CN115559695A - 一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存方法及系统，该方法主要是将煤矿区燃煤电厂、矸石电厂、瓦斯电厂排出的含低浓度CO2的高温烟气和煤化工厂、煤制氢气厂等排出的部分含高浓度CO2的烟气经过混配、除尘、控温、调湿后直接以高压注入深部不可采煤层，利用烟气分压作用和CO2的强吸附性，诱导置换出煤层内的甲烷；通过高温热效应和烟气CO2‑H2O‑煤岩化学反应的协同作用，强化深部储层结构改性，改善储层渗透性，显著提升了高温烟气的注入和甲烷驱排运移效率。本发明跳过了CO2捕集环节，大大降低了CO2驱煤层气封存的技术成本，在强化煤层气资源的开发同时实现烟气中CO2和硫化物等有害气体的有效封存。
Description
技术领域
本发明涉及CO2驱煤层气封存技术领域，具体涉及一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存方法及系统。
背景技术
煤炭资源在我国能源体系中扮演压舱石作用的状况在短期内难以改变，煤炭矿区往往聚集着煤化工厂、煤制氢厂、燃煤电厂等CO2高排放企业，减碳减排需求迫切。由于当前CO2捕集分离工艺成本较高、能耗较大，导致CO2捕集、利用与封存(CCUS)技术工艺难以在矿区多种高排行业中得到推广应用。当前 CO2的地质封存是CCUS的重要途经，CO2的化工利用体量远小于地质封存。在煤矿区将捕集的CO2用于强化煤层气高效开发同时实现CO2封存，即CO2-ECBM 技术，是一种适合煤矿区CO2减排的有效技术，然而纯CO2直接用于驱煤层封存利用时，煤体吸附大量CO2发生膨胀变形，导致储层渗透率急剧衰减，造成煤层可注性较差、煤层气排采效率低和生产周期长等问题，难以实现煤层气高效开发和CO2有效封存的目标。同时，煤层气资源的开发是我国天然气增储上产的重要途经，对我国能源供应和结构优化十分重要。我国煤层气资源丰富，深部资源占比超过70％，深部煤储层应力高、渗透率低，尚难以实现深部煤层气高效开发。因此，在能源需求下，实现煤矿区/煤炭基地多源工业烟气协同减排和深部煤层气资源的高效开发是矿区亟需解决的关键问题。
发明内容
针对矿区燃煤电厂、瓦斯电厂、煤化工厂及煤制氢厂等多源多浓度烟气捕集成本高、能耗大和减排利用难等问题，结合我国深部煤层气资源高效开发难的瓶颈问题，本发明提供一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存系统。
本发明的另一目的是提供一种基于上述封存系统的矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存方法。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
第一方面，本发明提供一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存系统，包括煤化工厂、煤制氢厂、燃煤电厂、瓦斯电厂、煤化工烟气储配系统、煤化工厂燃煤烟气储配系统、煤制氢烟气储配系统、煤制氢厂燃煤烟气储配系统、燃煤电厂烟气储配系统、瓦斯电厂烟气储配系统、生化利用储配系统、高浓度烟气储集系统、低浓度高温烟气储集系统、智能混配系统、调湿和除尘系统、调温系统、高压压缩系统、注入井筒、排采井、净化除湿系统、煤层气浓度调配与利用系统；
煤化工厂产生的CO2浓度高达90％以上的煤化工烟气输送至煤化工烟气储配系统，煤化工厂产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统；煤制氢厂产生的CO2浓度高达90％以上的煤制氢烟气输运至煤制氢烟气储配系统，煤制氢厂产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至煤制氢厂燃煤烟气储配系统；燃煤电厂产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至燃煤电厂烟气储配系统；瓦斯电厂产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至瓦斯电厂烟气储配系统；
