《我国最长煤层气长输管道终段开建》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2022-04-08
  • 3月28日,横跨陕、晋、冀三地的我国最长煤层气长输管道——神木-安平煤层气管道工程(下称“神安管道”)陕西至山西段开工建设,该段工程为神安管道最后一段。

    神安管道是国家《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》中所列重点建设项目,由中国海油全资子公司中联煤层气公司统筹建设。该管道西起陕西省榆林市神木市,途经3省7市17县,最终抵达河北省衡水市安平县,管道全长622.98千米,设计输气量50亿立方米/年,是目前我国最长煤层气长输管道。

    此次建设的神安管道(陕西-山西段)起自陕西省榆林市神木市,终到山西省吕梁市康宁镇,全长72.2公里,新建神木站,改建康宁站,新建3座阀室,此次开工作业点位于山西省兴县瓦塘镇,该段管道预计于2023年完成建设并投产。

    据悉,神安管道工程(山西-河北段)已于2021年11月底机械完工,具备投用条件,该段管道自2021年7月分段通气以来,已累计向山西、河北供应约6亿立方米天然气,有力保障了华北地区冬季民生用气需求。

    中联煤层气公司总经理戴照辉表示,神安管道全线贯通后,可将晋西、陕东的天然气输送至雄安新区及京津冀的千家万户和产业聚集区,通过与鄂安沧管道、陕京线系统互联互通,与天津、沧州LNG接收站码头和国家管网“文23”储气库对接,可实现双气源互补和调峰保供,推动天然气市场辐射京津冀及周边区域,保障天然气稳定供应。

