RU2388790C1 - Thermal processing method of deep-lying slate coals - Google Patents
Thermal processing method of deep-lying slate coals Download PDFInfo
- Publication number
- RU2388790C1 RU2388790C1 RU2008137285/04A RU2008137285A RU2388790C1 RU 2388790 C1 RU2388790 C1 RU 2388790C1 RU 2008137285/04 A RU2008137285/04 A RU 2008137285/04A RU 2008137285 A RU2008137285 A RU 2008137285A RU 2388790 C1 RU2388790 C1 RU 2388790C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- shale
- slate
- thermal processing
- well
- Prior art date
Links
- 239000010454 slate Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 238000003672 processing method Methods 0.000 title 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 claims description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 9
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 9
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 2
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 13
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 abstract 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 abstract 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области термической переработки горючих сланцев. Известным способом сланцевой промышленности является карьерная добыча кускового сланца и последующая его переработка в различных термических агрегатах (газогенераторы, туннельные печи и др.) с получением газообразных и жидких продуктов разложения органической части сланца [1, 2]. Однако ограничением известной технологии является требование малых глубин залегания сланца, в противном случае добыча его становится экономически нецелесообразной.The invention relates to the field of thermal processing of oil shale. A well-known method of the shale industry is the quarrying of lumpy shale and its subsequent processing in various thermal units (gas generators, tunnel kilns, etc.) to produce gaseous and liquid decomposition products of the organic part of the shale [1, 2]. However, a limitation of the known technology is the requirement for small shale depths, otherwise its extraction becomes economically inexpedient.
Известным техническим решением термической переработки горючих сланцев является оптимизация конструктивных [3] и режимных [4] параметров этого процесса, направленная на глубину и качество термического разложения сланцевой смолы.A well-known technical solution for the thermal processing of oil shale is to optimize the structural [3] and regime [4] parameters of this process, aimed at the depth and quality of thermal decomposition of shale resin.
Известен также способ термохимической переработки органической части горючих сланцев, заключающийся в ступенчатом и каталитическом воздействии на разгонку сланцевой смолы [5, 6].There is also known a method for thermochemical processing of the organic part of oil shale, consisting in a stepwise and catalytic effect on the acceleration of shale resin [5, 6].
Однако ограничением этих известных технических решений является то, что они раскрывают особенности термической переработки горючих сланцев в наземных аппаратах.However, the limitation of these known technical solutions is that they reveal the peculiarities of the thermal processing of oil shale in ground-based vehicles.
Общим недостатком существующей технологии шахтной добычи и термической переработки горючих сланцев являются ограничительные возможности по глубине залегания их в горном массиве. Добыча сланца, учитывая его большую долю неорганической части (60-65%), с глубин более 50 м экономически неэффективна.A common drawback of the existing technology of mine mining and thermal processing of oil shale is the limited possibilities for their depth in the mountain range. Shale mining, given its large share of the inorganic part (60-65%), from depths of more than 50 m is economically inefficient.
Задачей предлагаемого изобретения является термическая переработка горючих сланцев на месте их естественного залегания, т.е. с использованием скважинной геотехнологии. При этом имеются в виду глубины, на которых шахтная добыча сланцев становится экономически нецелесообразной.The objective of the invention is the thermal processing of oil shale at the place of their natural occurrence, i.e. using downhole geotechnology. This refers to the depths at which mine shale mining becomes economically inexpedient.
Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что в известном способе термической переработки горючих сланцев последнюю осуществляют на месте их естественного залегания путем бурения скважин на пласт сланца, розжига его в забое одной из скважин, нагнетания окислительного дутья через одни скважины и отвода продуктов, образующихся в результате огневого воздействия в виде парогазовой смеси, на дневную поверхность через другие скважины, интенсификации массообмена между окислителем и воспламененной зоной сланца вокруг нагнетательной скважины, поддержания на продуктоотводящей скважине температуры ниже начала кипения сланцевой смолы и использования продуктов в поверхностном энергохимическом комплексе; при этом в пласте сланца создают гидравлически связанную систему буровых каналов, расширяют их огневой проработкой для снижения гидравлического сопротивления скважинной системы в целом; причем для ее создания бурят две параллельные продуктоотводящие скважины, соединяют их между собой поперечным сбоечным буровым каналом, затем бурят ряд вертикальных скважин между продуктоотводящими скважинами вдоль их направления с шагом, определяемым горно-геологическими условиями залегания пласта сланца; нагнетание окислителя через вертикальные скважины производят последовательно, начиная от ближайшей к поперечному сбоечному каналу до последней вертикальной скважины в их ряду; при этом переход в подаче окислителя от одной вертикальной скважины к последующей производят после завершения термической переработки части пласта сланца между соседними продуктоотводящими скважинами на уровне предыдущей нагнетательной вертикальной скважины, что определяют по количеству необходимого для переработки сланца окислительного дутьяThe problem is solved and the technical result is achieved by the fact that in the known method for the thermal processing of oil shale, the latter is carried out at the place of their natural occurrence by drilling wells on the oil shale layer, igniting it in the bottom of one of the wells, injecting oxidative blast through one well and removing products formed as a result of fire exposure in the form of a gas-vapor mixture, on the day surface through other wells, the intensification of mass transfer between the oxidizing agent and the ignited shale zone in district of the injection well, maintaining the temperature at the product withdrawal well below the start of boiling of the shale resin and using the products in the surface energy-chemical complex; at the same time, a hydraulically coupled system of drilling channels is created in the shale formation, expanded by firing them to reduce the hydraulic resistance of the well system as a whole; moreover, to create it, two parallel productive wells are drilled, connected to each other by a transverse drilling channel, then a series of vertical wells are drilled between productive wells along their direction with a step determined by the geological conditions of the shale formation; injection of the oxidizing agent through vertical wells is carried out sequentially, starting from the closest to the transverse breakdown channel to the last vertical well in their row; the transition in the supply of the oxidizing agent from one vertical well to the next is carried out after completion of the thermal processing of a part of the shale formation between adjacent productive wells at the level of the previous vertical injection well, which is determined by the amount of oxidative blast required for processing the shale
Vд=H·h·L·γсл·BГ·υуд,V d = H · h · L · γ cl · B G · υ beats ,
где Vд - общее количество подведенного воздуха, м3;where V d - the total amount of air supplied, m 3 ;
Н - ширина полосы разрабатываемого пласта сланца, м;N - strip width of the developed layer of slate, m;
h - мощность пласта, м;h is the thickness of the reservoir, m;
L - расстояние между продуктоотводящими скважинами, м;L is the distance between productive wells, m;
γсл - удельный вес сланца, (γсл≅1,3 т/м3);γ sl - the specific gravity of the slate, (γ sl ≅1.3 t / m 3 );
Bг - удельный выход газа (Bг≅2 м3/кг);B g - specific gas output (B g ≅2 m 3 / kg);
υуд - удельный расход окислителя (воздуха) на образование газа (υуд≅0,8 м3/м3).υ beats - specific consumption of an oxidizing agent (air) for gas formation (υ beats ≅0.8 m 3 / m 3 ).
Сопоставительный анализ заявленного технического решения с аналогами и прототипом показывает, что предлагаемый способ в предложенной совокупности существенных признаков не известен из уровня техники и отвечает критерию “новизна”.A comparative analysis of the claimed technical solution with analogues and prototype shows that the proposed method in the proposed combination of essential features is not known from the prior art and meets the criterion of “novelty”.
При этом конкретные технические решения обеспечивают реальное воплощение подземной термической переработки сланцев на глубоких горизонтах, что придает заявляемому техническому решению “существенный технический результат”.Moreover, specific technical solutions provide a real embodiment of the underground thermal processing of oil shale at deep horizons, which gives the claimed technical solution “substantial technical result”.
Предложенный способ иллюстрируется принципиальным схемным решением, характеризующим его результативность.The proposed method is illustrated by a basic circuit design characterizing its effectiveness.
На фиг.1 схематически в качестве примера представлен фрагмент скважинного подземного теплогенератора для термической переработки горючих сланцев.Figure 1 schematically, as an example, shows a fragment of a downhole underground heat generator for thermal processing of oil shale.
Рассмотрим основные этапы реализации предлагаемого способа скважинной термической переработки горючих сланцев.Consider the main stages of the implementation of the proposed method for downhole thermal processing of oil shale.
В качестве примера рассмотрим Болтышевское месторождение горючих сланцев (Украина), залегающих горизонтально на глубине 200-300 м. Добыча сланца с этих глубин традиционным открытым или шахтным способом экономически неэффективна, поэтому принято решение о термической переработке сланцев непосредственно на месте их естественного залегания.As an example, consider the Boltyshevskoye oil shale deposit (Ukraine), which lies horizontally at a depth of 200-300 m.Mining of shale from these depths using a traditional open pit or mine method is economically inefficient, therefore, a decision was made on the thermal processing of shale directly at the place of their natural occurrence.