煤化工烟气储配系统和煤制氢烟气储配系统均分别连接生化利用储配系统和高浓度烟气储集系统，煤化工厂燃煤烟气储配系统、煤制氢厂燃煤烟气储配系统、燃煤电厂烟气储配系统、瓦斯电厂烟气储配系统分别连接低浓度高温烟气储集系统，高浓度烟气储集系统和低浓度高温烟气储集系统分别经调控阀依次连接智能混配系统、调湿和除尘系统、调温系统、高压压缩系统，高压压缩系统与注入井筒连接，排采井依次与净化除湿系统、煤层气浓度调配与利用系统连接，注入井筒和排出井的一端均位于深部不可采煤层。
进一步地，所述煤化工厂的厂区内安装有煤化工系统、煤化工厂燃煤锅炉、煤化工厂除尘系统，煤化工系统产生的煤化工烟气输送至煤化工烟气储配系统，煤化工厂燃煤锅炉产生的燃煤烟气经煤化工厂除尘系统除尘后输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统；
所述煤制氢厂的厂区内安装有煤制氢系统、煤制氢厂燃煤锅炉、煤制氢厂除尘系统，煤制氢系统产生的煤制氢烟气输送至煤制氢烟气储配系统，煤制氢厂燃煤锅炉产生的燃煤烟气经煤制氢厂除尘系统除尘后输送至煤制氢厂燃煤烟气储配系统；
所述燃煤电厂的厂区内安装有燃煤电厂锅炉、燃煤电厂除尘系统，燃煤电厂锅炉产生的燃煤烟气经燃煤电厂除尘系统除尘后输送至燃煤电厂烟气储配系统；
所述瓦斯电厂的厂区内安装有瓦斯电厂燃气锅炉、瓦斯电厂除尘系统，瓦斯电厂燃气锅炉产生的燃气烟气经瓦斯电厂除尘系统除尘后输送至瓦斯电厂烟气储配系统。
进一步地，所述煤化工厂的厂区内还安装有煤化工厂脱硝系统，煤化工厂脱硝系统连接在煤化工厂燃煤锅炉与煤化工厂除尘系统之间；
所述煤制氢厂的厂区内还安装有煤制氢厂脱硝系统，煤制氢厂脱硝系统连接在煤制氢厂燃煤锅炉与煤制氢厂除尘系统之间；
所述燃煤电厂的厂区内还安装有燃煤电厂脱硝系统，燃煤电厂脱硝系统连接在燃煤电厂锅炉与燃煤电厂除尘系统之间；
所述瓦斯电厂的厂区内还安装有瓦斯电厂脱硝系统，瓦斯电厂脱硝系统连接在瓦斯电厂燃气锅炉与瓦斯电厂除尘系统之间。
第二方面，本发明还提供利用所述的系统进行矿区多源工业烟气驱煤层气封存方法，包括以下步骤：
a.矿区浅部可采煤层采出的煤炭经矿井运输系统输送至地面，并分别输运至矿区内的煤化工厂、煤制氢厂、燃煤电厂；浅部煤层瓦斯经矿井瓦斯抽采系统输送至瓦斯电厂；
b.运输至煤化工厂的煤一部分送入煤化工系统进行加工利用，产生的尾气通过低温甲醇洗捕集技术获得CO2浓度高达90％以上的煤化工烟气输运至煤化工烟气储配系统；运输至煤化工厂的另一部分煤送入煤化工厂燃煤锅炉，给煤化工系统提供能量，煤化工厂燃煤锅炉产生高温燃煤烟气，烟气经除尘后形成CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气，输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统；
c.运输至煤制氢厂的煤一部分送入煤制氢系统进行煤制氢利用，产生的尾气通过低温甲醇洗捕集技术获得CO2浓度高达90％以上的煤制氢烟气输运至煤制氢烟气储配系统；运输至煤制氢厂的另一部分煤送入煤制氢厂燃煤锅炉，给煤制氢各个环节提供能量，煤制氢厂燃煤锅炉产生高温燃煤烟气，经除尘后形成 CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气，输运至煤制氢厂燃煤烟气储配系统；
d.运输至燃煤电厂的煤进行燃烧发电利用，排出的烟气经除尘后，形成CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至燃煤电厂烟气储配系统；
