CN203476308U - 一种化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统 - Google Patents
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Abstract
本实用新型公开了一种化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，包括地下气化单元；所述地下气化单元包括设置在煤层中的气化通道；所述气化通道的一端设置有气化剂进口，另一端设置有煤层混合燃气出口；所述气化剂进口由废油井或废气井改造而成和/或所述煤层混合燃气出口由废油井或废气井改造而成。本实用新型可以减少重新钻井的数量实现煤炭地下气化技术，而将废油井或废气井改造成为气化剂进口或煤层混合燃气出口所需成本与重新钻井所需成本低得多，因此，降低了气化单元的施工成本。同时，不但实现了对CO2气体的循环利用，变废为宝，有利于气化剂的无限生成，而且，也减少了CO2气体在空气中的排放量，有利于低碳开采煤炭。
Description
技术领域
本实用新型涉及化石能源开采技术领域，尤其涉及一种化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统。
背景技术
在1000米以深，许多地区煤层和油层往往同时存在，如新疆准噶尔盆地东部，吉木萨尔凹陷区深度在1200米～1800米含煤层，在2000米～2500米含油层；辽河油田小龙湾油区深度在1200米～1600米含煤层，在1800米～2500米含油层。有些区域还含气层、（油、气）页岩层等，煤层都在油层和气层的上面，油井和气井都经过煤层。
现有技术中，煤炭、原油和燃气的开采均是各自单独进行的。油层和气层经过多年的开采，许多油井因抽不出油而报废，许多气井因抽不出气而报废，长期以来，这些废油井和废气井均处于闲置状态，无用武之地。
随着科学技术的发展，煤炭地下气化技术已走向实际应用阶段，煤炭开采的成本大大降低。但是，现有技术中，煤炭地下气化技术需要在地面上至少钻两个井分别与煤层中气化通道连通，一个井是用于输送气化剂的进口，另一个井是用于排出煤层混合燃气的出口，而每钻一个井所需的成本也是一个可观的数字。如何能够减少钻井成本是一个急待解决的难题。
实用新型内容
本实用新型要解决的技术问题是提供一种化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统。使用该系统可以减少重新钻井的数量实现煤炭地下气化技术，降低了气化单元的施工成本。
为了解决上述技术问题，本实用新型提供的一种化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，包括地下气化单元；所述地下气化单元包括设置在煤层中的气化通道；所述气化通道的一端设置有气化剂进口，另一端设置有煤层混合燃气出口；所述气化剂进口由废油井或废气井改造而成和/或所述煤层混合燃气出口由废油井或废气井改造而成。
所述气化剂进口由废油井改造而成是在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的顶面位于煤层附近；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的油管管壁脱落，煤层暴露出来；所述油管在暴露出来的煤层处与所述气化通道的一端连通；所述气化剂进口由废气井改造而成是在所述废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的顶面位于煤层附近；对位于煤层段的气管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的气管管壁脱落，煤层暴露出来；所述气管在暴露出来的煤层处与所述气化通道的一端连通；所述煤层混合燃气出口由废油井改造而成是在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道的另一端连通；油管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓；所述煤层混合燃气出口由废气井改造而成是在所述废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的高度为煤层和气层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的气管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道的另一端连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓。
所述气化通道有多个；多个所述气化通道呈直线形并水平设置；多个所述气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，所述竖直定向井中设置有可向任一个气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，所述连续柔性管的上部外侧壁与所述竖直定向井的顶部密封连接，所述竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，多个所述气化通道的另一端分别连通到所述的废油井和/或废气井；或者，多个所述气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井；多个所述气化通道的一端分别设置有气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，每一个所述竖直定向井中均设置有可向气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个所述连续柔性管的上部外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个所述竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口。
