煤层气开发与利用（精选8篇）
煤层气开发与利用 第1篇
煤层气俗称瓦斯, 其主要成分是甲烷 (CH4) , 是赋存于煤层中, 以吸附在煤介质颗粒表面为主, 部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。在采煤过程中可能引起爆炸, 会威胁到煤矿的安全生产。但煤层气也是一种优质高效的洁净能源, 具有很高的利用价值。煤层气的开采不仅可减少矿难, 且可调整中国能源结构, 所以煤层气的开发利用具有重大意义。但煤层气开发从钻前工程、钻井、完井、测井、固井、压裂, 到排采、集输、运输、利用, 每一个环节都存在一些安全环保问题, 也对环境产生一定的负面影响[1]。因而, 在煤层气的开发利用过程中, 做好安全环保工作是十分重要的。
1 煤层气开发过程中的安全环保问题
煤气层开采作业流程, 包括钻前工程、钻井工程、测井、固井、射孔、压裂、排采、集输等生产过程, 这些作业过程形成了一套产业体系, 其作业流程图见图1。
1.1 煤层气开采引发的安全问题
钻前工程指开钻前的准备工程, 是整个钻井施工的基础准备工作。钻前工程可能引发安全问题, 其中在高空作业、起重作业、操作机械、运输作业等过程中, 存在一定的安全隐患, 另外由于安全管理措施不到位而发生的触电和坍塌事故, 也是工程司空见惯的事故。
钻井工程可能引发的常见安全问题有高处坠落、触电、火灾、机械伤害、井架倾倒或倾斜及搬家过程中的事故等。而关于地下岩石和流体的辨识, 可借助勘探技术, 综合声、电、热、放射等物理原理, 为地质勘探及煤矿开采提供充足的数据资料。其中, 在煤气层井进行测井过程中利用放射性同位素产生的辐射可能会伤害测量人员, 而一旦放射源落井, 将扩大辐射伤害范围。另外车辆伤害事故, 也是测井时需重点兼顾的问题。至于固井事故, 井喷、井漏、漏电、机械伤害等, 是比较常见的伤害问题。
为联通井眼和煤层, 借助电缆将射孔枪弹运送到煤层中, 然后通过射孔引爆孔弹。在射孔过程中, 可能会出现孔弹爆炸、触电和火灾等安全事故。
压裂工程的原理是借助水压将煤层压出裂缝, 可增加煤储层导流能力, 提高煤层气井产气量。作业过程处在高压状态下, 所以安全问题尤为突出, 其中高压、爆炸、火灾、机械伤害等事故不容忽视。
地面排采、集输、增压等作业内容, 主要工序有抽油机的安装、集输管线的铺设、场站的建设等, 这些工序从地面工程开始直至工程完工, 包括火灾、机械伤害、管道破裂等事故隐患都充斥其中。
通过以上对煤层气开发工艺过程中存在的安全问题分析, 可归结为以下几点:
a) 工艺流程中发生各种物理反应、化学反应和热反应, 产生的热量会成为爆炸事故的导火线;b) 在外力的推动下, 物理性事故的危害性同样不容小觑;c) 作业人员本身技能水平和安全意识薄弱, 如没有按照规章制度操作, 容易导致各种责任事故;d) 工程质量本身存在问题, 这些问题同样可能引发各种安全事故, 实践证明在生产过程中, 很多安全隐患问题源自于工程质量问题。另外由于煤气层开发工序繁多复杂, 很多工序由各个分包商承包完成, 而每个分包商的安全管理能力参差不齐, 以致给后期运行留下安全隐患。
1.2 煤层气开采引发的环保问题
在钻井过程中, 机械噪声相当大, 并连续作业, 必然会影响到居民的正常生活。开发过程中使用的钻井液、压裂液等, 含有各种化学液体, 如稠化剂、乳化剂、助排挤等, 而以上化学剂由各种有害物质组成, 这些有害物质如未经处理就排入地下水中, 通过渗流和迁移等, 很有可能造成大范围污染, 严重污染周围的地下饮用水[2]。另外, 在排采期间, 利用排水采气法将水源当中的矿物质和盐分物质排出, 但未经有效处理直接排出, 一旦其进入地下水循环系统中, 同样会造成当地地下水的污染。在施工过程中难免会出现煤层气泄露, 而泄露出的煤层气会造成温室效应等环保问题。煤层气开采后的集输管线铺设, 同样可能破坏周围的生态环境系统。
2 煤层气利用时的安全环保问题
煤层气可用作民用燃料、工业燃料、发电燃料、汽车燃料和重要的化工原料, 用途非常广泛。所以煤层气可作为一种新型优质高效的洁净能源。但煤层气具有爆炸危险, 其爆炸极限范围为5%~15%。且煤层气利用工程复杂, 技术性强, 风险也大。作为城市的主要燃气来源, 煤层气利用时, 安全问题是重中之重。另外, 煤层气中的CH4比空气轻, 发生泄漏时易与空气形成爆炸性混合物, 将会对周围的人、物造成极大危害。煤层气泄漏后, 还会对周围环境造成极大污染。
3 煤层气开采的安全环保措施
3.1 煤层气开采的安全措施
a) 员工在上岗前必须进行煤层气行业的安全教育培训, 培训合格后方可上岗。在规章制度方面, 纳入煤层气安全作业的规范流程, 并组织作业人员参与学习规章制度, 以便了解安全操作流程, 提高安全操作技能水平, 这对于安全保障执行能力的提高大有裨益。要做好煤层气开采的安全措施, 提高安全开采技术水平, 做好技术性预防和管理;
b) 提高企业的安全文化水平, 为煤层气开采创造优质的安全作业环境。通过安全文化的不断提升, 方可让每个作业人员秉着负责的安全工作态度, 及时掌握潜藏在作业流程中的各种安全事故隐患, 减少事故隐患的危害性和危害程度, 并将违章行为扼杀在萌生阶段。
在安全管理方面, 最重要的是强化对施工单位的安全管理工作。鉴于工程承包与分包工序的复杂性, 应结合安全生产管理的规定, 提高项目的安全生产水平, 具体做法可在签订承包或分包合同之前, 严格审查承包单位和分包单位的资质, 在国家法律法规允许的范围内, 签订合同时应明确职责, 尤其是对双方权利与义务做详细规定, 这样才能以良好的合作关系共同致力于利用联动协调机制, 共同整改安全生产中存在的安全隐患及处理安全事故。
3.2 煤层气开采的环境保护措施
设计煤层气开发的基础设施时, 需进一步提高设计方面的水平, 即在生产成本允许的范围内, 基于设计的视角全面认识环境污染的危害性。如, 在管网铺设过程中, 减少管道对周围植被的破坏影响, 期间需提供环境监测报告, 并采取奏效的环境保护措施, 及对设备进行更新换代, 以便让环境保护设计方案更具说服力。
开采过程中, 应保证工程质量, 严格按要求施工, 施工中容易产生噪音污染的机械设备, 需利用消音器、隔音器、防振器等, 及在不影响正常工艺流程的前提下, 尽可能利用低碱泥浆和无害化泥浆配方, 泥浆能回收的尽量回收或经处理后使用。
4 煤层气利用时的安全保护措施
目前, 煤层气利用还没有单独标准, 由于煤层气属于天然气的一种, 当煤层气用于城镇燃气供应时, 我们可依据GB50028-2006城镇燃气设计规范[3]。利用煤层气时, 要使煤层气达到安全要求, 可从以下两点考虑。
a) 降低煤层气的压力和温度。压力降低, 爆炸极限范围减小;温度降低, 爆炸极限范围亦减小;
b) 煤层气提纯。采用煤层气提纯技术也可提高煤层气的安全性, 使煤层气中CH4含量高于爆炸上限, 留有一定的安全余量, 从而保证煤层气在利用时达到安全状态。
5 结语
煤层气是一种非常宝贵的优质清洁能源, 煤层气的开采利用可改善中国的能源结构, 缓解能源紧张的局势。中国十分重视煤层气的开采利用, 也取得了一定的进展。然而由于中国特殊的地质条件, 煤层气的开采利用水平还比较低, 在开采过程中会出现很多安全和环境问题。因而, 煤层气企业还需不断努力, 积极采取有效措施, 争取将这些安全隐患和环境问题所带来的伤害降低到最低程度, 为中国的煤层气开采做出一定的贡献。
摘要：分析总结了煤层气的开发和利用过程中存在的安全环保问题, 提出了煤层气开采及利用的安全环保措施, 希望为煤层气行业的安全环保提供一定的参考, 进而推动煤层气产业的合理开发和利用, 达到煤层气行业安全、环保的良好发展态势。
关键词：煤层气开发与利用,安全环保,良好发展
参考文献
[1]崔淑红, 田生, 欧阳彦辉.煤层气开发建设与安全环保问题研究[J].石油天然气学报, 2009 (04) :230-232.
[2]张锦虎, 张奇, 王春东, 等.探讨煤层气的开发建设和安全环保工作[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (24) :121-122.
