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叶建平
作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:,E-mail:
(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)
摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。
关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展
China's Coalbed Methane Industry Development Report
YE Jianping
(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)
(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)
Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development
我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到亿m3,2009年达到亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。
1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长
近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量亿m3,新增探明储量近亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量亿m3,占;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量亿m3,占。其他地区占。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国万亿m3的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。
表1 全国煤层气探明储量分布情况
沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。
鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。
除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。
黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。
彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。
内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。
依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。
四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。
云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。
安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。
全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。
上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。
在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。
2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升
“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量亿m3,利用量亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量亿m3,利用量亿m3,利用率相对较低,。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。
表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)
说明:投产井数包括已产气井和未产气井。
3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在
技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。
煤层气水平井钻完井技术
煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。
煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。
多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。
借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。
煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。
研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。
新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕
研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。
研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。
通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,·s;残渣较少;煤层伤害率低,;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。
低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害
通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。
研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。
开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。
地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设
沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。
沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。
数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。
煤层气排采生产技术
实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。
通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。
研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。
煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。
煤层气利用技术
煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。
采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。
采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。
在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。
技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈
煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。
除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。
水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。
深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。
4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源
煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。
煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。
5 煤层气产业发展展望
根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。
感谢赵庆波教授提供相关统计资料。
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董振刚 邓辉 王惠先
（大庆油田力神泵业有限公司 黑龙江大庆 163311）
作者简介：董振刚，男，1967年6月生，1991年毕业于大庆石油学院，2002年获哈尔滨工程大学工程硕士学位，现就职于大庆油田力神泵业有限公司，主要从事电动潜油泵的设计开发和应用研究工作，高级工程师。E-mail：。
摘要 本文综合目前国内煤层气发展现状，分析了潜油电泵排水采气的技术特点和技术优势，提出提高潜油电泵对煤层气开采适应性的几项措施，介绍了潜油电泵在山西晋城煤层气开采的应用情况。基于国内技术现状，提出潜油电泵应用于煤层气开采的今后研究方向。
关键词 潜油电泵 煤层气
Study on Adaptability of ESP in CBM Exploitation
Dong Zhengang Deng Hui Wang Huixian
（Daqing Oilfield Powerlift Pump Industry Co.，Ltd，Daqing 163311）
Abstract：Based on current status of China's CBMdevelopment，the technical and features and advantages of ESP in dewatering and gas production were analyzed and some measures were provided to enhance the adaptability of ESP in CBMexploitation，at the same time，the applications of ESP in the case of Jincheng CBMdevelopment were ，the future improvement direction of ESP well applied in the CBMproduction practice was pointed out in the paper.
Keywords：Electrical submersible pump；CBM
引言
煤层气作为一种清洁能源，成为我国21世纪重要的能源来源。如何用更合理、更经济的手段开采煤层气，是同业人员普遍关注的问题。
潜油电泵技术是油田采油的成熟技术，历经半个世纪的发展过程，已成为石油行业重要的采油设备。特别是经过自身技术的不断完善和现代技术的应用，其适应性得到显著提高，包括适合稠油、高含气、高温、腐蚀、防砂等技术应运而生，为油田发展做出突出贡献。
潜油电泵应用于煤层气开采已有一定的发展历史，特别是美国已有近20年的发展过程。在煤层气开采上，由于使用目的不同，决定其工作状态和使用控制与油田采油存在很大的差别，单纯的技术嫁接并不能解决实际应用中存在的技术问题，例如适合煤层气使用的潜油电泵一般都是小排量离心泵，其本身对气的适应性是很差的，当大量的游离气进入离心泵后，会产生气蚀或气锁，造成泵不能正常工作，甚至损坏，只有有效解决气蚀或气锁问题，才能保证潜油电泵的可靠使用。
1 潜油电泵工作原理及在煤层气开采中的技术特点
潜油电泵是一种多级离心泵，它的工作原理与地面的普通离心泵一样。与抽油机、螺杆泵设备相比，具有排量大，通过变频可在较大排量范围内变化的特点。图1所示的是离心泵特性曲线。该曲线反映的是离心泵排量与扬程、泵效和轴功率之间的关系。
图1 离心泵特性曲线
在变频情况下，离心泵表现如下特性：
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
式中：Q1、Q2——不同频率下泵排量；f1、f2——频率。
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
式中：H1、H2——不同频率下泵扬程。
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
式中：N1、N2——不同频率下泵扬程。
η2=η1 （4）
式中：η1、η2——不同频率下泵效。
利用离心泵的固有特性，可灵活控制排水采气过程。如在排水采气初期，需要将井中大量的井液排出，以利于产气，此时可根据排水量需要匹配合适的离心泵，利用离心泵排量大的特点进行快速抽排，并可以通过变频器变频调整产液量，此时离心泵主要工作在B区。当井液达到一定的动液面高度，套管形成一定的套压并达到生产要求，此时需要维持稳定的动态平衡，泵产液量大幅度下降，一般在0～10m3/d，该阶段属于煤层气的正常生产期。由于正常生产期的排水量很小，离心泵实际工作在特性曲线的A区，其扬程能力达到了最高。在煤层气的正常生产期，根据排产需要，可通过变频调整动液面高度，实现新的动态平衡。
虽然潜油电泵、抽油机和螺杆泵都可应用于排水采气，但是相比之下，潜油电泵具有抽油机和螺杆泵不可比拟的特点：
（1）通过变频可实现大排量抽采，见效迅速，而且不会对泵本身造成伤害；抽油机和螺杆泵提高转抽能力有限，如果设定过高，自身可靠性将受到很大影响。
（2）可实现自动保持动液面高度，防止抽空。即以设定的动液面高度为临界点，保证泵在该临界点处达到扬程能力极限。当动液面高度高于临界点时，泵会自动增大产液量，提高抽吸能力，降低动液面；当动液面趋近临界点时，泵的扬程能力达到最大，液面不会进一步下降。抽油泵和螺杆泵由于是容积式泵，本身不具备自动调节功能，只能通过人工调参来实现，一旦出现抽空，机组将迅速损坏。
（3）由于离心泵的自身特性，管理极为方便。可根据井况数据和泵特性曲线，通过理论计算就可直接调参，利用远程控制系统可实现直接控制，不需要中间入工测试等环节。
（4）由于离心泵靠潜油电机驱动，没有传动杆，因此可应用于斜井和水平井排水采气。抽油机和螺杆泵由于是有杆传动，在斜井和水平井方面具有很大的局限性。
2 提高潜油电泵对煤层气开采适应性的几项措施
煤层气使用的潜油电泵一般都是小排量离心泵，对游离气的适应性较差，因此解决离心泵对气的适应性问题是保证潜油电泵应用的关键。
（1）加深泵挂，将离心泵下入产气层以下，减小气对离心泵的影响，见图2所示。由于气液比重不同，从产气层出来的气液混合液，气向上走，进入套管环形空间；液向下走，进入离心泵，利用比重关系减少进入离心泵的气量。加深泵挂技术是油田采油的成熟技术，大量应用于含气油井采油，取得明显的应用效果。对于口袋井，加深泵挂不利于电机散热，如果套管径向空间足够，加导流罩可以解决电机散热问题。加深泵挂技术一般不适用于潜油电泵下入斜度较大的井段或水平井段。主要原因是没有足够的高度差保证气液混合液有效分离。
图2 机组加深泵挂示意图
（2）采用高效气液分离器。气液分离器石油行业叫油气分离器，它是针对含气油井而设计的装置，并安装在离心泵的入口端。生产过程中，气液混合液首先进入油气分离器，通过油气分离器的气、液分离，将分离出的气排放到套管环形空间，分离出的液输送到泵入口，从而减小游离气对离心泵的影响。资料表明，气液分离器可分离气液两相总体积35%的游离气，分离效率可达到90%以上。对于高含气井，由于气是主相，气液分离器并不能将气完全分离，而且气液分离器吸入口和排出口距离较近，一般小于1m，不一定能取得明显的效果，山西晋城潘河煤层气先导试验也验证了这一点。如果加导流罩，增加气液分离器吸入口和排出口距离，效果会明显。高效气液分离器一般不适用于潜油电泵下入斜度较大的井段或水平井段。主要原因是分离器的吸入口和排出口没有足够的高度差，容易形成游离气的自循环，见图3所示。
（3）采用组合泵的匹配方式。不同形式的离心泵对气的适应性是不同的，纯离心泵对气的适应性很差，容易形成气锁；混流式离心泵则对气的适应性较好，不易形成气锁。一般情况下，排量较小的泵（如250m3/d以下），叶轮是离心叶轮；排量较大的泵，叶轮是混流叶轮。采用组合泵的匹配方式就是将离心叶轮和混流叶轮进行组合匹配组装，利用混流叶轮对气适应性强的优势，保证泵整体不会产生气锁，保持连续工作。在山西晋城潘河煤层气先导试验区我们就利用了该技术，取得了明显的应用效果。
图3 游离气自循环过程
（4）采用专用气体处理器。气体处理器是近年来发展的新技术，安装在气液分离器和离心泵之间，也可替代气液分离器单独使用，其中安装的叶导轮属于抗气蚀能力强的轴流叶轮，当较大量气体进入气体处理器后，不会形成气蚀或气锁，并强力推动气液混合液继续向上运行，进入离心泵。虽然气液混合液进入离心泵后可能会形成气蚀或气锁，但是通过气体处理器的强力推动，会将气锁段向上推移直至推出离心泵，从而保证整机的正常工作。
3 潜油电泵在山西晋城煤层气开采的应用情况
从2005年10月起，在山西晋城潘河煤层气先导试验区相继投产了4台潜油电泵，具体应用情况见表1。
表1 山西晋城煤层气先导试验区潜油电泵使用情况
注：统计截止日期2006年6月26日。
从使用情况看，单纯使用高效气液分离器效果不如增加组合泵效果好。以PH46-02井为例，该井刚刚启机时机组运行一切良好，产液正常。运转一段时间或液面下降至240m左右便不产液。此时机组仍然运转，测量三项直流电阻和电压完全正常，电流和刚启动时的电流也基本相同。同时，液面开始回升、套压逐渐下降，在1小时以内套压便下降到。如果停机再重新启动，还会重复以上的动作。该症状表明，虽然采用了气液分离器，但是分离后剩余的气仍对泵造成气锁，而PH1-009 井和PH1-008 井由于采用了组合泵技术，没有出现气锁问题。
4 今后的研究方向
针对煤层气排水采气的特殊性，潜油电泵的应用还处于认识的初级阶段，提高潜油电泵应用的可靠性和经济性是未来发展的重要课题。
（1）对于煤层较浅，排采条件较好的气井，应以简化设计为主。以山西晋城煤层气为例，井深一般在400m左右，井温在20℃左右，搬用潜油电泵的全套技术设备，成本高，结构过于复杂。
a.电机功率较小，一般在15kW左右，而使用的保护器可满足60kW的使用要求，因此可以简化电机保护装置，甚至实现电机和保护装置的一体化设计，既满足使用，又降低成本；
b.降低机组的耐温等级，从材料上节约成本。由于油田井深一般都在1000m以上，地层温度高，设计的电机可满足120℃以上井温要求，材料成本相对较高。针对煤层气低温井，机组耐温等级降到60℃仍可满足使用要求；
c.研究适合的低成本潜水电缆。目前使用的潜油电缆，属于适合高温、高压和高绝缘性能的电缆，成本高，应用于浅层煤层气开采，经济性不好。
（2）对于煤层较深，井下条件较差的气井，应以提高机组性能设计为主。以辽河煤层气开采为例，井深1800m以上，井温高，正常生产液量在1～3m3/d，排采条件比油田采油还要恶劣，目前还没有很好的解决办法。
（3）开展潜油电泵斜井和水平井排水采气研究。由于加深泵挂技术和气液分离器技术并不能完全适应斜井和水平井排水采气，因此优化组合其他技术如潜油电动螺杆泵技术等是今后的研究方向。
（4）开展潜油电泵排水采气配套应用技术研究。不同的地质条件，对设备要求是不同的，如含砂、腐蚀程度等会对设备的使用寿命造成不同程度的影响，因此针对不同的地质条件和排采工艺，合理配套，才能实现效益的最大化。
参考文献
梅思杰、邵永实、刘军、师世刚主编.2004.潜油电泵技术，北京：石油工业出版杜，60，118
贺天才 田永东
（山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司 山西晋城 048006）
作者简介：贺天才，1963年生，男，山西晋城人，山西晋城煤业集团总工程师、博士研究生，从事煤炭和煤层气开发工作。
摘要 晋城矿区煤层气地面抽采经过几年的发展，目前日产气量已经达到30×104m3，日压缩煤层气10×104m3，初步形成了一定的生产规模。生产实践同时证明煤层气地面抽采可以有效降低煤层瓦斯压力和瓦斯含量。根据目前的实际产气情况计算，煤层气井控制范围内的瓦斯含量每年可以降低约1m3左右，因此煤层气地面抽采可以降低矿井突出危险，减少井下瓦斯涌出量，促进煤矿生产安全。
关键词 晋城 煤层气 开发 利用 进展
Progress on Exploitation and Utilization of CBM in Jincheng Coalmine
He Tiancai，Tian Yongdong
（Shanxi Jincheng Anthracite Mining Group Company Ltd.，Jincheng 048006）
Abstract：After the CBM surface extraction projects in Jincheng coalmine developed for a few years，at present，the daily CBM production has reached 300，000m3，the daily capacity of compressed CBM is 100，000m3，which has formed a certain scale of the same time，production practice has proved that CBM surface extraction can effectively reduce gas content and gas to the current gas production，gas content in coal seams can be annually decreased by 1 cubic meter within the control scope of one CBM ，CBM surface extraction can lower the burst danger of mines，underground coal gas flow-out and improve coal safe production.
