煤层气的开发和利用（共7篇）
煤层气的开发和利用 篇1
0 引言
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。
关键词：煤层气,开发,利用
我国煤层气的开发与利用 篇2
煤层气 (俗称瓦斯) 是一种近二十年来被普遍认识、成分与常规天然气基本相同、是在成煤过程中生成并储集于煤层中的非常规天然气[1,2,3,4,5]。主要成分甲烷, 具有无色、无味、无毒、易燃、易爆等特性。煤层气是一种优质的化工和能源原料, 热值几乎与天然气相同, 比普通煤大。我国虽然是第三大煤层气储藏国, 但目前利用率较低[6,7,8,9,10]。
制约煤层气利用的因素主要有两个:一是我国煤层开采条件差;二是开发技术落后[10,11,12]。目前世界各国进入对煤层气开发利用的高潮, 美国等西方国家已经实现了工业化的煤层气开发, 我国也已经进入煤层气产业化初级阶段, 但绝大部分矿区技术问题需要解决[13,14,15,16,17]。煤层气开发是一种高投入、高技术、高风险的产业, 煤层气必将成为一种新型的战略资源[18,19]。因此研究其相关的基础理论及勘探开发技术尤为重要, 同时开发利用煤层气在煤矿瓦斯安全和保护环境方面具有十分重要的意义。
1 国内外煤层气开发利用现状
1.1 国外煤层气发展现状
20世纪80年代美国率先取得了煤层气商业开发成功, 2004年年产煤层气超过我国同年天然气年产量, 达500亿m3。加拿大、俄罗斯、澳大利亚等国家近年来煤层气产业探索出了适合本国煤层气开采条件的勘探开发工艺, 2009年加拿大年产煤层气100亿m3、澳大利亚年产煤层气50亿m3。
1.2 国内煤层气发展现状
20世纪80年代我国煤层气开始探索地面勘探开发。我国埋深在2 000 m以内浅的煤层气资源量超30×1012m3, 主要分布在山西晋城、陕西韩城、辽宁省的抚顺、阜新、铁法地区, 居世界第三位。目前全国, 探明煤层气地质储量2000×108m3。已开采4 000余口煤层气井, 年开采煤层气10×108m3, 但我国煤层气开发仅有辽宁的阜新、铁法矿区接近发达国家水平。
2 我国煤层气资源及特征
我国煤层气资源十分丰富, 将煤层气赋存深度划分为3区。资源埋藏分布见表1。表1表明我国埋深1 500 m以内的煤层气资源量是煤层气资源总量的60%, 有利于煤层气资源的勘探开发。
我国各煤田煤层含气性差异较大, 根据中国实际情况和煤层气勘探开发的需要, 将煤层含气量划分为贫气、含气和富气3个品级。我国煤层气除滇藏煤层气聚气区以外的其它4个煤层气聚气区一般属于含气和富气。
3 我国煤层气可采性分析
3.1 中国煤层气目前主要开采技术
中国煤矿中普遍采用利用钻孔抽放本层煤层气方法。此法适用于单一煤层, 具有钻孔速度快、费用低等优点, 但抽出率低。低透气性煤层, 可采高效率钻机, 密集钻孔, 强力抽放, 以及人为卸压措施强化抽出。透气性较好的煤层, 可采用地面钻孔、水力压裂等措施提高抽出率。
3.2 我国历年煤层气开采量分析
我国煤层气发展缓慢。1977年我国煤层气抽取矿井有58口, 抽取量2.32亿m3;到2004年增加到287口, 抽取量达到18.66亿m3, 2005年我国煤层气井口数增长非常迅猛, 新增煤层气矿井超过历史累计施工井数总和, 抽取量达30亿m3。但2005年煤层气抽采率为26.5%, 这说明我国煤层气抽取率仍较低。
3.3 中外煤层气开采技术产生差距的主要原因与对策分析
我国的煤层气地质情况复杂。我国中新生代岩浆, 尤其是燕山期岩浆具有沿多个纬向构造带和北东-北北方向构造带侵入的方向性。被岩浆侵入的煤田不仅煤层变质形成了低煤级煤, 而且叠加了区域岩浆热变质。更重要的是, 经受区域岩浆热变质的煤在煤级提高时煤层发生“叠加生烃”, 增加了煤层气含量。煤层割理数量增加, 从而改善了煤层的渗透率与运移性, 致使所含煤层气长期逸散而残余量不多;煤层经长时期压实, 渗透率低, 不利于成藏。我国有近1 500个县存在煤资源, 若煤厚等条件适宜, 有可能发现更多富集高渗的煤层气。我国煤层气资源量的增加和勘探区的选择, 应首先分析煤的叠加变质作用对煤层气成藏机理;其次要在区域岩浆热变质煤中寻找煤层气勘探区;再次应重视西北地区低煤级煤。
4 煤层气选区评价技术
我国煤层气的选区评价主要以美国的选区标准为参考, 国内勘探单位制定了各自不同的评价标准。该标准针对中阶煤制定, 根据不同盆地的地质特征, 采用不同的完井方式。通过多年来在沁水盆地、淮南淮北、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地等地对煤层气资源的不断探索勘探开发, 我国煤层气开发勘探技术不断进步。但当前我国煤层气开发尚未形成适合我国煤层气资源开发的勘探开发技术。
我国煤层气选区技术主要包括以下几种:
(1) 绳索取芯技术, 特别是取芯率高达在95%, 可快速提升, 能准确获取目标煤层各项特征和各项物理参数;能保证煤心完整性;
(2) 清水携砂压裂技术, 适合于储层应力较差、富含水份, 内外生裂隙极其发育的煤层, 对煤层伤害程度较低;
(3) 清洁压裂液携砂压裂适合的储层与清水携砂压裂基本相同, 其携砂能力更强, 但相应费用也较高;
(4) 氮气泡沫压裂技术主要适合于水分含量少, 水敏性强, 内外生裂隙发育但很致密的煤层。氮气泡沫压裂井的气产量是水力携砂压裂井气产量的3倍左右;
(5) 欠平衡钻井技术适用于高渗弱胶结地层;含有对水基钻井滤液敏感成分的地层;接近束缚水饱和度的脱水地层, 具有减轻储层伤害, 提高钻井效率, 降低钻井成本;避免井漏等特点。
(6) 多分支水平井适用于低压、低渗透率、低流体动能的煤储层。在较高阶煤发育的凹陷盆地具备施工多分支水平煤层气井的条件, 陆相断陷盆地一般不具备多分支水平井施工条件。
(7) 洞穴完井技术常适合于低阶煤煤层气开发。
5 我国煤层气行业存在的主要问题
我国缺乏国家统一计划来开发勘探煤层气资源, 加之管理责任不明确, 使煤层气开发项目手续复杂。如何划分资源, 最优化资源以保证煤层气项目正常进行, 是近阶段煤层气产业面临的主要问题。
煤层气资源存在“三低”现象以及地质变动的特殊性, 中国煤层气输送管网少, 缺少一套完整的天然气网络和健全的配套基础设施, 制约了我国煤层气产业的发展。
我国煤层气开发国家经济支持有待提高。煤层气开发存在投入高、难度大、单井产量低、投资回收期长等特点, 煤层气产业竞争力相比天然气产业竞争力较低。这就需要国家加快煤层气产业优惠政策的制定。
6 我国煤层气勘探开发前景展望
