梁　杰，梁　鯤，徐　斌，王張卿，史龍璽，汪貽亮

（1. 中國(guó)礦業(yè)大學(xué)（北京）化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，北京 100083；2. 新疆國(guó)利衡清潔能源科技有限公司，吐魯番 838299）

化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)及新疆示范工程

梁杰1，梁鯤1，徐斌2，王張卿1，史龍璽1，汪貽亮1

（1. 中國(guó)礦業(yè)大學(xué)（北京）化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，北京 100083；2. 新疆國(guó)利衡清潔能源科技有限公司，吐魯番 838299）

結(jié)合獨(dú)特的煤層和油層互存的資源條件，新疆地區(qū)開(kāi)展了深部化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)的應(yīng)用及示范項(xiàng)目。在煤層和油層互存的地層中，上部煤層利用鉆井或廢油井構(gòu)建地下氣化爐，采用煤炭地下氣化技術(shù)氣化煤炭資源。煤氣被分離成CO2、CH4、CO+H2，其中CH4液化后生產(chǎn)液化天然氣，CO+H2用于發(fā)電，CO2則被注入下部的油層驅(qū)油，在提高油田采收率的同時(shí)CO2被封存。該技術(shù)體系包括了煤炭地下氣化單元、氣體分離壓縮單元、發(fā)電單元、驅(qū)油封存單元四個(gè)部分，基于此建立的示范工程可減排二氧化碳20.89萬(wàn)噸/年。

化石能源；低碳；煤油互存；煤炭地下氣化；二氧化碳驅(qū)油

引言

新疆自治區(qū)是我國(guó)重要的能源與化工基地，擁有豐富且分布相對(duì)集中的煤炭資源，煤炭預(yù)測(cè)量為2.19萬(wàn)億噸，占全國(guó)比重高達(dá)40.5%，其中2000m以淺的煤炭資源為1.92萬(wàn)億噸，約占全國(guó)煤炭資源總量的34.4%［1］。由于新疆地區(qū)與內(nèi)地主要用煤市場(chǎng)距離遠(yuǎn)，運(yùn)力緊張，運(yùn)輸成本高，因此煤炭的就地轉(zhuǎn)化非常必要。目前，新疆自治區(qū)已經(jīng)成為我國(guó)第七大煤化工基地［2］。然而，由于水資源不足且分布不均勻，高耗水型的煤化工產(chǎn)業(yè)難以在哈密、吐魯番等缺水地區(qū)大規(guī)模發(fā)展［3］。

新疆稠油資源豐富，到2001年底新疆累計(jì)探明稠油含有面積181.3km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2.82億噸，其中克拉瑪依油田1.71億噸，紅山嘴、風(fēng)城和百口泉油田都在3000萬(wàn)噸以上，新發(fā)現(xiàn)的吉祥油田探明儲(chǔ)量7000多萬(wàn)噸，也屬于稠油和致密油，塔里木、塔河和吐哈也有大量的稠油資源［4］。另一方面，新疆許多老油區(qū)至今已開(kāi)采幾十年，都已進(jìn)入高含水期開(kāi)采，開(kāi)采成本明顯上升，產(chǎn)量遞減明顯。采用二氧化碳驅(qū)油技術(shù)，不僅適用于常規(guī)油藏的增產(chǎn)，而且可以明顯提高低滲、特低滲透油藏的原油采收率，與其他驅(qū)油技術(shù)相比，二氧化碳驅(qū)油技術(shù)具有適用范圍大、驅(qū)油成本低、采收率提高顯著等優(yōu)點(diǎn)［5］。

新疆地區(qū)煤層和油層的賦存特點(diǎn)是煤油互存，即煤層在上部，埋深大部分在400m～1500m，油層在下部，埋深大部分在2500m～3000m［6］。因此，在上部煤層利用鉆井或廢油井構(gòu)建地下氣化爐，采用煤炭地下氣化技術(shù)氣化煤炭資源，煤氣分離成CO2、CH4、CO+H2，CH4液化后生產(chǎn)液化天然氣（LNG），CO+H2用于發(fā)電，CO2注入下部的油層驅(qū)油，在提高油田采收率的同時(shí)CO2被封存，實(shí)現(xiàn)了化石能源的低碳循環(huán)開(kāi)采。