Keywords：Jincheng；CBM；Development；Utilization；Progress
1 开发背景和概况
晋城矿区是国家规划的13个大型煤炭基地中晋东煤炭基地的重要组成部分，19个首批煤炭国家规划矿区之一，是我国重要的优质无烟煤生产基地，属国家实行保护性开采的稀缺煤种。矿区位于山西省东南部、沁水煤田南部，矿区规划面积3753km2，地质储量×108t，规划矿井13座矿井。晋城煤业集团作为晋城矿区的开发主体，目前有7座生产矿井和一座在建矿井，2005年核定生产能力 3060×104t/a，实际生产原煤3006×104t。
根据煤炭科学研究总院重庆分院和西安分院的评估报告：晋城矿区规划区范围内煤层气资源总量为6000×108m3，寺河和成庄井田范围内的煤层气资源量为530×108m3。寺河井田东区瓦斯平均含量为，西区为，北区在地面抽采钻孔施工过程中测定的瓦斯最高含量为。成庄井田西南部瓦斯含量最高为。矿区煤层透气性系数一般为～213m2/MPa2·d，煤层瓦斯压力一般为～。
2005年，成庄矿绝对瓦斯涌出量达到239m3/min，相对瓦斯涌出量为。2005年寺河矿井的绝对瓦斯涌出量达到479m3/min，相对瓦斯涌出量为，为高瓦斯矿井。
目前寺河矿和成庄矿井下瓦斯抽放已经难以满足煤炭安全生产的需要，因此需要通过地面抽采来降低矿井瓦斯涌出量。
2 晋城矿区煤层气的开发和利用
煤层气（瓦斯）作为煤炭的伴生资源，不仅对煤矿的生产安全和矿工的生命安全构成了最大的威胁，而且还是一种具有强烈温室效应的有害气体。为了切实解除瓦斯对煤矿和矿工的危害，切实从源头上降低煤层瓦斯含量，建设本质安全型矿井，晋城煤业集团多年来始终坚持“为安全生产服务、为提高居民生活质量服务、实现产业化经营”的指导思想，以“井上井下抽采相结合，抽采和利用相结合”为工作方针，不断探索瓦斯治理与开发利用的新途径，取得了良好的经济、社会和环境效益。
煤层气地面抽采
地面钻井预抽，主要是在矿井建设前或煤层开采前进行预抽采，它不受空间约束，不受时间限制，可以提前5年、10年或更长时间在地面布置大规模井群，进行大面积抽采，既可提高抽采效果，又可形成产业规模，地面钻孔可实现采前抽、采动抽、采后抽的长周期稳定抽放，并且还可起到地质勘探的作用，达到“一井四用”的目的。
从1992年开始，晋城煤业集团先后在潘庄施工了7口煤层气井，在国内率先开展了煤层气地面预抽的试验工作，经过十多年的生产试验和技术研究，基本掌握了煤层气井钻井、压裂、排采、集输等一套完整的无烟煤地面抽采技术。从2003年开始，晋城煤业集团从煤矿生产安全的需要出发，先后在寺河矿、成庄矿进行规模化的煤层气地面抽采，至2005年年底在寺河矿区形成150口煤层气井的井组规模，成为目前国内最大规模的煤层气地面抽采井群，煤层气年抽采能力达到×108m3，2005年实际瓦斯抽采量达到2003×104m3。
截至目前为止，晋城煤业集团已完成钻井的煤层气井300余口，基本具备抽采条件的煤层气井200口，地面煤层气年抽采能力达到×108m3，其中投入运行并产气的煤层气井110口，日产气量达到30×104m3，另有40口煤层气井新近投入运行。随着煤层气井组规模的逐渐扩大，地面煤层气产量也不断提高，2006年前半年，晋煤集团的煤层气地面抽采量接近4000×104m3。
煤层气（瓦斯）同时是一种清洁、高效的能源，是我国政府鼓励开发利用的资源。为此，晋城煤业集团不仅建成了目前国内规模最大的煤层气地面抽采井群，同时也建立了完善的煤层气利用体系。2005年年底，潘庄煤层气压缩站经过两期扩建，日处理能力达到16×104m3，也是目前国内最大规模的煤层气压缩站。潘庄的煤层气经过压缩后源源不断运送至晋城、长治、太原、郑州、焦作、开封等城市，广泛应用于民用、工业、公共、发电、汽车燃料等行业。另外，潘庄的煤层气也开始向周围的农村居民供应，使他们告别了祖祖辈辈用煤的历史，用上了清洁的天然气。
2005年，晋城煤业集团通过槽车向外运送煤层气870×104m3，就地利用煤层气×104m3，全年地面抽放的煤层气利用总量达到 ×104m3，抽采利用率。随着汽油价格的上涨和国内能源需求的不断增长，周边城市购买煤层气的意向也不断增多，仅2006年前半年，晋城煤业集团通过槽车向外运送的煤层气已经超过了1400×104m3。
随着煤层气地面抽采量的不断提高，为充分利用地面抽采的煤层气，晋煤集团加大了对煤层气利用工程的投资和建设力度，目前正在新建两座日处理能力为20×104m3的煤层气压缩站，预计2006年年底可以先后投入运行；从“李庄—晋城—矿区”的煤层气输气管线也正在建设之中，预计2006年年底前可以完成管道铺设，该管线最终的年输送能力将达到9×108m3。这些项目建成后，寺河矿区及其附近的煤层气将得到有效利用。
煤层气井下抽采
虽然煤层气地面抽采具有不少优点，但目前井下抽放仍然是解决矿井通风和安全生产的主要手段，因此在不断重视煤层气地面抽采的同时，晋煤集团加大了煤层气井下抽采的力度，采用本煤层密集钻孔边掘边抽、边采掘边抽和老空区抽采相结合的方式，加大抽采的覆盖面和强度。2005年晋煤集团还从澳大利亚引进三台千米钻机，用于寺河矿和成庄矿的井下瓦斯抽放，并在寺河矿成功施工了千米钻孔。
2005年，寺河矿井下瓦斯抽放总量达到10950×104m3，抽放瓦斯浓度平均为55%左右，主要用于发电、煤泥烘干、锅炉、民用等方面。2005年寺河矿实际瓦斯利用量（标态纯量）达到9065×104m3，井下瓦斯抽放利用率达到，其中万千瓦瓦斯电站用气量为4985×104m3，煤泥烘干用气量为×104m3，其余气量用于锅炉及民用。2005年成庄矿井下瓦斯抽放总量达到5052×104m3，主要为民用和发电。2005年晋城煤业集团煤层气总利用量达到（标态纯量）×104m3，利用率，相当于减排二氧化碳150×104t左右。
目前，亚洲开发银行12×104kW煤层气电厂项目已经于2006年初正式开工建设，一期工程预计年底完成。届时，寺河矿及其附近矿井井下抽放的瓦斯将全部达到利用。
清洁发展机制
晋城煤业集团在利用有形煤层气的同时，还积极利用清洁发展机制，开发CDM项目。晋煤集团亚洲开发银行贷款的12×104kW煤层气电厂项目每年将利用煤层气×108m3，相当于年减排二氧化碳200 多万吨，可以大幅度降低该矿的瓦斯风排量，保护大气和环境。2004年世界银行碳汇基金购买了该项目450×104t（10年期）的减排量和150×104t的期权，减排购买协议已于2004年12月1日签订，日本碳基金（JCF）也购买了该项目240×104t（10年期）的减排量，减排购买协议已于2005年11月签订。
3 煤层气地面预抽实际效果评价
通过煤层气地面预抽，可以实实在在地使煤层瓦斯含量降低，瓦斯压力提前释放，从源头上有效控制瓦斯灾害，促进矿井安全生产。此外，煤层气钻孔同时可以兼作地质勘探孔，煤层气又是优质的能源，因此煤层气地面抽采具有良好的综合效益。
效果佳，促安全
根据生产数据，截至2006年6月底，寺河煤层气预抽项目100口煤层气井累计产气超过6000×104m3，按该区煤层平均厚度6m、密度为 t/m3计算，这100口煤层气井的控制煤炭储量约9000×104t。也就是说，经过一年多的抽采，该区煤层气井控制范围内的煤层吨煤瓦斯含量平均降低了约。目前这100口煤层气井的日总产气量已经上升至25×104m3，以此数据计算，未来每年可使该煤层气井组控制范围内的吨煤瓦斯含量降低约1m3左右。这样，该区经过7～8年的地面预抽，抽放区域内煤层的吨煤瓦斯含量即可降低到8m3以下，达到相对安全的条件。
值得注意的是，在晋煤集团目前已施工的煤层气井中，SH-003号、SH-075号、SHX-108号、SHX-112号和SHX-115号都出现了不同程度的瓦斯井喷现象，这在全国都十分少见，因此通过地面钻孔预抽，不仅降低了煤层瓦斯含量，而且释放了瓦斯压力，减小了矿井开采过程中瓦斯突出的危险。
用途多，投资省
煤层气井开发过程中，可以获得大量煤层及其顶底板深度、岩性的翔实数据，和煤层瓦斯含量、富水性的详细资料，这些数据和资料也是未来煤矿采煤过程中必需的信息。通过对这些资料的处理利用，可以提高资料的利用效率，节省勘探投资，因此煤层气地面钻孔还具有地质勘探孔的作用。
煤层气井的井间距一般为300～400m左右，远小于普通煤炭精查勘探孔的井间距，因此煤层气井钻探所获得的参数精度相对要高。目前晋煤集团正在将煤层气井控制区域内的有关资料进行整理，并据此绘制出更详细的煤层底板等高线图和煤层厚度等值线图，不久将应用在该区煤矿的煤炭生产中。图1和图2是利用煤层气井开发资料绘制的煤层底板等高线图和瓦斯含量等值线图，这些图件的精度得到了大幅度的提高。
图1 据钻井资料绘制的煤层底板等高线图
图2 据解吸和解吸资料绘制的瓦斯含量等值线图
随着未来煤炭的开采，煤层气地面预抽孔还将具有采动抽和采后抽的功能，可以在煤炭开采的不同阶段对矿井瓦斯进行抽放，从而延长气井的生产周期，大大提高煤层气井的利用率，真正实现一井多用。
浓度高，利用广
井下抽放的瓦斯由于其浓度相对较低，往往只能就地发电或燃烧，利用价值低，效益差，而地面抽放的煤层气甲烷浓度通常都高于95%，因此具有更广泛的用途和更高的利用价值。地面抽放的煤层气除可以用于发电和燃烧外，还可以用作汽车燃料，目前晋城市汽车用压缩煤层气的销售价格为元/m3，利用价值远远高于发电和燃烧，另外煤层气还可以通过压缩或液化运送至其他城市，因此利用价值高，效益好。
目前晋煤集团地面抽采的煤层气多数通过压缩的方式运送到了周边城市进行利用。截至目前为止，潘庄煤层气压缩站已经压缩煤层气2500×104m3，市场用户反映好，购买需求强烈。
4 晋煤集团煤层气开发利用规划
“十一五”期间，晋城煤业集团将紧紧围绕晋城矿区总体开发规划，开展规模化的煤层气抽采工作。生产矿井将提前5～7年或更长时间布置地面钻孔进行抽采，以降低煤层瓦斯含量和释放瓦斯压力。井下抽采主要采用模块式预抽、本煤层密集钻孔边掘边抽、边采边抽和老空区抽采相结合的综合抽放办法，加大抽采的覆盖面和强度，最终形成井上、井下抽采相结合。待开发矿井将从目前开始地面预抽，力争通过预抽，到新井投产时将煤层瓦斯含量降低到10m3/t以下，不仅可以有效提高新井安全的可靠程度，实现安全生产，而且可以在一定程度上减少矿井通风系统投入，降低巷道建设成本，从而降低新井基建投资。
预计“十一五”末，晋城煤业集团将在现有高瓦斯矿井和新建矿井中施工2000口地面煤层气抽采井，并进一步完善井下瓦斯抽放体系，加大瓦斯的抽放力度，使井上、井下的煤层气年抽放量达到18×108m3。届时，晋煤集团将全面实现煤层气井上、井下共同抽采，建成采气采煤一体化的生产格局，真正建立本质安全型的煤炭企业。
参考文献
[1]袁亮.2004，松软低渗透煤层群瓦斯抽采理论与技术.北京：煤炭工业出版杜
[2]林柏泉，张建国.矿井瓦斯抽采理论和技术.徐州：中国矿业大学出版杜
冯其红 石洪福 张先敏
（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266555）
摘 要：当前制约我国煤层气发展的瓶颈是单井产量低、经济效益差，因此提高煤层气单井产量是我国 煤层气开发亟须解决的问题。注气增产法是一种提高煤层气采收率的增产技术，其原理是通过向煤层中注入 其他气体（CO2、N2或混合气体），与甲烷竞争吸附或降低甲烷有效分压，促进煤层甲烷的解吸。该技术可 以保证煤层的能量，有利于甲烷产出，可大幅度提高煤层气单井产量和采收率，延长煤层气田的开采期。本 文主要对注气开采煤层气增产机理、室内现场实验以及数值模拟等方面的国内外研究现状进行了综述，总结 了该领域目前面临的主要难点，展望了进一步深入研究的方向。
关键词：煤层气；注气；解吸；数值模拟
注气驱替煤层气具有减少温室气体排放和提高煤层气采收率的双赢效果。相比传统的储层压力衰竭法 开采，注入气体可以保持地层能量，延长煤层气井寿命，提高采收率［1］，该技术还适用于开发深部低渗透 性松软煤层的煤层气。因此，气体驱替煤层气技术的相关研究受到世界主要发达国家的广泛重视。
1 注气驱替煤层气的机理
煤是一种孔隙高度发育的有机固体物质。气体在煤表面的吸附本质上是一种物理吸附，范德华力起 主要作用，不同气体在煤表面的吸附能力差异主要是分子间作用力的不同。Cunningham［2］和Parkash［3］ 认为这种作用力与相同压力下各种吸附质的沸点有关，沸点越高，被吸附的能力越强，因此煤对气体的 吸附能力表现为：CO2 ＞CH4 ＞N2。降文萍等［4］则从量子化学的角度计算发现煤表面CO2的吸附势阱要 大于CH4，因此CO2的吸附能力强于CH4。Marco Mazzotti［5］研究发现吸附气体会导致煤岩膨胀且膨胀 量为CO2 ＞CH4 ＞N2，因此注入CO2驱替煤层气会导致渗透率明显降低。