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    • 3月28日,横跨陕、晋、冀三地的我国最长煤层气长输管道——神木-安平煤层气管道工程(简称神安管道)陕西至山西段开工建设,该段工程为神安管道最后一段,由中国海油中联煤层气有限责任公司统筹建设。 神安管道是国家《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》中所列重点建设项目。该管道西起陕西省榆林市神木市,途经3省7市17县,最终抵达河北省衡水市安平县,管道全长622.98千米,设计输气量50亿方/年,是目前我国最长煤层气长输管道。 据了解,此次建设的神安管道(陕西-山西段)自神木市起,终至山西省吕梁市康宁镇,全长72.2公里,配套新建神木站和3座阀室,改建康宁站,预计于2023年第二季度完成建设并投产。 此前,神安管道工程(山西-河北段)已于2021年11月底机械完工,具备投用条件,该段管道自2021年7月分段通气以来,已累计向山西、河北地区供应约6亿立方米天然气,有力保障了华北地区冬季民生用气需求。 中联公司总经理戴照辉表示,神安管道全线贯通后,可将晋西、陕东的天然气输送至雄安新区及京津冀的千家万户和产业聚集区,通过与鄂安沧管道、陕京线系统互联互通,积极融入国家天然气主干网,通过与天津、沧州LNG接收站码头和国家管网“文23”储气库对接,可实现双气源互补和调峰保供,推动天然气市场辐射京津冀及周边区域,保障天然气稳定供应,助力国家“双碳”目标实现。
  • 《煤层气成我国天然气增产重要补充》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2024-02-07
    • 近年来,在相关政策大力支持下,我国煤层气开发利用规模快速增长,产业发展取得积极进展。2023年煤层气增量占天然气增量的18%,成为我国天然气增产重要补充。 煤层气开发利用具有保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、减少温室气体排放等多重效益。近年来,在相关政策大力支持下,我国煤层气开发利用规模快速增长,产业发展取得积极进展。 国家能源局近日召开的2024年一季度新闻发布会透露,2023年我国煤层气产量达到117.7亿立方米,同比增长20.5%;煤层气产量约占国内天然气供应的5%,增量占比达到18%,已成为国内天然气供应的重要补充。 产量保持年均20%增速 近年来,国家层面持续完善支持政策,加强煤层气开发利用关键技术装备创新攻关,大力推动煤层气资源规模化开发利用,取得显著成效。统计数据显示,“十四五”以来,全国煤层气产量保持年均20%的快速增长态势。 国家能源局综合司副司长、新闻发言人张星指出,2023年我国煤层气行业取得四方面重要进展:一是资源探明快速增加,全国煤层气勘探投资超30亿元,新增探明地质储量约2900亿立方米;二是产能建设加快推进,全国煤层气开发投资超过100亿元,新建产能超过30亿立方米/年;三是技术创新成效明显,深层煤层气勘探开发理论认识和技术获得重大突破;四是配套政策不断完善,中央财政继续安排资金支持煤层气等非常规天然气开发利用。持续实施增值税先征后返、所得税优惠税率等优惠政策。进一步完善矿权管理,简化油气资源综合勘查开采程序,支持煤层气与其他矿产资源兼探兼采。 “从煤层气产业的发展历程看,每个阶段的快速发展都离不开长期的技术积累。技术有了新突破或大幅提升后,产量自然就会增加。”中国石油大学(北京)教授张遂安在接受《中国能源报》记者采访时指出,“近年来,经过国家科技重大专项持续发力,煤层气开发技术得到长足进步,尤其是水平井的分段压裂技术已经成熟,给煤层气开发提供了实现高产的技术路径。” 陕西省煤层气公司党委书记、董事长牛鸿波告诉《中国能源报》记者:“经过近40年的探索与发展,我国煤层气勘探开发理论与技术取得明显进展。尤其是近年来,通过加大科技攻关力度,相继攻克薄煤层、深部煤层气等难题,煤层气储量和产量持续增加。 当前,沁水盆地煤层气商业化勘探开发已取得重大突破,起到了很好的示范带动作用。作为企业,我们要充分借鉴其经验和技术,加快煤层气产业规模化、商业化勘探开发。” 资源潜力待有效释放 在多位受访专家看来,尽管近年我国煤层气开发利用进展较大,但整体看,煤层气产量相较其他非常规气仍偏低,在天然气产量中占比较小,资源潜力待有效释放。 “虽然煤层气产量增速提高了,但在整个天然气产量中的占比只有5%,而且这些产量大部分来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。”重庆大学资源与安全学院副教授李全贵告诉《中国能源报》记者,“不过,国家近年来十分重视煤层气产业发展,尤其近两年在深部煤层气领域取得新突破,这可能是未来的发展方向,对未来天然气产量整体提升将发挥积极贡献。” 据了解,我国煤层气资源丰富,具有较大开发潜力。自然资源部2022年最新统计数据显示,埋深2000米以浅的煤层气地质资源量约30.05万亿立方米,可采资源量约12.5万亿立方米;2000米以深的地质资源量40.71万亿立方米,可采资源量10.01万亿立方米。 张遂安表示:“从资源和产量的关系看,目前我国煤层气矿业权占资源面积的比重很低,可能不到10%,大量的煤层气资源都在油气矿产覆盖的区域。比如鄂尔多斯盆地、新疆吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、四川盆地,这些大都掌握在石油企业手中。对石油企业而言,肯定优先勘探开发可以快速上产的常规气资源。” “目前的现状是,巨大的资源中采出的煤层气太少。”张遂安说,“但实际上,是因为让出来的矿业权太有限,如果从单位面积矿业权的产量贡献看, 煤层气要比常规油气贡献的比例大。” 牛鸿波表示,目前仍存在煤层气和煤炭矿业权重叠问题,存在圈而不探、占而不采现象,有开发意愿的企业无法获取足够的资源,导致煤层气无法规模化开发。 “若能进一步完善矿业权管理,简化资源综合勘查开采程序,支持煤层气与煤炭资源兼探兼采,实现采煤采气一体化推进,使煤层气资源得到有效释放,将有利于助推产量增长。” 关键技术待创新突破 值得注意的是,我国煤层气赋存条件相对较差,同时受地质条件复杂和适应性技术不到位等因素影响,距离大规模开发利用仍有一段路程,因此针对不同典型地质条件的关键技术装备创新攻关有待进一步突破。 “煤层气是整个油气行业最难采的非常规资源,因为难采,所以需要国家在科技研发、资金甚至信心上的支持。 ”张遂安坦言,“我国地质条件复杂,没有一个地区能够简单地照搬其他技术就能见到成效,都需要开展一段深入的研究和摸索,这样就很难快速上产。从另一个角度讲,无论是国家还是企业,都应理性看待这个问题,这个最难采的资源应该精耕细作式地勘探开发。” 牛鸿波建议,煤层气勘探开发投资大、成本高、回收周期长、投入产出不均衡,严重制约行业快速发展。“需要国家进一步加大煤层气勘探开发的支持力度,尤其是持续给予财政、税收方面的政策支持,并加大科技研发的支持力度,特别在开发工艺研究等方面给予支持。另外,要鼓励高瓦斯矿井加大在煤层气开发利用方面的投入,充分调动煤矿企业的积极性,加快煤层气规模化、商业化开发利用。” “从技术层面讲,深部煤储层地质条件和分布规律复杂、成熟技术无法照搬、中浅部资源条件研究精度不够、深部煤层气勘探开发处于起步阶段、技术不成熟,这些因素都制约着煤层气产业发展,所以要下大力气在深部煤层气高效排采、煤层气立体开发等方面进行技术攻关。”牛鸿波指出。