页岩气排采工艺标准化的实践与思考

页岩气排采工艺标准化是天然气需求量高速增长下的必然趋势,对页岩气排采工艺的选择与实施具有重要的指导意义,满足页岩气高效开发和技术发展的需求。本文聚焦生产问题,立足页岩气生产特征和排采工艺应用情况,着力规范页岩气排采工艺优选与设计、应用与维护以及效果评价,阐述了页岩气排采工艺标准化建设的实践经验与成效;在此基础上,提出了完善页岩气排采工艺标准化建设的思考与意见,为进一步提升标准水平,规范指导页岩气全生命周期排采工艺的选择、实施与效果评价等提供参考。

黔西多煤层气井递进排采与分隔排采工艺探讨

为了研究黔西多煤层地区递进排采的条件和工艺,提高煤层气井单井产量,基于上二叠统多层叠置含气系统典型煤层气井试井和实测参数,通过设置储层物性变参数序列、定参数序列和基本参数序列,利用COMET3软件数值模拟计算了各方案的产气量、产水量,通过定义递进排采10年累计产气量与主采层单采累计产气量的比值,得出各含气系统适合递进排采的储层压力、渗透率、含气量、孔隙度的临界差值分别为1.14 MPa、1.31×10-3μm2、11.33 m3/t、0.042;递进排采工艺先从下至上套管压裂首排系统和次排系统,系统之间放置封隔器,后排系统采用高能气体处理或其他非压裂改造工艺;设计了多煤层分隔合排工艺,通过增加悬挂套管、连通管实现"气走气路、水走水路",从而避免层间干扰;数值模拟结果表明,6、16、23号煤层10年内分隔合采累计产气量较递进排采有大幅增加。

页岩气排采工艺技术适应性分析及对策

为了解决电潜泵等排采工艺因自身的应用条件不能适应平桥南区块页岩气井不同的排采时期的问题,开展了页岩气排采工艺技术适应性分析及对策研究。通过对电潜泵、射流泵、气举排采工艺存在问题进行分析,依据平桥南区块页岩气井不同排采时期地层压力特征,设计了电潜泵—气举组合排采工艺管柱。复合排采工艺管柱由ϕ73 mm油管、气举阀、智能开关、电潜泵组成。在页岩气井生产前期,当地层供液能力充足时,采用电潜泵排液举升工艺管柱;在排采后期,当电潜泵的沉没度下降至100~200 m时,采用气举排采工艺。电潜泵—气举组合排采工艺管柱克服了电潜泵、射流泵、气举单一排采工艺的不足,一趟生产管柱适应页岩气井不同的排采时期,最终实现了页岩气排采井的连续性排采。

古交区块煤层气L型水平井排采工艺及配套技术研究

由于L型水平井具有全角变化率大、井斜角大、斜井段长且水平位移大的特点,加上古交区块煤储层水平段吐砂、吐煤粉严重,单井产水量小(小于1 m^(3)/d),排采过程中易卡泵、易气锁等特征,为后期排采带来困难。通过已有21口L型水平井的排采经验,摸索出了适宜古交区块煤储层特征的以抽油机加新型斜井泵工艺为主体,配套防偏磨、防气锁、柱塞泵循环洗井、负压捞砂等技术的排采工艺,取得一定成效。

彭水区块页岩气井排采工艺优选

随着常压页岩气藏的持续开发,彭水区块地层能量减弱,开采中需借助人工或机械举升方式。在气藏地质特征与开发现状分析的基础上,对彭水区块页岩气藏采用的优选管柱、电潜泵、射流泵和气举排采工艺现场试验特点进行研究,并展开成本分析与适应性评价。经研究,认为页岩气井投产后排采工艺可遵循以下原则:首选电潜泵工艺;次选射流泵工艺;若有条件,则选用优选管柱和气举工艺。

沁水盆地南部高煤阶煤层气井排采工艺研究与实践

中国石油华北油田公司在沁水盆地南部进行高煤阶煤层气开发5年来,已实现年外输气量4×108 m3,排采工艺和技术取得了一定成效。但是,目前还存在对该区煤储层认识不深入,没有成熟的排采技术可以借鉴,井底流压与产气量、产水量的关系认识不清,缺乏专用排采工具等问题。为此,开展了气、水、煤粉多相流动态变化对煤储层的敏感性研究,揭示出了不同开发方式下的煤层气排采规律,并制订出相应的排采技术规范——"五段三压"法(排水段、憋压段、控压段、高产稳产段和衰竭段;井底流压、解吸压力、地层压力);研发配套的排采工具,形成了拥有自主知识产权的平稳、高效、低成本的煤层气井排采技术系列——排采设备及工艺优化技术、内置防砂管技术和煤层气井智能控制技术;深化产气规律认识,建立了半定量科学排采工作制度,从而降低了对煤储层的伤害,提高了单井产气量。该工艺为沁水盆地南部煤层气田樊庄、郑庄区块15×108 m3煤层气产能建设提供了技术支撑。

