山西煤层气范文

山西煤层气范文（精选7篇）

山西煤层气 第1篇

国务院近日正式批复《山西省国家资源型经济转型综合配套改革试验总体方案》,虽然此前山西提出了“气随煤走、两权合一”的煤层气开采设想,但综改方案仍坚持“先采气后采煤,先抽后采”,加快煤层气开发和综合利用。因此,笔者认为在此形势下,应充分认识和挖掘煤层气开发的重要经济,促使各方积极行动,加大开发力度,扎实推动山西煤层气产业的大发展。

1 煤层气产业发展进程

煤层气资源开发利用具有重要的战略地位,关乎国家能源安全、能源结构优化、清洁能源供应,也直接关系到煤矿安全生产,并且能够有效减少温室气体排放。山西近些年来,煤层气开发利用发展迅速,已形成一定的产业规模。

1.1 国外煤层气产业发展现状

在世界各国,煤层气产业是一个较新的清洁煤产业,也是一项前期投入高、技术要求成熟的新兴产业。根据国际能源署(IEA)资料,全球74个赋存煤层气资源的国家中,煤层气资源总量约268万亿立方米,其中90%的煤层气资源量分布在12个主要产煤国(俄、加、中、澳、美、德、波兰、英、乌克兰、哈萨克斯坦、印度、南非)。目前已有35个国家开展了煤层气的开发利用研究工作,但主要煤层气利用国基本集中在美国、俄罗斯、澳大利亚、加拿大以及欧洲部分国家。

1.2 山西煤层气产业发展现状

山西省是全国煤层气资源最为富集的省份,全省2 000米以浅的煤层气资源量约10万亿立方米,约占全国的1/3,相当于整个美国的储量。全省六大煤田均有煤层气赋存。从山西煤层气资源的分布、开采条件和资源品质分析,山西煤层气资源有着分布集中、埋藏浅、可采性好、甲烷含量高等特点,具备大规模开发的资源优势,开发前景广阔。

截至2010年底,国家在山西共设置煤层气矿权37个,面积2.44万平方公里,占全省含煤面积的38.0%,占含气面积的62.6%;资源量6.53万亿立方米,占资源总量的62.9%。

2 煤层气产业经济效益分析

为了给煤层气产业发展创造公正的发展环境,制定相应的激励政策和相关法规,探索国家、地方和企业利益的平衡点,开展煤层气产业的经济效益分析是非常必要的。

2.1 经济效益分析的政策背景

全球每一次经济危机都会伴随着科技的新突破,引发社会新需求,进而推动产业革命及催生新兴产业,并形成新的经济增长点。作为能源大省,山西抓住这一轮新科技革命和产业革命的发展机遇,首次将煤层气产业列入战略性新兴产业。一是因为煤层气产业科技含量高;二是因为煤层气产品有稳定并有发展前景的市场需求;三是因为煤层气有良好的经济技术效益;四是煤层气能带动一批产业的兴起。可以预期,未来山西依靠科技进步引领经济结构调整,不断扩大非资源型经济比重,培育新的经济竞争优势,抓住新科技革命和产业革命的发展机遇,在新兴产业领域率先取得突破,煤层气产业将逐步成为推动国民经济发展的先导力量。

2.2 经济效益分析的范围和方法

煤层气产业综合效益最核心内容是投资后能取得的经济效益,包括直接经济收益、节约瓦斯防治费用、减少经济损失、拉动国民经济发展等四个方面。

在对山西煤层气资源特点分析的基础上,结合经济学原理及相关规范,运用层次分析法原理,将经济效益分为4个指标层:市场效益指标、瓦斯防治节约费用指标、财产损失指标和国民经济拉动效益指标;下设变量层,变量层与指标层一一对应,直接受益变量对应市场效益指标;煤炭生产成本、瓦斯防治费用变量对应瓦斯防治节约费用指标;直接损失、间接损失变量对应财产损失指标;生产总值变量对应国民经济拉动效益。变量层定义清晰,能够从统计资料中直接获得或通过简单计算就能获得。

3 经济效益分析过程及结论

开发煤层气不仅可以减少瓦斯事故导致的直接经济损失、节约瓦斯防治费用,而且可以从煤层气利用中获得投资报酬。通过山西煤层气产业经济效益分析,厘清煤层气开发利用巨大的综合效益。

3.1 直接经济收益

我国油气资源不足,每年需大量进口。随着环境要求不断提高,对清洁能源天然气的刚性需求越来越大,天然气供需差距日益显现。据资料显示,我国2015年,天然气供需缺口为650亿方。这为山西煤层气提供了广大的市场空间。按照山西煤层气产业发展规划,山西煤层气年产量在2015年将达到130亿立方米,可填补国内天然气缺口的20%。按照目前我国石油天然气资源发现率计算(10%),山西10.39万亿立方米的煤层气资源总储量可获得约1万亿立方米天然气,若按照目前天然气的中等价格(1元/立方米),煤层气将为山西创造1万亿元直接经济收益。此外考虑到发改委定调的涨价形势及煤层气抽采利用量,预测至2015年,煤层气直接销售收入达到近130亿元。

3.2 节约瓦斯防治费用

依据国家政策,煤炭企业须在每吨煤炭销售收入中提取不超过50元作为安全隐患基金,其中15元为瓦斯治理经费。因此,煤炭企业以瓦斯治理之名义发展煤层气产业,也可以用瓦斯治理经费。按照2010年山西生产煤炭7.4亿吨计算,瓦斯治理经费共111亿元,“十一五”期间,山西共生产煤炭30.85亿吨,上缴瓦斯治理经费462.75亿元。据统计,煤矿用于瓦斯防治的所耗费用,使煤炭生产成本增加25%左右。先采气后采煤不仅可以显著减少瓦斯事故、保障煤矿安全,而且可以大幅度降低瓦斯治理费用,降低煤炭建井费用,极大地提高煤矿经济效益。

3.3 减少经济损失

煤矿瓦斯事故是煤矿安全生产的最大威胁之一。山西“十一五”期间,发生瓦斯事故15起,死亡331人,占特大事故死亡人数的51.7%。在采煤之前将煤层气采出,可以使煤矿瓦斯涌出量降低50%~70%,有利于改善煤矿安全生产条件,从根本上防止煤矿瓦斯事故,保证煤炭行业的持续、健康发展。

根据《企业职工伤亡事故经济损失统计标准》(GB6441-86)的规定,伤亡事故的经济损失包括直接经济损失和间接经济损失两部分,以此来分析山西“十一五”期间因瓦斯事故造成的经济损失。

(1)直接损失:直接经济损失具体包括:人身伤亡后所支出的费用、善后处理费用、财产损失费用。受到煤矿瓦斯事故直接经济损失统计资料不足的限制,在计算山西“十一五”瓦斯事故损失时采用了类比的方法,类比的依据为各类事故的损失规模。各类瓦斯事故直接经济损失的类比公式如下:

式中,Ei表示第i类瓦斯事故的平均直接经济损失;Si表示第i类瓦斯事故的平均死亡人数。其中1,2,3,4分别表示特别重大事故、特大事故、重大事故和一般事故。

经计算,山西“十一五”期间15起煤矿瓦斯事故造成的直接损失合计至少在10亿元以上。

(2)间接损失:据有关部门初步测算,我国每年因安全事故造成的直接经济损失达1 000亿元以上,间接损失达2 000多亿元,为直接损失的1倍以上。考虑到煤矿停产、煤矿坍塌、事故处理、安置措施等因素,煤矿事故的影响往往更大,更为持久,间接损失可以达到直接损失的2~4倍。如按中间值3倍估算,山西“十一五”时期间接经济损失大约为30(10×3)亿元。

