煤层气开发技术简介

煤层气开发技术简介（精选10篇）

煤层气开发技术简介 第1篇

集团公司领导（X部长），煤层气公司同事，龙软公司代表：

上（下）午好，我谨代表煤层气公司及本人，感谢大家百忙之中参加《数字化矿井地质三维动态模型技术标准研究》的验收汇报会。

地测工作是煤矿安全生产的基础，随着行业信息化的建设，地测信息化取得了显著的成绩。目前，陕西煤业化工集团有限公司下属各矿井的地测工作均不同程度地实现了信息化管理，并把信息化成果投入了煤矿实际建设、生产中。不过，各矿井的地测信息化建设没有统一的标准和规范，导致地测数据的建库、数据的录入、处理以及成果等在集团内部没有实现规划化管理，影响了地测数据在集团内部的流转和共享。同时，地测信息化发展的趋势也由之前的二维可视化转向三维动态可视化。

针对当前存在的问题以及地测信息化发展的新趋势，煤层气开发利用有限公司受集团公司委托并和北京龙软科技股份有限公司合作，承担了科研项目《数字化矿井地质三维动态模型技术标准研究》的研究任务。

该项目于2013年10月立项，同月成立了以公司钱建峰高工和北京龙软公司毛善君教授为总负责人的项目实施组，项目组成员均为所在公司的地测专业负责人和技术骨干。项目组分工明确、责任到人、运转高效，为项目的顺利实施提供了保证。

项目用时8个月，历经“调研及分析”、“技术标准撰写”、“软件开发及数据处理”、“技术标准完善及系统测试”等阶段，于2014年6月顺利完成。

项目的实施，取得了以下成果：

1、企业级技术标准一套，该技术标准包括：地测数据库建库规范、专业图形制作规范、三维建模制作规范、三维模型动态更新技术规范、危险源预警指标体系规范和软硬件配置环境规范；

2、以小庄煤矿为示范矿井研发的专业GIS平台、三维建模及应用、地质危险源远程管理及预警系统；

3、软件著作权一项、论文两篇、研究报告一份。

煤层气开发技术简介 第2篇

近年来，煤层气作为巨大的潜在资源在我国能源消费中的地位逐步提高。

本文针对煤层气的基本性质及存在状态进行阐述，重点研究煤层气的集输技术。

关键词：煤层气 集输 液化

煤层气中一般有饱和的水蒸气和机械杂质，水汽和机械杂质是煤层气中有害无益的组分。

煤层气中水汽和机械杂质的存在，减小了输气管道对其它有效组分的输送，降低了煤层气的热值。

当输气管道压力和环境温度变化时，可能引起水汽从煤层气中析出，形成液态水、冰或甲烷水合物，这些物质的存在会增加输气压降，减小输气管线的通过能力，严重时还会堵塞阀门和管线，影响平稳供气。

因此，现场常采用加热、节流、分离、脱水等工艺对煤层气进行处理，能保证安全平稳地输送合格的煤层气。

研究煤层气的集输技术有利于规范煤层气集输安全生产工作，为煤层气集输安全生产监督管理提供依据，并能提高煤层气集输安全生产管理水平，促进煤层气集输安全生产。

1、概述

煤层气产业是我国近几年崛起的新兴能源产业。

煤层气俗称瓦斯。

它是一种以吸附状态储存于煤层及煤层周围岩石中的气体。

成分与常规天然气相近。

常规天然气指采自气田的天然气和油田的伴生气，非常规天然气指采自煤层气、页岩气和致密气藏的天然气，常规天然气和非常规天然气成分相同，基本上为CH4。

我国煤层气资源丰富，在能源结构中煤炭占70%左右，而清洁燃料天然气只占不足5%，我国应大力发展煤层气，充分利用我国煤炭资源丰富的有利条件，以弥补天然气在能源结构中比例过小的缺点。

我国煤层气抽放包括井下抽放和地面抽放两种。

井下抽放系统回收的煤层气含甲烷约30%～50%，而地面井回收的煤层气甲烷浓度超过90%。

井下抽放系统回收的煤层气经过分离提纯进入管道系统，供给远方城镇用户;而地面井回收的煤层气可直接注入管道系统，但地面井抽放的数量较小，大部分煤层气都是经过井下抽放得到的。

随着煤层气生产基地的建设，煤层气产量将迅速增加，中、低浓度煤层气在当地需求过剩的情况下要考虑长距离输送给缺少气源的城镇使用，在未来的一段时间利用长输管道输送煤层气将得到大力发展。

