煤层气商业性开发

煤层气商业性开发（精选八篇）

煤层气商业性开发 篇1

关键词：美国煤层气企业,独立商业化开发模式,演化经济学

0 引言

独立商业化开发是指将煤层气作为非常规天然气资源的一种, 交由专门的煤层气企业来开发经营, 并借助市场机制完成商业化运作。美国、加拿大、英国、德国等都属于此类模式。其中, 美国的开发历史最为悠久, 成效也最大。

1 美国开发煤层气的背景

上世纪七八十年代, 石油危机对美国经济产生巨大的冲击, 能源成本的不断上升迫切需要美国政府调整能源策略, 积极引入替代能源, 以增强美国经济抵御能源危机的能力。而且在整个20世纪70年代, 美国大多数原油和成品油价格受到管制。1979年4月, 卡特总统宣布一项计划:1981年9月30日之前, 逐步取消石油价格管制。美国意识到, 如果对原油的暴利进行征税, 来支持替代能源的研究和开发, 必将促进这些能源的有效开发和利用。美国煤层气产业正是在这一大背景下, 被美国政府重视并作为新能源予以重点开发。

2 从演化经济学的角度分析美国煤层气企业的独立发展模式

《演化经济学与创造性毁灭》中纳尔逊温特提出:企业被视为一个用于决策目的的互动的惯例集合。这个集合的本质给予企业不同的身份, 这些惯例是在许多不同层次上以及企业行为的许多不同方面运用的, 它们体现了企业对其自身及其目标的认知。理论上将这些惯例集合分成三个宽泛的类型, 分别是生产惯例, 积累惯例以及创新惯例。这种思想是用“嵌入”的方法将企业纳入到产业中分析。

根据, 首先具体规定一个给定企业的成本条件, 而且所有的企业生产相同的产品, 但是转换过程的规模不变收益是不同的, 这个方法反映了不同企业特有的创新历史。而美国煤层气企业正好符合这个要求, 不同的企业生产出的煤层气都是基本同质的, 但是不同的规模不变收益在转换过程中不同。为了方便分析, 用pi-hi表示毛利, 在毛利与企业能力的扩张速率之间的关系中, 积累倾向fi反映了作用于投资和相应的融资之上的所有积累惯性。用πi表示保留的用于扩张的利润, εi表示外部融资数量与内部融资额的比例。此外, 我们选择合适的单位使得机器的价格为整数。这样得出了如下的公式:

通过分析公式可以得出:

第一、假设企业没有亏损, 即pi>hi, 我们先假设该企业会生存下去, 并且能够继续生产任何需求所需要的产出数量。同时假设企业具有正的利润, 那么它将根据公式 (1) 来扩张生产能力。

因此只要企业是盈利的, 通过市场机制它将会按照上述公式 (1) 来扩张自己的生产能力, 而不需要政府或者其他的过多干扰。所以美国利用市场机制来避免企业日后随意夸大成本而倒逼政府增加补贴;得到矿权之后, 美国政府对煤层气产业进行补贴, 使煤层气产业与天然气具有相同的市场竞争力, 这样煤层气产业从矿权的获得到生产再到通过管道进行销售等各个环节都能够充分利用市场来得到发展。

①政府对煤层气企业进行补贴的必要性。煤层气开采初期产量低, 只有政府进行补贴, 使其能够在市场上与天然气竞争来取得规模化发展。下图煤层气井和天然气井产量曲线。煤层气井在开始1到4年中产量逐渐增加达到最大值, 然后开始缓慢下降。天然气井产量则从一开始就很高, 随时间迅速下降。这样就会造成天然气井在开始几年能给投资者带来较高的回报率, 通常为煤层气井的2到3倍。让煤层气产业更难发展的是煤层气产业的发展初期的投资成本比较高, 而且开采技术比较复杂, 这些都使得煤层气的投资较天然气没有优势。

从《演化经济学与创造性毁灭》中关于价格与成本的分析可以得知如下分析。用δ表示替代率或者价格弹性或者市场壁垒的高低, 每一个企业的需求增长率:是平均市场价格, gD是每一个消费者群的共同的需求增长率。这种关系将需求增长的多样性, 与围绕平均市场价格的价格模式的多样性联系起来了。如果δ值较大, 因为消费者互动程度较高并且转换的壁垒较少, 价格的分散程度就相应的降低了。限δ趋向于无限大, 对具有一致价格的完美市场进行一次模拟;任何要价高于当前的企业将很快失去它的整个市场。

结合价格与成本的介绍, 对美国煤层气产业进行分析, 煤层气与天然气的共同用途使得它们有非常大的替代率, 也就是上述理论中δ趋向于无限大, 所以一旦煤层气的价格高于天然气, 消费者将会迅速全部转换成消费天然气, 这样煤层气企业将失去整个市场。因此为了是煤层气与天然气的销售价格一样, 政府必须对煤层气进行补贴。

②煤层气补贴标准的制定。政府首先从天然气行业得到行业一般的投资回报率和行业的收入水平, 然后让煤层气行业的一般投资回报率与收入水平一样, 这样只要确定了煤层气行业的平均成本就可以保证煤层气产业的收入加上补贴除去投资成本得到与天然气行业一样的平均回报水平。因此政府就会估计出煤层气行业的成本以后, 根据这个成本确定一个补贴水平。

③煤层气补贴资金的来源。在确定煤层气的补贴标准之后, 美国政府需要确定补贴资金从何而来。美国参议院在1980年出台《能源意外获利法》, 通过补贴来降低新能源的生产成本使其具有与天然气一样的竞争力。其中第29条款规定对煤层气等非常规能源用单位产量的所得税补贴值进行补贴, 补贴值与产量成正比, 且随着通胀系数进行调整。

④煤层气矿权的售出方式。为了避免企业日后随意夸大成本而倒逼政府增加补贴, 美国政府通过竞标的方式让企业获取矿权。有意向进入煤层气产业的企业会根据自己公司的情况进行判断是否参加竞标。这样, 能够中标的企业一定是经营成本最低的企业, 同时确保在当前补贴标准下盈利的企业。而且企业没有必要在日后去要求更高的补贴, 因为潜在的竞争者时刻有可能接手矿区。

第二、积累倾向与资本与动比例是负相关, 与融资参数πi和εi是正相关的。内部融资是增长的主要资金来源, 所以煤层气企业一旦实现规模化经营, 可以从企业内部取得增长需要的大部分资金。但是也没有拒绝同样重要的事实, 即资本也可以在市场上筹集。美国政府采取了下列的相关优惠政策来方便煤层气企业从资本市场筹集资金:

①煤层气企业在经营过程中需要大量的资金, 政府提供的资金支持保证了煤层气企业的资金来源, 使煤层气企业能够在市场机制中健康发展。

②煤层气矿井多位于农村地区, 所以企业从本地农村信贷部获得贷款比较容易, 贷款限额为15万美元, 贷款担保项目限额为1000万美元, 贷款的最长期限为30年, 1993-1995年提供贷款担保8.49亿美元, 其中直接贷款总额为1.6亿美元, 年利息为1%。

③煤层气生产企业中有好多小企业, 由于投资的风险比较大, 很难得到贷款。小企业管理局主要是为那些无能力获得私营银行贷款的小企业提供贷款担保, 从而使得银行愿意向这类小企业提供贷款, 节能项目可获优先考虑。1993-1995年小企业管理局共提供贷款担保215亿美元。

最后, 上述理论中企业的行为是静态的, 没有具体反映出企业的动态变迁过程。下面通过费希尔原理来揭示企业的变迁过程。《演化经济学与创造性毁灭》中关于费希尔原理的介绍可以以简化为下面的这个公式:

