“双碳”背景下煤炭原位地下热解采油意义研究

在我国“CO_(2)排放力争于2030年前达到峰值、力争2060年前实现碳中和”(简称“双碳”)的目标要求下,既要保障国家能源安全,又要做到资源的清洁开发利用,尤其是传统的化石能源行业是关注重点。立足于我国最主要的化石能源—煤炭,将煤视为煤基油气资源,从降碳、降损、降滞及能源保障等角度分析了煤炭原位热解采油的意义,以陕西省煤炭为例,论述了富油煤资源的勘查、开发思路,预测了陕西省富油煤的资源量和内蕴焦油资源量,圈定了适于资源开发的富油煤资源区,以煤的原位地下热解采油气资源为目标,基于外加热式地下热解方式,提出对陕北富油煤进行原位热解采油先导工程的工作思路,从资源开采的源头实现了碳封存,为煤的清洁利用奠定基础。

富油煤地下热解过程中纳米孔隙结构特性演化规律

富油煤地下热解是一种可有效提取煤中油气资源的绿色低碳技术,是煤炭清洁低碳利用的前沿方向。煤中纳米孔隙是地下热解过程中吸附和解吸焦油气的主要空间,因此探明地下热解条件下纳米孔隙结构特性演化规律,是提高富油煤地下热解工艺油气产率的关键科学问题。利用中国散裂中子源(CSNS)-小角中子散射(SANS)技术,模拟煤层地下热解环境,定量表征富油煤在无围限压力条件下不同加热速率与温度下纳米孔隙的散射强度、平均孔径与分形维数演变,结合低温吸附(BET)、热重实验(TG)、扫描电镜(SEM)等多种物理表征方法,揭示富油煤地下热解过程中纳米孔隙结构特性演化规律。研究结果表明:在地下热解过程中,纳米孔隙的平均孔径随温度的升高逐渐增大,在热解干燥脱气阶段(<300℃)发育较缓慢,在活泼阶段(300~500℃)纳米孔隙发育最为剧烈,增长幅度为57.1%,在随后二次脱气阶段发育再次减缓;在低-中-高温(≤800℃)条件下热解没有引起富油煤表面分形维数D_(s)的明显变化。基于SANS散射光谱,分析发现热解过程中富油煤纳米孔隙分布呈现各向同性特征,表明热解反应不会影响本实验样品中纳米孔隙发育的方向性。对比不同加热速率(5℃/min与20℃/min),实验发现加热速率对地下热解过程中富油煤纳米孔隙平均孔径与分形维数影响较小;较慢加热速率下富油煤的最终整体散射强度更高,纳米孔隙结构发育更充分,更有利于地下热解反应的进行。此外,与BET等常规表征方法相比,CSNS-SANS技术可检测到样品中的闭孔,且实验条件更符合原位环境,实验结果更具可靠性。

富油煤原位热解地下开采及提质方案研究

富油煤是重要的煤基油气资源。通过对三塘湖煤田汉水泉、条湖和白石湖矿区煤质特征及煤的热解产物进行分析,探讨了研究区煤原位热解地下开采的可行性与提质利用方案。研究结果表明:汉水泉矿区富油煤热解半焦产物性能指标好,条湖、白石湖矿区富油煤半焦灰分质量分数过高,超过了相应指标,其利用受限制;结合矿区实际情况,应优先发展煤的低温干馏与煤焦油的加氢制取产业,获得燃料油及相关化工产品,采用梯级利用模式;结合研究区富油煤结构特征与热解性能,提出“液化为主、气化为辅、原位固碳”的分级利用模式。

陕北富油煤地下原位热解先导试验

【目的】陕北富油煤地下原位热解先导试验在国内外尚属首次,开创了富油煤、油页岩等原位转化新方向,引起了行业内外广泛关注。富油煤地下原位热解的研究尚处于起步阶段,缺少现场工程数据的系统研究。【方法】通过现场先导试验,明确富油煤地下原位热解的地质条件和工程难点,总结陕北富油煤地下原位热解开采进展,探讨下一步技术攻关方向。【结果和结论】结果表明:(1)先导试验区具有煤层稳定、煤质条件好、煤焦油产率高、生油潜力大、煤系富水性弱、隔水层厚度大等优越的原位热解地质条件,但煤层孔隙连通性差、导流能力低、煤层导热能力差、高效加热难度大、煤层改造难度大、体积造缝要求高等因素影响到工程效果。(2)开展综合地质评价有利于规避地层水、断层等不利因素对地下热解过程的影响,可控冲击波致裂技术有助于地下煤层裂缝连通,井下高效电加热器稳定运行是高效产油的关键。(3)经过一个月加热运行,成功提取出全球第一桶地下原位热解油,初步打通了富油煤地下原位热解开采技术路径,获取了产油的地下温度、压力等工艺参数。先导试验存在加热周期短、产油量低、耗能高,缺少项目运行的系统性技术评价,需从研发高效井下电加热器、地下煤层体积造缝、热解−气化一体化、热能综合利用及集成CCS等方面继续升级技术,实现降本增效,综合提高富油煤地下原位热解开采的经济性、安全性和可靠性。