我国煤层气资源潜力巨大, 埋深1 500 m以内的煤层气19亿m3。经过近几年的勘探开发实践, 中国煤层气勘探已经取得了很大进展。不光在地质理论、勘探技术和煤层气资源评价等方面获得了大量成果, 而且在试验区获得了可喜的成果。
未来我国能源问题将非常突出, 能源供需矛盾将激化, 清洁能源将得到开发应用。开发利用煤层气不仅能缓解温室效应, 同时可改善煤矿生产条件、遏制矿井瓦斯灾害的发生。目前我国天然气缺口巨大, 作为一种性质等接近天然气的能源, 煤层气将能有效的缓解天然气供需缺口带来的一系列问题。
摘要：煤层气是成煤过程中生成并储集于煤层中的非常规天然气, 是一种优质的化工和能源原料, 热值几乎与天然气相同。我国目前利用率较低, 开采条件差, 开发技术落后。煤层气勘探开发方面近年来取得很大进展, 但也面临挑战。文章分析了我国内外煤层气现状, 资源量和特征, 选区评价技术。细致分析了勘探开采过程中存在的主要问题, 提出了我国煤层气勘探开发的可能方向, 并预测了我国煤层气资源的开发前景。
煤层气的开发和利用 篇3
一、煤层气开发利用存在的突出问题
从法律层面看, 尽管煤层气是煤炭的共伴生资源, 但根据《矿产资源法实施细则》等相关法律法规, 煤层气是与煤炭矿权分置的独立矿种, 由国土资源部实施一级登记管理, 其探矿权取得实行“申请在先”原则, 具有“排他性” (《矿产资源勘查区块登记管理办法》第九条第一款规定:禁止任何单位和个人进入他人依法取得探矿权的勘查作业区内进行勘查或者采矿活动) 。这些法律法规的规定, 特别是省外非煤企业取得了我省99.2%煤层气探采矿权, 造成采煤与采气相脱节, 导致我省面临“采煤难、采气难、采气慢、用气难、隐患大”四大亟待解决的严峻问题:
一是采气难。虽然我省煤炭企业在煤层气开采的核心技术、专业化团队、抽采规模上取得重大进展, 处于世界领先水平, 而且主动性和积极性远高于省外非煤企业, 但由于受煤层气矿权的制约, 我省煤炭企业“虽有百般武艺, 苦无用武之地”。特别是面对高瓦斯的严重威胁, 但却无法实施地面煤层气抽采这一从源头上根治瓦斯灾害的根本举措, 形成了“一面是有气不让采、一面是瓦斯灾害不断”的怪现象。
二是采气慢。当前, 省外非煤企业的抽采和利用量远远落后于我省煤炭企业, 一个重要的原因就是因为与常规天然气相比, 煤层气资源开发具有含气层薄, 开发生产工艺复杂, 单井产量低, 受地质条件影响大等特点, 单纯开采煤层气投资风险大, 回收期长, 非煤企业缺乏对煤矿瓦斯治理的认知和紧迫性, 只是选择地质条件好的区域进行开采, 主动性不强。更有甚者, 一些非煤企业受利益驱动, 对于拥有的煤层气资源“占而不采”, 待价而沽, 转让矿权, 严重影响煤层气产业的快速发展。而煤炭企业为解决安全问题, 一定会不惜代价, 坚定不移地抽采煤层气。同时, 煤炭企业实施采煤采气一体化, 在技术上能实现采前抽、采动抽、采后抽和补充煤田地质勘探的有机结合, 特别是采动抽能够最大限度地利用煤炭和煤层气的赋存特性, 抽采速度和资源回收率数倍于单一的煤层气地面抽采, 开采成本低, 综合效益好。
三是用气难。首先, 省外非煤企业取得了煤层气矿权, 就从源头上控制了我省的煤层气供给, 严重制约我省煤层气制合成气、低碳烯烃、二甲醚、煤层气制氢等下游产业链的快速发展。同时, 难以在山西省境内调控煤层气供气分配和平抑价格, 反过来还要看人脸色, 求人供气。其次, 我省目前气源主要依赖于现有的国家5条过境输气管道, 由于受中央调控, 最高日供应量400万立方米左右, 尚有50-100万立方米的缺额, 远远不能满足用气需求, 协调难度极大。
四是隐患大。煤层气地面抽采不能简单地等同于油气开采, 油气开采可以不考虑储气砂岩层破坏, 但煤层气地面抽采必须首先为煤炭开采创造安全条件, 不能因为预抽煤层气给煤炭生产留下新的隐患。晋城矿区成庄矿揭露的国内第一口地面煤层气井表明, 压裂井对煤层和煤层顶底板都会有不种程度的破坏。单纯进行地面煤层气开采, 采气与采煤脱节, 无论打垂直井, 还是多分支水平井, 都容易破坏煤层和顶板, 沟通含水层, 对煤矿开采的巷道布置和通风系统将会产生很大影响, 极易诱发煤炭生产过程中的顶板事故、透水事故、片帮事故、瓦斯事故等, 危及煤矿安全生产。
二、意见和建议
1、必须进一步统一思想
开发利用煤层气, 首要目的是解决矿井瓦斯问题, 保障安全生产, 其次才作为一种清洁能源加以利用。在制定相关产业政策的导向和对外合作的原则上, 都必须紧紧围绕采煤采气一体化, 坚决做到煤层气开发服务服从于煤炭产业的开发, 确保实现煤层气和煤炭产业的协调发展。
2、必须解决矿权问题
根据现有法律法规规定, 谁拥有煤层气矿业权, 谁就掌握了煤层气和煤炭产业发展的主动权。我省煤层气矿权几乎全部被瓜分, 煤炭规划区建设的主动权无法掌控, 全省煤炭开发规划难以落实, 削弱了我省实施“以煤为基、以煤兴业、以煤兴产、多元发展”和“气化山西”战略的基础。煤层气矿权的清理整合可能比煤炭资源的兼并重组, 任务更加艰巨。建议依据国办发[2006]47号文规定的“坚持采煤采气一体化, 依法清理并妥善解决煤层气和煤炭资源的矿业权交叉问题”, 加大工作力度, 积极沟通协调国家有关部委, 修订有关法律法规, 建立退出机制, 使拥有煤层气矿权的省外非煤企业无条件退出煤炭规划区, 实现气随煤走, 两权合一。
3、必须强力推进采煤采气一体化
采煤采气一体化, 是煤矿瓦斯综合治理的根本举措, 是实现煤炭工业集约化、规模化、洁净化、效益化发展的必然选择, 也是实现煤炭和煤层气产业协调发展的关键所在, 已被成功实践证明, 由国务院和有关部委强力推进。建议制定政策措施, 明确规定“煤炭企业是实施采煤采气一体化的主体”、“煤层气的抽采服从服务于煤炭开采”、“井上井下抽采相结合、抽采与利用相结合”, 强力推进采煤采气一体化。
4、我省与省外企业合作开发煤层气必须处于控股地位
省外企业对我省区域煤层气开发有强烈的合作和投资愿望, 是一件好事, 应予积极支持。让各家竞相发展煤层气产业, 形成竞争格局。政府作为“裁判员”, 进行协调服务, 防止一股独大、垄断市场、跑马占地、圈而不采。由于煤层气产业的发展事关煤炭及延伸产业的发展, 事关“气化山西”的建设, 事关公共事业和民生工程, 事关我省转型跨越的大局, 为此, 建议在合作原则的确定、合作模式的设计、多元股权的设置上, 都要首先确保我省的主导地位。
煤层气的开发和利用 篇4
关键词：煤层气,地质因素,勘探开发
随着经济的发展,世界各国对能源的需求量日益增多,再加上近年来全球环境恶化不断加深,沙尘、风暴、疾病、气候变暖等环境问题已严重影响到人们的正常生活,这就迫使人们在追求经济飞速发展的同时也要更多地关注环境、生态问题,清洁高效的能源正逐渐被人们所青睐。而石油、天然气等常规的油气资源经过多年来大量开采利用,已经面临枯竭。因此,寻找新的高效清洁能源被提上日程。