e.运输至瓦斯电厂的抽采瓦斯进行燃烧发电利用，排出的烟气经除尘后，形成CO2浓度小于20％的高温燃气烟气输运至瓦斯电厂烟气储配系统；
f.煤化工烟气储配系统和煤制氢烟气储配系统中的烟气一部分经进一步提纯后，输运至生化利用储配系统进行化工原料加工利用；另一部分烟气通过矿区烟气输送管路系统运输至高浓度烟气储集系统；
g.煤化工厂燃煤烟气储配系统、煤制氢厂燃煤烟气储配系统、燃煤电厂烟气储配系统、瓦斯电厂烟气储配系统中的烟气经矿区烟气输送管路系统输运至低浓度高温烟气储集系统；
h.高浓度烟气储集系统和低浓度高温烟气储集系统里的烟气经调控阀进入智能混配系统按一定比例进行混配，以达到设定的最优CO2浓度；
i.混配后的混合烟气经管路输送至调湿和除尘系统，进行湿度调控和深度除尘，当烟气达到设定的湿度要求和含尘量要求后，通过管路输运至调温系统进行温度补偿调控，形成100-300℃的高温烟气；
j.高温烟气经高压压缩系统压缩后沿注入井筒高压注入深部不可采煤层中，高温高压烟气注入后，烟气内大量N2可以有效缓解CO2吸附膨胀引起的储层渗透率衰减，增强深部不可采煤层的可注性；同时高温使得深部不可采煤层发生初步热解可有效改善深部不可采煤层的孔裂隙结构，高温产生的热应力也将诱导深部不可采煤储层内新裂隙的产生，进一步增加了深部不可采煤层的可注性；
k.较高的可注性提高了高温烟气注入深部不可采煤层的效率，烟气内的CO2一方面可大量置换深部不可采煤层内的甲烷，另外高温有助于深部不可采煤层内的甲烷大量脱附解吸，进一步提高产气效率；同时大量CO2以吸附态的形式封存在深部不可采煤层内；此外，高温烟气内的CO2和深部不可采煤层内的水及煤岩发生CO2-H2O-煤岩化学反应，溶蚀深部不可采煤层内的矿物结构及官能团、有机小分子结构等，有助于深部不开采煤层储层渗透率的提高，进一步增强煤层甲烷的驱排效果，同时部分CO2也以生成固体矿物的形式封存在深部不可采煤层内；
l.随着高温高压烟气的持续注入，甲烷和N2混合物沿着排采井输送至地面，经净化除湿系统处理后，运输至煤层气浓度调配与利用系统进行煤层气分级利用。
进一步地，步骤c、d、e产生的燃煤烟气分别进行脱硝后再除尘，步骤f产生的燃气烟气进行脱硝后再除尘。
优选的，步骤j中，所述高温烟气的压力范围为10-30MPa。
与现有技术相比，本发明跳过了高能耗和高成本的CO2捕集环节，可显著降低矿区聚集型高排放企业CCUS全流程技术成本；同时通过多源工业烟气混配形成具有一定最优浓度和温度的高温烟气，提高了烟气驱煤层气封存效率；充分利用高温热效应和烟气CO2-H2O-煤岩化学反应协同作用强化深部储层结构的改性，提高深部储层的渗透率。有效避免纯CO2注入引发的储层渗透率衰减，大大提高了深部煤层可注性，从而促进了深部煤层气开发效率的显著提高。本发明可同时实现深部煤层气资源高效开发和矿区重点高排放企业多源工业烟气有效减排，以较低成本方式促进矿区零碳电厂、零碳煤化工和零碳煤制氢的实现，有利于绿色零碳矿区的建设，具有显著经济、环境和社会效益。
附图说明
图1是本发明实施例1的一种矿区多源工业烟气驱煤层气封存系统示意图；
图2是本发明实施例2的一种矿区多源工业烟气驱煤层气封存系统示意图；
图中：1-浅部可采煤层，2-采煤机，3-煤炭，4-矿井运输系统，5-煤化工厂， 6-煤制氢厂，7-燃煤电厂，8-浅部煤层瓦斯，9-矿井瓦斯抽采系统，10-瓦斯电厂， 11-煤化工系统，12-煤化工烟气储配系统，13-煤化工厂燃煤锅炉，14-煤化工厂脱硝系统，15-煤化工厂除尘系统，16-煤化工厂燃煤烟气储配系统，17-煤制氢系统，18-煤制氢烟气储配系统，19-煤制氢厂燃煤锅炉，20-煤制氢厂脱硝系统，21- 煤制氢厂除尘系统，22-煤制氢厂燃煤烟气储配系统，23-燃煤电厂锅炉，24-燃煤电厂脱硝系统，25-燃煤电厂除尘系统，26-燃煤电厂烟气储配系统，27-瓦斯电厂燃气锅炉，28-瓦斯电厂脱硝系统，29-瓦斯电厂除尘系统，30-瓦斯电厂烟气储配系统，31-生化利用储配系统，32-高浓度烟气储集系统，33-低浓度高温烟气储集系统，34-调控阀，35-智能混配系统，36-调湿和除尘系统，37-调温系统，38-高压压缩系统，39-注入井筒，40-深部不可采煤层，41-排采井，42-净化除湿系统， 43-煤层气浓度调配与利用系统。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细说明。
