煤层气利用现状（精选10篇）
煤层气利用现状 篇1
前言
煤层气又称煤矿瓦斯, 主要以吸附、溶解或游离状态赋存于煤层及固岩中, 属于非常规油气资源, 发热量与常规天然气相当, 是绿色清洁能源。
据了解, 2012年我国煤层气 (煤矿瓦斯) 产量达到125亿立方米, 利用总量为52亿立方米, 利用率为41.53%。抽采量比2011年略有上升, 但利用量不升反降。而根据煤层气开发利用“十二五”规划提出的目标, 到2015年, 煤层气产量将达300亿立方米, 建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地, 再用5至10年时间, 新建3至5个产业化基地, 把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。
1 我国煤层气资源现状
我们国家的煤层气资源量丰富, 位于世界第三位 (第一俄罗斯、第二加拿大) 。据煤层气资源评价, 我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿立方米, 主要分布在华北和西北地区。其中, 华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。1000m以浅、1000~1500m和1500~2000m的煤层气地质资源量, 分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地 (群) 共有14个, 其中含气量在5000~10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地, 含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。
我国煤层气可采资源总量约10万亿立方米, 其中大于1000亿立方米的盆地 (群) 有15个:二连、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西、沁水、准噶尔、塔里木、天山、海拉尔、吐哈、川南黔北、四川、三塘湖、豫西、宁武等。二连盆地煤层气可采资源量最多, 约2万亿立方米;鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地的可采资源量在1万亿立方米以上, 准噶尔盆地可采资源量约为8000亿立方米。
2 煤层气的使用价值
2.1 煤层气可以作为民用燃料
煤层气和煤炭比较具有热值高、污染小、使用安全等优点, 同时不需要大型的净化处理装置, 煤层气 (基本不含硫) 不能腐蚀、不能堵塞输气各种设备及管路。
2.2 煤层气可以作为工业燃料
煤层气主要用于发电厂、加工业和汽车工业的三个领域工业燃料。一是煤层气发电可以使用煤层气作为锅炉燃料燃烧, 利用蒸汽来发电;同时可以使用直接燃用煤层气的往复式发动机和燃气轮机来发电。二是煤层气可以作为玻璃厂和冶炼厂等加工产业的洁净燃料。主要因为用煤层气作燃料不仅成本低, 热值高, 而且有利于改善周边环境, 提高加工业产品质量, 大幅度提高玻璃厂、冶炼厂等加工业的经济效益。三是煤层气可以作为生产汽车用压缩天然气, 还可以与柴油混合制成车用混合燃料。
2.3 煤层气可以作为化工原料
煤层气主要成分是甲烷, 而甲烷自身合成以及二次加工形成百余种化工产品 (如合成氨、氢气等) , 遍布我国国民经济的多个领域, 可见煤层气是一种重要的化工原料。
目前, 在以上诸多利用途径中, 煤层气主要作为民用燃料和用于发电厂。同时煤层气还应用于液化气燃料和合成油领域中。
3 结论
开发利用煤层气, 对于充分利用能源, 改善我国能源结构, 减少煤矿瓦斯灾害, 有利于遏制煤矿瓦斯事故、促进煤矿安全生产、保护大气环境、增加洁净能源供应, 还可以优化产业结构, 推动经济增长, 促进能源行业健康可持续发展都具有极为重要的意义。开发作为清洁能源的煤层气资源, 日益受到各国青睐, 成为世界各国新时期能源发展的新趋势。
煤层气利用现状 篇2
地应力影响煤层气勘探开发的研究现状与展望
通过总结评述前人关于地应力影响煤层气勘探开发的`相关文献和成果,讨论了地应力与煤层气成藏、地应力与煤储层渗透率、地应力与煤储层压裂改造、地应力与煤层气井位部署的关系,对相关研究工作的未来走势进行了展望.认为:地应力控制着煤层气成藏过程中的各个环节,是影响煤层渗透率中最主要的因素,也是煤层气井压裂设计和井网部署必须考虑的重要参数.地应力研究对煤层气勘探开发意义重大,且亟待加强.
作 者：吴国代 桑树勋 杨志刚 黄华州 杨欣超 武杰 Wu Guodai Sang Shuxun Yang Zhigang Huang Huazhou Yang Xinchao Wu Jie 作者单位：中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏,徐州,221116 刊 名：中国煤炭地质 英文刊名：COAL GEOLOGY OF CHINA 年，卷(期)：2009 21(4) 分类号：P618.110.2 关键词：地应力 煤层气成藏 渗透率 压裂 井位部署煤层气利用现状 篇3
关键词：煤层气?资源?开发?利用率?管道
中图分类号：TD845 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）10（a）-0161-01
煤层气是一种洁净、储量巨大的非常规天然气资源。我国是煤层气资源储量较大的国家，加大煤层气资源的开发，将大大降低中国对石油、天然气等资源的国外依存度，提高中国的能源安全度。国家能源局在2011年底正式发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》，《规划》提出到2015年末国内煤层气开采目标定为300亿m3，瓦斯发电装机容量超过285万kW，为此国家将投资超过1200亿元用于煤层气的勘探开发和利用。“十二五”时期，我国能源需求持续增长，能源结构调整加快，煤矿安全要求提高，资源节约力度加大，环境保护约束增强，宏观环境为“十二五”煤层气（瓦斯）产业的大发展创造了良好条件[1]。
种种迹象表明，我国将加大煤层气资源的开采力度，这使如何更有效地解决开发利用煤层气资源的问题变得更为紧迫。本文提出以下几点建议，希望能对有效的开发利用煤层气资源起到帮助。
（1）中国煤层气开发起步较早，但发展较缓慢，技术手段缺乏。到目前为止，国内对勘探开采技术方面的研究成果很少，针对我国地质条件的勘探、生产工艺技术缺乏。我国应加大相关专业人才培养， 建立煤层气资源利用研究的科研队伍，同时加强和煤层气开采利用先进国家的技术交流。国家应支持科研院所根据需要建立相应的攻关技术小组，加大资金投入，用于煤层气的基础理论研究和关键技术设备等重大科技攻关，积极推动煤层气抽采利用技术的发展[2]。结合我国实际情况，提高我国的煤层气利用的水平。同时，煤层气勘探钻井方面规程杂乱无章，中联公司、中石油等具有煤层气探矿权的公司应配合国家有关主管部门统一煤层气勘探钻井规程，促进技术规程正规化发展，便于后期资料的整理利用。
学习国外先进的煤层气造孔钻探技术，但不能照搬套用，每个国家地质条件不同，适用的造孔技术也不相同，别国成功的造孔技术在我国地质条件下也许并不适用。中国必须根据自己的地质条件研究制定相关的煤层气产业化发展道路。技术发展是煤层气产业发展的根本，煤层气开发较成功的国家，例如美国、加拿大等，都根据本国不同的地质条件，研究发展了不同的造孔方法。在技术上开展对外合作，引进先进技术无疑是重要的，但必须根据中国各地区实际地质条件等，引进借鉴和开发适用我国的造孔技术[3]。
（2）煤层气和煤炭资源由于开采企业不同，采矿权重叠不统一。另外煤层气资源开采先期投入大，见效慢。很多煤炭企业因为利益原因不愿意开采煤层气，造成资源浪费。国家应该完善出台专项法规章程，妥善处理好煤层气与煤炭资源矿业权设置关系，统一编制探矿权、采矿权设置方案， 避免资源的开采无序状态，防止资源浪费，加快清理矿权重叠问题。同时加大对煤层气勘探开采项目的投资和补贴，我国可以借鉴国外这方面补贴政策对煤层气企业销售煤层气产品直接给予价格补贴 ，这样有利于促进煤层气产业发展。真正为推动煤层气产业的健康发展创造有利条件。
