СПОСОБ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ
UNDERGROUND GASIFICATION METHOD

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при подземной газификации, преимущественно при отработке пластов угля небольшой мощности.
Известен способ подземной газификации, предусматривающий бурение системы дутьевых и газоотводящих скважин, которые соединяют реакционными каналами, формирование огневого канала, розжиг газогенератора и его выгазовывание с соответствующим перемещением огневого забоя и закладкой выгазованного пространства закладочным материалом в жидком состоянии, с подачей его через скважины (US №4437520, кл. 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 способ подземной газификации, включающий бурение системы воздухоподводящих и газоотводящих скважин, формирование огневого забоя и выгазовывание запасов газогенератора нисходящими слоями с перемещением огневого забоя в пределах слоя с последующим заполнением выработанного пространства каждого слоя инертными материалами (DE №3404455, кл. С10J 5/00, 1985).
Недостаток этого технического решения в больших объемах подготовительных работ (поскольку подготовку и газификацию каждого последующего слоя газогенератора повторяют столько раз, сколько это необходимо для выгазовывания всей толщи газогенератора). Кроме того, в этом случае необходимо использование значительных объемов инертных материалов, что при отсутствии в районе газогенератора отвалов горнообогатительного производства вызовет необходимость добычи и транспортирования закладочного материала.
Известен также способ подземной газификации, включающий расположение в угольном пласте горизонтальных или наклонных участков скважин, сбойку скважин, розжиг угля в огневом канале, подачу дутья и отвод продуктивного газа с формированием на горизонтальных участках скважин трубопроводов и перемещением их выпускных отверстий по скважине по мере выгазовывания угля (RU №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 изобретения, - упрощение его реализации, обеспечение полноты газифицирования запасов угольного пласта вне зависимости от его мощности и прочности угля.
Для решения поставленной задачи способ подземной газификации, включающий расположение в угольном пласте горизонтальных или наклонных участков скважин, сбойку скважин, розжиг угля в огневом канале, подачу дутья и отвод продуктивного газа с формированием на горизонтальных участках скважин трубопроводов и перемещением их выпускных отверстий по скважине по мере выгазовывания угля, отличается тем, что пластовые участки скважин формируют путем изгиба концевых участков вертикально-наклонных скважин, забуриваемых с поверхности, которые бурят до пересечения ими борта карьера или борта наклонной выработки, пройденной по углю, при этом длина пластовых участков скважин превышает расстояние между ними, причем скважины располагают у почвы пласта и формируют большим диаметром, для чего используют установки наклонно-направленного бурения, кроме того, огневой канал формируют вдоль проектной границы охранного целика, оставляемого у борта карьера или борта наклонной выработки, кроме того, в объем угольного пласта, расположенный выше скважин, образующих газогенератор, в пределах его проектного контура, начиная со стороны газогенератора, на которой располагают огневой канал, с поверхности бурят вертикальные скважины, через которые пропитывают угольный массив жидким диоксидом углерода, после чего устья скважин герметично перекрывают. Кроме того, диаметр вертикальных скважин составляет 0,25-0,3 от диаметра скважин, образующих газогенератор. Кроме того, процесс пропитки угольного массива жидким диоксидом углерода повторяют неоднократно до формирования объемных зон разуплотнения на всю мощность пласта. Кроме того, в качестве дутьевой используют скважину, расположенную ниже по падению.
Сопоставительный анализ совокупности существенных признаков заявляемого технического решения с существенными признаками аналогов и прототипа свидетельствует о его соответствии критерию "новизна".
Признаки отличительной части формулы изобретения решают следующие функциональные задачи.
Признаки "…пластовые участки скважин формируют путем изгиба концевых участков вертикально-наклонных скважин, забуриваемых с поверхности, которые бурят до пересечения ими борта карьера или борта наклонной выработки, пройденной по углю», обеспечивают формирование газогенератора одновременно с обеспечением его сообщения с поверхностью земли, при этом пересечение скважинами борта карьера или борта наклонной выработки, пройденной по углю, упрощает выполнение операций по обратному расширению скважин до максимального диаметра.