煤层气开发与利用 第2篇
关键词：瓦斯抽采?瓦煤层求利用?抽采方法
中图分类号：TD84 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）10（a）-0146-01
1 矿区概况
铁法煤业（集团）有限责任公司现有8个生产矿井，核定生产能力为2175万t。8个矿井中6个为高瓦斯矿井，2个为煤与瓦斯突出矿井。铁法煤田为一多煤层的陆相湖泊沉积煤田，生成于中生代上侏罗纪，地表大部分被第四系覆盖，基本上属于全隐蔽型煤田。含煤段发育在侏罗纪，由上、下两个含煤段及中部砂泥岩段组成。下含煤段：由灰至灰黑色的粗、中、细、粉砂岩、泥岩及煤层组成，厚度90～240m，一般为165m；中部砂泥岩段：以灰、灰白色粉砂岩至粗砂岩为主，夹黑色泥岩，此泥岩沉积非常稳定，厚度20～60m，一般为40m；上含煤段：由灰至灰黑色的砂岩与煤层、炭质泥岩互层组成，煤层之间多夹有中、粗粒砂岩。厚度85～185m，一般为120m。
2 矿井瓦斯抽采工作及煤层气利用现状
2.1 瓦斯抽采工作现状
受成板块和造山运动的影响我国煤炭赋存大多较深，这就决定了，我国煤矿大多为井工开采。在瓦斯、顶板、火灾等诸多灾害中瓦斯事故尤为严重，矿井瓦斯时时刻刻严重威胁煤矿井下安全生产[1][2]。经过50余年的采矿实践，铁煤集团形成了一套比较完善的瓦斯抽采系统及一套较完整瓦斯抽采技术体系，采用多种瓦斯抽采方法立体抽采工作面及矿井瓦斯，并取得了一定的成绩。各生产矿井共建有12座瓦斯抽采泵站，安装各种型号的瓦斯抽采泵53台，额定瓦斯抽采能力为8820m3/min。井下敷设各种型号的瓦斯抽采管路20.6万m，2011年瓦斯钻孔累计完成396909m，矿井瓦斯抽采率为52.78%。目前使用的瓦斯抽采技术有：原始煤层压裂井开采技术、地面采动区立井抽采技术、顶板瓦斯道抽采技术、底板瓦斯道抽采技术、横向消火道抽采技术、斜交钻孔抽采技术、导入法抽采技术、本煤层瓦斯抽采技术、埋管抽采技术、上隅角立管瓦斯抽采技术等。
2.2 煤层气利用现状
铁煤集团煤层气利用工作由煤层气分公司进行管理，各生产矿井瓦斯泵站向煤层气公司储气罐供气，煤层气公司向用户供气。现有地面管路254000m，共有储气罐11座，储气能力22.25万m3，低浓度瓦斯发电机组17台。目前有原始煤层压裂井31口，年抽采瓦斯量1160万m3，采动区立井112口，封闭采空区立井5口。2011年瓦斯利用量6266.8万m3，瓦斯利用率为77.16%，目前煤层气民用用户有20万户，55万人。工业用户为法库陶瓷工业城。
3 瓦斯抽采、利用工作存在的主要问题
3.1 瓦斯抽采方面存在的主要问题
铁法煤田为复合煤层，多年来，各生产矿井煤层开采顺序为自上而下开采，先采4煤层，再采7、9煤层，采煤工作面瓦斯来源主要以临近层卸压瓦斯为主，采用的瓦斯抽采方法主要以控制临近层瓦斯涌出为主，例如在开采4煤层时，主要抽采2煤层的卸压瓦斯，而且在开采4煤层的同时没有对7煤层的瓦斯进行抽采。这就造成在回采7煤层的时候很难抽采出浓度大于30%的瓦斯，瓦斯资源回收率较低。高瓦斯矿井没有进行本煤层瓦斯预抽，造成在回采过程中工作面配风较大，采空区受通风负压影响较大，影响了瓦斯抽采浓度。
3.2 瓦斯利用工作存在的主要问题
矿井瓦斯抽采量与压裂井产量差距较大，压裂井目前日产量约为4.5万m3，各气源矿井日供气在30万m3左右。矿井正常生产时可以满足用户需要，矿井在五一、十一、元旦、春节放长假时气源紧张。大隆矿、晓南矿瓦斯泵站正压端输气距离长，管路老化，气源无法全部输出。
4 提高矿井瓦斯抽采率的技术途径及建议
合理生产布局：结合矿井防治煤与瓦斯突出及抽采达标工作要求，优先考虑瓦斯抽采，绝对瓦斯涌出量大于30m3/min的采煤工作面在设计时布置瓦斯抽采巷抽采或地面采动区立井抽采[3]。结合铁法煤田煤层赋存状况，充分利用煤层群开采优势，合理布置顶底板瓦斯抽采巷最大限度回收煤层气资源，大兴矿、大隆矿在开采保护层的同时抽采被保护层的卸压瓦斯，开采保护层要对保护层进行抽采。引进瓦斯抽采先进技术及设备，采用大功率、大直径瓦斯抽采设备，提高瓦斯抽采量。
5 提高煤层气利用的途径
加快原始煤层压裂井施工，形成规模化抽采，缓解瓦斯利用紧张局面；施工采空区立井，作为气源补充；改造地面供气管网，减少供气阻力，提高供气能力；购进浓度瓦斯浓缩设备，减少低浓度瓦斯排放，提高瓦斯利用量[4][5]。
6 结语
文中以以铁法集团为例，介绍了矿区煤层地质构造，重点论述了矿井瓦斯抽采及煤层气利用现状。通过在长期的实践，发现并指出了现有技术对瓦斯抽采及煤层气利用技术的不足指出，并提出了相应的改进措施及建议，对相关矿井在瓦斯抽采及煤层气利用过程中，可以起到借鉴作用。
参考文献
[1] 俞启香.矿井瓦斯防治[M].徐州：中国矿业大学出版社.
[2] 马丕梁.煤矿瓦斯灾害防治技术手册[M].北京：化学工业出版社，2007：89-94.
[3] 朱诗山.煤矿瓦斯抽放技术[J].煤炭技术，2009，28（6）：102-103.
[4] 孙茂远.煤层气勘探开发手册[M].北京：煤炭工业出版社，1998.
中国煤层气资源及其开发利用分析 第3篇
1.1 中国煤层气资源量
据2006年中国新一轮全国煤层气资源评价显示, 中国埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量为36.8×1012m3, 1 500 m以浅煤层气可采资源量为10.9×1012m3。中国煤层气地质资源量与常规天然气地质资源量38×1012 m3基本相当。中国煤层气资源量约占世界总量的13%, 仅次于俄罗斯和加拿大, 居第三位。图1为世界主要煤层气国家含气量占比情况。
截至2009年底, 中国探明煤层气地质储量约为2 004×108 m3, 煤层气累计探明率达到5.4%。其中, 中联煤层气有限责任公司占有储量为513.98×108m3, 中国石油天然气集团公司占有储量为917.47×108m3。
1.2 中国煤层气资源分布
中国煤层气资源按区域分布可分为东部、中部、西部、南部和青藏5个大区, 按含气盆地可分为鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东黔西、二连、吐哈、塔里木和海拉尔等42个。中国5个大区煤层气资源量占比见图2。
从地域上来说, 中国煤层气资源主要分布于经济发达、能源消费大的中部和东部地区, 容易形成与主要经济体系相匹配的规模生产基地。而该地区常规天然气资源短缺, 煤层气资源与天然气资源在地域分布上互补, 可以成为天然气的战略补充能源。中国鄂尔多斯盆地和沁水盆地是煤层气资源量最大的两大盆地, 两者合计超过13×1012 m3, 为大规模开发提供了资源条件。
2 中国煤层气资源的开发现状
长期以来, 中国煤层气的开发方式主要是为了保障煤矿的安全生产而进行矿井瓦斯抽排。虽然中国拥有丰富的煤层气资源, 却一直未进行规模性的开发。目前, 中国煤层气开发方式总体分为井下抽采和地面抽采两种方式, 两种抽采方式的特点见第23页表1。
2005年, 煤层气地面抽采量实现了零的突破, 并迅速发展, 年均增长率达141%。从2005—2009年井下抽采瓦斯数据看, 井下抽采瓦斯的平均增长率为30%。但从抽采量来看仍以井下抽采为主, 2009年中国开采煤层气74.6×108 m3, 其中井下抽采64.5×108m3, 井下抽采量占86%;地面抽采10.1×108m3, 地面抽采量仅占14% (见第23页图3) 。
2.1 中国煤矿瓦斯井下抽采现状
中国煤矿瓦斯井下抽采始于20世纪40年代的辽宁抚顺矿区。经过60多年的探索, 国有重点煤矿初步建立了以钻孔和巷道抽采为主的抽采体系。目前, 山西、辽宁、安徽、河南、贵州、重庆等6省 (市) 瓦斯抽采量超过2×108 m3, 黑龙江、陕西、宁夏回族自治区等三省 (区) 超过1×108 m3。阳泉、晋城矿区瓦斯抽采量超过2×108 m3, 淮南、松藻、抚顺等矿区瓦斯抽采量超过1×108 m3。
2008年, 全国煤矿的井下抽采总量达到58×108m3, 提前完成了“十一五”的规划目标。2009年, 15 000个煤矿产煤30×108 t, 煤层气抽采量为64.5×108m3, 利用率为30%。但每年仍向大气释放煤层气约200×108 m3 (其中50%~60%为质量浓度小于30%的低瓦斯气) 。图4为2004—2009年中国煤炭产量及煤矿瓦斯井下抽采量情况。从煤炭产量与井下抽采量的关系来看, 平均开采1 t煤炭可抽采2 m3煤层气。
2.2 中国煤层气地面开采现状
中国煤层气地面开发始于20世纪70年代的煤层气资源评价, 20世纪80年代末、90年代初开始钻井勘探。2004年底以前, 中国仅钻煤层气井247口, 其中, 中联煤层气有限责任公司钻井198口。截至2009年底, 全国累计钻井3 713口 (含102口水平井) , 其中开发排采井1 682口。在全国48个煤层气勘探区进行了煤层气勘探与评价, 建立先导型试验井组17个, 获得煤层气探明地质储量1 610×108m3, 可采储量760×108 m3。煤层气开发基本集中在沁水盆地南部, 该地区共计钻井2 500口。1996—2009年中国煤层气地面钻井数与累计钻井数情况见图5。
由于中国煤层气储层普遍特征为低渗透、低压力、低饱和度, 煤层透气性不好, 大规模地进行地面开发难以照搬美国的成熟技术和成功经验, 地面开发较慢。截至2009年底, 中国已建成煤层气产能25×108 m3, 其中, 山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司10×108 m3, 中国石油天然气集团公司6×108m3, 中联煤层气有限责任公司3×108 m3, 其他公司6×108 m3。但2009年地面抽采煤层气产量为10.1×108m3, 仅为“十一五”规划目标 (50×108 m3) 的20%。
