化石能源低碳循环开采技术及新疆示范工程

梁　杰，梁　鲲，徐　斌，王张卿，史龙玺，汪贻亮

（1. 中国矿业大学（北京）化学与环境工程学院，北京 100083；2. 新疆国利衡清洁能源科技有限公司，吐鲁番 838299）

化石能源低碳循环开采技术及新疆示范工程

梁杰1，梁鲲1，徐斌2，王张卿1，史龙玺1，汪贻亮1

（1. 中国矿业大学（北京）化学与环境工程学院，北京 100083；2. 新疆国利衡清洁能源科技有限公司，吐鲁番 838299）

结合独特的煤层和油层互存的资源条件，新疆地区开展了深部化石能源低碳循环开采技术的应用及示范项目。在煤层和油层互存的地层中，上部煤层利用钻井或废油井构建地下气化炉，采用煤炭地下气化技术气化煤炭资源。煤气被分离成CO2、CH4、CO+H2，其中CH4液化后生产液化天然气，CO+H2用于发电，CO2则被注入下部的油层驱油，在提高油田采收率的同时CO2被封存。该技术体系包括了煤炭地下气化单元、气体分离压缩单元、发电单元、驱油封存单元四个部分，基于此建立的示范工程可减排二氧化碳20.89万吨/年。

化石能源；低碳；煤油互存；煤炭地下气化；二氧化碳驱油

引言

新疆自治区是我国重要的能源与化工基地，拥有丰富且分布相对集中的煤炭资源，煤炭预测量为2.19万亿吨，占全国比重高达40.5%，其中2000m以浅的煤炭资源为1.92万亿吨，约占全国煤炭资源总量的34.4%［1］。由于新疆地区与内地主要用煤市场距离远，运力紧张，运输成本高，因此煤炭的就地转化非常必要。目前，新疆自治区已经成为我国第七大煤化工基地［2］。然而，由于水资源不足且分布不均匀，高耗水型的煤化工产业难以在哈密、吐鲁番等缺水地区大规模发展［3］。

新疆稠油资源丰富，到2001年底新疆累计探明稠油含有面积181.3km2，地质储量2.82亿吨，其中克拉玛依油田1.71亿吨，红山嘴、风城和百口泉油田都在3000万吨以上，新发现的吉祥油田探明储量7000多万吨，也属于稠油和致密油，塔里木、塔河和吐哈也有大量的稠油资源［4］。另一方面，新疆许多老油区至今已开采几十年，都已进入高含水期开采，开采成本明显上升，产量递减明显。采用二氧化碳驱油技术，不仅适用于常规油藏的增产，而且可以明显提高低渗、特低渗透油藏的原油采收率，与其他驱油技术相比，二氧化碳驱油技术具有适用范围大、驱油成本低、采收率提高显著等优点［5］。

新疆地区煤层和油层的赋存特点是煤油互存，即煤层在上部，埋深大部分在400m～1500m，油层在下部，埋深大部分在2500m～3000m［6］。因此，在上部煤层利用钻井或废油井构建地下气化炉，采用煤炭地下气化技术气化煤炭资源，煤气分离成CO2、CH4、CO+H2，CH4液化后生产液化天然气（LNG），CO+H2用于发电，CO2注入下部的油层驱油，在提高油田采收率的同时CO2被封存，实现了化石能源的低碳循环开采。

化石能源低碳循环开采过程中，地下气化过程可以直接利用煤层含有的地下水，同时煤气带出的冷凝水和净化废水，经简单处理后可作为气化剂回注利用，可基本实现气化过程的水平衡，节约水资源，实现污水零排放，保护新疆的生态环境。深部煤层高压地下气化煤气中CH4含量可达到 7%～11%，在地面将合成气进一步分离，每吨煤可生产100～200m3的天然气，实现了不消耗大量水资源条件下的煤制天然气，提高了深部煤炭资源的利用率。另外，随着对油品质量要求的提高，新疆石化企业需要大量的H2，而地面煤制H2或天然气裂解制H2成本较高，而地下气化混合气中H2含量在30%以上，将这部分H2分离出来供给石化企业，可实现更好的经济效益。

