煤层气抽采利用,如何交上高分答卷?

煤层气是与煤伴生、共生的气体资源,指储存在煤层中的烃类气体,俗称“瓦斯”,以甲烷为主要成分,属于非常规天然气,是近年来在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料。

11月10日,中国和美国在联合国气候变化格拉斯哥大会期间发布联合宣言,强调控制和减少甲烷排放。此后,生态环境部相关部门表示,将在煤炭开采、城市固体废弃物等领域,研究制定有效的甲烷减排措施,促进甲烷回收利用和减排技术的发展,同时适时修订煤层气排放标准。

今年10月,在中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》中,均提到要加快推进煤层气等非常规油气资源规模化开发。

“规模化开发利用,是效果最好的‘减排’。一系列政策的出台,增强了煤层气企业对产业发展的信心和投资积极性,有利于促进国家和地方政府相关部门进一步加大对煤层气开发利用的扶持力度,推进煤矿‘先采气、后采煤’,实现煤层气与煤炭的协调高效开发。”中煤科工集团西安研究院资源勘探开发与瓦斯防治技术研发中心主任姜在炳说。

煤层气产业未来之路怎么走?“双碳”路线图从顶层设计层面给出了路径,也对煤层气产业的发展质量提出了更高的要求。

产业进步明显 但发展仍低于预期

我国拥有丰富的煤层气资源。据自然资源部发布的《全国石油天然气资源勘查开采通报(2020年度)》数据显示,截至2020年底,我国已探明煤层气田28个,煤层气地质储量为7259.11亿立方米,全国累计生产煤层气288.66亿立方米;2020年,我国地面开发煤层气产量为57.67亿立方米,我国煤层气新增探明地质储量673.12亿立方米。

在很长时间内,煤层气产业发展一直未成气候。“十三五”以来,随着煤层气勘探和开发技术进入自主创新阶段,经过持续攻关和试验研究,煤层气勘探开发技术体系逐渐形成,特别是在钻井完井技术、储层改造技术、排采关键技术、已开发气田稳产增产方面,都取得了明显的创新和突破,有效降低了煤层气开发成本,提高了单井产量。开发利用率高、商业化程度高的山西沁水盆地、内蒙古鄂尔多斯盆地等煤层气开发热点区域,起到了重要的示范引领作用,煤层气产业得到长足发展。

在中煤科工集团重庆研究院原瓦斯研究分院院长孙东玲看来,煤层气产业近年来的发展进步,特别是在抽采技术方面的进步是可圈可点的。

“和美国、加拿大等国家煤层气赋存条件相比,我国煤层气储层条件复杂,可以说是‘先天不足’,所以我们只能通过提高技术水平进行‘后天弥补’。比如,我国煤矿区松软低渗煤层比例高达82%,中煤科工集团西安研究院提出的碎软低渗煤层顶板岩层水平井分段压裂抽采技术,实现了碎软低渗煤层煤层气开发的技术突破。再比如,我们团队研究的煤矿采动区煤层气地面井抽采技术,在抽采利用煤矿工作面瓦斯的同时,也提供了一种治理瓦斯的新途径。据测算,该成果应用矿井工作面回风瓦斯浓度可降低30%至50%。”孙东玲说。

在“双碳”目标下,煤层气产业肩负着保障煤矿安全生产、弥补清洁能源缺口等重任,煤层气开采利用被视为刚性需求。尽管“十三五”以来,煤层气产业取得了长足进步,但其发展仍然低于预期。

“煤层气产能转化率低、资源动用率低、单井产量低、有气难产出等问题仍然困扰着我国煤层气产业发展。我国煤层渗透率普遍较低,70%的煤层气资源属于难抽采资源,煤层气资源动用率极低,抽采利用率不均衡。2020年,煤层气地面抽采利用率为91.9%,而煤矿瓦斯抽采利用率仅为44.8%。”姜在炳说。

他提出的问题,也是业内的共识。归结其原因,业内专家普遍认为,一方面是由于我国煤矿数量众多,煤层气利用水平参差不齐;另一方面,主要是受技术制约,特别是低浓度瓦斯的利用技术尚不成熟,经济性差,难以形成规模效应。攻克煤层气开采利用关键性技术也成为产业发展不得不跨越的一道障碍。

多重因素掣肘 亟待提高技术适用性

与美国、澳大利亚等成功发展煤层气商业化开采的国家相比,我国煤层气产业仍处于初级阶段,突出表现在规模小、市场竞争力弱。特别是受能源市场和政策等多重因素影响,煤层气勘探开发投资放缓,煤层气地面产量、煤矿瓦斯利用率仍有待提高,制约煤层气产业发展的一些矛盾和问题亟待解决。

在业内专家看来,掣肘煤层气产业发展的诸多因素中,煤层气开发利用难度大、技术适用性不强是最大的瓶颈。

我国煤层气资源赋存条件复杂,开发技术要求高,区域适配性差,大量被美国和澳大利亚等国家验证可行的技术在中国并不适用,而国内部分区域业已成熟的煤层气开发技术,同样难以适应其他地区的地质条件。

