RU2706498C1 - Оборудование для нагнетания окислителя в процессе подземной газификации угля и его применение - Google Patents
Оборудование для нагнетания окислителя в процессе подземной газификации угля и его применение Download PDFInfo
- Publication number
- RU2706498C1 RU2706498C1 RU2019103150A RU2019103150A RU2706498C1 RU 2706498 C1 RU2706498 C1 RU 2706498C1 RU 2019103150 A RU2019103150 A RU 2019103150A RU 2019103150 A RU2019103150 A RU 2019103150A RU 2706498 C1 RU2706498 C1 RU 2706498C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxidizer
- aforementioned
- gasification
- nozzle
- injection
- Prior art date
Links
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 title claims abstract description 230
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 151
- 238000002309 gasification Methods 0.000 title claims abstract description 134
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 133
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 133
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 109
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 76
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 40
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 38
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 37
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 11
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 8
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 238000000253 optical time-domain reflectometry Methods 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000002679 ablation Methods 0.000 claims 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000570 Cupronickel Inorganic materials 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000792 Monel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N copper nickel Chemical compound [Ni].[Cu] YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013479 data entry Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 230000002211 methanization Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000002926 oxygen Chemical class 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002352 steam pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/295—Gasification of minerals, e.g. for producing mixtures of combustible gases
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горной промышленности и может быть использована при разработке горизонтальных газоносных угольных пластов путем газификации угля. Устройство нагнетания окислителя содержит путь прохождения потока окислителя, включающий шарнирное соединение, гибкую трубу и механическое срезное устройство, которые находятся в газонепроницаемом соединении друг с другом в указанной последовательности. К механическому срезному устройству прикреплен патрубок окислителя. Механическое срезное устройство приспособлено для срезания патрубка окислителя с целью обеспечения возможности втягивания гибкой трубы при необходимости. Шарнирное соединение обеспечивает непрерывное нагнетание окислителя в процессе перемещения патрубка окислителя путем перемещения гибкой трубы при вращении барабана для гибкой трубы. Для осуществления способа газификации угля с применением устройства нагнетания окислителя в подповерхностном угольном пласте устанавливают систему законченных скважин для подземной газификации угля. Непрерывно нагнетают высокочистый окислитель и охладитель. Используют в качестве вспомогательного пути прохождения потока для нагнетания охладителя кольцевое пространство между гибкой трубой и обсадным хвостовиком нагнетательной скважины. Достигается технический результат – обеспечение непрерывного нагнетания окислителя, повышение качества генераторного газа и безопасности процесса нагнетания. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
В настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя для процесса подземной газификации угля. В частности, в настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя для непрерывного нагнетания окислителя с высокой концентрацией кислорода для процесса подземной газификации угля. В дополнение, в нем также предложены оперативные применения указанного устройства нагнетания окислителя в процессе подземной газификации угля, в том числе для розжига подземной газификации угля и процессов эксплуатации в штатном режиме.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Подземная газификация угля (UCG или ISC) представляет собой процесс, посредством которого угольный пласт преобразовывают в генераторный газ путем сжигания и газификации угля в естественном залегании в присутствии окислителя. Генераторный газ обычно называют синтез-газом, или сингазом, и его можно использовать в качестве исходного сырья для различных применений, включающих производство топлива, производство химикатов и выработка энергии. Технология подземной газификации угля подходит для большинства угольных месторождений. Вследствие того, что требования по защите окружающей среды для горнодобывающей промышленности становятся все более строгими, и с учетом соответствующей стоимости рабочей силы и строительства указанная технология, несомненно, является чрезвычайно привлекательной.
Вне зависимости от того, проводят ли процесс газификации угля в естественном залегании или на поверхности, он представляет собой ряд химических реакций, в ходе которых уголь преобразовывают в газообразные продукты. Обычно связанные химические реакции являются следующими, где H2O и CO2 являются основными газификационными агентами, а O2 представляет собой основной окислитель:
C+O2 → CO2 (реакция полного окисления)
C+½O2 → CO (реакция частичного окисления)
C+H2O → H2+CO (реакция газификации на паровом дутье)
C+2H2 → CH4 (реакция газификации на водородном дутье)
C+CO2 → 2CO (реакция газификации на дутье диоксидом углерода)
CO+H2O ↔ H2+CO2 (реакция конверсии водяного газа)
CO+3H2 ↔ CH4+H2O (реакция метанизации)
В процессе подземной газификации угля в угольном пласте обычно устанавливают подповерхностную систему законченных скважин. Вышеупомянутая система законченных скважин содержит нагнетательную скважину для нагнетания разнообразных агентов, таких как окислитель, газификационный агент, охладитель и т.д., газоотводящую скважину для удаления генераторного газа и другие, вспомогательные скважины; при этом внутрь нагнетательной скважины, газоотводящей скважины и других вспомогательных скважин для их соединения друг с другом обычно вводится обсадная колонна и/или обсадной хвостовик; при этом вышеупомянутые вспомогательные скважины обычно включают розжиговую скважину, скважину для быстрого охлаждения синтез-газа, защитную скважину и т.д., и нагнетательная скважина обычно представляет собой горизонтально направленную скважину, тогда как газоотводящая скважина и вспомогательная скважина обычно могут представлять собой или горизонтальные скважины, или вертикальные скважины.
Поэтому в процессе подземной газификации угля основная или наиболее простая система законченных скважин состоит из нагнетательной скважины и газоотводящей скважины, соединенных и снабженных обсадной колонной и/или обсадным хвостовиком. Обычно такую систему называют подземной газогенераторной установкой или парой скважин.
В процессе подземной газификации угля соответствующие подповерхностные зоны включают зону сжигания, зону газификации и зону пиролиза, при этом зона сжигания находится в непосредственной близости к точке подвода окислителя и газификационного агента, и в зоне сжигания уголь сжигается и газифицируется в присутствии окислителя; зона газификации расположена ниже по потоку относительно зоны сжигания или радиально вокруг зоны сжигания, и в зоне газификации уголь газифицируется и частично окисляется с образованием генераторного газа; зона пиролиза расположена ниже по потоку относительно зоны газификации, и в зоне пиролиза происходят реакции пиролиза угля. Для хорошо управляемого процесса подземной газификации угля реакции пиролиза угля обычно не ожидаются. По мере расходования или газификации угля в угольном пласте развивается и растет по размеру выгазованное пространство подземной газификации угля. Это представляет собой постепенное развитие процесса подземной газификации угля вплоть до полного расходования подповерхностного угольного месторождения, после чего в угольном пласте остается зола.
Генераторный газ, получаемый в процессе подземной газификации угля, называется сырым синтез-газом, который обычно содержит CO, CO2, H2, CH4 и твердые частицы, воду, каменноугольную смолу и углеводороды, а также небольшое количество H2S, NH4, COS и т.д. Фактический состав вышеупомянутого генераторного газа зависит от множества факторов, в том числе от окислителя (например, воздух, воздух, обогащенный кислородом, или чистый кислород), присутствия воды (воды угольного пласта или воды, попадающей в угольный пласт из окружающих пород), качества угля и используемых параметров процесса (температуры и давления и т.д.).
В процессе подземной газификации угля предпочтительным обычно является использование окислителя с более высокой концентрацией кислорода, поскольку он обладает способностью приводить к образованию генераторного газа более высокого качества, в частности с более высокой теплотворной способностью. Однако когда концентрация кислорода является высокой, такой как концентрация выше 35 об. %, для снижения рисков высокой температуры в зоне сжигания, высокой скорости разгара и повреждения обсадного хвостовика нагнетательного трубопровода необходимо одновременно использовать охладитель. Таким образом, для процесса подземной газификации угля является преимущественным безопасное использование таких высококонцентрированных окислителей, как чистый кислород.