后来，杨涛等［6］建议采用注入超临界CO2来开采煤层气，超临界CO2能以气体的身份与CH4进行 竞争吸附，同时还能以液相的性质在渗流通道内萃取出极性较低的碳氢化合物和类脂有机化合物，从而 增加了其孔隙度和渗透性。
N2的吸附能力比CH4弱［7］，因此N2驱替煤层气的机理与CO2驱替不同（图1）。注入N2后可以 降低CH4的分压从而促进CH4的解吸，N2置换CH4后煤岩会收缩引起渗透率的上升，加拿大艾伯特省 Felm Big Vaney［8］试验区的单井注入试验已经证明了这一点。
图1 注CO2和N2驱替煤层气的原理示意图
总之，CO2驱替煤层气技术比较适合于高渗透、不可开采煤层，对于我国低渗透、可开采煤层有一 定的局限性。另外N2的成本比较低，提纯容易。因此，建议采用富含N2的混合气体驱替开采我国的 低渗透煤层气，一方面发挥了CO2的高驱替能力，另外一方面发挥了N2的增渗作用。
2 注气开采煤层气的试验
国内外开展了大量注气开采煤层气的室内以及现场试验。室内试验主要以气体的吸附/解吸、形变 和渗透率的测量为主，现场主要进行了CO2煤层埋存以及混合气体驱替煤层气的试验。
室内试验
煤对气体的吸附性大小主要取决于煤的岩石学组成、物理化学结构、煤阶、水分含量等自身因素，另外温度、压力也对煤岩的吸附性有较大的影响。针对煤对单组分气体的吸附，国内外的学者开展了大 量的深入研究［9～24］。
关于煤对多元混合气体的吸附，国内外专家学者［25～39］普遍认为多元气体吸附时，每种气体不 是独立吸附的，而是不同气体间存在着竞争吸附。二元气体的吸附等温线总是介于吸附能力强和吸 附能力弱的纯组分气体吸附等温线之间，混合体系中每一组分的吸附量都小于其单独在相同分压下 的吸附量。
室内的注气驱替实验的一般程序是：煤岩充分吸附CH4，然后注入其它气体，可以边注边抽，也可 以注入后待其它气体与甲烷充分竞争吸附后再抽，然后测试产出气体量和成分以及它们与注气压力、注 气速率等的关系。研究表明CO2/CH4的置换比高达1：7，N2/CH4可以达到1：4，产出气体中初期甲烷含 量几乎为100％，待注入气体突破后，甲烷含量明显降低［40，41］。
现场注气试验
美国、加拿大、日本、欧盟等先后进行了不同规模的注气驱替煤层气现场试验。1993年，美国的 BP Amoco公司在圣胡安盆地进行了世界上第一次注气（83％的N2和12％的CO2）提高采收率的相关 试验［42］。1995年，美国又在圣胡安盆地向Allison和Tiffany煤层进行纯CO2和纯N2注入试验［43］。为 了测试不同地质条件下ECBM技术的适用性，加拿大在Alberta［44］盆地进行了小规模的CO2-ECBM工 程，采收率得到明显提高。中国和加拿大也联合在沁水盆地南部的TL-003井也进行了CO2-ECBM的 微型先导性试验，测试数据显示注气后产气量明显上升，产水量有所下降［45，46］。除此之外，在日本在 北海道，欧盟在波兰也进行过类似的现场试验。
目前看来，几个国家的现场测试结果都比较令人满意，注入CO2后气井产量均有大幅增长，但是近 井周围的渗透率在注气后有所降低，随着排采过程又有一定程度的恢复。一方面是因为CO2的扩散趋 于均匀，不再像注入初期那样聚集在井筒附近，另一方面是排采过程中储层压力降低，煤基质收缩导致 渗透率有所增大。
3 注气开采煤层气的数值模拟
注入气体和煤层甲烷在煤层中赋存运移规律是注气开采煤层气的理论基础。注气开采煤层气的 实质是一个注入气体与甲烷在煤层中竞争吸附、解吸，扩散，以及水、气多相渗流的过程。ECBM 过程中煤层气的运移是一个非常复杂的过程，包括煤层气及注入气体的竞争吸附、解吸、扩散以及 达西流动等。气体的吸附、解吸会使煤岩产生膨胀、收缩变形，从而引起煤岩的孔隙结构变化，进 而引起煤岩渗透系数的变化。煤岩的孔隙结构和渗透系数变化反过来又影响气体在煤岩中的赋存与 流动。因此，ECBM过程是一个多组分气相-水相-煤岩固相耦合的过程。由于该过程非常复杂，即使建立了完整的数学模型，其求解也相当困难，因此，目前国内外学者Ekrem Ozdemir［47～50］，Julio Manik，Seto，吴嗣跃，孙可明［50～52］等在建立ECBM过程模型的时候一般都作了一些假设，忽 略某些因素，使求解变得简单。
常规煤层气模拟器一般可以模拟：(1)双重孔隙系统；(2)单组分气体在孔隙系统的吸附和扩散； (3)裂隙系统达西渗流；(4)吸附气体解吸产生的煤岩收缩。模拟ECBM过程还必须考虑：(1)CO2吸附引 起的煤岩膨胀；(2)混合气体吸附；(3)混合气体扩散；(4)由于注入气体和煤层和之间的温差造成的非等 温吸附等。
针对ECBM过程的这些特点，目前，国内外广泛使用的ECBM模拟器主要包括商业的模拟器，如： GEM、ECLIPSE、SIMED11、COMET2，METSIM2和非商业的模拟器，如：GCOMP、TOUGH2、CBM - SIM、IPARS-CO2等。David ［53］对注气驱替煤层气数值模拟做了深入的研究，详细比较了上 述几种模拟器的模拟效果，各自的功能特点见表1。
表1 目前主要的ECBM软件的功能特点
4 总结
总结国内外的研究成果，注气提高煤层气采收率的可行性和原理已经得到了充分的论证，然而，前人的研究工作多处于纯理论研究阶段，缺乏理论和实践的结合，而且存在如下可进一步研究的 问题：
（1）深入研究多组分气体在煤样中的竞争吸附/解吸效应，确定相对吸附（解吸）速率、置换速率 与吸附平衡压力、各组分气体分压、时间的关系。
（2）通过注气驱替渗流实验，研究煤层气采收率与注气方式、注气成分、注气周期、注气压力之 间的关系。
（3）研究煤变质程度及煤岩组分对注气效果的影响。
（4）开展高温、高压下的煤岩储层注气效果评价。
（5）采用格子Boltzmann方法［54］和分子动力学方法（MD）［55］进行注气开发的微观模拟。
参考文献
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林亮 姚勇 黄晓明
基金项目:国家科技重大专项示范工程62(20092×05062)
作者简介:林亮,1983年生,男,工程师,硕士,2009年毕业于中国矿业大学(北京),现工作于中联煤层气有限责任公司国际合作与勘探部,从事含油气盆地分析及煤层气勘探开发利用研究工作。,
(中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘要:通过实施国家科技重大专项《大型油气田及煤层气开发》项目“鄂尔多斯盆地石炭二叠系煤层气勘探开发示范工程”柳林示范项目,收集大量煤田资料并施工煤层气试验生产井,研究了柳林地区煤层气储层孔渗发育特征。研究结果表明:该区煤岩孔隙度主要受煤化程度、显微组分、矿物含量和煤体结构的影响;煤层渗透率变化较大,渗透率相对较低,具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率偏低。
关键词:柳林区块 煤层气 孔隙变 渗透率
The Porosity and perm eability Characteristics of the Liulin Coalbed Methane Block, Shanxi Province
LIN Liang YAO Yong HUANG Xiaoming
(China United Coalbed Methane Co., Ltd, Beijing 100011, China)
Abstract: The Liulin demonstration projects of "ordos Basin Carboniferous and Permian's coalbed methane Exploration and Development Demonstration Project" is one of the Major National Science and Technology special projects on "Large Oil and Gas Fields and Coalbed Methane Development Program. " In order to study the porosi- ty and permeability Characteristics of coalbed reservoir characteristics of this area, we collected a large number of coal fields data and many Parameters and production wells have been implemented. The results show that the coal porosity is mainly affected by the degree of coalification, maceral, mineral content and coal shape. The coal per- meability was relatively low and varied significantly, and it shows a decreasing trend from northeast to southwest area. The coal permeability of Taiyuan formation is lower than that of Shanxi formation.
Keywords: Liulin block; coalbed methane; porosity; permeability
柳林位于山西省西部,河东煤田中部,南邻石楼北区块,东邻杨家坪区块。行政区划隶属于山西省吕梁市柳林县的穆村镇、薛村镇、庄上镇、高家沟乡、贾家垣乡。地理坐标:东经110°44′00″~110°53′00″,北纬37°21′00″~37°31′00″,区块东西宽约,南北长约,面积。
1 区域地质背景
河东煤田主要处在黄河东岸——吕梁山西坡的南北向构造带上,属于李四光指出的“黄河两岸南北向构造带”的东岸部分。煤田总体上是一个基本向西倾斜的单斜构造,属于吕梁复背斜西翼的一部分,在单斜上又发育了次一级的褶曲和经向或新华夏系的断裂构造[1]。
柳林地区位于河东煤田中段离柳矿区西部,南邻石楼北区块,北邻三交区块,构造上位于鄂尔多斯盆地东缘石鼻状构造南翼。在研究区北部,地层向西倾斜,向南逐渐转为向西南倾斜,总体为一向西或西南倾斜的单斜构造。地层产状平缓,倾角约3°~8°。在鼻状构造的背景上,发育有起伏微弱的次级小褶曲,起伏高度一般小于50m。区内断层不发育,仅在区块北部发育有由聚财塔南北正断层组成的地堑及其派生的小型断层。地表未见陷落柱,也未见岩浆活动[2]。
本区块内及周边赋存的地层有奥陶系中统峰峰组(O2f);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);二叠系上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh);三叠系下统刘家沟组(T1l)、和尚沟组(T1h);新生界上第三系上新统(N2);第四系中更新统(Q2)、上更新统(Q3)、全新统(Q4)。本区内发育煤层14层,其中山西组5层,自上而下编号为1、2、3、4(3+4)、5号煤层;太原组9层,自上而下编号为6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11号[2]。其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层,太原组的8+9、10号煤为主要可采煤层[3]。
2 煤储层孔隙特征
煤岩孔隙是指未被固体物质充填满的空间,为煤结构的重要组成部分,与煤储层的储集性能、渗透性等密切相关。一般来说,随着煤阶的升高,煤中的总孔容呈指数下降,总的规律为微孔和小孔增加、大孔和小孔减少[4]。
空隙的划分方案较多,一般采用.霍多特方案,即大孔大于1000nm,中孔为1000~100nm,小孔为100~10nm,微孔小于10nm的标准。
从鄂尔多斯盆地东缘煤储层孔隙体积百分含量上来看,孔隙体积百分含量在之间,均值为,微孔变化在,平均为;大孔次之,介于,均值为;中孔最弱,变化于,平均。不同地区不同层位,煤储层孔隙分布变化较大[5]。
杨家坪井组数据(表1)表明柳林地区煤层孔隙以小孔为主体,一般占煤层孔隙的40%~55%,此外,微孔和大孔发育较多,中孔发育最少。平均总孔隙含量在之间,孔隙发育情况一般。在4MPa有效上覆压力条件下,柳林地区8号煤层总孔隙度平均为号煤层总孔隙度平均号煤层总孔隙度平均为,以8号煤层孔隙度最优。
表1 柳林地区不同煤层孔隙发育情况(注:杨家坪井组数据)