因此，化石能源的低碳循环开采技术可有效实现资源的联合开发，以及能源的梯级利用，其在新疆地区的应用具有重要的示范意义。

1　化石能源低碳循环开采技术

化石能源低碳循环开采技术（中国专利号：ZL201310433758.X）是我国自主研发的化石能源高效、安全、低碳开采技术，是煤炭地下气化技术与 CO2驱油封存技术的有机结合［7，8］。其工艺实现过程如图1所示，包括煤炭地下气化单元、气体分离压缩单元、发电单元、驱油封存单元四个部分。

图1　化石能源低碳循环开采技术工艺流程

在煤炭地下气化单元，首先将空气分离成O2和 N2，并将 O2与来自煤气净化装置的废水和来自驱油封存单元的CO2等按比例混合成气化剂，注入煤炭地下气化炉内；在炉内将煤层点燃，使其发生燃烧、气化、热解进而生成混合煤气后，导入净化系统进行净化，分离出焦油和硫磺等副产品；净化所得废水回注到气化炉内，雾化后参与气化反应；所得洁净煤气输送至气体分离压缩单元。气体分离压缩单元将混合洁净煤气分离成混合气体（H2+CO）、CH4和 CO2；将混合气体（H2+CO）导入到发电单元，CO2输送到驱油封存单元，CH4通过气体压缩生产出CNG或LNG产品外供。在发电单元，利用混合气体进行燃气——蒸汽联合循环发电，所产电能一部分用于各单元的动力消耗，剩余部分外供给电网。在驱油封存单元，将CO2压缩注入油井，在油井出口收集油气，进行油气分离，获得油品和CO2气体，其中油品作为终端产品外售，CO2气体可作为地下气化单元的气化剂回注进气化炉，使得剩余的 CO2得到循环利用。另外，随着生产规模的不断扩大以及外围特定用户的需求增加，用于发电单元的混合气体（H2+CO）可以直接作为化工合成原料气体用于甲烷、甲醇、烯烃等产品的合成，也可以进一步分离为H2、CO气体，其中H2可单独供应石油炼化、化工合成、金属冶炼等行业。

2　示范工程规模及技术方案

2.1生产规模

示范工程建设规模为：日产混合煤气 100万Nm3（中间产品）；终端产品：液化天然气2.16万吨/年； 驱油用二氧化碳 20.89万吨/年；发电量1.73亿千瓦时/年；副产品：焦油667吨/年；硫磺144吨/年。

2.2工程技术方案

采用新型的分离控制注气点后退——水雾化地下气化工艺（Discrete control technology of receding injection point and water atomization for UCG， DCRA；中国专利号：ZL201310433758.X）［9，10］。

本工艺系统由双套管分离控制——水雾化装置、双套管后退反馈控制装置、地下气化炉及煤气冷凝水收集注入装置组成。将富氧或纯氧和水分离输送，利用地面到地下水的压力势能和地下防回火水雾化混合喷头，将煤气冷凝水、煤气净化废水和燃空区处理废水在径向和轴向上雾化，径向水雾喷向井壁或煤壁，防止煤层回火燃烧，轴向水雾与富氧或氧气在地下混合后作为气化剂，喷入气化反应区，污水中的有机物在高温下分解成小分子煤气。以出口煤气组分和喷头温度为指标，采用变频和液压反馈控制系统，调整气水比和双套管后退时间和速度，实现连续后退和循环气化，从而实现地下气化过程的连续和稳定。

