Способ подземной газификации

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам подземной газификации. В угольном пласте располагают горизонтальные участки скважин. Осуществляют сбойку скважин, розжиг, подачу дутья. Отводят продуктивный газ с формированием на горизонтальных участках скважин трубопроводов и перемещением их выпускных отверстий по скважине по мере выгазовывания угля. Горизонтальные участки скважин в угольном пласте формируют длиной, по меньшей мере, вдвое превышающей расстояние между скважинами. Скважины располагают на почве пласта и формируют повышенным диаметром, для чего используют установки наклонно-направленного бурения. Трубопроводы, формируемые в горизонтальных скважинах, выполняют из материала с температурой плавления до 150°С, а их стенки снабжают перфорацией. В угольном массиве выше скважин, образующих газогенератор, в пределах его проектного контура бурят горизонтальные разуплотняющие скважины. Через последние осуществляют пропитку угольного массива жидким диоксидом углерода, после чего устья скважин герметично перекрывают. Изобретение обеспечивает стабильное получение высококалорийного газа с высокой полнотой газифицирования запасов угольного пласта независимо от его мощности и прочности угля, упрощает реализацию способа. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при подземной газификации преимущественно при отработке пластов угля средней и большой мощности, например, для получения газа, используемого в качестве сырья для производства жидкого топлива.

Известен способ подземной газификации, предусматривающий бурение системы дутьевых и газоотводящих скважин, которые соединяют реакционными каналами, формирование огневого канала, розжиг газогенератора и его выгазовывание с соответствующим перемещением огневого забоя и закладкой выгазованного пространства закладочным материалом в жидком состоянии, с подачей его через скважины (US №4437520, кл. B21E 33/138, 1984).

Недостаток этого решения в больших дополнительных затратах на осуществление комплекса закладочных работ. Кроме того, безвозвратно теряется тепло вмещающего массива и золы, остающихся после выгазовывания угля, и недостаточно эффективно используется система дутьевых и газоотводящих скважин, которые после окончания газификации запасов угля попросту погашаются (тем самым доля затрат на комплекс буровых работ в общей стоимости товарного газа составляет существенную часть).

Известен способ подземной газификации, включающий бурение системы воздухоподводящих и газоотводящих скважин, формирование огневого забоя и выгазовывание запасов газогенератора нисходящими слоями с перемещением огневого забоя в пределах слоя с последующим заполнением выработанного пространства каждого слоя инертными материалами (патент ФРГ №3404455, кл. C10J 5/00, 1985).

Недостаток этого технического решения в больших объемах подготовительных работ (поскольку подготовку и газификацию каждого последующего слоя газогенератора повторяют столько раз, сколько это необходимо для выгазовывания всей толщи газогенератора). Кроме того, в этом случае необходимо использование значительных объемов инертных материалов, что при отсутствии в районе газогенератора отвалов горнообогатительного производства вызовет необходимость добычи и транспортирования закладочного материала.

Известен также способ подземной газификации, включающий расположение в угольном пласте горизонтальных участков скважин, сбойку скважин, розжиг, подачу дутья и отвод продуктивного газа, с формированием на горизонтальных участках скважин трубопроводов и перемещением их выпускных отверстий по скважине, по мере выгазовывания угля (см. пат. РФ №1727435, E21B 43/295, 2000).

Недостаток этого технического решения в невозможности стабильного получения высококалорийного газа и повышенной трудоемкости его реализации, особенно в условиях повышенной прочности угля и/или большой мощности пласта.

Задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, - обеспечение возможности стабильного получения высококалорийного газа.

Технический результат, достигаемый при использовании изобретения, - упрощение его реализации, обеспечение полноты газифицирования запасов угольного пласта вне зависимости от его мощности и прочности угля.

