潘庄区块煤层气U型水平井下套管技术探讨

下入生产套管的煤层气U型井具有产气量高、成本低的优点,逐渐成为潘庄区块煤层气开发的主要井型。潘庄区块煤层埋深一般在500 m以浅,同时要求U型井的水平段在1000 m左右,生产套管的下入成为该区块垂深浅、水平段长的煤层气U型井的技术难题,经过多口井试验,优化钻井轨迹的平滑度,采用原钻具、短螺旋扶正器和生产套管内置钻铤3次划眼,以及严格控制下套管程序,可提高套管一次性下入的成功率,并提高生产效率。     

煤层气鱼骨状可控水平井完井方法与实践

通过对煤层气多分支水平井井身结构、完井工艺、井壁稳定与污染解除、钻进方式方面进行优化设计,提出了新型鱼骨状可控水平井钻完井工艺及配套技术;成功在现场试验应用9口井全部下入套管或筛管完井,从根本上解决了裸眼多分支水平井裸眼段易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题;前进式钻进方式利于钻井期间主支重入及完井管串的下入,通过钻井参数优化及钻井液体系降低分支夹壁墙垮塌风险;而二开井身结构实现全井井眼通径,利于后期维护、作业;通过稳定井壁可降解钻井液体系与氮气气举洗井、分段改造等工艺的配合,有效解决井壁稳定与储层污染的矛盾。     

煤层气井完井技术探讨

我国的煤层气资源十分丰富,但开发利用刚刚起步.煤储层与一般的油气层相比,埋藏浅,微孔隙和裂缝发育.煤层的机械强度和孔隙度低,易坍塌、易污染.介绍了煤储层及煤层气井的特点、煤层气的完井方式、国内目前煤层气完井技术的现状及存在的问题,并探讨了以后国内煤层气井完井所要研究解决的问题.     

煤层气洞穴完井技术

煤层气洞穴完井技术既是一种裸眼完井技术,又是一种增产技术,在适宜的地层该技术能够大大提高近井地带的渗透率,从而提高煤层气的采收率。该技术在美国圣胡安盆地的高渗煤层取得了巨大的成功,但是在其它区域并没有像圣胡安盆地那样效果明显,究其原因对该技术的增产机理及煤层适应性的认识还有一定的差距。分析了洞穴完井技术的增产机理及洞穴完井的煤层适用条件,对洞穴完井技术的储层选择、井身结构、工艺流程及设备配套进行了详细论述,并介绍了国内的现场试验情况及取得的一些有益经验,为该技术以后的推广应用奠定基础。     

新疆第一口水平井大斜度套管固井技术

新疆第一口水平井大斜度套管成功固井所采取的技术措施和一些新技术的应用。其中刚性旋流扶正器、强制式回压凡尔、低自由水水泥浆以及采用计算机进行摩阻计算分析、套管扶正器合理安放位置计算、利用清水和水泥浆密度差对套管的漂浮作用进一步使大斜度井段套管居中等技术均在该井成功应用。固井之后的声幅测井评价以及后期钻进实践表明该井固井是非常成功的。     

塔河油田水平井固井技术应用

提高水平井固井质量以适应油田进一步勘探开发的要求是钻井工程研究的一项重要课题,塔河油田水平井完井方式多是177.8mm+139.7mm复合尾管固井,固井质量优良率在85%以上。首先分析了水平井固井的技术难点,进而从水泥浆的体系、套管的安全下入、附件的优选、现场施工技术等方面进行分析,总结出一套适合塔河油田水平井固井相对应的水泥浆性能及固井施工工艺。     

华北油田煤层气水平井钻完井方式优化与应用

为了从根本上解决早期裸眼多分支水平井裸眼段井眼易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题,提出了可控水平井设计理念,通过全通径二开井身结构、免钻塞半程固井、稳定井壁低伤害钻井液体系、钻井方式以及完井工艺的优化完善,实现了“井眼可控、利于改造、快速高效、广泛适应”的设计目标,同时,该类井水平段无论上倾还是下倾均可下入无杆泵实现工程井直接排采,无须打排采洞穴井,大幅度节省了钻井投资,同时有利于实现水平井井组工厂化高效开发。华北油田煤层气矿区推广试验70余口,钻井成功率100%,其中套管分段压裂改造钻井和压裂总成本较裸眼多分支井降低45%,产量是裸眼多分支井的1.89倍,整体实现了煤层气低成本高效开发的目标。     