煤层气是煤在煤化过程中生成并赋存在煤层中的一种非常规天然气,俗称瓦斯,其主要成分是甲烷。对煤层气的抽采开始较早,我国于20世纪40年代开始抽采,当时主要是被作为有害于煤矿安全生产的气体而被抽采的,真正被人类作为清洁能源而大规模地开发是在20世纪80年代。随着煤层气被逐渐开发利用,它所蕴含的潜在的巨大益处正被人们所认识:合理开发利用煤层气资源,对改善国家的能源结构、减少温室气体的排放量、降低煤矿瓦斯事故的发生都有积极作用。我国的煤层气开发有着巨大潜力,实施开采的方式跟美国、加拿大、澳大利亚相同,但产业的发展却有很大差距,主要有以下几个方面的影响。
1煤层气利用率低是制约其发展的动力因素
我国埋深2 000 m以浅的煤层气资源总量36.81万亿m3,与陆地常规天然气相当,居世界第3位(据国土资源部2008年8月煤层气资源评价)。世界主要煤层气资源国资源分布情况如图1所示。
近些年,随着煤层气开发和煤矿瓦斯抽采力度的加大,我国煤层气产量有了很大提高,特别是抽采量逐年递增,但是对煤层气的利用还停留在很低的水平。从我国的煤层气开发模式[1]上不难看出,主要有以下原因:一方面是煤矿区煤层气开发,这部分开发量占我国煤层气开发的比例很大,有70%。而煤矿区主要的侧重方向是煤矿安全,其最关注的是提高煤炭产量,而对煤层气的抽采主要是从煤炭开采的安全角度上考虑,没有将煤层气作为一种资源去统筹考虑并合理利用。因此,在煤层气利用技术、装备上投入不足,很多煤矿的瓦斯都没有得到很好利用,很大一部分都被放空[2]。据资料显示,2009 年我国煤矿排出的瓦斯在200亿m3以上(其中50%～60%为浓度小于30%的低浓度瓦斯,按国家规定浓度小于30%的瓦斯应排空),近72亿m3的煤层气产量也只占其中1/3。表1显示了我国近10年煤层气的抽采和利用量[3]。
注:据国家安全监管总局2010年统计数据。
2 地质因素是制约煤层气发展的内在因素
复杂的地质因素也是制约我国煤层气产业发展的内在因素。我国的煤层气资源赋存规律比较复杂。据资料统计,我国2 000 m以浅的可采煤层气资源有90%以上集中在贺兰山—龙门山以东地区,属于上古生界煤储层。我国经历多期构造运动,盆地复合叠加现象明显,控气因素复杂,煤储层构造变形强烈,煤的多阶段演化和多热源叠加变质作用明显,煤层气多期生成并发生调整与再分配,资源分布非均一性显著,致使煤层气勘探难度巨大,开发风险性极高,明显有别于美国的煤层气开发条件。复杂多变的地质历史,造成我国“三低一高” 的煤层气地质背景,即煤储层含气非均质性高,而渗透性、储层压力和含气饱和度偏低。围绕煤层气成藏动力学、规律、条件、类型以及煤储层增渗卸压的岩石力学机理的关键科学问题,查明不同地质时期控气因素的配置关系,探讨各类地质场的互动过程,研究煤、水、气耦合的实质,弄清煤层气的成藏机制和分布规律,是实现我国煤层气经济高效开发的必由之路[4,5]。
3 勘探开发工艺低下阻碍了产业发展速度
我国煤层气钻井技术在低成本直井、多分支水平井关键技术,煤层气储层保护,绳索取心等领域发展较好,形成了适合我国特色的技术。但是从技术总体发展水平上来讲,还不够先进,跟美国、澳大利亚等煤层气商业化开发较好的国家相比还存在很大差距。在多分支水平井技术方面还是以引进运用为主,相关的核心配套工具和装备基本没有自主产权,还要面临我国特有的复杂地质条件带来的工程难题,像煤层架构不稳定、单井产量低下等[6,7]。在u型井、多水平井设计技术及钻井工艺的研究力度还不够,没有从工艺到软件应用等多方面全面入手,形成具有自主的技术配套;对煤层气完井工艺与技术的研究也还有欠缺,应当加强开展裸眼洞穴完井、筛管完井等技术的探索与实验,研发单井增产的方法。
4政策不完善是煤层气发展的重要制约因素
国家的经济扶持力度不大和优惠条件缺乏是制约煤层气产业发展的重要条件。煤层气单井的产量低、开采难度大,相对于天然气的开发成本要高,所以在开发利用初期必须要有政府的大量经济扶持和相关的优惠政策出台,这才能促使其迅速发展壮大。我国政府对煤层气产业的扶持政策相对不足。李良说:“美国煤层气财政、税收综合扶持额,是煤层气价格的51%～52%。而我国仅为38%,而且我国的煤层气政策普遍存在兑现难、兑现晚、兑不全等现象。”煤层气与煤、油共采发生冲突也制约着煤层气产业的飞速发展。近年来我国对能源的需求持续攀升,使得煤炭供需紧张,煤炭企业生产压力大,以煤压气现象严重,常常出现煤炭优先或排斥煤层气探矿权、采矿权设置的现象,“先采气、后采煤”缺乏刚性政策,由此严重影响了煤层气企业的勘探开发,使其产业的发展受到严重的制约。虽然国内天然气市场迅速发展,需求也有快速的增长,为煤层气的产业发展提供了前所未有的发展契机,但是国内天然气价格偏低,从而使煤层气价格缺乏竞争性,严重制约了企业对煤层气勘探开发投资的积极性,影响了煤层气产业的发展。
5 结语
(1)我国应加大煤层气利用力度,特别是对低浓度煤层气利用途径的研究应重视起来,开发更多的煤层气利用途径,使煤层气开发与市场接轨,真正做到开发、传输、利用“三结合”,让生产和利用结合,开发与市场接轨,“以利用促生产”,使企业获得更多利益,从而实现可持续发展的大好局面[8,9]。
(2)针对我国盆地煤层气赋存地质条件复杂,盆地原型及构造样式多变以及煤层气低压、低渗、低饱和、构造煤发育的特征,应当积极研究不同煤阶的煤层气的富集成藏机制、高渗煤储层控制机理及预测技术、聚散机理与成藏机制,建立适合我国特色的煤层气藏理论[10]。
(3)在勘探开发工艺方面,要不断完善水平井钻井技术,不断提高钻井效率,降低钻井成本。加大、加快洞穴完井试验研究,为我国煤层气大规模勘探开发储备技术。研究了解相应的丛式井钻井机套管完井技术的排采匹配问题,要加大对其开发工艺方面的研究力度,尽快形成具有中国特色的煤层气钻完井系列技术,研发煤层气钻井配套工具与装备,对钻井作业涉及的核心工具与装备进行重点研究,逐步形成具有自主知识产权;开展一些采煤采气一体化技术、智能完井与排采技术等战略性、前沿性的技术研究。
(4)国家应当借鉴美国的成功经验,在沁水盆地、鄂尔多斯盆地这些煤层气富集的优势地区设立煤层气的资源保护区域,建立煤层气开发基地,实施重点开发以积累经验,并加大煤层气资源的投资力度,出台更多的优惠政策,完善落实我国煤层气相关的优惠政策,为规模开发做好准备工作。
参考文献
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煤层气的开发和利用 篇5