公式 (2) 说明了个体在整体中的经济变迁过程, 这里要注意的是:只有在经济行为具有多样性的情况下, 才能产生最优的经济变迁。而且从《演化经济学与创造性毁灭》中可以看出, 作为我们的复制者动态过程的一个隐含结论, 具有最低单位成本的企业将支配整个市场, 所有其他市场份额都将趋于零。其结果就是所有的个体群分布的二阶和高阶运动随时间趋于零。因此, 竞争摧毁了它所依赖的行为多样性。

综上所述, 维持竞争条件取决于持续创新的可能性。美国煤层气产业的发展, 要想发挥竞争在市场中的作用, 就必须引入更过的企业进行市场竞争, 从而使行为产生多样性。如果单独由政府控制, 将导致行为的单一, 不利于竞争与创新。

3 美国煤层气企业的发展模式带给我们的借鉴

首先, 煤层气在开发初期, 必须通过政府提供相应的扶植政策才可实现发展。

其次, 煤层气在发展初期要获得经济效益, 必须从开发、运输和利用环节全面推进, 在短期内快速形成完成产业链, 其中任何一个环节的缺失都有可能导致产业的失败。

最后, 由于煤层气在开发初期不具备商业价值, 要吸引企业进入这一领域, 必须要通过给予其一定的补贴。这里的问题是如何避免煤层气公司利用自身的信息优势而隐藏真实成本, 任意提高补贴。对此刻借鉴美国采用的竞争招标的方式。因此, 国家补贴政策是否能有效起到作用, 需要借助一个竞争性的市场来完成。

参考文献

[1]曹爱国.西山煤田煤层气资源概况及开发前景探讨[A].陕晋冀煤炭学会地质测量专业学术研讨会论文集[C].2006.

[2]陈先达.当前我国煤层气开发政策和产业化问题分析[A].2008年煤层气学术研讨会论文集[C].2008.

应优先开发煤层气 篇2

笔者认为，进行这两场“非常规天然气”革命非常必要，但必要性不等于可行性。我国能否同时取得煤层气、页岩气两场“革命”的胜利？笔者认为很难。因为我国“非常规天然气革命”的条件有限，无论管理体制、技术水平、财力还是物力投入都还有很大局限性。所以，国家投入这两场“革命”的力量应有所侧重，应以“煤层气革命”优先。

煤层气资源正在被大量浪费

煤层气是优质能源，但我国煤层气资源正在被大量浪费。煤层气是与煤共生伴生并赋存于煤层中的非常规天然气，一旦煤炭开采，煤层气就会散失进入大气中被浪费，可谓“稍纵即逝”。我国煤炭年产量早已超过30亿吨，伴随的煤层气浪费每年约200亿立方米。这相当于约两个西气东输一期工程的年输气量。如果用这些煤层气发电，能获得约等于三峡水电站一年的发电量。更严重的是，我国煤炭产量还在以每年约2亿吨的速度增加，煤层气资源的浪费相应在增加。

而页岩气赋存于页岩中，只要不开采页岩，页岩气就不会跑掉。在可预见的未来——至少未来几十年，我国可能不会开采这些页岩，但却不能不开采煤炭。所以，煤层气开采比页岩气开采紧迫。

我国能源结构严重不合理，但煤层气开发利用增速却非常缓慢。煤炭年产量、消费量占比都在70%左右，而天然气占比比世界平均水平低约20个百分点，非常规天然气占比更低。我国高碳能源为主的能源结构给CO2减排带来了巨大压力。作为重要非常规天然气的煤层气，地面开采利用严重滞后。

自上世纪90年代以来，我国在快速消耗煤炭资源储量的同时，相应地在快速地浪费煤层气资源储量。理论上，煤层气应该先于煤炭开采，地面开采应该优先于井下抽采。从煤层气利用讲，地面开采的利用率可达95%以上，而煤矿井下抽采的利用率只有30%左右，由于井下抽采的煤层气浓度低，绝大部分作为“废风”排入大气中；从煤矿瓦斯防治来看，地面抽采是治本的主动防治，而井下抽采是治标的被动防治。尽管国家规划2010年煤层气地面开采要达到50亿立方米，但实际开采量只有15亿立方米，不到规划量的1/3。而世界第二大产煤国——美国煤炭年产量不到我国的1/3，但其煤层气地面开采年产量多年稳定在600亿立方米左右，是我国2010年地面开采煤层气产量的近40倍。去年，我国煤炭年产量已近世界1/2，但我国地面开采煤层气产量利用量在世界地面煤层气开采利用总产量利用量中的份额却少到几乎可以忽略不计。

开采煤层气需要战略优先

我国煤层气地面开采从试验到商业开发已经20余年，却没有大突破、大发展，根本原因是我国没有把煤层气地面开采放到应有的优先地位。长期以来，宏观上“煤气一体化开采”的错误理念，导致了一系列后果：首先，煤层气开发秩序长期混乱。地方特别是有的产煤大省以此理念为由，与中央政府争煤层气矿权配置权，使得煤层气矿权与煤炭矿权搅合在一起，严重阻碍了煤层气田整装或区域性开发；第二，由于政策对地面开采支持力度小，一些拥有煤层气采矿权的企业因开采不盈利而推迟煤层气开采，煤炭企业却又等不及煤层气开采后才开采煤炭；第三，“十一五”时期，国家给予的150亿元煤矿瓦斯治理资金大多用在了国有重点煤矿的井下瓦斯抽采上，民企得不到资金支持，导致矿区地面煤层气开采资金投入严重不足；第四，与美国等国相比，我国煤层气地面开采政策支持力度太小，特别是中央政府补贴太少，相关企业因无利可图甚至亏损而不愿勘探、开采煤层气。

2011年底有关部门公布的相关“十二五”规划要求，2015年我国煤层气地面开采产量目标为160亿立方米。但从目前的情况看，如果不树立“煤层气优先开采”的政策理念，不对相关政策法规作出调整，如果将有限的财力、物力、人力平均分配给页岩气、煤层气开采，如果不给煤层气企业以强劲的探采动力，却要求全国地面开采煤层气产量5年内增长10倍，那是不可能的。

煤层气开采易于页岩气

煤层气是我国煤矿安全生产的重大事故隐患，而页岩气对煤矿安全生产没有影响。2011年，我国煤矿瓦斯事故死亡533人，居世界之首，是美国的约100倍。其主要原因是，煤层气地面开采量太少，区域上煤矿瓦斯含量背景值很高，造成高瓦斯矿井、双突矿井多，瓦斯事故隐患防不胜防。国家《煤矿安全生产“十二五”规划》要求，2015年全国煤矿瓦斯事故起数和死亡人数比2010年都要下降40%以上，其重要措施之一是对煤矿瓦斯治理“先抽后采、抽采达标”。但目前，多数矿区仍然没有进行地面抽采瓦斯，瓦斯事故隐患仍在。而页岩气远离煤层，不对煤矿安全生产构成直接威胁。

煤层气排空成为重大污染源，但頁岩气不存在这一问题。煤层气的温室效应是CO2的21倍。如前所述，我国每年有大量煤层气排入大气中，国家的环境保护压力正在不断加大。但由于不存在采页岩气与页岩的冲突，页岩气不会被排入大气造成污染。所以，页岩气开采就没有煤层气开采那样急迫。

煤层气开采比页岩气开采容易，不能舍易求难。从埋深看，煤层气埋深比页岩气浅得多，煤炭埋藏深度一般在2000米以浅，目前我国煤炭的开采深度大部分在1000米以浅，而页岩气埋藏深多在2000米～4000米。从压裂难度看，煤层硬度比页岩小，容易压裂。尽管我国煤层气开发利用已经摸索了20多年，勘探方法、技术评价和开采工艺等方面都有一定的积累，但我国煤层气开采的核心技术、关键材料和设备还没有完全过关。在容易成功的“煤层气革命”尚未完成的情况下，要去搞难度相对大的“页岩气革命”，去开采成本更高、技术诸如水平井多段压裂、可钻桥塞、压裂液、微地震监测等更复杂要求更高开采难度更大的页岩气，是舍易求难。

