中国煤炭地下气化产业的战略意义及石油企业的发展建议

  煤炭地下气化（Underground Coal Gasification，UCG）是指通过一定的工艺技术，在原位条件下，对煤炭资源进行有控制的燃烧，使其在热作用及化学作用下产生可燃烧气体（包括：CH₄、H₂、CO等）的过程。

图1 煤炭地下气化示意图

  煤炭地下气化原理可归纳为3个反应区和2种反应类型。3个反应区包括：燃烧区（反应温度800~1200℃）、还原区（反应温度600~900℃）和干馏干燥区（反应温度200~600℃），这3个反应区处于1个气化反应带中，根据反应温度和发生的化学反应不同进行划分，从化学反应角度来看，3个反应区没有严格的界限，燃烧区、还原区、也存在煤的热解反应，只是气化通道中氧化、还原、热解反应的相对强弱程度不同。2种反应类型包括：气化过程中气化剂或气态反应产物与固体煤或煤焦的非均相反应和气态反应产物之间的相互作用或与气化剂的均相反应。

  根据邹才能等（2019）的观点，煤炭地下气化流程可大致分为6个主要阶段，包含8大系列25项主要技术（图2）：

图2 煤炭地下气化流程及关键相关技术汇总图

1、煤炭地下气化综合了煤炭清洁利用和提供天然气两大优势，符合我国能源战略

“清洁、低碳、安全、高效”的现代能源体系是中国能源行业高质量发展的目标。在天然气资源不能充分满足市场需求急剧增加、新能源还没有替代油气实现低廉规模供应的情况下，能源行业高质量发展、解决能源环境问题的关键是要立足国情加强煤炭高效清洁利用。

与地面煤制气项目相比，煤炭地下气化更环保、更经济且关键技术已经取得突破，由于其能量密度、产气速度和效率均远高于目前开发的非常规气，将有望开辟中国特色的快速有效供气的战略新途径。厚度为10m的煤层可技术采出的气化天然气丰度约1.5×10⁹m³/km²（折合纯甲烷），高于目前绝大多数在产的常规及非常规天然气田。按照单井气化面宽度70m、水平段长800m（不含靶前距200m）、日燃烧0.4m粗算，单个气化炉（单组水平井）日产纯甲烷气最高约3×10⁴m³，单炉持续生产5年累计可产出约2×10⁸m³甲烷气；1km²可实施单井9口，可建商品气产能10×10⁸m³/年，稳产1.5年。

煤炭地下气化产出合成气中H₂占相当大比例，因此发展煤炭地下气化产业，可为“氢经济”时代的到来储备资源和技术。氢是一种洁净的能源载体，搭建氢能源联用平台能够在可再生能源、电能、油气等不同种类能源之间实现互联互通，使能源得到有效的储存与利用。目前氢能与燃料电池技术已被国家列入未来能源发展的重要方向和战略新兴业务重点发展领域。地下气化产物中H₂含量可根据温度、压力和气化剂等条件控制，最高可达60%左右，未来可在需要时根据技术手段控制H₂产出物比例。因此，煤炭地下气化之于中国能源工业，有甚于页岩气革命之于美国能源工业。

2、我国煤炭资源丰富，已形成产业化关键技术，发展潜力巨大

我国煤炭资源丰富，但结构性矛盾突出，80%的资源储量分布在西部地区，但其中冶炼用煤只占全国的10%左右。中东部地区冶炼用煤储量比较集中，但煤炭资源开采历史长，老矿井多，大部分进入了深部资源开采，井深巷远、系统复杂，传统采煤方法成本高、安全威胁大。

煤炭地下气化被誉为第二代采煤方法，具有安全性好、投资少、效益高、污染少等优点，是洁净煤技术的重要组成部分，我国已形成产业化关键技术。推广应用煤炭地下气化技术具有重要意义。

近年来，我国大型石油企业已逐渐意识到煤炭也是一种非常规、可转化的油气资源，深层煤炭可成为油气资源的战略接替之一。

（1）我国煤炭可气化资源量巨大。我国含油气盆地煤炭资源蕴藏丰富，仅陆上超出煤炭企业井工开采深度、埋深为1000~3000m的煤炭资源量达3.77×10¹²t，按可气化资源量比例5%~7%测算，甲烷可采储量约为（56.6~79.2）×10¹²m³。

（2）煤炭地下气化可开辟天然气规模增产新途径。参考加拿大Swan Hills试验项目粗煤气组分数据（H₂、CH₄、CO、CO₂、C₂⁺比例分别为15%、37%、5%、41%、2%），按煤层厚度10m、U形气化炉设计、水平段长1000m、气化速率为0.6m/d、综合转化率为0.48测算，1km²气化区建设20口U形气化炉，可形成粗煤气产能20×10⁸m³/年，折合纯甲烷9.2×10⁸m³/年，持续生产5年，累计产出折合纯甲烷46×10⁸m³。

