煤层气水平井智能排采控制技术研究与应用

煤层气井原有的开发模式是以直井+抽油机的模式,随着煤层气排采技术的不断提高,多分支水平井技术是近年发展起来的一种集钻井、完井与增产措施于一体的新技术,特别适合于开采低渗透储层的煤层气,常规的管式泵+抽油机、螺杆泵、潜油电泵在水平井排采中逐渐显出诸多局限性,射流泵成为水平井排采的关键设备,然而射流泵控制复杂,需要控制注水压力和井底流压,控制不好气量会大幅波动,依托自动化系统,同时对水平井排采深入研究,建立了一套"双回路单PID控制"煤层气水平井智能排采控制技术,现场应用控制精细,气量平稳。     

射流泵在晋城矿区煤层气水平井排采中的应用

随着煤层气井由垂直井转为水平井,常规的管式泵+抽油机、螺杆泵、潜油电泵等逐渐显出局限性,尤其是水平井组只有工程井,没有条件施工排采直井的情况下,需要一种新泵进行排采。介绍了射流泵的工作原理,并基于晋城矿区煤层气储层地质条件,将该泵应用到晋城矿区多分支水平井中进行排采试验,其效果明显。     

煤层气井智能排采控制系统试验效果分析

为实现煤层气井排采智能化,在传统油气田自动化技术的基础上,规划了煤层气井智能排采控制方案,并选取井场进行适应性试验,经与人工排采效果对比,智能排采控制系统在提高煤层气井排采精细化程度、优化排采制度、降低成本方面效果良好。     

煤层气井专用电潜泵研究与应用

针对华北油田公司在煤层气开发过程中,煤层气井现状和排采要求,开展煤层气井排采工艺技术研究,研制出一套煤层气井专用电潜离心泵排采系统,该系统具有排量易调节、控制性能好、适应范围广的特点,在煤层气井上有着很好的应用前景。通过开展电潜泵配套技术研究,不断地进行实验和改进,形成了一套适用于煤层气井的电潜泵排采工艺技术,经过5口井的现场应用,取得了良好的效果。     

沁水盆地南部煤层气钻井工艺技术适用性分析及对策

沁水盆地南部煤层气开发主要采用直(斜)井和多分支水平井两种井型。实践证明,直(斜)井所采用的钻井工艺技术简单,与科学的排采技术配套后,能够取得较好排采效果,能够达到煤层气低成本开发的目的。裸眼完井方式下的煤层气多分支井钻井技术,经过技术引入、规模引进和自主组织技术研发应用三个阶段的探索实践,形成了一系列煤层气水平井钻井配套技术。但由于受储层保护、井眼稳定等问题的制约,裸眼完井方式下的煤层气多分支井对沁水盆地煤层气开发适应性较弱,需要进行技术改进。     

煤层气井排水采气理论与技术研究

排水采气是煤层气开发技术的重要流程,直接关系到煤层气井投资的成败。本文根据煤层气井排采原理,分析了煤层气的产出过程,介绍了煤层气单井排采和井网排采的原理,并根据排采过程中产能变化,将排采划分为排水降压阶段、产量稳定阶段、产量衰减阶段等三个阶段。影响煤层气井产能的主要因素有煤储层压力、煤层厚度以及煤储层渗透率等。通过煤层气井产能的数值模拟,可以对煤层气井进行产能预测研究。     

延川南区块煤层气排采工艺技术现状及建议

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。     

煤层气井排采技术分析

煤层气的产出机理决定了煤层气井必须进行排水降压,才能达到产气的目的。文章分析了当前我国煤层气井排采的主要方法及其适应性,指出合理的排采制度和精细的排采控制是保证煤层气井排采成功的关键排因素。认为非连续性排采、排采强度过大及井底流压降低过快是影响我国煤层气井产量的主要工程因素。     

煤层气井排采时地下水响应瞬变电磁法探测研究

为了有效地对煤层气排采期间水文地质动态变化规律进行监测,以潘庄区块为研究对象,利用瞬变电磁探测技术对3号煤层排采井PE-055附近的地下水进行探测,探讨垂直煤层气排采井地下水的运移规律。结果显示,煤层气井排采降压过程会使地下水的存储和水力联系发生动态变化,瞬变电磁探测技术能够较好监测地下水运移特征,表现为视电阻率和水力联系的同步变化具有较好的耦合性。在地下水连通性差的区域,排采后视电阻率具有升高趋势;而在地下水连通性较好区域,视电阻率明显降低;视电阻率的动态变化不仅反映储层改造前后的差异性,而且指示出煤层气井排采期间地下水的运移方向,试验结果为煤层气开发期间的地下水运移监测提供了新思路和技术。     

压力控制下高煤阶储层煤层气井排采的流体效应

为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。     

潜油电泵在煤层气丛式井中的改造研究

有杆泵排采设备在煤层气丛式井现场排采作业中普遍存在杆管偏磨、泵效低下的问题,影响着煤层气丛式井的连续平稳运行;而电潜泵机组应用于煤层气丛式井可从根本上避免上述问题。针对煤层气丛式井的生产特性,文章对常规电潜泵机组进行了技术改造研究,包括：排量改造、通过能力改造、加深泵挂工艺改造、防气技术等。通过这些改造,可使电潜泵排采技术形成为一套完善的煤层气丛式井排采工艺技术。     

煤层气水平井技术应用分析及优化

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。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。     