基于新疆长焰煤DCRA工艺三次模型试验结果，同时依据澳大利亚Linc烟煤地下气化现场试验数据，采用浓度为 80%的富氧气化，煤气组成见表1。

表1　干煤气组成和热值

示范工程一期选址在新疆吐鲁番沙尔湖煤田新六区C8煤层，所采用地下气化炉为多通道集气化炉。

该炉型充分利用定向钻进与逆向燃烧控制技术，构建气化通道和集气通道。气化炉的主体呈矩形结构，由定向孔与垂直孔组成的点火区、集气区、出气区和气化列四部分构成。气化列由 6个定向孔组成，定向孔内安装有分离控制注气点装置。正常生产时6个气化列同时运行，类似于长壁采煤法，可对区域内的煤层进行“面采”。该炉型的特点是：

a. 结构简单，机械化操控程度高，降低了工艺和操作要求；

b. 注气点的移动通过机械装置控制，出气区可多炉共用，建炉综合成本较低；

c. 利用定向井形成集气通道，不会在垂直出气孔底部形成很大的燃空区，延长了出气孔的使用寿命；

d. 气化列采用定向井贯通，下放分离控制注气点装置后，可进行气化生产，大大缩短了建炉周期和气化炉准备期；

e. 多工作面气化，多孔稳定出气，保证了煤气产量及组分稳定，气化炉规模大，且服务年限较长，适合于大规模的工业化生产。

基于示范工程的规模、资源特点及控制工艺，气化炉主要结构参数见表 2，气化炉命名为DCRA-1炉。

表2　DCRA-1炉基本结构尺寸

示范工程设计干煤气产气量为100万方/天，采用单台多气化列气化炉，以及DCRA控制技术。单套DCRA装置（即单条气化列）的设计注氧气能力为 3000Nm3/h，设计注水能力为 3600kg/h，产能为9375Nm3/h煤气，即22.5万Nm3/天。气化炉设置 6条气化列，满负荷条件下产能为 135 万Nm3/天，满足示范工程的要求。

单台气化炉设计煤炭资源量为 520万吨，资源利用率按照 70%计算，单台气化炉设计开采煤炭资源量为 360万吨，年气化煤炭量约29万吨/年，服务年限约12年。

2.3地下气化测控系统

煤炭地下气化过程测控主要针对地下气化炉，而实现地下气化炉控制的关键，一是建立气化炉状态参数检测系统，获取气化炉状态信息，进行关联分析并使其可视化，从而确定气化炉的运行状态；二是建立气化炉状态参数预测与专家分析系统，并对主要工艺参数进行反馈控制，以实现地下气化过程的连续稳定生产。示范工程采用中国矿业大学（北京）煤炭工业地下气化工程研究中心开发的“煤炭地下气化过程测控和分析技术系统［ULCP-EAS］ V1.0”。该测控与分析系统总体分为四个部分：数据测量与采集系统、气化炉状态可视化系统、专家分析系统和自动控制系统。图2为地下气化过程测控与分析系统的整体框架与构成。

图2　地下气化过程测控与分析系统整体框架与构成

2.4地面生产系统

本项目以新疆吐鲁番沙尔湖煤田新六区长焰煤为原料，通过煤炭地下气化技术，采用80%富氧——水气化工艺，生产富氧煤气，煤气经除油脱萘、脱硫脱碳、液化分离等处理后，生产驱油CO2、LNG、电力等产品，副产品有焦油、硫磺等。

工艺生产装置包括制氧装置、地下煤气化装置、煤气预处理装置（包括煤气压缩装置、除油除萘装置）、煤气净化装置（包括有机硫水解装置、脱硫脱碳装置）、硫回收装置、天然气分离与液化装置（包括甲烷提纯装置、增压装置、脱水脱烃装置、天然气液化装置、LNG储存装置）、燃气发电装置，总工艺流程见图3。

图3　生产系统总工艺流程

2.5二氧化碳市场

示范工程生产的二氧化碳全部经由管道输送至吐哈油田二氧化碳接收站，经过液化后注入井下油层内驱油，或者作为混相驱油的伴注液。吐哈油田分公司修建地面二氧化碳管网、接收站、储配站等基础设施，二氧化碳入管网的售价初定在0.50元/立方米，后期可根据市场供给情况适度调整。基于示范工程二氧化碳的产能，吐哈油田分公司选择所在稠油区块新施工钻孔三口，设计处理能力50万Nm3/天。