在条件允许地区对煤层气和煤炭资源实行综合勘探、综合开发和综合利用，采取勘探开发一体化和采气采煤一体化，同时加强煤矿瓦斯抽放利用与管理，做到先采气， 后采煤。编制煤炭和煤层气综合开发规划，努力在时间和空间上实现煤炭与煤层气开发的有机结合和有序衔接[4]。未开采地区，落实先采气后采煤，已开采煤矿，地下抽采和地面开采相结合。由煤层气和煤炭企业合作，煤层气企业负责在地面开采煤层气，然后逐步交给煤炭企业开采煤炭资源，充分利用煤气资源。在解决矿权重叠问题之前，双方可以开展联合勘探。双方勘探地下同一目的层时，可以通过统一部署实现联合勘探，实现一井多用，先对相关地区进行煤炭地质勘探钻井，完孔后改为大口径的可供地面抽采的煤层气井，双方共同投资，共享成果资料。
（3）煤层气作为非常规天然气，其成分95%以上是甲烷，完全可以与天然气混输、混用。同时我国西气东输管线经过的地区也是煤层气资源富集的地区。应加快煤层气产地的煤层气管道建设，并入天然气管网。只有实现规模化管道长距离输气才能使煤层气产业得到快速发展 。例如美国是煤层气产业发展最早、最快、最成功的国家，一个重要因素就是美国的燃气管道建设成熟，拥有发达的天然气管网和健全的配套基础设施，天然气管网遍及全国，煤层气产业能借助管道优势发展迅速[5]。可以首先加快煤层气产地的管道建设，可以由煤层气企业投资建设产地局部管道，例如，由煤层气企业通过自己建设的管道把煤层气直接输送至附近城镇，供居民用气或工业用气等，长距离输气可以通过与天然气管网并网而实现。
（4）最大限度提高煤层气资源地区的煤层气利用率，对煤层气开发地区实现资源就地利用。对不适于长途管线输送的低浓度煤层气就地利用煤层气发电。煤层气可以替代天然气、石油作为当地居民的家庭用气，工业燃料等。煤层气液化代替汽油作为机动车燃料，产气集中地区可以建造较多煤层气加气站，促进推广产气地的煤层气汽车使用。中国煤矿区煤层气抽采率和利用率低，全国煤矿平均煤层气抽采率仅为22.5%左右，而国外抽采率在50%以上，煤矿区煤层气利用率偏低，基本维持在30%左右，大量的煤层气特别是低浓度煤层气未得到有效利用，中国煤矿每年煤层气排放量已超过150亿m3以上，研究相关技术对煤矿井下抽采的低纯度瓦斯提高利用率，杜绝资源浪费。有数据表明，现今浓度低至8%的煤层气已经可以利用，因此通过技术攻关，煤层气抽采率和利用率提升空间非常大。综上所述，如果在以上几方面取得积极进展，我国煤层气的开发利用将大大提高。
参考文献
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煤层气利用现状 篇4
关键词：煤层气,资源现状,开发利用,前景
煤层气又称为煤层甲烷、煤层瓦斯, 是煤层本身自生自储式非常规天然气[1]。煤层气在常温下其热值为34~37MJ/m3, 与天然气的热值相当, 是普通人工煤气的2~5倍, 每m3煤层气相当于1.0kg石油或1.2143kg标准煤。煤层气以吸附状态赋存于煤层中, 燃烧后很少产生污染物[2], 是一种高效、安全、洁净的能源。经过简单处理 (如除尘等) , 煤层气既可以像天然气一样作为燃料直接使用, 也可以用于生产合成氨、甲醛、甲醇、炭黑等原料, 其开发利用的市场前景相当广阔。
我国煤炭资源丰富, 总量达1.0×1012t, 因此煤层气资源也相对比较丰富, 预计储量为3.7×1012m3, 相当于我国天然气的总储量。每年因采煤向大气排放的煤层气高达194×108m3 (相当于0.2356×108t标准煤) , 污染环境的同时也造成极大的浪费。因此国家发改委从2005年开始指定由中联煤层气公司牵头, 组织有关单位和专家共同编制了《全国煤层气开发利用“十一五”规划》。规划指出:煤层气是继煤炭、石油、天然气之后, 最现实的接替能源。截至2006年, 我国经国土资源部正式批准的可供开发的资源量为1×1011m3, 规划要求2010年勘探可供开采的煤层气资源量为3.0×1011m3[3]。
1 遵义地区煤层气资源概述
遵义市位于云贵高原东北部, 处于云贵高原向四川盆地和湖南丘陵过渡的斜坡地带。属国家规划的长江中上游综合开发和黔中产业带建设的主要区域。遵义地区煤炭资源丰富, 煤探明储量66×108t, 居贵州省第3位, 预计总储量在193×108t以上。区内大、中、小煤矿均有, 正在建设的黔北矿区桐梓区、习水二郎矿区和绥阳矿区是遵义市三大主要煤炭生产区。规划到2015年桐梓南部矿区和北部矿区总的生产规模将达到10.5×106t/a, 习水二郎矿区将达到5.7×106t/a, 绥阳矿区将达到1.92×106t/a。
遵义市地方乡镇小煤矿较多, 经过整合、调整后, 全市现有乡镇煤矿258对, 分布在全市13个县 (市) 区内, 生产总能力33.33×106t/a。其中, 遵义县有44对矿井, 生产总能力6.33×106t/a;仁怀市有40对矿井, 生产总能力5.1×106t/a;习水县有53对矿井, 生产总能力8.12×106t/a;桐梓县有58对矿井, 生产总能力7.78×106t/a;绥阳县有10对矿井, 生产总能力为0.9×106t/a, 五个县煤炭设计生产总能力共29.13×106t/a, 占全市乡镇煤矿煤炭生产总能力的87.4%。按照规划到2015年遵义市所有煤矿煤炭生产总规模将达到51.45×106t/a。遵义市将成为全国重要的煤炭生产基地之一, 煤炭资源将成为遵义市经济快速、稳定发展的坚实能源基础。
2 煤矿区煤层气利用途径
2.1 民用
民用煤层气主要是利用抽采的煤层气作为城镇居民生活燃料, 是一种最简单、最直接的利用方式。但由于这种方式没有进行任何转换, 不能实现能量的升级变换, 因此, 煤层气作为一般燃料, 只能利用其低品位的化学能, 是一种低层次应用途径。
2.2 工业利用
煤层气工业用途广泛, 主要有以下几种应用方式。
(1) 各类工业炉燃料。例如硅酸盐工业玻璃、陶瓷窑炉;建材工业砖瓦窑炉;冶金铸造和机械工业的各类加热炉、退火炉, 等等。
(2) 工业原料。例如有机合成化工原料, 制造碳酸氨生产化肥、醋酸、甲醇, 进而合成人造汽油;合成各类人造纤维;制造碳黑, 广泛用于橡胶工业、染料和涂料工业, 等等。
(3) 发电/供热。利用煤矿煤层气发电, 可以实现煤层气的能量升级变换——通过煤层气与空气混合增压, 在燃气内燃机或燃气轮机内点火喷燃, 推动活塞或透平机驱动同轴发电机发电, 将燃料的化学能转变为机械能, 进而升级为高品位的电能。通过能量升级变换, 极大地提高煤层气用途, 拓展煤层气的工业应用领域。
3 遵义地区煤矿区煤层气利用规划
3.1 遵义地区煤矿区煤层气利用现状
遵义市大多数地区煤矿抽采的煤层气均未利用, 仅有仁怀市蒲竹井煤矿和赤水市岔角煤矿进行了利用, 其规模很小。利用途径主要有民用和瓦斯发电, 年利用量分别为300×104m3和100×104m3左右。其中蒲竹井煤矿以瓦斯发电为主, 岔角煤矿以民用为主。
3.2 遵义地区煤矿区煤层气井下抽采现状
目前, 遵义地区煤层气抽采以地方乡镇煤矿为主, 采用的方式全为井下抽采, 尚未进行地面钻孔抽采试验。抽采方法主要有顺层钻孔抽采、穿层钻孔抽采及采空区埋管抽采等几种。
各矿井抽采规模不大, 虽然全市有63对矿井建立了煤层气抽采系统, 但多数矿井抽采系统运行不正常、抽采不达标、抽采量不大, 抽采浓度偏低。仅有习水县朝阳煤矿、庆华煤矿、天生桥煤矿、富邻煤矿、马临煤矿、仁怀市的蒲竹井煤矿和赤水市岔角煤矿等抽采系统运转正常, 月抽放量一般在10×104m3~30×104m3, 仁怀市的蒲竹井煤矿抽采量最大, 月抽放量为64.3×104m3。遵义市2008年各月抽采情况如下 (见表1) 。
3.3 遵义地区煤矿区煤层气发展目标
3.3.1 2009~2010年煤矿区煤层气抽采、利用目标
2009年遵义市煤层气抽采目标为72mm3, 利用目标为57mm3, 2010年遵义市煤层气抽采目标为128mm3, 利用目标为103mm3。