煤层气低产井高压氮气闷井增产改造技术与应用

我国煤层气储层地质条件复杂,低产煤层气井普遍存在。低产井增产改造是中国煤层气行业迫切需要破解的重大理论和瓶颈技术难题。本文所研究的低产井是指投产后经过一个时期排采生产,储层水和煤层气已经大量产出,气产量较低的生产井。这类低产井的一个重要储层属性是双低压特征,即低水压和低气压。针对这类双低压低产井,研究开发了高压氮气闷井储层保护型增产改造技术,并在潞安矿区余吾井田进行了工程试验,获得了预期增产效果。余吾井田山西组3号煤层区域上为低压低渗储层,煤层气井的产量普遍偏低。两口试验井LA-011和LA-016于2008年投产,经过4 a的排采生产,平均日产量只有31 m~3/d和20 m~3/d;两井各进行过一次水力压裂二次改造,增产效果仍不明显。两口井试验前的储层压力梯度只有1.0 kPa/m左右,具有典型的低压低产特征。高压氮气闷井增产改造试验于2012年10月进行,分别泵注高压氮气34 800 m~3和44 960 m~3,泵注结束后关井闷压92 h和112 h,在井口压力降低到1.0 MPa以下时开井排采。在高压氮气闷井期间,实时监测了试验井周边邻井的套压变化,分析高压氮气在煤层中的运移方向,试验结束后进行了1～3 a的排采生产。结果表明:①在高压氮气泵注阶段,位于不同方向邻井的套压不同程度升高,这一方面表明高压氮气具有区域性面状穿透扩展和造缝现象,并清晰指示了高压氮气在煤层中的造缝穿透运移方向,而且高压氮气新生裂缝扩展方向不再受控于原始的区域地应力场方向,主要与排采后均化的局部地应力场有关。②试验前后同一时间段的产量对比表明,氮气闷井改造具有"单井改造,多井增产"的区域性增产效果:即2井(LA-011和LA-016)改造,受到影响的5口井(LA-011,LA-016,LA-013,LA-014和LA-015)同时增产。③增产效果显著,两口试验井日产气增加1.2～8.9倍,3口邻井日产气增加1.4～3.7倍。高压氮气闷井技术是低压低产井改造增产的有效技术,对煤层气低压低产井增产改造具有推广应用价值。     

煤层气井井筒酸洗工艺研究与应用

针对煤层气井在排采过程中产出大量的煤泥导致卡泵、泵漏失、筛管堵塞等井下故障频繁发生,引起修井作业,导致煤层气井排采不连续,储层渗透率降低,产气量下降无法恢复等严重问题,通过煤泥组分分析、酸液配方研究、工艺设计优化形成了解决煤层气井井筒卡堵的酸洗工艺技术。该工艺实现了在不间断正常生产的情况下,通过从油套环空注入酸液,抽油机抽排油管返出的洗井方式,解除井下煤泥堵塞故障,最大限度延长生产时间,减少修井作业。现场应用实践表明,该酸洗工艺技术在煤层气井上应用效果良好,措施有效率达90.5%。     

煤层气井连通技术研究

由于我国煤层气储层具有渗透率低、压力低的特点,直井煤层控制面积小,产量低,钻单支水平井不利于后期的排水降压作业,所以现在煤层气开发多采用羽状水平井,羽状水平井需要工艺井与排采井之间的连通。两井连通需要对两井距离、方位偏差、新的靶点坐标、南北坐标、东西坐标等进行精确测量,找出新的靶点,然后对定向井进行定向指导,确保成功连通。     

沁水地区煤层气水平对接多分支井钻井工艺研究

针对沁水地区煤层气储层的地质特点及水平对接多分支井的施工技术难点,结合2012ZX-SP-01井组的钻井方案,介绍了排采井和工程井的井身结构、井眼轨迹优化、悬空侧钻,以及运用方位伽马判断钻头与煤层相对位置等关键技术。实钻井眼轨迹及后期排采效果表明,采用这一系列技术,能够保证水平对接多分支井的顺利实施,形成了较为成熟的煤层气水平对接多分支井钻井工艺,并取得了良好的排采效果。     

煤层气井高产水对排采产气的影响及预防措施(增刊)

L区块位于鄂尔多斯盆地东南缘,目前处于大井组试采评价阶段,有排采井100余口,其中部分煤层气井排采产水量高,造成液面下降困难、修井作业频繁,导致了排采产气效果不理想。本文深入分析了影响煤层产水的主要因素,5#煤层及顶底板含水性弱,产水量低, 8#煤层顶板存在局部高含水灰岩,通过压裂进一步沟通后是形成高产水井的主要原因。在对8#煤层顶底板含水性识别分析的基础上,采取了差异性的地质选层和压裂工艺等措施。这些认识和措施应用在试采井组生产中,排采实践证实高产水井的数量得到了有效控制,单井平均产水量大幅降低,取到了较好的效果。     

基于LBM方法的井间干扰对煤层气排采的影响机理分析

为了探明煤层气排采井间的相互干扰机制对合理布设井网、提高煤层气采收率的影响,采用LBM数值模拟方法再现了煤层气从割理空间至排采井口的运移过程,并系统分析了不同排采参数及井间干扰对产气量的影响机理。结果表明,井间干扰导致井筒间产气量差异随井间距的变化表现出波动起伏特征;若考虑单井产气量,井间干扰对产气量具有分段效应,当井间距Ds小于382.5 lu(lu为模拟格子长度单位)时为抑制作用,反之为促进作用;过小的井间距不利于煤层气排采,井间距超过临界阈值382.5 lu时,可加快煤层气的采收速率;井口平均流速v同压力差△p满足幂率关系v≈3.2△p^0.94。