焦油是煤热加工过程的主要产品之一,是一种多组分的混合物。根据煤热加工过程的不同,所得到的煤焦油通常被分为低温、中温和高温煤焦油。在我国,由于单个企业煤焦油的产量低,并且生产煤焦油的企业在地域上分散,长期以来煤焦油资源一直没有得到充分利用,除部分高温煤焦油用于提取化工产品、少量中低温煤焦油的轻馏分油用于生产发动机燃料以外,剩余的大部分煤焦油都被用作重质燃料油和低端产品,造成资源浪费和环境污染[1-2]。随着近几年我国大型煤化工产业的发展,固定床、流化床煤气化技术以及褐煤干馏提质技术已经应用于多种生产过程中,中低温煤焦油的产量也随之增加,到目前为止,中低温煤焦油的加工利用已经成为煤化工产业技术的重要组成部分之一。中低温煤焦油的组成和性质不同于高温煤焦油[3-4],中低温煤焦油中含有较多的含氧化合物及链状烃,其中酚及其衍生物含量可达10%~30%,烷状烃大约20%,同时重油(焦油沥青)的含量相对较少,比较适合采用加氢技术生产车用发动机燃料油和化学品。不同的热解工艺、不同的原料煤都直接影响煤焦油的性质和组成,表1是一种典型中低温煤焦油的性质及组成数据。摇摇煤焦油加氢制备发动机燃料油的技术始于20世纪30年代的德国,当时由于反应压力很高,没有实现产业化,随后由于石油的发现和大量开采,煤焦油加氢技术的研发工作被迫停止。进入21世纪后,我国煤化工产业的快速发展再一次促进了国内中低温煤焦油加氢技术的研发工作[5]。var script = ('script'); = ''; (script); 第5期张晓静:中低温煤焦油加氢技术表1摇典型中低温煤焦油的性质及组成Table1摇Thecompositionandpropertiesofcoaltarfrommid鄄lowtemperaturecoalcarbonization项目密度(20益)/(kg·m-3)质量分数/%残炭酚硫氮饱和烃芳烃胶质+沥青纸中低温煤焦油980郾04郾015郾30郾330郾7921郾054郾025郾0摇摇近20a来,我国在中低温煤焦油(下述“煤焦油冶即“中低温煤焦油冶)加氢技术的开发方面取得了明显的进展,先后开发出了多种加氢技术,根据各种技术的特点,可以归纳为如下4类:第1类是煤焦油加氢精制/加氢处理技术;第2类是延迟焦化—加氢裂化联合工艺技术;第3类是煤焦油的固定床加氢裂化技术;第4类是煤焦油的悬浮床/浆态床加氢裂化技术。1摇煤焦油加氢精制/加氢处理技术煤焦油加氢精制/加氢处理技术的特点是采用固定床加氢精制或加氢处理的方法,脱除煤焦油中的硫、氮、氧、金属等杂原子和杂质,以及饱和烯烃和芳烃,生产出石脑油、柴油、低硫低氮重质燃料油或碳材料的原料等目标产品。日本在以煤焦油为原料生产碳材料的技术研发方面做了很多工作,20世纪80年代中期,日本[6-10]曾公开了一批煤焦油或煤焦油沥青的加氢催化剂和加氢工艺技术,用于加工重质煤焦油,主要生产电极针状焦的原料。同期,日本专利[11]还公开了一种用煤焦油沥青生产中间相沥青的方法,该方法首先对脱除喹啉不溶物以后的煤焦油沥青进行加氢精制,然后在适宜的条件下热处理、分离即可得到性能优良的中间相沥青产品。我国开发的煤焦油轻馏分油加氢精制技术[12-14],是以煤焦油中的轻馏分油(<370益)为原料,通过固定床加氢,得到石脑油和轻柴油产品。这类技术的主要缺陷是:淤原料油中含有较多的胶质和杂原子,容易形成焦炭沉积在催化剂表面,降低催化剂的活性;于原料油中含有大量的烯烃、芳烃等,加氢过程强放热反应影响反应器的操作稳定性。针对原料油的这些特点,现有加氢技术分别开发了多种催化剂级配装填[12-13]和两段加氢[14-15]工艺。另外,采用多段深度加氢精制的技术[16-17],最大限度地加氢饱和原料油中的芳烃,可以得到较高十六烷值的柴油产品。该类技术的操作条件是加氢反应温度300~450益,反应压力5~19MPa,体积空速0郾5~3郾0h-1,氢油体积比600~3500。煤焦油加氢精制/加氢处理技术的优点是:工艺流程相对比较简单、投资和操作费用相对较低;它的缺点是:石脑油和柴油的收率较低,主要取决于原料煤焦油中轻油的含量,煤焦油资源的利用率低。煤焦油加氢精制技术目前在哈尔滨气化厂等企业应用[18-20]。2摇延迟焦化—加氢联合工艺技术延迟焦化—加氢联合工艺技术的主要技术思路:将煤焦油中的重油部分通过延迟焦化生成轻馏分油和焦炭,然后把煤焦油的轻馏分油和延迟焦化生成的轻馏分油共同加氢精制或加氢精制/加氢改质,用来生产石脑油和柴油产品。延迟焦化—加氢精制/加氢裂化组合工艺[21]的基本工艺流程:先把全馏分煤焦油进行延迟焦化,得到气体、焦炭、轻馏分油(石脑油和柴油馏分)和重馏分油(350~500益),然后把轻馏分油进行加氢精制,把重馏分油作为加氢裂化的原料,最后得到石脑油和柴油产品。延迟焦化—加氢精制组合工艺[22-23]的基本流程:先将煤焦油分馏成轻油(<360益)和重油(>360益)两部分,其中重油作为延迟焦化的原料,延迟焦化装置采用>360益馏分油全循环的流程,过程中所有的轻馏分油(<360益)进行加氢精制,可得到石脑油和柴油产品。该类技术的主要操作条件是延迟焦化反应温度450~550益,反应压力0郾1~3郾0MPa,加氢反应温度300~450益,反应压力6郾0~20郾0MPa。对比上述两种工艺技术可知,前者投资较大但液体产率较高。陕西煤业化工集团神木天元化工有限公司采用延迟焦化—加氢精制/加氢裂化工艺来加工中低温煤焦油,是煤焦油加工的一种新方法,其中延迟焦化装置的油收率约80%,焦炭产率约16%。延迟焦化—加氢联合工艺技术的优点是把一部分重质煤焦油转化成了轻油产品,缺点是工艺流程比较复杂,并且把一部分煤焦油转化成了焦炭,没有充分利用好煤焦油资源。3摇煤焦油固定床加氢裂化技术煤焦油固定床加氢裂化技术的思路是采用固定
水煤浆气化技术论文篇二 德士古水煤浆气化技术的特点及应用 【摘要】水煤浆气化技术在我国由来已久，近年来，德士古水煤浆气化技术在我国的发展更为的迅速，其技术应用的范围也在不断的扩大，德士古水煤浆气化技术具有很多优点，因此，其应用还有待于进一步开发。本文将从以下几个方面来分析德士古水煤浆气化技术的特点及应用。 【关键词】德士古水煤浆气化技术;特点;应用;分析 中图分类号：X752 文献标识码：A 文章编号： 一、前言 目前，国内水煤浆气化的应用还存在一定的问题，选用何种技术成为了主要的关注点，因此，研究德士古水煤浆气化技术的特点及其在我国的应用具有很深远的现实意义。 二、煤气化原理及发展趋势 1、煤气化的原理 煤的气化反应是指气化剂(空气、水蒸气、富氧空气、工业氧气以及其相应混合物等)与碳质原料之间以及反应产物与原料、反应产物之间的化学反应。在气化炉内，煤炭要经历干燥、热解、气化和燃烧过程。 (一)湿煤中水分蒸发的过程： (二)热解(干馏)是煤受热后自身发生的一系列物理化学变化过程。一般来讲，热解的形式为：煤 煤气(CO2，CO，CH4，H2O，H2，NH3， H2S)+焦油+焦炭 (三)气化与燃烧过程。仅考虑煤的主要元素碳的反应，这些反应如下： a.碳-氧间的反应; b.碳-水蒸气间的反应; c.甲烷生成反应; 需要指出的是，以上所列诸反应为煤气化和燃烧过程的基本化学反应，不同过程可由上述或其中部分反应以串联或平行的方式组合而成。 2、煤气化技术的发展趋势 现代煤炭气化技术发展趋势如下： (一)气化压力向高压发展。气化压力由常压、低压(<)向高压() 气化发展，从而提高气化效率、碳转化率和气化炉能力。 (二)气化炉能力向大型化发展。大型化便于实现自动控制和优化操作，降低能耗和操作费用。 (三)气化温度向高温发展。气化温度高，煤中有机物质分解气化，消除或减少环境污染，对煤种适应性广。 (四)不断开发新的气化技术和新型气化炉，提高碳转化率和煤气质量，降低建设投资。目前碳转化率高达98%-99%，煤气中含CO+H2达到80%-90%。 (五)现代煤气化技术与其他先进技术联合应用。 (六)煤气化技术与先进脱硫、除尘技术相结合，实现环境友好，减少污染。 三、国内应用上存在的问题与解决措施 1.存在的问题 (一)气化效率仍然低 当前在国内，在燃烧上多采用单喷嘴直喷的模式，像德士古炉，而华东理工大学则采用多嘴对喷，后者的改进虽然增强了利用的效率，但是其对耐火砖的损坏也相应的加大了。在整个气化装置中，采用单个喷嘴时，其容量受到了限制，这就制约了水煤浆气化的转化效率。当采用多对喷嘴时，喷嘴的寿命也同时受到了考验，在雾化方面的效果仍然不能得到完全的控制。 (二)耐火砖的寿命短 水煤浆中本身存在34%左右的水，它的存在会吸收大量的热，在转化过程中，反应的进行使得化学平衡容易遭受破坏，因此，在设计上安排了耐火砖来作内衬。耐火砖专为改善水煤浆气化而来，所以，好的耐火砖将会对气化产生重要的作用。而在实际转化过程中，耐火砖十分容易损坏，当转化炉的操作温度过高时，它将直接烧坏耐火砖。 (三)煤炭质量的影响在现今的转化中，煤浆的混合制成，也对煤中含灰量和灰熔点有着特定的要求，当煤的质量不能满足水煤浆的合成时，其气化的效果将降低，同时，在进一步的燃烧中，由于可燃物含量的低下使得将要获得热能减少。 四、德士古水煤浆气化技术工艺 水煤浆制气的德士古工艺见图 1： 五、德士古水煤浆气化技术特点 德士古加压水煤浆气化工艺与第一代煤气化工艺相比,主要是提高了气化压力和温度,从而改善了技术经济指标。扩大了煤种的适应范围,该气化炉属于喷流气化,以水煤浆方式进料,其气化压力为。 主要工艺特点如下: 1、煤种适应性强,主要以烟煤为主,对煤的活性没有严格要求,但对煤的灰熔点有一定要求。 2、水煤浆用泵连续输送,故气化炉操作稳定性好,输送方便并有利于环境改善。 3、碳转化率高达96%以上,排水中无焦油、酚等污染环境的副产物产生,同时煤气中甲烷含量低,是较为理想的合成原料气。 4、气化在加压下进行,气化强度高,设备体积小,布置紧凑而且能耗较低。 5、气化炉内无转动部件,其结构简单、可靠。 6、气体在气化炉内停留时间短,仅为几秒钟,因而气化操作弹性大。 7、气化炉高温下排出之熔渣性能稳定,对环境影响小。 德士古水煤浆气化技术,与无烟煤间歇气化及鲁奇(Lurgi)气化技术相比具有明显的优越性。该法常以灰融点低活性较好的煤质为主,对煤种有较宽的适应性。适宜于作生产合成氨和甲醇的原料气。因而该技术引入我国以后,引起合成氨企业及各界人事的普遍关注。 六、德士古水煤浆气化的应用 目前我国采用该技术的在运行装置有20多家。鲁南化肥厂、上海焦化厂、陕西渭河化肥厂、安徽淮南化工厂和黑龙江浩良河化肥厂是国内使用德士古水煤浆气化炉较早的厂家，德士古水煤浆气化炉的部分应用情况见表 1。 表 1 德士古德士古水煤浆气化的应用状况 七、水煤浆气化工艺前景展望 德士古加压水煤浆气化技术虽然是比较成熟的煤气化技术，但从已投产的水煤浆加压气化装置的运行情况看，由于工程设计和操作经验的不完善，还没有达到长周期、高负荷、稳定运行的最佳状态，存在的问题还较多。 1、气化炉烧嘴运行周期较短，一般不超过 3 个月，这是造成德士古装置必须有备炉的主要原因; 2、耐火砖使用寿命国产约 1 a，进口约 2 a，导致维修费用较大; 3、单烧嘴制气，操作弹性较低;德士古加压水煤浆气化炉耐火砖的寿命问题仍然是一个难题，对于德士古水煤浆气化炉烧嘴的问题已有一些新的气化炉将单喷嘴改为对置式多喷嘴，可以增加热质传递，并且能提高碳的转化率。目前由兖矿集团有限公司、华东理工大学共同承担的国家高技术研究发展计划(863 计划)重大课题“新型水煤浆气化技术”就是将单喷嘴水煤浆气化炉改为对置式多喷嘴水煤浆气化炉，并配套生产甲醇和联产发电。多喷嘴对置式水煤浆气化技术含水煤浆制备工序、多喷嘴对置式水煤浆气化和煤气初步净化工序、含渣水处理工序。 多喷嘴对置式水煤浆气化技术自动化程度高，全部采用集散控制系统(DCS)控制，特别是氧煤比完全可以投自动串级控制。工业运行证实，该装置具有开车方便、操作灵活、投煤负荷增减自如的特点，操作的方便程度优于引进水煤浆气化装置。多喷嘴对置式水煤浆气化技术已被工程实践证实完全可行，工艺指标也极为先进，对初步的运行结果统计表明：有效气 CO+H2≥82%，碳转化率≥98%。通过工业化规模的气化炉的示范运行，我国在水煤浆气流床气化技术方面将达国际先进水平，具有自主知识产权的大型煤气化技术。 随着机械化采煤的发展，粉煤产率也在增加，利用此项技术可以解决粉煤的利用问题，也可以解决煤炭在洗选过程中产生的大量煤泥，利用水煤浆气化技术联合循环发电也具有广阔前景。今后煤化工的更多机会是发展新型煤化工，即煤制甲醇、煤烯烃、二甲醚和煤制油，煤气化生产甲醇及其下游产品的开发和 IGCC 联合发电也是新型煤化工的一个发展方向。新型煤化工将成为今后煤化工产业的发展主题。 八、结束语 在我国今后的水煤浆气化的发展过程中，可以更加深入的分析德士古水煤浆气化技术，通过充分利用其优势来提高其使用效果，从而提高我国水煤浆气化技术的整体质量水平。 【参考文献】 [1]陈俊峰.煤气化技术的发展现状及研究进展[J].广州化工，(5)：31-33. [2]赵嘉博.刘小军.洁净煤技术的研究现状及进展[J].露天采矿技术.. [3]高丽. 德士古水煤浆加压气化技术的应用[J]. 煤炭技术,2010,07:161-162. [4]贾小军. 德士古水煤浆气化技术研究及其国产化创新[J]. 中国科技信息,2013,14:115. [5]崔嵬,吕传磊,徐厚斌. 德士古水煤浆加压气化技术的应用及创新[J]. 化肥工业,2000,06:7-8+17-58. 看了“水煤浆气化技术论文”的人还看： 1. 煤气化技术论文 2. 煤气化技术论文(2) 3. 煤炭气化技术论文(2) 4. 洁净煤燃烧技术论文 5. 大气污染控制技术论文
