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关于山西煤层气和焦炉气开发利用的思考

[ 2007-08-24 ] 来源于: 山西新闻网-山西日报

    目前,我国加快煤层气抽采利用的形势大好。去年6月,国务院办公厅下发了专门文件(国办发[2006]47号),今年,国家发改委、财政部(会同税务总局)和国土资源部等又分别就有关配套及优惠政策,下发正式文件。在此形势下,就我省煤层气和焦炉气开发利用中尚待解决的几个关键性的瓶颈问题,提出一些个人浅见。古人云:“凡事预则立,不预则废。”以逆向思维方式提出问题,正式为了解决和消除这些障碍,以便更好、更快地推动此“两气”开发与利用,进一步促进科学发展。
  一、煤层气开发及焦炉气利用的议题已被重视,甚至处在“热炒”状态,但对实践此议题细致分析和具体组织力度尚显不足,较为滞后
  煤层气即煤基甲烷,在采煤工业中早已被人们所知晓,是矿井至爆的主要因素。山西省煤矿恶性事故70%以上是瓦斯(甲烷)爆炸,故瓦斯抽取成为采煤工业的主要安全措施。瓦斯长期被作为采煤中的有害物对待。上世纪80年代后,随着能源问题的日益尖锐,美国率先实现了对煤层气的工业性开发利用并形成了很大的规模,2005年生产煤层气达500亿m3以上,超过全国全部天然气的年产量。澳大利亚、加拿大、俄罗斯等国家的发展也很快,引起全世界的重视,在我国迅速引起反响,从中央到地方,纷纷开始着眼于煤层气的开发,有些文件和材料中将它作为一种新能源,煤层气与常规天然气的主要成分一致,都是甲烷,从化学属性上并非新的能源,只是其开发技术与常规天然气不同,需采取新的手段,同时概念上要从过去认为是有害物质重新定位为能源,要从新的角度予以考虑,国家在1996年成立了中联公司,主管并统一负责全国煤层气的开发事宜,山西省也有一些公司参与,至今最为成功者为晋城煤业集团。
  由于开发利用煤层气的优点十分明显——保障采煤安全,提供了新的能源资源且远比燃煤洁净,可大大减少污染及温室气体的排量,有利于环境保护,变害为宝为大量下游产品提供了丰富的基础原料等等,而且全国特别是山西的远景储量丰富,因而十分诱人,被广泛重视。
  焦炉煤气的情况类似,它是煤焦副产品的优质可燃气,主要成分为氢及甲烷,同时又是很好的化工原料,下游产品链很丰富。山西省炼焦规模巨大(现在产能已达到1亿吨/年,甚至尚略有超过)而焦炉气利用率不足,每年有120—130亿立方米尚未利用,被直接排放或点了“天灯”,无论从节约能源,降低总能耗,减少污染,增加附加值等角度考虑都亟待妥加利用,刻不容缓。
  因此,全省上下都很关心重视此“两气”的开发利用,这是一举多得的大好事。从省、市、县到各有关企业和有关人士,形成热门话题。大谈“两气”的开发利用,不断见诸于报告、文章、规划及媒体报道之中。然而进一步剖析,开发利用这“两气”的难点与瓶颈何在?如何统筹规划?如何组织技术公关?如何从技术经济角度瞻望未来,做深入细致地分析研究等等,则又滞后,力度不足,因而呈现雷声大雨点小、实行进展不够快(只有少数单位较好)的现象,具体在下边分述之。
  二、远景储量大而探明程度低,现实可采量还不大
  已公布的各类资料提到,我国煤层气总储量为31.5万立方米,山西占1/3即10亿立方米。确实是十分巨大的数字,即是此数字还不那么准确,或者受工艺技术限制而影响了其抽取量,但哪怕山西省只要抽出10%—20%,仍有1—2万亿立方米之巨,年抽200亿立方米(接近于美国煤层气1994年的产量或前两年我国天然气的年总产量)也足够50—100年,吸引力之大自不待言。
