Изобретение относится к топливно-энергетической отрасли и может быть использовано для производства газа организациями, отвечающими за текущее и перспективное снабжение населения и промышленных объектов газом, например РАО Газпром, РАО ЕЭС, хозяйственными структурами регионов, субъектов Федерации и другими.
В настоящее время так называемый бытовой газ и жидкие погоны (без воды), как сырье для дальнейшей переработки, получают из добытого угля способом полукоксования, коксования, пиролиза и т.д.
Известны способы подземной газификации угля (патенты ФРГ №2161251, заявка Франции №2403379, авторские свидетельства СССР №53992, 119647, 385995 и др.).
Из известных способов наиболее близким по технической сущности является способ подземной газификации угля, описанный в заявке Великобритании №1501310 от 15.02.1978 г. Журнал изобретений за рубежом №2, 1979 год.
По этому способу пласт воспламеняют путем введения источника тепла в одну из скважин и закачивают поддерживающий горение рабочий агент (например, воздух).
Давление закачки меняется в пределах от 15-25 до 30-50 бар, но всегда ниже гидростатического и синхронизировано с изменением потребления электрического тока в электросети. Отбор продуктов газификации осуществляют через другие скважины, которые оборудованы приспособлениями для их охлаждения.
Продуктом газификации являются: богатые и бедные газы, которые включают в себя и дымы сгорания, рабочий агент, пары воды и рекомендуются для использования их в паросиловых установках электростанций при увеличении потребления электроэнергии.
Недостатком способа является:
- низкое товарное качество продуктов газификации. Температура, возникающая в очаге горения, превышает температуру вспышки любого выделяющегося компонента углеводородного газа, что приводит к их сгоранию. Из углеводородных компонентов газа сохраняются и отбираются газы, которые выделяются за пределами этой изотермы, а также дымы сгорания, закачиваемый рабочий агент и пары воды.
Кроме того, применение высоких температур приводит к распаду крупной макромолекулы органического вещества угля, независимо от стадии углефикации, на отдельные молекулы, осколки и радикалы, в том числе и химически активные вступающие в реакцию с пластовой водой, загрязняя ее;
- для локализации продуктов газификации в районе очага горения постоянно поддерживают давление ниже гидростатического посредством извлечения пластовой воды на дневную поверхность;
- газификация возможна на глубинах более 500 метров;
- периодичность газификации, вызванная необходимостью подачи дополнительного топлива при росте потребления электрического тока, а также использование, кроме скважин, различного оборудования, устройств и приспособлений.
Целью настоящего изобретения является производство газа углефикации с локализацией его в залежи.
Необходимость в этом диктуется высокой степенью выработанности запасов углеводородов, в том числе и газообразных, при наростающем темпе их потребления.
В то же время, на современном этапе геологического развития Земли, по данным Международной конференции по энергетике, около 70% мировых запасов угля находятся на низкой и средней (Б, Д и Г) стадии углефикации, синонимом которой для группы каменных углей является метаморфизм, и если даже половину этого угля перевести в газообразное и жидкое топливо человечество будет обеспечено энергией на 700 лет.
За 27 лет, прошедшие со времени публикации итогов этой конференции, информация о других способах подземной газификации угля, кроме как посредством его сжигания в пласте, в литературе, в том числе и патентной, не встречается.
Однако факты выделения газа из угля в регионах без признаков внедрения в угленосную толщу источников тепла с температурой, равной температуре горения угля, показывают, что уголь можно переводить в газ, не подвергая горению.
