柳林地区煤层气井控水技术研究

煤层气开采主要是通过排水降压,气体解析,从而达到产气的目的。现阶段煤层气井排采到稳产阶段主要是达到液面平稳,即地下水的补给速度和煤层气井抽采泵的抽采速度相同,使水位达到平衡状态。在此过程中排水特别是确定套管里水的来源最为关键。通过现场试验的方法分析查找水源,采取封隔和封堵产水层,比对采用不同方法后实验井的液面降幅效果,得出封堵水源的最佳方法。     

柿庄南区块煤层气高产潜力井低产因素分析

为了研究柿庄南区块部分煤层气高产潜力井产气效果不佳的原因,通过分析煤层煤体结构和顶底板特征,结合水力压裂效果分析,并与高产井排采制度对比,分析总结了典型井低产原因。结果表明:水力压裂效果直接影响煤层气井产能,在改善煤储层渗透性的同时也可能沟通含水层造成煤层气井低产;在排采初期的单相排水阶段和两相流产气上升阶段,排采制度的不合理也是造成高产潜力井低产的重要原因,这2个阶段排采制度的合理控制会对未来整个产气过程产生影响;控制裂缝高度和压裂规模以避免穿透隔水层,最大限度使裂缝在煤层中深远扩展,同时合理制定排采制度,是煤层气增产潜力井二次压裂改造后长期高效开发的关键。     

不同煤储层渗透率下煤层气直井极限产气量的确定

为了查明不同煤储层渗透率条件下煤层气井极限产气量,保障煤层气井持续稳定高产,根据煤储层几何模型、启动压力梯度与渗透率关系及气体试井、渗流理论,结合实验室测试,构建了不同煤储层渗透率条件下煤层气直井极限产气量的数学模型。柿庄区块勘探开发资料的验证结果表明:当极限产气量与产气高峰的平均产气量接近时,产气控制合理,稳产期能够保持持续、高产;其他条件相同时,极限产气量随渗透率增加呈乘幂型增加,随单相水流阶段产水时间的延长呈指数型增加;煤储层渗透率相对较低时,尽量延长单相水流阶段的排采时间是提高煤层气井产气量的一项关键措施。     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。     

煤层气直井井筒环空压力模型

为实现煤层气直井排采各阶段井筒环空压力分布的计算,为煤层气井的控压排采提供指导。结合国内煤层气井的生产实际,研究了以油管排水、环空产气为生产方式的煤层气直井,在排采各阶段的井筒内流体分布状态。提出了环空内的纯液流仅出现于煤层气解吸产出前;气液两相流阶段的环空内仅产生泡状流与段塞流;环空内气体上升不携液。基于此,采用水动力学方法,建立了3个井筒环空压力模型,分别为环空液体单相压力模型、环空气液两相压力模型以及环空气体单相压力模型,并给出了模型间的过渡条件及模型求解步骤,从而实现煤层气直井排采各阶段的环空压力分布计算。经41口井、共71组实测数据验证,所建立的3个环空压力模型,其计算结果与实测值的平均误差依次为:2. 70%,7. 96%及3. 80%,对煤层气直井井筒环空压力的计算具有一定准确性与实用性。     

成庄合作区块负压抽排实施效果分析

对于最早投入生产的煤层气井生产周期已十年有余,老区煤层气井排采后期的产量递减加剧的现象日益凸显,对于煤层气稳产及降低递减率的研究逐渐加大加深,各种工程技术手段及新技术新设备都投入试验并运行。对于前期产气效果不好、储层渗透率低的井主要采取二次压裂,洗井解堵的方法。对于煤储层物性较好、渗透率较高以及管压较高影响产气量的后期排采井,普遍采用负压设备来提产稳产。本文主要通过成庄区块为例,深入剖析成庄区块的地质条件及开发现状,针对煤层气开采后期老井稳产提出负压抽排措施建议,借以指导煤层气开采后期稳产手段选择与实施。     