  然而远景储量并非现实可采量,就常规矿藏而言,在一般地质普查发现矿苗的基础上,要经试钻、初查、详查、精查等阶段,经过精查后的矿区储量,报经国家主管部门审定认可后,才可作为大规模开发的正式地质保证数字。山西的煤层气绝大多数未经详查。对矿区而言,估计数、推算数只能作为进一步地质勘探的基础而不能作为正式开发的依据。对煤层气而言,更有其特殊性。
  在亿万年漫长的煤炭形成过程中,都有以甲烷为主的气体产生。如果它较多的从母质煤炭岩层中游离迁移出来并进入具有孔隙性和渗透性均良好的构造中储存积聚,则被称为煤成气(即煤基天然气),其开采方式与常规天然气相似。山西省迄今为止尚未发现有价值的煤成气田(上世纪九十年代在吕梁市兴县曾试钻并产气,为时不长即因故障终止)。因此,现在主要注意力都集中于被附于煤层与煤炭共生的甲烷气即煤层气。另外还有很多甲烷气难于被单独抽取,而需在开挖矿井时抽排之,就是在采煤中被称作主要爆炸危险源的瓦斯;这种瓦斯含甲烷30%—50%,仍大有用处。
  要在开矿之前,预先把甲烷气从煤层中抽取出来,其技术难度较大,由于不同煤田之间在煤层的地质构造条件、煤层变质程度、气饱和度、储存压力、对气体的吸附与解附性能、岩体的可压裂性能、渗透性能等各有差异,情况相当复杂,故采用的开采手段各异。在外国适用甚至较为先进的开采手段用到山西时不见得就很合适,省内在某个煤田适用的技术移到另一个煤田时,也还需探索调整。
  在上世纪80年代之前,中央直属的地质、石油、煤炭等部门分别在我省的一些地区试钻勘探煤成气和煤层气,但力量分散规模小,发现了一些露头,未能有正式成果。上世纪80年代后,扩大了勘探规模并把力量集中到河东煤田和沁水煤田两大板块。上世纪90年代以后,又引进外国资金和技术进行勘探开发。先后有美国的美中能源公司(在沁水)、美国CBM煤层气能源集团、阿莫科公司、菲利浦公司、安然公司、澳大利亚路维尔公司(以上均在吕梁市柳林、临县一带)进入。在沁水煤田先与美方合作打了一些井,有一定成绩,后来由我国自主开发的技术也很有成效。吕梁的柳、临一带,则起初态势良好(故曾拟向太原输气并与太钢公司太化公司等企业签过协议),但不久即因衰减严重及井壁塌方等终止,使供气协议成为了一纸空文。因而,到目前为止,真正能不断取得进展并持续产气者,只有以晋城煤业集团为主体的沁水煤田一处,河东煤田目前尚无正式产气井运行,还难于准确评价。至于结合挖煤抽放瓦斯加以利用,则阳泉市已有数十年开发历史,成功应用于民用燃气和发电,并曾生产炭黑、甲醛等化工用品;大型矿如阳煤集团、中型矿如南庄煤矿都有成功经验,年总利用抽取瓦斯约1.4亿—1.6亿m3。
  《山西日报》公布,2006年晋城煤业已有正常产气井200口,每天产气33万m3;已施工井数达482口,年产能超过2亿m3。2007年晋城市煤层气井总数达1500—2000口,预计年抽采能力15亿m3,成为全国最大的煤层气产区。由此计算,每口井日产量为1200—2000m3/日 (可持续年限则尚待观察),属较低产量的工业气井(美国煤层气7000口生产井年产215m3,平均每口井日产8400余m3)可以运行,但经济性不算很好。15亿m3煤成气按其甲烷浓度约相当于130万—140万吨石油,这当然值得重视,但规模仍然偏小。
  从上世纪80年代初到1994年,美国进行煤层气勘探开发总投资约35亿美元 (折合当今约50多亿美元),可见强化勘探开发是保证煤层气产能规模的根本。而我们无论在资金投入、技术掌握程度及合理的组织管理上均远为不足,成为主要的瓶颈。