化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采過(guò)程中，地下氣化過(guò)程可以直接利用煤層含有的地下水，同時(shí)煤氣帶出的冷凝水和凈化廢水，經(jīng)簡(jiǎn)單處理后可作為氣化劑回注利用，可基本實(shí)現(xiàn)氣化過(guò)程的水平衡，節(jié)約水資源，實(shí)現(xiàn)污水零排放，保護(hù)新疆的生態(tài)環(huán)境。深部煤層高壓地下氣化煤氣中CH4含量可達(dá)到 7%～11%，在地面將合成氣進(jìn)一步分離，每噸煤可生產(chǎn)100～200m3的天然氣，實(shí)現(xiàn)了不消耗大量水資源條件下的煤制天然氣，提高了深部煤炭資源的利用率。另外，隨著對(duì)油品質(zhì)量要求的提高，新疆石化企業(yè)需要大量的H2，而地面煤制H2或天然氣裂解制H2成本較高，而地下氣化混合氣中H2含量在30%以上，將這部分H2分離出來(lái)供給石化企業(yè)，可實(shí)現(xiàn)更好的經(jīng)濟(jì)效益。

因此，化石能源的低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)可有效實(shí)現(xiàn)資源的聯(lián)合開(kāi)發(fā)，以及能源的梯級(jí)利用，其在新疆地區(qū)的應(yīng)用具有重要的示范意義。

1　化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)

化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)（中國(guó)專(zhuān)利號(hào)：ZL201310433758.X）是我國(guó)自主研發(fā)的化石能源高效、安全、低碳開(kāi)采技術(shù)，是煤炭地下氣化技術(shù)與 CO2驅(qū)油封存技術(shù)的有機(jī)結(jié)合［7，8］。其工藝實(shí)現(xiàn)過(guò)程如圖1所示，包括煤炭地下氣化單元、氣體分離壓縮單元、發(fā)電單元、驅(qū)油封存單元四個(gè)部分。

圖1　化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)工藝流程

在煤炭地下氣化單元，首先將空氣分離成O2和 N2，并將 O2與來(lái)自煤氣凈化裝置的廢水和來(lái)自驅(qū)油封存單元的CO2等按比例混合成氣化劑，注入煤炭地下氣化爐內(nèi)；在爐內(nèi)將煤層點(diǎn)燃，使其發(fā)生燃燒、氣化、熱解進(jìn)而生成混合煤氣后，導(dǎo)入凈化系統(tǒng)進(jìn)行凈化，分離出焦油和硫磺等副產(chǎn)品；凈化所得廢水回注到氣化爐內(nèi)，霧化后參與氣化反應(yīng)；所得潔凈煤氣輸送至氣體分離壓縮單元。氣體分離壓縮單元將混合潔凈煤氣分離成混合氣體（H2+CO）、CH4和 CO2；將混合氣體（H2+CO）導(dǎo)入到發(fā)電單元，CO2輸送到驅(qū)油封存單元，CH4通過(guò)氣體壓縮生產(chǎn)出CNG或LNG產(chǎn)品外供。在發(fā)電單元，利用混合氣體進(jìn)行燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)發(fā)電，所產(chǎn)電能一部分用于各單元的動(dòng)力消耗，剩余部分外供給電網(wǎng)。在驅(qū)油封存單元，將CO2壓縮注入油井，在油井出口收集油氣，進(jìn)行油氣分離，獲得油品和CO2氣體，其中油品作為終端產(chǎn)品外售，CO2氣體可作為地下氣化單元的氣化劑回注進(jìn)氣化爐，使得剩余的 CO2得到循環(huán)利用。另外，隨著生產(chǎn)規(guī)模的不斷擴(kuò)大以及外圍特定用戶(hù)的需求增加，用于發(fā)電單元的混合氣體（H2+CO）可以直接作為化工合成原料氣體用于甲烷、甲醇、烯烴等產(chǎn)品的合成，也可以進(jìn)一步分離為H2、CO氣體，其中H2可單獨(dú)供應(yīng)石油煉化、化工合成、金屬冶煉等行業(yè)。

