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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。
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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。
参考文献
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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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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。
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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
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
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39、基于汽车座椅调角器激光远程焊接系统设计及工艺研究
40、光纤激光柔性焊接装备研发及TA15钛合金焊接工艺研究
机械论文题目
1、自主导航农业机械避障路径规划
2、煤矿机械电气设备自动化调试技术研究
3、机械加工中加工精度的影响因素与控制
4、三自由度机械臂式升降平台运动学建模及仿真
5、基于并联交错的起重机械节能装置设计研究
6、CNN和RNN融合法在旋转机械故障诊断中的应用
7、机械剪切剥离法制备石墨烯研究进展
8、机械压力机滚滑复合导轨结构设计研究
9、机械压力机曲轴、轴瓦温升自动控制设计技术
10、基于无线传感的机械冲压机振动监测分析
11、基于GNSS的农业机械定位与姿态获取系统
12、一种冗余机械臂多目标轨迹优化方法
13、基于湍流模型的高速螺旋槽机械密封稳态性能研究
14、基于多楔现象的微孔端面机械密封泄漏率分析及孔形设计
15、牵引变电站直流断路器机械状态监测与故障诊断研究
16、方钢管混凝土柱卡扣机械连接试验及有限元分析
17、机械电子工程与人工智能的关系
18、机械法与机械-酶消化法制备大鼠膈肌组织单细胞悬液的比较
19、机械制造工艺及精密加工技术研究
20、腐蚀减薄对X80钢管机械损伤凹陷过程中应力应变的影响
21、基于驻极体材料的机械天线式低频通信系统仿真研究
22、基于"J型锁芯"的机械锁芯结构创新分析
23、浅析我国烟草机械技术的发展现状和趋势
24、液滴分析仪的机械结构设计
25、化工机械密封件损伤数值模拟及维修对策探讨
26、一种镍基单晶高温合金的反相热机械疲劳行为
27、浅谈机械数控技术的应用现状和发展趋势
28、数控机械加工进刀工艺优化措施分析
29、基于STM32六自由度机械臂发展前景
30、机械工程自动化技术存在的问题及对策探析
31、机械设计制造的智能化发展趋势综述
32、RFID在机械加工中的应用探究
33、试论船舶机械设备维修保养中的常见故障及排除方法
34、探讨港口流动机械预防性维护保养
35、关于端盖零件机械加工工艺的设计要点分析
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38、论机械设计加工中需要注意的问题
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经化学方法将煤炭转换为气体、液体和固体产品或半产品，而后进一步加工成化工、能源产品的工业。包括焦化、电石化学、煤气化等。随着世界石油资源不断减少，煤化工有着广阔的前景。以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体和固体燃料以及化学品的过程。主要包括煤的气化 、液化 、干馏，以及焦油加工和电石乙炔化工等。在煤化工可利用的生产技术中，炼焦是应用最早的工艺，并且至今仍然是化学工业的重要组成部分。煤的气化在煤化工中占有重要地位，用于生产各种气体燃料，是洁净的能源，有利于提高人民生活水平和环境保护；煤气化生产的合成气是合成液体燃料等多种产品的原料。煤直接液化，即煤高压加氢液化，可以生产人造石油和化学产品。在石油短缺时，煤的液化产品将替代目前的天然石油。煤化工开始于18世纪后半叶，19世纪形成了完整的煤化工体系。进入20世纪，许多以农林产品为原料的有机化学品多改为以煤为原料生产，煤化工成为化学工业的重要组成部分。第二次世界大战以后，石油化工发展迅速，很多化学品的生产又从以煤为原料转移到以石油、天然气为原料，从而削弱了煤化工在化学工业中的地位。煤中有机质的化学结构，是以芳香族为主的稠环为单元核心，由桥键互相连接，并带有各种官能团的大分子结构，通过热加工和催化加工，可以使煤转化为各种燃料和化工产品。焦化是应用最早且至今仍然是最重要的方法，其主要目的是制取冶金用焦炭 ，同时副产煤气和苯、甲苯、二甲苯、萘等芳烃。煤气化在煤化工中也占有重要的地位，用于生产城市煤气及各种燃料气 ，也用于生产合成气 ；煤低温干馏、煤直接液化及煤间接液化等过程主要生产液体燃料。
