подземный газогенератор

Формула изобретения

1. Подземный газогенератор, включающий горизонтальные участки технологических скважин, расположенные в угольном пласте, соединенные огневым каналом, отличающийся тем, что горизонтальные участки технологических скважин выполнены длиной, по меньшей мере, вдвое превышающей расстояние между скважинами, и расположены у почвы пласта, при этом скважины сформированы повышенным диаметром посредством установок наклонно-направленного бурения, причем в угольном массиве, выше технологических скважин, в пределах проектного контура газогенератора выполнены горизонтальные участки разуплотняющих скважин, сформированных посредством установок наклонно-направленного бурения в режиме бурения пилотных скважин, при этом разуплотняющие скважины снабжены герметизаторами и выполнены с возможностью подключения к источнику жидкого диоксида углерода и/или источнику дополнительного компонента дутья.

2. Газогенератор по п.1, отличающийся тем, что диаметр разуплотняющих скважин составляет 0,15-0,25 от диаметра технологических скважин.

3. Газогенератор по п.1, отличающийся тем, что источник дополнительного компонента сырья содержит углеродсодержащие материалы, например СО₂ и/или дисперсные материалы, например уголь, и/или продукт пиролиза углеродсодержащих материалов, и/или тонкоизмельченные твердые углеродсодержащие отходы с дисперсностью, обеспечивающей летучесть твердых частиц при используемых скоростях подачи дутья.

Описание изобретения к патенту

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 подземный газогенератор, включающий систему дутьевых и газоотводящих скважин, соединенных реакционными каналами, закладочный массив, сформированный в выгазованном пространстве закладочным материалом в жидком состоянии, с подачей его через скважины (патент США № 4437520, кл. В21Е 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 также подземный газогенератор, включающий горизонтальные участки технологических скважин, расположенные в угольном пласте, соединенные огневым каналом (см., пат. РФ № 1727435, Е21В 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 заявленного решения, - обеспечение полноты газифицирования запасов угольного пласта, вне зависимости от его мощности и прочности угля. Снижение отношения объемов буровых работ по породе к объему работ по углю.

Для решения поставленной задачи подземный газогенератор, включающий горизонтальные участки технологических скважин, расположенные в угольном пласте, соединенные огневым каналом, отличается тем, что горизонтальные участки технологических скважин выполнены длиной, по меньшей мере вдвое превышающей расстояние между скважинами, и расположены у почвы пласта, при этом скважины сформированы повышенным диаметром, посредством установок наклонно-направленного бурения, причем в угольном массиве выше технологических скважин в пределах его проектного контура газогенератора, выполнены горизонтальные участки разуплотняющих скважин, сформированных посредством установок наклонно-направленного бурения, в режиме бурения пилотных скважин, при этом разуплотняющие скважины снабжены герметизаторами и выполнены с возможностью подключения к источнику жидкого диоксида углерода и/или источнику дополнительного компонента дутья. Кроме того, диаметр разуплотняющих скважин составляет 0,15-0,25 от диаметра технологических скважин. Кроме того, источник дополнительного компонента сырья содержит углеродсодержащие материалы, например СО₂ и/или дисперсные материалы, например, уголь и/или продукт пиролиза углеродсодержащих материалов и/или тонкоизмельченные твердые углеродсодержащие отходы, с дисперсностью, обеспечивающей летучесть твердых частиц при используемых скоростях подачи дутья.

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 технологических скважин выполнены 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 " горизонтальные участки технологических скважин расположены 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 сформированы повышенным диаметром, посредством установок 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. При этом указание на использование установок наклонно-направленного бурения «задает» размеры поперечного сечения скважин как достаточно большие (диаметр - до 1 м).

Признаки " в угольном массиве выше технологических скважин в пределах его проектного контура газогенератора, выполнены горизонтальные участки разуплотняющих скважин, сформированных посредством установок наклонно-направленного бурения, в режиме бурения пилотных скважин» обеспечивают возможность разуплотнения угольного пласта независимо от процесса газификации и без воздействия на режим работы газогенератора и минимизируют число (и породный метраж) разуплотняющих скважин. При этом указание на использование установок наклонно-направленного бурения в режиме бурения пилотных скважин «задает» диаметр поперечного сечения скважин не более 200-250 мм.

