解码更高效的煤矿瓦斯治理路径

今年11月，在《联合国气候变化框架公约》第三十次缔约方大会（COP30）期间，我国与欧盟、巴西发起成立“碳排放权交易市场开放联盟”。该联盟共包括11个国家和地区，旨在建立起一个跨国合作框架，实现“互通、透明与可信”的全球合规碳市场网络。

今年9月24日，在联合国气候变化峰会上，我国宣布了新一轮国家自主贡献目标，首次将甲烷等非二氧化碳温室气体纳入总量控制范围。根据国际能源署《2024年全球甲烷追踪》报告，工业革命以来，甲烷对全球温度升高的贡献率约30%。

甲烷是瓦斯的主要成分，煤炭开采释放大量瓦斯。中国安全生产科学研究院院长周福宝指出，我国煤层甲烷资源分布广、储量大，埋藏深度小于2000米的煤层甲烷总量达36.81万亿立方米。我国煤矿每年排放甲烷超过290亿立方米。

中国工程院院士、太原理工大学学术委员会主任金智新指出，我国井工煤矿排放的瓦斯占煤炭行业的80%以上。

“碳交易市场发展是大势所趋。未来，我国建立的强制碳市场和自愿碳减排市场，将会在国际碳减排市场上发挥重要作用。”应急管理部信息研究院（煤炭信息研究院）副院长刘文革说，“我们应抓住机遇，大力开发煤炭甲烷自愿减排项目，提升煤矿瓦斯治理水平，努力开创以减排促利用、以利用促抽采、以抽采保安全的新局面，为实现‘双碳’目标作出贡献。”

瓦斯监测更快速更精准

自2021年全国碳排放权交易市场正式启动以来，我国形成了强制碳市场和自愿碳减排市场双轮驱动的格局。

据介绍，强制碳市场指全国碳排放权交易市场，是一种由政府法规推动的碳交易机制。自愿碳减排市场指CCER（中国核证自愿减排量）市场，是一个通过市场机制激励温室气体减排的平台。自愿碳减排市场允许企业和个人自愿开展额外的减排项目（如植树造林、发展可再生能源、回收甲烷等），产生的经核证的减排量可以在市场上交易，从而使企业获得经济收益。

自愿碳减排市场促进我国煤矿瓦斯减排经济可行性、煤矿瓦斯减排技术创新能力、煤矿瓦斯利用率不断提高，也对甲烷排放监测机制提出了更高要求。

“煤层甲烷含量是衡量煤层内甲烷资源储量、排放总量的最核心指标，是研判重大风险、评估煤层气开发潜力的关键参数。”周福宝说。

陕煤集团煤层气公司施工的地面分段压裂水平井高效预抽瓦斯项目

2023年，生态环境部发布《深化碳监测评估试点工作方案》，要求在煤炭行业开展甲烷排放监测试点工作。

中煤科工集团重庆研究院有限公司副总经理张志刚介绍，当前，我国井工煤矿开采的甲烷排放数据监测系统已突破精准感知、融合监控与数字化决策等关键技术瓶颈，可实时连续监测瓦斯量，实现准确计量。

“我们正在研究新一代云边端安全监控系统。与现有安全监控系统相比，新一代系统开放性更强、安全性更高、智能化特性更显著。”张志刚说。

“目前，我国煤矿基本都建立了甲烷排放监测系统，但大部分煤矿委托专业机构进行煤层甲烷含量测定，面临周期长、监测点布置少、成本高等问题，无法动态监测煤层甲烷排放情况。”周福宝说。

为此，中国安全生产科学研究院创新提出了井下一站式煤层甲烷含量测定新方法，研发了煤层甲烷含量快速精准测定技术和瓦斯含量快速测定仪等技术装备。

当前，中国安全生产科学研究院研发的井下一站式煤层甲烷含量测定成套技术装备已在山西、陕西、内蒙古、安徽等17个省区的400余座煤矿，以及重庆大学、西安科技大学、河南理工大学等10余所高校和科研院所实现规模化应用。

“目前，全国温室气体自愿减排项目监测数据联网系统已建成，但各煤矿瓦斯监测数据如何与该系统对接尚未明确，亟待尽快出台相关联网技术规范或指南。”刘文革说。

瓦斯抽采因地制宜应抽尽抽

“瓦斯与煤炭同源共生，开发过程中相互影响。地面抽采和井下开采要相互促进，不能相互干扰。”华新燃气集团山西蓝焰煤层气公司总经理田永东表示，瓦斯抽采，要能抽尽抽、应抽尽抽。