利弊相权，煤层气当优先

目前的煤层气、页岩气探采企业几乎都是带有垄断性的国企央企，尽管它们“不差钱”，但由于国企的行政垄断性所限，至今我国煤层气开采技术、设备等还没完全过关，很难指望它们在“十二五”很快地突破更加复杂的页岩气开采技术。至于国内企业可以与外企合资，以资源换技术、以市场换技术的设想，也只不过是一厢情愿而已。无论国企、非国企，企业跨国竞争的本质是国际竞争。我国海洋石油开采、汽车制造等行业的国企已与外企合资了若干年，给出了资源和市场，但换来的是高价油、高价汽车。资本主义者不相信社会主义，信仰不同、价值观不同的企业不能深度合作。本国资源和市场永远换不来别国的核心技术。美国之所以成功完成了“煤层气革命”和“页岩气革命”，除联邦政府鼎力支持外，另一个重要原因是依靠大量非国有的中小企业攻破地面开采煤层气、页岩气中一个又一个的技术难关。而管理体制，恰恰是我国最短的短板。

煤层气开采、页岩气开采对地下水都有污染，但煤层气开采污染比页岩气小。尽管美国的页岩气开采量已很大，但欧洲一些国家却在限制页岩气开采。法国等明令禁止页岩气开采中使用压裂液，以防其破坏地下水系统。“两弊相权取其轻”，煤层气开采应该优先于页岩气。

意义非凡的煤层气开发潜力 篇3

DNV报道,全球近40%的煤层气资源分布在中国、澳大利亚、印度以及印度尼西亚地区,预计储量约为2 800×1012ft3,是卡塔尔已探明天然气资源储量的3倍。目前,澳大利亚在煤层气工业开发方面处于主导和领先地位,亚洲在该方面也开始崭露头角,并有望逐年加快发展步伐,因此,更需要降低开发成本和保护环境的有效措施。

煤层气是一种甲烷气体,因静水压力被封存在未开发的煤层。由于煤层气的表面积很大,等体积岩石中煤层气的储量可以达到常规甲烷气储量的7倍。同页岩气的提炼和压裂一样,采集和提炼煤层气需要大量的水。煤层气开发需要大量、浅层钻井并低压开采。

澳大利亚清洁能源部经理Hans Kristian Denielsen介绍说:“DNV正在澳大利亚参与包括煤层气开发在内的几个大型液化天然气项目。在以生产液化天然气为目的的煤层气开发过程中,我们看到了刚刚参与煤层气开发的陆地承包商在开发能力方面与项目所有者在开发规模的要求上存在巨大的差距。DNV认为,为了有效降低工程建设风险,可以通过工程进展第三方监控的方法建立并施行最佳开发方案。”

研究表明,增加第三方支持力度即通过第三方验证工程寿命周期成本计算可以改善工程进展情况,提高工程效率。“此类验证涉及到技术、安全和商业等方面的问题;第三方应当对上游气井设备、下游气体加工流程以及输出管道的评价观念进行验证;同时第三方还应当对煤层气开发的工程设计、管道可靠性和可维护性进行验证。”

煤层气开发利用现状及展望 篇4

1 煤层气形成及分布

成煤过程中有两个成气阶段, 一个是生化作用和煤化作用生成大量的以CH4为主的气体, 其大部分逸散到空中, 剩下的则储存在煤层孔隙中或运移积聚或储存于地质构造中, 形成瓦斯包, 它们统称煤层气 (CBM, 浓度95%~98%) ;另一个是在煤矿生产过程中, 煤层气从煤层中或围岩中逸散到生产空间与空气混合形成煤矿瓦斯 (浓度1%~80%) 。煤层是多孔隙介质, 具有强吸附能力, 在成煤过程中可生成300m3/t~400m3/t的煤层气。煤层是煤层气的生成层, 同时又是煤层气的储集层, 它是典型的自生自储式气藏。

根据国际能源署 (IEA) 的统计资料显示, 全球埋深浅于2000m的煤层气资源约为240~270万亿m3, 是常规天然气探明储量的两倍多。目前世界上共有74个国家蕴藏着煤层气资源, 俄罗斯、加拿大、中国和美国煤层气资源之和占全球总量的90%以上, 具体如表1所示。中国是仅次于加拿大和俄罗斯的全球第三大煤层气资源国, 我国埋深2000米以浅煤层气地质资源量36.8万亿m3。以可比口径, 美国煤层气资源量21.38万亿m3, 煤层气的稳定产量为550~556亿m3, 这一产量水平已经稳定保持了近十年;而我国煤层气资源量高于美国为36.8万亿m3, 经过测算的理论稳定产量为633~935亿m3, 2014年煤层气年总产量约118亿m3, 其中地面抽采量仅23亿m3, 可见, 我国对煤层气的研究和利用却相对滞后。

注:煤层气开发分为井下抽采和地面钻采两类, 我国2014年地面钻采煤层气23亿m3。

我国煤层气资源主要分布在鄂尔多斯、晋中南地区、吐哈盆地、准噶尔盆地等, 如图1所示。其中, 吐哈盆地和鄂尔多斯盆地煤层气地质储量国内领先, 也是国内主要的煤层气探明储量区域。资源丰度分别为1.46亿m3/km2和1.53亿m3/km2, 具有很好的开采价值, 探明储量之和为2652亿m3。山西省是众所周知的产煤大省, 煤层气储量也相当丰富, 储量约10万亿m3, 占全国总量的1/3, 目前抽采不超过20亿m3, 随着山西煤层气抽采环境的完善, 预计2020年开采量将达到80亿m3[1]。产业特点使山西污染和安全问题也比较突出, 对煤层气的综合开发和利用尤显迫切。

2 煤层气的开发利用

煤层气的开发利用程度远低于常规天然气。2010年全球天然气开采量为3万亿m3, 而煤层气开采不到1000亿m3, 不到天然气开采量的3%, 美国天然气产业发展已经非常成熟, 其中煤层气占比约10%;煤层气开发主要集中在少数资源大国手中, 按照我国主管部门的规划, 在未来几年我国煤层气在天然气所占份额也将逐步提高。如图2所示, 2010年国内天然气产量数据表明, 煤层气总产量88亿m3, 占全部天然气产量的7.9%, 该比例存在对煤层气钻采的高估, 按照与美国口径, 2010年国内地面钻采煤层气仅14.5亿m3, 为煤层气整体统计量的16.4%, 实际钻采煤层气产量应该仅占全部天然气产量的不到1.5%;同理测算, 2015年国内规划钻采煤层气占全部煤层气超过50%, 钻采煤层气占全部天然气产量份额为5.6%, 相比2010年有近4倍的增长空间。

煤层气开发推动煤层气利用, 煤层气开发推动了煤层气利用市场的发展, 美国利用现有技术每天煤层气产量60Mm3;澳大利亚2005年产量达3000Mm3, 澳大利亚BHP公司一共装了94台煤层气发电机组, 每台发电能力100k W。英国煤层气开发重点已转入地面开发;俄国主要采用采前预抽和采空区封闭抽采两种方式抽采煤层气;德国主要采用井下长孔抽采技术;我国早在20世纪50年代就开始了煤矿瓦斯井下抽采。近几年煤矿瓦斯抽采利用发展飞速。2008年我国煤层气抽采量达到5.67Gm3, 是1994年的10倍, 其中山西、辽宁、安徽、河南、贵州等瓦斯抽采量超过200Mm3, 我国煤层气垂直钻井技术比较成熟, 如山西晋城无烟煤矿业集团在地面开发技术上取得重大成功, 拥有煤层气井1453口, 2008年产气量376Mm3, 占全国煤层气的75%, 该技术具有效率高、钻井周期短、施工成本低、对储气层伤害少等特点。

