Способ технологии управляемой подземной газификации угля



Способ технологии управляемой подземной газификации угля
Способ технологии управляемой подземной газификации угля

 


Владельцы патента RU 2441980:

Открытое акционерное общество "Газпром промгаз" (RU)

Изобретение относится к области горного дела и может быть применено в технологии подземной газификации угля (ПГУ). Способ заключается в бурении рабочих скважин подземного газогенератора, осуществлении через них технологического процесса ПГУ и минимизации экологического воздействия на горный массив. Направленные скважины по угольному пласту бурят по нижней его пачке, а вертикальные гидрогеологические скважины и начальные участки направленных скважин выносят за пределы зоны активного сдвижения покрывающей толщи. Расстояние между дутьевой и газоотводящей скважинами устанавливают меньше величины предельного шага обрушения кровли. Розжиг угольного пласта осуществляют в вертикальной скважине и контролируют степень ее сообщаемости с поперечной горизонтальной и крайней газоотводящей скважинами. Фиксируют зависимости скорости противоточного перемещения очага горения по буровому каналу и используют эти зависимости при эксплуатации соответственно остальных дутьевых и газоотводящих скважин. Контролируют выгазовывание угольного пласта между каждой парой дутьевой и газоотводящей скважинами и выравнивают его по всей ширине подземного газогенератора. Участок газификации предварительно осушают до уровня 20-25 м над горизонтом розжига и поддерживают давление в подземном газогенераторе меньше, чем давление столба подземных вод. После завершения работы подземного газогенератора в дутьевые скважины нагнетают азот для окончательного тушения огневого забоя. Технический результат заключается в оптимальном осуществлении технологии ПГУ по всему циклу. 14 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к отрасли горного дела и посвящено проблеме совершенствования технологии подземной газификации угля (ПГУ) на месте его естественного залегания.

Известна технология ПГУ, основанная на бурении на угольный пласт серии вертикальных и наклонных скважин, соответственно для подачи дутья в подземный газогенератор и извлечении из него горючего газа, образующегося в результате взаимодействия окислительного дутья с раскаленной угольной поверхностью реакционного канала огневого забоя подземного газогенератора [Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2004, сс.61, 69]. Недостатком данной технологии является ее малая управляемость, обусловленная неорганизованным подводом окислителя (воздуха) к реакционной угольной поверхности, а также нахождение вертикальных дутьевых скважин в зоне активного сдвижения покрывающего горного массива и, как следствие этого, появление разрывов их колонны.

Другое техническое решение основано на бурении, соответственно, дутьевых и газоотводящих скважин по угольному пласту. При этом дутьевые скважины [RU 2358102, 2009] служат для управляемого и контролируемого переноса точки подвода дутья вдоль их длины по мере выгазовывания угольного пласта. Буровые угольные каналы газоотводящих скважин расширяются огневым способом [RU 2358101, 2009]. Несмотря на позитивный характер этих технических решений, следует отметить отсутствие в них рекомендаций по практическому оформлению технологического процесса подземного газогенератора.

Известны также технические решения по минимизации экологических последствий на участке газификации, вызванных, прежде всего, загрязнением подземных вод продуктами газификации. В процессе газификации [RU 2360106, 2009] рекомендуется в начальной стадии эксплуатировать подземный газогенератор на повышенном давлении дутья, соответствующем по величине начальному статическому уровню подземных вод. После его снижения до 20-30 м данное техническое решение рекомендует включить на газоотводящих скважинах дымососы. После завершения выгазовывания запасов угля подземного газогенератора предлагается биохимическая очистка подземных вод непосредственно в выгазованном объеме подземного газогенератора [RU 2358915, 2009]. Общим недостатком данных экологических решений является необходимость в дополнительном оборудовании и возрастание энергетических затрат при их реализации.

Таким образом, известные технические решения по совершенствованию технологии ПГУ имеют присущие им отдельные недостатки и самое главное - не отвечают задаче оптимального осуществления технологии ПГУ по всему циклу, начиная от бурения эксплуатационных и вспомогательных скважин и последовательности осуществления технологического процесса до экологического обеспечения ПГУ на всех ее стадиях. Необходим полный технологический регламент реализации новой управляемой технологии ПГУ на малозатратной основе.

Поставленная задача решается предлагаемым изобретением следующим образом.

