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第1页煤炭地下气化开采技术基础研究摘要：本文主要论述了一些煤炭地下气化技术进行过程中的一些问题，主要包括开采中的顶板岩层移动特征、半焦孔隙结构的变化规律、覆岩应力场相关问题，进行了一些简单的模型建立和分析，提供了一些工程实例。关键词：地下气化；岩层移动特征；半焦孔隙结构；覆岩应力场1 绪论1.1问题的提出与研究意义煤炭地下气化(UCG)是一种集建井、采煤、气化3大工艺为一体煤炭开采方式，其原理是将位于地下的煤炭进行有控制地燃烧，通过对煤的热作用及化学作用而产生可燃气体，满足民用、发电或化工需求。自20世纪30年代以来，美国、德国、前苏联等主要产煤国均大力投入这一领域的技术研究，储备了一些关键性技术。其中，前苏联是世界上唯一成功的将煤炭地下气化技术工业化应用的国家，120世纪60年代末，共建设了27座气化站。随着石油天然气等优质替代能源的发现和使用，前苏联煤炭地下气化技术的研究与应用已基本停顿。“三次石油危机”爆发以后，煤炭地下气化技术成为应对石油危机的储备技术。美国政府资助的“控制后退气点法”及“急倾斜煤层法”已取得了丰富的经验，美国能源部宣称，一旦再发生能源危机，美国将广泛使用该技术生产中热值煤气。近几年，澳大利亚、南非、美国、印度、朝鲜等国纷纷重新启动了煤炭地下气化技术的研究。煤炭地下气化技术对于发挥我国煤炭资源优势、减少矿难事故、多元化保障能源需求等具有重大的探索意义。我国能源消费结构以煤为主，煤炭占我国化石能源资源总量的90以上，20l0年，我国煤炭消费超过31.4亿吨。探索高效、安全、清洁的煤炭开采利用意义重大。首先，煤炭地下气化技术可以有效地开发利用老矿井遗弃的煤炭资源、井工开采难度较大的深部煤层或者经济性和安全性较差的低品位煤层。据统计，我国拥有褐煤资源约3700L吨；已探明埋藏深度在l000米以下的煤炭资源约29万亿吨；2020年，将有500多处“报废”矿井，粗略预测遗弃资源量在500亿吨以上；其次，该技术实现了地下无人生产，避免了瓦斯、火灾、粉尘、水灾、顶板等矿井事故和人身伤亡；第三，该技术只提取煤种的含能组分，而将灰渣等固体废弃物留在地下，减少了因井工开采和露天开采造成对地表生态环境和大气污染；第四，地下气化煤气不仅可作为燃气直接民用和发电，而且还可为化工产品提供原料，以多元化的煤基产品补充能源供应形式。此外，测控工艺设备研发和产业化发展对于深海资源勘探等领域都有良好的拉动作用。目前我国已建成具有世界先进水平的煤炭地下气化综合模型试验台和测控系统，并开展了相关的理论研究和模型试验研究，获取了褐煤、烟煤及无烟煤地下气化工艺参数。自1984以来，我国先后在江苏徐州、河北唐山、山东新汶、山西阳泉等矿区进行了有井式煤炭地下气化现场试验和生产，完成了不同煤种、不同煤层厚度(18 m一6 m)、不同煤层倾角(1 5。一7 5。)、不同埋藏深度 (100-450 m)的现场试验。形成了具有我国自主知识产权的有井式“长通道、大断面、两阶段”煤炭地下气化新工艺，经科研查新，该工艺构思新颖，属国内首创。此外，我国科研单位和企业还联合完成了无井式煤炭地下气化制备空气煤气工业性试验，该技术达到了国际领先水平。煤炭地下气化是一门融多学科为一体的综合性能原生产新技术，属第二代采煤方法。其任务是将煤炭资源原地转化为可燃气体。其基本过程为：从地面或井下施工，将地下煤层构筑成一个封闭的气化炉。煤炭点燃后，经一系列化学反应，生产出以H2，CO2，CH4为主要可燃组分的煤气，输往地面后供人们使用。实现了建井、采煤、气化三大工艺合而一。主要优点是抛弃了常规采煤方法中的庞大而笨重的采煤设备与地面气化设备，具有建井规模大为减小、安全性好、资源利用程度高、投资少、效率高、成本低、见效快、污染相对较少等优点。引起了包括我国在内的世界主要采煤国家的关注。世界上探明可采石油储量预计只可开采到2050年；探明可采天然气储量也将在60年左右枯竭；而煤炭储量则比较丰富，未来世界的能源结构将可能再一次以煤炭为主。然而，煤炭开采与利用过程中，会排放出大量有害气体和导致温室效应的CO2，对环境造成重大影响，不得不迫使各国重新审视煤炭的开采与利用。煤炭地下气化(Underground Coal Gasification，简称UCG)技术，从根本上改变了煤炭的开采与利用方式，重新定义了“清洁煤”的概念，既提高了煤的开采与利用效率，又克服了煤炭在开采与应用中给环境带来的负面影响。利用这一技术可以保障在对环境不造成较大影响的前提下，将煤炭作为能源主题，满足社会长期的能源需求，引起了全世界的高度关注。在新的时代背景下，煤炭地下气化技术有着更广泛的需求，因此研究煤炭地下气化技术的相关问题也是很有意义的。1.2主要研究内容及研究方法1.2.1研究内容1）煤炭地下气化过程中顶板岩层移动特征的研究;2）煤炭地下气化过程中半焦孔隙结构的变化规律；3）煤炭地下气化过程中覆岩应力场的数值研究；1.2.2研究方法1）理论分析理以及副巷受采动影响变形规律等进行研究。2）数值模拟试验运用数值模拟软件和模型研究，覆岩应力场的数值研究。2理论分析2.1气化采煤原理气化采煤也就是煤炭地下气化技术。煤炭地下气化是将处于地下的煤炭进行有控制地燃烧，通过对煤的热作用及化学作用产生可燃气体，集建井、采煤、气化工艺为一体的多学科开发洁净能源与化工原料的新技术，其实质是只提取煤中含能组分，变物理采煤为化学采煤。煤炭地下气化的原理（如图2-1）。首先从地表沿煤层开掘两条倾斜的巷道1和2，然后在煤层中靠下部用一条水平巷道将两条倾斜巷道连接起来，被巷道所包围的整个煤体，就是将要气化的区域，称之为气化盘区，或称地下发生炉。最初，在水平巷道中用可燃物质将煤引燃，并在该巷形成燃煤工作面。这时从鼓风巷道1吹入空气，在燃烧工作面与煤产生一系列的化学反应后，生成的煤气从另一条倾斜的巷道即排气巷道2排出地面。随着煤层的燃烧，燃烧工作面逐渐向上移动，而工作面下方的采空区被烧剩的煤灰和顶板垮落的岩石所充填，但塌落的顶板岩石通常不会完全堵死通道而仍会保留一个不大的空间供气流通过，只需利用鼓风机的风压就可使气流顺利通过通道。图2-1 煤炭地下气化原理1 鼓风巷道；2排气巷道；3灰渣；4燃烧工作面；I氧化带；II还原带；III，IV干馏-干燥带地下气化的基本特征：煤层不发生移动，但气化过程中各气化反应区的位置和燃空区状态时刻都在变化；地下气化进行到一定程度后，对于较薄煤层，气化剂只能在与煤壁接触的单一表面上反应，另外三个表面为顶板，底板及反应完的灰渣和顶板塌陷物，因此没有地面气化炉金属外壳似的密闭层，气体会在空间中扩散；由于气化反应过程和加热过程的不均匀性及加热过程范围扩大，反应过程产生的热量不仅随气流带向出口方向，同时也通过热辐射、对流、传导等过程将热量传至煤层纵向的深部，并沿煤层深度形成温度梯度，煤层温度不同，其所发生的反应也不同。因此在煤层纵深方向上可分为：燃控带，焦化带，干流带，干燥带，煤层自燃带。这种有气流通过的气化工作面被称为气化通道，整个气化通道因反应温度不同，一般分为气化带、还原带和干馏-干燥带三个带。2.1.1气化带在气化通道的起始段长度内，煤中的碳和氢与空气中的氧化合燃烧，生成二氧化碳和水蒸气：C+O2CO2；2H2+O22H2O。在化学反应过程中同时产生大量热能，温度达1200到l 400，致使附近煤层炽热。2.1.2还原带气流沿气化通道继续向前流动，当气流中的氧已基本耗尽而温度仍在800l 000以上时，二氧化碳与赤热的煤相遇，吸热并还原为一氧化碳CO2+C2CO。同时空气中的水蒸气与煤里的碳起反应，生成一氧化碳和氢气以及少量的烷族气体：4C+3H2OCH4+3CO+ H2，这就是还原区。2.1.3干馏-干燥带在还原反应过程中，要吸收一部分热量，因此气流的温度就要逐渐降低到700400，以致还原作用停止。此时燃烧中的碳就不再进行氧化，而只进行干馏，放出许多挥发性的混合气体，有氢气、瓦斯和其他碳氢化合物。这段称为干燥带的干馏部分。在干馏之后是脱水干燥。混合气体此时仍有很高的温度可气化其中的水分，混合气体干燥后，最后可得到：CO2，CO，O2，H2，CH4，H2S和N2的混合气体，其中CO，H2，CH4等是可燃气体，它们的混合物就是煤气。2.2气化采煤相关问题2.2.1顶板岩层移动特征煤炭地下气化过程中，围岩要经受高温作用，如氧化区温度约为2000 ，还原区温度约为l 200，干馏区温度约8001。煤炭地下气化与煤炭传统开采一样，在煤炭转变为气体的过程中，破坏了原有的应力平衡，引起气化炉围岩的应力重新分布。在岩层自重应力场和温度场的共同作用下，随着燃烧空间的形成，燃空区上方的岩体会产生弯曲变形，当燃空面积大到一定程度时，顶板可能发生冒落，如果冒落严重，将影响煤炭地下气化的顺利进行。国内外对煤炭开采过程中，顶板岩层移动特征进行了大量的研究2-4，但是未对煤炭地下气化过程中顶板岩层的移动特征进行研究。2.2.2煤炭地下气化过程中半焦孔隙结构的变化规律煤炭气化过程中，煤的转化要经过干燥、热解以及半焦气化三个阶段，其中热解过程尤为重要，它关系到产品煤气的组成和质量，同时，热解形成半焦孔隙结构等特性也直接影响后续的气化过程。半焦的孔结构反映了半焦一个重要的物理特性，包括一定孔结构下的孔隙率以及多孔介质独特的比表面积，孔隙率和比表面积有一定的联系。本文主要是对选取的三个不同煤化程度的煤样及典型条件下热解半焦样品的比表面积、孔容积及孔径分布进行测试，研究它们的变化规律，对深入了解煤炭地下气化中的热解过程有重要的意义。2.2.3煤炭地下气化过程中覆岩应力场的数值研究现场试验表明，煤炭地下气化存在一些问题：如果气化过程中炉内冒顶严重将导致供风系统中断；随着气化进行炉内顶板悬顶过大，不能保证气化剂与煤体接触而产生气化反应，且生成的煤气可能在炉内二次燃烧等，这些都与煤炭地下气化过程中，煤层覆岩的应力场分布有关。所以，煤炭地下气化过程中，煤层覆岩的应力场分布规律成为研究的核心问题，对煤炭地下气化技术的推广与应用具有十分重要的作用。这些问题对于煤炭地下气化实际利用过程中有很大的影响作用，为此本文在这里进行研究，论述相关研究成果。3.模型建立与分析3.1顶板岩层移动特征3.1.1热传导方程在直角坐标系下，二维热传导的微分方程5为：式中：T为温度；Q为单位体积的热生成率； D为密度；f为比热；t为时间。3.1.2 煤炭地下气化模型的建立3.1.2.1 假定条件为简化计算，假定如下：岩体和煤层为均质各项同性；热源(燃烧的煤层)为恒温；岩体和煤层的质量密度、泊松比、粘聚力等不随温度而变化。