目前, 煤层气直接商业利用率偏低。2011年, 中国煤层气抽采量115亿m3, 利用量53亿m3, 同比增加51.4%。其中, 井下瓦斯抽采量92亿m3, 利用量35亿m3, 同比增加52.2%。地面抽采23亿m3, 利用18亿m3。一般来说, 井下抽采瓦斯的浓度都比较低, 在40%以下;而地面钻采煤层气纯度超过90%, 可以直接管输利用, 这部分煤层气产量只占煤层气统计产量的约20%, 由此可见煤层气的利用率是比较低的。煤层气地域性决定其为就近消费模式, 煤层气的利用主要集中在民用、瓦斯发电、工业原料、煤层气液化等方面, 具体如图3所示。以山西为例, 山西省是煤层气产出和消费量最大的地区, 2011年山西省民用煤层气12亿m3、发电用7.7亿m3, 其中晋城市拥有13800辆煤层气车辆, 全部公共交通实现油改气, 全市建设煤层气加气站8个, 日加气能力达到12万m3。山西煤层也初步实现外输, 建成了连接西气东输支线的煤层气管道以及沁水-晋城-博爱输送到河南的煤层气管道。

对煤层气的清洁利用技术, 一直以来是国际上研究的热点, 然而由于各方面技术壁垒, 国内外的研究热点主要集中在对煤层气的高效采集、储存和输送入户方面。天然气、煤层气的利用主要还是以直接燃烧为主, 虽然这种燃料相对于煤炭燃烧由于其没有颗粒物的排放已经极大地降低了对环境造成的污染, 然而, 燃烧后的排放仍然还有大量的CO2、CO及部分的碳氢化合物 (CHx) , 这些气体的排放对全球变暖有这至关重要的作用和影响。随着环境的日益恶化, 人们的环保意识越来越高, 对生产中的零排放技术及清洁生产技术也是越来越重视, 而所谓的“零排放”是指无限地减少生产、生活中的污染物直至为零的活动, 也就是利用清洁生产技术, 3R理念 (Reduce, Reuse, Recycle) 及生态产业等技术, 实现对自然资源的完全循环利用, 从而不给大气、水体和土壤遗留任何废弃物。煤气层开发和综合的利用面临着很多的问题, 这些问题我们的现实技术还不能够解决, 从煤层气开发工程存在的一些问题为出发点, 经过不断地查漏补缺和探索, 已经揭示出了一些关于煤层气开发的新的关键的技术, 比如煤层气的高效增产技术、煤层气催化裂解技术等。

煤层气的主要成分是甲烷, 地面抽采的煤层气甲烷 (CH4) 含量一般大于96.5%, 当甲烷含量97.8%时, 在0℃、101.325k Pa下, 其高热值:QH=38.9311MJ/Nm3 (约9299 kcal/Nm3) ;低热值:QL=34.5964MJ/Nm3 (约8263 kcal/Nm3) 。对煤层气催化裂解, 主要是针对其所含的烷烃气体 (主要是甲烷) 进行催化裂解, 通过化学气相沉积 (Chemical Vapor Deposition, CVD) 法将含碳源气体在催化剂表面沉积形成碳原子, 经过吸附-溶入-扩散-析出的过程。其示意图如图4所示, 该工艺可用于制碳, 也可用于制氢。

近几年来, 甲烷催化裂解制氢成了研究的热点, 甲烷在800℃催化裂解制氢的时候需要45.0k J/mol的热量, 要比甲烷水蒸气重整制氢 (48.0k J/mol) 低, 且整个过程没有CO2或CO释放 (在裂解后的碳以固态纳米碳的形式存在) 是零排放的最佳选择, 符合清洁生产的要求。通过裂解CH4可以制备不含碳氧化物的H2 (可直接借助质子膜氢燃料电池PEMFC使用) 和纳米碳材料[2,3,4,5] (如碳纳米管CNTs、碳纳米球CNBs、纳米洋葱碳CNOs、石墨烯等) , 由于能够同时得到这两种非常重要的产品, 所以该技术路线引起了许多研究者的重视。煤层气的主要成分是甲烷 (CH4) , 催化剂在煤层气的裂解反应中降低反应活化能, 加快反应速率的作用, 且通过不同的催化剂, 在催化裂解过程中将会制备得到不同形貌的纳米碳材料, 如纳米碳管, 纳米碳球, 纳米洋葱碳等高附加值的纳米碳材料, 理论是可以通过催化裂解进行综合利用, 提高其附加值。在2015年澳大利亚HAZER GROUP LTD在ASX IPO披露信息显示, 通过对天然气催化裂解, 采用廉价的催化剂零排放制备了氢气和纳米碳材料, 按照天然石墨的价格估算所产出的纳米碳, 其对天然气的增值在8倍以上, 甚至更高, 如图5所示HAZER集团对天然气催化裂解经济效益估算分析。

氢气能源作为洁净高效的二次能源, 其燃烧只排出水而没有其他副产物, 目前来看, 制氢的方法主要有光解水法、电解水法、催化裂解法及碳及碳氢化合物重整制合成气法等。其中, 甲烷水蒸气重整制合成气法制氢和煤直接气化制氢是当前大规模制氢最常用的方法, 然而, 合成气法制氢的缺点明显, 生成CO、CO2和H2的混合物, 分离较难, 不是“零排放”过程。如表2所示, 目前主流制氢过程综合分析, 从表中可以看出, 无论是能源转化效率还是标煤耗排放CO2量, 通过甲烷热分解都具有明显的优势, 且通过加入催化剂进行催化裂解热分解优势将更加明显。

3 煤层气开发效益

煤层气开发不仅能够解决环境污染的问题, 还能实现资源的利用, 具有以下优点:

(1) 能源效益:煤层气是一种洁净、方便、廉价能源, 是高热值的非常规天然气, 还是优质化工原料。综合考虑热值和热效率, 250m3煤层气相当于一吨标煤的热值, 而产生的CO2仅为燃煤的1/2, 而且无渣、无尘、不产生SO2等有害气体。

(2) 安全效益:在我国瓦斯地质环境复杂, 其中, 突出矿井和高瓦斯较多, 瓦斯事故导致的死亡人数占煤矿死亡比例较大, 瓦斯事故依旧为煤矿第一杀手。煤矿采集煤层气, 防止瓦斯突出事故的最根本措施就是减少瓦斯涌出。

(3) 环境效益:采用经济性合理的先进技术, 抽采煤层中的瓦斯并且利用。一降低环境危害 (瓦斯的危害CO2的21倍, 导致温室效应) ;二将煤层气的瓦斯含量降低, 从而减弱瓦斯灾害和隐患;三是获得廉价的能源供应。

因此, 开发利用煤层气, 可将防治矿井瓦斯灾害、保护环境、供应优质能源三方有机结合起来, 取得一举三得的效果。这一方针已在美国、澳大利亚等国家实现应用并成功取得明显的经济效益, 形成新的工业门类———煤气工业。

4 展望

无论从形成、分布、储存和开发利用, 中国煤层气理论都已经成熟, 但从试验到商业化开发走了20年左右, 却没有重大突破, 煤层气产业化进程仍面临矿权重叠、煤层气行业标准及规范欠缺、地面开采政策支持力度等制约因素。因此, 中国煤层气开发利用仍处于初级阶段, 煤层气前期设备和技术投入比较大, 选择合适的油气巨头, 提升煤层气的开发技术, 顺应“十三五”发展规划, 加快煤层气的开采及利用迫在眉睫。

摘要：合理开发煤层气, 可将保护环境、防治矿井瓦斯灾害和优质能源供应三方面有机结合, 取得一举三得的效果。本文综述了国内外煤层气的形成、分布、开发利用现状, 分析煤层气开发效益, 展望煤层气开采发展的趋势及方向。

