Способ экологически чистой подземной газификации глубокозалегающих углей

Изобретение относится к области горного дела и, прежде всего, к подземной газификации угля на месте его естественного залегания на больших глубинах. Техническим результатом является предотвращение экологического загрязнения подземных вод продуктами термического разложения угля за счет минимизации миграции продуктов газификации из подземного газогенератора. Способ подземной газификации угля заключается в подготовке подземного газогенератора к эксплуатации и осуществлении газификации угля. При этом процесс газификации осуществляют при контролировании давления в подземном газогенераторе и корректировке гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин. Контролируют гидростатический уровень подземных вод и концентрации химических загрязнителей в подземных водах с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин. Снижают гидростатический уровень подземных вод включением в работу дренажных скважин и вертикальных, которые оборудуют к началу процесса газификации в качестве водоотливных. Отвод продуктов газификации первоначально осуществляют через вертикальную скважину, затем - через газоотводящие скважины. Отобранные скважинами подземные воды подвергают очистке в поверхностном комплексе от загрязнителей. В отработанном пространстве подземного газогенератора производят очистку подземных вод с использованием биологического метода разложения и нейтрализации загрязнителей. 7 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области горного дела и, прежде всего, к подземной газификации угля (ПГУ) на месте его естественного залегания на больших глубинах (до 1000 м). При этом также решается задача предотвращения экологического загрязнения подземных вод гидросферы продуктами термического разложения угля.

Специальными натурными экспериментами, проведенными в Бельгии (г.Тулен) на глубине 900-1000 м, было показано, что осуществить ПГУ в канале не удается [Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004, с.91-94]. Канал газификации заполнялся угольной мелочью, процесс газификации осуществлялся фильтрационным способом, т.е. при повышенном давлении до 2,0 МПа (20 атм) и ограниченном расходе дутья. Такой режим газификации не может быть промышленным способом получения газа ПГУ. Причиной заполнения узких буровых каналов угольной мелочью является проявление горного давления на больших глубинах. Технических решений по компенсации горного давления в буровых каналах подземного газогенератора не было предложено. Предотвращение экологического загрязнения подземных вод гидросферы продуктами термического разложения угля вообще не рассматривалось.

Вследствие этого в 90-е годы XX столетия Европейский союз принял решение о проведении экспериментов по ПГУ на глубине 500 м (Северная Испания).

Известным техническим решением эксплуатации узких буровых каналов в угольном пласте является их огневое расширение путем противоточного перемещения очага горения по буровому каналу навстречу воздушному дутью [RU 2209984, 2003]. Однако реализация этого решения в условиях высокого горного давления на большой глубине не рассматривалась и не предлагалась, тем более с учетом предотвращения экологического загрязнения подземных вод.

Задачей данного изобретения является получение технического результата, выражающегося в создании системы реакционных каналов на большой глубине (до 1000 м), предотвращающей заполнение узких буровых каналов угольной мелочью и не позволяющей осуществлять ПГУ традиционным и эффективным методом потока при низком давлении до 0,3 МПа (3 атм) при одновременной минимизации миграции продуктов газификации из подземного газогенератора, а следовательно, существенном сокращении возможностей загрязнения подземных вод, что позволяет отнести его к комплексным и универсальным техническим решениям.