淮河能源集团煤层气开发利用公司总工程师丁同福指出，淮南矿区为松软低渗煤层群，地面瓦斯治理工程实践面临挑战。

在钻井工艺方面，煤层气开发利用公司采用“钻前地质导向三维建模—钻中动态定位—钻后综合判层”技术方法，将煤层顶（底）板0到2米的钻遇率提高到90%以上。

在压裂工艺技术方面，煤层气开发利用公司首次在国内浅层煤层开发中采用“大排量、大沙量、大砂比、大粒径+连续加砂”的饱和体积压裂工艺，实现水平井压裂裂缝全覆盖，解决了松软低渗煤层加砂难等问题。

2021年至今，淮河能源集团在5个生产矿井施工了37口地面瓦斯治理井，涵盖淮南矿区的主采煤层。截至今年11月，37口井累计产气量为4500万立方米，钻井成功率达100%。

和淮南矿区一样面临复杂地质条件的还有贵州矿区。贵州矿区构造煤占比高，具有典型的渗透率低、压裂可改造性差等特点，长期以来被视为煤层气开发的禁区。

近年来，贵州能源集团开展了煤矿井上下瓦斯联合治理工作。井下抽采由煤矿依托现有技术自主进行，地面抽采由贵州乌江煤层气勘探开发有限公司负责实施。

贵州乌江煤层气勘探开发有限公司总经理娄毅表示，实现构造煤原位煤层气开发理论与关键技术突破，是贵州煤层气产业发展亟待解决的问题。

“当前，我们基本找到了制约贵州煤层气产业发展的根本性问题，明确了开发和攻关方向。”娄毅说，“2024年以来，我们在多个煤层气区块进行三维地震探测，进一步明确了构造情况。”

娄毅坦言，尽管当前已开展煤层气资源禀赋、探采地质选区等研究，但对相应向斜深部煤系气成藏机理的认识并不清楚，资源评价与有利区优选方法尚无统一标准，煤系气合采模式尚未形成。

今年4月11日，贵州召开煤矿瓦斯地面抽采推进会，地面抽采从技术探索阶段步入工程推广阶段。

“在煤的生成和煤的变质过程中伴生的以甲烷为主的烃类气体，从安全角度来说是煤矿瓦斯，从资源角度来说是煤层气。”中国地质大学（北京）副校长刘大锰说。

成都理工大学页岩气现代产业学院特聘院长徐凤银指出，截至2024年底，我国累计探明煤层气地质储量约1.22万亿立方米；累计钻井2.4万多口，煤层气年产能230多亿立方米，煤层气年产量138亿立方米。

“我国煤层气资源量约70万亿立方米，埋藏深度大于2000米的深部煤层气资源量达40万亿立方米，深部煤层气开发潜力巨大。”成都理工大学党委书记刘清友表示，相比中浅层煤层气，深部煤层气储层以原生结构煤为主，具有地应力高、温度高、渗透率低等复杂地质特征，导致深部煤层塑性和非均质性更强，深部煤层气开发面临诸多挑战。

据介绍，深部煤层气是指埋藏深度大于1500米煤层（或夹矸）中赋存的以甲烷为主的烃类气体。自2019年在鄂尔多斯盆地东缘获得深部煤层气效益开发的重大突破以来，我国一大批专家学者创新提出了深部煤层气相关富集理论，研发了一系列勘探开发关键技术。

“传统观念认为，埋藏深度大于1000米的煤层气是没有开发效益的。现在，深部煤层气取得了很好的开发效益，这在以前是不可想象的。”徐凤银说，目前，我国正在实施4个国家级深部煤层气开发示范项目。近5年来，我国新增深部煤层气探明地质储量近6000亿立方米。2024年，在我国煤层气总产量138亿立方米中，深部煤层气占比达19.6%。预计2030年全国煤层气产量可达300亿立方米，2035年全国煤层气产量可达400亿立方米至500亿立方米。

刘清友表示，未来的攻关方向，应针对煤层气储层预测难度大、储层动用程度低的问题，构建数据池，透明呈现三维地质体；针对煤层气储层预测符合率低的问题，加强井底数据检测、大数据传输与智能算法融合；针对深层煤层气长水平段延伸难、钻井时效低、成本高的问题，研发智能钻头、井下机器人、导向系统等；针对深层煤层气压裂改造效果差、评价难的问题，开展高频管波压裂裂缝诊断技术攻关等。

“煤层气开发技术的不断进步，推动了煤层气产业的发展壮大。将煤层气开发关键技术引进并融入煤矿瓦斯动力灾害综合治理，是实现煤矿瓦斯灾害防治关口前移的重要举措。”应急管理部信息研究院煤炭清洁发展研究所副所长王勃说，“围绕煤矿瓦斯动力灾害防治，亟须开展理论和技术攻关，为我国煤矿安全生产保驾护航。”

王勃建议，未来，在理论研究方面，深化开展煤与煤层气（瓦斯）综合勘查，并融合多种手段开展精细地质研究；在治理技术方面，进一步探究“洞穴消突井+高压空气（液氮、二氧化碳）涤荡+负压抽采”“地面L型水平井分段压裂+排采”等煤与瓦斯突出治理方法，以及“顶板L型井分段水力压裂”“顶板L型井分段水力加砂压裂+排采”等冲击地压治理方法；实施科研—工程一体化项目，研发适用于煤矿瓦斯复合动力灾害的治理技术并推广应用。

