СПОСОБ ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОЙ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕЙ
METHOD OF ECOLOGICALLY CLEAN UNDERGROUND GASIFICATION OF COAL

Изобретение относится к области горного дела и, прежде всего, к подземной газификации угля (ПГУ) на месте его естественного залегания. При этом решается задача предотвращения экологического загрязнения подземных вод гидросферы продуктами термического разложения угля.
6
5
Специальными гидрохимическими исследованиями, проведенными на Южно-Абинской станции "Подземгаз" с помощью группы гидронаблюдательных скважин, было установлено загрязнение подземных вод фенолами в процессе ПГУ [Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. Москва, ООО "ИРЦ Газпром", 2004, с.177-182]. При этом концентрация фенолов (СНОН) превышала предельно допустимую (ПДК=0,001 мг/л) в течение длительного времени и на расстоянии до 300-400 м. Самоочищение подземных вод достигалось в основном разложением фенолов и их адсорбцией горными породами. Технических решений по предотвращению загрязнения подземных вод не было. Не предусматривалось никаких технологических и инженерных заградительных мер по сокращению миграции продуктов газификации за пределы подземного газогенератора.
Известным техническим решением по снижению загрязнения подземных вод за пределами подземного газогенератора являлось осуществление ПГУ при давлении в подземном газогенераторе, близком по величине давлению гидростатического столба подземных вод на участке газификации [RU 2090750, 1997]. В этом случае столб подземных вод является естественной преградой для миграции продуктов газификации за пределы рабочего пространства подземного газогенератора.
Однако недостатком данного технического решения является невозможность его использования в процессе осушения участка газификации и соответственно снижения уровня подземных вод.
Другим известным техническим решением является нагнетательно-отсосная ПГУ, при которой газоотводящие скважины дооборудуются дымососами, в результате чего удается снизить давление в рабочем пространстве подземного газогенератора, а следовательно, утечки из него продуктов газификации [RU 2066748, 1996].
Недостатком данного технического решения является ограниченность его применения. Только на небольших глубинах (до 150 метров) возможно снижение давления в подземной части газогенератора, т.к. при длине обсадных колонн газоотводящих скважин более 150-200 м гидравлический отбор дымососов будет израсходован на их длине, т.е. исчерпана возможность создания разрежения, а давление в подземном газогенераторе практически не изменится.
Задачей данного изобретения является получение технического результата, выражающегося в выявлении комплексного и универсального решения по минимизации миграции продуктов газификации из подземного газогенератора, а следовательно, существенного сокращения возможности загрязнения подземных вод.
Поставленная задача решается тем, что в способе экологически чистой подземной газификации углей, заключающемся в бурении на участке газификации серии скважин, соединении дутьевых и газоотводящих скважин в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации путем розжига угольного пласта при помощи поперечной наклонно-горизонтальной и соединенных с ней вертикальных скважин, подготовке газоотводящих и эксплуатации дутьевых скважин в процессе осуществления газификации при контролировании давления в подземном газогенераторе и корректировке гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин, контролировании гидростатического уровня подземных вод и концентрации химических загрязнителей в подземных водах с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин и снижении гидростатического уровня подземных вод путем включения в работу вертикальных скважин, которые оборудуют к началу процесса газификации в качестве водоотливных, и дренажных скважин, процесс газификации осуществляют последовательно в две стадии - нагнетательную при повышенном давлении в подземном газогенераторе и нагнетательно-отсосную при минимальном давлении в подземном газогенераторе, причем при повышении в гидронаблюдательных и/или дренажных скважинах концентрации химических загрязнителей в подземных водах в первой стадии процесса газификации повышают гидростатический уровень подземных вод путем отключения водоотливных и дренажных скважин, а во второй стадии процесса газификации увеличивают производительность водоотливных скважин и дымососов на газоотводящих скважинах, при этом отобранные водоотливными и дренажными скважинами подземные воды подвергают очистке в поверхностном комплексе от химических загрязнителей.
2
Первую стадию процесса газификации осуществляют при повышенном давлении в подземном газогенераторе, обычно равном примерно давлению существующего гидростатического столба подземных вод на участке газификации, для чего фиксируют гидростатический уровень подземных вод над первоначальным реакционным каналом газификации, контролируют в ходе выгазовывания угля снижение этого уровня с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин и соответственно снижают давление на дутьевых скважинах до 0,2÷0,3 МПа (2-3 кг/см), затем переходят ко второй стадии процесса газификации при минимальном давлении в подземном газогенераторе, для чего фиксируют статическое давление в подземном газогенераторе.