所述连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为20-80m。
所述连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为50m。
所述地下气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；所述净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；所述净化分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体的进口连通。
所述系统还包括发电单元和化工合成单元；所述发电单元设置有煤层有效燃气进口；所述化工合成单元设置有煤层有效燃气进口；所述净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与化工合成单元的煤层有效燃气进口和发电单元的煤层有效燃气进口连通。
所述化工合成单元设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；所述发电单元设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；所述化工合成单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述发电单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述化工合成单元的尾气出口与所述发电单元的尾气进口连通。
所述气化通道底部与煤层底部之间的距离为煤层厚度的1／10～1／5。
本实用新型的系统与现有技术相比具有以下有益效果。
1、本技术方案由于采用了气化剂进口由废油井或废气井改造而成，以及煤层混合燃气出口由废油井或废气井改造而成的技术手段，所以，可以减少重新钻井的数量实现煤炭地下气化技术，而将废油井或废气井改造成为气化剂进口或煤层混合燃气出口所需成本与重新钻井所需成本低得多，因此，降低了气化单元的施工成本。
2、本技术方案由于采用了在废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的油管管壁脱落，煤层暴露出来；油管在暴露出来的煤层处与所述气化通道的一端连通的技术手段，所以，可容易地将废油井改造成为气化剂进口并通过该废油井在煤层中定向施工气化通道，使气化通道通向其它的废油井或废气井。又由于采用了在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道的另一端连通的技术手段，所以，可容易地将废油井改造成为煤层混合燃气出口。同样地，将废气井改造成为气化剂进口或煤层混合燃气出口也有上述的有益效果。
3、本技术方案由于采用了气化通道有多个；多个气化通道呈直线形并水平设置；多个气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井(当然，也可以用上面所述的废油井或废气井代替)，竖直定向井中设置有可向任一个气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，连续柔性管的外侧壁与竖直定向井的顶部密封连接，竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，多个气化通道的另一端分别设置有的废油井或废气井的技术手段，所以，可通过一个竖直定向井向不同的方位的废油井或废气井施工水平定向井，大大节约了施工成本。当采用了多个气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井，多个气化通道的一端分别设置有气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井(当然，也可以用上面所述的废油井或废气井代替)，每一个竖直定向井中均设置有可向气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个连续柔性管的外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口的技术手段，不但可以大大地节约施工成本，而且，可将每一个气化通道中的煤层混合燃气集中排出，有利于提高生产效率。
4、本技术方案由于采用了连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为20-80m的技术手段，所以，第一段煤炭地下气化的效果有明显的提高。
5、本技术方案由于采用了连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为50m的技术手段，所以，第一段煤炭地下气化的效果最好。
6、本技术方案由于采用了地下气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；净化分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体的进口连通的技术手段，所以，不但实现了对CO2气体的循环利用，变废为宝，有利于气化剂的无限生成，而且，也减少了CO2气体在空气中的排放量，有利于低碳开采煤炭。
7、本技术方案由于采用了净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与化工合成单元的煤层有效燃气进口和发电单元的煤层有效燃气进口连通的技术手段，所以，可不必引入外来电能驱动设备，实现就地取材、就地发电驱动设备，自给自足，循环生产，免去了漫长的输电线路的铺设，大大节省了电路成本，为钻井施工提供了更大的方便。