3 中国煤层气利用现状
2009年, 煤层气利用量为25.1×108 m3, 利用率为33.6%。其中, 井下煤层气利用量为19.3×108 m3, 利用率达30%, 远小于“十一五”规划中提到的利用率达到60%的目标;地面开采煤层气利用量为5.8×108m3, 利用率占57.4%, 也小于“十一五”规划中提到的100%利用率的目标。1993—2009年中国煤层气井下抽采与地面抽采利用量见图6。
中国煤层气利用率低有两方面原因:一是中国煤层气资源赋存条件复杂, 煤层渗透率低, 抽采出的煤矿瓦斯中, 低质量浓度瓦斯占很大比例, 而目前又缺少低质量浓度瓦斯的有效利用方式, 大量瓦斯被直接排放到大气中, 导致瓦斯利用有限;二是中国煤层气产业体系尚不完善, 上游开发、中游集输、下游利用发展不协调, 上游抽采出的煤层气缺少有效利用方式或与之相配套的长输管线。为此, 针对中国煤层气利用领域按民用、发电、工业燃料、汽车燃料、煤层气液化进行了分析。
3.1 民用领域
煤层气民用是高质量浓度煤层气利用的主要方式。煤层气作为民用燃气主要集中在矿区或离矿区距离较近的城镇, 一般通过短距离管道供应附近用户使用, 也有的通过CNG (压缩天然气) 运输槽车向远距离居民供应。大部分矿井提供的瓦斯气热值接近于天然气, 可供居民炊事、采暖及公用事业用, 而平均价格低于天然气价格。
中国利用煤层气作为城市气源较好的矿区有抚顺、阳泉、晋城、淮南、松藻、铁法、中梁山、鹤壁等地。2008年, 煤层气民用用户已达到90万户, 预计2010年达到120万户。
3.2 发电
煤层气发电是煤层气利用的另一个主要领域。截至2009年7月, 国家电网公司经营区域内已有山西、辽宁、安徽、重庆、黑龙江、四川、江西、陕西、河南、宁夏等10个省 (市、区) 拥有煤层气发电, 装机570台, 总装机容量484 MW。其中, 山西、安徽煤层气电厂较多, 装机规模较大, 分别为278台279.9 MW、54台47.1 MW, 辽宁、江西和宁夏各有1个煤层气电厂。
3.3 工业燃料领域
煤层气热值与天然气基本相当, 燃烧后很洁净, 是上好的工业燃料, 如煤层气用于耐火材料煅烧可将温度提升到1 800℃, 在不增加成本的前提下, 可生产出更优质的产品。山西省阳泉市已建成以瓦斯气为燃料的隧道窑110条, 使能源利用率普遍提高了30%。
3.4 汽车燃料领域
将地面抽采的高质量浓度煤层气经压缩装瓶后, 可供出租车、城市公交车使用。目前, 山西省太原市建成7座煤层气加气站, 约有1 000辆出租车改用煤层气作为燃料。山西省晋城市现有5座煤层气加气站, 约有2 000辆出租车和数百辆公交车使用上了煤层气, 这大大地改善了城市空气环境。
3.5 煤层气液化领域
煤层气液化是指煤层气经净化、提纯后, 在一定的温度压力下, 从气态变成液态的工艺。若采用深冷精馏的方法, 可把质量浓度为35%~50%的矿井瓦斯提纯液化为质量浓度为99.8%的LNG (液化天然气) , 煤层气液化后, 体积将缩小600倍, 可大大降低运输成本。使用LNG槽车运送, 可以随气源和用户的改变而改变运输路线, 甚至可以作为天然气管道调峰资源使用。目前, 煤层气液化的主要功能是调峰和培育市场。煤层气体积分数为80%以上的气体大部分都是用作煤层气液化。
目前, 液化煤层气业务逐渐成为了煤层利用项目的新宠。一大批煤层气液化项目得以实施, 如中华煤气公司山西港华易高煤层气液化项目、沁水新奥煤层气液化项目、中国联盛投资集团的山西沁水顺泰能源煤层气液化项目、阳泉含氧煤层气液化项目等。
4 结束语
中国煤层气资源丰富, 开发利用煤层气资源有利于改善煤矿安全生产条件, 防止煤矿瓦斯事故;开发煤层气有利于改善我国的能源结构, 增加洁净的气体能源;开发煤层气资源有利于减排温室气体, 改善大气环境;开发煤层气有利于拉动相关产业的发展。
煤层气开发与利用 第4篇
一、煤层气主要分布和储量分布状况
鄂尔多斯盆地自下而上分布有石炭-二叠系、三叠系和侏罗系三套煤系地层。其中:石炭-二叠系煤层主要分布在太原组和山西组, 在全盆地均有分布, 埋深在1500米以下的煤层分布在盆地的边部;三叠系的煤层主要分布在瓦窑堡组, 在平面上位于黄棱、富县、延安、子长、子洲一带;侏罗系的煤层主要分布在延安组, 全盆地均有分布, 埋深大于1500m的煤层位于盆地西部, 小于1500m的煤层位于盆地其它地区。
鄂尔多斯盆地煤层气勘探程度相对较高的地区集中于盆地东缘, 达到预测储量级别。在卓贺煤田煤层气资源勘探程度高, 可以算为预测储量;其它地区基本以推测储量为主。该盆地储量预测结果为10.7×1012m3, 占全国煤层气总资源的1/3以上, 区域上盆地北部资源量大, 为5.6×1012m3, 其次为东缘2.0×1012m3, 西部1.3×1012m3。按深度分布1000m以浅的煤层气资源为7.6×1011m3, 占7.1%;1000-1500m为3.8×1012m3, 占35.9%;1500-2000m为6.1×1012m3, 占57%。1000m以浅煤层气资源主要分布在东缘、渭北、卓贺三个含煤区。在含煤时带上, 石炭-二叠系煤层气资源量为4×1012m3, 占38%;侏罗系煤层气资源量6.7×1012m3, 占62%。
二、煤层气开发的有利区块分析
(1) 东缘有利区:该区面积约16×104km2, 为一向西倾状的单斜构造, 太原组含煤层累积厚度4.3-14.6m;山西组含煤层累积厚度3.1-12.8m, 埋深小于2000m。其含气量以中部最高, 平均6.49-11.19m3/t, 南部次之, 平均3.18-7.92m3/t;北部较低, 0.53-2.18m3/t。
(2) 渭北有利区:东西长220km, 南北宽50km, 含煤面积约1×104km2, 总体为朝北西倾的单斜构造, 倾角5-15°。山西组和太原组, 含煤地层11层, 可采煤层3-4层, 韩城矿区煤层累积厚度7-12m, 单层厚度0.19-10.8m, 向西煤层减薄。其含气量从东到西又高向低变化, 韩城矿区最高, 含气量4.23-23.75m3/t, 铜川最低, 含气量4.41-6.44m3/t。
(3) 黄陇有利区:黄陇煤田包括黄陵、焦平、旬耀、彬长、永陇等矿区, 含煤岩系为中侏罗统延安组。黄陵矿区包括旬耀矿区, 位于铜川以北, 含煤面积2000km2, 共含煤5层, 煤层平均厚3.2m左右, 含气量为3-6.21m3/t, 彬长矿区煤层气含量3m3/t以上。
(4) 庆阳有利区:面积2000km2, 煤炭储量1307.7亿吨, 煤层气资源量1.1×1012m3。庆阳含煤区延安组含可采煤层3-8层, 可采总厚度2.12-7.75m, 深部煤层埋深800-950m。
(5) 灵武———盐池———韦洲有利区:灵武矿区面积900km2, 其中的横城矿区含煤地层主要为石炭———二叠纪。盐池矿区主要为侏罗系煤层, 分布在古凹陷的轴部。韦洲地区面积570km2, 含煤地层为山西组和太原组, 开采煤层, 总厚度16m, 煤层气资源量5.1×1010m.3。
(6) 北部地区:面积4.6×104km2, 预测煤层气资源量5.6×1012m3。在上古生界发现苏里格、榆林、乌审旗和长东4个大型气田, 与石炭---二叠系的煤层气密切相关。该区主要为侏罗纪地层, 煤田资源勘探程度低, 煤级低, 含气量低, 资源可靠程度低, 可作为远景区考虑。
三、已有勘探开发工作总结评价
鄂尔多斯盆地具有良好的煤层气资源潜力, 盆地东缘的渭北、黄陇煤田是目前煤层气勘探的热点地区, 共施工78口煤层气井, 该工程量占全国1/4。其中:中联煤气有限责任公司41口, 建三个井组;煤炭、国土资源部和石油系统37口井, 取得了大量和宝贵的储层参数。
华北石油地质局于1995-1996年在柳林建成了7口井的小型煤层气勘探开发试验井网, 均获得工艺煤层气流。中国石油天然气总公司2001年在大宁-韦县地区钻了6口井, 其中吉试1井产气量达2800m3/d, 显示本区良好的生产潜力。中国煤田地质总局在韩城施工3口井, 获得了煤层气单井产量1000m3/d。
目前, 盆地内已建成的天然气管道主干线有陕———京、靖边———西安、靖边———银川、靖边———东胜———包头———呼和浩特管线。另外, “西气东输”管线经过鄂尔多斯西部、渭北、鄂尔多斯东缘3个大中型煤层气集中的地区, 极大地节省了煤层气的开发成本, 加快了煤层气开发的步伐。
四、煤层气开发前景分析和战略构想
据新近研究成果, 鄂尔多斯盆地浅部煤层气含气饱和度、渗透率和储层压力低, 造成煤层气单井和先导性开发试验井组稳定日产气量低。如何解决“三低”的制约, 是当前煤层气研究和开发的关键。另外, 煤层气井投资回收期长, 从短期经济效益考虑政府投资相对较少, 目前, 我国政府鼓励外资进入煤层气开发领域, 鄂尔多斯东缘与外商合作已经钻探52口井, 为解决投资不足, 与外商合资是我国今后开发煤层气的发展趋势。
从发展战略问题角度来看:先采气, 后采煤。通过地面开发和井下抽采利用, 加快煤矿瓦斯治理, 促进煤层气产业发展, 实现资源、安全、环保多重效益。
五、结束语
我国石油天然气对外依存度逐年增加, 而鄂尔多斯盆地煤层气丰富, 小于2000深度的煤层气储量超过30×108m3, 地面管线条件便利, 大大降低开采开发成本。对于缓解我国油气资源紧张局势, 具有重要的战略意义。