Известно, что в природных условиях продукты повышения углефикации представлены такими же газами, которые составляют газовые, газоконденсатные и газонефтяные залежи и выделяются в процессе последовательного углефикационного преобразования угля с увеличением глубины захоронения (погружения) ˜ от 1200 до 7300 метров, что соответствует температурам ˜ от 36 до 220°С (от слоя постоянной температуры при геотермическом градиенте 30°С на 1000 м заглубления). Под действием увеличивающихся в этом интервале температуры и давления в постоянно влажной пористой среде угли проходят все стадии углефикации: буроугольную - Б, длиннопламенную - Д, газовую - Г, пламенно-жирную - ПЖ, коксовую - К, отощенно-спекающуюся - ОС, тощую - Т и антрацит - А. При этом содержание органического вещества в угле закономерно от стадии к стадии сокращается ˜ с 50% в буром угле до 0.5% в антраците. Продолжительность захоронения (погружения) угольного пласта на глубину, достаточную для практически полной его дегазации, зависит от интенсивности, тектонической активности и ее направленности и может измеряться десятками и сотнями миллионами лет. С прекращением погружения и соответственно температуры углефикация прекращается на достигнутой стадии.
Для того чтобы продолжить их углефикацию и сократить по времени (на 6-7 порядков) этот процесс, достаточно направить в угленосную толщу тепловой поток из залегающих глубже водоносных горизонтов.
Из гидрогеологической и нефтегазопоисковой практики известно о широком распространении в осадочной толще на разных глубинах водоносных горизонтов с термальной водой и гидростатическим пластовым давлением.
Поставленная цель достигается тем, что по предлагаемому способу внутрипластовой газификации ископаемого угля, включающему бурение скважины с поверхности, прогревание угольного пласта, локализацию и отбор продуктов газификации, скважину бурят в своде ловушки, последовательно вскрывают газонепроницаемую покрышку, угольный пласт или угленосную толщу, водоносный горизонт, из которого термальную пластовую воду - теплоноситель по стволу скважины внедряют в угольный пласт для его прогревания, при этом осуществляют повышение существующей углефикации с выделением газа до наступления температурного равновесия, в локализованном пределами ловушки пространстве, газ отбирают через перфорацию стенок скважины в интервале залегания коллектора под покрышкой, в своде ловушки, при этом между кровлей угольного пласта и подошвой коллектора под покрышкой ствол скважины перекрывают.
Существенное отличие предлагаемого способа газификации от способа по заявке Великобритании №1501310, по которому газификация проводится периодически с использованием одной - двух скважин для горения угля и столько же для отбора продуктов газификации, состоит в том, что бурится одна скважина в своде ловушки для вскрытия последовательно по глубине объектов, обеспечивающих внутрипластовую газификацию ископаемого угля. К таким объектам относятся: газонепроницаемая покрышка, угольный пласт или угленосная толща и водоносный горизонт или несколько горизонтов на разной глубине.
Существующая стадия углефикации вскрытого угольного пласта отражает температуру (палеотемпературу), которую он испытал на максимальной глубине захоронения, и долю органической массы, оставшейся в угле от воздействия этой температуры. Исходя из стадии углефикации этого угля, в залегающих глубже отложениях вскрывают водоносный горизонт с производительностью и температурой выше, чем испытал ранее угольный пласт, и достаточной, чтобы повысить его углефикацию на несколько стадий, и производительностью. Из этого горизонта через ствол скважины термальную пластовую воду - теплоноситель внедряют в угольный пласт для его прогревания и соответственно повышения углефикации с выделением газа, который является продуктом газификации.
Для увеличения потока теплоносителя ствол скважины перекрывают от кровли угольного пласта до коллектора под покрышкой. Верхнюю часть скважины от коллектора до устья используют для отбора продуктов газификации.
Приуроченность скважины к своду ловушки обеспечивает газификацию угля в локализованном пределами ловушки пространстве и накопление продуктов газификации в своде ловушки для стабильного и долговременного отбора (до наступления температурного равновесия между водоносным горизонтом и угольным пластом).
Принципиальное отличие предлагаемого способа от способа по заявке Великобритании №1501310, по которому угольный пласт прогревают теплотой, выделяющейся при горении угля и части производимых продуктов в пласте, заключается в том, что для прогревания угольного пласта (угленосной толщи) используют теплоноситель - термальную пластовую воду из водоносного горизонта, залегающего глубже угольного пласта, и соответственно прогретую за счет геотермического градиента 30°С на 1000 м (от слоя постоянной температуры), до температуры, при которой существующая углефикация повысится на несколько стадий (например, 4-5).