2　示范工程規(guī)模及技術(shù)方案

2.1生產(chǎn)規(guī)模

示范工程建設(shè)規(guī)模為：日產(chǎn)混合煤氣 100萬(wàn)Nm3（中間產(chǎn)品）；終端產(chǎn)品：液化天然氣2.16萬(wàn)噸/年； 驅(qū)油用二氧化碳 20.89萬(wàn)噸/年；發(fā)電量1.73億千瓦時(shí)/年；副產(chǎn)品：焦油667噸/年；硫磺144噸/年。

2.2工程技術(shù)方案

采用新型的分離控制注氣點(diǎn)后退——水霧化地下氣化工藝（Discrete control technology of receding injection point and water atomization for UCG， DCRA；中國(guó)專(zhuān)利號(hào)：ZL201310433758.X）［9，10］。

本工藝系統(tǒng)由雙套管分離控制——水霧化裝置、雙套管后退反饋控制裝置、地下氣化爐及煤氣冷凝水收集注入裝置組成。將富氧或純氧和水分離輸送，利用地面到地下水的壓力勢(shì)能和地下防回火水霧化混合噴頭，將煤氣冷凝水、煤氣凈化廢水和燃空區(qū)處理廢水在徑向和軸向上霧化，徑向水霧噴向井壁或煤壁，防止煤層回火燃燒，軸向水霧與富氧或氧氣在地下混合后作為氣化劑，噴入氣化反應(yīng)區(qū)，污水中的有機(jī)物在高溫下分解成小分子煤氣。以出口煤氣組分和噴頭溫度為指標(biāo)，采用變頻和液壓反饋控制系統(tǒng)，調(diào)整氣水比和雙套管后退時(shí)間和速度，實(shí)現(xiàn)連續(xù)后退和循環(huán)氣化，從而實(shí)現(xiàn)地下氣化過(guò)程的連續(xù)和穩(wěn)定。

基于新疆長(zhǎng)焰煤DCRA工藝三次模型試驗(yàn)結(jié)果，同時(shí)依據(jù)澳大利亞Linc煙煤地下氣化現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)，采用濃度為 80%的富氧氣化，煤氣組成見(jiàn)表1。

表1　干煤氣組成和熱值

示范工程一期選址在新疆吐魯番沙爾湖煤田新六區(qū)C8煤層，所采用地下氣化爐為多通道集氣化爐。

該爐型充分利用定向鉆進(jìn)與逆向燃燒控制技術(shù)，構(gòu)建氣化通道和集氣通道。氣化爐的主體呈矩形結(jié)構(gòu)，由定向孔與垂直孔組成的點(diǎn)火區(qū)、集氣區(qū)、出氣區(qū)和氣化列四部分構(gòu)成。氣化列由 6個(gè)定向孔組成，定向孔內(nèi)安裝有分離控制注氣點(diǎn)裝置。正常生產(chǎn)時(shí)6個(gè)氣化列同時(shí)運(yùn)行，類(lèi)似于長(zhǎng)壁采煤法，可對(duì)區(qū)域內(nèi)的煤層進(jìn)行“面采”。該爐型的特點(diǎn)是：

a. 結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，機(jī)械化操控程度高，降低了工藝和操作要求；

b. 注氣點(diǎn)的移動(dòng)通過(guò)機(jī)械裝置控制，出氣區(qū)可多爐共用，建爐綜合成本較低；

c. 利用定向井形成集氣通道，不會(huì)在垂直出氣孔底部形成很大的燃空區(qū)，延長(zhǎng)了出氣孔的使用壽命；

d. 氣化列采用定向井貫通，下放分離控制注氣點(diǎn)裝置后，可進(jìn)行氣化生產(chǎn)，大大縮短了建爐周期和氣化爐準(zhǔn)備期；

e. 多工作面氣化，多孔穩(wěn)定出氣，保證了煤氣產(chǎn)量及組分穩(wěn)定，氣化爐規(guī)模大，且服務(wù)年限較長(zhǎng)，適合于大規(guī)模的工業(yè)化生產(chǎn)。