总体上看,柳林地区总孔容一般变化于(148~547)×10-4cm3/g之间,平均323×10-4cm3/g左右。如图1,孔容分布上主要以小孔、微孔为主,尤以小孔含量为优,中孔发育最少。
图1 柳林地区各类孔隙孔容比对比图
柳林地区煤层压汞总孔比表面积在之间,且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势,大孔和中孔所占比率甚微,过渡孔所占比例又略高于微孔所占比例。
3 煤储层渗透率特征
研究区内3+4号煤层渗透率为,平均;FL-EP1井渗透率相对较高;5号煤层渗透率变化范围为,平均;8+9号煤层渗透率变化范围,平均;整体上8+9煤层渗透率要明显高于3+4号与5号,各个层位渗透率都呈现出北高南低的特点[6](图2)。
煤岩渗透率平面变化较大,西部由于煤层埋深较大,渗透率相对较低,测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率高。
煤储层的渗透性是控制煤层甲烷气生产能力的主导因素。渗透率一般指试井渗透率,通过试井资料获得,由于研究区内煤层气探井有限,所以煤层气试井渗透率资料非常有限。据已有资料,柳林地区的渗透率在之间,南部渗透性要好于北部。煤层气储层的渗透率受煤体结构、裂隙系统的发育程度、地应力等影响;此外,煤层气开采过程中外界条件的改变特别是储层压力变化引起的有效应力效应与基质收缩效应,也对煤岩渗透率产生强烈影响:
1.柳林示范区及周边地区以中煤级为主,裂隙非常发育是渗透率的主控因素。裂隙多近东西向展布,端裂隙与之斜交。两组裂隙在平面上以规则的菱形网格状为主,次为不规则网状,孤立状很少见到。
大孔尤其是裂隙的发育情况决定了储层在原始地层条件下的渗透能力。裂隙的发育程度主要是指裂隙的密度(或间距)、长度、宽度、裂口宽度等,它们的值越大,煤层的渗透性越好。裂隙系统的发育程度与煤岩成分、煤变质程度、构造应力等因素密不可分。光亮型煤、中等变质程度的烟煤(如肥煤、焦煤、瘦煤)、低灰分煤等条件最有利于裂隙的大量形成。柳林地区煤以半亮煤为主体,煤级以焦煤为主,有利于形成裂隙。统计面裂隙密度表明,裂隙密度较大,且裂隙大部分未被充填,大幅度扩大了煤体的渗透率[6]。
2.煤层是对地应力十分敏感的天然气储层。通常,地应力场被分解为垂直应力和水平应力。垂直应力是由上覆岩层的重量引起的。煤层裂隙系统的渗透率是有效应力的函数,有效应力是垂直力与地层压力的函数差。垂直应力和地层压力均随埋藏深度的增加而成线数增加关系,由于岩层的密度远大于孔隙中流体的密度,可知,有效应力随深度的增加而增大,裂隙系统的渗透率随着深度的增加而变小。柳林地区煤层由东往西,往南埋深加大,例如4号煤层埋深由东部的200m加大到西南的1250m,渗透率在地应力的作用下呈现变小的趋势。
3.示范区内构造应力场及其伴生的节理发育特征是控制煤储层渗透率的主要因素之一,南部节理变化较小,而中部较大,这预示在中部地区不同走向节理交切部位可能呈网状分布,形成高渗透性地层分布区。同时,统计数据表明,示范区内中部较东西两侧渗透性好。受燕山运动影响,柳林地区地层裂隙呈北东向展布;FL-EP1井山西组3+4号煤层压裂结果显示,造缝裂隙方向仍为北东南西向,与煤层主裂隙方向一致。
图2 柳林地区4、5、8+9煤层渗透率
4 结论
柳林矿区内所含的煤系地层由老到新分别为上石炭统本溪组(C2b)、上石炭统太原组(C3t)以及下二叠统山西组(P1s)。其中矿区内有煤层气勘探潜力的煤层为上石炭统太原组底部8+9+10号煤,下二叠统山西组3+4+5号煤。
两套煤层宏观煤岩类型以半亮煤和半暗煤为主,光亮煤和暗淡煤为辅,镜质组含量高,主要为焦煤。煤层孔隙以小孔为主体,一般占煤层孔隙的40%~55%,此外,微孔和大孔发育较多,中孔发育最少。总孔容一般变化于(148~547)×10-4cm3/g之间,平均323×10-4cm3/g左右。汞总孔比表面积在之间,且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势。
煤岩渗透率平面变化较大,西部由于煤层埋深较大,渗透率相对较低,测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率高。
从煤层厚度、煤岩煤质、孔渗条件等方面考虑,柳林地区具备煤层气富集成藏的条件,有大规模开发的潜力。
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琚宜文 颜志丰 李朝锋 房立志 张文静
( 中国科学院研究生院 地球科学学院 北京 100049)
摘 要: 煤层气和页岩气是重要的非常规资源。目前我国的煤层气产业已实现商业化生产，但页岩气还处于试验阶段。在一些能源盆地中，会同时存在煤层气和页岩气源岩，它们可能相邻或处于较近或较远层位。尽管煤层气和页岩气在气体的来源与赋存层位等方面有所不同，但是在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性。煤层气的富集主要是以吸附状态存在于煤层中，页岩气的富集是以吸附或游离状态存在于高碳质泥页岩中。煤层气和页岩气均储存于低孔低渗的储层中，它们的开采技术均包含评价技术、测试技术、钻井技术和储层改造技术等。如果在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气，就可以考虑利用同一口井同时进行煤层气和页岩气开采，从而提高它们的开采效率，促进非常规天然气产业的快速发展。
关键词: 煤层气 页岩气 富集特征 开发技术 储层改造
作者简介: 琚宜文，男，博士，教授，博士生导师。中国科学院研究生院，北京市玉泉路甲 19 号，100049，，，juyw03@ 163. com
Commonness and Differences of Enrichment Characteristics and Mining Technology of China's Coalbed Methane and Shale Gas
JU Yiwen YAN Zhifeng LI Chaofeng FANG Lizhi ZHANG Wenjing
( College of Earth Science，Graduate University of Chinese Academy of Sciences，Beijing，100049，China)
Abstract: Coalbed methane and shale gas are important unconventional resources. At present，the coalbed methane industry of China has been produced commercially; however，the shale gas production is still at experi- mental stage. The source rocks of coalbed methane and shale gas will occur in some energy basin together，and they may be adjacent or in near or far layers. Although coalbed methane and shale gas are different in their sources and occurrence layers etc. ，there are some common situation，such as the enrichment characteristics，the migrating procedure and the developing technology. The coalbed methane mainly enrichs in the coalbeds with adsorption state，while shale gas enriches in the high － carbon mudstone or shale with adsorption or free state. Because both coalbed methane and shale gas store in reservoirs with low porosity and permeability，and all their mining technolo- gy include evaluating，testing，drilling and reservoir stimulation etc. If both coalbed methane and shale gas occur in the same basin，then they can be exploited by the same well，therefore their exploiting efficiency will be im- proved，and the unconventional natural gas industry will be developed rapidly.
Keywords: coalbed methane; shale gas; enrichment characteristics; development technology; reservoir stimulation
1 前言
我国经济持续快速发展，能源需求不断增加，天然气需求迅速增长，预测2015年需求量1560亿m3，缺口约560亿m3，2020年需求量2930亿m3，缺口将达1000亿m3(王一兵等，2010)。在国际上煤层气和页岩气等非常规天然气是油气勘探的重要目标(Ross et al.，2008)。在我国增加常规油气产量非常困难的情况下，开发煤层气和页岩气等非常规资源，就成为我国能源可持续发展的现实选择。
煤层气和页岩气的勘探开发和利用首先由美国获得成功，2006年以来全美煤层气年产量稳定在540亿m3以上(李五忠等，2008)，2009年美国的煤层气产量达到542亿m3。2009年美国页岩气生产井近98590口，页岩气年产量接近1000亿m3(崔青，2010)，2010年，美国页岩气探明储量已逾60万亿m3，产量达1000亿m3，占其天然气总产量的1∕5(新华网，2011)。煤层气和页岩气产业已成为美国举足轻重的能源工业。煤层气方面除美国外，加拿大、澳大利亚和中国等国家也已获得突破。截至2009年底，我国已建煤层气产能25亿m3，全年地面煤层气产量超过10亿m3(新华网，2011)。2010年地面煤层气抽采量为亿m3。页岩气方面除美国外，加拿大也开始了规模化生产，中国和澳大利亚等国也已开始了试验性研究。
在一些能源盆地中，会同时存在煤层气和页岩气源岩，它们可能相邻或处于较近或较远层位。在地质作用过程中，受生物化学作用或物理化学作用所产生的气体，会分别储存在煤层气或页岩气储层，若不同储层通过断层或裂隙相连通，可能会形成混合储层或相距很近的储层。尽管煤层气和页岩气在气体的来源与赋存层位等方面有所不同，但是在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性。在开采煤层气或页岩气的过程中，我们怎样才能够把相距较近两种储层的气体都采出来呢?如果两个储层相距较远的话我们能不能同时对煤层气和页岩气进行开采呢?
经过多年的探索、试验和研究，我国煤层气地质研究在煤层气赋存的地质过程与动力学机制研究、煤层气储集系统与聚散机制研究以及煤层气藏经济高效开发的场效应研究等方面均取得显著进展(秦勇，2003;汤达祯等，2003);同时，在选区评价技术、钻井技术、压裂技术、排采技术等开发技术上也取得重要突破(李嘉川等，2011)。近些年来，在页岩气勘探理论与技术方面也取得一定的成果(程克明等，2009;聂海宽等，2010;张金川等，2008)。
我国煤层气存在的问题是地质条件复杂———低渗透、低压力、低饱和度，开发理论与技术有诸多难题没有解决，储存运输困难，利用率低等问题;我国页岩气还处于研究阶段，没有开始试生产，对于页岩气的研究中渗流机理方面研究较少(刘德华等，2011)。对此应加强煤层气的基础理论研究，进一步提高对煤层气的认识程度，提高开采效率和资源利用率;对页岩气应加强富集特征与渗流机理的研究，形成系统的开发技术体系，以促进页岩气产业的发展。
本文在前人研究的基础上探讨煤层气和页岩气富集特征与开采技术的共性与差异性，研究的目的在于探索煤层气与页岩气富集的内在关系，煤层气与页岩气生成、演化与富集的机理，以及它们共同开发的可能性。因此，通过煤层气与页岩气富集特征与开采技术的比较研究，对于发展适合于我国地质条件的非常规天然气地质理论、推动我国非常规天然气产业的尽快形成均有所裨益。