2、煤层气集输系统的类型

煤层气田的集输系统有两个主要目的：一是以最经济的方式将煤层气从井口输送至中心压缩站;二是对产出水进行处理，处理后的水符合环保的要求。

目前常用的煤层气集输系统有三种类型：

(1)对每口井产出的煤层气进行单独处理和压缩，然后用小口径、中等压力的管线将煤层气输送至中心压缩站。

(2)还应将井组的煤层气收集在一起，通过低压集输管线输送到卫星增压站，再进行初步处理和压缩，最后输送到中心销售压缩站。

(3)要尽可能地降低煤层气井的井口压力，选用大小合适的集输管线将煤层气直接输送到中心压缩站。

3、煤层气集输技术

目前，我国的煤层气主要用于发电、化工和工业燃料等方式。

从煤层气的开发利用的现状来看，最关键的制约因素是煤层气远距离运输问题。

现就对主要的运输方式进行分析。

3.1 高压管道输送煤层气

目前我国煤层气远距离运输主要采用高压管道输送，主要运输煤层气压力较低，距离较近，煤层气的爆炸极限范围限制了它的输气压力。

在采用压力管道输送煤层气时，考虑到大量O2的存在以及煤层气加压的同时伴有温度的升高，容易引起煤层气的爆炸。

为保证煤层气加压过程的安全运行，有必要对煤层气加压过程的爆炸极限进行深入的研究，这对于煤层气输送工程的安全性和经济性有着十分重要的意义。

3.2 煤层气液化技术

根据目前的煤层气利用中存在的气源、气体输送等问题，可以考虑采用煤层气液化的方式促进煤层气的利用，这种方式有如下优点：

(1)煤层气液化后便于进行经济可靠的运输。

用专门的槽车等运输工具，把边远地区分散的煤层气，经液化后进行长距离运输到销售地，相对管道输气方式具有方便可靠、风险小、适应性强的优点。

(2)煤层气液化后储存效率高、占地少、投资少，并且有利于平衡调节城市的负荷。

一些城市燃气化以后，由于民用气量冬用多、夏用少，或者因用气的化工厂检修或者煤层气厂本身进行技术改造，甚至是输气管网出故障等，都会造成定期或不定期的供气不平衡，而建设LNG储罐就能起到削峰填谷的作用。

(3)液化生产过程中释放出的冷量可回收利用。

例如可将煤层气汽化时产生的冷量，用作冷藏、冷冻、低温粉碎等。

液化槽车被形象的比喻为“高速公路上的天然气管道”，因此，液化技术为煤层气的远距离输送创造了条件。

从煤层气液化储存的角度来看，大型LNG储罐可储存7×103～2×105m3液化煤层气，小型LNG储罐可存5～50m3液化煤层气。

液化煤层气经简单的气化装置处理就可重新变成气态使用，液化储存的煤层气可以用于城市管网和解决天然气电厂的调峰难题。

因此，煤层气液化克服了长途铺设管线耗资大，覆盖地区有限，且不具备储存和调峰能力的缺点，具有良好的应用和发展前景。

3.3 煤层气固态储运

在煤层气开采和矿井瓦斯处理问题上，利用管道和液化运输都不经济，利用水合物收集、输送则可发挥其灵活、经济的优势，并且操作安全、技术难度不大、工业应用可行性高。

Gudmundsson等提出了利用水合物技术开采海底天然气模型并进行了试验，但这一技术还处在实验研究阶段，大规模商业化应用还需要解决一系列的问题。

4、结语

总之，煤层气是一种优质的、清洁的能源，具有环境性能好、热效率高等优点。

但是利用煤层气也还面临着很多问题，主要是运输问题。

因此说研究煤层气的集输技术，对于煤层气更好的发展和利用来说有着重要的现实意义。

参考文献

[1]刘闯.煤层气利用技术方案研究[J].煤气与热力，2005，6.

[2]饶孟余.中国煤层气产业化开发的技术选择[J].特种油气藏，2005，12.

[3]黎俐.煤层气水合物技术在储运中的`应用[J].山西化工，2006，26.

煤层气勘探开发技术研究 第3篇

1 钻井、完井工艺技术

在我国煤层气勘探开发中, 煤层气钻井在非煤层地段都用的是泥浆钻井, 并且在目的层应运用优质低固相泥浆、清水或者是无固相来作为钻井液, 这样可以有效的防止煤储层受到伤害。

1.1 煤层气井钻井技术

在煤层气钻井中, 较多采用的是分层段两套钻井液体系, 采用此技术可以有效的保证非煤层段的稳定性, 使煤层段的储层伤害降低到最低。此外, 在对煤储层的盐、碱、酸、物性、水、速敏和应力敏感性进行了相应的研究, 可以有效的分析钻井循环介质对整个煤储层所存在的伤害程度, 并对欠平衡钻井建模与软件进行有效的开发。

1.2 取心技术

运用相应的绳索取心技术可以使煤层的采取率高达90%以上, 是较好的一项技术。

1.3 固井技术

在我国完井技术中, 高强低密的固井技术已经得到较为普遍的运用, 采用此项技术可以使水泥浆密度可控制在1.3g/cm~1.60g/cm之内, 从而产生的轻度可以有效的控制在工程所需的范围之内。

1.4 完井技术

在我国, 基本上大多数的煤层井都采用的是全套管完井, 进行射孔压裂, 但是也有少数的井采用裸眼复合完井和套管技术, 一部分井野采用裸眼筒穴完井。但是后面两种技术想要有效的使用, 就必须具备一定的储层条件或者动力设备, 如果不具备相应的条件, 就没有办法进行实施。

2 煤层气地球物理勘探技术

近两年来, 我国在运用地震勘探技术对煤层和煤层气的勘探取得了较为有效的进展, 此外, 还通过开展三维三分量的地震勘探, 来研究出了煤层裂缝发育、煤层厚度和煤层气富集等的预测方法。并且按照地震的属性反演把其分成4个方面进行分析, 主要分为纵波叠前反演、纵波叠前反演、方位AVO反演和多波联合反演。其中, 纵波叠后反演主要研究的是与纵波和反演速度相关的岩性参数, 而纵波叠前反演则是与含气性参数有着直接的关系。此外, 方位AVO反演主要是预测煤层的非均质性和裂缝, 而多波联合反演主要是用于探测煤层的压力、裂缝和流体所具备的性质。

3 煤层气及其围岩原地应力测试技术

煤层气及其围岩原地应力测试技术主要是采用注入泵, 并且运用较大的恒定排量来快速的把地层压开, 来通过注入的曲线来分析煤层气的破裂压力, 延伸压力等参数。并且, 要根据关并压降曲线来分析闭合的压力, 一般情况下, 是测量四个周期, 所测量的方法和井下设备主要是采用双对数法和时间平方根法, 运用此方法来对裂缝闭合压力进行有效的分析。