Поставленная задача решается тем, что согласно изобретению в способе экологически чистой подземной газификации углей, заключающемся в бурении на участке газификации серии скважин, обсаживании их на всю длину, включая породную и угольную части, соединении дутьевых и газоотводящих скважин в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации путем розжига угольного пласта при помощи поперечной наклонно-горизонтальной скважины и соединенной с ней, по крайней мере, одной вертикальной скважины, подготовке газоотводящих и эксплуатации дутьевых скважин в процессе осуществления газификации при контролировании давления в подземном газогенераторе и корректировке гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин, контролировании гидростатического уровня подземных вод и концентрации химических загрязнителей в подземных водах с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин и снижении гидростатического уровня подземных вод путем включения в работу дренажных скважин и, по крайней мере, одной вертикальной скважины, которую оборудуют к началу процесса газификации в качестве водоотливной, соединение дутьевых и газоотводящих скважин в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации осуществляют огневой проработкой с оплавлением обсадных колонн и расширением угольных частей поперечной наклонно-горизонтальной и каждой из газоотводящих скважин поочередно, начиная с соседней с местом розжига угольного пласта, путем противоточного перемещения очага горения нагнетанием в них дутья, после чего переходят к процессу газификации выгазовыванием угольного пласта, при этом отвод продуктов газификации первоначально осуществляют через, по крайней мере, одну вертикальную скважину, затем через газоотводящие скважины, а отобранные, по крайней мере, одной водоотливной и дренажными скважинами подземные воды подвергают очистке в поверхностном комплексе от химических загрязнителей.

Способствует достижению технического результата то, что:

- в конкретном примере угольные части газоотводящих и поперечной наклонно-горизонтальной скважин обсаживают на всю длину потайной обсадной колонной;

- обычно нагнетание дутья в газоотводящие скважины производят после проявления признаков их сообщаемости с поперечной наклонно-горизонтальной скважиной, которые фиксируют по появлению продуктов горения и статического давления на их головках;

- по крайней мере, две вертикальные скважины, из числа впоследствии соединенных с поперечной наклонно-горизонтальной скважиной, располагают по боковым границам подземного газогенератора;

- при прогнозировании большого водопритока до начала процесса газификации по боковым границам подземного газогенератора бурят заградительные направленные скважины по угольному пласту, обсаживают их на всю длину, включая породную и угольные части, соединяют с вертикальными скважинами, расположенными по боковым границам подземного газогенератора, и осуществляют огневую проработку с оплавлением обсадных колонн и расширением угольных частей заградительных направленных скважин путем противоточного перемещения очага горения нагнетанием в них дутья, а для снижения гидростатического уровня подземных вод их отбор проводят из заградительных направленных скважин через вертикальные скважины, расположенные по боковым границам подземного газогенератора, которые оборудуют к началу процесса газификации в качестве водоотливных;

- угольные части заградительных направленных скважин обсаживают на всю длину потайной обсадной колонной;

- местоположение очага горения при противоточном его перемещении и, соответственно, оплавление обсадных колонн контролируют путем предварительной установки в них теплозамыкающих электрических цепей, соединенных на поверхности с электрическим измерительным прибором;

- после окончания процесса газификации при наличии остаточной концентрации химических загрязнителей в подземных водах отработанного пространства подземного газогенератора, превышающей предельно допустимые значения, производят в нем очистку подземных вод с использованием биологического метода разложения и нейтрализации загрязнителей.

Кроме того, по мере выгазовывания угольного пласта вдоль поперечной наклонно-горизонтальной скважины, контролируют появление продуктов горения и нарастание статического давления на головках газоотводящих скважин, которые могут быть наклонно-направленными или наклонно-горизонтальными, соответственно, для наклонных и горизонтальных угольных пластов, а после появления признаков гидродинамического их соединения с реакционным каналом вдоль наклонно-горизонтальной скважины в эти газоотводящие скважины начинают нагнетать воздушное дутье для противоточного перемещения очага горения и расширения их угольной части.

В процессе такой подготовительной огневой проработки газоотводящих скважин отвод газа первоначально осуществляют через вертикальную (выполнившую функцию розжиговой) скважину, а затем через постепенно вводимые в эксплуатацию (после огневого расширения) наклонно-направленные или наклонно-горизонтальные скважины. При этом происходит оплавление обсадных колон и расширение угольных частей.

Подготовка газоотводящей скважины может быть завершена созданием емкости подземного сепаратора.

Сопоставленный анализ предлагаемого решения с известными показывает, что заявленный способ в предложенной совокупности существенных признаков формулируется впервые и придает проблеме освоения ПГУ, особенно на больших глубинах, при одновременной минимизации миграции продуктов газификации из подземного газогенератора конкретный и универсальный характер, т.е. соответствует критерию «новизна».