2 煤层气与页岩气概念及其评价方法
煤层气俗称瓦斯，又名煤层甲烷，是与煤伴生、共生的气体资源，其主要成分为甲烷，含量组成为80%～99%，其次含有少量的CO2、N2、H2、SO2、C2H6等气体。煤层气主要以吸附态赋存于煤层孔隙表面或填隙于煤层结构内部，另外煤层裂隙与煤层水中存在少许游离气与溶解气。煤层孔隙及裂隙中的煤层气与煤层水形成特殊的水动力系统，只有当储层压力低于解吸压力时，煤层气才能解吸出来。
页岩气是从富有机质页岩地层系统中开采出来的天然气，是位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，主体上以吸附和游离状态同时赋存于具有生烃能力的泥岩、页岩等地层中的天然气聚集。页岩气开发虽然产能低，但具有开采寿命长和生产周期长的优点。由于含气页岩分布范围广、厚度大，使得页岩气资源量巨大。因而，页岩气井能够长期地以稳定的速率产气，一般开采寿命为30～50年，长者甚至能达80年(Xiaetal.，2009;李世臻等，2010)。
煤层气和页岩气都是自生自储、吸附成藏、连续聚集的非常规天然气，它们在概念特征上既有联系，又有区别，表1为煤层气和页岩气在概念特征上的比较。
表1 煤层气与页岩气概念的比较
煤层气和页岩气的富集有许多特征，如气体来源、储集介质等。评价这些特征需要许多方法(冯利娟等，2010)，有些方法仅适合煤层气储层，有些方法仅适合页岩气储层，有些方法二者均适用。表2中列出了一些重要的评价方法。
表2 用于评价煤层气和页岩气储层的重要方法
(据冯利娟等，2010修改)
3 煤层气和页岩气的富集特征
煤层气和页岩气均为自生自储，吸附成藏的非常规天然气。页岩气富集区页岩厚度往往较大，裂隙发育，热演化程度合适，如美国的Barnett页岩(Bowker，2007;Zhaoetal.，2007;Pollastro，2007)。它们在富集特征上有许多相似之处，也存在着明显的不同。下面主要从源岩、生成与演化特征，储集与分布特征，渗流与运移特征等方面来对比研究煤层气藏以及页岩气藏的富集特征。表3列出了二者在富集特征上的一些异同。
表3 煤层气和页岩气在富集特征上的异同
4 煤层气与页岩气的富集机理
煤层气是煤在煤化作用过程中形成的天然气在源岩中的残留部分，煤层既是生气源岩又是储气层段，煤化作用过程中形成的天然气原地聚集或短距离运移，主要通过煤层的吸附作用(Scholl，1980;Tadashi et al.，1995)将天然气聚集起来，为典型的吸附富集机理。煤的储气能力与煤的煤岩组分、变质程度、温度和压力有关。因此，煤层气在聚集方式、动力类型以及成藏特征等方面与常规天然气藏有较大差别(张金川等，2008)。由于煤层气主要以吸附作用为主，吸附气含量通常大于80%，游离气和溶解气比例很小，因此，可以不需要通常的圈闭存在。只要有较好的盖层条件，能够维持相当的地层压力，无论在储层的构造高部位还是低部位，都可以形成气藏(褚会丽等，2010)。
页岩气富集机理具有典型的“混合型”特征。根据不同富集条件，页岩气富集可表现为典型吸附机理、活塞富集机理或置换富集机理。第一阶段是天然气的生成与吸附，具有与煤层气相同的富集成藏机理(张金川等，2003);第二阶段发生在生气高峰;随着页岩生气过程的继续，页岩有机质颗粒所提供的最大吸附气量不足以满足所生成的天然气聚集需求时，游离态天然气开始出现。随着生气过程的继续，天然气在地层中逐渐形成高压，从而导致沿页岩的薄弱面小规模裂缝的形成，天然气开始在裂缝中以游离态运移聚集。由于页岩孔隙及微裂缝具有孔喉细小的特征，游离态天然气对地层水的排驱为活塞式整体排驱富集机理。如果天然气生成量继续增加，则天然气选择大孔隙通道进行置换式运移，气上水下，表现为裂缝系统中的置换富集机理(徐波，2009)。
煤层气和页岩气均产自于能源盆地，煤层气源岩的煤岩形成于适宜植物生长的沼泽环境中，页岩气源岩的页/泥岩形成于深湖相或湖泊中心相(Law，2002)。经沉降埋藏成岩后，受构造变动的影响岩石产生断层和裂隙，因此造成不同层位间孔隙和裂隙的连通。有机质经埋藏和变质作用，有机碳开始产生气体。随着变质作用的进行，油气成熟度越来越高，气体生成量也越来越大，生成的气体大部分被吸附在煤层和页岩等不同储层中，部分会沿着断裂和裂隙运移。如果煤层气储层和页岩气储层相邻或相距很近，煤层气和页岩气就可能会形成两个相邻或相近的气体储层，由于气体的运移在两个储层相邻或相近的情况下甚至可能出现煤层气和页岩气的混合储层。
5 煤层气与页岩气的开发技术
煤层气和页岩气开发的关键技术首先是评价技术，采用地质、测井等方法评价源岩(储层)的性能、含气量、分布范围和丰度等参数，确定储层性能和开采的有利区域;测试技术，对含气量、吸附性能、微观裂隙、渗透率等储层参数进行测试;储层改造技术，如压裂技术和水平钻井技术，水平钻井技术指从水平井筒钻出多水平井段，非常有利于低渗储层的技术改造。
煤层气的开发技术有:①钻井技术，包括钻井和完井技术。如水平井钻井技术、空气欠平衡钻井技术、保护储层的钻井技术等，是煤层气孔经济、高效、快速成孔的关键;②储层改造技术，煤层气储层属于低孔低渗的储层，进行商业性生产需对储层进行改造，储层改造措施是提高煤层气产量的重要措施，压裂技术是储层改造的重要技术，如清洁压裂液压裂技术、水力加砂压裂技术、氮气泡沫压裂技术等增产改造技术的试验与应用、井下微地震压裂裂缝监测试验;③排采技术，把煤层气从地下抽到地面所采取的技术;④煤层气田的低压集输工艺技术，包括集中式压缩机站与分散式撬装液化装置等技术。
页岩气的开发离不开储层的改造技术，美国的Barnett页岩就是经水力压裂后才开始产气的(Zhaoetal.，2007)。技术的进步推动了页岩气水平井的发展，在Barnett页岩气藏中，90%的新井都是水平井(冯利娟等，2010);储层压裂及重复压裂技术(邹才能等，2011)大幅度提高了页岩气产量，对页岩气商业性开采起着决定作用。
煤层气和页岩气均为非常规天然气，它们的开发技术有许多相同的地方。假如在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气，那么如果能够利用同一口井同时进行煤层气开采和页岩气开采，则和单一气体开采相比，单井在产气量和开采寿命上均应该会有所提高。因此可以提高天然气生产企业的经济效益。
6 结论与认识
煤层气和页岩气同为非常规天然气，它们在储层特征、富集机理和开采技术等方面存在许多相同的地方，但二者之间也有明显的差异。
(1)煤层气和页岩气都是自生自储、吸附成藏、连续聚集的非常规天然气。通过气体来源、气体组成、气体成因、赋存状态、赋存方式等比较了它们在概念特征上的联系和区别。评价煤层气和页岩气储层特征有不同的方法，有些方法仅适合煤层气储层，有些方法仅适合页岩气储层，有些方法二者均适用。
(2)煤层气和页岩气在富集特征、运移过程及开发技术方面具有一些共性，但在气体的来源、赋存层位及保存条件等方面有所不同。煤层气的富集主要是以吸附状态存在于煤层中，页岩气的富集是以吸附或游离状态存在于高碳质泥页岩中;煤层气富集需要有合适的盖层条件和水文地质条件，而页岩气的富集不需要附加的盖层条件和水文地质条件。
(3)煤层气的富集主要是通过吸附作用将天然气聚集起来，为典型的吸附富集机理;页岩气富集机理具有典型的“混合型”特征。根据不同富集条件，页岩气富集可表现为典型吸附机理、活塞富集机理或置换富集机理。
(4)煤层气储层和页岩气储层均为低孔低渗的储层，开采时均需要采取储层改造增渗技术，如水平井技术和储层压裂技术等。如果在一个盆地中同时赋存有煤层气和页岩气，就可以考虑利用同一口井同时进行煤层气和页岩气开采，从而提高它们的开采效率。
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巨野煤田煤质分析及科学利用评价摘要]从工业、元素、工艺性质方面，对巨野煤田煤质进行了详细的分析，根据其煤质特点，进行科学论证，得出巨野煤田是优质动力用煤和炼焦用煤的结论，可以用来制备水煤浆，用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品，用作焦化原料等。[关键词]煤质分析；煤质特点；科学利用；评价1巨野煤田煤质分析煤的工业分析工业分析是确定煤组成最基本的方法。在指标中，灰分可近似代表煤中的矿物质，挥发分和固定碳可近似代表煤中的有机质。衡量煤灰分性能指标主要有灰分含量、灰分组成、煤灰熔融性（DT、ST、HT和FT）。其中煤灰熔融性是动力用煤和气化用煤的重要性能指标。一般以煤灰软化的温度（即灰熔点ST）作为衡量煤灰熔融性的指标。龙固矿钻孔煤样工业分析结果(表1)变形温度（DT）为煤灰锥体尖端开始弯曲或变圆时的温度；软化温度（ST)为煤灰锥体弯曲至锥尖触及底板变成球形时的温度；半球温度（HT）为灰锥形变至近似半球形，即高约等于底长的一半时的温度；流动温度（FT）为煤灰锥体完全熔化展开成高度＜ mm薄层时的温度。彭庄矿钻孔煤样工业分析结果（表2）2煤质特点及科学利用评价巨野煤田煤质特点由煤炭科学研究总院《巨野矿区煤质特征及菜加工利用途径评价》可以看出巨野煤田煤质有如下特点：①灰分含量低，属于中、低灰煤层。②挥发分含量高，各煤层原煤的挥发分含量在33%以上，且差异不大，均属于高挥发分煤种。③磷含量特低；硫分含量上低下高。④干燥基低位热值高。各层煤的都比较高，且随原煤灰分的降低而升高。⑤粘结指数、胶质层厚度和焦油产率均较高。⑥碳、氢含量较高。碳含量在～之间，氢含量在～之间，C/H比值＜16。⑦灰熔点上高下低。成浆性实验评价2008年1月，华东理工大学对巨野煤田龙固矿(1#)、赵楼矿(2#)和彭庄矿(3#)原煤进行成浆性实验及评价。成浆浓度实验成浆浓度是指剪切速率100 s-1，粘度为1 000 mPa·s，水煤浆能达到的浓度。采用双峰级配制浆，粗颗粒与细颗粒质量比为3∶7；选取腐殖酸盐作为添加剂，用量为煤粉质量的1%。制成一系列浓度的水煤浆，测量其流动性，观察水煤浆的表观粘度随成浆浓度上升的变化规律，结果如表10所示。由表10看出，随着煤浆浓度增大，煤浆表观粘度也明显升高。本实验3种煤样成浆浓度分别为龙固矿66%(wt)；赵楼矿67%(wt)；彭庄矿68%(wt)。流变性实验水煤浆流变特性是指受外力作用发生流动与变形的特性。良好的流变性和流动性是气化水煤浆的重要指标之一。将实验用煤制成适宜浓度的水煤浆，然后用NXS-4 C型水煤浆粘度计测定其粘度。将水煤浆的表观粘度随剪切变化的规律绘制成曲线，观察水煤浆的流变特性，见表11。从表11可以看出，3种煤制成的水煤浆中，随着剪切速率增大，表观粘度都随之降低，均表现出一定的屈服假塑性。屈服假塑性有利于气化水煤浆的储存、泵送和雾化。实验结论煤粉粗粒度（40～200目）和细颗粒（＜200目）质量比为3∶7，腐殖酸盐作为添加剂，添加量为煤粉质量的1%时，龙固矿煤浆浓度为66%（wt）、赵楼矿煤浆浓度为67%（wt）、彭庄矿煤浆浓度为68%（wt），满足加压气流床水煤浆气化技术对水煤浆浓度的要求。原料煤的应用适合于制备水煤浆水煤浆不但是煤替代重油的首选燃料，而且是加压气流床水煤浆气化制备合成气的重要原料。同时它又是一种很有前途的清洁工业燃料。实践上，华东理工大学“巨野煤田原煤成浆性实验评价报告”表明：巨野煤田各矿井原料煤均适合于制备高浓度稳定水煤浆。用于煤气化合成氨、合成甲醇及后续产品巨野煤田原煤属于高发热量的煤种（弹筒热平均值在28～31 MJ/kg之间），该煤有利于降低氧气和能量消耗，并能提高气化产率；因灰熔点较高（＞1 300℃），有利于固态排渣。根据鞍钢和武钢分别使用双鸭山和平项山1/3焦煤作高炉喷吹的经验，巨野煤田的1/3焦煤与双鸭山和平顶山1/3焦煤一样成浆性较好，其1/3焦煤洗精煤可以制成水煤浆，作为德士古（Texaco）水煤浆气化炉高炉喷吹用原料。煤气化得到的合成气既可通过变换用于合成氨/尿素，又可经净化脱硫合成甲醇或二甲醚。以甲醇为基础可进一步合成其他约120余种化工产品。另外，还可利用甲醇制备醇醚燃料及合成液体烃燃料等。用作焦化原料焦化用于生产冶金焦、化工焦，其副产焦炉煤气可用于合成甲醇或合成氨，副产煤焦油进行分离和深加工后可得到一系列化工原料及化工产品。由表12看出，巨野煤田大槽煤经过洗选以后，可以供将来的400万t/a焦化厂或者上海宝钢等大型钢铁企业生产I级焦炭时作配煤炼焦使用；灰分≤的8级精煤（2#），也可供华东地区的中小型焦化企业生产2级和3级冶金焦的配煤炼焦使用。此外，该煤也可以单独炼焦，但所生产焦炭的孔隙率偏高，最好进行配煤炼焦。远景目标———煤制油煤直接液化可得到汽油、煤油等多种产品。巨野煤田的大部分煤层均为富油煤，尤其是15煤层平均焦油产率＞12%，属高油煤；根据元素分析计算的碳氢比各煤层均＜16%；大部分煤层挥发分＞35%的气煤和气肥煤通过洗选后的精煤挥发分＞37%，而其灰分＜10%。因此，巨野煤田的煤炭都是较好的液化用原料煤。煤间接液化可制取液体烃类。煤经气化后，合成气通过F-T合成，可以制取液体烃类，如汽油、柴油、石腊等化工产品及化工原料。3结语综上所述，巨野煤田第三煤层大槽煤属于低灰、低硫、低磷、结焦性好、挥发分高、发热量高的煤炭资源，其中的气煤、1/3焦煤、气肥煤、肥煤、天然焦等是国内紧缺的煤种，它们的洗精煤不仅可作为炼焦用煤、动力用煤，而且是制备水煤浆和高炉喷吹气化的重要原料。因此,菏泽大力发展煤气化合成氨和甲醇并拉长产业链搞深度加工是必然的正确选择。