4 建议

4.1 加强关键技术试验

目前, 要针对我国煤层气的地形地质特点, 来研究出适应我国煤层气地质条件的勘探开发技术, 这样就可以在一定程度上提高我国单井产量。要全面加强各项勘探技术的研究, 并对开发区块内的单井产量所存在的差异进行有效的分析, 全面了解该地区的地形地质原因, 排采工艺技术等。除此之外, 要全面确定井网平衡降压点和存在的液面控制点, 要对井内的井距进行合理的分析, 从而可以有效的防止出现压裂排采煤粉的干扰。

4.2 积极稳妥按照勘探程序组织实施勘探开发工作

由于我国的煤层气资源是归国家所有的, 因此, 我国政府可以制定一套合理的、有效的煤层气勘探开发的规范和标准, 这样就可以从根本上规范和整顿矿权的秩序, 使煤层气的勘探和开发具备一定的规律。除此之外, 我国还应该进行统一的规划登记, 对煤层气的勘探开发区进行划分, 这样就可以防止出现破坏性的开发产生, 控制一些不具备勘探和开采煤层气的单位擅自开发煤层气, 保证煤层气资源不受到破坏。

4.3 加强煤层气地质精细研究

我国的煤层气具备地质条件复杂, 开采较为困难的问题。因此, 想要改变这样的情况, 就应该全面加强煤层的分布规律, 并且对具备煤层气的地区进行非均质性的地质研究, 这样就可以进一步的加强煤层气的勘探和开发, 对不同井的煤层气, 要根据实际的情况以及产量的差异来进行分析, 了解其存在的原因, 这样才可以运用相应的煤层气勘探开发技术来进行开发, 保证煤层气的产量。

5 结论

综上所述, 由于我国对煤层气的资源量、分布情况以及勘探开发技术还缺乏相应的认识, 处于起步阶段。因此, 想要实现我国煤层气的增产, 就应该根据我国本土的地质条件, 分析我国的煤层气资源和富集区优选情况, 来选择相应的煤层气勘探开采技术。

参考文献

[1]徐凤银, 李曙光, 王德桂.煤层气勘探开发的理论与技术发展方向[J].中国石油勘探, 2008 (5) .

[2]张卫东, 孟庆春, 魏韦.煤层气勘探开发技术进展与展望[J].中国煤层气, 2009 (5) .

[3]汪忠德, 阮洋, 李向东.中国煤层气勘探开发技术进展浅析[J].石油天然气学报, 2008 (2) .

煤层气开发“梗阻” 第4篇

近年来,煤炭、石油、地矿,以及地方政府、外国石油公司等均相继进入煤层气领域,盯上这个“香饽饽”,并以不同的合作模式争食行业资源与经济效益。然而,本刊记者调查发现,目前,煤层气行业发展现状却如上述人士所说,阻碍重重、停滞不前。

管网主体多元之争

近几年中国瓦斯抽采利用量大幅上升,但供能源较为缺乏地区使用,尚需长输管道等基础设施的支撑。因此,管道运输成为制约煤层气产业发展的核心瓶颈。

在4月21日的一个行业会议上,中石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红指出,规模生产是煤层气管网规划的前提,只有当各个公司和区块统筹多种气源,就近利用并将规模较大的气源并入主干管网时,才能让煤层气真正担负起天然气的补充角色。

这个主干管网指的是“西气东输”工程。这条中国目前距离最长、管径最大、投资最多、输气量最大、施工条件最复杂的天然气管道,有力地促进了我国的能源结构和产业结构调整,有效地带动了东西部地区经济共同发展,是我国重大的政治和民生工程。中石油作为主承建商,在建设该工程之初积极响应中央号召对工程进行了巨额投资。

与其他公司相比,掌握管网的中石油已经初步体现出控制性的优势。由于在渠道方面处于劣势,其他煤层气开发商必须依靠中石油的管道输送煤层气,即使是中联煤也不例外。

中联煤层气有限责任公司(下称中联煤)相关负责人对本刊记者提出自己的看法:“煤层气管网的主体应该多元化。”

一位外资煤层气公司的人士指出:“一旦中石油确定了类似天然气那样垄断性的管网优势,那么其他煤层气开发企业的议价能力将大大削弱。”

对于煤层气管网主体的多元化,国内一家大型煤层气企业的高层还认为,应当建立起专门的管道法律法规,保证管道公司的经营主体与上下游的利益分离开。

当初承建社会效益突出但盈利前景黯淡的西气东输管线,中石油其实承担了很大的风险。现在西气东输管线的商业价值日益凸显,但是由此引来的争论也随之上扬,估计还会持续下去。

管网建设现状之惑

除了中石油、中联煤之外,亚美大陆等外资公司和淮南矿业集团等地方企业也拥有开采资格。中石油拥有全产业链的整体优势,煤层气已开始出现和天然气类似的市场局面。

目前我国除了集输管线和就近供应小管线外,山西省端氏—沁水煤层气外输管线现已投产,该管道连接到已建成的西气东输管道上。煤层气可与常规天然气混输、混用,因此,拥有西气东输管道的中石油,自然在煤层气的远距离输送方面将节省大量成本,只有无与伦比的竞争优势。目前中联煤将所产的煤层气通过华北油田并入到西气东输一线,每天供应量为30多万立方米。

中联煤等企业已在建设自有管线。近年来频频出现的气荒也为它们提供了足够的市场空间。2009年,国内第一条跨省的煤层气输送管道“端氏-晋城-博爱”煤层气管道获批。5家股东中,中联煤持股10%,中石油不在其列。

中联煤经营管理部主任李良对外界表示,目前沁气南下管道工程、丹江口库区(位于鄂西北、陕东南、豫西南地区的接合部)煤层气/天然气管道工程、连接榆济(陕西榆林—山东济南)天然气管道工程的建设也正在规划、实施中。