摘要：鄂尔多斯盆地煤层气主要赋存于石炭-二叠系、三叠系和侏罗系三套煤系地层中, 资源储量巨大, 为10.7×1012m3。开发利用主要是二叠-三叠系煤层气为主, 主要分布在鄂尔多斯盆地东缘地区, 以韩城、卓贺、庆阳地区为主, 占煤层气资源储量60%。从发展战略问题角度来看:先采气, 后采煤。通过地面开发和井下抽采利用, 可加快煤矿瓦斯治理, 促进煤层气产业发展, 实现资源、安全、环保多重效益利用。
关键词：鄂尔多斯盆地,煤层气,分布特征,开发利用前景
参考文献
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煤层气开发环境影响与管理探讨 第5篇
煤层气为煤层以及围岩内同煤炭伴生存有的天然气, 成分主体为甲烷, 体现了独特属性。即具备一定的吸附性、自身自储性, 为一类优质良好的能源以及化工生产原材料。在我国各区域中, 煤层气储备资源丰富, 对其进行科学开发应用, 可确保煤矿生产的高效安全, 并对环境形成一定的保护, 实现主体能源结构的优化完善, 降低温室气体的总体排放量, 创建显著经济效益、生态效益以及社会效益, 并可确保我国能源的可靠安全。当然, 规模化的煤层气应用开发也会显现出一定的环境问题。当前, 我国对于煤层气应用开发环境的相关研究内容不多, 因此本文就相关的环境影响以及管理问题进行了探讨, 对推动煤层气开发应用的持续、健康、优质发展, 有积极有效的促进作用。
二、煤层气开发形成的环境影响
煤层气开发应用, 对环境形成的影响, 在一些层面同天然气开发建设具有一定类似性。即各个井场、线路管道以及路面建设会导致地表形成不良扰动, 钻井生产会生成废水, 各类生产机械则会形成较大噪音影响, 并领现场布满扬尘。另外, 煤层气的开发应用还体现出了一定的特殊性, 即井网具有较大密度, 并通过加压集输以及降压排采完成生产, 该环节同样会对周围环境形成不良影响。
由于煤层气单井总体气量有限, 为提升经济效益, 便需扩充采矿面积, 并布设大密度井网, 令井场、道路、管路、压缩站、通信设施的布设密度同样较大。在建设期之中将会形成显著的地表环境影响, 并有可能导致水土不良流失。对土质结构、地质状况、植物生长繁衍、农业生产形成一定负面作用。各个站场以及井场的生产建设还会对区域的土地应用结构以及生态景观的规划布局形成作用, 令其产生改变。
煤层气资源的构成需要具备稳定持续的水动力, 同煤层气一同存在的为较多煤层水, 其开采生产需进行必要的排水、减压以及解析完成。其排水的质量以及总量会受到水文地质状况的影响。一些区域, 煤层含水层则会成为该区域主体含水层以及水源。因此, 较多的煤层排水会令该范畴中的水资源以及水质受到不良影响。当排水渗透入地表水资源中, 也会造成不良影响。
三、煤层气开发环境管理保护科学策略
位于地面进行煤层气的生产抽采包括垂直以及水平模式, 前者井控面积范围较广, 通常为后者的十倍。为此应用该模式进行布设可有效的降低单位区域中布设井场总量, 并可降低管路以及站场施工建造形成的扰动影响。对预防地表环境破坏, 提升环境管理效益有积极有效的促进作用。为此, 煤气层开发进行科学的环境管理应引导各企业多应用水平分支方式进行生产开采。在符合相应井网密度标准基础上, 开发单位应全面管控施工生产作业范畴, 降低占地率, 快速完成植被恢复, 并应强化施工建设阶段中的环境监督管理。
依据我国国情特征, 进行环境管理阶段中开发煤层气, 倘若煤层水水质为淡水, 那么钻井施工前期, 应获取水利单位取水凭证。倘若为高矿化水, 应符合环保单位生产处理相关标准。煤层气排水处理涵盖, 地表水直排、回注、蒸发以及渗漏处理等工作。进行地表水排入应选择低矿化水, 否则将会对土壤环境造成不良影响, 并破坏地表植被。进行高矿化水的回注还会对地下淡水形成不良影响。进行蒸发处理耗费一定能量, 同时占用面积较广, 由环境保护视角审视, 应用煤层排水回注极为有利。位于我国西部缺水区域, 倘若煤层水是淡水, 则应考量进行水资源的集成综合应用。相反如果为高矿化水, 则应通过良好的处理将其回注地下。
规划选定煤层气开采生产的站场以及井位应做好环境条件评估规划, 同环境敏感方位相隔较远距离。同时, 应用比选设备阶段中, 应尽可能应用低噪音的设施。另外, 井场、管道的规划布设以及下游用户的选择应做好科学分析以及有效规划, 良好管控放空燃烧总量。
四、结语
总之, 煤层气开发对环境条件将产生一定的负面影响。为此, 我们只有针对煤层气资源特征、开发生产影响环境作用, 制定科学有效的管理策略, 方能有效抑制煤层气开发对生态环境产生的不良作用, 激发资源核心优势作用, 优化能源结构, 预防温室效应, 创设显著的经济效益、社会效益与生态效益, 实现可持续的全面发展。
参考文献
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煤层气开发与利用 第6篇
1 煤层气资源赋存情况及分布特征
1.1 煤层气资源赋存情况
重庆市行政辖区面积82 402.95 km2,下辖40个行政区县(自治县、经开区)。除渝中、江北、大渡口、潼南等4个区县外,其它36个区县均有含煤地层分布,并有过产量不等的煤炭开采。主要含煤地层为二叠系上统龙潭组、吴家坪组,三叠系上统须家河组。累计查明资源储量425 875.8万t,保有资源储量323 999万t,境内龙潭组为主要含煤岩系,占总量的63.5%。煤炭资源主要分布在渝黔交界的南桐、松藻、南武地区和华蓥山煤田南段天府、中梁山和永荣地区,其次是渝东的红岩煤田及渝东含煤区。实测煤层最大瓦斯压力为13.9 MPa(天府磨心坡煤矿K1煤层),最大瓦斯含量为29.45 m3/t(松藻矿区同华煤矿K3煤层),矿井最大绝对瓦斯涌出量为236.68 m3/min(松藻矿区打通一矿),最大相对瓦斯涌出量为221.73 m3/t(中梁山北矿)
1.2 煤层气资源分带特征
自2010—2012年间,通过煤层气资源调查及编制的384对矿井、33个矿区(区县)瓦斯地质图资料显示,重庆区块划分为南桐高突瓦斯带、华蓥山高突瓦斯带、永荣高瓦斯带、渝东南低瓦斯带、渝东低瓦斯带、大巴山低瓦斯带等6个瓦斯分带。截至2015年末,埋深1 500 m以内保有煤层气资源储量约为441亿m3,2 000 m以浅预测煤层气资源总量703亿m3,尚余各类煤矿407对,其中:煤与瓦斯突出矿井56对、高瓦斯矿井69对,瓦斯矿井271对。南桐高突瓦斯带、华蓥山高突瓦斯带、永荣高瓦斯带具有一定开采价值,渝东南低瓦斯带、渝东低瓦斯带、大巴山低瓦斯带现有煤矿开采范围暂不具备规模开发利用条件,重庆区块煤层气资源赋存条件总体较差。其特征对比如表1所示
表1 重庆地区主要矿区煤层气资源统计
2 煤层气抽采利用现状
2.1 抽采利用量指标分析
自1964年在松藻煤矿安装第一台瓦斯抽采泵起,煤层气抽采量于2014年达到5.47亿m3的最高值,历年抽采利用量如表2所示。“十一五”期间全市井下煤层气抽采总量达18.34亿m3,利用量13.19亿m3。“十五”初期全市抽采矿井仅19对,2013年已多达129对,抽采量提高2.1倍,抽采矿井数量增加了近6倍,煤层气利用量于2014年达到3.84亿m3的最高值,抽采利用率由38.64%提高到71.90%,远高于全国34.16%的平均水平。其中:民用气25.39亿m3,占81.77%;发电用气5.66亿m3,占18.23%。数据表明,重庆地区煤层气以民用为主,比较典型的是中梁山煤电气公司将煤层气与城市燃气并网输送,年输气能力达5 000万m3。
表2 煤层气抽采利用现状及瓦斯事故统计
2.2 煤层气抽采促进瓦斯事故防控
统计表明,瓦斯抽采量的提高与瓦斯事故及死亡人数的下降具有较大的相关性。“十一五”期间,全市煤矿发生瓦斯事故81起,死亡255人,占煤矿死亡事故总起数的18.48%,较大以上煤矿事故中63.64%为瓦斯事故,死亡人数占较大以上煤矿事故的70.63%,瓦斯事故起数“十一五”较“十五”期间同比下降70.55%。“十二五”以来,通过采取强化瓦斯抽采、强化安全监管等有力措施,煤矿瓦斯事故特别是煤与瓦斯突出事故得到有效遏制,发生瓦斯事故25起,较“十一五”期间下降69.14%。煤矿煤层气抽采已成为有效降低煤矿瓦斯事故的必由之路和重要手段。
2.3 煤层气抽采综合效益分析
随着煤矿煤层气利用量逐年增加,煤层气利用直接经济效益明显。以近5年煤层气平均利用量3.6亿m3计算,按照国家0.2元/m3的补贴标准,已获得中央财政补贴7 000余万元,相当于获得36万t原煤的热值效应。以永川区某矿为例,该矿抽采瓦斯纯量9 m3/min,同时运行2台700 k W瓦斯发电机组,年创收500万元。据联合国调查统计资料,我国每年采煤中排放的CH4量约为54~194亿m3,占世界总排放量的三分之一,是仅次于CO2的温室气体。从保护环境的角度考虑,煤矿煤层气的温室效应是CO2的21~27倍,每利用1亿m3瓦斯,相当于减排150万t CO2,按每年利用煤层气3.6亿m3计算,即相当于减排540万t CO2同当量的温室气体
2.4 煤层气抽采技术工艺装备现状
重庆地区煤层气抽采以井下钻孔抽采为主,井下抽采无疑需要投入大量人力、物力和财力,特别是抽采所需井巷工程量,但井下抽采也有机动灵活的优点。随着装备和技术水平的不断提高,尤其是通过加大科技攻关力度,创造性地引入油气开发领域关键技术,形成了国内领先的水力压裂等系列水力化瓦斯防治技术体系,制定了重庆市地方标准《煤矿井下水力压裂技术安全规范》(DB 50/T 461—2012),基本解决了低透气性煤层增透技术瓶颈,实现了煤层气抽采效率的极大提升。在地面井抽采方面,由于地形条件的制约,发展较为迟缓,目前已尝试在松藻矿区应用采动区煤层气地面井抽采技术