当前世界经济正处于新一轮经济周期的上升期。今后5年～10年，世界经济发展速度将快于上世纪80年代～90年代。中国、印度、俄罗斯和巴西等发展中大国的先后崛起，将加速国际经济关系调整与格局演进，多极化趋势将日趋明显。美国经济“双赤字”，使世界经济发展失衡。美元贬值、油价飙升，使全球经济风险加大，但世界经济整体趋势依然向好。去年，世界经济增长近5％，为近30年来最好。今年，受欧元区和日本经济疲软的影响，全球产出增幅将放缓。美国经济依然是世界经济的引擎。国际机构和经济学家普遍认为，美国经济将持续稳健扩张。虽然受到高油价冲击，又面临财政和贸易“双赤字”，但美国经济的内生性强，增长势头不会改变。原因是：1。企业投资强劲复苏，居民消费持续增长。2。低利率时代虽然结束，但宏观环境依然宽松。3。“新经济”虽然缺乏新动力，但活力再现。加之奥巴马政府的持续减税、弱势美元和油价适度回落等等，均有利于美国经济持续扩张。日本受福岛核危机，经济衰退复苏步履维艰。去年，国际机构普遍看好日本经济。今年上半年日本经济处于停止状态，下半年可能恢复增长。然而，日本经济复苏依靠的不是内需而是外贸。因为，目前仅靠内需尚难支撑日本经济复苏。可见，当前日本经济基础依然脆弱。一是油价飙升对经济影响开始显现；二是国内需求依然不旺；三是经济发展严重依赖出口。欧元区经济增长缓慢，但复苏势头尚能维持。欧元区经济在连续两年低迷后，去年增长2％，虽低于IMF估计的％但仍是近4年来最好的欧元的被动持续升值。油价居高难下，开始影响欧元区经济复苏亚洲经济增长触顶回落，但仍是全球最快的地区。该地区宏观经济基本稳定，区内合作效应凸显，互利共赢格局正在形成，发展趋势是：东亚地区将持续较快增长，“四小龙”则适度扩张；东南亚经济将稳步复苏，越南成为佼佼者；南亚经济增长势头不弱，印度成为地区领头羊；中亚经济恢复性高增长，但资源型经济风险将增大。在未来数年中，亚洲将在全球经济中保持较高增长，依然是世界经济的增长中心。发展中国家经济将进入稳定增长期。国际机构对发展中国家经济中长期前景普遍乐观。目前，发展中国家具备空前良好的发展机遇：1。宏观经济环境普遍改善。2。国际原材料价格持续上涨。3。南南经贸合作明显加强。亚洲与拉美、亚洲与非洲，亚、非、拉区域合作步伐加快，带动发展中国家间的泛区域、区域和双边合作蓬勃发展。4。中国、印度、俄罗斯、巴西和南非等发展中大国经济加速发展，在区域经济中起着空前的示范效应和领头作用。当前世界经济形势以及对我国的影响1、世界经济保持增长，我国外贸市场空间仍较大2、世界经济发展不平衡对我加工贸易影响显著，一般贸易保持高速增长。。3、主要经济体失业率高企加剧了世界经济摩擦的风险，欧美等国对我发起的贸易摩擦多由失业部门发起。4、油价高企加剧了我国的进口成本，可能导致成本推动型通货膨胀。5、顺应世界FDI大潮，调整引资政策重点。将重点转向有针对性地发展部分服务行业，优先发展为生产服务的服务贸易以及重点发展与货物贸易相关的运输和商业分销服务业等出口导向性服务业。当前经济运行中存在五个突出问题——粮食进一步增产、农民进一步增收的制约因素仍然较多。粮食收购价格继续上升的空间有限。化肥等农资价格居高不下。洪涝灾害偏重发生。——固定资产投资新开工项目仍然较多，投资结构仍不合理。由于产生投资膨胀的体制性原因并没有从根本上消除，一些地方投资增长仍然过快。——工业企业利润增幅有所回落。行业效益出现明显分化，煤炭、石油开采、黑色和有色金属等采掘业利润增长较快，建材、石油加工、交通运输设备、化纤行业利润下降较多。——煤电油运总体形势仍然偏紧。由于增长方式没有根本改变，资源利用率低、浪费严重，能源、资源约束的矛盾仍然突出。——安全生产形势仍比较严峻。顶风违规生产的现象依然存在，重特大事故频繁发生，道路交通、危险化学品等事故多发。节能是解决我国能源问题的根本途径我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的58．6％、7．69％和7．05％。目前，我国又处于工业化、城镇化加快发展的重要阶段，能源资源的消耗强度高，消费规模不断扩大，能源供需矛盾越来越突出。今后，随着经济规模的进一步扩大，能源需求还会持续较快增加。因此，能源是我国当前和今后相当长一个时期内，制约经济社会发展的突出瓶颈，直接关系到全面建设小康社会的目标能否顺利实现。节能是科学发展观的本质要求。我国富煤少油。在替代石油的化石资源中，煤炭在近中期内可以满足与千万吨数量级的油品缺口相匹配的需要，即通过煤液化合成油实现我国油品基本自给，是目前最现实可行的途径之一。煤可经直接或间接液化两种方法转化成汽柴油。煤直接液化的操作条件苛刻，对煤种的依赖性强。煤间接液化是将煤首先经过气化制成合成气，合成气再经催化合成转化成汽柴油。煤间接液化的操作条件温和，几乎不依赖于煤种。核裂变能源的使用越来越广泛，相关技术日臻完善，是未来百年内解决能源紧缺问题可行、且可靠的方案。建设、运行、维护核裂变电站及对核材料的开采和核废料的处理等将在未来百年内形成巨大的产业链。核裂变能源的利用受制于地球上有限的核材料蕴藏量和人类对核废料处理的艰难和危险。利用核聚变能可能是人类最终解决能源问题的一种最重要途径。太阳光即是太阳中的氢核聚变释放出来的能量。核聚变的主要原料是浩淼的海水中所蕴藏的用之不竭的氘，其产物是惰性气体氦，因此，核聚变既无原料短缺问题亦无核废料或核泄漏等污染问题。国际环境复杂多变。当前国际环境复杂多变，和平与发展是主流，但是影响和平发展的因素依然存在，例如：强权政治，霸权主义，恐怖主义，地区冲突，核武器扩散，自然灾害，跨国犯罪，疾病，走私贩毒等。因此要加强国际合作。对当前的国际形势做出判断，应酬好与大国的关系，对我国的外交有重大的意义。当前各国之间综合国力的竞争日趋激烈，各国之间呈现出合作与竞争，依赖与牵制等关系。国际局势的总体稳定为我国的发展提供了机遇，但是霸权主义与强权政治依然存在，我国依然面临着严峻的挑战。我国要处理好与大国的关系，尤其是与美、俄、欧盟、日的关系。美国的单边主义政策受挫，正在积极寻求国际合作，但是美国称霸世界的战略并未改变。我国一方面要扩大合作，增加两国外交中的积极因素；另一方面，要坚持原则，维护我国利益。北约不断东扩，严重影响了俄在欧洲的扩展，俄把目光更多的投向了亚洲。同时俄拥有丰富的自然资源，在能源供应与边境问题上对我国有重要的意义。欧盟在积极加强与美国的战略合作，加强与中国的对话，在大国问题上谋求与中国的协作，同时也看到了我国经济快速发展带来的巨大市场。由于日本不能正确面对历史问题，同时在积极扩展和建立其大国地位，积极配合美国牵制中国。中日抗衡比较明显，处理好中日关系决非一件容易的事，但是中日关系的长期僵硬将不利于我国的发展。与此同时，要处理好与周边国家的关系，为我国的经济发展和社会进步创造更为有利的外部环境。
这个写起来有难度。
煤的工业分析也称煤的实用分析、近似分析或技术分析，包括煤的外在水分、内在水分、全水分、分析煤样水分、灰分、挥发分、固定碳、全硫和各种硫及发热量等项目。作为校正挥发分、发热量和元素成分碳含量等需用的，碳酸盐中二氧化碳含量也属工业分析范围。一般把煤的水分、灰分、挥发分和固定碳称作煤的半工业分析，如包括硫分和发热量等分析项目，就称作煤的全工业分析。煤的工业分析是煤质分析中最基本的也是最重要的分析项目，因此凡是以煤为原料或燃料的工业部门都需要进行煤的工业分析。煤质分析化验分为两类，一类是测定煤所固有的成分如碳、氢、氧、氮等，称为元素分析，其测定结果是作为对煤进行科学分类的主要依据，在生产上，是计算发热量、热平衡、物料平衡的依据；另一类是在人为规定的条件下，（鹤壁市华诺电子科技有限公司）根据技术需要测定煤经转化生成的物质或呈现的性质如灰分、挥发分等，称作技术分， 根据水分、灰分、挥发分和固定碳含量四项基本测定结果，对煤中有机质、无机质的含量、性质等有了初步了解，并可初步判断煤的种类、加工利用效果及工业用途等。煤的工业分析是煤质分析中最基本的也是最重要的分析项目。
巨野煤田煤质分析及科学利用评价摘要]从工业、元素、工艺性质方面，对巨野煤田煤质进行了详细的分析，根据其煤质特点，进行科学论证，得出巨野煤田是优质动力用煤和炼焦用煤的结论，可以用来制备水煤浆，用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品，用作焦化原料等。[关键词]煤质分析；煤质特点；科学利用；评价1巨野煤田煤质分析煤的工业分析工业分析是确定煤组成最基本的方法。在指标中，灰分可近似代表煤中的矿物质，挥发分和固定碳可近似代表煤中的有机质。衡量煤灰分性能指标主要有灰分含量、灰分组成、煤灰熔融性（DT、ST、HT和FT）。其中煤灰熔融性是动力用煤和气化用煤的重要性能指标。一般以煤灰软化的温度（即灰熔点ST）作为衡量煤灰熔融性的指标。龙固矿钻孔煤样工业分析结果(表1)变形温度（DT）为煤灰锥体尖端开始弯曲或变圆时的温度；软化温度（ST)为煤灰锥体弯曲至锥尖触及底板变成球形时的温度；半球温度（HT）为灰锥形变至近似半球形，即高约等于底长的一半时的温度；流动温度（FT）为煤灰锥体完全熔化展开成高度＜ mm薄层时的温度。彭庄矿钻孔煤样工业分析结果（表2）2煤质特点及科学利用评价巨野煤田煤质特点由煤炭科学研究总院《巨野矿区煤质特征及菜加工利用途径评价》可以看出巨野煤田煤质有如下特点：①灰分含量低，属于中、低灰煤层。②挥发分含量高，各煤层原煤的挥发分含量在33%以上，且差异不大，均属于高挥发分煤种。③磷含量特低；硫分含量上低下高。④干燥基低位热值高。各层煤的都比较高，且随原煤灰分的降低而升高。⑤粘结指数、胶质层厚度和焦油产率均较高。⑥碳、氢含量较高。碳含量在～之间，氢含量在～之间，C/H比值＜16。⑦灰熔点上高下低。成浆性实验评价2008年1月，华东理工大学对巨野煤田龙固矿(1#)、赵楼矿(2#)和彭庄矿(3#)原煤进行成浆性实验及评价。成浆浓度实验成浆浓度是指剪切速率100 s-1，粘度为1 000 mPa·s，水煤浆能达到的浓度。采用双峰级配制浆，粗颗粒与细颗粒质量比为3∶7；选取腐殖酸盐作为添加剂，用量为煤粉质量的1%。制成一系列浓度的水煤浆，测量其流动性，观察水煤浆的表观粘度随成浆浓度上升的变化规律，结果如表10所示。由表10看出，随着煤浆浓度增大，煤浆表观粘度也明显升高。本实验3种煤样成浆浓度分别为龙固矿66%(wt)；赵楼矿67%(wt)；彭庄矿68%(wt)。流变性实验水煤浆流变特性是指受外力作用发生流动与变形的特性。良好的流变性和流动性是气化水煤浆的重要指标之一。将实验用煤制成适宜浓度的水煤浆，然后用NXS-4 C型水煤浆粘度计测定其粘度。将水煤浆的表观粘度随剪切变化的规律绘制成曲线，观察水煤浆的流变特性，见表11。从表11可以看出，3种煤制成的水煤浆中，随着剪切速率增大，表观粘度都随之降低，均表现出一定的屈服假塑性。屈服假塑性有利于气化水煤浆的储存、泵送和雾化。实验结论煤粉粗粒度（40～200目）和细颗粒（＜200目）质量比为3∶7，腐殖酸盐作为添加剂，添加量为煤粉质量的1%时，龙固矿煤浆浓度为66%（wt）、赵楼矿煤浆浓度为67%（wt）、彭庄矿煤浆浓度为68%（wt），满足加压气流床水煤浆气化技术对水煤浆浓度的要求。原料煤的应用适合于制备水煤浆水煤浆不但是煤替代重油的首选燃料，而且是加压气流床水煤浆气化制备合成气的重要原料。同时它又是一种很有前途的清洁工业燃料。实践上，华东理工大学“巨野煤田原煤成浆性实验评价报告”表明：巨野煤田各矿井原料煤均适合于制备高浓度稳定水煤浆。用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品巨野煤田原煤属于高发热量的煤种（弹筒热平均值在28～31 MJ/kg之间），该煤有利于降低氧气和能量消耗，并能提高气化产率；因灰熔点较高（＞1 300℃），有利于固态排渣。根据鞍钢和武钢分别使用双鸭山和平项山1/3焦煤作高炉喷吹的经验，巨野煤田的1/3焦煤与双鸭山和平顶山1/3焦煤一样成浆性较好，其1/3焦煤洗精煤可以制成水煤浆，作为德士古（Texaco）水煤浆气化炉高炉喷吹用原料。煤气化得到的合成气既可通过变换用于合成氨/尿素，又可经净化脱硫合成甲醇或二甲醚。以甲醇为基础可进一步合成其他约120余种化工产品。另外，还可利用甲醇制备醇醚燃料及合成液体烃燃料等。用作焦化原料焦化用于生产冶金焦、化工焦，其副产焦炉煤气可用于合成甲醇或合成氨，副产煤焦油进行分离和深加工后可得到一系列化工原料及化工产品。由表12看出，巨野煤田大槽煤经过洗选以后，可以供将来的400万t/a焦化厂或者上海宝钢等大型钢铁企业生产I级焦炭时作配煤炼焦使用；灰分≤的8级精煤（2#），也可供华东地区的中小型焦化企业生产2级和3级冶金焦的配煤炼焦使用。此外，该煤也可以单独炼焦，但所生产焦炭的孔隙率偏高，最好进行配煤炼焦。远景目标———煤制油煤直接液化可得到汽油、煤油等多种产品。巨野煤田的大部分煤层均为富油煤，尤其是15煤层平均焦油产率＞12%，属高油煤；根据元素分析计算的碳氢比各煤层均＜16%；大部分煤层挥发分＞35%的气煤和气肥煤通过洗选后的精煤挥发分＞37%，而其灰分＜10%。因此，巨野煤田的煤炭都是较好的液化用原料煤。煤间接液化可制取液体烃类。煤经气化后，合成气通过F-T合成，可以制取液体烃类，如汽油、柴油、石腊等化工产品及化工原料。3结语综上所述，巨野煤田第三煤层大槽煤属于低灰、低硫、低磷、结焦性好、挥发分高、发热量高的煤炭资源，其中的气煤、1/3焦煤、气肥煤、肥煤、天然焦等是国内紧缺的煤种，它们的洗精煤不仅可作为炼焦用煤、动力用煤，而且是制备水煤浆和高炉喷吹气化的重要原料。因此,菏泽大力发展煤气化合成氨和甲醇并拉长产业链搞深度加工是必然的正确选择。
煤与焦炭是制造甲醇粗原料气的主要固体燃料.用煤和焦炭制甲醇的工艺路线包括燃料的气化、气体的脱硫、变换、脱碳及甲醇合成与精制。
用蒸汽与氧气对煤、焦炭进行热加工称为固体燃料气化,气化所得可燃性气体通称煤气是制造甲醇的初始原料气,气化的主要设备是煤气发生炉,按煤在炉中的运动方式,气化方法可分为固定床(移动床)气化法、流化床气化法和气流床气化法。
国内用煤与焦炭制甲醇的煤气化——般都沿用固定床间歇气化法,煤气炉沿用 UCJ炉。
用煤和焦炭制得的粗原料气组分中氢碳比太低,故在气体脱硫后要经过变换工序.使过量的一氧化碳变换为氢气和二氧化碳,再经脱碳工序将过量的二氧化碳除去.原料气经过压缩、甲醇合成与精馏精制后制得甲醇。
扩展资料
1、天然气制甲醇
天然气是制造甲醇的主要原料.天然气的主要组分是甲烷,还含有少量的其他烷烃、烯烃与氮气.以天然气生产甲醇原料气有蒸汽转化、催化部分氧化、非催化部分氧化等方法,其中蒸汽转化法应用得最广泛。
它是在管式炉中常压或加压下进行的.由于反应吸热必须从外部供热以保持所要求的转化温度,一般是在管间燃烧某种燃料气来实现,转化用的蒸汽直接在装置上靠烟道气和转化气的热量制取.