В дополнение, в известном уровне техники в процессе подземной газификации угля обычно не может быть реализовано непрерывное нагнетание окислителя. В частности, если в процессе подземной газификации угля необходимо изменить положение нагнетания окислителя, нагнетание окислителя обычно останавливают. Например, в процессе подземной газификации угля, где используется способ втягивания, точку нагнетания окислителя обычно требуется периодически втягивать. В качестве примера, требуется втягивание точки нагнетания окислителя на 50 м через 30 дней периода непрерывной газификации, при этом процесс втягивания обычно требует прекращения нагнетания окислителя. В такой ситуации процесс подземной газификации угля нельзя считать «непрерывным», и указанная «прерывистость» может вызывать флуктуации качества генераторного газа, при этом флуктуации свойств синтез-газа могут приводить к оперативным трудностям в применениях для обработки синтез-газа ниже по потоку. Таким образом, будет преимущественным иметь возможность реализации действительно непрерывной операции нагнетания окислителя для процесса подземной газификации угля.
В документе WO 2014/043747A1 опубликованы устройство и способ для осуществления процесса подземной газификации угля с обогащением кислородом. В данном документе детально представлены устройство и способ нагнетания кислорода, где для нагнетания окислителя в подземный угольный пласт используется кислородное копье специальной конструкции, и это кислородное копье содержит: корпус копья, содержащий внутренний проход с введенным в него обратным клапаном; переходник в виде гибкой трубы, соединенный с задним концом корпуса копья и содержащий отверстие для введения кабеля термопары; по меньшей мере одну дистанционную трубку, соединенную с передним концом корпуса копья; нагнетательный патрубок, соединенный с передним концом дистанционной трубки; и термопару для мониторинга температуры нагнетательного патрубка. Несмотря на то, что в указанной заявке упоминается процесс подземной газификации угля с обогащением кислородом, фактически принцип его работы представляет собой процесс воздушного дутья.
В документе WO 2014/186823A1 опубликованы устройство нагнетания окислителя и воды и способ подземной газификации угля, при этом указанное устройство содержит трубопровод окислителя и изоляцию обсадной колонны. Вышеупомянутый трубопровод окислителя содержит по меньшей мере по одному отверстию на скважинном конце и верхнем конце для нагнетания окислителя в подземный угольный газогенератор, при этом верхний открытый конец приспособлен для гидравлического сообщения напорного трубопровода с трубопроводом из гибкой трубы; и вышеупомянутая изоляция обсадной колонны приспособлена для герметизации кольцевого пространства между трубопроводом окислителя и обсадной колонной обсаженного ствола скважины, при этом изоляция обсадной колонны содержит один или несколько проходов для нагнетания воды в подземный угольный газогенератор. Несмотря на то, что окислителем может являться чистый кислород, применяется метод контролируемого переноса точки подвода дутья (CRIP), соответствующий процессу подземной газификации угля в известном уровне техники, при этом процесс разделен на множество фаз втягивания.
В заключение, в известном уровне техники процесс подземной газификации угля по-прежнему нуждается в усовершенствовании в некоторых аспектах, в том числе: улучшение управления сжиганием и газификацией в угольном пласте для получения высококачественного синтез-газа; достижение перемещения или втягивания устройства нагнетания окислителя без прерывания нагнетания окислителя; предотвращение повреждения устройства нагнетания окислителя под воздействием высокой скважинной температуры и приплавления к обсадному хвостовику скважины в горизонтальном стволе скважины; и улучшение проведения подповерхностного мониторинга с целью управления процессом подземной газификации угля.
Таким образом, требуются дальнейшие усовершенствования современной технологии подземной газификации угля, в особенности для достижения непрерывной операции нагнетания окислителя и безопасного использования такого высококонцентрированного окислителя, как чистый кислород.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В виду известного уровня техники в настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя для процесса подземной газификации угля. В частности, в настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя для непрерывного нагнетания окислителя с высокой концентрацией кислорода в процессе подземной газификации угля. Также предложено оперативное применение в процессе подземной газификации угля устройства нагнетания окислителя, которое может быть использовано в ходе розжига и эксплуатации процесса подземной газификации угля в штатном режиме.
В настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя для процесса подземной газификации угля. Вышеупомянутое устройство нагнетания окислителя содержит путь прохождения потока окислителя, и соединенными газонепроницаемым образом компонентами пути прохождения потока окислителя в порядке соединения являются: шарнирное соединение, гибкая труба, механическое срезное устройство и патрубок окислителя. Вышеупомянутое механическое срезное устройство обеспечивает возможность срезания патрубка окислителя в случае заклинивания патрубка окислителя в подповерхностной области, что позволяет втягивать гибкую трубу к поверхности, в ходе чего вышеупомянутое шарнирное соединение газонепроницаемым образом соединяет центральную ось барабана для гибкой трубы с источником окислителя на поверхности, что, таким образом, обеспечивает возможность осуществления непрерывной операции нагнетания окислителя при перемещении патрубка окислителя за счет вращения барабана для гибкой трубы.
В настоящем изобретении также предложен способ для процесса подземной газификации угля, в котором в подповерхностном угольном пласте устанавливают систему законченных скважин; при этом использование устройства нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению позволяет непрерывно нагнетать через нагнетательную скважину высокочистый окислитель и охладитель; вышеупомянутый высокочистый окислитель представляет собой обогащенный кислородом воздух, содержащий по меньшей мере 80 об. %, предпочтительно обогащенный кислородом воздух, содержащий по меньшей мере 90 об. % кислорода или чистый кислород. Кольцевое пространство между гибкой трубой и обсадным хвостовиком нагнетательной скважины используют в качестве вспомогательного пути прохождения потока для нагнетания охладителя. Вышеупомянутый охладитель представляет собой воду, пар или диоксид углерода, и этот охладитель также используют в процессе газификации угля в качестве газификационного агента.
Согласно настоящему изобретению вышеупомянутое устройство нагнетания окислителя объединяет соответствующие характеристики и функции различных компонентов, в частности комбинированное использование шарнирного соединения и гибкой трубы, обеспечивающее возможность не только осуществления непрерывной операции нагнетания окислителя без прерывания в процессе подземной газификации угля и достижение по-настоящему непрерывной операции процесса подземной газификации угля, но и безопасного и стабильного использования такого высококонцентрированного окислителя, как чистый кислород, что, таким образом, позволяет получать устойчивый высококачественный генераторный газ, привнося усовершенствования в современную технологию.
Согласно настоящему изобретению при применении способа втягивания для процесса подземной газификации угля с использованием устройства нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению при перемещении патрубка окислителя не требуются сложные операции разборки и сборки после прерывания нагнетания окислителя. Данная операция является более гибкой и удобной, чем современная операция. Таким образом, это значительно сокращает период и/или расстояние втягивания по сравнению с современными технологиями, что обеспечивает возможность непрерывного перемещения положения газификации в подповерхностном угольном пласте во время процесса подземной газификации угля.
Таким образом, согласно настоящему изобретению достигнут способ втягивания с краткими периодом и расстоянием втягивания в процессе подземной газификации угля. Вышеупомянутый период втягивания можно значительно сократить c по меньшей мере 30 дней в известном уровне техники до 2 недель или дополнительно сократить на несколько дней, или даже сократить до 1 дня. Вышеупомянутое расстояние втягивания также можно значительно сократить с 50 м в известном уровне техники до 10 м или дополнительно сократить до 5 м, или даже до 1 м. Таким образом, достигается непрерывное перемещение положения газификации в подповерхностном угольном пласте в процессе подземной газификации угля, что, несомненно, является благоприятным для получения генераторного газа высокого качества с более высокой устойчивостью, привнося усовершенствования в существующую технологию.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Настоящее изобретение будет дополнительно описано со ссылкой на приведенные ниже графические материалы, где:
на фиг. 1 приведено изображение в поперечном сечении части устройства нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению, расположенного в подповерхностном обсадном хвостовике нагнетательной скважины;
на фиг. 2 приведено изображение в поперечном сечении устройства нагнетания окислителя, упомянутого на фиг. 1, которое используется на этапе розжига подземной газификации угля, в котором устройство розжига соединено с патрубком окислителя (заглушка выпуска на патрубке окислителя уже удалена);
на фиг. 3 приведено общее изображение в поперечном сечении способа подземной газификации угля согласно настоящему изобретению (в том числе для устройств на поверхности и подповерхностных устройств).