(接上期, cont. from previous issue)
6大力发展煤电与西电东送
1) 发展煤电西电东送的必要性
新疆地区煤炭资源丰富, 有条件成为面向全国的电力和发电用煤供应基地。近年燃煤发电机组装机增加很快, 全国发电用煤和部分地区电力供应紧张。沿海发达地区近年电力需求增长迅速, 受环境容量和煤炭运输限制, 除本地建厂发电外, 需要接受大量外来电力。以江苏省为例, 有关资料表明, 2006年全省全社会最高用电负荷4206万千瓦, 用电量2570亿千瓦时, 分别比上年增长17.39%和17.19%。预计“十二五”期间至2020年前, 全社会最高用电负荷和用电量仍将保持5%～10%的年增长速度。到2020年江苏全省需要接受2000万千瓦以上的外来电力。
2) 新疆的煤电开发和东送规模
新疆准东和哈密地区煤炭资源丰富, 煤质适合发电, 地理位置距内地较近, 具有大规模开发和东送条件。水资源是制约新疆煤电开发的主要因素。电厂建设必须采用节水的空冷发电机组。按目前的技术水平, 60万千瓦级直接空冷机组比湿冷式循环冷却机组减少用水85%;按0.15 立方米 /秒·100万千瓦耗水指标计算, 每100万千瓦 装机容量年发电6500小时耗水351万立方米。准东地区水资源条件较好, 通过引额济乌及“500”水库东延供水工程, 到2010年可向准东地区供水1亿立方米, 2020年供水量增加到2亿立方米, 有条件在2020年前建成2100～2700万千瓦的电力装机容量, 实现大容量、超远距离的电力外送;外送的目的地初步设想为我国一次能源缺乏、经济发达的华中、华东地区, 送电距离在2800～3200 公里以上。哈密地区水资源条件较差, 2010年所能提供的发电用水约820 万立方米, 2020年供水量增加为3350万立方米 , 2020年的电力装机和外送规模可达到1120万千瓦;送西北750千伏主网400万千瓦, 输电距离约1200公里;送电华中地区720万千瓦, 输电距离约2500公里。
3) 大容量超远距离输电技术
新疆煤电开发要实现超过2500 公里的大容量超远距离输送, 无论国内国外都是首次, 需要通过充分的论证, 选择经济合理、技术可行的输电方式和输电电压等级。据初步判断, 常规的超高压500千伏和750千伏 交流输电不能满足输电要求, 其主要技术障碍是不能保证输电系统的稳定性;即使采用我国正在试验示范的1000千伏 特高压交流输电技术, 当输电距离大于1000公里时, 其静态稳定输电能力也会显著降低。为此可考虑采用特高压800～1000千伏直流输电技术。特高压直流输电的特点, 一是其输电能力大, 如果采用4500安培 的晶闸管阀作为换流元件, 一条+/-800千伏的双极直流输电线路可送电720万千瓦;一条+/-1000千伏 的双极直流输电线路可送电900万千瓦, 相当于输煤2000～2500万吨。二是经济性好, 与交流输电相比, 工程造价较低, 输电功率损失和电能损失较小;在技术经济合理的条件下, 采用尽可能高的输电电压、适当加大输电导线截面, 可将输电能量损失降低到7%以内。三是不存在输电稳定性问题, 这是直流输电的固有特点所决定的。其中后两点对于2500 公里以上的超远距离输电尤为重要。当前我国正在建设+/-800千伏 特高压直流输电示范工程, 包括云南向广东和金沙江向上海输送水电的两项工程, 输送容量分别为500万千瓦和640万千瓦, 输送距离分别为1418公里和1935 公里。工程计划2010～2012 年建成投产, 标志着+/-800千伏特高压直流输电技术正走向成熟。+/-1000千伏特高压直流输电技术和装备的研究和开发工作将在+/-800千伏技术的基础上开展, 现在国内已具备相应的试验设备和能力。
4) 输电的经济性
大容量远距离输电的经济性取决于发电和输电成本, 并最终体现在受端落地电价是否具有竞争能力。按新疆坑口煤价150元/吨 (现价低于100元) , 采用60万千瓦空冷机组, 供电煤耗337克标煤/千瓦时等条件测算, 准东煤炭产区建设燃煤电厂的含税上网电价为0.2351元/千瓦时。按±1000千伏特高压直流输电线路 (采用8×800平方毫米导线) 工程造价520万元/公里、两端换流站工程造价约180亿元, 输电线损率0.2%/100公里、两端换流站的损耗合计1.5%、输电年利用小时数和能损小时数分别为5800小时和4000小时, 从准东到豫北的输电距离2800公里、从准东到上海的输电距离3600公里等条件测算, 准东到豫北的输电价为0.1338元/千瓦时, 准东到上海的输电价为0.1538元/千瓦时。相应地, 从准东输电到豫北的落地电价为0.3689元/千瓦时, 到上海的落地电价为0.3889元/千瓦时。与运煤发电相比, 输电的落地电价仍具有竞争能力。未来情况可能与上述测算条件有差别, 具体工程实现需要在可行性研究中根据实际边界条件核定。
5) 建议
在国家和新疆自治区有关部门组织下, 立即开展新疆煤电开发和东送的规划研究;制定中长期发展规划。在统一规划的指导下, 对准东、哈密的发电及外送项目进行全面的技术、经济、环保可行性研究和工程设计;进一步探索新的开发和经营管理模式和机制。争取在“十一五”末期或“十二五”期间首先实现向我国西北电网输电, 2020年前达到向华中、华东地区输电的目标。
7稳妥有序地发展新疆煤化工
1) 重要意义
我国油、气资源紧缺, 煤资源相对比较丰富。在目前油价居高不下的情况下, 发展煤化工, 既可得到替代石油的运输燃料油品, 还可得到替代石油的基本石油化工原料, 再进一步延伸生产链, 可获得更多的高附加产品。这对保证我国能源安全和新疆经济的可持续发展具有重要意义。
在《煤化工产业中长期发展规划》 (征求意见稿) 中已将新疆列为我国未来发展煤化工七大产业区之一。规划建议利用10至20年时间, 形成大型石油替代产品基地。新疆正在据此制定煤化工发展规划。大型现代化煤化工发展很快, 煤制油、煤制烯烃和煤电化多联产等技术在工艺原理上都是先进、可行的, 都可能获得很大的经济效益和社会效益。
2) 技术发展的若干特点
规模化煤化工产业的发展目前还受到了工程技术成熟性、水资源和未来碳排放的制约。例如直接法煤制油和煤制烯烃目前尚无现代化工业生产装置, 间接法煤制油只有南非有工业化装置。神华500万吨/年直接法煤制油项目的一期工程100万吨/年项目正在积极建设, 基于中科院大连化学物理所的专利并由中石化洛阳石化工程公司设计的煤制乙烯 (DMTO) 工业化装置和利用引进技术的煤制丙烯 (MTP) 工业化装置正在建设, 基于中科院山西煤化所的专利并由中科合成油公司设施的国产化间接法煤制油20万吨/年工业化示范也在内蒙伊泰和山西潞安顺利进行。这些项目的实施对我国煤化工的发展具有重要意义。考虑到这些示范性的工业化装置运行后还需要一个考核和整改阶段, 预计要到2010年前后才能得到完整的标定数据, 这些煤化工装置经过生产实践和考核后的技术经济指标将对今后新疆煤化工产业的发展产生重要影响。