3.1.2.2 几何尺寸的确定和网格的划分计算模型选用弹塑性平面应变模型，计算平面沿煤层燃烧(开挖)方向布置，煤层呈水平状态，煤层气化长度(开挖)为200 m，煤层厚度为6 m，煤层顶板上方取100 m，底板下方取60 m。在煤层燃烧(开挖)方向上，在煤层燃烧(开采)区左右两边各取300 m，加上燃烧(开采)区共800 m，其中燃烧(开挖)区范围为x=300500 m，见图3-1。图3-1力边界条件和物理模型模型总体上分六层：煤层、顶板1、顶板2、顶板3和底板1、底板2，厚度和岩性见表3-1。为了更精确地分析煤层顶、底板的变形规律，将煤层顶板1、顶板2、底板1网格划分的比较细，而顶板3，底板2的网格划分的比较稀疏。3.1.2.3 边界条件模型底部取为固定端；模型左右两侧节点的Z方向位移为零，允许有Y方向的位移；由于模型尺寸的限制，不能模拟到地表，所以模型以上的岩层重力以外载荷代替(均布载荷，大小为54 MPa)；模型内的各单元均考虑了其自重的作用，即在Y的负方向加上重力加速度98 ms ，见图3-l。在本模型中，采用第一类热边界条件，将燃烧的煤层设置为恒定温度l200，初始温度取为25。3.1.2.4 施工步骤根据文献6，取煤炭地下气化火焰移动速度为05 mc。工作面自点火眼(开切眼)沿z方向推进，见图l，每个施工步为4m，即8天，共50个施工步，燃烧后的煤层运用死单元。1.2.5 模型各岩层计算参数模型各岩层热学参数见表3-1，力学参数见表3-2，顶板l和底板1的弹性模量和热膨胀系数与温度的关系见表3-3。表3-1 模型各岩层热学参数表3-2 模型各岩层力学参数注：表1、表2中顶板1和底板1的热传导率、比热、弹性模量和热膨胀系数为常温下的数值，顶板l和底板1的热传导率和比热数值大小和发展趋势参考文献7，煤的热传导率和比热参考文献8表3-1 顶板l和底板1的弹性模量和热膨胀系数与温度的关系3.1.3 煤炭开采模型的建立为了比较煤炭地下气化和煤炭开采过程中，两者顶板岩层的移动特征的不同，在建立煤炭开采模型时，将其几何尺寸、网格化分、力学边界条件和煤炭地下气化一样，力学参数见表3-2，工作面推进的速度同煤炭地下气化，即一个施工步开采l，共50个施步。图3-2 上覆岩层垂直位移曲线对比图3.1.4 煤炭地下气化和传统煤炭开采结果分析与对比3.1.4.1 顶板上覆岩体移动特征的数值模拟分析在煤炭地下气化和传统煤炭开采中，上覆岩体离煤层顶板不同距离h处将不同程度地发生移动10，见图3-3。图中工作面位置为煤炭气化200I13时的位置，负号表示在燃空(采空)区。由图3-3可知，煤炭地下气化和煤炭工作面开采后，上覆岩体移动曲线符合负指数函数关系l9 ；存在A、B、C区域，在A区域岩层越向上位度越小，在B区域位移速度越向上越大；煤炭气化上覆岩层位移速度相对煤炭开采位移速度较大，位移值也较大。由上面的分析可知，最大位移值基本在燃空(采空)区中轴线上，气化和开采完毕后，燃空(采空)区中轴线上距煤层顶板不同高度的垂直位移图见图3-3。由此可知，离煤层顶板越近，垂直位移越来越大，特别是直接顶位移急剧增大，说明此时，直接顶已冒落。图3-3 燃空区中轴线上垂直位移对比图3.1.4.2顶板上覆岩层随工作面推进距离移动特征的模拟分析煤炭地下气化和煤炭开采是一个动态的过程11，随着工作面推进，上覆岩层发生了下沉，见图3-4。由图3-4可知：1)在煤炭气化和煤炭开采过程中，随着工作面的推进，上覆岩层移动规律基本相同；图3-4 工作面推进不同距离顶板(h=57 m)岩层垂直位移曲线对比图2)随着工作面的推进，最大垂直位移从工作面长度的中心，逐渐向工作面方向前移，且煤炭开采更为突出，主要是受点火空间的影响12。如工作面推进160m时，两者最大位移在90m处，偏中心点10m；工作面推进200m时，前者最大位移在120m处，偏中心点20m，后者最大位移在140 m处，偏中心点40 m。3)随着工作面的推进，工作面燃空区(采空区)节点的最大下沉量呈正指数的变化规律13，拟和公式分别为y=-0.0596e0.0169x和y=-0.05e0.0168x，可见前者的增长指数大于后者的增长指数，随着工作面的推进，两者的位移差值会更大(见图3-5)，这主要是由于随着工作面推进长度的增大，上覆岩层悬空长度增大，而在煤炭气化过程中，上覆岩层在温度的作用下，迅速向下膨胀。图3-5 顶板垂直位移峰值-工作面推进距离关系曲线3.2. 煤炭地下气化过程中半焦孔隙结构的变化规律3.2.1 煤化程度对半焦孔隙结构的影响煤样的煤化程度不同，煤样的比表面积、孔容积和孔径分布等孔隙结构特征也不同14。一般随煤变质程度的加深，煤的比表面积变化成“凹”型，即两头 (褐煤和无烟煤)大，中间(中等变质程度的烟煤)小，这反映了煤化过程中煤分子空间结构的变化煤化程度低的煤，在煤分子结构层面的边缘连接着各种官能团，并有不同的官能团形成交联结构15，因此空间结构显得疏松，有比较大的内表面积；随着煤化程度加深，官能团减少，煤的结构逐渐趋向紧密，在碳含量约82 附近比表面积出现最低值；煤变质程度继续加深，结构单元芳香性增加，分子排列趋向规则化，由于定向结构的形成，比表面积出现增大的趋势16。就煤的总孔容积而言，主要由煤的孔径分布特征决定17，而孔径分布与煤变质程度关系极大。碳含量小于75 的煤，其粗孔(直径20 nm)占优势；碳含量在75 85 的煤，其微孔(直径2 nm)和过渡孔(直径2 nm20 nm)占优势；而碳含量在85 以上的煤，其孔主要由微孔构成。三个煤样原煤比表面积和孔容积测定结果的对比见表1由表1可以看到，在用ZXF一06型氮气吸咐仪测定协庄原煤时，比表面积出现了负值，这是因为该样品不属于多微孑L物质范围，不适合采用低温物理吸附容量法测定，即不能采用吸附仪测定，而应适用测量大孔径的压汞仪测定，一般压汞法测定孔径范围为10 nm以上的孔表3-4 煤样比表面及孔容积的测定结果Specific surface area and pore volume of coal因而测定结果之间的可比性较差18但可以定性地说，昔阳煤样的比表面积和孔容积要比大雁煤样和协庄煤样的都小，大雁煤样和协庄煤样之间还有待进一步的比较三个煤样的孔径分布见表3-5表3-5 煤样的孔径分布 Bore diameter distribution of coal由表3-5可知，三个煤样的孔径分布特征相差较大昔阳煤样过渡孔比例占大部分，协庄煤样的孔隙主要是大孔，大雁煤样则小孔多一些3.2.2 热解温度对半焦孔隙结构的影响在气化过程中，一般参与气化反应的固相是半焦而非原煤19，故研究半焦的孔隙结构特征具有更直接的理论意义影响半焦孔隙结构特征的因素很多，如煤变质程度、煤岩组成、煤中矿物质种类与含量和煤的热处理条件等20。大雁褐煤在N 气氛下，不同热解终温半焦比表面积和孔容积曲线见图3-6，昔阳无烟煤在H2O(g)气氛下，不同热解终温半焦比表面积和孔容积曲线见图3-7由图1可以看出，在惰性气氛中，大雁半焦的比表面积和孔容积随热解温度的升高是先增后降，转折点出现在700；而在活性气氛H2O(g)条件下，昔阳半焦的比表面积和孔容积随热解温度的升高是持续增加，并且增加幅度随温度升高而加大21图3-6 不同热解终温大雁半焦比表面积和孔容积Specific surface area and pore volume of DY semicoke at different temperature图3-7 不同热解终温昔阳半焦比表面积和孔容积Specific surface area and pore volume of XY semicoke at different temperature煤在惰性气氛中热解成焦时，挥发分逸出对煤产生两种作用22：一方面使原有的孔道增大或产生新的孔隙使孔隙结构更丰富；另一方面又由于热收缩造成微孔闭塞，或由于交联键的破坏和晶体的有序化而使部分孔隙结构损失对大雁半焦，700前主要是第一方面的作用导致比表面积和孔容积增大， 700后主要发生半焦的缩聚反应，即热缩聚作用使微孑L闭塞，半焦的比表面积和孔容积减小23。煤在活性气氛(CO2或H20(g)中“热解”(气化)成焦时，气一固两相反应随热解温度升高逐渐显著，相应的半焦孔隙结构也随碳转化率的增加而变得发达，即比表面积和孔容积迅速增加煤在活性气氛(CO2或H20(g)中“热解”(气化)成焦时24，气一固两相反应随热解温度升高逐渐显著，相应的半焦孔隙结构也随碳转化率的增加而变得发达，即比表面积和孔容积迅速增加大雁褐煤在N2气氛下，不同热解终温半焦孔径分布曲线见图3-8由图3-8可以看出，随热解温度的变化，不同孔径的孔占总孔容体积的比例关系变化不大对大雁半焦，小于20 nm以下的孔占绝大比例3.2.3 热解气氛对半焦孔隙结构的影响热解终温为900。C时，昔阳无烟煤在不同热解气氛下半焦比表面积和孔容积曲线见图3-9由图3-9可以明显看出，在N2，CO2和H2 O(g)三种热解气氛条件下，半焦的比表面积和孔容积是依次增大的，尤其是比表面积，在H2O(g)气氛条件下相对N2。气氛下增加了近500倍热解终温为900。C，昔阳无烟煤在不同热解气氛下半焦孔径分布曲线见图3-10由图3-10可以看到，对热解终温为900的昔阳半焦，三个气氛条件下的半焦孔隙均是直径在2 nm20 nm 的过渡孔占绝对比例。同时，随热解在N2，CO2和H2 0(g)三种气氛条件下变化时，孔径分布特征变化幅度不大。和惰性气氛条件相比，在活性气氛下“热解”，半焦的孔径变化更加复杂24，除发生半焦本身的热解反应外，还有复杂的气化反应孔隙结构变化，如孔径分布、孔容积、比表面积以及半焦的基碳转化率和反应速率之间均有一定的相关性，这些指标在达到某个基碳转化率时，会出现最高值，然后随基碳的进一步消耗而下降。图3-8 不同热解终温大雁半焦孔径分布Distribution of bore diameter of DYsemicoke at different temperature图3-9 不同热解终温昔阳半焦孔径分布Distribution of bore diameter of XYSemi-coke at different temperature煤炭地下气化过程中覆岩应力场的数值研究图3-10 不同热解气氛昔阳比表面积和孔容积Specific surface area and pore volume of XY semi-coke at different reaction gas3.3煤炭地下气化过程中覆岩应力场的数值研究数值模型的建立：3.3.1 假定条件为简化计算，假定：岩体和煤层为均质各项同性；热源(燃烧的煤层)为恒温；岩体和煤层的质量密度、泊松比、黏聚力等不随温度而变化。