总工程师手册交稿05煤层气利用

1、5煤层气的利用5.1 中国煤层气开发利用现状我国是世界产煤大国，也是煤层气最丰富的国家之一。煤层气是赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。煤层气开采分为原始储层煤层气资源的地面开采和煤矿区煤层气资源的开采。原始储层煤层气的地面开采是利用垂直井或定向井技术、储层改造技术（如压裂、完井）、排水降压采气技术等方式开采；矿区煤层气开采主要有开采层抽采、邻近层抽采、采动区抽采、采空区抽采、围岩抽采和废井抽采等类型。煤层气产业是介于常规天然气工业和煤炭工业之间的一种新兴能源产业。煤层气是重要的洁净新能源天然气资源中占有重要地位，因此煤层气的

2、开发利用具有非常重要的意义。5.1.1国内外煤层气开发状况是世界上率先取得煤层气商业化开采成功的国家，是当前全球煤层气开发程度最高的国家，也是煤层气生产量最高的国家。这主要是由于具有十分理想的煤层气储层条件和完善的天然气管道系统，并有很多机构对煤层气开发进行深入的研究和广泛开发，同时提供了强有力的鼓励政策，在 2004 年煤层气年产量就达到 500108m3，比我国同年天然气年产量还多。煤层气资源量为 211013m3，利用现有技术每天煤层气产量达到 6000 万 m3，产量的80由盆地生产，15由黑勇士盆地生产。煤层气产业发展也比较迅猛，从 2003 年的 1108m3 发展到近几年来200

3、5 年超过 30 108m3，此外澳大利亚近年来煤层气也得到了快速发展。澳大利亚煤层气的开发利用，整个煤层气的勘探开发工作发展迅速，是世界煤层气开发最活跃的地区之一。澳大利亚的煤层气勘探工作始于 1976 年，2004 年煤层气产量约为 10 亿立，并已进入大规模商业化开发阶段。中国煤层气抽采从少到多，2005 年 23 亿立，2007 年 44 亿立，2008年超过 50 亿立。其中，9 个省（区）和 9 个矿区瓦斯抽采量超过 1 亿立方米。地面煤层气的开发在 2005 年实现了零的突破，2007 年 3.2 亿立，2008年突破 5 亿立1。截至 2008 年底，共钻探各类煤层气井约 34

4、00 口，形成地面煤层气产能约 20 亿立。2008 年中国煤矿瓦斯抽采量达到 55 亿立，淮南、阳泉、水城、松藻、等 10 个重点煤矿企业瓦斯抽采量均超过 1 亿立。到 2010 年中国将逐步建立煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系，新增煤层气探明地质储量 3000 亿立；煤层气、煤矿瓦斯抽采量 100 亿立；并实现 80 亿立煤层气的利用。2006 年，中国将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，并制定了具体的实施措施，煤层气发展迎来了利好的发展契机。2007 年以来，又相继出台了打破专营权、等多项扶持政策，鼓励煤层气的开发利用，中国煤层气产业发展迅速，雏形渐显。2007 年两国合作开发 1

5、5 个大型煤层气项目已签署合作合同，正在进行勘探作业，其中有两个项目将进入开发期，其余 13 个项目处于勘探期。11 个在山西，其余 4 个分别位于、江西、陕西和云南。根据煤层气抽采利用目标，2009 年我国煤层气抽采量有望达 65 亿立，利用量达 25 亿立。其中：井下煤层气抽采量将达 55 亿立，利用量为18 亿立；地面煤层气抽采量 10 亿立，利用量 7 亿立；地面煤层气产能 22 亿立1。5.1.2我国煤层气资源/储量状况我国煤层气的埋藏量非常丰富，根据我国煤层瓦斯形成的地质背景，含煤地层及沉积特征，煤层瓦斯含量和矿井瓦斯涌出量等，把勘探和开发程度较高的华北地区、华南地区、东北地区和西

6、北地区的煤层瓦斯划分为 20 个瓦斯区（高瓦斯区 9 个，低瓦斯区 11 个）和 89 个瓦斯带（高瓦斯带 35 个，低瓦斯带 53 个）如图 5-5-1 所示2。有 334 个产煤区，其中高瓦斯矿区 149 个，低瓦斯矿区185 个。华北地区 106 个矿区，高瓦斯矿区 41 个，低瓦斯矿区 65 个，其中相对瓦斯涌出量大于 20m3/(t.d)的矿区有阳泉、包头、下花园和保定；华南地区 148个矿区，高瓦斯 70 个，低瓦斯 78 个，其中相对瓦斯涌出量大于 20m3/(t.d)的矿区有天府、中梁山、永荣、松藻、龙门山、乐威、芙蓉、六枝、水城、桐梓、赣南、丰城、英岗岭、等 23 个；东北地

