CN104251133A - 一种可控注气点注气装置、注气工艺及气化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种可控注气点注气装置、注气工艺及气化方法。所述注气装置包括定向井通道，所述定向井通道中设有连续油管；所述连续油管连通氧气/富氧气体管线；所述连续油管和定向井通道的环隙连通辅助气化剂管线和蒸汽管线；所述连续油管的起端设有注气井头，末端设有喷嘴。本发明基于定向钻进和连续油管技术，利用定向钻进和连续油管相配合方式实现注气点移动，同时调节气化剂注入参数控制逆向燃烧的原理，进而达到调控火焰工作面位置移动和燃烧速度，进行地下煤层的逆向燃烧引火、气化的目的。
Description
技术领域
本发明涉及煤炭资源开发技术领域，尤其涉及一种可控注气点注气装置、注气工艺及气化方法。
背景技术
无井式煤炭地下气化技术主要采用定向钻孔贯通和反向燃烧技术构建气化通道，再注入空气和氧/蒸汽等气化剂进行地下气化生产煤气。其优点在于单炉产量气大；缺点在于气化燃烧区位置不稳定、气化剂漏失率高、通道过长需增加爱辅助进气孔。
针对以上问题，美国劳伦斯·利弗莫尔国家实验室研究开发出受控注入点后退气化工艺（CRIP），通过燃烧套管的方式使注入点后退形成新的燃烧带，如此逐段向垂直注入孔推进，见图1。点火器用引火气体硅烷点燃丙烷喷嘴，在地面拖曳移动。比利时图林地下气化试验设计注入管采用双层套管，蛇管在挠性套管内移动。蛇管内装三根热电偶电线和两根可燃的空心管，一根空心管输送三乙基硼（遇空气即燃烧）和CH4，另一根空心管注氧，蛇管端部固定点火器。
CRIP工艺的优点是气化过程能够得到有效控制，其主要缺点是该工艺需要在定向井内不同距离位置多次点火引燃煤层再进行气化，由于注气点位置移动不连续、气化过程稳定性差，且点火注气装置结构复杂、造价高，点火过程操作复杂，控制难度大，安全系数低。
发明内容
本发明的目的在于解决以往无井式地下气化受控注入点后退工艺需多次点火且装置复杂、注气点位置移动不连续、气化过程稳定性差等一系列问题，提供一种无井式地下气化的可控注气点移动的逆向燃烧引火、气化方法，以达到提高气化过程稳定控制和安全性能，同时降低生产成本的目的。本发明还提供了一种可控注气点注气装置及注气工艺。
本发明基于定向钻进和连续油管技术，利用定向钻进和连续油管相配合方式实现注气点移动，同时调节气化剂注入参数控制逆向燃烧的原理，进而达到调控火焰工作面位置移动和燃烧速度，进行地下煤层的逆向燃烧引火、气化的目的。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
本发明的目的之一在于提供一种可控注气点注气装置。所述注气装置包括定向井通道，所述定向井通道中设有连续油管，所述连续油管连通氧气/富氧气体管线；所述连续油管和定向井通道的环隙连通辅助气化剂管线和蒸汽管线；所述连续油管的起端设有注气井头，末端设有喷嘴。
所述连续油管通过防喷器（盒）密封放至井内。
本发明的目的之二在于提供一种可控注气点气化注气工艺，所述注气工艺由置于定向井通道内的连续油管输送氧气/富氧气体，所述氧气/富氧气体与连续油管和定向井壁间环空输送的辅助气化剂在连续油管末端的喷嘴位置混合均匀，混合后的气化剂通过定向井通道或煤层内孔隙通道进入煤层预定气化位置。
所述氧气/富氧气体和辅助气化剂在连续油管末端的喷嘴位置，也就是钻孔或通道内混合。
本发明所述注气过程的注气点移动控制，可以通过提升、下放动作控制连续油管和喷嘴移动实现注气位置变换。