Заявляемый способ соответствует также изобретательскому уровню, т.к. отличительные признаки и их совокупность позволяют (в отличие от негативного опыта середины 80-х годов XX века в г.Тулене) в условиях повышенного горного давления на глубине 1000 м осуществлять подземную газификацию в свободных угольных каналах.

Предлагаемый способ иллюстрируется принципиальной схемой модуля подземного газогенератора и технологическим регламентом его подготовки к эксплуатации в условиях проявления горного давления.

На фиг.1 показан модуль подземного газогенератора по предложенному способу в начальной стадии процесса газификации - подготовительной; на фиг.2 - то же в конечной стадии процесса газификации - заключительной.

Рассмотрим основные этапы реализации предлагаемого способа. Традиционная конструкция подземного газогенератора состоит из серии параллельно расположенных наклонно-горизонтальных газоотводящих 1 и дутьевых 2 скважин. Их трассы пересекаются поперечной наклонно-горизонтальной скважиной 3. Пробурены вертикальные скважины 4, которые соединены с наклонно-горизонтальной скважиной 3, а также гидронаблюдательные 5, дренажные 6 и заградительные направленные по угольному пласту скважины 7. В районе пересечения горизонтального участка наклонно-горизонтальной скважины 3 и крайних газоотводящих скважин 1 (по боковым границам подземного газогенератора) пробурены вертикальные скважины 8, которые также соединены с наклонно-горизонтальной скважиной 3.

Заградительные направленные по угольному пласту скважины 7 соединены с вертикальными скважинами 8. Термически подготовленные дрены 9 выполнены в угольных частях скважин 7 (фиг.2).

Дутьевые 2 и газоотводящие 1 скважины пересекаются поперечной наклонно-горизонтальной скважиной 3 на горизонте розжига 10, при этом газоотводящие скважины 1 могут иметь емкости 11 подземного сепаратора (фиг.1).

В единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации 12 соединены дутьевые 2 и газоотводящие 1 скважины.

Конечная стадия завершающей (заключительной) газификации представлена конечной линией 13 выгазовывания угольного пласта, ограничивающей отработанное пространство (выгазованный объем) 14.

Способ осуществляется следующим образом. Бурится серия скважин. Скважины подземного газогенератора: газоотводящие 1, дутьевые 2, наклонно-горизонтальная 3, в т.ч. и заградительные направленные по угольному пласту 7 (при наличии) обсаживаются на всю длину, включая породную и угольную части, причем угольная часть (длиной ~300 м) газоотводящих 1, наклонно-горизонтальной (длиной ~320÷400 м) 3 и заградительных направленных по угольному пласту скважин (длиной ~300 м) 7 перекрывается свободной трубой, например, потайной колонной труб (на чертежах показана пунктиром), диаметром несколько меньшим диаметра бурового канала. Вертикальные скважины 4, 8 обсаживают и заканчивают в угольном пласте. Гидронаблюдательные 5 и дренажные 6 скважины сооружаются обычным образом. Дренажные скважины 6 обычно перфорированы на всю длину и служат для осушения участка газификации, в том числе и для предварительного осушения. Между скважинами 1 расстояние может быть ~80÷100 м.

Бурение заградительных направленных скважин 7 и последующее соединение с вертикальными скважинами 8, равно как и других скважин 1, 2, 3, 4 осуществляют с использованием современных навигационных систем и известного специалистам технологического инструмента.

В забое вертикальной скважины, например, 4 или 8 разжигается угольный пласт и нагнетается воздух высокого давления для развития высокотемпературной воспламененной зоны. Одновременно с розжигом угольного пласта осуществляют контроль за давлением на головках закрытых скважин 1 и 3 и периодически берут на химический анализ пробы газа из них. После появления в отбираемых пробах продуктов горения угля, а также роста статического давления на головках этих скважин, в них начинают нагнетать воздушное дутье в количестве 800÷1000 м³/ч. Отводят газ через вертикальную скважину 4 или 8.

