引言

　　随着世界原油不断减少，世界常规能源供给形势日益严峻，国际上逐渐把发展非常规能源作为新世纪能源发展的主要议题。开采煤层气具有热值高、污染少、安全性高的特点，完全可以成为石油和天然气等常规能源的重要补充。世界上很多国家逐渐开始重视开采煤层气和开发试验，并积极发展发达国家的地面钻井开采煤层气技术，在煤层气资源的勘探、钻井、采气和地面集气处理等技术领域均取得了重要进展。我国埋深在2000米以内的煤层中含煤层气资源量达30万亿－35万亿立方米，是世界上第三大煤层气储量国，煤层气开发前景非常可观。然而，由于种种原因，我国煤层气的开发和利用规模普遍偏小，所以合理加强煤层气的综合利用，对我国的资源建设有积极的作用。

　　1.煤层气资源的成因

　　天然气的成因各式各样，MacdDonald(1983)研究了天然气的形成模式，认为最具代表性的模式有六种：（1）沉积岩有机质的微生物降解；（2）沉积岩有机质的热降解；（3）原油的热裂解；（4）煤的变质作用；（5）岩浆岩的高温反应；（6）地幔原生甲烷的释放。煤层气是属于第（4）种模式，是在煤的变质作用过程中不断生成的。煤在变质作用中产生的甲烷分子被吸附在煤体的表面。吸附甲烷量的多少决定于压力、温度和煤质。即在一定的温度、压力条件下，甲烷分子主要以单分子层状态吸附于煤体的细微孔隙表面，并和微孔隙中的游离甲烷分子处于不断交换的动平衡状态。由此可知，游离甲烷的多少，取决于煤的孔隙度、温度和压力。当遇到外界条件发生变化(地壳运动、岩浆活动)时，这种平衡就会被打破，若继续沉降使煤热演化继续进行，煤层含气量增加；或地壳抬升，使煤的热演化终止，甲烷不再产出；当煤层抬升接近地表遭受风化时，所有气体将散失干净。

　　2.煤层气田的分类

　　纵观国外已有开采煤层气的生产实践和我国国内开发试验的经验教训，可以认为不同成因的煤层气田的开发，会存在一定的差别。分类划分得当对指导煤层气地面开发选区和开发方式、方法的运用均有一定的指导作用。现参考煤田地质学理论中煤变质类型的分类，结合煤层气的生成、赋存等条件，将煤层气田初步划分为三类二个亚类：

　　(1)深成成因的煤层气田。

　　(2)岩浆热成因的煤层气田，可分为：

　　①区域热力作用形成的煤层气田。

　　②岩体接触作用形成的煤层气田。

　　(3)挤压成因的煤层气田

　　3.国内开采煤层气利用的现状

　　当前，国际能源局势趋紧，我国煤矿安全生产形势严峻。我国的能源消费结构很不合理，1999年煤炭约占68%，石油占23%，天然气仅占2.6%，天然气在能源结构中的比例远远低于世界平均水平(24%)。为了实现能源与环境的可持续发展，我国急需实施以优质能源为主的能源发展战略，合理调整能源结构，增加天然气在一次能源消费中的比重。煤层气有望成为接替煤炭、石油和天然气等常规能源的新能源资源。目前全国瓦斯发电的总装机容量为9万千瓦，而规划或正在实施的瓦斯发电项目装机容量接近15万千瓦。其中，山西晋城煤业集团在建的煤层气电厂计划装机达12万千瓦，是世界上目前最大的煤层气发电厂。

　　4.我国煤层气区划方案

　　根据实际资料和工作程度，按煤层气大区、含气区、含气带、气田这四个级别进行中国煤层气资源分布区划。

　　5.开采煤层气的技术方法

　　5.1生产布局

　　开采煤层气的生产布局与常规油气有较大差异。当煤层气开发选区确定以后，在钻井之前，就应进行地面设施的系统设计与布局。在确定井径、地面设施与井筒的位置关系时，应综合考虑地质条件、储层特征、地形及环境条件等因素。—个煤层气采区包括生产井、气体集输管路、气水分离器、气体压缩器、气体脱水器、流体监测系统、水处理设施、公路、办公及生活设施等。只有各部分密切配合，才会使得煤层气生产顺利进行。

　　5.2井筒结构

　　开采煤层气的成功始自井底，一般井筒应钻至最低产层之下，以产生一个口袋，使得产生气体在排出地面之前，在此口袋内汇集。煤层气生产井的结构是将油管置于套管之内，这种构型是由常规油气生产井演化而来的。这种设计还可使气、水在井筒中初步分离，从而减少地面气、水分离器的数量，并可降低什筒内流体的上返压力；一般情况下，产出水通过内径为10mm或20mm的油管泵送至地面，气体则自油管与套管的环形间隙产出。除排水产气外，井简的设计还应尽量降低固体物质(如煤屑、细砂等)的排出量。井底口袋可用上收集固体碎屑，使其进入水泵，使地面设备的数量降至最低。在泵的入口处，可安装滤网，减少进入生产系统中的碎屑物质。另外，在操作过程中，缓慢改变井口压力，也有利于套管与油管环形间隙的清洁，降低碎肩物质的迁移。

　　5.3气水地面集输与处理

　　5.3.1地面气水分离

　　在煤层气生产井中，将油管置于套管之内的设计可实现气、水的初步分离，但在泵送至地表后，还需经地面分离器进一步分离，分离的气和水分别进入集气管线和水处理系统，同时还应除去流体中固体颗粒物(煤粉、细沙等)。

