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沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践 总被引:2,自引:0,他引:2
中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×108 m3,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范--“五段三压”法(排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力);研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列--排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×108 m3煤层气产能建设提供了技术支撑。 相似文献
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《钻采工艺》2017,(1)
煤层气井顺利投产需要前期合理有序的降压,文章依据产气时间、产气量、产水量以及储层压力、废气压力五个指标划分煤层气井生产阶段:排水降压至产气前阶段、气液两相流阶段、稳产气阶段和气井衰竭阶段;第一阶段以稳定降压为主,结合动态预测模型、考虑煤层气井产气滞后现象,确定每日降液面值,在排采工艺上井下管柱安装防砂筛管;第二阶段以控制排液速度为主,结合最小携带煤粉的排液速度,确定每日最小降液面,在排采工艺上采用高压软管通过油套环空向井下注入水稀释煤粉浓度;第三第四阶段以控制套压满足集输为主。通过现场试验分析得出,调整排采制度和工艺措施后,煤层气井产量提高,检泵周期延长,对于煤层气井开发具有一定的指导意义。 相似文献
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数据的远程监测已在煤层气井排采中得以应用,尽早实现煤层气井排采制度的远程调节和自动控制,对有效降低生产成本和提高煤层气井的精细化排采水平都具有重要意义。根据煤层气井生产动态特征,对排采远程控制技术进行了整体设计,结合自动化监控仪器仪表的特点,将煤层气井自动化排采分为见套压前、憋套压、初始产气和产气4个阶段,对煤层气井排采各阶段自动控制逻辑和方法进行了研究,开发了自控程序并将其嵌入现场控制终端,首次实现了对煤层气井产气量和产水量的自动精确调节,并率先采用了产气量和产水量联动控制的煤层气自动排采方式。结合生产网络和远程平台系统,通过远程制定下发排采指令,控制终端执行并反馈,实现了煤层气井排采远程自动控制。在陕西韩城地区的现场实践结果表明,自动控制平台的建立与应用有助于提高煤层气井精细化排采水平,从而实现煤层气井的连续、稳定排采。 相似文献
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沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素 总被引:5,自引:0,他引:5
沁水盆地南部潘河煤层气田具有煤级高、产水量少、煤粉多、产气量高等特征,研究其排采规律,建立适合该气田特征的排采理论,已成为当务之急。遵循吸附解吸渗流、排水降压产气的煤层气基本理论,以潘河先导性试验井的排采数据为基础,对不同生产阶段的生产动态参数进行统计分析,全面研究该煤层气田煤层气井产水量、产气量、压力变化特征及其控制因素。结果表明:潘河煤层气田单井产气量高,多数井的产水量几乎为零,气井保持较高的井底流动压力,煤层气井具有良好的持续稳定的产气能力;在原煤层气生产划分的单相流、非饱和单相流动和两相流动3个阶段之后增加了饱和气体单相流阶段;达到单相饱和气体产出阶段时间(只产气不产水)一般需1~2年,开始进入产气高峰需要2~3年;向斜部位煤层气气井不仅产气量偏高,同时也大量产水,这对井网整体降压具有显著的贡献作用;煤层气井的钻井完井、增产压裂技术和排采技术对煤层气生产也有影响,氮气泡沫压裂井返排时间短,压后快速产气并能保持稳定高产。 相似文献
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煤层气区块排采制度以现场经验为主,与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式,利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数,分析认为压降漏斗表征系数越大,单井产气量越大。以保德区块试验区为例,通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后,建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式,计算了滚动开发区C1~C13井的合理放气套压以及S1~S12井的合理压降速率,结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井,单井产气量越高,表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠,可指导见套压未放气井和见气井的合理排采,为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。 相似文献
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《石油钻采工艺》2019,(4)
煤层气区块排采制度以现场经验为主,与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式,利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数,分析认为压降漏斗表征系数越大,单井产气量越大。以保德区块试验区为例,通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后,建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式,计算了滚动开发区C1~C13井的合理放气套压以及S1~S12井的合理压降速率,结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井,单井产气量越高,表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠,可指导见套压未放气井和见气井的合理排采,为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。 相似文献