在建的端氏-晋城-博爱(河南)煤层气管道工期已经过大半。该项目总投资4.58亿元,管道全长98.2公里,设计输送能力20亿立方米。预计今年上半年可全线建成,正式通气营运。现在河南缺气很严重,包括许多管道都空置,加不上气,这条管道直接可以供应河南部分地区市场,投入要几十亿元,甚至上百亿元。参与煤层气管线的机构则涵盖了四五家,包括河南本地、中煤能源、民营企业、山西国企等,修这条管线体现了利益均沾原则,煤层气产业下游的积极性都可以调动。

中石油修的管道一共35公里,从2008年6月就开始动工了,到2009年的9、10月份才完成,中石油又不缺技术、不缺钱,为什么这么慢呢?关键是各种利益要协调。现在管线已经完成了,但以后开采、安全生产检查、环保,还得地方来做,这些也都存在一些矛盾。一位资深业内人士分析。

位于鄂尔多斯盆地的陕西省境内韩城区块可开发的煤层气约10亿立方米,目前韩城区块的煤层气即将开发,远期潜力较大,近期以满足气田周边市场为主。中石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红表示,陕西省的韩城至澄城煤层气输气管道工程设计输气规模为4.5亿立方米,总投资额为2.06亿元,工程计划2010年年内将建成通气;而鄂尔多斯盆地准噶尔区块的煤层气管网规划则需要统筹考虑煤层气、煤制气和鄂尔多斯新增天然气三种气源。

反观国外的管网系统非常发达,不管采多少气都可以接运输管道,这与当地政府出台的激励政策分不开。“国内煤层气之所以做不起来,关键在于没有发达的管网。而在这样的前提下,政府的激励政策相当程度上是走空的。”某外资公司负责人说。

运输方式中除了管道外,还有压缩煤层气(CNG)和液化煤层气(LNG)。CNG每次运输的量少,运输半径在150公里以内,主要给汽车加气;LNG是高能耗的,实际上国家发改委也并不鼓励这种方式,因为它耗大量的电力一下冷凝到零下160摄氏度,然后装车,到另外一个地方,又得用大量的水,把它再汽化,这种能源运输方式耗能特别高。但是山西地方反映,如果开采出来没法卖怎么办?所以现在国家也批了一些LNG项目,已经投产了。但是,这种不是一个大的主流方向。

中国煤层气技术可采资源潜力 第5篇

煤层气原地资源量和技术可采资源量的计算结果,可为国家制定煤层气开发战略提供决策依据,也可为煤层气开发的相关部门或单位提供参考依据,对推动我国煤层气产业发展具有重要意义.通过对我国褐煤分布区的煤层气资源量的计算,弥补了我国长期缺少褐煤煤层气资源量的缺陷,使我国煤层气资源量数据更加完整,我国陆上煤层埋深2 000 m以浅的`煤层气原地资源量为32.86×1012 m3,其中,褐煤主要分布区为1.40×1012 m3,非褐煤地区为31.46×1012 m3.利用已建立的煤层气技术可采资源量评价方法体系,并基于目前的开发技术,对我国煤层气技术可采资源量进行计算,结果为13.90×1012 m3,占原地资源量的42%.

作 者：张新民 赵靖舟 张培河 郑玉柱 李建武 韩保山 王明镇 林大扬 董敏涛 ZHANG Xin-min ZHAO Jing-zhou ZHANG Pei-he ZHENG Yu-zhu LI Jian-wu HAN Bao-shan WANG Ming-zhen LIN Da-yang DONG Min-tao  作者单位：张新民,张培河,郑玉柱,李建武,韩保山,董敏涛,ZHANG Xin-min,ZHANG Pei-he,ZHENG Yu-zhu,LI Jian-wu,HAN Bao-shan,DONG Min-tao(煤炭科学研究总院西安研究院,陕西,西安,710054)

赵靖舟,ZHAO Jing-zhou(西安石油大学,陕西,西安,710065)

王明镇,WANG Ming-zhen(山东科技大学,山东,青岛,271019)

煤层气开发有关政策规定 第6篇

一、煤层气开发政策

《煤层气产业政策》（征求意见稿）第十八条规定：煤炭远景区实施“先采气、后采煤”，优先进行煤层气地面开发。煤炭规划生产区实施“先抽后采”、“采煤采气一体化”，鼓励地面、井下联合抽采煤层气资源，煤层瓦斯含量降低到规定标准以下，方可开采煤炭资源。

第二十条规定：在已设置煤炭矿业权但尚未设置煤层气矿业权的区域，经勘查具备煤层气地面规模化开发条件的，应依法办理煤层气勘查或开采许可证手续，由煤炭矿业权人自行或采取合作等方式进行煤层气开发。在已设置煤层气矿业权的区域，根据国家煤炭建设规划5年内需要建设煤矿的，按照煤层气开发服务于煤炭开发的原则，采取合作或调整煤层气矿业权范围等方式，保证煤炭资源开发需要，并有效开发利用煤层气资源。

陕西省人民政府办公厅贯彻国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用若干意见的实施意见（陕政办发[2006]106号）第二条煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用指导思想、基本原则和目标是：以科学发展观为指导，依靠科技进步，走资源利用率高、安全有保障、环境效益好的煤层气开发利用路子。树立煤矿安全生产第一和瓦斯是洁净能源的观念，依靠市场引导、政策驱动、自主创新，加大煤矿瓦斯抽采利用力度，加快煤层气开发产业化进程，构建我省新型煤炭工业体系。基本原则：勘探先行、统筹规划、重点突破、以点带面；应抽尽抽、先抽后采、煤气共采；以抽保用、以用促抽；企业负责，政府扶持。目标：用3-5年时间，探明我省韩城、铜川、彬长等主要含气区的煤层气储量及其开采技术条件；高瓦斯及煤与瓦斯突出矿井实施抽采；按照就近利用与余气外输相结合的原则，配套建设输气管网，建成若干座瓦斯发电厂，使地面抽采的煤层气全部得以利用，井下抽采的瓦斯利用率达到36%以上。