3.3.2 2011~2015年煤矿区煤层气抽采、利用目标
2011年遵义市煤层气抽采目标为243mm3, 利用目标为186mm3;2012年煤层气抽采目标为342mm3, 利用目标为275mm3;2013年煤层气抽采目标为450mm3, 利用目标为3 7 6 m m3;2 0 1 4年煤层气抽采目标为515mm3, 利用目标为435mm3;2015年煤层气抽采目标为6 4 0 m m 3, 利用目标为515mm3。
3.4 遵义地区煤层气规划利用途径
遵义地区5个县/市煤矿分散、小型, 单个矿井煤层气抽采量小, 因此不具备建设大型利用工程集中使用的条件。综合分析研究本地区的工业和民用用户类型、规划的煤层气抽采量、抽采浓度等因素后, 决定采用按区块集输, 就地发电和供应民用的方式, 尽可能合理地利用规划抽采的煤层气。
满足发电和民用后, 富余的煤层气可根据各县或矿区具体情况, 用于生活锅炉或采暖等。
4 遵义地区煤矿区煤层气抽采利用前景
4.1 贯彻国家方针政策
合理开采充分利用矿井煤层气, 是贯彻国务院关于加快煤矿煤层气抽采利用若干意见《国发办[2006]第47号》和国家发改委主持制定的《煤层气 (煤矿瓦斯) 开发利用“十一五”规划》的具体实施步骤, 是贯彻“以人为本, 落实科学发展观, 建设节约型社会”的需要。政府正积极采取有力的政策措施, 加快煤矿煤层气抽采利用。国家若要实行采煤采气一体化, 就必须先抽后采。我国煤矿自由、无序排放矿井煤层气的状况, 将随着上述政策贯彻实施, 逐步变为制度化的自觉的企业行为。
4.2 节约能源保护环境
煤矿抽采的煤层气富含甲烷, 一般不含硫化氢、粉尘和其他杂质, 是一种优质的能源。但甲烷是除二氧化碳外最主要的温室气体, 所产生的温室效应占全球温室效应的18%。每克甲烷产生的温室效应在100年期内约为每克二氧化碳产生的温室效应的21倍。而且甲烷具有类似氟利昂一样破坏地球臭氧层的危害作用, 是《京都议定书》明确减排的六种温室气体之一。我国是世界第一产煤大国, 也是第一消费大国, 因而也是温室气体排放量很大的发展中国家。2005年, 我国煤矿共抽采煤层气23×108m3, 利用了10×108m3, 约43%, 其余约13×108m3, 基本排入大气, 约占全年抽采矿井煤层气的57%。因此, 利用煤矿煤层气, 不仅可以减少甲烷对大气环境的污染, 也能回收能源, 具有较好的节能环保效益。
遵义地区建设矿井煤层气发电工程后, 每年可以回收约52025×104m3 (CH4:100%) 对空排放的纯煤层气, 相当于63.17×104t标准煤。与此同时, 还可以减轻因排放甲烷而产生的温室效应, 按温室效应折算CO2当量约为736.75×104t/a。由此可见, 建设本工程, 既能减轻对大气的污染, 保护臭氧层, 还能获得一定的节能环保效益。
4.3 促进煤矿安全生产
2007年遵义地区煤层气事故发生总数为5起, 占全年事故总数的10%, 死亡人数为17人, 占全市乡镇煤矿事故死亡总数的23.9%2008年煤层气事故发生总数为3起, 占全年事故总数的4.5%, 死亡人数为4人, 占全市乡镇煤矿事故死亡总数的5.3%。可见, 遵义地区煤层气灾害极为严重。矿井煤层气的抽采是煤炭开采的先决条件, 因此, 无论煤层气是否利用, 都必须进行抽采。从这一角度来说, 矿井煤层气的抽采, 是煤矿安全生产的前提条件, 是“生命工程”。遵义市对煤层气的利用起步较晚, 对煤层气利用成本未进行经济性分析, 具体数据不详, 但煤层气的利用是煤炭企业可持续发展的保证, 是“资源工程”。目前多个矿井正在积极开展煤层气利用的前期准备工作。
4.4 矿井供电的需要
煤矿区用电负荷较大, 重要的大型设备用电和井下用电均为一级负荷, 这就要求配置双回路电源, 需要从国家电网购电。建设煤层气电厂, 可为矿井提供第二电源, 这样不仅可以减少或者顶替部分国电, 节约大量电费, 而且还可为矿井发展补充电力。发电之余的煤层气可作为民用燃料使用。经规划计算, 遵义地区煤层气利用工程建成后, 装机容量为394×500kW, 每年发电19.7×104kW。按照每户居民一天使用一方气计算, 发电富余的煤层气可供30.58万户居民使用。遵义地区煤层气利用总量将达到52025×104m3/a, 煤层气利用率可达89.83%。
出于经济利益和国家可持续发展政策等诸多因素的考虑, 人们将越来越关注储量大、价格低的能源。具有丰富煤层气资源的遵义地区应当大力发展煤层气产业, 以促进全市经济的健康发展。
参考文献
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国内煤层气钻机的现状及发展趋势 篇5
一、国内煤层气钻机发展现状
我國的煤层气开发较晚，开发初期主要借用石油钻井的相关装备和工具，与煤层气钻井的特殊工况不配套，搬迁不便，导致钻井成本偏高。由于我国煤层气藏埋深较浅，钻井深度大多在1000ｍ以浅因此也采用水文钻机、煤田钻机。但是，水文钻机和煤田钻机的主体结构因没有钻井平台，无法安装防喷器、除砂除泥器等设备，其技术性能和可配套性都无法满足煤层气钻井的需要，而且因其钻进效率太低，直接影响了煤层气开发新工艺、新技术的推广应用。
二、国内煤层气钻机存在的问题
笔者分析国内煤层气钻机存在的问题主要有：①理论与技术研究不足。我国煤层气的开发较晚，主要的钻井装备几乎都是借用常规油气钻井装备，体积大、成本高成为普遍存在的问题；而且对煤层气钻井装备的开发研制不够重视，高效率的钻井装备多依赖进口，理论和技术方面都存在许多关键性难题有待研究，是我国煤层气产业发展的一大障碍。②制造能力不能满足设计要求。国内部分装备能够进行设计并且证明可行，但是制造技术达不到设计要求。③设备配套缺乏统一规范。目前煤层气勘探开发虽取得了一定突破，但在煤层气开发专用设备配套方面国内还没有形成一套全面的配套方案。④煤层气法规制度不健全。我国煤层气钻井周期长，除了钻井装备本身效率和技术性问题外，煤层气气权问题也不可忽视，据现场钻井人员反映钻井队在与当地政府、居民的协调时间较长，在一定程度上增加了煤层气开发成本。而且，我国煤层气气权和矿权分别从属于不同部门，采煤和采气权管理不统一，同样影响了我国煤层气产业的快速发展。⑤煤层气钻井专业队伍建设滞后，我国煤层气钻井队伍都是由石油钻井队伍衍化而来，没有形成专业的煤层气钻井队伍，煤层气钻井缺乏系统性。⑥钻井装备落后，效率低，成本高。现阶段我国煤层气钻机主要是小型煤田钻机，石油钻机和进口全液压钻机。
三、对国内煤层气钻机研发的建议
结合我国煤层气资源状况，加强煤层气钻井装备的理论与技术研究，建立统一的设备准入行业标准。我国现在煤层气钻井主要依托油气田的相关标准，主要设备都应满足我国的石油标准，通过检验才能进行现场使用。而我国煤层气的储层特点有别于石油，压力普遍偏低，这在一定程度上造成了设备成本高，同时不利于设备的迅速搬迁，可对钻机、井控系统等装备进行研究，开发出适应于煤层气钻井特点的低成本、轻便型、易运输的专用装备，并建立煤层气钻井装备的准入行业标准，这个标准的建立将规范我国煤层气钻井施工，提高钻井作业的安全性、高效、高质量地完成煤层气井，这个标准的建立是煤层气钻井产业的一个重点，需要经过大量的研究，建立在对我国煤层气井压力充分了解的基础上。因此，一系列煤层气专用装备准入行业标准的建立是势在必行和攻坚的重点。
四、结语
目前，各国发展对能源的依赖日益提高，而随着常规油气资源的不断被开采和消耗，其已很难能满足社会的需求，因此，非常规天然气资源的开发逐渐成为当今能源工业的重点，煤层气作为一种环保热值高的清洁能源更是成为各国改善能源结构的重要新能源。根据澳大利亚Newcastle大学学者开发的非常规天然气生产模型计算，世界煤层气生产将在2085年达到峰值。因此，我国应该把握时机通过研究煤层气基础理论，发低成本、高效率的钻井装备，提高煤层气井的质量，使我国煤层气产业尽快实现良性发展。
参考文献：
[1]魏晓东,赵军.煤层气钻机与井控装备现状及发展方向.石油钻探技术.2011（5）
[2]杨汉立.国内外石油钻机现状及我国钻机发展探讨.石油机械.2003（31）.