8、本技术方案由于采用了化工合成单元设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；发电单元设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；化工合成单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；发电单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；化工合成单元的尾气出口与所述发电单元的尾气进口连通的技术手段，所以，进一步地实现了对水蒸汽H2O和CO2气体的循环利用，变废为宝，更有利于气化剂的无限生成。
9、本技术方案由于采用了气化通道底部与煤层底部之间的距离为煤层厚度的1／10～1／5的技术手段，所以，可以使煤层得到充分的气化，有利于充分开采地下煤层。
附图说明
下面结合附图和具体实施方式对本实用新型的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统作进一步的详细描述。
图1为本实用新型化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统连接结构和工作流程示意图。
图2为本实用新型化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统（具有一个气化剂进口和四个煤层混合燃气出口）在地面上的分布示意图。
图3为图2中A-A线剖面结构示意图。
图4为本实用新型化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统（具有四个气化剂进口和一个煤层混合燃气出口）在地面上的分布示意图。
图5为图4中B-B线剖面结构示意图。
具体实施方式
如图1至图5所示，本实用新型提供的一种化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，该系统位于煤层20和油层7和/或8气层共存的区域（从图3中可以看出，该区域自上而下依次为：表土层11、上岩层12、煤层20、中岩层13、气层8、下岩层14和油层7。）包括地下气化单元2；所述地下气化单元2包括设置在煤层20中的气化通道21；所述气化通道的一端设置有气化剂进口22，所述气化剂进口22与气化剂制取单元1连通，另一端设置有煤层混合燃气出口23；所述气化剂进口22由废油井或废气井改造而成和/或所述煤层混合燃气出口23由废油井或废气井改造而成。
实施方式由于采用了气化剂进口由废油井或废气井改造而成，以及煤层混合燃气出口由废油井或废气井改造而成的技术手段，所以，可以减少重新钻井的数量实现煤炭地下气化技术，而将废油井或废气井改造成为气化剂进口或煤层混合燃气出口所需成本与重新钻井所需成本低得多，因此，降低了气化单元的施工成本。
作为本实施方式的一种改进，如图2和图3所示，所述煤层混合燃气出口23由废油井改造而成是在所述废油井（参见图3中左侧的煤层混合燃气出口23）的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞26；向油管内用注浆27充填；注浆27的高度为煤层20和油层7之间隔离层（参见图3：依次包括下岩层14、气层8和中岩层13）厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道21的另一端连通；油管与所述气化通道21的连通处到所述注浆27顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓；所述煤层混合燃气出口23由废气井改造而成是在所述废气井（参见图3中右侧的煤层混合燃气出口23）的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞26；向气管内用注浆27充填；注浆27的高度为煤层20和气层8隔离层（参见图3：即中岩层13）厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的气管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道21的另一端连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆27顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓。
同样地，所述气化剂进口22由废油井改造而成与所述煤层混合燃气出口23由废油井改造而成基本相同，其区别仅在于在将废油井改造而成气化剂进口22的过程中，注浆的顶面位于煤层附近，也就是取消了上述煤层混合燃气出口23的燃气冷凝物储仓，同时，对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的油管管壁脱落，煤层暴露出来，以便定向水平施工地下气化通道。同理，所述气化剂进口22由废气井改造而成与所述煤层混合燃气出口23由废气井改造而成基本相同，其区别仅在于在将废气井改造而成气化剂进口22的过程中，注浆的顶面位于煤层附近，也就是取消了上述煤层混合燃气出口23的燃气冷凝物储仓，同时，对位于煤层段的气管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的气管管壁脱落，煤层暴露出来，以便定向施工气化通道。
本实施方式由于采用了在废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的油管管壁脱落，煤层暴露出来；油管在暴露出来的煤层处与所述气化通道的一端连通的技术手段，所以，可容易地将废油井改造成为气化剂进口并通过该废油井在煤层中定向施工气化通道，使气化通道通向其它的废油井或废气井。又由于采用了在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道的另一端连通的技术手段，所以，可容易地将废油井改造成为煤层混合燃气出口。同样地，将废气井改造成为气化剂进口或煤层混合燃气出口也有上述的有益效果。
