煤层气发展历史

煤层气发展历史（精选12篇）

1.煤层气发展历史 篇一

煤层气勘探开发意义：1是一种新型能源，弥补常规油气资源不足。2减轻矿井灾害程度和降低矿井生产成本。3减少温室气体排放，保护环境。

三高一低：低渗、低压、低饱和、高地质变动程度

煤层气开发挑战：1政策性问题2技术性问题3科学研究问题4工艺性问题

煤层气开发工作顺序：1可行性评价2试验井施工3开采井施工4管网布置

煤层气开发工作方法：1地面垂直井开发2井下抽放3采空区地面垂直井采气4组合开发方式

资源保存条件：

1、埋藏深度

2、直接盖层岩性及厚度

3、构造条件

4、水文地质条件

5、地温

储层的解吸、吸附特征：煤对气体的解吸是可逆的。其吸附特性一般用三种方法确定：

1、在恒压条件下测定不同温度时的吸附线（等压线）

2、吸附物质的量或体积一定时，比较不同温度下的压力变化

3、在恒温条件下测定不同压力时被吸附物质的总量（等温线）。目前常用等温线法

煤层的有效厚度是指扣除夹矸层的煤层厚底，又称净厚度 煤层气含量测定原则：

1、计算探明地质储量时，应采用现场煤芯直接解析法实测含气量，煤田勘查煤芯分析法测定的含气量也可参考应用，但宜进行必要的校正。

2、计算未探明地质储量时，可采用现场煤芯直接解吸法和煤田勘查煤芯分析法测定含气量

3、矿井相对瓦斯涌出量在综合分析煤层顶、底板和邻近层以及采空区的有关地质环境与构造条件后可作为计算推测资源量时含气量的参考值

4、气成分测定参考GB/T 1360-92中的气体组分分析。煤层气储量应根据气体成分的不同计算，一般测定值中应提出浓度超过10%的非烃气体成分

采收率评价方法1经验类比法2等温吸附曲线法3数值模拟法 煤层气可行性评价程序：1资料收集、采集2资料的整理和归纳3初步分析评价

煤层气钻井常用三种钻井方式：采空区钻井、水平井及垂直井 煤层气完井分类：裸眼完井、套管完井、混合完井、裸眼洞穴完井、水平排孔衬管完井

煤层气钻井完井一般程序：

1、确定井类

2、设计钻井方式

3、设计完井方式

4、确定固井方式

5、钻井中期作业

6、确定煤层入口方式

7、经济与成本的可行性评价

8、作钻井和完井设计

瓦斯：是矿井中主要由煤层气构成的以甲烷为主的有害气体。煤矿术语中的瓦斯有事专指甲烷

矿井瓦斯来源1煤层及围岩和地下水涌出到矿井中的气体2化学及生物化学作用产生的气体

3、煤炭生产过程中产生的气体 瓦斯的性质：

1、无色无味无嗅气体，密度小微溶与水

2、扩散性

3、不可逆性

4、不均匀性

5、窒息性

6、燃烧爆炸性

7、突出危险性

煤层瓦斯压力：煤层空隙中所含有力瓦斯分子自由热运动装机呈现的压力，即瓦斯作用于孔隙壁的压力，煤层瓦斯压力时决定煤层瓦斯含量高低、瓦斯流动动力大小以及瓦斯动力现象潜能高低的基本参数

影响瓦斯含量的因素：

1、煤田地质史

2、煤的变质程度

3、煤层露头

4、煤层的埋藏深度

5、煤层及其围岩性质

6、煤层倾角

7、地质构造

8、水文地质条件

瓦斯涌出形式：1普通涌出2瓦斯喷出3煤（岩）与瓦斯突出 矿井瓦斯涌出量表示方法：瓦斯涌出量指煤层在开采过程中，单位时间内，从煤层本身及围岩和邻近煤层涌出的瓦斯数量总和。绝对瓦斯涌出量：单位时间内拥簇的瓦斯量Qg=QC 相对瓦斯涌出量：日产1t煤同期所涌出的瓦斯量

矿井瓦斯涌出量的影响因素：

1、自然因素1）煤层和围岩的瓦斯含量2）地面大气压3）地质构造

2、开采技术因素1）开采规模2）开采顺序与回采方法3）生产工艺4）通风影响 煤层瓦斯压力测定：

（一）黏土法,一般被广泛用在岩石巷道中的穿层钻孔，适合顶底板岩石条件较好的情况下，断层裂隙不发育及在孔内岩层较稳定，不易发生垮孔等现象时被使用

（二）注浆封孔注氮主动式测定瓦斯压力的方法，穿层钻孔适合在岩石构造、裂隙不甚发育的区域，钻孔仰角一般不小于10°顺层钻孔对孔口不完整，局部塌孔或孔内残留一定量煤尘，孔径变化较大时也能用，对煤层顶底板含有少量水的钻孔也能适用。

（三）套管压力注浆法，此法可广泛地应用在各种地质条件下，对于煤层倾角较小的顺层钻孔或在较复杂地质条件下的穿层钻孔更适用，测压效果好，精度高。技术性强，工艺要求高，材料消耗量大，成本高，需要设备多，施工工期长。煤层瓦斯含量的测定：

（一）勘探钻孔煤芯解吸法

1、采样与瓦斯解吸速度测定

2、煤样脱气与气体分析

3、测定结果计算

4、实验报告

5、测定结果评价

（二）工作面钻孔煤屑解吸法，使用煤电钻在预定位置钻孔取煤屑，记录取样深度，自钻孔解开采样段起3分钟是启动解吸仪，用该仪器进行多次测量，同时记录测定地点的气温与气压。解吸测定后的煤样送实验室进行真空脱气与粉碎后再脱气测定，最后按勘探钻孔煤芯解吸法进行测定结果计算。

（三）瓦斯含量系数法，测定瓦斯含量系数a，然后根据X=aP-2计算出煤层瓦斯含量X

煤的坚固系数f的测定：在现场采煤样，选出10—15mm的小煤块每份40g，各放在测筒内进行落锤破碎试验，记录落锤次数和量筒内粉末的高度。根据f10--15=20计算出坚固系数，若煤软，所取煤样粒度达不到10-15mm，可以采取1-3mm煤样进行测定，按下式换算：f1-3>0.25, f10-15=1.57f1-3-0.14当f1-3<=0.25时f10-15=f1-3

瓦斯放散指数的测定1）煤样脱气2）煤样充气3）测定瓦斯放散指数4）依次测定两个测杯煤样，=p2-p1j计算出瓦斯放散指数

根据瓦斯流量确定排放瓦斯有效半径的方法1）沿煤层软分层打3-5个互相平行的测流量钻孔，孔径42mm，长5-7m间距0.3-0.5m 2）对各钻孔封孔，封孔长度不得小于2m，测量室长度为1m 3）钻孔密封后，立即测定钻孔瓦斯流量，并每隔10min测定一次，每一测量孔测定次数不少于5次 4）在局里最近的测量孔边缘0.5m处，打一个平行于上述尊孔的排放钻孔，并记录孔长、时间和各测量钻孔瓦斯流量的变化5）打完排放钻孔后，每隔10min测定一次各流量孔的流量6）大完钻孔后的2h内，测定并绘出各测量孔的瓦斯流量变化曲线7）若连续3次测定流量孔的瓦斯流量都比打排放钻孔前增高10%，则该钻孔处于排放钻孔的有效半径内，符合本项要求的上述测量孔与排放空孔的最远距离为钻孔排放瓦斯的有效半径

2.煤层气发展历史 篇二

1 产业一体化发展内涵

产业一体化是指各种产业通过某种方式逐步结合成为一个单一实体的过程,主要包括: 纵向一体化、横向一体化和混合一体化三种方式。经济学上,沿产业链占据若干环节的业务布局称纵向一体化。纵向一体化包括向后一体化和向前一体化,也就是将经营领域向深度拓展。向前一体化是指企业向其产业链的下游发展; 向后一体化是指企业向其产业链的上游发展。横向一体化是指为了扩大生产规模、降低成本、巩固企业市场地位、提高竞争优势、增强发展实力而与同行业企业进行联合。混合一体化是指处于不同产业部门、不同市场且相互之间没有特别生产技术联系的企业之间的联合,包括产品型扩张、市场型扩张和毫无关联型扩张三种形态。

