樊庄高煤阶煤层气井智能排采技术研究及应用

针对沁水盆地樊庄高煤阶煤层气田各井地质条件及开采状况差异性大,不能采用同一排采制度和控制模式的特点,研究了适用于煤层气井的智能控制排采技术。在总结探索樊庄煤层气井排采规律的基础上,应用智能控制原理,以变频闭环控制技术为主,实现了对煤层气井井底流压和排采制度的智能控制。在抽油机井、电潜离心泵井、地面驱动螺杆泵井现场应用10口井表明,该智能排采技术适应工况能力较强,自调节性能好,排采制度执行效率高,在煤层气开发领域具有广泛的推广应用前景。     

我国煤层气井排采工作制度探讨

我国煤层气资源丰富,全国2 000 m以浅的煤层气资源量达36.8×10¹²m³。由于煤层沉积后普遍经历了较为复杂的构造运动,若煤阶较高,煤的渗透率普遍偏低,而且在煤层气开采中储层的压敏作用极强,这就需要我们更加关注排采技术。针对目前煤层气排采中存在的排水降压效果差、单井产量低的问题,从优化煤层气排采工作制度角度出发,引入了流体流动系统的概念,指出建立合理的煤层气流体动力学模型是制定合理工作制度和建立数学模型的前提,还提出了逐级降压排采工作制度的思想。通过计算对比分析,认为这种工作制度指导下的排采效果更好。       

煤层气井渗透率时空变化规律研究及应用

针对煤层气井排采过程中渗透率变化规律认识不清的问题,利用煤层气产出过程中的正、负效应,渗流及等温吸附理论,得到排采过程中煤储层渗透率随时间及距离变化的数学模型。研究表明：单相水流阶段,液面降速越慢,负效应导致的渗透率降幅越小;气水两相流阶段,适当提高液面降速,正效应越显著;在排采过程中,渗透率呈非对称“V” 型变化;对于临储压力比较高的煤储层,采取“低降幅憋套压”的方式能够扩大煤储层的气体解吸范围。研究成果为煤层气井的现场排采控制提供理论指导。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践

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。     

煤层气井排采工艺研究

排采是煤层气井开发的关键技术之一。通过分析煤层气井的排采影响因素和现场排采的试验研究,介绍了如何进行煤层气井的排采,给出了排采原则、各排采阶段过程控制的方法,并结合实例进行了说明。在煤层气探井排采中,取得了煤层气井产量的突破,日产量达到了2500m3。     

自制煤层气井排采试气流程

根据煤层气井排采试气特点，调研目前各公司煤层气井排采流程的使用情况，结合武MXX多分支水平井产水量高、产气量高的要求，自制一套煤层气排采试气流程，满足大部分井的排采需要。     

新疆油田煤层气井排采技术初探

根据煤层气井排采的特点，结合传统采油技术，设计了新疆油田煤层气井排采的井下管柱结构及地面流程。在排采过程中，选用了易于控制的无级变速抽油机，自行研制了井下永久压力计，可实时监测井下压力和温度，为排采过程监控提供了所需的参数。应用情况表明，该排采工艺技术能较好地满足新疆油田煤层气井排采的需要。     

沁水盆地高煤阶煤层气高效开发关键技术与实践

中国高煤阶煤层气资源量丰富,占煤层气总地质资源量的三分之一,其高效开发利用对保障国家能源战略安全,降低煤矿生产安全隐患,减少二氧化碳排放具有重要意义。为了解决制约我国高煤阶煤层气产业发展的“四低”(探明储量有效动用率低、产能到位率低、单井产量低、开发利润低)问题,在深入分析制约高煤阶煤层气开发核心问题的基础上,通过理论研究与技术研发并重、室内攻关与现场试验并行,规模建设与效益开发并举等多种举措,提出了控产选区评价等新方法。研究结果表明 ：(1)煤层气地质和煤矿地质差异、储量可开采性差异、工程技术适应性、排采科学性是制约煤层气开发效果的主要因素;(2)提出了“四要素”控产认识,疏导式工程改造方法,疏导式排采控制认识,指导建立了高煤阶煤层气高效开发技术系列 ;(3)经实践,优质储量控制程度由 32% 提高到 80%,开发井成功率由 60% 提高至 95%,直井平均单井日产气量提高约 1 100 m~3,水平井钻井费用降低 50 %,单方气操作成本降低 24%。结论认为,建立的高煤阶煤层气高效开发技术系列,有力推进了沁水盆地煤层气高效开发,“十四五”中期,中国石油华北油田煤层气年产气量有望达...     

煤层气排采井测压工艺

煤层气井在压裂改造、进入排采阶段后 ,经较长时间的排液采气 ,煤层的产能、物性等相对压前有所改变 ,为正确评价某地区或区块 ,了解煤层的压裂和排采效果 ,为研究和评价工作提供依据 ,有必要针对一些有代表性的井层进行产后压恢测试。利用地层测试工具的部分部件结合排采管柱可以较好的实现测压目的。1.管柱结构自下而上管柱结构为 :电子压力计托筒 +钻铤 +ＲＴＴＳ封隔器 +盲接头 +ＶＲ安全接头 +震击器 +扭矩锚 +螺杆泵 + 73ｍｍ外加厚油管。2 .施工程序①按照管柱结构备齐所需的工具、接头及仪器。②按设计管柱结构下生产测试管柱 (电子…     

