煤层气开发与利用（精选7篇）
煤层气开发与利用 篇1
0前言
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。
关键词：煤层气,能源,开发,利用
浅谈晋城市煤层气开发与利用 篇2
煤层气是赋存在煤层中的以甲烷为主要成分的烃类气体, 又叫煤层瓦斯, 具有高热值、低污染的特点, 是一种优质的清洁能源和化工原料, 同时煤层瓦斯又是矿井生产的一大灾害因素, 煤矿瓦斯浓度在5%～16%之间时遇火源爆炸, 煤层瓦斯压力过大是导致煤与瓦斯突出的关键因素之一, 对煤层瓦斯进行有效的抽采不仅是解决煤矿安全生产的根本途径, 而且开发和利用煤层气有很大的经济与环保价值。
近些年来, 我国的煤矿企业投入了大量的人力物力开发煤层气, 截至2010年底, 全国共建成煤层气生产井约4 000口, 抽采能力为52.8亿m3 (其中晋城抽采能力为30亿m3) 。晋城市作为煤层气资源基地, 多年的开发及利用, 使其在煤层气开发利用方面取得了长足的进步, 技术逐渐成熟, 对煤炭企业转型及节能减排具有很好的示范作用。
1 晋城市煤层气地质特征及资源储量
晋城市地处山西省东南部, 所属的晋城矿区位于沁水煤田南部, 其可采煤层为3#、9#和15#, 煤层厚度分别为6.2 m、1.5 m和3.0 m。煤种为无烟煤, 变质程度高, 煤层瓦斯含量大, 透气性较好, 且煤层赋存密封性好, 有利于大面积开采。
晋城矿区的总面积为6 206 km2 (含远景区和后备区) , 占晋城市总面积的49%, 煤层气资源量约6 112.52亿m3, 呈“东低西高、南低北高”分布。煤层渗透率为0.1～5 m D, 具有较好的可抽采性;矿区瓦斯原始赋存压力高, 寺河井田一般在0.2～1.6 MPa, 局部可达到1.9 MPa;矿区西北部潘庄井田内胡底小井的煤层瓦斯压力可高达3.3 MPa。瓦斯绝对涌出量为15～386 m3/min, 抽放率35%～40%, 属可以抽放-易抽放煤层[1]。
2 晋城市煤层气开采方式
我国开采煤层气主要有两种方式, 一种为地面开采方式 (CBM) , 即是在未受采动影响的原始煤层中通过地面钻井工程进入煤层, 采取高压介质压裂煤层或采取比甲烷具有更强吸附能力的高压二氧化碳置换甲烷等方式, 使煤层气与钻井空间产生巨大压力差, 释放出煤层气[2]。这种方法由于需要从地面直接打井, 加之煤层地质条件复杂, 不容易勘探, 费时费力, 很难快速的达到抽采瓦斯, 治理灾害的目的, 故多用于专门抽采天然气的企业, 如中联煤层气有限责任公司、中国石油华北油田公司煤层气勘探开发分公司等。另一种为地下开采方式 (CMM) , 即利用煤炭开采工程在井下施工煤层气开发工程, 或利用煤炭开采对煤层的采动影响在地面施工钻井工程, 并利用真空泵产生负压抽采煤层气[2]。这种方式主要由煤矿企业完成, 不仅可以有效利用巷道, 降低成本, 而且有助于改善煤炭生产安全状况。
晋煤集团作为晋城市煤层气开发的主体, 早在20世纪90年代便面临优质3#煤资源枯竭以及不景气的煤炭行业导致的严重困难, 在综合考虑了自身的特点后, 开发出了一套CBM和CMM相结合的煤层气开采模式。对于瓦斯含量高于16 m3/t的开采煤层或区域, 提前5～8 a实施地面钻井预抽煤层瓦斯, 使瓦斯含量降到16 m3/t以下, 达到建设条件;对于瓦斯含量在8～16 m3/t的开采煤层或区域, 提前3～5 a或更长时间, 采用井下千米钻机等钻具实施井下大面积区域递进式预抽采。当预抽区域内瓦斯含量降至8 m3/t以下时, 在本区域有效抽采范围的边界以内不小于30 m的煤层中施工巷道, 并布置下一个抽采区域进行接替[1]。这种“三级瓦斯治理”的方式既考虑了安全的因素, 也在时间、空间上找到了一个平衡的点, 使煤层气开采更有效率。
3 晋城市煤层气利用模式
目前, 晋城市煤层气利用的模式主要有7种。
3.1 煤层气发电
