沁水盆地煤层气田樊庄区块地面集输工艺优化

煤层气在气质组分、赋存条件、生产规律等方面均不同于常规天然气,具有典型的"低渗、低压、低产"的特点,国内还没有大规模整体开发的经验可以借鉴,煤层气地面开采面临着前所未有的诸多困难。为此,介绍了沁水盆地煤层气田樊庄区块单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术,总结了优化设计经验,并提出了针对国内煤层气田开发建设的标准化、统一化、数字化3点建议,对国内其他煤层气田及类似气田的开发有借鉴作用。     

山西延川南煤层气田地面集输工艺实施

华东油气分公司在2015年完成延川南煤层气田5亿方产能建设,形成了具有自身特点的地面集输系统,本文主要介绍了延川南地面集输系统特点及实施、运行经验,为今后相似煤层气田开发地面集输系统建设提供借鉴经验。     

煤层气阶梯开发的集输方式与地面工艺选择

我国有丰富的煤层气资源,加速煤层气的开发,不仅可以缓解天然气紧缺的问题,还可以保证煤矿的安全,减少大气污染。文章以某煤层气开发区块为例,结合煤层气的开采特点及近年来地面配套工程建设的实施情况,论述了煤层气阶梯开发建设过程中集气方式、集输系统布局方案及地面工艺路线的确立过程,旨在为其他类似煤层气气田的滚动开发规划与建设提供借鉴。     

延川南深部煤层气井防漏堵漏技术

延川南区块深部煤层气资源丰富,但钻井过程中漏失严重。为了降低漏失发生频次及其造成的经济损失,保证该区块煤层气井安全高效成井,在分析该区块地质特征和漏失机理的基础上,研究形成了由随钻堵漏钻井液和承压堵漏工艺组成的煤层气井防漏堵漏技术。延川南区块上部地层孔隙发育,以孔隙型渗漏为主,采用加入5%复合堵漏材料的随钻堵漏钻井液进行防漏堵漏;下部地层天然裂缝发育,以裂缝性漏失为主,采用加入7%复合堵漏材料的随钻堵漏钻井液进行防漏堵漏;对于储层段等裂缝易扩展的地层,采用加入10%复合堵漏材料的随钻堵漏钻井液进行堵漏。针对煤层气井无防喷器或封井器无法实施承压堵漏的问题,研制了井口简易胶塞封隔器,形成了煤层气井承压堵漏工艺。延川南区块深部煤层气井应用防漏堵漏技术后,漏失率由41.53%降至23.07%,处理漏失的时间也大幅缩短。现场应用表明,煤层气井防漏堵漏技术可降低延川南区块深部煤层气井的漏失率,缩短钻井周期,降低钻井成本,提高该区块煤层气的开发效益。      

煤层气“井工厂”钻井完井技术探讨

煤层气井单井产量普遍较低,开发过程中只有实施低成本战略才能取得较好的经济效益。随着延川南煤层气区块产能建设的启动,对钻井周期及钻井成本提出了更高的要求。煤层气"井工厂"钻井开发模式的提出,对于达到低成本高效开发煤层气的要求具有重要的意义。结合延川南煤层气区块的特点,在现有丛式井钻井技术的基础上,从钻井设备、钻井顺序、关键工艺技术等几方面进行探讨和研究,提出了一套适合于延川南煤层气开发的"井工厂"钻井完井工艺技术,为区块大规模开发奠定良好的技术基础。     

煤层气饱和水处理工艺在延川南的应用

本文介绍了煤层气饱和水处理工艺在延川南煤层气田的应用,分别从井口集输、采气管线、集气站、集气干线、中心脱水站五个煤层气集输环节,阐述了各环节有效分离和收集饱和水凝液的工艺方法,归纳和总结了该工艺在含饱和水煤层气田集输中的适用性。     

延川南区块煤层气开发关键技术研究

延川南地区位于鄂尔多斯盆地东南缘,构造上位于晋西挠折带、渭北隆起和伊陕斜坡的交叉部位。通过对延川南区块2号煤层地质条件的分析,开展煤层气开发工艺适应性研究,确定了适应区块煤层气地质条件的一系列开发关键技术,包括水平井钻完井技术、整体压裂技术、增产技术、举升工艺技术以及定量化排采技术,通过现场实施,各项技术均体现出较好的适应性,有效地保障了区块煤层气的开发。     