由于天然气蒸汽转化法制的合成气中,氢过量而一氧化碳与二氧化碳量不足,工业上解决这个问题的方法一是采用添加二氧化碳的蒸汽转化法,以达到合适的配比,二氧化碳可以外部供应,也可以由转化炉烟道气中回收.
另一种方法是以天然气为原料的二段转化法,即在第一段转化中进行天然气的蒸汽转化,只有约1/4的甲烷进行反应,第二段进行天然气的部分氧化,不仅所得合成气配比合适而且由于第二段反应温度提高到800℃以上,残留的甲烷量可以减少,增加了合成甲醇的有效气体组分.
天然气进入蒸汽转化炉前需进行净化处理清除有害杂质,要求净化后气体含硫量小于.转化后的气体经压缩去合成工段合成甲醇.
2、油制甲醇
工业上用油来制取甲醇的油品主要有二类:一类是石脑油,另一类是重油.
原油精馏所得的220℃以下的馏分称为轻油,又称石脑油.以石脑油为原料生产合成气的方法有加压蒸汽转化法,催化部分氧化法、加压非催化部分氧化法、间歇催化转化法等.用石脑油生产甲醇原料气的主要方法是加压蒸汽转化法.
石脑油的加压蒸汽转化需在结构复杂的转化炉中进行.转化炉设置有辐射室与对流室,在高温、催化剂存在下进行烃类蒸汽转化反应.石脑油经蒸汽转化后,其组成恰可满足合成甲醇之需要.既无需在转化前后补加二氧化碳或设二段转化,也无需经变换、脱碳调整其组成.
重油是石油炼制过程中的一种产品,根据炼制方法不同,可分为常压重油、减压重油、裂化重油及它们的混合物.以重油为原料制取甲醇原料气有部分氧化法与高温裂解法两种途径.裂解法需在1400℃以上的高温下,在蓄热炉中将重油裂解,虽然可以不用氧气,但设备复杂,操作麻烦,生成炭黑量多.
重油部分氧化是指重质烃类和氧气进行燃烧反应,反应放热,使部分碳氢化合物发生热裂解,裂解产物进一步发生氧化、重整反应,最终得到以H2、CO为主,及少量CO2、CH4的合成气供甲醇合成使用.
重油部分氧化法所生成的合成气,由于原料重油中碳氢比高,合成气中一氧化碳与二氧化碳含量过量,需将部分合成气经过变换,使一氧化碳与水蒸气作用生成氢气与二氧化碳,然后脱除二氧化碳,以达到合成甲醇所需之组成.
合成后的粗甲醇需经过精制,除去杂质与水,得到精甲醇。
参考资料来源：百度百科—甲醇生产工艺
秦勇
（中国矿业大学 江苏徐州 221008）
作者简介：秦勇，1957年生，男，博士，教授，煤田与煤层气地质，yongqin＠。
基金项目：国家973计划项目（2002CB211704）及国家自然科学基金项目（40572095）资助。
摘要 基于CNKI中国期刊全文数据库，系统检索和统计了我国煤层气论文的分布特点。以此为基础，分析了我国煤层气论文分布与产业发展特征之间的关系，讨论了产业发展对科学技术的需求趋势。结果显示：分别以1999年和2002年为界，论文分布体现出我国煤层气产业发展经历了三个历史阶段，每一阶段对科技需求的特点在论文分布特征上都有所体现。由此，作者认为：煤层气资源评价及其方法仍是今后研究的主题，进一步深化地质选区理论与方法将有助于选区成功率的提高，开发技术适应性是今后需致力于探讨的重要方向之一，煤层气井产能、采收率及其影响因素的研究应该引起足够重视，全方位探索深部煤层气资源与开发潜力将有可能拓展我国煤层气开发的新领域，研发环境保护、高附加值转化利用和小型化利用储运技术将有助于推进我国煤层气产业健康发展。
关键词 煤层气 论文 分布 产业 发展
CBM Publication Occurrence and Industrial Development in China
Qin Yong
（China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008）
Abstract：The occurrence of the coalbed methane（CBM）papers written by Chinese authors from 1994 to 2005 was systematically indexed and analyzed form the CNKI's China Journal Full Database（CJFD）.Based up the data or information，the correlation of the paper distribution to the development of Chinese CBM industry was construed and the requirements of the industry to science and technology for the future were was shown that，respectively taking the 1999 and 2002 as a borderline，three developmental stages of the Chinese CBM industry as well as the scientific and technologic requirements of the industry in each stage were unfolded through the distribution of the was farther suggested that the evaluation and methodology of the CBM resources should be taken as one of the subjects in future research，the deep research of the target-selecting theory and method would help to improve the reliability of the CBM target selection，the adaptability of the exploiting technology to the CBM geological conditions should be one of the key aspects which should be engaged in the researches，the CBM-well productivity and CBM recovery ration should be laid much store by investigation，the omni-directional exploration for the potential of the deep CBM resources and development would be helpful to the deploitation of new CBM field in the industry，and the technological advances on the CBM environmental protection，high-additional-value utilization and miniaturized storage and transportation equipment should conduce to promote the benign development of the industry.
Keywords：CBM；paper；occurrence；industry；development
在现代科学技术背景下，新兴产业的发展均与该领域学术技术研究状况密切相关。换言之，一个产业领域内基础、应用基础与技术研究论文的分布状况，蕴涵着该产业发展历程的丰富信息，并在一定程度上可预示产业的发展趋势。我国煤层气产业目前处于商业化生产的启动阶段[1]，分析煤层气论文产出特点及其与产业发展的关系，对回顾我国煤层气产业发展历史、展望其发展趋势均有所裨益。为此，本文作者利用中国国家知识基础设施（CNKI）中国期刊全文数据库[2]，对1994～2005年期间煤层气论文进行了系统检索。以此为依据，分析了我国煤层气论文在时间和研究方向上分布特点，讨论了产业发展所需注重的主要科学技术问题。
1 CNKI 煤层气论文总体分布
系统检索结果显示，CNKI中国期刊全文数据库收录1994年至2005年煤层气论文1465篇，年均约122篇。
分析检索结果（图1），获得如下总体认识：
第一，我国煤层气论文连年增长，但不同历史阶段的增长速率明显不同。这一特点，与中国煤层气产业的艰难探索过程一致，反映出产业从起始到目前产业化经历了阶段性的发展历程。
第二，不同类别论文的分布特点，揭示出我国煤层气产业当前所处的阶段性特征。在论文总量中，地质与勘探类论文所占比例为，开发技术类论文占，利用与储运类论文占，经济与政策类论文占，环境保护类论文占。以地质勘探类论文为主的分布特点，折射出我国煤层气产业总体上处于发展的初始时期。
第三，各类论文在时间上的分布呈规律性起伏，这正是产业不同发展阶段对科学技术的需求有所不同的集中反映。
图1 CNKI中国期刊全文数据库煤层气论文类别及年度分布
值得注意的是，1994年至2005年期间，CNKI 煤层气论文篇数增长了倍，年均增长率约106%。进一步分析，论文数量呈三阶段式的非线性增长，指示中国煤层气产业发展历程至今经历了三个阶段（图2）。其中：第一阶段论文447篇，年均产出约75篇；第二阶段论文390篇，年均产出130篇；第三阶段论文628篇，年均产出约209篇。同时，不同阶段中各类论文互为消长的状况，与每一阶段对地质研究、勘探评价、开发试验等的不同需求高度对应。
图2 CNKI论文总数时序分布及其展现的中国煤层气产业发展阶段
2 CNKI 论文分布与中国煤层气产业发展阶段
第一阶段：寻证-找气-摸索阶段
该阶段可上溯至20世纪80年代前半期，结束于1999年，历时四个“五年”计划。在此期间，煤层气论文数量从1994年的20篇增加到1999年的129篇，在时间序列上呈线性增加，阶段总增长率545%，阶段年均增长率约91%，作者和单位的数量明显增多（图1）。
从论文类别分布来看：地质与勘探类论文居绝对优势，占阶段论文总数的60%，年均约45篇；开发技术类论文不足8%，年均约6篇；利用与储运、经济与政策、环境保护等类别论文的比例很低，年均都在2篇左右（图1，图2）。这种分布，是各国煤层气产业发展初期的典型特征，即研究和生产都是以寻找“证据”、框定资源、选择区域和验证目标为主。
在地质与勘探类论文中（图3）：多数报道的是关于煤层气资源评价与地质选区（42%，年均约19篇）、储层物性和吸附性（34%，年均约15篇）的研究成果，反映出积累资料、摸索经验的特点；成藏条件与过程、煤层气可采性论文年均分别只有2篇和1篇，该方面研究没有得到重视，在一定程度上显示出基础研究不足而致使煤层气地质选区和“找气”具有盲目性，这也是该阶段我国煤层气地质选区成功率较低的一个重要原因[3]。
在该阶段，开发技术类论文多是对国外技术的消化和应用。其中，钻井、试井和完井论文占了较大比例（35%，年均约6篇），排采与增产措施得到了应有重视（24%，年均约4篇），对解吸-扩散-渗流这一煤层气开采的基础有所关注（6%，年均约1篇），但几乎未见关于煤层气井产能和采收率方面研究成果的报道（图4）。此外，综述性论文也多以介绍国外煤层气勘探开发理论和技术为主。
图3 CNKI煤层气地质与勘探类不同研究方向论文分布
图4 CNKI煤层气开发技术不同研究方向论文分布
上述特征揭示：本阶段的研究是针对我国煤层气产业的起始过程而开展的，在煤层气地质研究上表现为寻证，在勘探上表现为找气，在开发试验上表现为摸索，总体上试图通过引进和消化国外相关理论与技术来解决中国的煤层气地质问题，积累了较为丰富的煤层气地质基本条件信息，对全国煤层气资源及其分布规律取得了基本认识，煤储层特性这一煤层气地质核心问题得到应有的重视，开展了适合于中国煤层气地质特点开发技术的试验与探索，并从区域上开始了对全国或区域煤层气产业发展战略的思考。
第二阶段：探因-普查-彷徨阶段
该阶段历时3年，从2000年开始，至2002年结束。在此阶段，每年的煤层气论文稳定在130篇左右，年均论文数量比第一阶段增加了73%，但论文类别构成变化明显（图1）。
从论文类别来看：地质与勘探类论文209篇，占该阶段论文总数的54%，年均篇数（约70篇）比第一阶段显著增加，但从1999年至2001年论文篇数显著递减，在后期有重新增加的趋势；开发技术类论文显著增多，占论文总数的比例比第一阶段增长了10个百分点；经济与政策、利用和储运的研究得到更多的关注，论文比例均上升了5～6个百分点（图1，图2）。