2 煤层气一体化发展模式

山西省内煤层气企业主要包括开采企业和输配企业两类,一体化发展方式以纵向一体化为主,横向一体化、混合一体化为辅。其中,开采企业主要采用向前一体化模式,输配企业主要采用向后一体化模式,通过产业上下游一体化发展,不断拓展煤层产业化发展的深度和广度。

2. 1 开采企业向前一体化

晋煤集团是山西省煤层气勘探开发利用的最大企业。晋煤集团以煤层气勘探开发业务为核心,积极向下游产业链延伸,形成了以煤层气勘探开发为源头,煤层气输配为纽带,煤层气综合利用为延伸的产业链条,实现了向前一体化发展。

2. 1. 1 做强煤层气勘探开发业务

晋煤集团所处晋城矿区位于沁水煤田东南部,既是煤层气储量丰富的地区,也是深受瓦斯危害的区域。从20世纪90年代起,晋煤集团为了治理煤矿瓦斯,率先开始进行煤层气地面开采试验。经过20多年的发展,晋煤集团已创造出“三区” ( 规划区、开拓准备区、生产区) 联动、“井上下联合抽采”、“先采气、后采煤、采煤采气一体化”的立体抽采治理模式,创新形成了适合不同地质条件下地面煤层气勘探开发技术体系。依托相对成熟的技术,晋煤集团广泛开展对外合作,在“煤层气共采”领域取得了可喜成绩。先后与阳煤集团、焦煤集团、美锦能源、亚美大陆等煤炭、煤层气企业合作,对外累计施工煤层气地面钻井2 055口,探索形成了科学合作新模式。截至2013年底,晋煤集团累计投资150亿元,施工地面 钻井4 600口,抽采煤层 气99. 81亿m3,抽采量连续多年保持全国领先。

2. 1. 2 做细煤层气综合利用下游产业链

晋煤集团不断拓展煤层气利用途径,努力打造煤层气抽采利用产业集群,煤层气抽采利用率达60% 以上。

( 1) 低浓度瓦斯发电。晋煤集团已建成了国内最大的瓦斯发电厂,形成了具有一定装机规模的瓦斯发电能力,占全国瓦斯发电装机的10% 以上,年利用瓦斯( 折纯) 35亿m3、发电量15亿k W·h。下一步,晋煤集团将把低浓度瓦斯集中输送到位于晋城市的高硫煤洁净利用“化—电—热一体化”循环经济工业园,与化工驰放气混合后,进行整体煤气化联合循环发电。发电余热用于化工项目,实现高端化、循环化、多联产、园区化的综合效益。

( 2) 居民和工业用气。晋煤集团煤层气现已覆盖太原、晋城、长治、晋中、临汾、左权等地区,拥有燃气居民用户达100余万户。工业领域,已实现向陶瓷、玻璃、钢铁等生产企业提供清洁的煤层气和天然气燃料,工业用户达3 300余户。

( 3) 液化和压缩。晋煤集团建成了总液化能力120万m3/ d的2座液化厂和国内最大、总压缩能力135万m3/ d的6座煤层气压缩站。集团拥有300余辆煤层气运输专用槽车。通过液化、压缩,煤层气产品现已销往山西、河南、河北、江苏、浙江、上海、广东等省( 市) 。目前,集团正在加快推进天煜公司二期60万m3/ d、左权30万m3/ d、离柳25万m3/ d等煤层气液化项目建设,增加优势清洁能源供给,拓展煤层气应用领域。

2. 1. 3 涉足煤层气输配管线建设领域

晋煤集团现已建成了总长度297 km的煤层气长输管网,实现了高、低浓度煤层气管网输送。晋煤集团将进一步发挥“煤层气抽采利用”、“城市燃气输配”两端优势,按照“一城一网、多源供气、统一管理”的模式,立足“四气合一”气源优势,逐步构建覆盖山西省各市县、百强镇和新农村的煤层气输配管网和燃气终端服务网络。同时,结合山西省“三纵十二横十二环”路网规划和城市管网规划,加快在省内建设压缩天然气( CNG) 加气站100座,液化煤层气( LNG)站10座,形成覆盖全省的方便、快捷加气网点,实现全省各类车辆加气全覆盖。

2. 2 输配企业向后一体化

国新能源是以燃气管网建设及综合开发利用为主营业务的山西省属大型国有企业。国新能源以天然气、煤层气管网建设为中心,积极向上游业务领域延伸,形成了以天然气、煤层气输配、综合利用为一体的产业发展格局,实现了向后一体化发展。

2. 2. 1 做大管道输送主业务板块

国新能源按照服务低碳生产、消费的理念,以管网建设为基本抓手,构建燃气产业发展主骨架。截至2013年底,国新能源累计投资近165亿元,以中石油过境天然气和中石油煤层气公司、中石油华北油田公司、中海油、晋煤集团、美国远东能源煤层气气源为基础,形成了由9个天然气接气站、60个分输口以及7个煤层气并入点构成的双气源供气格局,可控混合气源超过200亿m3。国新能源350亿m3管道输气项目被列为山西省2013年转型综合改造重大项目,目前工程所属8类项目进展顺利。截至2013年底,国新能源煤层气( 天然气) 长输管道总里程达到3 647 km,城市燃气管网总里程超过3 000 km,全部高中低压管网总里程近7 000 km,覆盖全省居民用户360万户、1 200万人, 气化率达32. 9% 。

2. 2. 2 向煤层气综合利用产业延伸

国新能源以管道输配业务为基础,专注于煤层气和天然气的综合利用,有力地提升了企业发展的层次和水平。2012年8月,国新能源国内首座天然气、煤层气和瓦斯气综合利用为一体的示范园区在山西寿阳开工建设。该园区总投资30亿元,由山西天然气股份有限公司120 MW热电联产项目、山西国新液化煤层气有限公司日处理150万m3低浓度煤层气提纯液化项目、山西煤层气( 天然气) 集输有限公司煤层气综合开发利用项目三部分组成,是全省最大的天然气调峰基地,是天然气、煤层气输配枢纽和全国第一个天然气、煤层气、瓦斯气综合循环利用示范园区。该项目采用煤层气、瓦斯气、过境天然气作为园区项目生产所需原料,通过发电、供热、制冷等多种方式实现能源的转化和循环利用。园区建成后,燃气资源利用总量将达到10亿m3/ a,减少瓦斯排放5亿m3/ a,生产液化煤层气13万t / a,可为全县及太旧高速运煤通道车辆提供36万辆次/a的加液( 气) 服务。

3 煤层气一体化实现途径

山西煤层气产业遵循一体化布局、规模化发展的思路,创新一体化实现路径,充分调动资源、技术、人才、标准等有利因素,通过向产业链的上游、下游延伸或与各类企业进行合作,使煤层气产业综合效益得到最大程度地释放和发挥,产业发展的多元性、均衡性和协同性增强,环保效益、经济效益、社会效益显著。2013年,全省新增煤 层气钻井1 485口,累计钻井 达11 129口,探明储量累计达到5 314亿m3; 新增产能10. 8亿m3,同比增加16. 7% ,累计产能达75. 8亿m3; 抽采量28亿m3; 利用量22亿m3。