Признаки, указывающие, что «разуплотняющие скважины снабжены герметизаторами», обеспечивают возможность их использования для разуплотнения массива (за счет использования энергии превращения жидкого диоксида углерода в газ).

Признаки, указывающие, что «разуплотняющие скважины выполнены с возможностью подключения к источнику жидкого диоксида углерода и/или источнику дополнительного компонента дутья», обеспечивают возможность разуплотнения массива и последующую возможность использования разуплотняющих скважин в качестве дополнительных технологических скважин, что, соответственно, обеспечивает возможность широкого регулирования дутья, как по его составу, так и по сочетанию отдельных ингредиентов. Кроме того, можно варьировать состав отводимого газа за счет выбора зоны отбора газа.

Признаки второго 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 третьего пункта формулы изобретения обеспечивают возможность повышения производительности газогенератора по газу при сохранении исходного объема буровых работ.

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 процессе газификации; на фиг.3 показан разрез по падению пласта; на фиг.4 показан разрез по простиранию пласта.

На чертежах показаны угольный пласт 1, пластовые участки технологических (дутьевой 2 и отводящей 3) скважин, участок их сбойки 4 (в процессе газификации это газогенератор 5), вертикально-наклонные участки 6 технологических скважин, борт 7 карьера или наклонной выработки, охранный целик 8, проектная граница 9 участка, предназначенного для газификации, вертикальный (или вертикально-наклонный) 10 и горизонтальный 11 участки разуплотняющих скважин, их герметизаторы 12.

Пластовые участки скважин 2 и 3 формируют длиной, по меньшей мере вдвое превышающей расстояние между ними, которое может достигать 100-120 м, при этом скважины формируют повышенным диаметром (порядка 600-1000 мм) и располагают у почвы пласта, на расстоянии до 1 м над ней. Конструктивно скважины не отличаются друг от друга, только в качестве дутьевой используют скважину, расположенную ниже по падению пласта (если такое возможно).

Технологические (дутьевую 2 и отводящую 3) скважины и разуплотняющие скважины формируют путем изгиба концевых участков вертикально-наклонных участков технологических скважин 6 и вертикально-наклонных участков 10 разуплотняющих скважин, забуриваемых с поверхности 13 (т.е. перпендикулярно плоскости пласта 1 или близко к этому), при этом скважины 2 и 3 бурят до их выхода из борта карьера 7 или борта наклонной выработки, пройденной по углю, а разуплотняющие скважины 10 бурят до их выхода на уровень границы охранного целика 8 и выполняют диаметром порядка 200 мм. Их располагают в одной плоскости, выше плоскости, проходящей через скважины 2 и 3.

При этом огневой канал (участок сбойки 4 скважин 2 и 3) - будущий газогенератор, формируют вдоль проектной границы охранного целика 8, оставляемого у борта карьера 7 или борта наклонной выработки.

В качестве герметизаторов 12 используют разъемные герметизаторы известной конструкции, обеспечивающие закрепление трубопроводов - средств подачи жидкого СО₂.

Заявленный газогенератор работает следующим образом.

Горизонтально-наклонные технологические и разуплотняющие скважины формируют известным образом. Их пластовые (горизонтальные) участки 2, 3 и 11 формируют путем изгиба концевых участков вертикально-наклонных скважин, соответственно 6 и 10, забуриваемых с поверхности 13. 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.

На вертикально-наклонных участках 6 скважин 2 и 3, и вертикально-наклонных участках 10 разуплотняющих скважин, непосредственно примыкающих к дневной поверхности, формируют жесткую обсадку. Далее выемку угля в пределах контура скважины ведут без крепления, прижимая скважины 2 и 3 к почве пласта, оставляя над почвой слой угля толщиной до 1 м, а скважины 10 «поджимают» к кровле пласта 1, оставляя до нее слой угля толщиной до 1 м. Расстояние между скважинами 2 и 3 принимают порядка 60-120 м, в зависимости от конкретных горно-геологических условий, а между разуплотняющими скважинами - до 30-40 м.

