地面煤层气开发（通用7篇）
地面煤层气开发 篇1
摘要：在煤矿采动区地面煤层气开发钻井下套管过程中,为精确下放生产套管到指定位置,解决钻杆下放生产套管难提钻杆的问题,根据地面井钻井下套管的特点,研制了一套精确下放生产套管装置,较好地解决了精确下放生产套管的问题。在寺河煤矿、成庄煤矿及岳城煤矿地面煤层气开发钻井下套管试验中,煤矿采动影响后该悬挂装置极好地连接了二开套管与生产套管,保持了井身的畅通性,为煤层气抽采提供了保障,取得了较好的效果。
关键词：采动区,煤层气,悬挂生产套管,地面井
采动区地面煤层气开发是指在采煤工作面推至距地面井一定位置时,随着采煤工作面的推进,在采动卸压影响下进行煤层气抽采的技术[1,2,3,4,5,6]。采动区煤层气开发尚在试验研究阶段,而如何解决生产套管的悬挂防脱落是难题,目前用于处理生产套管的悬挂装置多服务于石油行业,其对于煤层气开发行业有其不适用性[7,8,9]。为此,需要研发适用于采动区煤层气开发的相关悬挂装置,以保证其实现精确下放生产套管到指定位置,在确保生产套管不脱落的同时,满足生产套管抽采煤层气的要求。
1 地面煤层气开发下放生产套管
采动区地面煤层气井采用三级套管井身结构,一开套管下至表土层下方10 m左右位置,套管与岩层之间采用水泥固井; 二开套管从地表至弯曲下沉带下部,与岩层间同样采用水泥固井; 三开生产套管不能再用水泥固井,而是在三开生产套管布置采气缝,用以抽采煤( 岩) 层的煤层气( 瓦斯) 。
为了下放生产套管,预先在二开的最下端一根套管底部的内侧焊接4 块挡套,4 块挡套在套管内侧十字对称布置( 见图1) ,然后下放二开套管并固井,待水泥凝固后再进行三开钻进。
在三开最上端一根生产套管外侧焊接一环形挂套,并在环形挂套下方同样焊接4 块十字对称布置的钢锥,如图2 所示。在三开最上端的生产套管上端连接两段螺纹短节,其中下紧上松螺纹短节( 见图3) 与生产套管连接,上紧下松螺纹短节( 见图4)上端与钻杆连接,以实现钻机正转。当钻机正转时,下紧上松螺纹短节为逐渐松开状态,钻机不能反转,反转会松开钻杆,易发生脱钻事故。
三开钻井结束后,用钻杆下放三开生产套管,在预计生产套管上的环形挂套快接近挡套时,需慢慢下放,以减少挡套上侧的冲击; 通过钻盘缓慢正转使十字对称的钢锥进入套管内侧十字布置的挡套空隙内,钻盘再进行正转便能松开三开生产套管上端的螺纹短节,然后上提钻杆,通过地面的拉力计可判断生产套管是否下放好,即下放悬挂生产套管到指定位置,如图5 所示。
2 试验效果
在晋煤集团成庄煤矿5310 工作面进行的地面井煤层气抽采试验采用了悬挂生产套管悬挂技术,加工的试验配件如图6 所示。
按照地面煤层气开发下放生产套管的方法,将生产套管顺利下放到指定位置,过采煤工作面后,覆岩移动仍然未将二开套管与生产套管悬挂装置损坏,保证了三开到二开的完整性,避免了由于三开生产套管破坏而影响煤层气抽采。在成功运用了采动区煤层气生产套管悬挂技术后,成庄矿5310 工作面的采动区影响井平均抽气量达到了8 000 m3/ d,抽气浓度达50% 左右,累计抽气量达100 万m3以上,极好地解决了采动区瓦斯治理难度大的问题。该技术在晋煤集团寺河煤矿、岳城煤矿均已试验成功。
3 结语
1) 采动区地面煤层气开发悬挂生产套管技术,解决了悬挂生产套管的难题;
2) 悬挂生产套管技术实现了二开套管与生产套管的连接,保证了井身的完整性,确保了地面煤层气顺利抽采;
3) 悬挂生产套管技术施工方便、安全可靠、控制性好,具有较好的推广价值。
煤层气资源及地面集输工艺 篇2
1 煤层气概述①
1. 1 资源
我国煤层气资源丰富,埋于2 000 m的煤层气资源量为36. 81 × 1012m3,是世界上第3 大煤层气贮藏国。每年采煤时所排放的煤层气约为130 亿m3,合理抽放量可达35 亿m3左右。除去现已利用的部分,每年仍有约30 亿m3的剩余量,加上地面钻井开采的煤层气50 亿m3,可利用总量约为80 亿m3,折合标准煤约为1 000 万t。如果用于发电,每年可发电近300 亿( k W·h) 。
到2030 年,我国煤层气产量有望达到900 亿m3。就节能效果而言,该值与1 个亿吨级煤田的原煤产量、1. 5 个三峡水电站的年发电量和1 个大庆油田的原油产量相当。
1. 2 发展现状
全球埋于2 000 m的煤层气约为240 ×1012m3,是常规天然气探明贮量的2 倍多,世界主要产煤国均十分重视开发煤层气。美国、英国、德国、俄罗斯等煤层气的开发利用起步较早,主要采用煤炭开采前抽放和采空区封闭抽放方式生产煤层气,产业发展较为成熟。在20 世纪80 年代初,美国开始试验应用常规油气井( 即地面钻井) 开采煤层气并获得进展,标志着煤层气发展进入新阶段。我国2002 年开始地面井商业化,2012 年地面井产量达到26 亿m3。
2006 年,中国将煤层气开发列入“十一五”能源发展规划,并制定了具体的实施措施。“十一五”期间,煤层气开发从零起步,施工煤层气井约5 400 口,形成产能31 亿m3。2010 年,煤层气产量达到15 亿m3,商品量为12 亿m3,新增煤层气探明地质贮量为1 980 亿m3,是“十一五”期间的2. 6 倍。
进入“十二五”后,中国煤层气产业发展势头强劲。截止到2013 年上半年,我国煤层气探明地质贮量为5 429 亿m3,全国共钻各类煤层气井约12 540 余口。根据 “十二五”规划,2015 年煤层气( 煤矿瓦斯) 产量达到300 亿m3,其中地面开发160 亿m3,基本全部利用,煤矿瓦斯采量达到140 亿m3。“十二五”期间,新增煤层气探明地质贮量10 000 亿m3,建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘2 大煤层气产业基地。
2 煤层气地面集输工艺及特点