3 煤层气开发利用面临的困境及对策
3.1 简政放权措施破解政策环境制约
由于输配电行业的垄断、煤层气发电的电量波动性、煤层气商业利用模式的不成熟等因素,影响了企业对煤层气开发利用的积极性。重庆需要有效实施简政放权政策来缓解煤层气开发利用行政约束。
3.2启动深部资源勘探缓解煤矿区气源不稳定难题
重庆地区煤层气资源储量相对匮乏,煤层气抽采难度较大,致使煤层气抽采成本高、抽采浓度和抽采量不稳定,造成的结果是瓦斯发电机组不能连续运行。需启动2 000 m以浅区域煤层气资源的普查工作,尽快实施地面煤层气抽采来解决瓦斯发电过程中的气源不稳定问题。
3.3 加大财政政策扶持缓解煤炭行业经济效益低迷的挑战
一方面煤炭企业大面积亏损:从2012年开始全国煤炭市场价格持续下滑,至2014年重庆商品煤销售收入减少33亿元,下降23.57%,煤矿亏损面达85%;另一方面瓦斯利用投入大:例如,建设一座500 k W的瓦斯发电站,至少需要投资300万元,建设一座煤层气储存罐需要投资1 000万元。适度增加煤层气抽采利用补贴标准,并同步制定配套的增值税优惠政策,促使企业主动开采煤层气资源。
3.4 加大科技研发力度促进煤层气开发利用技术装备升级
受重庆复杂地形条件的制约,地面井钻进所需设施设备运输、安装、钻场布置等均受到较大程度影响
3.5 采用商业化模式助推煤层气抽采利用方式的多元化
煤炭企业对于煤层气抽采利用及商业化运作方式并不熟悉,对煤层气开发利用的技术、经验、信心、资金明显不足。重庆煤矿的煤层气开发利用可借鉴其他省份的成功经验
4 结语
1)重庆区块煤层气资源分带特征明显,南桐高突瓦斯带、华蓥山高突瓦斯带、永荣高瓦斯带具有一定开采价值,渝东南低瓦斯带、渝东低瓦斯带、大巴山低瓦斯带现有煤矿开采范围暂不具备规模开发利用条件。重庆区块煤层气资源赋存条件总体上较差,但已成为辖区能源供给的重要补充。
2)基于重庆山区地形地质特点,煤层气资源开发以井下抽采为主,通过引入水力压裂技术,历年井下煤层气抽采利用量稳步提升,煤层气综合利用率达70%,远高于全国平均水平,在抽采煤层气的同时,有效防治了煤矿瓦斯事故,实现了瓦斯事故防控、抽采经济效益、环保效益多方面共赢。
3)煤层气资源抽采利用尚存在政策环境制约、煤矿区气源不稳定、煤炭行业经济效益低迷、开发利用技术装备落后、抽采利用方式单一等5个方面的挑战和困难,需要通过简政放权措施、启动深部煤层气资源勘探、加大财政政策扶持,以及科技创新、引入商业化模式来解决。
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煤层气开发与利用 第7篇
贵州具有丰富的煤炭资源,素有“江南煤海”之称,煤层含气量高,预测煤层气资源量为3.1万亿立方米,占全国总量的22%.仅次于山西,居全国第二位。贵州煤层气资源不仅丰富,而且品位好,甲烷含量超过每吨8立方米的“富甲烷”区储量就达2.9万亿立方米,占资源总量的94%。我国南方富煤、缺油、少气的特点使贵州煤层气资源开发利用具有良好的开发利用潜力。但由于种种原因,至今在煤层气开发利用上所做工作还是有限的。
本文将简要介绍清洁发展机制的概念、CDM运行管理机制和国际CDM项目融资渠道,详细介绍了贵州省开展煤矿区开展CDM项目的最新进展以及今后的CDM项目减排潜力,最后提出贵州煤矿区开展煤层气CDM项目活动的对策与建议。
一、清洁发展机制的概念与CDM运行、管理机制
清洁发展机制(Clean Development Mechanism,简称CDM),是《京都议定书》所规定的附件I缔约方在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。其目的是协助未列入附件I的缔约方实现可持续发展以及《气候变化框架公约》的最终目标,并协助附件1所列缔约方遵守《京都议定书》第三条规定的限制和减少排放的定量承诺。CDM的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量(CER)”的转让与获得。我国政府对在提高能效和优化能源结构领域发展CDM项目方面持积极态度,而对我国企业来讲,对CDM的希望一是获得正常商业渠道无法获得的技术,二是增加其获得国际融资的可能性。换句话来说,CDM就是发达国家出钱,让发展中国家为他们实现自己的温室气体减排指标。由于温室气体是流动的,是世界的,因此发达国家被允许在发展中国家实现这个指标。清洁发展机制是一种“双”的机制,CDM合作也可以降低全球实现温室气体减排的总体经济成本。
CDM作为一种双赢机制,其最终的目标是实现全球温室气体排放总量的下降,也就是说,一个发达国家和一个发展中国家进行CDM减排量交易前的排放量之和应当和交易后的相等而不能增加,只是减排总成本下降。在这个既定目标下,温室气体排放权就成为一种稀缺资源,进而成为一种商品,在发达国家和发展中国家间进行交换。由于CDM作为一种运行机制,无法对温室气体排放量进行直接度量,CDM的运行必须以相关项目为载体。
根据《京都议定书》的要求,CDM规则主要包含CO2(二氧化碳)、CH4 (甲烷)、N2O(氧化亚氮)、HFCs(氢氟碳化物)、PFCs(全氟化碳)、SF6(六氟化硫)等温室气体。同时,CDM也涵盖了能源工业(可再生能源/不可再生能源)、能源分配、能源需求、制造业、化工行业、建筑行业、交通运输业等15个行业和门类。从更广泛的意义上而言,任何有益于产生温室气体减排和温室气体回收或吸收的技术,都可以作为CDM项目的技术。例如:提高能源效率的技术,包括提高供能效率方面的技术和用能效率方面的技术;新能源和可再生能源技术;温室气体回收利用技术如煤矿甲烷、垃圾填埋沼气回收技术;废弃能源回收技术等等。
从CDM涵盖的行业和技术范围来看,CDM项目应该具有广泛的适应性,但是目前我国开展清洁发展机制项目的优先领域,仍以提高能源效率、开发利用新能源和可再生能源及回收利用甲烷和煤层气为主。
在我国,国家气候变化对策协调小组是我国CDM项目活动的最高决策机构,小组下设项目办公室。项目办公室在协调小组的指导和授权下,对指定的经营实体和CDM项目活动进行监督,并协调和促进CDM项目的执行,对CDM项目实施过程中的问题及改进意见可向协调小组提出建议。
在国家气候变化对策协调小组的领导下,国家清洁发展机制项目审核理事会主要负责如下事务:评审CDM项目设计书,批准CDM项目;向协调小组汇报CDM项目活动的实施状况,并提出建议;提出国家清洁发展机制项目活动的运行规则和程序。国家发改委和科技部为理事会的联合主席,外交部、财政部、农业部、国家环保总局及中国气象局为理事会的副主席。
二、煤层气开发利用与CDM运行机制的关系
在我国的煤矿区,煤层气(煤矿瓦斯)不仅是煤矿安全生产的头号杀手,其大量排放也是导致“温室效应”的主要原因,其温室效应为二氧化碳的21倍。据分析,所有人类活动造成的温室效应中,20%由甲烷引起。但它作为一种优质、洁净资源,对其有效利用既可成为未来重要的替代能源,又能有效解决环境污染难题。
煤层气作为一种能源资源,其开发和利用是一个集能源利用、环境保护、煤矿安全于一体的新兴领域,从煤矿发生的特大重大事故分析,80%以上都是瓦斯事故,而如果在采煤之前先采出煤层气,可以使瓦斯涌出量降低70%～85%。
煤矿瓦斯的综合利用不仅能带来瓦斯资源的经济价值,还有效地利用了能源资源,减少煤矿瓦斯排放对环境的危害,同时还降低煤矿生产中存在的安全隐患,保证了井下工作人员的人身安全。因此,成功地把煤矿安全生产的“头号杀手”转变成“节能帮手”,煤层气可以发电、可供燃料、可以供热取暖、可以供烧饭、做菜,将变成造福人类的清洁能源。
按照CDM项目企业合作的要求,煤层气的开发利用,主要将其作为清洁能源来进行发电、供热或民用的同时,还能达到温室气体(甲烷CH4、二氧化碳CO2、氧化亚氮NO等)减排目的,发达国家的财团和企业就会提供资金收购该温室气体减排指标,中方企业即可获得额外的收益。
根据我国对CDM项目提出的“要有利于国民经济发展,创造新的就业机会;有利于环境保护和减缓温室效应,改进当地大气、水资源和地下水环境质量;有利于当地经济发展和减少贫困;有利于发电资源多样化,支持并帮助加快可再生能源的发展;有助于引进先进技术,向中国转移当前最新的技术,鼓励科技进步;减排量价格要合理”等要求,煤层气的综合利用开发将成为最具CDM潜力的行业之一。
三、煤层气开发利用中的CDM方法学
为确保CDM项目的环境效益,确保CDM项目能带来长期的、实际可测量的、额外的减排量,需要建立一套有效的、透明的和可操作的CDM方法学。目前,CDM执行理事会(EB)下设有三个方法学委员会,专门研究涉及CDM项目执行的具体的方法学问题,并负责向CDM执行理事会推荐其认为适合的方法学。方法学涉及的主要方面包括:建立基准线的方法学、确定项目边界和泄漏估算的方法学、减排量和减排成本效益计算的方法学、监测的方法学等。
在EB 28次会议上,源自中国的CBM/CMM方法学已获得批准。该方法学的主要限制条件:一是不允许用二氧化碳及氮等提高煤层气(CBM)甲烷回收;二是减排量只能够在煤矿已经开采后才能够签发;三是对CBM抽取用于替代其它能源而获得减排量的,限制在合格的抽取量(即保证煤矿安全生产需要的抽取量)范围,超出此范围的,产生的减排量不予签发。另外,对泄漏和不确定性问题,该方法学提出了相应的解决办法,如有些项目无法解决时,采用10%打折处理。
四、我国煤矿区煤层气CDM项目的开发现状
ACM0008方法学的通过,可以使中国马上开发一大批潜在的煤层气CDM项目,并可通过CDM项目获得先进技术、设备和资金援助。至目前,我国政府已批准的524个CDM项目(截至2007年6月12日)中,煤层气CDM项目就有25个(详见表1),约占4.8%预计年减排量达15,550,321吨CO2当量。