3.3.2模型尺寸及参数选取本文选用弹塑性平面应变模型25，计算平面沿煤层燃烧方向布置，长为800m，高为166m，煤层厚度为6m。将计算模型范围内岩层分为6层，数值模型选取的各岩层材料按照由上向下的顺序，其力学、热学参数如表3-6所示，细砂层和粉砂层的弹性模量和热膨胀系数与温度的关系，如表3-7所示。表3-6 模型各岩层热学和力学参数注：表中粉砂岩和细砂岩的热传导率、比热、弹性模量和热膨胀系数为常温下的数值，粉砂岩和细砂岩的热传导率和比热数值大小和发展趋势参考文献26，煤的传导率和比热参考文献27。表3-7 弹性模量（E）和膨胀系数（）与温度的关系3.3.3 边界条件模型底部取为固定端；模型左右两侧节点的方向位移为零，允许有Y方向的位移；由于模型尺寸的限制，不能模拟到地表，所以模型以上的岩层重量以外载荷代替(大小为54MPa)28；模型内的各单元均考虑了其自重的作用，即在Y的负方向加上重力加速度98ms 。如图3-11所示。在本模型中，采用第一类热边界条件，将燃烧的煤层设置为恒定温度1200，初始温度取为25。图3-11 力边界条件和物理模型3.3.4 施工步骤根据根据参考文献29，取煤炭地下气化火焰移动速度为0.5md。工作面自点火眼沿方向推进，见图3-11，每个施工步为4m，即8d，共50步，累计气化长度为200m，燃烧后的煤层设置为死单元，赋予空气的热学参数，如表1所示。或近等于零的次一级“拱形”地带与冒落带的分布范围相对应。图3-12为工作面推进不同距离时垂直应力分布图。 图3-12 工作面推进不同距离时垂直应力场4.结论4.1顶板岩层移动规律1)煤炭气化和煤炭开采后，顶板岩层的位移符合负指数函数变化规律。2)煤炭气化过程中，顶板岩层下沉速度比煤炭开采过程中下沉速度快，且位移值也较大。3)随着工作面的推进，工作面燃空区和采空区节点的下沉量呈现出指数增长的变化规律，且前者的增长指数大于后者的增长指数，主要是温度的影响。4.2半焦孔隙结构的变化规律1)从煤种角度看，昔阳无烟煤的比表面积和孔容积较大雁褐煤和协庄烟煤都要小；三个煤样孔径分布特征差别明显，昔阳无烟煤过渡孔比例占大部分，协庄烟煤的孔隙主要是大孔，大雁褐煤则小孔多一些2)半焦的表面结构特性受热解温度和热解气氛双方面的影响在惰性气氛下，半焦的比表面积和孔容积随热解温度的升高是先增后降，而在活性热解气氛条件下，半焦的比表面积和孔容积随热解温度的升高是持续增加，并且增加幅度随温度升高加大同一热解终温条件下，和惰性气氛下相比，活性气氛下“热解”半焦的表面结构变化更加复杂，比表面积和孔容积呈增大趋势3)改变热解终温或气氛，孔径分布特征变化幅度不大，微孔、过渡孔和大孔占总孔的比例没有发生根本性变化4.3覆岩应力场由工作面推进距离不同时可以得出以下结论：(1)当煤层燃烧后，在工作面燃空区上方存在有拱式结构，该区域内垂直应力较小，已接近为零或为拉应力，表明顶板岩层已经冒落，不再承载拱外上覆岩层的载荷。(2)随着工作面推进，拱式结构的高度不断增大，当工作面推进40m 时，拱顶高度为20m，是煤层厚度的33倍；推进120m时，拱高为50m，是煤层厚度的83倍；推进200m时，拱高为70m，是煤层厚度的116倍；与传统煤炭开采的“两带”高度(一般为采高的912倍 )相符合。(3)随着工作面推进，在工作面煤壁前后方出现了应力集中，且应力集中范围随着工作面推进不断扩大，当工作面推进120m左右，达到稳定，应力集中区为工作面前方12m左右。(4)随着工作面推进，应力峰值不断增大，工作面推进120m前，峰值位置位于工作面前方顶板lOre内，当工作面继续推进时，峰值位于工作面上方粉砂层和细砂层的分界处，其主要原因是由于粉砂层上边界受热的作用向上方膨胀，而细砂层在上覆岩体自重作用下下沉，且两者的热膨胀系数不同，所以就产生了很大的热膨胀力。由塑性区分析(1)随着工作面推进，煤层顶板岩体中塑性区范围不断扩大，当塑性区贯通时，上覆岩体将发生整体坍塌，有可能波及到地表而引起地表沉陷。(2)随着工作面推进，底板岩层出现了塑性区，但是其影响范围较小，主要出现在燃空区下方和煤壁前下方，在此区域内岩层可能受拉而破坏。综上,(1)在煤层燃空区上方存在拱式结构，拱内为冒落裂缝带，约为燃烧煤层厚度的912倍。(2)随着工作面推进，在煤壁前后方出现了应力集中，且应力集中范围不断扩大，当工作面推进120m左右，达到稳定；应力峰值也不断增大，当工作面推进120m后，峰值位于工作面上方粉砂层和细砂层的分界处。(3)随着工作面推进，上覆岩体中塑性区范围不断扩大，当塑性区贯通时，上覆岩体将发生整体坍塌，有可能波及到地表，引发移动和沉陷。参考文献1 张祖培煤炭地下气化技术EJ探矿工程，2000(1)： 9162 刘宝琛，廖国华煤矿地表移动的基本规律EM北京：煤炭工业出版社，19653 马伟民，于金庄煤矿岩层与地表移动EMJ北京：煤炭工业出版社，19814 张玉卓，仲惟林岩层移动的错位理论解与边界元法计算EJ煤炭学报，1987(2)：32345 李维特，黄保海，毕仲波，等热应力理论分析及应用EM北京：中国电力出版社，20046 杨兰和煤炭地下气化火焰工作面移动速度的研究 J煤炭学报，2000：4464507 徐小荷，余静岩石破碎学EM北京：煤炭工业出版社，1984：2742758 虞继舜煤化学EM北京：冶金工业出版社，20009 钱鸣高采场矿山压力与控制M北京：煤炭工业出版社，198310 李耀娟，田玉璋，于在乎煤炭地下气化EM沈阳：东北工学院出版社，1981：11O11 梁杰煤炭地下气化过程稳定性及控制技术M徐州：中国矿业大学出版社，200212 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Mt/a新井设计毕业设计专题题目：煤炭地下气化开采技术基础研究毕业设计主要内容和要求：以实习矿井祁东煤矿条件为基础，完成祁东煤矿3.0Mt/a新井设计。主要内容包括：矿井概况、矿井工作制度及设计生产能力、井田开拓、首采区设计、采煤方法、矿井通风系统、矿井运输提升等。结合煤矿生产前沿及矿井设计情况，撰写了一篇关于煤炭地下气化的专题论文。完成与采矿有关的科技论文翻译一篇，题目为“Simulation of CO2-geosequestration enhanced coal bed methane recovery with a deformation-flow coupled model”，论文20781字符。院长签字： 指导教师签字：翻译部分英文原文Simulation of CO2-geosequestration enhanced coal bed methanerecovery with a deformation-flow coupled modelWangZuo-tanga,b,c*,Wang Guo-xiongb,Rudolph V.b,Diniz da Costa J.C.b,Huang Pei-ming cand Xin LinaaSchool of Mining, State Key Lab. of Safety Mining, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221116, CHINAbSchool of Chemical Engineering, The University of Queensland, Qld 4072, AustraliacCollege of ZiJin Mining, Fuzhou University, Fuzhou 350108, ChinaAbstract:Coal bed methane (CBM) recovery and CO2 sequestration into coal seams coupled with enhanced CBM recovery have been recognized as an economically effective and environmentally friendly technology to improve the utilization of coal reserves. However, implementation of CBM and CO2 enhanced CBM (CO2-ECBM) production involves complex deformation-flow interactions in the coal. These aspects and their fundamental understanding remain as major concerns for CBM/ECBM modeling. Increasing interest in CBM and potentially in CO2-ECBM technology requires accurate predictive modeling to minimize investment risks. This paper proposed a deformation-flow coupled model to address aspects of model improvement. This model was developed based on nonlinear elastic deformation mechanics and gas percolation theory and implemented using an established computer program named F-RFPA2D - 2D Flow-coupled Rock Failure Process Analysis code. The numerical simulations of this model were carried out according to a CO2 capture and sequestration (CCS) integrated underground coal gasification (UCG) process designed for Zhongliangshan coal mine in southwest China. The individual operations comprising (1) conventional CBM recovery andCO2 sequestration into