因此,“十一五”期间山西因瓦斯事故造成的经济损失达40亿元。

3.4 拉动国民经济发展

全国城市单位国内生产总值能耗平均为每万元1.40吨标煤,也就是意味着1吨标煤能耗产生7 140元生产总值。如果通过煤层气利用,能耗降低部分即为生产总值可以增加部分。1立方米天然气=1.43千克标准煤,即1立方米天然气能耗产生9.496 2元生产总值。1立方米煤层气=0.95千克标准煤,即1立方米煤层气能耗产生6.308 7元生产总值。预测2015年,煤层气的开发将保证404亿国内生产总值的能源需求。

4 结语

由于统计方法、变量的自身规律以及主要参数来源不同(部分是统计数据,部分是预测信息),不可能把表2中的数据全部计算出来,但是通过已有结果可以粗略看出山西煤层气产业蕴藏着巨大潜力,有广阔的市场前景。

煤层气产业是朝阳产业,煤层气经济评价工作的重要性将会随着煤层气开发规模的扩大而逐步显现。然而在现阶段,煤层气经济效益分析所涉及的内容、方法以及应用都还有待于进一步加强。主要包括以下方面:

1)经济评价的理论方法研究应进一步深入。随着新技术新方法的出现,煤层气经济效益分析理论应该进一步深入。

2)煤层气经济评价的针对性应进一步加强。研究过程中,部分变量虽然在分析中起到了一定的成效,但是其局限性也很明显,应该进一步收集相关资料,调整相关参数,使得经济效益分析的真实性进一步加强。

通过分析可以看出,合理、高效地利用煤层气,实现煤层气资源化利用,是贯彻科学发展观和低碳经济、循环经济理念的集中体现。山西煤层气资源化利用,不仅可弥补中国巨大的能源缺口,而且可有效防止瓦斯灾害,改善煤矿安全,同时降低温室气体排放,带动就业,有利于人与社会的和谐发展。

摘要：阐述了煤层气产业发展的进程和现状,分析了煤层气产业经济效益,通过分析可以看出,山西煤层气产业蕴藏着巨大潜力,有广阔的市场前景。

华北油田山西煤层气分公司 第2篇

WW—MMM m|fuIf l I IT0ti§=s成立于2006年5月的华北油田山西煤层气分公司, 秉承“奉献能源、创造和谐”的企业宗旨, 9年间, 从无到有, 由小到大, 在竞争激烈的众多煤层气企业中, 率先实现了商业化运营, 建成了中国第一个数字化、规模化煤层气田示范工程。太行山区是中国历代兵家必争之地。在勘探初期, 也遭遇了“兵”家争夺。为改变这一现状, 实现有质量可持续发展, 分公司主动与各级政府沟通, 支持地方建设, 修筑共建路、捐赠村镇学校、参与地方扶贫帮困、与公安消防形成联防联动机制。同时, 本着“互利互惠、合作共羸”的原则, 积极与当地企业沟通谈判, 先后与山西省能源集团公司、潞安煤业集团等多家企业签订了“先采气、后釆煤、采气采煤一体化”合作协议。开发利用煤层气, 有利于调整我国能源结构, 对于保障煤矿安全、减少温室气体排放具有重要意义。随着勘探规模的扩大, 集气站、处理中心建设迫在眉睫。在处理中心建设过程中, 1000多名参战将士, 百台套大型设备, 削平了7万多平方米的两座大山, 填平了一条47米的深沟, 仅开挖拉运的土石方量就高达84万立方米。一年半时间建成了现代化的处理中心, 2009年9月10日投产运行, 开启了中国石油煤层气商业化运营的先例。近年来, 企业先后荣获“全国瓦斯治理先进单位”“·企业文化建设先进单位”“河北省文明单位”“中石油集团先进基层党组织”等荣誉称号, 一项项荣誉背后, 、是一个个栉风沐雨的奋战场面, 是一道道科技攻关破解的发展难题, 是一处处安全清洁生产的和谐画面……华北油田煤层气科技重大专项技术交流会在山西晋城召开

山西煤层气 第3篇

煤层气作为非常规天然气的一种, 开发煤层气这一新型洁净能源, 有利于解决煤炭开采中的生产安全问题, 同时也有利于解决可持续发展的能源不足问题, 所以, 引起了包括中国在内的世界各国的关注。中国虽然是能源大国, 但能源结构不合理, 人均能源占有量低, 因此有计划开发利用煤层气资源具有重要的战略和现实意义。

1 地质概况

漳村扩区位于山西省长治盆地西北部, 属盆地内的低山丘陵地貌。地表广为第四系黄土, 局部出露二叠系上石盒子组、石千峰组地层, 区域构造处于中国东部新华夏构造体系第三隆起带中段, 即太行山段。地层总体延伸方向为北北东向, 向西缓倾, 沿走向和倾向均呈波状起伏, 地层最大倾角10°余, 总体构造简单, 以宽缓褶曲为主。

主要含煤地层为二叠系下统山西组和石炭系上统太原组, 含煤地层平均厚度为163 m;含煤7层~15层, 煤层平均厚度为11.75 m, 含煤系数7.2%。可采煤层为3号、8-1号、15-3号煤层。主采3号煤层, 属贫煤, 厚度4.10 m~7.20 m, 平均厚度5.89 m。

井田所在地表水属海河流域漳河水系, 地下水属辛安泉域水文地质单元。3号煤层直接充水含水层为顶板砂岩裂隙含水层, 含水层一般富水性较弱, 水文地质条件属简单类型。

根据漳村煤矿资料, 相对瓦斯涌出量为5.22 m3/t。绝对涌出量为26.44 m3/min, 属低瓦斯矿井。邻近常村矿井绝对瓦斯涌出量最高达到47.5 m3/min, 属高瓦斯矿井。

2 煤岩特征

2.1 宏观煤岩主要特征

根据煤芯煤样, 煤岩类型为半亮煤。上部和中部煤芯相对完整, 下部部分破碎。颜色为黑色, 条痕黑色, 玻璃光泽, 细条带状结构, 层状构造, 参差状、阶梯状断口。煤岩成分由镜煤、亮煤、暗煤、丝炭组成。面割理密度为每5 cm 10条~27条, 端割理密度为每5 cm 8条~23条。裂隙组合方式为网状-孤立状, 内生裂隙发育一般, 方解石充填一般[1]。

2.2 显微煤岩组分及特征

根据采样化验, 显微煤岩组分有机组成含量在82%以上, 无机组成一般10%左右 (见表1) 。镜质组含量变化在49.6%~82.8%之间, 惰质组含量变化在10.4%~40.1%之间。矿物含量变化在6.8%~17.8%之间。

镜质组以基质镜质体居多, 其次为均质镜质体和结构镜质体, 有部分团块镜质体和碎屑镜质体。惰质组以氧化半丝质体居多, 其次为粗粒体, 有少量惰屑体, 可见微粒体。矿物粘土以充填状、分散状和浸染状为主, 有少量团块状;碳酸盐类矿物为方解石, 可见黄铁矿。