经过多年煤层气田开发与实践,我国逐渐形成了一套有别于常规天然气田的集输工艺技术,主要采用分片集输,多井低压集气,单井简易计量,多井单管串接,集中增压,集中脱水处理和外输的煤层气集输工艺。工艺流程为井场—采集气管网—增压站—中央处理站—外输。井口套管产出的煤层气经油嘴节流、计量后进入集输管网,靠自身压力输送到集气阀组和增压站,在增压站内进行过滤、分离、增压等预处理后,通过外输管线输送至中央处理站进行再处理,合格的煤层气外输[1]。
煤层气田开发具有低产、低压、低渗透等特点,导致建井数量多,井网分布密集,整个气田处于低压生产状态,产出低,风险大。通过对大量煤层气采集气管道水力模拟计算可知: ( 1) 当井口压力为0. 2 ~ 0. 5 MPa时,水合物形成温度为- 55 ~ - 40 ℃ ,在集输压力下,水合物形成温度低于环境温度,表明集输管道内不会形成水合物; ( 2) 采集气管道流速控制在20 m/s以下,以减少管道内积液和摩阻损失,降低聚乙烯管的静电风险; ( 3) 煤层气采集输管线沿线相对高程差低于200 m时,地形的高低起伏对采集输管线压降的影响较小,可以忽略不计; 当高程差不小于200 m时,应考虑沿线高程差对管道压降的影响[1]。
3 集输方式
3. 1 直接进站式
直接进站式即每口气井( 单井) 通过各自独立的、合适的采气支管直接进入集气站( 见图1) 。这种方式的特点是气井间相互独立,没有联系,相互影响小,适合于高压、高产单井。由于采气管道长,造价高,管道建设工程量大,管理困难。因此,考虑到经济性和集气方式的适应性,这种方式并不适用于低产、短井距、低压的煤层气井[2]。
3. 2 串接进站式
串接进站式即用采气支管将相邻的几口气井汇合后,通过采气干管进入集气站( 见图2) 。这种方式的特点是简化了采气管网的建设,降低了工程造价,增加了集气站辖井数量,连接灵活,采气管道流量较大,流速较高,携液能力强,适应于低压、低产气田的开发[2]。此外,串接进站式缩短了采气管道长度,提高了采气管网布置对滚动开发的适应性,能够较大幅度降低采气管道建设成本,现场运行效果良好。
3. 3 集气阀组进站式
该方式是指相近气井的采气支管进入集气阀组处汇合后,根据需要进行计量,增压,脱水,然后再由集气管道进入集气增压站( 见图3)[2]。这种方式简化了集输工艺,井间影响较小,生产维护较串接进站式方便,但投资较后者高。
另外,该方式将井口的气体直接输送到集气阀组,简化了流程,最主要的特点是在集气阀组处无人值守,只需要定期巡检即可,减少了操作人员数量,对处于恶劣环境的气田尤为适用。
3. 4 串接与集气阀组进站式
在每口井均需单井计量的前提下,可采用集气阀组进站和串接进站相结合的方式,即局部串接和阀组进站相结合的集输方案( 见图4) 。该方案具有串接进站工程造价低的特点,同时还具有阀组井间影响小,运行维护方便的优点。
3. 5 存在的不足及解决办法
采用串接与集气阀组进站式集输系统开发煤层气时,在气田开发初期,同一条采气管道上的单井之间不存在由于压力不同而相互影响的问题。随着气田的开发,气井压力不断降低,后期就会出现因单井压力下降速率不同,导致采气管道因压力不平衡而不能正常工作[3]。
当井口压力低于采气支管的压力时,采气支管中的煤层气将反输到低压井,形成“倒灌”现象,导致有效输气量降低。针对这种问题,可以采取以下措施来增强串接与集气阀组进站式在气田的适应性: ( 1) 考虑在低压单井井口设置小型橇装式增压装置进行单井增压,使降压速率较快的低压单井煤层气能够进入采气支管; ( 2) 将具有相同压力、相同气质、同一批次气井尽量串接在同一条采气支管中; ( 3) 在井口处设置止回阀,保证采气支管中的气不会倒灌至低压井;( 4) 利用引射器,用高压井煤层气带动低压井煤层气,延长气田产气寿命; ( 5) 当集气阀组的压力不能达到输送压力要求时,考虑在集气阀组添加橇装式增压设备; ( 6) 在集气阀组处设置引风机,也能提高集气阀组集气效果,延长气田的寿命,提高气井收率[2]。
4 增压方式
4. 1 自然压力集输
靠气井自身压力对煤层气进行输送,主要适用于距离中心处理站较近、井口压力较高的煤层气田。其优点是投资少,缺点是气体流动缓慢,外供气压力低。
4. 2 单井增压
单井增压是指采出气在井场通过加压输送到集气站。目前这种情况仅用于老气田产气后期的改造,由于增压设备投资和管理费用高,运行条件复杂,而且大多气井产量较低,这种方式不能收到很好的经济效益,对新开发的气田已经不再采用。
4. 3 集中增压
集中增压是指在集气站设置压缩机进行增压,煤层气通过采气支管输送至集中增压站增压,一次增压至满足管道外输压力要求的方法。优点是可以从根本上解决距中央处理站较偏远区块气井的集输问题。缺点是投资大,且偏远地区供电、供水难,管理难度也大,适用于井口压力能满足不需加压就能达到集中增压站的气田。
4. 4 两级增压
两级增压是指在集中增压站和中央处理站进行2 次增压。两级增压通过优化压缩机出口绝对压力与进口绝对压力之比( 简称压力比,下同) ,可减少管道造价和能耗费用,这种工艺目前应用比较广泛。实践证明,这是一种很好的增压方式。
5 增压设备的选择
目前,煤层气田地面集输常用的压缩机主要有往复式、离心式和螺杆式。对于气源不稳定的煤层气宜选用往复式压缩机。如果进气压力比较平稳,可以选用螺杆式压缩机。当贫气较多时,应选用喷油螺杆式压缩机。由于煤层气田多在偏远的山区,有电网可用时,采用电动机作为驱动机; 没有电网可用时,原动机宜选用煤层气发动机[4]。