本发明所述定向井通道用定向钻进方法形成。定向钻进技术是当今世界石油勘探开发领域最先进的钻井技术之一，是由特殊井下工具、测量仪器和工艺技术有效控制井眼轨迹，使钻头沿着特定方向钻达地下预定目标的钻井工艺技术，目前在油田开发中广泛使用。采用定向钻进技术可以使地面和地下条件受到限制的油气资源得到经济、有效的开发，能够大幅度提高油气产量和降低钻井成本，有利于保护自然环境，具有显著的经济效益和社会效益。
本发明所述定向钻进方法优选采用石油或煤层气钻井技术中的定向井技术、水平井技术、侧钻井技术、径向水平井技术、分支井技术、丛式井技术或大位移井技术中的任意一种。所述定向井通道长度大于10m。
本发明所述定向井通道为无支护通道或有支护通道，在实际实施过程中依据煤岩、地质条件等因素，确定是否进行通道支护。
所述有支护通道采用筛管支护和/或套管支护，优选筛管支护或筛管和套管组合支护。在实际实施过程中需要考虑支护套管强度、煤层夹矸、煤层水等影响逆向燃烧引火速度的因素，可以选择不同支护方式。通常为提高气化剂与待引燃煤层接触面积，优选筛管支护或者筛管+套管的两种支护方式组合。
所述支护管材料为可烧蚀材料，进一步优选有机类材料，最优选玻璃钢或PE管材。实施过程中考虑强度、燃烧特性等因素，优选有机类材料，如：玻璃钢、PE管材等。
所述氧气/富氧气体由气化剂制取系统提供。所述富氧气体为氧气与氮气、二氧化碳中的一种或两种气体形成的气体混合物，其中氧气的体积浓度大于21%。
所述辅助气化剂为氮气、二氧化碳或水中的一种或至少两种的混合物。本领域技术人员可以依据注气需要选择由其中一种或两种气体构成。所述氮气由制氧装置提供；所述二氧化碳由脱碳装置提供。所述辅助气化剂的作用在于：其一，参与气化地下气化还原反应，如CO2、H2O等；其二与氧气/富氧气体复配降低混合气化剂氧浓度，对气化过程和设备起保护性作用。
气化过程中需要控制连续油管和定向井壁间输送的辅助气化剂中的氧含量，以防止输送过程引起煤层自燃或注气管回火。其氧浓度由煤自燃的下限氧浓度确定。对于松散煤层厚度小于0.5米的煤层，一般要求辅助气化剂中氧气的体积浓度小于5%。
本发明所述连续油管及喷嘴可以选择目前石油天然气行业成型材料及设备。连续油管选用主要考虑输送气化剂氧浓度、压力、流量等工艺参数，选择不同压力等级、管线材质和直径以降低综合成本。
本发明所述煤层内孔隙通道由人工钻进、压裂过程形成，或由煤层在燃烧热作用影响情况下形成。
本发明的目的之三在于提供两种应用上述注气工艺进行可控注气点气化方法。
第一种可控注气点气化方法，所述方法通过分次移动连续油管实现注气点位置分段移动至预定气化位置，然后调整注气工艺参数进行逆向引火、气化通道加工及气化生产。
所述气化方法包括如下步骤：
1）依据气化区可气化煤层的厚度和储量等参数，按所述注气工艺通过分次移动连续油管实现注气点位置分段移动至预定气化位置；
2）调节单种气体的压力和流量，控制注入气化剂流量、压力和氧浓度等参数；用逆向燃烧方式将火焰工作面逐步移动到预定气化位置，同时进行气化通道加工；
3）在气化通道引火、加工完成后，提高气化剂注气强度（如压力、流量、氧浓度等参数），强化地下煤气化过程，进行地下气化规模产气；
4）当预定气化位置的煤层气化工作结束时，依据气化燃煤量、煤气热值和组分情况确定停止或减少注入气化剂，并启动注入头装置移动连续油管将氧气/富氧气体注入点移动至下一预定气化位置；
5）依据步骤2）再进行下一段气化通道加工，按步骤3）、4）完成预定区域煤层的地下气化，如此循环直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完。
步骤1）所述注气点位置分段移动距离为10～150m。
优选地，所述气化通道引火和加工时的气化剂流量控制在300～3000方/小时。
优选地，所述气化剂中氧气的体积浓度为21～55%。