镜质组最大反射率变化在1.98%~2.06%之间, 相当于贫煤阶段。

2.3 顶底板力学特征

直接顶板以粉砂岩、泥岩为主, 厚层状, 含植物化石多为软岩。老顶为细砂岩, 多为硬岩。

底板多为薄层泥岩或粉砂岩, 以粉砂岩为主, 灰黑色, 厚层状, 属较硬岩石。顶底板力学特征表见表2。

2.4 煤岩工业分析及含气量

煤层中含气量随着挥发分组分产率的增加而减小, 随着固定碳含量增加而增加, 二者关系互为消长。高矿物含量不利于煤层气的赋存, 使煤的吸附能力、含气量降低。煤的工业分析成果见下表3, 其中灰分平均15.58%, 挥发分平均13.66%, 固定碳平均73.03%。干燥无灰基含气量变化在7.71 cm3/g~10.89 cm3/g之间, 平均9.14 cm3/g;CH4成分97%以上[2]。

3 储层物性特征

3.1 孔隙渗透率和吸附参数

煤层气在孔隙中以游离态、溶解态或吸附态三种方式赋存。煤岩孔隙度是煤中空余空间所占的体积比例。根据煤的真密度和视密度计算, 煤的孔隙率平均3.37%。根据注入/压降试验结果, 煤的渗透率变化在0.19 md~0.65 md之间, 平均0.31 md, 属低渗储层。煤孔隙的比表面积相当大, 这是煤对煤层气吸附能力的原因所在, 等温吸附曲线方程 (langmuir朗格缪尔方程) 用来描述气体的吸附过程、孔隙度和有效吸附面积。从钻孔中取样进行了等温吸附试验, 从而求得兰氏压力和兰氏体积常数 (见表4) 。

根据朗格缪尔方程估算, 理论含气量18.21 m3/t, 实测含气量平均9.14 m3/t, 平均含气饱和度50.2%, 为欠饱和煤储层。

3.2 储层压力和温度

在部分钻井进行了注入/压降试井分析和原地应力测试分析, 结果见表5。

煤层埋深在510 m~600 m之间, 储层压力平均1.787 MPa, 压力梯度0.322 MPa/ (100 m) , 属低压储层。储层闭合压力平均7.406 MPa, 破裂压力平均9.696 MPa, 储层温度12.2℃~22.7℃, 平均地温梯度2.84℃/ (100 m) , 属低温梯度。

3.3 煤层气资源量评价

本次采用体积法估算煤层气资源量, 煤的空气干燥基含气量 (Cad) 经计算为7.66 m3/t, 煤层面积11.9km2, 煤层平均厚度5.89 m, 煤层容重1.42, 最后得煤层气资源估算量 (G) 为7.62×108m3。资源丰度0.64×108m3/km2。

因此, 本区煤层气资源埋藏深度中等, 资源丰度中等, 规模为小型气田。

4 结语

漳村扩区地质条件简单, 3号煤层埋深中等, 煤层厚度大, 煤类贫煤, 储量丰富, 3号煤层气资源量估算结果7.62×108m3, 属于丰度中等的小型气田。上述条件有利于煤层气开发。

3号煤层煤层气含量平均9.14 m3/t, CH4成分97%以上, 含气饱和度为欠饱和储层。储层压力平均1.787 MPa, 为低压储层。储层地温平均15.7℃, 地温梯度为低温梯度。储层渗透率平均0.31 md, 为低渗储层。储层物性特征条件稍差, 在今后的煤层气开发中应引起重视, 加深研究程度。

摘要：结合地质勘查资料成果, 研究了漳村扩区井田的煤层气赋存地质特征, 并对开发条件进行了评价。总体上漳村扩区地质条件简单, 3号煤层厚度大、埋深中等、储量丰富, 有利于煤层气开发。3号煤层煤层气含量平均9.14 m3/t, 含气饱和度为欠饱和储层。储层特征为低压、低温梯度、低渗储层。储层物性特征条件稍差, 在今后的煤层气开发中应引起重视。

关键词：潞安漳村扩区,煤层气,地质特征,资源量

参考文献

[1]祝金峰.山西潞安古城井田煤层气资源赋存特征及开发潜力分析[J].中国煤炭地质, 2013, 25 (8) :16-17.

山西煤层气 第4篇

1 生产概况

山西沁水盆地煤层气处理中心位于山西省晋城市沁水县端氏镇金峰山顶, 是中石油华北油田煤层气与西气东输计量交接的枢纽, 现已实现一期工程目标处理量10×108m3/a, 二期工程正在准备投产阶段。樊庄、郑庄和程庄作业区各集气站来气以0.8-1.0MPa的压力进入处理中心的集配气区, 经过过滤分离, 计量后进入增压机经过压缩机的两级压缩后, 以5.0MPa的压力进入脱水区, 经过三甘醇脱水工艺以后进入外输计量区, 经过高精超声波流量计的计量与西气东输进行交接。

2 集散控制系统 (DCS系统)

DCS系统实现的是分散采集, 集中控制, 其主要包括数据采集单元、传输线路、执行机构、工控机、上位机。

2.1 分散采集

数据采集主要是通过各种变送器, 根据测量对象的不同, 主要分为温度、压力、液位变送器。

2.1.1 压力变送器

压力变送器是用于测量压力的主要仪表, 目前在处理中心生产现场安装的是美国罗斯蒙特公司的3051系列的智能型压力变送器, 由于它具有无可比拟的操作性能、灵活的Co Planar TM平台, 而且可以升级, 被应用于清管区、过滤分离区、增压区、脱水区、外输计量区的各压力监测部位。

2.1.2 温度变送器

温度变送器主要分为热电阻温度变送器和热电偶温度变送器。热电阻温度变送器是根据测温电阻大小随温度变化而变化的原理测量的, 测温范围在-5℃-+300℃, 而热电偶温度变送器测温范围较宽, 可满足0-+1000℃的温度测量。根据测温原理不同, 热电阻温度变送器主要用于清管区、过滤分离区、外输计量区的常温测量。在增压机和三甘醇脱水再生撬的高温测量采用的是热电偶温度变送器。

2.1.3 液位变送器

对液位的测量包括磁翻板液位计, 磁浮子液位变送器, 差压式液位变送器等。由于磁翻板液位计不能远传, 故主要用于过滤分离器和缓冲罐液位的现场观察;差压式液位变送器, 利用液体液位差引起的静压变化来测量容器内液体的高度, 用于过滤分离器, 压缩机的排液缓冲罐、三甘醇再生撬闪蒸罐的液位远传监测;磁浮子液位变送器用于污水处理区的污水池, 实现液位的远传监测。

2.2 集中控制

安装在现场的变送器将现场采集的参数转化为电流或电压信号, 通过通讯电缆传输到中心控制室的工控机, 工控机与上位机以TCP/IP协议进行通讯, 在上位机实现生产参数的实时监测与控制指令的下达。

3 安全仪表系统 (SIS系统)

安全仪表系统, 简称SIS系统, 主要对自动控制系统中检测的结果实施报警动作或调节或停机控制, 是自动控制系统的重要组成部分。

煤层气的主要成份是CH4, 无色无味, 易扩散, 其生产区域属于易燃易爆场所。为了确保安全, 在煤层气处理中心的各生产区域的来气管线上都安装有气动气缸式截断阀, 安装在现场的压力变送器采集的数据与上位机的设定压力上、下限值进行对比, 当超过此设定值时, 截断阀自动关闭。同时, 中心控制室配有手动紧急切断按钮平台, 当遇到系统超压时, 操作员也可以根据需要对截断阀分区域进行控制或全厂紧急停车。