关键词：煤层气,形成,分布,开发,效益

参考文献

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煤层气商业性开发 篇5

沁南地区为丘陵、山地, 地形起伏大, 地理环境不利于煤层气勘探开发建设。山西煤层气分公司在坚持管理创新、技术创新基础上, 探索形成了“建设标准化、技术工业化、组织扁平化、运作市场化、现场自动化、上下游一体化”的“六化”建管模式。

二应用范围

经过八年的探索, “六化”建管模式已成功应用于山西煤层气分公司, 适用于油气田企业现代化管理。

三形成背景

2006年5月, 油田公司从优化产业结构、实现油气资源的有效接替、开辟新的经济增长点的战略高度出发, 成立了山西煤层气勘探开发分公司。煤层气作为新兴能源、新兴产业, 前无经验可循, 后无标准可鉴, 在勘探开发进程中, 不断探索建设和管理方法, 形成了“六化”管理模式。

四运行方式

1.科学布局, 坚持建设标准化。建设标准化是提升质量和效益的基础。我们在井站建设中坚持“标准化设计、模块化建设、撬装化安装”的地面建设新模式。目前建设的19.5亿方产能所辖单井、集气站、处理中心全部实施统一平面布局、设备选型、工艺流程安装, 达到了“预制、组装、复制、快速”的目的, 降低了投资, 提高了效率。在当前环境保护、土地征用、建设进度等问题突出的情况下, 建设标准化的优势得到充分发挥。

根据抽油机型号, 将单井抽油机基础, 由原来不同厂家、不同型号的10种, 优化减少到3种, 缩短了基础预制和安装时间, 保证了后续产能建设工作的迅速展开。

2.创新驱动, 探索技术工业化。技术工业化是煤层气产业可持续发展的强力支撑。我们孜孜不倦地探索和创新, 通过持续深化煤层气成藏机理研究, 摸索开发规律, 建立了一整套国内领先的煤层气技术工艺体系。总结形成了山地浅层地震采集、处理、精细解释技术, 高阶煤煤层气有利区勘探评价技术, 使井位部署、钻井井型更加科学合理。有效攻克了水平井钻井关键技术, 每口井投资由最初的1300万元降到900万元。探索形成了“变排量、活性水加砂”的压裂技术, 自主研发了具有知识产权的粉煤灰过滤器, 大大降低了粉煤灰对压缩机的损害, 提高了运转时率。探索掌握了稳定的煤层气低压湿气集输工艺技术, 连续5年实现安全平稳运行。诸多技术瓶颈的攻克, 为我们向煤层气技术工业化可持续发展提供了有力的技术支撑。

确立了“五段三压”排采方法, 使单井日产量平均提高了500方, 围绕“五段三压”法的两个管控模式, 将地质、工程、作业区及物资、设备等与生产相关的各个部门紧密联系在一起, 明确各自的管控重点及相互关系, 共同做好单井排采。其运行流程为:

几年来, 在公司上下大力支持下, 我们科学编制煤层气技术规范标准, 先后形成了由5个领域、17个技术系列、45个单项技术构成的煤层气勘探开发技术有形化序列, 编制标准70项, 占领了煤层气技术制高点。

3.完善机制, 推行组织扁平化。组织扁平化, 是应对煤层气低成本开发, 提升管理水平的重要举措。与常规油气相比, 我们管理区域广、井站数量多, 并且所处位置山高沟深, 管理难度大。对此, 从建设初期, 我们就坚持一岗多能的“大工种”模式, 以自动化管理为基础, 以提高员工素质为手段, 严控用工总量, 压缩管理层级, 打破传统的四级管理模式, 实行“分公司—作业区—班组”三级管理。目前, 分公司609名员工就管理着2050口气井、11座集气站, 并且随着产能建设规模的扩大, 井、站数量将继续增多。

员工素质的高低是实施扁平化管理的关键。为适应扁平化管理模式的要求, 我们大力实施人才培养战略, 制定了《人才培养规划》, 按照技术、管理、操作员工三个层面, 积极拓宽培训培养渠道, 搭建起了先导试验基地、技术交流会、师带徒、操作员工技能大赛等多个平台, 促进了队伍业务整体素质和能力的全面提升。在油田公司第十一届采气工技能大赛中, 我们有5名选手进入前八名。

4.引入竞争, 推进运作市场化。运作市场化, 是充分利用市场资源, 提升质量效益的必然选择。我们打破传统的关联交易方式, 在钻、录、固、测及地面建设、自动化维护、压缩机、电力保运等工程中引入市场竞争机制, 鼓励社会各方参与, 形成社会资源力量充分竞争、为我所用的市场格局。在集气站和处理中心压缩机保运中引进两家队伍, 形成竞争机制, 既提高了工作效率, 也达到了降本增效的目的。与沁水县共建消防队, 既保证了安全生产需要, 又每年节约100多万元的管理费。采用公开招标的方式, 引进钻井队伍, 将直井每米钻井成本由当地的500元, 降到420元, 是所有煤层气企业最低的一家。严格施工队伍管理, 制定考核标准, 每季度组织基层单位对施工队伍打分, 达不到标准的, 实行末站淘汰。目前, 已有7家队伍退出了分公司市场。层层签订《安全环保责任状》, 开展隐患排查, 高峰时, 200多家施工队伍, 未出现任何安全环保事故, 连续八年获油田公司安全环保先进单位。

5.管理创新, 实现现场自动化。自动化是管理创新的重要手段, 是实现技术工业化的基础和必然要求。目前, 分公司2050口单井、11座集气站、处理中心全部实现了集设备远程自动启停、数据自动采集、报表自动生成、智能判断于一体的自动化生产管理系统, 减少用工总量45%, 管理水平和工作效率得到大幅提升。

第一, 制定完善的工作制度。为了确保自动化系统的可靠运行, 制定“ABC”分类管理制度、自动化问题早会上报制度。对自动化管理人员进行分类管理, 主要分为硬件管理和软件管理。作为管理层面, 负责自动化系统的全面工作, 是调度煤层气井站控制功能的核心。仪表自动化硬件管理主要负责仪表自动化的技术管理工作, 建立健全仪表自动化管理制度, 全面管理单井、集气站、中央处理厂硬件设备的安装与维护, 保证自动化系统硬件正常使用。

第二, 严格执行管理过程, 采用市场化管理模式, 优选维护队伍, 按照分公司体系标准签订相关合同, 严格执行签订程序, 制定完善的合同内容, 监督合同履行情况。强化气井的日常监控和过程管理, 对气井发生的细微变化, 及时进行分析处理。在自动化管理出现问题时, 作业区坚持紧抓发现、及时汇报、正确处理三个环节。同时规范仪器仪表检定周期, 加强对仪器仪表的维护和管理。采用先进的三维地理信息系统, 煤层气所有单井、采气 (集气) 线、集气站、处理中心生产信息已通过地图信息存储到计算机中, 形成了一套煤层气查询专用的三维地理信息管理系统。

第三, 建立“以考核促管理”体制。山西煤层气分公司制定了外部和内部考核相结合的方法推进考核体系的执行。分公司工程所不定期组织相关人员对维护单位及现场进行抽查、监督落实, 并在每季度末开展自动化考核大会, 工程所组织各作业区对自动化维护单位的维护情况进行打分、考核, 并发布考核公报。在各作业区自动化管理中, 将单井自动化远程启停率、通信成功率、故障报警率纳入各作业区绩效考核中, 将考核结果与业绩奖励工资挂钩, 促进各作业区自动化管理的主动性, 提高管理水平。

第四, 开展员工针对性培训, 在培训中采取室内讲座和室外现场操作, 技术研讨和课题合作等相结合的培训方式, 以解决制约自动化提高的关键技术难题为重点, 提升专业技术人员分析问题、解决问题的能力。通过培训, 使各个层次的员工学会“用创新的思路去研究问题, 用科学的手段去分析问题, 用系统的方法去解决问题”。