与第一阶段相比：该阶段地质与勘探论文中煤储层物性与吸附性研究成果的数量和比例显著增高（105篇，50%），构成了研究的主题；资源评价与地质选区尽管仍得到较多关注，但比例明显降低（29%）；成藏条件与过程论文的比例基本不变（10%），但年均论文篇数（7篇）明显增多（图3）。由此表明，这一阶段常规评价与选区方法趋于成熟，研究的注意力更多地转向与开采地质条件密切相关的煤储层特性，转向了成藏效应等深层次的控制机理问题。
就开发技术而言：钻井、完井、试井论文17篇，年均约8篇，远高于第一阶段，但在阶段论文总数中的比例（25%）有所降低；排采与增产措施论文18篇，比例（27%）有所提高；产能与采收率论文11篇，比例从零增至约16%；解吸-渗流-扩散论文14篇，占阶段论文总数的21%，比例显著增长（图4）。排采与增产措施、产能与采收率的研究得到加强，开采基础和应用基础研究受到高度重视，研究重点向开发技术的中—下游移动，这是为解决我国煤层气产业发展“瓶颈”问题而做出的努力，也是产业逐渐走向成熟的标志之一。
在此阶段：除了进一步拓展勘探选区继续找气之外，更多的力量集中于第一阶段已有一定勘探工程的地区，以进一步缩小勘探靶区，为开发试验提供更为可靠的基地；同时，尽管在近20个地区进行了排采试验，但多未取得理想的效果，致使开发试验徘徊不前，业界信心受到冲击。然而，这一时期煤层气开发基础与技术研究得到了较大发展，尤其是在开采方法与增产措施、煤层气解吸扩散渗流机理、产能与采收率分析等方面取得较多成果，为中国煤层气产业化时代的到来奠定了重要技术基础。
上述论文分布特征，指示我国煤层气产业发展过程由于进入了一个新的阶段而对科学技术的需求发生了较大变化，在煤层气地质研究上表现为探因，勘探上表现为普查，开发试验上表现为访徨，总体上处于为催生中国煤层气产业化时代到来的“阵痛”阶段。
第三阶段：求源-详查-商业阶段
自2003年以来，我国煤层气产业发展进入了一个新的历史时期，即商业化生产阶段。其主要标志为：煤层气地质研究进入了求源，勘探实践进入了详查，开发上步入了商业化生产，中国煤层气产业的雏形已经形成，并呈现出快速发展的势头，这些标志在煤层气论文的数量和结构上均有体现。
在2003～2005年的三年期间，CNKI煤层气论文总数大幅度增加，达到628篇，年均论文约209篇，与第二阶段相比增长了61%，接近第一阶段论文总量的一半（图1，图2）。开发技术类论文的比例有所提高，利用和储运技术研究得到进一步重视，基础研究明显加强，研究重点进一步向煤层气产业的中—下游移动，更加适应于商业化生产阶段对科学技术的需求。
地质与勘探类论文占阶段论文数的比例约51%，仍有较大比重，这是我国煤层气产业目前总体上处于初期阶段的必然特征。其中：煤储层物性与吸附性仍是研究重点，但论文比例下降至39%左右；资源评价与地质选区仍是产业的科技需求，论文比例（27%）与上一阶段基本持平；成藏条件与过程研究得到高度关注，论文比例比上一阶段提高了约9个百分点（图3）。
本阶段开发技术类论文数量的比例为19%，比上一阶段略有提升，显示我国煤层气产业中游领域的研究得到进一步重视。其中：钻井、完井、试井论文（25篇）多于第一阶段，但比例继续下降（约21%）；排采与增产措施论文34篇，数量显著增加，比例（29%）略有提高；产能与采收率论文12篇，数量和比例（约10%）均比上一阶段显著减少；解吸-渗流-扩散论文25篇，数量明显增加，比例与上一阶段基本持平（图4）。钻井、完井、试井论文比例相对降低，排采与增产措施论文比例显著提高，解吸-渗流扩散论文数量明显增多，尤其是2005年开发技术类论文数量大幅度跃升（图1，图2），显示出我国煤层气商业性生产、示范工程等对新技术开发和相关基础研究的强烈需求。
在此阶段：新增了一批国家批准的煤层气储量，煤层气成藏条件与机制探索在国家层面上全面展开，标志着中国煤层气地质研究从资源与基本地质条件调查阶段转入了资源“详查”阶段和成藏作用探索过程；大井网煤层气勘探开发试验取得新的突破，水平羽状井、丛式井等技术在煤层气开发中得到初步应用，对二氧化碳注入等新的增产技术进行了现场试验，晋城地区开始了煤层气商业化生产，标志着中国煤层气产业从开发试验阶段转入了商业化生产启动阶段。
3 CNKI 论文分布特点与产业发展需注重的科学技术问题
进一步分析C N KI论文分布特点，发现存在某些问题，而解决这些问题正是发展中国煤层气产业所需要继续努力的方向。
首先，煤层气资源评价始终是20余年研究探讨的主题，尤其是对全国和某些区域的煤层气资源量及其构成众说纷纭，且国家批准的煤层气储量所占比例极低。究其原因，主要在于三个方面：一是评价方法缺乏规范性要求；二是资源估算尚存重大基础问题未能解决；三是资源勘探和探明程度很低。为此，煤层气资源评价及其方法仍是今后相当长一段时期内所要研究的主题，而在国家层面上制定评价方法和要求的规范性文件，加强以吸附机理为核心的基础研究[3]，加大勘探和开发试验的力度，将有助于推进这一问题的解决。
其次，文献中涉及的煤层气地质选区多达50余个，但目前实现商业性开发或具有可见前景的地区不超过5个，且某些选区已上过多轮勘探和开发试验工程。造成这种状况的原因是多方面的，包括选区理论和方法在科学性和适应性上的缺陷、早期勘探与开发试验技术发展水平和认识的局限、钻井/完井/排采技术管理经验不足等[3]。因此，在深化研究选区理论与方法的基础上，通过资料复查和新技术应用，总结开发技术上的经验和教训，可能会使我国煤层气地质选区成功率得到一定的提高。
第三，国外几乎所有的传统和先进煤层气开发技术在我国都有引用，但多数情况下的应用效果都不甚理想。正视这一状况，似应考虑如下三个问题：一是所有先进技术是否都适合我国特定选区的煤层气地质条件？二是传统技术在特定选区的开发效果是否就不如先进技术？三是我国自主研究开发出了哪些适合于我国煤层气地质条件的开发技术？对于前两个问题，答案当然是否定的。至于后一个问题，目前尚未见到关于自主研发的关键技术的报道。这三个问题的关键，在于各种开发技术的适应性，这也正是今后需致力于研究的重要方向之一。
第四，见诸报道的煤层气井产能、煤层气采收率及其影响因素的研究成果较少，与煤层气商业性生产阶段的技术需求之间存在较大差距。原因在于，我国前期实践多为开发试验，对此没有太多的需求，积累的资料也十分有限，难以满足开展这一研究的要求。但在进入商业化开发且追求经济效益的现今阶段，该方面的研究应该引起足够重视，包括系统追踪和分析排采动态、注重不同煤层气地质条件的对比分析、深化煤层气解吸-渗流规律与机理的研究、开发科学性更强的数值模拟技术等。
第五，尚未充分注意到深部煤层气开发这一潜在新领域，深部资源及其与常规油气共采可行性的研究成果鲜见报道。我国深部煤层气资源量巨大[4]，多数大—中型沉积盆地中煤层气都与常规油气共生，前期少数研究显示了深部煤层气与常规油气共采的可能性[5]。为此，从资源潜力、成藏作用与过程、地质选区、勘探与开发试验等方面，对深部煤层气资源潜力开展全方位的研究探讨，将有助于拓展我国煤层气开发的新视野。
第六，煤层气开采可能诱发的环境保护以及煤层气利用与储运技术问题，应该得到应有重视。在1994年以来的1465篇CNKI煤层气论文中：环境保护方面的论文只有19篇，几乎全为哲学意义上的讨论或介绍国外相关技术；利用与储运方面的论文逐年增长（图1），但多是关于煤层气发电和管网输送技术的探讨。这种状况，可能会影响到我国煤层气产业的健康发展。针对我国煤层气地质和开发特点，开展环境保护技术研究或实例分析，研究开发具有更高附加值的煤层气转化利用技术和适应矿区煤层气分布式开发特点的小型化利用储运技术与装置，将有助于弥补我国煤层气产业在此方面的不足。
参考文献
[1]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅰ）：当前所处的发展阶段.天然气工业，26（1）：4～7
[2]中国期刊全文数据库.
[3]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅱ）：关键科学技术问题.天然气工业，26（2）：6～10
[4]秦勇.2006.中国煤层气产业化面临的形势与挑战（Ⅲ）：走向与前瞻性探索.天然气工业，26（3）：1～5
[5]秦勇，宋全友，傅雪海.2005.煤层气与常规油气共采可行性探讨.天然气地球科学，16（4）：492～498
赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙 斌 王 勃 孙钦平 陈 刚 孔祥文
( 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)
摘 要: 煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型; 煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏，特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回，细划分出优质煤层富含气段; 进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用; 阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征: 指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段，并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段; 由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震 AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U 型井、V 型井钻井技术的适用性及国内应用效果。
关键词: 煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征; 适用技术
作者简介: 赵庆波，1950 年生，教授级高级工程师，中国石油天然气集团公司高级技术专家，中国地质大学( 武汉) 兼职教授; 中国石油学会煤层气学组副组长; 主要从事煤层气勘探开发工作，编写专著 17 部，发表学术论文 50 余篇。地址: 河北省廊坊市万庄 44 号信箱煤层气所。电话: ( 。E mail: zhqib@ petrochi-na. com. cn
Coalbed Methane Accumulation Conditions，Production Characteristics and Applicable Technology Analysis
ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen
( Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Langfang Branch， Langfang 065007 China)
Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas，authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation，late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified，and further more，coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked，unblocked and unsaturated production stages are indicated，and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stages; structure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting，exporting and importing types. According to geological setting，the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO ( Amplitude versus Offset) ，pinnate horizontal multilateral well，ultrashort radius hyraulic jet- ting，U and V type well drilling technique is analyzed.