  三、全国一统的垄断性煤层气开发体制和气源与煤共生的产业特点不符
  一切矿产属国家所有,此为宪法与法律所明确昭示。基于此点,同时煤层气开发又属新型产业,因此国家很重视,成立了专营的中联煤层气有限公司。我想,当时大概参照了全国的石油、天然气专营体制来确定的。10年来,各方面情况均出现了很大的变化。
  1、为了克服由中央部门或央企一家督办的垄断体制所引发的各种弊端,党中央和国务院已相继将原为独家管理和经营的石油、天然气、航空、航天、电信、军工等部门分解成两个或数个实体。分解后运转的事实证明,几个企业集团形成竞争远比一家独办好。
  2、煤层气与煤炭共生、并非独立的气源,其开采可视为保障采煤安全的预抽取,而且水利压裂、抽水、排水、供电及防火防爆安全管理都离不开当地煤田的统筹安排,在同一矿区内多头管理,显然有诸多不妥。因此,国办[2006]47号文件明确提出,要坚持采煤采气一体化,妥善解决矿业权交叉问题。其中,对新设探矿权规定较为具体,而对已撤出的采气与采煤割裂的探矿权如何处理,未予涉及,此问题在山西甚为突出。此外,山西对煤的勘探(尤其对大煤田)大都已精查过,现在是要补勘煤层气资源而不是对气和煤一起来重新勘察,因此,在山西如何解决采煤、采气一体化,要有补充规定及具体措施。
  3、国家所有并非只允央企独有,那么多煤矿、金属矿等都可在国家统一领导下分级管理,而且更多地交到地方管理,何况煤层气与煤藏共生,个人看法,中联公司首先应按照国办文件中第十二条的内容集中精力于煤层气开发的科技攻关,突破技术瓶颈,掌握自主知识产权的勘探、开采手段;然后以技术保障和技术服务为纽带,适当连带资金投入,与当地联合,进行(有的区块可以主导)煤层气的开发利用。
  4、2007年全国两会期间,我省众多代表及委员都呼吁采气与采煤统一管理,特别有22名全国政协委员联名提案,并指出在山西设立的占地3.75万平方公里的33个煤层气矿业权,主要为央企,而且大多是非煤企业。同时与煤炭勘探重叠,这显然极不合理,并引发诸多人为障碍,此种情况亟待改变。
  四、开发煤层气需要国家政策的支持
  如前所述,煤层气开发存在前期投入资金高、风险高、技术难度高的“三高”特点,理应得到国家的强力支持,国办文件已有不少原则规定,待有关部门分别落实,国家发改委及财政部分别做出一些决定,正在落实过程。我们感到,需要按以下几方面的强力支持:
  1、政府对勘探费用的直接投入。
  2、政府应重视并大力支持对开采技术的科技攻关,加强组织科研、高校、勘察设计单位及有关企业的力量协同作战,给予各方面的保障,进行攻关,克服勘探及开采的技术瓶颈。
  3、以优惠条件,吸引国外资金技术进行风险投入。
  4、2006年12月18日由国务院办公厅下发的文件,要求由国有资本对军工、电网电力、石油化工、电信煤炭、民航、航运等七个关键领域保持“绝对控制力”,煤层气不在其中,电力、煤炭、民航航运、油品贮存等都已适度地向民营资本开放,故煤层气开发应可部分地向民营资本开放,特别是在山西,煤老板们掌握的资金数量庞大,有少数人消费不当引发争议,应引导他们投资到新的发展领域。
  5、为了有利于煤层气的下游加工利用,对其定价可以有不同的考虑。如以能源看待,税收较高,出于为了采煤安全抽取有害气体和削减温室气体及烟尘等排放的环保措施考虑看待,则可大大压减税收。美国为鼓励开采煤层气而专门制定有关税收优惠和补贴规定,大大激励开采煤层气的发展,可供借鉴;发改委及财政部(含税务总局)的有关优惠,开了好头,但内容还不全,尚待补充和细化。