Способствует достижению технического результата то, что до начала процесса газификации по боковым границам подземного газогенератора бурят заградительные направленные скважины по угольному пласту, соединяют их с вертикальными скважинами и осуществляют огневую проработку угольной части заградительных направленных скважин путем противоточного перемещения очага горения нагнетанием в них дутья, а для снижения гидростатического уровня подземных вод в процессе газификации их отбор проводят из заградительных направленных скважин через вертикальные скважины, оборудованные к началу процесса газификации в качестве водоотливных.
Как правило, фиксируют по данным гидронаблюдательных и дренажных скважин гидростатические уровни подземных вод на участке газификации и по ним строят эпюры депрессионной воронки над подземным газогенератором и рядом с ним, затем используют эти эпюры для корректировки гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин, а также для определения моментов включения или отключения дренажных и водоотливных скважин.
После окончания процесса газификации при наличии остаточной концентрации химических загрязнителей в подземных водах отработанного пространства подземного газогенератора, превышающей предельно допустимые значения, производят в нем очистку подземных вод с использованием биологического метода разложения и нейтрализации загрязнителей.
Сопоставительный анализ заявленного решения с известными показывает, что заявленный способ в предложенной совокупности существенных признаков формулируется впервые и придает проблеме минимизации загрязнения подземных вод универсальный характер (критерий "новизна").
Заявляемый способ соответствует изобретательскому уровню, т.к. отличительные признаки и их совокупность охватывают практически все возможные пути миграции химических загрязнителей из подземного газогенератора. Кроме того, формируются конкретные пути контроля и корректировки технологического режима.
Предлагаемый способ иллюстрируется принципиальными чертежами, характеризующими его осуществимость и эффективность.
На фиг.1 представлена динамика миграции фенолов и аммония от действующего газогенератора на Южно-Абинской станции "Подземгаз".
На фиг.2 - схема подземного газогенератора (в плоскости угольного пласта), в которой реализованы основные признаки заявленного способа.
Рассмотрим основные этапы реализации предлагаемого способа по минимизации миграции химических загрязнителей из подземного газогенератора. Согласно фактическим данным, представленным на фиг.1, подземный газогенератор является источником химического загрязнения подземных вод. Непосредственно в подземном газогенераторе концентрация фенолов достигает 0,1 мг/л и аммония - 15 мг/л, что превышает ПДК соответственно в 100 и 10 раз. По мере удаления от газогенератора на 300-400 метров концентрации этих загрязнителей приближаются к предельно допустимым.
Задача заключается в поиске способа минимизации миграции химических загрязнителей за пределы подземного газогенератора, что позволит сохранить подземные воды для питьевого водоснабжения.
На фиг.2 представлено такое техническое решение, позволяющее минимизировать загрязнение подземных вод.
Способ осуществляется следующим образом. На участке газификации бурят серию скважин, представленную газоотводящими и дутьевыми скважинами 1, 2, поперечной наклонно-горизонтальной 3, вертикальными (водоотливными) 4, гидронаблюдательными и дренажными скважинами 5, 6 соответственно.
Газоотводящие и дутьевые скважины 1, 2 параллельно расположены и направлены по угольному пласту. Скважины 1, 2 соединяют в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации розжигом угольного пласта при помощи поперечной наклонно-горизонтальной 3 и соединенных с ней вертикальных скважин 4.
При ожидаемых больших водопритоках до начала процесса газификации по боковым границам подземного газогенератора бурят заградительные направленные скважины 7 по угольному пласту, соединяют их с вертикальными скважинами 8, которые соединены с поперечной наклонно-горизонтальной скважиной 3, и, с целью получения эффективных дрен 9, осуществляют огневую проработку угольной части заградительных направленных скважин 7 путем противоточного перемещения очага горения нагнетанием в них дутья. Бурение заградительных направленных скважин 7 и последующее соединение с вертикальными скважинами 8 осуществляют с использованием современных навигационных систем. В случае необходимости эти скважины 7 и 8 могут быть соединены друг с другом одним из известных способов, например гидравлическим разрывом угольного пласта.
Оборудуют водоотливные и дренажные скважины 4, 8, 6 необходимым водоподъемным оборудованием, причем скважины 4, 8 имеют гидравлическую связь на горизонте розжига 10.