在本发明中，注气点移动依据燃煤量（M）、煤气热值和组分波动判断。依据地下气化采煤实际情况，通常工艺运行判定移动标准为：气化通道待气化煤层煤的气化率大于50%，热值和组分下降超过正常均值20%即可进行注气点移动。
本发明提供的另一种可控注气点气化方法，所述方法通过连续或间歇提升连续油管实现注气点位置连续移动至预定气化位置，然后调整注气工艺参数进行逆向引火、气化通道加工及气化生产。
所述气化方法包括如下步骤：
1）依据气化区可气化煤层的厚度和储量等参数，按所述注气工艺通过连续或间歇提升连续油管实现注气点位置连续移动至预定气化位置；
2）调节单种气体的压力和流量，控制注入气化剂流量、压力和氧浓度等参数；用逆向燃烧方式实现连续加工气化通道和地下气化规模产气；
3）随时调整注入气化剂参数，保证煤气组分和热值处于相对稳定状态；
4）当预定气化位置的煤层气化工作结束时，依据气化燃煤速度、煤气热值和组分及可气化煤层储量情况，控制连续油管的逆向移动速度，直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完。
步骤2）所述气化剂流量控制在大于2000方/小时；优选地，所述气化剂中氧的体积浓度为21～95%；
优选地，当氧气的体积浓度大于60%时，可注入水蒸汽或水调节气化区温度和煤气品质。所述“可”表示“能够”。
注气点的移动速度依据燃煤速度（m）、煤气热值和组分波动判断。依据地下气化采煤实际情况，通常工艺运行判定移动标准为：当气化通道单位长度内待气化煤层煤储量（T）的气化率（η）大于50%，热值和组分下降超过正常均值20%即可开始注气点连续移动，注气点移动速度（V）控制满足：V=T*η/m。
本发明所述的可控注气点气化方法具体包括以下步骤：
1）采用定向钻井技术在预定气化煤层中建立能与已有火区连通的定向井通道；
2）用注入头装置将连续油管和喷嘴通过注气井头沿定向井送至预定气化位置；
3）先向连续油管与定向井壁间环空注入辅助气化剂对通道进行置换保护，再向连续油管注入氧气/富氧气体；
4）由连续油管输送氧气/富氧气体从喷嘴输出，与环空输送的辅助气化剂在预定气化位置处混合均匀，混合后气化剂通过定向井通道或煤层内孔隙通道进入预定引火位置；
5）通过地面控制系统调节单种气体的压力和流量，控制注入气化炉内的混合气化剂压力、流量和氧浓度等参数，用逆向燃烧的方式将火焰工作面逐步移动到预定气化位置，同时进行待气化煤层气化通道加工、地下气化生产合成气；
6）依据气化燃煤量、煤气热值和组分情况，确定预定气化位置的煤层燃烧及气化状况。当气化煤层产气热值和组分稳定性下降时，启动注入头装置移动连续油管和喷嘴将氧气注入点移动至下一预定气化位置；
7）按步骤5）、6）完成预定区域煤的地下气化，如此循环直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完；
8）开采完后先停止连续油管的氧气/富氧进气，再停止套管环空的辅助气化剂进气，并起出定向井通道内的气化剂注入设备，移至下一待气化区域。
与已有技术方案相比，本发明所述注气装置采用定向钻进和连续油管技术可控制注气点位置的移动，并能稳定调节气化剂注入参数。
本发明所述注气工艺中，注气点能够按需求在定向井通道内实现任意距离移动，可减少通道周侧煤层气化燃烧盲区，因而可有效提升沿定向井通道煤炭的气化回收率。除此之外，采用连续油管和定向井壁间环空输送辅助气化剂能有效防止通道煤层自燃、注气管道回火，在注气点（喷嘴位置）混合形成气化剂，能连续控制各种气体注入参数。
本发明所述气化方法的实施过程无需在注气点设置点火装置进行单独点火，而是通过采用控制气化剂注入参数（氧浓度、流量、压力）进行气化通道逆向燃烧快速引火、加工，注气点位置移动连续、气化过程稳定性高。
