提高煤层气井动液面精度方法探讨

精确的动液面数据是煤层气井定量化排采管控的关键生产参数,动液面的高低严重影响单井的产气效果。本文从分析动液面现场测试、动液面数据的计算、音速值的设定三个方面,详细论述了其对煤层气井动液面精度的影响,并根据煤层气井液面浅、要求精度高、连续监测的特点,提出了一套适合煤层气井现场要求的测试计量方法和音速值的选定,提高动液面测试的精度,为煤层气井定量排采控制提供保障。     

煤层气井液面监测对回声仪提出的新要求

煤层气井的排采，是根据预先制定的降压速率，适时调整排采设备的工作制度，从而控制煤层的产水、产气量，达到乎稳、连续降压。通常用回声仪来监测环空液面变化，通过控制液面下降速度来实现稳定降压。目前，常用的液面监测方法多来自油气井液面测定，应用于煤层气井存在很多的问题。煤层气排采的特殊性对回声仪提出了新的要求，要求其具有浅液面、高精度、抗干扰的测定性能，还要具有安全高效的发声源和直观的液面资料管理系统。     

煤层气井排采工艺技术研究及其应用

煤层气是一种重要的非常规能源,同时也是影响煤矿安全生产、环境的重要因素。排采是煤层气井勘探的关键环节之一,通过对3个煤层气试验区的排采工作制度、排采设备、井口改进、筛管深度、捞砂、捞煤粉、电子压力计监测等技术装备的研究应用,优化了煤层气井的排采工艺,取得了良好效果。     

煤层气井液面测试精度提升与信息挖掘

在煤层气井排采管理中,液面深度始终是一项重要的生产参数。声波液面测试作为获取这个参数的一种主要方法,同时也是煤层气井现场管理的一项重要基础工作。通过阐述油套环空中脉冲声波的传播特性,分析现场测试和读图解释过程中主控因素,总结出存信降噪的经验做法,并明确液面深度计算的关键技术指标,提升测试结果的参考价值。同时针对井筒结构和液面图形之间的对应关系,深入分析并挖掘反向回波包含的有效信息,最大限度提升液面测试资料的利用价值。     

MRO在煤层气试井中的应用及常见问题

注入压降试井可以获取煤层气储层的重要参数，压力计的正确使用和设置对试井成功至关重要。用实例说明了在煤层气井注入压降试井中如何正确使用和设置。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井区产气量排采控制及优化

为分析排采制度对高煤阶煤层气井产出效果的影响,以沁水盆地南部某地质与钻完井条件相似的51口煤层气井排采数据为基础,通过分析煤层气井生产特征,建立了动液面降低速率、单位降深产液量、动液面波动幅度以及停井时间等4个排采动态控制表征参数。表征参数与平均日产气量之间关系显示:解吸前液面降低速率越快、单位降深涌水量越大、停井时间越长、动液面变化越频繁,煤层气产出效果越差。要实现研究区高效排采,建议在初始排水阶段将液面降深速率控制在6 m/d以内,在投产后将单位降深涌水量控制在0.05 m~3/(d·m)以内,在稳产阶段和产量衰减阶段控制好排采强度、保持液面稳定和排采连续性。     

沁水郑庄区块煤层气合层排采方法研究

本文选取了沁水郑庄区块煤层气合层排采井的产气特性数据,以合成排采井控制过程的流体相态变化表征模拟合排井与单排井的差异性。得到结论:合成排采井相较于单排井有较高的含气饱和度,煤层气的储量也是单排井的1.9倍,并且排水降液面阶段的平均单日降压幅度和套压最大日变幅也远大于单排井。     

樊庄煤层气井X1产能模拟及排采优化对策

对樊庄区块煤层气井X1进行产能模拟并分析其产气效果,通过选取同区域、相似地质条件的若干高产井进行排采对比,得出有助于X1井产能提升的排采优化对策:合理控制套压和液面深度;适当增加排水量;分级逐次降压。     