“低渗煤层煤层气开发钻完井、增产改造、稳定排采和老井改造等共性关键技术及装备尚需继续攻关,煤层气田自动化生产技术落后,薄煤层群的煤层气合层开发技术,以及新形势下的煤与煤层气协调开发技术等还需要继续探索。”姜在炳直言我国煤层气产业发展存在一些“卡脖子”的技术难题。

在中煤科工集团重庆研究院研究员霍春秀看来,由于技术不成熟导致煤层气资源就地利用无法形成规模效应,经济性较差,也从一定程度上打击了煤层气企业开发利用的积极性。

“高浓度煤层气资源较为分散,多数煤层气井在建设初期没有考虑建设配套利用项目,尽管高浓度煤层气利用范围广,但运输困难;低浓度瓦斯可利用途径少,企业开采成本高、利润低,再加上越来越严格的环保政策要求,导致煤层气企业开发利用的积极性不高。”霍春秀说。

除了技术因素外,不少业内人士也提到了政府对产业的扶持力度问题。

细算起来,无论是国家层面还是地方政府,对煤层气产业的政策扶持力度可以用“持续加码”来形容,税费减免、财政补贴、煤矿瓦斯抽采利用等相关政策相继出台。除贯彻落实国家相关政策外,山西、贵州等煤层气资源大省,都建立有煤层气(煤矿瓦斯)开发利用地方奖励补贴制度,作为全国矿业权出让制度改革试点省份,两省都在积极推进煤层气矿业权审批制度改革,煤层气勘查许可取得了实质性突破。

业内人士普遍认为,政策扶持持续加码值得欣喜,但现有补贴偏低,部分扶持政策涉及多方利益,协调难度大,配套措施难以出台,地方扶持政策区域局限性强等情况仍然存在。

“煤层气企业需要更多鼓励政策提振信心,现在是姿态上的鼓励较多,落实到经济上的补贴较少,希望国家和地方政府能够进一步在税收优惠、开发补贴等方面加大扶持力度。”孙东玲说。他同时建议国家和地方政府可以出台行政性政策,对煤层气企业开发利用情况进行正向激励和负向考核,设立相应的奖惩措施,以期进一步激发煤层气企业开发利用的积极性。

变隐患为优势 提高煤矿瓦斯抽采利用率

瓦斯作为威胁煤矿安全的“第一杀手”,随着煤矿开采深度和开采强度的增加,瓦斯与冲击地压、水害、火灾等多种灾害耦合叠加,治理难度日趋增大,提高煤矿瓦斯抽采利用能力水平是一项长期且艰巨的任务。

中国矿业大学(北京)原副校长姜耀东认为,进一步加快煤层气抽采利用,对于提高煤矿安全生产水平,增加清洁能源供应,减少温室气体排放,实现碳达峰、碳中和目标意义重大。

“十三五”期末,煤矿瓦斯防治工作交上了历史最好成绩单:2020年,我国首次实现新中国成立以来未发生重特大瓦斯事故,全国24个产煤省(自治区、直辖市)有18个实现瓦斯“零事故”。这和将煤层气抽采利用作为防治煤矿瓦斯事故的治本之策,全面推进先抽后采、抽采达标和区域防突是分不开的。而一系列先进技术的加持,更是为煤矿瓦斯抽采利用提供了强大的支撑。

近年来,以防治瓦斯灾害为主要目的的煤矿区煤层气地面抽采和井下瓦斯抽采技术研发和工程试验取得了长足进展,特别是碎软低渗煤层顶板岩层水平井分段压裂抽采技术、直井跨层压裂技术、极小半径钻井技术、煤层气无杆举升技术、多层合采井产出剖面测试技术、智能排采、采动区井煤层气地面井抽采技术等系列关键技术取得了重大突破。

西安研究院一直从事煤层气地质与勘探开发基础理论、关键技术和核心装备的攻关研究,形成了成套的煤矿区煤层气高效开发技术与装备,“十三五”期间开发的“碎软低渗煤层顶板岩层水平井分段压裂抽采技术”达到国际领先水平,在山西潞安、晋城,安徽淮北、皖北,贵州黔北,陕西韩城等矿区进行了应用推广,取得了良好的产气效果,其中淮北芦岭、晋城赵庄等煤矿的单井日产气量均突破1万立方米。该技术已成为碎软低渗煤层煤层气地面抽采和瓦斯超前区域治理的有效措施。

经过多年探索研究,孙东玲带领团队研究了多项地面煤层气抽采技术,其中“煤矿采动区煤层气地面井抽采技术”等成果达到国际领先水平,在山西、河南、安徽、新疆等地矿区成功推广应用,取得了良好的瓦斯抽采利用及瓦斯治理效果。据数据显示,应用该成果后,采动区地面直井保护有效率可达85%,山西晋城示范矿区煤层气单井日均抽采气量达8500立方米,平均浓度70%,单井平均采气总量超过220万立方米。

“目前,西安研究院正在贵州黔北矿区与河南能源化工集团永贵能源公司新田煤矿合作开展‘三区联动’瓦斯高效抽采技术与工程示范项目,以期实现煤矿规划区超前抽采、准备区先抽后掘、生产区先抽后采的目标。”姜在炳说。

