煤层气开发现状及进展（推荐6篇）
中国煤层气勘探开发进展综述
综述了中国煤层气勘探开发利用现状,尤其是“十五”期间中国煤层气取得的进展.总结了中国煤层气资源勘探开发成果:基础研究和应用研究齐头并进;勘探方向更加明确;煤层气勘探开发关键技术类型多样,试验推广应用范围扩大;十大重要勘探成果初露煤层气产业化曙光.国家级沁南潘河煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目、阜新煤层气开发试验项目的建成和投产,标志着中国开始进入煤层气商业化开发阶段.
作 者：叶建平YE Jian-ping 作者单位：中联煤层气有限责任公司,北京,100011 刊 名：地质通报 ISTIC PKU英文刊名：GEOLOGICAL BULLETIN OF CHINA 年，卷(期)： 25(9) 分类号：P61 关键词：煤层气 勘探 开发 沁水盆地 鄂尔多斯盆地煤层气, 作为煤的伴生矿产资源, 在我国能源结构中占有很重要的地位。勘探开发煤层气不仅可以降低环境污染, 而且能够缓解我国能源紧张的局面。近年来, 我国在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等多个区块取得煤层气勘探开发的重大突破, 建立了沁水盆地煤层气生产基地和韩城-龙亭先导性试验等项目区。
1 中国煤层气勘探开发历程
我国煤层气勘探开发和利用起步较晚, 20世纪80年代以前, 为减少煤矿矿井瓦斯灾害, 原煤炭部先后在抚顺、阳泉、焦作等矿区建立瓦斯抽放站, 这一时期, 瓦斯大部分被排放到空气中, 基本处于瓦斯抽排阶段。20世纪80年代, 美国在黑勇士等盆地开采煤层气试验并取得成功, 引起全世界的关注。随着第一届“全国开发煤层气研讨会”的胜利召开, 全国各地掀起了勘探和开发煤层气的高潮。晋城、铁法、阳泉、韩城等地煤层气勘探和开发试验工作先后开展起来, 一些煤层气井曾产出工业性煤层气流。但是我国所有试验井总体的产气效果还不太理想, 一是产量太低, 二是高产气量持续时间太短。在此阶段, 我国通过引进国外先进技术, 在煤层气资源评价、开采技术等方面取得了很多成果。随着中联煤层气有限责任公司的成立以及国家层面煤层气方面的科技攻关, 我国先后在沁水盆地、韩城等多个地区进行重点勘探, 阜新煤层气开发试验项目区、沁水盆地煤层气生产基地以及韩城-龙亭先导性试验等项目区先后进入商业化生产阶段。
2 国内煤层气勘探开发的研究进展
2.1 煤层气地球物理勘探技术
用于煤层气的地球物理勘探技术主要包括地震和测井。地震是快速高效开展煤层气勘探的主要方法。利用地震资料能够确定煤层赋存状态、构造形态、断层发育特征, 定性、半定量地解释煤层厚度。王磊[1]等利用地震技术较好地解释沁水盆地南部煤系地层的构造特征、厚度, 并且估算了该区域的煤层气资源量。王连刚[2]等提出地震勘探不仅可以清楚地了解含煤地层的构造特点, 而且能提高确定煤系地层含气量的准确性。冯世民[3]认为应用二维地震勘探技术可以确定煤系地层的含气范围, 并且在红格尔煤系地层中取得显著的效果。柳楣[4]等提出应用地震的各向异性可以发现煤系地层的裂隙, 进而能够找到煤层气气藏。白建平[5]提出可以利用微地震技术勘探开发煤层气。陈强[6]认为AVO技术可以用来分析含煤层气地层的裂缝发育情况, 从而了解煤系地层储层的特点。总之, 地震勘探技术在我国煤层气勘探中得到了很好的应用, 并且取得重大成果。
测井可以判别含煤岩系地层岩性、划分和确定煤层和夹矸的深度、厚度, 从而计算煤层的固定碳、灰分和水分, 进一步估算煤层的挥发分和含气量, 还可以进行含水性、渗透性分析。李纪森[7]等在利用测井资料计算煤层含气量取得了一些研究成果。杨东根[8]等通过研究测井技术在和顺地区中的应用, 认为测井资料可以用来区分煤岩煤质和确定煤系地层的含气量。赵保中[9]提出可以利用中子测井资料初步估算煤系地层的含气量。程夏胜[10]等认为测井资料能够用来评价煤层气储层。张妮[11]等提出利用多种测井响应确定煤系地层含气量的新方法。