coal and (2) the integrated operation of CBM recovery with CO2 enhancement were numerically investigated, respectively. The results show that CO2 sequestration into the coal bed promotes rapid transport of CBM towards the gas producer wells with a longer production period and can enhance coal bed methane recovery by up to 80% under the conditions of using this this study.Keywords:coal bed methane (CBM); CBM recovery;CO2sequestration;CO2enhanced CBM (CO2-ECBM);numerical simulation1. IntroductionCoal is one of the dominant and abundant energy sources in the world and will become even more importantwhen oil and gas sources become more expensive to produce. However, directly utilizing coal by conventional technologies is causing serious concerns resulting from the high emission of CO2 which is associated with climate change1 Many attempts have been made to reduce the CO2 emission from coal sourced energy by means of various new or alternative technologies. An effective possibility is to integrate CO2 capture and sequestration (CCS) with coal utilization processes2-3. However, CCS is expensive and its practical application would be advantageous if equal or additional benefits are available through CO2 sequestration. Coal bed methane (CBM) is associated with CO2 injection as an enhancement agent, i.e. CO2-ECBM recovery, may present an attractive option for CCS, providing an economical solution to reduce CO2 emission from coal utilization processe4-5Commonly, CBM production relies on pressure depletion in a coal reservo ir which provides the primary recovery. Because the methane is adsorbed on the coal even at low pressures, this only allows a limited amount of the gas in place to be produced and typically 30-70% of the gas resource is never recovered6,CO2sequestration into coal seam can significantly improve this, permitting access to most of the remaining gas6-9.The CO2 has a stronger affinity for the coal than methane and also a greater adsorption capacity, 2 to 10 times depending on coal rank at normal reservoir pressures10and displaces the methane which is then available for recovery. Thus CO2ECBM could recover the large majority of the methane-in-place, while also having the added benefit that a large volume of greenhouse gas is sequestered in the coal.There are many factors that affect the CBM and CO2-ECBM processes. One of the most important is the dynamic response of coal bed permeability to methane production and CO2 injection11.This comes about because of the structural deformation of the coal, caused by coal matrix shrinkage or swelling as desorption or adsorption of gases occurs12-13, and volumetric changes that occur as the system stresses respond to water drainage and gas injection/drainage14. The extent of deformation determines the dynamic permeability and hence the transport of gases, influencing both the rate and capacity of the coal bed reservoir to accommodate CO2 storage and provide methane production. In particular, the interaction of deformation and fluid flow in coal beds is one of the major unknowns in CBM and CO2-ECBM processes.Within China, development of unconventional natural gas from coal has become an important part of energy policy, because of its increasing demand for fuel and constrained energy supply. Many efforts have been made in the past decade to obtain clean energy from the countriesrelatively rich coal reserver. A successful example is the commercial application of underground coal gasification (UCG), for which planning is now underway to integrate with CCS for CO2-ECBM recovery. This paper presents a preliminary study on the feasibility of such an integration technology based on a field project recently carried out in Zhongliangshan coal mine.2. BackgroundZhongliangshan coal mine, close to Chongqing in southwest China, has a coal reserve exceeding 78 million tons (Mt), containing acoal bed gas reserves of more than 400 billion m3 The coal mine extends over 10 km along a south-west direction, tapping 10 coal seams with a total thickness of 9.4m. Currently there are two underground mining wells at the south and west ends, which have so far produced about 25 Mt coal. The mining operation also results in a substantial volume of coal mine methane (CMM), most of which is released to the atmosphere.To improve the safety of underground operations and provide some beneficial use of the CMM, Zhongliangshan coal mine has been using a degasification system that employs vertical