（3）煤炭地下气化规模化开发利用，形成天然气战略接替。鄂尔多斯盆地、二连盆地、吐哈—三塘湖盆地等重点有利区地下气化资源潜力巨大。以鄂尔多斯盆地东缘为例，仅部分煤层气矿权区块埋深800~2200m且适合进行地下气化的煤炭储量约为183×10⁸t，按40%气化率计算，折合等热值甲烷资源量1.46×10¹²m³，按50%采收率计算，相当于1个年产天然气150×10⁸m³、可连续开采50年的大型气田。

3、石油企业发展煤炭地下气化的建议

煤炭地下气化与油气业务具有天然的融合度，其能源型和化工型综合利用有望成为大型石油企业新的业务增长点。煤炭地下气化将高碳资源低碳化，大幅提高甲烷和氢气供给能力，可与天然气、储气库、二氧化碳驱油、氢能等协同发展，是保障油气企业多元能源供给、促进能源结构转型的战略途径之一。

我国煤炭地下气化的研究与应用长期以来主要是以高校、民营企业为主体，大型综合性石油企业参与少，缺乏石油工程技术全面介入。近年来开展的浅层钻井式煤炭地下气化的探索性试验虽取得了一定进展，但相关试验仍缺乏核心工程与装备技术支撑，在地面集输处理及产业链方面尚未形成具有经济性和市场优势的产品路线，同时也缺少持续性资金投入。石油企业应借助自身优势，将煤炭地下气化作为新能源和替代能源业务的重要发展领域，重点发展中深层钻井式煤炭地下气化。当前重点任务是科学规划和布局煤炭地下气化科技与产业发展路线，推动健康有序发展。

针对煤炭地下气化的战略性、前沿性、多学科、跨行业等特点，油气企业既要充分发挥现有科研资源和优势技术的支撑作用，又要统筹安排基础研究与实验配套、核心技术攻关与试验、装备研制与配套、规模化推广应用与产业链等方面的科研和建设投入。国内外煤炭地下气化实践表明，石油企业应遵循先导试验、工艺示范、商业示范及商业化的发展路线，加快产业与技术发展。

石油企业缺少煤气化与燃烧研究基础与实验条件，关键核心技术有待攻关，专业队伍和研究机构尚未建立。当前迫切需要通过多学科、跨行业联合攻关，加强中深层煤炭地下气化与燃烧原理、工程控制原理等基础研究，充分发挥石油工程技术优势，研制大型高温高压物理模拟、气化炉建造、气化运行控制、地下气化井下作业等核心装备与工具，解决中深层煤炭地下气化面临的监测、控制及产品综合利用等难题。

（1）筑牢煤气化与燃烧理论基础。煤炭气化与燃烧是支撑煤炭地下气化工艺技术发展的理论基础，基于煤炭学、煤质学、煤化学、燃烧学、采矿学等相关学科的发展，经过大量实验与试验，煤炭地下气化相关理论和气化工艺获得了验证[25-29]。然而，煤炭地下气化是非常复杂的物理和化学过程，相比地面煤制气，地下气化过程的影响因素复杂且监测控制难度大。要根本解决粗煤气热值低、产量与品质波动大等问题，提高气化效率、制气率，实现气化运行控制工艺的稳定性、可靠性、安全性、经济性，需要进一步完善和发展煤炭气化与燃烧基础理论。

（2）加强科研基础建设。中深层、深层煤炭地下气化过程与运行机理十分复杂，工艺技术尚处于初步试验阶段，缺乏气化腔内的温度、压力、气体组分以及气化腔空间演化的有效监测技术，气化剂的配比和注入量动态调整困难，限流、限压、变空间条件下的气化燃烧效果缺乏有效控制手段。实验技术是解决上述问题的基础保障。石油企业缺乏满足深层高压气化的大型物理模拟、气化与燃烧控制机理、气化增产增效、管柱完整性和耐腐蚀性等煤炭地下气化关键实验能力，也缺乏能够支持实验研究成果转化和关键技术与装备、工具集成的中试基地。为更好地支撑煤炭地下气化理论和技术研发，加强实验室、现场试验基地等科研基础的规划和建设十分迫切和必要。

（3）加强煤炭地下气化研发组织。煤炭地下气化科技与产业发展是一项系统工程，需要加强科技研发的组织和顶层设计，制订近期、中长期发展规划，科学部署和有序推进科技项目攻关、科研基础建设，分阶段实施先导试验、工艺示范和商业示范。目前，石油企业从事煤炭地下气化领域科研人员不足，且以兼职研究为主，有必要集中内部优势力量，形成科研、试验一体化的技术团队和研究机构，为煤炭地下气化基础研究、技术开发、工程设计、装备制造、产品利用等全产业链研究提供人才基础和组织保障。同时，充分利用国内外优势力量，加强技术合作和联合攻关。通过科学高效组织，加快煤炭地下气化核心技术突破和产业化发展。