Для решения поставленной задачи способ подземной газификации, включающий расположение в угольном пласте горизонтальных участков скважин, сбойку скважин, розжиг, подачу дутья и отвод продуктивного газа, с формированием на горизонтальных участках скважин трубопроводов и перемещением их выпускных отверстий по скважине, по мере выгазовывания угля, отличается тем, что горизонтальные участки скважин в угольном пласте формируют длиной, по меньшей мере вдвое превышающей расстояние между скважинами, при этом скважины располагают на почве пласта и формируют повышенным диаметром, для чего используют установки наклонно-направленного бурения, причем трубопроводы формируемые в горизонтальных скважинах выполняют из материала с температурой плавления до 150°С, а их стенки снабжают перфорацией, кроме того, в угольном массиве выше скважин, образующих газогенератор, в пределах его проектного контура бурят горизонтальные разуплотняющие скважины, через которые осуществляют пропитку угольного массива жидким диоксидом углерода, после чего устья скважин герметично перекрывают. Кроме того, горизонтальные скважины формируют с борта карьера или борта наклонной выработки, пройденной по углю. Кроме того, диаметр разуплотняющих скважин составляет 0,15-0,25 от диаметра скважин, образующих газогенератор. Кроме того, процесс пропитки угольного массива жидким диоксидом углерода повторяют неоднократно, при этом после каждого процесса пропитки по длине скважины последовательно формируют цементно-песчаные пробки на расстояниях друг от друга или забоя разуплотняющей скважины до 0,2-0,5 от расстояния между дутьевой и отводящей скважинами. Кроме того, в качестве дутьевой используют скважину, расположенную ниже по падению.

Сопоставительный анализ совокупности существенных признаков заявляемого технического решения с существенными признаками аналогов и прототипа свидетельствует о его соответствии критерию "новизна".

Признаки отличительной части формулы изобретения решают следующие функциональные задачи.

Признаки «горизонтальные участки скважин в угольном пласте формируют длиной, по меньшей мере вдвое превышающей расстояние между скважинами» позволяют минимизировать долю сбоечных работ в общем объеме подготовительных работ, причем тем значительнее, чем больше длина горизонтальных участков, при этом обеспечивается возможность существенного удлинения реакционных каналов, когда газогенератор работает фактически как источник раскаленных газов, содержащих в своем составе значительное количество окислов, восстановление которых до горючих форм происходит при их взаимодействии с углем, окружающим отводящий канал.

Признак «…(скважины) располагают у почвы пласта» обеспечивает полноту газифицирования пласта по его мощности, т.к. выгазовываются в первую очередь участки угля, примыкающие к верхнему участку газогенератора и отводящего канала. Кроме того, в этом случае силы гравитации способствуют ослаблению именно этих участков массива.

Признаки «…скважины… формируют повышенным диаметром, для чего используют установки наклонно-направленного бурения…» снижают аэродинамическое сопротивление дутьевого и отводящего каналов, позволяя увеличивать их длину, обеспечивают возможность повышения объемов прокачиваемого дутья через газогенератор и, тем самым, повышения его производительности. Кроме того, обеспечивается возможность использования производительных технологий формирования каналов большой длины.

Признак «…трубопроводы формируемые в горизонтальных скважинах выполняют из материала с температурой плавления до 150°С» обеспечивает «самоукорачивание» трубопроводов по мере работы газогенератора.

Признак «…стенки (трубопроводов) снабжают перфорацией» обеспечивает взаимодействие отходящих газов со стенками отводящей скважины и, исключает перекрытие каналов плавящимся материалом трубопроводов.

Признаки «…выше скважин образующих газогенератор, в пределах его проектного контура бурят горизонтальные разуплотняющие скважины» обеспечивают возможность разуплотнения угольного пласта с минимальным значением разуплотняющих усилий, независимо от процесса газификации и без воздействия на его режим.

Признаки «…через которые (т.е. скважины) осуществляют пропитку угольного массива жидким диоксидом углерода, после чего устья скважин герметично перекрывают» раскрывают содержание процедуры разуплотнения, заключающейся в использовании энергии превращения жидкости в газ, по мере прогрева массива, обеспечивающей утилизацию диоксида и последующий ввод в процесс газификации газа (использованного для разрушения массива), конверсируемого в горючий.

Признаки второго пункта формулы упрощают реализацию способа.

Признаки третьего пункта формулы изобретения, минимизируя диаметр разуплотняющих скважин, повышают скорость их формирования, позволяют легко совместить этот процесс, с процессом формирования газогенератора. Названные соотношения получены с учетом вариации диаметра технологических скважин (дутьевой и отводящей) - 500-1000 мм и диаметра скважин, выполняемых с использованием обычно используемого бурового оборудования (150-250 мм).