3. 1 灵活的一体化实现手段

山西煤层气企业一体化实现方式不仅局限于同行业、企业的横向一体化,更多的是与非燃气行业类企业的联营和合作,更有甚者是与下属的不同类型企业开展跨界合作,其最终目的是要利用对方的比较优势,为企业向前一体化战略或向后一体化战略的顺利实施提供各种有益的支持。晋煤集团通过企业资产重组和并购,重组了太原煤气化的股份,共同成立了山西华兆煤化工有限责任公司。国新能源支持和鼓励下属煤炭企业多元化发展,通过合资或合作等方式在有条件的地区开展加气站建设,对集团的煤层气( 天然气) 市场空白区域提供了有益的补充。通过煤层气一体化产业链条的发展,促进资源利用的同时,确保了煤矿事故的大幅下降。

3. 2 专业的一体化管理手段

注重培育煤层气勘探开发利用专业化团队,着力提升煤层气一体化协调发展的水平和素质。晋煤集团经过多年不断探索和创新实践,在煤层气板块拥有以山西蓝焰煤层气集团有限公司为代表的多家公司,业务范围涉及煤层气勘探、开发、输配、利用等多环节,煤层气专业从业人员已达1. 5万余人。国新能源根据燃气业务发展的需要,专门设立燃气开发利用处,从体制机制层面为各类燃气企业提供相关技术与服务,实现了对各下属公司燃气业务的统一协调管理,加快了集团燃气业务的开发和推进。

3. 3 科学的一体化支撑手段

晋煤集团高度重视科技支撑的力量建设,使得煤层气产业一体化发展的技术优势凸现。国家能源煤与煤层气共采技术重点实验室是晋煤集团牵头组建的国家级“煤气共采”科研机构。山西省煤与煤层气共采产业技术创新战略联盟是晋煤集团牵头与中国地质大学等29家院校和企业联合组建的“煤气共采”战略联盟。目前,晋煤集团已开发出清水钻进、活性水压裂、定压排采、低压集输以及压缩、液化、管道输送等成套地面煤层气勘探开发利用技术体系。在煤与煤层气共采技术领域,拥有100多项核心技术,获得国家专利94项,发明专利27项,有39项科技成果获得省部级科技进步奖。国新能源深化煤层气综合利用技术开发,发挥长输管网燃气输送优势,合理利用并网技术,已实现在昔阳、寿阳、古交、保德和临县等五个区域抽采的高浓度煤层气与天然气并网输送,统一利用,全年入网总量近2亿m3。

3. 4 多种一体化运营手段

煤层气产业发展前期投入大,资金需求量高。针对此状况,山西煤层气开发利用企业积极引入先进理念,创新融资新渠道。晋煤集团利用清洁发展机制( CDM) ,先后与世界多家碳排放基金、银行签订了《碳减排购买协议》,已累计争取CDM补贴5. 9亿元。国新能源山西煤层气综合利用项目被列入省级世行贷款备选范围,待相关部委审批后,即可进入实质性谈判阶段。

4 结 语

3.煤层气增产技术现状及发展趋势 篇三

【关键词】煤层气；增产；水力压裂；注气；羽状水平井

煤层气主要以吸附状态在承压水作用下储集于煤层中,只有通过大量排出煤层水,将煤层压力大面积整体降至临界解吸压力以下,气体分子才能从煤基质表面大量解吸出来,进入割理、裂隙,最后进入井筒形成气流产出[1]。我国煤层普遍存在低压、低渗、低吸附气饱和度的特性,煤层气单井产量低、经济效益比较差, 为获得经济产量就必须对煤层实施增产措施。

1.增产技术现状

1.1压裂

目前煤层气的压裂开采的关键在于压裂液的选择。目前常用的压裂液有3种：①水基压裂液，水基压裂液主要是线型胶和交联胶。优点：携砂能力强、滤失低、相对造缝长等优点，能相对大幅度提高产气量，缩短排水期，提前高产峰期。缺点：在煤层中返排难、对煤层污染严重。②清洁压裂液：采用阳离子季馁盐与水杨酸钠复配制备粘弹性体系。优点：不产生滤饼，破胶后没有固相残渣。缺点：吸附伤害及地层粘土的膨胀伤害煤层。③活性水压裂液：主要成分是清水。优点：对煤层污染相对较轻，返排时间不受限制，甚至可以在排水采气时随地层水一同采出。缺点：携砂能力相对较差，滤失大[2]。活性水，清洁压裂液,线性胶对煤层的伤害程度比例大致为1∶3∶6。

所以水力压裂（活性水）是煤层气增产的首选方法。美国90%以上的煤层气井是由水力压裂改造的，我国产气量在1000m3/d以上的煤层气井几乎都是通过水力压裂改造而获得的。

1.2注气

目前常用注入气体有CO2、N2以及两者的混合气体（烟道气）。

CO2驱替机理：研究表明，煤对CO2、CH4和N2的吸附能力大小为CO2>CH4>N2，大致比例关系为4:2:1，具体大小与煤阶等因素有关。由于煤对CO2的吸附能力比CH4强，所以CO2注入煤层后，会与煤基质微孔中的CH4发生竞争吸附，从而将原来吸附在煤层中的CH4置换出来。另一方面，注入CO2驱替煤层气过程中，煤层总压力基本保持不变，注入的CO2的分压不断增大，CH4的分压不断降低，注入气体不断被吸附，CH4不断解吸并渗流到生产井底，产出煤层气。CO2作为驱替气的缺点：a、降低煤层渗透率。这主要是由于煤层对CO2的吸附能力强于对CH4的吸附能力，CO2的吸附量远远大于CH4的吸附量因此，基质膨胀，割理裂隙减小，导致渗透率降低。渗透率大约可以降低2个数量级。b、目前CO2提纯设备的产能小、成本高，大规模纯CO2气源难以保证。

N2驱替机理：N2使煤层渗透率增加主要是由于煤层对N2的吸附能力弱于CH4，所以N2置换CH4（主要靠减小CH4分压）后煤層会收缩，渗透率会提高。N2驱替的缺点：由于N2的吸附能力比CH4弱，所以不能有效的置换出CH4，虽然渗透率增大了，但是解析的甲烷较少。

混合气体驱替机理：a、发挥CO2的竞争吸附能力。b、发挥N2的增渗作用。加拿大Albert省Fenn Big Valley实验区做了混合气体的单井注入试验（约10年时间）。分别试验了注入纯CO2(100%C02)、烟道气(87%N2,13%CO2)和富含CO2的烟道气(53%N2，47%CO2)[4]。

注入纯CO2，渗透率由3.56md变为0.98md；注入烟道气渗透率由0.98md变为23.7md；注入富含CO2的烟道气,渗透率由1.18md变为18.8md。

1.3羽状水平井

该技术由美国CDX国际公司开发，世界上第一口煤层气羽状分支水平井专利技术在美国落基山应用[5]：当时距井口约100m且与主井眼在同一剖面上设计一口垂直井，并与主水平井眼在煤层内贯通，下入割缝衬管，保持井眼打开，用于排水降压采气；目前羽状水平井技术已经在阿巴拉契亚、俄克拉荷马州和伊利诺斯州开始使用。这种技术也可以在一个井场朝四个方向钻四口羽状分支水平井和四口直井。羽状水平井打井时，各分支全部裸眼完井,生产时煤层气从各分支和主支排采进入直井段再到达地面。因此与直井相比，它不用固井和压裂，减少了对煤层的污染。羽状水平井的主要增产机理：a、增大解析波及面积；b、沟通更多割理和裂隙才c、降低区域内流体的流动阻力d、控制泄流面积增大[6]。

2.问题及发展趋势

2.1压裂主要问题是

储层伤害，压裂液滤失严重；未来发展方向是：研发新型清洁压裂液，深入研究煤层破裂机理。

2.2注气增产的主要问题是

增产机理需深入研究，气源不足；未来发展方向是：加强理论研究与现场试验，寻找气源。

2.3羽状水平井的主要问题是

发展时间较短，排采规律认识不清，且钻井成本昂贵，容易发生堵塞；未来发展方向是：加强增产机理，和产量模拟研究及降低钻井成本。

3.结论

（1）目前国外提倡使用清水、泡沫压裂煤层，国内也开始大量使用清水代替交联压裂液，但相应的造缝效果会受到一定的影响。

（2）由于我国煤田的低渗特点，非常适合采用富含N2混合气体驱替技术，而且混合气体直接采用烟道气、工业废气、空气或者它们的混合气体，提纯浓度要求低或者不用提纯，大幅度降低气源成本。

