煤层气排采技术评价与设备优选

针对煤层气井开采条件和排采参数动态变化的特点,建立煤层气排采技术多层次模糊评价体系。应用AHP方法计算指标体系的权重向量,考虑各项指标在工程总体上的地位和作用,量化了单一指标的不同重要程度。通过对不同排采方案的开采条件、井下状况、维修管理、投资成本等进行综合对比分析,选择最佳排采设备,使设备的评价和选型结论更具有可比性和客观性。现场应用表明:排水量较低、井眼轨迹尚好的井选用有杆泵排采方式;对于煤粉含量较高、井眼轨迹较好、排水量适中的井,可考虑采用螺杆泵开发;高含水量、斜井、井眼轨迹相对较差的煤层气井,需要优先选用潜水电泵进行开发。     

文章编号:1001 3482(2012)10 0059 06

针对煤层气井开采条件和排采参数动态变化的特点,建立煤层气排采技术多层次模糊评价体系.应用AHP方法计算指标体系的权重向量,考虑各项指标在工程总体上的地位和作用,量化了单一指标的不同重要程度.通过对不同排采方案的开采条件、井下状况、维修管理、投资成本等进行综合对比分析,选择最佳排采设备,使设备的评价和选型结论更具有可比性和客观性.现场应用表明:排水量较低、井眼轨迹尚好的井选用有杆泵排采方式;对于煤粉含量较高、井眼轨迹较好、排水量适中的井,可考虑采用螺杆泵开发;高含水量、斜井、井眼轨迹相对较差的煤层气井,需要优先选用潜水电泵进行开发.     

中高阶煤试验区煤层气井排采技术

煤层气井排采是煤层气田勘探开发的关键环节。通过对和顺等3个试验区40口煤层气井排采工作的摸索和试验,总结出"五段制"排采工作制度,优化了排采设备、筛管深度、捞砂、捞煤粉等工艺技术。这些技术为煤层气井的现场排采提供了技术保障。截至2011年6月,和顺等3个试验区块均获得煤层气工业气流的突破,延川南煤层气田已进入产能建设阶段。     

模糊评判法优选煤层气井排采方式

煤层气井采用的排采设备基于常规油气井的开采设备,在现场应用中存在诸多问题,影响了煤层气的开采效果。为了实现较高的开采效率,通过对煤层气井各排采方式的分析,结合模糊数学的理论知识,利用模糊综合评判法建立了煤层气排采方式评价模型,从技术因素和经济因素两方面对现场煤层气井的排采方式进行模糊评价并选出了最优的排采方式,结果表明所选方式符合现场所用设备,为煤层气排采工艺的优选提供了理论依据和技术方法。     

煤层气井排采控制技术发展现状与展望

总结煤层气井排采控制工艺的发展历程,在现阶段自动化排采技术的基础上,展望未来智慧排采工艺的发展方向。自动化排采设备控制精度高,维护方便,综合运营成本低,目前在煤层气开发领域已大量推广,但是排采控制制度及设备参数的设定,全部依靠人工凭借经验手动设置,存在较为严重的不确定性。将机器学习算法与煤层气井自动化排采技术跨领域结合,进行智慧排采决策系统的开发,为煤层气井智慧排采提供准确的产能预测和排采制度设置,是该领域未来的一个重点研究方向。     

韩城区块煤层气排采控制因素及改进措施

随着煤层气开发技术取得突破性进展,提高单井产量、降低开发成本、实现效益开发显得尤为重要。韩城区块作为中石油煤层气公司建产的主力区块,地质条件复杂,开采难度较大,因此,有必要加强该区煤层气排采规律的研究,制订科学、合理的定量化排采工作制度,实现稳产并提高单井产量。通过对韩城区块排采时间超过一年的煤层气井进行试采分析,找出影响韩城区块煤层气排采效果的层间干扰、排采强度、煤粉堵塞等主控因素及其影响规律,提出进一步改善排采效果、提高单井产量的合理化建议。即合理控制动液面下降速率,确保平稳逐级降压;优选主力煤层,加强分层开采,降低层间干扰;选用低伤害压裂液进行压裂改造,减少煤粉产生;控制排采速率,减少煤粉堵塞;优选排采设备等。     

煤层气井排采工艺研究及现场试验

针对华东分公司三个煤层气勘探区块的煤储层特点,从排采方式、排采方法优选、管柱结构及泵挂深度、配套工艺等方面对煤层气井排采工艺进行了深入研究。根据煤层气井排采机理,总结出了＂三段制＂排采工作制度,以获得较高的单井产能。应用上述研究成果,2009-2010年在三个煤层气勘探区块进行排采试验,取得很好的效果,延1井单井日产量达2 600 m3,织2井单井日产量达2 800 m3,两个区块获得工业气流重大突破。     