4 火焰和气体检测系统 (FGS系统)

火灾和气体检测系统包括火灾报警和可燃气体浓度检测两个方面, 它在防范火灾、保证安全生产方面起着重要的作用。处理中心的FGS系统, 采用冗余结构, 充分满足了高可靠性和可用性的要求。在每个装置区域均设置独立的FGS系统, 通过冗余的串行通讯与各自的DCS进行通讯, 同时将报警信号发布至中心控制室的上位机界面和模拟报警盘。

在各生产区域安装有红外火焰监测探头和可燃气体浓度报警仪, 当任何位置发生火情或者可燃气体泄漏, 均会在上位机的监控界面出现报警的具体位置, 以便及时处理险情。同时, 在各生产区域的关键设备附近和巡检道路上均配有手动火灾报警按钮和全厂语音对讲系统, 当巡检员工发现险情时可以利用各区域的手动火灾报警按钮和语音对讲系统及时通知中控室和其余各岗位, 中控室员工根据上位机的手动火灾报警编号, 准确判断出着火点, 并通过上位机操作紧急切断流程或全厂停车。

5 结语

煤层气的勘探开发不仅为国家提供了清洁高效的新型能源, 同时也减少了煤矿开采的瓦斯爆炸事故。中石油山西沁水盆地煤层气处理中心采用先进的集散控制系统实现对全厂生产的自动化监控与控制, 其可靠性高, 性能稳定, 不仅提高了生产的自动化程度, 而且最大程度的确保了安全生产, 实现优质高效的向西气东输供气。

摘要：2009年11月, 中石油华北油田山西煤层气处理中心的投产成功标志我国首座数字化、集约化的煤层气田示范工程在山西沁水盆地建成。自此, 沁水盆地樊庄、郑庄、程庄区块的煤层气自单井经集气站输送至煤层气处理中心, 经处理后与西气东输进行计量交接进入西气东输管网, 中石油在山西沁水盆地的煤层气勘探开发步入工业化和商品化的生产阶段。煤层气处理中心的自动控制系统包括DCS系统、SIS系统、FGS系统三个组成部分, 对生产过程起到集散控制, 安全联锁控制, 火气报警的重要作用, 确保处理中心平稳运行、安全生产。

关键词：煤层气,自动控制系统,分散控制,集中管理

参考文献

[1]杜鹃.测量仪表与自动化[J].上海计量测试, 2007.5.

山西煤层气 第5篇

一、项目区自然概况

本项目位于山西省东南部沁水盆地, 东依太行山隆起, 南接中条山隆起, 西临吕梁山隆起, 北靠五台山隆起。行政区划隶属山西省晋城市沁水县。工程沿线地貌类型为北方土石山区。管道前段沿固县河西岸的河谷台地敷设, 部分地段为绕避村庄需沿山地敷设, 管道后段主要沿沁水河两岸台地敷设, 中间部分地段穿越山丘和疏林地等。项目所在地区地表水属黄河水系, 沁河支流。主要有沁河、沁水河、端氏河。由于沁水盆地四面环山, 西南高而东南低, 河流相继汇集于沁河, 南流出境, 注入黄河。沁水县在区域地质构造上处于山西陆台东南部, 沁水向斜的南缘。因受新华夏构造体系和晋东南山字型构造的控制以及南部秦岭纬向构造带的影响, 境内构造复杂。项目沿线主要气候类型为温带季风气候, 参用沁水县气象观测站1961年～2000年资料, 年平均气温10.2℃, 年降水量643.7mm, 年蒸发量1584.88mm, 全年无霜期180天, 最大冻土深度61cm, ≧10℃积温3416.5℃, 年平均风速2.8m/s, 最大风速28m/s。根据山西省企业标准 (晋Q834-85) 《淤地坝工程技术规范》, 10年一遇24h暴雨量104mm, 最大24小时暴雨量均值73mm, CV值为0.44, CS=3.5CV。主要土壤为山地草甸土、棕壤土、褐土等。项目区植被为夏绿阔叶林和次生落叶灌丛为主, 林草覆盖率为32.4%。

二、工程的背景与规模

(一) 建设必要性。

我国主要的煤层气盆地如鄂尔多斯盆地、沁水盆地等都在西气东输管道沿线。根据国家对煤层气开发的统一规划, 生产出的煤层气可以经过技术处理就近输入西气东输管道。[2]而由此引出的天然气支线管道及新建的城市天然气管网将为煤层气的商业化发展提供强大的市场保障。沁水盆地煤层气储量丰富, 资源可靠。山西沁水盆地南部煤层气资源量达1.8×1012m3, 占全国煤层气资源量的4.8%;沁水盆地南部煤层气开发形成一定产量规模, 但缺乏销售渠道。本管道工程的建设, 可以将沁水盆地煤层气集中起来直接输向市场, 有利于沁水盆地煤层气的开发和利用。沁水盆地南部周边市场的需求量有限, 无法就近利用。本工程管道建成后, 可形成煤层气与西气东输管道的连接通道, 煤层气通过管道可直接达到市场用户, 使煤层气的利用更为经济、合理。可以为西气东输补充气源, 在一定程度上缓解中国石油天然气供需紧张的矛盾。综上分析, 本工程对沁水盆地煤层气开发和利用有促进作用, 煤层气外输管道工程的建设是十分必要的。山西省沁水盆地煤层气进入西气东输管道是最为经济合理的一种利用方式, 不仅加快了沁水盆地煤层气的开发步伐, 使煤层气的利用更为经济合理, 而且使西气东输管道增加了新的气源点, 缓解了天然气供需紧张的矛盾。随着我国输气骨干管网的健全, 煤层气的发展将具备更加有利的条件。

(二) 项目背景。

西气东输管道建成后, 我国天然气发展进入快速发展阶段, 天然气等清洁能源严重供不应求。因此, 合理开发利用煤层气, 将有效地缓解天然气供需缺口对国民经济可持续发展的制约, 煤层气也可作为有效补充常规天然气储量不足的新型清洁能源。本管道工程的建设, 可以将沁水盆地煤层气集中起来直接输向市场, 可以为西气东输补充气源, 在一定程度上缓解中国石油天然气供需紧张的矛盾。山西省煤层气储量约1.0×1013m3, 占全国总量的1/3, 目前抽采量不超过2.0×109m3。随着山西省煤层气抽采环境的完善, 预计到2015年抽采量将达到5.0×109m3, 到2020年达到8.0×109m3。

(三) 建设规模。

煤层气是一种热值高、无污染的新能源, 可作发电燃料、工业燃料、化工原料和生活燃料使用, 属低压气源气, 就地利用是最为经济的方式。[3]在中石油完成的《山西沁水盆地煤层气外输管道规划方案研究》中, 根据山西沁水盆地周边市场的情况, 提出了煤层气外输的三种流向, 确定了六个方案进行比选。由于沁水盆地周边、山西南部地区的市场发育较慢, 周边的晋城、临汾、运城等地煤层气需求量较小, 而需要用气的太原市距气源较远, 最终决定利用从山西省南部经过的西气东输管道, 实现煤层气向外省输送。本工程管道全长为45km, 管径为φ610mm, 设计压力为6.3MPa, 设计输量为25×108m3/a。本工程主要建设项目有线路工程 (包括公路、铁路、河流的穿越工程) 、站场工程。[1,2]这条管道建成投产后, 可形成煤层气资源地与西气东输管道的连接通道, 将沁水盆地煤层气集中起来直接输向市场。主要工程量见表1, 输送介质的组分见表2。