Глубина бурения (и длина отрабатываемого участка) 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 9 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 мобильных буровых комплексов направленного бурения 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). Выполнение таких работ облегчается сравнительно небольшим удалением этого участка от поверхности.

Сбойка скважин 2 и 3 может быть выполнена и по варианту, показанному на фиг.1 и 2 (предусматривающему работу с борта карьера 7).

Одновременно с формированием газогенератора, выше плоскости скважин 2 и 3, в пределах проектной площади газогенератора, ограниченного проектной границей 9, забуривают (на уровне этой границы), с поверхности 13 вертикально-наклонные участки 10 разуплотняющих скважин, диаметр которых составляет 150-250 мм, т.е. 0,15-0,25 от диаметра технологических скважин. В процессе бурения используют известные комплекты бурового оборудования (на чертежах не показано), в том числе возможно применение мобильного бурового комплекса направленного бурения (в этом случае бурение ведут только с формированием пилотной скважины, которую не расширяют до размеров технологических скважин).

Целесообразно, по крайней мере часть объема газа-продукта газификации сжигать на месте в тепловых электрогенерирующих установках 14, с выработкой электрической энергии, при этом дымовые газы используются в качестве исходного сырья для получения газообразного СО₂. Таким образом, по окончании процесса бурения горизонтальных участков 11 разуплотняющих скважин, монтируют установку для нагнетания жидкого диоксида углерода, включающую источник 15 газообразного СО₂ , источник 16 жидкого СО₂, насосную установку 17. Кроме дымовых газов тепловой электрогенерирующей установки 14 для получения газообразного СО₂ используют и остальной объем исходящего газа - продукта газификации, при этом, в качестве источника 15 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 14. В качестве источника 16 жидкого СО₂ используют установку ожижения СО ₂ (известной конструкции), подключенную к источнику 15 газообразного СО₂. Целесообразно в состав жидкого СО₂ вводить дисперсный сухой лед.

В качестве насосной установки 17 используют известные устройства для перекачивания сжиженных газов, снабженные термостатированными охлаждаемыми рукавами 18, снабженными наконечниками, выполненными с возможностью закрепления в отверстиях герметизаторов 12 (на чертежах не показаны).

После сбойки забоев скважин 2 и 3, монтажа соответствующего дутьевого и газосборного оборудования (на чертежах 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 12 перекрывают, в результате чего скважина герметично изолируется от окружающей среды.

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 восстанавливаются 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.

Вследствие разогрева угольного массива до температуры фазового перехода жидкого СО₂ в газ, последний переходит в газообразное состояние, что приводит к резкому росту давления в разуплотняющей 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 в описанном порядке.

После разуплотнения угольного массива, в зоне разуплотнения 19 появляется аэродинамическая связь горизонтальных участков 11 разуплотняющих скважин и объема газогенератора 5. При этом возникает возможность использования разуплотняющих скважин в качестве дополнительных технологических скважин. Дополнительные технологически скважины используют, предпочтительно, для подачи в газогенератор компонентов, дополнительных к основному объему дутья, подаваемого по дутьевой скважине 2 (преимущественно, углеродсодержащие материалы, например, СО₂ и/или дисперсные материалы, например, уголь и/или продукт пиролиза углеродсодержащих материалов и/или тонкоизмельченные твердые углеродсодержащие отходы, с дисперсностью, обеспечивающей летучесть твердых частиц при используемых скоростях подачи дутья). При этом сравнительно небольшой диаметр этих скважин позволяет поддерживать в них сравнительно высокий напор, при относительно небольших расходах воздуха через них (площадь «дополнительных технологических скважин» составляет 2-10% от площади дутьевой скважины 2, таким образом, доля газового материала, используемого для транспортировки компонентов, дополнительных к основному объему дутья, не сказывается на общих объемах газовой фракции, поступающей в газогенератор).

Далее все продолжается до полного выгазовывания участка.