Keywords: Coalbed methane; accumulation model; coal-forming sources; productive and enrichment; pro- duction characteristics; applicable technology
1 煤层气成藏条件分析
煤层气成藏模式和成藏期
煤层气成藏模式划分为三类
自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中，构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3;郑试60井3#煤埋深1337m，日产气2000m3。
自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的，多为同源共生互动，煤层气一部分以游离态存在于煤层中，有的局部构造高点占主体，早期煤层埋藏深、生气量高，后期抬升煤层变浅压实弱，次生割理发育渗透性好，两翼又是烃类供给指向，在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井，构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好，游离气与吸附气同源共储，煤层深2575m，日产气6500m3。
内生外储型:煤层作为烃源岩，生成的气体向上部或围岩运移，在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏，使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性，可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2015井山西组煤层顶板砂岩厚，压裂后井口压力为，日产气2400m3。
图 1 煤层气成藏模式图
煤层气成藏期划分为三类
早期成藏:随着沉积作用的进行，煤层埋深逐渐增加，大量气体持续生成。充分的生气环境，良好的运聚势能，足够的吸附作用，有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件，为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1)，表现为原生气藏特征。
构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破，即煤层气藏将被水打开，煤层割理被方解石脉充填，则能量将再调整、烃类再分配，古煤层气藏遭受破坏，新的高产富集区块开始形成(图2)。
受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造，抬升使煤层压力降低，气体发生解吸，构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体，使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时，压力逐渐增大，再次生气，背斜翼部气体再吸附聚集，这类气藏多为次生型，δ13C1相对轻(表1)。
表 1 不同类型气藏 CH4含量及 δ13C1分布表
图 2 煤层气运聚成藏过程
开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态，开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态，气水将重新分配，解吸气窜层或窜位，从而形成煤层气开采中的二次成藏，这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。
(1)煤层气二次成藏中的窜位
窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移，水向低部位运移，形成煤粉、气、水三相流，再开发几年进入残余态，微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中，在同一地区，有些井高产，有些井低产，这与他们所处的构造部位有关，解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”，煤层气发生窜位，使得高点气大水少，甚至后期自喷，向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3，表2)。
该地区早期整体排水降压单相流，中期气、水、煤粉三相流，后期低部位降压，高部位自喷高产气井单相流，4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多，目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%，产水不产气分别为12%、19%。
(2)煤层气二次成藏中的窜层
窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:①原断层早期是封闭的，压力下降到临界点后是开启的;②水平井穿透顶底板和断层;③压裂压开顶底板;④开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气;⑤煤层采空后顶板坍塌应力释放，底部出现裂隙带。
典型实例分析:
①阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏
采动、采空区:阜新钻井7口，采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气万～万m3，CH4含量大于50%。生产1年，单井累计产气折纯最高260万m3;阳泉年产气亿m3，90%是邻层抽采;铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。
图3 蒲池背斜煤层气开发特征图
表 2 蒲池背斜开发井开采情况
注: 日产气及日产水两栏中分子为四年前产量，分母为目前产量。
图 4 采动、采空区煤层气开采示意图
②直井压裂窜层
蒲南38井压裂显示超低破裂压力，为，低于邻井10MPa以上，初期日产水62m3，4年后目前为，累计产气仅有万m3。
③水平井窜层
FZP031井煤层进尺4084m，钻遇率81%，主、分支共钻遇断层4条，明显钻入下部水层，开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3，累计产气29万m3，累计产水万m3，目前日产气392m3，日产水28m3;原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3，日产水5m3。
在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气，二次开发井网找生产中由于开采中压力下降，烃类由吸附态变游离态使气水重新分配，打破原始平衡状态，解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。
有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段
以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征，通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征，特别是全煤层取心观察，以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的，层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境，并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。
平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高，河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。
图5 FZP03 1、FZP03 3 水平井轨迹示意图
表3 鄂东气田 C—P 不同煤岩相带煤质与产量数据表
纵向上: 受沉积环境影响，厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回，亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高; 碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
武试 1 井 9#煤可划分为 4 个层内微旋回 ( 图 6) 。灰分含量: 暗煤 14% ～15%，亮煤3. 7% ～ 5. 1% ; 镜质组含量: 暗煤 23% ～ 49% ，亮煤 66% ～ 79% 。
构造应力场对煤层气成藏的控制作用
古应力场高值区断裂发育，水动力活跃，煤层矿化严重，含气量低; 低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区，并且煤层渗透率高、单井产量高，煤层气保存条件好，煤层没被水洗刷，含气量高。
热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用
高煤阶以小于 0. 01μm 的微孔和 0. 01 ～1μm 中孔为主，一般在 80% 以上，中、微孔是煤层气主要吸附空间，靠次生割理、裂隙疏通运移;
图6 武试1井9#煤沉积旋回图
低煤阶以>1μm大孔和中孔为主，演化程度低，裂隙不发育，大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道;
中煤阶以中、大孔为主，中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。
核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱，为特征的双峰结构，与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照，煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔，这说明对于煤层气储层，束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同，这源于不同的孔隙结构(图7、图8)，低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主，高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低，峰值中间零值，低煤阶相反，左峰为不可流动孔隙，右峰为可流动的次生割理裂隙储集体;高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育)，气井产量越高(图9)。
水动力场对煤层气藏的控制作用
图7 高、低煤阶孔隙结构特征
局部构造高点滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃，符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井;东部地下水补给区含气量<10m3/t、含气饱和度55%，见气慢，单井产量200～500m3/d(图10)。
图8 不同煤阶孔隙分布特征图
图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱
2 煤层气开采特征
对于中国中低渗透性煤层，煤层气井一般为300m×300m井距，单井产量稳产期4～6年，水平井更短，开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段，递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。
构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征
自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位，层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段，这类井多低产(图11)。
图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图
图11 煤层气单井开采特征图
外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出，而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减，这类井多低产，并且产量递减快。
蒲池背斜的P111、PN11、PN25、HP110、HP2113井位于背斜的翼部，属于构造的相对低部位，基本上没有气产出，而产水量较大，分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出，具有输出型的开采特征。
输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出，后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点，这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。
蒲池背斜中位于构造高点的PN14、P13、PN27、P15井产气量高而产水量低，这与低部位气体的扩散输入有关，具有典型的输入型开采特征。
降压速率不同形成三类开采效果
畅通型解吸
抽排液面控制合理，降压速率接近解吸速率，有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应，渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定，气泡带出部分束缚水，产量理想(图12Ⅰ)。以固X1井为例，该井排采制度合理，经半年的排水降压后液面基本保持稳定，日产气稳定在4320m3/d以上，目前还保持稳产高产。
图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线
超临界型解吸
解吸速率小于降压速率，降压液面下降速度太快，煤层裂缝、割理产生应力闭合，日产气急剧上升—急剧下降，渗透率下降—稳定，产气效果差(图12Ⅱ)。以固Y2井为例，该井经30余天的排水降压，液面降至煤层以下，由于抽排速度过快，前期产气效果差，2010年7月二次压裂及排采制度调整后，气体日产气量最高达4000m3/d，后期稳定在1600m3/d以上;PzP03井在产气高峰期日降液面63～87m，造成该井初期是全国单井产量最高(万)而目前是该区单井产量最低的井。
阻碍型解吸
降液速率过慢，解吸速率大于降压速率，有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应，气泡变形解吸困难，降压早期受煤粉堵塞，液面阻力作用解吸不畅通，日产气不稳定，开发效果差(图12Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上，开发效果很差。
煤层水类型及其开采特征
煤层水可划分为层内水、层间水和外源水;高产气区为层内、层间水，有外源水区为低产气区。
(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小，开采中后期高部位几乎不产，低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(<10－5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。
(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减，可控制。
有层间水的气井连续降压可控制水产量，提高开发效果。沁水樊庄FzP111井煤层总进尺4710m。2009年4月投产，最高日产水175m3，目前日产气21436m3，日产水，套压，液面4m，累计产水万m3，累计采气814万m3。可以看出，对有层间水进入煤层气井的情况，短期加大排水量，后期日产气持续上升，开发效果较好。
(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大，难控制。
3 煤层气勘探开发适用技术分析
地震AVO技术预测高产富集区
煤层与围岩波阻抗差大，煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点)，这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同，具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水)，煤层段为大截距、大梯度异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。
煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t，日产气2847m3(图13);低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3，日产气64m3，产水90m3。据此理论，可用地震AVO技术预测高产富集区。
图13 吉试1井5#煤AVO特征图
定向羽状水平井钻井适用地质条件
全国已钻定向羽状水平井160余口，单井最高日产气万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气，集钻井、完井与增产措施于一体，能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统，使同一个地区单井产量可提高5～10倍，适用地质条件有以下10点:
(1)构造稳定无较大断层:FzP031钻遇4条断层，日产气最高1366m3，目前687m3，日产水32～75m3;韩城04、07、09井日产水20～48m3，日产气小于60m3。
(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚<2m，水大气少，SJ61井9#煤厚，顶板灰岩，煤层进尺4137m，钻遇率100%，最高日产水465m3，19个月产水万m3，不产气。
(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。
(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800～1000m的武m11、Fz151井日产气<500m3。
(5)煤厚>5m:柳林CL3井煤层厚4m，最高日产气万m3，稳产160天递减，日产气2807m3，累计121万m3。
(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2～5m)，北部15～22m3/t(盖层厚>10m)，尽管东部比北部浅100～200m，而北部6口井单井平均日产气万m3，东部7口为1869m3，最高3697m3，相距6km单井产量差20倍。
(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析，水平井轨迹:平行煤层产状最好，其次上倾，下倾差;“凸”“凹”型最差。
(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺<2000m的单井最高日产气<800m3，阶段累计采气<万m3。
(9)分支展布合理:主支长1000m左右，分支间距200～300m，夹角10°～20°。
(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率<85%，并投产1年以上，单井平均日产气800m3，最高<2000m3，阶段平均累计采气27万m3。
超短半径水力喷射钻井适用条件
我国利用该技术已钻煤层气井23口以上，效果均不理想。主要原因为低渗透，喷孔直径小、弯曲大，前喷后堵;水力喷射开窗直径28mm，孔径小，排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。
“山”型井、U型井、V型井钻井适用条件
由于中国煤层气藏具有低渗透的特点，且多属断块气藏，U型水平井沟通煤层面积小，应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上，增产效果不明显。
SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3，累计产气万m3，开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功，低渗透气藏效果差。较高渗透区［(～)×10－3μm2］效果好:彬长、寺河单井日产气万～万m3。
今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验，目前国外利用该技术开发盐岩已成功。
4 结论
(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类;同时，认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类，开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。
(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区;分析厚煤层的层内微旋回，成煤母质控制煤岩组分和单井产量，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高，是高产富集段;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
(3)古应力场低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高;滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。
(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征，由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。
(5)高产井强AVO异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常，为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果;超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用;U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差，高渗透区效果好。
参考文献
陈刚，赵庆波，李五忠等.2009.大宁—吉县地区地应力场对高渗区的控制［J］.中国煤层气，6(3):15～20
陈振宏，贾承造，宋岩等.2007.构造抬升对高、低煤阶煤层气藏储集层物性的影响［J］.石油勘探与开发，34(4):461～464
陈振宏，王一兵，杨焦生等.2009.影响煤层气井产量的关键因素分析———以沁水盆地南部樊庄区块为例［J］.石油学报，30(3):409～412
邓泽，康永尚，刘洪林等.2009.开发过程中煤储层渗透率动态变化特征［J］.煤炭学报，34(7):947～951
康永尚，邓泽，刘洪林.2008.我国煤层气井排采工作制度探讨［J］.天然气地球科学，19(3):423～426
李金海，苏现波，林晓英等.2009.煤层气井排采速率与产能的关系［J］.煤炭学报，34(3):376～380
乔磊，申瑞臣，黄洪春等.2007.煤层气多分支水平井钻井工艺研究［J］.石油学报，28(3):112～115
鲜保安，高德利，李安启等.2005.煤层气定向羽状水平井开采机理与应用分析［J］.天然气工业，25(1):114～117
赵庆波，陈刚，李贵中.2009.中国煤层气富集高产规律、开采特点及勘探开发适用技术［J］.天然气工业，29(9):13～19
赵庆波，李贵中，孙粉锦等.2009.煤层气地质选区评价理论与勘探技术［M］.北京:石油工业出版社
Diessel C F K. 1992. Coal-bearing depositional systems-coal facies and depositional environments. Springer-verlag. 19 ～ 22
翟雨阳1 胡爱梅1 王芝银2 段品佳2 张冬玲3
基金项目:“十一五”国家科技重大专项项目38——煤层气排采工艺及数值模拟技术(2009ZX05038)资助。
作者简介:翟雨阳,男,1973年生,博士,主要从事常规油气、煤层气排采及数值模拟研究工作,通讯地址:北京市海淀区地锦路5号中关村环保科技示范园7号楼,E-mail:
(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 北京 1000952.中国石油大学城市油气输配技术北京市重点实验室 北京 1022493.中石油煤层气有限责任公司 北京 100028)
摘要:韩城地区煤层属低渗透率煤层气藏,且地质条件复杂,煤岩结构及力学性能差。在煤层气开采初期,井筒内的液柱重力在井底流压中占很大的比例,而井底流压与井周煤岩的应力状态变化规律密切相关。排采降压过程中,过小的动液面高度使煤层处于进一步压密状态,并导致渗透率降低,而过大的动液面高度使井底压力过大进而引起井周岩石产生较大软化破碎区,形成煤粉堵塞渗流通道。因此,研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。本文以韩城示范区为例,利用韩城3#,5#煤层的岩石力学试验,分析了煤岩应力状态与渗透率的关系,通过井周弹塑性应力分析,建立了不同应力状态下保持或提高绝对渗透性的合理动液面高度区间和降低速率。利用所建立的模型对韩城地区WL1,WL2井组进行计算分析,获得了韩城煤层气井开采过程中动液面高度的合理变化区间和排采速率的合理值。本论文研究成果为韩城煤层气井排采强度定量化控制提供了重要的指导意义和借鉴方法。
关键词:煤岩 应力 动液面 渗透率 排采速率
Discussion on Control Method to Reasonable Height of Dynamic Liquid Level for CBM Well
ZHAI Yuyang1, HU Aimei1, WANG Zhiyin2, DUAN Pi njia2, ZHANG Dongling3
( United Coalbed Methane National Engineering Research Center .; KeyLaboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; CBM Company Limited, Beijing, 100028, China)
Abstract: In China, Coal is of low permeability, complex geological conditions, and weak petrographical structure and mechanical the initial stage of the recovery, the gravity of the liquid column takes a large proportion in bottom-hole pressure (BHP), and the stress state of surrounding rock are closely related with , in the process of recovery, too small height of the dynamic liquid level makes coal seam be further compacted and leads to permeability reducing; reversely, too much height of dynamic liquid level easily causes BHP too large and induces the surrounding rock breaking in soften, and produces the coal powder and blocks the seepage , the study on the rational range of dynamic liquid level and the reducing rate have the vital significance to effectively maintain the reasonable distribution of stress state of surrounding rock and increase reservoir on the 3#, 5# coal rock mechanical experiments in Han-cheng, this paper analyses the relationship of the stress state and permeability of coal the elastic-plastic stress analysis to the surrounding rock of well, the mathematical model is established, which is about the reasonable range and depres- surization rate of dynamic liquid level to maintain and improve the absolutely established models are applied to calculate and analyze the field data of WL1 and WL2 Wells in . the reasonable variations of dynamic liquid level are researching results provide important instructions and refer- ences to the reasonable recovery control of the coal bed methane in Han-cheng.