На фигурах подобные ссылочные позиции относятся к подобным частям. Подробнее значения каждой ссылочной позиции на данных фигурах являются следующими:
1. Обсадной хвостовик нагнетательной скважины; 2. Муфта обсадной колонны; 3. Заглушка выпуска; 4. Патрубок окислителя; 5. Распределенные датчики температуры, давления и акустические датчики; 6. Механическое срезное устройство; 7. Невозвратный клапан (NRV); 8. Внешний захватный соединитель гибкой трубы; 9 Вспомогательный путь прохождения потока (кольцевое пространство между гибкой трубой и обсадным хвостовиком нагнетательной скважины); 10. Путь прохождения потока окислителя; 11. Гибкая труба; 12. Зона газификации; 13. Устройство розжига; 14. Обсадная колонна нагнетательной скважины; 15. Отверстие для нагнетания охладителя/воздуха в устье скважины; 16. Запасное отверстие для нагнетания охладителя в устье скважины; 17. Оборудование для контроля на устье скважины; 18. Барабан для гибкой трубы (контрольно-измерительные приборы и линии передачи данных соединены в центральной оси); 19. Шарнирное соединение; 21. Труба окислителя на поверхности.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
В настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя для процесса подземной газификации угля. В частности, в настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя с непрерывным нагнетанием окислителя с высокой концентрацией кислорода в процессе подземной газификации угля. Также предложено оперативное применение в процессе подземной газификации угля устройства нагнетания окислителя, которое может быть использовано в ходе розжига и эксплуатации процесса подземной газификации угля в штатном режиме.
В настоящем изобретении предложено устройство нагнетания окислителя для процесса подземной газификации угля. Вышеупомянутое устройство нагнетания окислителя содержит путь прохождения потока окислителя, и соединенными газонепроницаемым образом компонентами пути прохождения потока окислителя в порядке соединения являются: шарнирное соединение, гибкая труба, механическое срезное устройство и патрубок окислителя. Вышеупомянутое механическое срезное устройство обеспечивает возможность срезания патрубка окислителя в случае заклинивания патрубка окислителя в подповерхностной области, что позволяет втягивать гибкую трубу к поверхности, в ходе чего вышеупомянутое шарнирное соединение газонепроницаемым образом соединяет центральную ось барабана для гибкой трубы с источником окислителя на поверхности, что, таким образом, обеспечивает возможность осуществления непрерывной операции нагнетания окислителя при перемещении патрубка окислителя за счет вращения барабана для гибкой трубы.
В указанных устройствах нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению вышеупомянутое шарнирное соединение представляет собой газонепроницаемое герметичное шарнирное соединение, специально сконструированное и изготовленное таким образом, чтобы подходить для среды с высоким давлением и чистым кислородом. При использовании шарнирного соединения достигается газонепроницаемое соединение между источником окислителя на поверхности и центральной осью барабана для гибкой трубы, что обеспечивает возможность осуществления непрерывной операции нагнетания окислителя при втягивании патрубка окислителя за счет вращения барабана для гибкой трубы. Например, шарнирное соединение обеспечивает непрерывную операцию нагнетания такого высокочистого окислителя, как чистый кислород, в процессе подземной газификации угля при втягивании патрубка окислителя посредством гибкой трубы. Таким образом, достигается непрерывная операция подземной газификации угля с точки зрения времени эксплуатации.
В указанных устройствах нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению вышеупомянутое шарнирное соединение может представлять собой любое подходящее герметичное шарнирное соединение, используемое в известном уровне техники. Например, в настоящем изобретении может быть с соответствующими поправками применено шарнирное соединение, опубликованное в патентах US 3884511 и CN 104279385B, которые полностью включаются в настоящий документ посредством ссылки.
В указанных устройствах нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению вышеупомянутая гибкая труба представляет собой основной компонент пути прохождения потока окислителя, и ее основной функцией является доставка окислителя и перемещение патрубка окислителя и устройства розжига в предполагаемое положение в подповерхностном угольном пласте.
В указанных устройствах нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению вышеупомянутая гибкая труба соединяется с другими компонентами посредством использования специального соединителя, такого как внешний захватный соединитель, который не требует сварки, однако по-прежнему может обеспечить газонепроницаемую герметизацию в диапазоне рабочих давлений. Таким образом, внешний захватный соединитель обеспечивает возможность упрощения технического обслуживания и замены других компонентов, соединяемых с путем прохождения потока кислорода.
Гибкая труба представляет собой компонент с высокой газонепроницаемостью, позволяющий предотвратить какую-либо утечку такого высококонцентрированного окислителя, как чистый кислород, и, таким образом, избежать каких-либо угроз безопасности при применении чистого кислорода. Гибкая труба обычно намотана на барабан для гибкой трубы и выполняет втягивание и извлечение гибкой трубы путем вращения барабана для гибкой трубы. Центральная ось расположена внутри барабана для гибкой трубы, и эта центральная ось соединена с внутренним путем прохождения потока основной части гибкой трубы. Вышеупомянутое шарнирное соединение выполняет непрерывную подачу окислителя в ходе перемещения гибкой трубы посредством соединения источника окислителя с внутренним путем прохождения потока основной части гибкой трубы посредством центральной оси барабана для гибкой трубы.
Колонну гибкой трубы и ее барабан выбирают для достижения правильной рабочей длины с целью доступа к углю в пласте на необходимой глубине и горизонтальной длине. Наружный диаметр гибкой трубы обычно выбирают для достижения требуемой гидравлической скорости потока и допустимого перепада давления. Тип материала и толщину стенки гибкой трубы обычно выбирают в соответствии с качеством нагнетаемого охладителя, необходимым эксплуатационным ресурсом процесса подземной газификации угля, ожидаемой частотой вхождения в подповерхностный угольный пласт и расходом кислорода. Обычно нержавеющая сталь марки 316L или материалы более высокого качества удовлетворяют требованиям коррозионной стойкости, стойкости к эрозии и стойкости к окислению.
На наружной стенке гибкой трубы могут быть расположены датчики температуры, давления и акустические датчики. Выводы указанных датчиков обычно расположены в центральной оси гибкой трубы, за счет чего пункты обнаружения данных датчиков могут быть удлинены и доставлены в подповерхностный угольный пласт посредством гибкой трубы. Внутри гибкой трубы обычно установлены беспроводные передатчики для передачи измеренного сигнала обратно в систему управления. Центральная ось барабана для гибкой трубы имеет конструкцию в соответствии с требованиями заказчика, и ее изготавливают и тщательно очищают для удовлетворения требований к высоким концентрациям такого окислителя, как чистый кислород.
В указанных устройствах нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению в вышеупомянутом механическом срезном устройстве используется механизм саморазрыва для обеспечения возможности срезания патрубка окислителя в случае его физического заклинивания внутри обсадного хвостовика скважины (т.е. при заклинивании патрубка окислителя внутри обсадного хвостовика нагнетательной скважины по причине такой неисправности, как деформация или искажение или при заклинивании по причине расплавления хвостовика в нагнетательной скважине) с целью втягивания гибкой трубы и ремонта и/или замены патрубка окислителя для дальнейшей эксплуатации.
По причине интеграции механического срезного устройства в конструкцию многие части устройства нагнетания окислителя при необходимости могут быть успешно втянуты на поверхность для технического обслуживания и/или замены, например при отказе патрубка окислителя, что может до некоторой степени уменьшить потери оборудования в процессе подземной газификации угля.
В указанных устройствах нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению между гибкой трубой и механическим срезным устройством по пути прохождения потока окислителя присоединен один или несколько невозвратных клапанов (NRV), при этом использование множества NRV следует считать запасом. NRV в основном используются для предотвращения попадания обратного потока в гибкую трубу, что обеспечивает возможность поддержания соответствующих частей устройства нагнетания окислителя в чистоте и обеспечения безопасности при удалении или втягивании устройств в устье скважины. Вышеупомянутый NRV может относиться к любому типу NRV, известному специалистам в данной области техники, который подходит для такого высококонцентрированного окислителя, как чистый кислород. Например, он может представлять собой подпружиненный шарнирный клапан, шаровой пружинный клапан и т.п.