wells to pre-drain and recover methane for internal power production and residential use. However drainage alone does not release all of the methane from these gas rich seams and is constrained to a maximum rate of 25 million m3 annually. Furthermore, additional gas can readily find a market. To meet the twin demand for more gas and maximize coal utilization, the mine initiated an ambitious CCS-integrated underground coal gasification (UCG) project in 2005. This project sought to develop an improved UCG process to produce hydrogen from coal syngas and use CO2-ECBM to boost coal bed methane production. According to the design, coal is gasified underground by injecting air atomized water to produce syngas that, after cleaning up, mainly consists of CO, CO2, H2 and CH4. The syngas, sweetened with some methane from CBM and CMM operations, are further reformed with steam in a catalytic shift conversion reactor to CO2 and H2, allowing CO2 capture for H2 production. This process separates the syngas into its constituents and the CO2 fraction can be then used for CO2-ECBM recovery, simultaneously sequestering the CO2 and gaining the associated environmental benefit.A field test on the underground coal gasification process (itself rather unusual in concept and execution) has been completed and controllable UCG operation and stable process gas production has been demonstrated. Design for the carbon capture process has been completed and construction is in progress. The next step is to consider the design for the CO2-ECBM systems, establish performance of CO2-ECBM production and validate CO2 sequestration. The initial part of this work is through numerical simulations for the CBM and CO2-ECBM recovery processes and sensitivities.3. Model descriptionCoal seam is typically a porous and fractured medium, containing coal bed gases, mainly methane. Stresses in the seam will re-distribute as the CBM is extracted or CO2 is injected, and hence the permeability varies. The result is a time and location dependent change in the gas pressure in the pores and fractures, with corresponding impact on the transportation and flow of fluid in the coal seam. This highly coupled process, involving fracture mechanics and fluid dynamics, needs to be addressed in CBM/ECBM reservoir simulation.The deformation of coal seam during gas extraction and injection can mathematically be described using a stress- stain model employing Biots theory of consolidation. The model, using conventional coordinate notation, comprises three governing equations, i.e.for the stress balance in any deformable body, subject to the geometrical constraints and the constitutive relationshipswhere f and p are body force and pore-fluid pressure; a and s denote stress and strain;and effective stress and volumetric strain, respectively; u represents strain displacement; a is coefficient of pore-fluid pressure; is Kronecher delta; and 2 and G are Lame coefficient and modulus of shear deformation, respectively.The pore-fluid pressure in this deformation model is dynamic and can be described with the modified Darcy law for the fluid flow in porous medium, givingwhere k depicts permeability and Sp is a pressure-depended coefficient which can be estimated fromwhere and m are porosity and density of coal, respectively; p0 is standard atmospheric pressure; and a and b denote Langmuir-style volumetric and pressure constants, respectivelyStress-sensitive permeability is an unusual feature in CBM and ECBM processes which needs to be numerically simulated through a coupled analysis of the deformation and fluid transport. An empirical approach is employed here to relate permeability and stresswhere k0 is initial permeability and P is a coupling parameter that reflects the impact of stress on the permeability. Eq. (6) can be extended to two or three dimensions, in which cases represents the principal component of the effective stress.4. Numerical implementationThe deformation-flow coupled model, described by Eqs. (1) to (6), are implemented and solved numerically to simulate CBM and CO2-ECBM recovery processes. The results reported here use well test conditions that will provide seam stress damage, highly accelerated well interactions and exaggerated permeability changes, although the geological conditions are generally appropriate to the in-situ environment. We apply the numerical code F- RFPA2D for a coal seam as illustrated in Fig.1. In the coal seam the rock roof and