7、区 26 个矿区，高瓦斯 19 个，低瓦斯 7 个，其中相对瓦斯涌出量大于 20m3/(t.d)的矿区有抚顺、北票、鸡西、阜新、营城、辽源、七台河、白城；西北地区 54个矿区，高瓦斯 19 个，低瓦斯 35 个。图 5-5-1中国煤层瓦斯分区、分带状况分布图2000 年由中联煤层气公司承担的国家计委一类项目“煤层气资”，我国陆上烟煤和无烟煤煤田中，在理深 3002000m 范围内源评价煤层气资源量为 31.461012m3，与我国陆上天然气资源量相当，位居世界第三位，如表 5-5-1 所示3。 中国煤层气资源总量中，资源条件较好、具有良好开发前景的有 16 万亿立。 根据国家发改委通过的煤层气

8、开发利用“十一五”规划，到 2010 年，中国煤层气产量将达到 100 亿立，新增煤层气探明地质。目前，我国已探明煤层气地质储量 1023.08108m33，其储量 3000 亿立中以地面开发为主的探明储量为 754.44108m3，矿井抽放为主的探明储量为 268.64108m3。表 5-5-1世界主要产煤国家的煤层气资源（埋深 2000m 以浅）国家名称煤层气资源（1012m3）国家名称煤层气资源（1012m3）俄罗斯17113波兰2.85.676英国1.6中国31.46*1.6*公司，2000 年煤层气资源评价，中联煤层气近几年来，我国有关科研和科技工作者先后对范围内的煤层气进行了评估，

9、如表 5-5-2 所示4。由于评估过程中统计计算口径不一致，且计算参数的确定原则和方法也有所不同，所以计算结果不同。表 5-5-2中国煤层气资源量估算焦作矿业学院，1987，中国煤矿地质图说明书。地矿部石油地质，1990，天然气（含煤层气）资源评价表 2 中张新民等人（1991，1995）对法是：煤层气资源量计算和统计采用的做1.只计算煤层气的原始埋藏量，未计算可采出量。这样做有利于口径，摸清煤层气资源状况。研究者资源量（1012m3）计算范围焦作矿业学院(1987)31.92所有可采煤层等（1990）32.15所有可采煤层地矿部石油地质(1990)10.625.23张新民等（1991）303

10、5未包括褐煤、藏、粤、闽、台地区，以及 C1、P1 煤层中配 煤 矿 总 公 司（1992）24.75所有可采煤层气中可回收的煤层气量（1992）36.3（1992）2550张新民等（1995）32.68未包括褐煤、藏、粤、闽、台地区，以及 C1、P1 煤层11.319斯但1.1澳大利亚8.4140.8德国2.8南非0.8只计算了可采煤层气中的煤层气赋存量。在计算过程中，没有包括褐煤和超无烟煤，粤、闽、藏三省（区）的煤田，南方早石炭世、早二叠世和早的煤系，以及煤层顶、底板等范畴内的煤层气赋存量。这些范围，或因煤层气含量低，或因煤层气发育不好，分布零散、埋藏浅等，因而不具备实际意义上的资源价值。

11、4.以一个含煤区的聚煤期为基本计算单元，煤炭资源量以矿产储量平衡表和煤田资料为准，从而保证了煤量计算的精度和可靠性。5.参与资源量计算的煤层气含量值，在埋深小于 1000m 范围内，以实测数据为主，结合使用类比法确定；在埋深 10002000m 范围内，按煤变质阶段采用理论计算值，从而避免了以浅部煤层气含量的平均值代替深部煤层气含量或者用直线外推法确定等不合理做法。煤层是煤层气生成的蕴床，又是储气的藏钵，因此煤层气是典型的自生自储式非常规气藏。煤储层具有双重孔隙结构，它的储气机理及气体在煤储层中的运移方式均明显区别于常规天然气储层。由煤层气的生气能力和贮气能力的变化趋势，可以将煤层气在煤的有机

12、质热演化列系中划分为 4 种生、储能力类型，即少生中储型、多生低储型、多生高储型和变生少储型。不同类型的煤储层其含气量、孔隙（割理）发育程度、渗透性等特征各不相同，因而气井的产气潜力则相差很大。根据用地面垂直钻孔开采煤层气的实践，多生低储型是最理想的储层类型，其次是少生中储型，对于多生高储型煤层，至今尚不能成功采气。对于变生少储型，由于煤层中的原生气已裂解，煤对煤层气基本上不吸附，故含气量很低，实际上已成为非储气层，因而没有不要计算这种储层类型的煤层气资源量。各种储层类型的煤层气资源量及其比例如表 5-5-34。表 5-5-3中国煤层气资源量按储层类型统计表储量类型资源量（1012m3）百分比

