利用甲烷市场化机制发展煤矿煤层气项目

甲烷市场化合作计划把煤矿煤层气列为三大主要领域之一,为发展煤矿煤层气 项目提供了新的机会。本文介绍了甲烷市场化合作计划框架及核心内容,阐述我国煤矿煤层 气回收利用潜力,提出实施煤矿甲烷市场化计划的战略性建议。

淮南矿区煤矿煤层气抽采技术

根据淮南矿区实际,提出并研究了复杂特困条件下煤与煤层气共采技术。应用数值模拟、相似材料试验、工业性试验等方法,研究了开采煤层顶板煤层气抽采技术、开采保护层卸压增透抽采煤层气技术、地面钻井抽采采动影响区域煤层气技术等采动煤岩移动卸压抽采煤层气技术,以及原始煤层强化抽采煤层气技术的关键参数,全面考察了现场应用效果。

甲烷市场化合作计划——煤矿煤层气项目开发的机遇

煤矿煤层气的排放是全球甲烷排放的一个重要来源,“甲烷市场化合作计划”的发起是为了识别并开发相关的工程项目,减少煤矿、垃圾填埋场和石油天然气系统等各领域中的甲烷排放。煤矿煤层气项目是“甲烷市场化合作计划”的三个核心领域之一,对推动煤炭行业的甲烷减排发挥重要作用。

2025年《中国煤层气》征订单

《中国煤层气》于2004年创刊,是国内公开发行的综合性学术刊物。《中国煤层气》以传播国内外煤层气(煤矿瓦斯)先进技术、经济和政策信息,交流煤层气勘探、开发理论和实践经验为己任,促进煤层气(煤矿瓦斯)开发利用。本刊为双月刊,版面为大16开。

贵州省煤层气地面卸压抽采技术取得重大突破

2024年6月20日,由贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心(简称“研究中心”)在织金县组织实施的煤矿生产区煤层气(煤矿瓦斯)地面卸压抽采井传来捷报,在肥田煤矿试验点,单井产气量高达3.5万立方米/天,平均稳定产气2.5万立方米/天,甲烷浓度范围为87%至93%.

煤矿区煤层气与煤炭协调开发模式与评价方法

为了提高我国煤矿区煤层气与煤炭协调开发产业化水平与应用效果,基于煤矿区煤层气与煤炭协调开发时空机制的分析,采用层级划分法,以地面井开发和煤层群开发为分类条件,将全国13个煤炭基地的煤层气与煤炭协调开发模式归为3类,总结并完善了以晋城、两淮和松藻矿区为代表的3种典型煤矿区协调开发模式与配套技术体系。基于煤层气与煤炭协调开发方案的确定与模糊数学评价方法,提出用于评价煤层气与煤炭协调开发效果的协调度概念,建立了煤层气与煤炭协调开发的模糊综合评判模型和指标体系,并以山西晋城无烟煤集团寺河煤矿等矿井为例进行了3种典型协调开发模式下的协调开发效果的初步评价与分析,得出了协调开发状态并指出"十三五"研究方向。为促进我国煤矿区煤层气与煤炭协调开发提供理论支撑,并为协调开发模式在全国煤矿区的优选决策应用奠定基础。

煤矿区煤层气产业化发展现状与前景

总结了中国近年来煤矿区煤层气排放、抽采、利用现状及清洁发展机制(CDM)项目进展。由于中国煤层气地质条件具有板块构造复杂;煤体结构破坏严重,渗透率普遍偏低;储层非均质性强;高煤阶煤和低煤阶煤占主导等特殊性,决定了中国煤层气产业化发展必须走煤层气与煤炭协调开发的道路,且应实行煤层气地面开发与井下抽采相结合的煤层气资源开发利用。通过与美国对比,指出中国70%以上煤田不适合地面大规模煤层气开发,而应结合井下采矿工程进度,采取地面井下相结合,地面预采、采动开采和井下抽采多种方式进行开发。最后分析了煤矿区煤层气开发与地面煤层气开发相比具有的优势和面临的困难,指出在国家激励政策的推动下,随着国家科技重大专项关键技术的研发和示范工程验证推广,煤矿区煤层气产业化进程必将得以加快。

