沁水煤层气开采与集输
煤层气开发——第7章 煤层气集输
第二节 煤层气的矿场集输
（1）枝状管网 枝状管网形同树枝状，它有一条贯穿于气田的主干线将分布在干线 两侧气井的煤层气通过支线纳入干线，由干线输至集气总站或加气站。 该集气管网适于长条状煤层气田，煤层气田即采用这种管网布局。 （2）环状集气管网 环状集气管网是将集气干线布置成环状，承接沿线集气站的来气。 在环网上适当的位置引出管线至集气总站。这种集气流程调度气量方便， 气压稳定，局部发生事故时影响面小。一般用于构造面积较大的气田。 （3）放射状集气管网 放射状集气管网适用于井位相对集中的气田。按集中程度将若干口 气井划为一组，每组中设置一个集气站，各井煤层气通过来气管线纳入 集气站。该管网布局便于煤层气和污水的集中处理，也可减少操作人员。
图7-2 V型流量计节流装置示意图
第三节 煤层气的矿场集输工艺
3) 单层产量计量 许多煤层气井有多个产气层位，为了改善生产管理，不仅要测 量每口井的产气量、产水量和井口压力，在可能的情况下，还应该 计量每一产层的产气量和产水量。单层产气量计量的方法之一是， 当气井所有产层的产气量达到比较稳定时，用桥塞堵住下一个产层， 当产量再次达到稳定值时，两者之差即为该产层的产量。这种方法 适用于评价井或观察井，一般不适用于大规模开发的气田。 美国研究了根据产出气或产出水的成分的变化来估算不同产层 产量的方法。在黑勇士盆地的试验表明，根据产出气成分的变化来 估算产层产气量是不成功的，但根据产出水的化学成分的变化，测 算产层的产量有一定的可行性。
第三节 煤层气的矿场集输工艺
一、计量
为了改善气井管理，需要对每口井的产气量、产水量、压力、温 度进行计量。对于多层位的产气井，还应对每一产层的产量进行估测。 1）水计量系统 常用的水计量方法有3种：正排量流量计、涡轮流量计和计量桶。 正排量水流量计容易被细小的煤粒、砂、粘土堵塞，造成计量误差。 涡轮流量计通常安装在泵的出口处，其计量精度高于正排量流量计， 但在间隙流、气水两相流及水中有杂质的情况下，易受损坏，或产生 较大的计量误差。正排量流量计和涡轮流量计的计量精度随入口压力 的提高而增加。在美国的黑勇士盆地，最常用的水计量方法是一种标 定容器，也称计量桶。这种容器的容积一般为18.925dm3(5加仑)，用 于井口收集产出水，并记录容器装满水所需的时间，由此换算成每日 产水的桶数。
沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识
沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识田炜;王会涛【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)006【摘要】近年来,中国的煤层气产业出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要原因.为此以沁水盆地煤层气开发现状为依据,从资源的可动用性、勘探评价程序的合理性、煤层采出水与注入水的利弊、煤层气开发井型等4个方面对高阶煤煤层气开发进行了深入分析,并得到4点新认识:①我国煤层气资源评价的核心是可动用性;②煤层气资源动用的决定因素是“三性”(解吸性、扩散性和渗透性);不同区块“三性”指标的优劣有所不同,这也表明不同区域制约煤层气高产的主控因素各不相同,既有单因素的,也有多因素耦合的结果;③要辩证看待“水力压裂”对煤层的改造与伤害,针对煤层“三性”短板特性的改造方式是提高煤层气单井产量的关键;④水平井是煤层气田高效开发最重要的手段之一,需要针对不同煤岩特点开展井型与无污染完井方式联合攻关.【总页数】7页(P117-123)【作者】田炜;王会涛【作者单位】中国石油华北油田公司;中国石油华北油田公司【正文语种】中文【相关文献】1.沁水盆地南部高阶煤煤层气井压裂效果关键地质因素分析 [J], 胡秋嘉;李梦溪;乔茂坡;刘春春;刘世奇;樊彬;桑广杰;闫玲2.沁水盆地高阶煤层气勘探开发实践与思考 [J], 赵贤正;朱庆忠;孙粉锦;杨延辉;王勃;左银卿;申建;穆福元;李梦溪3.沁水盆地南部高阶煤层气成藏规律与勘探开发技术 [J], 赵贤正;杨延辉;孙粉锦;王勃;左银卿;李梦溪;申建;穆福元4.华北油田高阶煤煤层气勘探开发关键技术获突破 [J], 张立5.沁水盆地南部煤岩储层天然裂缝有效性及对煤层气开发的影响 [J], 史今雄;曾联波;谭青松;王继鹏;张云钊;李宏为因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
沁水盆地晋城斜坡煤层定向施工新思路
沁水盆地晋城斜坡煤层定向施工新思路沁水盆地煤層气资源丰富，是我国第一个煤层气商业开发效果较好的区块。
华北油田在该区块完成多口分支水平井，但分支水平井产量一直未达到预期效果，且施工难度大，卡钻、断钻具事故频传，为了探索分支水平井开发煤层气的新技术，在对煤层气水平的实施工艺和效果进行了深刻剖析后，对其轨迹控制技术难点和关键技术的新思路进行讨论，并得出几点认识。
标签：煤层气羽状分支井;工艺简介;新思路随着能源形势的日趋严峻，近些年煤层气的开采利用逐步得到各国的重视。
中国煤层气钻井技术起步较晚，长期以来基本沿用国内常规油气钻井技术，到目前为止，我国煤层气产业仍处于产业化初期阶段，开发利用程度还处于低位。
要实现我国煤层气的大规模发展，除了急需对我国煤层气储量进行新的勘探外，还需要对特殊地质条件的钻井、完井、排采等关键技术进行攻关，多快好省的进行煤层气的钻采开发。
由此激发了我从职业角度对煤层气羽状分支井轨迹控制新思路的探索。
1、煤层气多分支水平井施工工艺简介煤层气多分支水平井是集钻井、完井与增产措施于一体的综合钻井技术。
由于需要本文只介绍钻井及部分完井措。
施所谓多分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，同时在距主水平井井口200 m左右处钻一口直井与主水平井眼在煤层内连通，用于排水降压采气之需要，（1）直井及洞穴技术直井一开井段用311.1 mm钻头钻进，钻穿基岩风化带15 m后，下244.5 mm 表层套管，封固地表疏松地层，下表层套管固井，固井水泥返至地面。
二开井段用215.9 mm钻头钻进，钻穿目的煤层底界以下50-60 m完钻。
下人177.8 mm生产套管固井，其中煤层段下玻璃钢套管，注水泥封固至地面。
为了实现水平井与直井在煤层中成功对接并且建立气液通道，需要在直井的煤层部位造一洞穴，洞穴的直径一般为0.5-1.5m，高为2-4m。
目前主要有水力造穴方式、机械工具造穴方式和爆破造穴方式。
往复式压缩机在沁水盆地煤层气地而集输中的应用
石 油 规 划 设 计
２１年３ ０２ 月
薛 岗引 郭 简 刘 明垫’ 许 茜’ 付 雯婷 ’
（ ． 安长庆 科技 工程 有限责 任公 司 ；２ 北油 田煤层 气分 公 司 ） １西 ． 华