另外,根据来自联合国权威网站提供的官方数据,我国通过联合国EB网上公示、得到正式批准并注册的89个项目(截至2007年6月28日)中,已有3个煤层气利用)发电)项目得到正式批准并注册(详见表2),其年减排量达3,397,227吨二氧化碳当量,占我国全部注册项目(89个)年减排二氧化碳总量(64,980,389吨)的5.23%。另外,也意味着这3个项目已进入二氧化碳减排的正式实施阶段。
1. 淮北矿业集团海孜、芦岭瓦斯发电项目
2006年,淮北矿业集团公司与国际能源系统集团荷兰分公司合作,进行海孜、芦岭瓦斯发电项目开发。按照协议规定,淮北矿业集团公司从2006年1月1日开始至2015年12月31日期间,将通过综合利用瓦斯发电。据测算,如果海孜、芦岭瓦斯发电项目按设计装机容量运行,每年能够减排二氧化碳29万多吨。因而,该项目实施对于淮北矿业集团公司瓦斯综合治理、利用以及矿区环境保护,都有着良好经济和社会效益。
2007年2月18日,淮北矿业集团海孜、芦岭瓦斯发电项目通过联合国网上公示,得到正式批准并注册,意味着这一项目即将进入二氧化碳减排实施阶段。
2. 阳泉煤业(集团)有限责任公司9万千瓦瓦斯发电项目
阳泉煤业(集团)有限责任公司9万千瓦瓦斯发电项目于5月22日在CDM执行理事会成功注册,该项目由阳泉煤业(集团)有限公司与IXIS环境与基建集团、Camco国际有限公司共同开发,预计年减排二氧化碳2,136,174吨。
五、贵州省的煤层气资源及开发中的煤层气CDM项目
1. 贵州省的煤层气资源与开发利用状况
贵州省煤炭资源储量居全国第五、江南之首,丰富的煤炭资源背后,贵州还是全国不被广泛了解的煤层气资源大省,资源储量仅次于山西,居全国第二位。近年来“能源危机”瓶颈频频暴露使煤层气等新能源受到广泛关注,贵州省这一待挖的“金矿”开发前景如何,人们拭目以待。
早在上世纪90年代中期,贵州省煤田地质局通过细致勘探,掌握了全省煤层气资源的“家底”。据资料,贵州省煤炭资源总量为2400多亿吨,煤炭资源主要分布于六盘水煤田、织纳煤田、黔北煤田和兴义煤田。煤田地质部门的最新勘查显示,全省2000米以浅的煤层气资源量达31511亿立方米,约占全国资源总量的十分之一强,煤层气资源也主要分布在六盘水、织纳和黔北煤田的十五个向斜构造单元中,在“缺油,少气”的长江以南地区,资源优势十分明显。
显然,贵州省煤层气资源开发利用潜力巨大,具备一些显著优势:一是量大,煤层气资源储量占全国十分之一,“北有山西、南有贵州”资源优势十分显著;二是集中,黔西部富煤带的1 5个构造单元资源量就达21036亿立方米,占全省资源量的66%,平均丰度也达每平方公里2.6亿立方米;三是品位好,全省煤层气资源中,甲烷含量超过每吨8立方米的“富甲烷”区储量就达29214亿立方米,占资源总量的94%;四是区位好,贵州省地处我国南方能源和原材料基地,而南方富煤、缺油、少气的特点使煤层气资源有利于优化能源结构的作用显著。中国长江以南陆上油气资源在全国陆上油气资源中所占比例很小(不足5%),因此煤层气的开发利用就具有重要的战略意义。特别对于缺油少气而交通相对不利的贵州来说,煤层气的开发利用就更显重要。此外,贵州省地处珠江和长江“两江”上游地区,又属我国主要的酸雨污染区,开发煤层气资源对保护“两江”生态环境,环境污染防治等都具重要意义。另外,贵州省煤炭生产骨干矿井多为高瓦斯突出矿井,瓦斯利用也是煤矿安全生产的迫切需求。
贵州省煤炭资源十分丰富,但目前这一可观的资源潜力却未能发挥出来。截至目前,贵州省19个国有重点煤矿已全部建立了瓦斯抽采系统,投入运行的瓦斯发电机组29台,装机容量达到了1.45万千瓦。尽管如此,目前每年的开采量尚不足1亿立方米,利用率不到20%,开发基本上还未形成规模。
另一方面,煤层气的开发主要有井下抽放和地面开发两种方式。受地质勘查滞后和前期勘探所需巨额资金严重不足等因素影响,贵州煤层气开发目前还仅限于井下抽放一种方式,抽放的煤层气也主要用作民用燃气和发电,深加工基本还是空白。
针对煤层气利用率极低的现状,贵州省作出了规划,到2010年,贵州大中型矿井瓦斯抽采系统矿井抽放率要达到30%以上,利用率要达到75%。另外,为加快贵州煤层气资源开发,贵州目前已把煤层气开发列为全省煤炭产业结构调整六大起步工程之一。
2. 开发中的贵州省煤层气CDM项目
2006年6月中旬,由贵州省发改委主办的“2006年贵州煤层气开发利用和清洁发展机制(CDM)国际研讨会”在贵阳召开,在会议上,贵州省发改委和德国能源公司、ESC能源战略咨询公司共同签订了《关于在贵州实施温室气体减排项目的合作备忘录》。《备忘录》的合作内容包括:合作方共同协调有关实施清洁发展机制(CDM)有关项目的投资,包括从煤层气的利用、小油桐制造生物柴油和水电炼铝等领域;合作方共同研究有关项目的投资,准备和协助符合于外国投资的具体项目。因此,《京都议定书》及其框架下的的“清洁发展机制(CDM)”,将成为我省煤层气产业化发展的契机和强劲推动力。借助CDM的强劲推动力,有望通过煤炭企业的CDM项目合作开发,引进国外先进的技术、设备和资金,大幅度提高贵州煤层气开发利用率。
诚如上文所述,由于资金和技术障碍,贵州每年抽采了1.66亿立方米煤层气,但只用了651万立方米,还有许多生产矿井每年涌出大量煤层气的相当部分仍只能排到空气中,潜伏严重的安全隐患的同时,也严重制约了煤层气综合利用的发展。目前,在煤层气利用方面所遇到的困难和尴尬,正是贵州煤炭企业普遍需要解决的,而这些困难正好符合CDM项目开发所要满足的额外性要求,这对于CDM的引入提供了极好的契机。
纵观我国煤矿区煤层气的开发利用,主要有三种种利用方式;
一是煤层气发电。近年来,我国煤层气发电发展迅速。煤层气电厂燃气发电机组主要有两类:燃气轮机和燃气发动机。燃气发动机具有小型、轻便、热效率高(可达40%)和对煤层气浓度变化适应性强等优点,适用于小型电厂。燃气轮机具有功率大的特点,单机功率可达50MW和100MW,但发电效率一般在30%左右,一般适用于大型煤层气电厂。目前,国内的煤层气利用发电项目主要有:晋煤集团120MW煤层气发电项目,淮南矿业集团瓦斯综合利用项目,松藻煤电公司煤层气20MW发电项目,贵州水城煤层气发电项目。
二是煤层气民用。目前,我国煤层气利用主要以民用为主,煤层气民用量占总利用量的70%以上。井下抽采的煤层气中CH4浓度平均为30%～50%,可直接供给矿区居民用户以及食堂、医院和学校等用户。但由于矿区居民较少,因此大规模民用必须以城市为落脚点。国内的煤层气民用的主要项目有:抚顺矿区供沈阳煤层气项目,阳泉煤层气城市燃气项目,阜新矿区供阜新市煤层气项目,铁煤集团供调兵山市煤层气项目。
三是煤层气的工业利用。煤层气的工业利用主要是用作工业燃料和生产化工产品。早期主要是用于生产碳黑和甲醛,但经济性较差。目前的煤层气工业利用主要是作为工业燃料代替工业煤气、天然气、液化石油气或燃煤。目前,国内的煤层气工业利用项目有:铁法煤层气供法库县陶瓷城项目,阳泉煤层气氧化铝焙烧项目。
因此,如能抢抓机遇,活用“清洁发展机制(CDM)”规则,引进恰当的煤层气开发利用技术,结合CDM项目开发利用我省31511万亿立方米的煤层气资源,除了能降低矿井瓦斯浓度,提高煤炭安全生产能力外,更为贵州煤炭工业探寻了一个新的增长点。
至目前,我省已获国家发展与改革委员会批准的26个CDM项目(截至2007年6月12日)中,煤层气CDM项目仅占2个(详见表3).预计年减排量合计为15,550,321吨CO2当量,占全省已已获批准项目总减排量2,539,451吨CO2当量的32.02%。因此,在我省实施煤层气(甲烷回收利用)CDM项目开发的潜力和空间均非常巨大,是继新能源和可再生能源(小水电)项目之后的一大减排项目类型。
获国内批准的煤层气开发利用CDM项目
贵州水城大湾、中岭煤矿瓦斯利用CDM项目由国际能源系统(荷兰)公司与贵州水城矿业(集团)有限责任公司组织开发建设的贵州水矿集团中岭、大湾煤层气开发利用项目,于该项目以每吨二氧化碳10.5美元的价格,签订了10年排放二氧化碳512万吨的合同。该项目将为企业带来约4亿元收益。目前,该项目仍在进行国际CDM执行理事会注册程序。
贵州黔西青龙煤矿瓦斯利用CDM项目。由国际能源系统(荷兰)公司与贵州黔西能源开发有限公司组织开发建设的贵州黔西青龙煤矿瓦斯利用项目,于2007年6月12日获国家发展与改革委员会批准。
正在申报、等待国内批准的煤层气开发利用项目
山脚树瓦斯发电站。位于贵州省盘县断江镇,总装机3500kw,总投资1 150万元,年发电量1680万kw.h。项目主要由生产区,辅助生产区和检修工作区部分构成,占地6000平方米。生产区主要建筑物为发电机厂房,辅助生产区建筑物主要为配电室联合建筑、循环水池和联合泵房,冷却塔,检修工作区建筑物主要为检修室及库房。主要设备有2台循环水泵、7台500kw燃气发电机组、1座500立方米冷却塔。辅助设施由燃气系统、循环冷却水系统、排气及余热利用系统组成。
土城苏家营瓦斯发电站位于贵州省盘县洒基镇,总装机4200kw,总投资41 72万元,预计年发电量2736万kw.h,项目主要建筑物由生产区、辅助生产区、生活区、燃料储存区四部分构成,占地1 1 700平方米。生产区主要建筑物为发电机厂房;辅助生产区建筑物主要为配电室联合建筑、循环水池和联合泵房,冷却塔;生活区建筑物主要为住宅楼、办公室、检修室及库房;燃料储存区主要用于布置10000立方米储气柜,储气柜布置在瓦斯发电站围墙北侧外150m处。主要设备有2台罗茨风机、6台700kw、3台500kw燃气发电机组,一个1000立方米冷却塔。辅助设施由燃气系统、循环冷却水系统、排气及余热利用系统组成。