В указанных устройствах нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению патрубок окислителя находится на конце пути прохождения потока окислителя, куда доставляется окислитель, который распределяется в подповерхностный угольный пласт. Поэтому патрубок окислителя является ключевым компонентом устройства нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению, а также обычно является местом отказа устройства нагнетания окислителя, что, следовательно, требует соответствующей конструкции и применения.
Вышеупомянутый патрубок окислителя согласно настоящему изобретению должен быть подходящим для высоких температур, высоких давлений и высокоскоростных потоков такого высококонцентрированного окислителя, как чистый кислород, а также для высокотемпературных условий возле подповерхностной зоны сжигания в угольном пласте; материал вышеупомянутого патрубка окислителя должен быть выбран соответственно, например, материал может представлять собой латунь, инконель, монель и медно-никелевые сплавы; наружная поверхность вышеупомянутого патрубка окислителя должна быть гладкой, и любые изменения размеров в наружном диаметре (OD) патрубка должны иметь постепенные переходы, обеспечивающие возможность плавного перемещения внутри обсадного хвостовика нагнетательной скважины. В дополнение, вышеупомянутый патрубок окислителя должен обладать толщиной стенок, достаточной для обеспечения соразмерных площадей поперечного сечения с целью обеспечения прочности, удовлетворения требований рассеяния тепла и охлаждения и с целью сведения к минимуму разгара воспламенения любых компонентов, которые подвергаются воздействию высокой температуры и сильного теплового потока из процесса сжигания угля, с целью обеспечения целостности и надежности патрубка окислителя.
Согласно настоящему изобретению внутренний путь прохождения потока кислорода в вышеупомянутом патрубке окислителя должен быть подходящим для такого высококонцентрированного окислителя, как чистый кислород, при этом внутренний путь прохождения потока необходимо очищать, для того чтобы он не содержал твердых частиц и загрязнений углеводородами, и внутренние поверхности должны подвергаться специальной механической обработке для удовлетворения требований к эксплуатации в среде чистого кислорода. В дополнение, вышеупомянутый патрубок окислителя выполнен с регулируемым наружным диаметром (OD), что обеспечивает возможность изменения кольцевого пространства между OD патрубка окислителя и внутренним диаметром (ID) горизонтального обсадного хвостовика с целью управления расходом охладителя, что приводит к усилению или уменьшению рассеяния тепла на патрубке окислителя.
Вышеупомянутый патрубок окислителя согласно настоящему изобретению может состоять из распылителя патрубка с одним отверстием или множеством отверстий. Одноотверстный распылитель имеет такой размер, что позволяет достичь максимальной скорости на выходе, что будет уносить большее количество охладителя в потоке кислорода к зоне газификации. В многоотверстном распылителе отверстия могут быть параллельными друг другу вокруг центра с целью узко сосредоточенного распределения кислорода в зону газификации или под определенными углами, такими как 5—35o, предпочтительно 8—20o, друг к другу с целью увеличения площади распределения/проекции кислорода в зону газификации. Кроме того, вышеупомянутый патрубок окислителя может иметь микроструктуру потока специальной конструкции, например, расходомерные/напорные каналы уноса возле распылителя головки патрубка на расстоянии 2—20 мм, предпочтительно 3—15 мм, от распылителя сопла для направления охладителя к вышеупомянутым отверстиям с целью обеспечения возможности защиты охладителем распылителя патрубка.
Вышеупомянутый патрубок окислителя согласно настоящему изобретению содержит заглушку выпуска, которая обычно имеет округлую форму и размещена на распылителе патрубка окислителя для защиты патрубка окислителя и поддержания чистоты внутри устройства перед началом использования в операции. Она будет сдуваться потоком окислителя высокого давления в начале операции при нагнетании окислителя, и это означает, что заглушка выпуска не будет препятствовать нагнетанию окислителя.
Согласно настоящему изобретению при применении способа втягивания в процессе подземной газификации угля вышеупомянутый патрубок окислителя можно регулярно втягивать на некоторое расстояние внутрь обсадного хвостовика нагнетательной скважины путем вращения барабана для гибкой трубы с целью полного расходования подповерхностных месторождений угля вокруг обсадного хвостовика нагнетательной скважины секция за секцией, оставляя в угольном пласте золу.
Настоящее изобретение также предусматривает способ для процесса подземной газификации угля, в котором в подповерхностном угольном пласте установлена система заканчивания скважин для подземной газификации угля, в котором высококонцентрированный окислитель непрерывно нагнетается в подповерхностный угольный пласт через нагнетательную скважину с использованием устройства нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению, при этом высококонцентрированный окислитель представляет собой обогащенный кислородом воздух или чистый кислород, содержащий по меньшей мере 80 об. % кислорода, предпочтительно по меньшей мере 90 об. % кислорода. Также образуется кольцевое пространство между гибкой трубой устройства нагнетания окислителя и нагнетательным хвостовиком, которое используется в качестве вспомогательного пути прохождения потока для нагнетания охладителя, и вышеупомянутый охладитель может представлять собой воду, водяной пар или диоксид углерода, и охладитель одновременно используется в качестве газификационного агента для процесса подземной газификации угля.
Таким образом, при использовании устройства нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению в процессе подземной газификации угля кольцевое пространство между гибкой трубой и обсадным хвостовиком нагнетательной скважины может быть использовано в качестве вспомогательного пути прохождения потока, который можно использовать не только для охладителя, но также для нагнетания при необходимости других необходимых реагентов в подповерхностный угольный пласт, при этом другие необходимые реагенты могут включать, например, газификационные агенты, окислители для розжига и т.д.
В вышеупомянутом способе подземной газификации угля согласно настоящему изобретению охладитель, нагнетаемый в подповерхностный угольный пласт через путь прохождения потока охладителя, имеет следующие основные функции: во избежание высокотемпературного повреждения патрубка окислителя тепло около патрубка окислителя может удаляться за счет теплообмена; при применении способа втягивания скорость расходования горизонтального обсадного хвостовика скважины перед патрубком окислителя может быть увеличена за счет уменьшения расхода охладителя. Например, расход охладителя может быть снижен на 10—80 %; при использовании воды, пара или диоксида углерода в качестве охладителя эти охладители также могут быть использованы в качестве газификационных агентов для процесса подземной газификации угля.
Например, при использовании в качестве охладителя воды ее можно преобразовать в пар возле патрубка окислителя и в расположенной ниже по потоку зоне газификации. В этот момент температурой процесса управляют при посредством соотношения воды и пара, что может усиливать газификацию (частичное окисление) углеводородов, в том числе твердых веществ (углерод), жидкостей (летучие вещества угля и жидкие продукты пиролиза) и газов (метан угольного пласта, пары продуктов пиролиза и синтез-газ) вместо сжигания (полного окисления) углеводородов.
Согласно настоящему изобретению высококонцентрированный окислитель, используемый в вышеупомянутом способе подземной газификации угля, представляет собой обогащенный кислородом воздух с по меньшей мере 80 об. % кислорода, предпочтительно обогащенный кислородом воздух с по меньшей мере 90 об. % кислорода или чистый кислород. Указанный высококонцентрированный окислитель может быть использован для получения синтез-газа повышенного качества, в частности с высокой теплотворной способностью. Однако при использовании высококонцентрированного окислителя также требуется охладитель. Вышеупомянутый охладитель может представлять собой воду, водяной пар или диоксид углерода, предпочтительно воду или диоксид углерода. Охладитель может одновременно использоваться в качестве газификационного агента для процесса подземной газификации угля, тем самым улучшая процесс подземной газификации угля.