薛 岗等 ．往 复 式压 缩 机 在沁 水盆 地 煤 层气 地 面集 输 中的 应 用．石 油 规划 设计 ，２ １ ，２ ０ ２ ３（２）：４ ８～５ Ｏ
鉴于煤层气 的生产特点 ：入 口压力和流量变化 范 围较大 ，出 口压力高 ，压 比高 （ 单级压 比要求在 ３以上 ） ，单机排量小等 ，往复式压缩机无论从适应 性 、操作灵 活性 、运行调配性 、建设投资和供货周 期等方 面都 比离 心式压缩机更能适应煤层气 的操作
第２ ３卷
第 ２期
石 油 规 划 设 计
４ ９
地 面开 发以直井为主 ，辅 以水平井 ，直井煤层 气产量为 ２ ０ ５ ０ ｍ ／ ， ０ ０ 水平井煤层气产量约为 ０ Ｏ ｄ ２ ０ ｍ ／，井 口压力在 ０２ ． Ｐ 。煤层气 中ｃ ０Ｏ ０ ｄ ． ０ Ｍ ａ ５ 含量在 ９ ％以上 ，Ｃ和Ｃ ｚ ６ ： Ｏ含量一般在 ｌ ％以下 ，不 含 Ｈ：、Ｃ及 以上 的重 烃 。 Ｓ ，
１２ 地 面 集 输 工 艺 特 点 ．
输气量 和压力波动适应 范围小 ，流量压力波动对机 组 的效率影 响较大 ，低输量下易发生 喘振工况 ，更 适合于长输管道长 时间稳定工况下运行 。但是 ，单
机功率较高 ，一般单机功率在 ３ ０ ｋ 以上 ，甚至 ０Ｗ ５
达到几十兆 瓦。
樊庄地 面集输 采用了 “ 口、采气管 网、集气 井 站 、中央处 理厂 、外输 ”的总工艺流程和 “ 排水采 气 、低压集 气 、井 口计 量 、井 间串接 、站场分离 、 两地增压 、集 中处理 、无线传输 、数字管理 ”等煤 层气地 面工 艺技术 。
山西沁水盆地煤层气将进西气东输工程
完 善 宏 观 管 理 体 制 。尤 其 是 制 定 “ 对 气 候 变 化 法 ” 和 提 升 应
应 对 气 候 变 化 主 管 部 分 的权 威 和 协 调 能 力 。 二 是 建 立 低 碳 发 展 的 长 效 机 制 ，制 定 有 序 发 展
的 瓶 颈 ， 千 方 百 计 ， 破 解 难 题 ， 实施 节 能 降 耗 ，推 广 新 能
输 管道 的连接 通道 ，将 沁水盆地 婚 Ｉ 层 气集 中起 来直接输 向市场。 山西省 煤层 气行 业协会 相关 负
责人称 ， 山西省 沁水盆 地煤层 气进 入西 气东输 管道是 最为 经济合理 的 种利 用方 式 ，不仅加 快 了沁水盆 地 煤层 气 的开发 步伐 ，使 煤 层气的 利用 更为经 济合理 ， 而且使西 气东
第３ 卷 ０
第４ 期
山西 煤 炭 Ｓ ＨＡＮ ＸＩ ＣＯＡＬ
２ １ 年４ ０ ０ 月
Ｖｏ１３Ｏ ． ＮＯ ． ４ Ａｐｒ ２０１ ． ０
资 金 保 障 ，致 使 这 些 地 区 心 有
采访札记
温 室 效 应 ，全 球 变 暖 ，严
余 ，力 不 足 ，低 碳 经 济 建 设 的
气 输 气 管 道 ，并 连 接 西 气 东 输 管
道，实现年输３ ０亿ｍ煤 层气。 。
山西 省 煤 层 气储 量 约 为 １ ７ 亿 ０７
ｍ ， 占全 国 总量 的 １３ 目前 抽采 ／，
量不 超过 ２ 亿 ｍ Ｏ 。 随 着 山 西 省 煤
了 全 新 的 内容 提 到 了 重要 议 事
说 其 熟 悉 ，是 因 为 低 碳 经 济 作 为 一 种 概 念 已被 提 出 了 多年 ；
煤层气集输工艺流程设计
煤层气集输工艺流程设计下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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煤的煤层气开采与利用
煤的煤层气开采与利用煤层气是指在煤矿开采过程中，由于地下煤层内煤体的热解和气体吸附释放而形成的一种可燃气体。
它是一种清洁能源，具有广泛的应用前景和巨大的经济价值。
本文将从煤层气的开采技术、利用途径和发展前景等方面进行探讨。
一、煤层气的开采技术煤层气的开采技术主要包括钻井、煤层气抽采和煤层气集输等环节。
首先，通过钻井技术进入煤层，获取煤层气的信息。
然后，利用煤层气抽采技术，将煤层气从煤层中抽出。
最后，通过煤层气集输技术，将煤层气输送到使用地点。
目前，煤层气开采技术已经相对成熟，但仍存在一些挑战。
例如，煤层气抽采过程中会产生大量的煤层水，对环境造成一定的影响。
因此，如何有效处理煤层水成为煤层气开采过程中的一个重要问题。
二、煤层气的利用途径煤层气的利用途径主要包括发电、供热和化工等领域。
首先，煤层气可以用于发电，通过燃烧煤层气产生蒸汽驱动发电机发电。
这种方式不仅能够提供电力，还能减少对传统煤炭资源的依赖，减少环境污染。
其次，煤层气还可以用于供热。
煤层气的热值高，可以作为供暖燃料使用。
这对于一些寒冷地区来说，是一种非常有效的供热方式。
同时，利用煤层气供热还可以减少对天然气等传统能源的需求，提高能源利用效率。
此外，煤层气还可以用于化工领域。
煤层气中含有丰富的甲烷等有机物，可以作为化工原料进行加工利用。
例如，可以通过甲烷制取合成气，再进行合成氨、合成甲醇等化工产品的生产。
三、煤层气的发展前景煤层气的发展前景十分广阔。
首先，煤层气是一种清洁能源，相对于传统煤炭资源的开采和利用，煤层气的碳排放量要低得多。
因此，煤层气在应对气候变化和保护环境方面具有重要意义。
其次，煤层气的储量丰富。
中国是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，煤层气的储量也非常庞大。
据统计，中国的煤层气资源储量约为3000亿立方米，占全球总储量的30%以上。
这为煤层气的开采和利用提供了巨大的潜力。
另外，煤层气的利用还能够促进地方经济发展。
煤层气开采和利用需要大量的投资和人力资源，可以带动当地就业和经济增长。
煤层气开采与集输工艺研究
煤层气开采与集输工艺研究煤层气，又称为煤层甲烷，是一种非常规天然气，其主要成分为甲烷。
煤层气的开发利用对于能源安全、环境保护以及气候变化等方面具有重要意义。
然而，煤层气开采与集输工艺的研究仍面临许多挑战，如低渗透性、水气共存、地层复杂等多方面问题。
本文将探讨煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题，并提出可能的改进途径。
近年来，国内外学者针对煤层气开采与集输工艺进行了广泛研究。
在开采方面，主要有水力压裂、注气增产等工艺技术。
其中，水力压裂通过将高压水流注入煤层，使煤层产生裂缝，从而提高煤层气的产量。
在集输方面，主要有管道输送、压缩天然气（CNG）输送等技术。
管道输送具有高效、节能、安全等优点，但建设成本较高；CNG输送则适用于远距离运输，但压缩效率较低。
然而，煤层气开采与集输工艺在实际应用中仍存在诸多问题。
水力压裂虽然可提高产量，但易导致煤层过度压裂，影响煤层稳定性。
管道输送过程中易出现泄漏、堵塞等问题，需要加强维护管理。
CNG输送的压缩效率较低，导致运输成本较高。
本文采用文献综述和实验研究相结合的方法，对煤层气开采与集输工艺进行研究。
