带压洗泵装置在煤层气井排采过程中的应用

煤层气储层普遍具有弱含水,供液能力差的特点,尤其在排采中后期,产液量极低,使得排采过程中,动液面下降较快,导致井底流压难以控制;同时,低产液量无法满足带出煤粉所需要的流速,使得煤粉在井筒沉降,容易引起卡泵现象,严重的需要进行检泵作业。为了确保煤层气"连续、缓慢、稳定"排采,特引入带压洗泵装置,本文进行了该装置的工作原理介绍及效果分析,通过F2井现场实践应用,发现其可以有效稳定液面和延长检泵周期,效果良好。     

煤层气井排采过程中必须注意的几个问题

煤层气井排采需要"连续、稳定、渐变"。为保证排采原则,通过控制合理的套压和筛管深度,及时恢复卡泵井的生产,以及解决好压裂对正常排采井的影响,有利于煤层气井正常排采,提高煤层气井产量。搞好上述几个问题,对搞好下步煤层气井排采具有一定的指导意义。     

煤层气井斜井防砂防气泵的研究与应用

该类型泵是针对煤层气井在排采过程中大多采用丛式井,开采井斜度较大,常规泵下井后阀球开启不够及时,煤粉等固体颗粒进入井筒后容易造成卡泵、砂埋管柱;煤层气井产气后气体也会对抽油泵有影响,导致排采效率下降、气锁等问题,研制的煤层气井专用斜井防气泵,该泵具有防煤粉与防气体影响的双重作用,可以防止停抽时煤粉卡泵现象的发生,同时还可以通过环形阀进行气液置换,保证游动阀开启及时,减少气体的影响,提高排采效率。     

加深泵挂工艺对煤层气井产气量影响研究

加深泵挂工艺是提高煤层气井产量的有效措施,为研究加深泵挂工艺在排采过程中实施时机,以及加深泵挂工艺对煤层气井产气量的影响规律,针对柿庄南区块加深泵挂井,通过排采连续性、产水量特征、见气时间、稳定产气量、动液面高度等因素分析实施加深泵挂工艺前的开采特征。结合工艺前后的产量和井底流压的变化,提出加深泵挂工艺增加煤层气井产量的适用条件。结果表明,在适当条件下,加深泵挂工艺可以大幅提高煤层气井产气量,柿庄南区块有30口井作业后产量达到1 007~5 504 m~3/d,是作业前的2~38倍,其中21口井增产达5倍以上。加深泵挂工艺可作为增加煤层产气量的有效措施,提高煤层气井开发效益。     

特厚储层煤层气水平井开发技术研究——以海石湾井田为例

我国煤层气资源储量巨大,地面煤层气抽采是瓦斯防治及清洁能源利用的必然要求,符合国家“碳达峰碳中和”的发展理念。本文以海石湾井田为例,通过对研究区地形及储层特征进行分析,提出一种大角度上扬“L”型煤层气水平井的开发技术。在钻井方面,采用护管堵漏技术和特厚煤层中固井技术,为后续大规模压裂提供合格井筒条件;压裂方面,大排量光套管压裂技术、电缆泵送桥塞+射孔联作以及“一趟钻”钻塞技术的使用,提高了施工效率,达到了充分均匀改造储层的目的 ;排采方面,针对排采水CO2含量高的问题,设计一种加长型重力气锚,有效减少了有效减少气体对泵效的影响,并优化了下泵位置,有效防止出砂埋泵并兼顾降液面能力。该井最大产气量突破7000m3,稳定气量5000m3左右,创造了甘肃地区煤层气井产气量记录。     

射流泵在延川南煤层气田排采中的应用

延川南煤层气田排水采气多为有杆泵系统,对大斜度定向井和水平井适应性差,容易杆管偏磨而导致管漏或杆断。而射流泵排采工艺有诸多优势,在油田上应用价值较高。以延川南煤层气田排采为例,分析射流泵的实际应用,并结合煤层气井特点,分析如何优化相关结构,以提高煤层气田排采效率及质量。     

液压反馈式抽稠泵理论泵效曲线及其应用

稠油有杆泵井受混合液粘度高、粘度变化大、产液计量准确性低、动液面变化快且监测困难影响,工况分析诊断难度较大。从油藏特征及沉没度现状出发,找出目前阶段有杆泵泵效的三个影响因素:冲程损失、间隙漏失及体积系数。结合稠油井动液面及粘度数据,分别进行了理论推导计算,得到各因素随动液面及粘度变化的关系曲线。推导出理论泵效的计算公式,并绘制了具体井在50 m Pa.s入泵粘度、不同工作制度下理论泵效与动液面的关系曲线,对于有杆泵井的工况诊断、产量核实及宏观动态控制图的绘制有一定的指导作用。     