Предлагаемое техническое решение реализуется следующим образом (на примере одного типового модуля).The proposed technical solution is implemented as follows (for example, one typical module).
На пласт горючего сланца (см. чертеж) бурят две наклонно-горизонтальные буровые скважины 1, состоящие из обсаженной 2 и не обсаженной части 3 в виде бурового канала диаметром 150-200 мм. На дальний конец буровых каналов 3 бурят поперечную сбоечную скважину 4, состоящую тоже из наклонной обсаженной части 5 и горизонтального бурового (без обсадки) канала 6.Two inclined horizontal boreholes 1 are drilled onto a oil shale formation (see drawing), consisting of cased 2 and uncased part 3 in the form of a drilling channel with a diameter of 150-200 mm. At the far end of the drilling channels 3, a transverse drilling hole 4 is drilled, which also consists of an inclined cased part 5 and a horizontal drilling (without casing) channel 6.
Вертикальные дутьевые скважины 7 бурят на пласт сланца преимущественно посередине между наклонно-горизонтальными скважинами 1. Количество вертикальных дутьевых скважин 7 зависит от горно-технических параметров месторождения, прежде всего от мощности пласта сланца и суммарных запасов сланца в пределах между скважинами 1. Применительно к 2-3-метровому пласту сланца на Болтышевском месторождении расстояние между дутьевыми скважинами 7 принято равным 40-50 м.Vertical blast holes 7 are drilled on a shale formation mainly in the middle between inclined horizontal wells 1. The number of vertical blast wells 7 depends on the mining and technical parameters of the field, primarily on the thickness of the shale layer and the total shale reserves between the wells 1. In relation to 2- The distance between the blast holes 7 is assumed to be 40-50 m for a 3-meter shale layer at the Boltyshevskoye field.
Предварительное осушение участка термической переработки сланца осуществляется в случае необходимости с помощью дренажных и гидронаблюдательных скважин. На иллюстрируемом модуле (см. чертеж) предусмотрена также водоотливная скважина 8, которую предварительно соединяют с буровым каналом 6 и оборудуют соответствующим насосом.Preliminary drainage of the shale thermal processing section is carried out, if necessary, using drainage and observation wells. On the illustrated module (see drawing) there is also provided a sump well 8, which is pre-connected to the drilling channel 6 and equipped with a suitable pump.
Для розжига пласта сланца предусмотрена специальная вертикальная скважина 9.A special vertical well 9 is provided for igniting a shale formation.
Практическая реализация технологической последовательности предлагаемого технического решения осуществляется следующим образом.The practical implementation of the technological sequence of the proposed technical solution is as follows.
После завершения бурения скважин 1, 4, 8 и 9 необходимо соединить их в единую гидравлически связанную систему. Для этого прежде всего разжигают сланец в забое вертикальной скважины 9 и нагнетают в нее воздух высокого давления.After the completion of the drilling of wells 1, 4, 8 and 9, it is necessary to connect them into a single hydraulically connected system. To do this, first of all, shale is ignited in the bottom of a vertical well 9 and high pressure air is injected into it.
Контролируют по ближайшей продуктоотводящей скважине 1 появление признаков сообщаемости ее (давление и наличие продуктов горения) с розжиговой скважиной 9. После сообщения обеих скважин 9 и 1 между собой воздушное дутье начинают нагнетать в количестве 1000-1500 м3/ч в скважину 1, а розжиговая скважина 9 переводится на газоовод. Очаг горения начинает перемещаться навстречу нагнетаемому воздушному дутью от забоя розжиговой скважины 9 по буровому каналу 3, расширяя его от первоначального диаметра 150-200 мм до 500-600 мм.The appearance of signs of its connectivity (pressure and the presence of combustion products) with the ignition well 9 is monitored by the closest product outlet well. After both wells 9 and 1 communicate with each other, air blasting is started to be pumped in the amount of 1000-1500 m 3 / h to well 1, and the ignition well 9 is transferred to the gas duct. The burning center begins to move towards the pumped air blast from the bottom of the ignition well 9 along the drilling channel 3, expanding it from the initial diameter of 150-200 mm to 500-600 mm.