收集国内外相关文献资料，系统梳理煤层气开采与集输工艺的研究现状及存在问题。
然后，设计并进行集输工艺实验，通过模拟不同工况条件下的集输过程，对管道堵塞、泄漏等问题进行检测和评估。
实验过程中采用先进的测量仪器，确保数据的准确性和可靠性。
运用统计分析方法对实验数据进行处理和分析。
实验结果表明，在煤层气开采过程中，水力压裂可显著提高煤层气的产量，但同时可能导致煤层稳定性的降低。
集输过程中管道易发生堵塞和泄漏，严重影响集输效率。
针对这些问题，本文提出以下改进途径：优化水力压裂技术，控制压裂液的成分和注入量，以减少对煤层的损害，提高煤层稳定性。
加强管道维护管理，定期进行巡检和检测，发现泄漏、堵塞等问题及时处理。
结合CNG输送技术，提高压缩效率，降低运输成本，适用于远距离运输。
沁水盆地煤层气地面集输工艺实践与认识
Ｐ ｒ ａ ｃ ｔ ｉ ｃ ｅ ａ ｎ ｄ Ｉ ｎ ｓ ｐ ｉ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｃｏ ａ ｌ ｂ ｅ ｄ Ｍｅ ｔ ｈ ａ ｎ ｅ Ｓ ｕ ｒ ｆ ａ ｃ ｅ Ｇａ ｔ ｈ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ ａ ｎ ｄ
ａ ． 其中地面 系统共建采 气井 ２ ２ ０ ０余 口、集气 站 １ １ 座 ，中央处 理 场处 理 规 模 ３ ． ０×１ ０ ｍ ／ ａ 。经 过
几年的开发对沁水煤层气 田有如下认识。 （ １ ）“ 四低”气藏特征显著
沁水盆地煤层渗透率 ０ ． Ｏ １ ｍ Ｄ～ ０ ． １ ｍ Ｄ ， 平均解 析压力 ２ Ｍ Ｐ ａ 左右， 井 口套压 ０ ． １ Ｍ Ｐ ａ一 ０ ． ２ Ｍ Ｐ ａ ， 直
３ ．西安长庆科技工程有 限责任公 司 ，陕西
７ １ ０ ０ ２ １ ）
摘
要 ：本 文介 绍 了华北 油 田煤层 气分 公 司在 山西沁 水盆 地所 属 区块开 发过程 中 ，高阶煤层 气田
的特 点及 地 面工 程建设 所 遇 的难点 ，提 出了煤层 气地 面 工艺技 术存在 问题 及 下步 攻 关方向 ，希 望 能够对 我 国煤层 气进 一 步 大规模 开发起 到借 鉴 意义 。
ｔ ｏ ｃ ｏ ａ ｌ ｂ ｅ ｄ ｍｅ ｔ ｈ ａ ｎ ｅ ｌ ａ ｒ ｇ ｅ—ｓ ｃ ａ ｌ ｅ ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎ ｔ ｎ ｔ ｈ ｅ ｆ ｕ ｔ ｕ ｒ ｅ ．
Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ ：Ｑ ｉ ｎ ｓ ｈ ｕ ｉ ｂ ａ ｓ ｉ ｎ ；ｃ ｏ ｍｂ ｅ ｄ ｍ ｅ ｔ ｈ ａ ｎ ｅ ；ｓ ｕ ｆ ｒ ａ ｃ ｅ ｅ ｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｉ ｒ ｎ ｇ ；ｇ ａ ｔ ｈ ｅ ｉ ｒ ｎ ｇ ａ ｎ ｄ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｐ ｏ ｒ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ
沁水盆地煤层气勘探开发回顾与展望
中国煤层气
ＣＨ Ａ Ｃ０ＡＬＢＥＤ Ｍ匝 ＡＮＥ ｍ
Ｖｏ ． １７ Ｎｏ． ６ Ｄｅ ｅ ｅ ． Ｏ１ ｃ ｍｂ ｒ ２ ０
沁水盆地煤层 气勘探 开发 回顾 与展 望
赵 贤正
（ 副总经理 ，中国石油华北油 田分公司 ）
发展新 能源是 保 障国家 能源安 全 的一 项 战略举
局 ２２ １ 队在湾里构造完成 的第一 口石油勘探井湾 １
井 ，该 阶 段 未 发 现 油 气 藏 ，其 结 论 是 缺 乏 生 烃 条
件。
晋 １ 、１ 、１ 、１ 、１ 共 ５口井和晋 —１ —２ —３ —４ —５
试 ２ 、４三 口评 价井 ，在郑 庄 区完成 晋试 ６ 价 、３ 评 井和晋 试 ５ 探井 的钻探 ，并 对晋试 １ 预 井组 进 行试
４ ０ 。１９ ～１９ ，在樊 庄 区完 成晋 试 １ ２ ０方 ９ ８ ９９年 井组
一
第一阶段 （９７ ９５ ） １５ ～１７ 年 ：以古生界为对象
的石 油地质 普查 阶段 ，此 阶段 进 行 了 １ ２ ：０万 区域 地质 调查 及 石 油 地 质 普 查 ，１６ ９２年 由 山西 省 地 质
业开发 的 区域 主要位 于 沁水盆 地南部 中国石油矿 权 区 ，面积 ５ ６ ｋ ２ １９ ｍ ，煤 层气 资源量 １０ 万 亿 ｍ 。 ．８ ３
行井组试采开发试验 ， 基本获得成功 。中联煤层气 有 限 责任 公 司于 １９ ９７～１９ ９９年 ，在 工 区及 周 围先
后施 工煤 层 气参 数 井 和 试 验井 ６口 （ Ｌ一０ ２ Ｌ Ｔ ０ 、Ｔ
Hale Waihona Puke 采 ，取得 成 功 。２ ０ 又对 晋试 ２ 、４ 、６井 ００年 、３ 、５
山西沁水盆地煤层气勘探方向和开发建议
山西沁水盆地煤层气勘探方向和开发建议叶建平1,2 彭小妹1 张小朋3(1.中联煤层气有限责任公司 2.中国煤炭学会煤层气专业委员会 3.中原油田井下特种作业处)摘 要:通过研究近几年沁水盆地煤层气的资源、地质、储层成果,剖析山西组3号煤层和太原组15号煤层性质差异及其根源,分析煤层气勘探开发生产状况,进一步论述了当前沁水盆地煤层气勘探开发所存在的问题,认为沁水盆地是我国煤层气勘探开发投入工程量最多、研究程度最高、产量最大的盆地。
提出沁水盆地已经具备作为整装特大型天然气田开发的条件,应该集中力量加快3号煤层煤层气勘探力度,积极研发15号煤层煤层气开发技术,争取到“十二五”末,煤层气探明储量达到8000亿m 3,建成年产量50亿m 3煤层气生产基地。
关键词:沁水盆地煤层气田煤层气勘探开发Exploration Orientation and Development Proposal of C oalbed Methanein Qinshui Basin of Shanxi ProvinceY e Jianping 1,2,Peng X iaomei 1,Zhang X iaopeng 3(1.China United C oalbed Methane C orporation Ltd. 2.C oalbed Methane S pecializedC ommittee ,China C oal S ociety 3.Downhole Service C om pany of Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau )Abstract :The authors think that Qinshui Basin is the cradle of China ’s C BM exploration and development and is als o the largest