作为本实施方式进一步的改进，如图2和图5所示，所述气化通道21有四个；四个所述气化通道21呈直线形并水平设置；四个所述气化通道21的一端相互连通并共用一个气化剂进口22，所述气化剂进口22是竖直定向井，所述竖直定向井中设置有可向任一个气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管24，所述连续柔性管的上部外侧壁与所述竖直定向井的顶部密封连接，所述竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口25，四个所述气化通道21的另一端分别连通到所述的废油井和/或废气井（参见图2和图3）；或者，4个所述气化通道21的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井（即共用一个煤层混合燃气出口23）；四个所述气化通道21的一端分别设置有气化剂进口22，所述气化剂进口22是竖直定向井，每一个所述竖直定向井中均设置有可向气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管24，每一个所述连续柔性管的上部外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个所述竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口25（参见图4和图5）。
本实施方式由于采用了气化通道有多个；多个气化通道呈直线形并水平设置；多个气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井，竖直定向井中设置有可向任一个气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，连续柔性管的外侧壁与竖直定向井的顶部密封连接，竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，多个气化通道的另一端分别设置有的废油井或废气井的技术手段，所以，可通过一个竖直定向井向不同的方位的废油井或废气井施工水平定向井，大大节约了施工成本。当采用了多个气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井，多个气化通道的一端分别设置有气化剂进口，气化剂进口是竖直定向井，每一个竖直定向井中均设置有可向气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个连续柔性管的外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口的技术手段，不但可以大大地节约施工成本，而且，可将每一个气化通道中的煤层混合燃气集中排出，有利于提高生产效率。
作为本实施方式再进一步的改进，如图3和图5所示，所述连续柔性管24下部的出口与所述气化通道21另一端之间的初始距离为20-80m。
本实施方式由于采用了连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为20-80m的技术手段，所以，第一段煤炭地下气化的效果有明显的提高。
作为本实施方式又进一步的改进，如图3和图5所示，所述连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为50m。
本实施方式由于采用了连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为50m的技术手段，所以，第一段煤炭地下气化的效果最好。
作为本实施方式还进一步的改进，如图1至图5所示，所述地下气化单元2的煤层混合燃气出口23与净化分离单元3的煤层混合燃气进口连通；所述净化分离单元3设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；所述净化分离单元3的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体的进口25连通。
本实施方式由于采用了地下气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；净化分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体的进口连通的技术手段，所以，不但实现了对CO2气体的循环利用，变废为宝，有利于气化剂的无限生成，而且，也减少了CO2气体在空气中的排放量，有利于低碳开采煤炭。
作为本实施方式更进一步的改进，如图1所示，所述系统还包括发电单元5和化工合成单元4；所述发电单元5设置有煤层有效燃气进口；所述化工合成单元4设置有煤层有效燃气进口；所述净化分离单元3的煤层有效燃气出口分别与化工合成单元4的煤层有效燃气进口和发电单元5的煤层有效燃气进口连通。
本实施方式由于采用了净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与化工合成单元的煤层有效燃气进口和发电单元的煤层有效燃气进口连通的技术手段，所以，可不必引入外来电能驱动设备，实现就地取材、就地发电驱动设备，自给自足，循环生产，免去了漫长的输电线路的铺设，大大节省了电路成本，为打井施工提供了更大的方便。
作为本实施方式再更进一步的改进，如图1至图5所示，所述化工合成单元4设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；所述发电单元5设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；所述化工合成单元4的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口25连通；所述发电单元5的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口25连通；所述化工合成单元4的尾气出口与所述发电单元5的尾气进口连通。