在多雨的夏季和大雪封山的冬季, 智慧气田逐渐显示出强大优势。自动化的应用, 使这个问题得到了较好解决。2014年4月5日, 由于雷雨天气, 导致樊北作业区142口排采井出现闪停。依托自动化系统, 按照先重点后一般的启井原则, 逐口启抽, 经过二十分钟的连续操作, 启井138口, 仅有4口井因故障未能正常启抽, 但自动化系统对故障井做出了准确判定, 为检修赢得了时间。

6.整体布局, 助推上下游一体化。勘探开发销售一体化, 是充分利用资源、提升抗风险能力的重要保证。我们在发展上游业务的同时, 进一步拓展下游业务。结合山西省提出的“气化山西”发展规划, 积极协调地方关系, 支持华港燃气集团就地建设加气站和LNG加工厂, 发展绿色燃料, 推进能源结构调整。与当地企业签订《先采气后采煤, 采煤采气一体化框架协议》, 形成互利双赢、合作开发的模式, 携手实现“绿化山西、气化山西”。通过上下游一体化发展, 增多企地经济的契合点, 扩大企地发展交集面, 使地方在油田企业发展中获得更多利益, 从而大力度支持华北油田煤层气产业的发展。

五实施效果

煤矿瓦斯治理与煤层气开发初探 篇6

一、煤矿瓦斯治理的理念

在控制瓦斯灾害的生产实践进程中, 人们已经摒弃了只认为瓦斯是瓦斯爆炸的直接导火索的过时观念。通过理念的转变, 人们逐渐意识到瓦斯是一种可以开发的资源, 所以对其实施开采, 在这种新的防治观念作用下, 我们在有效控制了瓦斯灾害引发的一系列不良后果的同时, 我们还能够开发瓦斯在经济社会中的资源价值。通过吸收国外先进的技术, 并且经过反复实践, 已经取得了初步的成效。

瓦斯抽放的问题不仅有效减少瓦斯灾害的发生, 另外还实现社会能源不足的今天, 天然气的经济利用价值, 这对煤矿企业真是一举两得的好理念。瓦斯抽放按照抽放地点的差异可分为两种类型, 即表面和地下。瓦斯抽放具有以下几点功能和作用。首先, 瓦斯抽放使煤层瓦斯的含量降低, 从而为煤炭开采过程提供了一个安全良好的生产环境, 促进煤炭企业高效的生产。另外, 瓦斯抽放大大降低了煤层中的气体压力, 从而减少了煤炭生产中煤层瓦斯突出的危险性。再者, 瓦斯气体在当今社会是重要的不可再生能源, 瓦斯抽放使瓦斯的经济商业价值得到了充分利用。最后, 可以减少矿井气体排放量, 以减少空气污染, 发挥绿色环保地开采煤炭资源和煤层气的作用。

在实践中结合中国煤矿地理分布的具体特征, 我们得出高瓦斯煤矿的底层一般多为煤层群, 而且煤层与煤层之间的透气性一般也比较差。通过研究我国长期治理瓦斯的成功经验, 程远平等一批学者共同提出了煤炭和瓦斯共同开采的思想。首先开采低气体含量并且非突出的煤层, 然后由于采矿的影响力会使煤层间透气性迅速增强, 导致较低的煤层之间渗透率也相应迅速增加, 从而形成了有利于进行瓦斯开采的良好条件, 另外通过利用卸压瓦斯高效抽采的方法, 很好地解决了由卸压煤层向首采煤层涌出瓦斯的棘手问题, 利用这种方法同时实现并维护了煤矿安全高效开采, 同时实现煤层瓦斯含量和压力的大幅度降低, 从根本上消除了煤与瓦斯突出危险性的安全隐患, 从而实现煤炭的安全生产和高效的瓦斯抽取两种资源的开采。在这种先进的理念引导下, 煤矿工作者共同加强煤矿瓦斯综合治理, 加快煤层气开发利用。

二、瓦斯治理与利用措施

在中国的煤炭主产区, 一般瓦斯煤层普遍具有透气性低的特征。要想选取煤炭和瓦斯共同安全高效开采的方式, 首先要改善气体抽放的效果, 必须保障煤层间的透气性得到提高。通透性增加的方式一般通过两种办法来实现。第一, 开采煤层前, 我们一定要开采保护层, 通过这样处理使煤层压力降低, 进而达到“泄压而增加通透性和流动性”, 即“保护层开采和瓦斯抽放”模式。第二种, 就是在进行煤炭开采时, 我们可以改变煤炭受力结构, 有效地控制煤体裂缝的发展, 从而使瓦斯释放得到安全有效地通道, 具体实践中, 我们可以采用液压水力压裂措施, 或者液压切割措施, 也可以采用预裂爆破等方法措施。尽管这种方法在理论上已取得了一定成果, 但在具体应用中由于技术复杂, 需要一些特殊的设备等原因, 推广使用的速度还比较缓慢。

(一) 地面钻井抽采瓦斯技术

由于我国矿区透气性低的特征, 地面钻井瓦斯抽放就发挥了较强大的优势。因为只要通过恰当的技术, 那么就可以有效地降低相邻近煤层之间的瓦斯气体涌出量, 这就能为煤层气安全开采提供了有效地基本保障。地面钻井瓦斯抽放的施工地点顾名思义是在地面上, 这也可以大大推动采煤工作的进度, 取得经济效益工作质量得双丰收。

(二) 综合瓦斯抽放技术

随着煤炭开采技术的迅猛发展, 以及开采强度的增加, 必然带来瓦斯的排放的增加。企业为了确保煤矿的安全生产, 在一些条件限制下, 采取综合瓦斯抽放的技术成了唯一的选择。在有保护层开采的条件下, 我们应该选择利用保护层卸压, 进行瓦斯抽放, 这样就可以减少瓦斯涌出量, 卸载煤层与相临近煤层之间的压力, 另外也可以缓减受保护的瓦斯突出危险性。煤炭开采和煤层气开采也可以采取井上和井下抽放措施相结合, 钻孔开采和巷道开采相结合, 强化抽放和常规抽放措施相结合的一系列技术措施, 以保障煤矿的安全生产。

煤炭企业利用全面开采、综合抽放瓦斯的技术, 就是为了更加有效地利用时间和空间, 完成排水立体化抽放, 最大限度地提升瓦斯气抽量, 提高瓦斯气抽放率。使瓦斯抽放方法实现立体化、多元化的发展。在生产实践中有一种能够定向钻头的钻机, 用方向节连接钻杆, 实现任意角度弯曲, 在开采煤层时, 可以向上打任意不同角度的顶板弧形钻孔, 有效地避免了回采时形成的塌落角切孔和煤柱形成的瓦斯抽放“死角”, 这一技术同时还具有成本低、钻进速度快、抽放量大等优点, 是当今抽放瓦斯技术发展的主流方向。

三、结语

人们通过长期与瓦斯灾害的战斗, 找到了有效治理瓦斯的方法途径。摒弃传统观念, 将瓦斯作为一种重要的资源进行开采, 因此构建了“煤炭与瓦斯共同高效开采”的新思路和新概念。近年来, 中国在煤层气开发的实践中已取得了一定的成果。但由于受到多方面因素的制约, 瓦斯抽放整体发展进度依然缓慢。存在着瓦斯抽放技术及工艺不够先进, 甚至是落后的问题, 一些瓶颈技术还没有突破, 新发展区和新矿井瓦斯抽放还没有真正开始, 瓦斯使用率也是非常低的。这都为我们今后一段时间的工作提出了要求。

另外, 通过对中国煤层气开发的特殊性进行积极地探索和仔细地分析, 我们总结了三条重要的具有指导性意见的技术措施:第一, 煤矿企业有条件采用保护层开采时, 一般应该选择“保护层开采及瓦斯抽放”双结合的模式进行瓦斯抽放技术;第二, 对于采动区、采空区一般应该选择地面瓦斯抽放技术;第三, 当今瓦斯抽放技术在朝着“立体化, 多元化, 经济化”的方向发展时, 我们应该应时而上抓住这个发展机遇。

参考文献

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[3]袁亮.淮南矿区煤矿煤层气抽采技术[J].中国煤层气, 2006, 3 (1) :6-9.