水煤浆气化技术论文篇二 德士古水煤浆气化技术的特点及应用 【摘要】水煤浆气化技术在我国由来已久，近年来，德士古水煤浆气化技术在我国的发展更为的迅速，其技术应用的范围也在不断的扩大，德士古水煤浆气化技术具有很多优点，因此，其应用还有待于进一步开发。本文将从以下几个方面来分析德士古水煤浆气化技术的特点及应用。 【关键词】德士古水煤浆气化技术;特点;应用;分析 中图分类号：X752 文献标识码：A 文章编号： 一、前言 目前，国内水煤浆气化的应用还存在一定的问题，选用何种技术成为了主要的关注点，因此，研究德士古水煤浆气化技术的特点及其在我国的应用具有很深远的现实意义。 二、煤气化原理及发展趋势 1、煤气化的原理 煤的气化反应是指气化剂(空气、水蒸气、富氧空气、工业氧气以及其相应混合物等)与碳质原料之间以及反应产物与原料、反应产物之间的化学反应。在气化炉内，煤炭要经历干燥、热解、气化和燃烧过程。 (一)湿煤中水分蒸发的过程： (二)热解(干馏)是煤受热后自身发生的一系列物理化学变化过程。一般来讲，热解的形式为：煤 煤气(CO2，CO，CH4，H2O，H2，NH3， H2S)+焦油+焦炭 (三)气化与燃烧过程。仅考虑煤的主要元素碳的反应，这些反应如下： a.碳-氧间的反应; b.碳-水蒸气间的反应; c.甲烷生成反应; 需要指出的是，以上所列诸反应为煤气化和燃烧过程的基本化学反应，不同过程可由上述或其中部分反应以串联或平行的方式组合而成。 2、煤气化技术的发展趋势 现代煤炭气化技术发展趋势如下： (一)气化压力向高压发展。气化压力由常压、低压(<)向高压() 气化发展，从而提高气化效率、碳转化率和气化炉能力。 (二)气化炉能力向大型化发展。大型化便于实现自动控制和优化操作，降低能耗和操作费用。 (三)气化温度向高温发展。气化温度高，煤中有机物质分解气化，消除或减少环境污染，对煤种适应性广。 (四)不断开发新的气化技术和新型气化炉，提高碳转化率和煤气质量，降低建设投资。目前碳转化率高达98%-99%，煤气中含CO+H2达到80%-90%。 (五)现代煤气化技术与其他先进技术联合应用。 (六)煤气化技术与先进脱硫、除尘技术相结合，实现环境友好，减少污染。 三、国内应用上存在的问题与解决措施 1.存在的问题 (一)气化效率仍然低 当前在国内，在燃烧上多采用单喷嘴直喷的模式，像德士古炉，而华东理工大学则采用多嘴对喷，后者的改进虽然增强了利用的效率，但是其对耐火砖的损坏也相应的加大了。在整个气化装置中，采用单个喷嘴时，其容量受到了限制，这就制约了水煤浆气化的转化效率。当采用多对喷嘴时，喷嘴的寿命也同时受到了考验，在雾化方面的效果仍然不能得到完全的控制。 (二)耐火砖的寿命短 水煤浆中本身存在34%左右的水，它的存在会吸收大量的热，在转化过程中，反应的进行使得化学平衡容易遭受破坏，因此，在设计上安排了耐火砖来作内衬。耐火砖专为改善水煤浆气化而来，所以，好的耐火砖将会对气化产生重要的作用。而在实际转化过程中，耐火砖十分容易损坏，当转化炉的操作温度过高时，它将直接烧坏耐火砖。 (三)煤炭质量的影响在现今的转化中，煤浆的混合制成，也对煤中含灰量和灰熔点有着特定的要求，当煤的质量不能满足水煤浆的合成时，其气化的效果将降低，同时，在进一步的燃烧中，由于可燃物含量的低下使得将要获得热能减少。 四、德士古水煤浆气化技术工艺 水煤浆制气的德士古工艺见图 1： 五、德士古水煤浆气化技术特点 德士古加压水煤浆气化工艺与第一代煤气化工艺相比,主要是提高了气化压力和温度,从而改善了技术经济指标。扩大了煤种的适应范围,该气化炉属于喷流气化,以水煤浆方式进料,其气化压力为。 主要工艺特点如下: 1、煤种适应性强,主要以烟煤为主,对煤的活性没有严格要求,但对煤的灰熔点有一定要求。 2、水煤浆用泵连续输送,故气化炉操作稳定性好,输送方便并有利于环境改善。 3、碳转化率高达96%以上,排水中无焦油、酚等污染环境的副产物产生,同时煤气中甲烷含量低,是较为理想的合成原料气。 4、气化在加压下进行,气化强度高,设备体积小,布置紧凑而且能耗较低。 5、气化炉内无转动部件,其结构简单、可靠。 6、气体在气化炉内停留时间短,仅为几秒钟,因而气化操作弹性大。 7、气化炉高温下排出之熔渣性能稳定,对环境影响小。 德士古水煤浆气化技术,与无烟煤间歇气化及鲁奇(Lurgi)气化技术相比具有明显的优越性。该法常以灰融点低活性较好的煤质为主,对煤种有较宽的适应性。适宜于作生产合成氨和甲醇的原料气。因而该技术引入我国以后,引起合成氨企业及各界人事的普遍关注。 六、德士古水煤浆气化的应用 目前我国采用该技术的在运行装置有20多家。鲁南化肥厂、上海焦化厂、陕西渭河化肥厂、安徽淮南化工厂和黑龙江浩良河化肥厂是国内使用德士古水煤浆气化炉较早的厂家，德士古水煤浆气化炉的部分应用情况见表 1。 表 1 德士古德士古水煤浆气化的应用状况 七、水煤浆气化工艺前景展望 德士古加压水煤浆气化技术虽然是比较成熟的煤气化技术，但从已投产的水煤浆加压气化装置的运行情况看，由于工程设计和操作经验的不完善，还没有达到长周期、高负荷、稳定运行的最佳状态，存在的问题还较多。 1、气化炉烧嘴运行周期较短，一般不超过 3 个月，这是造成德士古装置必须有备炉的主要原因; 2、耐火砖使用寿命国产约 1 a，进口约 2 a，导致维修费用较大; 3、单烧嘴制气，操作弹性较低;德士古加压水煤浆气化炉耐火砖的寿命问题仍然是一个难题，对于德士古水煤浆气化炉烧嘴的问题已有一些新的气化炉将单喷嘴改为对置式多喷嘴，可以增加热质传递，并且能提高碳的转化率。目前由兖矿集团有限公司、华东理工大学共同承担的国家高技术研究发展计划(863 计划)重大课题“新型水煤浆气化技术”就是将单喷嘴水煤浆气化炉改为对置式多喷嘴水煤浆气化炉，并配套生产甲醇和联产发电。多喷嘴对置式水煤浆气化技术含水煤浆制备工序、多喷嘴对置式水煤浆气化和煤气初步净化工序、含渣水处理工序。 多喷嘴对置式水煤浆气化技术自动化程度高，全部采用集散控制系统(DCS)控制，特别是氧煤比完全可以投自动串级控制。工业运行证实，该装置具有开车方便、操作灵活、投煤负荷增减自如的特点，操作的方便程度优于引进水煤浆气化装置。多喷嘴对置式水煤浆气化技术已被工程实践证实完全可行，工艺指标也极为先进，对初步的运行结果统计表明：有效气 CO+H2≥82%，碳转化率≥98%。通过工业化规模的气化炉的示范运行，我国在水煤浆气流床气化技术方面将达国际先进水平，具有自主知识产权的大型煤气化技术。 随着机械化采煤的发展，粉煤产率也在增加，利用此项技术可以解决粉煤的利用问题，也可以解决煤炭在洗选过程中产生的大量煤泥，利用水煤浆气化技术联合循环发电也具有广阔前景。今后煤化工的更多机会是发展新型煤化工，即煤制甲醇、煤烯烃、二甲醚和煤制油，煤气化生产甲醇及其下游产品的开发和 IGCC 联合发电也是新型煤化工的一个发展方向。新型煤化工将成为今后煤化工产业的发展主题。 八、结束语 在我国今后的水煤浆气化的发展过程中，可以更加深入的分析德士古水煤浆气化技术，通过充分利用其优势来提高其使用效果，从而提高我国水煤浆气化技术的整体质量水平。 【参考文献】 [1]陈俊峰.煤气化技术的发展现状及研究进展[J].广州化工，(5)：31-33. [2]赵嘉博.刘小军.洁净煤技术的研究现状及进展[J].露天采矿技术.. [3]高丽. 德士古水煤浆加压气化技术的应用[J]. 煤炭技术,2010,07:161-162. [4]贾小军. 德士古水煤浆气化技术研究及其国产化创新[J]. 中国科技信息,2013,14:115. [5]崔嵬,吕传磊,徐厚斌. 德士古水煤浆加压气化技术的应用及创新[J]. 化肥工业,2000,06:7-8+17-58. 看了“水煤浆气化技术论文”的人还看： 1. 煤气化技术论文 2. 煤气化技术论文(2) 3. 煤炭气化技术论文(2) 4. 洁净煤燃烧技术论文 5. 大气污染控制技术论文
一、煤炭工业发展现状煤炭是我国重要的基础能源和重要原料，煤炭工业的发展支撑了国民经济的快速发展。在20世纪50年代和60年代，煤炭在我国一次能源生产和消费结构中的比重分别占90％和80％以上，2004年煤炭所占的比例分别为和。（一）改革开放以来煤炭工业取得显著成绩1．煤炭产量持续增长全国原煤产量由改革开放初期的6亿吨左右提高到2004年产量亿吨，增长2倍多，处于历史最高水平，为我国国民经济发展提供了能源保障。2．生产水平大幅度提高大中型煤矿机械化水平、单产、单进、原煤工效，都逐年增高。建成了一批国际领先、高产高效矿井，初步建全了技术、设计、制造、培训比较完整的技术保障体系。3．产业结构调整取得重大进展政企分开迈出重大步伐，大多数国有大中型煤炭企业开始建立现代企业制度。一些企业开始了跨地区、跨行业的产业联合，煤、电、化、路、港、航产业链开始形成，一批劣势企业退出市场。4．行业整体效益不断增加在经历三年严重的经济困难后，2001年煤炭行业开始走出低谷，呈现恢复性增长。2002年后步入快速增长周期，经济运行质量不断提高。2004年全国规模以上煤炭企业补贴后实现利润达418亿元。（二）行业主要特点1．煤炭是资源性行业煤炭是不可再生的资源。煤矿的寿命取决于其所拥有的煤炭储量。我国大多数煤矿远离城市和经济发达地区、社会负担重，经济基础差。地区条件不一，煤炭企业发展不平衡性在行业中十分突出。2．煤炭是高危行业因煤矿生产条件所限，从历史上看，在各国工业部门中，煤矿的事故死亡率是最高的。我国煤矿95%生产能力是井工开采。高瓦斯和双突矿井占全国煤矿矿井总量的1/3，90％矿井有煤尘爆炸危险性。随着开采深度增加，影响安全生产因素愈来愈多，条件愈来愈复杂。3．煤炭是投资高风险行业煤矿开采环节复杂，矿井建设投资大，周期长，见效慢，煤炭市场不确定因素多。因此，从建井到生产，经营风险大，多数煤炭企业产业结构上的问题影响了企业市场适应能力和抗灾能力。4．煤炭是为国民经济发展做贡献的行业煤炭属于初级产品，煤矿的效益向后续加工工业传递和辐射。单一的产品结构，企业经济效益难以提高，我国煤炭开采的价值和效益体现在后续产业和对国民经济发展的支撑作用。二、煤炭工业面临的主要挑战（一）资源保障问题我国煤炭品种齐全、资源比较丰富，但资源勘探程度低，经济可采储量和人均占有量较少，资源破坏和浪费严重，生态环境和水资源严重制约煤炭资源的开发。我国煤炭资源区域分布不均衡。秦岭、大别山以北，煤炭储量占全国总储量的，其中晋、陕、蒙三省（区）占全国的65%。资源保证程度低。截止2000年末，我国尚未利用的精查储量约为600亿吨，目前可供大中型矿井利用的精查储量仅300亿吨左右。据估算，到2020年，煤炭精查储量需增加约1250亿吨。当前我国资源破坏和浪费严重。部分煤炭企业存在着"采厚弃薄"、"吃肥丢瘦"等浪费资源现象，全国煤矿平均资源回收率为30%～35%左右，资源富集地区的小型矿井资源回收率只有10%～15%。我国适合建设大型煤炭基地的整装煤田，随意被分割肢解现象严重。（二）煤矿生产能力与技术结构问题1．煤矿生产技术水平低全国采煤机械化程度仅为42％，除部分国有大矿之外，大多数煤矿生产技术水平低，装备差，效率低。特别是乡镇煤矿，基本上是非机械化开采。2004年乡镇煤矿产量仍占我国煤炭总产量的39％，在资源消耗和人员伤亡上，已付出了很大的代价。2．部分煤矿超能力生产据调查分析，2003年国有煤矿的亿吨产量中，属于超能力和无能力矿井生产的煤炭约为亿吨，占国有煤矿产量的13%。煤矿超强度超能力生产满足了国民经济发展对煤炭的需求，但其造成的负面影响，一是缩短煤矿开采年限，二是威胁煤矿安全生产。3．大中型煤矿煤炭供给能力不足据预测，我国现有生产煤矿和在建煤矿的合计生产能力到2010年和2020年分别为亿吨和亿吨。要实现煤炭产需平衡，需要再建设一批新井和扩大现有煤矿的生产能力，预计到2010年和2020年分别需要再增加生产能力亿吨和亿吨。（三）行业结构与企业发展问题1．煤炭产业集中度低2004年我国前8家煤炭企业市场集中度为，远低于世界其它主要产煤国家。2．