陕西省人民政府办公厅贯彻国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用若干意见的实施意见第四条加强管理，确保煤层气（煤矿瓦斯）资源有序开发中规定：

（一）高瓦斯矿井、煤与瓦斯突出矿井、采煤工作面瓦斯涌出量大于每分钟5立方米或掘进工作面瓦斯涌出量大于每分钟3立方米的生产矿井必须制订瓦斯抽采利用方案，建立瓦斯抽采系统，实施瓦斯抽采。新建、改建和扩建矿井，瓦斯抽采利用项目或工程必须与矿井（或采区、工作面）建设同时设计、同时施工、同时投入使用。

（二）煤层中吨煤瓦斯含量必须降到规定标准以下，方可实施开采。陕西煤监局要会同省煤炭局等有关部门加强监督检查。

（三）限制企业直接向大气中排放煤层气，对超标准、超总量排放煤层气的企业，由环保部门按规定予以处罚。

（四）国土资源管理部门要依法加强对煤层气勘查开采活动的监督管理，严格执行国家关于最低勘探投入量和施工期的基本要求。坚持采气采煤一体化，依法清理并妥善解决煤层气和煤炭资源的矿业权重叠问题。凡新设探矿权，必须对煤层气、煤炭资源进行综合勘查、评价和储量认定。煤层中吨煤瓦斯含量高于规定标准且具备地面开发条件的，必须统一编制煤层气和煤炭开发利用方案，并优先选择地面煤层气抽采。煤层气和煤炭资源综合勘查、评价和储量认定按国家有关规定执行。

二、市场准入政策

《煤层气产业政策》（征求意见稿）第五条规定：从事煤层气勘探开发的企业应具备与项目勘探开发相适应的投资能力，具有良好的财务状况和健全的财务会计制度。煤层气勘探开发企业应配齐地质勘查、钻探排采等专业技术人员，特种作业人员必须取得相应从业资格。从事煤层气建设项目勘查、设计、施工、监理、安全评价等业务，应按照国家规定具备相应资质。

第六条规定：鼓励具备条件的各类所有制企业参与煤层气勘探开发利用，鼓励大型煤炭企业和石油天然气企业成立专业化煤层气公司，培育一批具有市场竞争力的煤层气开发利用骨干企业和工程技术服务企业，形成以专业化煤层气公司为主体、中小企业和外资企业共同参与的产业组织结构。

三、煤层气开采项目审批

《煤层气产业政策》（征求意见稿）第二十八条规定：煤层气开发、输送、利用等建设项目应根据项目投资主体、性质和规模，按照国家投资体制改革有关规定报政府主管部门审批、核准或备案。项目未经审批、核准或备案，有关部门不予办理土地使用、银行贷款等手续，不得享受财政补贴、税费优惠等政策。

陕西省人民政府办公厅贯彻国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用若干意见的实施意见第五条进一步完善、落实煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用政策，促进煤层气资源有效利用中规定：

（一）煤层气抽采利用项目经省煤炭工业局会同省发展改革委认定后，可享受有关鼓励和扶持政策。主要包括：井下抽采系统项目，地面钻探、泵站项目，输配气管网项目，煤层气压缩、提纯、储存和销售站点项目，利用煤层气发电、供民用燃烧及生产化工产品项目等。

中国煤层气勘探开发进展综述 第7篇

中国煤层气勘探开发进展综述

综述了中国煤层气勘探开发利用现状,尤其是“十五”期间中国煤层气取得的进展.总结了中国煤层气资源勘探开发成果:基础研究和应用研究齐头并进;勘探方向更加明确;煤层气勘探开发关键技术类型多样,试验推广应用范围扩大;十大重要勘探成果初露煤层气产业化曙光.国家级沁南潘河煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目、阜新煤层气开发试验项目的建成和投产,标志着中国开始进入煤层气商业化开发阶段.

作 者：叶建平YE Jian-ping  作者单位：中联煤层气有限责任公司,北京,100011 刊 名：地质通报  ISTIC PKU英文刊名：GEOLOGICAL BULLETIN OF CHINA 年，卷(期)： 25(9) 分类号：P61 关键词：煤层气   勘探   开发   沁水盆地   鄂尔多斯盆地  

煤层气资源现状及开发技术研究 第8篇

我国是一个煤炭资源丰富的大国, 煤层分布十分广泛, 全国的煤炭资源总量约为50479.26×108t, 丰富的煤碳资源表明其中蕴藏着非常巨大的煤层气资源。因此, 加强对煤层气的勘探和开采是伟大而艰巨的任务。

煤层气的赋存状态

煤层气 (又称“煤层甲烷”、“瓦斯”) 是一种储集在煤层中的自生自储的天然气。煤层甲烷在煤储集层中赋存的状态有游离、吸附和溶解等三种。在煤化过程中生成的天然气首先在煤炭中吸附, 然后是溶解和解离析出。

游离状态 (自由状态) 的煤层甲烷存在于煤的孔隙、裂隙或空洞中, 气体分子在媒体孔隙内可以自由流动, 煤层内的自由空间决定煤层甲烷的数量。当然, 外界的温度和压力也会影响煤层气的数量。

煤层气的含气量影响因素

煤层气的含量主要由以下因素决定:首先, 煤层气的生成量和吸附量由煤的变质过程及煤质决定;其次, 煤层的生成阶段及后期演化阶段煤层的储集条件是由构造运动所控制;煤层气的含量由盖层的封堵能力所影响。

