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煤矿开采利用率低
地面井采煤层气有较高利用率
煤层气按来源可分为地面钻井开采和煤矿瓦斯排采。前者多由油气公司和/或专门的煤层气公司实施。按上述行业报告和政府公告,2012年和2013年分别占全国煤层气产量的20.6%和19.2%,2014年占17.9%。该比例值似有缩小之势。
地面钻井开采的煤层气勘探开发技术和产气成分与一般常规气大同小异,因而集输利用特点也相似。大体说在开发程度较高的地区,其利用率(商品率)较高,但在新开发区或边远井区其利用率则较低。全球天然气商品率大体为85%。据中国政府网站资料2012年地面钻井产气27亿立方米、利用量20亿立方米,利用率为74.1%。随着小型/橇装压缩天然气(CNG)和液化气(LNG)的发展普及,天然气的利用率可望持续提高。实践证明,要求在“十二五”末期地面井采煤层气利用率达100%显然是不现实的。
煤矿排采煤层气的利用困难很大
对于煤矿来说,为了保障安全生产必须以相当大的排风量抽排巷道内的煤层气(瓦斯),使甲烷含量降低到安全线以下。从自身运营考虑,煤层气利用是保证采煤的“副业”。而排出气体的甲烷含量一般较低且有相当大的不规则起伏,为其利用带来很大困难。为促进其利用,政府已做了大量工作。一方面,答应按利用量给予补贴,对利用其发电给予上网优惠;另一方面,以科研攻克低浓度瓦斯发电设备国产化和瓦斯提浓示范化工程,为其利用创造条件。但在执行中优惠政策遇到些困难:利用量如何计量考核,对不同类型企业的补贴由哪级政府在哪项中支付都待明确。确实出现一些千方百计利用煤矿瓦斯的企业不能按时足额拿到补贴影响其运营的情况。从另一角度看,煤矿都有现成的电力供应,附近的居民也可廉价得到燃料供应,他们都缺乏另搞一套发电用电设备的积极性。即便是用其发电也难以保证上网外输并收回成本,对此,只要看一下目前国家大力倡导的风电、太阳能发电上网的难度就可以理解了。多年的实践已证明,提高煤矿排采煤层气的利用率有很大难度。应该说,近年来全国煤层气利用率降低主要是由于这部分气难以利用造成的。
目前煤炭开采的黄金期已过,煤产量和煤价大幅度降低,多数煤矿运营困难将是持续相当长时间的新常态。此时煤矿排采煤层气利用率将难以提高,甚至会持续走低。对此,应有清醒地认识。
鉴于地面井采煤层气成分几乎全为烃类气且甲烷占95%以上,而煤矿排采煤层气却混有大量空气,简单地将煤矿排采煤层气量与地面井采煤层气量相加去统计是毫无意义的文字游戏。进一步看,目前统计所反映的利用率亦未有统一严格的审计标准,数值有很多问题。其产量和利用率也不过是不可靠数字计算而得的“表观值”,很难评价其意义。从严格的统计学上看,他们应折算成可与一般天然气相应的标准值(标准立方米或简称标方、Nm3)才能相加而得到所谓全国煤层气产量,才能计算其利用率。当然,也应严格核实其真实利用量后才能以标方计量给予补贴。至于怎样计算天然气的标方、统一不同的燃气计量是个影响面较大的问题,目前尚未有统一的规定,应由有关部门统筹进行。笔者还建议不再强调煤层气的利用率这一不够明确的术语,而与原油、天然气一样强调产量的商品量和商品率。从其出发作为“源头”去考虑供应量与消费量的平衡,这才符合市场经济的要求。在短期内达不到上述要求时,应分别计算地面井采煤层气和煤矿排采煤层气。在分析生产利用的现状和寻求对策时宁可主要考虑地面井采煤层气,而不要那些“鱼目混珠”的虚假数字,以免造成歪曲和误导。
需指出的是,国外煤层气产量也仅统计地面井采产量,我们在与国际对比时必须注意此点。
产量难达预定目标
全球煤层气产量增速现拐点
美国煤层气工业起始于上世纪70年代后期,80年代实现规模化生产,由1980年不足1亿立方米到1990年产约100亿立方米,到90年代才进入产量持续快速增长的阶段。2007年累计钻井3.65万口、产量达540亿立方米,但此后新钻井数量明显下降,产量也出现降势,近年稳定在550亿~556亿立方米。
值得注意的是,2008年以来,美国煤层气勘探已陷入停滞状态,以致新增储量很少,每年产出的结果导致(剩余可采)储量持续大幅降低,2012年仅为2008年的65.3%,4年间年降率达10.1%。
这种态势将造成深远的影响。加拿大、澳大利亚属于发展煤层气“第二批次”国家,本世纪后才有规模生产和速度不等的较快上产。2009年加拿大生产井9900口、产量84亿立方米,澳大利亚生产井5200口、产量40亿立方米。值得注意的是,与美国类似,在2006、2007年后新钻井量也都有明显降低。显然,这是因为2008年席卷全球的金融危机造成的全球性油气投资下降。金融危机时期,新钻井数量低位徘徊,其后经济情况有所好转,但投资多进入比较效益更好的常规气以及致密气和页岩气,煤层气新井投入偏低的情况没能扭转,主要煤层气生产国进入发展趋缓,甚至有所降低的状态。
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