Признаки четвертого пункта формулы изобретения позволяют повысить качество разуплотнения угольного массива, при этом расстояние между цементно-песчаными пробками определяется конкретными горногеологическими условиями, в том числе мощностью пласта, прочностью угля, степенью развития системы природных трещин и т.п., причем чем выше значения первых параметров и ниже значение третьего, тем расстояние между цементно-песчаными пробками будет меньше.

Признак пятого пункта формулы изобретения позволяет уменьшить аэродинамическое сопротивление системы, включающей скважины и газогенератор за счет использования архимедовой силы.

Заявленное изобретение иллюстрируется чертежами.

На фиг.1 схематически показан вид в плоскости пласта на момент подготовительных работ; на фиг.2 схематически показан вид в плоскости пласта в начале процесса газификации; на фиг.3 показан разрез А-А по падению пласта; на фиг.4 показан продольный разрез по скважине.

На чертежах показаны угольный пласт 1 горизонтальные участки дутьевой 2 и отводящий 3, участок сбойки 4 скважин 2 и 3 (в процессе газификации - газогенератор 5), трубопроводы 6, их концы 7, перфорация 8 стенок трубопроводов 6, стенки 9 скважин 2 и 3, борт 10 карьера, охранный целик 11, проектная граница 12 участка, предназначенного для газификации, разуплотняющие скважины 13, их устья 14 герметизаторов 15.

Горизонтальные участки скважин 2 и 3 формируют по простиранию пласта 1 длиной, по меньшей мере вдвое превышающей расстояние между скважинами, которое может достигать 100-120 м, при этом скважины формируют повышенным диаметром (порядка 500-1000 мм) и располагают на почве пласта. Конструктивно скважины подобны, только в качестве дутьевой используют скважину, расположенную ниже по падению пласта.

Разуплотняющие скважины 13 выполняют диаметром порядка 200 мм, на такую же длину как скважины 2 и 3. Скважины 13 располагают в одной плоскости, выше плоскости, проходящей через скважины 2 и 3. В качестве герметизаторов 15 используют разъемные герметизаторы известной конструкции, обеспечивающие закрепление трубопроводов-средств подачи жидкого СО₂ (допустимо тампонирование участка у устья скважины, с формированием цементно-песчаной пробки по окончании процесса пропитки). Трубопроводы 6 формируют из труб, предпочтительно, полиэтиленовых, что обеспечивает их дешевизну и невысокую температуру плавления (до 150°С). Диаметр трубопроводов на 100-150 мм меньше диаметра скважин 2 и 3. Перфорацию в стенках трубопроводов выполняют любым известным способом (прожиганием, сверлением и т.п.).

Способ осуществляют следующим образом.

С борта 10 карьера по простиранию пласта формируют параллельные скважины 2 и 3. Для формирования скважин используют известный комплект оборудования - мобильный буровой комплекс направленного бурения, например, марки Vermeer Navigator D80/100, обеспечивающий бурение скважин диаметром до 1000 мм, длиной до 800 м и, соответственно, формирование полимерных трубопроводов диаметром до 1000 мм.

На участке скважин, непосредственно примыкающем к дневной поверхности, формируют жесткую обсадку на длину скважины, соответствующую ширине охранного целика 11. Далее выемку угля в пределах контура скважины ведут без крепления, прижимая скважину к почве пласта, оставляя над ней слой угля толщиной до 1 м. Расстояние между скважинами принимают порядка 60-120 м в зависимости от конкретных горногеологических условий.

Глубина бурения определяется техническими возможностями оборудования и отсутствием нарушений с амплитудой, исключающей ее переход используемым комплектом оборудования. Технология формирования скважин 2 и 3 предусматривает формирование пилотной скважины на всю их длину с последующим ее расширением обратным ходом до проектных размеров. При приближении к проектной границе 12 участка, предназначенного для газификации (на расстояние, диктуемое минимально возможным радиусом криволинейных участков, проходимых используемым комплексом), начинают работу по сбойке скважин 2 и 3 (формируют участок сбойки 4), разворачивая рабочие органы мобильного бурового комплекса направленного бурения встречно друг другу.