C BM production basin in China ,where we conducted m ore research and made m ore en 2gineering w ork of exploration and development ,after studying C BM res ources ,geological conditions ,reserv oir achievements in Qinshui Basin in the recent years and analyzing the differences and s ource between coal seam 3of Shanxi formation and coal seam 15of T aiyuan formation and the condition of C BM exploration ,develop 2ment and production.We should focus on accelerating and intensifying the exploration of coal seam 3,im prov 2ing the proportion of C BM proven reserves and actively making research and development on C BM development technology ,and finally realize the development of tw o main coal seams in the same pace.It is estimated that C BM proved reserves shall reach 800billion cubic meters and construct the C BM production base with the an 2nual production v olume of 5billion cubic meters by the end of “the twelfth 2five Y ear Plan ”.K eyw ords :Qinshui basin ;C BM field ;C BM ;exploration and development1 问题的提出山西沁水盆地拥有全国十分之一的煤层气资源,拥有四分之一煤层气矿权登记面积,拥有90%探明地质储量,现有产气量占全国煤层气产量的93%。
沁水县煤层气产新新业发展情况
一 县情概况 二 煤炭产业发展情况 三 煤层气产业发展情况 四 “十二五” 末煤层气发电机和压缩机市场预测
一 县情概况
沁水县地处山西省东南部，晋城市西北 端， 全县面积2676平方公里，辖14个乡镇，总人口 21万， 煤炭、煤层气、农业、旅游等资源得天 独厚。2010年，全县地区生产总值100.1亿元， 财政总收入22.2亿元，呈现高速发展势头。
煤层气产业发展情况
2、 煤 层 气 液 化
现有3家煤层气液化企业投入生产，进入 商 业化运作阶段，日处理煤层气155万方/天。规划 和在建煤层气液化项目有7家，处理能力达到355 万方/天。预计在“十二五”末，煤层气液化能力将
达到510万方/天。
煤层公司
煤层气产业发展情况
液化）
山西顺泰能源公司
（煤层气
煤层气产业发展情况
液化）
（煤层气
沁 水 新 奥 燃 气 公 司
煤层气产业发展情况
3、煤 层 气 压 缩 现有煤层气压缩站7个，日处理煤层气
101 万方/天，其中有91万方/天的压缩能力隶属于
各 煤层气开发企业。
煤层气产业发展情况
压缩）
（煤层气
蓝焰公司压缩站
二 煤炭产业发展情况
全县含煤面积2500平方公里，占国土总 面积的93%，地质储量269.52亿吨，探明储 量111.24亿吨，占全省的18%。全县共有煤矿 21座，规划生产能力1755万吨，其中，生产矿 井7座，生产能力675万吨；基建矿井14座，规 划生产能力1080万吨。“十二五”末县域内煤矿 数量达30个，年产煤炭可达3500万吨以上。
2010年我县煤层气地面抽采量达14.23亿 方， 煤层气液化10万吨，煤层气压缩3亿方。
晋城煤业集团沁水蓝焰煤层气公司开发与利用
煤 气排果
Ｊ 针 １
，
、
，
一
・
罢 气利用情况 煤层气现 已广泛用于发 电、民用燃气与采暖、汽车燃料、工业燃料等领域。
蓝
煤层气发 电：晋城煤 业集 团利用亚行贷款的 １ 万 ｋ 煤层气发 电厂正在加紧建设 ，建成后将 ２ ｗ 规 模最大的煤层气发电 厂，年耗气 １ ． ８亿 ｍ 年发电量 ７２ ｋｈ ３ ， ． 亿 ｗ 利用寺河矿井下抽采瓦斯、装机 万ｋ ｗ的瓦 斯发 电试 验 厂 已于２ 年建 成 投运 。 至２ Ｏ 年底 ，该 电厂 累计发 电 ３ ３ 亿 １ Ｏ Ｏ ５ Ｏ ．１
维普资讯
圈畦
Ｊ
Ｌ
川
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叫 场
等２ ６ ． 万户居 民供 应清 洁 ，高效 、 安全 的煤 层 气。 ２ 年 ，供气 量 ９ 万 Ｉ ：随着 寺 问压 缩 ０ ０ ５ ０ ｌ ５ ｌ 站 ．胡底压缩站的建成 以及与香港中华煤气国际有限公 司合资建设煤层气液化项 目的投运，公 司的 日总供气能力将达到 ９ 万 ｍ ０ 。与此同时，由公司通往晋城煤业集团和晋城市的煤层气输送管道工程 经国家发改委批准立项，已于今年５ 日开工建设，煤层气的供气方式将变为以长输管 线＿主。 月２ ７ 为 ３ Ｎ 清洁能源汽车：截至目前，晋城 市已经装 Ｃ Ｇ 、ｃ Ｇ Ｎ 汽车 １ ０ 多辆，年用气 ５ ０ ０ ０ 多万Ｉ。太原 ０ ｌ ｌ 市 已有 ２０ ０ 多辆公交车改装 为ＣＧ汽车。据测算，汽车每使用 １ Ｎ 煤层气代油至少可节约 ２ ｍ 元以上。 同时，汽车尾气的污染问题将得 以彻底解决 ４ ，燃气锅炉代替燃煤锅炉：在晋城煤业集团现己新安装燃 气锅炉 ２ 台、总蒸发量 １ ２ ／ ，年 ３ ｈ ３ｔ 耗气 １ 万ｍ。全部改为燃气锅炉后 ，年耗气约 １ ｉ ０ ５０ 亿ｌ ｔ ５ 、工业用气：目前，已实现向晋城市陶瓷、玻璃等生产企业提供工业燃料，年用气 ５ ０ ｍ 万 ３ 并计划向阳城 电厂供气，以煤层气代替重油助燃 ，年用气 ３ ０ 万ｍ 左右。 ０ ０ 综合效益 开发利用煤层气取得 了明显的综合效益 ，具有广阔的推广应用前景 中央电视 台 “ 焦 点 ｜谈”栏 目以 “ ‘ 方 变 杀手’为 ‘ 帮手… 为题，报道 了晋城煤业集团煤层气开发利用情况， 曾庆红 副主席 、华建敏国务委 员等领导经过实地考察 ，对公 司煤层气抽采利用的成功做法给予了高度评价 。 前景与展望 按照晋城煤业集团 “ 十一五”发展规划，到２ １年，沁水蓝焰煤层气公 司煤层气井 ０ Ｄ 达到 ２０ ０ ０口，年抽采煤层达到 １ 亿 ｍ，将建成国内规模最大的煤层气生产基地 与此配套，公司还 ５ ’ 将建设 ３ 万 ｍ ｄ ０ 的煤层气液化项 目，并规划建设煤层气输送管道，接入西气东输管道 ，实现煤层气 ／ 调峰和远距离运输，更加合理、高教地利用 瓦斯 与此同时，还将积极探索煤层气利用的新途径 ，使 煤层气更加广泛应用 于发电、民用、工业、汽车燃料及化工等项目，长期以来一直困扰和威胁煤矿安 全和矿工生命 的瓦斯正在变成宝贵的财富【