射流泵在煤层气排采中的自动控制

射流泵的自动控制在国内尚属空白,不能满足数字化油气田建设和煤层气田自动化建设要求。为了实现射流泵排采的自动控制,达到煤层气公司自动化煤层气田建设的总体要求,开展了射流泵排采自动控制的研究与实验。     

和1U型井组泡沫洗井解堵工艺及效果分析

和1井组是中石化进入煤层气领域的第一组U型井,水平段裸眼长480m。投入排采后,排采井为＂追液面＂生产,水平段裸眼的连通性表现为＂通而不畅＂,存在严重堵塞。通过优化泡沫配方和施工参数,开展水平段泡沫洗井,洗出9m3煤粉、煤块等固相颗粒。洗井后,恢复了排采井正常生产。     

延川南煤层气井煤粉产生原因及主要防煤粉措施

延川南煤层气田是中国石化建成的第一个煤层气田。煤层气排采的主要方式是排水采气,井底流压控制是排采的关键。本文结合了延川南煤层气井的特点,分析煤层气井煤粉产生的原因,采用理论分析和现场实验的方法,分析煤层气定向井产出煤粉的质量分数及颗粒粒径变化规律,提出油套环空注水快抽稀释煤粉质量分数预防卡泵和泵堵的措施。研究结果表明:煤层气井煤粉颗粒粒径呈阶段变化特征,煤粉质量分数超标是导致卡泵和泵堵的主要原因,使用油套环空注水快抽能有效延长煤层气排采井检泵周期。     

提高抽油机机采效率工艺技术实践

随着延长油田子长玉家湾区块多年持续开采,采油井供液越来越差,机采井存在供液不足现象,液面基本都在泵吸入口附近,抽油泵承受超过比标准更大的压差,泵漏失严重、工作效率低下,普通的HL级杆由于强度所限和多年重复下井使用,无法满足泵挂加深的要求。针对以上问题开展了低液面低产能采井配套增加产能技术研究,优选了HY级高强度抽油杆,优势为强度高,与普通HL级杆相比,可降低一级使用,既能有效实现超深抽,又能达到节能降耗的目的。深抽井泵筒在不改变抽油泵基本原理的情况下,通过简单加长柱塞长度,保证了减少抽油泵漏失量的效果,效果显著且成本低廉,满足了本区块采油工艺实际需求。     

煤层气井泵筒清洁工艺研究及应用

沁水盆地某区块构造较为发育,煤体结构相对破碎,原生煤粉和钻完井施工中产生的煤粉,在后期排采中随着地层水进入井筒,引起煤层气井低泵效、不产液、卡泵,进而破坏气、水和煤粉流态的连续性影响产气潜力,且频繁的检泵作业对气井生产动态产生负面影响的同时也增加了排采成本。通过对修井作业现场大量统计分析,找到了故障发生部位,查明了造成气井不产液的根本原因。在此基础上,研制了一套泵筒清洁装置配合打孔筛管的工艺以解决煤粉对生产的影响,保障排采连续性。     

一种煤粉悬浮剂的实验研究及注入工艺

煤层气排采过程中,地层产液携带煤粉进入生产管柱中,随着中后期产液量下降,若煤粉不能及时从泵筒和油管中被携带至地面,而在泵筒中沉淀,使凡尔不能复位造成泵漏失,甚至煤粉堆积造成卡泵、埋泵等井下故障,会严重影响煤层气开采效率。针对煤粉沉积的问题,采用往井筒中注入一定配比活性剂的悬浮液,悬浮液具有在低浓度时吸附在煤粉表面使其悬浮于水中的特性,降低临界携煤粉流速。在此基础上,通过有杆泵使井筒中悬浮的煤粉尽快返排至地面,以减少对井筒的伤害。通过实验方法测试出粒径100目（0.150 mm）以下的煤粉在不同质量分数表面活性剂作用下,最大悬浮率可达28.57%,在排液采气流量不变的情况下,有效提升了煤粉携带的性能,降低因煤粉堵塞原因引起的油气田主流生产泵的故障率,煤层气的长效排采对气田稳产、高产具有重要意义。     

煤层气井产气机理及排采控压控粉问题的分析

煤层气的吸附特征、渗流机理和排采控制是煤气井在煤气生产过程中的重要组成部分。然而,煤气层在吸附过程中存在着滞后现象,如果这一现象不能及时解决就会导致煤层气的开采工作不能顺利进行。基于此,本文对煤层气井产气机理以及排采控压控粉问题进行了简单的分析。     

