加深泵挂工艺对煤层气井产气量影响研究

加深泵挂工艺是提高煤层气井产量的有效措施,为研究加深泵挂工艺在排采过程中实施时机,以及加深泵挂工艺对煤层气井产气量的影响规律,针对柿庄南区块加深泵挂井,通过排采连续性、产水量特征、见气时间、稳定产气量、动液面高度等因素分析实施加深泵挂工艺前的开采特征。结合工艺前后的产量和井底流压的变化,提出加深泵挂工艺增加煤层气井产量的适用条件。结果表明,在适当条件下,加深泵挂工艺可以大幅提高煤层气井产气量,柿庄南区块有30口井作业后产量达到1 007~5 504 m~3/d,是作业前的2~38倍,其中21口井增产达5倍以上。加深泵挂工艺可作为增加煤层产气量的有效措施,提高煤层气井开发效益。     

煤层气井泵筒清洁工艺研究及应用

沁水盆地某区块构造较为发育,煤体结构相对破碎,原生煤粉和钻完井施工中产生的煤粉,在后期排采中随着地层水进入井筒,引起煤层气井低泵效、不产液、卡泵,进而破坏气、水和煤粉流态的连续性影响产气潜力,且频繁的检泵作业对气井生产动态产生负面影响的同时也增加了排采成本。通过对修井作业现场大量统计分析,找到了故障发生部位,查明了造成气井不产液的根本原因。在此基础上,研制了一套泵筒清洁装置配合打孔筛管的工艺以解决煤粉对生产的影响,保障排采连续性。     

XS区块煤层气勘探井排采规律分析

通过对XS区块7口煤层气勘探井排采过程的定量化分析得到单井泄压漏斗半径在48.1～108.4 m，显示本区煤层对压裂的响应较好但压降漏斗的扩展相对偏缓慢。通过对排采初期理论临界降速与实际排采降速的对比发现，合理的临界降速介于5.7～16.7 kPa/d，本区煤层气井排采初期的流压降速可控制在11.2 kPa/d左右。目前单井储层拟合渗透率介于0.31～0.76 mD，平均约0.55 mD，低于邻区高产井的0.9 mD，显示勘探井的储层改造工艺及对应的产气潜力均有提升空间，建议适当增大压裂规模强化储层改造效果。     

大吉区块深层煤层气水平井排水采气技术研究与应用

大吉区块煤层气水平井快速见气、排水量波动范围大,多种排采方式阶段切换,常规煤层气井排水采气工艺不适应。根据上述特征,研发适用于大吉区块煤层气水平井的排水采气技术。该技术以气举排采为主体工艺,集成泡排法、井口增压法、喷射泵法和柱塞法,满足不同开发阶段大排量快速返排、连续气举排采、井口增压和泡排需要。现场应用效果表明,该技术水平井适应能力强、排水适应范围大(1～100 m³/d),适应大吉区块煤层气水平井初期大排量快速返排及中后期连续排采的技术需求。     

海上无人井口平台远程遥控生产技术的应用

海上某井口平台在其中心平台退役后独立生产后改成无人井口平台,划归其他油田管理,日常生产参数和应急关断通过其他平台远程监控。为了减少人员在平台的驻守时间和拖轮往返交通的柴油消耗,以及能够远程开关井并精确调整产气量,提出了增加电动气嘴和电动阀门的改造,通过工艺改造实现了远程遥控开关井以及产气量、供气量的远程遥控自动调整,同时制定了远程遥控生产操作程序,确保遥控生产有效执行。     

煤层气井产气机理和排采控压的研究

阐述了煤层气井产气原理、影响煤层气排采工艺的制约因素以及相应的优化措施,重点对相关制约因素的进行了理论说明,为煤层气排采行业工艺优化提供一些参考。     

煤层气井产气机理及排采控压控粉问题的分析

煤层气的吸附特征、渗流机理和排采控制是煤气井在煤气生产过程中的重要组成部分。然而,煤气层在吸附过程中存在着滞后现象,如果这一现象不能及时解决就会导致煤层气的开采工作不能顺利进行。基于此,本文对煤层气井产气机理以及排采控压控粉问题进行了简单的分析。     