floor consist of sandstone and clay rock respectively, which aligns with the geologic structure of the Zhongliangshan coal mine. These are assumed to be hard and impermeable, so that the model in this simple case is well bounded. The coal seam between rock roof and floor is about 1m thick and initially saturated with CBM. The case study assumes two wellbores, one used as the exaction well for CBM recovery and the other as the injection well for CO2sequestration. The distance between the two wells is 100 m. The original overburden (vertical) stress, is assumed to be 10 MPa (mimicking the reservoir pressure) based on geological conditions at the Zhongliangshan coal mine. The gas pressure at the well bottomis 0.1 MPa (about 1 atm) for extraction and 15 MPa for CO2 sequestration. Other mechanical and fluid properties are listed in Table 1.The F- RFPA2D program, developed by Northeastern University, China incorporates 2D gas flow, gas pressure and the rock failure process analysis (i.e. permeability change). It has been successfully used for simulation of the progressive fracture and fragmentation of coal and gas outburst under mining conditions. The code uses a finite element method (FEM) for rock failure process analysis and has been extended to include a fluid flow module for CBMECBM. The program logic is shown in Fig.2.To use the F- RFPA2D code, the physical model described in Fig.1 was discredited into 100x200 meshes, forming 20 thousand elements. The mechanical strength and material properties in coal are assumed to be randomly distributed amongst these elements, giving a heterogeneity with a Weibull distributionwhere s ands0 denote the actual and mean values of variables such as Youngs modulus, compressive strength andpermeability; m is a heterogeneity index which is a reflection of the shape of the distribution function or the degreeof material heterogeneity.Table 1. Mechanical and transport properties for simulation.5 results and discussionFig.3 show the typical pressure profiles around the wellbores simulated for a single well operation with gasextraction (Fig.3a) and injection (Fig.3b) at various periods, respectively. The gas drainage and injection quicklyestablish pressure gradients within -25m of surrounding the wellbores, providing driving forces for the CBMrecovery and CO2 sequestration. As expected, the radial gradation of pressure decreasing over the course of both gasextraction and CO2 injection. The active regions in which adsorption and desorption occur in coal seam expandaccordingly. As a result, the fluid flow through coal seam tends to be quite stable over the normal operating periodfor gas extraction and CO2 sequestration.A number of cases are examined. Fig.4a illustrates the isobars around the extraction well when this is operated inisolation i.e. no CO2 injection. Fig.4b shows the isobars around the injection well, if that is operated without anyCBM extraction. Both cases result in gas pressure changes in the coal seam. However, compared with CBMextraction in which the operation pressure is very low, CO2 sequestration into coal seam seems more significant informing uneven fluid flow in the coal bed due to a relatively high operation pressure. Therefore operation pressurecan significantly affect the distribution of gas pressure and hence the mechanical and transport behaviors in coalseam during CBM recovery and CO2 sequestration. On the other hand, mechanical strength and material propertiesin coal seam are heterogeneous as implied in current model. These heterogeneities also contribute to themisdistribution of gas pressure, leading to uneven fluid flow and other physical behaviors includingadsorptiondesorption in coal.CO2 sequestration into coal seam is typically used as a measure to enhance CBM recovery. The CO2-ECBM recovery process was simulated in the current study and the typical result is shown in Fig.5. The result describes gas pressure distributions around wellbores on the 5th day under operation for CO2-ECBM recovery. It can be found that the injected CO2 significantly changed the pressure field around the CBM extraction wellbore while the operation maintained similar pressure distribution around the injection wellbore. The active region for CBMrecovery s apparently enlarged compared with CBM extraction without CO2 injection (refer to Fig.4a). In this case an increasing percolation flow from injection wellbore towards CBM extraction wellbore is formed, allowing the