以山西寿阳区块南燕竹区煤层气开发项目为例,该工程负责150 口煤层气井的煤层气集输,最终建成年产0. 99 亿m3的煤层气生产能力。该区块平均单井采气量为1 600 ~2 000 m3/ d,井口压力为0. 05 ~0. 15 MPa,温度为10 ~20 ℃,采用集气站增压集输模式,将所辖150 口井采出的煤层气收集后在集气站增压,并且外输。集气站压缩机进口压力为0. 01 MPa,出口压力为4. 2 MPa,气井产气量波动较大。由实际生产可知,在低流量、高压力比的条件下,往复式压缩机优于其他2 种机型,比较适合煤层气低产、低压的生产需要,是该项目的优选机型。螺杆压缩机具有运转可靠性高,管理维护容易,检维修费用低,排气平稳,无气流脉动的优点,其流量和压力比能较好满足煤层气增压集输要求,可作为煤层气增压技术的优选设备,但由于螺杆式压缩机的输出压力不能满足4. 2 MPa的要求,所以不适用于此项目。离心式压缩机压力比小、流量适应范围小,不能适应压力比高、流量波动大的工况。
6 结束语
煤层气是高效洁净能源,是能源行业中发展空间巨大的新兴产业之一。开发煤层气资源是满足日益紧张的能源需求,优化能源结构,实现煤矿安全生产,降低温室效应,实现节能减排的重要手段之一。
地面煤层气开发 篇3
1 试验工作面概况
5310 工作面为综采工作面,地面标高919. 1~ 1 030. 8 m,工作面标高468 ~ 558 m。该工作面走向长2 559. 66 m,倾斜长245. 54 m,工作面平均煤厚5. 75 m,煤层倾角2° ~ 8°,平均倾角5°。5310 大采高工作面东西两边均为实体煤,北部与王坡矿3212工作面相邻,南邻5106、5102、5103、5104 巷( 已掘进至设计位置) ,北至成庄矿矿界。
煤层老顶为粉砂岩,厚度7. 07 m,深灰色,较致密,含植物碎屑化石; 直接顶为0. 13 m厚的煤线和页岩( 灰黑色,致密性脆,含云母节理,厚0. 85 m) ;直接底为泥岩,灰黑色,中厚层状,含植物化石,岩芯完整,厚度0. 90 m; 老底为粉砂岩,灰色,石英长石为主,含少量云母,厚度2. 95 m。
地温为12 ~16 ℃,冲击地压为11. 28 ~11. 82 MPa;煤尘无爆炸危险。
回采0 ~ 1 230 m区域,煤层原始瓦斯含量为10. 0 ~ 8. 7 m3/ t; 回采1 230 ~ 1 880 m区域,煤层原始瓦斯含量为8. 7 ~ 8. 0 m3/ t; 回采1 880 m至终采线区域,煤层原始瓦斯含量为8. 0 ~ 7. 0 m3/ t。
工作面采用走向长壁综合机械化采煤工艺,垮落法控制顶板,工作面平均日推进6 m。
2 地面井优化设计
由于采场不同位置的岩层移动对地面井结构的影响不同,故地面井负压抽采效果也不同。根据地面井结构稳定性和抽采流场分布的要求［4－6］,将试验井布置在采面回风巷偏向采空区侧60 m附近的区域,如图1 所示。
采动区地面井要能够承受采场上覆岩层剧烈运动的影响,因此,其井型结构采用了逐级优化的设计方案,对地面井的井径、套管选型、水泥环参数、地面井分级深度及完井工艺等进行了专项设计［7－8］。优化设计的成庄矿地面试验井的井型结构见图2。
3 试验效果
3. 1 抽采效果
成庄矿采动区试验井于2012 年10 月24 日开始钻井,11 月25 日钻井结束,2013 年1 月5 日开机短暂试运行。2013 年3 月6 日开始进行连续抽采,此时回采工作面已推过钻井位置约410 m。3 月6 日至4 月6 日期间的煤层气抽采数据变化规律如图3所示,瓦斯纯量平均能保持在5 m3/ min,瓦斯浓度平均保持在50% 以上。
从图3 中能看出,在抽采开始阶段,瓦斯纯量与瓦斯浓度均逐渐增大,在抽采5 d后,瓦斯浓度趋于稳定; 而瓦斯纯量有较大起伏,在整个过程中,抽采负压维持在60 k Pa左右。3 月18 日,瓦斯纯量突然出现较低的现象,之后逐渐回升到正常状态,分析认为这是由于设备稳定性原因导致的。
地面井抽采煤层气纯量与浓度随回采工作面相对位置的变化规律如图4 所示。由于进行连续地面抽采时回采工作面已经推过钻井位置约410 m,此时地面井所在位置已经处于工作面后方形成的采空区内,工作面与钻井的相对位置关系对地面井的抽采量影响不大。图4 中初始阶段的瓦斯抽采纯量和浓度波动是由抽采系统的逐渐平衡和稳定过程造成的。
随着工作面的不断推进,工作面距井位不同距离时,53102 回风巷平均瓦斯浓度分布见图5,可以看出,在工作面推至井位时,整体趋势显示为回风巷前方10 ~ 15 m内的瓦斯浓度较低。结合地面井现场观测时发现,在工作面推进到地面井位置附近时,由于采动裂隙场形成了充足的瓦斯流,并且瓦斯较轻向上涌,会出现瓦斯浓度较低的现象。
3. 2 钻井结构变形情况
为了对回采过程中地面井的变形规律进行动态分析,运用钻孔电视探头和钻孔探锤( 见图6) 对试验钻井不同深度处的变形情况进行了动态探测,其结果见表1、图7 ~ 8。
由表1 可知,随着回采工作面的推进,地面井由深至浅逐渐发生套管变形,不同井深位置套管的变形、破裂情况不同; 总体上呈现变形发生位置由下向上逐渐发展,变形程度逐渐加重,并呈现由轻至重再至轻的规律。
3. 3 试验效果分析
从试验地面井的钻井结构变形和抽采数据分析可知,采动影响下地面井结构发生了不同程度的变形,造成不同井深位置处的套管发生不同程度的变形和破裂。虽然套管发生了一定程度的变形,但地面井井身依然保持畅通状态,能够连续进行煤层气的抽采。采空区煤层气抽采浓度达到50% 以上,效果良好,有效地缓解了成庄矿5310 工作面瓦斯涌出量大的问题,降低了矿井总回风瓦斯超限的压力。
4 结语
1) 晋城矿区单一开采煤层条件下的采空区煤层气地面抽采浓度可达50% 以上,效果良好。
2) 采动区地面井的井身结构在采动影响下将发生一定程度的变形,但只要井身保持畅通,均能进行较有效的抽采。
地面煤层气开发 篇4
1 采动影响井经济效益分析
煤层气开发项目经济核算一般包括:固定资产投资, 流动资金及贷款利息, 采气成本及费用预测, 各项税收, 销售收入预算等[6,7]。