压力控制下高煤阶储层煤层气井排采的流体效应

为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。     

液面自动监测技术在沁水煤层气田的应用

动液面监测贯穿于煤层气井的整个生产周期内,如何降低人工测试成本和恶劣气候对人工测试的影响,是所有煤层气生产企业共存的问题。本文从动液面测试的必要性出发,通过液面测试技术的横向对比,提出液面自动监测技术的重要性,分析此项技术在沁水煤层气田的适应性,研究表明该技术能够及时、准确、高效的监测动液面变化,满足生产测试的实际需求,现场应用后取得良好效果,具有很好的推广前景。     

煤层气井两相流多参数探测技术

为充分认识煤层气排采过程中井筒气水两相流参数变化特征及流动规律,研制了煤层气井流体参数监测仪。该监测仪可对煤层气垂直井下油套环形空间气水两相流体压力、温度、液位、流速、密度分布以及气泡形态进行实时监测,为预测井下流体参数变化特征,研究气藏及井筒气水两相流动规律提供实测值。从监测仪的原理与结构出发,建立了井筒两相流关键参数(密度分布、气泡形态、流速)的探测方法。基于此,煤层气井流体参数监测仪在煤层气/页岩气排采,智能调控排采工况方面具有应用前景。     

延长油田油井动液面综合检测技术研究

为了提高油井的出油率,同时加强油井内持续供液能力,针对延长油田的特性,提出了一种油井内动液面检测方法,并设计出相应的动液面检测系统,能够实现油井下动液面实施检测,介绍了油井内动液面浮筒检测法、压力计法、回声法,分析了动液面的检测原理和声波的选择,针对延长油田的特点,最终确定延长油田油井内动液面交叉偶极子阵列声波检测方法,并设计出相应的硬件系统。     

地面定向井+水力割缝卸压方法高效开发深部煤层气探讨

为了提高深部煤层气储层压降效果,针对深部煤层储层压力大,地应力高,渗透率低等特点,基于切割卸压提高储层渗透率原理,综合矿井下瓦斯抽采实践及地面开发非常规天然气技术方式,提出了地面定向井+水力割缝卸压方法高效开发深部煤层气的方法。地面定向井+水力割缝卸压方法主要包括地面定向钻井和分段水力割缝2个过程。该方法增渗增产原理为:定向井眼和水力缝槽沟通天然裂缝系统,高压水力切割过程中诱导煤层产生裂隙,增加导流通道数量与连通性;水力切割产生的多组缝槽形成卸压空间,利用地应力变化增加裂隙张开度,促进储层压力释放。相比常规水力压裂而言,该方法更有利于形成网格化流体运移通道,扩大煤层卸压范围和卸压程度,强化煤层气解吸扩散。而且,能够避免水力压裂过程中地应力向煤层深部传递以及压裂液注入造成的储层伤害,因而适用深部煤层气储层复杂地质条件下的增产改造。鉴于地面工况条件与矿井下工况条件的差异,提出了地面定向井+水力割缝卸压方法开发深部煤层气需要解决的关键技术问题,包括水力缝槽参数控制,固相颗粒的返排,定向井完井与水力割缝匹配性,以及高压流体传输动力损失。地面定向井+水力割缝卸压方法在非常规天然气开发以及深部煤炭强矿压与瓦斯灾害防治等方面具有应用前景。     

井筒内煤粉对单相流煤层气井井底流压的影响

根据煤层气井井底流压的分段计算方法,考虑井筒内煤粉含量和流体流动对井底流压的影响,建立了上行气固两相压差模型和下行液固两相压差模型,给出了考虑井筒内煤粉和流体流动的井底压力计算方法,并分析了井筒内煤粉对井底压力的影响,结果表明:井筒内煤粉对煤层气井井底压力的影响不可忽略。通过实例分析,当井筒内煤粉含量为3%时,由煤粉和流体流动引起的压差最大为0.147MPa,平均压差为0.13MPa。根据实测的井底流压通过该计算方法可以反求井筒内煤粉的含量,即根据井底压力的变化可以监测井筒内煤粉浓度的变化;依据煤粉排出量,可以得到未排出煤粉的量,进而估算未排出而沉积井底的煤粉量,得到埋泵所需时间,为修井作业提供参考。     