（3）羽状水平井能够很大程度提高单井产量，但是易发生堵塞，选择地质较适合的煤层，可减少堵塞。

（4）我国煤层气资源丰富，但分布分散，储层条件差，具有低压、低渗、低吸附气饱和度的特性。未来的发展方向是以上两种或两种以上的复合增产技术的混合使用。

【参考文献】

［１］Zuber M D.Production characteristics and reservoir analysis of coal bed methane reservoirs[J].Coal Geology,1998,38:27-45．

［２］王东浩．煤层气压裂裂缝模拟研究[D].成都，西南石油大学,2009:10-11．

［３］王国强．清洁压裂液在煤层气井压裂中的应用[J].天然气工业,2006,26(11):104-106．

［４］方志明．混合气体驱替煤层气技术的机理及试验研究[D].北京，中国科学院，2009:31-33．

［５］鲜保安,高德利．煤层气定向羽状水平井开采机理与应用分析[J].天然气工业, 2005;25(1): 114~116．

［６］杨永乐．低渗透煤层煤层气增产机理的研究[D].辽宁，辽宁工程技术大学，2009:66-67．

4.煤层气集输技术论文 篇四

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.

5.沁水盆地煤层气地质条件评价 篇五

沁水盆地煤层气地质条件评价

沁水盆地煤变质程度高,煤层厚度大,煤层埋深适度,构造简单,从煤层气形成的条件来看,是我国煤层气勘探开发最有利的地区之一.开发利用沁水盆地的煤层气资源,对于改善中国的`能源结构,加快地区经济发展,都具有重要的意义.

作 者：冀涛 杨德义 JI Tao YANG De-yi  作者单位：冀涛,JI Tao(太原煤炭气化(集团)有限责任公司,山西,太原,030024)

杨德义,YANG De-yi(太原理工大学矿业工程学院,山西,太原,030024)

刊 名：煤炭工程  PKU英文刊名：COAL ENGINEERING 年，卷(期)：2007 “”(10) 分类号：P618.11 关键词：沁水盆地   煤层气   评价  

6.盘江矿区煤层气资源及开发前景 篇六

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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7.煤层气发展历史 篇七

煤层气, 作为煤的伴生矿产资源, 在我国能源结构中占有很重要的地位。勘探开发煤层气不仅可以降低环境污染, 而且能够缓解我国能源紧张的局面。近年来, 我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等多个区块取得煤层气勘探开发的重大突破, 建立了沁水盆地煤层气生产基地和韩城-龙亭先导性试验等项目区。

1 中国煤层气勘探开发历程

我国煤层气勘探开发和利用起步较晚, 20世纪80年代以前, 为减少煤矿矿井瓦斯灾害, 原煤炭部先后在抚顺、阳泉、焦作等矿区建立瓦斯抽放站, 这一时期, 瓦斯大部分被排放到空气中, 基本处于瓦斯抽排阶段。20世纪80年代, 美国在黑勇士等盆地开采煤层气试验并取得成功, 引起全世界的关注。随着第一届“全国开发煤层气研讨会”的胜利召开, 全国各地掀起了勘探和开发煤层气的高潮。晋城、铁法、阳泉、韩城等地煤层气勘探和开发试验工作先后开展起来, 一些煤层气井曾产出工业性煤层气流。但是我国所有试验井总体的产气效果还不太理想, 一是产量太低, 二是高产气量持续时间太短。在此阶段, 我国通过引进国外先进技术, 在煤层气资源评价、开采技术等方面取得了很多成果。随着中联煤层气有限责任公司的成立以及国家层面煤层气方面的科技攻关, 我国先后在沁水盆地、韩城等多个地区进行重点勘探, 阜新煤层气开发试验项目区、沁水盆地煤层气生产基地以及韩城-龙亭先导性试验等项目区先后进入商业化生产阶段。

2 国内煤层气勘探开发的研究进展

2.1 煤层气地球物理勘探技术

用于煤层气的地球物理勘探技术主要包括地震和测井。地震是快速高效开展煤层气勘探的主要方法。利用地震资料能够确定煤层赋存状态、构造形态、断层发育特征, 定性、半定量地解释煤层厚度。王磊[1]等利用地震技术较好地解释沁水盆地南部煤系地层的构造特征、厚度, 并且估算了该区域的煤层气资源量。王连刚[2]等提出地震勘探不仅可以清楚地了解含煤地层的构造特点, 而且能提高确定煤系地层含气量的准确性。冯世民[3]认为应用二维地震勘探技术可以确定煤系地层的含气范围, 并且在红格尔煤系地层中取得显著的效果。柳楣[4]等提出应用地震的各向异性可以发现煤系地层的裂隙, 进而能够找到煤层气气藏。白建平[5]提出可以利用微地震技术勘探开发煤层气。陈强[6]认为AVO技术可以用来分析含煤层气地层的裂缝发育情况, 从而了解煤系地层储层的特点。总之, 地震勘探技术在我国煤层气勘探中得到了很好的应用, 并且取得重大成果。

测井可以判别含煤岩系地层岩性、划分和确定煤层和夹矸的深度、厚度, 从而计算煤层的固定碳、灰分和水分, 进一步估算煤层的挥发分和含气量, 还可以进行含水性、渗透性分析。李纪森[7]等在利用测井资料计算煤层含气量取得了一些研究成果。杨东根[8]等通过研究测井技术在和顺地区中的应用, 认为测井资料可以用来区分煤岩煤质和确定煤系地层的含气量。赵保中[9]提出可以利用中子测井资料初步估算煤系地层的含气量。程夏胜[10]等认为测井资料能够用来评价煤层气储层。张妮[11]等提出利用多种测井响应确定煤系地层含气量的新方法。

2.2 煤层气钻井完井技术

钻井技术:潘军[12]等通过分析我国煤层气藏的特点, 认为欠平衡钻井技术比较适用于具有低压、低渗特点的煤层气区块。黄洪春[13]等通过研究定向羽状水平钻井技术, 提出煤层气定向羽状水平钻井中应用中的4个关键技术:铰接式钻井、斜向器、井眼轨道控制、煤层井壁稳定性。刘玉洲[14]等认为应用煤层气超短半径自进式水平钻井技术可以提高煤层气产量。董建辉[15]等通过分析樊庄区块煤层的特点, 成功应用多分支水平井钻井技术开发该区块煤层气, 并提出应用多分支水平井钻井技术的一些建议。总之, 各个钻井技术都有优缺点, 应用时要结合勘探区块的地质特点使用。

完井技术:裸眼完井、套管完井、裸眼/套管混合完井、裸眼洞穴完井以及水平排空衬管完井是五种煤层气完井方式。目前, 我国大部分煤层气井采用套管完井, 少部分气井采用裸眼/套管混合完井。裸眼洞穴完井只在部分钻井进行了试验, 由于受到地质储层等方面的影响, 试验结果不是很理想。由于我国地质受多期构造的改变, 要结合实际情况和不同完井技术的特点应用合理的完井技术, 以达到提高煤层气的产量。

3 展望和建议

3.1 统筹规划, 建立健全相关制度

我国煤层气地质条件复杂, 参与煤层气勘探开发的企业比较多, 因此, 国家相关决策部门应该从全国大局出发, 统一规划, 建立健全有利于煤层气产业发展的相关制度, 争取保障勘探开发和技术优化应用的相互促进, 放开煤层气产业市场开发政策, 鼓励和引导民营企业参与煤层气的勘探开发, 力争实现煤层气资源的最优化利用, 为国民经济发展做出更大贡献。

3.2 加大优惠政策

勘探开发煤层气具有投入成本高, 风险大, 周期长和收益慢等特点, 相关企业经常面临资金短缺的现状, 不利于整个行业的持续健康发展。为此, 需要国家进一步出台更多鼓励和优惠政策, 为煤层气产业发展注入活力, 促进煤层气产业的快速发展。