В результате противоточного перемещения очага горения расширяется буровой канал до 1000 мм и одновременно оплавляется колонна (на чертежах показано двумя пунктирными линиями). Создается первоначальный реакционный канал газификации 12.

Согласно специальному эксперименту, проведенному на Южно-Абинской станции «Подземгаз» на газогенераторе №18, при расходе воздуха 1700 м³/ч скорость перемещения очага горения навстречу дутью составляла около 1 м/ч. При этом скважина была обсажена и зацементирована на всю длину, длина обсадки по угольному пласту составляла 183 м.

Характерно, что в чистом (необсаженном) угольном канале на расходе воздуха 1740 м³/ч скорость противоточного перемещения очага горения составляла 1,66 м/ч.

Контроль за местоположением очага горения, перемещающимся по угольной части скважин 3 и 1, осуществляют известным образом с помощью теплозамыкающих электрических цепей, соединенных на поверхности с электрическим измерительным прибором [RU 2236599, 2004]. Это известное средство представляет собой электропровод на всю длину скважины, по длине провода впаяны (через 20÷40 м) устройства, заполненные легкоплавким металлом (например, сплавом Вуда). При приближении очага горения к этому устройству и нагреву его до 60÷70°С сплав переходит в жидкое состояние, и электрическая цепь замыкается. Возникновение замкнутой электрической цепи фиксируется на поверхности электрическим измерительным прибором.

После завершения огневой проработки крайней газоотводящей скважины 1 она постепенно переводится с режима нагнетания воздуха на режим газоотвода, при этом вертикальная скважина, с помощью которой был осуществлен розжиг угольного пласта, либо закрывается, либо переводится на дутьевой режим.

При наличии заградительных направленных скважин 7 на участке газификации их огневую проработку с оплавлением обсадных колонн и расширением угольных частей осуществляют с использованием вертикальных скважин 8 аналогичным образом.

После того как будут соединены дутьевые 2 и газоотводящие 1 скважины в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации 12, подготовлены газоотводящие скважины 1, оборудованы вертикальные скважины 4, 8 в качестве водоотливных, приступают к наиболее производительной фазе процесса газификации угольного пласта.

По мере выгазовывания угля вдоль поперечного горизонтального канала 3 поочередно вводятся в эксплуатацию все дутьевые 2 и газоотводящие 1 скважины. При этом гидравлическую связь их с первоначальным реакционным каналом газификации 12 контролируют путем замера статического давления и состава газа на закрытых головках этих скважин. Ранее по тексту эта контрольная операция была изложена применительно к периоду огневой проработки угольной части скважины 3 и крайней скважины 1.

Ввод в эксплуатацию новых дутьевых 2 и газоотводящих 1 скважин позволяет интенсифицировать процесс выгазовывания угля в пределах подземного газогенератора и постепенно выйти на промышленные дебиты: дутьевая скважина 8÷10 тыс. м³/ч; газоотводящая скважина 10÷12 тыс. м³/ч.

Для снижения гидростатического уровня подземных вод в процессе газификации их отбор проводят из водоотливных и дренажных скважин 4, 6, а из заградительных направленных скважин 7 (при их наличии), представляющих собой термически подготовленные дрены 9, через вертикальные скважины 8, оборудованные к началу процесса газификации в качестве водоотливных.

Отобранные водоотливными и дренажными скважинами 4, 8, 6 подземные воды подвергают очистке в поверхностном комплексе от химических загрязнителей.

В процессе осуществления газификации проводят контролирование давления в подземном газогенераторе и корректировку гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин 2, 1, контролируют гидростатический уровень подземных вод и концентрацию химических загрязнителей в подземных водах с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин 5, 6 и снижают гидростатический уровень подземных вод путем включения в работу вертикальных (водоотливных) скважин 4, 8 и дренажных скважин 6.