Согласно настоящему изобретению предпочтительным в качестве окислителя является чистый кислород. В качестве охладителя в способе подземной газификации угля предпочтительными являются вода или диоксид углерода. Выбранный охладитель подлежит нагнетанию в определенном молярном отношении к чистому кислороду. В частности, молярное отношение нагнетаемого охладителя (воды или диоксида углерода) и нагнетаемого окислителя (чистого кислорода) может находиться в диапазоне 0,5—6,0, предпочтительно 1,0—5,0 и еще более предпочтительно 1,5—4,0.
В вышеупомянутом способе подземной газификации угля согласно настоящему изобретению снаружи обсадной колонны вертикальной секции нагнетательной скважины, снаружи обсадного хвостовика нагнетательной скважины, снаружи гибкой трубы и на патрубке окислителя установлены датчики температуры, давления и акустические датчики. Сигналы температуры, давления и акустические сигналы из подповерхностного угольного пласта измеряют и передают в систему управления возле устья нагнетательной скважины.
В вышеупомянутом способе подземной газификации угля согласно настоящему изобретению датчики температуры, давления и акустические датчики основаны на распределенном сенсорном оптическом волокне в технологии измерений методом оптической временной рефлектометрии (OTDR). Вышеупомянутое оптическое волокно проходит от центральной оси барабана для гибкой трубы возле устья нагнетательной скважины на поверхности к измерительному пункту на дальнем конце для получения соответствующего профиля температуры, кривой давления и акустической кривой с целью мониторинга положения нагнетания окислителя, положения зоны сжигания, расхода подповерхностного угольного пласта, температуры и давления в зоне газификации и целостности системы скважин для управления процессом газификации. Датчик температуры также может представлять собой двойную биметаллическую термопару типа К в оболочке, например двойная биметаллическая термопара типа К в оболочке может быть использована для дублирования или замены датчика на распылителе патрубка окислителя с целью получения значения температуры в данном пункте и управления расходом охладителя на основе ввода данных о температуре.
В частности, согласно настоящему изобретению функции датчиков температуры, давления и акустических датчиков описаны ниже.
Датчики температуры, давления и акустические датчики, закрепленные снаружи вертикальной секции обсадной колонны нагнетательной скважины, используются главным образом в качестве источников данных для систем безопасности. Эксплуатация всей системы может быть автоматически прекращена путем прекращения нагнетания окислителя, если температура является слишком высокой и/или слишком высоким является давление (например, если температура и/или давление в данном положении достигает порогового значения или превышает расчетное значение).
Датчики температуры, давления и акустические датчики, закрепленные снаружи хвостовика нагнетательной скважины, используют главным образом для мониторинга температуры и давления зоны газификации в подповерхностном угольном пласте. Эти датчики обычно проходят через инструментальное отверстие устройства устья скважины на поверхности и через устройство устья скважины на поверхности в зону газификации, и передают сигналы обратной связи в систему управления для их сохранения в базе данных. Обычно, если температура зоны газификации превышает 600oC, например, составляет 600—1200oC, можно считать, что угольный пласт вдоль обсадного хвостовика нагнетательной скважины газифицируется, а если температура превышает 1200oC, происходит главным образом сжигание угля. Кроме того, эксплуатация всей системы также может быть автоматически прекращена, когда подповерхностный угольный пласт вдоль горизонтального прохода полностью израсходован.
Датчики температуры, давления и акустические датчики, закрепленные на наружной стенке гибкой трубы, проходят от центральной оси барабана для гибкой трубы на поверхности на всем пути к скважинному патрубку окислителя и соединяются с беспроводными передающими устройствами для передачи сигналов измерительной аппаратуры в систему управления и их сохранения в базе данных. Датчики температуры и давления используют главным образом для мониторинга профиля температуры вдоль гибкой трубы, температуры на патрубке окислителя и давления в зоне газификации в подповерхностном угольном пласте. Акустический датчик используют главным образом для определения положения патрубка окислителя. В системе управления также могут использоваться акустические сигналы для обнаружения событий, которые указывают на наличие воздействий на целостность скважины; и
для получения соответствующей температуры в заданной точке и управления скоростью нагнетания потока охладителя на основании этой температуры возле распылителя патрубка окислителя может быть добавлена или использована в качестве замены двойная биметаллическая термопара типа К в оболочке.
Согласно настоящему изобретению на основе вышеупомянутой системы сбора сигналов относительно расчетной температуры, давления и акустических сигналов можно надлежащим образом управлять всем процессом подземной газификации угля.
Согласно настоящему изобретению в части системы законченных скважин в подповерхностном угольном пласте обсадной хвостовик в системе скважин (включая нагнетательную скважину и газоотводящую скважину) может быть присоединен любым подходящим способом, обычно используемым в данной области техники, например при помощи таких соединений, как сварные швы, резьбы, пазы зажимов, фланцы, направляющие кольца или защелкивающиеся соединения. Принципом, которого придерживаются, является обеспечение наилучшей производительности конечной системы законченных скважин.
Для вышеупомянутой системы законченных скважин согласно настоящему изобретению обсадной хвостовик нагнетательной скважины является критически важным компонентом, и его функция является важной гарантией бесперебойной эксплуатации процесса подземной газификации угля.
В частности, важность обсадного хвостовика нагнетательной скважины отражена главным образом в следующих аспектах. Во-первых, горизонтальный хвостовик скважины представляет собой не только путь прохождения потока газа для процесса подземной газификации угля, но и эффективный проход для перемещения таких устройств, как патрубок окислителя; во-вторых, кольцевое пространство между обсадным хвостовиком нагнетательной скважины и буровой скважиной в угольном пласте после продувки инертным газом также может быть использовано в качестве пути прохождения потока. Например, если угольный пласт является очень сухим и/или процесс газификации требует большего количества газификационного агента, дополнительный газификационный агент можно нагнетать через указанный путь прохождения потока; наконец, для мониторинга точного положения расхода подповерхностного угольного пласта и соответствующих параметров процесса газификации, на внешней стенке обсадного хвостовика нагнетательной скважины могут быть закреплены распределенные датчики температуры, давления и акустические датчики с целью получения соответствующих сигналов температуры, давления и акустических сигналов для получения профилей распределения.
Согласно настоящему изобретению материал для обсадного хвостовика нагнетательной скважины обычно выбирают на основе литостатического давления и гидростатического давления подповерхностной формации. Внутренний диаметр обсадного хвостовика нагнетательной скважины обычно соответствует максимальному наружному диаметру патрубка окислителя. Если наружный диаметр патрубка окислителя является регулируемым, кольцевое пространство между указанными двумя частями можно регулировать с целью управления расходом охладителя, за счет чего ускоряется или замедляется удаление тепла из патрубка окислителя и окружающего его пространства. Объем кольцевого пространства между внутренней стенкой обсадного хвостовика нагнетательной скважины и гибкой трубой обычно определяется максимальным расходом охладителя для удовлетворения требований к расходу охладителя; и обсадной хвостовик нагнетательной скважины установлен возле подошвы угольного пласта над возможными разрывами. Обычно обсадной хвостовик нагнетательной скважины следует устанавливать как можно ближе к подошве угольного пласта, но он не должен выходить из угольного пласта в нижележащие породы. При наличии разрыва в подошве угольного пласта вышеупомянутый обсадной хвостовик следует устанавливать над разрывом, и предпочтительным является выбор непрерывного угольного пласта толщиной приблизительно 1 м между обсадным хвостовиком и разрывом, при этом предпочтительный выбор толщины неугольной секции должен составлять менее 15 см, и еще более предпочтительный выбор составляет менее 10 см.
Согласно настоящему изобретению обсадной хвостовик нагнетательной скважины и обсадной хвостовик газоотводящей скважины обычно пересекаются на скважинных концах, и как обсадной хвостовик нагнетательной скважины, так и обсадной хвостовик газоотводящей скважины должны быть перфорированными на пересечении для обеспечения возможности попадания синтез-газа в обсадной хвостовик газоотводящей скважины через перфорации на обсадном хвостовике нагнетательной скважины и в конечном итоге его удаления из газоотводящей скважины.