3.3 积极推进采煤采气一体化

8.煤层气发展历史 篇八

摘要：中国大多数高瓦斯矿井煤层的透气性都比较低，普通的瓦斯抽采措施短时间内很难达到规范要求。要治理矿井瓦斯灾害，并且充分利用瓦斯能源，就必须研究促使煤层卸压增透的有效措施。本文从高瓦斯低透气性煤层增透常用技术的原理以及使用条件的角度进行了重点阐述，总结了高瓦斯低透气性的煤层在瓦斯抽采增透措施方面的新发展，得出了合理开发增透抽采新技术是高瓦斯矿井治理瓦斯灾害的主要发展道路的结论。

关键词：高瓦斯矿井；透气性；增透措施；瓦斯抽采

随着煤矿开采深度的增加，矿井灾害日益复杂多样，煤矿安全生产的压力也与日俱增。由于我国大多数高瓦斯矿井煤层都存在透气性较低的问题，通常采用的瓦斯抽采技术有效性较差，由于抽放钻孔对煤层的有效作用范围较小，而在工作面进行钻孔施工难度较大，煤层抽放效率低下，是造成矿山很难根治瓦斯灾害的主要原因。因此，对煤层进行卸压增透的研究已经成为国内学者的重点研究对象。增加钻孔的有效作用范围，结合瓦斯运移规律与卸压增透的特性，促进卸压后裂隙区的高浓度瓦斯快速释放，达到有效抽采的目的，以期在突出煤层的“卸压、增透、消突”方面有所突破[1—2]。

1. 高瓦斯低透气性煤层增透常用技术

1.1 深孔爆破增透技术

1.1.1 深孔控制预裂爆破增透技术

刘健、杨永生等[3-4]系统研究了深孔预裂爆破对低透气性高瓦斯煤层增透的作用机理，对煤体进行爆破后，爆破孔周边的煤体发生破裂与松动形成卸压区域，煤体原始应力集中带和高压瓦斯区域向煤体深部移动，一定程度上消除了应力集中，形成了较大的安全区域和防护区域。同时造成工作面前方煤体裂隙增多，渗流通道增大，透气性增强，有益于煤层瓦斯抽采，从而降低煤层瓦斯压力和瓦斯含量。

采用深孔预裂爆破增透技术是一种可以提高瓦斯抽采率，防治矿井瓦斯灾害的可行思路。该技术为通过对煤层注水来降尘和抑制瓦斯涌出的方法提供了基础，也为治理低透气性高瓦斯煤层的瓦斯灾害提供了有效的方案。但是，如果抽采钻孔封孔效果不好，也会对深孔预裂爆破的效果造成影响[3、5]。

1.1.2 深孔聚能爆破增透技术

深孔聚能爆破增透机理可概括为：在聚能爆破作用下，爆破孔周边煤体产生了较大范围的连通裂隙网络，在爆破近区、中区和远区形成了粉碎区、径向和环向裂隙横纵交错的裂隙发育区以及径向裂隙存在的裂隙扩展区。由于聚能装药结构不同，与非聚能方向相比，聚能方向的聚能效应导致煤体粉碎区范围偏小而裂隙区范围较大[6-10]。随着煤体裂隙增加，透气性逐渐增大，有利于煤体瓦斯抽采，使煤体瓦斯压力降低、瓦斯含量减少。聚能爆破作用下的煤体裂隙分区示意图如图1所示[11]。

图1 聚能爆破作用下的煤体裂隙分区

深孔聚能爆破增透技术采用聚能装药结构，能充分发挥聚能射流侵彻和爆炸能量的叠加作用，克服了普通爆破作用下煤体的过度粉碎，增加了聚能方向煤体裂隙的数量和深度，形成较大范围的径向和环向裂隙网络[11]。

1.2 水力增透技术

随着治理瓦斯灾害工作的深入开展，瓦斯抽采技术也不断发展，水力增透技术作为瓦斯增透抽采技术中的一大类，主要是用水作为处理煤层瓦斯的手段，如水力压裂、水力割缝、水力冲孔等。水力化增透技术按动力源可分为以下两类[12]：水力割缝、水力压裂等技术把高压水作为主要动力源；水力冲孔等将水作为部分动力源。

1.2.1 水力压裂增透技术

水力压裂主要分为普通水力压裂和脉动水力压裂两种[13]。

采用注水压裂破坏煤层是借助水在煤層各种软弱结构面内起到的支撑作用。由于水的存在，造成弱面的张开和扩展，从而增加了裂隙的空间体积，裂隙的扩展会使多个裂隙之间连通，从而形成一个横纵交错的裂隙网络。形成的这种网络化裂隙，会大幅度提高煤层的透气性[14]。

当采用有较高压力的脉冲水对煤层进行压裂时，具有高压脉动特点的压力水对煤层不断的作用，导致煤层中的原生裂隙不断扩展、贯通，同时产生新的裂隙，大大提高了煤层渗透率[15]。

由文献[2]知，在鹤壁十矿进行的水力压裂试验中，煤层渗透性显著增加；进行水力压裂后试验后，煤层中的瓦斯含量和瓦斯压力均小于防突规范里规定的临界值，起到了较好的增透消突作用；而压裂后煤层最大瓦斯抽采浓度提高了6.33倍，单孔平均抽采量提高了17.7倍，卸压增透效果明显[2]；在大兴煤矿进行的水力压裂试验中，水力压裂后钻孔最大抽采浓度为80%，平均抽采纯流量为0.218m3/min，相对于通孔瓦斯抽采量提高了7.6倍，煤层透气性系数提高79～272倍[16]。

林柏泉等[15]为了改进现有卸压增透技术，解决目前矿井瓦斯治理存在的难题，结合原有水力压裂技术，提出了高压脉动水力压裂卸压增透技术。通过理论分析和现场试验结合，对脉动压力在裂隙中的传播特性以及卸压增透效果进行了分析。发现高压脉动水力压裂可以使煤体的一些物理参数发生反复交变，造成疲劳破坏，进而连通孔隙，提高渗透率。

1.2.2 水力割缝增透技术

水力割缝增透技术主要用于低透气性、高瓦斯含量、有突出危险性煤层的增透。该技术主要是在煤层钻孔时借助高压水射流在孔内对煤体进行切割，最终在钻孔两侧形成具有一定宽度和深度的扁平缝槽，而水流则将切割下来的煤体通过钻孔排出，煤层在地应力作用下发生变形和破坏，使钻孔之间相互连通，提高了煤层的透气性，为瓦斯的渗流提供通道[17-19]。

1.2.3 水力冲孔

水力冲孔主要是依靠高压水的冲击能力，对煤体造成破坏，最终生产了一个较大的水力掏槽孔。其周边煤体向孔内发生较大位移，造成煤体发生膨胀变形，使孔道作用范围内的地应力降低，从而煤层充分卸压，裂隙增多，煤层透气性大幅度提高，促进瓦斯渗流。在采用水力冲孔时，水的作用体现在，高压水作用煤壁，产生了一个较大的掏槽孔，导致周边煤体充分卸压，瓦斯大量排放；对煤体的湿润，减小了煤体的脆性，降低了煤体内部的应力集中，从一定程度上抑制了煤和瓦斯突出，达到了综合防突的效果[20]。

2. 高瓦斯低透气性煤层增透新技术

2.1 液态CO2深孔爆破增透技术

温度低于31℃，压力为7.2MPa的CO2是液态的，而当温度高于31℃时液态的CO2瞬间转变为气态，在这个过程中，CO2的体积发生快速膨胀，可以对周围事物造成巨大破坏[21]。将液态CO2装在特制的容器内（爆破器），在工作面完成钻孔工作后，依次放入炮管，将爆破管的起爆头连通引爆电流后，活化器内的低压保险丝发生快速反应，较高的温度使容器内的CO2在四十毫秒内由液体迅速转变为气体，体积瞬间膨胀高达600多倍，容器内压力可增大到270MPa[22]。当压力超过设定值，释放头内的爆裂盘被打开，高压CO2气体瞬间从爆破器内发生爆炸，对钻孔附近的煤体作用，起到物理爆破的效果。