附图说明
图1是现有无井式CRIP技术示意图；
图2是采用可控注气气化的气化炉示意图；
图3是具体实施例1所述的定向井通道水平段有支护结构的地下气化炉；
图4是具体实施例1可控注气点移动气化过程示意图（平面剖面）；
图5是具体实施例2所述的定向井通道水平段裸孔结构（无支护结构）的地下气化炉。
其中：1-油管滚筒；2-注气井头；3-连续油管；4-喷嘴；5-玻璃钢筛管；6-定向井通道；7-气化燃烧区；8-煤层顶板；9-煤层底板；10-垂直出气井；11-水平井裸孔段。
下面对本发明进一步详细说明。但下述的实例仅仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明的保护范围以权利要求书为准。
具体实施方式
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，本发明的典型但非限制性的实施例如下：
实施例1
一种可控注气点注气装置，所述注气装置包括定向井通道6，所述定向井通道6中设有连续油管3；所述连续油管3连通氧气/富氧气体管线；所述连续油管3和定向井通道6的环隙连通辅助气化剂管线和蒸汽管线；所述连续油管3的起端设有注气井头2，末端设有喷嘴4。
油管滚筒1用于所述连续油管3的承载。
实施例2
一种可控注气点注气工艺，所述注气工艺由置于定向井通道内的连续油管输送氧气/富氧气体，所述氧气/富氧气体与连续油管和定向井壁间环空输送的辅助气化剂在连续油管末端的喷嘴位置混合均匀，混合后的气化剂通过定向井通道或煤层内孔隙通道进入煤层预定气化位置。
所述定向井通道采用定向钻进方法形成；所述定向钻进方法优选采用石油或煤层气钻井技术中的定向井技术、水平井技术、侧钻井技术、径向水平井技术、分支井技术、丛式井技术或大位移井技术中的任意一种，所述定向井通道长度大于10m。
所述煤层内孔隙通道由人工钻进、压裂过程形成，或由煤层在燃烧热作用影响情况下形成。
所述定向井通道为无支护通道或有支护通道。所述有支护通道采用筛管支护和/或套管支护，优选筛管支护或筛管和套管组合支护。所述支护管材料为可烧蚀材料，进一步优选有机类材料，最优选玻璃钢或PE管材。
所述氧气/富氧气体由气化剂制取系统提供。所述富氧气体为氧气与氮气、二氧化碳中的一种或两种气体形成的气体混合物，其中氧气的体积浓度大于21%。
所述辅助气化剂为氮气、二氧化碳或水蒸汽中的一种或至少两种的混合物。所述氮气由制氧装置提供，所述二氧化碳由脱碳装置提供。
实施例3
一种可控注气点气化方法，所述方法通过分次移动连续油管实现注气点位置分段移动至预定气化位置，然后调整注气工艺参数进行逆向引火、气化通道加工及气化生产。
所述气化方法包括如下步骤：
1）依据气化区可气化煤层的厚度和储量等参数，按所述注气工艺通过分次移动连续油管实现注气点位置分段移动至预定气化位置；
2）调节单种气体的压力和流量，控制注入气化剂流量、压力和氧浓度等参数；用逆向燃烧方式将火焰工作面逐步移动到预定气化位置，同时进行气化通道加工；
3）在气化通道引火、加工完成后，提高气化剂注气强度，强化地下煤气化过程，进行地下气化规模产气；
4）当预定气化位置的煤层气化工作结束时，依据气化燃煤量、煤气热值和组分情况确定停止或减少注入气化剂，并启动注入头装置移动连续油管将氧气/富氧气体注入点移动至下一预定气化位置；
5）依据步骤2）再进行下一段气化通道加工，按步骤3）、4）完成预定区域煤层的地下气化，如此循环直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完。