13、（%）备 注少生中储型18.9457.96多生低储型4.7214.44多生高储型9.0227.60变生少储型0.000.00属非储气岩合计32.68100随着煤层埋藏深度的增加，上覆地层的重力作用不断变大，而煤层对压力十分敏感，且伴随着地应力的增大，煤层的渗透性明显降低，这对煤层气气井的产量具有重要影响。对开采煤层气的实践研究表明，深度在 1000m 以浅的煤层气气井可以获得具有经济意义的气产量，当深度大于 1000m 的气井其经济价值将明显下降，所以煤层气生产井绝大部分都在（914m）3000ft 以浅的范围内进行。煤层气资源的埋藏深度，对其开发、利用具有重要的影响。中国煤层气资源量按埋藏深

14、度的分布情况如表 5-5-44。表 5-5-4中国煤层气资源量按埋藏深度统计表5.1.3煤层气资源/储量评估方法正确评价资源量是地质综合评价的重要依据，是选区的基本条件。如果煤层气含气量太小，就失去了开采价值。 一般将含气量约 8m3/t 的煤气层作为选区目标5。对煤层气资源/储量评估可分为下列三种经济类型6：1.在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气在技术上可行、经济上合理、地质上可靠，且整个经营活动能够满足投资回报的要求，则煤层气资源/储量分为经济类型。2.在当时的市场经济条件下，生产和销售煤层气活动暂时没有经济效益，是不经济的，但在经济环境改变或给予扶持政策的条件下，可以转变为有经济效

15、益的煤层气资源/储量分为次经济类型。3.在当时的市场经济条件下，由于不确定多，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的，也包括当前尚无法判定经济属性部分的煤层气资源/储量分为内蕴经济类型。煤层气储层类型是资源评价和开发选区的一个重要依据，据此煤层气资源/储量可分为下列三种级别6：埋藏深度资源量（1012m3）百分比（%）备 注1000m 以浅11.0834南方大部分为 1500m以浅10002000m21.0666合计32.681001.级。已初步认识煤层气资源的分布规律，获得了煤层气藏中典型构造环境下的储层参数，但没有进行排采试验，仅有一些含煤性、含气性参数井工程，大部分储层参数条件是

16、推测得到的，所以煤层气资源的可靠程度很低，储量的可信系数为 0.10.2。2.控制级。基本查明了煤层气藏的地质特征和储层及其含气性的规律，开采技术条件基本得到了控制，并通过单井试验和储层数值模拟了解了典型地质背景下煤层气地面钻井的单井产能情况。但由于参数井和生产试验井数量有限，以完全了解整个气藏计算范围内的气体赋存条件和产气潜能，因此煤层气资源可靠程度不高，储量的系数为 0.5 左右。3.探明级。查明了煤层气藏的地质特征、储层及其含气性的规律和开采技术条件（包括储层物性、压力系统和气体能力等）；通过实施小井网或单井煤层气试验、或小井网和单井煤层气联合实验、或开发井网证实了勘探范围内的煤层气资源

17、及可采性。此种级别的煤层气资源的可靠程度很高，储量的系数为 0.70.9。5.1.4 煤层气储量的计算方法煤层气储量计算单元一般是煤层气藏，即是各种地质控制的含气的煤储集体，当没有明确的煤层气藏地质边界时按煤层气藏计算边界计算。计算单元在平面上一般称区块，面积很大的区块可细分井块（或井区），同一区块应基本具有相同或相似的构造条件、储气条件等；纵向上一般以单一煤层为计算单元，煤层相对集中的煤层组可合并计算单元，煤层风化带以浅的煤储层中不计算储量。储量计算单元的边界，最好由查明的煤层气藏的各类地质边界，如断层、地层变化（变薄、尖灭、剥蚀、变质等）、含气量下限、煤层净厚下限（0.5m0.8m）等边界

18、确定（对煤层组的情况可根据实际条件做适当调整）；若未查明地质边界，主要由达到产量下限值的煤层气井圈定，由于也可由矿权区边界、自然地理边界或人为储量计算线等圈定。煤层含气量下限值如表 5-5-5，也可根据具体条件进行调整，如煤层厚度不同时应适当调整。表 5-5-5煤层含气量下限标准煤层类型变质程度（Ro;max）%空气干燥基含气量褐煤长焰煤1.98(1) 数值模拟法在煤层气可采储量计算中，数值模拟法是非常重要的方法，通过利用计算机（数值模拟器）对已获得的储层参数和早期的生产数据（或试采数据）进行拟合匹配，最后获取气井的预计生产曲线和可采储量。在利用数值模拟法计算开采储量应注意：a) 数据模拟器选