(四) 线路走向。

山西沁水盆地煤层气外输管道起点位于山西省沁水县胡底镇的端氏首站, 终点位于山西省沁水县龙港镇的沁水末站, 管道线路所在区域位于山西省晋城市西部沁水县, 沿线经过胡底乡、端氏镇、郑庄镇、龙港镇, 全长45km。线路走向为:端氏首站-河北村-槐庄村-林村-东大村-坡头村-峪沟-沁水末站。

(五) 管道敷设方式。

通过对管道沿线的工程地质、水文地质条件进行综合分析, 结合线路所经地区的水文、气候特点, 本工程采用沟埋敷设方式, 局部地段采用顶管方式敷设。[4]转弯采用弹性敷设、现场冷弯、热煨弯头三种形式来满足管道变向安装的要求。本管道的施工作业带宽度为18m, 管道埋设深度在多年平均最大冻土层以下, 并符合《输气管道工程设计规范》GB50251-2003中最小覆土厚度的要求, 管道管顶埋深1.0m～1.2m, 管沟沟底宽度管外径加0.5m。本管道沿线经过的地区多为河谷台地地貌, 地形起伏、沟谷丛生对管道安全构成的威胁及破坏方式也不尽相同, 因此对管道所经过的不同地貌单元将采取不同的保护措施。

三、存在的主要环境问题

本工程建设地点及其周围空旷, 与本工程首、末站有关的两个站场 (煤层气中央处理厂和西气东输沁水增压站) 都与本工程同时建设, 工程周围没有其他工业污染源, 不存在原有污染的问题。

(一) 山地丘陵、河谷台地段。

由于山区高含砂水流的冲蚀作用剧烈, 管顶应该埋设至沟谷的稳定层以下, 防止水流冲刷对管道的影响。同时对洪水淹没段的管道根据其具体通过地段的情况采取适宜的稳管措施, 并对管道通过的冲沟两侧的沟壁进行浆砌石护岸处理。对于滑坡和易坍塌地段, 首先考虑采取挡土墙、抗滑桩、抗滑锚杆等措施对滑坡体进行支挡, 其次可以采用向滑动面内灌浆等措施, 粘结滑坡体。对于易坍塌地段, 在设计中管线应采取避让措施, 一般坍塌易发生在沟谷陡坡一侧, 管线应尽量避开这一侧, 靠近另一侧缓坡面。

(二) 河流穿越段。

管道敷设应该与坡岸保持一定的安全距离, 应在管线两侧修建浆砌石护岸, 避免洪水直接冲刷开挖面。护岸工程应有足够的宽度, 并与两侧河岸衔接。由于管道穿越河流的河床地层结构不同, 因此设计中应根据具体穿越段管道的河床工程地质条件采用现浇混凝土 (对基岩管沟) 、加重块 (对砂、砾石管沟) 、石笼等多种稳管形式。

(三) 穿越工程。

1.铁路穿越。

管道沿途穿越铁路1次, 管道与阳城县-沁水县铁路相交, 穿越位置位于郑庄镇西侧, 管道由东向西穿过铁路, 穿越长度为50m, 穿越采用套管顶管穿越。穿越位置一般选在铁路区间稳定的路堤路基下, 尽量避开石方区、大开挖区和高填土方区。管道穿越铁路时, 尽量垂直, 在任何情况下交叉角不得小于60°。管道沿线穿越铁路统计见表3。

2.公路穿越。

本工程管道沿线穿越二级公路2次, 三级公路8次, 三级以下公路33次。管道穿越二级公路均采用加套管顶管的穿越方式, 三级及三级以下的公路采用开挖的穿越方式。管道沿线穿越公路的统计见表3。

3.河流穿越。

管道沿线主要经过沁河流域, 除沁河外还穿越了许多沁河的支流。本工程管道穿越的大小河流一共24次。其中穿越沁河 (中型河流) 1次, 穿越其它小型河流23次;河流穿越均采用大开挖稳管穿越方式。沁河是黄河下游的支流, 管道在沁河中游郑庄镇东南面的坡头村西北穿越沁河, 此段沁河流向为西北至东南走向。穿越处两岸之间250m, 主河槽宽约100m, 河流水面宽度为80m, 河槽深度约为0.5m～3.0m。据资料调查, 沁河穿越河段顺直, 河床相对稳定, 主河槽段冲刷深度较浅;其次沁河河水流量受季节影响较大, 枯水期水流量很小。本工程管道穿越的主要河流统计见表4。

(四) 站场给排水。

1.给水。

本工程的气源来自沁水盆地, 经过煤层气中央处理厂的处理后进入本管道输送。本管道的端氏首站与煤层气中央处理厂毗邻建设, 利用中央处理厂的给水设施, 沁水末站用水主要是生活、绿化等用水, 采用打井取水。

2.排水。

本工程的端氏首站利用煤层气中央处理厂的排水设施。中央处理厂将设置一体化埋地生化处理装置, 处理达到排放标准后用于站内绿化。本工程排水主要是首、末站产生的生活污水, 主要污染物是SS、NH3-N、COD。生活污水的处置方式:在站内设置一体化埋地生化处理装置, 处理能力为2m3/h, 生活污水先经化粪池处理后, 排至站内的一体化埋地生化处理装置, 处理达到排放标准后外排或作为绿化用水。生化处理装置能力留有一定的裕量, 供将来西气东输工程沁水增压站 (2009年建设) 使用。站内设有生产排污池, 主要用来收集清管和分离器排出的废物, 清管作业本身不产生废水, 排污池内平时装有一定量的清水, 清管器的排污管通到该排污池水下, 当清管时将废物排入水下, 以免发生清管废物 (FeS) 自燃的现象。该排污池的废水不外排靠自然蒸发, 当水量变少时需要再添加。排水情况详见表5。

四、工程建设对环境的影响

(一) 本管道工程的建设, 可以为西气东输补充气源, 投入使用后对下游地区的能源结构调整、改善环境空气质量有着重要作用, 是一项集经济效益、社会效益、环境效益为一体的工程, 符合国家的产业政策和能源政策。

(二) 本工程线路征求了管道沿线各级政府、各职能部门 (规划、土地、环保、农林、水利等) 的意见, 管道路要符合沿线各乡镇的规划, 不会与沿线城镇规划发生矛盾。本工程涉及的站场已征得当地规划部门的认可, 符合城市总体规划的要求。所选站址交通便利, 地形平整、开阔, 建设条件好。从环境角度分析, 站场选址基本合理。

(三) 本项目通过采取相应的生态保护和污染控制措施, 提高清洁生产水平, 减少项目对周围环境的影响, 本工程施工期和运行期产生的各类污染物均能做到达标排放。

(四) 通过对本工程输气工艺、站场工艺、施工工艺等方面的先进性的归纳总结可知, 本工程各工艺均能符合清洁生产的要求。[5]在总结相同管径的西气东输工程的施工经验基础上, 将本管道的施工带宽度确定为18m, 大大地减少了临时占地, 同时减轻了对沿线生态环境的扰动和破坏。

(五) 施工期, 由于管沟的开挖、施工车辆的行驶等活动, 将会对农作物和土壤造成一定影响, 另外, 在施工过程中产生的扬尘、噪声会对沿线居民生活产生一定的影响。但由于管道线路较短, 施工期短, 所以影响是短期的、局部的, 施工结束后, 影响在短期内可以消除。

