способ технологии управляемой подземной газификации угля

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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 м ³/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.