1.1 投资成本
1.1.1 地面建设投资
地面建设投资指煤层气开发区块内的集输、压缩、供水供电、交通等投资, 其计算公式如下:
式中:I1为地面建设投资, 万元;r1为采动影响井井口设备费用, 万元;w1为井口数;r2为集气站费用, 万元;w2为集气站个数;r3为压缩站费用, 万元;w3为压缩站个数;r4为集输管线单价, 万元/m;l4为集输管线长度, m;t为其他工程投资 (包括供水供电及修路等费用) , 万元。
1.1.2 地面井完井成本
采动影响井完井成本包括钻井工程费、完井工程费和其他费用 (征地补偿及安置费、工程保险费等) 。因此, 可按采动影响井的井深作为计算标准, 投资总额可按下式计算:
式中:I2为完井成本, 万元;h1为采动影响井的平均深度, m;a1为生产井单位成本定额, 万元/m;b1为完井工程费用, 万元;z为其他费用, 万元。
1.1.3 采气成本
采气成本包括工人工资、修理费、折旧费, 以及抽气过程中的材料费、燃料费、动力费等其它直接费用, 可按下式计算:
式中:I3为采气成本, 万元;c1为折旧费、修理费及工资, 万元;d1为材料费、燃料费、动力费, 万元;r为其他直接费用, 万元。其中, 折旧额= (固定资产+建设期利息) × (1-残值率) /折旧年限。
采气过程中各项费用还包括:管理费用、销售费用、财务费用, 以及按国家规定交纳各种税金。
1.1.4 流动资金及贷款利息
1) 流动资金:按固定资产的比例估算方法确定。采用扩大指标算法, 取流动资金占固定资产投资的1%~4% (取3%) , 即:
式中I4为流动资金, 万元。
2) 建设期利息成本:指在建设期内投入资金或占用资金应付的贷款利息。考虑到资金的时间价值, 按有效年利率计算:
式中:N为有效年利率, R为名义年利率, m为每年计算次数。
1.1.5 各种税金
1) 增值税:税率为13%, 根据财政部、国家税务总局《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》 (财税[2007]16号文件) 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。
2) 城市维护建设费:按应交纳增值税额的5.0%计算。
3) 教育费附加:按应交纳增值税额的3.0%计算。
4) 所得税:按利润总额的25%计算。根据规定, 亏损当年不交所得税, 且年度亏损可以用下一年度的利润弥补;下一年度利润不足弥补的, 可以在5年内用所得税前利润弥补。延续5年未弥补的亏损, 用所得税后的利润弥补。
1.2 收入分析
收入应包括两部分:实际的销售收入和政府补贴。煤层气产品销售收入由煤层气销售总量和销售价格决定。根据常规天然气的市场销售经验, 煤层气商品可取96%作为预测值。根据我国的国情, 政府的补贴可作为煤层气开发收入。因此, 其收入额计算如下:
式中:V为煤层气的销售收入, 万元;V1为实际销售收入, 万元;V2为政府补贴, 万元;u为单井采气量, 万m3/ (井·a) ;p为煤层气单价, 以1.15元/m3计;s为政府补贴的单价, 以0.2元/m3计。
2 采动影响井安全效益分析
抽采的煤层气不仅可作为重要的洁净能源, 还对煤矿生产安全具有重要的作用。另外, 煤层气开发利用安全效益还体现在减少煤矿瓦斯治理费用, 提高煤矿开采效率等方面[8]。
2.1 减少矿井安全投入费用
矿井安全投入费用是煤炭企业生产成本中的重要部分。煤层气开发利用采用了采前地面预抽或采动过程中的采动区卸压抽采, 不仅降低了采煤时的煤层瓦斯含量, 提高了瓦斯抽采率, 同时也缩减了一定的矿井安全建设投入。减少的矿井安全投入费用C总计算方法为:
式中:Ct为地面煤层气抽采条件下井下钻孔单位长度所需费用, 寺河矿取120元/m;l未为未实施地面煤层气抽采井下吨煤钻孔长度, 寺河矿取0.236 m;l已为地面煤层气抽采条件下井下吨煤钻孔长度, 寺河矿取0.228 m;Q为矿井的生产能力, 寺河矿取1 200万t;C其他为其他辅助费用, 取采用地面井抽采后井下减少抽采费用的25%。
2.2 提高煤矿生产效率
晋煤矿区通过采用采动影响井抽采技术, 工作面产煤效率得到大幅度的提高, 为企业创造了可观的价值, 计算公式如下:
式中:Vie为某年实施煤层气抽采后生产能力提升所创造的价值, 元;pm为煤的市场单价, 元/t;v2为实施煤层气抽采后工作面的回采速度, 寺河矿取10 m/d;v1为实施煤层气抽采前工作面的回采速度, 寺河矿取9.985 m/d;l为采煤工作面的长度, m;h为采高, m;ρ为煤炭密度, t/m3。
3 应用实例
应用以上的分析结果, 对晋煤集团寺河矿的采动影响井抽采效益进行分析。
3.1 地面井投资
1) 地面建设投资:
2) 完井成本:
3) 采气成本:
4) 流动资金:
5) 各种税金:
3.2 经济和安全效益
1) 煤层气的收入:
2) 减少矿井安全投入费用:
3) 提高煤矿生产效率创造的价值:
寺河矿采动影响井经济效益分析见表1。按煤层气的经济效益来分析, 其投资年收益率为: (收入-投资) /投资= (2 151.6-2 071.44) /2 071.44=3.87%。且有较好的安全效益。
4 结语
1) 根据采动影响井的工艺特点, 对采动影响井的投资、回报的经济可行性进行了分析, 给出了采动影响井的经济效益分析计算方法, 证实了采动影响井瓦斯抽采在经济上是可行的。
2) 分析了采动影响井抽采后对减少矿井安全投入及提高煤矿生产效率等间接经济效益, 采动影响井抽采后间接效益较为可观。
3) 通过经济及安全效益的系统分析, 可为采动影响井的开发提供依据, 具有较好的参考价值。
参考文献
[1]杨永国.煤层气项目经济评价理论与方法研究[D].北京:中国矿业大学, 2000.