2.2 煤层气钻井完井技术
钻井技术:潘军[12]等通过分析我国煤层气藏的特点, 认为欠平衡钻井技术比较适用于具有低压、低渗特点的煤层气区块。黄洪春[13]等通过研究定向羽状水平钻井技术, 提出煤层气定向羽状水平钻井中应用中的4个关键技术:铰接式钻井、斜向器、井眼轨道控制、煤层井壁稳定性。刘玉洲[14]等认为应用煤层气超短半径自进式水平钻井技术可以提高煤层气产量。董建辉[15]等通过分析樊庄区块煤层的特点, 成功应用多分支水平井钻井技术开发该区块煤层气, 并提出应用多分支水平井钻井技术的一些建议。总之, 各个钻井技术都有优缺点, 应用时要结合勘探区块的地质特点使用。
完井技术:裸眼完井、套管完井、裸眼/套管混合完井、裸眼洞穴完井以及水平排空衬管完井是五种煤层气完井方式。目前, 我国大部分煤层气井采用套管完井, 少部分气井采用裸眼/套管混合完井。裸眼洞穴完井只在部分钻井进行了试验, 由于受到地质储层等方面的影响, 试验结果不是很理想。由于我国地质受多期构造的改变, 要结合实际情况和不同完井技术的特点应用合理的完井技术, 以达到提高煤层气的产量。
3 展望和建议
3.1 统筹规划, 建立健全相关制度
我国煤层气地质条件复杂, 参与煤层气勘探开发的企业比较多, 因此, 国家相关决策部门应该从全国大局出发, 统一规划, 建立健全有利于煤层气产业发展的相关制度, 争取保障勘探开发和技术优化应用的相互促进, 放开煤层气产业市场开发政策, 鼓励和引导民营企业参与煤层气的勘探开发, 力争实现煤层气资源的最优化利用, 为国民经济发展做出更大贡献。
3.2 加大优惠政策
勘探开发煤层气具有投入成本高, 风险大, 周期长和收益慢等特点, 相关企业经常面临资金短缺的现状, 不利于整个行业的持续健康发展。为此, 需要国家进一步出台更多鼓励和优惠政策, 为煤层气产业发展注入活力, 促进煤层气产业的快速发展。
3.3 积极推进采煤采气一体化
关键词：煤层气；地质特征；资源分布；勘探开发
1煤层气储层特征分析
（1）土坡组（C2t）：主要分布于宁夏西部的卫宁北山、香山、东部的横城、韦州及贺兰山北段等地。本组煤仅在西部香山碱沟山等少数矿区可采。单层最大厚度可达2.8m，属不稳定及较稳定型煤层。土坡组煤种较单一，以无烟煤为主。
（2）太原组（C2t）：主要分布于贺兰山北段、西部香山、东部横城和韦州一带，其中以贺兰山北段最为发育，含煤8～15层，可采者2～9层，可采平均总厚3.67～18.15m。太原组煤种较齐全，贫煤、瘦煤、焦、肥煤、气煤均有，有机质含量为78.29～94.31%。煤类变化有一定方向性。
（3）山西组（P2s）：山西组分布区域与太原组基本一致，唯香山含煤区土坡煤矿以西被不含煤的大黄沟群代替。本组含煤3～8层，可采者1～5层，可采煤层平均总厚6.21～16.77m。山西组煤种与太原组煤种近似，以焦煤为主，次为贫煤和无烟煤，有机质含量为74.47～95.00%。
（4）延安组（J2y）：主要分布于汝箕沟、碎石井、鸳鸯湖、马家滩～萌城、石沟驿、窑山、下流水、炭山和王洼等矿区。延安组含煤性总的表现为煤层层数多，含煤7～37层，可采6～17层；总厚度大，可采厚度变化范围6.17～40.52m。延安组煤变质程度较低，以不粘煤为主，有机质含量85.36～93.06%。大面积分布在宁东含煤区、宁南含煤区及香山含煤区。但贺兰山含煤区的汝箕沟矿区煤变质程度较高，为无烟煤。
2煤层气资源分布规律
在上述煤炭资源量和煤层气含量确定的基础上，对区内的贺兰山、香山、宁东和宁南4个含煤区埋深2000m以浅的区域，采用体积法对煤层气资源量进行计算[3-5]，结果表明，全区煤层气资源总量为5580.89×108m3 [2]。
2.1 不同含煤区煤层气资源分布规律
从地域来看，贺兰山、香山、宁东、宁南四个含煤区的煤层气资源量分布是很不均衡的（图1）。宁东煤层气资源量最大，为3863.05×108m3，占总资源量的69.22%；其次是贺兰山含煤区，为1101.80×108m3，占总资源量的19.74%；香山和宁南含煤区最小，分别只有305.05×108m3和310.99×108m3，仅占总量的5.47%和5.57%。
