沁水盆地煤层气田樊庄区块集气站标准化设计

工程设计是地面工程建设的关键,煤层气田"标准化设计、模块化建设"技术是设计理念和设计手段的集成创新。介绍了沁水盆地煤层气田集气站的标准化设计,指出该标准化设计是根据煤层气田总工艺流程和地面工艺技术,并结合近4年来开发建设及现场运行情况所总结出的一套通用、标准、适用于该煤层气田集气站建设的指导性和可操作性文件,其核心是"四统一、一和谐",即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。依据标准化设计可提前对站场设备、材料进行规模化采购,方便预制和组配,确保工程建设优质、高效和安全,加快了沁水盆地煤层气田的建设步伐,对该煤层气田的其他区块和国内类似煤层气田的开发设计具有示范和借鉴意义。     

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。     

沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术

为加快沁水盆地南部煤层气开发进程,针对煤层气多井、低压及低产的特点,中联煤层气有限责任公司采用“分片集输一级增压”的管网布置方式,对传统的集输工艺进行了改进优化,由1个简单阀组替代了集气站作为采气和集气的转换环节,同时引入GPRS移动无线数据传输技术,大大简化了集输流程,减少了生产设施,方便了运行管理,显著降低了工程投资,为沁水盆地南部煤层气田全面进入商业化开发奠定了坚实的基础,也为其他地区的煤层气开发利用提供了参考。     

沁水盆地煤层气田压缩机的选择与应用

煤层气作为巨大潜在清洁能源,正在被人们开发利用。沁水盆地煤层气田是中国煤层气开发较为成功的气田,根据沁水盆地煤层气田的生产特点,通过对燃气输送工程目前所采用的离心式、往复式、螺杆式3种压缩机的性能对比,综合考虑进口压力、出口压力、排气量、压比和各要素变化等情况,给出不同工况下所选压缩机类型。沁水盆地煤层气田典型区块压缩机实际使用情况表明,今后,在煤层气田的开发建设中,压缩机设计方案应合理配置,以保证其运行安全、高效、经济。     

沁水盆地煤层气气田集气站标准化设计的经验与体会

开发建设好沁水盆地煤层气资源,将在全国的煤层气开发中起到积极的示范和引导作用。文章从工艺流程通用化、平面布置标准化、功能分区模块化、工艺设备定型化、设计安全人性化等5个方面介绍了沁水盆地煤层气气田集气站标准化设计的特点,进而谈了认识与体会。实践证明,集气站标准化设计,方便了施工的预制和组配,保证了工程建设的优质、高效和安全,加快了沁水盆地煤层气气田建设。     

华北油田将建成国内最大数字化煤层气田

“十二五”末,华北油田将在晋南沁水盆地建成我国最大的数字化煤层气大气田。2015年,华北油田至少要形成年20亿立方米煤层气商品气量,并奠定40亿立方米生产基础,相当于新建二至三个百万吨的采油厂。     

沁水盆地郑村区块煤层气集输系统的优化调整

沁水盆地煤层气田郑村区块2010年建成投产,采用的是同步建设的开发模式,因气井产量受构造、含气量、压裂及排采工艺等因素的影响,存在着单井产量差异大,区域产能不均,煤层气井井口压力低,产量对管网压力敏感等问题。为此,首先优选适合煤层气集输系统的水力计算方法,利用TGnet软件对郑村区块集输管网系统进行建模(状态方程选用BWRS方程,流动方程选用Colebrook-White方程),通过模拟计算分析了集输系统的运行现状。针对输气量超负荷、管线变径较大导致有明显节流现象的问题,在理论分析的基础上,提出了集输管网系统优化调整措施:1集气站扩容;2集气站进口管线节流优化改造;3安装粉尘过滤器;4采气管线安装凝水器;5增建复线。优化调整实施后,解决了郑村区块集输系统管压过高、管线积水、粉煤灰影响集输效率等问题,系统降压明显,管线输送能力大大提高,释放了区域煤层气产能,取得了良好的效果。     

沁水盆地南部郑庄区块高煤阶煤层气成藏模式

为指导沁水盆地南部郑庄区块煤层气高效开发,通过综合运用钻井、地震、试井、煤岩测试及生产数据等资料,分析了研究区煤层气成藏条件和主控因素,并在此基础上研究了高煤阶煤层气成藏模式.研究发现,煤层气成藏主要受到构造、水文地质、地应力及煤变质作用控制.依据构造形态、煤层围岩和地下水动力等特征,把研究区煤层气藏划分为浅层单斜、鼻...     