В способе новой технологии подземной газификации угля, заключающемся в бурении серии направленных дутьевых и газоотводящих скважин по угольному пласту соответственно для подачи дутья в подземный газогенератор и извлечения из него горючего газа, образующегося в результате взаимодействия окислительного дутья с раскаленной угольной поверхностью реакционного канала огневого забоя подземного газогенератора, в бурении поперечной горизонтальной скважины для соединения между собой дутьевых и газоотводящих скважин, в управляемом переносе точки подачи дутья вдоль дутьевой скважины, в огневом расширении бурового угольного канала газоотводящей и поперечной горизонтальной скважин, минимизации экологических последствий в горном массиве на участке подземного газогенератора, а также в бурении вспомогательных вертикальных скважин - розжиговой для розжига угольного пласта, водоотливных для удаления воды из подземного газогенератора, дренажных для осушения участка подземного газогенератора и гидронаблюдательных скважин для контроля за подземной гидросферой, буровые каналы дутьевых, газоотводящих и поперечной горизонтальной скважин размещают в одной плоскости (пачке) угольного пласта, преимущественно ближе к его почве, расстояние между дутьевой и газоотводящей скважинами по простиранию угольного пласта устанавливают меньше величины предельного шага обрушения кровли покрывающей толщи, а начальные участки направленных скважин бурят по породам наклонно к угольному пласту и выносят их за пределы зоны активного сдвижения покрывающей толщи, обусловленной выгазовыванием угольного пласта.

Кроме того, вертикальную розжиговую скважину бурят в районе забоев крайней газоотводящей и поперечной горизонтальной скважин, при этом забойную часть вертикальной розжиговой скважины оборудуют устройством для водяного охлаждения, а вертикальные водоотливные скважины бурят по другую сторону поперечной горизонтальной скважины (по сравнению с дутьевыми и газоотводящими скважинами) на расстоянии, превышающем зону активного сдвижения горного массива вкрест простирания угольного пласта, а соединение их с выгазованным объемом подземного газогенератора осуществляют методом гидроразрыва угольного пласта с многократной продувкой щели гидроразрыва воздухом высокого давления и расширяют ее до минимального гидравлического сопротивления.

Достижению положительных технических результатов способствует также то, что:

- разжигают угольный пласт в забое вертикальной скважины, при этом контролируют давление на закрытых соседней газоотводящей и поперечной горизонтальной скважинах и периодически отбирают из них газовую смесь для химического анализа;

- после появления в отбираемой газовой смеси из крайней газоотводящей и поперечной скважин продуктов горения угля (CO2) в них нагнетают воздушное дутье в количестве 800-1700 м3/час в каждую, а вертикальную розжиговую скважину постепенно переводят на отвод газа, при этом предварительно включают устройство для водяного охлаждения горячего газа;

- после завершения огневого расширения бурового угольного канала в крайней газоотводящей скважине начинают нагнетать воду в начальный породный ее участок для охлаждения горячего газа, скважину постепенно переводят на режим отвода газа, а отвод газа из вертикальной розжиговой скважины прекращают;

- после перевода газоотводящей скважины на режим отвода газа в соседнюю дутьевую скважину, а последовательно и в остальные, начинают подавать 800-1700 м3/час воздуха высокого давления для соединения с огневым забоем поперечной горизонтальной скважины;

- по мере огневого расширения бурового канала поперечной горизонтальной скважины при нагнетании в нее 800-1700 м3/час воздушного дутья отбирают из остальных газоотводящих скважин газовые смеси на анализ и после появления в них продуктов горения (CO2) начинают нагнетать воздушное дутье для огневого расширения угольного канала;

- при огневом расширении бурового угольного канала в крайней газоотводящей и поперечной горизонтальной скважинах фиксируют зависимость скорости противоточного перемещения по буровому угольному каналу очага горения от расхода воздушного дутья и используют эту зависимость при огневом расширении остальных газоотводящих скважин;

- при управляемом переносе точки подачи дутья вдоль дутьевой скважины, соседней с крайней газоотводящей скважиной, фиксируют зависимость скорости противоточного перемещения очага горения от расхода воздушного дутья и используют эту зависимость при управляемом переносе точки подачи дутья вдоль остальных дутьевых скважин;

- после ввода в эксплуатацию всех газоотводящих и дутьевых скважин переходят к интенсивному процессу газификации угольного пласта и обеспечивают равномерное его выгазовывание по простиранию между дутьевыми и газоотводящими скважинами;

- при этом контролируют выгазовывание угольного пласта между каждой парой дутьевой и газоотводящей скважин, изменяют количество нагнетаемого дутья и выравнивают контур (линию) выгазовывания угольного пласта по всей ширине подземного газогенератора.