大型现代化煤化工装置投资大 (1吨煤制油的投资是1～1.5万元, 1吨煤制烯烃的投资是2.5～3.0万元) 、耗水大 (煤制烯烃或煤制油的生产过程转化1吨煤约需10～15吨水) , 可能产生比较严重的污染。特别是煤化工的CO2排放量很大 (生产1吨油排放8～9吨CO2, 生产1吨烯烃排放12～13吨CO2, 几乎是石油化工的3～4倍) , 对大家非常关心的全球气候变暖问题将产生不利影响。如果气候持续变暖, 天山冰川继续消退, 新疆的地表水会大幅度减少, 结果会对新疆的生态产生严重的影响。大规模地发展煤化工, 会成亿吨地排放CO2。按目前技术水平, CO2捕集、封存和利用的难度很大, 代价很高。因此, 欧盟并不发展煤化工, 美国尚在争论是否发展煤化工。这些问题需要我们关注和认真地研究。发展煤化工的决策必须非常慎重。
3) 建议
(1) 新疆应该选择合适的技术和合适的项目发展适宜自身特点的煤化工项目, 为此需要对国内外煤化工发展动向进行专题研讨, 在领导部门进行决策时, 多听取各方面的意见, 对究竟选择哪几种煤化工技术, 在什么时候、什么地方上多大规模的装置, 进行更为严谨的论证, 稳妥有序发展。
(2) 在发展煤化工过程中, 可以根据循环经济的理念, 根据新疆的资源特点和市场需求, 先发展比较成熟的煤化工项目。如可以考虑在新疆优先发展工艺比较简单, 技术比较成熟, 能量转化效率较高, 投资相对较少的煤制替代天然气 (SNG) 项目。但也应对其经济性、环保和工艺优化等问题进行科学和严谨的论证。
(3) 发展高效、清洁地利用煤资源的技术, 如发展煤、电、化工一体化的多联产技术。建议在新疆建设国内第一套煤-电联产合成油或煤-电联产甲醇或其它化工材料的大型示范工厂, 纳入新疆亿吨级煤炭基地的建设规划中。
(4) 加强新疆地区与中国科学院的合作, 加强与大型煤炭企业集团、石油与石化集团的合作, 深入开展先进的煤化工技术和就地CO2捕集、封存和利用技术的研究。
总之, 新疆的煤化工产业尚属薄弱环节。基于新疆地区的客观条件, 煤化工产业建设宜分为近、中、远三个阶段进行规划。煤化工产业建设要促进资源、经济、环境的协调发展, 特别强调循环经济、科学发展观以及节能减排降耗等理念。整个煤化工产业配置的开发项目应突出高科技、高起点、高标准, 切实提高竞争力。通过建立2～3个煤化工产业循环经济园区, 在发展煤化工的同时尽量与新疆的石油化工、天然气化工结合起来规划、发展, 互相补充、取长补短, 从而推动全自治区煤化工产业又好又快地、稳妥有序地发展。
8加大煤层气勘探与开发力度
煤层气是一种高效清洁能源, 煤层气的勘探、开发和利用在国内外受到广泛重视。新疆煤层气资源丰富, 但勘探程度很低。因此, 加大新疆煤层气资源的勘探、开发和利用意义重大。
1) 新疆煤层气资源潜力大, 但勘探程度低, 尚无查明资源量, 应加大煤层气勘探开发力度
新疆煤层气资源潜力大, 根据新一轮全国煤层气资源评价 (国土资源部, 2006) 结果, 新疆煤层气总资源量约为9.5万亿立方米, 其中准噶尔、吐哈和塔里木三大含煤盆地煤层气资源量约为7.9万亿立方米, 占全国煤层气资源量的21%, 在全国煤层气资源量中占有很高的比例。另外, 新疆是我国低中阶煤最发育地区, 根据美国、加拿大和澳大利亚等国家煤层气勘探开发经验, 低中阶煤利于煤层气的勘探开发, 2006年低阶煤煤层气年产量占世界煤层气总产量的43%, 如美国粉河盆地低阶煤煤层气年产140亿立方米;加拿大阿尔伯塔盆地低阶煤煤层气年产60亿立方米。新疆低中阶煤具有煤层厚度大、孔渗条件好等有利成藏条件, 利于煤层气勘探开发。
但是, 新疆煤层气勘探程度非常低, 尚处于起步阶段, 仅开展了煤层气资源评价、成藏富集条件的基础研究工作, 目前还没有查明的煤层气储量。应加大煤层气的勘探是开发利用当前的首要任务。
2) 加强煤层气战略选区评价, 建立煤层气示范工程, 探索低阶煤煤层气勘探开发经验
煤层气勘探要取得突破, 前提是选区要准, 故加强煤层气战略选区评价非常重要。煤层气勘探实践表明, 地下煤层含气是普遍的, 但富集程度和开采条件是不均一的。美国已在十几个盆地进行煤层气勘探, 每个盆地均打了几百口井后才认识到煤层气高产富集控制因素, 才选准了目标。新疆煤层气资源丰富, 但煤层分布范围广, 加强煤层气富集主控因素和优选有利的勘探目标是煤层气获得突破的关键因素。在新疆准噶尔、吐哈和塔里木盆地构造相对稳定, 煤层气保存条件较好, 资源量丰富, 是新疆煤层气勘探开发的重点盆地, 煤层气战略选区评价早期要紧紧围绕这三大盆地开展。
中国在高阶煤煤层气勘探开发获得重要进展, 但新疆以低阶煤煤层气为特点, 可供低阶煤煤层气勘探开发经验不多。因此, 建议加大煤层气勘探开发力度, 在准噶尔、吐哈、塔里木等盆地选择有利煤层气开发的靶区开展示范工程建设, 探索新疆低阶煤煤层气勘探开发技术和经验, 加快推动煤层气勘探开发的稳步发展。
3) 高瓦斯煤矿开采必须先采气后采煤
高瓦斯煤矿必须先进行煤层气开发而后再采煤, 这可有效利用资源、遏制瓦斯灾害、保护环境, 一举三得。整装的大型富气煤田, 必须贯彻先采气后采煤的综合利用方针。对矿井抽排的瓦斯要充分利用, 减少向空气中的排放, 可利用瓦斯发电机组发电, 提高瓦斯利用率。
4) 加强煤层气多元化利用
煤层气是优质资源, 利用非常广泛。在煤层气产量不高的地区、产地偏远和煤层气成分不适合管道运输的情况下, 煤层气服务当地, 先考虑民用, 其次可以考虑发电。煤层气发电的方式很多, 新疆水资源宝贵, 最适合的原动力是燃气轮机及其联合循环, 燃气轮机具有不用水、造价低、轻小、启动快等特点。
煤层气成分以甲烷为主, 具有与常规天然气非常相似的组成特点, 完全具备与常规天然气混输的条件。在煤层气产量很高的情况下, 煤层气既可以通过管线运到大中型城市及大企业使用, 也可以通过管道输送到新疆各地和“西气东输”。
5) 加大政府投入及扶持力度
煤层气大规模开发具有良好的经济效益, 但煤层气勘探开发早期, 面临大量资金投入、高勘探风险、投资回收期长等问题。建议政府出台优惠政策, 加大资金扶持, 鼓励大中型企业或公司参与新疆煤层气的勘探、开发和利用, 培育煤层气新兴产业。
建议自治区成立煤层气勘探开发的领导机构, 建立专门的煤层气研发机构, 加强向国内外煤层气行业的学习与交流, 引进和开发适合新疆低阶煤煤层气开采技术条件的技术和工艺, 指导新疆煤层气地面勘查、开发和矿井抽采利用工作, 推动新疆煤层气产业的快速发展。