宁东含煤区虽然煤层气含量较小，但由于煤层层数多、厚度大、煤炭资源量丰富，导致煤层气资源总量较大；贺兰山含煤区虽然煤层气含量较高，但煤炭资源量相对较少，导致煤层气资源量相对宁东含煤区较少。香山、宁南含煤区煤炭资源量少，绝大部分矿区煤层气含量也较低，所以煤层气资源量总体最小。
2.2 不同埋藏深度煤层气资源分布规律
根据煤层埋藏深度和煤层气勘探开发需要，将煤层气赋存深度划分为<1000m、1000～1500m和1500～2000m三个区间。各深度区间煤层气资源量分布（图2），所占比例分别为12.00%、63.43%、24.57%，即煤层气资源量的75%分布在埋深小于1500m的范围内，对勘探开发是比较有利的。
2.3 不同成煤时代煤层气资源分布规律
根据煤层的形成时代，本次参与煤层气资源量计算的共有2个成煤时代的煤层，即石炭～二叠纪、中侏罗世。统计结果表明（图3），中侏罗世资源量最大，为3824.95×108m3，占总资源量的68.54%；石炭～二叠纪较小，为1755.94×108m3，占总资源量的31.46%。
3煤层气资源开发潜力分析
3.1 石炭?二叠系煤层气
（1）贺兰山含煤区的石炭井、石嘴山、呼鲁斯太等矿区发育的煤层多、厚度大、变质程度高，为煤层气的生成和储集提供了基础；各煤层组及煤层之间的岩层多为泥岩、砂质泥岩及粉砂岩，对煤层气的封盖性能良好，有利于煤层气的保存。本地区煤层分布比较稳定，含气量较高，煤层气含量普遍较高，最大达19.79m3/t，且地质构造简单?中等，地层产状较平缓，煤层气开发条件优越，具有一定的开发前景。
（2）韦州矿区煤种的变化较复杂，由气煤过渡到瘦、贫煤以致无烟煤，具带状分布规律。从地勘时期的瓦斯含量测试资料来看，煤层气含量较大，最大达51m3/t，资源条件较好。但该区为一轴向北北西向斜，浅部发育有NNW方向逆断层和NE方多组斜交断裂，断裂构造较发育。因此，向斜深部具备一定的开发潜力。
（3）横城、红墩子矿区煤层的上、下岩层大部分岩性偏粗，盖层封闭性能较差，加之断层引发一些断裂、节理和裂隙等，为煤层气逸散提供了天然通道，致使区内煤虽为中等变质程度的烟煤，但瓦斯含量总体较低，普遍小于5m3/t，煤层气资源条件不理想。
3.2 侏罗系煤层气
宁夏境内侏罗系的主要含煤地层为中统的延安组，在四个含煤区均有分布，但主要分布于宁东含煤区和宁南含煤区。总体变质程度低，生气能力差，煤层气含量小，普遍小于3m3/t，基本不具备开发利用的潜力。
由于燕山期岩浆的侵入造成的，岩浆的侵入造成了区域岩浆热变质作用使得煤级在深成变质的基础上进一步升高[6]，导致汝箕沟矿区侏罗系煤层具有高变质特征，出现无烟煤，镜质体反射率高达4%，瓦斯含量高，出现16.6万m3/次的瓦斯突出现象。区内断层稀少，资源条件较好，但该区煤炭开采时间已久，采空区大面积分布，不适合进行地面开发。
4结论与建议
（1）宁夏煤层气资源具备一定的开发潜力，宁东与贺兰山含煤区是资源赋存的重点区域；75%的资源量分布在埋深1500m以浅；开发层位主要为1000-1500m的石炭-二叠纪煤层。
（2）韦州矿区煤层气含量较大，资源条件较好，建议在构造和水文地质条件相对简单的区域部署小井组和先导性开发试验，准确获取区内煤层气生产所需的各类参数。在煤种变化较复杂、断裂构造发育区，宜进行与矿井瓦斯抽采相结合的井下煤层气开发方式。
（3）贺兰山含煤区煤变质程度较高，煤对甲烷的吸附能力强，煤层气含量较大，成藏条件好，具有一定的开发前景，可率先在石嘴山矿区选择构造和水文地质条件简单的区域布设煤层气生产试验井，以地面水平井为主。在本区其他矿区可实施少数参数井，准确获取煤层含气量、等温吸附曲线、煤层渗透率、储层压力、地应力、煤储层温度、含气饱和度等储层参数。
（4）侏罗系煤层1500m以深区域可投入一定的勘查工作，以获取相关参数，进一步寻找潜力层位。
参考文献