实施例1
如图1所示，本发明的一种矿区多源工业烟气驱煤层气封存系统包括煤化工厂5、煤制氢厂6、燃煤电厂7、瓦斯电厂10、煤化工烟气储配系统12、煤化工厂燃煤烟气储配系统16、煤制氢烟气储配系统18、煤制氢厂燃煤烟气储配系统 22、燃煤电厂烟气储配系统26、瓦斯电厂烟气储配系统30、生化利用储配系统 31、高浓度烟气储集系统32、低浓度高温烟气储集系统33、智能混配系统35、调湿和除尘系统36、调温系统37、高压压缩系统38、注入井筒39、排采井41、净化除湿系统42、煤层气浓度调配与利用系统43；
煤化工厂5产生的CO2浓度高达90％以上的煤化工烟气输送至煤化工烟气储配系统12，煤化工厂5产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统16；煤制氢厂6产生的CO2浓度高达90％以上的煤制氢烟气输运至煤制氢烟气储配系统18，煤制氢厂6产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至煤制氢厂燃煤烟气储配系统22；燃煤电厂7产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至燃煤电厂烟气储配系统26；瓦斯电厂10产生的 CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至瓦斯电厂烟气储配系统30；
煤化工烟气储配系统12和煤制氢烟气储配系统18分别连接生化利用储配系统31，生化利用储配系统31连接高浓度烟气储集系统32，煤化工厂燃煤烟气储配系统16、煤制氢厂燃煤烟气储配系统22、燃煤电厂烟气储配系统26、瓦斯电厂烟气储配系统30分别连接低浓度高温烟气储集系统33，高浓度烟气储集系统 32和低浓度高温烟气储集系统33分别经调控阀34依次连接智能混配系统35、调湿和除尘系统36、调温系统37、高压压缩系统38，高压压缩系统38与注入井筒39连接，排采井41依次与净化除湿系统42、煤层气浓度调配与利用系统 43连接，注入井筒39和排出井41的一端均位于深部不可采煤层40。
某矿区有分布有制甲醇的煤化工厂5、煤制氢厂6、燃煤电厂7和瓦斯电厂 10，煤化工厂5的厂区内安装有煤化工系统11、煤化工厂燃煤锅炉13、煤化工厂除尘系统15，煤制氢厂6的厂区内安装有煤制氢系统17、煤制氢厂燃煤锅炉 19、煤制氢厂除尘系统21，燃煤电厂7的厂区内安装有燃煤电厂锅炉23、燃煤电厂除尘系统25，瓦斯电厂10的厂区内安装有瓦斯电厂燃气锅炉27、瓦斯电厂除尘系统29。矿区内煤矿正在开采浅部可采煤层8，开采水平在-500m，在埋深 -1500m赋存有深部不可采煤层40。
利用上述系统进行矿区多源工业烟气驱煤层气封存方法，包括以下步骤：
a.采煤机2将矿区浅部可采煤层1采出的煤炭3经矿井运输系统4输送至地面，并分别输运至矿区内的煤化工厂5、煤制氢厂6、燃煤电厂7等；浅部煤层瓦斯8经矿井瓦斯抽采系统9输运至地面，并输送至瓦斯电厂10。
b.运输至煤化工厂5的煤一部分送入煤化工系统11，通过煤的焦化、气化等工艺措施开展煤制油、煤制甲醇、合成氨、烯烃和芳烃等化工加工利用，产生的尾气通过低温甲醇洗捕集技术获得CO2浓度高达90％以上的煤化工烟气输运至煤化工烟气储配系统12；运输至煤化工厂5的另一部分煤送入煤化工厂燃煤锅炉13，给煤化工系统11提供能量，煤化工厂燃煤锅炉13产生高温燃煤烟气，烟气含CO2浓度小于20％，温度为180-220℃，经煤化工厂除尘系统15除尘后形成CO2浓度小于20％、150-200℃温度的高温燃煤烟气，输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统16。