9主要建议
综上所述, 为大力加强新疆煤与煤层气开发利用, 有效提升新疆煤炭工业的战略地位, 近期内建议抓紧下列工作:
1) 提高新疆在全国煤炭供应中的地位。
将新疆煤炭的发展方针由满足自治区的内部需求为主转变为满足全国需求, 成为国家重点煤炭基地, 逐步提高在全国煤炭供应中的份额和地位。为此, 应该进入全国煤炭发展统一规划, 大力加强资源勘查, 提高资源探明程度, 进一步调查论证全国对新疆煤炭的需求, 在科学的可靠数据和全国规划基础上, 做好全区煤炭发展规划, 指导未来的发展。
2) 将吐哈与准东煤田纳入国家亿吨级大型煤炭基地序列。
在近期内将具有丰富资源及良好开发基础的吐哈与准东煤田纳入国家亿吨级大型煤炭基地序列, 尽快建成采用当代先进技术、高效、安全、生态友好、经济效益显著的大型基地, 成为新疆煤炭发展的核心。
3) 统筹规划协调, 实现西煤东运。
尽快完成兰新线电化扩能改造工程, 使运煤能力很快突破亿吨, 实现西煤东运。立即开始数亿吨级大容量运煤铁路专线的规划并逐步实施, 使2020年疆煤外运量达到数亿吨。煤炭直接外运以满足全国市场需求是近期即能见效的为全国服务的主要途径。应在国家有关部门领导下, 组织专门小组, 统筹规划协调煤炭外运工作, 使这一重要措施得以早日实现。
4) 开展新疆煤电开发和东送的规划研究, 逐步实现向西北、华中、华东输电的目标。
在煤炭基地附近建设大型先进燃煤电站, 西电东送是近期内就近转化输出的主要形式, 估计2020年外送规模可达千万千瓦。发电与远距离输电技术国内已有良好基础, 经济上也具有一定竞争能力。建议国家和自治区组织立即开展新疆煤电开发和东送的研究, 制定规划, 争取近期实现向西北电网输电, 2020年达到向华中、华东输电的目标。向全国输电的畅通也为今后大规模风电与太阳能发电的发展奠立良好基础。
5) 谨慎决策, 分阶段规划, 稳妥有序地推进煤化工的发展。
煤制油、制气、煤化工等多联产正在得到日益增强的重视, 对今后煤炭的就近转化及拓宽产业链, 发展自治区经济有着重要意义。煤制油全国处于产业示范阶段, 还存在一些问题与争议, 应加强跟踪论证, 谨慎决策, 待情况比较明朗后再进行规模产业部署。其它煤转化工作应根据需求、基础, 有选择地稳妥有序地推进其发展。
6) 加强煤层气资源勘探和开采技术研究, 为大规模开发利用做好充分准备。
煤层气是一种高效洁净能源, 其开发利用近年来受到国内外广泛重视。新疆煤层气资源潜力大, 但勘探程度低, 处于起步阶段。近期内应加大勘探与开发力度, 成立有关领导机构与研发机构, 加强勘探、选区评价和开采技术研究, 建立示范工程, 为大规模开发利用做好充分准备。
7) 政府统一领导, 制订相关法规, 高效实施新疆优势资源转换战略。
建设亿吨级大型国家煤炭基地应在政府的统一领导下, 组织有关专家进行科学论证和评估, 制订相关的法规, 规范煤矿的开采和资源的利用, 提高资源利用效率。在开发大型煤炭基地的同时必须进行生态环境治理, 要建立严格的煤炭资源有偿开发和环境生态治理补偿制度, 设立生态环境治理专项基金, 用于支持煤炭基地的治理和清洁能源的开发利用。建议把节约资源, 清洁利用和环境治理一并纳入新疆亿吨级大型国家煤炭基地的中长期发展规划。做到科学开发, 综合利用, 资源节约, 环境友好, 高效实施新疆优势资源转换战略。
8) 抓紧人才队伍建设, 加速高层次人才的成长。
抓紧人才队伍建设是能否迅速发展的关键因素, 应积极考虑大专院校有关专业设置, 建立自治区的科研机构与研发单位, 加速高层次人才的成长。
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煤层气的开发和利用 篇6
1 我国煤层气开发利用的意义
1.1 开发利用煤层气是满足能源需求的选择
目前, 世界能源正在经历继煤炭和石油之后的第三次变革, 可再生能源正在迅速发展, 并将取代化石能源。地球的化石能源仅仅只能满足全球能源需求的慢速增长, 这将严重阻碍世界经济的持续发展。二十世纪八九十年代, 美国首先取得了煤层气地面开采的成功, 随后世界各国也加入了开采煤层气的行列。近年来, 我国的能源供应日趋紧张, 由于自身拥有十分丰富的煤层气资源, 因而, 开发利用煤层气资源是满足能源需求的明智选择。
1.2 开发利用煤层气是优化能源结构的手段
近年来, 我国社会经济持续快速增长, 能源消耗也随之增长。预计到2020年, 我国的能源消耗将达79亿吨标煤。然而, 我国的能源储备数量和结构都很不乐观, 在相当长的时期内, 煤炭作为我国的主导能源是不可替代的。据推测, 直至2050年, 我们国家才有可能将煤炭资源调整为基础能源, 但仍然占有能源消耗的很大比例, 这种局面是难以改变的。我国煤层气储量十分丰富, 占据世界第二位, 因而, 逐步提高煤层气发电比例, 加大煤层气开发利用的力度是优化能源结构的重要手段。
1.3 开发利用煤层气是实现煤矿安全生产的保障
煤层气空气浓度达到5%-16%时, 遇明火就会爆炸, 这是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。因而, 政府十分重视煤矿安全和瓦斯治理工作, 出台了一些列的煤矿安全生产相关的政策法规和文件, 我国开发利用煤层气也取得了显著成效。近年来, 煤炭产量持续增加, 煤矿事故总量也在率持续下降, 煤矿安全生产形势好转。但是, 与发达国家的先进水平相比, 差距仍然较大。我国煤矿地质、开采条件十分复杂, 大部分都是低透气性煤层, 这类煤矿瓦斯的爆炸事故多发、生产效率较为低下。因而, 加大煤层气开发利用的力度是实现煤矿安全生产的保障。
1.4 开发利用煤层气是实现环保节能的措施
煤层气的主要成分是CH4, 是一种温室气体, 如果直接排放到大气当中, 就会严重破坏生态环境。中国的煤炭产量约占世界煤炭总产量的二分之一, 其利用煤炭产生的二氧化碳也比利用石油和天然气要高得多, 我国面临的环境保护问题也十分严峻。加大煤层气开发力度, 可以降低温室效应, 是实现节能减排的重要措施。
2 目前煤层气开发存在的问题
2.1 我国煤层气储存条件复杂, 开发关键技术滞后
我国的地质条件较为复杂, 煤矿大多位于偏远落后的地区, 瓦斯输送网基础设施薄弱, 抽采出来的瓦斯难以得到充分利用。而煤层气储存条件具有低压低渗低饱和以及高变质的特点, 此类条件下的煤层气开发具有很大的难度。因为地质条件的差异性, 我国也不能直接引进国外先进及时进行抽采, 而自身的理论研究和技术创新都还十分欠缺, 此种条件下地面抽采煤层气的难度是相当大的。另外, 我国煤层气的开发技术较为落后, 大部分是煤炭、石油、地矿等系统转变而来, 开发队伍的人员素质及专业技术水平也参差不齐, 硬件设施更新较慢, 科研投入过低, 这些都严重阻碍了煤层气的开发利用。