晋城市全市共有8个煤层气发电企业27个项目, 总装机容量307 MW。晋煤集团建成并投运了装机容量1.5万kW的瓦斯发电试验厂;成功实施了成庄热电厂、煤矸石电厂燃煤改燃气改造工程;建成投运了亚洲最大的寺河12万kW煤层气发电厂, 年可利用煤层气约3.5亿m3。
3.2 民用燃气
煤层气用作民用燃气, 有安全、清洁、热值高等优点。晋城煤业集团于2005年对晋城矿区所有居民民用燃气系统进行了煤层气代替水煤气技术改造, 2008年在晋城市政府配合下完成了晋城市区10万户居民民用燃气系统煤层气代替水煤气技术改造。同时, 积极开拓周边市场, 利用专用煤层气运输槽车, 向晋城市、长治市、太原市以及河南省、山东省等地居民供应煤层气。晋城市辖区的陵川、高平、巴公等地的储配站项目也正在积极推进中。
3.3 CNG清洁能源汽车
据测算, 1 m3煤层气可代替1.13升93号汽油, 以现行市场油价和气价计算, 每使用1 m3煤层气, 可节约3元以上。目前, 晋城市所有出租车、所有公交车以及部分私家车改装使用煤层气作燃料。汽车加气业务已拓展至长治、太原、焦作、洛阳、济源、郑州等地市场。
通过推广使用重型燃气卡车, 启动了煤层气能源新干线汽车运输网络项目。据统计, 目前约有5 000余辆出租车、2 000余辆公交车、500余辆煤层气重卡使用了晋城煤业集团煤层气。晋城市境内6座加气站, 总投资2 709万元, 目前年加气能力1 271万m3, 实现销售收入3 500万元, 实现利税700万元。
3.4 工业用气
煤层气的甲烷含量高, 杂质少, 用于玻璃、陶瓷制造等行业有很大的优势。晋城市及周边地区的陶瓷、玻璃、钢铁等生产企业许多企业都在使用煤层气燃料。
3.5 煤层气压缩 (CNG) 及液化项目 (LNG)
煤层气液化项目目前投 (试) 产的项目3个, 日液化能力90万m3, 年液化能力27 000万m3, 按1∶630计算, 年生产液化气40万m3, 可实现销售收入7亿元, 实现利税1.3亿元。
3.6 煤层气输送管网
目前晋城市全市规划及建成煤层气集输管线共9条。已建成4条, 包括西气东输管线、端氏-沁水煤层气管线、李庄-成庄-晋城输气管线和端氏 (高庄) -成庄-晋城输气管线;在建3条, 包括端氏-晋城-博爱煤层气管线 (向河南供气) 、端氏-嘉峰-阳城 (八甲口) 输气管线、郑庄-沁水输气管线;规划2条, 包括端氏-长治-林州-安阳-邯郸管线和沁水-侯马-河津管线。预计建成后年输送能力可达195.3亿m3。
3.7 CDM项目
近年来, 晋城煤业集团积极利用清洁发展机制, 先后与世界银行碳基金、日本碳基金、荷兰清洁发展机制机构、英国爱思凯公司等签订了“碳减排购买协议”, 预计在第一个减排期 (2008-2012年) 将出售二氧化碳减排额度1 075万t, 可获收益1亿美元[3]。
4 开发煤层气面临的问题
4.1 煤、气开采权不一致
地方煤企一般只具有采矿权, 而不具有开采煤层气的采气权。天然气企业多为央企, 具有采气权, 却与采煤区有大面积的重合。盲目单一地开采天然气很容易间接破坏煤层顶板, 破坏采煤条件, 造成资源总体开发上的浪费, 导致煤矿安全生产无法保证, 而煤炭企业由于拥有多年的地下开采煤炭经验, 易于地下作业抽取更多、更优质的煤层气, 其抽采效果要远远好于仅仅通过地面开采的煤层气企业。这就形成了一个有趣的现象, 煤矿企业获得的资源量最少, 采气量却是其他天然气开采企业开采总量的4倍以上, 如表1所示。地方煤企与央企之间对于煤层气气权的争夺战愈演愈烈, 矛盾也越来越大。
4.2 政策法规不健全, 缺乏可行性
由于国家在煤层气开发管理上缺乏政策约束, 没有统一的规划和标准, 出现了各开采公司盲目开采、各自为政、信息沟通不畅、资源区块重叠等问题。加之煤层气开采需要大量资金, 高投入、高风险, 单单仅靠企业完成项目有很大困难。