c.运输至煤制氢厂6的煤一部分送入煤制氢系统17，通过煤的焦化、气化等工艺措施开展煤制氢利用，产生的尾气通过低温甲醇洗捕集技术获得CO2浓度高达90％以上的煤制氢烟气输运至煤制氢烟气储配系统18；运输至煤制氢厂6 的另一部分煤送入煤制氢厂燃煤锅炉19，给煤制氢各个环节提供能量，煤制氢厂燃煤锅炉19产生高温燃煤烟气，烟气含CO2浓度小于20％，温度为180-220℃，经煤制氢厂除尘系统21除尘后形成CO2浓度小于20％、150-200℃温度的高温燃煤烟气，输运至煤制氢厂燃煤烟气储配系统22。
d.运输至燃煤电厂7的煤在燃煤电厂锅炉23内进行燃烧发电利用，燃煤电厂锅炉23排出的烟气经燃煤电厂除尘系统25除尘后，形成CO2浓度小于20％、 150-200℃的高温燃煤烟气输运至燃煤电厂烟气储配系统26。
e.抽采瓦斯运输至瓦斯电厂10，在瓦斯电厂燃气锅炉27内进行燃烧发电利用，产生的烟气经瓦斯电厂除尘系统29除尘后，形成CO2浓度小于20％、 150-200℃的高温燃气烟气输运至瓦斯电厂烟气储配系统30。
f.煤化工烟气储配系统12和煤制氢烟气储配系统18中的烟气经进一步提纯后，输运至生化利用储配系统31进行化工原料加工利用，如生产尿素、碳酸盐、水杨酸及其衍生物、醇等，也可以通过重整甲烷制备合成气或加氢制甲醇等燃料，同时可以将附近的高温油田作为天然的“原位生物反应器”，利用深地微生物把 CO2转化为具有高附加值的物质；也可结当地农业产业等发展富碳农业、微藻生物利用等；另一部分烟气通过矿区烟气输送管路系统运输至高浓度烟气储集系统 32。
g.煤化工厂燃煤烟气储配系统16、煤制氢厂燃煤烟气储配系统22、燃煤电厂烟气储配系统26、瓦斯电厂烟气储配系统30中的烟气经矿区烟气输送管路系统输运至低浓度高温烟气储集系统33。这里需指出的是由于含CO2和水蒸气的烟气为酸性气体，所涉及的运输管道需采用耐酸耐腐蚀材料。
h.高浓度烟气储集系统32和低浓度高温烟气储集系统33里的烟气经调控阀34进入智能混配系统35按一定比例进行混配，以达到设定的最优CO2浓度。最优CO2浓度的确定需针对目标深部不可采煤层40开展大量实验室实验和数值模拟分析后确定，在对煤层气开发效率影响不大的前提下尽量提升CO2浓度，以最大限度的提高CO2的减排封存量。
i.混配后的混合烟气经管路输送至调湿和除尘系统36，进行湿度调控和深度除尘，当烟气达到设定的湿度要求和含尘量要求后，通过管路输运至调温系统 37进行温度补偿调控，形成100-300℃的高温烟气。最优注入温度需针对目标深部不可采煤层开展原位驱替模拟实验后确定，保证煤层甲烷驱替效率的同时尽可能提高CO2封存量。
j.高温烟气经高压压缩系统38压缩后沿注入井筒39高压注入深部不可采煤层40中，高温烟气的压力范围为10-30MPa，具体注入压力可高可低，需根据深部不可采煤层40埋深、高温烟气注入温度等现场条件确定。高温高压烟气注入后，烟气内大量N2可以有效缓解CO2吸附膨胀引起的储层渗透率衰减，增强深部不可采煤层40的可注性；同时高温使得深部不可采煤层40发生初步热解可有效改善深部不可采煤层40的孔裂隙结构，高温产生的热应力也将诱导深部不可采煤储层40内新裂隙的产生，进一步增加了深部不可采煤层40的可注性。
k.较高的可注性提高了高温烟气注入深部不可采煤层40的效率，烟气内的 CO2一方面可大量置换深部不可采煤层40内的甲烷，另外高温有助于深部不可采煤层40内的甲烷大量脱附解吸，进一步提高产气效率；同时大量CO2以吸附态的形式封存在深部不可采煤层40内；此外，高温烟气内的CO2和深部不可采煤层40内的水及煤岩发生CO2-H2O-煤岩化学反应，溶蚀深部不可采煤层40内的矿物结构及官能团、有机小分子结构等，有助于深部不开采煤层40储层渗透率的提高，进一步增强煤层甲烷的驱排效果，同时部分CO2也以生成固体矿物的形式封存在深部不可采煤层40内。