(六) 管道正常营运期间污染物的产生量很少, 仅在站场的清管收球作业和分离器检修时有少量煤层气及固体废物产生, 另外, 站场人员 (22人) 会产生少量生活污水, 对当地污染物总量控制贡献较小。本工程沁水末站已采取降噪措施, 设置噪声防护距离为50m, 减少对站场周围敏感点的影响。

(七) 本工程的火灾、爆炸危险性在可以接受的范畴。本工程考虑了在管道设计、建设和生产中各项降低风险的对策措施的前提下, 危险程度是可以接受的。

五、建议

我国的煤炭储量丰富, 石油储量却相对不足, 而且越来越无法满足经济发展的需求。发展石油替代品对于经济发展和能源安全都有重要的意义。但是发展替代能源的同时, 既要避免一窝蜂式的盲目投资, 还要综合考虑资源、环境等多种因素。

(一) 强化施工阶段的环境管理。

在施工期间, 应对工程实施环境监理, 更好地执行环境保护措施;该工程是西气东输工程的组成部分, 应该将西气东输工程在施工期总结出的先进经验应用在该管道的建设上。要制定具体的施工爆破计划, 包括爆破方式、炸药数量、爆破时间等。

(二) 加强对施工人员的环境保护教育。

根据施工现场特点, 制定、建立相应的环境保护措施, 经常开展形势多样的环保宣传教育活动, 不断提高施工人员的环保意识和法制观念, 深入施工现场监督、检查环境卫生工作的落实情况, 规范施工人员的行为。

(三) 严格划定施工作业范围。

在保证施工顺利完成的前提下, 尽量减少占地面积, 并严格限制施工人员及施工机械活动的范围, 尽可能缩小施工带宽度。在施工期间施工通道和施工场地要及时洒水处理, 如在运输水泥、砂、石、土等漏失时, 要及时清扫干净。必须在规定地点进行取土或弃碴, 严禁乱填乱挖、乱取乱弃。

(四) 加强质量管理, 确保工程安全。

在管道距离居民较近处, 增加管壁厚度、增强管道的防腐等级, 并指定具体的应急预案, 以保护沿线居民的安全。初步建立以运作市场化、管理现代化、制度规范化、整体最优化为基本原则的环境长效管理机制。国家在规划天然气长输管线建设时应充分考虑靠近煤层气生产基地并预留足够容量, 同时逐步建成中国煤层气 (天然气) 长输管网。

(五) 对有害气体及物质按规定处理。

煤层气和空气混合, 当浓度达到爆炸下限以上时, 如遇明火就会发生爆炸, 这是煤层气事故中危害与损失最大的一种;如果未达到爆炸下限, 遇明火则会发生燃烧。因此, 在管线新开工和检修后初次运转时, 都应该考虑到以上情况。对有害物质 (如燃料、废料、垃圾等) , 按规定处理后, 运至监理工程师指定的地点进行掩埋, 防止对动、植物造成损害。

(六) 保护植被, 保护环境。

对施工沿线的植被、树木等尽量维持原状, 保护植被防止水土流失, 如因施工需要砍伐树木和其它经济作物时, 必须办理相关手续, 严禁乱砍乱伐。临时用地范围内的裸露地表, 要进行植草或种树绿化。

(七) 保持环境卫生。

在施工现场和生活区要设置临时卫生设施, 经常进行卫生清理, 在生活区内要种植花草、树木, 美化生活环境。施工驻地和施工现场的生活垃圾, 要运至指定地点集中堆放。

(八) 加强用水管理。

生活用水和施工用水不得随意倾倒在河道内和水井旁, 必须利用临时排水系统排入附近污水坑内, 防止水资源污染, 危害农田、水利、饮水和影响既有工程设施。工地临时厕所或化粪池, 应派专人清理打扫, 并定期对周围喷药消毒。

(九) 贯彻“减排节能”目标责任制。

主要认真落实国务院《关于加强节能工作的决定》和《关于落实科学发展观加强环境保护的决定》, 全面落实节能降耗和污染减排目标责任制, 严格环境执法。

参考文献

[1].陈艳玲, 远善忠, 权国熙.管道工程施工企业质量体系运行控制要点[J].石油工业技术监督, 2005, 2:25~26、29

山西煤层气 第6篇

河东煤田是我国重要的煤炭基地,也是煤层气开发的热点地区之一。从河东煤田隰县南部煤层气的资源条件、储层特征和含气性等方面进行研究,探讨该地区煤层气开发利用的前景。

2 煤层气地质特征

研究区位于鄂尔多斯台坳东缘和紫荆山断裂带西侧,整体为倾向西的单斜构造。主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。其中太原组地层厚51.10～111.6 m,一般厚72.53 m左右,共含煤7层,平均厚度7.17 m,含煤系数7.79%;山西组地层厚34.75～72.15 m,平均厚47.16 m,共含煤6层,煤层平均厚度5.46 m,含煤系数11.58%.

2.1 煤层

2号煤层为山西组主力煤层,位于山西组下部。煤层厚0.81～7.57 m,平均厚4.46 m,平面分布上具有东北薄西南厚的特点。煤层结构较为简单,一般含0～2层夹矸,顶、底板岩性都以泥岩为主。

9号煤层为太原组主力煤层,位于太原组下部,上距2号煤层49.62～72.36 m,平均60.28 m。煤层厚0.54～6.71 m,平均厚3.80 m,厚煤带主要集中在明珠找煤勘查区的中部,四周煤层厚度相对较薄,一般含0～1层夹矸,顶板为K2石灰岩(局部为泥岩),底板以铝质泥岩为主。

2.2 煤质特征

2号煤层宏观煤岩类型以半亮型煤为主,次为暗淡型煤,条带状结构,水平层理发育;9号煤层为光亮型煤,宏观煤岩成分均以亮煤、暗煤为主,割理和内生裂隙一般较为发育。显微组分中有机组分都以镜质组为主,无机组分以黏土类为主,壳质组含量极少。煤的变质程度较高,主要为中一高变质程度的焦煤、瘦煤、贫煤和无烟煤,平面上自东向西煤的变质程度逐渐增高,呈带状展布。东部露头区,煤阶主要为焦煤和瘦煤,向西随着埋藏深度的增加,变质程度逐渐增高,过渡为贫煤和无烟煤,该区主要受深成变质作用和叠加区域岩浆变质作用影响,使南部煤的变质程度比北部高。

3 煤层气储层特征

3.1 孔隙特征

煤是一种无序的非均质孔隙介质。其中孔隙主要由气孔、植物组织孔、原生粒间孔和溶蚀孔等几种类型形成。煤的孔径结构特征不仅与孔隙的赋存状态有关,而且还极大地影响到煤基质块与气、水介质间的物理和化学作用。

由煤样孔隙测试结果可知,本区煤层的总孔容在36.0～67.5 mm3/g之间,9号煤层的总孔容高于2号煤层,但二者的孔径分布特征相似,都是以大孔为主,过渡孔次之,微孔和中孔所占比例最低,属过渡型孔隙类型。由于过渡孔所占比例较大并含有一定数量的微孔,所以气体在煤基质块中的运移较为困难。两煤层孔比表面积分布特征测试结果相似,过渡孔的比表面积所占比例最高,次为微孔,大孔和中孔比表面积所占比例很低,与孔容的分布趋势一致。煤层气主要富集在微孔、过渡孔隙中,中孔、大孔的不发育是造成煤层气扩散、渗流的“瓶颈”。