increasing CBM extraction. Meanwhile the relatively high CO2 pressure not only prolongs the fluid flow towards the extraction wellbote, but also promotes the desorption of methane from coal because of the decreased partial pressure of methane in coal bed. Moreover CO2 has a stronger adsorption capacity than methane and the methane in coal will be partially replaced with the injected CO2. As a result of such a competitive sorption, CO2 injection efficiently enhances the CBM recovery.The feasibility of Co2-enhanced CBM recovery from the given coal seam can further be verified by investigating the percolation velocity of gas in coal seam towards extraction wellbore. For this purpose, the proposed model was employed to simulate the gas percolation through coal seam, associated with the operations of extraction wellbore with and without CO2injection. The typical results on the 5th day under the operations are shown as Fig.6. These results clearly indicate that injecting CO2 largely speeds motion of desorbed CBM towards to the extraction wellbore, which accordingly enlarges the percolation area. Under the given conditions in this study, the percolation velocity in the region close to the extraction wellbore for CO2-enhanced CBM recovery is about twice compared with the CBM recovery without CO2-enhanced operation.The numerical simulations also provide the CBM production of a single well under operations including andwithout CO2 injection. Fig.7 shows the results for CBM production with time. The results suggest that CBMrecovery reaches a stable production period after about 60 days. The accumulated CBM production increases from5000 Nm3without enhancement to 8500 Nm3 with CO2-ECBM assistance. In other words, CO2-ECBM recovery canincrease CBM production rate by 70-80% on average in the steady flow period, under the conditions assumed inthis study.6. ConclusionsCoal bed methane (CBM) and/or CO2-ECBM recovery processes accompanied with internal deformation andmethane transportation in coal simultaneously both play an important role in improving CBM production. Thedeformation-flow interaction in coal is one of the major concerns in modeling CBM recovery and CO2sequestrationin coal, and has not been fully understood yet. A deformation-flow coupled model is proposed in the current study toaddress this issue. This model is developed based on nonlinear elastic deformation mechanics and gas percolationtheory and implemented using an established 2D Flowing-coupled Rock Failure Process Analysis F-RFPA2D code. The numerical simulations with the model are carried out according to a designed CO2 capture and sequestration (CCS) integrated underground coal gasification (UCG) process. The individual operations of the conventional CBMrecovery and CO2 sequestration in coal and the integrated operation of CBM recovery with CO2 enhancement are numerically investigated, respectively. The results suggest that CO2 sequestration in coal bed can promote the transportation of coal bed methane towards gas extracting wellbore with a longer production period and can enhance coal bed methane recovery up to 80% under the given conditions in this study.AcknowledgementsThe authors wish to acknowledge financial support from the Australian Research Council (ARC) and by the Cultivation Fund of the Key Scientific and Technical Innovation Project, Ministry of Education of China (No.02019), and NSFC of China-Australia Cooperation Project (No.407112365, 40730422).参考文献1 J. Gale, Overview of CO2emission sources, potential, transport and geographical distribution of storage possibilities. the IPCC Workshopon Carbon Dioxide Capture and Storage, Regina, Canada, Energy Research Centre of the Netherlands, Petten.2002.2 IEA, Prospects for CO2capture and storage, International Energy Agency (IEA), Paris, France, 2004.3 M. Mazzotti and R. Pini, Enhanced coal bed methane recovery. 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Kadatz, ECBM micro-pilot test in the anthracitic coals of the Qinshui basin, China: Field results and preliminaryanalysis. the 3rd International Workshop on the Prospective Roles of CO2Sequestration in Coal Seam, Hokkaido University, Japan.2004.10 J. Q. Shi and S. Durucan, CO2storage in deep unminable coal seams. Oil & Gas Sci.