其中，步骤1）所述注气点位置分段移动距离为10～150m；所述气化通道引火和加工时的气化剂流量控制在300～3000方/小时；所述气化剂中氧气的体积浓度为21～55%。
实施例4
一种可控注气点气化方法，所述方法通过连续或间歇提升连续油管实现注气点位置连续移动至预定气化位置，然后调整注气工艺参数进行逆向引火、气化通道加工及气化生产。
所述气化方法包括如下步骤：
1）依据气化区可气化煤层的厚度和储量等参数，按所述注气工艺通过连续或间歇提升连续油管实现注气点位置连续移动至预定气化位置；
2）调节单种气体的压力和流量，控制注入气化剂流量、压力和氧浓度等参数；用逆向燃烧方式实现连续加工气化通道和地下气化规模产气；
3）随时调整注入气化剂参数，保证煤气组分和热值处于相对稳定状态；
4）当预定气化位置的煤层气化工作结束时，依据气化燃煤速度、煤气热值和组分及可气化煤层储量情况，控制连续油管的逆向移动速度，直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完。
其中，步骤2）所述气化剂流量控制在大于2000方/小时；所述气化剂中氧气的体积浓度为21～95%；当氧气的体积浓度大于60%时，可注入水蒸汽或水调节气化区温度和煤气品质。
具体实施例1
本实施例是将本发明所述的可控注气点气化方法应用于变质程度较低的褐煤煤层上。由于煤层岩性强度低，容易坍塌、缩孔，本实施例选择了有玻璃钢筛管支护的定向水平井结构。除具有本发明的普遍优点外，其更有利于提高钻孔稳定性、降低钻孔事故率。
如图3所示地下气化炉，煤层底板9埋深255米，煤层顶板8深238米，煤种为内蒙褐煤。气化炉包括定向井通道6、垂直出气井10及气化燃烧通道等。定向井通道6直径为177.8mm，煤层水平段支护玻璃钢筛管5直径为139.7mm、长300米，开孔率15%。可控注气点注气装置包括：连续油管3（直径66.7mm、压力等级6.0MPa、材质：316不锈钢）；注气井头2，包括：连续油管作业防喷盒（单侧门式）和连续油管注入头（ZRT系列连续油管注入头）；喷嘴4（直径65mm，耐高温1200℃）。
在该实施例中，如图4所示采用注气装置对地下气化炉定向井通道6所处煤层进行气化。气化炉气化运行压力1.5MPa，采用O2/CO2气化剂气化生产合成气。当气化炉成功点火并在出气孔区域建立稳定气化燃烧区7后，采用定向钻进技术在预定气化煤层中建立定向井通道6，再进行可控注气点气化生产。具体工艺及实施步骤如下：（1）用注入头装置将连续油管通过注气井头2沿定向井通道6送至预定气化位置A处，氧气喷嘴避免直接送入火区；（2）先向连续油管与定向井壁间环空注入CO2对通道进行置换保护，流量初始控制300～400Nm3/h；（3）再向经过脱脂的连续油管缓慢注入氧气，通过氧气喷嘴与环空注入的CO2混合；（4）控制注入气化剂总量和氧浓度，通过逆向燃烧的方式将火焰工作面逐步移动到预定气化位置，同时进行气化通道加工。逆向引火和加工通道气化剂量500～3000Nm3/h，氧浓度25～35%；（5）在通道引火、加工完成后，逐步提高气化剂注气量至4000～6000Nm3/h，氧浓度60～70%，进行地下气化规模产气；（6）当预定气化位置气化工作结束时，依据气化燃煤煤量、产气热值和组分情况确定停止或减少注入气化剂，并启动注入头装置移动连续油管3将氧气注入点移动至下一预定气化位置B，预定气化位置A-B间距0～100m；（7）依据步骤（2）-（4）再进行气化通道加工，依据步骤（4）、（5）完成预定区域煤的地下气化，如此循环直至将沿定向井通道6周侧区域煤炭资源气化开采完。
实施例2
本实施例是将本发明所述的可控注气点气化方法应用于在变质程度较高的贫煤煤层上。由于煤层岩性好、强度高，本实施例选择了无支护的定向水平井结构。除具有本发明的普遍优点外，其更有利于降低建炉成本、提高煤层引火效率。