在渗透性较低且瓦斯压力较高的煤层中实施CO2预裂爆破，可以充分合理利用气体爆炸产生的应力波。高压气体的瞬间膨胀和巨大的体积变化使煤层中形成了粉碎区、裂隙发育区、裂隙区，给增加煤层渗透性提供了基础条件[23]。

2.2 高压旋转水射流割缝增透技术

该技术融合了钻机钻进与水射流割缝两种技术，利用钻机钻孔，当钻头到达煤层目标位置后，改变钻头的工作状态，从钻孔功能切换到割缝功能，然后退钻，在此过程中进行螺旋切割煤体，形成的卸压空间形状近似圆柱状，在扩孔方面达到了很好的效果，更大范围的释放了地应力和瓦斯潜能[24]。

如果只是采用钻孔进行卸压，起到的效果有限，主要原因是钻孔周围的应力集中会使部分煤体再次被压密，从而透气性降低，阻碍了气体的渗流；而采用射流割缝生成的缝槽，可以破坏钻孔周边的应力集中区域，从而提高煤体的渗透性。在一定的区域内，进行多个钻孔割缝，煤体发生卸压、变形和膨胀，邻近钻孔的影响范围相互重叠，煤体中就会形成裂隙网络，实现区域性整体卸压增透[24]。

2.3 多重水力卸压增透技术[25]

从水力压裂到水力冲孔再经过孔间压裂最后进行二次水力冲孔的一系列卸压技术称为多重水力卸压增透技术。

首先实施高压水力压裂，然后在该区域内采用水力冲孔技术，进行水力压裂后的煤体内部裂隙发生扩展，逐渐形成了裂隙网络，再采用水力冲孔会增加瓦斯涌出量，由于孔内邻近煤体瓦斯压力梯度较小，钻孔周边的煤体发生层状剥离趋势变缓，因而实施水力冲孔诱发孔内突出的概率便会大大降低。

在水力冲孔后进行孔间煤体压裂的主要方式是对部分钻孔采用高压注水压裂，把注水孔的邻近孔当作自由孔，自由孔内的空间可以作为钻孔间煤体压裂并产生位移的自由面。再次进行高压注水压裂使钻孔之间的煤体向水平方向发生膨胀变形，起到卸压增透的作用。

二次水力冲孔是该技术的最后一个环节，即对部分钻孔进行水力冲刷，而需要进行冲孔的钻孔是自由钻场钻孔和一次水力冲孔时冲出煤量较少的钻孔。

对突出煤层采用多重水力卸压增透技术，可以达到很好的卸压效果，与单独的卸压技术相比，主要优势在于：可以用同一套高压供水系统，不用增加额外的设备经费；此外，该技术并不影响瓦斯抽采，在实施水力冲孔和孔间压裂工艺时，经过煤水气分离装置的分离后，瓦斯便进入了瓦斯抽采管道，钻孔施工完毕即可进行瓦斯抽采。

2.4 穿层钻孔孔群增透技术[26]

穿层钻孔孔群增透瓦斯抽采技术[28]是在确保安全生产的前提下，对钻孔施工顺序进行优化的增透技术；在打钻过程中采用高压水力诱导喷孔，排出煤渣，促使孔群范围内形成多个喷孔孔洞；孔群范围内的煤体卸压，煤体的透气性增大，从而提升瓦斯抽采率。

在底板巷道进行网格式的上向穿层打钻过程中，利用高压水诱发钻孔喷孔，在孔群范围内形成多个喷孔孔洞；孔群范围内煤体所受应力重新分布，集中应力对煤体造成破坏，并转移到孔群作用范围以外的煤体中；孔群范围煤体裂隙经过萌生、扩展、贯通，向邻近的喷孔孔洞发生膨胀变形，裂隙张开，瓦斯渗流有效通道增大，孔群有效作用范围内煤体的渗透性增大。

由于煤层的非均质性和应力作用，孔群的增透效果在均匀性方面相对较差，一般情况下，喷孔孔洞附近煤体的增透效果较好，离喷孔孔洞较远的区域的增透效果相对较差。而所有未喷孔的钻孔都离喷孔孔洞较远，增透效果也随之变差，对这些钻孔进行强化抽采，有针对性地降低这部分煤体瓦斯含量，从而降低增透的不均匀性，通过一段时间的预抽后，煤层的瓦斯压力和瓦斯含量会大幅度降低。通过穿层钻孔形成的孔群增透瓦斯抽采技术是以原钻孔布置為基础的，在施工工作量上并没有减少，但瓦斯抽采效率得到了大幅度的提高，瓦斯预抽时间也大大减少。

3. 增透措施发展方向

煤矿开采深度越大，煤层赋存特性越复杂，高瓦斯压力、低透气性、高地应力、破碎松软的煤岩等特点越来越显著。瓦斯抽采增透措施在一定程度上提高了低透高瓦斯煤层的抽采率，但技术设备落后、适用性不强等问题仍需解决，对不同的强化抽采增透措施的适用性还需要进一步的研究。今后的研究重点应该放在以下几个方面。

（1）强化增透措施的基础理论研究，理论推导、实验室实验和数值模拟是常见的理论研究方法，也可以跨学科共同研究。

（2）通过大数据的统计分析，结合现场实际，适当整合和改进现有的增透措施，综合利用，形成集成化、多元化的增透措施，分阶段、分区域合理布置，提升增透效果。

（3）针对高瓦斯低透气性煤层的地质特征，（下转29页）（上接07页）以集成化、多元化的增透措施为基础，研发出信息化和智能化的增透装备。

（4）采用多学科共同发展研究的方法，充分学习其他学科已成熟的技术，有针对性地在煤矿采掘、瓦斯治理和煤层增透等方面加强应用。

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9.煤层气排采井的生产管理 篇九

广义的煤层气是指储存于煤层及其围岩周中的天然气。煤的孔隙非为变质气孔、职务组织孔、颗粒间孔、胶体收缩孔、层间孔和矿物溶蚀孔六种。与游离于常规天然气储集孔隙中天然气不同的是，煤层气绝大部分被吸附在煤层孔隙的内表面上(约占70%-95%),仅有少部分是在煤层孔隙和裂缝中的游离气(占10%-20%),以及少量溶解在煤层所含水中的气体。吸附在内孔隙表面上的气体，通过解吸、扩散、渗流形成气流产出。

煤层气排采井的生产概括来说是利用油管抽水，利用套管产气，其他生产工艺其实是石油行业抽油机有杆抽油和低压天然气井生产工艺的结合，气生产管理大多类同于后者，但是也有不同之处。下面将主要介绍煤层气排采井设备配置、生产管理内容、部分安全知识，以供即将开发煤层气的煤矿单位参考:

一、煤层气井现场生产管理:煤层气的生产现场管理分为两部分:抽吸排液、采气管理。有些管理经验可以借鉴国内外已有的煤层气井管理方法。

1、抽吸排液:

1.1设备、流程及工作原理

常规的煤层气单井抽吸排采地面设备包括了50KVA变压器、游梁式抽油机(根据井深确定型号和电机功率)、电力控制柜、高架罐、避雷针和值班室等。

煤层气排采井所采用的地下设备包括尾管、砂锚、气锚、ø38或ø34mm的3.0m冲程的防砂卡气锁泵、2.5寸油管，以上各部件按照从下至上的顺序依次连接下井，最后连接油管挂并将管柱悬挂在井口大四通上，拧紧顶丝。依次下活塞、抽油杆组合、光杆等抽吸杆柱设备，安装井口，按泵挂深度提防冲距，将光杆通过方卡子悬挂在抽油机悬绳器上。