近年来国家虽出台了一些规定, 但缺乏更加详细的实施细则。在煤层气开采收税、煤层气企业补偿问题上, 由于没有考虑到对地方经济的贡献, 片面地满足东部地区的需要, 免税退税, 加之采气权多集中在央企, 地方企业难以涉足。面对能源日益枯竭的局势, 地方政府却不能获得足够的资金改善因开采而破坏的环境, 集中精力发展非能源经济, 势必对地方经济的可持续发展造成巨大障碍。
4.3 技术研发滞后
目前开采煤层气技术尚未完全成熟, 主要有三方面:一是关于煤层气地质储存条件预测的技术不成熟, 对地下水的动力研究和储气层的区域盖层研究尚不系统, 难以高效准确地打井采气;二是开采过程中的储气保护、储气层增产、煤层气解析速率与解析量的问题未能很好解决[4];三是开采后煤层气的利用问题。不仅要实现高浓度煤层气的推广利用, 而且还要实现低浓度煤层气的提纯和利用。
5 煤层气开发合理化建议
5.1 切实解决煤、气矿权分置问题, 积极推动“采煤采气一体化”进程
国家应从实际出发, 要按照因地制宜、分类指导原则, 逐步推进煤、气权属重叠问题的解决, 实现煤层气产业发展布局的合理化。对与煤矿采区直接重叠的区域, 考虑到“采煤采气一体化”进程, 应明确煤炭企业主体开采地位, 直接交与煤企独立开采, 中联、中石油等央企主要负责西气东输等煤层气传输环节。对未与煤矿矿区重叠的区域, 可根据实际情况指定企业进行开采。
5.2 建立健全法规政策, 大力支持煤层气开发
国家应建立健全煤层气开发政策法规, 严格煤层气开采的审批, 加大煤层气开采的监管;统筹协调煤、气资源开发, 合理规划煤层气产业发展;统一煤层气开采技术标准, 促进煤层气企业规范发展;调整煤层气税收制度, 加大地方扶植力度, 建立健全煤层气补偿制度, 促进地方产业发展;开拓煤层气开发融资渠道, 增加煤层气资金投入。
5.3 加大科研投资力度, 积极研发煤层气相关技术
国家应充分调动各大企业、院校的积极性, 加大科研投入, 共同研究煤层气赋存机理、开采工艺和利用途径。积极倡导绿色开采, 节能减排概念, 形成一套完整的、可持续发展的开采利用系统。设立改革示范区, 运用新技术、新设备, 形成示范效果, 加以推广利用。
摘要：煤层气是一种清洁的优质能源与化工原料, 开发煤层气是我国的能源战略需要, 也是我国煤矿安全的需要。综合叙述了晋城市煤层气的开采方法、利用模式, 针对煤层气开采利用时遇到的煤、气开采权不一致、政策法规不健全、技术研发滞后等问题, 提出了切实解决煤、气矿权分置问题, 积极推动“采煤采气一体化”进程;建立健全法规政策, 大力支持煤层气开发;加大科研投资力度, 积极研发煤层气相关技术等合理化的建议。
关键词：煤层气,晋城,利用,建议
参考文献
[1]晋城煤业集团.煤层气开发利用状况[R].晋城:晋城煤业集团, 2009
[2]张俊威.晋煤集团采煤采气一体化综合开发应用模式探讨[J].中国煤层气, 2008, 5 (2)
[3]晋城市经济委员会.晋城市经济委员会关于对全市煤层气产业发展情况的调研报告[R].晋城:晋城市经济委员会, 2009
中国煤层气开发利用财税制度设计 篇3
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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浅谈煤层气的综合开发利用 篇4
(1) 煤层气是一种新型洁净能源, 其开发利用可在一定程度上弥补常规油气资源的不足。在我国, 无论是工业用气还是民用气都有广阔市场, 丰富的煤层气资源量与广阔的市场是煤层气开发的前提。
(2) 煤层气开发能减轻矿井灾害程度和降低矿井生产成本。长期以来, 煤矿瓦斯一直是影响煤矿安全生产的主要灾害, 瓦斯突出和瓦斯爆炸不仅造成重大人员伤亡事故, 同时也给煤矿企业带来巨大经济损失。煤层气地面开发抽出赋存在煤层中的部分瓦斯后, 可有效地降低煤矿瓦斯灾害程度, 减少矿井安全防治工程投入, 降低矿井生产成本。