На стадиях гидрогеологического и экологического обеспечения процесса ПГУ достижению технических результатов способствует то, что:

- осуществляют предварительное осушение участка газификации до уровня статического столба подземных вод над горизонтом розжига угольного пласта величиной 20-25 м, поддерживают давление в подземном газогенераторе несколько меньше, чем давление столба подземных вод, для чего регулируют степень открытия задвижек на газоотводящих скважинах путем уменьшения или увеличения их проходного сечения, а также постоянно контролируют и регулируют соотношение между столбом подземных вод и давлением в подземном газогенераторе;

- измеряют в гидронаблюдательных и дренажных скважинах и контролируют величину статического столба подземных вод в горном массиве на участке подземного газогенератора, при этом уровень подземных вод над горизонтом розжига угольного пласта регулируют путем включения или отключения насосов на водоотливных и дренажных скважинах.

- после завершения выгазовывания угольного пласта до границы входа дутьевых и газоотводящих скважин в него прекращают процесс газификации, а в дутьевые скважины нагнетают азот с отводом продувочных балластных газов из газоотводящих скважин.

Сопоставительный анализ предлагаемого технического решения с известными показывает, что заявленный способ в предложенной совокупности существенных признаков формулируется впервые и придает проблеме освоения новой технологии ПГУ конкретный и универсальных характер на уровне технологического регламента всех стадий ПГУ от бурения скважин до режимов эксплуатации рабочих скважин и экологического обеспечения работы подземного газогенератора, т.е. соответствует критерию "новизна".

Заявляемый способ соответствует также критерию "изобретательский уровень", т.к. отличительные признаки и их совокупность позволяют постадийно эффективно осуществлять весь технологический цикл ПГУ, чего в известных решениях рассматриваемой проблемы не было выявлено.

На фиг.1 приведена принципиальная схема подземного газогенератора по предлагаемой технологии ПГУ (в плоскости угольного пласта).

На фиг.2 приведены экспериментальные зависимости скорости противоточного перемещения очага горения от расхода воздушного дутья (один компрессор - 870 м3/час, два компрессора - 1740 м3/час).

Пример реализации предлагаемого изобретения

На стадии бурения скважин подземного газогенератора выполняют следующие условия:

1. Трассы дутьевых 1, газоотводящих 2 и поперечной горизонтальной 3 скважин бурят по нижней пачке угольного пласта. Это необходимо, во-первых, для ускоренного их огневого соединения в единую гидравлически связанную систему. Современные навигационные системы при бурении протяженных скважин позволяют пробурить их в непосредственной близости друг от друга по мощности угольного пласта. Во-вторых, расположение трасс скважин 1, 2 и 3 ближе к почве угольного пласта содействует его выгазовыванию на всю мощность.

2. Расстояние между дутьевой 1 и газоотводящей 2 скважинами должно быть меньше величины предельного шага обрушения кровли при выгазовывании угольного пласта. Предельный шаг обрушения кровли зависит от мощности угольного пласта, глубины его залегания и физико-механических характеристик отдельных слоев покрывающей толщи. Так, для условий Кузбасса (Южно-Абинская станция "Подземгаз") на угольном пласте "IV Внутренний" (мощность -9 м, глубина - 250 м) расчетный предельный шаг обрушения кровли составил 18,6 м. Отсюда, расстояние между дутьевой и газоотводящей скважинами в этих условиях было принято равным 15-17 м.

3. Обсаженные (породные) участки наклонно-направленных скважин 4 и 5 выносят за пределы зоны активного сдвижения покрывающей толщи. Для рассмотренных условий Ангренской станции "Подземгаз" зона активного сдвижения отстоит от места входа обсадных колонн 4 и 5 в угольный пласт на 40-50 м. Поэтому точки забуривания должны отстоять, по крайней мере, на 50-60 м и под соответствующим углом (в зависимости от глубины первоначального канала поперечной скважины 3).

4. Вертикальную розжиговую скважину 6 бурят в районе забоев скважины 3 и крайней скважины 2. Учитывая, что после розжига угольного пласта и соединения ее со скважинами 2 и 3 скважину 6 необходимо перевести на газоотвод, забойную ее часть необходимо оборудовать устройством для водяного охлаждения (например, путем нагнетания воды по специальной трубке диаметром 3/4"-1").

5. Для водоотлива непосредственно из выгазованного пространства подземного газогенератора бурят вертикальные водоотливные скважины 7. Они также выносятся за пределы поперечной горизонтальной скважины 3 (зоны активного сдвижения покрывающей толщи) на расстояние 50-60 м. При бурении водоотливных скважин 7 их углубляют на 15-20 м от почвы угольного пласта и используют забойную часть в качестве отстойника.