10.煤层气发电厂中心组学习交流材料 篇十

以中心组学习为龙头打造高品质团队

——煤层气发电厂中心组学习交流材料

中心组学习是领导干部坚定理想信念、提高理论素质、提升分析解决问题能力的有效途径。公司党委在今年的“三会”上明确提出以制度建设为着力点，全面加强班子建设、队伍建设、企风建设，要把党组织的政治优势转化为企业的竞争优势、发展优势，努力促进企业各项工作再上新台阶，再创新水平。针对公司党委提出的工作安排，今年煤层气发电厂以建立学习型党组织为出发点，为领导班子创建了良好的学习环境和学习氛围，力求打造一支政治素质好、经营业绩好、团结协作好、作风形象好高品质团队。

一、科学摆布，统筹组织，建立、完善中心组学习的推进机制和运行体系

一是严格执行四项制度。在领导班子学习建设中，煤层气发电厂严格执行《中心组学习制度》、《干部管理制度》、《班子成员定期沟通、谈心谈话制度》、《分管工作执行落实定期检查汇报制度》，确保每人年均自学120个学时、每年集中学习12次以上，并把每月20日确定为中心组学习日。

二是坚持做到四有。明确中心组学习有学习计划、有考勤登记、有学习记录、有学习心得体会文章。中心组成员每人都坚持阅读《求是》、《奋斗》、《人民日报》等权威报刊或核心期刊，为理论学习奠定了坚实基础。

三是以个人学习与集体学习相辅相成。在中心组学习中，由于中心组成员的分管工作不同，所以需要重点掌握的业务知识也就不同。在学习公司党委下达的季度中心组学习提纲时，我们采取集体学习的方法。在学习专业性比较强的业务知识要求中心组成员要充分利用空余时间自己学习。

11.湖南煤层气开发的未来 篇十一

1月，来自中石化华东分公司的消息称，在湖南省涟源市桥头河镇的湘页1井已探明出大规模页岩气资源，这也是湖南省境内的第一口页岩气。

对于一直无油无气、煤炭资源储量也并不可观的湖南来说，页岩气储量的发现无疑意义重大。长期以来，处于中部地区的湖南省所消耗的原油和天然气大部分都需进口或从外省调入，对外部资源的高度依赖也是湖南省委省政府长期试图解决的重要问题之一。

页岩气之后，煤层气也或将成为下一个突破。

2011年的最后一天，国家能源局正式发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》（下称“规划”）。规划提出，2015年中国煤层气（煤矿瓦斯）的目标产量为300亿立方米。

其中地面开发160亿立方米，基础全部利用，煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率60%以上，地面开发和井下抽采投资达1166亿元；建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地。目前上述两地是开发条件较为成熟的地区。

参与规划编制的国家能源专家咨询委员会成员、中联煤前董事长孙茂远对媒体说，规划目标的实现需要各方努力，出台更多支持政策。

矿权不清是阻碍因素

对于煤层气开采的前景，目前外界认为受制于矿权归属不清和管道问题。

学者表示，两权合一（煤炭和煤层气开采权）的事情，一些专家、一些科研单位提出过建议，因为有煤就有气，这两个分离出来协调不好是有一定问题的。据记者了解，目前矿权不清，已经成为阻碍煤层气开发的重要因素之一。

不过孙茂远对记者称，矿权的分歧是因为中国煤炭和煤层气的特点造成的，一是煤炭在能源消费中具有支柱性地位；二是中国的煤层气多在构造煤中，开采难度大。

“如果两权合一，对未来的开采前景不好，”孙茂远分析道，“美国煤层气开采是煤炭让着煤层气，但中国因为煤炭在资源消费中的地位，难以实行。若实行气随煤走，不利于煤层气的开发。”

目前，中石油、中海油等央企巨头，以及国家专门组建的中联煤层气公司，及晋煤集团和河南煤层气公司等10多家公司获准参与煤层气开采。

孙茂远说：“将煤层气单列，制定规划本身就是让业界感到欣慰的事情，表明了政府的态度。具体执行，还需各级政府努力。加把劲，300亿立方米的目标能实现。”

规划提出，煤层气以管道输送为主，就近利用，余气外输。区域之间的输送管道由谁出资建设，尚不明晰，与目前天然气管道的关系也不明确。

煤层气潜力巨大

事实上，早在上世纪70－80年代，原煤炭部与国外合作，在湖南涟源施工1口煤层气井，日产气300立方米，在湖南白沙施工5口煤层井，日产气720－1008立方米。1990－1994年地矿系统及地方政府分别在湖南冷水扛、双峰、锡矿山施工了煤层气井，中国石油天然气总公司江汉油田和湖南省煤炭工业局合作在冷水江矿区施工两口井，其中冷浅一井位于冷水江矿区东部外围边界株木山向斜，探测水组煤层气，点火放喷，火焰高3米左右。

1993年12月白沙矿区里王庙井田，分别施工有3992及4192孔，煤层含气量分别达5.39及8.67ml/g。煤层气中甲烷成分分别达77.61%、74.86%。

据湖南省瓦斯治理和利用工程研究中心专家黄贵炳介绍，煤层气的主要成分是甲烷，燃烧后发热量高，产生的废气少，可广泛用于发电、民用及汽车燃料、化工等领域。1立方米瓦斯的热值相当于1.22千克标准煤，可发3.5千瓦时左右的电；如果用煤层气替代汽油当汽车燃料，1立方米瓦斯相当于1公升优质汽油，是常规天然气最现实可靠的补充或替代能源。而每利用1亿立方米瓦斯，相当于减排二氧化碳150万吨。美国作为世界上最早开发利用瓦斯的国家，其瓦斯年销售量已占到其天然气销售总量的8.7%。在我国，目前全国民用瓦斯用户近100万户，瓦斯发电装机容量超过100万千瓦。

“湖南瓦斯（煤层气）利用潜力巨大。”黄贵炳给记者算了笔账，根据湖南省瓦斯治理和利用工程研究中心的报告，湖南省煤矿瓦斯年排放量在4亿立方米左右。如果用来发电，可发14亿千瓦时电量，相当于1台30万千瓦火电机组一年的发电量。双峰县境内的蛇形山煤矿于2007年建成了湖南省首个瓦斯（煤层气）电站，年发电量近700万千瓦时，基本满足矿区生产生活用电。

需要迈过几道坎

然而，湖南煤层气的开发却出现了“上头热，下头冷”得局面。

一个典型表现是，省里2010年初定的新建30个瓦斯（煤层气）电站的目标，年底改为20个。究其原因，“下面煤矿对建设瓦斯（煤层气）电站、开展瓦斯（煤层气）综合利用‘不来神’”。

煤层气利用潜力巨大，政府也从财政、上网电价等多方面给予扶植，为何难以大规模推开呢？据湖南省煤炭工业局相关负责人介绍，湖南省大规模推广瓦斯综合利用，至少还要迈过以下几道“坎”：

一是人才制约。据统计，湖南省煤炭行业从业人员有30多万，但专业技术人员却只占到2.7%，特别是能从事采矿、地质等主体专业及煤层气利用等新兴技术的专业人员更是凤毛麟角，湖南省476处高瓦斯矿井和煤与瓦斯矿井，平均每个矿分摊不到1名专业技术人员。对于浓度低于25%的瓦斯，目前还没有一种安全可靠的利用方式。

二是资源赋存制约。湖南大部分煤矿开采煤层单一，且煤层赋存不稳定，呈“鸡窝状”、“藕节状”分布，煤层透气性差，煤层气抽采效果不理想，集中利用难度大、成本高，难以形成规模化抽采效应。