煤层气抽采上来,如何提高其利用率,是困扰行业的一大难点问题。据了解,根据煤层气浓度的不同,其利用途径主要有以下三种:高浓度煤层气增压集输、低浓度煤层气提纯、低浓度煤层气分布式发电。受多重因素影响,煤层气的利用率远远低于预期。

业内人士指出,低浓度瓦斯提纯成本高;管网难以实现公平开放、集输调峰能力弱;大多数矿井未配套利用项目,低浓度瓦斯排空量大;抽采利用缺乏统一标准和规划等问题亟待解决。

中国工程院院士、安徽理工大学校长袁亮多次在公开场合表示,科研院所和煤层气企业要研究低浓度瓦斯提纯、转化、利用基础理论与关键技术,研发系统动态调控与监控预警装置,破解低浓度瓦斯安全高效综合利用技术难题,推动我国能源资源绿色、智能、健康发展。

“2016年,重庆研究院与原山西阳煤集团合作,应用瓦斯蓄热氧化热能利用技术,在阳煤五矿小南庄风井建设了一套设计气体处理能力6万标准立方米/小时、处理气体甲烷浓度0.3%至1.2%的瓦斯蓄热氧化井筒加热系统。一个供暖季可减排甲烷260万标准立方米,相当于减排二氧化碳当量3.6万吨,可为煤矿节约煤炭3200吨。”在霍春秀看来,除了国家相关政策的扶持外,科研院所和行业企业对煤层气利用关键技术的攻关和装备研发至关重要,也是进一步提高煤层气利用率的最行之有效的方法。

废弃矿井资源利用 安全环保“一石二鸟”

随着我国煤炭去产能政策的持续推进,一批产能落后煤矿和资源枯竭煤矿陆续关停。废弃矿井中赋存着大量煤层气资源,据中国工程院《我国煤炭资源高效回收及节能战略研究》重点咨询项目研究预测,到2030年,我国废弃矿井将达到1.5万处,残留煤层气资源近5000亿立方米。对废弃矿井煤层气进行科学有效的抽采利用,不仅能够消除废弃矿井采空区瓦斯积聚带来的安全隐患,也为煤炭产业实现“双碳”目标创造了新的碳减排来源。

“废弃矿井中赋存着丰富的煤炭、煤层气、水、地热等资源,直接关闭将造成巨大的资源浪费和国有资产流失,诱发安全、环境及社会问题。”袁亮说。以安徽省两淮煤炭基地为例,袁亮指出,由于资源枯竭及政策性关闭等原因,一些矿井退出生产后未能得到有效治理和利用,形成多个采煤沉陷区,给当地经济社会发展和生态保护工作带来了难题。

从国际废弃矿井煤层气开发利用情况来看,早在20世纪50年代,英国就开始探索废弃矿井煤层气开发利用;德国在鲁尔区废弃矿井进行煤层气开发,积累了宝贵的经验;作为世界首个将废弃矿井煤层气纳入温室气体排放总量的国家,美国拥有成熟的废弃矿井煤层气抽采利用技术。与上述国家形成鲜明对比的,是我国废弃矿井煤层气资源极低的开发利用率。

“英国、德国矿井废弃有一系列的标准程序,其中包括对后续煤层气开采利用方面的考虑和规划。但在我们国家,除了资源枯竭的矿井外,大多数矿井关停主要受政策性影响居多,煤矿企业简单粗暴的一关了之,缺乏对矿井废弃资源开发利用的长远规划,不利于废弃矿井资源的开发利用。”孙东玲说。

霍春秀认为,除了受技术制约外,废弃矿井煤层气资源量无法准确评估,地质条件、风险隐患情况不明,开采利用经济性差、无法调动煤层气企业抽采利用的积极性等因素,也给废弃矿井煤层气抽采利用“拖了后腿”。

尽管废弃矿井煤层气抽采利用面临诸多的痛点和难点,但有关废弃矿井煤层气抽采利用的基础理论研究和先期工业试验工作并未停歇,国家的相关支持政策也先后出台,为废弃矿井煤层气抽采利用保驾护航。在一系列政策支持和技术支撑下,煤炭大省山西走在了全国废弃矿井煤层气抽采利用的前列。

2020年,山西省自然资源厅在全国首次挂牌出让3个煤炭废弃矿井煤层气抽采试验区块,打响了山西落实能源革命综合改革试点部署、推进关闭煤矿剩余资源再利用的第一枪。截至目前,山西省废弃矿井采空区已累计施工抽采井100余口,抽采利用煤层气1.28亿立方米,相当于减排二氧化碳192万吨。此外,贵州、重庆等地也不同程度地进行了废弃矿井煤层气抽采试验。

姜在炳表示,山西的案例初步显示出我国废弃矿井煤层气资源抽采利用的潜力。随着对我国废弃矿井煤层气资源潜力的勘探摸底,以及抽采利用技术理论体系的进一步研究和开发利用工艺的进一步优化,废弃矿井煤层气资源有望成为煤矿区煤层气抽采的重要补充。

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