沁水盆地马必东区块马66井区煤层气赋存特征
中国石油天然气股份有限公司自1994年以来，一直在沁水盆地开展煤层气勘探工作。
其中，华北油田分公司从2006年开始在沁水盆地南部的樊庄、郑庄、马必东等区块开展煤层气勘探开发，亚美大陆煤层气有限公司（外方公司）负责马必合同区块的煤层气勘探评价工作。
马必东区块所属勘查项目名称为“山西沁水盆地马必东地区煤层气勘查”，许可证号为“0200001630058”，勘查面积为2404.89km ，有效期自2016年2月21日至2018年2月20日，矿业权人为中国石油天然气股份有限公司。
1 沁水盆地煤层气勘探开发以往工作1.1 郑庄区块以往工作1）第一阶段：探明郑庄区块晋试7井区3号煤煤层气储量1999年，郑庄区块钻探了晋试5井，2000年5月对该井33号煤进行排采，日产气2903-3085m 。
同年，在郑庄北部钻3探了晋试6井，3号煤层最高日产气3277m 。
2004—2006年钻探了晋试7、8、9、10、11、12、13 7口井，对各井的3号煤层进行了煤层气排采。
2007年，晋2试7井区3号煤层探明煤层气含气面积74.14km ，地质储量3107.21×108m 。
2）第二阶段：扩大郑庄区块3号煤煤层气储量规模2007年在郑庄区块钻探了郑试14、15、19、27、30、31、38、39 8口探井。
2008年在郑庄东部钻探了35口评价井，对郑试27等20口井的3号煤层进行排采。
2009年5月，2郑庄区块东大井区3号煤层探明煤层气含气面积228.79km ，3地质储量384.57×108m 。
2010年加快了郑庄西部的勘探步伐，钻探了郑试64等33口评价井，对郑试64等23口井的3号煤层进行排采。
2010年12月，在郑庄区块里必井区3号煤层探明煤层气含气23面积179.26km ，地质储量308.49×108m 。
3）第三阶段：整体评价郑庄区块15号煤煤层气在进行郑庄3号煤勘探开发过程中，发现15号煤也广泛分布。
沁水煤层气开采与集输
沁水煤层气开采与集输孙建梅概要：对沁水煤层气的地质、开采、集输做一分析，集各家之所长，对现状做一总结。
一、煤层气储量沁水盆地总面积2.7万平方公里，煤层气总资源量为3.97万亿立方米，占全国总量的10.8%，其中1000米以浅的煤层气资源量为1.9万亿立方米。
二、沁水地区的地质及煤层结构沁水盆地为中生代末形成的构造盆地：元古界、太古界为盆地基底；古生界、中生界组成盆地的构造层，包括震旦系，寒武系，奥陶系，上石炭统，二叠系，三叠系及局部残存的侏罗系；新生界不整合覆盖于盆地之上。
盆地最深处奥陶系顶面深约2500米。
沁水盆地东为太行隆起，西为吕梁山隆起，南有中条山隆起，北有五台山隆起。
构造面貌整体为一近南北向大型复式向斜，地质构造相对比较简单，仅在盆地边缘发育一些较大规模的断裂，断裂以北东、北北东和北东东向高角度正断层为主，内部以刺激褶皱为主。
沁水盆地的石炭——二叠系含煤层11-20层，其中可采煤层3-8层。
全区稳定发育的可采煤层为太原组的15号煤层及山西组的3号煤层，煤层的总厚度大多在5米以上，煤层的变化总体趋势西薄东厚、南薄北厚。
在盆地南北两端由于受岩浆活动影响煤阶为无烟煤和贫煤。
三、煤层气存在的状态煤层气俗称“瓦斯”，它是一种混合气体，它的主要成分是甲烷，占瓦斯体积的90%左右，此外瓦斯中还含有少量的二氧化碳、氮气、乙烷及微量的其他气体。
（甲烷完全燃烧生成二氧化碳和水，不完全燃烧会产生有毒的一氧化碳。
）煤层气是非常规天然气，常规天然气主要以游离气存在于砂岩为主要储集层的孔隙或裂隙中，而煤层气主要90%以上是以吸附状态附着于煤的内表面上，只有少量的煤层气以游离态储存在煤岩的割理、裂隙和孔隙中，或者溶解在煤层的水中。
四、沁水盆地煤层气的分布沁水盆地按煤层气的富集单元可分为：沁南极富气区、东翼斜坡带富气区，西翼斜坡带低富气区、西山低富气区和高平——晋城低富气区。
沁南极富气区：是指文王山断层以南，浮山断层以东和晋获大断层以西的广大地区，南部以煤层风化带为界限。
山西沁水煤层气田地质特征1自然地理环境沁水煤层气田位于沁水
山西沁水煤层气田地质特征1自然地理环境沁水煤层气田位于沁水盆地南部北纬36°以南，行政区划隶属于山西省晋城市，包括晋城、高平、沁水、阳城等县市。
区内地形为丘陵山地，沟谷发育，切割较深,地面海拔580m～1300m。
较大的河流为沁河，其它有固县河等支流常年有水，大多汇入沁河。
气候为大陆性气候，昼夜温差较大。
2构造特征里必区地形为山地地形，地表条件复杂，山体陡峭，沟谷切割，基岩出露，地表高差大，海拔高度700-1200m，总体构造形态为一北西倾斜坡带,地层平缓，地层倾角一般2°～7°，平均4°。
断层不发育，断距大于20m的断层仅在西南部分布，主要有寺头断层以及与之伴生的次一级断层，呈一组北东向—东西向正断层组成的弧形断裂带。
区内低缓、平行褶皱普遍发育，呈近南北和北北东向，褶皱的面积和幅度都很小，背斜幅度一般小于50m，延伸长度5km～10km，呈典型的长轴线性褶皱。
3含煤层简况沁水区块地层由老至新包括下古生界奥陶系中统峰峰组(O2f)、上古生界石炭系中统本溪组(C2b)、上统太原组(C3t)、二叠系下统山西组(P1s)、下石盒子组(P1x)、上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh)、中生界三叠系T、新生界第三系(N)、第四系(Q)，其中主要含煤地层石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，在盆地内广泛分布，是本区煤层气勘探主要目的层。
山西组：为三角洲沉积，一般有三角洲前缘河口砂坝、支流间湾逐渐过渡到三角洲平原相。
地层厚度8m～90m，一般60m左右，岩性为灰、深灰色砂泥岩互层夹煤层。
本组一般含煤2层～4层，自上而下编号为1#～4#，其中3#煤单层厚度大，全区分布稳定，总体具有东北厚西南薄的趋势，为山西组主要煤层。
沁水地区为3#煤层发育区，厚度3m～8m，局部夹炭质泥岩和泥岩夹矸1～2层。
3#煤层顶板岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩，底板主要为粉砂岩和泥岩。
泥岩作为煤层顶、底板封盖层有利于煤层气的保存和集聚。
山西沁水盆地煤层气采出水达标处理试验
通讯作者：刘昌伟，２００９年毕业于西安建筑科技大学环境工程专业，硕士，现在濮阳市鹏鑫化工有限公司从事水污染控制工程、油气田污染治理方面的研究工作。
通信地址：河南省濮阳市华龙区胜利西路６４号，４５７００１。