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据全国资源普查统计, 我国的中药资源种类有12 807种 (含种以下单位) , 其中药用植物有383科、2 309属、11 146种, 占87%;药用动物有395科、862属、1 581种, 占12%;药用矿物有80种, 不足1%。在全国资源普查中还对362种常用药材资源的蕴藏量和产量进行了大致统计。其中320种植物药材的野生总蕴藏量为850万吨, 正常年产量35万吨;29种动物药材中以重量为单位的有26种, 总蕴藏量为23万吨, 动物药材主要来源于野生;而13种矿物药材的储量相对丰富。在全国药材交流会上, 中药材种类一般在800~1 000种, 最高时达1 200种, 常用药材500~600种, 不常用药材约100种, 还有少部分为冷僻药材。
2 全国部分重要产地的中药资源开发利用现状
中药资源的开发原则:合理开发, 有效利用, 寻找新药源, 扩大药用部位, 将“有害”生物转化为新的药物资源。
2.1 安徽来安县中药资源的开发利用
位于安徽省东部的来安县, 药材资源门类齐全, 品种繁多, 蕴藏量大。来安县的丘陵山区是养殖蜈蚣的主要产区, 该县开发利用中药资源的总体布局为:北部丘陵以山茱萸、杜仲、紫丹参、桔梗、山楂、银花、蜈蚣为主;中部岗区以猫爪草、徐长卿、半枝莲、百蕊草为主;素有“鱼米之乡”之称的南部圩区以珍珠、龟、鳖等水生药材养殖为主。
2.2 江苏省地产、地道中药资源的开发利用
目前江苏省地产、地道中药资源主要有:银杏、苏薄荷、自首乌、太子参、白菊花、薏苡仁、茅苍术、夏枯草、宜兴百合、蟾酥、浙贝母、延胡索、珍珠、女贞子、野马追、明党参、番红花、半夏、丹参、白花蛇舌草、荆芥、芡实、板蓝根、蜈蚣、土鳖虫、白僵蚕、鳖甲、龟甲、玉竹、桔梗、杜仲、兴化莳萝、芦荟、三棱、玫瑰花、乌梢蛇。
2.3大别山腹地英山县中药资源的开发利用
英山县位于鄂东北边境, 大别山南麓。该县大力发展传统地道药材, 立足于茯苓、丹参、苍术、天麻、杜仲、厚朴、桔梗的生产, 并根据市场需求, 先后从浙江引进玄参、白芍、菊花、白术, 从安徽引进丹皮等紧缺品种, 均获得成功, 创造了一定的经济效益。
2.4 黑龙江省中药资源的开发利用
全省有药用植物108科, 387属, 627种, 已列入国家药典的就有107种。在低等植物中, 当地有7种地衣、76种真菌具有药用价值, 是我国中药材的主要产区之一。据有关部门统计, 防风、黄柏、刺五加、满山红等产量居全国首位, 人参、苍术、龙胆等居第二位, 五味子、玉竹等位居第三。目前, 该地许多品种如防风、北五味子、刺五加、黄芪、人参、龙胆等的人工栽培已获成功, 从而带动了黑龙江省中草药加工业的发展。
2.5 云南省中药资源的开发利用
据有关资料介绍, 云南省药用植物达6 500多种, 占全国药用植物品种数的51%;药用动物资源有260多种, 其中仅经济价值较高的药用两栖爬行类动物就有21种, 其品种数占全国的72%。真菌、放线菌等药用微生物资源的种类也较为丰富, 仅分离到的放线菌种、属就约占全世界公开报道的50%。云南省地产、地道的中药材主要有:云木香、云黄连、滇龙胆、三七、芦荟、砂仁、当归、附片、人参、西洋参、云茯苓、丁香、红豆杉、青蒿、灯盏花等。部分中药材被研发加工成了中药成药, 如云南白药系列、灯盏花素注射液、螺旋藻等, 市场反响很好。
然而, 云南省对一些药用资源的利用主要以野生采集为主, 部分资源因过度采集, 资源量急剧下降, 甚至面临灭绝。目前云南省药用野生珍稀濒危兽类动物已达30余种, 居国内各省区的前列。
2.6 吉林省中药资源的开发利用
吉林地区的动物、植物、矿物药材达1 000余种, 占全国品种总量的11%。其中, 人参、鹿茸等10余种地道药材的产量居全国之首。由于长白山开发的历史较短, 人为破坏程度较低, 具有生长天然绿色中药材的良好生态环境, 故中药材质量优良, 驰名中外。
2.7 黄山市中药资源的开发利用