作者简介；
煤层气利用现状 篇6
1.1 煤层气简介
煤层气是指赋存在煤层中以甲烷为主要成份的非常规天然气, 属天然气的一种, 甲烷占80%～90%, 一般组分为CH4、CO2、O2, N2、CO、H2S、NOx, 是煤化过程中产生的气体, 与煤共存, 又称瓦斯。一般获得煤层气的方法有以下三种:生产矿井中抽排 (CMM) ;从报废矿井中抽放 (AMM) ;对于未开采的煤矿, 通过地面钻孔生产 (VCBM) 。
1.2 煤层气排放对环境的影响
近50a的气候变暖主要是人类使用化石燃料排放大量二氧化碳以及其它温室气体的增温效应造成的。预计未来50～100a, 全球气温将继续变暖。减少温室气体排放、减缓气候变化是《联合国气候框架公约》和《京都议定书》的主要目标。在参加气候变化框架公约的国际谈判中, 我国面临的减排温室气体的国际压力越来越大, 而且我国属于世界上气候变化的敏感区和脆弱区之一。据测算, 甲烷对大气的危害约是CO2的21倍, 因此, 若将煤层气进行综合利用, 减少直接排放量, 将获得极好的环境效益。
1.3 煤层气资源的排放量及利用
1.3.1 煤层气资源的排放
据美国环保总署估计, 2002年全球煤矿瓦斯排放量>173亿m3, 相当于把2.37亿t二氧化碳排入大气中。其中11个主要产煤国家占88%以上:中国排在第一位, 达67亿m3, 其次美国26亿m3, 乌克兰22亿m3, 俄罗斯和澳大利亚各7亿m3, 波兰和哈萨克斯坦分别达到4亿m3和3亿m3。
1.3.2 煤层气的用途及利用现状
世界范围内煤层气的地面抽放始于20世纪50年代, 在美国的圣胡安煤田。随后美国制定了煤层气的开发计划。目前, 美国已经成为世界上规模最大、最先进的煤层气利用国家。在美国煤层气开发取得巨大成功的带动下, 世界上许多国家如澳大利亚、英国、法国、德国、波兰等也在积极地开发利用煤层气。
煤层气是潜在的重要能源, 大部分气体是从生产深井中开采出来的, 只有少量的煤层气从报废矿井回收, 不同来源煤层气的主要用途有:
(1) 未开采的煤层气:
属天然气代用品, 供当地发电或作化工原料;
(2) 矿井瓦斯:
矿区供热和发电、动力燃料, 用当地管路供应工业用户 (英国、美国) 或利用专用管路输入城市输配系统 (美国、中国) ;
(3) 报废矿井瓦斯:
可在井口发电或通过管路供应当地工业用户。
发电是煤层气综合利用的主要途径。目前, 燃气发电机可燃用浓度>30%的瓦斯发电, 并且该技术已在国内外得到广泛应用。随着科学技术的发展, 世界各地均在研究低浓度瓦斯发电技术。国内煤层气利用较好的矿区主要有以下几处:①鹤壁矿区, 将煤层气用于民用和发电;②阳泉矿区, 规划地面开发煤层气, 并建设了3.53MW煤层气发电机组;③晋城矿区, 将煤层气用于化石原料、动力燃料, 并建设了36MW煤层气发电机组;④淮北矿区, 煤层气用于民用、化工以及发电;⑤重庆松藻矿区, 规划煤层气发电容量将达120万kW。
2 鹤壁煤业集团煤层气综合利用现状
2.1 煤层气资源
鹤壁矿区瓦斯资源丰富, 目前, 开采水平以上的瓦斯储量154.05亿m3, 可采储量53.83亿m3。其中四、五、六、八、十矿为煤与瓦斯突出矿井, 瓦斯含量16～24m3/t煤, 瓦斯压力1.0～2.1MPa, 煤层透气性0.03～0.045mD, 为弱透气煤层。开采水平以下的瓦斯含量一般>20m3/t煤, 且随深度增加而增大, 最大达到32m3/t煤;瓦斯压力2.13MPa;瓦斯储量600亿m3以上。鹤壁煤业集团荥巩矿区煤层气储量相当丰富, 资源量近1000亿m3, 浅部、深部含量巨大, 具有十分可观的开发利用价值。
2.2 煤层气综合利用现状
2.2.1 民 用
2004年以前, 鹤壁煤业集团仅四矿对工作面预抽的部分瓦斯进行了回收利用。工人村建有1座5000m3的瓦斯储气罐, 安设了配套的1500m管路, 供千余户居民和四矿职工食堂作民用燃料。
2.2.2 发 电
鹤壁煤业集团在多方论证的基础上, 决定开发煤层气综合利用项目。2004年, 集团公司在四矿成功安装了两台500kW的高浓度瓦斯发电机组, 并专门成立了鹤壁市新生能源供应有限公司, 当时河南在煤层气综合利用发电领域还是空白。
鹤壁煤业集团拟在本部瓦斯含量相对较高的七对矿井建设22台煤层气发电机组, 总装机容量11MW, 全部建成并网发电后, 年发电量可达6358万kW·h, 可有效利用煤层气2338万m3, 年产值1916万元 (不含CDM项目出售CO2减排量收入) , 利润1596万元。同时, 实现热供联产, 将电厂排气余热和冷却水余热资源为矿区员工宿舍及澡堂供暖供水。每2台机组可供暖12000m2, 每年可节约燃煤1233t, 价值40.8万元。目前, 该集团已成功安装14台500kW的发电机组。
2.2.3 建设矿井乏风氧化装置
鹤壁煤业集团拟在本部瓦斯含量相对较高的七对矿井建设35台矿井乏风氧化装置, 用于供热, 每套装置可以处理浓度为0.2%的矿井乏风, 处理能力1000m3/min。该装置的乏风进口温度为现煤矿乏风温度, 即常温, 氧化后出口温度升高不超过20℃。利用该装置可制取热水, 也可制取水蒸汽。当乏风甲烷浓度为0.5%时, 其产生的可利用热量约为1亿J/h。利用这些热量, 每小时可制取5t以上的60℃热水或0.5t压力为0.5MPa的水蒸气。目前, 乏风氧化装置正在积极试验中, 并将在全公司进行推广。
鹤壁煤业集团也将深部及新整合煤田的煤层气资源的抽采和综合利用列入了发展规划之中, 并与国外知名公司合作, 共同开发利用煤层气, 目前, 正在进行地面抽采打钻试验。
2.3 煤层气发电的应用技术
煤层气发电是使煤层气在往复式四冲程内燃机组内爆发来驱动发电的一种新技术。目前, 鹤壁煤业集团安装的主要是低浓度瓦斯发电机组, 一般要求煤层气的浓度在8%以上即可。通过涡轮增压器将空气和煤层气配比, 使之爆炸做功发电。随着技术的进步, 新装机组采用了更为先进的电脑配气装置。据测算, 每立方米纯瓦斯可发电3kW·h, 资源利用率较高, 具有广阔的推广应用价值。如发展发电余热利用和制冷联供技术, 会产生更大的经济效益。
瓦斯发电机组针对瓦斯特点设计, 采取了数字点火、电控、增压中冷和稀燃技术等多项国家专利和实用新技术, 很好地解决了燃烧控制、浓度变化等问题。发电机组系统主要包括润滑系统、冷却系统、瓦斯进气系统及其控制单元、电子点火系统、排气系统、控制管理系统及发电机组控制系统。
(1) 煤层气输送系统。
各矿原有的煤层气抽放真空泵从井下抽放出煤层气, 通过管道及保护装置送到发电机组。
(2) 发电机组系统。
使用山东胜利油田动力机械厂生产的煤层气发电机组, 型号500GF—RW, 发动机为往复式12缸器冲程内燃机, 转速1000r/min, 发电机容量625kVA。煤层气经各种防爆装置, 如阻火器、水雾防爆装置、过滤器、汽水分离器后被送入发动机, 其浓度在6%～15%。发动机冷却部分由高温冷却和低温冷却两部分组成, 冷却水经水泵打入水—水热交换器、冷却塔、冷却水池, 组成循环冷却系统。
(3) 并网供电系统。
发电机组输出电压为380～420V, 经控制屏变压器进入线柜, 再由1250kVA变压器将输出电压升到6kV, 最后经高压盘并入鹤壁煤业集团局域地面变电站。
(4) 余热利用系统。
煤层气发电机组排烟温度550℃以上, 余热利用系统是利用余热回收设备通过水—水交换器将冷水变为热水再利用, 每台机组每天可向职工浴池供应热水250m3, 冬季可为6000m3房间供暖。
3 发展前景
煤层气利用前景 篇7
我国煤层气资源丰富, 最新探明总储量是36.7万亿立方米, 比六年前增加了5万亿立方米, 是仅次于俄罗斯、加拿大的世界第三大煤层气储藏国。资源条件决定了煤层气在中国可以成为独立的产业, 成为天然气工业的重要补充。
我国目前煤层气开发水平较低。据权威统计, 我国目前煤矿抽采瓦斯仅23亿立方米, 利用10亿多立方米, 开发程度远不及美国、加拿大、澳大利亚等煤层气产业已成功实行了商业化运作的国家。美国虽然80年代才真正大规模开发煤层气, 但目前开发利用已超500亿立方米, 已占到天然气总量的1/10。
由于煤层气探明储量多, 而且已经形成了较为成熟的勘探开发技术和地质理论, 国家已把煤层气开发利用列入“十一五”规划。计划到2010年, 我国煤层气开发利用将实现4个目标:全国煤层气产量达100亿立方米;利用量达80亿立方米;新增煤层气探明地质储量3000亿立方米;逐步建立煤层气开发利用产业体系。温家宝总理明确指出:“开发和利用煤层气既可治理瓦斯, 又可利用能源, 一举两得, 应该加大科研、勘探、开发的力度。”