沁南潘河煤层气田空气钻井和固井技术

沁水盆地南部潘庄区块位于沁水盆地东南缘,该区总体为单斜构造,倾向西北,煤层稳定、埋藏浅且渗透性较好,大量区域地质调查资料和煤田勘探成果表明,区内断层稀少,以发育次级褶皱为主。该区钻井类型主要为钻井液钻井（煤层段清水钻进）和空气钻井。通过对比分析空气钻井、水钻井井身质量与时效平均值可知：①空气钻井在井身质量方面略优于水钻井,但相差不大,均达到设计及规范要求;②空气钻井在时效方面比水钻井效率高,其机械钻速是水钻井机械钻速的3倍多,因此,空气钻井周期短,综合经济效益较好。而微珠低密度固井技术采用优质微珠为减轻材料,水泥浆密度为1.60 g/cm³,抗压强度在15 MPa以上,满足了在确保固井强度的基础上减轻水泥浆正压差对储层污染的要求。采用上述技术使潘河煤层气田示范工程固井合格率达到100%,其中优良率为84%。     

低压、低产煤层气田井口集输工艺技术

我国煤层气田开发具有一定规模的地区主要分布在山西沁水盆地和陕西韩城等地。煤层气田由于具有低产、低压、低渗等特点,因此开发投入高、产出低、风险大。文章通过对国内外典型煤层气田的井口集输工艺技术,包括井口气水分离系统、井口计量系统、水处理系统等较为系统的综述、分析和对比,指出简化井口流程、合理选择材质、优化井口布局及总体开发是做到"满足技术要求下的最低成本"开发的有效方法。     

沁水盆地煤层气田地面集输技术现状与展望

沁水盆地煤层气田经过近10年的开发建设,系统建设和运行过程中"三难"(征地难、建站难、布管难)、"三高"(投资高、闲置高、能耗高)、采出水处理"三差异"(水质差异、排放标准差异、产水量差异)等问题不断凸显,现有建设模式下的降本提效措施不能解决上述问题。为此,以煤层气产能建设项目的建设与运行双重因素为出发点,在总结现有集输系统形成的主体技术和配套技术的基础上,围绕建设低成本、运行低能耗、系统高效率的核心理念,从改变现有的产能建设模式和集输系统模式入手,从井网布局、站场建设和管网设计等方面提出了新的技术思路:(1)构建分布式地面集输模式,创建新型"分布设点、双管前置、井站合建、橇装增压"总体集输工艺优化模式;(2)推进分期式地面建设理念,研究适合于站场橇装设备分期建设系数,提高设备利用率,调整采气、集气管网的设计系数,以确保系统产、输能力匹配合理;(3)推广井、站合建的橇装技术,实现工厂化预制和模块化施工,减少现场工作量,缩短建设工期,从而提高建设效率和建设质量。结论认为,现有建设模式及系统模式下的优化、调整手段不是该气田降低投资的根本出路,探索新的产能建设模式、以非常规手段解决非常规问题,才能从根本上提高系统投资回报率、提高系统的适应性。     

沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考

中国石油天然气股份有限公司“十一五”期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田,该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此,根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点,通过理论研究及现场试验,提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施：①简化低压集气工艺;②成功应用非金属管材;③采用井间枝上枝串接工艺;④采用越站集输工艺;⑤实现自动化控制及数字化管理;⑥应用三甘醇脱水技术;⑦采用集成过滤分离器;⑧煤层气集中处理、规模化外输;⑨实行低成本开发。同时,还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨,并给出了相应的建议。     

规模自动化技术在煤层气田开发中的应用——以沁水盆地南部樊庄区块为例

沁水盆地南部煤层气田具有复杂山地地貌、低压生产和低成本开发等特点,在生产中存在数据获取、设备控制和安全保障等一系列问题。为此,①通过自主研发井场无线采集技术,在国内煤层气生产中率先实现了全井场生产数据的无线采集、传输,实现了橇装施工和快速链接,解决了山区复杂地貌生产数据采集及传输的布线难题,减少了现场维护工作量;②打破煤层气田生产与监控管理站点间的地域界限,应用基于ArchestrA Framework 架构的网络化监控技术进行二次开发,通过模板化开发、网络化实施、多用户协作、集中化存储,实现了煤层气自动化系统“两级三地”的远程部署、分布式监控模式;③按照“缓慢、长期、持续、稳定”的抽排基本原则,建立起了煤层气智能排采控制模型,以排采过程中液面高度、液面下降速度、井底流压、套压等为主要控制参数,采用智能排采技术,实现了排采设备的生产参数自动调整,改变了煤层气井固定的生产制度,降低了对煤层的伤害。运用以上技术,建成了管理控制521口排采井、6座集气站和1座处理中心的自动化系统,达到了平稳运行、安全生产、降低劳动强度、提高生产管理水平、实现规模效益的目的。     

沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践

沁水盆地南部煤层气田樊庄区块自规模投产以来一直受单井平均产气量低的制约,难以规模上产,随着开发实践的不断深入,逐步认识到该区块气井低产的原因及增产措施的重要性。为此,制订了针对该区低产井的改造方案,详细总结分析了解堵性二次压裂在煤层气开发中的运用效果。实践表明：系列化的水力压裂技术是该区较为有效的增产手段;电脉冲解堵、径向水力喷射技术是新的尝试、有利的补充技术,但其增产效果还有待进一步观察。上述技术用于煤层气井的增产,将加快该区煤层气产能建设的步伐。     

如何破解我国煤层气开发的技术难题——以沁水盆地南部煤层气藏为例

平均单井产量低已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈,直接导致了煤层气开发经济效益低。为此,以山西省东南部沁水盆地南部煤层气藏为例,总结了中国石油华北油田公司在该区煤层气产业的发展及技术现状,梳理了煤层气开发所存在的关键问题:①煤层气开发工程技术不适应特有的地质特征变化;②煤层气田成熟区块仍存在大量的低效区;③单纯增大压裂规模并未能有效提高单井产量;④多分支水平井单井产量高,但总体产能到位率仍偏低;⑤现场管控总体缺乏科学依据。进而对我国煤层气的后续开发提出了以下建议:①改变产能建设模式、提高产能建设效率;②改进地质研究方法,科学设计井位和井型;③用辩证思维的方式,构建主体技术;④优化水平井的设计,提高技术的适用性;⑤改变压裂改造方式,提高单井产量;⑥改变排采工艺,提高投资效益。通过采取以上措施,将有可能破解我国煤层气开发的技术难题。     

沁水盆地南部煤层气田勘探开发技术探索与认识

为加快煤层气勘探开发的步伐,中国石油华北油田公司在沁水盆地南部樊庄区块开展了高煤阶煤层气规模开发实践,逐步形成了山地浅层二维及三维地震采集处理和精细解释、高煤阶煤层气区带评价优选、煤层气排采控制、煤层气二次压裂解堵增产、水平井设计优选、水平井钻井、适合于山区特点的煤层气低压集输工艺及自动化控制等8大技术系列。率先开展了煤层气水平井压裂解堵试验,改进了防砂、防煤粉工艺,创新提出了开发单元和开发井组,自主研发了一批专有技术（目前已申请专利11项）。总结近5年的煤层气勘探开发实践,获得以下几点经验与认识：①煤层气井钻探需要地震资料的支持;②严格遵守勘探程序是高效开发煤层气的重要保证;③煤岩煤质是煤层气富集最重要的控制因素之一;④该区埋深介于800～1 200 m的主力煤层具有良好的勘探开发前景。     

煤层气地面集输管网的瞬态水力热力计算模型

煤层气特有的排水采气特性与煤层气区块复杂的地形条件,都极易导致凝析水在煤层气管网低洼处聚集,致使管网压力波动更加明显而频繁,给管网安全运行与维护带来了较大的隐患。为此,基于两相流水力热力相关计算公式,利用管网节点法与大型稀疏矩阵的求解方法,建立了煤层气集输管网的瞬态水力热力计算模型。综合考虑管网所在地区的地形起伏情况,对不同时间条件下的管网各节点参数进行了计算,从而明确了煤层气地面集输系统水力热力参数随时间与集输距离的变化规律。结果表明:(1)各管沿线的质量含气率逐渐下降,持液率不断上升,并受到地形起伏的影响而发生较大波动;(2)积液多存在于管路前端地势低洼处的初始上坡段,并且在管网清管后运行20 h时低点持液率超过高点持液率的1.5倍;(3)随着管路的延长,气相流速不断增大,沿线饱和含水率不断减小;(4)管路全线压力随时间的增加而逐渐下降,在地形起伏明显的地区,受持液率变化的影响,压力也发生了小范围的波动;(5)积液的产生是导致管网压力波动的主要原因。