安徽黄山市是闻名全国的新安医学发源地, 历史悠久, 名医辈出, 积累了丰富的用药经验。该地中药资源的利用方式主要有三种:一是充分发挥地产药材优势, 开发中成药。临床用地产药材有300种以上, 如雷公藤、白花前胡、 (徽) 白术、 (贡) 菊花、山茱萸、海金沙、蕲蛇等, 并开发出了具有新安医学特色的中成药, 如西园喉宝片、童子虫胶囊、抗萎丸、乌梅冲剂等。二是用作其他轻工业原料。如杜仲可作硬橡胶化工原料, 大血藤、水杨梅可用于纤维工业, 博落回、雷公藤、闹羊花可以用来制造农药等。三是用作观赏植物。如厚朴、辛夷、合欢、女贞、桂花、腊梅花、木芙蓉等药材植物千姿百态, 花开四季飘香, 具有很高的观赏价值。
2.8 广东省中药资源的开发利用
广东出产的名贵广药主要有:巴戟天、高良姜、阳春砂、广豆根、广防已、广藿香、广金钱草、广陈皮、何首乌、肉桂、鸡血藤、鸦胆子、斑口、红花寄生、石蟾蜍、广佛手、化州橘红、广地龙、金钱白花蛇等。其利用方式主要是将常见中药材转化为新药、功能食品、日用品、化妆品、工业品等, 使药材的根、茎、叶、花、果、种子都尽可能得到利用。
3 生物技术在现代中药资源研究中的应用
目前已运用的生物学技术主要有杂交、诱变、多倍体、试管受精、原生质融合、生药培养等。
3.1 利用高新技术进行人工培育
应用重组DNA技术选育抗毒无污染的中药材, 利用动、植物和微生物的基因相互转移技术, 将某些优良性状基因导入本不具备这些性状的植物体内, 达到改良植物品种的目的。比如抗病毒、抗虫害基因的导入, 可以获得抗性植株;导入控制植物次生代谢产物合成酶的合成基因, 可以获得有效成分含量高的植株等。在抗病毒方面, 烟草花叶病毒 (TMV) 的外壳蛋白 (CP) 基因已在烟草中成功表达, 培育出的转基因烟草对TMV表现出明显的抗性, 已用于大面积栽培。
3.2 利用生物技术提高中药材有效成分的产量
如利用转基因植物生产药用蛋白质:将外源基因导入植物的基因组, 人工设计新的植物性状, 在自然条件下表达天然的蛋白质, 并可不断地获取和传代。国外已有不少实验室开展了这方面的研究。一些贵重的生物产品如胰岛素、干扰素、人血清蛋白, 都已能在转基因烟草、番茄、马铃薯、油菜中表达。另外, 利用细胞培养技术可以生产资源匮乏、含量低、化学方法无法合成而活性强的天然次生产物, 即后来的植物基因工程。其主要合成途径如下: (1) 利用细菌或真菌快速合成所需产物; (2) 开展转基因器官培养技术与有效成分生产; (3) 改变代谢途径调控次生代谢物的生产, 比如用改变次生基因关键酶基因来调控次生代谢物的产生。
4 对现代中药资源研究的几点看法
4.1应进一步开展全国中药资源普查, 加强中药资源监测和信息网络建设。保护药用野生动植物资源, 加快药用动植物和栽培品种种质资源库的建设, 建立物种保护信息管理系统。在药用野生动植物资源集中分布区设立保护区, 建设一批繁育基地, 加强珍稀濒危品种保护、繁育, 变野生药材为家养家种, 寻找代用品, 促进资源恢复与增长。
4.2要结合农业结构调整, 建设道地药材良种繁育体系和中药材规范化种植、规模化生产基地, 实施《中药材生产质量管理规范》 (GAP) ;加强道地药材和绿色药材的开发生产, 并开展技术培训, 推广普及栽培、采集、炮制、储存等新技术。
参考文献
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本文在吸收目前国内外吸附解吸仪优点的基础上,改进其不足,提出了新的实验装置,该实验装置可在考虑煤储层应力场与温度场特点条件下,改变三维应力的不同组合进行煤层气吸附解吸实验,为深入研究煤层气吸附解吸机理提供技术支持。
1 实验装置总体结构
为了尽可能模拟煤地下储层环境,首先对煤储层进行受力分析。一般情况下,地下煤储层处于压应力状态,即:垂向上受上覆岩层压力作用,此压力主要由上部岩石重力引起;在水平方向上受水平地应力的作用,该地应力来源于垂向上的上覆岩层压力和构造应力,因在横向上受压而产生[5]。
煤储层随埋深增加,伴随地温升高,仅考虑压力对煤吸附性能的影响是不科学的,须同时考虑温度的影响。通常情况下,地表常温带温度为15~20℃,温度梯度为3℃/100 m[6]。