我国煤层气开发已开始跳跃式发展。2005年的钻井数超过以前历年的总和。到2005年底, 全国投入煤层气勘探资金已达24亿元, 钻井607口, 有四个区域开始规模利用。特别是《国务院办公厅关于加强煤层气 (煤矿瓦斯) 抽采利用的意见》和《全国煤层气 (煤矿瓦斯) 开发利用“十一五”规划》的出台, 更为我国煤层气产业的发展烧足了底火。我国将建设九条煤层气输气管道, 全长1390千米。这预示着我国煤层气产业将要迅猛崛起。我国的煤层气资源不仅在总量上占有一定的优势, 而且在区域分布、埋藏深度等方面也有利于规划开发。煤层气资源在我国境内分布广泛, 基本可以划分为中部、西部和东部三大资源区。其中中部地区约占资源量的64%。西部地区的沁水盆地和鄂尔多斯盆地资源量最大, 超过10万亿立方米, 为集中开发提供了资源条件。
2 市场需求大
煤层气可以与天然气同输同用, 为煤层气产业发展提供了巨大空间。据预测, 2010年我国天然气需求量将超过1000亿立方米, 市场供应缺口较大。环渤海地区、东南沿海地区、长江三角洲地区、中部地区及东北地区的天然气市场需求均超过120亿立方米/年, 是我国天然气消费的重点地区。中部地区及长江三角洲地区, 是未来煤层气的主要消费市场。“十一五”期间, 煤层气的首选市场主要在山西、北京、天津、河南、河北等省市。在满足中部地区煤层气资源需求的前提下, 富余的煤层气还可并入西气东输管网, 输往长江三角洲地区。
井下煤矿瓦斯利用市场潜力也很大。我国煤矿大多分布在偏远地区, 广泛采用煤矿瓦斯作为居民生活燃料、发电和工业锅炉燃料, 对保障矿区和周边地区的能源供给, 改善消费结构具有重要意义。
3 煤层气的勘查
煤层气勘查以山西、陕西、新疆、内蒙古等省 (区) 为重点, 以山西沁南、三交, 陕西韩城, 新疆昌吉、大井, 内蒙古二连盆地等煤层气勘探项目为依托, 到2010年, 累计新增探明地质储量3000亿立方米。
4 地面煤层气开发
“十一五”期间, 煤层气开发以现有探明储量为基础, 以市场为导向, 以技术进步为手段, 加大投入, 重点突破, 实现跨越发展。2010年, 全国建成煤层气生产能力70亿立方米, 产量达到50亿立方米。“十一五”期间, 地面煤层气开发的重点是建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地。
5 煤层气开发利用的途径
目前, 天然气输送到终端用户有三种方法:管网、压缩天然气 (CNG) , 液化天然气 (LNG) 。针对我国目前煤层气偏、散、小的特点, 使得煤层气不能达到大规模开发应用, 若建设长输管网则投资巨大。含氧煤层气本身无法处理为CNG汽车运输, 所以经过近些年的市场调研和经验分析, 对于中小型规模的煤层气有效利用途径就是将其液化、储存、槽车运输。另外, 煤层气液化还具有以下优点:煤层气液化后便于进行经济可靠的运输;储存效率高 (与天然气体积比为1:625) , 储存压力低, 占地少、投资省;有利于城市负荷的调峰;LNG作为车用燃料与汽油相比, 具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、降低运输成本等优点;即使与压缩天然气 (CNG) 汽车相比, 也具有储存效率高、加一次气续行程远, 车装钢瓶压力小、重量轻、数量小;建站不受供气管网的限制等优越之处;LNG具有低温、轻质、易蒸发的特性, 可减少被人窃取或变卖造成损失。
6 开发煤层气的重要意义
开发利用煤层气可以改善煤矿安全生产, 提高经济效益在煤炭开采过程产生的煤层气俗称“瓦斯”。煤矿瓦斯事故是煤矿安全生产的最大威胁之一。我国国有煤矿高瓦斯和瓦斯突出矿井占总矿井数的46%, 瓦斯事故频繁, 每年因瓦斯灾害造成的死亡人数达2000人以上。仅根据最近15年的统计, 因瓦斯事故而死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30~40%, 占重大事故的70~80%, 直接经济损失超过500亿元。瓦斯事故造成的人员伤亡和巨大经济损失, 在社会上形成很大负面影响。采煤之前先采出煤层气, 有利于从根本上防止煤矿瓦斯事故, 改善煤矿的安全生产条件, 同时还能减少矿井建设费用 (巷道建设和通风费用减少1/4左右) , 从而提高煤矿的生产效率和经济效益, 改善煤矿的社会形象。
开发利用煤层气可以在一定程度上改善我国的能源结构, 增加洁净的气体能源, 气体能源作为人类经济社会发展的三大支柱之一, 将在世界经济可持续发展的战略中具有举足轻重的作用。随着我国国民经济的快速发展, 对能源的需求也越来越大, 特别随着我国经济的飞速发展, 国内油、气供需缺口急剧增大。开发和利用煤层气可以现实、有效地弥补我国常规天然气在地域分布和供给量上的不足。有些资深专家早就提出21世纪是煤层气大发展的时代, 煤层气是我国常规天然气最现实可靠的替代能源。
开发利用煤层气可以有效减排温室气体, 改善大气环境煤层气 (甲烷) 又是一种温室气体, 其温室效应是CO2的20~24倍。甲烷的温室效应在全球气候变暖中的份额为15%, 仅次于CO2。我国是煤炭生产大国, 只要采煤就会向大气中排放煤层气。1994年, 据联合国统计我国每年因采煤向大气排放的甲烷气体达190亿m3, 居世界第一, 约占我国工业生产中甲烷排放量的三分之一, 占世界采煤排放甲烷总量的三分之一, 已引起国际社会的普遍关注。由于近年来煤炭产量剧增, 这一问题更加突出。因此开发和利用煤层气不仅可以避免因采煤造成的煤层气这种不可再生资源的浪费, 还在减少温室气体排放、改善大气环境方面具有非常重要的意义。
开发利用煤层气也将拉动相关产业的发展。任何一个新产业的形成与发展都与其他行业密切相关, 开发利用煤层气也将为拉动相关产业起到推动作用。煤层气产业是一项庞大的系统工程, 建设一个煤层气生产基地将带动运输、钢铁、水泥、化工、电力、生活服务等相关产业的发展, 增加就业机会, 促进当地经济的发展。
结语
煤层气梯级利用技术探讨 篇8
1 国内外煤层气开采与利用状况
俄罗斯虽然煤层气储量居世界第一,但其目前能源重点在石油和常规天然气的开发利用上,煤层气的开发利用还未真正起步;美国拥有良好的煤层气地质资源条件和完善的基础设施,从20世纪70年代就已开展规模化开发利用,以地面预抽开发高浓度煤层气为主,将其加工成管道输送天然气和液化天然气,而井下抽采的瓦斯主要用作坑口发电厂和锅炉的燃料气源,目前年总产量已超过500亿m3[1];加拿大在2000年后进入煤层气开发快车道,2004年煤层气产量就达到了15.5亿m3,2008年达到近100亿m3,2020年煤层气预计产量为280~390亿m3,其利用方式与美国相似[1];澳大利亚在20世纪末借鉴美国煤层气开发技术和经验大力开展本国煤层气开发,2006年煤层气产量达到18亿m3[1],以矿井煤层气抽采为主,生产的煤层气主要供给建在井口的煤层气发电站。
国外对含氧煤层气分离技术的研究集中在低氧含量(φ(O2)<2%)煤层气的溶剂吸收、低温分离、PSA分离、膜分离等技术,关于高氧含量煤层气分离的相关研究较少。
我国在传统能源方面具有多煤、少油、贫气的特点,出于国家能源战略安全和能源结构调整的考虑,在“十一五”和“十二五”期间连续出台2个产业发展专项规划进行煤层气开发利用市场的引导和扶持。2011年全国煤层气抽采量首次突破100亿m3,达到115亿m3[2]。据国家能源局披露,2015年全国煤层气(煤矿瓦斯)抽采量180亿m3、利用量86亿m3,其中井下瓦斯抽采量136亿m3、利用量48亿m3,地面煤层气产量44亿m3、利用量38亿m3。在国家能源局发布的《煤层气勘探开发行动计划》中,计划2016年煤层气(煤矿瓦斯)抽采量目标190亿m3、利用量92 m3;到2020年,我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采量力争达到400亿m3,其中地面开发200亿m3,井下瓦斯抽采200亿m3,井下抽采瓦斯利用率60%以上;建成3~4个煤层气产业化基地,重点煤矿区基本形成地面煤层气与井下瓦斯共采格局。