[2]黄维和, 王玺.浅谈煤层气开发的经济评价[J].中国煤层气, 1997 (1) :48-50.
[3]蔡敏.当前技术经济条件下中国煤层气产业规制研究[D].北京:中国地质大学, 2010.
[4]付军辉, 林府进, 孙海涛, 等.采动区地面煤层气开发悬挂生产套管的研究及实践[J].矿业安全与环保, 2014, 41 (3) :82-84..
[5]李日富, 赵国栋.采动影响稳定区煤层气储层空间计算方法[J].矿业安全与环保, 2013, 40 (2) :8-11.
[6]刘国伟, 苏现波, 林晓英, 等.煤层气勘探开发一体化经济评价模型[J].河南理工大学学报:自然科学版, 2007, 26 (5) :516-521.
[7]张明.煤层气井下抽采项目技术经济评价理论研究[D].焦作:河南理工大学, 2011.
地面煤层气开发 篇5
瓦斯是引发矿井瓦斯喷出、煤与瓦斯突出和瓦斯爆炸事故的主要诱因。中国从20世纪90年代开始煤层气开发技术及工程应用研究, 已取得了一定的进展和技术突破, 采用地面钻孔和井下抽联合作业方式抽采瓦斯, 使矿井瓦斯抽采率达到30%。中国煤层赋存条件复杂, 高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井约占的1/3, 深部井问题更为严重, 防治瓦斯灾害已成为安全生产的重中之重。尽管矿井瓦斯抽采技术取得了长足发展, 但矿井瓦斯灾害仍是威胁煤矿安全生产的主要隐患, 究其原因, 除了安全生产管理因素外, 更主要的是因为中国多数煤层属低渗低透煤层, 煤层瓦斯渗透性较差, 采用常规的地面钻孔和井下抽放措施, 仍不能达到预防矿井瓦斯事故的目的。因此, 需进一步整合一系列先进工艺技术、优化设计和工程试验实践效果评价, 并最终形成一套适用于矿井地面钻井辅助消突与负压抽采利用工程技术体系。这样既可降低矿井生产过程中的瓦斯浓度, 预防矿井瓦斯灾害, 又可减少煤层瓦斯的直接排放量, 提高能源的利用率。
1 煤矿利用地面定向消突新工艺及新技术概述
煤与瓦斯突出是一种复杂的矿井瓦斯动力现象。煤与瓦斯突出的地质因素主要包括:地质构造、煤体结构、煤层厚度及其变化等。目前, 对于井下石门或巷道掘进时揭煤存在安全风险的矿井, 大体采用井下钻孔卸压抽采瓦斯的方法。这种方法存在钻孔工程量大、施工困难、成本投入高及抽采时间长等问题, 影响正常生产规划, 且有可能在钻孔过程中, 发生孔内瓦斯突出和瓦斯超限事故的问题。特别对于向更深水平开拓的矿井, 煤层瓦斯含量高、压力大, 采用常规井下预抽的方法, 产生的问题尤为突出。此外, 早在1993年晋煤集团就与美中能源合作, 在国内率先引进地面煤层气开发技术, 经过20 a多的探索和发展, 瓦斯抽采和利用技术已日趋成熟[1]。
近年, 随着高瓦斯矿井掘进速度及开发规模的加大, 在掘进或回采过程中, 井下一些复杂地质构造区域, 容易富集瓦斯, 造成局部区域瓦斯突出, 针对这一现象, 晋煤集团加大试验力度, 与科研院所合作, 尝试着整合了一系列先进工艺技术、优化设计和工程试验实践效果评价, 并最终形成一套适用于矿井地面钻井辅助消突与负压抽采利用工程技术体系, 为地面辅助定向消突钻孔瓦斯抽采提供了更加经济、便利的条件 (见图1) 。
1.1 径向井辅助消突技术
利用原有井场、井筒及地面集输流程, 对煤层气衰竭井定向改造, 钻杆以极短的弯曲半径通过转向器实现从垂直方向到水平方向的转向, 在煤层中朝向瓦斯突出方向钻进 (见图2) 。在水力压裂措施实施之前, 为加大井筒与煤储层的渗流通道, 同时也为确保水力压裂措施顺利实施, 通常需增加常规射孔作业, 之后再进行水力压裂改造措施。通过对水力压裂工艺进行改进, 可确保沿着径向孔方向诱导水力压裂裂缝, 增加水力压裂在煤层中形成的裂缝数目, 延长在煤层中的有效压裂裂缝长度, 并使支撑剂填充在有效的煤层裂缝中。在煤层中钻长孔, 可有效增加孔与煤储层的接触面积。
在煤层中朝向瓦斯突出区域喷射出直径30 mm~50mm、长度100 m左右的径向水平孔, 最大限度沟通煤层源生裂隙, 延伸到瓦斯突出区域, 提高煤层气采收率。
1.2 L井定向辅助消突技术
该技术解决巷道及岩行掘进中瓦斯突出, 技术思路是在煤矿区的采煤规划区选择5 a后回采的区域布置L型煤层气抽采井, 前期通过排水降压采气的方式实现煤层气的地面抽采, 达成煤巷掩护掘进和煤层中的瓦斯超前预抽目的, 后期安装负压抽采设备, 采取井下上联合抽采模式, 最大可能提高采收率, 实现煤巷掘进掩护和采煤过程中瓦斯突出危险性的消除。
L型井定向消突原理是在合适位置沿规划的掘进巷, 提前布置井位, 排采井位于掘进巷前端, 在排采井后方1 000 m布置施工工程井, 在见煤点或稍后于排采井对接后继续施工顺煤层钻孔直至终孔, 终孔长度>800 m, 要保证排采井与工程井对接点处于煤孔的最低点处, 以便孔内水能顺利排出 (见图3) [2]。
