“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。     

煤层气井井底流压计算方法

煤层气井的井底流压对于煤层气井的排采方案设计与管理具有重要的意义。借鉴常规气井井底流压的计算方法,结合煤层气井的排采方式和生产特点,采用不同的方法组合计算了煤层气井的井底流压,编制了煤层气井井底流压计算软件,并将计算结果与现场实测结果进行对比。利用现场煤层气排采数据分析了煤层气排采不同阶段井底流压与煤层气产量的关系。结果表明:对于纯气段压力的计算,平均温度 -平均偏差系数法的计算值比 Cullender-Smith法高;对于气液混合段压力的计算,Podio修正“ S”曲线法计算出的结果比陈家琅 -岳湘安法和 Hasan-Kabir解析方法略高;在煤层供气充足的条件下,井底流压与产气量呈负相关关系,产气量随井底流压的降低而增加;在煤层气井排采的不同阶段,井底流压随产气量呈现不同的变化规律。     

煤层气井排采液面-套压协同管控——以沁水盆地樊庄区块为例

以樊庄区块煤层气开发直井排采管控为研究实例,以排采工程数据为主要依据,探讨各排采控制阶段流体流动形态与煤储层伤害机制,揭示排采液面-套压协同控制过程,并基于煤层气井排采曲线分析和高产气井排采参数统计,获得排采液面-套压协同控制指标。研究结果表明,樊庄区块煤层气井需经历"以液为主-气、液混合-以气为主"的排采控制过程以及排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段、稳产阶段和产气量衰减阶段5个排采控制阶段,其中,排水降液面阶段、憋压阶段、产气量上升阶段是流体流动形态转变和储层伤害的易发阶段,也是排采管控的关键阶段。排水降液面阶段以日产水量为控制参数,以井底流压为评判指标,采取缓慢、长期的排采原则;憋压阶段以日产水量和套压为控制参数,以憋压、稳定动液面的方式实施管控;产气量上升阶段采取适当憋压、提升动液面的控制原则,保持套压高于0.2 MPa,控制日产水量缓慢降至0.2~0.5 m³,使动液面深度回升至煤层中部以上10~50 m;稳产阶段需适当憋压,稳定动液面在煤层以上,并维持排采作业稳定;产气量衰减阶段尽量避免较大幅度的排采制度调整,使产气量、产水量平稳下降。     

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。      

沁南潘河煤层气田生产特征及其控制因素

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。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态影响因素分析及开发对策研究

柿庄煤层气区块呈现"见气井数量少,单井产量低"的开发现状。为研究该区块煤层气井排采动态的影响因素,提出有效的煤层气开发对策,通过提取柿庄区块59口煤层气井排采动态典型指标,分析该区块煤层气井排采动态特征,同时研究断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合对煤层气井排采动态的影响,并据此提出了合理的开发对策。研究表明:柿庄区块部分煤层气井产水过高对产气效果起抑制作用,过高的产水量主要是由外源水补给造成的。断裂构造易沟通煤层顶底板含水层,导致煤层气井高产水难产气或不见气;煤层发育的压裂缝中,水平压裂缝提高单井产气量效果差,而直立压裂缝在顶底板岩性组合有利时能有效提高单井产气量,反之则易沟通含水层导致产水量增加。柿庄区块煤层气开发在井位优选时,应重点选择在远离断裂构造、发育直立压裂缝且顶底板岩性组合好的煤层气富集区内部署井位;在多煤层合采时,应注意避免排采潜在的高产水煤层,保证煤层气有效产出。     

煤层气井合理排采工作制度的研究与应用

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。     

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。     

煤层气井合理放气套压的确定及其应用

煤层气井提产阶段和稳产阶段需要确定合理放气套压,才能够获得稳定的气流补给。根据煤储层启动压力梯度、渗流理论和煤层气开发地质理论,构建了煤层气井憋压阶段套压变化的数学模型;利用沁水盆地大宁区块的煤层气勘探开发资料验证了该模型的准确性,并分析了放气套压差值对平均日产气量的影响规律。模型计算结果与现场数据吻合较好时,煤层气井的产气量较高;当计算出的放气套压与实际放气套压的差值小于等于0.15 MPa时,煤层气井稳产期的产气量能达到1 000 m3/d以上;大于0.15 MPa时,需要降低产气量来维持其稳定性。研究结果表明,日产气量随实际放气套压与计算值之间差值的增大呈幂函数减小,建立的煤层气井憋压阶段合理放气套压数学模型可为现场排采控制提供理论依据。      