现有如上图5所示地下气化炉，煤层底板9埋深957米，煤层顶板8深950米，煤种为山西贫煤。气化炉包括定向井通道6、垂直出气井10及气化燃烧通道等。定向井通道6直径为177.8mm，水平井裸孔段11（煤层段水平井为无支护裸孔）长200米。可控注气点注气装置包括：连续油管3（直径50.8mm、压力等级6.0MPa、材质：316不锈钢，江苏东台华轩公司）；注气井头2，包括：连续油管作业防喷盒（单侧门式，奥兰石油公司）、连续油管注入头（ZRT系列连续油管注入头，厂家烟台杰瑞公司）；喷嘴4（直径50mm，耐高温1200℃，新奥气化采煤公司）。
在该实施例中，如附图5所示采用注气装置对地下气化炉定向井通道6所处煤层进行气化。气化炉气化运行压力2.5MPa，采用O2/CO2气化剂气化生产合成气。当气化炉成功点火并在出气孔区域建立稳定气化燃烧区7后，采用定向钻进技术在预定气化煤层中建立定向井通道6，再进行可控注气点气化生产。具体工艺及实施步骤如下：（1）用注入头装置将连续油管通过注气井头2沿定向井通道6送至预定气化位置A处，氧气喷嘴避免直接送入火区；（2）先向连续油管与定向井壁间环空注入CO2对通道进行置换保护，流量初始控制400～600Nm3/h；（3）再向经过脱脂的连续油管缓慢注入氧气，通过氧气喷嘴与环空注入的CO2混合；（4）控制注入气化剂总量和氧浓度，通过逆向燃烧的方式将火焰工作面逐步移动到预定气化位置，同时进行气化通道加工。逆向引火和加工通道气化剂量600～3500Nm3/h，氧浓度25～55%；（5）在通道引火、加工完成后，逐步提高气化剂注气量至4000～7500Nm3/h，氧浓度60～70%，进行地下气化规模产气；（6）当预定气化位置气化工作结束时，依据气化燃煤煤量、产气热值和组分情况确定停止或减少注入气化剂，并启动注入头装置移动连续油管3将氧气注入点移动至下一预定气化位置B，预定气化位置A～B间距0～40米；（7）依据步骤（2）-（4）再进行气化通道加工，依据步骤（4）、（5）完成预定区域煤的地下气化，如此循环直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完。
通过本发明所述气化方法产出的合成气（其成分为H2、CO、CH4、CO2、H2O等）通过垂直出气井10运送到地面后经过净化处理，得到以H2、CO、CH4为主的产物。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征以及注气、气化方法，但本发明并不局限于上述详细结构特征以及注气、气化方法，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征以及注气、气化方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
Claims (10)
1.一种可控注气点注气装置，其特征在于，所述注气装置包括定向井通道，所述定向井通道中设有连续油管；所述连续油管连通氧气/富氧气体管线；所述连续油管和定向井通道的环隙连通辅助气化剂管线和蒸汽管线；所述连续油管的起端设有注气井头，末端设有喷嘴。
2.一种应用如权利要求1所述注气装置的注气工艺，其特征在于，所述注气工艺由置于定向井通道内的连续油管输送氧气/富氧气体，所述氧气/富氧气体与连续油管和定向井壁间环空输送的辅助气化剂在连续油管末端的喷嘴位置混合均匀，混合后的气化剂通过定向井通道或煤层内孔隙通道进入煤层预定气化位置。