Keywords: coal rock; stress; dynamic liquid level; permeability; depressurization rate
引言
煤层气作为非常规能源,对其有效的开采不但可以缓解我国能源短缺的问题,还可以提高煤炭资源的开采效益,并且能够减少对环境(温室效应)的影响。煤层气的有效开采受多种因素的影响,如地质构造特征、煤岩结构、煤阶、渗透率、含气量、解吸吸附特征和开采工艺等[1~5]。因此,煤层气的开采与常规油气开采相比既有相似之处,同时又存在着较大的差异。其中,应力敏感性问题在煤层气工程中表现的尤为显著[6~7]。煤岩储层的渗流能力受孔隙压力变化、煤层气解吸引起的基质收缩作用和滑脱效应的综合影响[8~10]。加载速率和加载方式的不同对煤岩的力学特性和破坏特征有较大的影响,如果加载速率较快,煤岩将呈脆性粉碎性破坏,抗压强度略有提高;相反若加载速率较低,则煤岩抗压强度偏低,延性增大。在煤层气工程实际中,煤岩结构复杂,裂隙(面割理和端割理)十分发育,随着排采的进行煤岩的应力状态将不断发生变化,导致煤岩的裂隙开始发生闭合,然后产生开裂,最终会发生破碎的过程,进而引起储层的渗流系统发生改变,而排采过程中渗透率的变化规律决定着煤层气是否能够高效的开采[1~2]。目前国内外煤层气行业在制定排采工作制度方面主要依靠经验及井筒液面变化来定性确定,这往往导致排采制度不合理,对储层造成伤害,影响开发效益。本文探讨如何通过排采过程中控制煤层气井的合理动液面高度变化规律提高煤层气效益,为煤层气排采强度定量控制提供了科学的理论依据。
1 韩城地区煤岩物理力学特性
试验测试
煤岩力学特性是反映和研究储层力学行为和应力敏感性的基础数据。利用RW-2000岩石三轴压缩试验机对高径比为2:1的煤岩心试件进行实验,测定了韩城3#,5#和11#煤岩的抗压强度和抗拉强度等参数。其中,抗压强度、弹性模量、泊松比由单轴压缩试验测得;抗拉强度由劈裂试验测得;内摩擦角、粘聚力、残余粘聚力和残余内摩擦角通过三轴压缩强度试验获得,试验结果见表1和表2。
表1 韩城煤岩单轴抗压抗拉强度及变形参数
表2 韩城煤岩三轴抗压强度试验结果
由表1和表2中的实验测试资料可见,韩城煤岩力学特性较差,抗压强度均在10MPa以下。三类煤岩比较而言,3#和5#煤的物理力学特性要比11#煤强,11#煤的残余强度非常低。因此,在煤层气工程中必须注意煤岩力学特性对排采强度控制的影响。
煤岩应力状态影响渗透率变化机理
基于对韩城主力产气煤层煤岩(3#,5#和11#煤)进行的室内试验和应力应变全曲线下煤岩应力状态对渗流能力影响关系研究表明,煤岩的绝对渗透率在初始弹性变形阶段是随有效应力的增加而减小,但减小的幅度并不大;当有效应力接近煤岩的峰值强度时,由于原有裂隙的开裂和新裂隙的出现导致渗透率缓慢增加当超过峰值强度后,渗透率迅速增大;但当有效应力接近煤岩的残余强度时,渗透率逐渐趋于稳定。
其中,煤岩弹性极限点为原生裂隙开裂、新裂纹开始萌生的临界点。
2 合理动液面高度的确定
在煤层气开采过程中,随着动液面的降低,储层煤岩应力状态不断发生变化,导致煤岩的结构特征和孔隙率等物理力学特性发生改变,因而影响了储层的渗流能力。在此过程中,储层渗透率的变化规律与煤岩的力学特性和煤岩的应力状态变化规律密切相关。根据煤岩应力状态对绝对渗透率的影响关系,考虑煤层气井井周具有破碎区的弹塑性应力状态,则可以通过对井周围岩进行应力状态变化规律分析,另由煤层气生产不同阶段井周应力分布与井底流压及套压和液柱高度之间的关系,忽略气柱摩擦阻力,推导得出保持储层处于塑性裂隙发育阶段的液柱高度合理区间为
中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集
则,动液面高度为h′w=H-hw
另由工程实际分析可知,井底流压的上限值不超过储层原始压力pe。
式中:H为储层埋深;pe,pc,p0分别表示为储层压力,套管压力和原岩平均水平应力;c,φ,cr,φr,St分别表示煤岩的粘聚力,内摩擦角,残余粘聚力,残余摩擦角和抗拉强度;ρg表示液柱重度。
因此,要想提高渗透率,应控制合理的动液面高度变化范围,以保持井周应力状态为弹塑性状态,以在井周形成割理或裂隙贯通的流体运移通道,且随着开采过程中塑性区的发展,在井周出现塑性软化区或破碎区,但需防止井周出现过大塑性软化区。
合理的动液面高度变化范围与煤岩的力学性质、储层埋深密切相关,尤其是受内摩擦角影响较大。由于储层的软化区受煤粉的影响会使渗透率受到抑制,因此,在煤层气开采过程中需根据储层的力学特性及埋深来合理控制动液面高度,尽量避免软化区大范围产生,以免造成储层伤害而影响煤层气的进一步开采。
3 动液面合理降低速率
由煤岩的加载速率效应可知,加载速率对煤岩的强度呈正相关影响,同时煤岩脆性亦增强。对于各向异性的煤岩介质,过快的加载速率不利于煤岩中的原始裂隙裂缝的稳定扩展和煤层气的渗透的提高。同理,对于煤层气工程排采过程中的动液面降低速率对井周储层煤岩具有类似的影响机理,如果动液面降低速率过快,将会使储层煤岩有效应力快速增大,最终不合理的动液面降低速率导致煤岩出现脆性破碎并有大量煤粉产生,对储层造成巨大的伤害。所以,煤层气开采不同阶段需控制动液面降低速率在合理值域内。
当储层煤岩处于初始弹性应力状态下时,
中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集
当储层煤岩处于裂隙扩展的塑性阶段,即动液面高度满足(1)式时,
中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集
式中:h′w表示动液面降低速率;ωcr、ωce为塑性软化阶段和弹性阶段的动液面降压速率上限值,可通过试验和现场数据综合分析确定。
4 韩城地区工程应用
韩城地区煤层气为多煤层储层联合排采,煤岩力学特性较差,合理的动液面变化规律对煤层气的高效排采具有很大的意义。根据韩城煤岩的试验力学参数和合理动液面高度变化规律的确定方法(见式1~3),对韩城地区WL1和WL2的3#和5#煤联合开采的典型煤层气井排采数据进行了统计计算分析,结果见表3。
表3 合理动液面高度降低速率上限值
通过拟合分析可得:
在开采初期的弹性阶段,3#、5#煤联合开采井的动液面近似合理降低速率上限值h′w(m/d)随储层埋深h(m)的变化规律分别为:h′w≤;当井周煤岩处于塑性阶段,3#,5#煤联合开采井的动液面合理降低速率上限值h′w(m/d)随储层埋深h(m)的变化规律为:hw≤。
开采过程中无论是初始弹性阶段或塑性破坏阶段,动液面降低速率上限值与储层埋深均近似呈线性递增的规律。煤岩力学特性对开采过程中降液速率影响较大,因此对于力学特性较差的储层,需控制好降液速率才能维持较高的排采能力。初始弹性阶段的降液速率比中期塑性阶段的降液速率一般高4~5倍,这也恰好与室内强度实验曲线峰值前后稳定加载的速率值相同。考虑到工程实际中的安全因素,建议取的安全系数。
5 结论
(1)本文基于煤岩试验揭示了煤层气开采过程中井周煤岩应力状态对渗透率影响的力学机理;储层有效应力随着压降漏斗不断扩展而不断增大,煤岩从原岩区到井壁处,由原始的弹性状态进入塑性状态,在井壁处出现张拉破坏区,此时裂隙开裂积累,日产能达到最大。
(2)以韩城地区煤层气工程数据为依托,探讨提出了生产过程中为提高储层的渗流能力,合理动液面高度变化规律的控制范围及降低速率上限值,对煤层气井的合理排采具有借鉴意义。
(3)煤层气开采受多种因素的综合影响,还需考虑表皮效应(储层伤害)和压裂效果的影响,有待进一步考虑研究。
参考文献
[1] 张新民, 张遂安.1991. 中国的煤层甲烷 [M] .西安: 陕西科学技术出版社
[2] to coalbedmethane operations [M] .Chicago: US Gas Research Institute SAULSBERRY JL, SCHAFERPS, to coalbed methane reservoir engineering [M].Chicago: US Gas Research Institute
[3] 傅雪海等.2003.多相介质煤层气储层渗透率预测理论与方法 [M] .北京: 中国矿业大学出版社
[4] 郝琦.1987.煤的显微孔隙形态特征及其成因探讨 [J] .煤炭学报. (4): 51～54
[5] 唐巨鹏,潘一山, 李成全等.2006.有效应力对煤层气解吸渗流影响试验研究 [J] . 岩石力学与工程学报,25 (8): 1563～1568
[6] 秦跃平, 王丽,李贝贝,崔丽洁.2010.压缩实验煤岩孔隙率变化规律研究 [J] .矿业工程研究.25 (1): 1～3
[7] Jüntgen for future in situ conversion of coal [J] .Fue, 1, 66: 272
[8] Gan H, Nandi S P, Walker P L of porosity in A-merican coals [J] .Fue, 1 (51): 272～277
[10] 苏现波, 陈江峰,孙俊民等.2001.煤层气地质学与探勘开发 [M] .北京:科学出版社
[11] 李相臣,康毅力, 罗平亚.2009.应力对煤岩裂缝宽度及渗透率的影响 [J] . 煤田地质与勘察学报, 37(1): 29 ～32
[12] Palmer I, Mansoori permeability depends on stress an d pore pressure in coalbeds: a new model . Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado. SPE ～564
煤的工业分析也称煤的实用分析、近似分析或技术分析，包括煤的外在水分、内在水分、全水分、分析煤样水分、灰分、挥发分、固定碳、全硫和各种硫及发热量等项目。作为校正挥发分、发热量和元素成分碳含量等需用的，碳酸盐中二氧化碳含量也属工业分析范围。一般把煤的水分、灰分、挥发分和固定碳称作煤的半工业分析，如包括硫分和发热量等分析项目，就称作煤的全工业分析。煤的工业分析是煤质分析中最基本的也是最重要的分析项目，因此凡是以煤为原料或燃料的工业部门都需要进行煤的工业分析。煤质分析化验分为两类，一类是测定煤所固有的成分如碳、氢、氧、氮等，称为元素分析，其测定结果是作为对煤进行科学分类的主要依据，在生产上，是计算发热量、热平衡、物料平衡的依据；另一类是在人为规定的条件下，（鹤壁市华诺电子科技有限公司）根据技术需要测定煤经转化生成的物质或呈现的性质如灰分、挥发分等，称作技术分， 根据水分、灰分、挥发分和固定碳含量四项基本测定结果，对煤中有机质、无机质的含量、性质等有了初步了解，并可初步判断煤的种类、加工利用效果及工业用途等。煤的工业分析是煤质分析中最基本的也是最重要的分析项目。
摘要：黑龙江省作为全国的煤炭资源大省，为国家经济建设做出了重要贡献。然而，随着时间的推移，煤炭资源逐渐枯竭。如何提高煤炭的利用率成了煤炭企业必须考虑的问题。煤炭深加工是煤炭资源综合利用的一个体现，是煤炭企业发展的一个重要途径。在当代，每个企业都充分利用人力、物力、财力资源，其中又以人力资源的应用最为重要。在人力资源管理中，又以怎样激励人为核心。但是，黑龙江省有相当一部分煤炭深加工企业没有合理的激励机制，这使得企业人员激励问题日益突出。本文对激励的相关理论进行了较为系统地阐述，从煤炭深加工企业人员激励过程中存在的问题出发，同时，对影响人员激励的因素进行分析；此外，将激励和影响激励效果的因素进行分类，利用数学函数的方法对其建立相应的函数方程，借鉴经济学的无差异曲线、能力约束曲线、均衡组合等方法，在综合管理学的激励效果和影响因素的基础上，建立激励组合模型，进一步分析模型不同变量的变化对模型的影响，然后，给出了黑龙江省煤炭深加工企业人员激励方法。本研究旨在对黑龙江省煤炭深加工企业激励机制的建立与完善提供一些参考。最后，以黑龙江省七台河市煤炭深加工企业为综合应用案例进行探讨和说明。关键词：煤炭深加工；人员激励；激励组合模型目录：摘要 IAbstract II第一章 绪论 论文的选题背景 国内外研究概况和发展趋势 论文的研究内容和思路 本章小结 6第二章 激励理论概述 管理学激励理论 经济学激励理论 本章小结 14第三章 黑龙江省煤炭深加工企业人员激励问题 黑龙江省煤炭深加工企业人员的特点 黑龙江省煤炭深加工企业人员激励问题 本章小结 20第四章 黑龙江省煤炭深加工企业人员激励因素分析 外界因素分析 个人因素分析 本章小结 27第五章 黑龙江省煤炭深加工企业人员激励模型 激励函数 激励组合模型 黑龙江省煤炭深加工企业人员激励组合模型的策略分析 本章小结 41第六章 黑龙江省煤炭深加工企业人员激励方法 针对高层管理人员的激励 中层管理人员的激励 科技人员的激励 一般员工的激励 其他人员的激励 本章小结 49第七章 综合应用：黑龙江省七台河市煤炭深加工企业人员激励研究 七台河市煤炭深加工企业概况 七台河市煤炭深加工企业人员现状 七台河市煤炭深加工企业人员激励组合分析 七台河市煤炭深加工企业人员激励方法 本章小结 59结论 60致谢 61参考文献 1 刘宝庵．组织行为学[M]．北京：中国商业出版社，2003．137-1602 关培兰．组织行为学[M]．北京：中国人民大学出版社，2003．128-1703 斯蒂芬．P．罗宾斯(Stephen P．Robbins)著．管理学原理[M]．第7版．孙键敏等译．北京：中国人民大学出版社，2004．453-4674 A．Maslow．Motivation and Personality．New York：McGraw-Hill，1954．231-2925 ，，and ．The Motivation to Work，John Wiley，1959(6)：45-476 姜宝钧.实用组织行为学[M]．北京：高等教育出版社，2005．727 B．F．Skinner．