1.3 定向压裂辅助消突技术
充分利用地面井场, 避开瓦斯突出区域地面条件限制, 定向压裂辅助消突技术是沿着煤层特定方向钻达瓦斯突出区域钻井及压裂工艺技术。采用该技术可充分利用地面井场, 避开瓦斯突出区域地面不利条件限制 (见图4) 。
压裂后增加煤体透气性, 提高瓦斯抽采率, 瓦斯超标率大幅度降低, 改善了井下工人劳动环境, 实现了巷道快速掘进和工作面安全高效回采, 缓解了矿井采掘接替紧张的局面, 降低了粉尘量, 改善了井下作业环境, 大大改善了煤矿安全生产、安全技术装备条件, 降低煤层的瓦斯压力, 消除瓦斯突出风险, 提高井下及井上抽采量。
2 工程实例
寺河矿隶属于山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司, 是目前晋煤集团的主力矿井之一, 为国家“九五”期间重点建设项目。寺河井田南北走向长平均12km, 东西倾斜宽平均14.4 km, 面积为173.2 km2。井田划分为东井区和西井区2个井区分别进行开拓建设, 其中东井区为生产区域, 西井区为基本建设区域。矿井瓦斯涌出量较大, 目前为晋煤集团绝对瓦斯涌出量最大的矿井。随着采掘延深, 煤层瓦斯含量和突出危险性不断增加, 矿井瓦斯治理难度越来越大, 瓦斯隐患已严重威胁矿井安全生产;在充分利用现有地面抽采系统和井下抽采系统的基础上, 进一步加快加大抽采系统建设, 尽早实现区域预抽到位, 以抽定掘、以抽定采, 确保“抽、掘、采”良性循环, 最终实现煤与瓦斯共采, 达到矿井本质安全型目标, 实现寺河矿的长治久安、和谐发展[3]。
此次试验地点选择在寺河矿西井区南北掘进巷, 该掘进巷位于磨掌向斜, 地质构造复杂, 多断层, 厚度6 m左右, 煤层倾角2°~10°, 瓦斯突出严重, 经过地面近10 a预抽, 原煤瓦斯含量下降至12.5 m3/t, 据测算掘进巷道前方瓦斯含量降至8 m3/t以下时, 巷道方可前进。为此, 针对该区域煤层赋存特点, 在原有地面钻井瓦斯抽采的基础上, 利用多种新工艺新技术定向辅助消突及负压抽采, 对瓦斯突出区域进行地面定向辅助消突和煤层瓦斯井上下负压抽采卸压, 着力解决采掘缩短揭煤工期的问题。
2.1 地面原有井位分布
为消除井下瓦斯超限、突出风险, 充分利用地面原有预抽井场地, 在P-92 (预抽井号) 井场上布置定向压裂消突井, 其煤层顶板标高274 m (见图5) , 在P-86井场布置L型定向消突井, 其煤层顶板标高277 m附近, 两口井在施工过程中要结合井下掘进进度, 安排地面定向消突井施工时间, 充分发挥地面定向井消突的长处, 尽可能扩大井下瓦斯消突半径, 确保井下安全生产。
2.2 负压抽采
根据井下采掘进度, 两口井服务期限在6个月到1 a的时间, P-92井的完井时间在2014年3月, P-86井的完井时间在2014年4月, 借助定向压裂等增产工艺, 有效沟通了主、次生裂隙, 改善了煤层渗透性, 提升井上下瓦斯抽采量, 大大降低井下瓦斯突出风险。在地面原有井场, 充分利用地面集输流程, 安装地面负压抽采设备, 最大限度提升地面煤层气的采收率, 日产气量500 m3~1 000 m3 (见图6) , 瓦斯浓度达89%。P-86井服务时间9个月, 该井地面累计抽采量约80×104m3。同时, 由于地面增产技术施工, 井下瓦斯抽放量进一步提高, 达到井上下联合抽采, 减少矿井采掘中瓦斯突出风险[4,5]。
3 结语
a) 为降低井下掘进中煤层瓦斯突出区域的瓦斯含量, 借助L型井、径向井及定向压裂技术, 既能提高井下钻孔瓦斯预抽区域半径, 又能充分利用地面煤层气井的集输设备, 提高煤层气井采收率。达到利用原有煤层井场从地面定向辅助消突效果, 这些新技术的利用能减少井下钻孔消突的工程量, 降低井下巷道区域局部消突成本, 提高煤层气井采收率。借助新技术定向消突能很好地解决煤矿井下安全高效生产和采掘接续的问题;b) 从试验数据来看, 综合利用多种技术能达到消除井下瓦斯突出风险, 但地面定向消突井受井下采掘工期影响大, 服务时间一般在3个月到12个月。有待进一步研究地面定向消突井的施工时机, 延长地面定向消突井的生产周期。
摘要：叙述了煤矿利用的地面定向消突新工艺及新技术, 并结合工程实例对其进行了分析, 指出对其的应用提升了突出矿井的瓦斯灾害治理水平, 通过地面煤层气设备的二次利用, 降低了矿井瓦斯抽采的成本, 又能获得良好的经济和社会效益。
关键词：煤层气井,径向井技术,定向消突,负压抽采
参考文献
[1]申宝宏, 陈贵峰.煤矿区煤层气产业化开发战略研究[M].北京:中国石化出版社, 2013.