Технологическая последовательность операций согласно предлагаемому изобретению заключается в следующем:

1. Разжигают угольный пласт в забое вертикальной скважины 6 и нагнетают в нее 500-600 м3/час воздуха высокого давления.

2. Контролируют давление на закрытых крайней газоотводящей 2 и поперечной горизонтальной 3 скважинах. При этом периодически отбирают из них газовую смесь для химического анализа на хроматографе.

3. После появления в газовой смеси продуктов горения угля (CO2) в скважины 3 и 2 подают 800-1700 м3/час воздуха среднего или высокого давления для соединения их путем огневой фильтрационной сбойки с зоной розжига в забое скважины 6.

4. Вертикальную розжиговую скважину 6 переводят на газоотвод, предварительно подав в нее воду на охлаждение.

5. Крайнюю газоотводящую 2 и поперечную горизонтальную 3 скважины сразу же после завершения бурения (до подачи в них воздушного дутья для сбойки с зоной розжига в скважине 6) оборудуют устройством для фиксации перемещения очага горения навстречу нагнетаемому в скважины 2 и 3 воздушному дутью.

6. В ходе огневого расширения угольных буровых каналов в скважинах 2 и 3 целесообразно зафиксировать зависимость скорости противоточного перемещения очага горения от расхода воздушного дутья. На фиг.2 (кривая 1) в качестве примера представлена такая экспериментальная зависимость, полученная на Южно-Абинской станции "Подземгаз" в Кузбассе и зафиксированная на двух расходах воздушного дутья (870 м3/час - один компрессор и 1740 м3/час - два компрессора).

В последующем эта зависимость может быть использована при огневом расширении остальных газоотводящих скважин 2.

7. Следующим технологическим этапом является перевод крайней газоотводящей скважины на режим отвода газа, при этом предварительно (в завершении режима нагнетания в нее дутья на огневое расширение бурового канала) в скважину 2 начинают подавать воду на охлаждение горячего газа и колонны скважины.

8. После перевода первой газоотводящей скважины на режим постоянного отвода газа в соседнюю дутьевую скважину 1 подают 800-1700 м3/час воздуха высокого давления для сбойки ее с огневым забоем поперечной горизонтальной скважины 3 в районе вертикальной розжиговой скважины 6.

9. Далее по мере огневого расширения бурового канала поперечной горизонтальной скважины 3 во все остальные дутьевые 1 и газоотводящие 2 скважины последовательно начинают нагнетать воздушное дутье для их сбойки с существующим огневым забоем.

10. Режим эксплуатации дутьевых скважин 1 в новой технологии основан на периодическом переносе точки подачи дутья к раскаленной угольной поверхности по мере выгазовывания угольного пласта. Поэтому в первой же вводимой дутьевой скважине (соседней с крайней газоотводящей скважиной) фиксируют зависимость скорости перемещения очага горения по обсаженному и зацементированному ее стволу от расхода воздушного дутья. На фиг.2 (кривая 2) показана такая зависимость, полученная экспериментально на Южно-Абинской станции "Подземгаз" на угольном пласте "IV Внутренний".

11. После завершения ввода в эксплуатацию всех газоотводящих 2 и дутьевых 1 скважин переходят к интенсивному процессу газификации угля на расходе дутья 8000-10000 м3/час в каждую дутьевую скважину, при этом обеспечивают равномерное выгазовывание угольного пласта между каждой парой дутьевой 1 и газоотводящей 2 скважин.

12. Для выравнивания контура (линии) выгазовывания угольного пласта по всему простиранию газогенератора первоначально регулируют количество нагнетаемого дутья в каждую дутьевую скважину, после чего переходят к равномерному выгазовыванию угольного пласта между каждой парой дутьевой и газоотводящей скважин.

Последовательность гидрогеологического и экологического обеспечения предлагаемого изобретения заключается в следующем:

1. В процессе газификации угля ограничивают удельное участие подземных вод до 1,5-2,0 м3/г сгазифицированного каменного угля и 1,0-1,5 м3/т бурого угля. Для этого до начала газификации проводят предварительное осушение с помощью специальных дренажных скважин 8.

2. После снижения уровня статического столба подземных вод до 20-25 м над горизонтом розжига процесс ПГУ может осуществляться на воздуходувках низкого давления (3,0-3,5 кг/см2). В дальнейшем контролируют и регулируют соотношение между столбом подземных вод и давлением в подземном газогенераторе. При этом регулирование и поддержание этого соотношения осуществляют либо путем изменения степени открытия задвижек на газоотводящих скважинах, либо путем включения или отключения насосов на водоотливных 7 и дренажных 8 скважинах. Для фиксации уровня подземных вод предназначены также гидронаблюдательные скважины 9.

