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多层叠置含煤层气系统递进排采的压力控制及流体效应 总被引:4,自引:0,他引:4
为了研究多煤层发育地区各含气系统排采次序及压力控制下的流体效应,以指导煤层气井排采制度设计,从贵州省织纳煤田选择了1口煤层气参数+试验井,在划分多层叠置含气系统的基础上,分析了各含气系统静止液面压力、储层压力、临界解吸压力特征,设计了各含气系统递进排采次序及排采压力控制方案;模拟了单含气系统分排、多含气系统合排及多含气系统递进排采各阶段的流体效应。模拟结果表明:①单独排采各含气系统时,产气量低,排采时间短,成本高;②多含气系统递进排采平均气产能和累计产能高、稳产期时间长,但多含气系统在合层排采时,由于各系统压力不同,系统间存在相互干扰,并非所有含气系统都有产能贡献;③多层叠置独立含煤层气系统可根据各系统内煤储层压力、临界解吸压力和产气压力来设计递进排采次序,先排采临界解吸压力和产气压力高的含气系统,当压力降到另一含气系统的临界解吸压力和产气压力时,再进行两个含气系统合排,依此递进排采所有含煤层气系统。 相似文献
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合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的地层能量的需要,又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平,本文运用注采平衡原理,将油藏驱替能量与注采工艺技术结合起来,通过研究不同条件下注采压力系统的合理组合,确定油藏在不同条件下的合理压力水平。 相似文献
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为实现压裂液的合理、连续、自动返排,克服传统返排方式带来的诸多弊端,进行了压裂液智能返排实时监控技术研究。根据井口压力变化,实时判断压裂液最佳返排时机,实时计算不同压力下最小临界出砂返排流量,自动调节返排阀门开度,自动控制返排流量大小,同时可将返排过程中的压力、排量等数据进行显示、存贮、远程传输。现场试验表明,该技术明显提高了压裂液返排效果和管理效率。 相似文献
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山西临汾马必东区块属于高阶煤储层,需要建立以井底流压为主、套压为辅的智能排采控制流程,保证连续、渐变、稳定、高效的排采管控,但目前采用现场就地调控参数,不仅劳动强度大,而且调节结果滞后,影响稳定生产。本着精细研究、精准管控的原则,开发了基于组态软件的自动化智能排采系统,该系统包含自动化智能排采、生产参数采集、实时数据报警、远程启停井四个子系统,不仅能实现远程智能排采调节、生产数据监控,还能实现生产组织扁平化、信息传输网络化、技术管理数字化和人力资源最优化,为智慧气田智能排采系统的建设与推广提供了借鉴。 相似文献
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QNDN1井煤层气排采的流体效应分析 总被引:2,自引:1,他引:2
为了研究煤层气排采时原位煤储层流体的动态效应,基于煤储层动水孔隙度、含气饱和度等储层物性实测成果,结合中国第一口地面多分支煤层气水平井——QNDN1井的排采数据,通过气、水产能及储层压力曲线的耦合分析,探讨了煤层气井排采时储层压力的传播特征;估算了煤层气单井排采范围内的重力水量,水溶气、游离气量;划分了煤层气井排采的游离气运移阶段和煤层气的解吸阶段;指出煤层气排采流体效应的主要影响因素是储层压力和受煤孔径结构控制的煤层气解吸特征。该研究成果对煤层气井排采制度的确定具有指导意义。 相似文献
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注水开发油藏合理压力水平研究 总被引:3,自引:0,他引:3
合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的地层能量的需要 ,又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。本文运用注采平衡原理 ,将油藏驱替能量与注采工艺技术结合起来 ,通过研究不同条件下注采压力系统的合理组合 ,确定油藏在不同条件下的合理压力水平 相似文献
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排采是煤层气开发的重要环节,合理的排采方案制定对高效开发煤层气藏具有重要的意义。为进一步认识影响煤层气井排采的因素,阐述了煤层气井生产过程中可能存在的储层伤害机理,包括储层应力敏感、近井地带伤害、煤粉运移和压降传递规律;基于最小化上述机理伤害的原则,对煤层气不同开采阶段的压降速率进行了理论研究和探讨,提出了煤层气井排采优化方法。研究结果表明:①在煤层气生产初期,适当提高排采速率不会引起严重的应力敏感效应,但能够有效增加排液效果,对生产有利;②对于压裂作业造成近井地带的伤害,可以通过适当放大排采压差排出因压裂而产生的堵塞物,使近井区域渗透率恢复;③在煤层气井生产中后期,建议采用间或放大压差的方式解放圈闭气,提高产量;④对于易产煤粉储层,在井底压力略大于临界解吸压力时,应加大压差快速排水,使气水两相流区域尽快出现,阻止储层远端水的快速产出,以达到抑制煤粉的目的。 相似文献