3.2 裂隙特征

研究区2号煤面割理走向大致分布在190～°360°范围内,面割理和端割理的频度分别为4～28条/5 cm和3～2条/5 cm;9号煤面割理走向大致在140～°200°之间,面割理和端割理频度分别为5～27条/5 cm和2～18条/5cm,部分裂隙被矿物质充填。从煤层割理发育频度、长度、缝宽情况看,大宁地区古驿一窑渠背斜轴部裂隙发育良好。

杜家沟矿和张节塔矿9号煤层内生裂隙密度分别为2条/cm和22条/cm,毛则渠矿和台头矿2号煤层分别为6条/cm和5条/cm。镜煤和亮煤条带中内生裂隙极为发育,但走向变化较大,多与层面垂直。井下可见切穿煤层的构造裂隙,间距多在10 m以内。

3.3 煤层渗透率

测试研究区煤层气井渗透率的注入压降,发现区内煤层渗透率平面差异较大,渗透率变化在0.02～42.86 mD。整体随煤层埋藏增大的,渗透率降低的趋势明显;局部埋藏加深的,渗透率增高与构造密切相关,背斜构造轴部,断裂构造发育区域煤层孔渗条件均较好,比如吉试4井、吉试13井位于古驿一窑渠背斜构造轴部，煤层渗透率大于18mD。相比之下,区内2号煤储集性能优于9号煤层,煤层浅埋藏区(<1000m)、背斜构造轴部是寻我高孔渗区的的有利部位。

3.4 储层压力、温度特征

研究区主力煤层埋藏深度在1100～21.00m,储层压力在10.30～12.95 MPa,压力梯度范围为0.84～1.0 MPa/100 m,采用压力梯度为0.85 MPa/100 m,平均地温梯度为2.34℃/100m,恒温带深度120 m,温度16℃。不同埋藏深度条件下储层压力、温度预测值见表1.

3.5 等温吸附特征

区块内煤的吸附能力较强,空气干燥基Langmuir体积平均吸附量为23.73 m3/t,2号煤为25.06m3/t,9号煤为22.24m3/t。干燥无灰基Langmuir体积吸附量平均为27.68m3/t,2号煤为27.83m3/t,9号煤为27.5m3/t。ngmuir压力为1.22～3.93 MPa,平均为2.0 MPa,2号煤为2.06 MPa,9号煤为2.16 MPa。由图1可见,2号煤吸附能力较9号煤略强。

4 含气性

4.1 煤层实测含气量

根据收集到的煤田钻孔含气量测试数据(国内解吸法MT77-84测得),2号煤层气含量介于0.08～13.52 m3/t之间,埋藏深度在199.47～1326.90 m,一般在700～1 100 m;9号煤层气含量介于0.71～16.54 m3/t之间,埋藏深度在242.10～1 382.70m,一般范围为800～1100m。由于浅部数据较少,根据已有含气量数据推测,瓦斯氧化带深度在380 m左右,如图2所示

由该地区内煤层气井测试数据显示,2号煤层含气量介于10.73～20.87 m3/t之间,埋深分布于977.80～1 356.00 m之间,平均含气量17.22 m3/t;9号煤层含气量介于1.12～17.2 m3/t之间,一般在8～14 m3/t之间,平均9.68 m3/t,埋深分布于965.10～143.00 m之间。

据区内煤田钻孔煤层气气测成果,2号煤层CH4平均浓度占77.23%,其中N2占13.01%,CO2占4.88%,重烃占4.86%;9号煤层CH4平均浓度占85.29%,其中N2占6.67%,CO2占4.01%,重烃占4.01%。此外,区块内重烃含量的较高区域,煤层气解吸相对困难。

4.2 含气饱和度

研究地区含气饱和度较高,煤层气井实测含气量平均在11.76～20.87m3/t之间,含气饱和度在70.66%～92.38%之间但是,煤田钻孔测试煤层气含气量较煤层气井低(埋藏深度612.86～1085.00m),通过等温吸附方程计算理论最大吸附气量,获得含气饱度为19.33%～62.49%,预测在800～2 000 m埋藏深度区间含气饱和度为3 1.78%～81.92%之间。

5 结束语

研究区煤层气储层单层厚度较大,大部分区域煤层厚度大于3m,结构简单,煤层气资源丰富;煤层孔隙比较发育,煤的吸附能力较强,且随着埋深的增加,吸附能力增大;煤层渗透率平面差异较大,总体上埋藏深度增加,渗透性变差,背斜构造轴部,断裂构造发育区域煤层渗透条件均较好;储层含气量及含气饱和度较高,储层压力梯度较大,为煤层气开发利用提供良好基础条件。

研究区的中西部薛关—峪口挠曲周边煤层埋藏深度适中(600～1 500 m)、渗透率相对较好的,可作为煤层气勘探开发利用首选区之一。

参考文献

[1]孙斌.王宪花.陈彩虹.等.鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区煤层气分布特征[J].天然气工业.2004.24(5):17-20.

[2]陈飞,姜波.曾春林.等.大宁-吉县地区构造应力场研究及对煤层气分布的影响[A].煤层气勘探开发理论与实践[C].2007:104-109.

[3]孙斌.邵龙义.李五忠.大宁地区煤层气成藏控气因素分析[J].天然气工业.2008.28(3):40-44.

[4]韦重韬.桑树勋.河东煤田乡宁地区主煤层储层物性特征及意义[J].中固矿业大学学报.1997.26(4):45-48.

[5]马财林.陈岩.权海奇.大宁-吉县区块煤层气勘探开发潜力评价[A].中国煤层气勘探开发利用技术进展[C].北京:地质出版社,2006:68-77.

[6]杨遂发.山西省大宁-吉县地区煤层气地质研究[D].北京:中固地质大学.2002.

山西煤层气 第7篇

成立于2006年5月的山西煤层气分公司, 秉承“奉献能源、创造和谐”的企业宗旨, 9年间, 从无到有, 由小到大, 在竞争激烈的众多煤层气企业中, 率先实现了商业化运营, 建成了中国第一个数字化、规模化煤层气田示范工程。

全国瓦斯治理先进单位、企业文化建设先进单位、河北省文明单位、中石油集团先进基层党组织, 一项项荣誉背后, 是一个个栉风沐雨的奋战场面, 是一道道科技攻关破解的发展难题, 是一处处安全清洁生产的和谐画面……

艰苦创业, 奏响文明创建铿锵序曲

开发利用煤层气, 有利于调整我国能源结构, 对于保障煤矿安全、减少温室气体排放具有重要意义。煤层气这一朝阳产业前景广阔, 中国石油要成为中国煤层气事业“领头军”, 华北油田要成为全国煤层气勘探开发的主导者和“排头兵”。

北上太行山, 艰哉何巍巍!