В этих условиях перфорированная секция вышеупомянутого обсадного хвостовика нагнетательной скважины и обсадного хвостовика газоотводящей скважины содержит 1—3, предпочтительно 2 полные секции обсадной колонны. Размер перфорационного отверстия составляет 5—35 мм, предпочтительно 10—25 мм. Вышеупомянутые перфорации имеют ступенчатый интервал. Общая перфорированная площадь составляет 5—35 %, предпочтительно 10—30 % от общей площади поверхности перфорационной секции обсадного хвостовика. В дополнение, для длины секции обсадной колонны перфорации обычно находятся на расстоянии по меньшей мере 0,5 м от муфт для сохранения прочности всей секции обсадной колонны.
Согласно настоящему изобретению для вышеупомянутого процесса подземной газификации угля предпочтительно применяется способ втягивания. При применении способа втягивания в процессе подземной газификации угля процесс газификации обычно начинается со скважинного конца обсадного хвостовика газоотводящей скважины, в котором посредством интерфейса пневматического устройства (обычно обладающего предварительно определенным давлением воздуха) сначала размещают устройство розжига, расположенное на распылителе патрубка окислителя. Когда устройство розжига соединено с патрубком окислителя, оно перемещается в предварительно определенное положение розжига с последующей подачей потока или давления окислителя для запуска розжига, при этом к вышеупомянутому подповерхностному устройству розжига применяется замедленный запуск для обеспечения достаточного времени для втягивания патрубка окислителя в безопасное положение вдали от высокой энергии и большого количества тепла, выделяющихся при розжиге; и в фазе розжига через вспомогательный путь прохождения потока, которым является кольцевое пространство между гибкой трубой и обсадным хвостовиком нагнетательной скважины, в качестве окислителя для розжига нагнетается воздух (например, воздух с низким расходом ≤ 300 Нм3/ч). Для замещения воздуха после розжига используется охладитель, а окислитель нагнетается через путь прохождения потока окислителя в устройстве нагнетания окислителя.
Согласно настоящему изобретению при применении способа втягивания в процессе подземной газификации угля после успешного розжига патрубок окислителя обычно требуется втягивать регулярно на некоторое расстояние путем периодического вращения барабана для гибкой трубы с целью втягивания гибкой трубы для сохранения непрерывности процесса газификации. Однако эксплуатационная гибкость устройства нагнетания окислителя и непрерывность нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению являются выгодными, при этом могут быть значительно сокращены период втягивания и расстояние втягивания. Например, период втягивания может быть сокращен до такого короткого периода времени, как 1 день, и расстояние втягивания для каждого втягивания может быть сокращено до 1—10 м, предпочтительно 1—5 м или еще более предпочтительно 1—3 м. Такой окислитель, как чистый кислород, и охладитель могут по-прежнему непрерывно нагнетаться во время втягивания патрубка окислителя. Таким образом, достигается действительно непрерывный процесс подземной газификации угля как в плане времени эксплуатации, так и в плане положения втягивания в подповерхностном угольном пласте.
Согласно настоящему изобретению при применении способа втягивания в процессе подземной газификации угля во время втягивания патрубка окислителя расход охладителя может быть соответственно уменьшен на основании материала, толщины стенок и прогнозируемой скорости сжигания обсадного хвостовика в нагнетательной скважине. В качестве альтернативы, может быть увеличен расход такого окислителя, как чистый кислород. Например, снижение расхода охладителя на 10—80 % и/или увеличение расхода чистого кислорода на 10—20 % c целью ускорения горения части обсадного хвостовика нагнетательной скважины перед патрубком окислителя таким образом раскрывает свежий угольный пласт для газификации. Данный процесс будет продолжаться до тех пор, пока не будет полностью израсходован подповерхностный угольный пласт вокруг обсадного хвостовика нагнетательной скважины.
Таким образом, согласно настоящему изобретению усовершенствования всего устройства нагнетания окислителя позволяют достичь эффективного управления процессом подземной газификации угля.
Дополнительные описания вариантов осуществления настоящего изобретения представлены ниже со ссылкой на сопроводительные фигуры.
На фиг. 1 приведено изображение в поперечном сечении подповерхностной секции устройства нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению, расположенного в обсадном хвостовике нагнетательной скважины. На фиг. 1 корпус 4 патрубка кислорода соединен с механическим срезным устройством 6, которое обеспечивает возможность извлечения системы путем срезания патрубка кислорода при его заклинивании в обсадном хвостовике 1 нагнетательной скважины. Механическое срезное устройство 6 соединено с невозвратным клапаном (NRV) 7 для предотвращения попадания обратного потока в гибкую трубу, что, таким образом, позволяет избежать загрязнения вышеупомянутого устройства и обеспечить безопасность при извлечении или втягивании устройства в устье скважины на поверхности. NRV 7 соединен с гибкой трубой 11 посредством внешнего захватного соединителя 8. Распределенное оборудование 5 для измерения температуры, давления и акустических свойств установлено снаружи обсадного хвостовика нагнетательной скважины и на внешней стенке гибкой трубы для обеспечения указания показаний температуры в процессе подземной газификации угля, протекания расходования угля вдоль направления зоны 12 газификации и относительного положения патрубка 4 кислорода. Когда устройство нагнетания кислорода впервые запускается в скважине, на конце патрубка 4 кислорода устанавливают заглушку 3 выпуска, предотвращающую проникновение загрязнителей скважины в патрубок кислорода и обеспечивающая плавный профиль прохождения инструмента при вхождении в скважину. Путь 10 прохождения потока окислителя находится внутри гибкой трубы, где окислитель течет в патрубок 4 окислителя, а затем нагнетается в зону газификации. Кольцевое пространство между обсадным хвостовиком нагнетательной скважины и гибкой трубой представляет собой вспомогательный путь 9 прохождения потока, через который для доставки охладителя к патрубку кислорода нагнетается охладитель, который при этом также может служить газификационным агентом.
На фиг. 2 представлен другой вариант осуществления настоящего изобретения, в котором устройство нагнетания окислителя, показанное на фиг. 1, используется с целью проведения операции розжига для процесса подземной газификации угля. Как показано на фиг. 2, заглушку 3 выпуска, представленную на фиг. 1, удаляют, и патрубок окислителя соединяют с устройством 13, приводимым в действие давлением/воздухом. В данном варианте осуществления устройство нагнетания окислителя согласно настоящему изобретению используют главным образом для перемещения подповерхностного устройства 13 розжига в предварительно определенное положение розжига, а затем запуска розжига посредством нагнетания окислителя (приведение в действие посредством давления) и отсоединения устройства 13 розжига.
На фиг. 3 представлен другой вариант осуществления настоящего изобретения (включает как устройство на поверхности, так и подповерхностное устройство). Как показано на фиг. 3, для проведения процесса подземной газификации угля используется устройство нагнетания окислителя, показанное на фиг. 1, при этом гибкая труба 11 высвобождается с барабана 18 для гибкой трубы, попадает в обсадной хвостовик 1 нагнетательной скважины внутри обсадной колонны 14 нагнетательной скважины посредством устройства 17 управления в устье скважины и перемещает прикрепленный к нему патрубок окислителя в зону газификации. Конец гибкой трубы 11 находится внутри центральной оси барабана 18 для гибкой трубы (не показана на фигуре). Шарнирное соединение 19 соединяет трубопровод 20 доставки окислителя на поверхность с концом гибкой трубы 11. Это шарнирное соединение обеспечивает непрерывное нагнетание окислителя с перемещением гибкой трубы при вращении барабана для гибкой трубы.
Во всем описании изобретения целью являлось описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения без ограничения изобретения каким-либо одним вариантом осуществления или конкретным набором признаков. Поэтому специалистам в данной области техники будет понятно, что в свете настоящего раскрытия различные модификации или изменения могут быть осуществлены в конкретных вариантах осуществления без выхода за пределы объема настоящего изобретения.