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较之于机械手段,采用流体手段压井具有工艺简单、安全性高、成本可控等优势,已逐渐成为气井修井作业常用的压井手段,但目前对其尚缺乏系统的施工工艺技术研究。为此,在分析总结国内修井作业中压井技术研究成果的基础上,提出了绒囊流体活塞技术不降压压井修井作业的技术思路,开展了气井绒囊流体用量计算、泵入方式选择、泵入流程设计以及返排方式选择等方面的研究,并结合现场应用实例进行了对比分析。结果表明:(1)根据平衡井筒气泡最大浮力所需内部结构力,计算出绒囊流体活塞的高度和低剪切速率下的黏度,据此确定现场配制流体的性能;(2)根据平衡地层压力要求计算井筒内静液柱压力所需绒囊流体体积,并附加3~5 MPa的安全压力值;(3)作业时,泵入液柱高度为500 m的清水前置液,润湿管柱、井壁以提高泵入效率,并与绒囊流体形成低黏度、低内部结构力混浆段提高返排效率;(4)根据气井管柱连通状态及管柱承压能力选择正反循环泵入方式;(5)修井结束后,根据气井地层能量衰竭程度选择直接气举或破胶气举返排实现复产。现场应用于我国西北、西南地区的3口气井,其中2口井连续气举作业2~3 d,气井产量便恢复至作业前等产量点。结论认为,该项工艺较好地解决了常规降压过程导致安全性差、产能浪费等问题,缩短了气井压井作业周期。 相似文献
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页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究 总被引:4,自引:0,他引:4
为了给彭水地区页岩气开发提供技术支持,进行了页岩储层水力压裂物理模拟试验研究,建立了一套页岩储层水力压裂大型物理模拟试验方法。利用声发射监测系统实时监测了页岩压裂裂缝的产生与扩展演化过程,观察了水力压裂裂缝形态,并探讨了压裂液黏度、地应力差异系数、压裂液泵注排量等因素对水力裂缝形态及其扩展的影响。试验结果表明,随着压裂液黏度降低、地应力差异系数减小,水力裂缝沿着天然裂缝方向延伸,将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。根据泵压曲线变化结果,提出在实际压裂施工过程中采用变排量的方式提高压裂改造体积,这可为页岩气压裂优化设计提供依据。 相似文献
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用多相管流理论计算抽油井井底流压 总被引:1,自引:0,他引:1
以多相流理论为基础,结合我国油田的具体情况,介绍了一种计算抽油井井底流压的方法。该方法分3段分别考虑抽油井从井底经环空到井口的压分布情况:从动流面到井口段按纯气柱计算;从泵入口到动液面的环空含气油柱段采用零静液流理论计算;从井底到泵入口段采用Hagedorn-Brown的方法计算。 相似文献
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BJ石油服务(中国)有限公司(简称BJ公司)在苏里格气井进行了两口井的压裂试验,压裂液采用对低渗透低压气藏排液有效的CO2酸性交联液压裂液体系,增稠剂采用羧甲基羟丙基瓜尔胶,交联剂采用有机锆交联剂;施工前进行小型测试压裂,确定储层的滤失系数、裂缝延伸速度、延伸压力、裂缝闭合压力等重要设计参数;施工设计中预前置液中加入纯CO2,能增加溶解气驱的能量,CO2可以起到冷却作用,达到降低储层温度的目的;在人工裂缝的尺寸方面采用了宽、短裂缝的设计,采用高强度支撑剂——陶粒提高缝长和改善导流能力,加大前置液量和提高末端砂比技术,前置液比例达到50%以上,而在后期的施工过程中,迅速将支撑剂浓度由200 kg/m2提至1000 kg/m2,施工过程中很好地运用端部脱砂技术;加强现场质量控制,对指导压裂施工具有较大的借鉴作用。 相似文献
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鄂尔多斯盆地上古生界的流体压力从一个侧面反映了盆地内的天然气藏类型。深盆气表现为区域的负压异常,且随气层埋藏深度变大和煤层Ro的增大,负压程度越来越大;与构造有关的气藏,则普遍表现为静水压力或正异常压力特征。深盆气的负压特征与区域性的构造抬升剥蚀有关,负压程度的不同则受煤层成熟演化程度的控制。盆地腹部高演化程度区的煤层高生气强度和地层水的高汽化程度,使盆地腹部天然气"湿度"小,比重小,压力系数低;向盆地边缘方向随热演化程度变低,天然气"湿度"变大,比重变大,压力系数升高。深盆气区压力系数的规律性变化反映了天然气近距离运移和就地成藏的特征。 相似文献
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相态变化影响下的凝析气井井筒压力变化计算分析 总被引:8,自引:7,他引:1
凝析气井在开发生产过程中具有特殊的相态变化特性,当井筒中整个流体体系压力达到露点压力以后,凝析液不断析出导致液相含量不断增加。以往对凝析气井井筒动态模拟过程中几乎没有考虑到,这样难以保证模拟的精确度。因此,建立了凝析井井筒压力、流体相态变化计算的分析模型,计算和分析了井筒中气液两相中组分含量不断变化的过程,考虑到了相态变化对井筒压力分布的影响。引入气油比增量比的一种新参数,对井筒中不同井段凝析油的析出程度进行了直观描述。并改变重组分含量进行不同组分下气、液两相的相态变化计算。综合分析了不同组分对井筒压力梯度的动态影响,使得模拟和计算更加接近于真实情况。 相似文献