煤炭地下气化条件下煤焦气化特性试验

采用高温高压固定床煤气化反应系统模拟煤炭地下气化还原区的反应条件,研究了气化压力(0.1~4.0 MPa)、温度(750~900℃)和气化剂中H_(2)O/CO_(2)的比例对块状神木煤焦气化特性和合成气热值的影响。试验结果表明增大气化压力可促进CH_(4)生成,对H_(2)的生成具有明显抑制作用。气化温度升高均显著促进H_(2)、CO和CH_(4)的生成,在900℃时各组分浓度达最大值,分别为33.2%、12.8%和1.4%。随气化剂中H_(2)O/CO_(2)质量比增加,H_(2)和CH_(4)浓度明显升高,而CO浓度有所减少。当气化剂H_(2)O/CO_(2)质量比达到3.0后,进一步增加水蒸气比例对合成气中各组分浓度无明显影响。在气化温度为900℃、压力为1 MPa和H_(2)O/CO_(2)质量比为2∶1时块煤气化合成气热值达到最大为5.7 MJ/m^(3)。

煤炭地下气化及对中国天然气发展的战略意义

基于国内外煤炭地下气化技术发展现状与趋势,提出了煤炭地下气化基本概念、机理与模式,指出目前面临的挑战、发展潜力与发展路径。煤炭地下气化这一革命性技术能够实现"人工制气",且符合煤炭清洁利用方向,在新能源达到规模化供应之前,可开辟中国特色的有效供甲烷与氢气战略新途径。中国含油气盆地煤系发育,仅超出煤炭企业井工开采深度、埋深1 000～3 000 m的煤炭资源量即为3.77×10^(12) t,初步预计可气化煤炭折合天然气资源量为(272～332)×10^(12)m^3,是常规天然气资源量的3倍,与非常规天然气资源量的总和基本相当。根据煤炭地下气化反应机理和产物组分的差别,初步将煤炭地下气化分为"浅层富氢、中深层富甲烷、深层超临界极富氢"3种开发模式。石油石化企业可在煤炭企业井工开采范围之外,发挥自身技术、管道、市场等一体化优势,根据不同需求和相应技术成熟度,优选路径发展煤炭地下气化业务,可将大量煤炭资源进行有效清洁开发利用,缓解天然气供应紧张局面,还可结合产出氢气就近利用以及在邻近油区开展CO_2驱油与埋存,打造石油石化循环经济净零排放示范区,为"氢经济"时代到来储备资源和技术,更为中国"清洁、低碳、安全、高效"的现代能源体系建设开辟新的途径。

人工制氢及氢工业在我国“能源自主”中的战略地位

全球正经历从化石能源向氢能等非化石能源过渡的第三次能源体系重大转换期。为给我国实现能源体系转型和"能源自主"战略目标提供参考,综述了国内外氢工业的发展现状和发展趋势,探讨了人工制氢、储氢技术的发展途径,明确了氢工业的战略地位。研究结果表明:(1)发展氢工业,是优化能源结构、保障国家能源安全的战略选择,在实现我国"能源自主"的战略中占有重要地位;(2)全球氢工业发展初具规模,人工制氢仍主要依靠化石资源,煤炭地下气化制氢符合我国的国情,具有较大的发展潜力;(3)与氢工业相结合的新能源,将是未来能源消费的主体;(4)电解水制氢将贯穿于氢工业发展的全过程;(5)安全、高效储运氢技术是氢能实用化的关键,液态储氢将是未来主要的储氢方式。结论和建议:(1)氢工业基础设施建设处于起步阶段,但发展迅速;(2)我国发展氢工业,近期应在煤炭地下气化制氢方面取得突破,初步形成产业链;(3)中期促使氢工业成为新的经济增长点和新能源战略的重要组成部分;(4)远期力推氢能成为我国能源生产与消费结构的重要组成部分,力争实现"氢能中国",依靠新能源等实现国家"能源自主"。

中国低煤阶煤层气多元成藏特征及勘探方向

我国低煤阶含煤盆地地质背景复杂,煤层气富集成藏具有自身的特殊性,煤层气勘探一直处于小型试验阶段。为了促进我国低煤阶煤层气的勘探开发,在系统分析、总结我国含煤盆地类型、煤层气成因、赋存状态、富集模式的基础上,梳理了目前勘探开发工作面临的挑战与科研攻关目标,并提出低煤阶煤层气的有利勘探方向。结果表明:(1)我国低煤阶煤层气具有盆地类型多元、煤层气成因类型多元、赋存状态多元、富集类型多元的成藏特征;(2)低煤阶煤层气勘探面临目标区优选、深层煤系气共探共采系统评价、钻完井及增产改造工艺等3个方面的挑战;(3)应加强对煤层气成藏过程及动力学机制、气源成因及其资源贡献、吸附态和游离态煤层气空间分布规律及地质控制因素等的研究攻关,开展煤层气资源有效性和可采性评价,形成一套深部煤系气勘探开发评价方法。结论认为:(1)我国浅层煤层气资源有利勘探区包括二连盆地吉尔嘎朗图、霍林河、白彦花等凹陷,海拉尔盆地伊敏、呼和湖、陈旗等凹陷,鄂尔多斯盆地彬县、焦坪、黄陵、乌审旗东部等地区,以及准噶尔盆地南缘地区;(2)深层煤层气资源则主要分布在准噶尔、吐哈、三塘湖、海拉尔和三江等盆地或盆地群。