& Tech. - Rev. IFP 602005547-558.11 G. X. Wang and Z. T. Wang, Deformation Behavior of Coal as a Composite Material and its Impacts on Permeability in Coal bed GasReservoir. Particle and Continuum Aspects of Mechanics, ISTE Ltd, UK: 2007.12 J. P. Seidle and L. G. Huitt. Experimental measurement of coal matrix shrinkage due to gas desorption and implications for cleatpermeability increases. the International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, 1995.13 J. R. Levine, Model study of the influence of matrix shrinkage on absolute permeability of coal bed reservoirs. Coal bed Methane andCoal Geology, Geologic Society Special Publication. R. Gayer and I. 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Gunter, Secondary porosity and permeability of coal vs. gas composition and pressure. the SPE AnnualTechnical Conference, Houston, Texas, 2004.中文译文模拟二氧化碳封存入煤加强煤层气恢复变形流动耦合模式摘要：煤层气(CBM)的恢复和用封存到煤层加上增强CBM复苏一直被看作为一个经济效益和环保的技术来提高利用率的煤炭储量。但是，CBM和CO2加强CBM的实现涉及在煤中复杂的变形-流动相互作用。这些方面,他们的基本的了解仍然作为煤层气/ ECBM建模的主要内容。日益浓厚的关于CBM的兴趣的和CO2-ECBM潜在的市场潜力需要精确的预测建模技术来最小化其投资风险。摘要提出了一种变形-流动耦合模型解决方面的改进模型。这个模型基于非线性弹性变形力学和气体渗流理论和实现使用一个代码建立计算机程序F-RFPA命名2 D - 2 D Flow-coupled岩石破裂过程分析代码而开发。该模型稳定性的模拟是在在中国西南部的中梁山煤矿采用CO2捕捉和封存(CCS)综合地下煤炭气化(煤炭地下气化技术)进行的。操作过程包括两个方面：(1)常见的煤层气复苏和CO2封存到煤;(2) 煤层气(CBM)与CO2加强煤层气复苏的整体数值研究。结果表明, CO2封存到煤层在一个较长周期内有助于天然气生产商促进快速运输的煤层气,并在使用本研究的条件下能增强煤层甲烷复苏高达80%。关键词：煤层气（CBM）；煤层气恢复；CO2封存；CO2加强煤层气（ CO2-ECBM）；数值模拟1引言煤是一种主导和丰富世界的能源的一种资源, 当石油和天然气来源生产变得更昂贵的时候将会变得更加重要。然而，通过传统的技术直接利用煤炭正在造成CO2气体高排放的问题，其是一种和气候变化有关的气体。许多人试图通过采用新的或替代的技术减少来自煤炭能源排放的CO2含量。一个有效的可能性是在煤炭利用过程集成CO2捕捉和封存(CCS) 技术。但是，CO2封存比较昂贵并且在它的实际利用过程中要有同等或额外的效益。煤层气(CBM)相关联CO2注入作为增强剂,即CO2-ECBM复苏,可能提供一个有吸引力的选择,CCS则提供一个经济的解决方案来减少CO2排放煤炭利用流程。通常，煤层气生产产量依赖于在一个煤炭枯竭的压力动态红其提供主复苏。因为甲烷是吸附于煤炭中，即使是在低压下,这只允许生产一些有限的天然气，并且典型的30 - 70%的天然气资源是再也没有恢复过来6 CO2封存煤层后可以显著改善这种情况,并能接触大部分剩余的气体。CO2在煤中比甲烷有更强的亲和力和更多的吸附量,2到10倍依赖煤炭正常储层压力的10 和取代甲烷然后用于恢复。有许多因素影响煤层气和CO2-ECBM流程。其中最重要的一条是甲烷生产和CO2注入对于煤层渗透率的动态的响应。这是因为煤产生的构造变形,造成煤炭矩阵收缩或肿胀作为分子筛吸附的气体解析或气体吸附12 - 13 ，随着注入气体和排水引起的系统的应力响应而产生体积变化。变形的程度决定了动态渗透率和因此而产生的的运输气体,两者都影响煤层储集层的速度和容量以适应CO2存储和提供沼气的产量。特别是, 在煤层中的交互的变形和流体是一个重大的关于煤层气和CO2-ECBM过程的未知领域。在中国，因为日益增加的对燃料的需求和约束的能源供应，从煤炭中发展非常规天然气已成为能源政策的重要组成部分。过去十年来，为了从国家的相对丰富的煤炭储量获得清洁能源做出了许多的努力。一个成功的例子就是煤炭地下气化的商业应用程序（UCG），这项计划目前正在进行整合CO2的CCS和 CO2-ECBM恢复。本文提出一种初步研究,这种集成的可行性技术基于最近进行的在中梁山的煤矿实地项目。2背景中梁山煤矿，接近中国西南部的重庆，煤炭储量超过7800万吨(Mt)，包含煤床天然气储量超过4000亿m。煤矿延西南方向走向超过10公里，可采10煤层总厚度为9.4m。目前有两个在南部和西部的地下矿井生产结束，已经采出了2500万吨煤炭。采矿作业也产生了体积很大的煤矿甲烷气体(CMM)，其中大部分是被排放到大气中。为了提高井下生产的安全性以及提供一些有益于使用的煤层气，中梁山煤矿已经采用了一种采用竖直井提前排水，恢复甲烷内部电力生产和家庭用气的除气系统。然而，单独排水本身没有从那些富含天然气的接缝释放所有的甲烷并且每年最大速率限制在2500万m。此外，额外的气体可以很容易找到一个市场。为了满足更多的天然气和煤炭利用率最大化的双重要求，矿山在2005年开创了一个浩大的煤炭地下气化和CO2 捕捉封存工程项目。这项工程试图开发一种改良的地下气化工程用来从煤合成气生产氢并使用CO2-ECBM来促进煤层气的生产。按照设计要求，煤炭在地下被注入空气雾化水而气化用来生成合成气，在清洁之后，主要包括CO, CO2, H2 and CH4.等气体。这种合成气加上煤层气中的一些甲烷和井下抽放煤层气操作，进一步改造并与蒸汽在催化反应器中进行催化CO2, H的反应，允许CO2的捕获从而生产H2。这个过程分离了合成气的组成成分同时CO2部分接下来可以用于CO2-ECBM恢复，,同时封存CO2并获得相关的环境效益。煤炭地下气化过程现场试验（本身在概念和执行非比寻常）已经完成，可控煤炭地下气化技术操作和稳定的天然气生产过程已经被证明。设计碳捕获过程已经完成，建设正在进行中。下一步是考虑设计CO2-ECBM系统，建立CO2-ECBM生产的可靠性能和验证有限CO2,封存的效果。最初的这部分工作是通过数值模拟CBM和CO2-ECBM恢复进程和敏感性。3模型描述煤层是一种典型的多孔和裂缝介质，包含煤床气体,主要成分是甲烷。在裂缝处的应力将会随着煤层气的抽取和CO2的注入而重新分布，因此,渗透率变化。结果是一个改变气体压力在时间和位置改变时,孔隙和裂缝相互的影响，与在煤层运输和流动的流体相应的影响。这个高度耦合过程，涉及断裂力学和流体力学，需要用它们来进行CBM/ECBM储存模拟。煤层在瓦斯抽采期间产生的变形和气体注入可以在数学上被描述为使用压力-染色理论的彼得模型进行整合。这个模型使用传统的坐标符号，包含三个控制方程。ijxi+fj=0（i,j=1,2,3）对任何变形体有压力平衡,根据几何约束ij =12uixj+ujxi=11+22+33基本要素关系ij=ij+pijij=ij+2Gij其中f和p分别是体积力和孔隙流体压力；和分别表示应力和应变； 和分别为有效应力和体积应变；u代表应变位移；为孔隙流体压力系数；为偏导；和G分别为系数和剪切变形模量。在这种变形模型的孔隙流体压力是动态的可以使用修改的达西定律来对多孔介质流体流动进行描述，如下式：kp=sppt-t这里k代表渗透性；sp是一个可以估测的被动压强系数sp=2p0+abm1+bp2+abm1+bp这里和m分别代表煤的孔隙率和密度；p0代表标准大气压力；a和b分别表示朗缪尔-模型容积和压力常量。压力敏感性渗透性在CBM和ECBM过程中是一个不同寻常的特性，需要通过模拟变形和流体运输耦合分析的数值模拟。采用实证的方法研究渗透率和压力k=k0exp-这里k0代表起始磁导率，是反映压力的影响渗透的耦合系数；式子（6）可以扩展到两个或三个维度，在这个个情形下 ， 代表有效应力的主要的组成部分。4数值执行结果变形流动耦合模型，描述为上述（1）到（6）个式子，用来进行模拟煤层气和CO2-ECBM恢复进程的实现和数值求解。报告的结果指出这里的使用条件将导致裂缝应力增大，高度加速相互之间的作用，并且很大程度上改变通透性，尽管地质条件没有大的改变。我们对图1所示的煤层应用数字代码FRFPA2D。在顶底板岩石由砂岩和粘土进行振动摇晃组成的煤层中，这符合中梁山的地质构造情况。这些被假定为很难渗透，使模型在这个简单的例子中是很有限的。煤层的顶板和底板相距约1米厚并且煤层气最初处于饱和状态。采用两个钻孔井进行案例研究，一个用来进行煤层气恢复，另一个用来进行CO2 的注入和封存。两个钻孔井之间的距离相距100m。最初的覆盖层（垂直距离）压力根据中梁山的地质情况被假定为10 MPa99999（模仿原始的压力）。气体压力在用于抽取的钻孔底部是0.1 MPa(约1 atm)，在封存CO2 的钻孔为15 MPa。其他力学和流体属性在表1中列出FRFPA2D 程序是由中国东北大学开发的包含2 D气体流量、气体压力和岩石破裂过程分析(即通透性改变)的一个软件。已被成功地用于模拟渐进断裂和破碎煤及瓦斯突出的开采条件下。使用限定的代码元素法(FEM)对岩石破裂过程分析并被扩展为关于CBM / ECBM包含的一个流体模块。程序逻辑图2所示使用FRFPA2D代码,物理模型图1中描述的是被分成100200网状物,形成了2万个元素 。煤炭中机械强度和材料特性,被认为是随机分布在这些元素中的，,组成一个异构性威布尔分布异性分布。图1.煤层气配置和CO2-ECBM恢复图2.变形流动耦合分析程序FRFPA2D代码Fs=ms0ss0m-1exp-ss0m这里的s和s0分别表示实际的和均值变量如杨氏模量，抗压强度和渗透率；m是一种反映形状分布函数或材料的非均质性程度的异质性指数。表1.机械和传输特性的模拟.5结果和讨论图3分别显示了在不同时期钻孔井在模拟天然气萃取(Fig.3a)和注射(Fig.3b) 操作的典型的压力曲线。煤气排水和注射很快在钻孔井周围建立 25米的内部的压力梯度，促进煤