煤炭企业负担过重煤矿企业税负比1994年税制改革前提高了6个百分点；2003年，煤炭行业支出铁路建设基金约100多亿元；国有重点煤矿企业办社会问题突出，地方政府接收困难，原国有重点煤矿办社会年净支出60亿元。2004年末，原国有重点煤矿在职人员257万人，由于所在地区社会承受能力弱，难以减人提效。部分煤矿资源枯竭，生产能力下降，生产成本上升，富余人员、工伤抚恤人员多，转产困难。3．煤矿企业效益差、职工收入低2004年原中央财政煤炭企业补贴前亏损面仍高达48%，补贴后仍有6%的企业亏损。2004年原国有重点煤矿在岗职工平均收入16812元，低于全国平均水平。（四）煤矿安全与矿区环境治理问题1．煤炭安全形势严峻2004年煤矿共死亡6027人，百万吨死亡率为，显著高于世界其它主要国家。如美国为，波兰；大多数煤矿生产和安全技术装备落后，防灾抗灾能力差，重大、特大事故频繁发生。2004年共发生死亡10人以上特大和特别重大事故42起，死亡1008人。2．矿区环境治理问题矿井生产中排放的煤矸石约占原煤产量的8～10%，现已累计堆存煤矸石30多亿吨，占地超过15万亩。矿区地面塌陷、煤田自燃火灾、部分煤矸石自燃、煤矿瓦斯排放对生态环境构成严重影响。煤矿开采每年排出地下水约22亿立方米，我国西北部主要煤炭产区，煤炭开采加剧了水资源的匮乏，对矿区生态环境造成影响。井下煤层气年抽出量约100亿立方米，90％直接排放到大气中。（五）煤炭运输与燃煤污染问题1．煤炭运输制约我国煤炭资源主要分布在西北部，而煤炭消费重心在东南部，形成了"北煤南运、西煤东调"的格局，运输距离长，运输费用高，影响煤炭供应能力和市场竞争力：铁路运力不足的问题将长期存在；港口吞吐能力满足不了需要；公路长距离运输成本过高。2．煤炭消费与环境保护问题煤炭在利用过程中将产生大量的污染物和温室气体。特别是煤炭的不合理利用，排放了大量烟尘和有害气体，严重污染环境。随着煤炭消费量的增加，环境保护压力将越来越大。我国酸雨覆盖区已扩大到约占国土总面积的30%，SO2排放的75%以上来源于燃煤。2003年SO2排放总量增加至2158万吨，酸雨污染加重。2003年燃煤总量增加，烟尘排放总量增加至1047万吨。我国CO2排放量目前居世界第二位，CO2的排放约80%来自煤炭燃烧。三、煤炭工业发展的战略对策通过优化结构、合理开发利用，保障煤炭长期稳定供给，促进煤炭行业健康、协调、可持续发展。煤炭是我国重要的基础能源和重要原料，是不可再生的矿产资源。煤炭生产是高危险性和高风风险的行业，要把节约资源、保障安全和保护环境放在重要的位置，合理开发利用，以保障煤炭长期稳定供给。煤炭行业必须淘汰技术落后的粗放型生产方式，走新型工业化道路，国家应制定长远战略对煤炭资源实行保护性开采和利用。优化行业结构。我国煤炭产业集中度仍然很低，具备安全生产条件的煤矿生产能力不足，必须抓好大型煤炭基地建设，培育和发展大型煤炭企业集团。煤炭是艰苦和危险的行业，必须改善行业的发展环境，以吸引投资和人才。优化生产技术结构，进一步用先进适用技术改造和提升煤炭工业。要搞好新井建设和现有矿井技术改造，建设高产高效矿井，促进产业升级，实现煤矿生产技术装备的现代化；要全面提高煤矿开采技术水平，支持大型煤炭企业通过收购、兼并、联合、重组方式改造中小煤矿；要逐步淘汰资源回收率低、安全条件差的落后生产技术，支持依法生产的小煤矿，通过技术改造，实现有序健康发展。优化产品结构，提高煤炭及煤炭行业的竞争力。发展和推广应用洁净煤技术，通过煤炭高效洁净利用技术，减少煤炭利用过程中的污染物和温室气体排放，提高煤炭的竞争力；通过煤炭加工和转化延长煤炭产品的产业链，拓展煤炭市场。（一）培育和发展大型企业和企业集团通过市场引导和政府推动，积极培育和发展跨地区、跨行业、跨所有制、跨国经营、亿吨级以上的大型企业集团。这些企业集团国内市场占有率将达到60%以上，成为商品煤供应基地、出口煤基地、煤炭深加工基地和市场投资主体。鼓励煤炭企业发展相关产业。支持煤电联营，鼓励煤炭与电力企业联合建立坑口电厂；支持煤炭企业与冶金、化工和建材行业实现上下游产业的联营。（二）建设大型煤炭基地根据国务院"重点支持大型煤炭基地建设，促进煤电联营，形成若干个亿吨级煤炭骨干企业"的决策，结合煤炭开发布局，选择煤炭资源条件好，具有发展潜力的矿区作为大型煤炭基地。抓好基地内主要矿区的新井建设和现有矿井技术改造，提高大型煤炭基地产能比重。建设大型煤炭基地，提高大中型煤矿的技术水平和生产能力，保障煤炭长期稳定供给。13个大型煤炭基地，现有煤矿生产能力8亿吨，预计2010年达到15亿吨，2020年达到18亿吨。（三）建设高产高效矿井、全面提高煤矿开采技术水平大力发展综合机械化采掘技术，推进高产高效煤矿建设，实现煤矿高效、安全、洁净开采。建设一批大中型现代化矿井；对现有大中型矿井进行技术改造；联合改造小煤矿，全面提高煤矿开采技术水平和资源采出率。我国煤矿采煤机械化程度仅为42％，小型煤矿采煤方法和采煤工艺必须进行改革，要逐步淘汰和禁止非正规采煤方法和落后的采煤工艺，大力推广机械化采煤技术。（四）建立煤矿安全长效机制提高安全生产准入门槛。目前乡镇小煤矿产量仍占我国煤炭总产量的39%，乡镇小煤矿生产保障了我国煤炭需求的供给，但在资源消耗和人员伤亡上，付出了很大的代价。必须建立严格的煤炭开采准入制度，逐步淘汰安全条件差的落后煤矿。加大煤矿安全投入。国家继续对煤炭行业特别是煤矿安全给予必要的政策支持，重点支持大中型煤矿技术改造。在规范煤矿维简费管理的基础上，严格安全费用提取和使用，加大煤矿安全生产设施投入。加大监察执法力度。加强对各类煤矿的安全监察，依法惩处违法违规现象，做到有法必依，执法必严，违法必究。在2010年前，全国煤矿百万吨死亡率力争从2004年的降到以下，其中大型煤矿为以下。（五）加强煤炭开发的资源保障增加煤炭资源勘查投入。要建设大型煤矿和煤炭基地，应为煤炭资源勘探的投入创造良好的环境。加强资源管理。资源勘探开发登记、矿业权设置必须符合煤炭开发规划和矿区总体规划。国家要控制大型矿区勘查开发规划的审批。提高煤炭资源利用率。制定可行的管理措施和经济政策，激励企业珍惜煤炭资源，不断提高资源回收率。（六）大力开发和推广洁净煤技术洁净煤技术可使煤炭成为高效和比较洁净利用的燃料，是中国能源可持续发展的现实选择，包括四个部分，即煤炭加工技术、燃烧技术、煤炭转化技术和开发利用中的污染控制技术。中国已成为世界煤炭焦化生产、消费及贸易大国。通过气化、液化等转化技术，生产替代石油的发动机燃料和化工产品，如乙烯、丙烯等。大力发展现代化高效燃煤发电技术，改变我国终端能源的消费结构，减少煤炭直接燃烧造成的污染和温室气体排放，保障能源供给和安全。（七）资源综合开发与环境保护开发煤层气资源。依托资源和政策优势，当前以地面开发与煤矿井下瓦斯抽放相结合，实现煤层气开发产业化，变废为宝、变害为利。做好水资源保护与矿井水利用，矿区土地复垦与环境保护，控制煤矸石的产出量，提高煤矸石的综合利用率。（八）关注煤炭行业发展的深层次问题1．提高煤炭运输能力加快铁路运煤通道建设，提高煤炭运输能力；放开铁路运输价格，取消计划内外双重价格；尽快取消铁路建设基金。2．切实减轻煤炭企业税收负担借鉴国外主要采煤国家经验，制定符合煤炭工业发展规律的税收政策体系，公平税负。按照国务院1994年确定的"既要建立新的增值税机制，又要照顾煤炭行业的实际困难，不增加国有重点煤炭企业的税负水平，保持1993年的税负的原则"，调整煤炭税收政策。3．加快分离企业办社会职能加快企业主辅分离，分离企业办社会的职能，努力拓宽就业渠道，做好煤矿及矿区人员的再就业工作。4．建立和完善煤矿准入和退出机制规范煤矿准入标准，建立和完善勘探开发资质认证制度，提高资源开发、土地利用、环境保护准入门槛，减少煤矿数量，提高产业集中度。坚决关闭开采方式落后和不符合基本安全生产条件的小煤矿，严厉打击非法开采现象，保障安全生产。解决煤矿衰老报废的转产、人员安置等问题，鼓励和引导企业调整产业结构，发展替代产业，为其生存和发展创造良好的外部条件。5．科学界定煤炭产业地位参照国际的有关做法，可将煤炭行业划入第一产业范围，制定相关法律、法规和与其产业地位相适应的财政、税收、金融、投资政策。6．建立煤炭价格形成机制政府应考虑煤炭资源、环境治理、煤矿安全、煤矿衰老报废等成本因素，制定合理的煤炭指导价格；鼓励煤炭企业积极与发电企业协商确定电煤价格，签订中长期合作协议。7．稳定煤炭进出口政策要从有利于煤炭工业长远发展出发，按照世界贸易组织规则，依据资源和市场需求，调整煤炭产品的进出口结构，加强出口煤基地建设，稳定出口份额。
摘要 ：天然气经过开采之后，要实现其有效利用，必须对天然气进行净化处理，而天然气在净化处理过程中具有易燃易爆、高温高压以及有毒有害等特点，安全隐患非常多。为了保障天然气净化过程安全可靠，有必要加强天然气净化设备的检修，并对检修过程进行严格的安全管理。基于此，本文深入分析天然气净化设备的检修，并提出具体安全管理措施，为相关工作的开展提供一定参考。
关键词： 天然气；净化设备；检修；安全管理
天然气净化过程中存在诸多安全隐患，一旦净化设备出现故障或者危险情况，很容易引发安全事故。为了有效保障天然气净化安全可靠，需要对天然气净化设备加强检修与保养，并针对检修过程强化安全管理，保障天然气净化设备检修顺利进行，有效消除各项安全隐患。
1天然气净化设备的检修
在检修天然气净化设备过程中，最重要的就是明确各方面的危险源。在明确危险源的检修当中，主要是对FeS自燃问题、液体泄露以及气体管线积液等问题进行重点检查。当天然气净化设备停止生产而且同时进行空气吹扫和催化剂降温的时候，很容易出现FeS自燃现象，或者设备和空气实现较大面积接触的时候，也很容易导致FeS产生自燃。天然气净化设备在进行开车或者停车过程中，很容易出现气相管线积液情况，这种问题隐蔽性较强，所以很容易被忽视，进而引发较大危害。导致这种问题出现，主要是由于放空管线、蒸汽管线以及蒸汽过热器等出现缺陷造成的。基于此，在检修工作当中，需要着重对疏水器相应疏水情况进行全面检查，并在实际开车之前实现合理化校调，对阀门状态进行全面检查，还要检查放空低点，实现排液处理。设备以及管线超压在天然气净化设备当中也属于重要的潜在危险源，会严重威胁相关人员和物体，在实际检修当中，一旦发现漆膜脱落、支撑架变形以及捕雾网损坏，需要及时置换氮气，同时加水进行浸泡。如果催化剂出现活性降低或者停产进度出现缓慢情况，需要及时调校仪表，若同时发生配风异常，要马上降低风级，加快分析频率。当管线出现穿孔或者变形的时候，要增加巡检频率，及时停止进风并加入氮气。除此以外，还要对管线、超温以及设备当中出现的H2S、SO4、CH4残留以及过程气泄漏、原料气和酸气等进行充分识别和检修。
2天然气净化设备检修的安全管理
完善建立检修安全管理制度
在天然气净化设备检修过程中，面临着诸多安全隐患，为了降低危险发生率，保障检修工作能够顺利开展，需要完善的制定检修安全管理制度。在相关制度当中明确规定设备日常管理规范、应急措施、检修标准和工具使用规范等，在全面落实相关安全管理规范之下，进一步确保天然气净化设备检修当中相关人员和物体的安全。
贯彻落实PDCA管理制度
所谓PDCA，指的是对管理过程还有工作质量进行高效控制的工具，包含了四个阶段，即计划→实施→检查→行动。对天然气净化设备实现全面检修的时候，需要贯彻落实PDCA管理制度，在实际检修当中，首先要科学进行检修方案的制定，并对相关方案进行全面检查与审阅，之后要根据相关方案进行所有检修工作，在检修工作结束后对其开展效果进行科学的分析和评估，对检修工作当中存在的各种问题进行总结，针对性的提出解决和优化对策，实现改进处理[1]。以此促使天然气净化设备检修工作形成良性循环模式，促使检修工作更加顺畅，管理水平不断提高。
实施检修现场安全员管理制度
在全面实施检修现场安全员管理制度过程中，需要至少委派一名安全员对检修现场进行安全看护，针对检修现场的工具使用以及人员出入进行真实记录，及时发现并报警紧急事件，协调相关部门有效处理，并和检修人员进行深入沟通等，以此有效确保检修现场所有工作人员的安全。为了有效发挥检修现场安全员的职能作用，需要严格的对现场安全员进行岗前培训，促使其充分了解并掌握检修工作当中涉及到的各种危险源以及各种工作规范，在实际管理当中对检修人员存在的错误和不当行为及时指出和纠正，促使各项检修工作规范进行。安全员在实际工作当中，要在现场检修之前，充分告知检修人员在检修工作当中需要注意的`各种安全事项。
全面检查检修现场
由于天然气净化设备检修过程中，检修人员的注意点主要在设备方面，且很多检修人员缺乏一定安全意识，为了有效保障检修安全，需要安排专门人员对检修现场进行全过程监督。在充分检查和监督检修现场的时候，需要确保现场安全员全面履行自身职责，保障检修人员其许可单保持完整，还要检查检修人员掌握的检修内容以及涉及到的安全事项，对检修过程中出现的各种不安全行为要及时制止并纠正，对检修现场出现的各种问题进行记录、汇总，并在分析之后及时解决处理[2]。在实际检修工作当中，还需要充分落实检修作业许可制度，保障作业许可单的完整，在申请通过之后方可进行具体检修作业。