煤层气抽采方式分为地面抽采和井下抽采,其中地面抽采包括预抽和采动区抽采,井下抽采是利用巷道和井下钻孔等抽采煤矿瓦斯,主要包括本煤层、邻近层、采空区和综合抽采等抽采方法。目前,国内外煤层气开发与利用的主要方式见表1。
随着煤层气抽采量逐年增加,煤层气高效利用技术也成为我国重点研究领域,但目前煤层气利用率一直在30%左右,这主要是受限于矿井抽采瓦斯浓度低、矿井分散、利用方式单一(民用或瓦斯发电)等因素[3,4]。因此,针对不同浓度的煤层气,采用与之相适宜的高效低耗且安全的煤层气梯级利用技术,将具有极大的经济及环境效益。
2 煤层气梯级利用技术
2.1 高浓度煤层气利用技术(甲烷体积分数90%以上)
含甲烷90%以上的高浓度煤层气相当于常规天然气,其利用技术与常规天然气的利用技术完全一样,无论加工成管道输送天然气、压缩天然气还是液化天然气,在国内外其利用技术都是成熟的,对于能够形成较大集输规模(日处理量几十万到几百万立方米)的高浓度煤层气也已建成许多工程案例,如美国就建有日处理200万m3的高浓度煤层气液化工厂,每年可生产46万t的LNG;中国在山西建有多个高浓度煤层气液化工厂,目前最大规模的工厂日处理煤层气量达100万m3。现在,国家逐步放开了地面开发煤层气特许经营的范围,越来越多的煤矿将有资格开发地面煤层气。
由于中国大多数煤矿地质结构复杂,以低中煤阶为主,煤层较薄,除沁水煤田等少数矿区外,大部分煤矿高浓度煤层气日抽采规模在几千到几万立方米,一般情况下难以达到可利用的经济规模,造成部分高浓度煤层气只能燃烧放空。这种开发方式形成的集输规模较小,而市场需要的是1万~5万m3/d的撬装化液化装置。例如,对于日处理3万m3/d的撬装式高浓度煤层气制LNG装置,其投资回收期约2.9 a。因此,在技术层面上需要开发小型化、撬装化甚至机动化的高浓度煤层气回收装置,在经营层面上可以采取设备租赁或成立专业回收公司的经营模式,在政府管理层面上需要加强节能减排的管理措施。
2.2 高浓度瓦斯利用技术(甲烷体积分数30%~90%)
含甲烷30%~90%的高浓度瓦斯主要由甲烷和空气组成,其利用技术主要有:以直接燃烧利用而形成的发电、民用和工业燃料技术,以及以提纯甲烷而形成的高浓度瓦斯制取管道输送天然气、CNG和LNG的加工技术。
2.2.1 高浓度瓦斯发电、民用和工业燃料利用技术
该利用技术相对简单,是国内外目前普遍采用的高浓度瓦斯利用方式,如目前世界最大的寺河矿高浓度瓦斯发电项目,是首批获得国家批准的“清洁发展机制(CDM)”煤层气项目之一,该项目为联合循环发电,采用了60台单机容量为1.8 MW的燃气发动机发电机组,配12台国产余热锅炉和4台3 MW蒸汽轮机,电厂设计年运行时间为7 000 h,年发电量为8.4亿k W·h,年耗气量折合成纯瓦斯1.84亿m3,发电热效率47%,资源利用率87%;阳泉高浓度瓦斯氧化铝焙烧项目,年利用瓦斯1.26亿m3,甲烷体积分数为35%;铁法高浓度瓦斯陶瓷城项目,年利用瓦斯3 500万m3,甲烷体积分数为41%。根据国家“十二五”煤层气规划显示,2015年全国瓦斯发电装机容量超过285万k W,民用超过320万户。对于原料气中甲烷体积分数为35%的高浓度瓦斯发电,可根据供气量配置4 MW的发电装置,一般投资回收期约2.7 a。该技术主要面临的是安全输送和发电效率的问题。不过虽然高浓度瓦斯可以长距离输送,发电、民用和工业燃料的利用技术也容易实现,但受到产品终端市场价格和需求量的影响较大,导致实际利用率依然较低。
2.2.2 高浓度瓦斯提纯制LNG或CNG技术
高浓度瓦斯(30%≤φ(CH4)≤90%)经过提纯后可生产CNG或LNG,其技术流程如图1所示。
煤矿瓦斯经过计量后进行压缩、净化,并在低温下提纯分离,将氧气及其他杂质脱除,可生产甲烷纯度大于99%的LNG产品,也可以利用该工艺直接生产CNG产品。对于日处理量10万m3的煤层气液化制LNG装置,原料气甲烷体积分数30%,如果采用撬装化设备,一般投资回收期约3.6 a。
高浓度瓦斯提纯的核心是将瓦斯中的甲烷与氮气、氧气、二氧化碳等杂质进行安全、经济地分离,这些技术虽然在化工和常规天然气净化方面有许多可以借鉴或引用的,但作为一个整体的应用技术,要同时保证其安全性和经济性的难度还是很大,所以在国内外少有类似的工程应用。
在美国,以催化脱氧技术和NITECH脱氮技术建立了3家高浓度瓦斯提纯工厂,运行时间超过10 a,是国外仅有的成熟工程应用案例。不过由于美国采取了控制瓦斯抽采浓度和高低浓度煤层气混合的方式,使得进入提纯工厂的气源中氧气体积分数控制在2%以下,这在国内是很难达到的。
我国是目前对含氧煤层气分离研究最深入的国家,按技术路线划分,主要分为含氧煤层气直接分离和先脱氧后分离两大类。在节能减排大政方针和国家科技及产业政策的支持下,我国一些科研机构和企业开展了大量的井下瓦斯提浓、提纯利用技术的研究和示范应用,进入中试或工程示范阶段的主要有四川达科特、上海华西、上海汉兴、煤科总院等研究的变压吸附提纯技术(在山西、云南、贵州建有示范工程)[5,6],以中科院大连化物所和四川西南化工研究院为代表研究的催化脱氧深冷脱氮提纯技术(在山西建有试验装置)[7],以中煤科工集团重庆研究院有限公司及中国科学院理化技术研究所为代表研究的含氧深冷液化提纯技术(在重庆和山西建有中试装置)[8,9,10]。对于催化脱氧技术而言,由于多数井下瓦斯浓度较低,氧含量较高,使用催化脱氧必须大量循环以将脱氧段入口的氧气体积分数降到3%以下,并消耗较多的甲烷(消耗甲烷量为氧含量的一半),虽然消耗甲烷时产生的热量可回收50%左右,但甲烷消耗量还是难以承受,其经济性有待提高[10,11,12]。
2.3 低浓度瓦斯利用技术(甲烷体积分数30%以下)
目前,国家并未强制性要求甲烷体积分数低于30%的煤层气必须利用,且甲烷的爆炸界限为5%~16%,致使绝大多数矿区采取排空方式处理低浓度煤层气,大大降低了井下抽采煤层气的利用率,造成资源浪费,同时加剧了对环境形成的温室气体效应[13]。因此,开发一种高效安全可靠的低浓度瓦斯利用技术十分必要。
目前的低浓度瓦斯利用技术主要是发电。甲烷体积分数在8%~30%内的煤矿抽采瓦斯发电机组工艺流程见图2。瓦斯发电具有机组配置和运行灵活的特点,所产电力可供煤矿自用和上网,具有较好的经济性。对于含甲烷15%的低浓度瓦斯发电装置,配置4 MW的发电机组,投资回收期约3.8 a。
国内也有一些机构和企业正在研究将甲烷体积分数低于30%的瓦斯提浓到30%以上再加以利用的技术,比如低温溶液吸收法、膜分离提浓法[14]等,目前还处于研究阶段,由于其经济性及安全性尚有待深入研究,还未见工业化应用。
2.4 乏风利用技术(甲烷体积分数8%以下)
甲烷体积分数8%以下的低浓度瓦斯经过安全保障和预处理后,送至掺混装置,与乏风瓦斯进行掺混,混合后被风机抽送至蓄热氧化装置,发生氧化反应释放热量;产生的热量除维持系统的自身热平衡外,多余的热量通过导热盐带出,送至锅炉,产生过热蒸汽,送至汽轮机冲转,带动发电机工作,其工艺流程见图3。目前已建的乏风瓦斯蓄热氧化发电机组有山西高河矿的30 MW机组和陕西彬长大佛寺煤矿的4.5 MW机组。
中煤科工集团重庆研究院有限公司研发形成了多床式低(超低)浓度瓦斯蓄热氧化、高低浓度瓦斯精准混配、低浓度瓦斯蓄热氧化综合安全监控等技术及装备,显著提高了蓄热氧化系统运行的安全性、稳定性和经济性。一套规模为60万m3/h的低浓度瓦斯蓄热氧化发电装置,配置9 MW的发电机,投资回收期约6 a。重庆松藻打通一矿低浓度瓦斯蓄热氧化示范系统,可以实现风排瓦斯和低浓度瓦斯的综合利用,能够有效减少煤矿瓦斯排放量[15]。
3 展望
目前国内煤层气的利用受其开采浓度及开采规模的限制,利用率相对较低,仅为30%左右。应针对不同条件的气源情况,采用相适宜的利用技术方式对煤层气进行加工利用,以提高利用率及获得最大的经济效益。就目前的技术水平而言,甲烷体积分数在90%以上的煤层气适宜直接净化加压制成管道输送天然气或提纯制取CNG/LNG;甲烷体积分数为30%~90%的煤层气宜采用提纯技术(直接深冷液化或变压吸附)生产CNG/LNG;甲烷体积分数为8%~30%的煤层气宜采用低浓度瓦斯发电技术进行利用;甲烷体积分数为1%~8%的煤层气可经掺混后进行乏风瓦斯蓄热氧化利用。针对开采总量占煤层气总开采量近60%的甲烷体积分数为8%~30%的低浓度瓦斯,除了采用目前较为经济有效的低浓度瓦斯发电技术外,更应该大力支持开展针对该浓度范围的煤层气利用技术的研究和开发工作。