После появления признаков сообщаемости поперечной сбоечной скважины 4 с очагом горения в районе розжиговой скважины 9 в скважину 4 начинают нагнетать воздушное дутье в количестве 1000-1500 м3/ч.After the appearance of signs of connectivity of the transverse borehole 4 with the burning zone in the region of the ignition well 9, air blasting in the amount of 1000-1500 m 3 / h is started in the well 4.
В результате противоточного перемещения очага горения по буровому каналу 6 последний расширяется от 150-200 мм до 500-600 мм, при этом продукты термической переработки горючего сланца отводят из скважины 1 по расширенному каналу 3.As a result of countercurrent movement of the combustion zone along the drilling channel 6, the latter expands from 150-200 mm to 500-600 mm, while the products of thermal processing of oil shale are removed from the well 1 through the expanded channel 3.
Вторая продуктоотводящая скважина 1, пересекающая поперечную сбоечную скважину 4 вблизи от конца ее обсадки 5, вводится в эксплуатацию по режиму, аналогичному первой продуктоотводящей скважины.The second productive well 1, crossing the transverse production well 4 near the end of its casing 5, is put into operation in a mode similar to the first productive well.
Таким образом, создают модуль, состоящий из трех термически проработанных каналов 3-6-3, связанных в единую гидравлическую систему.Thus, they create a module consisting of three thermally developed channels 3-6-3 connected into a single hydraulic system.
Подавая воздух высокого давления в вертикальную дутьевую скважину 7, ближайшую к огневому забою горизонтального канала 6, осуществляют огневую фильтрационную сбойку между ними.By supplying high-pressure air to the vertical blast hole 7 closest to the firing face of the horizontal channel 6, a fire filtering failure is performed between them.
Начинается рабочий режим термической переработки пласта горючего сланца на месте его залегания. В дутьевую скважину 7 (первую в ряду) нагнетают 10-15 тыс. м3/ч воздушного дутья низкого давления. Продукты термической переработки сланца (низкокалорийный газ и парообразные продукты органической части сланцев) отводят через продуктоотводящие скважины 1. В наземном энергохимическом комплексе парогазовые продукты подвергаются переработке и утилизации, обычной для сланцевой промышленности.The operating mode of thermal processing of a layer of oil shale begins at its location. 10-15 thousand m 3 / h of low pressure air blast is injected into the blast hole 7 (first in a row). Thermal processing products of oil shale (low-calorie gas and vaporous products of the organic part of oil shale) are discharged through product-diverting wells 1. In a surface-based energy-chemical complex, gas-vapor products are processed and disposed of, which is usual for the oil shale industry.
Учитывая особенности термической переработки сланцев, заключающиеся в желании максимального извлечения органической их части (керогена), при подземном термическом воздействии на пласт сланца необходимо минимизировать окислительную зону вокруг нагнетательных скважин 7. В этом случае горячий газ, покидающий окислительную зону, не содержит свободного кислорода, и его физическое тепло при температуре 1000-1200°С целиком используется для извлечения сланцевой смолы по мере транспорта газа вдоль реакционного канала от скважины 7 к скважинам 6 и 3.Given the peculiarities of the thermal processing of oil shale, consisting in the desire to maximize the extraction of their organic part (kerogen), with underground thermal exposure of the oil shale, it is necessary to minimize the oxidation zone around the injection wells 7. In this case, the hot gas leaving the oxidation zone does not contain free oxygen, and its physical heat at a temperature of 1000-1200 ° C is entirely used to extract shale tar as gas is transported along the reaction channel from well 7 to wells 6 and 3.
Для интенсификации массообмена между окислителем и воспламененной зоной сланца в забое скважины 7 в данном техническом решении предусмотрены спуск в нее внутреннего трубопровода с соплом на конце. Высокоскоростная струя воздуха, истекающая из сопла, обеспечивает интенсивное реагирование кислорода с раскаленной поверхностью сланца, а следовательно, короткую окислительную зону, т.е. быстрое расходование кислорода дутья. Поток сформировавшегося газа и не содержащий свободного кислорода термически воздействуют на стенки сланцевого канала и способствует отгонке органической части пласта сланца.To intensify the mass transfer between the oxidizing agent and the ignited zone of the shale in the bottomhole 7, this technical solution provides for the descent into it of an internal pipeline with a nozzle at the end. A high-speed jet of air flowing out of the nozzle provides an intensive reaction of oxygen with the hot surface of the shale, and therefore, a short oxidizing zone, i.e. fast blast oxygen consumption. The flow of the formed gas and not containing free oxygen thermally affects the walls of the shale channel and contributes to the distillation of the organic part of the shale formation.