3.如权利要求2所述的注气工艺，其特征在于，所述定向井通道采用定向钻进方法形成；所述定向钻进方法优选采用石油或煤层气钻井技术中的定向井技术、水平井技术、侧钻井技术、径向水平井技术、分支井技术、丛式井技术或大位移井技术中的任意一种；优选地，所述定向井通道长度大于10m；
优选地，所述煤层内孔隙通道由人工钻进、压裂过程形成，或由煤层在燃烧热作用影响情况下形成。
4.如权利要求2或3所述的注气工艺，其特征在于，所述定向井通道为无支护通道或有支护通道；
优选地，所述有支护通道采用筛管支护和/或套管支护，优选筛管支护或筛管和套管组合支护；
优选地，所述支护管材料为可烧蚀材料，进一步优选有机类材料，最优选玻璃钢或PE管材；
优选地，所述氧气/富氧气体由气化剂制取系统提供；优选地，所述富氧气体为氧气与氮气、二氧化碳中的一种或两种气体形成的气体混合物，其中氧气的体积浓度大于21%；
优选地，所述辅助气化剂为氮气、二氧化碳或水中的一种或至少两种的混合物；优选地，所述氮气由制氧装置提供；优选地，所述二氧化碳由脱碳装置提供。
5.一种应用如权利要求1所述注气装置进行可控注气点气化方法，其特征在于，所述方法通过分次移动连续油管实现注气点位置分段移动至预定气化位置，然后调整注气工艺参数进行逆向引火、气化通道加工及气化生产。
6.如权利要求5所述的气化方法，其特征在于，所述气化方法包括如下步骤：
1）依据气化区可气化煤层的厚度和储量等参数，按所述注气工艺通过分次移动连续油管实现注气点位置分段移动至预定气化位置；
2）调节单种气体的压力和流量，控制注入气化剂流量、压力和氧浓度等参数；用逆向燃烧方式将火焰工作面逐步移动到预定气化位置，同时进行气化通道加工；
3）在气化通道引火、加工完成后，提高气化剂注气强度，强化地下煤气化过程，进行地下气化规模产气；
4）当预定气化位置的煤层气化工作结束时，依据气化燃煤量、煤气热值和组分情况确定停止或减少注入气化剂，并启动注入头装置移动连续油管将氧气/富氧气体注入点移动至下一预定气化位置；
5）依据步骤2）再进行下一段气化通道加工，按步骤3）、4）完成预定区域煤层的地下气化，如此循环直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完。
7.如权利要求6所述的气化方法，其特征在于，步骤1）所述注气点位置分段移动距离为10～150m；
优选地，所述气化通道引火和加工时的气化剂流量控制在300～3000方/小时；
优选地，所述气化剂中氧气的体积浓度为21～55%。
8.一种应用如权利要求1所述注气装置的可控注气点气化方法，其特征在于，所述方法通过连续或间歇提升连续油管实现注气点位置连续移动至预定气化位置，然后调整注气工艺参数进行逆向引火、气化通道加工及气化生产。
9.如权利要求8所述的气化方法，其特征在于，所述气化方法包括如下步骤：
1）依据气化区可气化煤层的厚度和储量等参数，按所述注气工艺通过连续或间歇提升连续油管实现注气点位置连续移动至预定气化位置；
2）调节单种气体的压力和流量，控制注入气化剂流量、压力和氧浓度等参数；用逆向燃烧方式实现连续加工气化通道和地下气化规模产气；
3）随时调整注入气化剂参数，保证煤气组分和热值处于相对稳定状态；
4）当预定气化位置的煤层气化工作结束时，依据气化燃煤速度、煤气热值和组分及可气化煤层储量情况，控制连续油管的逆向移动速度，直至将沿定向井通道周侧区域煤炭资源气化开采完。
10.如权利要求9所述的气化方法，其特征在于，步骤2）所述气化剂流量控制在大于2000方/小时；优选地，所述气化剂中氧气的体积浓度为21～95%；
优选地，当氧气的体积浓度大于60%时，可注入水蒸汽或水调节气化区温度和煤气品质。
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