3. Экологическое воздействие продуктов ПГУ на горный массив обусловлено прежде всего взаимодействием продуктов газификации угля (продуктов термического разложения угля) с подземными водами. К таким загрязнителям следует отнести, прежде всего, фенолы и ионы аммония.

Ограничивать взаимодействие этих химических загрязнителей с гидросферой необходимо как в процессе газификации, так и после ее завершения.

4. В новой технологии ПГУ для рабочей эксплуатации подземного газогенератора предусмотрено поддержание в нем давления, несколько меньшим, чем давление столба подземных вод в окружающем массиве участка газификации.

Натурные эксперименты на Южно-Абинской станции "Подземгаз" показали, что после завершения процесса газификации в подземном газогенераторе остаются (хотя и в меньшем количестве) упомянутые загрязнители. Наиболее надежным техническим решением в этом случае предлагается продувка выгазованного объема через дутьевые скважины азотом, что должно привести к полному затуханию реакционной угольной поверхности на границах контура выгазования подземного газогенератора. Для этой цели целесообразно использовать азотную мембранную винтовую передвижную станцию АМВП-15/0,1 СУ1, выпускаемую СП ООО "Орелкомпрессормаш", г.Орел.

Предлагаемые технические решения закладываются в демонстрационных проектах опытно-промышленных предприятий ПГУ в Кузбассе, Узбекистане, Казахстане, Вьетнаме и др. странах. Их реализация планируется в 2010-2011 гг.

Главное отличие этих проектов заключается в том, что технология осуществления ПГУ превращается в управляемую и контролируемую технологию на всех ее стадиях. Это, в свою очередь, гарантирует стабильное и устойчивое получение газа ПГУ (по качеству и количеству), чего не было в известной традиционной технологии ПГУ.

1. Способ технологии управляемой подземной газификации угля, заключающийся в бурении серии направленных дутьевых и газоотводящих скважин по угольному пласту соответственно для подачи дутья в подземный газогенератор и извлечения из него горючего газа, образующегося в результате взаимодействия окислительного дутья с раскаленной угольной поверхностью реакционного канала огневого забоя подземного газогенератора, в бурении поперечной горизонтальной скважины для соединения между собой дутьевых и газоотводящих скважин, в управляемом переносе точки подачи дутья вдоль дутьевой скважины, в огневом расширении бурового угольного канала газоотводящей и поперечной горизонтальной скважин, минимизации экологических последствий в горном массиве на участке подземного газогенератора, а также в бурении вспомогательных вертикальных скважин - розжиговой для розжига угольного пласта, водоотливных для удаления воды из подземного газогенератора, дренажных для осушения участка подземного газогенератора и гидронаблюдательных скважин для контроля за подземной гидросферой, отличающийся тем, что буровые каналы дутьевых, газоотводящих и поперечной горизонтальной скважин размещают в одной плоскости (пачке) угольного пласта, преимущественно ближе к его почве, расстояние между дутьевой и газоотводящей скважинами по простиранию угольного пласта устанавливают меньше величины предельного шага обрушения кровли покрывающей толщи, а начальные участки направленных скважин бурят по породам наклонно к угольному пласту и выносят их за пределы зоны активного сдвижения покрывающей толщи, обусловленной выгазовыванием угольного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вертикальную розжиговую скважину бурят в районе забоев крайней газоотводящей и поперечной горизонтальной скважин, при этом забойную часть вертикальной розжиговой скважины оборудуют устройством для водяного охлаждения.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вертикальные водоотливные скважины бурят по другую сторону поперечной горизонтальной скважины (по сравнению с дутьевыми и газоотводящими скважинами) на расстоянии, превышающем зону активного сдвижения горного массива, вкрест простирания угольного пласта, а соединение их с выгазованным объемом подземного газогенератора осуществляют методом гидроразрыва угольного пласта с многократной продувкой щели гидроразрыва воздухом высокого давления и расширяют ее до минимального гидравлического сопротивления.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что разжигают угольный пласт в забое вертикальной скважины, нагнетают в нее окислительное дутье, при этом контролируют давление на закрытых соседней газоотводящей и поперечной горизонтальной скважинах и периодически отбирают из них газовую смесь для химического анализа.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что после появления в отбираемой газовой смеси из крайней газоотводящей и поперечной скважин продуктов горения угля (СО2) в них нагнетают воздушное дутье, а вертикальную розжиговую скважину постепенно переводят на отвод газа, при этом предварительно включают устройство для водяного охлаждения горячего газа.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что после завершения огневого расширения бурового угольного канала в крайней газоотводящей скважине начинают нагнетать воду в начальный породный ее участок для охлаждения горячего газа, скважину постепенно переводят на режим отвода газа, а отвод газа из вертикальной розжиговой скважины прекращают.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что после перевода газоотводящей скважины на режим отвода газа в соседнюю дутьевую скважину, а последовательно и в остальные начинают подавать воздух высокого давления для соединения с огневым забоем поперечной горизонтальной скважины.