Claims (15)
1. Устройство нагнетания окислителя, используемое в процессе подземной газификации угля; вышеупомянутое устройство нагнетания окислителя содержит путь прохождения потока окислителя и соединенные газонепроницаемым образом компоненты пути прохождения потока окислителя в порядке соединения: шарнирное соединение, гибкая труба, механическое срезное устройство и патрубок окислителя; вышеупомянутое механическое срезное устройство обеспечивает возможность срезания патрубка окислителя в случае заклинивания патрубка окислителя в подповерхностной скважине, что позволяет втягивать гибкую трубу к поверхности, в ходе чего вышеупомянутое шарнирное соединение соединяет центральную ось барабана с газонепроницаемой герметизацией для гибкой трубы с источником окислителя на поверхности, что, таким образом, обеспечивает возможность непрерывного нагнетания окислителя при втягивании патрубка окислителя за счет вращения барабана для гибкой трубы, обеспечивающего возможность перемещения гибкой трубы.
2. Устройство нагнетания окислителя по п. 1, отличающееся тем, что между вышеупомянутой гибкой трубой и механическим срезным устройством внутри пути прохождения потока окислителя присоединены один или несколько невозвратных клапанов (NRV) для предотвращения попадания в гибкую трубу обратного потока.
3. Устройство нагнетания окислителя по п. 1 или 2, отличающееся тем, что вышеупомянутая гибкая труба внутри пути прохождения потока окислителя эффективно соединена с другими частями посредством внешнего захватного соединителя; вышеупомянутый внешний захватный соединитель осуществляет несварное соединение и обеспечивает газонепроницаемую герметизацию.
4. Устройство нагнетания окислителя по любому из пп. 1, 2 или 3, отличающееся тем, что вышеупомянутый патрубок окислителя содержит внутренний путь прохождения потока окислителя, подходящий для высокочистого окислителя; вышеупомянутый патрубок окислителя имеет регулируемый наружный диаметр и вышеупомянутый патрубок окислителя содержит заглушку выпуска для защиты патрубка окислителя, которая уносится потоком окислителя высокого давления при запуске нагнетания окислителя.
5. Устройство нагнетания окислителя по п. 4, отличающееся тем, что вышеупомянутый патрубок окислителя содержит распылитель патрубка с одним отверстием или множеством отверстий, при этом одноотверстный распылитель имеет такой размер, что позволяет достичь максимальной скорости на выходе; и множество отверстий на многоотверстном распылителе параллельны центральному отверстию или образуют с центральным отверстием угол 5-35o, предпочтительно расходящиеся углы 8-20o; и вышеупомянутый распылитель патрубка выполнен с возможностью вмещения каналов уноса расходомерного потока шириной 2-20 мм и глубиной предпочтительно 3-15 мм на некотором расстоянии от его оконечной части для направления охладителя в вышеупомянутые отверстия на распылителе патрубка с целью обеспечения возможности защиты охладителем.
6. Способ подземной газификации угля, отличающийся тем, что в подповерхностном угольном пласте устанавливают систему законченных скважин для подземной газификации угля; при этом используется устройство нагнетания окислителя по любому из пп. 1-5 через нагнетательную скважину с целью непрерывного нагнетания высокочистого окислителя и охладителя; при этом высокочистый окислитель представляет собой обогащенный кислородом воздух, содержащий по меньшей мере 80 об.%, предпочтительно обогащенный кислородом воздух, который содержит по меньшей мере 90 об.% кислорода или чистый кислород; кольцевое пространство между устройствами нагнетания кислорода - гибкой трубой и обсадным хвостовиком нагнетательной скважины - используется в качестве вспомогательного пути прохождения потока для нагнетания охладителя; вышеупомянутый охладитель представляет собой воду, водяной пар (пар) или диоксид углерода, и этот охладитель также используют в процессе газификации угля в качестве газификационного агента.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что снаружи обсадной колонны вертикальной секции нагнетательной скважины, снаружи обсадного хвостовика нагнетательной скважины, снаружи гибкой трубы и на патрубке окислителя установлены датчики давления, температуры и акустические датчики с целью получения сигналов температуры, давления и акустических сигналов из зоны сжигания и газификации подповерхностного угольного пласта и осуществления обратной связи с системой управления возле устья нагнетательной скважины.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что вышеупомянутые датчики давления, температуры и акустические датчики основаны на распределенном сенсорном оптическом волокне в технологии измерений методом оптической временной рефлектометрии; вышеупомянутое оптическое волокно проходит от центральной оси барабана для гибкой трубы возле устья нагнетательной скважины на поверхности к измерительному пункту на дальнем конце; возле распылителя патрубка окислителя с целью получения значения температуры в данном пункте добавляют или используют в качестве замены двойную биметаллическую термопару типа К в оболочке, которая использует информацию в качестве входящей информации для управления потоком охладителя.
9. Способ по любому из пп. 6-8, отличающийся тем, что внутренний диаметр обсадного хвостовика нагнетательной скважины должен соответствовать максимальному наружному диаметру патрубка окислителя; кольцевое пространство между внутренней стенкой горизонтального обсадного хвостовика и гибкой трубой определяется максимальным расходом охладителя; и обсадной хвостовик нагнетательной скважины установлен возле подошвы угольного пласта и над возможными разрывами в угольном пласте.
10. Способ по любому из пп. 6-9, отличающийся тем, что обсадной хвостовик нагнетательной скважины пересекается с подошвой обсадного хвостовика газоотводящей скважины; как обсадной хвостовик нагнетательной скважины, так и обсадной хвостовик газоотводящей скважины содержат перфорации на пересечении для обеспечения возможности выхода полученного генераторного газа из перфораций обсадного хвостовика нагнетательной скважины, его попадания в обсадной хвостовик газоотводящей скважины и в конечном итоге выхода из газоотводящей скважины.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что перфорированная секция каждого из вышеупомянутых обсадного хвостовика нагнетательной скважины и обсадного хвостовика газоотводящей скважины содержит 1-3, предпочтительно 2 полные трубные секции; размер перфорационного отверстия составляет 5-35 мм, предпочтительно 10-25 мм; вышеупомянутые перфорации упорядочены ступенчато с соответствующим интервалом; общая перфорированная площадь составляет 5-35 %, предпочтительно 10-30 % от общей площади поверхности перфорационной секции обсадного хвостовика.