Возможны и другие технические решения интенсификации массообмена в забое нагнетательных скважин, но все они должны содействовать сокращению окислительной зоны в подземном генераторе.Other technical solutions to intensify mass transfer in the bottom of injection wells are possible, but all of them should contribute to the reduction of the oxidation zone in the underground generator.
Максимальному извлечению органической части сланца содействует также оптимальный температурный режим на головке продуктоотводящих скважин 2. В предлагаемом техническом решении предусматривается поддержание этой температуры на уровне ниже начала кипения сланцевой смолы. В этом случае вся смола на выходе из скважин 2 находится в жидкой фазе и может быть легко отделена в наземном энергохимическом комплексе. Температура начала кипения различных сланцевых смол составляет 120-150°С.The maximum temperature recovery at the head of the product-producing wells 2 also contributes to the maximum extraction of the organic part of the shale. The proposed technical solution provides for maintaining this temperature below the start of boiling of the shale resin. In this case, all the resin at the exit from the wells 2 is in the liquid phase and can be easily separated in the surface energy-chemical complex. The boiling point of various shale resins is 120-150 ° C.
Если же на головке продуктоотводящих скважин 2 поддерживать более высокую температуру, например 200-250°С, то часть сланцевой смолы будет в газообразной, а другая часть - в жидкой фазах. Это усложнит их улавливание в наземном комплексе и приведет к неизбежным потерям отдельных фракций.If at the head of the productive wells 2 to maintain a higher temperature, for example 200-250 ° C, then part of the shale resin will be in gaseous, and the other part in the liquid phases. This will complicate their capture in the ground complex and lead to the inevitable loss of individual fractions.
Перевод воздушного дутья из нижней дутьевой скважины 7 в следующую осуществляют после завершения термической переработки полосы пласта сланца между продуктоотводящими скважинами на уровне предыдущей нижней дутьевой скважины. Завершение проработки последней можно определять по количеству требуемого для этого воздушного дутья.The transfer of air blast from the lower blast hole 7 to the next is carried out after completion of the thermal processing of the strip of the slate layer between the product wells at the level of the previous lower blast hole. The completion of the study of the latter can be determined by the amount of air blast required for this.
Пример расчета.Calculation example.
Дано: мощность пласта сланца - 2 м; расстояние между продуктоотводящими скважинами L=100 м; расстояние между вертикальными скважинами (ширина полосы термоперерабатываемого пласта сланца) Н=50 м; удельный вес сланца γсл=1,3 т/м3; удельный выход газа Вг≅2 м3/кг; удельный расход воздуха на образование газа υуд≅0,8 м3/м3.Given: shale layer thickness - 2 m; distance between product-diverting wells L = 100 m; the distance between vertical wells (the width of the strip of the heat-processing layer of oil shale) N = 50 m; the specific gravity of the shale γ SL = 1.3 t / m 3 ; specific gas output V g ≅2 m 3 / kg; specific air consumption for gas generation υ beats ≅ 0.8 m 3 / m 3 .
Определение количества требуемого воздуха.Determination of the amount of air required.
1. Количество перерабатываемого сланца: H×h×L×1,3=50×2×100×1,3=13000 т.1. The amount of processed slate: H × h × L × 1.3 = 50 × 2 × 100 × 1.3 = 13000 tons
2. Количество полученного газа: 13000×Вг=13000×2×103=26×106 м3.2. The amount of gas obtained: 13000 × V g = 13000 × 2 × 10 3 = 26 × 10 6 m 3 .
3. Количество поданного воздушного дутья: 26×106×υд=26×106×0,8=20,8×106 м3.3. The amount of air blast supplied: 26 × 10 6 × υ d = 26 × 10 6 × 0.8 = 20.8 × 10 6 m 3 .
4. Продолжительность нагнетания воздуха в подземный модуль:4. Duration of air injection into the underground module:
где 15×103 м3/ч - производительность подземного модуля по нагнетаемому воздуху.where 15 × 10 3 m 3 / h - the capacity of the underground module for discharge air.