l.随着高温高压烟气的持续注入，甲烷和N2混合物沿着排采井41输送至地面，经净化除湿系统42处理后，运输至煤层气浓度调配与利用系统43进行煤层气分级利用。
本工艺省略了烟气的脱硝工序，注入深部不可采煤层的高温高压混合烟气可以允许含有少量硫化物和氮氧化物，硫化物和氮氧化物连同烟气中的CO2可以物理吸附、化学吸附和化学固碳多种方式被封存在深部不可采煤层内，从而实现烟气中CO2和硫化物、氮氧化物等污染物的协同减排。
实施例2
如图2所示，与实施例1系统不同之处在于：在煤化工厂5的厂区内安装煤化工厂脱硝系统14，煤化工厂脱硝系统14连接在煤化工厂燃煤锅炉13与煤化工厂除尘系统15之间；在煤制氢厂6的厂区内安装煤制氢厂脱硝系统20，煤制氢厂脱硝系统20连接在煤制氢厂燃煤锅炉19与煤制氢厂除尘系统21之间；在燃煤电厂7的厂区内安装燃煤电厂脱硝系统24，燃煤电厂脱硝系统24连接在燃煤电厂锅炉23与燃煤电厂除尘系统25之间；在瓦斯电厂10的厂区内安装瓦斯电厂脱硝系统28，瓦斯电厂脱硝系统28连接在瓦斯电厂燃气锅炉27与瓦斯电厂除尘系统29之间。
煤化工厂脱硝系统14是对煤化工厂燃煤锅炉13产生的高温燃煤烟气进行脱硝后再送入煤化工厂除尘系统15，煤制氢厂脱硝系统20是对煤制氢厂燃煤锅炉 19产生的高温燃煤烟气进行脱硝后再送入煤制氢厂除尘系统21，燃煤电厂脱硝系统24是对燃煤电厂锅炉23产生的高温燃煤烟气进行脱硝后再送入燃煤电厂除尘系统25，瓦斯电厂脱硝系统28是对瓦斯电厂燃气锅炉27产生的燃气烟气进行脱硝后再送入瓦斯电厂除尘系统29。各阶段的脱硝温度为200-400℃。
本发明主要是将矿区坑口燃煤电厂、瓦斯电厂等排出的含低浓度CO2的高温烟气和煤化工厂、煤制氢厂等排出的部分含高浓度CO2的烟气经过混配、除尘、控温、调湿后直接以高压注入深部不可采煤层，利用烟气分压作用和CO2的强吸附性，诱导置换出煤层内的甲烷；通过高温热效应和烟气CO2-H2O-煤岩化学反应的协同作用，强化深部储层结构改性，改善储层渗透性，显著提升了高温烟气的注入和甲烷驱排运移效率，尤其适用于煤炭基地多源工业烟气协同减排封存和深部煤层气资源的高效开发。
Claims (6)
1.一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存系统，其特征在于，包括煤化工厂(5)、煤制氢厂(6)、燃煤电厂(7)、瓦斯电厂(10)、煤化工烟气储配系统(12)、煤化工厂燃煤烟气储配系统(16)、煤制氢烟气储配系统(18)、煤制氢厂燃煤烟气储配系统(22)、燃煤电厂烟气储配系统(26)、瓦斯电厂烟气储配系统(30)、生化利用储配系统(31)、高浓度烟气储集系统(32)、低浓度高温烟气储集系统(33)、智能混配系统(35)、调湿和除尘系统(36)、调温系统(37)、高压压缩系统(38)、注入井筒(39)、排采井(41)、净化除湿系统(42)、煤层气浓度调配与利用系统(43)；
煤化工厂(5)产生的CO2浓度高达90％以上的煤化工烟气输送至煤化工烟气储配系统(12)，煤化工厂(5)产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统(16)；煤制氢厂(6)产生的CO2浓度高达90％以上的煤制氢烟气输运至煤制氢烟气储配系统(18)，煤制氢厂(6)产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至煤制氢厂燃煤烟气储配系统(22)；燃煤电厂(7)产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至燃煤电厂烟气储配系统(26)；瓦斯电厂(10)产生的CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至瓦斯电厂烟气储配系统(30)；