Так, углефикация бурого угля и соответственно выделение газа начнется с его прогрева до температуры выше 50°С, а каждой последующей стадии, т.е. более углефицированного, на 20-30°С выше.
Прогреванием бурого (Б) угля теплоносителем 120°С обеспечивается выделение 26% газа из 50% содержащегося в угле органического вещества, а теплоносителем 150°С - 30%.
При газификации длиннопламенных (Д) углей теплоносителем с такими же температурами (120 и 150°С) выделится газов углефикации соответственно, 13 и 19% из 38 оставшихся от предшествующей стадии, но увеличится доля высших углеводородов. Углефикация тех и других углей достигнет пламенно-жирной (ПЖ) при 120°С и коксовой (К) стадии при 150°С (см. фиг.1).
Теплоноситель извлекают скважиной, пробуренной в своде ловушки, до вскрытия под угольным пластом водоносного горизонта с максимально высокой температурой и производительностью. Температура теплоносителя является показателем уровня возможного прогрева угольного пласта и соответственно доли выделившегося из него газа, а от производительности зависит темп прогрева, т.е. отрезок времени от начала прогрева до наступления температурного равновесия между водоносным горизонтом и угольным пластом.
Для сокращения потерь тепловой энергии и увеличения давления внедрения теплоносителя в угольный пласт ствол скважины от его кровли до коллектора перекрывают (например, цементным мостом).
Теплоноситель из водоносного горизонта через перфорацию стенок ствола скважины внедряют (перепускают) в угольный пласт за счет разности давлений и перекрытия возможности его дальнейшего подъема (см. фиг. 2).
Таким образом, прирост температуры достигается не за счет сжигания угля в пласте, как это делается по заявке №1501310, или увеличения глубины захоронения, как это происходит в природных условиях, а внедрением теплоносителя с глубины, на которой углефикация, в случае захоронения угольного пласта на эту глубину, превысит существующую на несколько стадий.
Следующее принципиальное отличие предлагаемого способа от способа по заявке Великобритании №1501310, по которому продукты газификации состоят из смеси "богатых" и "бедных" газов, дымов сгорания, рабочего агента и паров воды, заключается в том, что продуктом газификации являются газы углефикации, выделение которых начинается через 10-20 суток после прогрева угольного пласта до палеотемпературы, т.е. выше, чем он испытывал в природных условиях, и продолжается до наступления температурного равновесия (см. фиг. 1).
Происходит последовательное, по величине прочности химических связей, их отщепление от макромолекулы органического вещества угля.
Доля метана (СН4) в газах углефикации угля длиннопламенной (Д) стадии достигает 70%.
Наряду с метаном и его ближайшими гомологами, с достижением угольным пластом температуры свыше 105°С выделяются и высшие (С 5+В) углеводороды.
Дальнейшее увеличение температуры приводит к дефициту водорода в молекулах высших углеводородов.
Из всех выделяющихся газов доля высших углеводородов не превышает одного процента.
Газы углефикации включают все углеводородные компоненты природных газов, входящих в состав газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей.
Следующее существенное отличие предлагаемого способа от способа по заявке Великобритании №1501310, по которой локализация продуктов газификации проводится за счет поддержания в районе очага горения пластового давления ниже гидростатического, заключается в том, что газификацию ведут в локализованном пределами ловушки пространстве, в геологическом разрезе которого, выше угольного пласта, имеется газонепроницаемая покрышка, куда продукты газификации, за счет относительно низкой плотности и подъема пластов к своду, вынуждены перемещаться (мигрировать) и скапливаются под покрышкой.
От экранирующих свойств покрышки, при прочих равных условиях, зависит объем возможного накопления и сохранения под ней газа, а отсюда и варианты эксплуатации сформировавшейся залежи:
- для удовлетворения текущих нужд, в том числе в автономных (не зависящих от магистральных газопроводов) газопотребляющих центрах;
- для наполнения подземных хранилищ газа на трассах газопроводов в случае нештатных ситуаций или покрытия сезонных перегрузок при крупных газопотребителях;
- для заполнения выработанных газовых залежей, в том числе и на длительное хранение.