19、择：选用的数值模拟器必须能够模拟煤储层的独特双孔隙特征和气、水两相流体的 3 种方式（解吸、扩散和渗流）及其相互作用过程，以及煤体岩石力学性质和力学表现等。b) 储层描述：是对储层参数的空间分布和平面特征的研究，是对煤层气藏进行定量评价的基础，描述应该包括基础地质、储层物性、储层流体及生产动态等 4 个方面的参数，通过这些参数的描述建立储层地质模型用于产能。c). 历史拟合与产能：利用储层模拟工具对所获得的储层地质和工程参数进行计算，将计算所得气、水产量及压力值与气井实际产量值和实测压力值进行历史拟合。当模拟的气、水产量动态与气井实际生产动态相匹配时，即可建立气藏模型获得产气量曲线，未来的气体

20、产量并获得最终的煤层气累计总产量，即煤层气可采储量。根据资料的掌握程度和计算精度，储层模拟法的计算结果可作为控制可采储量和探明可采储量。(2) 产量递减法产量递减法是通过研究煤层气井的产气规律、分析气井的生产特性和历史资料来储量，一般是在煤层气井经历了产气并开始稳产或出现递减后，利用产量递减曲线的斜率对未来产量进行计算。运用产量递减法必须满足以下几个条件：a).b).c).有理由相信所选用的生产曲线具有气藏产气潜能的典型代表意义；可以明确界定气井的产气面积；产量-时间曲线上在产气后至少有半年以上稳定的气产量递减曲线斜率值；d) 必须有效排除由于市场减缩、修井或地表水处理等非地质原因造成的产量变

21、化对递减曲线斜率值判定的影响。产量递减法可以用于探明可采储量的计算，特别是在气井投入生产开发阶段，产量递减法可以配合体积法和储层模拟法一起提高储量计算精度。(3) 采收率计算法通过计算气藏采收率来计算可采储量，计算公式为：5.2煤层气煤层气在民用、化工等方面利用以及长距离输送时，都要求按稳定气量进行供应及输送，另一方面，煤层气的消费也具有小时、日、月、季度的不均匀性，因此煤层气的集输及供应系统都需要采取调峰储气的措施，在用气低谷时，将供气源的剩余气体在储气设施中起来，而到用气时，用储气设施内的气来弥补供气量的。煤层气分为大量的、地面储气装置和长输气管线三种方式。可以利用开采形成的封闭空间作为煤

22、层气的库；地面式储气装置是根据用气量设置的煤层气储气罐；另外可以利用调节输配煤层气管道的始末压力煤层气。5.2.1利用储气方式可以大量煤层气，是解决月或季节用气不均匀性的最优。某些特定地质构造形成的密闭性良好的大型构造空间，均可做为地下储气库。部分采空区，当岩层结构良好，且沉陷已经稳定的区域或废旧巷道，经过一定的封闭处理（特别注意不能向正在使用的采煤区泄漏）可以用做储气库。另外，有的水溶洞、含盐矿层也可将水抽出或利用淡水将盐溶化为他和盐水排出，形成可用以储气的空间。储气库设置的关键是要对地质条件有较全面的了解，如地层确实不渗漏等。同时，对所打的探孔也要做好防渗漏处理。ernational，并定

23、在国外，对储气库的研究和应用非常重视。国际煤气（Gas Uion 简称IGU）设置了专门的天然气生产、加工和期召开世界煤气会议，会上有关储气库的。储气库主要是利用开采天然气的空洞。如芝加哥的 HersherDome 储气库，最大储量为 50 亿m3。该库建设投资 4500 万哥送气所必须建设的三条高压输送管道的建设投资 5 亿，节省了向芝加，其经济效益十分显约有 200 个储气库，能力达到 200 亿 m3 以上。德国在离著。目前汉诺威 10km 的 Englhos建设的储气库，储量达 10 亿 m3；法国在凡尔赛附近（Beynes）建造的储气库，能力为 2.53 亿 m3，为巴黎城市用气的提