煤化工烟气储配系统(12)和煤制氢烟气储配系统(18)均分别连接生化利用储配系统(31)和高浓度烟气储集系统(32)，煤化工厂燃煤烟气储配系统(16)、煤制氢厂燃煤烟气储配系统(22)、燃煤电厂烟气储配系统(26)、瓦斯电厂烟气储配系统(30)分别连接低浓度高温烟气储集系统(33)，高浓度烟气储集系统(32)和低浓度高温烟气储集系统(33)分别经调控阀(34)依次连接智能混配系统(35)、调湿和除尘系统(36)、调温系统(37)、高压压缩系统(38)，高压压缩系统(38)与注入井筒(39)连接，排采井(41)依次与净化除湿系统(42)、煤层气浓度调配与利用系统(43)连接，注入井筒(39)和排出井(44)的一端均位于深部不可采煤层(40)。
2.根据权利要求1所述的一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存系统，其特征在于，所述煤化工厂(5)的厂区内安装有煤化工系统(11)、煤化工厂燃煤锅炉(13)、煤化工厂除尘系统(15)，煤化工系统(11)产生的煤化工烟气输送至煤化工烟气储配系统(12)，煤化工厂燃煤锅炉(13)产生的燃煤烟气经煤化工厂除尘系统(15)除尘后输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统(16)；
所述煤制氢厂(6)的厂区内安装有煤制氢系统(17)、煤制氢厂燃煤锅炉(19)、煤制氢厂除尘系统(21)，煤制氢系统(17)产生的煤制氢烟气输送至煤制氢烟气储配系统(18)，煤制氢厂燃煤锅炉(19)产生的燃煤烟气经煤制氢厂除尘系统(21)除尘后输送至煤制氢厂燃煤烟气储配系统(22)；
所述燃煤电厂(7)的厂区内安装有燃煤电厂锅炉(23)、燃煤电厂除尘系统(25)，燃煤电厂锅炉(23)产生的燃煤烟气经燃煤电厂除尘系统(25)除尘后输送至燃煤电厂烟气储配系统(26)；
所述瓦斯电厂(10)的厂区内安装有瓦斯电厂燃气锅炉(27)、瓦斯电厂除尘系统(29)，瓦斯电厂燃气锅炉(27)产生的燃气烟气经瓦斯电厂除尘系统(29)除尘后输送至瓦斯电厂烟气储配系统。
3.根据权利要求2所述的一种矿区多源工业烟气协同驱煤层气封存系统，其特征在于，所述煤化工厂(5)的厂区内还安装有煤化工厂脱硝系统(14)，煤化工厂脱硝系统(14)连接在煤化工厂燃煤锅炉(13)与煤化工厂除尘系统(15)之间；
所述煤制氢厂(6)的厂区内还安装有煤制氢厂脱硝系统(20)，煤制氢厂脱硝系统(20)连接在煤制氢厂燃煤锅炉(19)与煤制氢厂除尘系统(21)之间；
所述燃煤电厂(7)的厂区内还安装有燃煤电厂脱硝系统(24)，燃煤电厂脱硝系统(24)连接在燃煤电厂锅炉(23)与燃煤电厂除尘系统(25)之间；
所述瓦斯电厂(10)的厂区内还安装有瓦斯电厂脱硝系统(28)，瓦斯电厂脱硝系统(28)连接在瓦斯电厂燃气锅炉(27)与瓦斯电厂除尘系统(29)之间。
4.利用权利要求2所述的系统进行矿区多源工业烟气驱煤层气封存方法，其特征在于，包括以下步骤：
a.矿区浅部可采煤层(1)采出的煤炭(3)经矿井运输系统(4)输送至地面，并分别输运至矿区内的煤化工厂(5)、煤制氢厂(6)、燃煤电厂(7)；浅部煤层瓦斯(8)经矿井瓦斯抽采系统(9)输送至瓦斯电厂(10)；
b.运输至煤化工厂(5)的煤一部分送入煤化工系统(11)进行加工利用，产生的尾气通过低温甲醇洗捕集技术获得CO2浓度高达90％以上的煤化工烟气输运至煤化工烟气储配系统(12)；运输至煤化工厂(5)的另一部分煤送入煤化工厂燃煤锅炉(13)，给煤化工系统(11)提供能量，煤化工厂燃煤锅炉(13)产生高温燃煤烟气，烟气经除尘后形成CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气，输送至煤化工厂燃煤烟气储配系统(16)；