Признаки "длина пластовых участков скважин превышает расстояние между ними" позволяют минимизировать долю сбоечных работ в общем объеме подготовительных работ, причем тем значительнее, чем больше длина горизонтальных участков, при этом обеспечивается возможность существенного удлинения реакционных каналов, когда газогенератор работает фактически как источник раскаленных газов, содержащих в своем составе значительное количество окислов, восстановление которых до горючих форм происходит при их взаимодействии с углем, окружающим отводящий канал.
Признак "…(скважины) располагают у почвы пласта» обеспечивает полноту газифицирования пласта по его мощности, т.к. выгазовываются в первую очередь участки угля, примыкающие к верхнему участку газогенератора и отводящего канала. Кроме того, в этом случае силы гравитации способствуют ослаблению именно этих участков массива.
Признаки "…скважины формируют большим диаметром, для чего используют установки наклонно-направленного бурения…" снижают аэродинамическое сопротивление дутьевого и отводящего каналов, позволяя увеличивать их длину, что обеспечивает возможность повышения объемов прокачиваемого дутья через газогенератор и, тем самым, повышения его производительности. Кроме того, обеспечивается возможность использования производительных технологий формирования каналов большой длины, базирующихся на использовании мобильных установок наклонно-направленного бурения.
Признак "огневой канал формируют вдоль проектной границы охранного целика, оставляемого у борта карьера или борта наклонной выработки» упрощает процесс формирования огневого канала.
Признаки "в объем угольного пласта, расположенный выше скважин, образующих газогенератор, в пределах его проектного контура, начиная со стороны газогенератора, на которой располагают огневой канал, с поверхности бурят вертикальные скважины, через которые пропитывают угольный массив жидким диоксидом углерода, после чего устья скважин герметично перекрывают» обеспечивают возможность разуплотнения угольного пласта с минимальным значением разуплотняющих усилий, независимо от процесса газификации и без воздействия на его режим, при этом обеспечивается возможность «адресного воздействия» на отдельные участки угля в пределах проектного контура газогенератора и независимость процесса разуплотнения на отдельных участках друг от друга. Кроме того, обеспечивается возможность использования вертикальных скважин в качестве технологических (для отвода газа или подачи дутья) после завершения процесса разуплотнения.
Признаки второго пункта формулы, минимизируя диаметр разуплотняющих скважин, повышают скорость их формирования, позволяют совместить этот процесс с процессом формирования отработки газогенератора. Названные соотношения диаметров технологических и разуплотняющих скважин получены с учетом вариации диаметра технологических скважин (дутьевой и отводящей - 500-1000 мм) и диаметра скважин, выполняемых с использованием обычного бурового оборудования (150-250 мм). При этом расстояние между разуплотняющими скважинами определяется конкретными горно-геологическими условиями, в том числе мощностью пласта, прочностью угля, степенью развития системы природных трещин и т.п., причем чем выше значения первых параметров и ниже значение третьего, тем плотность сетки бурения скважин будет больше.
Признаки третьего пункта формулы изобретения позволяют повысить эффективность процесса разуплотнения угля.
Признак четвертого пункта формулы изобретения позволяет уменьшить аэродинамическое сопротивление системы, включающей скважины и газогенератор за счет использования архимедовой силы.
Заявленное изобретение иллюстрируется чертежами.
На фиг.1 схематически показан вид в плоскости пласта на момент подготовительных работ; на фиг.2 схематически показан вид в плоскости пласта в 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, их стенки 7, борт 8 карьера, охранный целик 9, проектная граница 10 участка, предназначенного для газификации, вертикальные разуплотняющие скважины 11, 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).
2
Дутьевую и отводящую скважины формируют путем изгиба концевых участков вертикально-наклонных 6 скважин, забуриваемых с поверхности 13 (т.е. перпендикулярно плоскости пласта или близко к этому), при этом скважины бурят до их выхода из борта карьера 8 или борта наклонной выработки, пройденной по углю, при этом огневой канал (участок сбойки 4 скважин 2 и 3) формируют вдоль проектной границы охранного целика 9, оставляемого у борта карьера 8 или борта наклонной выработки. Вертикальные разуплотняющие скважины 11 выполняют диаметром порядка 200 мм, на длину, обеспечивающую нахождение их забоев в угольном пласте 1 выше плоскости, проходящей через скважины 2 и 3. В качестве герметизаторов 12 используют разъемные герметизаторы известной конструкции, обеспечивающие закрепление трубопроводов-средств подачи жидкого СО (допустимо тампонирование участка у устья скважины с формированием цементно-песчаной пробки по окончании процесса пропитки, если не предполагается в дальнейшем их использование как дополнительных технологических скважин).