煤层气井长冲程、大泵径排采设备的研究及应用

煤层气排采的实质是排水降压,为了满足产水量较大、煤层埋深在800m以浅的煤层气井的排采需要,提出一套长冲程、大泵径的排采设备。在阐述煤层气井排采机理的基础上,结合某区块排采现状,提出用3m冲程的六型抽油机配合Φ83mm斜井泵来满足区块部分产水量大的井的排采需要。当冲程、冲次相同时,泵径越大,日产水量越大;在泵径、冲次一定的情况下,长冲程可增加日排水量;在煤层气井日产水量一定时,增大泵径和冲程长度可降低抽油机的冲次,减缓管杆偏磨程度。现场应用的效果表明该类型排采设备运行可靠,可满足日产水量不超过125m~3、煤层埋深在800m以浅煤层气井的排采需要,对某区块大部分排采井具有较强的适应性。     

适用于低压漏失井的精准自动灌液系统研制

长期开采后的油气井其地层能量会急剧衰竭,致使地层压力系数远小于1.0,压井作业时地层大漏失返,井内液面常在几百、上千米,若不持续维持井内液柱压力平衡将会发生“漏转喷”的井控安全事故,为确保液面动态平衡主要采用的是“吊灌技术”。但目前国内外所使用的或设计的灌液装置仅适用不漏失井、起钻工况时的灌液作业,且受计量偏差、作业工况、作业环境等因素影响,使灌注体积量、灌注周期、灌注排量等参数不精准,极易诱发井控风险,更不适用于低压漏失井的安全施工作业。为解决上述问题,研制了一种适用于低压漏失井作业的精准自动灌液系统,具有自动调节灌液排量等参数、自动储存数据、按需输出报表、实时井控报警、多模式运行等多功能,精准自动执行“吊灌制度”,以提升低压漏失井作业过程中的井控安全。     

大佛寺井田新型井下对接“L”型煤层气井勘探工程问题诊断研究

论文通过设想并实践了在大佛寺煤矿402采区布置DFS-U95井下对接"L"型井,从而实现井下抽采孔排采设备与井下瓦斯抽放系统的并网抽采新工艺。对实施此新型煤层气井的全过程进行全程调研,并对投产运行情况实时跟踪;对工程实施过程中的钻具"放空"、近煤巷超前预抽孔布置带区域钻进漏失严重、井下抽采孔位置设定高差过低问题作了分析;并对排采过程中显现的堵塞和排采CH4浓度过低的问题做以分析。论文得出布置区域的超前预抽孔是钻具"放空"、漏失严重、采出CH4浓度过低的主要原因,井下抽采孔位置设定高差过低是导致下倾水平井眼定向施工和与井下抽采孔连通困难主要原因,对接形成近"┐"型轨迹是排采堵塞久治不愈的主要原因。     

沁南区块煤层气井压裂液体系研究

我国大部分煤层属于低压、低渗、低饱合状态,水力压裂是煤层气开采的主要手段,压裂液的选择对压后煤层气产量影响巨大。通过对沁南区块不同矿区煤层气井压裂及排采效果的分析评价,认为活性水和活性水伴注氮气是最经济有效的入井液,为该区块煤层气井压裂液选择提供技术支持。     

基于STM32的煤层气井积液面监测系统

实时准确的监测煤层井积液面变化是制定合理排采工艺的依据,对提高煤层气产量具有重要作用。针对现有煤层气井监测浅液面、合层排采时液面下降至下层煤之下时精确度差,甚至无法测量等问题,利用次声波穿透性强的特性设计一种新型煤层气井积液面监测系统。该系统由井口装置、GPRS无线传输、远程监控中心组成。微处理器采用STM32嵌入式系统,实现次声波与监测控制、信号采集处理、通信数据传输等,软件包括信号采集处理、数据传输、积液面高度计算等子程序。系统经过现场运行测试,实现煤层气井积液面的实时高精度监测,为制定合理排采制度提供了依据。     

大吉区块深层煤层气水平井排水采气技术研究与应用

大吉区块煤层气水平井快速见气、排水量波动范围大,多种排采方式阶段切换,常规煤层气井排水采气工艺不适应。根据上述特征,研发适用于大吉区块煤层气水平井的排水采气技术。该技术以气举排采为主体工艺,集成泡排法、井口增压法、喷射泵法和柱塞法,满足不同开发阶段大排量快速返排、连续气举排采、井口增压和泡排需要。现场应用效果表明,该技术水平井适应能力强、排水适应范围大(1～100 m³/d),适应大吉区块煤层气水平井初期大排量快速返排及中后期连续排采的技术需求。