24、供了保证。由此可见，储气库的储气容量远远高于地面储气罐储气量，是其不可比拟的。建设有足够容量的储气库，增大供气、调峰能力，可以确保缓解峰谷间的巨大差额气量。5.2.2储气罐储气罐储气主要用于解决小时用气不平衡。储气罐按储气压力不同，可分为高压及低压储气罐。高压储气罐有球形罐和圆柱形（立式或卧式）储气罐。低压储气罐有湿式及干式两种型式。湿式有直立升降式和螺旋升降式，小型的低压湿式罐多采用直立升降式，容积超过 1000m3 多采用螺旋升降式；干式罐一般为大型储气罐，有曼型、可隆型、威金斯型等。储气罐设有管、安全阀、压力表、人孔、梯子和等。当输配工程的设计方案选定，计算出输配系统所需的储气量后，就可

25、根据建设、地质情况等各方面综合考虑，选用最合适的储气罐形式。1.高压储气罐高压储气罐的特点是其几何容积固定不变，而是靠改变其罐中燃气的压力来改变其储气量，故称定容储罐，如图 5-5-2 所示为高压球形储气罐。由于定容储罐没有活动部分，因此结构比较简单。高压罐可以气态燃气，也可以液态燃气。2.低压湿式储气罐低压湿式储气罐采用图 5-5-2 球形储气罐水封方式解决储罐密封，因此它的水槽和各塔节的水封槽内了大量的水。这就加重了储气罐的总重量，对储罐地基的地耐力和基础的承载力提出了较高的要求。低压湿式储气罐分为螺旋升降式和直立升降式两种。低压湿式储气罐是国内使用较多的一类储气罐。螺旋升降式储气罐由水槽

26、、钟罩（单节或多节）、顶架、顶板、水封环、立柱、螺旋导轨（一般与水平成 45 度角）、导轮、扶梯等组成（见图 5-5-3）。其升降依靠固定在钟罩上的螺旋导轨沿固定在外节钟罩上的挂圈（或水槽）上的导轮滑动来完成。直立升降式储气罐（见图 5-5-4）的基本结构与螺旋升降式相同，其不同之处为导轨设置在立于水槽上的钢结构框架上，导轮设置在每节钟罩的上、下端，导轮沿竖在导轨上下活动而使气柜直立升降。当储气柜升足时，柜内压力最大，其值为：外部电梯、吊笼等组成（图 5-5-5）。活塞随燃气的进入和排出，在壳体内上升和下降。支撑于活塞外缘的密封机构紧贴壳体侧板内壁同时上升或下降。其中的密封油借助于自动控制系统

27、始终保持一定自重或在活塞上面增加配重所决定。曼型低压干式罐为正多边型，稀油密封，其活塞用平板木桁架制成，最大储气压力为 6000kPa。储罐容积有 50000400000m3 等系列罐型。2)润滑脂（干油）密封干式储气罐（可隆型）润滑脂密封干式储气罐与曼型干式储气罐不同之处在于钢制外壳为圆筒形，密封机构由树胶与棉织品制造的密封垫圈、连杆和平衡重组成。采用干油密封，活塞为拱顶形，储气压力为 812kPa（图 5-5-6）。1基础；2底部油沟；3外部电梯机械室；1密封油供给系统控制装置；2旋转；4活塞；5密封装置；6吊笼销；3升降机；4柜顶栏杆；5空气胶管；7外部电梯；8吊笼；9台阶；6、7润滑脂

28、；8活塞；9吊笼；10供油泵；10外降机驱动装置11缓冲器；12密封机构；13润滑脂地上罐；14润滑脂槽车；15活塞支墩；16煤气管图 5-5-5 低压干式储气罐图 5-5-6 可隆型干式储气罐3)橡胶夹布帘密封干式储气罐（威金斯型）。威金斯罐也是圆筒形，与曼型和克隆型的区别主要是密封机构不同。采用橡胶夹布帘好套筒是护栏组成密封机构。活塞为 T 形挡板形式。其储气压力为5.88kPa4（图 5-5-7）。图 5-5-7威金斯型干式储气罐a 一储气量为零，b储气量为最大容积二分之一；c一储气量为最大容积l 一侧板；2 一罐顶；3 一底板；4 一活塞；5 一活塞护栏；6 一套筒式护栏；7 一内层密

29、封帘；8 一外层密封帘；9 一平衡装置干式储气罐不需要大量贮水，减轻了地基负担，在北方地区也就不存在贮水的防冻问题。由于干式罐的直径 D 与高度 H 均小于湿式罐，占地面积也少得多。干式储气罐具有一系列优点，如金属消耗少，对地层压力小因而基础造价省，节约占地，由于不用水槽，金属的防腐处理比较耐久，输出压力比较稳定。这些优点对大型储气罐更为明显。近年来我国各地相继建成了许多大型干式储气罐。干式储气罐加工精度要求比湿式储气罐更严格，既要保证活塞滑动灵活又要使其密封，在加工时要采取许多技术措施。活塞密封性能不好将导致向活塞上部空间泄漏，形成性气体，安全运行受到。5.2.3长输气管线储气当输气距离足够