Подготовка газоотводящих скважин 1 может быть осуществлена следующим образом. Газоотводящие скважины 1 состоят из обсаженной и необсаженной частей. Обсаженная часть пройдена по породам вне зоны их сдвижения и выполнена в виде двойной металлической колонны с размещенным в кольцевой щели между трубами водопроводом для подачи воды в конец обсаженной части скважины и охлаждения отводимого горячего газа через ее внутреннюю трубу. Необсаженная часть пройдена по угольному пласту. Водопровод в кольцевой щели обсаженной части газоотводящей скважины 1 заканчивают в породе кровли или почвы вблизи ближайших границ их контакта с угольным пластом, а внутреннюю трубу обсаженной части скважины заканчивают в начальной зоне угольного пласта. В конце внутренней обсадной ее колонны размещают устройство по контролю за положением очага горения в газоотводящей скважине.
Производят термическую проработку необсаженной части газоотводящей скважины 1 путем контролируемого противоточного перемещения очага горения по буровому угольному каналу навстречу нагнетаемому в скважину воздушному дутью. При этом фиксируют момент перемещения очага горения к концу внутренней обсадной колонны, а после перемещения его к обсадной колонне газоотводящей скважины количество нагнетаемого воздушного дутья, а следовательно, выгазованного угля под колонной газоотводящей скважины для создания емкости 11 подземного сепаратора определяют из выражения
,
3
где  - количество нагнетаемого воздушного дутья, м;
k
2
f - площадь среднего сечения проработанной необсаженной части газоотводящей скважины подземного сепаратора, м;
κ - коэффициент увеличения площади проходного сечения газоотводящей скважины подземного сепаратора;
L - длина выгазовываемой части угольного пласта под нижним концом внутренней трубы газоотводящей скважины по трассе ее необсаженной части, м;
y
3
γ - удельный вес выгазовываемого угля, т/м;
г
3
В - удельный выход газа, м/кг;
g
3
3
υ - удельный расход дутья, м/м.
Значение коэффициента «κ» меняется в широких пределах от 50 до 150, при этом минимальные его значения применяются для термостойкого угля, залегающего в плотных породах (например, алевролитах), а максимальные - для термостойких углей (тощих), залегающих в слабых породах (например, песчаники, известняки).
Кроме того, для предотвращения перегрева и деформации колонны скважины после появления очага горения непосредственно в зоне, примыкающей к концу колонны газоотводящей скважины, начинают подавать воду на ее охлаждение. В завершающей стадии подготовки газоотводящей скважины 1, т.е. после завершения нагнетания воздушного дутья для создания емкости 11 подземного сепаратора, газоотводящую скважину 1 постепенно переводят с режима нагнетания воздушного дутья на режим интенсивного отвода газа из подземного газогенератора.
Процесс газификации осуществляют последовательно в две стадии - нагнетательную при повышенном давлении в подземном газогенераторе и нагнетательно-отсосную при минимальном давлении в подземном газогенераторе.
Первую стадию процесса газификации осуществляют при повышенном давлении в подземном газогенераторе, равном примерно давлению существующего гидростатического столба подземных вод на участке газификации. Для этого фиксируют гидростатический уровень подземных вод над первоначальным реакционным каналом газификации, контролируют в ходе выгазовывания угля снижение этого уровня с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин 5, 6 и соответственно снижают давление на дутьевых скважинах 2 до 0,2÷0,3 МПа. Затем переходят ко второй стадии процесса газификации, которую осуществляют при минимальном давлении в подземном газогенераторе, для чего фиксируют статическое давление в подземном газогенераторе.
Осуществляют постоянный контроль концентраций химических загрязнителей в подземных водах. Причем при повышении в гидронаблюдательных и/или дренажных скважинах 5, 6 концентрации химических загрязнителей в подземных водах в первой стадии процесса газификации повышают гидростатический уровень подземных вод путем отключения водоотливных и дренажных скважин 4, 8, 6.
Во второй стадии процесса газификации при повышении в гидронаблюдательных и/или дренажных скважинах 5, 6 концентрации химических загрязнителей в подземных водах увеличивают производительность водоотливных скважин 4, 8 и дымососов на газоотводящих скважинах 1.
Для снижения гидростатического уровня подземных вод в процессе газификации их отбор проводят из водоотливных и дренажных скважин 4, 6, а из заградительных направленных скважин 7, представляющих собой к моменту газификации термически подготовленные дрены 9, - через вертикальные скважины 8, оборудованные к началу процесса газификации в качестве водоотливных.