三是主观投资愿望不强。目前400多处高瓦斯矿井、煤与瓦斯矿井，70%是乡镇个体煤矿。相对于每套1000多万的瓦斯发电系统，绝大部分矿主不愿意投入。据记者采访，每吨煤的瓦斯（煤层气）抽采成本大概在40元左右，大多数小煤矿主不愿意掏这个钱，大多选择自然排放。即使想建设瓦斯（煤层气）电站，但对煤层气抽采量能否保证正常发电需求存在担忧，不敢贸然动手。加之近年来持续不断的煤矿技改整合投资巨大，一定程度上使小煤矿主无力投入。银行对煤矿等高危行业的贷款从紧，一定程度上抑制了投资行为。

四是相关配套政策难落实。国家和湖南省都出台了煤矿瓦斯治理和综合利用的一系列优惠政策，但相关优惠政策很难全部落到实处。尤其是建煤层气发电站，涉及到用地审批，环境评估、发电许可、电量交易等程序，很多小煤矿觉得手续繁琐，还不如直接排放省事。

“瓦斯（煤层气）直接排放对大气破坏性强，但目前还没有相关制约机制。”黄贵炳对此显得有点焦虑：瓦斯（煤层气）直接排放到空气中，其产生的温室效应是二氧化碳的21倍，对臭氧层的破坏力是二氧化碳的7倍。他建议能否由环保部门对煤矿瓦斯排放进行监测，并作为考核煤矿企业减排指标的重要指标来严格执行，以此来约束瓦斯直接排放行为，促进瓦斯综合利用。

12.煤层气发展历史 篇十二

关键词：转型发展,煤层气,增加效益

昔阳县有多年煤矿开采的历史, 上世纪八、九十年代, 大小煤矿多达一百多座, 经过历次关闭重组, 现在仅留下15座矿井, 其中阳煤3座, 县管12座 (露天开采3座) 主要分布在207国道两侧的李家庄乡、乐平镇、大寨镇、三都乡四个乡镇, 南北贯穿昔阳县全境, 位于全县中部。南北分别与和顺县、平定县所属矿井紧邻。

1 矿井能力情况

阳煤集团在昔阳县建矿3座:阳煤寺家庄、运裕、坪上煤业, 矿区面积141.057平方公里, 生产能力780万吨/年, 保有储量为110588.7万吨, 除阳煤3座矿井外的12座地方矿井中生产矿井全部投产后产能将达到870万吨/年, 共计1750万吨/年。

2 矿井现状

我县12座矿井矿区面积共有91.4576平方公里, 保有储量49084.2万吨, 通过资源整合, 矿井基本建设取得了一定的成效, 但随着国民经济的快速发展, 煤炭工业仍面临着严峻的挑战, 一是矿井资源逐渐枯竭, 如丰汇红土沟、大寨、乐平、炭窑沟、安顺胜利严重制约着煤矿的发展后劲。二是露天开采的短期行为造成生态环境的恶化。三是按突出管理矿井、高瓦斯矿井瓦斯隐患较大。

3 对策措施

煤炭企业要积极借助当前煤炭市场转型的时机, 提升企业的创新能力, 抵御各种安全风险的能力;尽快实现煤炭企业转型, 达到跨越发展:一、可以进行煤炭的深加工, 提升产业链, 如“干煤粉加压气化制备合成气新技术”。二、用于建设其他非煤企业等。三、煤层气的有效利用。下面我主要将我县煤层气的利用作一简单论述。

煤层气由于其成分复杂, 又称为非常规天然气。它是在煤炭形成的过程中, 在高压条件下产生的, 其成分主要是甲烷, 吸附在煤体上成为煤层气。在煤炭开采过程中, 煤层气在煤体上的吸附平衡条件受到破坏, 大量的煤层气就会释放出来。因为瓦斯爆炸和瓦斯突出事故是煤矿安全的最大威胁, 所以瓦斯被认为是对煤矿开采最危险的有害气体。煤层气大量排入大气中将导致气候变暖, 影响全球环境。但是, 煤层气又是一种能源资源, 如能综合利用将会受到增加洁净能源供应、改善煤矿安全、保护全球环境等多重效益。

煤层气可以作为居民炊事、采暖等;工业应用主要是矿井井口风流预热、热水锅炉, 也可以用煤层气生产炭黑、甲醛等化工产品, 还可用于瓦斯发电。它是推动煤炭企业转型发展的有效途径。我县地方煤矿瓦斯抽放虽说起步较早, 但仅仅是为了降低矿井通风瓦斯排量, 缓解矿井通风负担, 防止瓦斯爆炸事故, 随着瓦斯抽放系统的建立, 瓦斯抽放的目的也由单一的安全性向防止瓦斯灾害和瓦斯资源的开发利用过渡, 这对减少温室气体排放, 保护环境, 改善能源结构, 形成能源新行业, 具有十分重要的意义。

3.1 我县高瓦斯矿井数量及分布情况

我县包括阳煤现有12个井工矿井, 其中突出矿井两个, 即阳煤集团寺家庄煤矿 (450万吨/年) , 国投黄岩汇煤矿 (90万吨/年) 。高瓦斯矿井5个, 即阳煤坪上、运峪、丰汇煤矿、丰汇乐平、国投白羊岭, 以上矿井均位于207国道以西, 瓦斯资源储量丰富。

3.2 我县瓦斯资源开发利用情况

现在我县瓦斯利用:一是作为燃料1立方米甲烷发热量为1.2千克标准煤, 燃烧效率为煤的3-4倍) , 浓度在5%-6%瓦斯可以用以低瓦斯发电, 现有两个瓦斯电厂, 国投黄岩汇煤矿瓦斯发电站, 设计5*2MW发电机组, 已于2011年5月并网发电;白羊岭发电项目概算为17766.02万元, 设计8*2MW机组, 于2010年11月开工建设现已并网发电, 效益可观。二是浓度在30%可直接用作民用燃料, 我县祥云燃气有限责任公司, 气源由阳煤运峪公司提供, 可使县城3000多户居民使用瓦斯气做饭。三是可液化作民用、汽车燃料, 晋煤集团蓝焰煤层气公司与阳煤集团合作的漾泉蓝焰煤层公司, 成立于2009年8月, 该公司目前主要在阳煤寺家庄矿区124平方公里范围进行煤层气的开发, 至2011年10月, 实现销售收入4000多万元, 上缴税金1000多万元。

3.3 发展方向

我县煤层气开发利用已积累了一定的抽放技术, 今后再建设丰汇瓦斯电厂, 由于煤层气液化后, 其体积只有液化前的1/625, 用液体槽车代替长距离管道输送, 可节省大量风险性管道投资, 降低运输成本。而且煤层气也可以代替常规天然气, 调节民用和工业用气的波动性, 特别在对冬季用气的急剧增加时作为补充燃料。此外, 可以消除煤矿的瓦斯爆炸危险, 且变废为宝。因此, 采用液化的方法利用煤层气是目前各国都很关注的问题, 我国经济发展迅速, 能源紧张, 所以发展液化煤层气势在必行。根据我县的具体情况, 以小型煤矿为例, 投资建设一套1000m3/h的煤层气液化装置, 工程总投资约在1000万元, 年运行费用约为总投资的50%, 投资回收期约为4-5年。另外, 虽说我县已有四个瓦斯电厂但我觉得这远远不够, 兴建瓦斯电厂还有很大的发展潜力和经济效益, 已经运行的瓦斯发电厂也证明了瓦斯发电确实可行, 效益可观。

煤层气的开发利用将成为我县的又一支柱产业, 在我省“十二五”规划纲要中, 煤层气产业将作为“气化山西”的重要资源支撑, “先抽后采”的生产技术是国家制定的防治瓦斯事故的重大战略措施, 煤层气开发利用将得到强有利的法律和政策支持。

3.4 实施办法

结合现有投资环境, 我县应制定优惠政策, 对现有可利用资源, 按照“分区抽采, 集中利用”的原则将抽采的煤层气处理后, 集中进行液化, 周边建立加液站或通过管道运输方式, 向改造后的汽车或城区居民输送, 也可集中用以发电、民用和各种工业锅炉燃用, 最终使煤矿企业实现双赢。

参考文献

[1]中国煤层气开发利用现状与发展趋势[Z].中国煤炭.