Ｅ ｍａｉｌ：１７３０３９３０１０１＠１６３．ｃｏｍ。
ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００５ ３１５８．２０２３．０５．００２山西沁水盆地煤层气采出水达标处理试验刘昌伟１ 张鹏超２ 韩健３（１．濮阳市鹏鑫化工有限公司；２．濮阳经济技术开发区环境保护局；３．河南省生态环境监测和安全中心）摘 要 山西沁水盆地某区块煤层气采出水水质相对清洁，其主要超标项目为：悬浮物８７．５７±１１６．６１ｍｇ／Ｌ，ＣＯＤ３５．１３±２６．４６ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５７．９４±６．１７ｍｇ／Ｌ，氨氮５．１６±６．３７ｍｇ／Ｌ，氟化物６．３８±２．３８ｍｇ／Ｌ，挥发酚０．０２±０．００４３ｍｇ／Ｌ，石油类１．２８±０．７１ｍｇ／Ｌ。
文章采用“混凝沉淀＋化学氧化＋活性炭吸附＋活性氧化铝除氟”技术工艺处理后，采出水各超标项目降至ＣＯＤ７．２５±３．８０ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５０．９４±０．４８ｍｇ／Ｌ，氨氮０．１０±０．０６ｍｇ／Ｌ，氟化物０．４１±０．２５ｍｇ／Ｌ，挥发酚０．００２３±０．００１１ｍｇ／Ｌ和石油类０．０２±０．０１ｍｇ／Ｌ，均满足ＧＢ３８３８—２００２《地表水环境质量标准》基本项目标准限值Ⅲ类要求；悬浮物降至５．９０±２．７４ｍｇ／Ｌ，满足ＧＢ８９７８—１９９６《污水综合排放标准》一级标准。
研究结果表明，该处理工艺可以有效解决山西沁水盆地某区块煤层气采出水的污染问题。
关键词 沁水盆地；煤层气；采出水；达标处理中图分类号：Ｘ７０３．１；ＴＥ９９２．２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００５ ３１５８（２０２３）０５ ０００７ ０６犈狓狆犲狉犻犿犲狀狋犪犾犚犲狊犲犪狉犮犺狅狀犛狋犪狀犱犪狉犱犜狉犲犪狋犿犲狀狋狅犳犆狅犪犾犫犲犱犕犲狋犺犪狀犲犘狉狅犱狌犮犲犱犠犪狋犲狉犻狀犛犺犪狀狓犻犙犻狀狊犺狌犻犅犪狊犻狀ＬｉｕＣｈａｎｇｗｅｉ１ ＺｈａｎｇＰｅｎｇｃｈａｏ２ ＨａｎＪｉａｎ３（１．犘狌狔犪狀犵犘犲狀犵狓犻狀犆犺犲犿犻犮犪犾犆狅．，犔狋犱．；２．犈狀狏犻狉狅狀犿犲狀狋犪犾犘狉狅狋犲犮狋犻狅狀犅狌狉犲犪狌狅犳犖犪狋犻狅狀犪犾犘狌狔犪狀犵犈犮狅狀狅犿犻犮犪狀犱犜犲犮犺狀狅犾狅犵犻犮犪犾犇犲狏犲犾狅狆犿犲狀狋犣狅狀犲；３．犎犲狀犪狀犈犮狅犾狅犵犻犮犪犾犈狀狏犻狉狅狀犿犲狀狋犕狅狀犻狋狅狉犻狀犵犪狀犱犛犪犳犲狋狔犆犲狀狋犲狉）犃犅犛犜犚犃犆犜 ＴｈｅｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｏｆＣＢＭｐｒｏｄｕｃｅｄｆｒｏｍａｂｌｏｃｋｉｎＱｉｎｓｈｕｉＢａｓｉｎｏｆＳｈａｎｘｉＰｒｏｖｉｎｃｅｉｓｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｃｌｅａｎ，ａｎｄｔｈｅｍａｉｎｅｘｃｅｅｄｉｎｇｉｔｅｍｓａｒｅ：ｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓ８７．５７±１１６．６１ｍｇ／Ｌ，ＣＯＤ３５．１３±２６．４６ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５７．９４±６．１７ｍｇ／Ｌ，ａｍｍｏｎｉａ５．１６±６．３７ｍｇ／Ｌ，ｆｌｕｏｒｉｄｅ６．３８±２．３８ｍｇ／Ｌ，ｖｏｌａｔｉｌｅｐｈｅｎｏｌｓ０．０２±０．００４３ｍｇ／Ｌ，ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ１．２８±０．７１ｍｇ／Ｌ．Ｔｈｅａｒｔｉｃｌｅａｄｏｐｔｓ“ｃｏａｇｕｌａｔｉｏｎｐｒｅｃｉｐｉｔａｔｉｏｎ＋ｃｈｅｍｉｃａｌｏｘｉｄａｔｉｏｎ＋ａｃｔｉｖａｔｅｄｃａｒｂｏｎａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ＋ａｃｔｉｖａｔｅｄａｌｕｍｉｎａｆｌｕｏｒｉｄｅ”ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｐｒｏｃｅｓｓ，ｔｈｅｅｘｔｒａｃｔｅｄｗａｔｅｒｏｆｅａｃｈｅｘｃｅｅｄｉｎｇｔｈｅｓｔａｎｄａｒｄｉｔｅｍｓｄｏｗｎｔｏＣＯＤ７．２５±３．８０ｍｇ／Ｌ，ＢＯＤ５０．９４±０．４８ｍｇ／Ｌ，ａｍｍｏｎｉａｎｉｔｒｏｇｅｎ０．１０±０．０６ｍｇ／Ｌ，ｆｌｕｏｒｉｄｅ０．４１±０．２５ｍｇ／Ｌ，ｖｏｌａｔｉｌｅｐｈｅｎｏｌｓ０．００２３±０．００１１ｍｇ／Ｌａｎｄｐｅｔｒｏｌｅｕｍ０．０２±０．０１ｍｇ／Ｌ，ａｌｌｍｅｅｔｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆＧＢ３８３８—２００２“犛狌狉犳犪犮犲犠犪狋犲狉犈狀狏犻狉狅狀犿犲狀狋犪犾犙狌犪犾犻狋狔犛狋犪狀犱犪狉犱狊”ｂａｓｉｃｐｒｏｊｅｃｔｓｔａｎｄａｒｄｌｉｍｉｔⅢ；ｓｕｓｐｅｎｄｅｄｓｏｌｉｄｓｄｅｃｒｅａｓｅｄｔｏ５．９０±２．７４ｍｇ／Ｌ，ｗｈｉｃｈｍｅｅｔｓｔｈｅＧＢ８９７８—１９９６“犆狅犿狆狉犲犺犲狀狊犻狏犲犠犪狊狋犲狑犪狋犲狉犇犻狊犮犺犪狉犵犲犛狋犪狀犱犪狉犱”ＣｌａｓｓＩｓｔａｎｄａｒｄ．ＴｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｎｔｈａｔｔｈｉｓｔｒｅａｔｍｅｎｔｐｒｏｃｅｓｓｃａｎｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｓｏｌｖｅｔｈｅｐｏｌｌｕｔｉｏｎｐｒｏｂｌｅｍｏｆＣＢＭｗａｔｅｒｉｎａｂｌｏｃｋｏｆＱｉｎｓｈｕｉＢａｓｉｎ，ＳｈａｎｘｉＰｒｏｖｉｎｃｅ．犓犈犢犠犗犚犇犛 ＱｉｎｓｈｕｉＢａｓｉｎ；ｃｏａｌｂｅｄｍｅｔｈａｎｅ；ｐｒｏｄｕｃｅｄｗａｔｅｒ；ｓｔａｎｄａｒｄｔｒｅａｔｍｅｎｔ０ 引 言煤层气即煤层瓦斯气，主要成分为甲烷，属优质清洁能源和化工原料。
煤层气增压集输方式选择及设备选型
煤层气增压集输方式选择及设备选型对煤层气的几种集输方式和增压方式进行了分析比较，同时对增压机的设备选型进行介绍。
标签：煤層气；增压集输；增压机1 概述我国进行地面煤层气开发已经有二十余年，其中商业化发展较好的典型代表便是山西沁水盆地。
截止2013年1月，晋煤集团蓝焰煤层气公司在沁水盆地日抽采煤层气已经突破300×104Nm3，利用量突破200×104Nm3，每日经增压集输的煤层气占到一半以上，增压集输已经成为我公司煤层气集输的主要方式。
但针对煤层气的增压集输方式，目前国家还没有专门的行业标准，现有的运行方式大多是参照油气井田的集输规范。
为了能准确了解煤层气增压集输的特点，避免不必要的经济浪费，本文重点对煤层气增压集输及增压设备选型进行了分析总结，得出了适合煤层气增压集输方式，并对煤层气增压设备的选型进行了探讨。