吐哈油田目前主力油田全面进入中含水期开发，油田含水上升加快，产量出现大幅递减，为保持油田稳产，提高油田开发效果，吐哈油田已经在葡北、温五区块进行了非混相驱油提高采收率的先导试验，取得了满意的效果。随着非混相驱油技术成熟度的提高，特别是针对吐哈油田存在的大量稠油等低渗透油气资源，二氧化碳驱油等非混相和混相驱油技术，已经成为油田未来主要的三次采油、四次采油技术。目前吐哈油田在各区块部署钻井近15000余口，约30%～50%的井为注水井，按照三四次采油将注水井改为注二氧化碳考虑，远景二氧化碳的需求量大致在5000万Nm3/天，未来市场容量巨大，能够支撑项目的长远开发。

2.6示范工程投资估算与效益评估

（1）工程建设总投资 49170万元，其中建设投资48772万元，铺底流动资金398万元；年均销售收入15893万元，年均成本费用6982万元，年均利润总额6601万元，年均税后利润4951万元，具有较好的投资效益。

（2）项目税后财务内部收益率为13.72%，项目税后财务净现值为1744万元，静态投资回收期7.29年（含建设期），总投资收益率（ROI）为13.20%，具有较好的盈利能力。

随着生产规模增加，经济与环境效益将愈发显著。

3　项目特点及优势

（1）构建化石能源联合开采新模式

“十二五”期间，煤炭地下气化产业化关键技术的研究已完成，该项技术已具备了产业化示范工艺的技术基础。本文所述示范工程将在“十三五”期间建成世界首个“煤炭地下气化多联产产业化示范项目”，该项目将煤炭地下气化技术与CO2驱油封存技术进行了有效的融合，在新疆特定的煤炭与稠油或枯竭油田资源共存区域实施，既实现了煤炭资源大规模的原位气化开采，又解决了油田开采的CO2气源限制等问题，为稠油资源和资源枯竭油田的开发与利用开辟了一条新的道路。因此，该项目的成功实施将创造出我国化石能源全新的联合开发利用模式。

（2）实现水资源匮乏区域煤炭资源的规模化开发

我国不仅水资源严重短缺，分布严重不均，从东南向西北递减，且更为不利的是水资源和煤炭资源逆向分布，煤炭资源富集区往往是生态环境比较脆弱、水资源比较匮乏的地区，使得水资源在煤化工产业发展过程中的制约作用显得尤为突出。化石能源低碳循环开采技术，在煤炭气化阶段充分利用原始煤层的裂隙水及出口煤气冷凝水，可大幅降低气化耗水量，地面净化部分耗水主要由循环水的蒸发量补充，甲烷生产采用气体分离技术而非合成技术，可大量节省化工合成消耗水。因此采用化石能源低碳循环开采技术进行资源开发，大大降低了煤化工产业对水资源的依存度，为煤化工的规模化生产开创了一条全新途径，此项技术尤其适用于我国西部水资源相对匮乏地区的化石能源开发利用，具有广阔的市场空间。

（3）实现煤化工项目二氧化碳减排

煤炭地下气化过程中产生的 CO2，经分离、捕集、提纯后，可作为低渗透油气田、稠油资源开发的重要驱油方式，将CO2与原油混相后，增强原油流动性能，提高原油采收率，在增加原油开采效率的同时可以封存 CO2，CO2被注入地下后，约有 50%～60%被永久封存于地下，剩余的40%～50%则随着油气返回地面，通过原油伴生气CO2捕集纯化，可将伴生气中的 CO2回收，作为气化剂，实现化石能源的绿色低碳开采。

国家能源局在《煤炭清洁高效利用行动计划（2015～2020年）》中明确指出，“推进煤炭地下气化示范工程建设，探索适合我国国情的煤炭地下气化发展路线”、“积极开展二氧化碳捕集、利用与封存技术研究和示范；鼓励现代煤化工企业与石油企业及相关行业合作，开展驱油、微藻吸收、地质封存等示范，为其他行业实施更大范围的碳减排积累经验”［11］。国家发展和改革委员会、国家能源局在《能源技术革命创新行动计划（2016～2030 年）》中明确指出，“提升煤炭开发效率和智能化水平，研发高效建井和快速掘进、智能化工作面、特殊煤层高回收率开采、煤炭地下气化、煤系共伴生资源综合开发利用等技术，重点煤矿区基本实现工作面无人化，全国采煤机械化程度达到95%以上”、“研究气化煤层的赋存条件判识，以及高可靠性的地下气化炉燃烧工作面位置监测方法，研发拉管法后退式注气装备与工艺，以及地下气化的燃空区充填及气化工作面组的接替技术与工艺”［12］。因此，新疆化石能源低碳循环开采技术的应用及示范符合国家能源战略需求。