1. 煤的组成

煤的组成指的是煤的显微组分、灰分和水分。煤的组成不仅对煤的产油能力有影响, 而且影响煤的孔隙特征、吸附能力和机械性能等。煤的物质组成控制着煤的吸附能力, 若矿物质含量越高, 其吸附能力反而会降低。在显微组分中, 壳质组和惰质组的吸附能力偏低而镜质组的吸附能力最强, 主要是镜质组中发育有大量的气孔, 孔隙比表面积大所引起。

2. 煤层的埋藏深度

煤层的埋藏深度是影响煤层甲烷的另一控制因素。煤层埋深对煤层甲烷的含量的影响实质是由于煤层埋深的不同, 导致煤层甲烷所受的温度和压力的变化, 压力增大会使煤的吸附能力增强, 但是温度的升高却会使煤的吸附能力降低。

3. 煤层中的水分

如果煤层中水分增加, 那么其吸附能力会降低, 但当水分量大于某个临界值时, 吸附能力将不会随着水分的增大而改变, 这个值为临界水分值 (Mc) 。Joubert对烟煤的研究建立了以下经验公式:

式中:Vd、Vw分别为一定温度压力下甲烷和水的体积, cm3;m为水分, %;C0为系数。

当煤被水饱和时, 即m≥mc时:

式中:X0为煤中氧含量, 可见m≥mc时Vd与含氧量有关。

4. 煤阶

煤阶代表了煤化作用中能达到的成熟度的级别, 由于深埋影响温度的改变可以引起煤阶的改变, 煤阶影响煤层饱和状态, 可通过测量最大的镜质组反射率, 挥发物质的百分比或煤中碳的百分比来确定的。

煤层气含气量随煤阶的增加呈现出急剧增高-缓慢增高-急剧增高-急剧下降的阶段性演化特征。众多研究表明, 随煤阶增高煤的吸附能力会相应增强。在烟煤和无烟煤阶段 (R0max<5%) , 当R0max增大时总孔隙度会增高。在小孔隙中, 煤中孔隙的比表面积会随之增大。由于煤的分子排列是从无序到有序, 由小分子到大分子, 煤的表面物理性质发生了变化, 煤分子与CH4分子间引力 (范德华力和色散力) 增大, 煤对CH4的吸附能力随之增强 (图1) 。

5. 盖层的封闭能力

盖层对煤层气的封存机理与常规油气的基本相同, 即盖层的排替压力越大, 其封闭性越强。能有效地阻止煤层气散失的盖层为有效盖层。盖层的封存能力并不是绝对的, 当储层压力大于排替压力时, 便可能成为无效盖层。孔喉半径是盖层封闭能力的主要因素。盖层的宏观封闭性还要与其岩性、厚度、分布范围和连续性、韧性等因素有关。

提高煤层气的采收技术

我国煤储层具有低压 (压力系数低于0.8) 、低渗 (小于1×10-3um2) 、低饱和度 (小于70%) 和非均质性强等特点, 煤层气的开采技术面临着难题, 因此提高煤层气的采收技术显的特别重要。以下为提高煤层气采收率的几种技术。

1.注热技术

向煤层中注入水蒸汽来实现注热开采煤层气。热量作用下, 煤体、扩散至裂隙的煤层气的性质会发生变化。如果温度升高, 煤体会发生膨胀, 孔裂隙受到挤压后会发生变形, 影响CH4气体在其中流动。当CH4气体吸热, 动能、活性、解吸能力都会增强, 煤层内吸附平衡遭到破坏, 解吸率升高, CH4气体会从煤层表面解吸扩散至裂隙, 从而使煤层裂隙中的气体浓度升高, 由于浓度梯度和压力梯度增大, CH4气体由裂缝系统流至井筒, 从而煤层气产量增加。二者共同决定煤层气的产量。在开采过程中, 可以先对煤层进行压裂, 然后向煤层中注入热量, 这样可增加煤层气的产量。

2.煤层压裂技术

煤层压裂技术目前可以有效的提高煤层气的开采效率。由于人工压裂形成诱导裂缝降低、消除了煤层的近井眼伤害, 煤层中的天然裂隙系统增强, 有效“井眼半径”和煤层气解吸渗流面积扩大, 井眼稳定性得到加强, 井眼周围形成了有效的煤层气渗流通道, 从而提高煤层气的采收效率。

煤层气井与常规油气井在水力压裂技术方法和压裂结果上的相似及差异性。由于煤的力学性质导致其形成短而宽的裂缝。所以在进行压裂设计时需综合原地应力、压裂液、支撑剂、钻井、测井、完井等方面的因素, 设计出合理的方案来有效的提高煤层气的采收效率。

3.气体驱替技术

CO2、N2或CO2与N2的混合气可以用来驱替煤层气, 由于气相的存在, 既可以利用低吸附能力的N2降低甲烷的压力, 也可以利用CO2的置换作用来提高甲烷的采收率。

气体驱替煤层气技术: (1) 注入CO2提高煤层气采收率, 称之为二氧化碳-气体驱替技术; (2) 注入N2降低CH4压力。

4.声震法

声震法提高煤层气采收率技术: (1) 声场促进煤层气在煤层微孔中解吸—扩散; (2) 声场促进煤层气在空裂隙系统中渗流。

声场促进煤层气的渗流主要表现为:声场可以提高煤层的温度, 改变煤层温度分布, 促进煤层气的解吸和扩散;声场在煤层中存在明显的衰减, 在其衰减范围内, 声场对煤层存在机械振动、机械损伤和热效应, 可以大幅度提高煤层的渗透率, 降低煤层的应力, 促进煤层气在孔裂隙中的渗流。

结束语

应优先开发煤层气 第9篇

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。

盘江矿区煤层气资源及开发前景 第10篇

作者: 徐会军 王万兴(煤炭科技信息研究所，硕士，100713 北京和平里北街21)

