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煤层气L型水平井主要采用水力管式泵、电潜螺杆泵等无杆举升工艺进行排采,但排采过程中水力管式泵地面设备故障、中心管漏失、卡泵等问题频发,电潜螺杆窜气烧泵问题严重且由于受大狗腿度的影响部分井无法下泵至合理排采井段。针对以上问题,本文进行了煤层气L型水平井抽油机举升工艺的研究应用,通过L型水平井水平井泵的针对性研发、抽油机举升系统设计选型、内衬油管防偏磨工艺及插接式简易气锚防窜气工艺的设计,确保了2口试验井的成功应用,为煤层气L型水平连续稳定排采提供了一种高效的举升工艺方式选择。 相似文献
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以晋城矿区潘庄区块的高煤级储层煤层气为研究对象,通过收集、整理和研究其基本地质资料、开发模式及煤层气排采数据,分析了煤层气采收率的影响因素,并利用等温吸附曲线和数值模拟的方法来预测研究区内的煤层气井产气量和采收率,最后利用数值模拟对该研究区内煤层气井进行排采工艺的优化。结果表明,通过2种方法预测出研究区采收率范围为49.24%~51.8%;排采工艺优化得出的最佳井距为300 m。 相似文献
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分析陕西省彬长矿区大佛寺井田的地质构造、煤层特征、储层渗透性、煤吸附特征、煤层含气量、煤层气资源潜力,研究地面煤层气开发方式的技术特点和适应性特征,采用数值模拟手段及煤层气CBM-SIM模拟软件对垂直井和多分支水平井在大佛寺井田的抽采效果进行了预测,为以后彬长矿区及国内其他类似地区的低阶煤地面煤层气开发提供了技术支撑和参考。陕西彬长矿区是我国典型的低阶煤矿区,4号煤层为主采煤层,煤层厚度大,含气量低,渗透性较好。测试结果表明,垂直井与水平井在大佛寺井田有着良好的抽采效果,垂直井单井最高日产气量2 221.26 m^3,5个分支的水平井最高日产气量超过25 000 m^3。在今后矿区煤层气开发中,应结合地质条件、抽采目的、开发工艺和投资成本等因素,选择最优开发方式。 相似文献
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为了从根本上解决早期裸眼多分支水平井裸眼段井眼易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题,提出了可控水平井设计理念,通过全通径二开井身结构、免钻塞半程固井、稳定井壁低伤害钻井液体系、钻井方式以及完井工艺的优化完善,实现了“井眼可控、利于改造、快速高效、广泛适应”的设计目标,同时,该类井水平段无论上倾还是下倾均可下入无杆泵实现工程井直接排采,无须打排采洞穴井,大幅度节省了钻井投资,同时有利于实现水平井井组工厂化高效开发。华北油田煤层气矿区推广试验70余口,钻井成功率100%,其中套管分段压裂改造钻井和压裂总成本较裸眼多分支井降低45%,产量是裸眼多分支井的1.89倍,整体实现了煤层气低成本高效开发的目标。 相似文献
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柳林地区煤层气排采工艺技术初探 总被引:1,自引:0,他引:1
本文从柳林地区地质及储层特征等技术层面上进行分析,采用数值模拟的方法,根据柳林地区不同地点不同的地质特性,设计了对应的排采设备及排采方案,尝试并使用了电潜泵、螺杆泵,游梁泵三种不同类型的泵,首次在该区试验采用丛式井组的煤层气生产方式,使该区的煤层气生产取得了历史上的突破,水平井产量超过了 15000m3/ d,直井最高产气量达到 1800m3/ d,应用情况表明,该排采工艺技术能较好地满足柳林地区煤层气井排采的需要,为该区大规模开采煤层气积累了宝贵经验。 相似文献
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晋城矿区郑庄区块常规直井煤层气产量低,开发效果差。为有效改善该区块煤层气的开发现状,提高煤层气井产量,采用理论分析与现场试验相结合的方法,在充分利用老井压裂影响范围的基础上,提出了L型水平井串联压裂增透改造技术,并形成了集井位布设、射孔压裂段优选、连续油管分段压裂改造于一体的L型水平井高效开发方法与技术。经现场试验,L型水平井串联压裂增透改造技术取得了良好的增产改造效果,L型水平井产气量是本区块常规直井平均产量的近30倍。研究结果为晋城矿区深部区块的煤层气高效开发与老井改造提供了依据和指导。 相似文献
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全国主要煤层气区块15年以上的开发实践表明,不同地质条件下,相同的水平井技术开发效果差异较大,可复制性差,亟需进行技术优化。基于水平井技术应用典型案例的数据统计分析,研究了井型、井身结构、完井方式、储层强化技术、排采装备及工艺的优化方法。结果表明,井型和井身结构对煤层气高效经济开发起决定性作用。U型和L型水平井最具推广应用价值。井身结构优化应保持水平段井眼平滑,U型井水平段井眼下倾,L型井水平段井眼上倾且设置沉煤粉“口袋”。根据地应力、煤层埋深和渗透性选择完井方式,低地应力、埋深浅的高渗煤层,水平井段采用筛管完井|高地应力、埋深大的低渗煤层,水平井段采用“套管水泥固井+分段密集多簇射孔+大规模水力压裂”技术。排采设备优选“杆式泵+抽油机”组合,实施智能化、精细化排采,严格管控“上产—稳产”阶段的排液速率,保证水平井高产稳产。 相似文献
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为了探究急倾斜煤储层排采过程中储层物性动态变化特征,采用Eclipse数值模拟软件对准噶尔盆地南缘阜康西区块煤层气井进行历史拟合和井型优化,分析了急倾斜储层排采过程中上倾和下倾方向储层压力和含气量的动态变化特征,对比了不同井网和不同水平井布井方式的产能差异。结果表明:上倾方向储层压力下降速率大于下倾方向储层,导致上倾方向储层含气量较下倾方向降幅大,且产能贡献主要来自上倾方向;排采范围确定后,将煤层气井布置在储层上倾方向,有利于煤层气的开发;顺煤层水平井在相同的水平井眼长度条件下产能要大于穿煤层水平井。 相似文献
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文中介绍了延川南区块煤层气参数井排采工艺技术现状,找出排采工艺中存在的主要问题,分析了延1小井组排采工艺技术现状,进行了延1大井组排采井泵径、泵深、冲程、冲次等生产参数设计,并针对前期排采井中易出煤粉、杆管偏磨等问题提出了相应的建议,对提高延川南区块煤层气整体开发水平具有重大意义。 相似文献
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为了充分认识西山地区煤层气井流体产出特征,对该地区煤层气排采井不同排采阶段的产气、产水与套压变化曲线进行了统计分析。结果表明,西山地区煤层气井具有产量较低,稳产阶段持续时间短,过早进入产气衰减阶段的典型特征。对该地区煤层气地质与排采工况进行分析后,认为造成西山地区古交矿区煤层气井低产的地质因素包括煤体结构、含气性、渗透率以及水文地质条件。排采工程方面,阐述了套压阈值的含义并分析了其对煤层气井产气的影响,认为套压的下降速率在0.000 9~0.002 1 MPa/d时,且保持0.33 MPa以上的套压生产,有助于煤层气的连续稳定产出。 相似文献
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延川南区块煤层气部分排采井因煤粉从煤层中析出至井筒造成螺杆泵频繁卡泵,检泵周期短,无法实现煤层气的连续性排采。文中介绍了延川南区块煤层气排采井举升工艺技术现状,找出螺杆泵排采工艺中存在的主要问题,提出相应的技术对策,对提高延川南区块煤层气整体开发水平具有一定的指导意义。 相似文献