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在煤层气井开采过程中,目前用的最多的还是抽油机排采系统,在排采泵方面主要采用常规整筒泵,这种泵所存在的主要问题是煤粉卡泵和煤粉卡固定阀、游动阀,导致系统频繁作业,严重影响了煤层气的开采时率。为了有效解决这个问题,研制出一套排采捞煤粉一体化管柱,该管柱采用新型防煤粉泵和挂篮式沉砂管,使煤层气井的排采、捞砂一体化成为可能。新型防煤粉泵采用了高支固定阀和大直径游动阀的长柱塞结构,不仅可以有效防止煤粉卡固定阀、游动阀,还能有效防止煤粉进入泵筒造成卡泵;排采过程中沉积下来的煤粉进入挂篮式沉砂管中,待到检泵时连同沉积在沉砂管中的煤粉一同起出,取消了捞煤粉环节,节约成本。现场应用表明,煤层气直井排采捞煤粉一体化管柱适应现场需求,延长了检泵周期,具有良好的推广前景。 相似文献
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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。 相似文献
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煤层气藏与常规天然气藏相比,其赋存状态、成藏过程、气藏边界以及开采规律存在着本质差别,根据近年来我国煤层气开发的探索与实践,提出了依"势"布井的理念,应利用煤层中水的"重力势能",根据煤层重力场、地应力场、压力场的分布特征,合理选择井型,部署井网,提高地面抽排煤层气效果;认为对于煤层气多分支水平井,高的煤层钻遇率未必能够带来高的煤层气产量,实钻中的井眼轨迹控制应以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼。分析认为,通过提高储层温度来提高煤层气产气量,以及开展构造煤的钻井技术研究,是今后煤层气开发的重要研究方向之一。 相似文献
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目前煤层气井的排采主要依靠人工调节控制来完成,这使得在产水、产气初期很容易对气井控制不及时,造成应力闭合、煤粉堵塞、地层气锁等伤害,从而影响气井产量。为此,针对煤层气井排水采气周期长、临界解吸压力不易控制、液面波动对气量影响大等排采难点,提出了"双环三控法"排采控制策略。该控制策略以控制动液面为核心,通过对套管压力、流动压力的双闭环控制以及控降液、控流压及控套压等3种控制策略,实现了煤层气井从降液、解吸至产气等不同阶段的智能排采控制。进而基于经典的"双环三控法"控制原理(以变频控制技术为主),采用现代ARM控制技术,研发了一套煤层气井智能排采控制装置,实现了对煤层气井井底流压和井口套压的双闭环控制。在中国石油华北油田公司2×10~8 m~3煤层气产能建设中的应用效果表明,运用该控制系统,排采设备能够在不同的排采阶段自动实现智能调整参数和安全生产,节约了劳动力资源,降低了煤层气井排采成本,使煤层气勘探开发更加智能化、精细化和安全化,具有良好的推广应用价值。 相似文献
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煤层气低产井低产原因及增产改造技术 总被引:9,自引:2,他引:7
沁水煤层气田的煤层气开发已初具规模,但部分煤层气开发井由于地质、工程或排采因素的影响而产量低,亟需查明原因。为此,从地质因素(构造位置、陷落柱、断层等)、工程因素(钻完井及水力压裂过程中储层污染等)和排采因素(套压控制、排液速度、停电停抽等)3个方面对煤层气单井产气量的影响进行了详细的分析,阐述了嵌套钻井、短半径水力喷射钻井、小井眼侧钻、二次(重复)水力压裂等增产改造技术的特点及优势,并结合对煤层气低产井原因的分析,给出了不同增产改造技术的适用特性。对煤层气规模开发过程中老井、低产井的后期改造提供了技术支撑。 相似文献
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煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中"出灰"(产出煤粉)是一种必然现象,在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下,煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此,通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征,找出了多分支水平井产气量达不到预期目标,以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因:煤粉沉积堵塞了储层的运移通道,水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对"灰堵"问题的关键技术:①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下,以井眼光滑、总体上倾为原则,避免出现"波浪状"井眼;②排采井洞穴具有"沉沙"功能,便于气、液、固三相分离,是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分;③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。 相似文献
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针对延川南煤层气田部分排采井因杆管腐蚀造成的检泵作业,开展了排采井防腐工艺的技术研究。分析了排采井的气体成分和地层产出水成分,研究了不同材质在不同水型条件下的腐蚀规律,并在此基础上找出了延川南区块杆管腐蚀的主要原因,优选KD-H03-1#型和KD-H03-2#型两种缓蚀剂。该工艺在Y3-40-24U等5口井开展了现场试验,措施后排采井日产液2.8 m3,日产气585.29 m3。结果表明:Ca Cl2水型下加缓蚀剂KD-H03-1#能延缓井下杆、管、泵的腐蚀,延长检泵周期,为延川南区块排采井的连续性排采提供了新的技术支持。 相似文献