SN-015煤层气U型水平井钻井液技术

SN-015井位于沁水盆地南部向西北倾的斜坡带上,目的层为山西组3号煤层气藏.该井一开、二开采用膨润土钻井液,三开采用无固相盐水钻井液体系,其配方为:清水+0.1％～0.5％纯碱+0.2％～0.5％降滤失剂+0.5％～1％包被剂+0.2％～0.5％页岩抑制剂+0.03％～0.06％增粘剂+30％工业盐.在现场应用过程中,控制钻井液密度1.15～1.20g/cm3,黏度40～50s,利用增加工业盐的含量控制密度保证井壁力学稳定性,加入降滤失剂控制失水保持煤层结构强度,增强钻井液抑制性,提高泥饼质量,防止井壁坍塌,利用增粘剂控制泥浆流变性实现高效携岩.应用该钻井液,SN-015井水平段纯钻时间148.3 h,平均机械钻速4.51 m/h,煤层总进尺668.1m,最终煤层钻遇率达100％.     

水平井钻完井工艺在煤层气开发中的应用——以彬长矿区孟村井田为例

对于煤层气的开发利用而言,水平井的钻完井工艺在其压裂及开采等工序中具有着至关重要的作用.要确保开发效果,对钻井设计有着严格的要求和规定.钻井轨迹要严格穿行在目的 层中,要一次入窗,安全着陆.随着煤层气开发的不断深入,其配套的水平井钻完井工艺也值得探讨.本文主要以彬长矿区孟村井田的水平井施工为例,探索在煤层气开发中的水平...     

煤层气水平井井型结构分析及钻完井技术优化

水平井是实现煤层气高效开发的关键技术,为了优化水平井井型及配套钻井技术,提高煤层气井产量,基于煤层气排水降压采气的基本开发原理,提出了煤层气水平井井型和钻井工艺设计的基本原则,研究了各类煤层气水平井井型的优点和缺点,并针对高效水平井井型提出了配套钻井工艺优化方法。研究结果表明:水平井井型和钻井工艺优化应遵循便于排水降压、增加产气面积、力求井眼稳定和走低成本道路的原则; V型井、L型井与其他井型比,共用或取消排采直井,大幅降低了成本;从多分支井到单支井实现了套管、筛管完井,实现了水平井井眼支撑和重入,增强了稳定性,实现了增产措施应用;从多分支到单支压裂,保持了较大的产气面积; L型水平井是未来煤层气水平井的主要井型,但由于排采工艺不过关,常规地面抽采L型水平井不能大规模推广,V型水平井是目前最为高效、适宜排采的水平井井型,但采动区L型水平井不需要排水降压则是煤矿瓦斯抽采的有效技术,可以大规模推广。钻井工艺由三开变为二开,一开采用444.5 mm大钻头,水平井眼直径由139.7 mm增加至339.7 mm,提高了水平井日产气量。通过直斜段固井技术,实现了水平煤层段不固井和筛管、套管完井,为保护和改善水平段储层渗透率奠定了基础,该工艺技术在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘试验获得了较好的效果。     

地面U型钻井抽采低阶厚煤层瓦斯工艺的应用研究

为解决我国煤矿区低阶厚煤层高效开采煤层气的难题,以神东煤炭集团保德煤矿二盘区煤层为研究区,通过技术方案的比选,提出了采用地面U型钻井抽采低阶厚煤层气藏资源的方法。结果表明：通过近2 a的联合排采,所施工的地面U型钻井最高产气量为3 133.241 m³/d,累计产气量72.63万m³,且连续231 d的产气量超过2 400 m³/d。该技术在保德煤矿低阶厚煤层中的成功应用,标志着我国煤矿区低煤阶储层煤层气勘探开发的跨越式发展,对保障国家能源安全、促进社会经济发展具有重要意义。     

煤层气多分支水平井完井管柱许可造斜率设计

根据煤层气多分支水平井完井管柱在造斜段的受力变形特点,将完井管柱的变形分为线弹性、弹塑性和扁化变形（塑性流动）阶段,利用弹塑性大变形理论建立了完井管柱承受弯矩与造斜率间关系的计算模型,推导出造斜段完井管柱许可造斜率计算公式。对沁水盆地某煤矿使用的多分支水平井完井管柱的造斜率进行了模拟计算,并与室内实验值进行对比,分析了完井管柱的外径、壁厚和屈服强度对完井管柱许可造斜率的影响。计算结果表明：建立的煤层气多分支完井管柱许可造斜率计算模型与实验值具有很好的一致性,可满足工程需要;完井管柱从线弹性极限变形状态进入弹塑性极限变形状态,井眼许可造斜率变化很小;完井管柱线弹性、弹塑性和扁化变形阶段的许可造斜率随外径的增加而降低,随壁厚和屈服强度的增加而提高,但壁厚影响不显著。     