煤矿区煤层气开发利用制约因素与发展建议

煤矿区煤层气开发利用是指结合煤炭生产布局而开展的一系列煤层气开发利用活动。煤炭行业占煤层气地面产气量的半壁江山,但地面产气量离《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用"十二五"规划》目标较远;井下抽采量有望达到目标,但利用率需实现突破。分析了煤矿区煤层气开发利用中面临的地质条件复杂、矿权之争、经济效益差、行业标准需跟进等方面制约因素,提出应协调好各方利益关系、实行两条腿走路、提高补贴力度、缩短审批周期、加快标准制定和加大科技投入等发展建议。

四川省煤层气(煤矿瓦斯)开发利用现状及前景分析

四川省煤层气资源丰富(资源量3480×108m3),具有良好的开发潜力。由于技术和经济等多方面原因,四川省煤层气开发利用相对落后。目前煤层气开发利用主要以井下瓦斯抽放为主,地面钻井处于探索阶段。因此,四川省煤层气开发利用应开展重点井田煤层气资源勘查与评价,着力建设地面抽采煤层气的小井网示范工程,并加大矿井煤层气开发利用项目的投入。

国外煤层气(煤矿瓦斯)经济政策及对我国的启示

总结了国外主要煤层气(煤矿瓦斯)的经济政策,系统分析了近年来我国出台的一系列煤层气(煤矿瓦斯)经济产业政策,针对相应问题提出了解决方案。

我国煤矿区煤层气CDM项目的开发现状与潜力

中国是煤炭生产大国,在生产煤炭的同时,也排放出大量的煤矿瓦斯,煤层气的回收与利用是我国开展清洁发展机制(CDM)的三个优先领域之一。在我国开展此领域的减排项目潜力巨大。在煤矿区实施减排项目,不仅可以保护环境,还可保证煤矿安全,提供清洁的能源。本文简要介绍了清洁发展机制的概念和国内外管理机制,详细说明了我国开展煤矿区开展CDM项目的最新进展以及今后的项目潜力,最后提出煤矿区开展CDM项目的政策和管理建议。

煤矿区煤层气利用潜力分析

针对"十一五"、"十二五"期间煤矿区煤层气开发利用量与规划目标差距较大,特别是井下抽采利用率与规划目标相差甚远的问题,从抽采量和抽采浓度、利用技术、利用模式、政策因素等方面开展利用潜力影响因素分析,构建开发规模、利用规模和利用率预测模型,采用情景分析方法预测"十三五"煤层气开发利用量和利用率,并提出发展目标。根据计算结果,取中情景,到2020年煤矿区煤层气抽采量达到257亿~289亿m^3,利用量达到148亿~170亿m^3,地面井煤层气利用率在80%以上,井下抽采煤层气利用率在45%以上,煤矿区煤层气综合利用率在58%以上。

煤矿区煤层气制氢技术的探讨

本文介绍了利用煤矿井下抽放的煤层气(甲烷浓度为30%～60%)制氢的相关技术,论述了煤层气在制氢过程中各种参数对自热转化工艺条件的影响。煤层气制氢为煤矿区煤层气的利用提出了一条新的途径。

关于我国煤矿区煤层气开发的战略性思考

本文提出在当前和今后一段时期内,我国煤层气开发宜采用煤矿区煤层气开发和煤矿边远区煤层气开发相结合的策略。煤矿区煤层气开发,应采用地面井下相结合,地面预采、采动开采和井下抽采的多种方式,在有限时间内最大程度地提高煤层气的采出量和采收率。各煤矿区的煤层气开发,必须针对各自具体的地质构造条件和煤储层特征,因地制宜地选择适用有效的开发技术。国家要加大对煤层气开发新技术及装备研发与产业发展政策的支持力度。

煤矿区煤层气低温分离液化工艺功耗分析

文中分析了煤矿区煤层气含氧低温分离液化工艺及脱氧的低温分离液化工艺的功耗。结果表明,前者分离液化功耗要高于后者。主要原因是前者出于安全考虑,必须在较低压力下进行N2和CH4分离,所需分离液化冷量级为液氮温度级;后者由于脱掉氧,可以加压到较高压力,在液甲烷温度级就可进行分离液化;后者的热力学效率是前者的2倍。