При приближении к проектной границе 12 участка, предназначенного для газификации (на расстояние, диктуемое минимально возможным радиусом криволинейных участков, проходимых используемым комплексом), начинают работу по сбойке скважин 2 и 3 (формируют участок сбойки 4), разворачивая рабочие органы встречно друг другу. Непосредственно перед сбойкой работу ведут со стороны только одной из скважин. Соединение сформированных таким образом каналов осуществляют известным образом взрывным способом или гидроразрывом. В последнем случае можно использовать гидромонитор с гибким ставом, работая им из забоя одной из скважин (при этом необходимо предварительно выяснить, например с использованием геофизических методов, взаимное положение забоев скважин 2 и 3).

Одновременно с формированием газогенератора, выше плоскости скважин 2 и 3, в пределах проектной площади газогенератора, ограниченного проектной границей 12, бурят (с борта карьера или борта наклонной выработки, пройденной по углю) разуплотняющие скважины 13, диаметр которых составляет 150-250 мм, т.е. 0,15-0,25 от диаметра скважин, образующих газогенератор. В процессе бурения используют известные комплекты бурового оборудования (не показано).

Целесообразно, по крайней мере часть объема газа-продукта газификации сжигать на месте в тепловых электрогенерирующих установках 16, с выработкой электрической энергии, при этом дымовые газы используются в качестве исходного сырья для получения газообразного СО₂. Таким образом, по окончании процесса бурения разуплотняющих скважин 13 монтируют установку для нагнетания жидкого диоксида углерода, включающую источник 17 газообразного СО₂, источник 18 жидкого СО₂, насосную установку 19. Кроме дымовых газов тепловой электрогенерирующей установки 16 для получения газообразного СО₂ используют и остальной объем исходящего газа - продукта газификации, при этом, в качестве источника 17 газообразного СО₂, может использоваться известная установка (или установки) для разделения газовых продуктов, обеспечивающая отделение СО₂ от остальных отходящих газов, забираемых из отводящей 3 скважины и/или дымовых газов тепловой электрогенерирующей установки 16. В качестве источника 18 жидкого СО₂ используют установку ожижения СО₂ (известной конструкции), подключенную к источнику 17 газообразного СО₂. Целесообразно в состав жидкого СО₂ вводить дисперсный сухой лед.

Как насосную установку 19 используют известные устройства для перекачивания сжиженных газов, снабженные термостатированными охлаждаемыми рукавами 20, снабженными наконечниками, выполненными с возможностью закрепления в герметизаторах 15.

После сбойки забоев скважин 2 и 3, монтажа соответствующего дутьевого и газосборного оборудования (не показано) и продувки всей сети, включающей скважины 2 и 3 и участок сбойки 4, известным образом производят розжиг (выше участка сбойки, если сбойку осуществляли гидромониторым способом, если использовали взрывной способ сбойки, то местоположение участка розжига целесообразно разместить на сопряжении дутьевой скважины и участка сбойки 4). В первом случае до осушения канала газогенератора 5 можно подавать дутье через отводящую скважину, а отводить газы-продукты газификации через дутьевую, с поддержанием температуры исходящих газов порядка 100-120°С.

После монтажа установки для нагнетания жидкого диоксида углерода начинают процесс пропитки массива жидким СО₂ или его смесью с сухим льдом. Процесс не отличается от процесса пропитки с использованием традиционных материалов. Его производят под давлением, не превышающим давления гидроразрыва материала слагающего массив (фактически - до 20-30 МПа) в установленном режиме. Затем канал в герметизаторе 15 перекрывают, в результате чего скважина герметично изолируется от окружающей среды (в том числе при небольшой длине участка газификации используют тампонирование участка, прилегающего к устью скважины, с формированием на нем цементно-песчаной пробки 21 по окончании процесса пропитки). При большой длине скважины цементно-песчаные пробки по длине скважины последовательно формируют после каждой пропитки на расстояниях 30-40 м друг от друга или забоя скважины.