  6、据悉,晋城煤业的煤层气的单井平均投资约300万元,开采运行费用每月每井6万元左右,如日产2000m3,保持10年,则即使不考虑投资的利息支出等财务费用,也不考虑气源本身费用,静态计算,每立方米就需要1.4元以上,故定价为1.8元/立方米。如将其加压液化或长距离输送二次销售,显然价格将更高,用于汽车燃料(目前汽油价在5元/升左右)仍有较大优势,用作民用燃料或就地发电(电站本身的投资可比燃煤发电降低较多)也可接受,当作化工原料竞争力就差了,若升高至2.0元-2.5元/立方米,则在目前价格体系下就难以再进行化学加工(国家对天然气供化肥原料的价格就一直有优惠)。
  因此除开发存在瓶颈外,如何定价也是一大关键,需要有政策倾斜。
  五、焦炉气利用中最大的不利因素是生产集中度不足,企业分散,形不成“拳头”,难于实施规模化、现代化的大型加工
  炼焦是成熟的传统手工艺,其主要产品是焦炭。焦炉气在脱除氨、焦油和粗苯后,约占入炉煤量的20%,其中约一半供焦炉自身加热之用,外供焦炉气一般占10%,因而被成为副产品。只有炼焦规模达到较高水平,焦炉气的加工利用才能较为合理。
  长期以来,焦炉气被用作燃料,直接供城镇居民及某些二、三产业使用,有的焦化企业用于燃烧供气或发电,这都是简便、合理的用途。现在省里及各界关心的是如何扩大其利用量和提高焦炉气利用的附加值,延长产品链,主要思考集中到化工利用途径。
  我省每年排空或点天灯的焦炉气达120亿立方米以上,按说,不难组织其开发利用,加工成化工产品,但具体分析和落实中,问题仍不少,合理的规模是主要矛盾之一。
  10多年以前,我省机焦比例还不高,30万吨/年的机焦厂曾被视为不小的规模。通过10多年的大力技改,同时这七八年焦炭销售一直旺盛,故机焦比例及规模均有很大提高,60万吨/年的厂已较普及,百万吨级者并不鲜见:200—250万吨/年的独立煤焦企业已有好几家,个别企业已迫近300万吨/年。并组织建立了几个焦化工业园,园区焦炭总能力达到四五百万吨,或者更多,势态不错。至于下游产品,普遍瞄准甲醇及醇醚燃料,有的企业还宣告要进行转化为汽油(MTG)或烯烃(MTO)。由于笔者自上世纪70年代末即致力于推进以甲醇为主要途径的煤化工发展路线,故获悉此消息后相当重视和兴奋,去年曾专门去实地了解,结果好几家宣称要建150—200万吨/年炼焦,50—60万吨甲醇的企业,首期工程只有60万吨焦(个别的同步建10万吨甲醇)。所谓二期只是规划而已,仅停留在纸上。其原因很多,包括个别企业藉发展煤化工之名,而真意在于抢占煤炭资源和圈地。
  年产100万吨焦炭的炼焦气才可匹配10万吨甲醇,现今国际上,30万吨/年甲醇已不属于合适规模,一般应是60—75万吨/年。因此,如以焦炉气为原料,则要大于300万吨/年焦炭企业才能与30万吨甲醇/年相匹配,若要考虑转化成汽油或者烯烃,则消耗定额分别为2.6和2.8吨甲醇,30万吨甲醇/年的规模显然不够。早在20年前投产的世界首家也是唯一的新西兰MTG工厂,其甲醇能力就达150万吨/年。