30、长，且输气量大，输气管径也较大时，长输气管线能够一定量的煤层气。长输气管线储气主要是利用长输管道末段起、终点的压力变化，从而改变管道中的存气量，达到储气的目的。用气低峰时，多余的气体存入管道中，起、终点压力提高。用气时，的气体，由管道中积存的气体补充，起、终点压力降低。由于长距离输送的输气压力都比较高，计算长输气管线输气量时，应以管线末端给定的最高输出压力为准。管线末端输出压力应大于储配站输入压力。长输气管线储气量应按下式计算1井场装置(集气井及集输)；2集气站；3矿场压气站；4燃气处理厂；5起点站（或起点压气站）；6管线上阀门； 7中间压气站；8终点压气站；9储气设备；10燃气分配站；11矿

31、区、城镇或工业区。图 5-5-8长距离输气系统长距离输气系般由矿场集输、净化处理厂、输气管线起点站、输气干线、输气支线、之间压气站、管理维修站、通讯与设施、阴极保护站、燃气分配站等组成。根据的压力、气质和输送距离等的不同，长输系统的站场设置也是有差异的。5.3.1矿井区煤层气集输原始储层地面开采或煤矿区开采的集气通常分为枝状、环状和放射状如图 5-5-9 所示。枝状（图 5-5-9 a 所示），由支管将集气井中的煤层气汇集至集气干线，再由干线输至集气总站，集气管线犹如树枝状，此类集（图 5-5-9 b）是将集气干线布置成环气适合于长条状气田；环状集气状，承接沿线集气站的来气，在环网上适当的位置

32、引出管线至集气总站，这种集气流程调度气量方便，气压稳定，局部发生事故时影响面小，一般用于构造面积较大的气田；放射状集气（图 5-5-9 c）适于井位相对集中的气田，按集中程度将若干口气为一组，每组中设置一个集气站，各煤层气井通过采气管线纳入集气站，该布局便于煤层气和污水的集中处理，也可减少操作。由于煤层气井井口压力低、气井数量众多、气井井口压力差异大等特点，煤层气井集气一般采用枝状和放射状。集气的类型并不都是单一典型的采用某一种类型集气，往往是上述类型的不同组合。选用何种类型集气主要取决于气田的形状、井位布置、所在地区的地形、地貌以及集输工艺等诸多方面的，因此在集气的布局方面应综合考虑选择布置

33、。1支气管线；2集气干线；3单井集气站；4多井集气站或输气干线首站图 5-5-9 单井集气示意图5.3.2矿区或城镇燃气（煤层气）输配长距离输气管线的干管及支管的末端连接矿山区、城镇或大型工业企业，作为其供气区域的气源点。燃气输配系统是比较复杂的综合设施，主要由下列各部分：1.净化处理设施：煤层气属于天然气，主要成分是甲烷，同时含有二氧化碳、氢气好及少量的氧气、乙烷、乙烯、一氧化碳、氮气和硫化氢等气体。当煤层气中的硫化氢、等含量和含水量超过飞、管道输气规定的标准时，需要设置煤层气净化处理厂。在按单井进行处理的集气中，每口井有自己完整的预处理设备，气井开采的煤层气在井场装置中经节流后，在分离器中

34、清出油、游离水及机械杂质等，计量后井过集气站或直接通田的总站输送到天然气净化厂或输气干线。在成组型集气中，天然气的预处理和计量在集气站进行。通过集气支管和干管连接各集气站，然后经过一个或几个气田总站将煤层气输送到净化厂或输气干线。2.干线起点站或压气站：来自集气管或净化厂的煤层气进入起点站，一般要进行除尘、调压、计量后进入长距离输气干线。输气干线起点站的作用是保持输气压力平稳，对燃气压力进行自动调节、计量及除去燃气中的液滴和机械杂质。当煤层气井开采后期或煤层气开采压力较低，不能满足输气压力要求时，需设置矿场压气站，将低压煤层气增压至需要的压力，输送至燃气处理厂或输气干线。3.燃气分配站（门站）