2.2 相关的法律法规不健全, 国家政策的扶持力度不够
目前, 我国煤层气方面的法律法规制度还不够健全, 且缺乏有效的监督机制, 既影响了企业开发煤层气的积极性, 也影响了煤层气产业的健康发展。另外, 我国现行的税收财政等经济鼓励力度不够, 对于煤层气开发利用的扶持力度较弱。然而, 煤层气的抽采利用具有高投入高风险的特点, 在勘探、开发的初期, 国家政策的扶持是主要的推动力。没有政策的扶持, 就会严重制约煤层气的开采利用。
2.3 投融资机制不完善, 观念认识不到位
煤层气开发投资很大, 它需要广开渠道, 吸引国外或者大企业的风险投资, 长期投入在煤层气开发利用上。然而, 我国能源行业的投资是以国家为主, 近年来, 我国对煤层气开发利用投资严重不足, 每年只有2000~3000万元的瓦斯地质勘探费和资源补偿费等;有些地方领导对煤层气的开发利用认识不到位, 重视程度不够, 给投资建设者造成了很大困难, 很难吸引其它资金大量地投入到煤层气开发利用上, 严重制约了煤层气的发展。
2.4 管理体制不顺畅, 激励和约束机制有待强化
我国的煤层气资源管理体制不顺畅, 煤层气开采部署无法有效衔接和推进。现行的体质煤炭探矿权管理归各省区, 瓦斯探矿权的管理在国土资源部, 管理主体分离, 开发客体分离, 缺乏利益的有效协调与平衡机制, 相关部门企业之间就会产生各种经济利益和管理权限方面的矛盾, 阻碍瓦斯产业的发展。
3 煤层气开发利用的有效策略
3.1 做好煤层气测井工作, 选择条件有利的矿区集中开发
测井是通过测井曲线反映地层岩性, 解决地质问题的一种方法。煤层气测井较为常用的有两种技术, 一是煤层气测井数据采集技术, 要根据煤层气勘探开采的不同阶段、研究目的和地质条件综合选择应用煤层气测井采集技术系列。一般来讲, 以识别为目的的基本测井方法有自然伽马、密度、中子、声波、井径等;以评价为目的的基本测井方法有自然伽马、密度、中子、声波、双侧向、微侧向、岩性密度、自然电位、井径等;以开采为目的的基本测井方法有自然伽马、密度、声波、双侧向、井径等。目前, 煤层气测井使用的方法还是在常规油气藏和煤田应用的测井方法, 国内一般大多采用密度、电阻率等常规的方法, 还没有研究出专门为探测煤储层的测井方法。二是煤层气测井解释评价技术。目前国内外煤层气储层常用的评价方法有常规定性识别方法、体积模型解释方法、概率统计评价方法和优化解释评价方法。我国的测井技术在含煤性评价方面, 已经能利用测井方法能准确地识别煤层;在含气性和可采性评价方面, 测井技术有待进一步发挥作用;在处理技术方面, 现代非线性处理技术的应用处于发展阶段, 已有了一些成功的实例。在煤储层综合评价方面, 相关科研单位已研发出相应的计算处理程序, 能够对含气量、封盖层、工业分析、岩石力学等参数进行定量解释。我国未来煤层气测井技术的发展前景也十分广阔, 成像测井技术的应用将推动煤层气测井由定性识别向定量评价的跨越式发展;煤层气测井解释理论将随着煤心刻度测井技术研究的发展而创新;井中和井间地球物理技术的结合为煤储层描述带来新的应用前景。
3.2 抓好煤层气开采的关键技术, 加大煤层气开采的研究力度
煤层气开采的技术领域主要包括煤层气勘探评价、煤层气井施工实用技术以及煤层气的综合利用等等。煤层气德勘探评价工作以资料分析为主, 重点补充煤层气勘探钻孔和测试工作。煤层气井施工技术包括钻井、完井、增产、采气技术等, 存在着井壁稳定、保护储层、提高效率以及降低成本等等问题。煤层气地面开采则要结合煤层气勘探与开发工作, 深化气藏工程研究工作。另外, 国家和政府还要加大煤层气开采的研究力度, 重点研究采煤采气一体化的煤与瓦斯共采关键技术。既要加大国家科技重大专项和科技支撑计划的支持力度, 也要加大开展煤层气开采的基础理论和关键技术的研究力度。
3.3 发展煤层气的综台利用, 规划建设输气管网
煤层气是一种优质能源和化工原料, 首先煤层气可以运用在工业的领域, 用来生产炭黑和甲醛等等。其次, 煤层气可以用来发电, 英国是开发煤矿瓦斯发电技术最早的国家;我国第一座煤矿瓦斯发电站也于1990年在抚顺老虎台煤矿建立。再次, 煤层气还可以作为汽车燃料, 很多国家的燃瓦斯汽车已进入实用阶段。随着煤矿行业的发展壮大, 必须大力发展煤层气的综台利用, 并且还要创造出良好的市场条件。我国的许多矿区缺乏输送管网, 严重制约了煤层气的开采, 因而, 规划和建设输气管网也是当前的重要任务。
3.4 政府要采取鼓励政策, 从体制和机制上为煤层气的开采提供保障
我国煤层气的地质条件比较特殊, 开采较为困难, 开采技术也不够先进, 短时间内很难获得良好的经济效益。这种情况下, 就需要政府结合我国煤层气开发的实际情况采取一些鼓励政策, 比如给予重点煤层气开发项目和煤层气利用工程优惠贷款, 为煤层气技术研究项目提供研究经费, 暂不征收煤层气资源补偿费等等。还要支持国家煤层气开发与利用研发平台的建设, 在高校设立煤层气开发利用学科, 培养高水平的煤层气专业人才。
4 结语
我国的煤层气资源丰富, 并将会成为石油、天然气强大的补充力量, 具有很大的发展潜力和发展前景, 对于我国经济的可持续发展有着十分重要的作用。但是目前煤层气的开采利用还处于起步阶段, 还需要政府的重视和关心, 也需要煤矿工作者的长期坚持不懈的努力, 才能推动我国煤层气的快速发展。
参考文献
[1]江昌民.我国煤矿瓦斯开发利用的现状及问题分析[J].煤矿现代化, 2008, (3) :9-10
[2]杨有元.中国煤层气开发利用现状及发展方向[J].低碳世界, 2013, (05X) :84-85
阜新市刘家区煤层气开发利用现状 篇7
1 煤层气(CBM)勘探背景
1996年,由东北煤田地质局一○七勘探队(以下简称东煤一○七队)为中美煤层气CBM公司提交了《阜新煤田煤层气赋存条件》报告,基于对资料的分析、研究,对阜新盆地煤层气资源条件和地质条件作出了评价,提出了刘家区为煤层气开发重点区。
刘家区位于阜新煤田中部,赋存有中生界白垩系下统阜新组煤层。1998～2001年,由国家投资,东煤一○七队在刘家区进行了煤层气普查勘探工作,共施工4口煤层气参数及试验井,经排采试验,单井日产量最高达7000m3,平均在3000m3左右,甲烷成分98%左右,表明该区具有良好的煤层气开发前景。