显然,煤储层处于高温高压环境,储层之间甚至同一储层不同位置的岩石在孔隙结构、渗透率和比表面积等方面表现出差别较大的物性特征。因此,选用固结态的、而不是少量的粉碎状的煤样,且在较高压力和温度条件下进行的实验,才能够代表储层条件下煤岩的实际吸附解吸特征[7],煤层气吸附解吸三维应力实验装置的设计开发实现了这一目标,该实验装置主要由三维应力加载系统、温度控制系统、排水计量系统、高压供气系统、抽真空系统等核心单元组成,实验装置结构示意图及实物图分别如图1、图2所示。
1为甲烷气瓶;2为减压器;3为手动阀;4为孔隙压力表;5为三轴岩心夹持器;6为加热带;7为温度数显控制仪;8为手摇泵;9为围压表;10为轴压表;11为抽真空压力表;12为真空泵;13为水槽;14为量筒;15为温度传感器
1为三轴岩心夹持器;2为温度传感器;3为泵压表;4为轴压表;5为围压表;6为温度数显控制仪;7为水槽;8为量筒;9为抽真空压力表;10为真空泵;11为手摇泵;12为甲烷气瓶;13为减压器
2 核心单元工作原理
2.1 三维应力加载系统
三维应力加载系统主要由手摇泵、三轴岩心夹持装置、轴向加压控制阀及液流管线、轴压压力表、围压加压控制阀及液流管线及围压压力表等组成。实验加载时,加载源手摇泵柱塞前移从而推动泵腔内的液体产生高压,一部分传递到岩心夹持装置的围压腔,岩心胶筒受压变形后会挤压岩心,另一部分则传递到轴向加压液缸,位于岩心上端的柱塞受压则向岩心移动,于是各方向应力可均匀有效的传递给位于中心的圆柱形煤样,实现三维应力加载。三轴岩心夹持装置结构示意图如图3所示。
1为岩心;2为胶筒;3为围压腔;4为围压腔液流入口;5为轴向加压液缸
据试井资料表明:我国煤储层压力梯度下限为2.24 k Pa/m,上限为17.28 k Pa/m[8]。由此规律可推测不同深度下煤储层压力,本系统中轴向应力及围压压力设计范围为0~40 MPa,完全可满足模拟地层条件的需求。
2.2 温度控制系统
为了较全面的研究温度对煤吸附能力的影响,设计实验装置温度测量范围:室温~160℃,此技术指标完全可实现模拟煤储层温度环境的需要。
该温度控制系统主要由温度数显控制仪、温度传感器、控制电路、电加热及保温系统等组成。岩心夹持装置外围设置有电加热及保温系统,通过大功率加热带为夹持器体加热,通过温度控制仪设定,保证实验在给定的温度环境中进行。温度传感器安装在三轴岩心夹持装置的腔体上。
2.3 排水计量系统
采用传统的排水法实现计量,主要由水槽,量筒等组成,通过将产出气体引入水槽,排水至量筒来精确记录气体产量。
2.4 高压供气系统
高压供气系统由甲烷气瓶(纯度:99.99%)和减压设备等组成,可满足注气压力0~10 MPa实验需要。
2.5 抽真空系统
抽真空系统用于实验前对岩心夹持装置中的煤样进行脱气处理。
3 实验
3.1 实验条件
煤样规格:直径50 mm,长度50~100 mm自适应;
实验气体:高纯度甲烷气体(浓度:99.99%)。
3.2 实验项目测试及结果分析
本装置可进行的实验项目很多,因篇幅所限,仅就恒温-不同孔隙压力及升温-轴压卸载解吸实验做阐述。
3.2.1 恒温-不同孔隙压力解吸实验
煤层气的集聚是煤基质孔隙中煤层气压力不断增大的过程,而开采卸压时,煤体中吸附的煤层气会因孔隙压力的降低而发生解吸[[9,10]],孔隙压力与煤层气解吸量和解吸时间存在着密切的关系[[11,12,13,14],所以对它们之间的相互影响规律展开研究,对预测煤层的含气量及防治瓦斯灾害具有参考价值。
本实验设计如下:
煤样实验温度设定在35℃;对实验煤样施加轴压、围压到设定值(轴压7 MPa、围压5 MPa),用真空泵对其抽真空12 h,关闭抽真空阀门,打开高纯甲烷的供气阀门,保持注气压力1 MPa吸附12 h后,关闭甲烷气瓶供气阀门,打开出气阀门,用排水取气法获得不同解吸时间下解吸气体积。采用同样的方法,对同一煤样保持轴压、围压的设定值不变,改变注气压力从原来的1 MPa增加为2.5 MPa、4.2 MPa重复上述步骤,进行吸附、解吸实验。实验结果如图4所示。