【摘要】盘江矿区煤炭资源储量丰富，2370km?2井田范围内，有煤炭资源477?8亿t，煤层多，分布广，可采煤层总厚15～30m。向斜翼部含煤带宽缓平坦，利于煤层气的富集，煤种以中变质烟煤为主，煤层储气能力强，煤层甲烷含量为12?4～15?0m?3／t，甲烷资源总量为1092亿m?3。多年来，盘江矿区一直致力甲烷抽放工作，具有良好的煤层气开发的基础条件，目前盘江矿务局已制定了一套完整的煤层气开发利用计划。本区煤层埋藏较浅，地质结构简单，煤层渗透率较高，市场条件优越，具有良好的煤层气开发前景。

1 引言 盘江矿务局是中国500家最大工业企业之一，是贵州省重要的煤炭企业，共有职工25000名。盘江矿务局现有5座煤矿，其中3座为瓦斯突出矿井，年产煤炭近500万t，计划到2000年产煤1000万t，2010年产煤2100万t，所产煤炭为低硫、低灰、高发热量烟煤和无烟煤。盘江矿区储煤面积2370km?2，可采煤炭储量94?8亿t，远景储量383亿t，煤炭储量丰富，开发前景乐观。盘江矿区为高瓦斯矿区，历史上曾发生过瓦斯突出事故7次，瓦斯爆炸事故1次。1995年全矿区甲烷涌出量为15900万m?3，甲烷抽放量为2800万m?3，抽放率约为17?7%。矿区煤层气储量丰富，总储量约为1092亿m?3，为一中型煤层气资源区。随着盘江矿务局煤炭生产计划(到2010年，年产煤炭2100万t)的实施，甲烷抽放、利用工作的进一步加强和提高已迫在眉睫，为了制定合理的甲烷开发利用计划，应对盘江矿区的地质构造特点、甲烷生储特征及分布规律、目前甲烷抽放的技术状况、水平等进行细致的研究。2 盘江矿区地质概况及煤层气资源2?1 矿区地质、煤层条件 盘江矿区位于云南--贵州--桂林复向斜内，矿区内的采掘工程都是沿着与复向斜轴近似平行的向斜翼展布，四座煤矿位于盘官向斜西翼，一座煤矿位于土城向斜北翼。向斜翼部的开采工作沿构造线在极浅部进行，翼部地层产状平缓，倾角为10°～30°，翼部宽阔，使开采工作犹如在单斜构造上进行。总体来说，矿区地质构造简单，内有大断层和小型褶曲破坏了煤层的连续性。 盘江矿区的开采煤层形成于晚二叠纪，含煤地层龙潭组下伏晚二叠纪玄武岩组，与之成不整合接触；上覆三叠纪飞仙官组，与之成整合接触。龙潭组包括砂岩、粉砂岩、页岩和煤层，含煤地层由互层的砂岩、页岩、煤层、薄层粉砂岩组成，沉积序列自上到下明显由陆相沉积为主过渡到滨海沉积，下伏玄武岩组由块状石灰石层组成。 含煤地层共含煤20～30层，其中可采层10～15层，可采煤层总厚度为15～30m，煤层最大间距20m，煤层倾角10°～30°。 根据我国煤质牌号分类法，盘江矿区的煤种属气煤～无烟煤，以气煤、肥煤、气肥煤为主。根据美国ASTM分类法，近75%的煤炭储量属于中挥发性烟煤和高挥发性烟煤。煤炭总储量中29%为炼焦煤，而69%为动力煤。2?2 煤层气资源2?2?1 煤层气储层特征 盘江矿区大部分煤炭储量是中挥发性烟煤，煤层储气能力很强，在世界各国，中挥发性烟煤是众多煤矿煤层气开发项目的选择煤种，盘江矿区煤层甲烷含量为12?4～15?0m?3／t，甲烷含量梯度为0?352～0?0844m?3／t／m(埋深)。虽然无法取得与煤层互层的碎屑岩储气特征的有关具体参数，但对碎屑岩的调查结果表明，这些岩石都没有硅化，裂隙还处于开裂状态，所有这些都显示了碎屑岩有利的潜在储气特征。2?2?2 矿区各煤层渗透率 盘江矿区煤层渗透率为0?10～1?65md，该数值反映了盘江矿务局各矿实际煤层气抽放条件的变化范围，据盘江矿务局有关人员称，3号煤层和5号煤层渗透率低，属于难抽放煤层；17、18、19、26号煤层渗透率中等，属于可抽放煤层；12、20号煤层的渗透率最大，属于易抽放煤层。2?2?3 储气层和围岩的水文特征 盘江矿区含煤地层出露的含水层是玄武岩组的碳酸岩岩层，它们处于含煤地层的下部，不是煤矿的涌水源。由于含煤地层有非渗透性岩层，而且非渗透岩层将含煤地层同含水层隔开，所以开采过程中，矿井涌水量非常小。2?2?4 可回收的煤层气资源储量预测 (1)现有条件下可回收的煤层气资源量 1995年盘江矿务局释放煤层气的总回收率为17?7%，甲烷回收总量为2800万m?3，根据该回收率，盘江矿区可回收的煤层气储量为193亿m?3。 (2)回收工艺改进后的煤层气资源可回收量 人们相信，通过对现有甲烷抽放系统进行系统的研究，能够找到大大提高甲烷抽放技术和应用工艺有效性的方法。仅仅为大量甲烷提供一种用法，就会使矿井的甲烷抽放全天运行，目前，盘江矿区甲烷抽放的平均周期仅占煤矿生产时间的87?3%。通过实施更积极的沿煤层、穿层和采空区甲烷抽放技术，可以回收更多的甲烷，目前盘江矿务局正在考虑实施末采煤层的甲烷地面抽放技术，该技术能生产高质量甲烷。同时，地面垂直井与定向水平长钻孔瓦斯抽放技术也应当在考虑之中。 技术水平的提高和矿井甲烷抽放的不间断进行将使甲烷抽放率很容易达到50%，甲烷抽放率的提高将使盘江矿务局每年生产8200万m?3甲烷。如果盘江矿区实施甲烷抽放的各煤矿能够通过甲烷管道输送系统连成一体，而且甲烷的贮存能够适应甲烷需求的季节性浮动，那么甲烷的供给量能够达到156m?3／min。2?2?5 矿区煤层气储量 盘江矿区煤炭资源中的煤层气资源量为1243亿m?3，其中，甲烷量为1092亿m?3，占煤层气总量的87?5%。通过制定先进的甲烷回收战略，甲烷回收率至少可以达到50%，即可回收甲烷近546亿m?3。3 盘江矿区煤层气开发现状 盘江矿区属高瓦斯矿区，区内5对生产矿井有3对为瓦斯突出矿井，瓦斯涌出超限现象时有发生，瓦斯问题严重地制约了煤矿的安全、高效生产，为了解决这一问题，盘江矿务局多年来一直致力于煤层气抽放工作，迄今为止，盘江矿务局所属5座煤矿中，有4座建立了煤层气抽放站，5座矿井全部安装了瓦斯监测系统，但所有这些煤层气抽放工作都不是以赢利为目的，都是为了保障煤矿安全生产、减少人员伤亡事故、提高煤矿生产能力。煤层气利用尚处于起步阶段，目前还没有一项有效的煤层气利用项目。 盘江矿务局1995年抽放煤层气2819万m?3，煤层气总抽放率为17?7%，抽放强度为61?28m?