基于示范工程的規(guī)模、資源特點(diǎn)及控制工藝，氣化爐主要結(jié)構(gòu)參數(shù)見(jiàn)表 2，氣化爐命名為DCRA-1爐。

表2　DCRA-1爐基本結(jié)構(gòu)尺寸

示范工程設(shè)計(jì)干煤氣產(chǎn)氣量為100萬(wàn)方/天，采用單臺(tái)多氣化列氣化爐，以及DCRA控制技術(shù)。單套DCRA裝置（即單條氣化列）的設(shè)計(jì)注氧氣能力為 3000Nm3/h，設(shè)計(jì)注水能力為 3600kg/h，產(chǎn)能為9375Nm3/h煤氣，即22.5萬(wàn)Nm3/天。氣化爐設(shè)置 6條氣化列，滿(mǎn)負(fù)荷條件下產(chǎn)能為 135 萬(wàn)Nm3/天，滿(mǎn)足示范工程的要求。

單臺(tái)氣化爐設(shè)計(jì)煤炭資源量為 520萬(wàn)噸，資源利用率按照 70%計(jì)算，單臺(tái)氣化爐設(shè)計(jì)開(kāi)采煤炭資源量為 360萬(wàn)噸，年氣化煤炭量約29萬(wàn)噸/年，服務(wù)年限約12年。

2.3地下氣化測(cè)控系統(tǒng)

煤炭地下氣化過(guò)程測(cè)控主要針對(duì)地下氣化爐，而實(shí)現(xiàn)地下氣化爐控制的關(guān)鍵，一是建立氣化爐狀態(tài)參數(shù)檢測(cè)系統(tǒng)，獲取氣化爐狀態(tài)信息，進(jìn)行關(guān)聯(lián)分析并使其可視化，從而確定氣化爐的運(yùn)行狀態(tài)；二是建立氣化爐狀態(tài)參數(shù)預(yù)測(cè)與專(zhuān)家分析系統(tǒng)，并對(duì)主要工藝參數(shù)進(jìn)行反饋控制，以實(shí)現(xiàn)地下氣化過(guò)程的連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。示范工程采用中國(guó)礦業(yè)大學(xué)（北京）煤炭工業(yè)地下氣化工程研究中心開(kāi)發(fā)的“煤炭地下氣化過(guò)程測(cè)控和分析技術(shù)系統(tǒng)［ULCP-EAS］ V1.0”。該測(cè)控與分析系統(tǒng)總體分為四個(gè)部分：數(shù)據(jù)測(cè)量與采集系統(tǒng)、氣化爐狀態(tài)可視化系統(tǒng)、專(zhuān)家分析系統(tǒng)和自動(dòng)控制系統(tǒng)。圖2為地下氣化過(guò)程測(cè)控與分析系統(tǒng)的整體框架與構(gòu)成。

圖2　地下氣化過(guò)程測(cè)控與分析系統(tǒng)整體框架與構(gòu)成

2.4地面生產(chǎn)系統(tǒng)

本項(xiàng)目以新疆吐魯番沙爾湖煤田新六區(qū)長(zhǎng)焰煤為原料，通過(guò)煤炭地下氣化技術(shù)，采用80%富氧——水氣化工藝，生產(chǎn)富氧煤氣，煤氣經(jīng)除油脫萘、脫硫脫碳、液化分離等處理后，生產(chǎn)驅(qū)油CO2、LNG、電力等產(chǎn)品，副產(chǎn)品有焦油、硫磺等。

工藝生產(chǎn)裝置包括制氧裝置、地下煤氣化裝置、煤氣預(yù)處理裝置（包括煤氣壓縮裝置、除油除萘裝置）、煤氣凈化裝置（包括有機(jī)硫水解裝置、脫硫脫碳裝置）、硫回收裝置、天然氣分離與液化裝置（包括甲烷提純裝置、增壓裝置、脫水脫烴裝置、天然氣液化裝置、LNG儲(chǔ)存裝置）、燃?xì)獍l(fā)電裝置，總工藝流程見(jiàn)圖3。

圖3　生產(chǎn)系統(tǒng)總工藝流程

2.5二氧化碳市場(chǎng)