煤矿区煤层气利用途径技术-经济-环境综合评价

根据国内外煤矿区煤层气利用技术发展趋势,不同浓度煤层气均能实现有效利用,目前对多种煤层气利用途径综合评价和对比分析研究不足,不同政策因素对煤层气利用带来的经济影响仍需深入探讨。构建了煤矿区煤层气利用途径技术-经济-环境多指标评价体系,建立了模块化输入输出模型。在对中高浓度煤层气发电、中高浓度煤层气提浓制LNG、中高浓度煤层气提浓制CNG、低浓度煤层气发电、极低浓度煤层气供热、低浓度和极低浓度煤层气混配发电等6项典型煤矿区煤层气利用途径工艺分析基础上,展开不同浓度煤层气利用途径技术、经济和环境指标评价,并分析不同补贴力度对煤层气利用经济效益的影响。

煤矿采掘区煤层气开发规律及模式探讨

位于山西沁水盆地南部的樊庄南部煤层气井区,既是华北油田煤层气井平均单井产量最高、也是产量出现明显递减的区块。研究这种开发情况后,认为与煤矿采掘有密切相关性。通过调查区块相邻煤矿的采掘情况,总结与煤矿采掘相关的煤层气井排采,获得了该类煤层气井的开采特征;同时进行了相关的煤基质收缩、应力变化等理论性探讨。受煤矿掘进影响的煤层气井有正反两方面表现,在实际开发中,掌握两者间的辩证关系,有利于提高资源利用率,提高经济效益。

我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用现状及对其发展的思考

在简述煤层气(煤矿瓦斯)抽采的发展历程基础上,总结了各发展阶段取得的成果及其特点,分析了制约煤层气(煤矿瓦斯)抽采发展的主要问题并提出解决建议,既要坚定信念,脚踏实地,又不能急功近利,要时刻保持清醒认识,以促进煤矿安全生产为抽采最终目标;坚持走“采煤采气一体化”发展之路;只有理论与技术创新才能突破煤层气(煤矿瓦斯)抽采发展的瓶颈,才能真正实现煤矿安全、环境保护和资源高效利用三重效益。

煤矿区煤层气地面井开发工程实践及利用前景

煤矿区煤层气地面井采动区卸压抽采充分利用了煤层采动过程中的卸压增透效应,可有效抽采煤矿卸压瓦斯,但井身结构、布井位置等对地面井的抽采效果影响较大。介绍了煤矿区煤层气地面井采动卸压抽采技术的重大进展、应用效果和发展前景,重点分析了地面井优化设计关键技术取得的重大突破;同时,针对煤矿区煤层气中煤层气浓度变化范围大、波动大的特点,分析了体积分数低于30%的煤层气掺混发电、高于30%的煤层气含氧液化制作LNG产品的完整产业化方案及技术发展情况。已形成的集开发利用于一体的成套技术及完整产业链,将有助于提高我国煤层气抽采率和利用率,煤矿区煤层气地面井采动卸压抽采已经成为了煤层气开发领域一个重要的组成部分。

中国煤层气现状分析及对策探讨

中国煤层气,特别是煤矿排采煤层气及其利用率统计数字较混乱。将含甲烷量较低且变化范围大的煤矿排采量以体积数简单地与地面钻井产量相加而得到全国煤层气产量的做法是不可取的,应以标准计量的商品量核实煤层气的产量和利用量。近年煤层气的产量和利用量一直未达到预定指标,应慎重务实地对待"十三五"煤层气的预定指标。煤层气发展缓慢的首要原因是矿权管理上的问题,造成少数"国家油企"对矿权的垄断和专业公司与煤炭企业的矿权重叠。由于煤层气成本明显偏高,企业投入趋低也严重制约了其发展。为了促进煤层气健康发展,应深化体制改革,放开矿权准入,理顺煤层气专业公司与煤矿的关系,以法规促进和保障不同类型油气间的综合开发利用,针对中国特点深化对煤层气的跨部门联合攻关,以求逐步降低开发成本。