Таким образом, при заданных горно-технических и режимных параметрах до переноса воздушного дутья от одной вертикальной скважины 7 к следующей должно пройти время, равное приблизительно 2-м месяцам.Thus, with the given mining and operational parameters, before the transfer of air blast from one vertical well 7 to the next, a time equal to about 2 months should pass.
Заявляемый способ планируется осуществить на Болтышевском сланцевом месторождении Украины, где сооружается первый в сланцевой промышленности подземный теплогенератор.The inventive method is planned to be implemented at the Boltyshevsky shale field of Ukraine, where the first underground heat generator in the shale industry is being built.
Успешная реализация заявляемого способа на строящемся опытном участке Болтышевского месторождения позволит широко распространить его на других месторождениях горючих сланцев и тем самым дополнить топливно-энергетические балансы регионов нетрадиционным углеводородным источником на месте его естественного залегания.The successful implementation of the proposed method in the pilot plot of the Boltyshevskoye field under construction will allow it to be widely distributed in other oil shale deposits and thereby supplement the fuel and energy balances of the regions with an unconventional hydrocarbon source at its natural occurrence site.
Список литературыBibliography
1. Макаров Г.Н. Химическая технология твердых горючих ископаемых. - М.: Химия, 1986, - 496 с. (с.396).1. Makarov G.N. Chemical technology of solid fossil fuels. - M .: Chemistry, 1986, - 496 p. (p. 396).
2. Камнева А.И. Химия горючих ископаемых. - М.: Химия, 1974. - 272 с. (с.93).2. Kamneva A.I. Chemistry of combustible minerals. - M.: Chemistry, 1974.- 272 p. (p. 93).
3. Авторское свидетельство №137886, 08.01.1966 г.3. Copyright certificate No. 137886, 01/08/1966
4. Авторское свидетельство №683633, 03.07.1974 г.4. Copyright certificate No. 683633, 07/03/1974
5. Патент РФ №2184763, 02.10.2002 г.5. RF patent No. 2184763, 02.10.2002,
6. Патент РФ №2275416, 04.07.2006 г.6. RF patent No. 2275416, 07/04/2006.
Claims (4)
Vд=H·h·L·γсл·Bг·υуд,
где Vд - общее количество подведенного воздуха, м3;
H - ширина полосы разрабатываемого пласта сланца, м;
h - мощность пласта, м;
L - расстояние между продуктоотводящими скважинами, м;
γсл - удельный вес сланца, т/м3;
Bг - удельный выход газа, м3/кг;
υуд - удельный расход окислителя (воздуха) на образование газа, м3/м3. 4. The method of thermal processing of deep-seated shales according to claim 3, characterized in that the transition in the supply of oxidizing agent from one vertical well to the next is carried out after completion of the thermal processing of a part of the shale formation between adjacent productive wells at the level of the previous vertical injection well, which is determined by the number of required for processing shale oxidative blast
V d = H · h · L · γ cl · B g · υ beats ,
where V d - the total amount of air supplied, m 3 ;
H is the strip width of the developed slate formation, m;
h is the thickness of the reservoir, m;
L is the distance between productive wells, m;
γ sl - the specific gravity of the slate, t / m 3 ;
B g - specific gas output, m 3 / kg;
υ beats - specific consumption of an oxidizing agent (air) for gas formation, m 3 / m 3 .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008137285/04A RU2388790C1 (en) | 2008-09-18 | 2008-09-18 | Thermal processing method of deep-lying slate coals |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008137285/04A RU2388790C1 (en) | 2008-09-18 | 2008-09-18 | Thermal processing method of deep-lying slate coals |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008137285A RU2008137285A (en) | 2010-03-27 |
| RU2388790C1 true RU2388790C1 (en) | 2010-05-10 |
Family
ID=42137917
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008137285/04A RU2388790C1 (en) | 2008-09-18 | 2008-09-18 | Thermal processing method of deep-lying slate coals |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2388790C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447276C1 (en) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation |
| RU2513376C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-04-20 | Ефим Вульфович Крейнин | Method of thermal production for shale oil |
| RU2519310C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-06-10 | Ефим Вульфович Крейнин | Method of extraction of high-molecular raw material of oil and gas condensate field |
| RU2521688C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-07-10 | Ефим Вульфович Крейнин | Underground flame working of shale oil deposit |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4192381A (en) * | 1977-07-13 | 1980-03-11 | Occidental Oil Shale, Inc. | In situ retorting with high temperature oxygen supplying gas |
| RU2012791C1 (en) * | 1991-06-21 | 1994-05-15 | Санкт-Петербургский государственный горный институт им.Г.В.Плеханова | Method for underground gasification of thick coal seams |
