煤层气井排水采气理论与技术研究

排水采气是煤层气开发技术的重要流程,直接关系到煤层气井投资的成败。本文根据煤层气井排采原理,分析了煤层气的产出过程,介绍了煤层气单井排采和井网排采的原理,并根据排采过程中产能变化,将排采划分为排水降压阶段、产量稳定阶段、产量衰减阶段等三个阶段。影响煤层气井产能的主要因素有煤储层压力、煤层厚度以及煤储层渗透率等。通过煤层气井产能的数值模拟,可以对煤层气井进行产能预测研究。     

煤层气井有杆泵设备泵阀运动规律和开启条件

在分析固定阀开启压差的基础上,建立了泵阀运动规律的数学模型和开启条件的计算模型,并利用仿真分析,获得泵阀在不同工况下的运动规律、水力损失和临界沉没度.结果表明：临界沉没度的存在可很好地解释低沉没度下泵阀不能顺利开启和井口间歇式出水现象;冲程和冲次的增大,使阀球升程增加,利于井液入泵;同时使速度变化加快,提高井液流速和携煤粉能力,但容易造成阀球“抖动”现象,降低泵效;固定阀阀球在开启瞬间的加速度和水力损失较大,二者幅值波动的频率较快并在短时间内迅速变小,最后趋向稳定;临界沉没度和水力损失随泵型和冲次的增加而增大,依据水力损失最大值可得到38 mm和44 mm泵的临界沉没度通常在3～5 m。     

煤层气井有杆泵排采设备设计计算方法

基于有杆泵设备各组成部分的静态和动态特性,分析了悬点的运动规律,给出不同开采阶段载荷的变化规律和曲柄轴扭矩的计算模型。实例计算结果表明,为减小上冲程开始时悬点最大加速度,曲柄应沿逆时针方向旋转。计算悬点载荷要考虑静载荷、动载荷和摩擦载荷的综合作用。相对于常规油气田,煤层气井动载荷和摩擦载荷所占的比重较大,与悬点载荷的比值分别达到15%和6%;开采中,动载荷的比重迅速减小,稳定生产时,其影响已较小,仅为4%左右,而此时摩擦载荷的影响超过动载荷。杆管总变形量较小,最大值仅为176 cm,且主要为静变形,动变形的比重较小,稳定生产后可忽略。设备平衡良好时的曲柄轴瞬时扭矩仅为未平衡时所需扭矩的50%左右,且上下冲程的扭矩值近于相等。     

煤层气排采井的生产管理

本文在阜新刘家煤矿L1～L3等8口煤层气井的射孔工作和这些煤层气排采井的生产管理的基础上，结合煤层气开采现场的实际运作过程以及石油开采行业的管理经验，主要介绍了煤层气排采井设备配置、生产管理内容、部分安全知识等。     

煤层气井排采技术分析

煤层气的产出机理决定了煤层气井必须进行排水降压,才能达到产气的目的。文章分析了当前我国煤层气井排采的主要方法及其适应性,指出合理的排采制度和精细的排采控制是保证煤层气井排采成功的关键排因素。认为非连续性排采、排采强度过大及井底流压降低过快是影响我国煤层气井产量的主要工程因素。     

煤层气井电潜泵排采系统优化设计

根据煤层气井电潜泵排采系统各设备组件优化选型原则,确定了电潜泵排采系统优化设计方法,并确立了各设备组件优选的计算步骤,计算结果表明,利用该方法对煤层气井电潜泵排采系统进行优化选型,可以较好地适应煤层气井电潜泵排采的需要,对提升电潜泵排采系统效率具有重要意义。     

铁法DT3井与沁南TL007井煤层气产能对比研究

基于我国目前煤层气产能最高的DT3井和TL007井所处的地质构造背景、煤层气排采历史和排采参数的对比分析，结合煤储层物性实验成果，发现理论计算的饱和度和临界解吸压力与实际排采不一致，指出了控制煤层气产能最关键的参数是煤储层的相对渗透率和井底压力，提出了平衡开发是煤层气产能稳定、持续的重要保证。     

煤层气试井设备和试井技术

煤层气注入／压降试井设备包括注入泵系统、关井系统,井下工具串、封隔器加压系统、油管、高精度电子压力计,计算机及分析处理软件等,注入／压降法试井是一种单井压力瞬变测试,试井通常提供的参数是渗透率,储层压力、表皮系统、井筒储集系数,储层压力梯度,地应力梯度,煤层的破裂压力和闭合压力,储层温度,调查半径等。     

煤层气井循环补水排采工艺

针对在煤层气的排采过程中大部分井的采出液量较少,不能满足进入井筒的煤粉排出条件,导致煤粉在井筒内堆积,造成卡泵、埋泵频繁发生的问题,提出在不停产情况下,通过循环补水,增加井液流量,将进入井筒的煤粉排出地面的工艺条件和要求,延长煤层气井无故障排采周期。根据煤粉颗粒的沉降末速度,综合考虑浓度及速度分布的影响,将杆管环空煤粉颗粒排出的最小水流提升速度定为自由沉降末速的2倍,计算了不同杆管组合满足煤粉排出条件的最小排量,根据煤粉最大粒径为0.3 mm的假设,给出了沉降罐体积。通过现场连续循环补水试验,实现连续运转6个月以上不修井的良好效果。     