[2]徐建军, 韩保山, 吴信波, 等.地面钻井辅助消突与瓦斯抽采一体化工程实践[J].煤炭科技, 2014 (8) :23-26.
[3]张志义.晋煤集团高瓦斯矿井煤层气抽采及利用效果[J].煤炭技术, 2008, 27 (11) :91-92.
[4]周昀涵.地面钻井抽采瓦斯的技术研究和发展[J].能源技术与管理, 2011 (2) :32-34.
地面煤层气开发 篇6
晋城矿区生产矿井多为高瓦斯矿井, 其中寺河矿井瓦斯绝对涌出量为1 410.8 m3/min, 是全国之最。目前采取了地面预抽、井下本煤层抽放、顶板钻孔抽放及采空区埋管等瓦斯抽放方法, 但在回采过程中回风及上隅角瓦斯仍有超限, 给矿井安全生产带来了隐患。
针对高瓦斯现状, 晋煤集团在采动直井基础上研究试验了地面采动区L型井抽采技术[1], 即在地面利用定向钻井技术, 在煤层顶板裂隙带施工L型井 (相当于多口采动直井) , 替代井下高抽巷抽采采煤工作面煤体卸压瓦斯, 使上隅角瓦斯浓度控制在安全范围内, 消除瓦斯隐患。
本次实验地点位于山西省晋城矿区寺河矿。寺河井田含煤地层主要有石炭系上统太原组和二叠系下统山西组, 共有煤层21层。其中3#和15#为可采煤层, 5#、6#、9#、16#为局部可采煤层。目前主采3#煤层, 该煤层倾角2°~10°, 平均5°。东井区3#煤层平均瓦斯含量为9.03 m3/t, 瓦斯压力为0.1~0.29 MPa。
1 研究基础
1.1 须解决的3个问题
问题1:如何确定最佳井位和层位、最优井径?问题2:如何解决大井径、层位导向钻进及裂隙疏通?问题3:如何计算抽采量、搞好设备选型和安全抽采?
1.2 解决方案
1.2.1 地面采动区L型井关键参数优选
(1) 采动覆岩移动破坏规律及“竖三带”理论, 确定最佳的采动区层位导气裂隙带。
(2) 采用采动裂隙监测、相似模型及模拟技术, 并实测地面下沉量, 确定最佳的地面采动区L型井的井位。
(3) 基于岩石力学和套管破坏模式, 建立耦合模型, 通过全程取芯钻井进行最大水平岩移的监测, 根据覆岩走向水平最大位移, 确定最佳井径为Ø200 mm。
1.2.2 地面采动区L型井钻完井技术
采用MWD技术, 保证在导气裂隙带并靠近回风巷钻进;保证井眼轨迹沿下山钻进。
1.2.3 建立采动井地面安全抽采规范
编制采动区地面井抽采安全操作规程, 规范采动区地面井抽采的安全操作, 包括:采动区CH4报警浓度35%、停机浓度30%, O2报警浓度6%、停机浓度8%, CO停机浓度60×10-6。另外, 对采动抽采停机负压-70 k Pa的取值重新做了试验和取值。解决方案路线如图1所示。
2 地面采动区L型井关键参数优选
2.1 采动覆岩移动破坏规律及“竖三带”研究和层位确定
对上覆岩层进行研究分析, 建立关键层载荷模型;对覆岩“三带”分布规律, 即垮落带、裂隙带和弯曲下沉带建立垮落高度计算模型, 进行组合梁分析, 确定关键层, 修正垮落高度, 覆岩沉降位移模型可解出任意点沉降位移量。“竖三带”分布及关键层划分如图2所示。
煤岩强度:抗压强度19.5~119 MPa, 抗张强度0.06~2.34 MPa;煤岩泊松比0.18~0.42, 平均0.33;煤岩体积压缩系数 (1.8~2 020) ×10-4MPa-1, 孔隙压缩系数为0.12~0.96。X1探井取芯实验结果如表1所示。
2.1.1 建立关键层载荷模型[2]
式中:qn为关键层载荷, k Pa;E为弹性模量, MPa;γ为密度, k N/m3;h为岩层厚度, m;n为岩层数, 层。
2.1.2 覆岩“三带”分布规律
(1) 建立垮落高度:
式中:H裂为垮落高度, m;M为采厚, m;c为修正值, 单煤层开采取2.2 m。
(2) 组合岩梁理论:
根据组合岩梁理论[3], 确定关键层, 修正垮落高度H裂。
(3) 覆岩沉降位移:
式中:w0为岩层移动稳定后最大下沉量, m;x为距煤层开采边界距离, m;s为岩层断块长度, m;r为采动影响半径, m。
2.1.3 绘制“勾连剖面图”
对3313工作面原分布的地面煤层气井绘制“勾连剖面图”, 分析3#煤层上方50~70 m范围内岩层分布和岩性特征。巷道剖面如图3所示。
2.2 采动裂隙分布规律研究和井位确定
建立相似模型, 研究采动裂隙分布, 然后进行数值模拟。并进行现场实测, 获得下沉量和工作面推进距离之间的关系, 确定3313工作面“O”型圈分布范围和导气裂隙带空间范围, 展绘到空间图形中, 实现了井位的精确定位。
2.2.1“O”型圈
根据寺河矿实际需求以及地质状况, 遴选出合适的施工试验位置, 给出了采动岩体裂隙分布的定量描述方法, 包括纵向裂隙的动态分布和离层裂隙的动态演化及其“O”型圈分布规律等。根据3313工作面长度264 m、上覆盖层平均厚度500 m, 确定3313工作面“O”型圈的最佳分布范围为靠近回风巷测40~70 m。
2.2.2 导气裂隙带高度
寺河矿采用垮落式长壁开采工艺, 一次采高6 m, 预计导气裂隙带位于6~8倍采高的位置。寺河矿在3313工作面上覆岩层6倍采高左右35~40 m处巷施工高位钻孔, 经测算, L型钻孔施工层位采取8倍采高以上岩层, 并定于3#煤层以上50~70 m范围内。