本实施方式由于采用了化工合成单元设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；发电单元设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；化工合成单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；发电单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；化工合成单元的尾气出口与所述发电单元的尾气进口连通的技术手段，所以，进一步地实现了对水蒸汽H2O和CO2气体的循环利用，变废为宝，更有利于气化剂的无限生成。
作为本实施方式还更进一步的改进，如图3和图5所示，所述气化通道21底部与煤层7底部之间的距离为煤层厚度的1／10～1／5。
本实施方式由于采用了气化通道底部与煤层底部之间的距离为煤层厚度的1／10～1／5的技术手段，所以，可以煤层得到充分的气化，有利于充分开采地下煤层。
本实用新型的工作原理和具体工艺参数如下。
本实用新型利用煤炭地下气化技术气化地下煤炭资源，在煤层和油层互存的地层中，利用废油井建设地下气化单元，该系统中，气化剂制取单元，将空气分离成O2和N2，并将O2、水蒸气、CO2等按比例混合成气化剂注入煤炭地下气化单元；在地下气化单元里将煤层用高温氧气点燃，使煤层和气化剂发生燃烧、气化、热解反应生成混合煤气，并导入净化分离单元；煤气净化与分离单元将混合煤气净化后分离成有效气体（H2、CO、CH4）和CO2，CO2气体作为地下气化单元的气化剂的一个组分回注进地下气化单元，从而实现了化石能源低碳循环开采。
将有效气体导入到化工合成单元及发电单元，化工合成单元将有效气体合成为天然气、油品等化工产品；化工合成单元产生的水蒸气和CO2气体回注进地下气化单元得到进一步的循环利用，发电单元所产生的电能用于各单元的动力消耗。发电单元所产生的水蒸气和CO2气体回注进地下气化单元得到再进一步的循环利用。
（1）选择合适的废油井作为地下气化的出气井，在废油井底部放置止浆塞，将废油井底部注浆充填，高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3～2/3，留有煤气冷凝物储仓，在煤层段的套管采用定向爆破或射孔技术，破坏废油管井壁，并与煤层导通，形成出气井。
（2）在一个废弃油井附近(距离大于200m)或一组废油井中部的煤层中施工定向井，利用定向水平井技术，在煤层中向各废油井施工定向水平井，水平井在煤层底部，保持距离煤层底部等高线距离为煤层厚度的1／5～1／10，并与破坏的废油井井壁沟通，从而导通出气井，形成一个或多个气化工作面。
（3）在定向井布置连续柔性管，连续柔性管下部的出口端与所述气化通道之间的距离为20-80m，在连续柔性管里注入温度接近煤层燃点的氧气，将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出。注气压力小于当地煤层静水压力。
（4）第一个气化腔在达到设计燃烧的煤量后，将连续柔性管后退20-80m，重新注入温度接近煤层燃点的氧气将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出，形成第二个气化腔，以此类推，最后一个注气位置在定向井的水平点。一个气化工作面结束后以同样的方法启动另一个气化工作面。
煤气净化分离单元，用于将废油井导出的混合煤气净化后分离成有效气体（H2、CO、CH4）和CO2。将有效气体导入到化工合成单元及发电单元，将CO2气体回送到地下气化单元。
CO2 + C ＝ 2CO
H2O+C＝ H2+CO
化工合成单元及发电单元，将有效气体合成为油、天然气等化工产品；化工合成的尾气（其中包含有效气体H2、CO、CH4）用于发电，由于有效气组分高可提高合成和发电效率，所产生的电能用于各单元的动力消耗。
上述系统还可以用于煤层和页岩气层、油页岩层、煤层气层等伴生资源的低碳循环开采。
在煤和油、特别是稠油伴生区域，油层深度1500米，煤层深度1200米，煤层厚度20米，煤层和油层间距280米。利用原油开采的废弃油井，施工定向井建设地下煤层气化炉，废油井作为地下气化炉出气井，在废弃油井附近施工定向井，由定向井布置连续柔性管，向气化煤层送入气化剂，在定向井里分段气化煤层，生成混合煤气，由废油井导出，并将混合煤气导入净化分离单元。具体步骤如下：
（1）选择两个废油井(距离大于400m)作为地下气化的出气井，在废油井底部放置止浆塞，将废油井底部注浆充填，充填高度为200米，孔底留80米的高度的空间，作为煤气冷凝物储仓。在煤层段的套管采用定向爆破或射孔技术，破坏废油管井壁，并与煤层导通，形成出气井。
（2）在两个废弃油井中部的煤层中施工定向井，首选选择一口出气井为目标，利用定向水平井技术，在煤层中向出气井施工定向水平井，水平井在煤层底部，水平井轨迹保持距离煤层底部等高线距离为2米，并与破坏的井壁导通，从而沟通出气井。
（3）在定向井布置连续柔性管，未端距出气孔50m，在连续柔性管里注入温度接近煤层燃点的氧气，将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后，由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出。注气压力小于当地煤层静水压力。
（4）第一个气化腔在达到设计燃烧的煤量后，将连续柔性管后退50m，重新注入温度接近煤层燃点的氧气将煤层强制氧化点燃，煤层点燃后由连续柔性管注入常温氧气，在连续柔性管与定向孔的环形空间内注入水蒸气和CO2的混合气体，使煤层燃烧、气化、热解而产生含有H2、CO、CH4、CO2的混合煤气，由出气井导出，形成第二个气化腔，以此类推，最后一个注气位置在定向井的水平点。一个气化工作面结束后，提出连续柔性管。
（5）利用定向孔的垂直段，以同样的方法向另一个出气井施工定向水平孔，下放连续柔性管，气化另一个工作面。
（6）如图5所示为保证产能需求，可以有多个定向井同时气化。
地下气化粗煤气由废油井改造的出气井导出，在地面净化分离分别导出有效气体（H2、CO、CH4）和CO2。有效气体导入化工合成单元，CO2导入地下气化单元。