数值模拟技术在煤层气开发井网设计中的应用——以鄂尔多斯盆地延川南区块为例

煤层气井网布置的科学性、合理性对于提高煤层气产能和整体开发经济效益十分关键。首先,基于延川南区块煤层地质条件、试采分析,利用COMET3.0煤层气数值模拟软件,针对区块典型煤层气井开展历史拟合,校正该区煤储层地质参数。其次,在历史拟合基础上开展不同井网产能预测,确定了合理布井样式。最后,通过开展不同井间距的敏感性分析及经济评价的结果,最终确定该区合理的布井间距。合理开发井网参数的确定,为延川南区块整体井网方案的部署提供了科学指导。     

煤层气地面集输管网优化

由于煤层气开采具有“低产、低压、低渗、井多”等特点,国内煤层气田的开发主要参考苏里格气田等低压气田的地面集输工程设计,其地面集输工程主要存在集输管网布局及工艺参数不合理、投资较大、能耗较高等问题。因此针对煤层气地面集输工艺特点,对煤层气集输管网优化方法进行研究,分析了煤层气地面集输工艺和特点以及不同集输管网形式的适应性,发现应用分级优化方法能很好解决集输管网优化问题,提出基于集输管网等效水力模拟图的集输管网管径优化方法,在煤层气地面集输工程设计中得到了实践应用。     

延平1水平连通井组优化钻井设计

煤层气的开发已成为现今的热点。针对延川南煤层气区块的地质特点,其主力煤层是山西组2号煤层,具有较好的盖层封闭性,有利于煤层气储存。该文以延平1水平联通井的实际工程研究和优化设计工作为基础,从该井的井眼轨迹、井身结构、井壁的稳定性评价、地质导向仪器及设备等几个方面,对“U”型水平连通井技术在延川南地区煤层气开发的适应性进行了研究、探讨。通过EM-MWD和RMRS随钻测量仪器的结合,及时控制井眼轨迹,证明在该区施工型水平连通井是可行的,为今后延川南煤层气水平联通井钻井施工起到了一定的借鉴作用。     

沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比

我国煤层气蕴藏量丰富,沁水盆地煤层气田是我国煤层气田开发建设条件最好的地区之一,目前地面集输工程一期已基本建成。为了更深入地了解该盆地煤层气田地面集输工艺特点,通过与已取得成功经验的苏里格气田天然气集输工程的对比,分析了该盆地煤层气田开发方案所提供的气井基本参数、地面建设采用的井场、采集系统、集气站场及处理厂工艺。进而提出了如下建议：我国煤层气田开发建设还应加强集输工艺、气田动力供应方式、采出水处理工艺的研究工作,合理选择采集气管线材质,加快煤层气田开发的标准化工作。     

延川南煤层气低成本高效钻井技术探索与实践

储层丰度低、单井产量低是制约煤层气开发的瓶颈,因此如何提高钻井效率、控制成本是实现煤层气有效开发的关键。在总结延川南煤层气区块前期钻井经验的基础上,引入"井工厂"钻井模式,重点开展了井组及施工工序优化、预偏离防碰、导向钻具、个性化钻头和高效堵漏等降本增效技术的研究和实践,并利用学习曲线法对关键技术进行了持续优化,形成了煤层气低成本高效钻井技术。延川南煤层气区块808口井采用了煤层气低成本高效钻井技术,优质高效地完成了产能建设任务,其中平均单井钻井周期较产能建设前缩短30.3%以上,机械钻速提高了51.6%以上。研究与实践表明,煤层气开发时应用"井工厂"钻井模式能够显著控制钻井成本,提高开发效率,实现煤层气有效开发。      

中国石化重大专项煤层气项目技术试验启动

延川南煤层气勘探开发区块是中国石化煤层气5亿m3／a产能建设的主战场．石油物探技术研究院承担的国家重大专项“煤层气地球物理勘探关键技术”项目纽,最近开展了针对煤层气开发的准三维VSP、微地震压裂监测和井地电法压裂监;则等系列技术试验     

从库兹涅茨克煤层气开发探究俄罗斯煤层气地面建设需求和解决方案

俄罗斯的煤层气工业化开发集中于库兹涅茨克煤盆地区域内,所开采煤层气用于发电、压缩天然气车辆燃料和液化天然气.降低建设和人力成本是当地煤层气地面建设的主要需求.对此提出以橇装模块化装置为基础,结合集输流程和下游需求选择适当脱水工艺的解决方案.     