8. Способ по п.5 или 6, отличающийся тем, что по мере огневого расширения бурового канала поперечной горизонтальной скважины при нагнетании в нее 800-1700 м3/ч воздушного дутья отбирают из остальных газоотводящих скважин газовые смеси на анализ и после появления в них продуктов горения (СО2) начинают нагнетать воздушное дутье для огневого расширения угольного канала.

9. Способ по п.5, отличающийся тем, что при огневом расширении бурового угольного канала в крайней газоотводящей и поперечной горизонтальной скважинах фиксируют зависимость скорости противоточного перемещения по буровому угольному каналу очага горения от расхода воздушного дутья и используют эту зависимость при огневом расширении остальных газоотводящих скважин.

10. Способ по п.1 или 7, отличающийся тем, что при управляемом переносе точки подачи дутья вдоль дутьевой скважины, соседней с крайней газоотводящей скважиной, фиксируют зависимость скорости противоточного перемещения очага горения от расхода воздушного дутья и используют эту зависимость при управляемом переносе точки подачи дутья вдоль остальных дутьевых скважин.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что после ввода в эксплуатацию всех газоотводящих и дутьевых скважин переходят к интенсивному процессу газификации угольного пласта и обеспечивают равномерное его выгазовывание по простиранию между дутьевыми и газоотводящими скважинами.

12. Способ по п.11, отличающийся тем, что контролируют выгазовывание угольного пласта между каждой парой дутьевой и газоотводящей скважин, изменяют количество нагнетаемого дутья и выравнивают контур (линию) выгазовывания угольного пласта по всей ширине подземного газогенератора.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют предварительное осушение участка газификации до уровня статического столба подземных вод над горизонтом розжига угольного пласта величиной 20-25 м, поддерживают давление в подземном газогенераторе несколько меньше, чем давление столба подземных вод, для чего регулируют степень открытия задвижек на газоотводящих скважинах путем уменьшения или увеличения их проходного сечения, а также постоянно контролируют и регулируют соотношение между столбом подземных вод и давлением в подземном газогенераторе.

14. Способ по п.11, отличающийся тем, что измеряют в гидронаблюдательных и дренажных скважинах и контролируют величину статического столба подземных вод в горном массиве на участке подземного газогенератора, при этом уровень подземных вод над горизонтом розжига угольного пласта регулируют путем включения или отключения насосов на водоотливных и дренажных скважинах.

15. Способ по п.11, отличающийся тем, что после завершения выгазовывания угольного пласта до границы входа дутьевых и газоотводящих скважин в него прекращают процесс газификации, а в дутьевые скважины нагнетают азот с отводом продувочных балластных газов из газоотводящих скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено при разработке месторождений каменных и бурых углей путем подземной газификации и направлено на улучшение экологических показателей процесса подготовки энергетического газа.

Изобретение относится к горному делу и к переработке бытовых и (или) промышленных отходов, в частности к разработке крутых и крутонаклонных угольных пластов по технологии подземной газификации, и утилизации изношенных автомобильных шин.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для подземной газификации целиков угля, оставшихся после применения технологии глубокой разработки угольных пластов.

Изобретение относится к экологически безопасным технологиям разработки месторождений и добычи углеводородов, в частности трудноизвлекаемых и нерентабельных залежей угля, сланцев, нефти и газового конденсата.

Изобретение относится к экологически безопасным технологиям добычи углеводородов и раздельного использования продуктов их подземной газификации, в частности водорода для получения электроэнергии, а углерода для углеродных наноматериалов.

Изобретение относится к угледобывающей промышленности и может быть использовано при геотехнологических разработках маломощных угольных пластов посредством их подземной газификации с получением и выведением на поверхность энергетического газа.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к подземной газификации мощных угольных пластов. .