示范工程生產(chǎn)的二氧化碳全部經(jīng)由管道輸送至吐哈油田二氧化碳接收站，經(jīng)過(guò)液化后注入井下油層內(nèi)驅(qū)油，或者作為混相驅(qū)油的伴注液。吐哈油田分公司修建地面二氧化碳管網(wǎng)、接收站、儲(chǔ)配站等基礎(chǔ)設(shè)施，二氧化碳入管網(wǎng)的售價(jià)初定在0.50元/立方米，后期可根據(jù)市場(chǎng)供給情況適度調(diào)整?；谑痉豆こ潭趸嫉漠a(chǎn)能，吐哈油田分公司選擇所在稠油區(qū)塊新施工鉆孔三口，設(shè)計(jì)處理能力50萬(wàn)Nm3/天。

吐哈油田目前主力油田全面進(jìn)入中含水期開(kāi)發(fā)，油田含水上升加快，產(chǎn)量出現(xiàn)大幅遞減，為保持油田穩(wěn)產(chǎn)，提高油田開(kāi)發(fā)效果，吐哈油田已經(jīng)在葡北、溫五區(qū)塊進(jìn)行了非混相驅(qū)油提高采收率的先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了滿(mǎn)意的效果。隨著非混相驅(qū)油技術(shù)成熟度的提高，特別是針對(duì)吐哈油田存在的大量稠油等低滲透油氣資源，二氧化碳驅(qū)油等非混相和混相驅(qū)油技術(shù)，已經(jīng)成為油田未來(lái)主要的三次采油、四次采油技術(shù)。目前吐哈油田在各區(qū)塊部署鉆井近15000余口，約30%～50%的井為注水井，按照三四次采油將注水井改為注二氧化碳考慮，遠(yuǎn)景二氧化碳的需求量大致在5000萬(wàn)Nm3/天，未來(lái)市場(chǎng)容量巨大，能夠支撐項(xiàng)目的長(zhǎng)遠(yuǎn)開(kāi)發(fā)。

2.6示范工程投資估算與效益評(píng)估

（1）工程建設(shè)總投資 49170萬(wàn)元，其中建設(shè)投資48772萬(wàn)元，鋪底流動(dòng)資金398萬(wàn)元；年均銷(xiāo)售收入15893萬(wàn)元，年均成本費(fèi)用6982萬(wàn)元，年均利潤(rùn)總額6601萬(wàn)元，年均稅后利潤(rùn)4951萬(wàn)元，具有較好的投資效益。

（2）項(xiàng)目稅后財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為13.72%，項(xiàng)目稅后財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值為1744萬(wàn)元，靜態(tài)投資回收期7.29年（含建設(shè)期），總投資收益率（ROI）為13.20%，具有較好的盈利能力。

隨著生產(chǎn)規(guī)模增加，經(jīng)濟(jì)與環(huán)境效益將愈發(fā)顯著。

3　項(xiàng)目特點(diǎn)及優(yōu)勢(shì)

（1）構(gòu)建化石能源聯(lián)合開(kāi)采新模式

“十二五”期間，煤炭地下氣化產(chǎn)業(yè)化關(guān)鍵技術(shù)的研究已完成，該項(xiàng)技術(shù)已具備了產(chǎn)業(yè)化示范工藝的技術(shù)基礎(chǔ)。本文所述示范工程將在“十三五”期間建成世界首個(gè)“煤炭地下氣化多聯(lián)產(chǎn)產(chǎn)業(yè)化示范項(xiàng)目”，該項(xiàng)目將煤炭地下氣化技術(shù)與CO2驅(qū)油封存技術(shù)進(jìn)行了有效的融合，在新疆特定的煤炭與稠油或枯竭油田資源共存區(qū)域?qū)嵤?，既?shí)現(xiàn)了煤炭資源大規(guī)模的原位氣化開(kāi)采，又解決了油田開(kāi)采的CO2氣源限制等問(wèn)題，為稠油資源和資源枯竭油田的開(kāi)發(fā)與利用開(kāi)辟了一條新的道路。因此，該項(xiàng)目的成功實(shí)施將創(chuàng)造出我國(guó)化石能源全新的聯(lián)合開(kāi)發(fā)利用模式。