  单厂焦炭产能不达300万吨,可以将临近数厂的焦炉气集中起来,进行化学加工。但由于体制及思想观念方面的原因,矛盾摩擦很多,例如太化集团要在清徐新址建立以焦炉气为原料的30万吨/年甲醇装置及20万吨/年的已二酸装置需与400万吨/年炼焦企业匹配,不远处正好有两家各年产200万吨焦炭的民营企业,太化集团准备把此两处焦炉气引来,但两家均不同意,都要求在其本厂附近单独建下游装置,虽多次协调,仍达不成一致,致使项目搁浅、停顿。山西眼下的炼焦企业规模偏小而又分散,点多面广,既不利于煤焦油的集中加工,也不利于焦炉气的加工利用,如果进行调整,像对煤矿一样对炼焦企业采取硬性措施,进一步裁小扶大,向300万吨/年以上规模集中,这牵涉到各方面的利益关系,同时投资额甚为巨大,短期内难于实现,而且山西炼焦总能力已经过大,远远超过了山西环境的允许承受能力。国家和省里的方针是限制新建炼焦企业,这更加大了调整的难度。
  六、防止下游产品趋同化
  现在一提焦炉气加工,几乎都选择甲醇及醇醚燃料 (这当然与成品油价高货紧有关),个别的还说再延伸到MTG或MTO。这些肯定值得重点关注和开发,但形成一窝蜂、“百厂一面”,并非善计。使用焦炉气的领域很宽,除以上提到的燃气、发电、甲醇、醇醚燃料外,就化工产品而言,合成氨—化肥、混合醇(同样可添加于汽油)、高级醇、甲醛、某些酯类及氨类、醋酸及其制品等均可作为选项,而且都有发展及获利空间。另外,焦炉气中氢的含量最高,故可作为还原剂。省发改委曾请北京的专家们进行以焦炉气还原铁矿石再直接炼钢的论证,认为可行,如此法得到工业化实施,则对钢铁业的节能和缩短流程大有促进,而且由于现在大多使用进口铁矿,电炉钢的比例也大增,就使选取优质精粉还原后直接进电炉炼钢成为可行。
  焦炉气下游品种的多元化选择,有利于更好地在市场经济竞争中站稳,并增加抗风险能力。
  七、加快防火、安全、环保等方面规范性文件的制定和颁布
  为了更好地推进开发利用,配套的软件措施应尽快跟上,特别是一些防火、安全、环保等方面的规章制度,亟待主管部门制定和颁布实施。
  今年一月底,在全省成品油市场秩序整治互动的会议上,主管省领导明确要求,在质量标准没有出台,管理没有统一规范的情况下,甲醇加油站(商用)、煤层气及天然气加气站的建设暂停。当我初看文件时很感惊讶,心想这不是与省政府的产业导向相违背吗?但仔细一看,就体会到很有道理。这位副省长说由于现在没有法律、法规明确甲醇加油站和加气站的审批部门和程序,相关部门之间也没有很好的衔接,许多甲醇加油站和加气站没有办理相关手续。在国家(或至少是省级)统一的质量技术标准没有出台,运、储、加等方面没有统一科学安全标准的情况下,对这些易燃、易爆、有毒的燃料,不能放手不管,万一发生重大事故,反而有害于新燃料技术推广和市场开发。上述论点理由充足,完全正确。如果在此情况下任由甲醇加油站(包括醇醚)和加气站(液化气还是高压状态)大量布点,则直接接触工作人员、司机等年以万计乃至十万计,而设点与周围的无限定间距,考虑间接接触的乘客在内则每年的人次以数百万计,不能设想他们都具有专业知识;而且即使对专业科技人员而言,相关事务也必须有各种规范操作依据,无论设计、施工、操作、运行、事故情况下的紧急处理,消防配套、群众疏散等,都有章可循,有法可依。否则很容易发生意外并引发严重后果,群众大受其害,而监管失控之责只能由政府部门承担。如90年代末发生的朔州市的毒酒(掺甲醇配制)案件,一次失控,事故死亡近200人,震惊全国,使山西遭受严重打击,教训深刻。故在加强硬件开发即扩大物质产品产能的同时,必须加快相应的软件建设,制定相应的法律、法规、规程、制度等,即使全国性的正式文本一时难以定案,省里地方性的文件(哪怕是暂行规定)也应尽早制定和颁布。

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