浅谈煤层气的开发与利用 篇7

中国明确提出要把煤层气作为第二煤炭资源进行开发, 加大对煤层气的开采利用力度, 发展煤层气产业。煤层气作为宝贵而清洁的能源, 其所带来的产业将对国民经济发展起到巨大的推动作用, 可谓是利国利民。据国家开发和改革委员会制定的“煤层气开发利用‘十二五’规划”, 今后将逐步建立煤层气和煤矿开发利用的产业体系。故加大对煤层气开发利用的研究具有很大的现实和经济意义。

2 煤层气的介绍

煤层气是和煤炭伴生, 以吸附状态储存于煤层内的非常规天然气, 它的主要成分是C H4 (甲烷) , 人们俗称为“瓦斯”, 煤层气热值是通用煤的2-5倍, 主要成分为甲烷。1立方米纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21k g标准煤, 其热值与天然气相差不多, 因此可以和天然气混输混用, 并且燃烧后很洁净, 几乎不产生任何废气, 在工业、化工、发电和居民生活燃料中占据优势地位。煤矿瓦斯爆炸事故的根源是当煤层气空气浓度达到5%-16%时遇明火爆炸。如果将煤层气直接排放到大气中, 它的温室效应约为二氧化碳的21倍, 对生态环境具有极强的破坏性力。如果在采煤之前先开采煤层气, 煤矿瓦斯爆炸率将降低70%到85%。煤层气的开发利用可以获得一举多得的功效, 例如:通过提高瓦斯事故防范水平, 从而具有安全效应;能够有效减排温室气体, 产生良好的环保效应;同时作为一种高效、洁净能源, 将其商业化会带来巨大的经济效益。

3 开发利用现状

煤层气是近二十年在世界上崛起的新型能源, 具有采收率较高、发热量高等优点, 但是目前勘探开发需要较高的成本投入, 开发利用技术也还不够先进, 还有待于进一步提高。开发煤层气这一新型能源有助于缓解国民经济发展中能源的供求矛盾, 促进我国的能源结构调整, 减少煤矿瓦斯灾害, 改善大气环境, 在促进我国社会与经济的协调可持续发展等方面都具有重大的现实意义和战略意义。

在国际上, 开发煤层气的国家在规模、技术、水平和投资各方面都应首推美国。早在1953年, 美国就在圣胡安盆地钻探完成了第一口煤层气开发实验井。美国煤层气的开发应用对全世界产生了重大影响。到目前为止, 世界上已有包括加拿大、英国、德国、澳大利亚、俄罗斯、中国以及印度等在内的29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发活动。上个世纪70年代末, 中国煤层气地面开始开发, 上个世纪90年代, 我国不同地区开展了煤层气开发试验, 煤层气开发试验出现热潮。经过十余年发展, 取得了重大突破。在“六五”和“七五”期间, 煤层气勘探开发研究均被列入国家重点科技攻关课题, 并取得了丰硕的成果, 使煤层气勘探开发具有了大量的科技储备。

4 煤层气的利用技术

现阶段煤层气用作化工原料主要是生产合成氨、甲醇、乙炔、氯甲烷、氢氰酸、二硫化碳等下游加工产品, 而主导产业是合成氨和甲醇。以煤层气为原料生产合成氨和尿素是经济的原料路线。我国是农业大国, 化肥需求量大, 为改善环境和提高效益, 在煤层气产区附近建设合成氨—尿素装置是相对合理的。尿素造粒采用精种造粒法生产大颗粒尿素, 以提高尿素肥效。1985~2000年, 天然气在全球发电领域的消费增长速度平均为2%, 增长部分主要集中在发达国家。发展中国家电价承受能力较低和环保标准执行不严, 天然气发电还未得到普遍采用。但是, 随着天然气-蒸汽联合循环发电装置单机容量的不扩大, 热率不断提高, 以及优越的环保效益, 天然气发电在发展中国家将有广阔发展前景。即使资源缺乏地区也在积极研究进口液化天然气 (LNG) 发电, 如我国东南沿海的上海、福建、广东等, 进口LNG主要用于发电。

5 煤层气开发利用过程中面临问题及对策

专家表示, 造成中国煤层气产业发展迟缓, 难以实现“十一五”既定目标的原因是多方面的, 首当其冲的是管道运输问题。业内人士表示, 煤层气长输管网制约煤层气资源的大规模开发利用, 造成开采量上不去, 开采多了又卖不掉滞后的原因大多是长输管网管道短、管径细、分布碎, 开发与输送衔接不畅。数据显示, 目前国内煤层气管道总长度每年增加的长度还不到5000米, 而且大多都是局部联网, 难以形成规模。据了解, 目前在国内煤层气企业中只有中石油有自己的长距离输气管道, 其他的煤层气企业全都没有, 由于受到价格和数量限制, 供给中石油管道的煤层气只能就近销售或小规模液化。长输管道公司对煤层气市场的垄断、独立建设管道的资金压力是开发煤层气企业所面临的难以跨越的一座大山。由于煤层气不同于石油等资源, 在短时间内难以获得可观的经济效益, 煤层气产业化开发必须已靠政府在政策, 科研, 资金上给予支持。而煤炭与煤层气是两个独立的矿种, 赋存于同一个空间, 但开采方式截然不同。煤炭作为我国一次性能源主体地位, 今后相当一段时间不会改变。开发利用煤层气要与煤炭开发利用相互协调, 要通过立法手段, 充分发挥政府在调度社会资源、组织协调, 及时解决矿权重叠矛盾方面的主导作用, 保障煤层气资源与煤炭资源勘察、开采的时空配置合理有序, 实现两个行业之间良好运作, 互利共赢, 形成煤层气与煤炭总和开采模式, 加快我国煤层气产业步伐, 保障煤矿开发安全。

6 结语

建国以来, 我国在瓦斯开发运输过程等诸多方面均建立了相应的学科、研究体系, 取得了丰硕的成果, 为煤矿安全提供了强有力的技术保障。例如瓦斯赋存、瓦斯涌出规律方面, 通风、抽放治理瓦斯方面, 煤与瓦斯突出发生机理、防治技术方面, 以及瓦斯利用等。但是, 煤层气利用还没有达到实质性商业开发的程度, 还未取得真正的突破性进展。据了解, 我国煤层气开发由于起步晚, 在基础理论和技术上都无法与常规天然气相比。特别是我国煤层气储层与美国相比普遍存在低压、低渗、低饱和的“三低”现象, 我国在理论和技术方面都存在若干关键性难题。由于我国地质条件复杂, 虽然我国技术人员虽然已基本掌握关于煤层气开发的常规技术, 但也很难有所突破。面对我国地质条件, 即使是美国煤层气开发商在我国从事煤层气风险勘探也少有突破。因此, 我国的煤层气研究在关键技术的攻克方面和已有成果的推广应用及成果转化方面还有诸多工作要做。

摘要：煤层气是一种宝贵而清洁的能源, 有很大的利用价值, 加大对煤层气的开发利用, 形成煤层气产业将对国民经济发展起到巨大的推动作用。其带来效益可以缓解国民经济发展中能源的供求矛盾, 使我国的能源结构得到改善, 使煤矿瓦斯所带来的灾害降低, 对改善大气环境和促进我国社会与经济的协调可持续发展等方面都具有重大的现实意义和战略意义。尤其是在当前国际国内经济高速发展、能源日渐短缺、环境压力和煤矿安全生产的严峻形势下, 煤层气有效、合理的开采工作显得更加急迫与重要。