煤层气直井负压排采技术的影响因素分析

随着我国社会经济的发展和科学技术的进步,不仅提高了能源的需求量,而且增强了对环境的保护力度。煤层气作为煤矿资源的伴生气体,在没有实现开采之前,不仅会造成煤炭资源开采爆炸事故的发生,还会因直接排放产生严重的温室效应。煤层气的价值被发现和认识到后,作为一种甲烷含量丰富的天然气资源被开采和利用。煤层气在燃烧的过程中不会对大气造成污染,同时有效缓解了能源紧张的局面。本文首先从煤层气概述出发,对煤层气及其国内外的研究现状进行了的阐述,接着对我国煤层气开采技术研究进展及关键技术做出了详细的说明,最后对结合煤层气直井负压排采技术的影响因素进行综合性的分析,希望能够给到相关人士一些建议和帮助,来促进我国煤层气工业的发展。     

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。     

煤层气井生产上升段累积产量预测

煤层气生产同常规天然气的生产模式有很大的不同,文章针对其上升段,利用数学模型分析达到产量峰值时的特征,再利用图版求解,得到到达峰值产量的时间;进而预测出峰值产量和上升段累积产量。然后分析了该方法的适用性及影响因素,预测准确性主要取决于生产数据质量和函数拟合精度。     

沁水盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开采中的问题及对策

沁水盆地煤储层热演化程度高且具有渗透率低、储层压力低、含气饱和度较低、非均质性强的特点,煤层气开发难度大。为此,基于该盆地樊庄—郑庄区块高煤阶煤层气水平井开发实践,从地质和工程两个方面进行了分析,厘清了影响多分支水平井产能的因素、适应地质条件及挖潜对策。研究结果表明,导致多分支水平井低效的原因有3类:(1)地质因素,钻遇低含气量区或断层;(2)工程因素,钻井液污染、钻井垮塌、排采垮塌及煤粉堵塞等;(3)地质因素与工程因素的共同影响。结论认为,钻遇低含气量区与断层、垮塌与堵塞是造成樊庄、郑庄区块多分支水平井低产的主要原因,其中含气量大于20 m~3/t、临储比大于0.7、R_o大于3.8,并且处于拉张应力区是该区煤层气裸眼水平井获得高产的必要条件。进而提出了针对部分低效井的挖潜技术对策:(1)对煤粉堵塞或后期垮塌的低效井进行分类改造;(2)探索新型水平井,采用顶板仿树形水平井、套管或筛管完井的单支水平井及鱼骨状水平井来解决井眼坍塌及后期无法作业的问题。     

高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路

为了解决煤层气开发普遍存在的区域储层变化复杂、不同地区工程技术的适应性差异大等问题,基于沁水盆地高煤阶储层的横向变化特征,分析研究了以往煤层气开发中工程技术的应用效果,结合大量室内实验及现场实践,提出了一整套以疏导式开发理念为核心的煤层气开发工程技术思路,形成了以可控水平井和疏通式煤层改造工艺为主体的技术系列。现场应用效果良好,可控水平井钻井周期缩短20%~30%,钻井成本降低30%~50%,直井疏通式改造平均单井日产气增加大于500 m3/ d,有效提高了煤层气开采效益,为今后煤层气高效开发提供了理论与技术支撑。     

低产液煤层气井的维护管理探讨

煤层气井排呆一段时间后,日产液量会逐渐降低,整体呈现前高后低的特点。低产液井较高产液量井,管理难度和复杂性有所增加。由于油管内液体流速较小,不能有效携带液体中的砂粒、煤粉等固体杂质,易发生出液不正常甚至躺井检泵的情况,从而中断煤层气排采的连续性。煤层气井排采连续的中断,会使煤层的流压、渗流通道等发生变化,易导致煤层产气能力下降。分析总结了低产液量煤层气井排采过程中出现的相关问题,提出了相应措施,以保持排采的连续性。     

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。     

沁水盆地煤层气井坍塌压力预测

针对煤层气井井壁稳定问题,应用力学分析方法从井壁应力分布入手,根据斜井井壁稳定力学模型,分别结合Mohr-Coulomb准则和Drucker-Prager准则,建立水平井筒井壁坍塌压力计算公式。应用所建立的公式对沁水3#煤层羽状水平井坍塌压力进行了预测。计算结果表明,井眼沿最大水平主应力方向时,坍塌压力为负值,这种情况下煤层气井不会坍塌,井眼稳定;当井眼沿最小主应力方向时,坍塌压力高于或者略低于地层压力,说明煤层羽状井眼不稳定,会产生煤粉;当井眼介于最大和最小水平主应力之间时,其坍塌压力在所计算的两个压力之间。     

“双环三控法”在煤层气井智能排采中的应用

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。     

沁水盆地高阶煤煤层气开发再认识

近年来,中国的煤层气产业出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要原因。为此以沁水盆地煤层气开发现状为依据,从资源的可动用性、勘探评价程序的合理性、煤层采出水与注入水的利弊、煤层气开发井型等4个方面对高阶煤煤层气开发进行了深入分析,并得到4点新认识：①我国煤层气资源评价的核心是可动用性;②煤层气资源动用的决定因素是“三性”（解吸性、扩散性和渗透性）;不同区块“三性”指标的优劣有所不同,这也表明不同区域制约煤层气高产的主控因素各不相同,既有单因素的,也有多因素耦合的结果;③要辩证看待“水力压裂”对煤层的改造与伤害,针对煤层“三性”短板特性的改造方式是提高煤层气单井产量的关键;④水平井是煤层气田高效开发最重要的手段之一,需要针对不同煤岩特点开展井型与无污染完井方式联合攻关。