12. Способ по любому из пп. 6-11, отличающийся тем, что в качестве окислителя используется чистый кислород и в качестве охладителя используется вода или диоксид углерода; молярное отношение нагнетаемого охладителя (воды или диоксида углерода) и нагнетаемого окислителя (чистого кислорода) составляет 0,5-6,0, предпочтительно 1,0-5,0 и еще более предпочтительно 1,5-4,0.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что в процессе подземной газификации угля используется способ втягивания; вышеупомянутый процесс газификации начинается с подошвы обсадного хвостовика, при этом во время первоначального розжига интерфейс пневматического устройства с предварительно определенным давлением воздуха, установленный на распылителе патрубка окислителя, соединяет подповерхностное устройство розжига с патрубком окислителя и перемещает его в предварительно определенное положение розжига; для запуска розжига используют поток или давление окислителя замедленным способом с целью обеспечения достаточного времени для патрубка окислителя на втягивание из положения розжига в безопасное положение; и на этапе розжига через вышеупомянутый вспомогательный путь прохождения потока в качестве окислителя для розжига нагнетают воздух.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что после успешного розжига и начала процесса подземной газификации угля вышеупомянутый процесс газификации поддерживают путем регулярного вращения барабана для гибкой трубы для обеспечения возможности перемещения гибкой трубы с целью втягивания патрубка окислителя на некоторое расстояние, при этом кратчайший период втягивания составляет 1 день и кратчайшее расстояние для каждого втягивания составляет 1 м, при этом чистый кислород и охладитель по-прежнему непрерывно нагнетают во время втягивания патрубка окислителя для того, чтобы могла быть реализована непрерывность процесса подземной газификации угля.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что во время втягивания патрубка окислителя снижают расход охладителя и/или увеличивают расход чистого кислорода, исходя из типа материала обсадного хвостовика нагнетательной скважины, толщины стенок и ожидаемой скорости сжигания для повышения скорости расходования обсадного хвостовика нагнетательной скважины при его сжигании перед патрубком окислителя для того, чтобы можно было раскрыть свежий угольный пласт для газификации.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/CN2016/096487 WO2018035735A1 (zh) | 2016-08-24 | 2016-08-24 | 用于煤炭地下气化过程的氧化剂注入设备及其应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2706498C1 true RU2706498C1 (ru) | 2019-11-19 |
Family
ID=61245995
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019103150A RU2706498C1 (ru) | 2016-08-24 | 2016-08-24 | Оборудование для нагнетания окислителя в процессе подземной газификации угля и его применение |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10711587B2 (ru) |
| AU (1) | AU2016420452B2 (ru) |
| RU (1) | RU2706498C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018035735A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201807777B (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10975678B2 (en) * | 2016-08-24 | 2021-04-13 | Zhongwei (Shanghai) Energy Technology Co. Ltd | Production well apparatus for underground coal gasification and use thereof |
| RU2705662C1 (ru) * | 2016-08-24 | 2019-11-11 | Чжунвей (Шанхай) Энерджи Текнолоджи Ко. Лтд | Устройство розжига для процесса подземной газификации угля и его применения |
| CN109025950B (zh) * | 2018-09-18 | 2024-01-26 | 中为(上海)能源技术有限公司 | 用于煤炭地下气化工艺的光纤激光点火***及其操作方法 |
| CN110295881B (zh) * | 2019-08-05 | 2024-02-20 | 信达科创（唐山）石油设备有限公司 | 一种水煤气测温集成管束及其制备方法 |
| CN116411915A (zh) * | 2021-12-31 | 2023-07-11 | 中国石油天然气集团有限公司 | 煤炭地下气化生产用连续管作业机及其作业方法和*** |
| CN114215601B (zh) * | 2021-12-31 | 2024-01-26 | 北京派创石油技术服务有限公司 | 利用废弃油井制造氢气的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3884511A (en) * | 1972-08-10 | 1975-05-20 | Youngstown Sheet And Tube Co | Nitrogen charged swivel joint |
| RU2319838C1 (ru) * | 2006-06-21 | 2008-03-20 | Институт угля и углехимии СО РАН (ИУУ СО РАН) | Способ подземной газификации свиты газоносных угольных пластов |
| RU2402595C2 (ru) * | 2007-11-28 | 2010-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Медведь" | Циклический способ подземной газификации угля |
| WO2014043747A1 (en) * | 2012-09-18 | 2014-03-27 | Linc Energy Ltd | Oxygen injection device and method |
| WO2014186823A1 (en) * | 2013-05-23 | 2014-11-27 | Linc Energy Ltd | Oxidant and water injection apparatus |
| CN104279385A (zh) * | 2014-08-13 | 2015-01-14 | 杭州优能特旋转接头制造厂 | 一种高密封性旋转接头 |
| RU2582694C2 (ru) * | 2011-02-18 | 2016-04-27 | Линк Энерджи Лтд | Розжиг подземного угольного пласта в способе подземной газификации угля, пгу |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7793720B2 (en) * | 2008-12-04 | 2010-09-14 | Conocophillips Company | Producer well lugging for in situ combustion processes |
| CN102477857B (zh) | 2010-11-30 | 2015-06-03 | 新奥气化采煤有限公司 | 一种煤炭地下气化贯通方法 |
| AU2013101616A4 (en) | 2012-12-13 | 2014-01-16 | Linc Energy Ltd | Oxidant injection method |
| CN104895545B (zh) | 2015-07-01 | 2017-12-08 | 中国矿业大学(北京) | 一种地下燃料气化方法 |
| CN105178935B (zh) | 2015-10-09 | 2018-02-23 | 中国石油集团钻井工程技术研究院江汉机械研究所 | 一种中心水管式气化采煤装置 |
-
2016
- 2016-08-24 AU AU2016420452A patent/AU2016420452B2/en active Active
- 2016-08-24 WO PCT/CN2016/096487 patent/WO2018035735A1/zh active Application Filing
- 2016-08-24 US US16/321,100 patent/US10711587B2/en active Active
- 2016-08-24 RU RU2019103150A patent/RU2706498C1/ru active
-
2018
- 2018-11-19 ZA ZA2018/07777A patent/ZA201807777B/en unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3884511A (en) * | 1972-08-10 | 1975-05-20 | Youngstown Sheet And Tube Co | Nitrogen charged swivel joint |
| RU2319838C1 (ru) * | 2006-06-21 | 2008-03-20 | Институт угля и углехимии СО РАН (ИУУ СО РАН) | Способ подземной газификации свиты газоносных угольных пластов |
| RU2402595C2 (ru) * | 2007-11-28 | 2010-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Медведь" | Циклический способ подземной газификации угля |
| RU2582694C2 (ru) * | 2011-02-18 | 2016-04-27 | Линк Энерджи Лтд | Розжиг подземного угольного пласта в способе подземной газификации угля, пгу |
| WO2014043747A1 (en) * | 2012-09-18 | 2014-03-27 | Linc Energy Ltd | Oxygen injection device and method |
| WO2014186823A1 (en) * | 2013-05-23 | 2014-11-27 | Linc Energy Ltd | Oxidant and water injection apparatus |
| CN104279385A (zh) * | 2014-08-13 | 2015-01-14 | 杭州优能特旋转接头制造厂 | 一种高密封性旋转接头 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018035735A1 (zh) | 2018-03-01 |
| US10711587B2 (en) | 2020-07-14 |
| AU2016420452A1 (en) | 2018-11-22 |
| ZA201807777B (en) | 2019-07-31 |
| AU2016420452B2 (en) | 2022-05-26 |
| US20190162062A1 (en) | 2019-05-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2706498C1 (ru) | Оборудование для нагнетания окислителя в процессе подземной газификации угля и его применение | |
| AU2017392170B2 (en) | Nozzle and injection device for use in underground coal gasification process and method for operating injection device | |
| CN106121618B (zh) | 用于煤炭地下气化过程的氧化剂注入设备及其应用 | |
| CN106121617B (zh) | 用于煤炭地下气化工艺的余热回收产品井***及操作方法 | |
| CN106150472B (zh) | 用于煤炭地下气化工艺的接合管注入***及操作方法 | |
| US10975678B2 (en) | Production well apparatus for underground coal gasification and use thereof | |
| US9228426B2 (en) | Underground coal gasification well liner | |
| CN106089179B (zh) | 用于煤炭地下气化过程的产出井设备及其应用 | |
| CN108518211B (zh) | 用于煤炭地下气化工艺的氧化剂混合注入***及操作方法 | |
| AU2013280776B2 (en) | A method for shortening an injection pipe underground coal gasification | |
| CN106121619A (zh) | 用于煤炭地下气化过程的点火设备及其应用 | |
| WO2014085855A1 (en) | Oxidant injection method for underground coal gasification | |
| WO2014186823A1 (en) | Oxidant and water injection apparatus | |
| US20160356110A1 (en) | Sacrificial liner linkages for auto-shortening an injection pipe for underground coal gasification | |
| WO2014043747A1 (en) | Oxygen injection device and method | |
| CN205990905U (zh) | 用于煤炭地下气化工艺的接合管注入*** | |
| CN206053927U (zh) | 用于煤炭地下气化过程的氧化剂注入设备 | |
| WO2018035734A1 (zh) | 用于煤炭地下气化过程的点火设备及其应用 | |
| CN206608160U (zh) | 用于煤炭地下气化工艺的喷头设备 | |
| CN215408574U (zh) | 用于煤炭地下气化工艺的热交换装置 | |
| CN208633812U (zh) | 用于煤炭地下气化工艺的氧化剂混合注入*** | |
| AU2015101610A4 (en) | Controlled burn back method | |
| AU2016100004A4 (en) | Oxygen enriched ucg method | |
| AU2015100327A4 (en) | Oxygen injection device and method | |
| AU2015101245A4 (en) | Oxygen and water injection process for underground coal gasification |