Изобретение относится к угледобывающей промышленности и может быть использовано при подземной газификации для получения молекулярного водорода. .

Изобретение относится к горному делу, в частности к комплексному освоению угольных месторождений при подземной газификации угля, и может быть использовано для получения продуктов подземной газификации угля, теплоносителя с заданными параметрами и для попутной добычи мышьяка.

Изобретение относится к горному делу, а именно к подземной газификации угольных месторождений на месте залегания. .

Изобретение относится к области горного дела, а конкретнее к области подземной газификации угля - ПГУ и производству на ее основе водорода

Изобретение относится к горному делу, в частности, к способам подземной газификации твердых ископаемых топлив и может быть использовано для получения газообразного энергоносителя (горючего газа) из угля или сланца на месте залегания

Изобретение относится к способам подземной газификации угольных пластов путем превращения угольной массы на месте ее залегания в горючий газ, который может использоваться в различных энергетических установках

Способ относится к области горной промышленности, в частности к угольной, и может быть использован при отработке склонных к самовозгоранию угольных пластов. Техническим результатом является повышение безопасности ведения горных работ при отработке склонных к самовозгоранию угольных пластов. В способе при отработке склонного к самовозгоранию угольного пласта, включающем подготовку выемочного участка парными выработками, проветривание выработок очистного участка за счет общешахтной депрессии и отвод шахтного метана из источника выделения, отвод метана осуществляют сначала через пробуренные на сближенные пласты дегазационные скважины с возможностью исключения подсосов воздуха из призабойного пространства действующего очистного забоя. Затем после сдвижения пород основной кровли отрабатываемого пласта отвод метана осуществляют через оставшуюся часть длины скважины при режимах, исключающих подсосы воздуха из призабойного пространства лавы. При этом интенсивно выделяющийся из разгружаемых от горного давления зон отрабатываемого пласта вблизи забоя лавы метан отводят в дегазационную вакуумную сеть выемочного участка через пробуренные ориентированно на очистной забой пластовые скважины с концентрацией метана, пригодного для утилизации. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области горного дела и может быть применено при подземной газификации угля. Способ заключается в том, что выделенный в поверхностном химическом комплексе СО2 делят на два потока: первый из них нагнетают в дутьевые скважины эксплуатируемого подземного газогенератора и инициируют в зонах газификации эндотермическую химическую реакцию СО2+С=2СО-q, обогащая при этом газ ПГУ горючим компонентом СО; второй поток СО2 нагнетают в отработанный подземный газогенератор. При этом количество нагнетаемого в эксплуатируемый подземный газогенератор СО2 определяют в зависимости от температурного уровня в окислительной зоне газификации и состава газа, отводимого из соседней скважины. Золошлаковую массу отработанного газогенератора пропитывают водным раствором гашеной извести [Са(ОН)2], для чего нагнетают его в скважины отработанного газогенератора до стабилизации концентрации этого раствора путем периодического отбора его проб и их химического анализа. После стабилизации концентрации гашеной извести в анализируемых пробах начинают нагнетать в скважины отработанного газогенератора второй поток СО2 с целью его химической сорбции. Нагнетание СО2 в отработанный газогенератор прекращают после возрастания его концентрации в периодически отбираемых из скважин пробах до 90%. Технический результат заключается в полной утилизации образующегося при ПГУ СО2. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к тепловым методам разработки трудноизвлекаемых тяжелых углеводородных залежей путем их нагрева. Обеспечивает создание огневой технологии воздействия на залежь тяжелых углеводородов для создания коллекторов повышенной дренирующей способности. Сущность изобретения: способ заключается в огневом воздействии на месторождение через систему поверхностных скважин путем воспламенения углеводородного сырья на вскрытом их забое, нагнетании воздуха высокого давления в залежь, создании в ней зон горения углеводородного сырья и активном прогреве залежи высокомолекулярного сырья, а следовательно, существенном снижении его вязкости и доступности извлечения через добычные скважины. Согласно изобретению на залежь высокомолекулярного сырья бурят с поверхности вертикальные скважины, центральную из которых оборудуют для розжига углеводородного сырья, а периферийные, удаленные от центральной на заранее выбранные расстояния, оборудуют для нагнетания воздуха высокого давления. При этом благодаря противоточному перемещению очага горения от центральной добычной скважины к периферийным нагнетательным скважинам образуют искусственные коллекторы повышенной дренирующей способности. Постоянно контролируют состав смеси, извлекаемой из центральной добычной скважины и при обнаружении в ней свободного кислорода в количестве более 1% об. выявляют источник его возникновения путем поочередного отключения периферийных вертикальных нагнетательных скважин. Снижают расход нагнетаемого воздуха в скважину - источник проскока кислорода. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для получения газообразного энергоносителя из угля или сланца на месте залегания. Способ включает бурение скважин с поверхности земли в обрабатываемый интервал в подземном пласте, размещение в скважинах электродов, приложение напряжения к электродам, пропускание электрического тока и нагрев пласта за счет джоулева тепла. К электродам прикладывают напряжение, достаточное для возникновения частичных разрядов и триинга до образования канала электротеплового пробоя в пласте, о моменте образования которого судят по снижению сопротивления межэлектродного пространства, затем пропускают ток через канал электротеплового пробоя в пласте. Технический результат заключается в снижении трудоемкости способа и экономических издержек при подготовке газификации. 1 ил.