35、和调压站：在输气干管和管终端设燃气分配站，其作用是接收干管来气并控制供气压力和计量，向城市、居民和工业区供应燃气，是矿山生活区、城区或工业区分配的站。调压站是保证安全供气和保持给定的压力水平，并实现不同压力级别管道之间的连接。4.燃气储配站（储气罐站）：具有气站的型式及特性在本章“6.2 煤层气燃气的功能，并控制供气的压力。储”中已详细论述，在此不再重复。5.燃气输配：燃气输配系统分为低压、中压、次高压及高压等不同压力的，我国城镇燃气管道按燃气设计压力 P 分为 7 级(表 5-5-6)。高压、次高压的主要功能是输气，中压的功能也是输气，并具有向低压各环网配气的作用。表 5-5-6城镇燃气设计

36、压力（表压）分级根据输送燃气所需压力以及用户用气压力的要求系统可采用不同的压力级制，则系统可分为：1) 单级系统：仅有低压或中压一种压力级别的于小城镇的供气系统。如果供气范围较大时，则输气输配系般只适用体积燃气的管材用量将急剧增加。2) 二级系统：具有两种压力等级组成的系般由低压和中压或低压和次高压两级组成。如图 5-5-10 所示，该系统气源为煤层气（天然气），用长输管线的末端储气。燃气由长输管线从东西两个方向经燃气分配站送名称压力（MPa）高压燃气管道A2.5P4.0B1.6P2.5次高压燃气管道A0.8P1.6B0.4P0.8中压燃气管道A0.2P0.4B0.01P0.20低压燃气管道P

37、300mm0.40.50.40.50.40.50.40.50.40.57热力管直埋在管沟内(至外壁)1.01.01.01.51.01.51.52.02.04.08电杆(塔)的基础35kV35kV1.02.01.02.01.02.01.05.01.05.09通讯照明电杆（至电杆中心）1.01.01.01.01.010铁路路堤坡脚5.05.05.05.05.011有轨电车钢轨2.02.02.02.02.012街树（至树中心）0.750.750.751.21.2一般不大于 500m。燃气管道坡向凝水器的坡度不宜小于 0.003。3) 燃气管道不得在轨道之下，也不得与其他穿过房屋或其他建筑物，不得平行

38、敷设在有轨电车设施上下并置。4) 在一般情况下，燃气管道不得穿越其他管道，如因特殊情况需要穿过其他断面管道（污水干管、雨水干管、热力管沟等）时，需征得有关方面同意，同时燃气管道必须安装在钢套管内。5.3.5.2燃气管道穿越铁路、河流及物1.穿越铁路和高速公路的燃气管道，其管外应加套管，铁路轨道至套管顶不应小于 1.2m；套管宜采用或钢筋混凝土管；套管内径应比燃气管道外径大 100mm 以上；套管两端与燃气管的间隙应采用柔性的防腐、防水材料密封，其一端应装设检漏管；套管两端部距路堤坡脚外距离不应小于 2.0m。燃气管道穿越铁路如图 5-5-13。燃气管道穿越电车轨道和城镇主要干道时宜敷设在套管或

39、地沟内，如图 5-5-14、5-5-15，穿越高速公路应设置套管；并应符合的要求是：套管内径应比燃气管道外径大 100mm 以上，套管和地沟的两端都要密封，在重要地段的套管和地沟宜安装检漏管；套管端部距电车轨道边轨不应小于 2.0m、距道路边缘不应小于 1.0m。燃气管道宜垂直穿越铁路、高速公路、电车轨道和城镇主要干道。1燃气管道；2阀门；3套管；4沥青密封层；5检漏管；6铁道图 5-5-13燃气管道穿越铁路1燃气管道；2套管；3油麻填料；4沥青密封层； 5检漏管；6防护罩图 5-5-14 套管内的燃气管道1燃气管道；2原图夯实；3填沙；4砖墙沟壁；5检漏管；6防护罩图 5-5-15 燃气管道

40、的单管过街沟4. 燃气管道通过河流时，可采用穿越河底或采用管桥的形式，图 5-5-16为管桥敷设，图 5-5-17 为水下沟埋敷设；穿越河底时燃气管道宜采用；燃气管道至规划河底的覆土厚度应根据水流冲刷条件确定，对不通航河流不应小于 0.5m，对通航的河流不应小于 1.0m；稳管措施应根据计算确定；在埋设燃气管道位置的河流上、下游应设立标志；燃气管道对接安装引起的误差不得大于 3，否则应设置弯管，次高压燃气管道的弯管应考虑盲板力；河流的燃气管道的支座（架）应采用非燃烧材料；穿越或重要河流的燃气管道，在河流均应设置阀门。5.4煤层气的综合利用目前，煤矿瓦斯利用主要用于民用燃气，锅炉改造，瓦斯发电，