Экспериментально факт выделения газов углефикации при увеличении стадии углефикации с повышением температуры можно подтвердить и одновременно уточнить указанные параметры, заменив операцию прироста температуры в процессе внедрения в угольный пласт теплоносителя (по предлагаемому способу) или увеличения глубины захоронения угольного пласта (природный процесс) на погружение снаряда с навеской угля (10-15 кг) в скважину глубиной 6000-7000 м при установившемся тепловом режиме и уровне пластовой воды.
Погружать на трубе с остановками через 500-700 м на 10-20 суток, начиная с глубины, уже испытываемой подопытным углем (по стадии углефикации). При этом отбирать и анализировать изменение объема и содержания всех компонентов газа (особенно высших углеводородов), поступающего от навески, а для чистоты эксперимента и поступающего по стволу скважины.
В результате погружения органическое вещество угля за 120-180 суток (в зависимости от продолжительности остановок) испытает прирост температуры до 180-210°С (в зависимости от глубины скважины и геотермического градиента) и достигнет тощей (Т) стадии углефикации.
При этом из 10 кг бурого угля выделится 3,5-4,5 м3 газа, в котором около 1% высших (С 5 +В) углеводородов.
Возможность накопления газа под газонепроницаемыми покрышками подтверждается фактами строительства, эксплуатации и контроля подземных хранилищ газа (ПХГ).
Предлагаемый способ поясняется двумя схемами. На фиг. 1 отображено содержание органического вещества в углях в зависимости от стадии углефикации. На фиг. 2 показана принципиальная схема конструкции скважины, обеспечивающая реализацию способа.
На фиг.1 кривая отображает содержание органического вещества в % (потенциальных газов) в зависимости от стадии углефикации (Су) где: 1 - буроугольная - Б, 2 - длиннопламенная - Д, 3 - газовая - Г, 4 - пламенно-жирная - ПЖ, 5 - коксовая - К, 6 - отощенно-спекающаяся -ОС, 7 - тощая - Т и 8 - антрацит - А, в результате воздействия температуры (°С) на глубине (в тысячах метров) при среднем геотермическом градиенте 30°С на тысячу метров от слоя постоянной температуры.
По кривой определяют температуру теплоносителя, необходимую для газификации угля конкретной стадии углефикации, и выход продуктов газификации, который может выделиться в результате его прогрева до температуры теплоносителя.
На фиг. 2 изображена принципиальная схема конструкции скважины, обеспечивающая реализацию способа, где:
1 - угольный (угленосный) пласт;
2 - газонепроницаемая покрышка;
3 - свод ловушки;
4 - ствол скважины;
5 - водоносный горизонт;
6 - цементаж затрубного пространства;
7 - перфорация стенки скважины в интервале водоносного горизонта;
8 - перфорация стенки скважины в интервале угольного пласта;
9 - перфорация стенки скважины в интервале коллектора под покрышкой;
10 - цементный мост в стволе скважины в интервале от кровли угольного пласта до подошвы коллектора;
11 - устье скважины;
12 - направление потока теплоносителя из водоносного горизонта в угольный пласт;
13 - направление движения продуктов газификации;
14 - коллектор;
15 - газовая залежь.
Пример: В угленосной провинции, где угольный(ые) пласт(ы) - 1 перекрыт газонепроницаемой покрышкой - 2, в своде ловушки - 3 (например, поднятия) бурят, в соответствии с требованием горнотехнического наряда (ГТН) и правил техники безопасности (ТБ), скважину - 4 до вскрытия под угольным пластом водоносного горизонта - 5.
Затрубное пространство цементируют - 6. Стенки скважины перфорируют в интервалах: водоносного горизонта - 7, угольного пласта - 8 и коллектора под покрышкой - 9. Выше кровли угольного пласта до подошвы коллектора ствол скважины перекрывают, например, цементным мостом - 10.
