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深度观察丨煤层气开发利用遇冷局面亟待打破

2016-10-10 10:38来源:中国电力报作者:王俊关键词:煤层气煤层气开发煤层气勘探收藏点赞

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“其一,三区联动井上下整体抽采煤层气开发模式及技术体系,主要以晋城矿区为代表;其二,保护层卸压井上下立体抽采煤层气开发模式及技术体系,主要以两淮矿区为代表;其三,三区配套三超前增透抽采煤层气开发模式及技术体系,主要以松藻矿区为代表。”袁亮说。

贺天才在发言中也表示,晋煤集团通过创新实施三区联动井上下联合立体抽采,实现了规划区、准备区、生产区瓦斯抽采的科学布局和有序接替,解决了一直困扰高瓦斯矿井的抽、掘、采衔接紧张问题。

不过,这三种典型模式虽然应用后各有成效,但从整体上看,技术仍是制约我国煤层气开发的关键性因素之一。“由于地质条件不同,一种技术在晋城适用,换到阳泉、大同可能就不合适了。”王祖亮告诉记者。

“我国的煤层气以吸附气为主,割理、节理发育,低压、低孔、低渗特征突出;单井产量低,平均只有1090~1700立方米/天,不足美国单井产量的1/3;常规钻完井方式  单井成本高,经济效益差。”中国工程院院士、中国石油大学教授李根生在会上介绍我国煤层气开发现状时提到。

对此,李根生指出,我国亟需新的高效经济工艺技术的突破,以大幅提高煤层气单井产量。而连续管钻井、水力喷射径向水平井、水力喷射压裂等技术潜力较大,可有效降低煤层气开采成本,应加以推广,并更进一步优化。

全产业链发展不可或缺

对于煤层气来说,仅仅强调在开发环节发力,而忽视利用环节的重要性,无异于“用一条腿走路”。而作为国内最大的煤层气开发利用企业,晋煤集团的实践无疑颇具有借鉴价值。  贺天才表示,晋煤集团力争实现煤层气的最大化利用:对地面抽采的煤层气,通过集中管输、CNG、LNG等方式,输送到市场终端;对井下抽采的甲烷浓度大于30%的瓦斯,通过集中管输,用于民用、发电和工业用气;对井下抽采的甲烷浓度小于30%的瓦斯,通过分布式布点、就地小规模发电利用;对矿井乏风,试验进行集输发电和氧化利用。

记者曾参观过晋煤集团寺河瓦斯发电厂,印象深刻。该厂是全球最大的瓦斯发电站,发电利用小时数极高,经济效益也很不错。如今,晋煤集团旗下建成投运的瓦斯发电站已达6座,总装机容量20.88万千瓦,占全国10%以上。去年,晋煤集团瓦斯发电量达15.53亿千瓦时,同比增长13.27%,实现利润1.8亿元;平均发电利用小时数接近8000小时,比核电站都高出不少。

煤层气还从碳交易层面为晋煤集团成功创收。据贺天才介绍,作为全国首家引入CDM机制的煤炭企业,依托煤层气开发,晋煤集团在《京都议定书》第一个减排期内共出售二氧化碳减排额度1135万吨,获得收益近7亿元。

此外,晋煤集团正在借助资产重组,推动煤层气板块的上市工作。完成后,晋煤集团将拥有全国第一家煤层气全产业链的上市公司。

当下,煤炭行业尚未熬过寒冬,晋煤集团发展煤层气产业的路子,或可给予其他煤企、乃至非煤企业以启示。显然,煤层气的“人气”越旺,越有利于整个产业早日走上规模化发展、降本增效之路。

原标题:深度观察丨煤层气开发利用遇冷局面亟待打破
投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)

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