拟申报、准备中的煤层气开发利用CDM项目
枣能(集团)公司黔西煤矿瓦斯发电工程项目
六枝工矿(集团)公司化处煤矿瓦斯发电工程项目
黔西县雷公山煤矿瓦斯发电工程项目
六、贵州省煤层气CDM项目开发中的问题、前景与潜力分析
1. 贵州省煤层气开发利用的问题与解决的思路
近年来,国家对煤层气一直采取鼓励政策。据了解,目前对煤层气的扶持政策主要体现在实行远低于一般行业的增值税税率上。有关政策规定,中外合作开采陆上煤层气按实物征收5%的增值税,不抵扣进项税额;自营开采陆上煤层气增值税实行先征后返的政策,即按13%的税率征收,返还8个百分点。
但有关专家认为,我国煤层气产业虽然起步较早,但是一直停滞不前,可谓“起了个大早,赶了个晚集”。由于煤层气抽采难度大,2005年全国煤矿瓦斯抽采量占实际涌出量的15%,2005年,全国煤矿瓦斯利用量占抽采量的43%。
在现有政策条件下,利用煤层气经济性不明显,对煤层气进行抽采和利用获利的煤炭上市公司很少。由于煤层气的开发成本比天然气高许多。以千万元投资为例,开发一口天然气井日产量能达到数百万立方米,开发一口煤层气井产量最多的也仅二三万立方米,而天然气与煤层气的售价相当。由于开发成本很高,目前国内煤层气开发进展缓慢。相比而言,美国、加拿大、澳大利亚等国家的煤层气产业发展比较快,已成功实行了商业化运作。
具体就贵州而言,贵州煤层气资源虽然基础条件较好,但目前这一资源的开发利用却受到诸多因素的制约。
首先是市场问题,目前贵阳市已经建起了相当规模的煤气供应系统,但煤炭资源储量丰富的六盘水、安顺等中等城市尚未建立这一系统,煤层气是中小城市民用的首选。这些城市距离气源较近,管输费用低,可大大降低商品气成本,而中小城市发展城市煤气投资大、效益差。因此政府在这些城市民用燃料方面应有长期的规划考虑,进入替代品市场的壁垒,主要是与市场用户联系的劣势、设备转换的成本,开发越晚,不利因素越大。
其次是投入问题,煤层气资源开采难度大、初期投资多、投资回收期长,这样大规模的投资当地政府和省内企业很难投入,因此需要加快开放煤层气市场步伐,政府应当制订更为明确、优惠的政策。
再次是技术问题,煤层气开发起步早的发达国家,一些成熟的技术并不完全适应中国。近年来美国、加拿大等国的煤层气公司也曾频频到贵州“投石问路”,但都是早期的风险投资,政府应鼓励和支持了解当地资源状况和地质条件的企业和地质勘探部门加快煤层气资源开发技术研究,尽快突破核心技术难题。
针对上述存在的突出问题,贵州省有关部门已经编制完成了全省煤矿瓦斯治理规划,目前共有四角田矿、土城矿、月亮田矿、山脚树矿、大河矿、汪家寨矿、大湾矿、中岭煤矿等1 1家煤矿开发了瓦斯民用项目。省财政今年直接拨付100万元资金,将专门用于省属国有重点煤矿瓦斯治理补贴。另外,贵州被列入全国45户瓦斯综合利用重点企业的水城矿业集团和盘江煤电集团,瓦斯综合利用项目均已取得显著进展。目前,水城矿业集团已有瓦斯民用用户8500户,瓦斯发电装机规模达1 1000千瓦;盘江煤电集团瓦斯民用用户已达6000户,瓦斯发电装机规模达5000千瓦,两大煤矿去年利用瓦斯总量达4200万立方米,占全省瓦斯利用总量的80%以上。
2. 贵州省煤层气CDM项目开发中的前景与潜力分析(1)资源利用方式和经济增长方式质的跃升
长期以来,作为南方最大的煤炭基地,贵州基本上都是靠卖煤而生存。上千万吨的煤炭产量只配套一个装机仅12万千瓦的水城发电厂。以至贵昆、南昆、株六、内昆、水红五条铁路密集的运力,仍然是杯水车薪,解决不了六盘水煤炭运力的持续紧缺。仅仅靠卖煤,贵州难以实现跨越式发展。于是,招商引资建火力发电厂成为当地经济工作的重头。短短几年时间,120万千瓦的盘县电厂、60万千瓦的野马寨电厂陆续投产。360万千瓦的盘南电厂、240万千瓦的发耳电厂即将竣工。
在大规模发展电力工业的同时,贵州没有忘记“绿色电力”的建设。水城矿业、盘江煤电、六枝工矿等大型企业,利用矿区废弃煤矸石作为燃料,建设一批煤矸石发电厂、煤泥发电厂。水钢集团利用炼钢余热建余热发电厂。加上各大企业纷纷上马的瓦斯发电机组,发电装机突破10万千瓦。贵州“绿色电力”在西部地区一花独秀,引起国际国内环保界的高度重视。
从卖煤到卖电,从煤炭发电到瓦斯发电,标志着资源利用方式和经济增长方式质的跃升,也标志着贵州经济发展朝着循环经济方向开始起步。
(2)贵州省煤层气CDM项目的减排前景和潜力
2004年,中国煤炭产量达19.56亿吨,井下煤层气抽采量仅18亿立方米。预计2005年煤炭产量将超过21亿吨。实际上,每年煤矿开采过程中排放的煤矿煤层气将超过170亿立方米(CH4纯量),相当于排放1.83亿吨CO2。而且其中约91%是通过矿井通风瓦斯直接排入大气当中,浓度低于1%,利用相当困难。
我国煤层气排放的另一个特点是抽采煤矿区煤层气中的利用率较低,仅占抽采总量的65%左右。这是由于我国煤矿区煤层气的抽采大多数是煤矿生产的辅助手段,以保证井下安全生产为目的。目前在装备井下瓦斯抽放系统的煤矿中,井下煤层气的抽采率仅23%左右。根据目前各矿区的经验,只要抽采的煤层气能够得到充分利用,以用促抽,仅以目前我国现有的井下抽采技术和装备,抽采率将可以达到50%以上。并且近两年来,中国政府越来越重视煤炭安全生产,并且逐步加强安全监察管理力度,制订了“先抽后采,监测监控,以风定产”的煤矿安全方针,为此将有更多的煤矿建立新的抽放系统或者对原有的抽放系统进行改造。
预计今后几年我省井下煤层气抽采量将会突破3亿立方米,如果按利用率60%,仅单摧毁这些甲烷产出的减排量就将达0.0235亿吨CO2e。
另外,我省各大矿区以及相关研究机构正积极开展利用煤矿通风瓦斯的项目,现在我省每年通过通风瓦斯排向大气的甲烷总量超过20亿立方米,合理利用这部分资源,也将产生巨大的温室气体减排量。
如果通过CDM机制引进资金和技术支持,引进CDM项目会对煤层气产业自身发展带来益处。据预测,到2010年,我省大中型煤矿的抽放煤层气利用量将达到当年抽放量的75%,近4亿立方米。如果有一半开发成CDM项目,平均每年可产生CERs达到91796万亿吨CO2e,减排潜力和和空间极其巨大。
七、贵州省煤层气CDM项目开发活动中的对策与建议
我省需要引进国内外先进技术,并与自主创新技术相结合,不断提高煤层气开发利用水平,从而实现煤矿、煤层气绿色开采,推动煤层气产业形成和发展。而积极开发、实施好CDM项目,无疑将会为我省带来清洁高效的先进技术和额外的资金,加速我省传统能源材料工业和高载能工业的技术创新和产业升级,促进贵州煤炭产业资源利用方式和经济增长方式质的跃升,推动贵州经济朝着循环经济方向稳步发展。
能源是经济发展战略的重点,要为全面建设小康社会提供稳定、经济、清洁、安全、可靠的能源保证。而煤炭又是我国一次能源的主体,煤炭工业承载着经济发展、社会进步和民族振兴的历史重任。因此,加强瓦斯防治与利用,确保煤炭工业持续、快速、协调、健康发展,是保障能源安全的需要,是可持续发展的需要,是构建和谐社会的需要。我们要坚持以人为本的科学发展观,把煤矿瓦斯防治与开发利用工作作为一项重要工作抓好抓实,树立“瓦斯事故可以预防和避免”、“瓦斯是资源和清洁能源”的意识,贯彻“安全第一、预防为主”和瓦斯治理“先抽后采、治理与利用并举”的方针,采取各种鼓励和扶持措施,防范煤矿瓦斯事故,充分利用资源,有效保护生态环境,切实加强煤层气的开发利用,努力建设本质安全型煤矿,确保能源供应安全和煤炭工业可持续发展。
1. 注重人才,以才兴业
没有人才作支撑,任何产业都很难实现持续、快速、协调、健康发展,因此,必须注重培养人才。一方面,国家要采取措施有计划地在有关院校设立专门学科,培养高素质的专业人才,为煤层气产业的发展奠定人才基础;另一方面,有关科研院所要积极开展科学技术研发,为煤层气的开发应用提供技术支撑。同时,企业应与有关大专院校、科研院所为依托,采取企校、企研挂钩,为企业提供技术支持和智力支撑,积极推进瓦斯治理与开发利用工作。六盘水要利用现有教育资源,充分发挥职业技术学院的作用,积极培养瓦斯治理与开发利用方面的专业人才,为我市煤炭、煤化工产业发展注入活力。
2. 统一思想,提高认识
各级各有关部门要高度重视,认真贯彻执行国家有关方针政策,树立煤矿瓦斯是资源的观念,进一步统一思想、提高认识,把瓦斯治理与开发利用工作抓好抓实。同时,新闻媒体要大力宣传,使煤矿瓦斯是资源的观念深入人心,高度引起社会、企业的观注,形成政府、企业、社会齐抓共建的态势,有力推进煤层气开发利用工程的实施。
3. 健全体制,落实责任
煤层气基本上都属于煤炭的伴生资源,要建立煤炭资源和煤层气资源统一勘探、统一开发的体制,改变目前煤与气探矿权、采矿权分设的局面;建立税收优惠等激励机制,促进各方投资开发煤层气的积极性;订煤层气排放标准,环境保护部门依法进行监管。今后,凡是新设探矿权,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,必须统一编制煤和煤层气开发利用方案,并优先选择地面煤层气抽采。同时,明确各部门工作职责,积极为项目业主做好协调服务工作,努力创造煤层气开发利用的良好投资环境。
4. 加强引导,促进开发
无论任何产业的形成和发展,只依靠市场为导向,都很难实现持续、快速、协调、健康和有序地发展,这是由于市场本身的缺陷所决定的。因此,我市煤层气产业的发展,各级各有关部门必须高度重视,积极加强引导,采取在土地征用、项目前期工作经费、项目资本金等方面给予优惠和支持,外资、内资都同等对待等措施,充分调动投资主体的积极性,积极引导组建项目法人,促进项目业主积极组织项目实施。