煤层气排采曲线特征及其影响因素分析

本文对胡底工区124口煤层气井排采曲线进行了分析,研究结果表明:在各阶段产气量与套管压力均呈正相关关系。在迅速加大抽水力度后的第二阶段煤层气井产气量增加明显,但衰减较快,单峰型煤层气井产气量主要取决于稳定后第三阶段的产气量;"双峰型"煤层气井主要分布于产水量较大区域,产气量与产水量呈正相关关系,产气量的大小主要取决于产水量;"平稳上升性"煤层气井产气量随时间的增加而增加,但整体产气量较小,应在排采初期加大排水力度。     

煤层暴露对煤层气井产气效果的影响

以平顶山矿区首山一矿煤层气开发工程实践和合层排采数据为基础,分析了合层排采产气特征及效果。从煤储层特征出发,结合煤层气井实际排采过程,探讨了煤层暴露对煤层气井产气效果的影响,并对今后平顶山矿区及类似煤矿区煤层气合层开发提出了建议。研究结果表明:首山一矿四_2煤层暴露是造成煤层气井产气量快速下降和产气效果不佳的原因;四_2煤层为碎裂煤和碎粒煤,渗透率应力敏感性强。四_2煤层暴露后,储层渗透率急剧降低,近井地带形成液相低渗区,使地层水难以排出,压降漏斗扩展困难,产气通道被压实破坏,导致煤层气井产气量快速下降,最终产气效果不佳。     

煤层气井关井井底压力恢复模型

为了准确拟合煤层气井关井井底压力变化,基于煤层流体渗流规律和流体稳定流动能量方程,依据煤层气井情况分阶段建立了井底压力恢复模型。依据韩城WL1井地层参数,得到了关井时井底压力动态变化规律。结果表明:井底压力恢复双对数曲线中气水两相流阶段和单相水流动阶段斜率不同,分别为0.3919和0.0682,其后期曲线趋于水平,类似于压裂井二开二关压力恢复试井双对数曲线。随着井底压力的恢复,储层渗透率和解吸半径逐渐减少。当井底压力由1.1MPa恢复到2.36MPa时,解吸半径由11.97m减少到4.46m,产气量由3200m3/d减少到444.25m3/d。     

煤层气井高产水地质与工程因素及控水措施

为解决高产水煤层气井难以有效降低储层压力的难题,需根据煤层高产水原因采取针对性措施进行煤层控水。通过对六盘水煤田古德井区高产水煤层气井从含煤性、孔渗性、含水性、构造、钻井、压裂、排采等七方面进行地质与工程研究,查找煤层气井高产水的具体原因,采取有效控水措施,实现煤层气井排水降压、解吸产气的目的。研究表明：古德井区多煤层发育,采取多煤层组段压裂、合层排采的方式,提高煤层气资源开发效率;古德井区地层含水性较弱,煤层孔渗性较差,地层出水性较弱,但断层构造相对较发育,增加断层破碎带含水、出水风险;煤层气井直接钻遇断层的概率较小,但压裂施工影响半径一般在100 m以上,易沟通井筒附近的断层破碎带,煤层气井高产水风险增加;古德井区煤层气井压裂施工沟通上部压裂段的断层破碎带导致高产水,可采取注水泥封堵的措施进行控水,控水作业后煤层气井产水量显著下降,产水降幅超过80%,储层实现有效降压。     

含硫气田硫化氢腐蚀

含硫气田在开发过程中,由于硫化氢的出现,常常会出现油管、套管、钻井设备、钻井仪器等等腐蚀和损坏问题。井下环境非常复杂,影响管材腐蚀的因素众多,因而产生了多种多样的腐蚀现象。本文研究中利用了中国几个含硫气田的生产现场实际资料并进行归纳整理,阐述了中国含硫气田油管腐蚀现象的基本特征、腐蚀方式及主要影响因素,为指导油管防腐工程实践提供了依据。     