沁水盆地南部煤层气井排采动态过程与差异性

针对沁水盆地南部煤储层变质变形的特点,通过对沁水盆地南部某井组的排水采气动态过程与差异性进行分析,结果表明：井组单井之间气产量变化大,排采效果差异性明显,单井产水能力不一;在煤层气井排采过程中,为防止吐砂和压敏效应,排采强度、制度调整不易过大、过频;在煤层气井排采的不同时期应采用不同的工作制度,在以排水为主的前期排采阶段,排采工作制度以控制动液面为核心来制定,在产气为主的中后期稳定生产阶段,排采工作制度以控制套压（井底流压）为核心来制定;煤层气井生产过程中,在保持一定回压确保煤储层安全的前提下,应尽可能降低套压生产,以利于煤储层平均压力的降低,扩大煤层气的解吸范围,获得高产气。     

煤层气开采过程中段塞流的发现与控制

通过实验室实验分析结果表明:高渗透性、高生产压差会导致高流体流速,从而导致界面波的开尔文-赫尔姆霍兹不稳定性效应,开尔文-赫尔姆霍兹不稳定性效应将引起段塞流。同时建立了一个新的流动数学模型,通过模型可以预测段塞流的形成。利用低表面张力的压裂液开采并且结合现场连续、缓慢、稳定的生产可减少段塞流的生成从而减少对煤层气储层的损害。     

煤层气水平井产能控制因素分析及排采实践

为了揭示煤层气水平井产能控制因素,采用理论分析方法分析了临界解吸压力、含气饱和度及渗透率对水平井产能的控制作用。通过山西沁水盆地南部水平井排采实践,提出了三段式管理井底压力的排采方法,即将排采制度分为井底压力大于临界解吸压力阶段、介于临界解吸压力至0.5倍临界解吸压力阶段、小于0.5倍临界解吸压力阶段分别制定降压幅度。井底压力控制遵循：第1阶段落实地层供液能力,降液幅度小于3 m/d;第2阶段缓慢提产,落实煤层气井产气能力,降液幅度为1 m/d;第3阶段稳定配产,维持井底压力,产气量出现下降时缓慢降液,降液幅度为 0.5 m/d。结果表明：三段式管理井底压力的排采方法有利于区域压降扩展和充分释放煤层气井产能。     

高煤阶煤层气井煤粉产出对渗透率影响研究

高煤阶煤层气井在钻井、开采过程中由于机械碰撞、气液冲刷、压力波动等外力作用,不可避免的会产生煤粉,煤粉的产出一方面有利于形成气液产出通道,但另一方面如果过快、过多的产出使气水流动出现障碍,引起产气量下降,同时频繁的检泵作业导致气井的解吸一吸附过程交错进行,严重影响了气井的正常生产;本文通过煤粉产出与渗透率的关系、排采速度对煤粉产出的影响等室内模拟实验,论证了高煤阶煤层气井煤粉产出控制的重要性。     

煤层气井产能模式及控制因素——以韩城地区为例

根据对韩城地区煤层气井生产动态资料的分析,总结出了3个方面的生产特征：① 产水量大,排水期长;② 表现为提液产气的特点;③ 稳产期时间长。建立了4种煤层气井产能模式,8个亚类。厚度、渗透率、含气量、水文地质条件对产能的影响比较明显;多层合采,层间干扰严重;压裂过程中泵的平均排量越大,加砂量越大,投产后气井的产量越高,破裂压力梯度低的井产能高。应力敏感在产量上升期和稳产期表现比较强烈,合理的排采制度应划分为4个时期进行优化：排水降压期,可适当加大排量,以动液面和地层压力稳定下降为目标;产气量上升期,应适当降低排采速度,以产气量稳定上升为目标;稳产期,应稳定排量,以保证压降漏斗持续、稳定扩展和延长稳产时间为目标;递减期,应适当控制排量,以减缓递减速度为目标。     

煤层气井桥式无污染连续冲灰工艺研究

沁水煤层气田部分煤层气井出灰严重,煤粉不断沉积在口袋中很可能埋住生产管柱。目前现场主要采用捞砂和冲砂的方法清除井底堆积物,但是两种工艺都存在不同程度的缺点。研究的桥式无污染连续冲灰工艺克服了常规冲砂和捞砂工艺的缺点,可实现无污染连续冲灰作业,能有效清除现有煤层气井的口袋堆积物,为煤层气井解决捞砂问题提供了一种新的方法。