从图4可以看出,温度恒定时,孔隙压力越大,煤样吸附甲烷量越多,且随解吸时间的增长解吸量不断增加,最终解吸量趋于稳定;这说明在一定的温度下,随孔隙压力的增大,煤体孔隙结构扩张,吸附甲烷量增加。
3.2.2 升温-轴压卸载解吸实验
煤层气的开采改变了煤层原始的三维应力状态,储层周围的应力场从新分布,压力的变化直接影响着吸附瓦斯的解吸、渗流,同时煤层开采向深部延伸中伴随着地温上升,因此,研究甲烷在不同压力、温度影响下的解吸规律,对煤层气的合理开采具有重要的意义。
本实验中用轴压、围压模拟应力场变化,待煤温升至30℃时,对煤样施加轴压15 MPa、围压7 MPa,抽真空结束后,实施注气,保持注气压力1.58 MPa吸附12 h,然后进行解吸实验,解吸30 min后降低轴压至8 MPa,围压保持不变,然后分别升温至35℃、50℃,每个变化点保持解吸30 min,实验结果如图5所示。
其规律为:恒温过程中随轴压降低,解吸量增加明显,煤样从30℃升至35℃及50℃的过程中,解吸量也明显增加,这一方面说明轴压卸载,原来被压缩加密的孔隙结构有所恢复,增大了煤层气流动路径,使得解吸量增大,另一方面说明随着温度增加,煤吸附气体的能力减弱,使得吸附在煤基质表面的大量气体脱附,变为游离态而解吸出来,导致解吸量增加。
4 结束语
煤层气, 又称煤矿瓦斯, 其主要成分为甲烷。据国内最新一轮评价结果, 全国煤层埋深2 km以浅的煤层气资源量为36.8×1012 m3, 与常规陆上天然气资源量基本相当, 约占世界煤层气总资源量的13%, 其中可采资源量为10.87×1012 m3。一直困扰煤层气大规模利用的主要因素是煤层气中可燃气体浓度太低, 容易使其处于爆炸极限范围之内, 其输送利用的安全性难以得到保证。在矿井抽放的煤层气利用方面, 其CH4体积分数在30%以下的低浓度煤层气数量占60%以上。实验研究和事故案例分析表明, 煤层气等可燃气体爆炸极限不是固定不变的, 它受到许多因素的影响, 其中主要有其他气体的混入、环境压力、环境温度、氧浓度、点火能量等。因此, 研究煤层气利用各工艺过程中不同工况条件下的爆炸危险性, 是非常必要的。
煤层气利用之技艺
深冷液化分离技术
低浓度煤层气深冷液化分离是在低温下利用含氧煤层气中各混合物蒸发温度的不同, 使其中的甲烷和空气分离开, 分离和液化同步进行, 产品为液态天然气 (LNG) , 方便运输和利用。
深冷液化技术的工艺流程主要包括原料气进气压缩、脱酸和脱水净化、制冷与液化分离、LNG的储存等部分。其中制冷与液化分离是其中的核心部分。例如, 西南化工研究设计院的陶鹏万等采用低温法分离CH4的体积分数在50%以下的煤层气时, 增设一个产品气辅助循环装置, 获得95%以上的CH4产品;重庆能源集团投产的低浓度煤层气深冷液化工业化试验装置在-182℃的低温和0.3MPa的低压下可把含氧煤层气的分离和液化同步进行。在深冷液化过程中, 甲烷浓度穿越爆炸极限范围, 而对超低温且有一定压力条件下, 甲烷爆炸特性研究目前尚没有相关报道。
变压吸附 (PSA) 技术
变压吸附分离技术是吸附分离技术的一种实现方式, 是根据吸附剂对瓦斯气体不同组分的吸附能力不同, 并且吸附量随压力变化而变化的物理原理进行分离的。任何一种吸附对于同一被吸附气体即吸附质来说, 在吸附平衡情况下, 温度越低, 压力越高, 吸附量越大。反之, 温度越高, 压力越低, 则吸附量越小。变压吸附技术是以压力的循环变化为分离推动力, 使一种或多种组分得以浓缩或纯化的技术。
变压吸附技术的核心是吸附剂, 吸附剂对组分吸附的选择性决定分离技术的难易程度和经济效益。目前国内外用于分离CH4和N2的吸附剂主要为活性炭、炭分子筛和沸石分子筛。活性炭具有高比表面积, 利用平衡吸附原理可将CH4和N2进行分离, 是国内吸附剂的主要研究对象。重庆大学鲜学福院士认为由于CH4和N2在活性炭上的分离系数太小, 要在循环次数不多的情况下实现将煤矿抽采的瓦斯CH4浓度从30%左右提高到90%还很难。炭分子筛是一种炭质非极性吸附材料, 而沸石分子筛是一种离子型极性吸附剂。利用炭分子筛或天然沸石吸附CH4, 分离N2、O2, 可将CH4的体积分数从20%提高到50%〜95%。