摘要：介绍了国内外煤层气开发与利用现状。针对不同浓度的煤层气,分析了其适宜的加工利用技术方式,以提高煤层气利用率及获得最大的经济效益。根据目前技术水平,阐明了煤层气梯级加工利用技术方式:甲烷体积分数在90%以上的煤层气适宜直接净化加压制成管道输送天然气或提纯制取CNG/LNG;甲烷体积分数为30%~90%的煤层气宜采用提纯技术(直接深冷液化或变压吸附)生产CNG/LNG;甲烷体积分数为8%~30%的煤层气宜采用低浓度瓦斯发电技术进行利用;甲烷体积分数为1%~8%的煤层气可经掺混后进行蓄热氧化利用。
中国煤层气开发利用财税制度设计 篇9
关键词：煤层气,财税制度,经济评价
中国煤层气资源量约31.5万亿立方米, 开发利用好煤层气既可增加洁净能源, 又有利于保护大气环境和改善煤矿安全生产, 具有相当大的经济、社会和环境效益。
但是, 中国煤层气产量增长速度缓慢, 2013年中国煤层气产量仅达138亿立方米。提高煤层气开发的经济效益已成为提高煤层气产量的关键, 而煤层气的财税制度设计对煤层气经济效益的高低起着至关重要的作用。
一、中国煤层气资源勘查开发涉及的税费
1、中国煤层气勘查主要涉及探矿权使用费和探矿权价款
2、煤层气资源开发阶段征收的税费
煤层气开发阶段涉及采矿权使用费、采矿权价款、矿产资源补偿费、资源税、企业所得税、增值税、土地使用税等 (见表2) 。
二、中国煤层气财税政策分析
1990—2006年, 中国累计增加钻井数1603口, 而2007年增加钻井数797口, 截止到2012年, 已累计钻井12547口, 这与国家政策扶持有很大关系。
1、中国煤层气资源税费政策分析
中国为鼓励煤层气产业的发展采取了税率优惠、退税、税收抵免、加速折旧等税收手段, 现行的煤层气税收优惠政策对煤层气产业化发展起到了积极作用。但是, 现行税收政策对煤层气资源勘探和试验过程中的税收优惠很少, 只是在研发形成科技成果转让时或抽采成功后, 才可以享受相关优惠政策。这不利于鼓励煤层气投资者加强前期投入。有些还处于试验阶段, 前期投资及勘查的投资回报无法及时得到体现。如果国家没有相应的政策扶持, 会影响企业的商业性勘查工作投资的积极性。
中国煤层气税费政策是比照天然气制定的, 由于煤层气勘探开发存在着高投入、高风险和高科技的特点, 在煤层气发展初期, 需要比常规天然气更有力的财税优惠政策。
2、中国煤层气资源价格补贴政策分析
由于煤层气产业初期投资高、风险大、回收期长, 且煤层气的开发利用具有巨大的社会效益和环境效益, 因此国家在鼓励煤层气产业发展的初期阶段, 对煤层气企业销售煤层气产品直接给予价格补贴。此外, 按照国家发展改革委《关于煤层气价格管理的通知》 (发改价格 (2007) 826号) , 目前国内煤层气气价由供需双方确定, 国家不限价。但从实际情况来看, 国内煤层气价格基本上还是参照天然气价格。而中国天然气价格仍然由国家统一定价, 实行国家直接调控管理的体制。天然气定价中存在的问题直接影响了煤层气产业的发展。
三、煤层气开发财税制度设计
1、煤层气开发财税制度设计的基础数据
本次研究选择某地区的煤层气开发为实例, 通过煤层气资源开发利用的经济评价, 为煤层气财税制度设计提供依据。
(1) 某地区煤层气开发概况。某地区的煤层气气田勘探程度高、资源丰富、储量条件稳定、开发潜力大, 是中国最佳开发区之一。中国煤层气地面开采和井下抽放技术主要在该地区开展。羽状水平井、套管完井等技术在该地区试验取得成功, 并得到大力推广。该地区煤层气开发具有技术上的优势。
(2) 某地区煤层气开发的基础数据及评价参数。煤层气生产的基础数据由相关开发公司提供。
该地区勘查投入7.23亿元, 煤层气田采用400m井距, 建设期2年, 生产期15年, 按现在的生产现状, 投产井2340口, 单井产气量平均1500m3/天, 年平均生产330天。
煤层气的销售价格为1.2元/m3 (其中包括国家补贴0.2元/m3) 。
固定资产投资57.33亿元 (其中, 70%贷款, 30%自有资金) 贷款利率为6.14%, 流动资金贷款利率为5.56%。
生产总成本。单井生产总成本合计54.43万元/年。根据《关于加快煤层气抽采有关税收扶持政策问题的通知》 (财税〔2007〕16号) 规定, 对独立核算的煤层气抽采企业购进的煤层气抽采泵、钻机、煤层气监测装置、煤层气发电机组、钻井、录井、测井等专用设备, 统一采取双倍余额递减法或年数总和法实行加速折旧。
土地使用税为每年3元/平方米, 每口井占地1000平方米, 单井土地使用税为0.3万元/年。
矿产资源补偿费根据《矿产资源补偿费征收管理规定》 (1994年国务院令第150号) 征收, 矿产资源补偿费率为1%。
销售税金及附加。根据《关于加快煤层气抽采有关税收扶持政策问题的通知》 (财税〔2007〕16号) 规定, 对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策。对地面抽采煤层气暂不征收资源税, 增值税先征后退, 城建税按增值税的1%计征, 教育费附加按增值税的3%计征。
销售费用与期间管理费用。销售费用按销售收入的0.2%计算;期间管理费用按销售收入的0.4%计算。
企业所得税。《中华人民共和国企业所得税法》 (主席令第63号) 规定企业所得税的税率为25%。
财务基准收益率。参照国家发展改革委和建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》 (第三版) , 陆上气田开采的财务基准收益率为12%。
2、煤层气资源开发经济评价方法
本次经济评价方法采用现金流量贴现法 (DCF法) 。现金流量贴现法 (简称DCF法) , 其实质是求一个贴现率。使现金流入的现值合计等于现金流出现值的合计, 此求出的贴现率就是动态投资收益率, 亦称内部收益率。
财务内部收益率 (FIRR) 是指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率, 它反映项目所占用资金的盈利率, 是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。其表达式为:
式中:FIRR———财务内部收益率;
CI———现金流入量;
CO———现金流出量;
(CI-CO) t———第t年的净现金流量;
n———计算期。
在财务评价中, 将求出的财务内部收益率 (FIRR) 与行业的财务基准收益率进行比较, 当FIRR大于行业财务基准收益率时, 即认为其盈利能力已满足最低要求, 在财务上是可以考虑接受的。
3、煤层气开发财税制度设计方案
本文采用以上煤层气开发基础数据, 并针对价格补贴0.2~0.9元/m3;免征土地使用税;免征矿产资源补偿费;所得税实行“二免三减半”征收 (由于煤层气开发利用的社会效益远远大于经济效益, 可考虑参考社会公益项目实行所得税优惠政策, 即煤层气生产企业经认定后, 自获利年度起, 第一年和第二年免征企业所得税, 第三年至第五年减半征收企业所得税) 等条件, 根据经济评价结果, 对煤层气开发利用财税政策设计了六种方案 (见表5) 。
第一种方案是现行政策下的情况, 即价格补贴为0.2元/m3, 矿产资源补偿费费率为1%, 土地使用税为3元/m2, 所得税税率为25%, 该方案内部收益率为5.93%, 小于财务基准收益率12%, 该方案不可行。
第二种方案是价格补贴仍为0.2元/m3, 免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”的方案, 该方案内部收益率为6.95%, 小于财务基准收益率12%, 该方案也不可行。
第三种方案和第四种方案, 免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”, 国家提高价格补贴政策, 提高到0.3元/m3和0.4元/m3, 两个方案内部收益率分别为8.20%和10%, 均小于财务基准收益率12%, 方案3和方案4均不可行。
第五种方案是价格补贴提高到0.5元/m3, 免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”, 该方案内部收益率为11.6%, 与财务基准收益率12%基本相当, 该方案可行。即在免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”的条件下, 只有国家价格补贴达到0.5元/m3时, 煤层气开发项目才在经济上可行。