不同煤阶煤应力敏感特征及其控制机理

煤储层应力敏感降低储层渗透率,进而影响煤层气井产能,如何降低排采中的应力敏感性影响值得深入研究。为了弄清不同煤阶煤储层的应力敏感性特征及差异性,分别采集樊庄高煤阶煤、保德中煤阶煤和二连低煤阶褐煤的样品,系统开展加载和卸载过程中不同煤阶煤的应力敏感性实验,并对应力敏感的产生机理进行分析。结果表明,随煤阶的升高,煤样的应力敏感性逐渐增强,含明显裂缝的样品敏感性更强。加载有效应力10 MPa条件下,相比初始渗透率,二连低煤阶褐煤样品渗透率下降79.26%,卸载后不可逆渗透率损害率平均33.4%;保德中煤阶煤样渗透率下降79.4%,卸载后不可逆渗透率损害率平均51.4%;樊庄高煤阶煤样加载后渗透率下降92.33%,卸载后渗透率只能恢复30%左右。产生这种差异的机理主要是由于不同煤阶煤的物质组成、孔裂隙结构以及渗流通道不同造成的。低煤阶煤变质程度低,主要发育大、中孔隙,割理–裂隙不发育,为基质孔隙–喉道渗流,渗透率主要受连通喉道控制,应力加载时主要是大、中孔压缩变形严重,而尺度较小的喉道受压缩变形小,因而其应力敏感性相对弱;而高煤阶煤孔隙以微、小孔为主,镜质组含量高,割理–裂隙发育,控制其渗透性,应力加载时微、小孔难以被压缩,而裂隙抗变形能力弱,易发生韧性变形破坏或闭合,卸载后也难以恢复,表现出强应力敏感特征。考虑到高煤阶煤储层埋深更大、应力更高,因此其应力敏感性对产能伤害大,排采初期宜以较小强度进行,降低不可逆渗透率伤害,扩大压降范围;而低煤阶煤储层本身应力低、渗透率较高,应力敏感对产能影响相对较小,排水期可适当加快速度,提高排水效率。

基于热重法的大颗粒煤热解反应动力学

煤炭地下气化是一种将地下难以开采的煤炭资源在原位进行气化的新型煤炭利用技术,煤层空腔演化过程中产生大颗粒煤的热解和气化是煤炭地下气化重要组成部分。为探究煤炭地下气化过程中大颗粒煤的热解动力学特性,采用Netzsch STA 449 F3同步热分析仪研究了不同升温速率和煤粒径对内蒙古烟煤热解特性的影响。在试验气氛N_(2)、流量100 mL/min条件下采用非等温热重分析法,热解终温为1200℃,通过分析TG/DTG曲线,确定在不同升温速率和煤粒径下煤热解的反应特征温度和特征指数,并利用n级反应机理函数和Coats-Redfern积分法进行动力学分析,获得反应级数、活化能和指前因子。结果表明:大颗粒煤热解起始温度T_(i)和最大失重速率温度T_(max)随升温速率的增加而增大,其中T_(i)由升温速率5℃/min时的401℃增加至10℃/min时的425℃,T_(max)由升温速率5℃/min时的442℃增加至10℃/min的469℃,且最大失重速率和热解特征指数随升温速率的增大而增加,促进挥发分释放。煤粒径的增加使T_(i)升高,但对T_(max)没有明显影响,最大失重速率和热解特征指数均随煤粒径的增加而增大,其中最大失重速率由粒径小于0.1 mm时的1.58%/min缓慢升高至粒径为0.7~0.8 mm时的1.85%/min,热解特征指数则由粒径小于0.1 mm时的0.54×10^(-6)%^(3)/(min^(2)·℃^(3))增加至粒径0.7~0.8 mm时的0.84×10^(-6)%^(3)/(min^(2)·℃^(3))。动力学分析结果表明,不同条件下大颗粒煤热解的表观活化能的计算可以划分为2个温度区间,且高温区段的活化能明显低于低温区段的活化能,反应级数均为1.5。升温速率的增加使煤热解平均活化能由5℃/min时的59.46 kJ/mol降低至20℃/min时的47.71 kJ/mol,而粒径的增加则使平均活化能升高。

Underground coal gasification and its strategic significance to the development of natural gas industry in China

Based on the present situation and trend of underground coal gasification in China and overseas, this article puts forward the basic concept, mechanism and mode of underground coal gasification, and presents the challenges, development potential and development path now faced. In China, underground coal gasification which is in accord with the clean utilization of coal can produce "artificial gas", which provides a new strategic approach to supply methane and hydrogen with Chinese characteristics before new energy sources offer large-scale supply. Coal measure strata in oil-bearing basins are developed in China, with 3.77 trillion tons coal reserves for the buried depth of 1000-3 000 m. It is initially expected that the amount of natural gas resources from underground coal gasification to be 272-332 trillion cubic meters, which are about triple the sum of conventional natural gas, or equivalent to the total unconventional natural gas resources. According to the differences of coal reaction mechanism and product composition of underground coal gasification, the underground coal gasification can be divided into three development modes, hydrogen-rich in shallow, methane-rich in medium and deep,supercritical hydrogen-rich in deep. Beyond the scope of underground mining of coal enterprises, petroleum and petrochemical enterprises can take their own integration advantages of technologies, pipeline, market and so on, to develop underground coal gasification business based on their different needs and technical maturity, to effectively exploit a large amount of coal resources cleanly and to alleviate the tight supply of natural gas. It can also be combined with using the produced hydrogen in nearby area and the CO_2 flooding and storage in adjacent oil areas to create a demonstration zone for net zero emissions of petroleum and petrochemical recycling economy. It is significant for reserving resources and technologies for the coming "hydrogen economy" era, and opening up a new path for China's "clean, low carbon, safe and efficient" modern energy system construction.

Current Situation and Outlook of CBM Industry in China

Current situation of CBM industry in China China is abundant in CBM with a resource buried shallower than 2000 meters of 36.81 tcm and recoverable resource of 10.87 tcm. This resource base is favorable