基于4口煤层气井取得的资料,2002年由阜新市投资在该区块内又施工了4口煤层气生产井,形成了8口煤层气井网,于2003年3月1日正式向阜新市区供气,平均每天供气约20000m3(98%CH4)左右,实现了商业性开发,这在我国地面煤层气开采尚属首例。目前刘家区已施工煤层气生产井20余口,日供气约50000m3～60000m3(98%CH4)。
2 煤层气地质特征
2.1 煤层气资源条件
煤层气开发的前提是丰富的煤炭资源和较高的煤层气含量。东煤一○七队于1993年提交了“辽宁省阜新市刘家区煤矿勘探报告”,提交煤炭资源储量28195×104t,天然焦储量6223×104t。刘家区阜新组煤层从上到下有水泉、孙家湾、中间、太平、高德5个可采煤层群,煤层埋深在600～1000m,煤层最大累计厚度约100m左右,一般在40～50m,煤类以长焰煤为主,深部有少量气煤。根据钻孔瓦斯解析资料,该区煤层气含量在7～10m3/t,含气量较高,另外邻近的五龙煤矿、恒大煤矿、海州立井均为超瓦斯矿井,均发生过重大瓦斯突出与爆炸事故,也表明该区应有较高的煤层气含量。因此该区具有煤层层数多、厚度大、煤层气含量较高,小而肥的特点。2001年东煤一○七队提交了《辽宁省阜新市刘家区煤层气普查地质报告》, 经中国煤炭地质总局审查批准,全区煤层气资源量52.171×108m3,其中控制资源量32.289×108m3,远景资源量19.882×108m3。
2.2 煤层气地质条件
⑴煤层埋深条件:该区煤层埋藏深度在600～1000m,埋藏深度适中,有利于煤层气的勘探与开发。
⑵构造特征:该区构造中等,以NNE向宽缓的向斜构造形态为主,倾角在5～10°之间,断层稀少,多分布在边缘地段,对煤层气的赋存及开发影响不大。
⑶围岩特征:对煤储层来说,围岩主要指煤层的顶、底板岩石。煤层的顶、底板岩石的性质对煤层气的保存起到了重要的作用。刘家区的围岩性质总的来看比较好,煤层顶底板岩性多为粉砂岩、泥岩、炭质泥岩,岩石密度较大,且裂隙不发育,封闭条件良好,对煤层气的保存比较有利。
⑷岩浆岩:该区岩浆岩主要是第三纪喜山期辉绿岩侵入体。辉绿岩以岩床、岩墙、岩株、岩瘤等形式侵入到岩、煤层中。虽然辉绿岩的侵入,破坏了煤层的连续性,减少了煤炭储量,对煤层气的生成、储集、运移都有很大的影响,但对煤层气也有有利的一面:其一,煤层气的含量随煤变质程度的增高而增加。辉绿岩的侵入使煤产生了接触变质作用,使煤的变质程度大大提高,从而增加了煤的生气能力,既二次生气作用。其二,由于辉绿岩的烘烤和动力作用,改变了煤层的结构与构造,从而增大了煤的渗透性。如辉绿岩墙向两侧依次形成天然焦、高变质煤、多节理煤和正常煤的分带现象,越靠近岩墙,煤的物化性质变化越严重。天然焦和高变质煤是正常煤受接触变质作用的产物,并且孔隙率、渗透率明显增大,因此煤层气的储集方式明显不同于正常煤层。煤层经天然焦化后,大大增强了自身的生、储能力,因此天然焦的分布区域是煤层气富集区,施工在该区域或附近的煤层气钻井产能多数比远离该区域的钻井煤层气产能高,也是刘家区煤层气钻井产能高于其他区的因素之一。
⑸ 水文地质条件
刘家区共有4个含水层,由上而下为:下白垩统孙家湾组含水层;下白垩统阜新组第一含水层(孙家湾组地层底界～水泉煤层顶界);下白垩统阜新组第二含水层(水泉煤层底界～孙家湾煤层顶界);下白垩统阜新组第三含水层(中间煤层以下)。这4个含水层中,阜新组第一、第二、第三含水层对煤层气的影响比较大。在煤层气勘探过程中,钻遇含水层段均出现了不同程度的钻井液漏失现象,给钻井施工和后期的排采工作带来一定的困难。 如LJ-2井由于孙家湾煤层顶部含水层固井质量差,使地下水进入到煤层中,增大了该井的排水量,也使单井产量降低。因此LJ-7号井考虑到此因素,对孙家湾煤层没有进行压裂,从而减少了单井产量。因此水文地质条件如流体流动、压力状态、水量、含水层的发育情况等对煤层气开发意义重大。
3 开发利用现状
刘家区地面开采煤层气主要供应市区民用和出租车燃气。阜新市所辖二县五区,其中海州区为燃气的普及区。过去阜新市居民用气是煤气厂提供的水煤气或煤制气,不仅热值低、质量差,而且煤气厂连年亏损,每年市政府给予上千万元的补贴。自从改用煤层气后,不仅居民用上了热值高、质量好的气源,而且也扭转了煤气厂亏损的局面。目前阜新市区用户在10万户左右,需要煤层气120000m3/d(CH434%)左右,刘家区提供地面开采煤层气30000m3/d(CH498%)左右,折合(CH434%)煤层气约90000m3,其余由阜矿集团矿井瓦斯抽放解决。
2005年4月阜新市煤气厂推行出租车油改气,效果良好,即减少了尾气排放对大气造成的污染,又降低了成本,据了解燃气比燃油节省大约在50%左右的资金。目前大约有3000辆出租车改用煤层气,每台车每天加2次气约30m3左右,3000台车每天用气约90000m3(CH498%),刘家区提供地面开采煤层气不足10000m3(CH498%),其余大部分由外地运进。
4 下一步规划
4.1 用气规划
一、市区用气规划
近年来,由于城市经济建设的发展,市区内燃气用户随之增加。据阜新市煤气公司统计,目前日用气量约在120000m3,年用气量递增率达到7%左右。根据市区发展的需要,未来5年内阜新市民用气每天将达到159400m3(34%CH4),折合(CH498%)煤层气约53000m3。阜新市区燃气用量规划如表1 所示。
二、出租汽车用气
目前出租汽车3000台左右,每台车每天加2次气约30m3,3000台车每天用气约90000m3(CH498%)。
根据未来5年内阜新市民用气将达到159400m3(34%CH4),折合(CH498%)煤层气约53000m3,出租汽车用气约90000m3(CH498%),总共用气约143000m3(CH498%)。
4.2 供气规划
根据东煤一○七队1998～2002年在刘家区进行小井网开采煤层气的实践,单井平均产气量为3000m3/d。预计在刘家区施工煤层气地面钻井40口,单井开采煤层气按3000m3/d计算,可采煤层气120000m3/d(CH498%),阜矿集团矿井瓦斯抽放可供70000m3/d(CH434%),折合(CH498%)煤层气约23000m3,总共供气约143000m3(CH498%),基本满足市场规划的需要。
5 结论
实际上,就目前阜新市刘家区煤层气开采规模还远远达不到市场需求。阜新市区目前居民约30万户,还有三分之二户的居民没有用气,加上工业用气量的不断增加,对气源的需求将会更大。加大生产规模即能满足市场需求且带来更大的经济效益,又能减少煤矿瓦斯给煤矿生产造成的危害。
参考文献
[1]张晶,等.阜新刘家区地质因素对煤层气地面开采的影响[J].辽宁工程技术大学学报(自然科学版),2011,04.