（2）實(shí)現(xiàn)水資源匱乏區(qū)域煤炭資源的規(guī)?；_(kāi)發(fā)

我國(guó)不僅水資源嚴(yán)重短缺，分布嚴(yán)重不均，從東南向西北遞減，且更為不利的是水資源和煤炭資源逆向分布，煤炭資源富集區(qū)往往是生態(tài)環(huán)境比較脆弱、水資源比較匱乏的地區(qū)，使得水資源在煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展過(guò)程中的制約作用顯得尤為突出?；茉吹吞佳h(huán)開(kāi)采技術(shù)，在煤炭氣化階段充分利用原始煤層的裂隙水及出口煤氣冷凝水，可大幅降低氣化耗水量，地面凈化部分耗水主要由循環(huán)水的蒸發(fā)量補(bǔ)充，甲烷生產(chǎn)采用氣體分離技術(shù)而非合成技術(shù)，可大量節(jié)省化工合成消耗水。因此采用化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)進(jìn)行資源開(kāi)發(fā)，大大降低了煤化工產(chǎn)業(yè)對(duì)水資源的依存度，為煤化工的規(guī)?；a(chǎn)開(kāi)創(chuàng)了一條全新途徑，此項(xiàng)技術(shù)尤其適用于我國(guó)西部水資源相對(duì)匱乏地區(qū)的化石能源開(kāi)發(fā)利用，具有廣闊的市場(chǎng)空間。

（3）實(shí)現(xiàn)煤化工項(xiàng)目二氧化碳減排

煤炭地下氣化過(guò)程中產(chǎn)生的 CO2，經(jīng)分離、捕集、提純后，可作為低滲透油氣田、稠油資源開(kāi)發(fā)的重要驅(qū)油方式，將CO2與原油混相后，增強(qiáng)原油流動(dòng)性能，提高原油采收率，在增加原油開(kāi)采效率的同時(shí)可以封存 CO2，CO2被注入地下后，約有 50%～60%被永久封存于地下，剩余的40%～50%則隨著油氣返回地面，通過(guò)原油伴生氣CO2捕集純化，可將伴生氣中的 CO2回收，作為氣化劑，實(shí)現(xiàn)化石能源的綠色低碳開(kāi)采。

國(guó)家能源局在《煤炭清潔高效利用行動(dòng)計(jì)劃（2015～2020年）》中明確指出，“推進(jìn)煤炭地下氣化示范工程建設(shè)，探索適合我國(guó)國(guó)情的煤炭地下氣化發(fā)展路線(xiàn)”、“積極開(kāi)展二氧化碳捕集、利用與封存技術(shù)研究和示范；鼓勵(lì)現(xiàn)代煤化工企業(yè)與石油企業(yè)及相關(guān)行業(yè)合作，開(kāi)展驅(qū)油、微藻吸收、地質(zhì)封存等示范，為其他行業(yè)實(shí)施更大范圍的碳減排積累經(jīng)驗(yàn)”［11］。國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)、國(guó)家能源局在《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動(dòng)計(jì)劃（2016～2030 年）》中明確指出，“提升煤炭開(kāi)發(fā)效率和智能化水平，研發(fā)高效建井和快速掘進(jìn)、智能化工作面、特殊煤層高回收率開(kāi)采、煤炭地下氣化、煤系共伴生資源綜合開(kāi)發(fā)利用等技術(shù)，重點(diǎn)煤礦區(qū)基本實(shí)現(xiàn)工作面無(wú)人化，全國(guó)采煤機(jī)械化程度達(dá)到95%以上”、“研究氣化煤層的賦存條件判識(shí)，以及高可靠性的地下氣化爐燃燒工作面位置監(jiān)測(cè)方法，研發(fā)拉管法后退式注氣裝備與工藝，以及地下氣化的燃空區(qū)充填及氣化工作面組的接替技術(shù)與工藝”［12］。因此，新疆化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)的應(yīng)用及示范符合國(guó)家能源戰(zhàn)略需求。