41、余热利用和CDM 项目开发等方面，还可以作为化工原料，是一种新型洁净能源。5.4.1民用燃气民用燃气系统主要有储气罐、中压、庭院入户等组成，矿井瓦斯作为民用燃气具有热值目前淮南矿业净等优点。有民用燃气用户 5 万户，年利用瓦斯量 1000 万 m3。5.4.2煤层气（瓦斯）发电煤层气发电是一项多效益型煤层气利用项目。它能有效地将矿区采抽的煤层图 5-5-16燃气管桥1管道；2水泥砂浆图 5-5-17水下沟埋式敷设示意图气（瓦斯）变为电能，可以方便地输送到各地。瓦斯发电也是煤矿节能减排、符合国家环保政策的好项目。不同型号的瓦斯发电设备，可以利用不同浓度的瓦斯，这对于降低发电成本，就地利用瓦斯非常

42、重要。煤层气发电可以使用直接燃用煤层气的往复式发、燃气轮机。也可用煤层气作为锅炉，利用蒸汽透平发电。新的发展趋势是建立联合循环系统，有效地利用发电余热。利用煤层气发电有以下一些优越性。煤层气发电设备简单已成系列，运行可靠。可根据气源数量选定利用规模。燃气发电机组效率可达 80以上，热能转化率较高，有利于节约能源，1kwh 电力耗气量在 0.230.30Nm3 之间。各种型号发电机组热耗之不同，除了机组设备制造的原因外，还在于它们外供不同的热能等。煤层气发电机组可以直接使用从矿井抽放的低浓度（35）煤层气，有利于建设坑口电站。煤层气一般不含或甚少含硫化物，用以发电不会造成烟气污染，这对我国西南部

43、酸雨地区更具环保效益。在我国天然气管道未大规模建成以前，电力输送比燃气输送简单易行。特别是对一些离大电网较远的地区，可就近解决本较好。6.对于煤层气民用系统，发电机组是有效的调峰的部分用电量，经济效益。如抚顺矿务局负责供 16 万户居民用气，该局地处我国东北寒冷地区，冬、夏季用气峰谷差异很大，建设了煤层气发电站，有效地利用了夏季低谷期富余气量。7.有条件向大城市供气的矿区，如松藻、中梁山，仍应以争取向城市供气为主，城市供气系统中有一定的工业用户可作调峰，就不一定自建电站。如远离城市且开发量大幅度提高，建设煤层气发电站是较好的选择。目前淮南矿业瓦斯发电装机总规模达 24032kw,已有 23 台

44、瓦斯发电机组在正常运行。2008 年发电量达 6200 万度。低浓度瓦斯气水二相流安全输送系统：为了防止低浓度瓦斯在向发电机组输送过程中发生安全事故，淮南矿业研究发明了为发电机组服务的低浓度瓦斯气水二相流安全输送系统。该系统不仅可以避免瓦斯事故，而且通过该系统的使用，瓦斯利用量比原来可提高 2 倍以上，经济效益和社会效益均十分客观。系统工作原理：采用气水二相流输送煤矿低浓度瓦斯，使瓦斯气在水流环绕下沿输送管道向前连续，形成环形水流，低浓度瓦斯完全处于环形水流包围之中，并且沿输送方向每隔 3050 米，以柱状水团隔断气流，形成端面水封，低浓度瓦斯在所述环形及端面水封中形成间歇性机组，从而实现低浓

45、度瓦斯的安全输送。气流，一直输送到瓦斯发电系统：从系统起始端依次由瓦斯正压输送稳压放散装置、装置、环流装置、透明观察管、防爆阻火式气水分离器及双向阻火装置等组成。气水二相流安全输送系统已获得多项国家专利，并且已作为行业标准报国家。5.4.3余热利用与热电冷联供在燃气内燃发电机组的发电过程中，的能量有约 35% 被转化为电能，其他约有 30% 随尾气排出，25% 被发冷却水带走，通过机身散发等其它约占 10%左右，而这其中约一半的能量是可以被二次使用的。据测算，燃气内燃发电机组每提供 100kW 的电力,排出的尾气余热可满足 2500 平的采暖需求或1300 平的制冷需求，由此可见，热电冷联供系统既节能环保，又可带来巨大的经济效益，它使得一次能源向二次能源转换过程中损耗的能源得到充分利用，最大程度的提高能源的使用效率，在大力发展循环经济的今天是十分必要的。1.余热利用发电站一期工程建设的同时，发电站余热利用系统也同步建设，并与电站同时建成。该余热利用系统将发电机在发电过程中排出的约 550的高温烟气回收利用。通过针式换热器和板式交换器将热能送至办公场所供热。每台发电机组的余热利用相当于一台 1 吨的燃煤热水锅炉。四台 1200kW 发电