一种新型气井井口研究及试验

针对常规气井井口存在的安全隐患问题和安全隐患治理技术存在的弊端,开展了新型气井井口研究,优选了闸阀、节流阀和油管头等重要组件,研制了一种新型气井井口—紧凑型压裂、生产和作业一体化井口,现场试验表明该井口不仅能满足压裂、生产和作业一体化的多功能技术要求,同时与常规气井井口相比,具有结构先进,功能完备,操作简便、安全可靠、经济实用等显著特点。     

煤层气井油管砂卡研究及对策

随着煤层气井开发的不断深入,修井作业过程中井况越来越复杂。近两年油管砂卡问题出现的频率大幅增加,严重制约煤层气井的正常排采。本文立足近两年研究区块修井中油管砂卡实际情况,借鉴其他油田处理油管砂卡经验,总结并优化出几种行之有效的处理方案,以期实现煤层气井的连续、高效和低成本开发的目的。     

煤层气田井口供电技术优化

优化了国内煤层气田井口排采设备的供电技术,通过智能调速控制装置控制电机运转。现场应用和试验测试证明:该供电技术可以显著降低单井排采能耗和排采费用,并大幅增加煤层气田井口的供电距离。     

煤层气开发过程中的煤储层伤害机理综述

煤层气地面开发过程主要包括煤层气井的钻井、固井、测井、储层改造、排采设备安装、排采等一系列工程。而在煤层气开发过程中,应尽量避免煤储层伤害,否则将导致煤层气井产量下降,甚至不产气。本文从现场实际出发并结合其他地区煤层气开发经验,总结了开发过程中,导致储层伤害的钻井、固井、储层改造、排采四个方面的伤害机理。     

煤层气排采阶段划分及排采制度制定

为了合理开采煤层气,需要对煤层气的不同阶段进行合理划分,并针对不同排采阶段相应制定不同的排采生产制度。综合对比评价了不同排采阶段划分方法的划分依据、阶段特征、划分方法的优缺点,提出了与生产控制相结合的煤层气排采生产六段划分法,将煤层气生产阶段划分为未见气阶段、初见气阶段、产气量上升阶段、产气量稳定阶段、产气量下降阶段和废弃阶段,给出了六段划分法在不同排采阶段生产控制方与法与技术对策,指明了六段排采阶段定量化研究的重要性。     

压裂煤层气井生产动态模拟及产出特征分析

煤层气是一种重要的非常规清洁能源。分析和总结煤层气井排采数据发现生产动态与传统认识并不一致。在Warren-Root模型基础上,综合考虑煤层气的解吸、扩散及渗流规律,建立了压裂煤层气井三维两相的生产动态模拟数学模型,然后采用IMPES方法和逐次线松弛方法求取数值解。通过数值模拟结果分析压裂煤层气井的生产特征,提出压裂煤层气井产气特征通常应包含四个阶段——单相水流阶段、非饱和水相单相流阶段、气/水两相流阶段和饱和气体单相流阶段。在日产气量曲线上表现为有两个峰值产量出现,气相相对渗透率上升越快,第二个产量峰值越高,出现得也越早,但产量递减也相对较快;第二产量峰值只在气相相对渗透率上升较快情况下出现。否则,不会出现第二个产量峰值,而会出现一段较长的稳产阶段。这对于指导现场进行科学排采及高效开发有重要意义。     

煤层气井斜井防砂防气泵的研究与应用

该类型泵是针对煤层气井在排采过程中大多采用丛式井,开采井斜度较大,常规泵下井后阀球开启不够及时,煤粉等固体颗粒进入井筒后容易造成卡泵、砂埋管柱;煤层气井产气后气体也会对抽油泵有影响,导致排采效率下降、气锁等问题,研制的煤层气井专用斜井防气泵,该泵具有防煤粉与防气体影响的双重作用,可以防止停抽时煤粉卡泵现象的发生,同时还可以通过环形阀进行气液置换,保证游动阀开启及时,减少气体的影响,提高排采效率。     