做好净化设备的日常保养和维护工作
为了有效保障天然气净化设备检修安全，需要对相关设备加强日常保养和维护工作，避免相关设备由于长期运转导致出现不良问题，进而增加安全隐患。做好净化设备的日常保养以及维护，能够有效减少设备检修工作压力，并降低检修工作事故发生率，强化安全管理。
3结语
天然气净化设备自身具有较高的危险性，为了保障设备运行安全，需要在实际工作当中加强设备的检修，并注意在检修过程中做好安全管理，充分保障天然气净化设备的顺利运行以及检修工作的安全有序。在天然气净化设备检修过程中，要着重识别各种危险源，并贯彻落实各项安全管理制度，做好日常维护和保养工作。
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摘要： 高炉煤气的利用方式很多，目前我国最主要的利用方式是高炉煤气发电项目（包括燃烧高炉煤气和高炉煤气、煤粉混烧）。分析燃煤锅炉掺烧高炉煤气和全烧高炉煤气后的工况变化，并提出改造措施，对钢铁行业的燃煤锅炉改造具有借鉴意见。 更多高炉煤气论文请进：教育大论文下载中心关键词：高炉煤气；燃煤锅炉；掺烧 在钢铁企业的生产过程中，消耗大量的煤炭、燃油和电力能源的同时，还产生诸如高炉煤气、焦炉煤气和转炉煤气等二次能源，所产生的这类能源，除了满足钢铁生产自身的消耗外，剩余部分用于其他行业或民用。高炉煤气是炼铁的副产品，是高炉中焦炭部分燃烧和铁矿石部分还原作用产生的一种煤气，无色无味、可燃，其主要可燃成分为CO，还有少量的H2，不可燃成分是惰性气体、CO2及N2。CO的体积分数一般在21%-26%，发热量不高，一般低位发热值为2760-3720kJ/m3。高炉煤气着火温度为600℃左右，其理论燃烧温度约为1150℃，比煤的理论燃烧温度低很多。燃烧温度低，使得高炉煤气难以完全燃烧，且燃烧的稳定性差。由于高炉煤气内含有大量氮气和二氧化碳，燃烧温度低、速度慢，燃用困难，使得许多钢铁企业高炉煤气的放散率偏高。利用高炉煤气发电，由于燃料成本低，系统简单，减少了燃料运输成本及基建费用，可以缓解企业用电紧张局面，减少CO对环境的污染，取得节能、增电、改善环境的双重效果，既能为企业创造可观的经济效益，又能创造综合社会效益。根据现在钢铁行业中高炉煤气的主要利用方式，本文对燃煤锅炉掺烧高炉煤气和燃煤锅炉改造为全燃高炉煤气锅炉做了理论分析和相应的改造措施。1 掺烧高炉煤气对锅炉性能的影响 对炉膛内燃烧特性的影响燃煤锅炉中掺烧高炉煤气时，由于高炉煤气的低位发热量很低（2760-3720kJ/m3），而一般的烟煤的低位发热量约为18000kJ/kg，因此，炉膛中的理论燃烧温度必定下降，导致煤粉燃烧的稳定性变差，煤粉颗粒的不完全燃烧量增多，从而增加飞灰含碳量，机械不完全燃烧损失增加，锅炉效率降低。另一方面，掺烧高炉煤气后，送入炉膛内的吸热性介质增多，烟气的热容量增大，火焰中心的温度水平下降，火焰中心位置上移，导致煤粉在炉膛内的停留时间缩短，也造成煤粉的不完全燃烧，飞灰含碳量增加。第三，掺烧高炉煤气后，炉膛内烟气量增加（表1），炉膛内的烟气流速增加，从而缩短了煤粉颗粒在炉膛内的停留时间，也造成了煤粉的不完全燃烧。第四，掺烧高炉煤气后，高炉煤气中存在的氮气等大量的惰性气体阻碍可燃成分与空气的充分混合，减少发生燃烧反应的分子间发生碰撞的几率，导致燃烧不稳定，煤粉颗粒燃烧不完全，增加了飞灰含碳量。可见，掺烧高炉煤气后，飞灰的含碳量增加，锅炉效率降低。试验证明[1]，从飞灰含碳量的角度来看，如果不提高炉膛的温度水平，高炉煤气的最佳掺烧率应该在25%以内。表1燃料产生1MJ燃烧热的烟气量众所周知，固体的辐射能力远远大于气体，燃高炉煤气产生的烟气中所含有的具有辐射能力的三原子气体所占的份额远远低于燃煤，在燃气中占很大一部分的N2等双原子气体不具备辐射能力，而且，高炉煤气燃烧产生烟气中三原子气体主要是CO2和少量的H2O，CO2的辐射能力要低于H2O，因此，掺烧高炉煤气后，炉膛内火焰辐射能力减弱，更多的热量流往后面的过热器和尾部烟道。掺烧锅炉煤气后，炉膛内的热交换能力下降，对于以炉膛水冷壁为主要蒸发受热面的锅炉，如果锅炉结构不做调整，则锅炉的蒸发量下降。 对炉膛后烟道的传热特性影响以对流换热为主的过热器系统，吸收烟气热量主要取决于传热温压和传热系数。对于燃煤和掺烧高炉煤气的锅炉来说，两者的炉膛出口烟温相差不大[2]，因而其传热温压也相差不大。但是掺烧高炉煤气锅炉的烟气体积流量要比燃煤锅炉大，对流受热面的烟气流速增加，因此提高了传热系数，使得过热器吸热量增加，导致过热器出口温度过热。同样，烟气量增加，如果炉膛后的受热面不改变，则布置在炉膛后烟道中的过热器，省煤器，空气预热器吸热量增多，但是不足以使得排烟温度降低到以前的温度水平，因而排烟温度升高，排烟热损失增加。2 全烧高炉煤气对锅炉性能的影响 对炉膛内燃烧特性的影响高炉煤气中大量的惰性气体N2、CO2等在燃烧时不参与燃烧反应，相反，还吸收大量可燃气体燃烧过程中释放的热量，使得高炉煤气的燃烧温度偏低。虽然高炉煤气是气体燃料，理论燃烧温度（-1150℃）要远低于煤粉颗粒（1800℃-2000℃），但是高炉煤气中含有的大量惰性气体会阻碍火焰传播，使火焰的传播速度变慢（例如层流火焰传播速度仅为），因此，要保证燃烧的稳定性，必须提高燃烧温度。高炉煤气中几乎不含灰分，燃烧时，火焰基本上不产生辐射能量，只有燃烧产生的烟气中的三原子气体具有辐射能力，高炉煤气中大量的氮气不具备辐射能力，所以燃高炉煤气的锅炉，炉膛中的烟气辐射传热能力要低于燃煤锅炉。因此，炉膛内水冷壁的吸热量降低，导致锅炉蒸发量减少。 对炉膛后烟道的传热特性的影响由于高炉煤气中几乎不含有灰尘，所以，燃烧高炉煤气产生的烟气中的飞灰可以忽略不计，因此，对流受热面的污染系数ξ很低，只有，而对于燃煤锅炉，当烟气流速为10m/s时，污染系数ξ为[3]，可见，燃烧高炉煤气后，对流受热面的热有效系数增大，使得对流受热面的吸热量增多。高炉煤气中含有大量的惰性气体，产生相同燃烧能量的高炉煤气生成的烟气量要大于纯燃煤时产生的烟气量，因此流经对流受热面的烟气量增大，烟气流速增加，导致对流传热的传热系数变大，对流吸热量增大，因此，吸收对流受热面热量的过热蒸汽温度升高。同样，烟气量增加，如果炉膛后的受热面不改变，则布置在炉膛后烟道中的过热器，省煤器，空气预热器吸热量增多，但是还不足以使得排烟温度降低到以前的温度水平，排烟温度升高，排烟热损失增加。3 掺烧高炉煤气后的改造措施由以上的分析，为了解决掺烧高炉煤气后出现的一系列问题：炉膛温度下降；过热蒸汽温度升高；飞灰含碳量增加；排烟温度变大等，提出下面的解决方案。 改造燃烧器高炉煤气燃烧器一般布置在煤粉燃烧器的下部，当高炉煤气燃烧器具有充当锅炉启动燃烧器的功能时，这种布置可以获得燃烧和气温调节两方面的好处。如果以高炉煤气借助煤的燃烧来稳燃的话，则只对气温调节有利。由于混烧高炉煤气后，炉膛中火焰的中心位置上移，造成煤粉燃烧不完全，排烟温度升高等问题，因此，可以采取让燃烧器位置尽量下移，燃烧器喷嘴向下倾斜等方法，降低火焰中心位置，增加燃料在炉膛内的停留时间。选用能强化煤粉燃烧的燃烧器，如稳燃腔煤粉燃烧器[4]，加强煤粉颗粒的燃烧，减少飞灰含碳量，提高锅炉效率。 改造过热器掺烧高炉煤气后，炉膛内辐射吸热量减少，对流吸热量增加，因此在实际允许的情况下，增加较多的屏式过热器，相应的减少对流过热器受热面，这样，可以照顾到全烧煤和掺烧高炉煤气工况下过热器的调温性能，避免过大的增加减温水量。 改造省煤器掺烧高炉煤气后，炉膛内的辐射吸热量减少，直接影响了锅炉蒸发量下降，导致锅炉出力降低，另外，掺烧高炉煤气后，烟气量变大，排烟温度升高，因此，在炉后烟道内增加省煤器换热面积，采用沸腾式省煤器，要保证其沸腾度不超过20%，否则因省煤器内工质容积和流速增大，使省煤器的流动阻力大幅增大，影响锅炉经济性。增加省煤器换热面积，提高了省煤器的吸热量，降低了过高的排烟温度，减小了排烟损失，提高了锅炉效率。4 全烧高炉煤气后的改造措施 炉膛改造燃煤锅炉的炉膛内辐射传热能量很大，炉膛内配置了相应的大量的水冷壁吸收辐射热，改燃高炉煤气后，炉膛内辐射能量减少，过多的水冷壁吸收大量的辐射热能会使得炉内的温度进一步下降，加剧了高炉煤气燃烧的不稳定，因此，敷设卫燃带，降低燃烧区下部炉膛的吸热量，进一步提高燃烧区炉膛温度，改善高炉煤气燃烧的稳定性。增加了卫燃带后，减少了水冷壁的面积，锅炉蒸发量减少，为了保证锅炉的蒸发量，就必然要提高高炉煤气量，提高炉膛的热负荷，但是，高的炉膛热负荷也提高了烟气量和炉膛出口温度，导致过热蒸汽超温和排烟温度升高，锅炉效率下降，因此不可能通过无限制的提高炉膛热负荷来提高锅炉的蒸发量。锅炉改烧高炉煤气后，炉膛内的热交换能力显著下降，对于以炉膛水冷壁作为其全部蒸发受热面的锅炉，如果锅炉的结构不允许做较大的改动，蒸发量必定下降。 燃烧器改造对于高炉煤气来讲，动力燃烧即无焰燃烧其火焰长度短、燃烧速度快、强度大、温度高，是一种比较合适的燃烧方式，但因其体积大、以回火、噪音高、负荷调节不灵活，且流道复杂，成本高，实际中采用很少。而采用扩散燃烧不但火焰太长，而且混合不好，燃烧不完全，不适合高炉煤气。实际中大多数采用预混部分空气的燃烧方式，这种形式的燃烧器结构简单、不易回火、负荷调节灵敏，在煤气的热值和空气的预热温度波动的情况下能保持稳定的工作，调节范围宽广，在锅炉最低负荷至最高负荷时，燃烧器都能稳定工作。燃烧器的布置主要考虑以下几点：火焰应处于炉膛几何中心区域，使火焰尽可能充满炉膛，使炉膛内热量得以均匀分配，受热面的负荷均匀，不会形成局部受热引起内应力增大，防止受热不均匀。对于布置高度，在不影响火焰扩散角的情况下，燃烧器低位布置，有利于增加煤气燃烧时间，保持炉温均匀。 过热器的改造改燃高炉煤气后，烟气量增大引起过热蒸汽超温，可以通过适当减少过热器的面积来控制过热蒸汽的温度在规定范围之内。也可以通过增加减温器的调温能力，来控制过热蒸汽的温度。 增加煤气预热装置加装煤气预热器一方面可以进一步降低排烟温度，提高锅炉效率，另外一方面，可以增加入炉能量，提高燃烧温度，增强火焰的辐射能力，改善高炉煤气的着火和燃尽条件。研究证明[5]，高炉煤气温度每提高10℃，理论燃烧温度可以高4℃。但是由于高炉煤气的易燃性和有毒性，要求与烟气之间的换热过程严密而不泄露，理论上只能采用分离式热管换热器。 省煤器的改造改烧高炉煤气后，排烟温度升高，锅炉蒸发量下降，因此，增加省煤器面积，采用沸腾式省煤器可以提高省煤器的吸热量，降低过高的排烟温度，减小排烟损失，提高锅炉效率。另一方面，高炉煤气锅炉炉内火焰黑度和炉内温度低，故不宜单纯以增加敷设受热面的面积来提高锅炉蒸发量，而采用沸腾式省煤器来弥补锅炉蒸发量的减少，这是提高锅炉出力的有效措施。 尾部烟道的改造由于高炉煤气发热量低，惰性气体含量高，因此燃用高炉煤气时，锅炉的烟气量及阻力都讲增加，为此，一般须考虑扩大尾部烟道流通面积降低流动阻力及增加引风机的引风能力。 燃气安全防爆措施从安全方面考虑，有必要建立燃气锅炉燃烧系统，包括自动点火、熄火保护、燃烧自动调节、必要的连锁保护方面的自动化控制。同时为了减轻炉膛和烟道在发生爆炸时的破坏程度，燃气锅炉的炉膛和烟道上应设置防爆装置。此外燃气系统应装设放散管，在锅炉房燃气引入口总切断阀入口侧、母管末端、管道和设备的最高点、燃烧器前等处应布置放散点。采取了以上安全措施后，可以确保锅炉处在安全运行之中。参考文献：[1]湛志钢，煤粉、高炉煤气混烧对煤粉燃尽性影响的研究[D].[硕士学位论文].武汉：华中科技大学，2004.[2]姜湘山，燃油燃气锅炉及锅炉房设计[M].北京：机械工业出版社，2003.[3]范从振，锅炉原理[M].北京：中国电力出版社，1986.[4]陈刚、张志国等，稳燃腔煤粉燃烧器试验研究及应用[J].动力工程，1994（12）.[5]刘景生、王子兵，全燃高炉煤气锅炉的优化设计[J].河北理工学院学报.
转炉炼钢CAD工艺流程图
职业名称：天然气净化工职业编码：6-01-06-05所在分类：生产、运输设备操作人员及有关人员>> 勘测及矿物开采人员>> 石油、天然气开采人员 职业描述：操作轻烃装置、天然气净化装置，进行轻烃回收、天然气净化加工的人员。从事的工作主要包括：(1)操作净化装置对天然气进行脱硫、脱水、过滤、分离；(2)操作压缩机对天然气进行增压；(3)分析、检验天然气净化生产过程中数据；(4)操作轻烃装置分离、回收低分子气态烃。注：职业描述以已颁布的国家职业标准内容为准包含工种：轻烃装置操作工(40-030)天然气净化分析工(*)天然气净化操作工(*)
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