煤层气井压降规律与排采参数关系分析

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。     

智能控制技术在苏里格气田低效井中的应用

苏里格气田低产低效井逐年快速增加,如何平衡单井间歇生产与控制用工总量之间的关系成为难点问题。为此,利用组态软件进行智能程序设定,开发了单井智能控制程序,包括套压控制、时序控制、流量套压复合控制3种控制类型,以期实现对不同类型气井后期生产的精细化管理：①时序控制对压力下降较快、流量较小的间歇井按照程序设定时间间隔自动执行开关操作;②套压控制对套压较低间歇井的套压值低于程序设定值时自动关井,高于设定值时自动开井;③流量套压复合控制对套压较低、流量稳定的间歇井流量低于程序设定值自动关井,套压高于程序设定值自动开井操作。应用结果表明,智能控制技术运行稳定,开关操作有效率达到99%,能有效解决间歇井人工频繁开关井作业问题,工作效率提高了8倍,同时降低了生产运行成本,为苏里格气田后期数字化、智能化管理提供了技术支撑。     

桥口油田自动控套采油流程的设计与应用

桥口油田属于典型的多油层非均质常压低渗复杂断块高气油比油气藏,套压值过高影响井底流压,套压过低会造成油套环空泡沫段的增加,从而直接影响动液面监测数据的真实性。为了合理控制套压,在传统采油树流程基础上设计了自动控套防盗气工艺流程。根据各井气油比、地层压力,设定对应套压值,自动控套装置根据设定值自动排放套管气调整套压。合理控制套压保证了井底流压的稳定,避免了泡沫段的产生,有效回收利用了套管气,改善了开发效果,提高了采收率。     

煤层气合层开发上部产层暴露的伤害机理

煤层气开采过程中,上部暴露产层伤害对煤层气井产能的影响短期内有可能被下部未暴露产层产气能力的提高所掩盖,因此未引起研究人员的重视。为此,依托于贵州西部土城区块煤层气勘探开发工程实践,结合15号煤启动压力梯度、气水两相渗流及应力敏感性测试,分析了上部产层暴露的储层伤害机理,探讨了合层开发煤层气井高产、稳产的排采控制措施。结果表明:1随着低渗透煤储层中游离气量增多、气泡变大,气水两相渗流产生的贾敏效应增强,导致水相渗流的启动压力梯度增大,水相渗透率快速下降;2合层开发煤层气井上部产层被动暴露后,套压持续回升导致气体"反侵"进入已经暴露的煤储层,井筒周围依次形成高含气带、液相滞留带、应力敏感带、高含水带,近井地带形成液相低渗区,使地层水、压裂液难以排出,将导致上部暴露产层产水、产气量快速衰减。结论认为,为了提高合层开发的效果,可在套压降至0.5 MPa后主动缓慢暴露上部产层,而在上部产层主动暴露后,应尽量避免套压的快速波动,杜绝套压的大幅回升,以免对近井地带煤储层造成永久性伤害。     

高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例

目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:(1)煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;(2)研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;(3)通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。     

机抽井口防喷器自动化改造与应用

目前注氮气三次采油技术是某油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的重要手段,随着注氮气轮次增加,气窜问题严重,部分油井机抽生产期间油压由0.5 MPa迅速上升至近30 MPa,给现场生产带来较大井控风险。为此,在常规42 MPa手动双闸板防喷器基础上对采油液控系统、液压双闸板防喷器执行机构、抽油机液压刹车装置等进行自动化改造,实现数据联锁和远程控制,其中液控装置以及执行器均采取可拆卸设备组合而成。改造后的装置可根据油压变化自动控制抽油机停机、防喷器关闭等动作,并反馈防喷器状态等数据信息,通过信息自动化手段实现注氮气井远程实时监控管理、压力异常快速响应处置,提升了现场安全生产水平。现场应用结果表明,该装置在井口油压超过设定值情况下,实现超压自动停机、液压自动刹车、液压自动关闭防喷器等功能,有效减少环境破坏、产量损失,杜绝井喷事故,具有较好的推广前景。     

苏里格气田高压气井远程自动开关井技术

苏里格气田高压气井远程自动开关井技术,在现有气井井口设备的基础上,对井口节流针阀进行改造升级,同时增加相应的控制机构。通过程序控制器和阀门开关控制器联动,实现对井口节流针阀的控制。通过监测井口实时运行参数,模拟人工现场开关井的操作过程,实现高压气井的远程仿人工开关井作业。