После окончания процесса газификации при наличии остаточной концентрации химических загрязнителей в подземных водах отработанного пространства подземного газогенератора, превышающей предельно допустимые значения, производят в нем очистку подземных вод с использованием биологического метода разложения и нейтрализации загрязнителей.

Итак, перекрытие буровых каналов в угольной части металлической колонной и последующая их проработка (расширение) путем противоточного перемещения очага горения позволяют осуществить процесс ПГУ в реакционных каналах, чего не удалось осуществить в проекте в г.Тулене (Бельгия) на глубине около 1000 м из-за негативного проявления горного давления.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет реализовать главное преимущество ПГУ - безлюдную разработку угольных пластов путем их превращения в горючий газ на глубинах 500÷1000 и более метров при одновременной минимизации миграции продуктов газификации из подземного газогенератора.

1. Способ экологически чистой подземной газификации углей, заключающийся в бурении на участке газификации серии скважин, обсаживании их на всю длину, включая породную и угольную части, соединении дутьевых и газоотводящих скважин в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации путем розжига угольного пласта при помощи поперечной наклонно-горизонтальной скважины и соединенной с ней, по крайней мере, одной вертикальной скважины, подготовке газоотводящих и эксплуатации дутьевых скважин в процессе осуществления газификации при контролировании давления в подземном газогенераторе и корректировке гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин, контролировании гидростатического уровня подземных вод и концентрации химических загрязнителей в подземных водах с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин и снижении гидростатического уровня подземных вод путем включения в работу дренажных скважин и, по крайней мере, одной вертикальной скважины, которую оборудуют к началу процесса газификации в качестве водоотливной, причем соединение дутьевых и газоотводящих скважин в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации осуществляют огневой проработкой с оплавлением обсадных колон и расширением угольных частей поперечной наклонно-горизонтальной и каждой из газоотводящих скважин поочередно, начиная с соседней с местом розжига угольного пласта, путем противоточного перемещения очага горения нагнетанием в них дутья, после чего переходят к процессу газификации выгазовыванием угольного пласта, при этом отвод продуктов газификации первоначально осуществляют через, по крайней мере, одну вертикальную скважину, затем через газоотводящие скважины, а отобранные дренажными и, по крайней мере, одной водоотливной скважинами подземные воды подвергают очистке в поверхностном комплексе от химических загрязнителей.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что угольные части поперечной наклонно-горизонтальной и газоотводящих скважин обсаживают на всю длину потайной обсадной колонной.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетание дутья в газоотводящие скважины производят после проявления признаков их сообщаемости с поперечной наклонно-горизонтальной скважиной, которые фиксируют по появлению продуктов горения и статического давления на их головках.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что, по крайней мере, две вертикальные скважины из числа соединенных с поперечной наклонно-горизонтальной скважиной располагают по боковым границам подземного газогенератора.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что до начала процесса газификации по боковым границам подземного газогенератора бурят заградительные направленные скважины по угольному пласту, обсаживают их на всю длину, включая породную и угольные части, соединяют с вертикальными скважинами, расположенными по боковым границам подземного газогенератора, и осуществляют огневую проработку с оплавлением обсадных колонн и расширением угольных частей заградительных направленных скважин путем противоточного перемещения очага горения нагнетанием в них дутья, а для снижения гидростатического уровня подземных вод их отбор проводят из заградительных направленных скважин через вертикальные скважины, расположенные по боковым границам подземного газогенератора, которые оборудуют к началу процесса газификации в качестве водоотливных.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что угольные части заградительных направленных скважин обсаживают на всю длину потайной обсадной колонной.

7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что местоположение очага горения при противоточном его перемещении и, соответственно, оплавление обсадных колон контролируют путем предварительной установки в них теплозамыкающих электрических цепей, соединенных на поверхности с электрическим измерительным прибором.

8. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что после окончания процесса газификации при наличии остаточной концентрации химических загрязнителей в подземных водах отработанного пространства подземного газогенератора, превышающей предельно допустимые значения, производят в нем очистку подземных вод с использованием биологического метода разложения и нейтрализации загрязнителей.