2 增压集输方式2.1 自然压力集输方式此种集输方式主要依靠气井自身压力对气体进行输送。
具体流程油气井集输工艺基本相同，首先单井产气、井口气水分离，接着是集输站集气及二次分离净化、主管道集输、中心站统一调配至下游用户，如图1所示。
其中，井口气水分离一般采取的简单式的气水分离器，只能脱除气体中携带的液态水及较大的杂质。
集输站由于设有流量计对气井进行计量，增设了精度较高的过滤器，可以脱除气体中体积较小的煤粉、泥沙等杂质。
增压站设有入站除尘脱水装置，可以进一步对气体进行除尘脱水和净化。
考虑沁水盆地井口煤层气井井口套压较高，一般在0.1MPa～0.3 MPa之间，一般采取6～12口井各自铺设独立管道进入集输站进行集输。
这种方式的优点是各井相互独立，在单井出口装设单向阀之后，气井间的相互之间的压力影响可以大大减少。
如图1所示，1#集输站6口压力不等的煤层气井通过管网将生产的气体汇集后，集输站压力为0.11MPa，2#集输站8口压力不等的煤层气井通过管网将生产的气体汇集后，到集输站后压力为0.12 MPa，两个集输站汇集到中心站压力为0.10 MPa，再由中心站统一调配气体至下游用户。
沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识_田炜
、
水 盆地
，
2 0
余年 来 该产 业 的 发 展 跌 宕 起 伏
，
近 年 来 评 价 标 准 等 为 关 键 评 价 参 数
［
1
］ 。
但
由于 目
，
前 煤层 气 的
定误
在 页 岩 气 炙 手 可 热 的 大 背 景 下 中 国 的 煤 层 气 产 业 又 技 术 可 采 界 限 和 经 济 界 限 并 不 明 确 其 可 采 系 数 的 确
．
摘
要
近年来
，
中 国 的
煤层气 产业
，
出现 了
徘 徊 不 前 的 颓 势 单 丼 产 量低
，
、
核 心 技 木 瓶 颈 没 有突 破是 制 约 其发展 的主 要原 因
、
。
为 此 以 沁 水 盆地 煤 层 气 开 发 现 状 为 依 据 从 资 源 的 可动 用 性
、
勘探评 价程序 的 合理 眭
，
迷 的 形 势 下 需 要 对 该 产 业 的 发 展 进 行 再 认 识 心 指 标 的 煤 层 的 含 气 性 通 常 用 吨 煤 含 气 量 吸 附 饱 和
、
入 Ｉ
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度
、
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烷 浓度 和 资 源丰 度 等
4 5
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个要 素 来 衡量
、
，
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2
］ ，
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細
，
个煤 层 气 有 利 区 域 内 兄 水 盆 地 以 高 含 气 量 成
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ｅｎ ｔ ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍ ｅｎ
山西沁水盆地柿庄北区块3#煤层注入埋藏CO2提高煤层气采收率试验和评价
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
提 高煤 层 气 采 收 率 试 验 和评 价
叶建 平 ，张 兵 Ｓ ｍ Ｗｏ ｇ ， ａ ｎ。
（ ．中联煤层气有 限责任公司 ， 京 １０ １ ； ． １ 北 ００ １ ２ 阿尔伯达技术研究 ， 埃德蒙顿 ， 加拿大 Ｔ Ｎ Ｅ ６ Ｉ ４）
本次试 验之 前 ， 沁水 盆 地 南 部柿 庄 北 区块 进 对
行 了选 区评 价 ， 用 了地 质 、 程 和 经 济 ３大 方 面 采 工
１ 评价 指标对 该 区块进 行 了评 价 ， 为该 区块 ３ ７个 认 ＃ 煤层 资源丰 度高 ， Ｏ 埋 藏潜 力大 ， Ｃ： 注入 后 提高 煤 层 气采 收率 的效果好 。 ２ １ 试 验 区地质 条件 ． 选 择 区块 内探 井 Ｓ 一０ １井 进 行 试 验 。该 井 Ｘ ０ 位于 沁水盆 地沁水 复 向斜东 翼 ， 层厚 度大 、＃ 层 煤 ３煤
［ 摘要 ］ 对沁水盆地南部柿庄北区块进行了深煤层注入地 质和工程 评价 ， 认为柿庄 北 区块适 合进行 深煤层 注入 Ｃ ， Ｏ 开采煤层气技术的应用 ； 通过 Ｓ ０ １井的微型先导性试验 ， Ｓ ０ １井的注入前后 产气量与产 Ｘ一 ０ 对 Ｘ一 ０ 水量 、 气体成分变化和井底压力变化规律进行了总结。通过 现场试验 ， 注入 Ｃ 后 Ｓ ０ １ 的产气量是 注 Ｏ Ｘ一 ０ 井 入前的 ２ ４ ．５倍 ； 在小于煤岩破裂压力的条件下 ， 每天注入 ２ 的 Ｃ ： ０ｔ Ｏ 能够实现顺利 注入 ， 并且压 力上升速 度 较慢 ； 注入 Ｃ 后 ， Ｏ 煤岩发生膨胀 ， 局部煤层 的渗透 率降低 ， 排采一段 时问后恢 复 ； 目的煤 层中注 入 的 Ｃ 在 Ｏ 的影 响范围内 ， 烃类气体总的置换效率达到 １ ．８ｃ ｇ ４ １ ｍ ／ 。该试验成果证明柿庄北 区块通过注 入 ｃ ： Ｏ 开采煤 层气 实现了 Ｃ ，的埋藏 ， Ｏ 提高 了煤层气井 的采收率 。 ［ 关键词 ］ 山西沁水盆地 ； 注入 Ｃ 煤层气 ； 收率 Ｏ； 采 ［ 中图分类号 ］ Ｔ ３ ７ ［ Ｅ ５ 文献标识码 ］ Ａ ［ 文章编号 ］ １０ ０ ９—１４ （０ ２ Ｏ ０ ３ ０ ７ ２ ２ １ ）２— ０８— ７
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沁水煤层气开采与集输
孙建梅
概要：对沁水煤层气的地质、开采、集输做一分析，集各家之所长，对现状做一总结。
一、煤层气储量
沁水盆地总面积2.7万平方公里，煤层气总资源量为
3.97万亿立方米，占全国总量的10.8%，其中1000米以
浅的煤层气资源量为1.9万亿立方米。
二、沁水地区的地质及煤层结构
沁水盆地为中生代末形成的构造盆地：元古界、太古界为盆地基底；古生界、中生界组成盆地的构造层，包括震旦系，寒武系，奥陶系，上石炭统，二叠系，三叠系及局部残存的侏罗系；新生界不整合覆盖于盆地之上。
盆地最深处奥陶系顶面深约2500米。
沁水盆地东为太行隆起，西为吕梁山隆起，南有中条山隆起，北有五台山隆起。
构造面貌整体为一近南北向大型复式向斜，地质构造相对比较简单，仅在盆地边缘发育一些较大规模的断裂，断裂以北东、北北东和北东东向高角度正断层为主，内部以刺激褶皱为主。
