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2.3.煤层气开采的两种方式
煤层气的开采一般有两种方式:一是地面钻井开采;二是井下瓦斯抽放系统抽出。
井下抽采是指借助煤炭开采工作巷道,井下钻孔,在地面建立瓦斯泵站进行抽采的方式。而地面钻采是从地面开始钻井,使用螺杆泵、磕头机等设备进行排水采气的方式。具体布井方案有地面垂直井、地面采动区井、水平井和U型井等。2015年,我国地面开采煤层气44亿立方米,煤层气利用率为86.4%,而井下抽采瓦斯量达136亿立方米,利用率为35.3%。
地面开采的煤层气利用率要高于井下抽采,这主要是由于井下抽采的煤层气浓度较低,大部分情况下浓度不足30%,且运输成本高,无法实现规模化的利用,只能就近使用(例如发电)或者直接稀释排空(每年国内排空的煤层气达150亿方)。而地面开采浓度较高,甲烷含量一般大于95%,可以和常规天然气混输混用,能以较高的利用率使用、储存和运输。此外,井下煤层气的抽采,依赖于煤炭开采的进度。因为煤层气企业承担着防止煤炭瓦斯事故的责任,只要煤炭生产企业不停工,煤层气的抽采就不能停止,因此在下游天然气需求不振的情况下,抽采的多余的煤层气是能排空。
煤层气地面抽采的总量小,主要取决于煤层气开采的商业模式。我国抽采煤层气最初目的是防范瓦斯事故。由于煤矿开采者自身治理瓦斯的成本比较高,所以一般会请煤层气开采企业来治理。开采出的煤层气资源属于煤层气开采企业所有,煤炭开采者支付给煤层气企业的费用也远小于自身治理成本。由于之前模式多是边开采煤炭边抽采煤层气,所以井下抽采比地面抽采量大很多。随着开采技术的进步和对煤矿瓦斯事故的防范力度加大,如今煤矿开采前的地面抽采和煤矿开采后的废弃矿抽采越来越多,今后地面抽采量将会增加。
2.4.煤层气产业链及销售方式
中国煤层气生产商的销售及营销方式按各项目与天然气输送基础设施的距离而不同。大致包括以下渠道:
液化天然气销售-液化天然气是冷却至液态的天然气,可通过管道以外的方式进行输送。在无管道连接的地方,小型液化天然气销售在煤层气商品化、调峰、储存、运输灵活性及安全上尤其适用。由于运输成本较高,液化天然气最适宜用以向无管道连接的终端用户(如拥有液化天然气储存及再气化设施的城市天然气分销商及工业用户)供应少量煤层气。
管道天然气销售-为长期供应较大量天然气的最经济方法,而不断上涨的管道天然气城市门站价及新增管道基础设施的发展为管道输送提供了支撑。管道销售的一般对象是城市天然气分销商及大型工业用户。这种销售通常会签订《照付不议》条款,规定买方须就最低气量付款,而不论实际提取的供气量。
压缩天然气销售-压缩天然气是加压的气态天然气。压缩天然气最适宜用作少量煤层气生产,且将继续供应予天然气加气站及小型工业用户等小众市场。这种方法的运输半径限制在200公里左右
三、煤层气—属于中国的页岩气
3.1.美国各类型天然气占比及变化
2002年之前,美国非常规天然气的产量非常小,几乎可以忽略。2002年之后,美国常规天然气的产量出现了明显下滑的趋势。在煤层气钻井技术提高和政府财政补贴支持的双重作用下,美国煤层气产业在2002年之后进入了快速发展期,弥补了常规天然气产量下滑的缺口。随着页岩气革命的爆发,2009年美国以6240亿立方米的产量首次超过俄罗斯成为世界第一天然气生产国,页岩气的产量快速爆发,产量几乎与常规天然气相当。而煤层气的产量则逐步稳定下来且略有下降。
3.2.在中国煤层气的经济性高于页岩气
地面钻井开采方式,国外已经广泛使用,我国有些煤层透气性较差,地面开采有一定困难,但随着开采技术的提高,企业开采积极性也随之提高。全球煤层气开采的平均成本约为0.11美元。根据亚美能源公司公告,其2012年-2014年煤层气生产成本(以净运营开支除以净产量算,不包括折旧摊销)分别为1.2元/立方米,0.7元/立方米和0.4元/立方米。
原因是在勘探阶段的试生产项目成本较高,但随着项目进入商业开发及生产阶段,会因整体规模和经济效益的提高而成本下降。在中国页岩气的成本显著高于煤层气。页岩气水平井单井的投资成本大约5000-7000万元,单井日产量大约6万立方米。而煤层气L型井单井投资成本大约600-700万元,单井日产量大约2万立方米。
从供给端各类型天然气的成本来看,煤层气的成本介于陆上常规天然气和管道进口天然气之间,远小于同为非常规国产天然气的页岩气。由于液化天然气(LNG)运输较灵活,所以随着国际油价和天然气价格的波动,进口液化气(LNG)也相对波动比较大。
3.3.为什么中国的煤层气可类比美国的页岩气
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