Способ осуществляют следующим образом.
Горизонтально-наклонные скважины формируют известным образом. Их пластовые участки скважин 2 и 3 формируют путем изгиба концевых участков вертикально-наклонных скважин, 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-наклонном участке скважин, непосредственно примыкающем к дневной поверхности, формируют жесткую обсадку. Далее выемку угля в пределах контура скважины ведут без крепления, прижимая скважину к почве пласта, оставляя над ней слой угля толщиной до 1 м. Расстояние между скважинами принимают порядка 60-120 м, в зависимости от конкретных горно-геологических условий.
Глубина бурения определяется техническими возможностями оборудования и отсутствием нарушений с амплитудой, исключающей ее переход используемым комплектом оборудования. Технология формирования скважин 2 и 3 предусматривает формирование пилотной скважины на всю их длину с последующим ее расширением обратным ходом до проектных размеров. При приближении к проектной границе 10 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.
Одновременно с формированием газогенератора с земной поверхности, начиная со стороны газогенератора, на которой располагают огневой канал (участок сбойки 4 скважин 2 и 3), в пределах проектной площади газогенератора, ограниченного проектной границей 10, бурят вертикальные разуплотняющие скважины 11, диаметр которых составляет 150-200 мм, т.е. 0,25-0,3 от диаметра скважин, образующих газогенератор. Скважины 11 располагают по сетке, на расстояниях 30-40 м друг от друга. В процессе бурения используют известные комплекты бурового оборудования (на чертежах не показано).
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
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 СО. Таким образом, по окончании процесса бурения монтируют установку для нагнетания жидкого диоксида углерода, включающую источник 15 газообразного СО, источник 16 жидкого СО, насосную установку 17. Кроме дымовых газов тепловой электрогенерирующей установки 14 для получения газообразного СО используют и остальной объем исходящего газа - продукта газификации, при этом в качестве источника 15 газообразного СО может использоваться известная установка (или установки) для разделения газовых продуктов, обеспечивающая отделение СО от остальных отходящих газов, забираемых из отводящей 3 скважины, и/или дымовых газов тепловой электрогенерирующей установки 14. В качестве источника 16 жидкого СО используют установку сжижения СО (известной конструкции), подключенную к источнику 15 газообразного СО. Целесообразно в состав жидкого СО 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 выхода газогенератора на устойчивый режим работы тампонируют участки скважин 2 и 3, находящиеся в охранном целике 9.
2
После монтажа установки для нагнетания жидкого диоксида углерода начинают процесс пропитки массива жидким СО 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 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 восстановливаются до горючих форм при их взаимодействии отходящих газов с углем, окружающим отводящую скважину, кроме того, в отводящей скважине формируется зона, прогретая до температур (порядка 450-700°С), при которых начинается и идет процесс пиролиза угля, что способствует обогащению отходящих газов высококалорийными газовыми компонентами.
2
2
Вследствие разогрева угольного массива до температуры фазового перехода жидкий СО, находящийся в разуплотняющей скважине 11, переходит в газообразное состояние, что приводит к резкому росту давления в скважине и естественных трещинах массива, заполненных жидким СО. Это, в свою очередь, приводит соответственно к разрушению угольного массива.
Тем самым, вокруг разупрочняющей скважины 11 формируется область повышенной трещиноватости и газопроницаемости, разгруженная от горного давления по всей высоте пласта. При этом названная область развивается во времени и распространяется в глубь 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 собой структуру, содержащую густую сеть раскрытых трещин, что обеспечивает эффективность термической подготовки и процесса газификации.
2
2
Избыток газообразного СО, попадающий по трещинам в полость газогенератора, частично превращается в СО, просачиваясь в газогенератор через прогретый массив угля. Остаток СО превращается в СО, проходя по отводящей скважине и взаимодействуя с ее раскаленными стенками.
2
При необходимости (при повышенной прочности и низкой трещиноватости угольного массива) процесс пропитки массива жидким СО повторяют, нагнетая его в разуплотняющую скважину до формирования объемных зон разуплотнения на всю мощность пласта.
Далее все продолжается до полного выгазовывания участка.