Изобретение относится к области горнодобывающей промышленности, а именно к скважинным методам геотехнологии разработки месторождений горючих сланцев. Обеспечивает повышение эффективности способа при минимальных затратах на его осуществление. Сущность изобретения: способ заключается в бурении на залежь горючих сланцев серии параллельных чередующихся дутьевых и продуктоотводящих скважин, каждая из которых имеет породную, пройденную по породам с земной поверхности до сланцевой залежи, и сланцевую часть, пройденную преимущественно по подошве залежи. Забои этих скважин пересекают поперечной сбоечной скважиной. При этом породные части этих скважин обсаживают трубами и цементируют. В сланцевые части всех скважин опускают хвостовики из легкоплавкого металла. В поперечную сбоечную скважину вместе с хвостовиком опускают устройство для фиксации очага горения по длине сланцевой части. Создают на забое вертикальной розжиговой скважины очаг горения и устанавливают зависимость скорости противоточного перемещения очага горения от расхода нагнетаемого воздушного дутья. После завершения огневой проработки сланцевой части поперечной сбоечной скважины нагнетают воздушное дутье в первую продуктоотводящую скважину согласно зависимости, зафиксированной ранее на поперечной сбоечной скважине. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в подземной газификации бурого угля в тонких и средней мощности пластах. Способ включает осушение угольного пласта, нагнетание в реакционный канал окислителя по вертикальным дутьевым скважинам, отсос из него продуктов газификации через газоотводящие скважины и минимизацию давления в реакционном канале. При этом дополнительно бурят две вертикальные скважины до почвы угольного пласта и соединенные с ними две вертикальные скважины длиной 100-140 м на границах отрабатываемого участка газифицируемого угольного пласта на расстоянии 50-60 м друг от друга, а также нагнетательные скважины по центру данного участка пласта с шагом 15-20 м. В качестве окислителя используют атмосферный воздух с добавкой парокислородной смеси в количестве 20000-50000 м3/ч, поддерживают температуру огневого забоя на уровне 550-700°С, а управляют огневым забоем последовательным переключением на нагнетательную скважину, к которой подходит огневой забой, а также путем изменения количества нагнетаемого окислителя. Технический результат заключается в обеспечении устойчивого горения в огневом забое фильтрационного канала и повышении калорийности энергетического газа при подземной газификации тонких и средней мощности пластов бурого угля. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для комплексного освоения месторождений бурого угля. Технический результат заключается в обеспечении эффективного комплексного использования месторождений бурого угля и комплексной защите окружающей среды от воздействия технологического процесса. Способ комплексного освоения месторождений бурого угля включает деление месторождения на блоки, бурение дренажных скважин и подземную газификацию угля, растворение золошлаковых остатков угля и откачку продуктивного раствора на поверхность для последующей экстракции ценных компонентов, заполнение выработанного пространства блока закладочным материалом. Бурят 6 рядов вертикальных скважин, расположенных в блоке друг от друга на расстоянии 20…25 м, которые последовательно используют как дренажные, продуктивные для газификации угля, для растворения и извлечения золошлаковых остатков угля и для нагнетания закладочной смеси. В каждом ряду располагают 10…12 вертикальных скважин на расстоянии 15…20 м друг от друга. Откачивают подземную воду и через узел водоподготовки направляют к потребителю. Газ подземной газификации угля очищают от примесей в узле очистки энергетического газа и сжигают в локальной газовой электростанции. Образующийся диоксид углерода нагнетают в закладочный массив посредством узла аккумулирования, а продуктивный раствор очищают от твердых примесей и откачивают по трубопроводу к химико-технологическому узлу, связанному с закладочным комплексом посредством узла неутилизированных отходов. 1 ил., 2 табл.
Наверх