| RU2059802C1 (en) * | 1993-12-24 | 1996-05-10 | Индивидуальное частное предприятие - научно-технический центр "Полигаз" | Method for thermal stimulation of hydrocarbon-containing formation |
| EA004696B1 (en) * | 2001-04-24 | 2004-06-24 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | In-situ combustion for oil recovery |
| RU2263774C2 (en) * | 2000-04-19 | 2005-11-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Mehtod for obtaining hydrocarbons from rock rich in organic compounds |
| RU2300630C1 (en) * | 2006-04-19 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Промгаз" | Coal bed ignition method |
-
2008
- 2008-09-18 RU RU2008137285/04A patent/RU2388790C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4192381A (en) * | 1977-07-13 | 1980-03-11 | Occidental Oil Shale, Inc. | In situ retorting with high temperature oxygen supplying gas |
| RU2012791C1 (en) * | 1991-06-21 | 1994-05-15 | Санкт-Петербургский государственный горный институт им.Г.В.Плеханова | Method for underground gasification of thick coal seams |
| RU2059802C1 (en) * | 1993-12-24 | 1996-05-10 | Индивидуальное частное предприятие - научно-технический центр "Полигаз" | Method for thermal stimulation of hydrocarbon-containing formation |
| RU2263774C2 (en) * | 2000-04-19 | 2005-11-10 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Mehtod for obtaining hydrocarbons from rock rich in organic compounds |
| EA004696B1 (en) * | 2001-04-24 | 2004-06-24 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | In-situ combustion for oil recovery |
| RU2300630C1 (en) * | 2006-04-19 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Промгаз" | Coal bed ignition method |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447276C1 (en) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation |
| RU2513376C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-04-20 | Ефим Вульфович Крейнин | Method of thermal production for shale oil |
| RU2519310C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-06-10 | Ефим Вульфович Крейнин | Method of extraction of high-molecular raw material of oil and gas condensate field |
| RU2521688C1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-07-10 | Ефим Вульфович Крейнин | Underground flame working of shale oil deposit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008137285A (en) | 2010-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10655441B2 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| RU2358099C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil | |
| RU2263774C2 (en) | Mehtod for obtaining hydrocarbons from rock rich in organic compounds | |
| CN103233713B (en) | Method and process for extracting shale oil gas through oil shale in situ horizontal well fracture chemical destructive distillation | |
| CN103232852B (en) | Method and process for extracting shale oil and gas by in-situ shaft fracturing chemical distillation of oil shale | |
| RU2443857C1 (en) | Method to produce hydrogen during underground coal gasification | |
| RU2539048C2 (en) | In-situ combustion method (versions) | |
| CN103670338A (en) | Method for extracting coalbed methane and coal together | |
| CN112878974B (en) | A method for enhanced extraction of horizontally segmented methane multistage pulse explosion fracturing in unconventional natural gas wells | |
| CN103061731A (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide | |
| CN113653470A (en) | Coal bed in-situ hydrogen production and coal bed gas development integrated method and structure | |
| CN114412433B (en) | Deep coal in-situ fluidization mining method based on heat extraction power generation | |
| CN106437657A (en) | Method for modifying and exploiting oil shale in situ through fluid | |
| US20150192002A1 (en) | Method of recovering hydrocarbons from carbonate and shale formations | |
| CN104196507A (en) | Fireflooding huff and puff and fireflooding linkage thickened oil exploitation method | |
| RU2306410C1 (en) | Method for thermal gaseous hydrate field development | |
| RU2209315C2 (en) | Method of mining of outburst-prone and gassy coal seams | |
| RU2388790C1 (en) | Thermal processing method of deep-lying slate coals | |
| RU2209305C2 (en) | Method of coals underground gasification and degassing (versions) | |
| CN107939373A (en) | A kind of new combustion in situ heavy oil development well pattern structure and method | |
| CN113914846A (en) | A method for improving gas cavity development of underground coal gasification by applying double-pinnate horizontal wells | |
| RU2392427C1 (en) | Method for underground gasification of tick coal beds | |
| CN117189035A (en) | A method for in-situ combustion explosion fracturing of methane in vertical wells of coalbed methane reservoirs | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| RU2322586C2 (en) | Method for methane removal from coal deposit seams |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200919 |