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
你论文选题定好了吗？开题报告选题老师同意了？开题报告格式要求准备好了没还有什么不懂的地方可以问我，希望能够帮到你？你论文选题定好了吗？开题报告选题老师同意了？开题报告格式要求准备好了没还有什么不懂的地方可以问我，希望能够帮到你？当论文选题确定之后，开题报告和文献综述通常是需要首先进行写作的，鉴于不少同学对开题报告和文献综述还存在较大疑惑，本次分别说下开题报告和文献综述的一般写法吧，看完之后应该可以有个全面的了解，希望对你有所帮助。开题报告的主要内容一般包括选题背景、国内外研究现状、研究意义、主要研究内容（提纲）、研究方法以及参考文献；其他的一些内容根据学校具体要求而定。1、选题背景：就是简单介绍一下是在什么样的背景下选择该题目作为研究对象的，比如题目是《关于我国中小企业融资困难问题的研究》，那么选题背景中就可以大概介绍下我国当前中小企业融资的现状；2、国内外研究现状：分别选一些题目相关的国内外文献，大概总结下作者提出的观点、理论之类的；3、研究意义：顾名思义，就是只研究这个课题有什么意义，又可以细分为现实意义和理论意义；现实意义就是指在实际中有什么作用，而理论意义则是指本课题的研究对于现有的一些理论具备怎样的作用，比如可以说对已有的理论做了有力的补充，同时也为后续研究者进行更进一步的研究提供了一定的理论基础之类的；4、主要研究内容（提纲）：这个不用过多解释，部分学校的开题报告在研究内容一项中需要列出具体的写作提纲；5、研究方法：进行研究所采用的主要方法，比如查阅文献、问卷调查、建立模型之类的，可以视具体情况而定；文献综述简单说来，文献综述就是对你题目相关的一些文献资料的概述，也可以说是对国内外相关研究现状的一个总结。为了写出文献综述，你首先需要去搜集一些近3年以来跟题目相关的一些参考文献，写作主要内容一般包括：前言、主题、总结和参考文献。1、前言：主要是说明写作的目的，介绍有关的概念及定义以及综述的范围，简要说明有关题目的现状或争论焦点，使读者对全文要叙述的问题有一个初步的轮廓;2、主题：主要是对国内外相关研究现状进行概括，其中分为国外研究现状及国内研究现状，分别列出一些相关研究者的观点或理论；比如"XXX（2013）认为，....."、”XXX（2014）提出了这样的观点，他认为...";3、总结：文献综述最好不要只是简单罗列别人的观点，最终，你还得对别人的研究成果进行总结，在总结里提出自己的一些看法；4、参考文献：这个无需多说，就是列出你写这篇文献综述参考了哪些文献，参考文献的格式具体参考你学校的格式要求，如果没有的话，可以去看看一般参考文献格式。提醒：文献综述注意不要简单的堆砌别人的观点，最好是可以对不同的研究成果进行归类，并且需要提出一些自己的看法。
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。
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电子信息工程大学毕业论文 （张清卓)从21世纪开始，无线传感器网络就开始引起了学术界，军事界和工业界的极大关注。美国和欧洲相继启动了许多关于无线传感器网络的研究计划。随着科学技术的迅猛发展，人类目前已经置身于信息时代，信息的获取是实现信息化的前提，获取物理家门口满怀欣喜的一种重要工具就是传感器。无线传感器网络是当前国际上备受关注的，由多学高度交叉的新兴研究热点领域⑴它综合了传感器技术，嵌入式计算技术及无线通信技术等三大技术，能够通过嵌入式系统对信息进行处理，并通过随机自组织无线通信网络以多跳中继方式所感知信息传送到用户终端。 无线传感器网络可以用于监控温度，湿度，压力，土壤构成，噪声，机械应力等多种环境条件，使用户可以深入的了解和把我周围的世界。无线传感器网络的随机布设，自组织，环境适应等特点使其在军事国防，环境监测，生物医疗，抢先去救灾以及商业应用等领域具有广阔的应用前景，和很高的应用价值⑵。当然，在空进搜索和灾难拯救等特殊领域，无线传感器网络也有其得天独厚的技术优势。
原创论文，包通过，包修改。