3 地面采动区L型井结构
L型井结构如图5所示。
采动区地面井选用大口径的厚壁套管、水泥环的厚度以10~40 mm为宜;采用三开井身结构, 钻井直径不小于200 mm;设计完成了“局部固井、悬挂完井”及L型顶板定向井等多种不同方式的地面井井身结构。
4 地面采动区L型井安全抽采技术
4.1 合理安全抽采负压的确定
4.1.1 工作面瓦斯涌出研究
寺河矿综采工作面采用垮落式长壁开采工艺, 工作面推进速度对顶板下沉量产生影响。
3313工作面回采时, 由工作面进风巷进入工作面的风量, 一部分经工作面后从回风巷排出, 另一部分风量进入工作面采空区, 并携带采空区内的瓦斯从工作面后部及上隅角返回至工作面风流中。采空区浅部松散带受工作面漏风影响, 该区域的瓦斯处于紊流状态, 受压差作用向回风中运移, 直到流入回风巷随风流带走。采空区后部为过渡带和压实带, 该区域的瓦斯处于层流状态。工作面采空区“横三带”瓦斯流动情况如图6所示。
4.1.2 CFD地面井抽采数值分析模型
通过程序建立CFD地面井抽采数值分析模型如图7所示, 分析地面井抽采条件下采空区氧气浓度分布如图8所示。
从图8可以看出, L型井以50 k Pa抽采运行时, 在1#测点上O2分布已接近安全值。由此得出抽放速度为400~650 L/s、抽采压力为40~50 k Pa是较安全的抽采参数。
4.2 地面抽采及安全监控、防护系统设计
4.2.1 地面井抽采系统压损计算
计算公式[4]:
选取参数:混合量Q=2 900 m3/h, 管路长度1 500 m, 管路内径20 cm, 相对密度0.732, K0=0.47。经计算, 井口压损约10 k Pa, 井口合理负压60 k Pa。
泵型选择:移动真空泵, 排量40.8 m3/min, 极限真空度3.3 k Pa, 配用电动机功率75 k W。
4.2.2 监控系统
监测参数:CH4浓度、O2浓度、抽采负压、抽采流量、抽采气体成分等。
监控设备:孔板流量计、GD4型瓦斯抽放多参数传感器 (监控抽放浓度、负压、温度、压差、纯流量和混合量等) 、O2传感器、CO传感器、监控分站和直流稳压电源等。
4.2.3 防控系统
安全防护因素:设备稳定、浓度超限、火灾、爆炸、静电、雷击等。
5 生产评估
为克服山区地貌不利条件, 便于集输管理, 在寺河矿3313工作面试验了煤层顶板裂隙带定向施工L型井抽采技术, 取得重大突破。连续抽采6个月, 平均抽采量22 m3/min, 抽采纯量3万m3/d, 最高浓度96%, 平均78%, 累计抽采纯量约350万m3, 取得显著的安全和经济效益。地面井运行前后工作面瓦斯浓度变化规律如图9所示。
6 结论
(1) 创立了煤矿采动区地面L型井抽采回采工作面瓦斯的全新抽采模式。抽采周期涵盖工作面回采全过程, 取得了良好的抽采效果。
(2) 实现了回采工作面采动区地面L型井抽采技术一定程度上代替高抽巷, 缩短了采掘接替周期, 降低了成本, 可解决上隅角和回风巷瓦斯超限问题, 保障了煤矿的安全生产。
(3) 优化了CH4、O2、CO、负压等主要抽采参数, 形成了监测监控安全抽采技术。煤矿采动区地面L型井在晋煤集团寺河矿投运后, 连续抽采6个月, 取得了显著的安全和经济效益。
摘要：根据采动覆岩移动破坏规律, 应用物理模拟、数值模拟、理论分析等方法, 研究确定了煤矿采动区地面L型井井位、层位和最优井身结构等参数, 并对定向技术、完井工艺、安全抽采技术进行了研究, 形成完善的煤矿采动区地面L型井抽采技术, 实现了采动区瓦斯连续抽采, 为解决上隅角和回风巷瓦斯超限问题提供了技术支撑。创立了煤矿采动区地面L型井抽采回采工作面瓦斯的全新抽采模式。抽采周期涵盖工作面回采全过程, 取得了良好的抽采效果。实现了回采工作面采动区地面L型井抽采技术在一定程度上替代高抽巷, 缩短了采掘接替周期, 降低了成本, 可解决上隅角和回风巷瓦斯超限, 保障了煤矿的安全生产。优化了CH4、O2、CO、负压等主要抽采参数, 形成了监测监控安全抽采技术。煤矿采动区地面L型井在晋煤集团寺河矿投运后, 连续抽采6个月, 纯量最高达35 m3/min, 平均22 m3/min, 抽采纯量达3万m3/d, 浓度最高达96%, 平均78%, 累计抽采纯量约350万m3, 取得了显著的安全和经济效益。
关键词：采动区覆岩移动破坏规律,井位,层位,井身结构,代替高抽巷
参考文献
[1]袁亮, 于斌, 王立兵, 等.一种用于瓦斯治理的地面复合L型钻井和瓦斯治理方法:CN201520039544.9[P].2015-07-15.
[2]孙海涛.采动影响下地面钻井的变形破坏机理研究[D].重庆:重庆大学, 2008.
[3]陈金华.采动区地面井套管损坏机理及防护技术研究[D].青岛:山东科技大学, 2011.
我国煤层气的开发与利用 篇7
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。