胀管法在管线更换方面的应用

胀管法是用液压胀管机等专用非开挖设备胀破旧管线同时完成等径或增大直径的新管线安装的管线更换方法。它是一种在全球均得到认可的非开挖施工方法。     

阴极保护在复杂断块油田的应用

中原油田是一个多层系、多油藏类型的复杂断块油田，随着油田开发时间的延长，油田已进入开发中高含水期，产出水矿化度高，腐蚀性强，地面集输管线及设施的腐蚀日益加剧，既影响了生产，又污染了环境。本文通过对其主力产油区块之一的胡状油田进行现场腐蚀状况调查，分析造成腐蚀的原因，针对其主要影响因素实施阴极保护措施，达到了延缓腐蚀、减少穿孔的目的。     

下筛管专用钻头的研制及其应用

目前,采用筛管下放工艺进行瓦斯抽采具有一定的优势,但因松软煤层的煤质松软、破碎,易出现塌孔,导致筛管无法下入孔底,造成钻孔实际抽采段缩短,瓦斯抽采效果不理想,为煤矿的安全生产埋下隐患。介绍了一种下筛管专用钻头,探讨了钻头的结构特点,并进行了试制,最后通过现场工业试验验证钻头的使用效果。     

采区化水采工艺系统在通化矿业集团六道江井的实践

“常规型”水采存在初期投资大、井上下煤水大、循环运转电耗高、煤水污染等缺点.采区化水采工艺系统的研究打破了原水采落、运、提、脱常规型工艺模式,彻底取消了煤水提升系统和地面煤泥脱水系统,实现了煤水在井下采区内循环复用,煤泥在采区内脱水回收,使生产环节大为简化.     

水力压裂技术在矿井瓦斯抽采中的应用研究

为了研究水力压裂技术在矿井瓦斯抽采中的应用,以41011工作面为例,根据矿井实际地应力参数信息,设计了压裂孔和导向孔钻孔布置,介绍了组合式封孔工艺,分析了水力压裂的主要设备为管路系统、辅助系统、控制装置和动力装置。研究得出,当采取水力压裂技术后,钻屑瓦斯解吸指标K₁明显下降,降低了工作面的危险性,压裂孔的平均瓦斯抽采纯量和平均抽采浓度分别提高了2.2倍和2.6倍。研究为后期瓦斯治理提供了技术支持。     

石油天然气脱硫技术的研究和发展

石油天然气的原始状态中富含各种硫化合物,如硫化氢、有机硫(硫醇类)、二氧化碳及其它杂质,有时还含有大量的水,所以要提取纯正的石油天然气,就要将这些硫化合物等脱除掉,这样才能满足生产和生活对于天然气的需求。基于此,文章主要研究了石油天然气的各种脱硫新技术,并且从这些技术中找到了天然气脱硫脱水工艺和技术的最佳方案,加以分析。     

高层位钻孔抽采技术研究与分析

晋城矿区西部和北部属于高瓦斯矿区,瓦斯治理难度大。矿井开采过程中,采空区瓦斯大量涌出严重制约矿井的安全生产。为解决这一技术难题,岳城矿分别对采空区埋管抽放、地面钻井采空区抽放、采区回风巷高位钻孔采空区抽放技术进行了探索应用,取得了显著效果。为进一步提升采空区瓦斯抽放效率,保障综采工作面安全生产,岳城煤矿通过综采工作面高层位采空区抽放技术应用研究收集高层位采空区抽采钻孔抽放参数,分析采空区瓦斯抽放效果并进行高层位采空区抽采钻孔效果评价,获取高层位采空区抽采技术关键指标。     

褐煤脱水动力学性能试验研究

为考察褐煤在不同湿含量和温度下的动态脱水特性,以含氧量约10.5%的烟气为脱水介质,采用流化床脱水装置系统对采自内蒙古东部的褐煤进行脱水试验。结果表明：褐煤的流化床脱水过程分为恒速脱水阶段和降速脱水阶段,平均脱水速率随脱水温度的升高而增加。当脱水温度高于220℃时,只需5 min即可达煤样的拐点干基湿含量值（5%）;在260℃脱水温度下平均脱水速率为4.33 kg/min。最后利用傅里叶变换红外光谱仪分析了流化床脱水煤样的结构变化,发现脱水后煤样中含氧官能团降幅较大,吸收强度仅为原煤的51.03%,煤样的主体结构未发生变化。