富油煤地下原位热解井下加热器研究现状及展望

[意义]我国富油煤地质资源丰富,是保障能源安全的潜在煤基油气资源。富油煤地下原位热解“取氢留碳”是煤炭资源清洁低碳利用的发展趋势,而井下加热器是实现富油煤地下原位高效热解的关键设备之一。【进展】在系统收集相关资料、数据和调研的基础上,简述了地下原位对流加热方法的现状,重点阐述了地下原位对流加热用加热器的研发现状,最后对井下电加热器的应用效果及后续的攻关方向分别进行了简述和展望。地表加热器的发展较为成熟,仅适用于埋深较浅和所需加热温度较低的地层(<350℃)。井下燃烧加热器还需有效解决极端工况下燃烧反应稳定性和二次点火可靠性的问题;井下电加热器通过将强化传热结构与电加热棒结合,不仅可缩小其尺寸,还可降低电加热棒的壁面温度,有效解决其加热效率低及寿命短的问题。此外,密封结构可有效提高井下电加热器在复杂工况下的适应性。采用自主研制的闭式双壳体井下电加热器,在陕北侏罗纪煤田榆神矿区大保当井田成功提取全球第一桶富油煤地下原位热解煤焦油。【展望】为提高富油煤层的加热速度和加热效率,井下电加热器的后续研究可从高功率井下电加热器和复合加热两个方面着手。复合加热在介质输送过程中仍会产生一定量的热损失,随着加热井数量及煤层深度的增加,热损失问题会进一步凸显,故应重点攻关高功率井下电加热器,以期为我国富油煤地下原位热解工艺研发与工业化应用提供技术支撑。

新疆淖毛湖长焰煤地下催化热解的反应特性

设计了适合于地下催化热解/气化的错时喷射催化剂添加装置,在卧式热解反应器中使用四种典型催化剂对新疆淖毛湖长焰煤进行地下催化热解模拟实验.结果表明:四种催化剂可有效提高热解气中H_2和CO组分及气态产物产率,催化活性由大到小依次为8%Na_2CO_3溶液(8%为质量分数,下同),10%Ca(OH)_2溶液,10%CaO粉末,6%FNC(复合催化剂(Fe_2O_3-Na_2CO_3-Ca(OH)3));活性较高的Na_2CO_3溶液和Ca(OH)_2溶液使热解气中H_2组分提高了19%(体积分数),CO组分增加1.2倍,CH_4组分在低温热解区有所增加,但在600℃以上热解时无明显效果.半焦和焦油产率较催化前分别下降30%和20%~70%,煤气产率提高1.4倍~1.6倍.从催化活性和成本分析,在地下催化热解过程中主催化剂可选择Ca(OH)_2溶液,并配置活性最高的Na_2CO_3溶液作为辅助催化剂.

地下催化热解对无烟煤焦结构的影响研究

由于地下热解或者气化的原料为几百米甚至千米以下的原始煤层,地面催化法很难直接用于地下催化热解或者气化。文章设计了特殊的地下催化热解法,在卧式热解反应器中使用Ca(OH)_2催化剂对新疆昌吉某无烟煤进行了催化热解实验,获得了催化前后的热解煤焦并对煤焦进行了比表面积、XRD及煤焦气化反应活性测试。实验结果表明:Ca(OH)_2活化了热解煤焦,使比表面迅速增加,孔径分布更加复杂;催化剂加快了煤中有机官能团的热裂解,阻碍了芳香族自由基的热缩聚反应,延缓了热解半焦的有序化与石墨化进度并使煤焦反应活性能力提高。