Степень вскрытия (перфорации) водоносного горизонта - 7 и коллектора - 9 должна обеспечивать, соответственно, максимальные притоки теплоносителя и газа в скважину, а угольного пласта - 8 - максимальную приемистость теплоносителя. Устье скважины оборудуют на прием газа.
В оборудованной таким образом скважине теплоноситель из водоносного горизонта - 5 через перфорацию - 7 по стволу скважины - 4 движется - 12 через перфорацию - 8 в угольный пласт - 1 (за счет разности давления и перекрытия возможности его дальнейшего подъема), стекая по поверхностям напластования, трещинам и др. ослабленным участкам прогревает его.
В результате происходит отщепление от крупных макромолекул органического вещества угля газов углефикации, которые, имея меньшую плотность относительно водонасыщенных горных пород, перемещаются (мигрируют) - 13 в направлении подъема пластов к своду поднятия - 3. Здесь они задерживаются в коллекторе - 14 под покрышкой, образуя залежь - 15, откуда через перфорацию - 9 поступают на устье - 11 скважины.
Использование предлагаемого способа внутрипластовой газификации ископаемого угля, по сравнению с существующими, в том числе и природного, обеспечивает следующие преимущества:
- возможность производить (вырабатывать) из угля, независимо от его возраста и глубины залегания, горючий газ, идентичный газу, составляющему газовые, газоконденсатные и газонефтяные залежи, не сжигая его и часть выделяемых при этом горючих газов в пласте, а увеличивая существующую углефикацию за счет использования глубинного тепла;
- заполнять (аккумулировать) этим газом природные ловушки, в том числе из под выработанных залежей и подземных хранилищ газа (ПХГ) и регулировать объем их наполнения путем извлечения на поверхность газа, накапливающегося в ловушке, а не загрязненной пластовой воды из района очага горения;
- простота исполнения. Условия, обеспечивающие повышение существующей углефикации с неизбежным выделением газа, его аккумуляцию и добычу, создают всего лишь одной скважиной, пробуренной в своде ловушки;
- возможность создавать новые автономные (независимые от магистральных газопроводов) газодобывающие центры для долговременного, стабильного и бесперебойного снабжения газом населения и промышленных объектов, а также реанимировать добычу в старых, с выработанными ресурсами, регионах, не осваивая новые труднодоступные территории;
- накопить базу данных для оценки возможности:
- определения зависимости наполнения ловушки газом (по объему) от мощности, состава и других параметров отдельных пластов (слоев), участвующих в ее строении;
- переработки добываемого угля теплоносителем с температурой не выше, чем в природных условиях испытывал антрацит (˜20-250°С).
При существующей геологической изученности недр и равенстве температуры угольного пласта, ранее испытанной и на современном этапе, реализация способа возможна через 3-5 лет после начала прогревания угольного пласта, в противном случае, при прочих равных условиях, сроки увеличиваются.
Контроль за состоянием формирования залежей осуществлять в соответствии с требованиями Правил строительства и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).
Кроме того, необходим контроль за возможным обогащением газа высшими углеводородами (С5+ В) при его миграции через толщу пород от угольного пласта до покрышки и для предотвращения их потерь (˜20-30%) в результате перехода в жидкое состояние.
Способ внутрипластовой газификации ископаемого угля, включающий бурение скважины с поверхности, прогревание угольного пласта, локализацию и отбор продуктов газификации, отличающийся тем, что скважину бурят в своде ловушки, последовательно вскрывают газонепроницаемую покрышку, угольный пласт или угленосную толщу, водоносный горизонт, из которого термальную пластовую воду - теплоноситель по стволу скважины внедряют в угольный пласт для его прогревания, при этом осуществляют повышение существующей углефикации с выделением газа до наступления температурного равновесия в локализованном пределами ловушки пространстве, газ отбирают через перфорацию стенок скважины в интервале залегания коллектора под покрышкой в своде ловушки, при этом между кровлей угольного пласта и подошвой коллектора под покрышкой ствол скважины перекрывают.