3／min，其中通过钻孔抽放的强度为30?6m?3／min，其余的是通过上伏煤层中的预排巷道抽放，抽放气体中的甲烷浓度为31?99%。 由于盘江矿区没有对抽放煤层气进行利用，所以各矿的煤层气抽放时断时续，抽放气体中的甲烷浓度时有变化。目前矿区各矿所用的抽放方法有两种，一是通过钻孔抽放煤层气，另一种是通过上伏煤层中的预排巷道抽放煤层气。由于煤层的渗透性低，煤层气抽放效果不佳，采空区煤层气抽放技术有望在该矿区应用成功。4 煤层气开发前景 盘江矿区甲烷含量高，煤层气储量丰富，总储量约有1092亿m?3，矿区内煤层多，分布广，储量大，煤层间距小，适合于多煤层的煤层气联合开发，煤种以中、高变质烟煤为主，含气丰富，有利于煤层气开发。 虽然，盘江矿务局的煤层气利用站迄今尚未开始运行，但矿务局已经对山脚树矿的城市煤层气利用系统进行了可行性研究，该系统拥有容量?10，000m?3?的煤层气存储设备，在老屋基矿、山脚树矿和月亮田矿各有一个储气罐，同时，该系统还有一套与3座矿井(老屋基矿、山脚树矿和月亮田矿)?8，800?户居民相连的煤层气输送管道网，该工程第一阶段完工后，甲烷需求量每天将达?64，000m?3。? 盘江矿区煤层气项目开发计划如下： 第一阶段 开发利用老屋基矿、山脚树矿和月亮田矿的煤层气资源 为城市居民和工业部门服务的城市煤层气利用工程所需煤层气总量为64，000m?3／d，其中?26，000m?3?供给8，800户居民，约36，000m?3供给电厂，这样，该计划第一阶段的.服务范围将覆盖12km?2的面积，煤层气供给量为140m?3／min。 在电厂方面，老屋基矿一座12MW的燃煤电厂正在正常生产，另一座18MW的燃煤电厂正在建设中，燃煤层气发电厂的选择设计方案为10MW。根据1996年的资料，电价为0?40元/kWh，从1997年开始，电价将为0?35～0?40元／kWh。 第二阶段 开发利用火铺矿、稼祥矿和山脚树矿的煤层气资源 除第一阶段已供煤层气的8，800户居民外，再为另外8，800户居民提供民用煤层气，使煤层气民用服务范围覆盖面积达20km?2。 在发电厂方面，1996年9月火铺矿开始上马50MW燃煤电厂项目，该电厂最终的设计生产能力为150MW，另外，准备建一座10MW的燃煤层气发电厂，其目的是用煤层气取代低发热值的煤为发电厂所用，所发电能将满足矿区内部所需。 第三阶段 开发利用土城矿和另一座新建矿井的煤层气资源 计划在土城矿建两座10MW的燃煤层气发电厂，并在新建矿井建一座10MW的燃煤层气发电厂。5 结论 盘江矿区煤层的低渗透性制约了开采层采前甲烷予抽放效果，目前正在使用的采空区甲烷抽放技术最有望获得成功。其它方法，例如在上顺槽用可移动隔流镶齿导管从采空区直接抽放甲烷，也应被采用，这将使甲烷抽放量明显增加。 由于抽放的甲烷缺乏利用设施，目前盘江矿务局各矿甲烷抽放时断时续，抽放气体中的甲烷浓度也时有变化，上述的甲烷利用计划将促进抽放甲烷质量的提高和数量的增加。 目前，盘江矿务局甲烷抽放率约为19%，本年度甲烷抽放周期占全年煤矿生产时间的87?3%，一项目标为将瓦斯抽放率提高到50%的计划将使盘江矿务局年产甲烷8200万m?3。 盘江矿区煤层气开发的有利条件是，煤层气资源丰富，回收率易于提高，煤层气利用市场大。其不利因素是，煤层气开发利用尚处于煤层气开发的起步阶段，煤层气利用基础设施薄弱，抽放气体中甲烷浓度低，资金缺乏。

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