瓦斯利用向超低浓度发起攻关

当前，我国瓦斯抽采利用的基本技术路线为：通过如水环真空泵等动力源制造负压系统，将煤层中的瓦斯解析出来，通过管道输送系统将瓦斯送至地面，再对不同浓度的瓦斯进行利用。

勘探、抽采出的煤矿瓦斯，要如何利用？

刘文革介绍，当前，针对我国甲烷体积浓度高于8%的瓦斯，利用技术已基本成熟。其中，甲烷体积浓度高于30%的高浓度瓦斯，可被用于内燃机发电、民用燃气、CNG（压缩天然气）、LNG（液化天然气）等；甲烷体积浓度为8%至30%的低浓度瓦斯，通过符合安全标准的输送系统，可被用于低浓瓦斯内燃机组发电、供热等。

早在2008年，山西西山煤电杜儿坪矿就建成瓦斯发电站，甲烷体积浓度高于8%的瓦斯利用率达81%，瓦斯利用率折纯超过1.2亿立方米。在山西华晋焦煤集团沙曲一矿、二矿瓦斯发电站，甲烷体积浓度为8%至30%的低浓度瓦斯已实现梯级利用。

去年12月1日，新修订的《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准》明确指出，在保障煤矿通风安全的前提下，禁止排放高浓度煤矿瓦斯，禁止排放甲烷体积浓度高于8%且抽采纯量高于10立方米/分钟的煤矿瓦斯。该标准将禁止排放的煤矿瓦斯浓度从30%下调到8%。

今年1月，生态环境部推出首个CCER甲烷减排方法学，符合条件的甲烷体积浓度低于8%的煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用项目可申请CCER。

充分利用甲烷体积浓度低于8%的瓦斯，是近年来煤矿瓦斯利用领域的重点攻关方向。

“以前不能利用甲烷体积浓度低于8%的瓦斯，是因为易发生爆炸。我们从研究爆炸机理出发，创新了瓦斯爆炸‘四要素’基础理论。”北京君发科技集团董事长杨君廷说。

近年来，中国工程院院士袁亮带领安徽理工大学与北京君发科技集团科研团队，研发了煤矿瓦斯安全稳定燃烧、直流蓄热氧化、新型氧化等一系列综合利用技术，填补了甲烷体积浓度为3%至8%的瓦斯直接利用的技术空白。

甲烷体积浓度低于3%的瓦斯还能利用吗？煤炭行业的工作者们给出了肯定答案。

金智新介绍，针对甲烷体积浓度为1.2%的瓦斯，目前国内已有成熟的利用技术——RTO（蓄热氧化）技术。国内已建成多个应用RTO技术的每小时百吨立方米级的项目，主要分布在山西、陕西、安徽等地。

2015年，潞安化工集团高河煤矿建成乏风氧化井口发电项目，填补了乏风氧化装置技术空白。该项目装机容量30兆瓦，年处理乏风瓦斯量94亿立方米。

2023年，陕煤集团彬长矿业公司大佛寺煤矿建成低浓度瓦斯蓄热氧化供热发电项目，年耗瓦斯量9600万立方米，年供蒸汽量93.4万吨。2023年底，该矿首次利用超低浓度瓦斯氧化余热给矿区供热。

煤炭行业的探索并没有止步于1%，而是向更低浓度迈进。

金智新表示，我国每年甲烷体积浓度小于等于1%的乏风瓦斯排放量折合纯甲烷量超过1200万吨，相当于西气东输一年输气量的1/12。

“甲烷体积浓度小于等于1%的乏风瓦斯风量大、波动性强、成分复杂，利用难度大。”金智新说，对于甲烷体积浓度低于1%的瓦斯，目前仍处于理论研究与室内试验阶段。

从技术路径看，通过超低浓度瓦斯RTO成套技术及装备，可直接处理甲烷体积浓度为0.2%到1%的乏风瓦斯；通过乏风瓦斯RCO（蓄热催化氧化）技术，利用催化剂，可实现在较低温度下对甲烷体积浓度小于等于0.2%的乏风瓦斯的自维持运行和余热利用。

“未来，乏风瓦斯高效回收与规模化利用有望成为开发重点。在现有乏风瓦斯RCO技术基础上，应加强与生物催化、光电催化、等离子体催化等新型技术的融合探索，拓展乏风瓦斯资源化利用的催化体系与工艺路线。”金智新说。

全文内容请点击“阅读原文”

声明：本文系转载自互联网，请读者仅作参考，并自行核实相关内容。若对该稿件内容有任何疑问或质疑，请立即与铁甲网联系，本网将迅速给您回应并做处理，再次感谢您的阅读与关注。