После начала процесса вывода газогенератора 5 на рабочий режим дутье подают через дутьевую скважину 2 с отводом газов-продуктов газификации через отводящую скважину 3. Непосредственно сами приемы и операции процесса газификации не отличаются от известных, отличие в том, что за счет резкого увеличения длины реакционных каналов, когда газогенератор работает фактически как источник раскаленных газов, содержащих в своем составе значительное количество окислов, которые восстановливаются до горючих форм при их взаимодействии отходящих газов с углем, окружающим отводящую скважину, кроме того, в отводящей скважине формируется зона прогретая до температур (порядка 450-700°С), при которых начинается и идет процесс пиролиза угля, что способствует обогащению отходящих газов высококалорийными газовыми компонентами.

По мере выгазовывания массива температура в зоне сопряжения дутьевой скважины 2 и газогенератора 5 и отводящей скважины 3 и газогенератора 5 возрастает, поэтому примыкающие к сопряжениям участки трубопровода 6 разрушаются, что обеспечивает «самоукорачивание» трубопроводов по мере работы газогенератора (конец трубопровода, размещенный в отводящей скважине, отстоит от сопряжения дальше, чем у дутьевой, поскольку температура в отводящей скважине выше).

Перфорация стенок (трубопроводов) обеспечивает взаимодействие отходящих газов со стенками отводящей скважины и вынос газов продуктов пиролиза по дутьевой скважине в газогенератор, кроме того, она исключает перекрытие каналов плавящимся материалом трубопроводов.

Вследствие разогрева угольного массива до температуры фазового перехода жидкого СО₂ в газ последний переходит в газообразное состояние, что приводит к резкому росту давления в скважине и естественных трещинах массива заполненных жидким СО₂. Это в свою очередь приводит к разрушению вмещающего угольного массива.

Тем самым, вокруг разупрочняющей скважины формируется область повышенной трещиноватости и газопроницаемости, разгруженная от горного давления. При этом названная область развивается во времени и распространяется вглубь массива, т.е. происходит его самоподдерживающееся разрушение, тем более, что массив снизу ослабляется вследствие выгазовывания нижнего слоя пласта.

Массив угля после проведения работ по его разрыхлению представляет из себя структуру, содержащую густую сеть раскрытых трещин, что обеспечивает эффективную термическую подготовку массива и процесса газификации.

Избыток газообразного СО₂, попадающий по трещинам в полость газогенератора, частично превращается в СО, просачиваясь в газогенератор через прогретый массив угля. Остаток СО₂ превращается в СО, проходя по отводящей скважине и взаимодействуя с ее раскаленными стенками.

При необходимости процесс пропитки массива жидким СО₂ повторяют, нагнетая его в оставшийся участок разуплотняющей скважины от устья до соответствующей пробки 21.

Далее все продолжается до полного выгазовывания участка.

1. Способ подземной газификации, включающий расположение в угольном пласте горизонтальных участков скважин, сбойку скважин, розжиг, подачу дутья и отвод продуктивного газа с формированием на горизонтальных участках скважин трубопроводов и перемещением их выпускных отверстий по скважине по мере выгазовывания угля, отличающийся тем, что горизонтальные участки скважин в угольном пласте формируют длиной, по меньшей мере, вдвое превышающей расстояние между скважинами, при этом скважины располагают на почве пласта и формируют повышенным диаметром, для чего используют установки наклонно-направленного бурения, причем трубопроводы, формируемые в горизонтальных скважинах, выполняют из материала с температурой плавления до 150°С, а их стенки снабжают перфорацией, кроме того, в угольном массиве выше скважин, образующих газогенератор, в пределах его проектного контура бурят горизонтальные разуплотняющие скважины, через которые осуществляют пропитку угольного массива жидким диоксидом углерода, после чего устья скважин герметично перекрывают.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что горизонтальные скважины формируют с борта карьера или борта наклонной выработки, пройденной по углю.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что диаметр разуплотняющих скважин, составляет 0,15-0,25 от диаметра скважин, образующих газогенератор.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс пропитки угольного массива жидким диоксидом углерода повторяют неоднократно, при этом после каждого процесса пропитки по длине скважины последовательно формируют цементно-песчаные пробки на расстояниях друг от друга или забоя разуплотняющей скважины до 0,2-0,5 от расстояния между дутьевой и отводящей скважинами.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве дутьевой используют скважину, расположенную ниже по падению.