有效气体用于化工合成，生产甲烷或油品，化工合成的尾气（其中包含有效气体H2、CO、CH4）用于发电，所产生的电能用于各单元的动力消耗。由于有效气组分高可提高合成和发电效率。
一组废油井中部的煤层中施工定向井，可形成多个气化工作面。地下气化单元推进接替布置，可实现煤层的低碳循环开采。
本实用新型所述的系统和方法并不限于具体实施方式中所述的实施例，本领域技术人员根据本实用新型的技术方案得出其他的实施方式，同样属于本实用新型技术创新范围。
Claims (9)
1.一种化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，包括地下气化单元；所述地下气化单元包括设置在煤层中的气化通道；所述气化通道的一端设置有气化剂进口，另一端设置有煤层混合燃气出口；其特征在于：所述气化剂进口由废油井或废气井改造而成和/或所述煤层混合燃气出口由废油井或废气井改造而成。
2.根据权利要求1所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述气化剂进口由废油井改造而成是在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的顶面位于煤层附近；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的油管管壁脱落，煤层暴露出来；所述油管在暴露出来的煤层处与所述气化通道的一端连通；所述气化剂进口由废气井改造而成是在所述废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的顶面位于煤层附近；对位于煤层段的气管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使位于煤层段的气管管壁脱落，煤层暴露出来；所述气管在暴露出来的煤层处与所述气化通道的一端连通；所述煤层混合燃气出口由废油井改造而成是在所述废油井的油管内靠近该废油井的底部设置有止浆塞；向油管内注浆充填；注浆的高度为煤层和油层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的油管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使油管与所述气化通道的另一端连通；油管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓；所述煤层混合燃气出口由废气井改造而成是在所述废气井的气管内靠近该废气井的底部设置有止浆塞；向气管内注浆充填；注浆的高度为煤层和气层隔离层厚度的1/3至2／3；对位于煤层段的气管管壁采用定向爆破或射孔方法实施破坏，使气管与所述气化通道的另一端连通；气管与所述气化通道的连通处到所述注浆顶面之间的空腔形成燃气冷凝物储仓。
3.根据权利要求1所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述气化通道有多个；多个所述气化通道呈直线形并水平设置；多个所述气化通道的一端相互连通并共用一个气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，所述竖直定向井中设置有可向任一个气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，所述连续柔性管的上部外侧壁与所述竖直定向井的顶部密封连接，所述竖直定向井的上部开有水蒸气H2O和CO2气体的进口，多个所述气化通道的另一端分别连通到所述的废油井和/或废气井；或者，多个所述气化通道的另一端相互连通并共用一个废油井或废气井；多个所述气化通道的一端分别设置有气化剂进口，所述气化剂进口是竖直定向井，每一个所述竖直定向井中均设置有可向气化通道插入并从该气化通道拔出的连续柔性管，每一个所述连续柔性管的上部外侧壁与所在竖直定向井的顶部密封连接，每一个所述竖直定向井的上部均开有水蒸气H2O和CO2气体的进口。
4.根据权利要求3所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为20-80m。
5.根据权利要求4所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述连续柔性管下部的出口与所述气化通道另一端之间的初始距离为50m。
6.根据权利要求3所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述地下气化单元的煤层混合燃气出口与净化分离单元的煤层混合燃气进口连通；所述净化分离单元设置有煤层有效燃气出口和CO2气体出口；所述净化分离单元的CO2气体出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体的进口连通。
7.根据权利要求6所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述系统还包括发电单元和化工合成单元；所述发电单元设置有煤层有效燃气进口；所述化工合成单元设置有煤层有效燃气进口；所述净化分离单元的煤层有效燃气出口分别与化工合成单元的煤层有效燃气进口和发电单元的煤层有效燃气进口连通。
8.根据权利要求7所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述化工合成单元设置有水蒸气H2O出口和尾气出口；所述发电单元设置有水蒸气H2O出口和尾气进口；所述化工合成单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述发电单元的水蒸气H2O出口与所述竖直定向井上部的水蒸气H2O和CO2气体进口连通；所述化工合成单元的尾气出口与所述发电单元的尾气进口连通。
9.根据权利要求1所述的化石能源共存区域的煤炭地下气化开采系统，其特征在于：所述气化通道底部与煤层底部之间的距离为煤层厚度的1／10～1／5。
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