第六种方案免征矿产资源补偿费和土地使用税、所得税实行“二免三减半”, 价格补贴为0.6元/m3, 该方案内部收益率为13.1%, 大于财务基准收益率12%, 方案六可行。
比较以上六种制度方案可以看出, 若考虑中国目前煤层气行业现状和发展趋势, 选择方案五或方案六最为合适。
四、结论
为加快推进中国煤层气资源开发利用进程, 在维持现有的优惠政策基础上, 要进一步加大对煤层气资源开发利用的税费、财政、专项等综合性的优惠支持力度。
1、提高煤层气财税补贴标准
根据以上煤层气开发利用经济评价的结果, 参照国外对煤层气资源开发利用的扶持政策, 中国应延长现有煤层气税费优惠政策的时间, 并出台新政策鼓励煤层气资源的勘查开发。改革现行煤层气资源开发利用的税费优惠政策和财税补贴政策, 制定比现行政策更加优惠的税费政策、财税补贴政策和其它扶持政策。为支持煤层气开发利用的可持续发展, 建议将煤层气财政补贴标准提高到0.5~0.6元/m3。同时, 积极探索对于煤层气资源禀赋不同的, 采取差别化的财税补贴政策, 以利于市场经济的公平竞争。
2、对生产煤层气的企业所得税自开发项目盈利起实行“二免三减半”政策
由于在现行价格补偿政策下, 即使免征矿产资源补偿费, 煤层气开发项目仍然亏损。中国煤层气开发利用的社会效益远远大于经济效益, 可以参考社会公益项目实行所得税优惠政策, 煤层气生产企业经认定后, 自获利年度起, 第一年和第二年免征企业所得税, 第三年至第五年减半征收企业所得税。
3、免征煤层气开发的土地使用税
为体现国家产业倾斜政策, 支持重点产业的发展, 国家对核能、电力、煤炭等能源开发用地特点, 划分了征免税界限, 给予了政策性土地使用税减免照顾。此外, 对受市场因素影响, 纳税人难以维系正常生产经营, 出现较大亏损的给以免除土地使用税。煤层气产业属于国家重点支持产业, 符合能源开发用地特点, 而且目前开发几乎全部严重亏损, 建议国家免征煤层气开发的土地使用税。
4、地方尽快出台对煤层气开发利用的补贴政策
2007年4月20日, 财政部出台《关于煤层气 (瓦斯) 开发利用补贴的实施意见》 (财建〔2007〕114号) 规定:中央财政按0.2元/m3煤层气 (折纯) 标准对煤层气开采企业进行补贴, 在此基础上, 地方财政可根据当地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴, 具体标准和补贴办法由地方财政部门自主确定。目前只有山西省已实行0.05元/m3政策补贴。其它各省应按照此办法尽快出台相应的煤层气开发利用政策性补贴, 以鼓励煤层气的开发利用。
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煤炭伴生资源煤层气的开发和利用 篇10
煤层气俗称“煤矿瓦斯”,是煤系地层中以腐植质为主的有机质在成煤过程中形成,并以吸附和游离状态赋存于生气源岩(煤层、炭质页岩、泥岩等)中的自储式天然可燃气体,是与煤炭伴生、以吸附状态储存于煤层内的非常规天然气,热值是通用煤的2～5倍,主要成分为甲烷(CH4),还有少量二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫及氧化氮等气体,发热量为30～40MJ/m3,与油田伴生气和气田天然气一样均属高热值的可燃气体,在燃烧中基本上不会产生烟尘,二氧化硫排放量也比煤炭燃烧低得多,可以说是一种洁净、优质、开发利用前景广阔的新能源。煤层气作为气体能源家族三大成员之一,与天然气、天然气水合物的勘探开发一样,在能源短缺和环境污染问题日益严重的今天,越来越受到世界各国的重视。
我国是一个富煤贫油少气的国家,随着经济的快速发展,急需高效洁净的替代能源。现在,我国每年天然气、太阳能、风能及其他可再生型能源的使用量已相当于300万吨煤炭的能量,但这仅仅占中国整个能源消费量很小的份额。可以预见,在未来相当长的一段时间内,我国的能源需求量将继续增加,而煤炭仍将是我国能源消费的主要能源。同时,我国将加大力度改善能源结构,增加能源利用效率,最大可能地减少环境污染。煤层气作为一种新型的洁净能源,对它的开发和利用将产生多重效应,即具有降低煤矿开采过程中的瓦斯爆炸事故的安全效应、减少有害气体和温室气体的排放的环保效应、具有商业价值,能产生巨大的经济效益。
1 我国煤层气资源的分布
我国煤层气资源丰富,是仅次于俄罗斯、加拿大的世界第三大煤层气储藏国。据煤层气资源评估,我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿立方米,并且主要分布在华北和西北地区。其中,华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m的煤层气地质资源量,分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地(群)共有14个,其中含气量在5000～10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地,含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。
2 煤层气的开发和利用
由于我国煤炭资源比较丰富,因此,在今后的一段时间里,煤炭在一次能源生产和消费结构中将作为主体能源成为我国经济发展的支柱。与煤伴生的煤层气资源也将随着煤炭工业的快速发展及清洁高效的特点成为重要的替代能源。
煤层气的释放来源主要有三个方面:一是煤炭井下开采过程中的释放;二是露天开采过程中的释放;三是煤炭的洗选、储存、运输及燃烧前粉碎等过程中的释放。据测算,我国煤炭开采、加工、运输过程中每年释放瓦斯约150亿立方米,每年在采煤的同时排放的煤层气在130亿立方米以上,合理抽放的量应可达到35亿立方米左右,除去现已利用部分,每年仍有30亿立方米左右的剩余量,加上地面钻井开采的煤层气50亿立方米,可利用的总量达80亿立方米,约折合标煤1000万吨,如果用于发电,每年可发电近300亿千瓦时。煤层气的开采一般有两种方式:一是地面钻井开采;二是井下瓦斯抽放系统抽出。通过地面开采和抽放后可以大大减少风排瓦斯的数量,从而降低煤矿对通风的要求,改善了矿工的安全生产条件。地面钻井开采方式,国外已经使用,我国有些煤层透气性较差,地面开采有一定困难,由于过去除了供暖外没有找到合理的利用手段,所以未能充分利用,而使抽放瓦斯绝大部分被排入到大气中,将煤层气直接排放到大气中,其温室效应约为二氧化碳的21倍,对生态环境破坏性极强。
目前,我国加大了对煤层气的开发力度。到2010年,我国新增煤层气探明地质储量3000亿立方米;煤层气、煤矿瓦斯抽采量100亿立方米;建设煤层气输气管道10条,设计总输气能力65亿立方米;重点建设沁水盆地、鄂尔多斯盆地东源两大煤层气产业化基地。
我国的煤层气受到诸多因素制约利用率并不高,主要用于民用和工业用燃料、发电、汽车燃料、生产炭黑等,化工利用还处于初级阶段。今后,中部地区及长江三角洲地区,将是煤层气的主要消费市场。“十一五”期间,煤层气的首选市场主要在山西、北京、天津、河南、河北等省市。在满足中部地区煤层气资源需求的前提下,富余的煤层气还可并入西气东输管网,输往长江三角洲地区。
另外,井下煤矿瓦斯利用市场潜力也很大。我国煤矿大多分布在偏远地区,广泛采用煤矿瓦斯作为居民生活燃料、发电和工业锅炉燃料,对保障矿区和周边地区的能源供给,改善消费结构具有重要意义。
3 结束语
目前,煤层气可以与天然气同输同用,这为煤层气产业发展提供了良好的契机和巨大的发展空间。煤层气的开发和利用不仅可以缓解我国能源短缺的问题,并在一定程度上改善能源结构,也可以从根本上保障煤矿生产安全及降低有害气体的排放,保护大气环境。开发利用煤层气在我国具有特殊的紧迫性和重要性,因为我国是世界采煤大国,煤层气如不及时开发利用,将伴随着采煤过程继续大量排入大气,既浪费了宝贵资源又造成温室效应。虽然更好地开发和利用煤层气还有种种困难,但因其产业的良好前景,同时又是天然气的有效补充,从而得到了政府的高度重视。目前,我国煤层气开发及利用的专业人才队伍正在逐步壮大,沁水南部已经建立了全国第一个煤层气发展基地,这些都为煤层气发展开辟了更广阔的前景。
摘要：本文介绍了煤炭共生资源煤层气在我国的分布概况及其开发和利用的现状,并对这一产业的前景进行了展望。