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煤层气开发缘何受阻

发布时间:2019-10-12 21:57:13

煤层气就是通常所说的沼气或瓦斯,与煤炭相伴生,是一种非常规天然气。煤层气开发主要是在资源勘探的基础上,开发商采用特定技术将所有煤矿煤层的瓦斯抽出地面并加以利用。这样,瓦斯爆炸事故将可完全避免,同时瓦斯还可成为一种新的洁净能源予以应用。

9月23日,国务院办公厅印发《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》,将加大煤层气政策扶持力度。重庆能源集团煤炭管理公司高层表示,从煤与气的性质上讲,煤层气的开采应先于煤炭的开采,地面开采应优先于井下抽采;从利用率来讲,煤层气地面开采的利用率可达95%以上,而井下抽采的浓度低,抽采利用率一般只能达到30%左右,因此地面抽采更好;从煤矿瓦斯防治来看,地面抽采是治本的主动防治,而井下抽采是治标的被动防治。这决定了煤层气的抽采应该地面重于井下,地面产量高于井下抽采量。也只有坚持井下和地面共采,作为宝贵能源资源的煤层气才能在开发利用上真正实现产业化。但地面抽采成本太高,阻碍了中国煤层气的规模化商业开发。

成本高阻碍煤层气发展

重庆能源集团去年曾派人去国内多个煤层气公司实地调查,调查结果显示,煤层透气性极差的淮南矿业集团,尽管在井下瓦斯抽采方面创造了经验,但地面抽采却一直没有进展。在淮南矿区,中石化和一些外国公司先后开展地面煤层气抽采试验,都未能成功。淮南集团公司与西安煤研院合作打了多口地面垂直压裂井,产气量也很不稳定,远未达到经济上勉强保本的800立方米/小时的设计要求。出于效益考虑,被迫停止部分井的抽采。垂直压裂井抽采效果不理想,已着手进行水平井试验,也一直未取得预期效果。全国地面煤层气抽采的标杆晋煤集团,与美国公司合作成立沁水蓝焰煤层气有限公司,着力于无烟煤煤层气抽采的探索。这个公司资源拥有量不到全国资源量的1%,但去年地面煤层气产量却达14.46亿立方米,占全国地面煤层气产量的56.26%;地面煤层气抽采量和利用量连续6年全国第一,目前煤层气抽采量占全国煤层气产量30%以上。开发的煤层气,一半运往太原等城市加气站,一半通过管道输送到周边城市,堪称中国煤炭企业煤层气地面抽采最成功的公司,也是国内煤层气开发中惟一不亏的企业。

但调查显示,这个公司尽管煤层气资源赋存条件很好,煤层透气性高、矿井地层也少有断裂破坏、钻的井基本上没有放空,但钻井的费用也高得令人咋舌。而水平井的投入更高,平均每米投入高达1300元,一口水平井的投入至少1500万元。每天产气必须达到3000立方米才能保本。且不说中国煤层气现有抽采技术条件下产气达到3000立方米/日很难,一个矿区动辄要打几十上百甚至几百口井,更是投入巨大。高投入,低产出,直接导致煤层气开采高成本。

煤层气抽采补贴标准,国家现行政策是财政按0.2元/立方米对企业补贴。补贴远不足以让煤层气和煤矿瓦斯抽采利用真正形成产业。国内煤层气公司普遍亏损,表明政策扶持力度亟待加强。国家能源局提出建议:提高煤层气补贴标准至0.6元/立方米以上,煤层气销售环节增值税实行“即征即返”。

管网建设可提供便利条件

据悉,世界上煤层气开发最成功的美国,煤层气形成产业主要得益于资源先天条件好,煤层气透气性高,煤层气赋层破坏程度较低,投入产出相对匹配。除此之外,还有一个重要原因,就是管网及配套设施建设超前,煤层气可以通过管道与天然气混输混用。

美国完善配套的天然气管网和地下储气库(分为枯竭油气田、含水层、盐穴3类),以及已形成的天然气产业四大市场主体(生产商、管道运输商、当地分销公司或当地公用设施公司、终端用户),为煤层气的销售和利用创造了便捷的条件。

完善管网系统是良方

美国一直注重天然气联络线建设,不断扩大跨区域管网的联通程度。天然气管道与油气生产商分离,分属于州际管道公司、地方配气公司和州内管道公司,几乎所有购气大户,特别是电力客户和工业客户,有权从第三方购气,不必非要从生产商手中购气。而我国天然气主干管线5.5万公里,并且控制在少数油气巨头手中,管网系统不完善,部分地区至今未覆盖,区域性输配管网尤其不发达,煤层气公司外输煤层气无法利用天然气管线,个别地区建立的煤层气管网也只能实现就近输送,难以支撑产业。

“问题更在于,管网垄断不仅导致煤层气外输困难,成本高企,而且带来三个弊端:一是油气巨头利用管网控制气源,剥夺下游行业利益,获得超额利润,让天然气市场发展的红利一家独享;二是通过管道延伸抢占终端市场,扩大垄断领域与垄断程度;三是以控制的管网作为向政府讨价还价的本钱,使天然气价格改革难以推进。”重庆能源集团专家表示。“所以,国家对煤层气产业的扶持不能只限于政策优惠,也要解决管网建设滞后的问题。国务院办公厅印发《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》中提出,煤层气产业政策布局要统筹规划建设区域性输气管网,决心化解输气管网对煤层气开发利用的制约,这值得期待。”

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