4　结论

（1）新疆自治区拥有丰富的煤炭和石油资源，资源赋存特点是煤油互存，上部煤层利用钻井或废油井构建地下气化炉，采用煤炭地下气化技术气化煤炭资源，将煤气分离成CO2、CH4、CO+H2，CH4液化后生产液化天然气，CO+H2用于发电，CO2注入下部的油层驱油，在提高油田采收率的同时CO2被封存，实现了化石能源的低碳循环开采。

（2）采用新型的分离控制注气点后退——水雾化地下气化工艺及多通道集气气化炉，可实现煤炭地下气化过程的连续稳定。化石能源低碳循环开采技术系统包括煤炭地下气化单元、气体分离压缩单元、发电单元、驱油封存单元四个部分。

（3）地下气化过程可以直接利用煤层含有的裂隙水，同时煤气带出的冷凝水和净化废水，经简单处理后可作为气化剂回注利用，可基本实现气化过程的水平衡，进而可节约水资源。

（4）新疆化石能源低碳循环开采技术应用及示范符合国家能源战略需求。

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［3］ 王自庆. 新疆煤化工产业可持续发展研究［J］. 新疆农科经济， 2012（3）: 36-40.

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［7］ 中国矿业大学（北京）. 一种化石能源共存区煤炭地下气化开采系统［P］. ZL201320586731.X， 2104-3-12.

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［9］ 中国矿业大学（北京）. 一种气化剂输送管及其地下燃料气化系统［P］. ZL201520462545.4， 2015-12-16.

［10］ 中国矿业大学（北京）. 一种雾化混气防回火喷头［P］. ZL201420634555.7， 2015-4-15.

［11］ 国家能源局. 煤炭清洁高效利用行动计划（2015-2020年）［R］. 2015年4月.

［12］ 国家发展改革委， 国家能源局. 能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）［R］. 2016年3月.

Low Carbon Cycle Mining Technology of Fossil Energy and Demonstration Project in Xinjiang

Liang Jie1， Liang Kun1， Xu Bin2， Wang Zhangqing1， Shi Longxi1， Wang Yiliang1
（1. College of Chemistry & Engineering， China University of Mining & Technology （Beijing） Beijing 100083， China；2. Xinjiang Guoliheng Clean Energy Technology Co.， Ltd.， Tulufan 838299， China）

Combined with the unique resources of coal seams and oil reservoirs in Xinjiang area， the application and demonstration projects of deep fossil energy low carbon cycle mining technology are developed. In the reservoir formation containing both coal seam and oil， the underground gasifier is constructed by drilling or waste oil-well in the upper coal seam and the coal resources is gasified by using underground coal gasification （UCG）technology. Gas is separated into CO2， CH4， CO and H2. CH4is liquefied to natural gas （LNG）. CO and H2are used to generate electricity. And CO2is injected into oil displacement at the bottom of the coal seam to enhance oil recovery， which can be stored up at the same time. The technical system comprises an underground coal gasification unit， a gas separation and compression unit， a generating unit and a drive oil storage unit. The demonstration project would reduce carbon dioxide of 208900 tons per year.

fossil energy； low carbon； coal and oil mutual deposit； UCG； carbon dioxide enhancing oil recovery

TD82

A

1674-4969（2016）04-0358-07

10.3724/SP.J.1224.2016.00358

2016-06-20；

2016-07-10

高等学校学科创新引智计划资助项目（B14006）；国家高技术研究发展计划（863）资助项目（2011AA050106）

梁杰（1964-），男，博士，教授，研究方向为采矿工程技术。E-mail: ugrc@vip.sohu.com