Science and Human Behavior．New York：Free Press，1953：181-1968 卢 江.组织行为学[M]．北京：中国商业出版社，2004．2819 V．H．Vroom．Work and Motivation，John Wiley，1964(6)：75-8310 L．S．Adams．Inequity in Social Exchanges．New York：Academic Press 1965．267-30011 E．A．Locke，E．Frederick，C．Lee，and P．Bobko．Effect of Self-Efficacy，Goals，and Task Strategies on Task Performance，Journal of Applied Psychology，1984：241-25112 杨秀君．目标设置理论研究综述[J]．心理科学，2004，27(1)：153-15513 M．Siegall．The Simplistic Five：An Integrative Framework for Teaching Motivation，The Organizational Behavior Teaching Review，1987，12(4)：141-14314龙君伟．校本人事开发与管理[M]．广州：广东高等教育出版社，2003．117-12515 王祖成．世界上最有效的管理：激励[M]．北京：中国统计出版社，2002．8-2916 王福新．人力资源管理[M]．北京：石油工业出版社，2001．228-26017 陆国泰．人力资源管理[M]．北京：高等教育出版社，2001．212-21618陈国富．委托—代理与机制设计：激励理论前沿专题[M]．天津：南开大学出版社，2003．30-3919 杜遵海．关于煤炭企业实施人才兴企战略的思考[J]．煤炭企业管理，2005(4)：59-6020 王振生．解决煤炭行业人才短缺问题之我见[J]．煤炭高等教育，2004，22(2)：104-10621 刘衍杰，李铁，杨立军．实施煤炭深加工战略的思考[J]．煤炭经济研究，2005(1)：13-1422 江建华．浅谈煤炭企业人力资源的开发[J]．煤炭经济研究，2005(3)：72-7323 刘 伟，刘金明．煤炭企业人力资源利用的现状及对策[J]．江西煤炭科技，2005(1)：68-6924 张海娟．国有企业激励机制存在的问题及对策初探[J]．边疆经济与文化，2005，15(3)：21-2425 王廷弼．问题与对策：关于煤炭行业人才队伍建设的思考[J]．煤炭高等教育，2004(2)：48-5026 夏泽育．谈煤炭行业人才队伍现状及对策[J]．中国科技信息，2005(15)：24-2827 高鸿业．西方经济学 [M]．北京：中国人民大学出版社，2003．78-8828 黎诣远．西方经济学[M]．北京：高等教育出版社，1999．79-8429 李善民．西方经济学原理[M]．广州：中山大学出版社，2003．67-7530 贺家铁，曾德明，姚艳红．公司高级管理层激励组合模型设计与分析（J）．系统工程，2005(12)：52-5431 朱清香，胡望斌．浅谈人力资源管理中的激励模型设计[J]．东方论坛，2003(3)：121-12532 李 垣，张完定．管理者激励组合的理论探讨（J）．管理工程学报，2002(3)：54-5633 张望军，彭剑锋．中国企业知识型员工激励机制实证分析[J]．科研管理，2001，22(6)：90-9634 解东辉．浅析煤炭企业战略性人力资源管理[J]．煤炭经济研究，2005(5)：43 -4435 颜爱民，宋夏伟，袁凌．人力资源管理理论与实务[M]．武汉：中南大学出版社，2004．301-30636 王福新．人力资源管理[M]．北京：石油工业出版社，2005．258-26537 王建香．论企业人力资源的开发与利用[J]．大众标准化，2005(1)：10-1738 黄 雯．湖北建筑业高层次人才激励研究[D] ：〔硕士学位论文〕．武汉：武汉理工大学文法学院，2005 39 汤 睿．济钢科技人员激励研究[D] ：〔硕士学位论文〕．大连：大连理工大学经济管理学院，200240 朱先奇，刘庆玲．国有企业人力资源管理存在的问题及对策分析[J]．山西高等学校社会科学学报，2005，17(1)：49-5141 王 莉．黑龙江省煤炭资源型工业及第振兴策略研究[D] ：〔硕士学位论文〕．哈尔滨：哈尔滨工程大学经济管理学院，200442 马桂兰．黑龙江省国有重点煤炭企业改制问题研究[D] ：〔硕士学位论文〕．哈尔滨：哈尔滨工程大学经济管理学院，200343 胡 静．激励机制的研究及其在中国的实践[D] ：〔硕士学位论文〕．武汉：武汉理工大学经济学院，200444 李 霞．论我国国企人力资本激励机制[D] ：〔硕士学位论文〕．武汉：华中农业大学管理学院，200445丁 琦．浅析煤炭企业人才队伍现状[J]．山东煤炭科技，2005(1)：7846 王振生．解决煤炭行业人才短缺问题之我见[J]．煤炭高等教育，2004(2)：35-3747 李伟昌．企业激励方法研究[D] ：〔硕士学位论文〕．哈尔滨：哈尔滨工程大学经济管理学院，200448黄玉春．人力资本定价及激励[D] ：〔硕士学位论文〕．西安：西北大学经济管理学院，2004
巨野煤田煤质分析及科学利用评价摘要]从工业、元素、工艺性质方面，对巨野煤田煤质进行了详细的分析，根据其煤质特点，进行科学论证，得出巨野煤田是优质动力用煤和炼焦用煤的结论，可以用来制备水煤浆，用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品，用作焦化原料等。[关键词]煤质分析；煤质特点；科学利用；评价1巨野煤田煤质分析煤的工业分析工业分析是确定煤组成最基本的方法。在指标中，灰分可近似代表煤中的矿物质，挥发分和固定碳可近似代表煤中的有机质。衡量煤灰分性能指标主要有灰分含量、灰分组成、煤灰熔融性（DT、ST、HT和FT）。其中煤灰熔融性是动力用煤和气化用煤的重要性能指标。一般以煤灰软化的温度（即灰熔点ST）作为衡量煤灰熔融性的指标。龙固矿钻孔煤样工业分析结果(表1)变形温度（DT）为煤灰锥体尖端开始弯曲或变圆时的温度；软化温度（ST)为煤灰锥体弯曲至锥尖触及底板变成球形时的温度；半球温度（HT）为灰锥形变至近似半球形，即高约等于底长的一半时的温度；流动温度（FT）为煤灰锥体完全熔化展开成高度＜ mm薄层时的温度。彭庄矿钻孔煤样工业分析结果（表2）2煤质特点及科学利用评价巨野煤田煤质特点由煤炭科学研究总院《巨野矿区煤质特征及菜加工利用途径评价》可以看出巨野煤田煤质有如下特点：①灰分含量低，属于中、低灰煤层。②挥发分含量高，各煤层原煤的挥发分含量在33%以上，且差异不大，均属于高挥发分煤种。③磷含量特低；硫分含量上低下高。④干燥基低位热值高。各层煤的都比较高，且随原煤灰分的降低而升高。⑤粘结指数、胶质层厚度和焦油产率均较高。⑥碳、氢含量较高。碳含量在～之间，氢含量在～之间，C/H比值＜16。⑦灰熔点上高下低。成浆性实验评价2008年1月，华东理工大学对巨野煤田龙固矿(1#)、赵楼矿(2#)和彭庄矿(3#)原煤进行成浆性实验及评价。成浆浓度实验成浆浓度是指剪切速率100 s-1，粘度为1 000 mPa·s，水煤浆能达到的浓度。采用双峰级配制浆，粗颗粒与细颗粒质量比为3∶7；选取腐殖酸盐作为添加剂，用量为煤粉质量的1%。制成一系列浓度的水煤浆，测量其流动性，观察水煤浆的表观粘度随成浆浓度上升的变化规律，结果如表10所示。由表10看出，随着煤浆浓度增大，煤浆表观粘度也明显升高。本实验3种煤样成浆浓度分别为龙固矿66%(wt)；赵楼矿67%(wt)；彭庄矿68%(wt)。流变性实验水煤浆流变特性是指受外力作用发生流动与变形的特性。良好的流变性和流动性是气化水煤浆的重要指标之一。将实验用煤制成适宜浓度的水煤浆，然后用NXS-4 C型水煤浆粘度计测定其粘度。将水煤浆的表观粘度随剪切变化的规律绘制成曲线，观察水煤浆的流变特性，见表11。从表11可以看出，3种煤制成的水煤浆中，随着剪切速率增大，表观粘度都随之降低，均表现出一定的屈服假塑性。屈服假塑性有利于气化水煤浆的储存、泵送和雾化。实验结论煤粉粗粒度（40～200目）和细颗粒（＜200目）质量比为3∶7，腐殖酸盐作为添加剂，添加量为煤粉质量的1%时，龙固矿煤浆浓度为66%（wt）、赵楼矿煤浆浓度为67%（wt）、彭庄矿煤浆浓度为68%（wt），满足加压气流床水煤浆气化技术对水煤浆浓度的要求。原料煤的应用适合于制备水煤浆水煤浆不但是煤替代重油的首选燃料，而且是加压气流床水煤浆气化制备合成气的重要原料。同时它又是一种很有前途的清洁工业燃料。实践上，华东理工大学“巨野煤田原煤成浆性实验评价报告”表明：巨野煤田各矿井原料煤均适合于制备高浓度稳定水煤浆。用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品巨野煤田原煤属于高发热量的煤种（弹筒热平均值在28～31 MJ/kg之间），该煤有利于降低氧气和能量消耗，并能提高气化产率；因灰熔点较高（＞1 300℃），有利于固态排渣。根据鞍钢和武钢分别使用双鸭山和平项山1/3焦煤作高炉喷吹的经验，巨野煤田的1/3焦煤与双鸭山和平顶山1/3焦煤一样成浆性较好，其1/3焦煤洗精煤可以制成水煤浆，作为德士古（Texaco）水煤浆气化炉高炉喷吹用原料。煤气化得到的合成气既可通过变换用于合成氨/尿素，又可经净化脱硫合成甲醇或二甲醚。以甲醇为基础可进一步合成其他约120余种化工产品。另外，还可利用甲醇制备醇醚燃料及合成液体烃燃料等。用作焦化原料焦化用于生产冶金焦、化工焦，其副产焦炉煤气可用于合成甲醇或合成氨，副产煤焦油进行分离和深加工后可得到一系列化工原料及化工产品。由表12看出，巨野煤田大槽煤经过洗选以后，可以供将来的400万t/a焦化厂或者上海宝钢等大型钢铁企业生产I级焦炭时作配煤炼焦使用；灰分≤的8级精煤（2#），也可供华东地区的中小型焦化企业生产2级和3级冶金焦的配煤炼焦使用。此外，该煤也可以单独炼焦，但所生产焦炭的孔隙率偏高，最好进行配煤炼焦。远景目标———煤制油煤直接液化可得到汽油、煤油等多种产品。巨野煤田的大部分煤层均为富油煤，尤其是15煤层平均焦油产率＞12%，属高油煤；根据元素分析计算的碳氢比各煤层均＜16%；大部分煤层挥发分＞35%的气煤和气肥煤通过洗选后的精煤挥发分＞37%，而其灰分＜10%。因此，巨野煤田的煤炭都是较好的液化用原料煤。煤间接液化可制取液体烃类。煤经气化后，合成气通过F-T合成，可以制取液体烃类，如汽油、柴油、石腊等化工产品及化工原料。3结语综上所述，巨野煤田第三煤层大槽煤属于低灰、低硫、低磷、结焦性好、挥发分高、发热量高的煤炭资源，其中的气煤、1/3焦煤、气肥煤、肥煤、天然焦等是国内紧缺的煤种，它们的洗精煤不仅可作为炼焦用煤、动力用煤，而且是制备水煤浆和高炉喷吹气化的重要原料。因此,菏泽大力发展煤气化合成氨和甲醇并拉长产业链搞深度加工是必然的正确选择。
煤炭气化技术虽有很多种不同的分类方法，但一般常用按生产装置化学工程特征分类方法进行分类，或称为按照反应器形式分类。气化工艺在很大程度上影响煤化工产品的成本和效率，采用高效、低耗、无污染的煤气化工艺(技术)是发展煤化工的重要前提，其中反应器便是工艺的核心，可以说气化工艺的发展是随着反应器的发展而发展的，为了提高煤气化的气化率和气化炉气化强度，改善环境，新一代煤气化技术的开发总的方向，气化压力由常压向中高压（ MPa）发展；气化温度向高温（1500～1600℃）发展；气化原料向多样化发展；固态排渣向液态排渣发展。 固定床气化也称移动床气化。固定床一般以块煤或焦煤为原料。煤由气化炉顶加入，气化剂由炉底加入。流动气体的上升力不致使固体颗粒的相对位置发生变化，即固体颗粒处于相对固定状态，床层高度亦基本保持不变，因而称为固定床气化。另外，从宏观角度看，由于煤从炉顶加入，含有残炭的炉渣自炉底排出，气化过程中，煤粒在气化炉内逐渐并缓慢往下移动，因而又称为移动床气化。固定床气化的特性是简单、可靠。同时由于气化剂于煤逆流接触，气化过程进行得比较完全，且使热量得到合理利用，因而具有较高的热效率。固定床气化炉常见有间歇式气化（UGI）和连续式气化（鲁奇Lurgi）2种。前者用于生产合成气时一定要采用白煤（无烟煤）或焦碳为原料，以降低合成气中CH4含量，国内有数千台这类气化炉，弊端颇多；后者国内有20多台炉子，多用于生产城市煤气；该技术所含煤气初步净化系统极为复杂，不是公认的首选技术。（1）、固定床间歇式气化炉（UGI）以块状无烟煤或焦炭为原料，以空气和水蒸气为气化剂，在常压下生产合成原料气或燃料气。该技术是30年代开发成功的，投资少，容易操作，目前已属落后的技术，其气化率低、原料单一、能耗高，间歇制气过程中，大量吹风气排空，每吨合成氨吹风气放空多达5 000 m3，放空气体中含CO、CO2、H2、H2S、SO2、NOx及粉灰；煤气冷却洗涤塔排出的污水含有焦油、酚类及氰化物，造成环境污染。我国中小化肥厂有900余家，多数厂仍采用该技术生产合成原料气。随着能源政策和环境的要来越来越高，不久的将来，会逐步为新的煤气化技术所取代。（2）、鲁奇气化炉30年代德国鲁奇（Lurgi）公司开发成功固定床连续块煤气化技术，由于其原料适应性较好，单炉生产能力较大，在国内外得到广泛应用。气化炉压力（～）MPa，气化反应温度（800～900）℃，固态排渣，气化炉已定型（MK～1～MK－5），其中MK－5型炉，内径，投煤量（75～84）吨/h，粉煤气产量（10～14）万m3/h。煤气中除含CO和H2外，含CH4高达10%～12%，可作为城市煤气、人工天然气、合成气使用。缺点是气化炉结构复杂、炉内设有破粘和煤分布器、炉篦等转动设备，制造和维修费用大；入炉煤必须是块煤；原料来源受一定限制；出炉煤气中含焦油、酚等，污水处理和煤气净化工艺复杂、流程长、设备多、炉渣含碳5%左右。