沁水盆地南部高煤阶煤层气井“变速排采-低恒套压”管控方法

为了提高煤层气井排采管控的科学性,以沁水盆地南部3号煤为研究对象,基于储层气-水运移产出过程和相对渗透率特征,探讨了煤储层气水产出控制机理及其影响因素,通过开展不同尺度裂隙系统内气水运移实验,分析了各类气水产出影响因素的影响模式及主要作用阶段。以降低气水运移影响因素造成的储层伤害、减小各排采阶段渗透率损失为主要目的,建立了适应于沁水盆地南部高煤阶煤层气井的"变速排采-低恒套压"排采控制方法。研究表明,气水产出依次通过基质孔隙、微观裂隙、宏观裂隙和人工裂缝,期间受到毛细管力、有效应力、启动压力和气水相渗等4要素耦合控制,压裂增压后地层毛细阻力明显增大、排水降压后有效应力会导致裂缝闭合、启动压力使气体产出滞后、气水相渗影响流态的稳定。当气井处在不同的排采阶段时,影响排采效率的主控影响因素各不相同。可将煤层气井降压产气过程依据储层压力(Pc)、临界解吸压力(Pde)、见气压力(Pjq)与井底流压(Pjd)的关系划分为4个阶段,认为PcPjd时需要以0. 1 MPa/d的降压速度快速排采以迅速克服毛细管力,降低水敏伤害; PjxPjdPc时需要以0. 05 MPa/d的降压速度排采,避免裂缝过早闭合,降低应力伤害; PjqPjdPde时需要以0. 02 MPa/d的降压速度缓慢排采,减小气对水的抑制作用; PjdPjq时采用0. 01 MPa/d的降压速度提产,同时保持套压不高于流压的一半,保持一定压差克服启动压力。在沁水盆地南部樊庄-郑庄区块应用"变速排采-低恒套压"排采控制方法,对比邻近相同地质条件、开发技术的井,相同流压时日产气量提高至原方法的1. 4倍,日产水量提高至原方法的2倍,排采500 d后的累产气量增加近25%。4个排采阶段单位压降产水量均高于传统排采管控方法。     

煤层气水平井技术应用分析及优化

全国主要煤层气区块15年以上的开发实践表明,不同地质条件下,相同的水平井技术开发效果差异较大,可复制性差,亟需进行技术优化.基于水平井技术应用典型案例的数据统计分析,研究了井型、井身结构、完井方式、储层强化技术、排采装备及工艺的优化方法.结果表明,井型和井身结构对煤层气高效经济开发起决定性作用.U型和L型水平井最具推广...     

煤层气水力压裂缝内变密度支撑剂运移规律

针对煤层气水力压裂有效支撑缝长过短且缝内铺砂浓度分布不均匀的问题,研究变密度支撑剂颗粒在裂缝内的运移规律。采用Pseudo Fluid模型考虑了裂缝内支撑剂颗粒之间的相互影响,借助Visual Studio 2012设计平台编制相应计算软件,并通过与现场监测值进行对比,校核了软件计算的准确性。讨论了压裂液黏度、裂缝壁面、排量和支撑剂密度等参数对缝内铺砂浓度和有效支撑缝长影响规律,分析了超低密度支撑剂在不同围压和温度工况下的破碎率。结果表明:坚果壳支撑剂在围压为69 MPa、环境温度为90℃工况下破碎率2%,满足现场需求;随着压裂液黏度、施工排量增加,裂缝支撑长度增加,缝内铺砂更加均匀;支撑剂颗粒直径增加使得裂缝支撑长度降低;采用变密度支撑剂较单一陶粒砂有效支撑半缝长增加了19.5 m,且铺砂效果更均匀。     

煤层气水平对接井钻井技术研究

水平对接井 ( SIS) 由水平井与垂直井对接组成,并可根据地质条件和需要,设计成多口水平井与 1 口直井对接的多 "U"型组合; 其井身结构简单,尤其是完井后可下入一根高强度PVC 筛管,克服因煤体坍塌、煤粉沉淀等原因可能造成的水平井段堵塞,还可对水平段井眼进行双向冲洗,保证采气阶段井眼的畅通。煤层气开发实践证明水平井可有效地导通煤储层的裂隙系统,增加气、水导流能力,大幅度提高单井产量和采收率,是开发低压、低渗地区煤层气资源的有效手段,而水平对接井以其合理的井身结构和独特的完井方式,更适宜于中国大多数煤储层条件的煤层气开发。     