延长气田集输工艺探索与实践

根据鄂尔多斯气田特点及相邻区块的开发特点,国家对延长气田提出了经济合理、技术成熟、安全可靠、规模效益开发的地面集输工程建设要求。对延长气田已有试气参数进行分析,将天然气集输系统与管输压力系统相结合,充分利用气井能量,提高气田集输系统的整体运行效率。通过高压集气、中压集气和低压集气三种集输方案的论述和对比分析,确定了合理的集输方案,即按照中压集气方式对志丹双河地面工程进行技术方案设计和实施,顺利完成了地面工程的建设投产,实现了延长气田规模效益开发。此天然气集输工艺方案对其他类似区块的效益开发具有一定的指导借鉴意义。     

“枝上枝”集输工艺在大型低渗、低产天然气田及煤层气田建设中的应用

苏里格气田及沁南煤层气田属低孔、低渗、低产、低丰度、低饱和度、低压的“六低”气田。针对“六低”天然气田和煤层气田的特点,工程设计采用“枝上枝”集输工艺新技术,论述了“枝上枝”集输工艺的特点及气田地面建设工程的系统流程。“枝上枝”集输工艺新技术通过在苏里格气田苏10井区和沁南煤层气田的应用,解决了苏里格天然气田和沁南煤层气田存在的地面建设投资高、开采成本高的问题,达到了节约地面建设投资和降低能耗的目的。     

延川南区块煤层气井高产水成因分析及排采对策

为了解鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气井高产水的成因及高产水对煤层气井产能的影响,对延川南区块内煤层气的地质条件、压裂施工情况以及不同产水量煤层气井生产特征进行了分析研究,探讨了延川南区块高产水特征形成的原因,确定了高产水煤层气井的排采方法。结果表明,压裂缝的缝高过大,沟通了二叠系下统下石盒子组砂岩裂隙含水层组,是导致延川南部分煤层气井产水量过大的主要原因;高产水会造成实际见气储层压力比临界解吸压力低,降低了煤层气井产能。高产水煤层气井的排采难度大,需要选择合理的排采设备,在气井产气之前井底流压要平稳、快速下降,使煤层气井尽早见气,见气之后适当放缓排采速度。该排采方法在高产水煤层气井进行了应用,排采效果较好。      

测井综合评价指标在煤层气井产能评价中的应用

通过分析影响煤层气单井产能测井评价的因素,利用煤心标定后的测井数据对延川南地区2号煤层的赋存条件、吸附特征及吸附气含量等多个指标进行评价,建立煤层气产能测井综合评价指标。利用该评价指标对延川南地区煤层气井进行产能分级评价和有利区预测,其结果与产能测试结论吻合度较高,具有较好的应用效果。     

中石化首个煤层气田供气超亿方

<正>2月8日,中石化对外宣布,中石化首个煤层气田——延川南煤层气田自2015年建成以来,已为山西省累计输送煤层气超1×10~8m~3。中石化延川南煤层气田坐落于山西省境内,气田平均埋深约1 200 m,为典型中深煤层气藏,开发难度较大,由旗下华东油气分公司实施勘探开发。2009年,中国石化在该区块实施的首口探井——延1井取得勘探突破,拉开了全面展开勘探的序幕。2013年,正式启动5×10~8m~3产能煤层气田建设,分两年实     

“耕耘”清洁能源的人

正中国石化首个煤层气田延川南煤层气田,是国内开发深度最深的煤层气田。负责经营管理的华东石油局临汾煤层气分公司,针对煤层气井高开发难度、低品位、边际效益的资源,以精益管理、技术创新、改革提升为抓手,经过华东人1000多个日日夜夜的精细"耕耘",目前延川南煤层气田日产气