Отобранные водоотливными и дренажными скважинами 4, 8, 6 подземные воды подвергают очистке в поверхностном комплексе от химических загрязнителей.
В процессе осуществления газификации проводят контролирование давления в подземном газогенераторе и корректировку гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин 2, 1, контролируют гидростатический уровень подземных вод и концентрацию химических загрязнителей в подземных водах с помощью гидронаблюдательных и дренажных скважин 5, 6 и снижают гидростатический уровень подземных вод путем включения в работу вертикальных (водоотливных) скважин 4, 8 и дренажных скважин 6.
По данным гидронаблюдательных и дренажных скважин 5, 6 фиксируют гидростатические уровни подземных вод на участке газификации и по ним строят эпюры депрессионной воронки над подземным газогенератором и рядом с ним. Затем используют эти эпюры для корректировки гидравлических режимов дутьевых и газоотводящих скважин 2, 1, а также для определения моментов включения или отключения дренажных 6 и водоотливных скважин 4, 8.
Эксплуатация дутьевых скважин 2 заключается в контролируемом подводе воздушного дутья (окислителя) к реакционной угольной поверхности по длине обсаженной дутьевой скважины 2, в т.ч. и по угольному пласту, а также с фиксацией очага горения по ее длине. Фиксацию очага горения осуществляют гидродинамическим регулированием воздушного дутья от минимума, при котором очаг горения перемещают вдоль скважины навстречу нагнетаемому дутью, до максимального расхода, при котором очаг горения фиксируют в ближайшей зоне раскаленной поверхности угольного пласта и выгазовывают в ней уголь с высокими теплоэнергетическими показателями. При этом технологический регламент эксплуатации дутьевой скважины осуществляют в следующей последовательности:
- выгазовывают полосу угольного пласта между дутьевой и газоотводящей скважинами на максимальном расходе дутья;
3
- снижают расход воздушного дутья до минимального (700-900 м/ч) и перемещают очаг горения навстречу нагнетаемому воздушному дутью до заданной новой зоны дутьевой скважины;
- повышают расход дутья до максимального и выгазовывают в новой зоне свежую полосу угольного пласта.
Кроме того, первую вводимую дутьевую скважину 2 подземного газогенератора оборудуют системой контроля за перемещением очага горения навстречу воздушному дутью. Определяют зависимость скорости перемещения очага горения от расхода воздушного дутья и распространяют ее на режимы эксплуатации остальных дутьевых скважин 2 подземного газогенератора. В ходе газификации угольного пласта контролируют его выгазовывание вокруг каждой из дутьевых скважин 2 и обеспечивают равномерное продвижение огневого забоя по всей ширине подземного газогенератора.
Воспламененная зона угольного пласта перемещается по трассе дутьевой скважины, обеспечивая контролируемый контакт окислителя с реакционной угольной поверхностью.
После окончания процесса газификации при наличии остаточной концентрации химических загрязнителей в подземных водах отработанного пространства подземного газогенератора, превышающей предельно допустимые значения, производят в нем очистку подземных вод с использованием биологического метода разложения и нейтрализации загрязнителей.
В конкретном примере реализации способа после бурения серии скважин на участке газификации формируют первоначальный реакционный канал газификации, скважины 1, 2 соединяют в единый подземный газогенератор с первоначальным реакционным каналом газификации. Для этого производят розжиг угольного пласта при помощи поперечной наклонно-горизонтальной 3 и соединенных с ней вертикальных скважин 4.
В частности, угольный пласт разжигается в забое вертикальной скважины, например 4 или 8, расположенной ближе к концевой части поперечной наклонно-горизонтальной скважины 3, и при подаче в скважину 3 воздушного дутья очаг горения перемещается навстречу воздушному дутью, образуя первоначальный реакционный канал газификации единого подземного газогенератора на горизонте первоначального розжига.
Готовят газоотводящие скважины 1, например, с емкостью 11 подземного сепаратора, как это описано выше.
3
На стадии подготовительных работ, при необходимости, по боковым границам подземного газогенератора бурят заградительные направленные скважины 7, обсаживают их до входа в угольный пласт, соединяют с вертикальными скважинами 8 и осуществляют огневую проработку угольной части заградительных направленных скважин 7 путем противоточного перемещения очага горения нагнетанием в них дутья (1000÷1500 нм/ч). Очаг горения перемещается навстречу воздушному дутью, образуя термически подготовленную дрену 9 диаметром 800-1000 мм с хорошо проницаемыми боковыми стенками. Созданный искусственный коллектор является надежной дреной для подземных вод, извлекаемых с помощью насоса, впоследствии опущенного в вертикальную скважину 8, которую оборудуют к началу процесса газификации в качестве водоотливной.