(3) 煤层气的开发利用能减少温室气体排放, 保护大气环境。甲烷是大气中主要的温室气体之一, 对红外线的吸收能力极强, 其温室效应是二氧化碳的20多倍。
2 煤层气综合开发现状
2.1 国外煤层气开发概况
世界煤层气蕴藏量丰富, 其储量占世界天然气总储量的30%以上。世界上已经发现的26个较大的天然气田 (储量>2 830亿m3) 中, 就有16个是煤层气田, 位居世界前5位的特大气田均为煤层气田。
全球已有29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发活动, 从事煤层气开发的公司约有20多个。目前, 美国是世界上唯一实现大规模煤层气商业开发的国家。20世纪80年代以来, 为了发展煤层气产业, 美国先后投入60多亿美元, 进行了大规模的科研和试验, 取得了总体勘探开发技术的突破, 到1992年发展到6 000口井, 煤层气产量从1983年的 6.7亿m3猛增到1997年的 300亿m3。美国快速发展煤层气产业的经验已引起世界各产煤国家的广泛关注。
2.2 国内煤层气开发现状
我国煤层气资源潜力巨大, 煤层埋深2 000 m以浅的煤层气远景资源总量达36.8×1012 m3, 与常规天然气资源基本相当, 约占世界煤层气总资源量的13%。全国已探明含气面积为777.78 km2。我国煤层气远景资源量比美国多15.6×1012 m3, 而资源探明率很低, 仅为0.36%, 美国为6.4%。我国年产能力为15×108 m3, 而实际产量仅为7.5×108 m3, 仅是美国的1.4%, 可见中国煤层气业务发展潜能巨大。
我国煤层气井下抽放开始于20世纪50年代, 主要是基于煤矿安全的井下瓦斯抽采, 年抽采量约0.6×108 m3;最近几年, 我国煤矿瓦斯抽采非常活跃, 2008年, 全国煤炭资源量为5.57×1012 t, 保有储量1.03×1012 t, 1.6万个煤矿采煤27.4×108 t, 煤层气抽采58×108 m3, 利用率由前几年的19.7%提高到31%。
我国以煤炭为主要能源, 不仅造成严重的环境污染, 而且制约我国经济的高速发展。开发利用煤层气资源, 不仅可以弥补煤炭供应缺口, 而且可以改善能源质量。我国丰富的煤层气资源可作为后备战略资源, 国家已将煤层气开发利用列入“十一五”规划的能源发展计划之中, 并为煤层气勘探开发利用提供财政支持和鼓励政策。国家《煤层气 (煤矿瓦斯) 开发利用"十一五"规划》提出, 到2010年实现4个目标:全国煤层气 (煤矿瓦斯) 产量达100亿m3, 其中, 地面抽采煤层气50亿m3, 井下抽采瓦斯50亿m3;利用80亿m3, 其中, 地面抽采煤层气利用50亿m3, 井下抽采瓦斯利用30亿m3;新增煤层气探明地质储量3 000亿m3;逐步建立煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。
3 煤层气综合开发程序及方法
3.1 煤层气参数测定
在评价煤层气开发前景或进行开发规划的过程中, 有两方面的参数是最重要的, 即原地煤层气埋藏量 (地质储量、资源量) 和气藏的产气能力。为了对煤层气地质储量和气藏的产气能力作出有价值的估算, 需要详细和精确的地层评价数据, 这些数据被用来进行资源量 (储量) 计算、气藏数值模拟和气井产量预计。在地层评价数据中, 影响地质储量和产气能力的主要储层参数是:气含量、原始储层压力、割理系统的渗透率、等温吸附特征和吸附时间。此外, 还有与煤矿井下煤层气抽放有关的2个重要参数, 即煤层的透水性系数和煤层瓦斯压力。
3.2 煤层气勘探
由于煤层气藏的特殊性和煤层气开发项目经济状况的不确定性, 因而为了合理、有效地开发一个地区的煤层气资源, 特别需要有正确的策略和工作步骤。通常, 一个煤层气开发项目的实施, 要经过开发潜力的初步评价、小型试验性开发、项目可行性论证、大规模工业性开发等不同阶段 (大规模工业性开发前的各项工作统称为煤层气勘探阶段) 。