煤层气井抽水机电动机变频-恒频分段节能控制策略

由于煤层气井抽水机电动机负荷的动态交变特性,导致抽水机电动机周期性运行于电动和发电状态,造成电能严重浪费。为解决这一问题,结合抽水机负载及悬点运动规律,提出一种基于变频器变频-恒频分段协调工作的抽水机电动机节能控制新策略。该控制策略取消了抽水机按上下冲程划分运行区间的做法,将运行区间重新划分为变频段和恒频段;在变频段改变抽水机电动机工作频率,将抽水机负荷端势能转化为动能,抽水机依靠自身能量转化运行,电动机不做功;在恒频段电动机工作于电动状态,驱动抽水机工作,此时电能转化为机械能。在现场以一台YVP180L-8,11 k W感应电机及其驱动的CYJY4-1.5-9 HB型煤层气井抽水机作为试验平台,对变频、恒频以及提出的变频-恒频分段节能控制策略进行综合节能情况对比。现场实测结果表明:所提控制策略会使抽水机运动和负荷特性发生改变;同时该控制策略能够有效解决能量回馈问题,避免能量回馈电机,较其他两种控制策略系统节电率提高10%;该控制策略具有较强通用性,为煤层气抽采系统节能降耗提供了新的研究思路和角度。     

基于塑性铰模型的煤层气完井筛管抗挤强度分析

根据煤层气完井筛管受力特点建立了筛管受力的塑性铰模型,利用能量法推导出带有初始椭圆度筛管抗挤强度的计算公式,分析了相位角、射孔直径、射孔密度、初始椭圆度、径厚比和屈服强度等影响因素对筛管抗挤强度的影响规律,并对某煤矿使用的筛管抗挤强度进行了计算,与已有的实验数据和有限元计算结果进行了对比。计算结果表明：筛管抗挤强度的塑性铰模型具有很高的计算精度和准确度,可以满足工程实际需要;筛管抗挤强度随着射孔相位角、径厚比和初始椭圆度的增加而降低,随着屈服强度的增加而增加,相位角和椭圆度对筛管抗挤强度影响比较显著;在射孔直径小于12 mm、射孔密度小于120孔/m时,筛管抗挤强度随射孔直径和射孔密度增加变化不明显。建议在实际煤层气完井筛管设计过程中,采用小相位角,严格控制初始椭圆度,适当增加射孔直径和射孔密度,以达到提高筛管抗挤强度和增加过流面积的目的。     

临汾区块深层煤层气井开发层系选择探讨

对临汾区块不同产层组合气井的生产差异及主力煤层产能进行研究,为开发层系选择提供依据。首先,利用排采数据分析了不同产层组合情况下的生产效果,结果显示5号+8号煤合采井的生产效果最好,单采5号煤井的效果次之,单采8号煤井的效果最差。其次,基于渗流的基本原理、产出剖面测试资料、部分封层井与水平井的生产情况以及主要煤层开发潜力分析,进一步研究了5号煤和8号煤层的生产能力,结果表明5号煤层主力产气层,8号煤为主要产水层。在此基础上,通过综合对比分析,探讨了开发层系的选择问题,提出以5号煤单采、8号煤作为层间接替的开发建议。     

大直径潜孔锤跟管钻进直排井施工技术研究与应用

王台铺矿矿井关闭后的涌水对临近矿井安全生产造成了严重的影响,实施大直径直排井进行排水是降低上述影响的重要手段。根据煤层地质及涌水量,直排井井眼直径设计为?650 mm,垂深205 m。由于目的层为巷道且穿过3号煤层采空区,常规钻进方法对目的层安全产生一定的影响,且其钻速慢、成本高。为此,提出了一种大直径潜孔锤跟管钻进新技术,利用潜孔锤进行碎岩,利用跟套管降低环空上返面积进而降低风量要求,有效解决了大直径井眼空气钻进风量需求大、成本高的技术问题。该技术在王台铺矿3口大直径直排井施工中的应用表明,该跟管钻进技术耗气量低、排渣效果好、密封性能优良,平均建井周期20天,平均时效10 m,大幅提高了大直径井眼的钻进效率,降低了钻探成本。