5. 理清思路,明确方向
根据目前国内外煤层气(煤矿瓦斯)开发利用的技术、成功经验和未来发展趋势,以及六盘水市煤层气(煤矿瓦斯)资源的特点,我市煤层气开发利用的思路应是:立足当前,着眼于长远,民用、发电、煤层气化工同时推进。宜民则民,宜电则电,宜化则化,形成结构合理、利用高效、效益良好的煤层气产业。
目前,由于世界三大一次主体能源煤炭、石油、天然气的消费结构,随着石油资源逐步减少而正在发生着深刻变化,对天然气的需求量增加较快,特别是作为化工原料、民用和汽车燃料,市场前景更为广阔。因此,我市煤层气开发利用主导方向应以化工、民用和汽车燃料为主,发电为铺。
6. 科学规划,分步实施
规划是指导经济社会协调发展的重要文件,是指导产业持续、快速、协调、健康、有序发展的航标。因此,我们要坚持“以资源定规划、以规划定项目”的原则,结合资源、市场前景、未来煤化工产业发展趋势和我市实际,认真组织编制《贵州省煤层(煤矿瓦斯)开发利用规划》。以规划为指导,以市场为导向,率先启动矿井瓦斯利用工程、加快推进地面抽采利用前期工作,有序推进煤层气资源的开发利用。
7. 加强领导,狠抓落实
在体制、机制尚不健全,各种扶持措施尚未落实的情况下,要推进某个产业的发展,加强领导是关键。因此,各级各有关部门、驻境煤炭生产大企业要名确一位领导负责煤层气的开发利用工作,狠抓各方面工作的落实。
为加快推进煤层气的开发利用,国务院办公厅下发了《国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》(国办发[2006147号)(以下简称《意见》),这是指导煤层气开发利用的重大方针政策,各级各有关部门、相关企业必认真贯彻执行。由于煤层气抽采利用工作涉及部门多,为使相关部门更加协调配合,有力推进煤层气开发利用工作的顺利实施,对《意见》提出如下贯彻建义;
一是政府对《意见》进行责任分解督办,明确相关部门的责任,并要求相关部门提出具体贯彻执行意见和落实措施;
二是选择1～2个条件相对较好的矿区开展地面抽采利用试点工作,考虑民用和化工,首选盘县红果和水城县玉舍片区;
三是把煤层气抽采利用与我市煤化工产业发展有机结合起来,把矿井瓦斯利用作为我市煤化工产业发展的切入点,以此为契机,大力推进我市煤化工产业快速发展。
总之,在煤层气抽采利用工作中,把煤矿瓦斯治理与煤层气开发利用有机地结合起来,坚持“以抽保采、以用促抽”的原则,变害为利、变废为宝,大力发展煤层气民用、发电、化工等,为我市发展煤化工产业奠定良好基础,为新燃料的开发应用探索出可供借鉴的经验。
煤层气的开发利用,是一项功在当代、利在千秋的阳光工程,涉及方方面面,需各行各业、各级各部门的共同努力,采取切实可行的政策措施,促进煤层气开发利用工程的顺利实施。
摘要：贵州煤矿区煤层气蕴藏量丰富，借助我国现行的CDM运行机制和国际CDM项目融资渠道，发展我省的煤层气CDM项目，实现煤层气的资源化利用、提供清洁的能源的同时，减少煤炭生产的安全隐患，实现甲烷等温室气体的减排、缓解全球温室效应，有促进矿区可持续发展。本文简要介绍了清洁发展机制的概念和国内外CDM运行管理机制，详细介绍了我省开展煤矿区开展CDM项目的最新进展以及今后的项目潜力，最后提出贵州煤矿区开展煤层气CDM项目活动的对策与建议。
关键词：贵州煤矿区,煤层气,清洁发展机制(CDM),煤层气发电,煤层气民用
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浅论煤层气综合利用策略 第8篇
1 我国煤层气资源现状简析
据资料显示, 2009年单年份我国煤层气总抽采量达到64.5亿m3, 随着科学技术的发展, 到了2010年总抽采量达到了88亿m3, 其利用量从2009年的19.3亿m3达到2010年的36亿m3。截止到2009年, 我国已经探明的煤层气地质储量为1790亿m3, 可供采储量为760亿m3。国家发改委和国家能源局组织相关单位, 编制了《中华人民共和国国家经济和社会发展第十二个五年规划纲要》, 其对我国煤层气的开采进行了规划, 到2012年我国新增探明煤层气储量达到2000亿m3, 2015年年产量计划达到45亿m3。总体而言, 我国的煤层气资源是相当丰富的, 为了控制甚至杜绝发生煤矿瓦斯爆炸事故, 也为了减少环境污染, 大规模地开发煤层气资源的同时加大利用量, 已经具有重要意义。
2 煤层气综合利用策略
2.1 煤层气发电
煤层气运用于发电业, 已经在我国征得了认可。在煤层气综合利用措施中, 煤层气发电占据重要地位。我国的阳煤集团已经规划建设了瓦斯发电厂, 其装机容量可达到29.7MW。淮南集团的瓦斯发电站, 其总装机规模达到了25920k W。在我国宁夏省所开发的发电项目一年可利用瓦斯7500万m3, 可提供将近3亿k W·h的发电总量。除了上述发电项目外, 我国重庆、云南、新疆、辽宁、贵州等地都在规划建设发电项目以充分利用煤层气。利用煤层气发电的发电站系统要采用热电冷三联供, 发电的余热要进行回收利用, 具体要根据温度不同有所差异。通过余热锅炉的废气, 是燃气轮机发电后所排出的, 在寒冷的冬季还可以作供暖使用, 在夏季, 可以安装吸收式制冷机对其进行制冷, 为人们的日常生活提供热水, 这样是对煤层气的最大限度利用。这一供电系统, 可以使煤层气资源的利用率达到80%甚至更多。根据胜利油田胜利动力机械有限公司相关负责人讲述, 1m3的瓦斯, 含量为100%, 可以发电3.2~3.3度;若含量为30%, 1m瓦斯可发1度电。由此可见, 瓦斯发电的效益是相当显著的, 而且其还具有低投资、高回报率的优势, 建设施工的周期也比较短。面对电力日益紧张的现今社会, 瓦斯发电可以带来良好的经济效益。
2.2 煤层气液化
煤层气液化是现今煤层气资源综合利用的重大技术之一。经过液化后, 煤层气的体积会大幅缩小, 只有原来的1/625, 对提高其单位体积燃烧值具有重要意义, 这为其作为交通工具燃料提供了极大方便, 对我国的缺油现状起到了一定的缓解作用。煤层气在液化过程中, 会不断释放冷量, 这些冷量是巨大的, 如果能将其全部转化为电力, 那么1吨液化天然气的冷量就可以转化为250k W·h的电力。截止到目前, 全球最大的煤层气液化项目在2009年落户我国重庆松藻, 目前该项目可以实现液化煤层气9100m3的年产量。另外, 在沁水顺泰, 每日可以对50万m3的煤层气进行液化;在山西易高, 其每日可以处理90万m3煤层气液化;目前, 在新疆、河南、内蒙等地, 也正在规划建设煤层气液化项目。
2.3 煤层气合成油
煤层气合成油的技术借鉴于天然气合成油, 其可以生产出柴油、汽油, 对环境保护有利, 也可以满足汽车发动机的需求。煤层气合成油利用先进的费·托法合成技术, 基于先进的淤浆床反应器和新型钴催化剂, 实现合成油的生产, 其合成过程由造气工艺、费·托合成工艺和产品改质工艺三个阶段构成。随着科学技术的发展和相关专家的认真研究, 在原有基础上, 又提出了煤层气合成油的新工艺, 即天然气合成液态烃, 这一工艺所使用的天然气是由各个中小天然气田和油气共生而成, 运用科技手段实现其到优质石蜡基液态产品的转化, 这样也方便运输天然气资源, 并提升其利用率。
2.4 煤层气化工合成
煤层气运用于化工业, 主要是把高浓度的煤层气当做化工原料, 以合成化工产品, 如氨、甲醇和甲醛, 其中最重要的两种合成途径就是合成甲醇和氨。在目前世界上的合成氨总量来讲, 有76%以上都是由天然气合成来的。甲醇是作为化工中间体存在的, 广泛运用于化工行业, 市场需求是很大的。所以, 煤层气代替天然气实现氨和甲醇的合成是具有重大意义的。就利用率来讲, 利用非催化法合成甲醇后, 煤层气基本能够实现100%利用。在我国山西华园建设了90万t/a煤层气经甲醇制二甲醚项目。甲醇和二甲醚调和在一起, 按一定比例配置, 可以作为醇醚燃料, 供汽车燃料使用。另外, 不仅在我国甚至在世界科技竞相发展的热点, 就是直接甲醇燃料电池, 其具有高能效、低温度操作等优势, 具有较大的发展潜力。
2.5 煤层气民用
煤层气在传统用途方面就是用于民
用。在矿区, 煤层气是一种清洁能源, 可以提供居民炊事之用, 煤层气经燃烧后, 属于清洁排放, 避免因排放煤层气引发的温室效应等环境污染现象, 对矿区附近的居民也提供了生活便利, 节省了煤矿企业的日常开支, 提高其经济效益。近年来, 为了充分利用能源, 更大惠及民众, 大力鼓励将煤层气提供民用, 为煤层气资源利用率的提升提供了保障。
3 小结
科学技术的发展, 使低浓度煤层气提纯技术渐近成熟, 近年来, 煤层气的利用已经深入到化工产品合成领域, 其具有高附加值, 与此同时, 我国各项煤层气资源开采利用的各项政策也在不断完善, 使得煤层气资源利用量得到较大提高, 这对推动我国煤层气产业的发展起到了有利作用。
摘要：科学技术的发展带动了我国煤层气年抽采量的增长, 但是总体来讲, 其利用率还处于较低水平, 采取哪些措施可以使煤层气达到最大利用是首要解决的问题。本文将首先介绍现阶段煤层气的基本利用情况, 再对煤层气综合利用策略展开论述, 如煤层气发电、合成油、液化、民用燃料和化工合成等。
关键词：煤层气,综合利用,策略
参考文献
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[2]聂李红, 徐绍平, 苏艳敏等.低浓度煤层气提纯的研究现状[J].化工进展, 2008, 27 (10) :1505-1511
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