超深高温高压气井连续油管钻磨疏通管柱工艺研究与应用实例

塔里木油田库车山前高压气井属于典型的超深高温高压气井,部分气井在生产过程中出现出砂、管柱结垢等情况,造成生产管柱堵塞,严重影响产能,部分井被迫关井停产。为探索解决超深高温高压气井生产管柱堵塞、产能恢复的技术难题,决定开展连续油管钻磨疏通管柱工艺技术试验。针对高压气井井况,先在理论上对耐高温低摩阻无固相冲砂液、井控装备、地面配套装备、冲砂工艺及工艺风险等进行研究、配套和评估,后在5口井开展现场试验。连续油管在4-1/2″及3-1/2″生产管柱内顺利完成管柱疏通作业任务,使气井恢复了正常生产。单井平均作业深度超6 000 m,平均井底温度超140℃,平均疏通作业时间4天,最高井口带压60 MPa。通过现场应用,形成了一套包括节流控压系统、除砂滤砂系统、应急压井系统、供液系统、耐高温低摩阻冲砂液、高压连续油管设备等在内的超深高温高压气井连续油管钻磨疏通管柱配套工艺技术。     

涡流管排水采气工艺在川西气田的应用

川西气田中浅层已进入开发后期,气井排液能力差,泡排依赖性强。为满足低成本排水采气的需求,开展了涡流管排水采气试验。根据涡流管作用原理及川西气田气井井身结构特点与生产特征,分析了产气量、水气比和井斜对工艺效果的影响,并得到了涡流管在川西中浅层的应用界限。现场试验表明,涡流管可以有效降低气井临界携液流量,提高排液效率,在一定程度上替代泡排维护措施。     

普光气田井筒解堵新技术及应用

普光气田具有高温、高压、高含硫等特点,在普光气田主体开采初期,3口气井先后出现油压、油温迅速降低现象,致使气井无法正常生产.通过现场测试结合气井生产动态综合研究认为,气井是由于井筒内作业残留物、沉积物、水合物等聚集造成的堵塞.依据气井不同堵塞情况,分别采取连续油管冲洗解堵、无固相压井液压井后下连续油管解堵、热洗井筒解堵、热水循环连续油管解堵等工艺进行组合解堵,使上述三口高含硫气井解堵成功,使普光气田日增产气量160×104m3/d,创造了巨大的经济效益.同时,上述工艺弥补了国内高含硫气井解堵技术的空白,根据堵塞情况不同采取不同工艺,可以广泛应用于类似堵塞气井.     

关于煤层气排采中影响产气的因素的探讨

国际上,对于煤层气的开发相当受到重视。但是排采量一直没有较大的提高,制约着对煤层气的开采。煤气层已经进入商业性的开发很长时间了,煤层气井的生产在煤层气的开发和利用中有重要的作用。排采方案的确定,排采数据的采集,排采工作制度的确立和排采工作的动态跟踪分析都是对煤层气的产气量有着一定的影响因素。本文主要就地质因素,开发技术以及排采作业中套压对煤层气的产气量的影响。     

煤层气井长冲程、大泵径排采设备的研究及应用

煤层气排采的实质是排水降压,为了满足产水量较大、煤层埋深在800m以浅的煤层气井的排采需要,提出一套长冲程、大泵径的排采设备。在阐述煤层气井排采机理的基础上,结合某区块排采现状,提出用3m冲程的六型抽油机配合Φ83mm斜井泵来满足区块部分产水量大的井的排采需要。当冲程、冲次相同时,泵径越大,日产水量越大;在泵径、冲次一定的情况下,长冲程可增加日排水量;在煤层气井日产水量一定时,增大泵径和冲程长度可降低抽油机的冲次,减缓管杆偏磨程度。现场应用的效果表明该类型排采设备运行可靠,可满足日产水量不超过125m~3、煤层埋深在800m以浅煤层气井的排采需要,对某区块大部分排采井具有较强的适应性。     

不压井作业技术在气井维护中的应用

气井井口主控阀或表层套管发生漏气,将给气井安全生产带来隐患。文章介绍了采用不压井作业方式更换井口主控阀及封堵表层套管漏气的技术。该技术操作简单,无需压井,对气井产层不会造成污染,施工费用低。两年来,采气矿应用不压井技术更换井口主控阀及封堵表层套管漏点,取得了理想的效果。