具体实施过程则包含:地质评价和煤层气资源量计算;测试井勘探评价 (试井、采气试验、数据评价、工业性开发设计) ;地球物理测井技术的应用 (测井设备、类型、资料提交及使用) 。
3.3 地面钻井
煤层气开发有所谓“老区”和“新区”之分, 前者指在生产矿区的煤层气开发, 后者指在未开采的原始煤田的煤层气开发。目前和近期内, 我国煤层气的勘探、开发活动更多地集中在生产矿区, 因为在生产矿区煤层气勘探程度较高。事实上, 在生产矿区开发煤层气与煤矿开采活动密切相关, 地面钻井开采煤层气和井下钻孔抽放煤层气对煤矿井下生产系统和采掘作业有直接影响。
利用地面钻井开采煤层气, 是在常规天然气开采技术的基础上, 根据煤层的岩石力学特性、煤层气的生储特点及产出规律而发展起来的新技术领域。因此, 它与常规天然气开采技术既有共性, 也有其特性。利用地面钻井技术, 可以实现煤层气大规模生产, 提高煤层气开发利用的经济效益。包含煤层气开发井网布置、钻井设计、钻井参数及技术措施、取煤心技术, 钻具组合、钻井液等工作内容。煤层气井钻完以后, 向井内下入一定尺寸的套管串, 并在其周围注入水泥进行固井。固井的目的是封隔疏松易塌、易漏地层;封隔不同压力体系的煤层、含水层, 防止相互蹿漏, 以形成煤层气入井通道;安装井口, 便于钻进和采气。包括:套管设计, 固井材料、方法、计算等。
根据煤田区域地质情况、煤层深度、水文地质、开采方式、出水和煤粉多少等具体情况, 优选完井方法和井底连通方式及参数。对于单煤气层主要采用套管射孔完井、裸眼洞穴完井和裸眼完井;对于多煤层则采用套管射孔、套管射孔+裸眼完井或套管射孔+祼眼洞穴完井。此外, 还有套管完井的固井方法及井底连通技术, 绕煤层固井技术, 以及井下割槽、水加砂切割套管等井底连通方法, 提高了煤层与井筒的联通效果。包括:裸眼、筛管、裸眼洞穴、射孔、多煤层完井等。
3.4 排水采气
排水采气技术是依据煤层气产出特点, 进行排水采气方法试验和选定 (包括杆泵、螺杆泵、电潜泵排水采气等方法) , 然后进行排水采气井筒液面测试, 最后进行气水地面集输与处理 (包括流程设备、水气分离、气体干燥、计量计算、水质净化处理等) 。
3.5 煤层气利用
煤层气开发利用可以带来多重效益。只有经过有效地利用, 才能充分体现煤层气开发的经济价值, 进而支持煤层气开发的持续发展。因此, 合理、充分地将已开发出来的煤层气利用起来, 是煤层气开发的最终目的。自20世纪80年代以来, 我国已陆续建设了多项煤层气利用工程, 主要是在煤层气的提纯和储存, 以及煤层气民用, 煤层气生产化工产品、发电、汽车燃料等方面加以利用。
4 结语
综上所述, 未来低碳排放将成为经济社会发展的一个重要方向, 煤层气是一种新型洁净能源, 无论是在能源补充、降低矿井灾害方面, 还是在减少温室气体排放、保护大气环境方面, 其开发利用都是利国利民的好事。我国埋藏2 000 m以浅煤层气资源约占世界煤层气资源总量的13%, 可见, 中国煤层气发展潜力巨大。然而, 必须清醒认识到, 煤层气的综合开发利用是一个系统工程, 涉及的领域和专业非常广泛, 它将带动一个庞大产业链的互动。
摘要：在我国煤炭行业即将面临“低碳经济”重大历史机遇的新形势下, 根据多年来的研究成果与实际工作经验, 提出煤层气的综合开发利用是一项复杂的系统工程的观点, 它不仅能带动国家庞大产业链的互动, 还能有效地降低人类温室气体的排放。因此, 大力开发煤层气对环境保护与促进“低碳经济”发展有着重要的现实意义。
关键词：低碳经济,煤层气开发,产业链,洁净能源
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煤层气开发与利用 篇5
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。
煤层气开发与利用 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.