煤层气开发中的地质录井方法 篇8

1 地质录井技术

1.1 概念

地质录井在煤气层开发中的应用可以被成为煤层气录井, 该种技术是在进行煤层气勘探时, 通过直接方式或者间接方式了解收集地下信息的技术活动。因而煤气层录井方式又可以被分为直接录井法和间接录井法。直接录井在实际应用中主要有岩屑录井以及岩芯录井。而间接录井则需要通过对钻井液进行观察以及观测钻时变化和地层泥浆变化等方式对地层状况进行研究, 达到录井的目的。气测录井、钻井液录井以及荧光录井都属于间接录井方式。而在煤层气开发中使用较为方便也是最常用的录井方式包括钻时录井、钻井液录井以及岩芯录井和岩屑录井, 另外还需要结合水文观测, 以及气测录井结果, 从而综合判断地质状况。

1.2 录井目的分析

地质录井在煤层气开发过程中的目的是通过不同种的录井方法对井下信息进行收集整理, 并通过录井信息对地下状况以及地层性质进行还原, 找到煤气层的详细位置, 同时了解煤气层的真正储量以及厚度, 提供试气、固井等活动提供重要的理论依据。在煤层气的开发利用中, 地质录井技术提供了重要的勘探基础, 为煤层气勘探手段以及方式方法的选择提供了理论基础。

2 录井方法分析

2.1 资料的收集

地质录井的主要目的是对煤系地层进行各类资料的收集, 了解其岩性组成, 并掌握其地层特征。通过地质录井勘探人员可以掌握煤系地层的厚度以及横向变化、纵向变化特征, 了解地层倾角变化, 即大量全面的收集地层信息, 绘制预想柱状图, 为钻孔提供有利的基础。然后与预想柱状图对比, 可以准确预测煤层位置。

2.2 钻时录井分析和岩屑录井分析

钻时录井:指在钻井过程中把钻头每钻进单位深度的岩层所需要的时间记录下来。当钻头钻遇不同性质的岩层时, 由于其坚硬程度及破碎程度不同, 表现在钻时上有明显的差异。同一勘探地区, 其钻时和岩性之间有一定的相互关系。

将岩屑按照顺序以及时间、距离进行连续的收集后, 通过系统的分析描述, 对地下剖面进行还原的方式便是岩屑录井。通过岩屑录井的方式可以准确的还原地下岩层的特点, 通过观测可以发现岩屑颜色随着钻井深度的加深, 颜色也逐渐的加深, 并在进入煤系地层中出现大量的植物碎屑, 可见黄铁矿结合, 出现云母发育, 局部出现发育的裂隙, 这些都是煤层出现的主要特征。

2.3 岩芯录井

在煤层气勘探开发中, 煤层气参数井一般要求煤层取芯, 以了解岩层性质及其变化规律, 特别是关于储集层的含气性质。因此, 在钻进时对目的层段采用取芯钻进是非常必要的。岩芯录井有大量气体逸出。卡准取芯层位的几种措施: (1) 利用钻时变化, 预计取芯位置; (2) 利用气测异常, 预计取芯位置; (3) 利用岩性特征, 预计取芯位置。

取芯要求: (1) 取芯层段取芯收获率按照取芯长度与取芯进尺比值进行计算, 全井块煤取芯收获率不低于80%, 粉煤取芯收获率不低于60%, 其它岩层取芯收获率不低于90%, 岩煤芯直径大于60mm; (2) 使用绳索取芯方法钻取煤层, 每一回次进尺不得大于1m, 为保证煤芯上提和装罐时间, 要求上提时间不大于T=0.02H, 煤样到达地面后必须在5min内按煤层剖面顺序装入解吸罐并迅速密封; (3) 详细记录取芯深度、钻遇煤层时间、开始提芯时间、煤芯提升至井口时间及煤样装罐结束时间。提升过程中如发生样品脱落或提升中断等情况, 要及时准确记录; (4) 煤芯采取要做到煤层结构清楚、煤芯不污染、不燃烧变质、不混入杂质, 顺序不颠倒; (5) 见煤和止煤回次应尽可能少取煤芯或岩芯, 防止煤芯磨失。

2.4 间接录井分析

在煤层气勘探开发中, 钻井液录井是间接录井方式之一, 也是重要的发现手段。在勘探中要求每隔八小时进行一次全套测定。并在两小时进行以此粘度测定和密度测定。从而准确掌握每层气体变化状况, 使得获得资料的连续性。对钻井液的测定主要对槽面气泡的产状以及大小进行观测, 并详细记录其占槽面的百分比, 同时记录槽面的变化状况。

而对钻井液中可燃气体的测试主要通过气测录井的方式进行, 在钻井过程中, 利用气测录井设备和综合录井设备, 并使用脱气器使得钻井液中气体拖出, 利用相应的检测仪器进行分析, 从而对地下岩石中的气体含量以及煤层气成分进行分析判断。通过钻井液中含有多少煤层气, 可以准确的判定每层的成分以及含量。

在地质录井中需要进行简易的水文观测, 这也是重要的录井手段, 通过对地层压力进行建议的水文检测, 可以了解煤层渗透率以及地层应力, 从而为后期的开发作业奠定稳定的基础。全井钻进过程中均应做好简易水文观测记录工作。每次起钻后、下钻前测量一次水位 (泥浆池液面、井筒液面) ;每钻进2h记录一次钻井液消耗量, 进入煤系地层后每1h记录一次钻井液消耗量, 不足lh但大于30min时也应观察钻井液消耗量。如钻遇孔涌、漏水时, 应观测其涌漏水量。在钻进过程中应做好与水文有关现象的观测和记录, 主要包括水气涌出、水温异常, 遇溶洞、大裂隙和流沙、孔壁坍塌、钻具下落等, 并及时通知有关人员, 经同意后方可继续施工。

3 综合判定

3.1 钻遇煤层气层的基本特征

在地质录井中钻到煤层气所在层次时就会出现钻时速度加快, 气测量剧增的状况, 有时气测组分中甲烷含量会剧增, 甚至达到饱和状态。岩屑的颜色也会急剧由浅变深, 并且在岩屑中云母发育, 会出现大量的植物碎屑, 有时会见到黄铁矿结核。在进行岩芯录井过程中, 可以在岩芯中可以看到溢出大量气体。并在钻井口对钻井液进行观察, 可以看出井口出现大量的气泡, 并伴随煤粉浮现在钻井液面上。

3.2 煤层气厚度判定

对煤层气的勘探需要判断煤层气厚度, 勘探中对煤层顶进行卡取, 并对底板以及夹层深度进行卡取, 从而对煤层气储量以及厚度予以确定, 同时能够判定煤岩特性以及煤层结构;通过岩芯录井中溢出的气体可以对裂隙发育状态进行了解, 并分析煤气层中的含气量、饱和度以及渗透率。此外对煤层顶板以及底板的相关性质进行分析;结合相关水文测试结果, 对储层的地应力、储层压力予以全面了解。为下一步的开发提供了有利基础。

4 结束语

在进行煤层气开发过程中, 需要实现进行地质勘探, 而地质录井是勘探的重要环节, 录井过程中需要依照实际的环境使用不同的录井方式, 而不同的录井方式可以提供不同的地质数据。另外, 录井中还要综合气测、钻时以及水文观测等方式, 准确判定层位以及煤气层的厚度、状态、成分等。以此降低开发难度以及资金投入量, 提高矿井的综合效益, 保证生产的安全性。

参考文献

[1]范立民, 申涛.鄂尔多斯盆地西南缘煤矿瓦斯地质条件[J].中国煤炭地质, 2011, 23 (3) :18-23.