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。      

鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气井产能主控因素及开发策略

根据鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气田83口排采井的资料,系统分析了地质条件、工程技术和排采制度等因素对煤层气井产能的影响,并在此基础上提出了相应的开发策略。结果表明:煤层厚度、地下水流体势、含气量、渗透率和临储比是影响研究区煤层气井产能的主要地质因素;井距、压裂液量和加砂量是影响煤层气井产能的主要工程技术因素;井底压力下降速度、动液面下降速度、套压直接影响煤层气井产能。在此基础上,采用灰色关联分析法得出研究区煤层气井产能影响因素的大小次序,并从有利区优选、井网部署、压裂设计和排采制度4个方面,提出了适合于研究区煤层气地质特征的开发策略:在有利区优选方面,构建了煤层气开发有利区评价指标,将研究区划分为I—Ⅳ类单元;在井网部署方面,I类和Ⅱ类单元井距应控制在335~370 m;Ⅲ类和Ⅳ类单元井距应控制在370~400 m;在压裂施工设计方面,I类和Ⅱ类单元煤层气井的压裂液量应控制在800~1 200 m3;加砂量应控制在35~60 m3;Ⅲ类和Ⅳ类单元煤储层地质条件相对较差,对于不同地质条件,提出了不同的压裂措施;排采制度方面,将煤层气排采产气过程划分为5个阶段,并针对不同排采阶段,提出了具体的排采控制方法。     

高煤阶煤层气井不同排采阶段渗透率 动态变化特征与控制机理

煤层渗透率动态变化规律是煤层气开发地质领域的研究热点之一。根据无因次产量分析方法,基于沁南地区15口高煤阶煤层气井排采数据,采用无因次产气率指标,将排采阶段定量划分为排水阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和衰减阶段;引用物质平衡方法,利用生产数据,计算并分析了各井不同排采阶段渗透率变化值。从渗透率变化趋势、主导机制、体系能量、相态构成和产能动态5个方面,阐释了高煤阶煤层气井不同排采阶段煤层渗透率动态变化特征与控制机理。研究结果表明,在高煤阶煤层气井排采过程中,煤层渗透率呈现降低—恢复—升高的特征;有效应力效应和基质收缩效应直接控制了煤层渗透率的变化特征;吸附与解吸特征从根本上控制了基质收缩效应的作用时间与强度。     

金属热膨胀对分馏塔和分馏塔楼梯间损坏原因分析及处理办法

本文分析了分馏塔塔体与热膨胀系数的关系、变形原因、处理方法。     

制硫装置解吸塔塔体裂纹形成原因分析

通过宏观检查，金相组织检验及裂纹断口观察，分析了制硫车间解吸塔（C-403/2）塔体裂纹产生的原因，并提出更换新塔的对策。     

追求顾客满意是项目管理的成功保证

2000版ISO 9000族标准拟定了一个行之有效的现代经营战略——顾客满意战略。建筑企业要处处体现以顾客满意为中心和主线的质量策划和质量控制。项目管理要靠科技进步提高效率,依靠先进的施工方法,坚持管理创新,走质量效益型发展道路。通过强化过程控制,以过程精品塑造精品工程。     

苯乙烯环氧化制环氧苯乙烷的研究

环氧苯乙烷是重要的有机中间体,主要用于香料,制药工业。环氧苯乙烷主要由苯乙烯环氧化制得,本文介绍了卤素法,过氧化物法,氧气或空气环氧化法以及相应的催化剂。     

渤中坳陷青东凹陷古近系沙三下亚段构造-古地貌对沉积的控制

利用地震、测井及录井资料,采用回剥技术及断失量的趋势分析方法,恢复了古近系沙河街组三段下亚段沉积时期青东凹陷的构造-古地貌,并阐明了构造-古地貌对沉积体系的控制.受郯庐断裂及其派生断裂的控制,沙三下亚段沉积时期青东凹陷呈现整体沉陷,为一东断西超的箕状断陷.凹中发育3个近东西向的次隆,将青东凹陷分隔为4个次洼,由南至北,次洼的规模逐渐扩大.受构造-古地貌的控制,沙三下亚段青东凹陷的东部发育扇三角洲,西部和南部发育辫状河三角洲,三角洲沉积体系的主体发育部位明显受次洼的控制.由于凹陷规模小,物源供应充分,扇三角洲和辫状河三角洲的砂质沉积不同程度超覆于次隆之上,次隆地带水浅浪强,形成规模不等的砂质滩坝.发育于东部断坡带的三角洲砂体,发育于西部缓坡带的辫状河三角洲砂体,以及发育于次隆地带的砂质滩坝砂体均具有较好的储集条件和较好的圈闭背景,是油气勘探的重要目标.