4　結(jié)論

（1）新疆自治區(qū)擁有豐富的煤炭和石油資源，資源賦存特點(diǎn)是煤油互存，上部煤層利用鉆井或廢油井構(gòu)建地下氣化爐，采用煤炭地下氣化技術(shù)氣化煤炭資源，將煤氣分離成CO2、CH4、CO+H2，CH4液化后生產(chǎn)液化天然氣，CO+H2用于發(fā)電，CO2注入下部的油層驅(qū)油，在提高油田采收率的同時(shí)CO2被封存，實(shí)現(xiàn)了化石能源的低碳循環(huán)開(kāi)采。

（2）采用新型的分離控制注氣點(diǎn)后退——水霧化地下氣化工藝及多通道集氣氣化爐，可實(shí)現(xiàn)煤炭地下氣化過(guò)程的連續(xù)穩(wěn)定?；茉吹吞佳h(huán)開(kāi)采技術(shù)系統(tǒng)包括煤炭地下氣化單元、氣體分離壓縮單元、發(fā)電單元、驅(qū)油封存單元四個(gè)部分。

（3）地下氣化過(guò)程可以直接利用煤層含有的裂隙水，同時(shí)煤氣帶出的冷凝水和凈化廢水，經(jīng)簡(jiǎn)單處理后可作為氣化劑回注利用，可基本實(shí)現(xiàn)氣化過(guò)程的水平衡，進(jìn)而可節(jié)約水資源。

（4）新疆化石能源低碳循環(huán)開(kāi)采技術(shù)應(yīng)用及示范符合國(guó)家能源戰(zhàn)略需求。

［1］ 中國(guó)新疆煤炭行業(yè)現(xiàn)狀調(diào)研及發(fā)展趨勢(shì)分析報(bào)告（2016～2020）［R］. 北京: 中國(guó)產(chǎn)業(yè)調(diào)研網(wǎng)， 2015: 1-12.

［2］ 張偉. 新疆新型煤化工發(fā)展評(píng)述與展望［J］. 廣東化工，2014（13）: 184-186.

［3］ 王自慶. 新疆煤化工產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展研究［J］. 新疆農(nóng)科經(jīng)濟(jì)， 2012（3）: 36-40.

［4］ 張朝輝. 國(guó)內(nèi)外稠油開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀及稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)［D］. 北京: 中國(guó)石油勘察開(kāi)發(fā)研究院， 2005: 8-9.

［5］ 呂雷， 王珂. 二氧化碳驅(qū)油在我國(guó)的發(fā)展現(xiàn)狀及應(yīng)用前景［J］. 精細(xì)石油化工進(jìn)展， 2012（13）: 26-29.

［6］ 常象春， 王明鎮(zhèn)， 郭?；? 多種能源礦產(chǎn)同盆共存富集的地質(zhì)條件及其特征［J］. 新疆石油天然氣， 2005（2）: 1-5.

［7］ 中國(guó)礦業(yè)大學(xué)（北京）. 一種化石能源共存區(qū)煤炭地下氣化開(kāi)采系統(tǒng)［P］. ZL201320586731.X， 2104-3-12.

［8］ 中國(guó)礦業(yè)大學(xué)（北京）. 一種化石能源低碳共采的方法和系統(tǒng)［P］. ZL201310433758.X， 2015-11-25.

［9］ 中國(guó)礦業(yè)大學(xué)（北京）. 一種氣化劑輸送管及其地下燃料氣化系統(tǒng)［P］. ZL201520462545.4， 2015-12-16.

［10］ 中國(guó)礦業(yè)大學(xué)（北京）. 一種霧化混氣防回火噴頭［P］. ZL201420634555.7， 2015-4-15.

［11］ 國(guó)家能源局. 煤炭清潔高效利用行動(dòng)計(jì)劃（2015-2020年）［R］. 2015年4月.

［12］ 國(guó)家發(fā)展改革委， 國(guó)家能源局. 能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動(dòng)計(jì)劃（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

高等學(xué)校學(xué)科創(chuàng)新引智計(jì)劃資助項(xiàng)目（B14006）；國(guó)家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃（863）資助項(xiàng)目（2011AA050106）

梁杰（1964-），男，博士，教授，研究方向?yàn)椴傻V工程技術(shù)。E-mail: ugrc@vip.sohu.com