面对神圣的使命和难得的发展机遇, 华北油田参建员工以国家利益、油田利益为重, 把参加建设山西煤层气项目这一国家级大型工程作为一件幸事、当作一项事业来干, 在太行深处豪情唱响创业奋进歌。

万事开头难。得到当地百姓理解和认可是第一步。当时, 负责工农协调的只有两人。为打通关系, 他们从学地方话开始, 田间、地头, 村民、村干部家都是他们的岗位。一个月下来, 他们不仅学会了地方话, 也把中石油开发煤层气造福百姓的目的和意义, 讲了个明明白白。

“既清洁环保又能减少煤矿事故, 这样的事我们支持。”

第一步迈出来, 为后续各项工作的顺利开展奠定了基础。井位踏勘、井场征地、招标钻井, 各项工作迅速展开。

2006年7月27日, 第一口煤层气直井开钻后, 他们个个像上足了发条似的, 白天忙着跑现场, 协调工农关系, 监督钻井和单井施工质量;晚上回到驻地绘图、出方案、整理资料、开会总结、部署第二天任务, 从领导到员工, 每一扇窗子里的灯光都会亮到深夜……

当地一首打油诗真实再现了当时的情形:石油人四大怪, 白天没人晚上在, 出出进进比风快, 翻山越岭把井打, 一年到头没礼拜。

太行山区, 是中国历代兵家必争之地。煤层气矿权, 这个企业赖以生存的资源基础, 在勘探初期, 也遭遇了“兵”家争夺。为改变这一现状, 实现有质量可持续发展, 分公司主动与各级政府沟通, 支持地方建设, 修筑共建路、捐赠村镇学校、参与地方扶贫帮困、与公安消防形成联防联动机制。同时, 本着“互利互惠、合作共赢”的原则, 积极与当地企业沟通谈判, 先后与山西省能源集团公司、潞安煤业集团等多家企业签订了“先采气、后采煤、采气采煤一体化”的合作协议。

随着勘探规模的扩大, 集气站、处理中心建设迫在眉睫。在处理中心建设过程中, 1000多名参战将士, 百台成套大型设备, 削平了7万多平方米的两座大山, 填平了一条47米的深沟, 仅开挖拉运的土石方量就高达84万立方米。一年半时间建成了现代化的处理中心, 2009年9月10日投产运行, 开启了中国石油煤层气商业化运营的先例。

商业化运营只是一个起点, 做强做大一直是华北煤层气人的梦想。之后, 他们审时度势, 部署了樊庄6亿立方米产能后续歼灭战和郑庄9亿立方米产能攻坚战。历时两年, 圆满完成了产能建设, 打了两个漂亮仗。目前, 分公司累计建设产能19亿立方米。

科技创新, 奏响文明创建最强音符

“创新是企业发展之魂, 是不断超越自我、建设规模气田的动力之源。”煤层气发展历程, 也是员工迎难而上, 创新破解难题的艰辛历程。

在发展进程中, 他们也走过弯路, 交过“学费”。低谷中, 他们没有气馁, 没有消沉;困境中, 他们斗志更坚, 信心更强!

面对困境, 分公司技术人员迎难而上, 白天深入现场一口井一口井测试, 对重点井24小时监测录取资料, 晚上回来整理分析;每10天召开一次排采分析会, 听取技术人员对分管井的最新认识。经过80个日夜的实践—研究—创新—再实践, 他们终于有了石破天惊的顿悟。煤层气排采存在双峰, 以往沿用国外单峰曲线, 强抽强排, 不仅对煤层气井造成伤害, 也是低产的重要原因。由此, 中国自主开采煤层气的新理论———双驼峰理论诞生了!之后, 他们一路钻研、一路克难, 掌握了沁南煤层气高产富集规律, 探索形成了高阶煤煤层气有利区勘探评价技术, 规模应用多分支水平井开发技术, 制定了“五段三压四点法”的排采制度。在这一思路指导下, 后期排采的井, 日产平均达到了1200立方米。

压裂效果对煤层气井后期排采有着重要影响。几年来, 技术人员对压裂工艺实施探索改造, 创新形成了“控压变量保护顶底板体积压裂”。为解决粉煤灰造成的集气站压缩机缸体损伤、停机问题, 他们自主设计了粉煤灰过滤器, 采用树脂纤维滤芯, 具有方便维护、运行成本低和过滤精度高等优点。

难题的破解, 使有质量、有效益、可持续发展变成现实。为有效提高单井产量, 他们不断创新, 有针对性地开展“以提高单井产量为核心”的技术攻关。先后探索实施了水力解堵二次压裂、化学解堵、径向水力喷射、电爆震解堵、恒压小排量、负压抽排、开发层系调整、直井井网调整、水平井水力压裂、水平井泡沫压裂、水平分支钻直井助排、邻层游离气试验等10余项增产措施, 破解了公认的低产井增产难题。

据测算, 煤层气单井日产1000立方米, 就能保本盈利, 而分公司老区的单井平均日产已达1400立方米, 并创下直井1.18万立方米、水平井6万立方米的单井最高日产纪录。到目前为止, 气量商品率已达99.65%, 为全行业最高。

在8年的创新探索中, 分公司形成了水平井开发、举升工艺、自动化控制、集输工艺等一系列先进技术。同时, 制定煤层气行业标准两项、企业标准30项, 填补了国内空白。

有为党建, 奏响文明创建最美和弦

一个支部一个堡垒, 一个党员一面旗帜, 有作为党建引领煤层气事业跨越前行。“太行山上党旗红”“党员先锋工程”等特色鲜明的活动载体, 为煤层气事业的发展提供了坚强的政治和组织保障。

分公司党委始终坚持“围绕开发抓党建, 抓好党建促发展”的工作思路, 创建“四好”班子、争创“四强”党组织、争做“四优”党员、培育“四有”员工队伍, 有制度、有创新的争创活动使党组织的战斗堡垒作用、党员的先锋模范作用得到了充分发挥, 员工积极性被充分调动起来。

在郑庄9亿立方米快速建产时, 为抢投排采井, 在连日降雨、板房不能按时到位的情况下, 作业区党员主动请战, 住在阴冷潮湿的帐篷中看护排采井, 保证了每口井按时按要求投产。

被称为“干一行、爱一行、钻一行”的“华北油田·榜样”薛占新, 5年时间提合理化建议23条, 实施技术创新17项, 累计创效3000多万元。

企业的竞争说到底是人才的竞争, 特别是像管理煤层气田这样一个新型的、现代化的企业, 培养和造就一支高素质的员工队伍尤其显得重要。为尽快提高员工队伍的整体素质, 分公司通过青年技术交流会、操作员工技能竞赛、内部技师选拔、师徒结对等形式, 形成人人学技术、练技能, 个个比贡献、创佳绩的比学赶超氛围。在较短的时间内, 员工都很快进入工作角色, 成为独当一面的能手, 涌现出了全国巾帼建功模范, 集团公司劳模、优秀共产党员, “华北油田·榜样”、华北油田十大杰出青年等先进典型。

8年的艰苦创业, 煤层气分公司不仅建起了整装大气田, 锤炼出了一支敢打硬仗苦仗、善打攻坚战的员工队伍, 还创造了一笔宝贵的精神财富———煤层气执着奉献精神, 那就是“艰苦奋斗、埋头苦干的创业精神, 勇立潮头、科技领先的创新精神, 锲而不舍、永不言败的执着精神, 自我加压、顽强拼搏的奉献精神”。

“进一步弘扬执着奉献精神、深化形势任务教育、开展主题实践活动。”2014年新一届领导班子上任后, 面对分公司由规模快速向质量效益的转型, 面对产量、成本、效益的压力, 年初几项重点工作的有序推进, 打牢了坚实的思想基础。

分公司党委书记王海涛说, 凝神聚力一条心、攻坚克难一股劲、提质增效一盘棋、稳健发展创一流的“四个一”主题实践活动贯穿全年, 是凝心聚力、推动发展的重要抓手。