针对上述问题，1984年鲁奇公司和英国煤气公司联合开发了液体排渣气化炉（BGL），特点是气化温度高，灰渣成熔融态排出，炭转化率高，合成气质量较好，煤气化产生废水量小并且处理难度小，单炉生产能力同比提高3～5倍，是一种有发展前途的气化炉。 流化床气化又称为沸腾床气化。其以小颗粒煤为气化原料，这些细颗粒在自下而上的气化剂的作用下，保持着连续不断和无秩序的沸腾和悬浮状态运动，迅速地进行着混合和热交换，其结果导致整个床层温度和组成的均一。流化床气化能得以迅速发展的主要原因在于：（1）生产强度较固定床大。（2）直接使用小颗粒碎煤为原料，适应采煤技术发展，避开了块煤供求矛盾。（3）对煤种煤质的适应性强，可利用如褐煤等高灰劣质煤作原料。流化床气化炉常见有温克勒（Winkler）、灰熔聚（U-Gas）、循环流化床（CFB）、加压流化床（PFB是PFBC的气化部分）等。（1）、循环流化床气化炉CFB鲁奇公司开发的循环流化床气化炉（CFB）可气化各种煤，也可以用碎木、树皮、城市可燃垃圾作为气化原料，水蒸气和氧气作气化剂，气化比较完全，气化强度大，是移动床的2倍，碳转化率高（97%），炉底排灰中含碳2%～3%，气化原料循环过程中返回气化炉内的循环物料是新加入原料的40倍，炉内气流速度在（5～7）m/s之间，有很高的传热传质速度。气化压力。气化温度视原料情况进行控制，一般控制循环旋风除尘器的温度在（800～1050）℃之间。鲁奇公司的CFB气化技术，在全世界已有60多个工厂采用，正在设计和建设的还有30多个工厂，在世界市场处于领先地位。CFB气化炉基本是常压操作，若以煤为原料生产合成气，每公斤煤消耗气化剂水蒸气，氧气，可生产煤气 （～）m3。煤气成份CO+H2>75%，CH4含量左右， CO215%，低于德士古炉和鲁奇MK型炉煤气中CO2含量，有利于合成氨的生产。（2）、灰熔聚流化床粉煤气化技术灰熔聚煤气化技术以小于6mm粒径的干粉煤为原料，用空气或富氧、水蒸气作气化剂，粉煤和气化剂从气化炉底部连续加入，在炉内（1050～1100）℃的高温下进行快速气化反应，被粗煤气夹带的未完全反应的残碳和飞灰，经两极旋风分离器回收，再返回炉内进行气化，从而提高了碳转化率，使灰中含磷量降低到10%以下，排灰系统简单。粗煤气中几乎不含焦油、酚等有害物质，煤气容易净化，这种先进的煤气化技术中国已自行开发成功。该技术可用于生产燃料气、合成气和联合循环发电，特别用于中小氮肥厂替代间歇式固定床气化炉，以烟煤替代无烟煤生产合成氨原料气，可以使合成氨成本降低15%～20%，具有广阔的发展前景。U－Gas在上海焦化厂（120吨煤/天）1994年11月开车，长期运转不正常，于2002年初停运；中科院山西煤化所开发的ICC灰熔聚气化炉，于2001年在陕西城化股份公司进行了100吨/天制合成气工业示范装置试验。CFB、PFB可以生产燃料气，但国际上尚无生产合成气先例；Winkler已有用于合成气生产案例，但对粒度、煤种要求较为严格，甲烷含量较高（～），而且设备生产强度较低，已不代表发展方向。 气流床气化是一种并流式气化。从原料形态分有水煤浆、干煤粉2类；从专利上分，Texaco、Shell最具代表性。前者是先将煤粉制成煤浆，用泵送入气化炉，气化温度1350～1500℃；后者是气化剂将煤粉夹带入气化炉，在1500～1900℃高温下气化，残渣以熔渣形式排出。在气化炉内，煤炭细粉粒经特殊喷嘴进入反应室，会在瞬间着火，直接发生火焰反应，同时处于不充分的氧化条件下，因此，其热解、燃烧以吸热的气化反应，几乎是同时发生的。随气流的运动，未反应的气化剂、热解挥发物及燃烧产物裹夹着煤焦粒子高速运动，运动过程中进行着煤焦颗粒的气化反应。这种运动状态，相当于流化技术领域里对固体颗粒的“气流输送”，习惯上称为气流床气化。气流床气化具有以下特点:(1)短的停留时间(通常1s)；(2)高的反应温度(通常1300-1500℃)；(3)小的燃料粒径(固体和液体，通常小于)；(4)液态排渣。而且，气流床气化通常在加压(通常20-50bar)和纯氧下运行。气流床气化主要有以下几种分类方式：(1)根据入炉原料的输送性能可分为干法进料和湿法进料；(2)根据气化压力可分为常压气化和加压气化；(3)根据气化剂可分为空气气化和氧气气化；(4)根据熔渣特性可分为熔渣气流床和非熔渣气流床。在熔渣气流床气化炉中，燃料灰分在气化炉中熔化。熔融的灰分在相对较冷的壁面上凝聚并最终形成一层保护层，然后液态熔渣会沿着该保护层从气化炉下部流出。熔渣的数量应保证连续的熔渣流动。通常，熔渣质量流应至少占总燃料流的6%。为了在给定的温度下形成具有合适粘度的液态熔渣，通常在燃料中添加一种被称为助熔剂的物质。这种助熔剂通常是石灰石和其它一些富含钙基的物质。在非熔渣气流床气化炉中，熔渣并不形成，这就意味着燃料必须含有很少量的矿物质和灰分，通常最大的灰分含量是1%。非熔渣气流床气化炉由于受原料的限制，因此工业上应用的较少。气流床对煤种（烟煤、褐煤）、粒度、含硫、含灰都具有较大的兼容性，国际上已有多家单系列、大容量、加压厂在运作，其清洁、高效代表着当今技术发展潮流。干粉进料的主要有K-T（Koppres-Totzek）炉、Shell- Koppres炉、Prenflo炉、Shell炉、GSP炉、ABB-CE炉，湿法煤浆进料的主要有德士古（Texaco）气化炉、Destec炉。（1）、德士古（Texaco）气化炉美国Texaco(2002年初成为Chevron公司一部分，2004年5月被GE公司收购)开发的水煤浆气化工艺是将煤加水磨成浓度为60～65%的水煤浆，用纯氧作气化剂，在高温高压下进行气化反应，气化压力在～之间，气化温度1400℃，液态排渣，煤气成份CO+H2为80%左右，不含焦油、酚等有机物质，对环境无污染，碳转化率96～99%，气化强度大，炉子结构简单，能耗低，运转率高，而且煤适应范围较宽。目前Texaco最大商业装置是Tampa电站，属于DOE的CCT-3，1989年立项，1996年7月投运，12月宣布进入验证运行。该装置为单炉，日处理煤2000～2400吨，气化压力为，氧纯度为95%，煤浆浓度68%，冷煤气效率～76%，净功率250MW。Texaco气化炉由喷嘴、气化室、激冷室(或废热锅炉)组成。其中喷嘴为三通道，工艺氧走一、三通道，水煤浆走二通道，介于两股氧射流之间。水煤浆气化喷嘴经常面临喷口磨损问题，主要是由于水煤浆在较高线速下(约30m/s)对金属材质的冲刷腐蚀。喷嘴、气化炉、激冷环等为Texaco水煤浆气化的技术关键。80年代末至今，中国共引进多套Texaco水煤浆气化装置，用于生产合成气，我国在水煤浆气化领域中积累了丰富的设计、安装、开车以及新技术研究开发经验与知识。从已投产的水煤浆加压气化装置的运行情况看，主要优点：水煤浆制备输送、计量控制简单、安全、可靠；设备国产化率高，投资省。由于工程设计和操作经验的不完善，还没有达到长周期、高负荷、稳定运行的最佳状态，存在的问题还较多，主要缺点：喷嘴寿命短、激冷环寿命仅一年、褐煤的制浆浓度约59%～61%；烟煤的制浆浓度为65%；因汽化煤浆中的水要耗去煤的8%，比干煤粉为原料氧耗高12%～20%，所以效率比较低。（2）、Destec（Global E-Gas）气化炉Destec气化炉已建设2套商业装置，都在美国：LGT1（气化炉容量2200吨/天，，1987年投运）与Wabsh Rive（二台炉，一开一备，单炉容量2500吨/天，，1995年投运）炉型类似于K-T，分第一段（水平段）与第二段（垂直段），在第一段中，2个喷嘴成180度对置，借助撞击流以强化混合，克服了Texaco炉型的速度成钟型（正态）分布的缺陷，最高反应温度约1400℃。为提高冷煤气效率，在第二阶段中，采用总煤浆量的10%～20%进行冷激（该点与Shell、Prenflo的循环没气冷激不同），此处的反应温度约1040℃，出口煤气进火管锅炉回收热量。熔渣自气化炉第一段中部流下，经水冷激固化，形成渣水浆排出。E-Gas气化炉采用压力螺旋式连续排渣系统。Global E-Gas气化技术缺点为：二次水煤浆停留时间短，碳转化率较低；设有一个庞大的分离器，以分离一次煤气中携带灰渣与二次煤浆的灰渣与残炭。这种炉型适合于生产燃料气而不适合于生产合成气。（3）、Shell气化炉最早实现工业化的干粉加料气化炉是K-T炉，其它都是在其基础之上发展起来的，50年代初Shell开发渣油气化成功，在此基础上，经历了3个阶段：1976年试验煤炭30余种；1978年与德国Krupp-Koppers（krupp-Uhde公司的前身）合作，在Harburg建设日处理150t煤装置；两家分手后，1978年在美国Houston的Deer Park建设日处理250t高硫烟煤或日处理400t高灰分、高水分褐煤。共费时16年，至1988年Shell煤技术运用于荷兰Buggenum IGCC电站。该装置的设计工作为年，1990年10月开工建造，1993年开车，1994年1月进入为时3年的验证期，目前已处于商业运行阶段。单炉日处理煤2000t。Shell气化炉壳体直径约，4个喷嘴位于炉子下部同一水平面上，沿圆周均匀布置，借助撞击流以强化热质传递过程，使炉内横截面气速相对趋于均匀。炉衬为水冷壁（Membrame Wall），总重500t。炉壳于水冷管排之间有约间隙，做安装、检修用。煤气携带煤灰总量的20%～30%沿气化炉轴线向上运动，在接近炉顶处通入循环煤气激冷，激冷煤气量约占生成煤气量的60%～70%，降温至900℃，熔渣凝固，出气化炉，沿斜管道向上进入管式余热锅炉。煤灰总量的70%～80%以熔态流入气化炉底部，激冷凝固，自炉底排出。粉煤由N2携带，密相输送进入喷嘴。工艺氧（纯度为95%）与蒸汽也由喷嘴进入，其压力为～。气化温度为1500～1700℃，气化压力为。冷煤气效率为79%～81%；原料煤热值的13%通过锅炉转化为蒸汽；6%由设备和出冷却器的煤气显热损失于大气和冷却水。Shell煤气化技术有如下优点：采用干煤粉进料，氧耗比水煤浆低15%；碳转化率高，可达99%，煤耗比水煤浆低8%；调解负荷方便，关闭一对喷嘴，负荷则降低50%；炉衬为水冷壁，据称其寿命为20年，喷嘴寿命为1年。主要缺点：设备投资大于水煤浆气化技术；气化炉及废锅炉结构过于复杂，加工难度加大。我公司直接液化项目采用此技术生产氢气。（4）、GSP气化炉GSP（GAS Schwarze Pumpe）称为“黑水泵气化技术”，由前东德的德意志燃料研究所（简称DBI）于1956年开发成功。目前该技术属于成立于2002年未来能源公司(FUTURE ENERGY GmbH)（Sustec Holding AG子公司）。GSP气化炉是一种下喷式加压气流床液态排渣气化炉，其煤炭加入方式类似于shell，炉子结构类似于德士古气化炉。1983年12月在黑水泵联合企业建成第一套工业装置，单台气化炉投煤量为720吨/天，1985年投入运行。GSP气化炉目前应用很少，仅有5个厂应用，我国还未有一台正式使用，宁煤集团（我公司控股）将要引进此技术用于煤化工项目。总之，从加压、大容量、煤种兼容性大等方面看，气流床煤气化技术代表着气化技术的发展方向，水煤浆和干煤粉进料状态各有利弊，界限并不十分明确，国内技术界也众说纷纭。
煤的工业分析也称煤的实用分析、近似分析或技术分析，包括煤的外在水分、内在水分、全水分、分析煤样水分、灰分、挥发分、固定碳、全硫和各种硫及发热量等项目。作为校正挥发分、发热量和元素成分碳含量等需用的，碳酸盐中二氧化碳含量也属工业分析范围。一般把煤的水分、灰分、挥发分和固定碳称作煤的半工业分析，如包括硫分和发热量等分析项目，就称作煤的全工业分析。煤的工业分析是煤质分析中最基本的也是最重要的分析项目，因此凡是以煤为原料或燃料的工业部门都需要进行煤的工业分析。煤质分析化验分为两类，一类是测定煤所固有的成分如碳、氢、氧、氮等，称为元素分析，其测定结果是作为对煤进行科学分类的主要依据，在生产上，是计算发热量、热平衡、物料平衡的依据；另一类是在人为规定的条件下，（鹤壁市华诺电子科技有限公司）根据技术需要测定煤经转化生成的物质或呈现的性质如灰分、挥发分等，称作技术分， 根据水分、灰分、挥发分和固定碳含量四项基本测定结果，对煤中有机质、无机质的含量、性质等有了初步了解，并可初步判断煤的种类、加工利用效果及工业用途等。煤的工业分析是煤质分析中最基本的也是最重要的分析项目。
碎煤固定层加压气化采用的原料煤粒度为6～50mm，气化剂采用水蒸汽与纯氧作为气化剂。该技术氧耗量较低，原料适应性广，可以气化变质程度较低的煤种（如褐煤、泥煤等），得到各种有价值的焦油、轻质油及粗酚等多种副产品。该技术的典型代表是鲁奇加压气化技术和BGL碎煤熔渣气化技术。该气化技术的优点：原料适应范围广，除黏结性较强的烟煤外，从褐煤到无烟煤均可气化，可气化水分、灰分较高的劣质煤。氧耗量较低，气化较年轻的煤时，可以得到各种有价值的焦油、轻质油及粗酚等多种副产品。该气化技术存在的不足：该技术出炉煤气中甲烷和二氧化碳的含量较高，有效气的含量较低。蒸汽分解率低。一般蒸汽分解率约为40 %，蒸汽消耗较大，未分解的蒸汽在后序工段冷却，造成气化废水较多，由于废水中含有酚类物质，导致废水处理工序流程长，投资高。 粉煤流化床加压气化又称之为沸腾床气化，这是一种成熟的气化工艺，在国外应用较多，该工艺可直接使用0～6mm碎煤作为原料，备煤工艺简单，气化剂同时作为流化介质，炉内气化温度均匀，典型的代表有德国温克勒气化技术，山西煤化所的ICC灰融聚气化技术和恩德粉煤气化技术。虽然近年来流化床气化技术已有较大发展，相继开发了如高温温柯勒（HTW）、U-Gas等加压流化床气化新工艺以及循环流化床工艺（CFB），在一定程度上解决了常压流化床气化存在的带出物过多等问题，但仍然存在煤气中带出物含量高、带出物碳含量高且又难分离、碳转化率偏低、煤气中有效成分低，而且要求煤高活性、高灰熔点等多方面问题。 气流床加压气化技术大都以纯氧作为气化剂，在高温高压下完成气化过程，粗煤气中有效气（CO+H2）含量高，碳转化率高，不产生焦油、萘和酚水等，是一种环境友好型的气化技术。气流床气化技术主要分为水煤浆气化技术和粉煤气化技术。