煤矿采动区煤层气井地面抽采设备体系成套化研究

地面钻井抽采煤矿采动区和采空区瓦斯是近年来逐步发展起来的瓦斯抽采新技术,是快速降低煤矿瓦斯最直接有效的途径。针对目前抽采现场受道路、场地等因素制约、在运输、安装等方面存在困难以及现场设备布置分散、不利管理和维护等问题,提出设备成套化的理论体系。该体系主要有真空泵、发电机、循环水箱、防火防爆等设备,所有设备撬装组合成一体式抽采设备,在有效解决以上问题的同时还具有对地形适应性强、占地面积小、减少设备安装及回收时间,提高工作效率、节约设备运输、安装及回收成本等优势,便于现场操作与管理。     

沁南某高阶煤井区煤层气井气、水产出差异及其控制因素

查明煤层气井气、水产出差异主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部某高煤阶煤层气井区144口井勘探与开发动态资料,分析了其气、水产出特征的差异,探讨了其形成的地质控制机制。结果表明:井区煤层气井各类产水、产气在平面上成带分布,总体上呈现高产水量-低产气特征。煤层气井产气量主要受地下水和构造样式控制,体现为:(1)煤层气井的产出水源主要来自压裂水、煤层水和围岩补给水,以邻近砂岩层补给水为主;(2)高产气井基本分布在局部复向斜的核部及其翼部上的次级背斜的翼部,中产气井主要分布在局部复向斜的宽缓翼部和次级向斜的翼部,低产气井主要分布在次级向斜的核部和研究区东部的构造高点区。建议高产水井区应控制压裂规模,保证泵长期有效工作;低产水井区要加大压裂规模,特别注意早期地下水的排采控制。     

沁中南断层不发育区多期构造运动作用下煤层气直井产水产气特征

查明小范围内煤层气直井产气特征是减少工程盲目投资、准确进行产能预测的重要保障。通过对沁水盆地中南部小范围内断层不发育区不同构造部位煤层气井产气量、产水量差异主控因素的分析,得出小范围内燕山期、喜山期等多期构造运动作用引起的气水分异、渗透率差异是引起产气量和产水量大小的根本。底板标高差值引起气/水分异,最终导致小范围内储层压力梯度、产水量差异。煤层变形中等/较强区域多期褶皱叠加的隆起或凹陷块段,渗透率最低;变形弱/较弱区多期褶皱叠加的底板高值块段渗透率最好。小范围内储层压力梯度、水/气分流和渗透率的差异导致煤层气井表现出“水大气大、水大气小、水小气大、水小气小”等产气产水曲线特征。     

煤层气井煤粉产出规律及排采管控实践

为减少煤粉对储层的伤害,分析了煤层气井煤粉产出规律及其对排采的影响。基于煤层气井煤粉浓度、产气量、产水量等监测数据,总结了煤粉产出动态规律;研究了产气初期煤粉大量产出对采气设备及储层渗流通道的影响;提出了通过提高排采设备携粉能力,增加煤粉排出量的极限煤粉浓度管控方法。实践表明该方法能减少煤粉对储层的伤害,延长检泵周期,释放煤层气井产能。     

煤层气井高产水对排采产气的影响及预防措施(增刊)

L区块位于鄂尔多斯盆地东南缘,目前处于大井组试采评价阶段,有排采井100余口,其中部分煤层气井排采产水量高,造成液面下降困难、修井作业频繁,导致了排采产气效果不理想。本文深入分析了影响煤层产水的主要因素,5#煤层及顶底板含水性弱,产水量低, 8#煤层顶板存在局部高含水灰岩,通过压裂进一步沟通后是形成高产水井的主要原因。在对8#煤层顶底板含水性识别分析的基础上,采取了差异性的地质选层和压裂工艺等措施。这些认识和措施应用在试采井组生产中,排采实践证实高产水井的数量得到了有效控制,单井平均产水量大幅降低,取到了较好的效果。     

贵州西部地区煤层气井产出气地球化学特征

基于贵州西部17口煤层气井不同排采时间的产出气,通过对气体组分、甲烷碳氢同位素测试以及产能数据的收集,结合研究区水动力条件以及地质特征,研究了该区域煤层气地球化学特征、地质控制因素及与煤层气产能的关系。结果显示:研究区煤层气组分以甲烷为主,属于干气～特别干的气体,甲烷组分体积分数介于91.504%～99.508%,其次为N₂和CO₂,不同地方煤层气井重烃含量变化大。甲烷稳定碳同位素δ¹³C₁值介于-44.1‰～-27.8‰,δD值介于-196.5‰～-120.8‰,属于热成因气,松河GP井组和大河边Z-1井接近于原生煤层气的特征,研究区东北部织金ZJ井组及其余各井明显受到运移-扩散次生作用的影响。贵州西部煤层气井产出气的甲烷碳氢同位素值呈现东北高西南低的分布趋势,煤变质程度对产出气的地球化学特征具有主要的控制作用,其中甲烷氢同位素值的分布亦受到沉积环境的变化控制。在同一煤层气井组内部,甲烷的碳氢同位素值大小受井组内水动力条件的变化以及开发煤层埋深的影响较大。甲烷碳氢同位素值与日产气量呈现负相关关系,...     

樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理

以樊庄区块16口煤层气井地质资料、排采资料为依据,分析了该区块煤层气井之间产水量和产气量差异的地质影响因素,并进一步探讨了这种差异的地质控制机理。研究结果表明：产水阶段,地下水流体势通过影响煤层水的流向和煤储层含水量控制煤层气井产水量,渗透率通过影响煤层水在储层中的流动能力控制煤层气井的产水量,煤储层渗透率与地下水流体势的负相关性促进了煤层气井之间产水量的差异;产气阶段,排水降压效果通过影响煤层气的解吸量及气、水两相的饱和度和相对渗透率控制煤层气井之间的产水量和产气量差异;另外,煤层气井连通后出现的气水分异现象,进一步促进了煤层气井之间产水量、产气量的差异。     

评价煤层吸附气解吸能力的生产数据系统分析新方法

主要考虑了煤层气开发过程中吸附气非稳态解吸的关键因素作用,建立了考虑吸附气非稳态解吸的煤层气直井的线性渗流模型,并通过全隐式有限差分方法求得了内边界定流量、外边界封闭渗流模型的数值解。通过数值结果分析主要表明了非稳态解吸系数会使得无因次瞬时井底压力与压力导数的双对数特征曲线在封闭边界控制的拟稳态流动段均出现下落趋势,两曲线间距离变宽,不再急剧上翘收敛为一条直线;这是由于吸附气解吸能及时补充到气藏,减缓了地层压力的降落;而井筒储集系数不影响由封闭边界控制、受吸附气解吸作用影响的拟稳态流动段;表皮因子影响拟稳态流动段无因次井底压力的变化,但不影响拟稳态流动段无因次井底压力导数的变化。该线性渗流模型仍满足Duhamel原理,生产数据分析时可利用反褶积技术手段,首先将按照拟压力定义线性化的变流量生产数据转化为单位流量下瞬时井底拟压力数据,然后基于所建渗流模型的数值解以及主要参数的敏感性影响分析结果,通过瞬时井底压力特征曲线拟合方法对反褶积处理后的归一化生产数据进行分析,可解释出表征煤层吸附气解吸能力的非稳态解吸系数、煤层渗透率、表皮因子、外边界半径等重要参数。由此建立了煤层气直井生产数据的特征曲线系统分析方法。最后,通过一口煤层气直井的实际生产数据分析验证了所提出的煤层气直井生产数据特征曲线分析方法的有效性和实用性;并采用解释参数数据进行模型计算,分析了吸附气解吸作用对煤层气井流量贡献的瞬时变化规律;还通过公式推导表明了当煤层中渗流到达稳态时,整个煤层吸附气解吸速度将等于煤层气井生产的流量。     

一种实用的压缩空气管路排油水措施

根据实践经验 ,通过理论分析 ,介绍一种压缩空气管道系统比较实用的排除油水的方法 ,即管路最低点安装较大容量集油水器 ,并进行定时排放凝结油水 ,从而保证压缩空气质量。     

黔西比德—三塘盆地煤层气井产出水离子动态及其对产能的指示

基于黔西比德—三塘盆地12口煤层气井产出水样品的常规离子测试,揭示该区产出水离子动态特征及其对产能与层间干扰的指示意义:基于R型聚类分析,对离子类别进行了分类并探讨了其意义;比德向斜Z-6,Z-7,Z-10井为压裂液污染井,Cl~-,Na~+,Br~-浓度呈异常高特点;随排采的进行,K~+,Ca~(2+),Mg~(2+),Si4+等离子浓度呈增加趋势,SO_4~(2-)呈降低趋势,反映产出水封闭性增强;提取Cl~-+Na~+离子浓度作为判识合排井层间干扰程度与产能效果的典型指标,高产井介于833.18~1 768.26 mg/L,平均1 321.55 mg/L,低产井介于259.22~519.4 mg/L,平均380.72 mg/L,高产井产出水Cl~-+Na~+离子浓度显著高于低产井,阈值介于600~800 mg/L,揭示产出水封闭性越强,越有利于煤层气高产,初步建立了基于产出水Cl~-,Na~+离子浓度的多层合排井层间干扰判识模板。结合排采层位,上部含气系统与中、下部含气系统共采兼容性差,建议今后优先开发中、下部含气系统。