Одновременно с началом процесса газификации в работу включаются боковые водоотливные дрены 9. Для контроля за положением уровня подземных вод и концентрацией в них химических загрязнений на участке газификации пробурены гидронаблюдательные скважины 5. Кроме того, в пределах подземного газогенератора имеются дренажные скважины 6, перфорированные на всю длину и служащие для осушения участка газификации, в том числе и для предварительного осушения.
Технологический регламент и последовательность осуществления заявляемого способа следующие. В качестве примера рассмотрения примем участок газификации, на котором не было предварительного осушения и гидростатический уровень подземных вод близок к поверхностной отметке.
Путем прикрытия задвижки на головке газоотводящей скважины 1 давление нагнетания дутья в скважину 2 устанавливается по величине, близкой к существующему на участке газификации давлению гидростатического столба подземных вод. На фиг.2 этот уровень обозначен как I и соответствует 200 м над горизонтом первоначального розжига (угольная часть поперечной наклонно-горизонтальной скважины 3).
Включаются насосы на водоотливных скважинах 4, 8. Существующий уровень подземных вод начинает снижаться. По мере его снижения приоткрывают задвижки на газоотводящих скважинах 2 и, как результат этого, снижают давление в подземном газогенераторе, а следовательно, давление на дутьевых скважинах 2. Снижение уровня подземных вод контролируют по гидронаблюдательным 5 и дренажным 6 скважинам.
После снижения уровня подземных вод до уровня II, соответствующего отметке 150 м над первоначальным горизонтом розжига, давление в подземном газогенераторе устанавливают равным примерно 1,5 МПа (15 ат). И так, последовательно снижая гидростатический уровень подземных вод в подземном газогенераторе до 100 м (III), 50 м (IV) и, наконец, 25 м (V), снижают давление на дутьевых скважинах 2 и в подземном газогенераторе примерно до 1,0 МПа, 0,5 МПа и 0,2÷0,3 МПа (10 ат, 5 ат и 2÷3 ат) соответственно. Давление 0,2÷0,3 МПа (2÷3 ат) соответствует давлению нагнетания воздуха на газификацию воздуходувками низкого давления.
На этом заканчивается нагнетательная стадия ПГУ и реализуют вторую стадию - нагнетательно-отсосную газификацию. Для этого включают на газоотводящих скважинах 1 дымососы и тем самым снижают давление в подземном газогенераторе, а следовательно, минимизируют утечки из него продуктов газификации и тем самым загрязнение ими подземных вод и гидросферу в целом.
При этом гидронаблюдательные и дренажные скважины 5, 8 используют не только для контроля за положением уровня подземных вод (I-IV), но и за концентрацией в них химических загрязнителей (продуктов газификации). В нагнетательной стадии при повышении концентрации химических загрязнителей повышают гидростатический уровень подземных вод путем отключения насосов в водоотливных и дренажных скважинах 4, 8, 6. В нагнетательно-отсосной стадии газификации в этом случае увеличивают производительность насосов на водоотливных скважинах 4, 8 и, одновременно с этим, увеличивают мощность дымососов на газоотводящих скважинах 1.
Как отмечалось выше, по данным гидронаблюдательных 7 и дренажных 8 скважин фиксируют положение уровня подземных вод на участке газификации угольного пласта. По этим данным строят эпюры депрессионной воронки в районе подземного газогенератора. На фиг.2 показано в упрощенном виде изменение таких эпюр уровня подземных вод (I-V) в процессе ПГУ (пунктирные линии). Согласно построенным эпюрам обслуживающий персонал подземного газогенератора корректирует гидравлический режим на дутьевых 4 и газоотводящих 5 скважинах, а также принимает решение о включении или отключении насосов на гидронаблюдательных 7 и дренажных 8 скважинах.
Рассмотренный пример применения предлагаемого способа экологически чистой ПГУ является надежным средством сохранения гидросферы в районе газификации угольного пласта от загрязнения подземных вод.
Реализация этого способа предусмотрена в производственных инструкциях и документах внедрения новой (экологически чистой) технологии ПГУ.