c.运输至煤制氢厂(6)的煤一部分送入煤制氢系统(17)进行煤制氢利用，产生的尾气通过低温甲醇洗捕集技术获得CO2浓度高达90％以上的煤制氢烟气输运至煤制氢烟气储配系统(18)；运输至煤制氢厂(6)的另一部分煤送入煤制氢厂燃煤锅炉(19)，给煤制氢各个环节提供能量，煤制氢厂燃煤锅炉(19)产生高温燃煤烟气，经除尘后形成CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气，输送至煤制氢厂燃煤烟气储配系统(22)；
d.运输至燃煤电厂(7)的煤进行燃烧发电利用，排出的烟气经除尘后，形成CO2浓度小于20％的高温燃煤烟气输运至燃煤电厂烟气储配系统(26)；
e.运输至瓦斯电厂(10)的抽采瓦斯进行燃烧发电利用，排出的烟气经除尘后，形成CO2浓度小于20％的高温燃气烟气输运至瓦斯电厂烟气储配系统(30)；
f.煤化工烟气储配系统(12)和煤制氢烟气储配系统(18)中的烟气一部分经进一步提纯后，输运至生化利用储配系统(31)进行化工原料加工利用；另一部分烟气通过矿区烟气输送管路系统运输至高浓度烟气储集系统(32)；
g.煤化工厂燃煤烟气储配系统(16)、煤制氢厂燃煤烟气储配系统(22)、燃煤电厂烟气储配系统(26)、瓦斯电厂烟气储配系统(30)中的烟气经矿区烟气输送管路系统输运至低浓度高温烟气储集系统(33)；
h.高浓度烟气储集系统(32)和低浓度高温烟气储集系统(33)里的烟气经调控阀(34)进入智能混配系统(35)按一定比例进行混配，以达到设定的最优CO2浓度；
i.混配后的混合烟气经管路输送至调湿和除尘系统(36)，进行湿度调控和深度除尘，当烟气达到设定的湿度要求和含尘量要求后，通过管路输运至调温系统(37)进行温度补偿调控，形成100-300℃的高温烟气；
j.高温烟气经高压压缩系统(38)压缩后沿注入井筒(39)高压注入深部不可采煤层(40)中，高温高压烟气注入后，烟气内大量N2可以有效缓解CO2吸附膨胀引起的储层渗透率衰减，增强深部不可采煤层(40)的可注性；同时高温使得深部不可采煤层(40)发生初步热解可有效改善深部不可采煤层(40)的孔裂隙结构，高温产生的热应力也将诱导深部不可采煤储层(40)内新裂隙的产生，进一步增加了深部不可采煤层(40)的可注性；
k.较高的可注性提高了高温烟气注入深部不可采煤层(40)的效率，烟气内的CO2一方面可大量置换深部不可采煤层(40)内的甲烷，另外高温有助于深部不可采煤层(40)内的甲烷大量脱附解吸，进一步提高产气效率；同时大量CO2以吸附态的形式封存在深部不可采煤层(40)内；此外，高温烟气内的CO2和深部不可采煤层(40)内的水及煤岩发生CO2-H2O-煤岩化学反应，溶蚀深部不可采煤层(40)内的矿物结构及官能团、有机小分子结构等，有助于深部不开采煤层(40)储层渗透率的提高，进一步增强煤层甲烷的驱排效果，同时部分CO2也以生成固体矿物的形式封存在深部不可采煤层(40)内；
l.随着高温高压烟气的持续注入，甲烷和N2混合物沿着排采井(41)输送至地面，经净化除湿系统(42)处理后，运输至煤层气浓度调配与利用系统(46)进行煤层气分级利用。
5.根据权利要求4所述的矿区多源工业烟气驱煤层气封存方法，其特征在于，步骤c、d、e产生的燃煤烟气分别进行脱硝后再除尘，步骤f产生的燃气烟气进行脱硝后再除尘。
6.根据权利要求4或5所述的矿区多源工业烟气驱煤层气封存方法，其特征在于，步骤j中，所述高温烟气的压力范围为10-30MPa。
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2022
- 2022-11-09 CN CN202211398322.7A patent/CN115559695B/zh active Active
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