煤热解影响因素分析研究

对煤热解的影响因素进行了分析,说明了各影响因素的内容与具体作用后对煤热解作用的机理与作用的结果,为煤热解技术的发展以及将来的煤炭地下热解工业性试验提供一定的理论基础指导。

富油煤绿色低碳转化技术研究进展

受限于我国相对富煤贫油少气的能源禀赋,拓展非常规油气资源供给途径保障我国能源安全至关重要。富油煤是一类富含易断裂弱键结构且具有较高焦油产率的强资源属性煤种,将其高效清洁转化提取其中潜在的油气资源是极有发展前景的煤炭利用方式。聚焦于富油煤地面快速热解提油、地下原位热解提油以及与生物质协同热解等3种典型工艺路线,分别从研究进展及面临的挑战、反应机理及研究方法、工艺过程分析及优化、工艺装置开发及应用方向等4个方面进行详细阐述与总结。富油煤地面快速热解提油具有焦油收率高的优势,但同时也面临焦油品质差、粉尘分离困难的挑战。阐述了富油煤快速热解动力学模型建立及修正、工艺参数调控及优化、相关工艺装置总结及分析等方面进展。地下原位热解提油指富油煤不经开采直接在地下加热、热解,所得油气产物经采出至地面分离加工的新技术,具有占地面积小、开采费用少、排放污染小的优势,但也面临储层非均质、产物输运路径长损失大、地层应力高、孔隙压力大等挑战。从地下原位热解的热力学特性分析、过程强化探究、模拟实验装置开发等方面进行论述。富油煤与生物质协同热解可协调2者各自作为碳基热解原料的局限性,实现“碳氢互补、协同调质”,在进一步提高挥发分收率的同时实现热解规模化生产。协同热解仍面临产物定向调控困难、固相产物结构演变机制不明晰、反应器内物料均匀混合不充分等挑战。综述了富油煤与生物质协同热解中关键有机组分间相互作用机理、固相产物结构影响机制及利用技术、系列化规模装置开发等,并简要介绍了富油煤高效转化的其他分支技术,包括微生物转化,直接制油以及间接制油3种工艺特点及发展现状。富油煤作为储量丰富的油气替代资源,明确其主要转化提油工艺可以为其合理高效低碳利用提供有力的理论指导,为我国未来的能源发展道路提供更多选择。

高温阶段褐煤热解渗透的试验研究

采用自主研制的高温三轴热解渗透试验机，测定了在恒定轴压和侧压下，褐煤在不同渗透压力与不同温度（100℃～400℃）条件下平行层理方向的渗透率，并揭示了其演化规律。研究结果表明：不同渗透压下煤体渗透率随温度的变化存在一个极低点300℃，当温度达到极低点时，其渗透率最小；煤体渗透率随温度的变化呈现先降低后缓慢升高。在试验温度内，褐煤的渗透率被峰值划分为两个阶段：100℃至300℃为第一阶段，这个阶段内渗透率呈下降趋势并达到极低点；300℃至400℃为第二阶段，这个阶段内渗透率呈缓慢上升趋势；随着孔隙压力（从1MPa开始）的增加，褐煤在所测温度段内的最大渗透率在逐步减小，但减小的幅度也在逐步降低，这些结论为现场实施褐煤的地下原位热解或气化的传输提供了一些科学的基础数据。

深部煤炭化学开采技术

为了探索地下煤炭开采技术革命的新方法,提出地下煤炭化学开采的基本概念,并将其归纳为3种化学开采方法,即地下气化、地下热解和生物溶解.首次提出了煤炭化学开采技术架构、工艺系统和需要突破的关键技术:1)地下煤炭盾构-气化协同工艺及装备系统,合成燃气用于整体煤气化联合循环(IGCC)发电及CO_2埋藏的技术思路,地下气化污染物抑制及稳定产气控制方法;2)基于聚光太阳能供热和干热岩集热供热的地下煤炭原位干馏技术,基于电磁感应加热和微波辐射加热的地下煤炭原位热解技术;3)基于微生物溶煤的地下煤炭原位生物开采技术.国内外研究表明:与传统井工煤矿生产和发电系统相比,煤炭地下气化的投资降低60%,生产成本降低70%,煤炭资源回采率提高到95%,土地复耕成本降低80%;发电热效率提高50%,发电成本约为0.15元/(kW·h).可以预见,化学开采将成为高回收、低损害、超低排放、零死亡的煤炭开发技术革命的新方向.