　　5.3.1.1低压分离

　　常用的分离器有常规两相分离器，脱水器和在线水分分离器。两相分离器为一个内部装有挡板的大容器，从井中排出的流体从两侧进入分离器，分离出的气体自顶部排出，当容器中水位升至一定高度时，通过一个自动阀门口底部流出。该分离器的缺点是分离出的气体仍含有较多水分，需进—步纯化，另外，在不增加上返压力的情况下，井下泵不能将排出的水送全至各处系统。脱水器可有效地去除套管气流中的水分，但不能收集水流中的气体。在线水分分离器是颇为有效的二次分离器，可置于管线中两相分离器之后。该装置采用离心分离，使水分流至洼坑，气体继续沿管线流动。使用该分离器可有效去除气体中的水分，但不能处理大量水流和去除进入气体中的固体颗粒物。

　　5.3.1.2高压分离

　　部分生产井需要两次分离，第一步，高压容器从流体中分离出气体；第二步，低压分离，从石油中分离出水。虽然一般采用重力分离设备，但煤屑过多会对设备产生严重影响。需要针对不同情况采取相加措施。例如，常规的水雾分离器可被细微灰尘堵塞，可使用脉型或其它水雾分离器代替。为避免大块煤堵塞底部阀门或其它接口，可使76mm阀门代替50mm阀门。中等煤屑通常处于气饱和状态，漂浮于分离器的气、水界面上。分离器中分离的气体通过一个药盒型过滤装置，以免在后来脱水、压缩或进入气表时产生问题。气体还需经0—25μm滤网过滤．以免破坏水处理没备。

　　5.3.2集输系统

　　集输系统的作用有二：一是利用最经济的方式将气体从井门输送至中央压缩站；二是从环保与经济效益的角度，妥善处理排出水。在铺设管线时应充分考虑地形和地面没施，输气管道不宜铺设在低洼处，而输水管尽量不要架设在高处。但如果无法避免这种情况，应安浆气压缓解阀，以免水回流至井口。

　　5.4气体处理与压缩

　　进入销售管线的煤层气，一方而应符合管道气的成分标准，另一方面应具有足够的压力。因此，经气水分离器分离出的气体，需经进一步处理和压缩。

　　6.开采煤层气需要注意哪些问题

　　6.1开采煤层气中水的处理

　　水是煤层气生产的副产品，其净化和处理费用在日常操作中占相当大的比重。合理设计水处理系统，是决定开采煤层气成功与否的主要因素之一。水的处理方法和费用上要取决于排水量和水质特征，在设计水处理系统时．应首先根据临近生产井的排水情况或煤层渗透中及水文资料估算煤层的产水量，还应考虑到生产过程中不同阶段排水量的变化。

　　6.1.1产出水杂质分类

　　煤层产出水是一种含有溶解盐、溶解气体、非水液体和固体颗粒等杂质的多相体系。其中杂质可分为五类：（1）固体颗粒。（2）胶体。（3）分散油和浮油。（4）浮化油。（5）溶解物质。

　　6.1.2水处理方式

　　在美国煤层气生产中，最常用的产出水处理方式是排入地表水系和注入深井，其它方法包括土地灌溉、蒸发、水力压裂时重新利用等，反渗透方法正处于试验阶段。

　　6.2开采煤层气中设备减少故障的方法

　　6.2.1减少泵的故障

　　可通过以下途径减少泵的故障：增加井下气水分离量，减少泵送气量，使得泵送能力与排采量相匹配，减少排水管线的上返压力，减少泵的扭矩。在操作过程中，注意了解每天的运行状况，实行动态管理，根据生产过程中出现的变化，采取相应的措施。掌握上次维修时间、泵速、产生故障的原因，对提高工作效率，廷长使用寿命等大有意义。

　　6.2.2降低抽油杆的故

　　通过调节泵速和冲程长度，减少应力集中，可减少抽油杆的脱离次数。另外，合理选择抽油杆的尺寸，安装时注意力矩适中以及钻井时尽量减少偏离等，都可降低抽油杆的故障。

　　6.2.3减少固体物质引起的故障

　　在完井和操作过程中，采取一些措施，可降低因固体颗粒物引起的故障。例如，钻进30—60m深的凹坑，使生产过程中产生的固体物质沉于其内，而不随产出水一起泵送。不在煤层中实施完井，从煤层顶板或底板开始压裂，进而向煤层渗透，仍然从煤层中排气，可大大降低维修费用。例如，在岩溪煤层气开发项目中，5号生产井采用此方法压裂，一直持续稳产2.5年，与其它生产井每年维修3—4次形成了鲜明对比。操作过程也会影响固体物产率，井投产前期做好准备，减少压力波动，以免引起激流，将会减少自裂流入井筒的碎屑量。

　　7.总结

　　我国煤储层的发育状况、煤层的含气特征、煤层的渗透性等，在地域上的分布是很不均衡的。煤层气分布的不均衡性，加上区域经济因素，就造成了当前我国煤层气勘探开发工作在地域上的不平衡发展。因此，研究和总结我国煤层气在区域分布方面的规律性，合理进行煤层气资源分布区划，对于从宏观上阐明资源分布特征，分析煤层气勘探开发态势，指导未来煤层气勘探开发工作都将具有重要意义。