燃烧脱氧技术
燃烧法是利用氧气的助燃性质与可燃物, 如气、甲烷、焦炭等反应, 生成水、二氧化碳等产物除去, 脱氧程度较为彻底, 但过程中伴随原料的损失和废气的生成。燃烧脱氧分为非催化脱氧和催化脱氧。非催化脱氧即煤层气通过燃烧反应器与炽热的焦炭层或氢气在高温下发生化学反应, 生成水和CO2等产物而除去, 同时原料气会发生损耗。催化脱氧利用铂、钯等贵金属或钙钛型复合金属氧化物等作为催化剂, 甲烷与氧在催化剂床层中反应, 生成CO2和水, 同时少量的甲烷发生裂解产生炭和氢气, 裂解产生的炭和氢气又与氧反应, 有效除去煤层气中的氧。其基本工艺流程为常温原料气与高温产品气混合进入脱氧燃烧反应器进行脱氧, 此处所混合的高温产品即为经过一次脱氧换热后返回的气体。混合高温产品气的目的是为了预热常温原料气和降低反应器入口的氧气浓度。常温原料气脱氧后, 经过换热器进行冷却, 所得冷却后的产品气再与一部分常温原料气进行混合后进行加压, 再经过深冷液化过程, 最后进入储罐进行储存。
煤层气利用之安全
煤层气发生爆炸事故必须同时具备三个条件:常温常压下, 甲烷浓度在5%〜16%范围内;氧气最低浓度为12%;具有一定点火能, 最低为0.28m J。煤层气利用时必须考虑其安全性, 即可燃气体浓度必须在爆炸极限范围以外。
在煤层气利用各工艺过程中, 工况条件各不相同, 原料气为低浓度煤层气, 且其中含有10%〜14.5%的氧气。工况条件的改变, 主要是环境温度和环境压力的升高, 使得甲烷的爆炸下限降低、上限升高, 爆炸极限的浓度范围明显变宽, 且高温高压两者耦合的影响要比单一因素对瓦斯爆炸极限范围的影响更大。煤层气利用各工艺过程均存在不同程度的温度、压力变化, 环境条件的改变, 会使工艺过程的爆炸危险性增大, 这使得低浓度煤层气的安全利用面临严峻的考验。
高压环境对甲烷爆炸极限的影响
在高压情况下, 甲烷爆炸上限UEL会发生变化, 一般都是升高。在确定的压力和温度条件下, 甚至只有小的压力升高, 可燃范围都会明显增加。在深冷液化、变压吸附富集过程以及提纯后液化得到LNG的过程中, 甚至煤层气的输送过程都会要求有较高的压力, 这样就可能使工艺过程中的瓦斯浓度进入变化后的爆炸极限内, 具有爆炸危险性。经试验研究证明, 初始压力对甲烷爆炸上限影响较为明显。
高温环境对甲烷爆炸极限的影响
由于物理化学中阿累尼乌斯公式可知化学反应与温度有很大关系, 混合气体的环境温度越高, 化学反应速率越快, 甲烷的爆炸极限范围可能会变宽。晨晓霓等利用热力学第二定律, 稳定系统熵的变化定律推算得到在初始温度变化的情况下甲烷爆炸上限和爆炸下限的计算公式, 见式 (1) 和式 (2) 。
式中, T是爆炸性气体的最低引燃温度和室温的差值;Q为气体燃烧的低热值;K为平均反应率;N为每一分子可燃性气体完全燃烧时所必需的氧分子数;cp1、cp2为25℃~645℃时爆炸性气体和空气的定压比热容;a为与反应浓度有关的爆炸反应率的校正系数。在低浓度煤层气提浓技术中, 尤其在燃烧脱氧的工艺流程中, 设备中的环境温度会大幅提高, 在反应中会消耗掉一部分甲烷, 甲烷的浓度可能会进入爆炸极限范围内。
安全对策及措施
1.点爆甲烷的能量要求很小, 在煤层气利用等工艺过程中必须采取有效的防雷电、防静电积累等措施, 避免雷击或静电积累引起爆炸。
2.环境温度及环境压力对甲烷爆炸极限有明显影响, 为了防止加压、液化等工艺过程中发生爆炸危险, 须通过精确计算及实验测定确定环境条件改变后的爆炸极限, 进而控制各工艺过程中的压力和气体温度。
3.整个工艺流程中须配置安全保障系统, 把灾害控制在最小范围内。在低浓度煤层气输送及利用工艺流程中, 需在管道上安装被动或主动式隔 (抑) 爆装置, 防止系统过程中发生爆炸, 保障输送系统和生产系统安全。
【煤层气开发现状及进展】推荐阅读：
煤田测井中煤层的定性及定厚解释方法应用09-06