沁水盆地的石炭——二叠系含煤层11-20层，其中可采煤层3-8层。
全区稳定发育的可采煤层为太原组的15号煤层及山西组的3号煤层，煤层的总厚度大多在5米以上，煤层的变化总体趋势西薄东厚、南薄北厚。
在盆地南北两端由于受岩浆活动影响煤阶为无烟煤和贫煤。
三、煤层气存在的状态
煤层气俗称“瓦斯”，它是一种混合气体，它的主要成分是甲烷，占瓦斯体积的90%左右，此外瓦斯中还含有少量的二氧化碳、氮气、乙烷及微量的其他气体。
（甲烷完全燃烧生成二氧化碳和水，不完全燃烧会产生有毒的一氧化碳。
）
煤层气是非常规天然气，常规天然气主要以游离气存在于砂岩为主要储集层的孔隙或裂隙中，而煤层气主要90%以上是以吸附状态附着于煤的内表面上，只有少量的
煤层气以游离态储存在煤岩的割理、裂隙和孔隙中，或者溶解在煤层的水中。
四、沁水盆地煤层气的分布
沁水盆地按煤层气的富集单元可分为：沁南极富气区、东翼斜坡带富气区，西翼斜坡带低富气区、西山低富气区和高平——晋城低富气区。
沁南极富气区：是指文王山断层以南，浮山断层以东和晋获大断层以西的广大地区，南部以煤层风化带为界限。
该区总体构造形式是呈向北的单斜，主要构造为北北东和南北向的宽缓褶皱，地层倾角一般为5°～10°，煤层埋深在300-1200m之间，煤层气含量在15.3-24.46m3/t（无烟煤），该区是我国煤层气勘探程度较高的地区之一。
五、沁南富气带的开采
沁南区域（沁水县）目前有：华北油田、中联、蓝焰、格瑞克、亚美等多家单位在开采。
华北油田煤层气从2006年5月29日成立到2011年6月4日，五年累计钻直井1168口，水平井68口，建成1座煤层气处理中心，2座变电站，6座集气站，日外输气量达到155万立方米。
至2011年8月，格瑞克公司和中联公司合作，在其合同区域范围已施工抽采井69口，投产运行井57口，年生产能力达1300万方。
蓝焰公司成立于2003年8月16日，到2011年8月，已施工抽采井2000余口，排采运行井数1037口（其中沁水县内施工914口，投产运行井680口），日外输气量200多万立方米，年生产能力达8亿方。
目前，公司累计建设完成煤层气地面抽采井3000余口，日抽采气量突破330万立方米，单井日产气量平均1000多立方米。
至2011年8月，中联公司在沁水县范围内勘查面积538.2平方公里，已施工抽采井322口，投产运行井205口，年生产能力达1.35亿方。
至2011年8月美中能源有限公司和中联公司合作，在其合同区域范围施工抽采井13口，投产运行井6口（均为高产水平井），年生产能力达5500万方。
目前单口井平均日产量在10000立方米以上。
六、井型与成本
煤层气抽采井按井斜角度不同，主要分为直井、水平井(水平井又叫定向井，包括一般水平井、多分支水平井、U形井)两类。
目前斜井、丛式井也已经在亚美的马必项目进行排采作业。
直井成本：中石油煤层气公司总经理接铭训称：“打一口井包括建外输管道等的投入为180-200万元”。
日产气量约为1000-3000立方米，服务年限一般为10到15年，井距约300米左右。
水平井成本：水平井约在1平方千米至2平方千米范围内布置一口，每口水平井投资约为1000-2000万元，日产气量约为几千方到几万立方米，服务年限为7-10年。
七、煤层气的产出
煤层气的产出过程是：解吸、扩散、渗流；
从马必丛式井的排采产量看：同一区域的单井产量是不一样的，有高有低，高低相差千方气量，这说明产气量与地质结构、钻井角度、方向、定位、压裂等有很大关系。
单井按产量又可分为低产井、高产井、上升井、下降井。
气产量相对较高的井，煤储层渗透率通常位于
0.2x10-3～4.0x10-3µm之间；如果煤储层渗透率低于
0.2x10-3µm，煤层气井的产气量一般较低，渗透率过低，
煤储层泄压速度和煤层气解吸速度将会过低，压降漏斗（抽排）范围有限。
一般认为当煤层渗透率大于10x10-3µm 时，煤层的产气量较低。
煤层越厚，产气量越高
煤储层含气量与含气饱和度高的井产气量高。
如地质结构中含气量19m3/t和含气量2～4m3/t产气量是不一样的。
沁水盆地含气饱和度大于70%通常为高产气井，含气饱和度小于60%时主要为低产井。
煤储层压力与临界解吸率。
一般情况下，煤层原始压力高，表明其保存条件好，煤层含气量就高，气井产量也
高。
沁水盆地煤储层压力主要分布在2～10MPa,，但也有个例，储层压力达到6MPa，但产气量小于1000m3/d；临界解吸率压力值越大，意味着煤层能释放更多气量，解吸压力与储层压力越接近，解吸时间越早，有效解吸区域越大，则产量越高。
八、煤层气地面工艺
由于沁水煤层气具有单井产量低、初期产量低、井口压力低甲烷含量高、基本上不含重烃和硫份以及生产周期长的特点，采用常规的天然气集输工艺也不能使用煤层气的合理开发。
因而华北油田做了大量的研究与实践工作，确定了“井口-采气管网-集气站-中央处理厂-外输”适合煤层气集输的总工艺。
采用低压集气、单井简易计量、多井单管串接、二次增压、集中处理等适合于煤层气地面工艺技术，简化了工艺流程，降低了工程投资。
低压集气工艺：按井口压力0.2-0.5MPa、进站压力大于等于0.05—0.15MPa\单井产量（0.18—0.28）x104m3/d建立计算模型。
管线埋深在最大冻土层下，防止形成水合物。
单井简单计量工艺：华北油田通过对计量精度、适合现场计量和操作需要及费用把几种流量计依次串接做选型试验，通过比对认为旋进流量计各方面比较适合。
多井单管串接工艺：通过采气管线把相邻的几口气井串接到采气干线，简化了采气管网系统建设，降低了投资和运行费用。
脱水增压的处理工艺：先脱水后增压的工艺装置一次投资高，脱水再生负荷大，运行费用高，设备体积大，占地面积大，工艺管线管径大。
而先增压后脱水避免了以上弊病并且能节约投资降低能耗。
九、煤层气的后期处理
煤层气开采集输后通过以下方式进行处理：A通过管网外输；B进行就地液化变成LNG；C通过加压站给汽车加气CNG；D通过燃气发电机发电入网
总结：
A\煤层气只有经过地震、开发地质评价、直井压裂和裂缝监测、煤层绳索取心和实验室分析、多分支水平井开发、排采工艺、煤层气地面集输处理等一系列的工艺研究和
改进，才能取得很好的效益。
B\影响煤层气井的生产能力主要1、地质影响2、煤层储
藏结构3、钻井技术4、压裂工艺5、“解堵”的时间节
点及方法
C\煤层气生产能力的控制是一个地质控制、工程控制（钻
井、完井、压裂）、排水管理的综合结果。
其中地质控
制是一个关键因素，它控制煤层气井的生产能力。
D\地面管网的优化是节约成本的关键措施。
参考资料：
沁水盆地煤层气地面工艺集输王红霞等2008年
沁水盆地煤岩储层单井产能影响因素刘人和、刘飞等2008年5月
沁水盆地煤地质与煤层气聚单元特征研究李增学等2005年3月
关于沁水县煤层气发展情况的调研与思考沁水县副县长张号2011年8月
沁水县煤层气产业发展情况简介 2011年3月第2稿（豆丁网）
煤层气勘探方法与技术中石油煤层气有限公司2009年4月
煤层气产能因素分析李亭。