常压页岩气井排采工艺的研究—以彭水区块为例

通过在彭水区块开展电潜泵、射流泵、气举等排水采气工艺的研究,认为常压页岩气井在排采的不同阶段应采取不同的排采工艺:对于无自喷潜力井,采取大排量电潜泵快排-射流泵排采模式;对于有自喷潜力井,采取大排量电潜泵快排-自喷生产-气举排采模式。

深层煤层气全生命周期一体化排采工艺探索——以大宁–吉县区块为例

鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块探明了我国首个2000 m以深煤层气田,深部煤层埋深大、压力高、含气量高、含气饱和度高、渗透率低,生产过程中表现出见气早、气液比高、产出液矿化度高等特点。该区块试采井应用抽油机举升系统出现了腐蚀、偏磨、气锁、卡堵泵等问题,导致排采连续性较差,为气田开发降本增效带来了一系列挑战。通过分析总结影响排采连续性的主要因素,根据深层煤层气井不同阶段生产参数及气液比的变化,同时基于现阶段水平井的主体开发井型,创新提出了初期利用自身能量生产、中期采用柱塞气举工艺、后期增压气举配合柱塞的“三段式”全生命周期一体化排采工艺组合探索思路,拟从根本上解决抽油机举升系统存在的问题,保障气井连续稳定生产,降低排采设备及运行维护成本。目前生产初期的排采工艺已完成现场试验,可满足连续稳定排采需求,创新一体化排采工艺探索取得突破后,对后期深层煤层气大规模开发过程中的高效排采具有重要意义。

煤层气井无杆排采工艺应用与改进方向——以鄂尔多斯盆地东缘为例

鄂尔多斯盆地东缘地区煤层气资源量巨大,现已成为我国煤层气主力产区之一。区块自开发以来,针对中浅层煤层大斜度井与水平井开展了液力无杆泵、水力射流泵、电潜泵、隔膜泵排采工艺试验,生产中发现上述4类无杆排采工艺具有能有效避免大斜度井与水平井管杆偏磨的优点,但同时存在防煤粉防砂能力一般、防腐蚀防垢能力一般,存在高压刺漏风险、下泵深度受限、地面设备可靠性不强等缺点。通过分析区块前期中浅层煤层气井无杆排采工艺试验效果,总结了各类无杆排采工艺的优缺点,并指出中浅层煤层气井无杆排采工艺的改进方向。目前,随着煤层气勘探开发领域由中浅层煤层逐步转向深层煤层,原有中浅层煤层气井无杆排采工艺已无法满足深层煤层气井的排水采气需求,针对深层煤层气“原生结构煤发育、地层压力高、高含气、高饱和、游离气与吸附气共存”的地质特征和“见气早、气液比高”的生产特点,认为深层煤层气井无杆排采工艺需跳出中浅层煤层气井无杆排采工艺的思路,可以借鉴区块内致密气和海陆过渡相页岩气先导试验井的采气工艺经验,在生产现场开展“同心管气举”工艺、“小油管+泡排”工艺与“连续油管+柱塞+气举”工艺试验,能在有效避免传统无杆排采工艺缺点的同时实现深层煤层气的高效开发。

煤层气井排采工艺研究及现场试验

针对华东分公司三个煤层气勘探区块的煤储层特点,从排采方式、排采方法优选、管柱结构及泵挂深度、配套工艺等方面对煤层气井排采工艺进行了深入研究。根据煤层气井排采机理,总结出了"三段制"排采工作制度,以获得较高的单井产能。应用上述研究成果,2009-2010年在三个煤层气勘探区块进行排采试验,取得很好的效果,延1井单井日产量达2 600 m3,织2井单井日产量达2 800 m3,两个区块获得工业气流重大突破。

小型集成化气井排采工艺测试评价平台建设

为量化评价多种排采工艺适用性,基于海上气井生产特点和积液特征,设计并开发了占地面积小、操作方便的气井排采工艺评价试验平台。该试验平台配备有高压动力源、工艺评价物模系统、压力/流量测量仪及气液分离罐。工艺评价物模系统兼顾多种排采工艺评价装置,所有测量数据实现实时数据采集与远程调控,试验平台可对不同排采工艺在不同井斜和不同工况条件下的临界携液速度、分离效率、排液率、携液能力和井筒流态分布特征进行评价。以渤海某油田B01井为例,运用该试验平台开展了新型管道式高效气液分离器评价试验,证实该分离器特性曲线形态呈现"半交叉X形状"规律,最优工作区间含气率为40%~70%,井斜角小于70°,有效指导了高效分离器工艺参数设计,可为海上不同类型气井排采工艺优选提供试验评价手段。

织金煤层气赋存特点及排采工艺

中织金-郎岱-安顺区在对10口煤层气井排采,对织金煤层气赋存特点及排采工艺等有了全新认识,本文通过分析总结影响该区块排采的因素,对排采管柱、排采设备等进行优化及优选,形成一套针对煤层多而薄、且层距较远的煤层气井的排采工艺技术,为该区块的后续开发起指导作用。

油藏地质参数与排采工艺参数对薄层底水藏排水采油技术的影响分析

从整体上说,排水采油技术属于我国石油勘探工作过程中经常采用的技术之一,然而,对于薄层底水藏排水采油技术的应用而言,在石油勘探工作中依旧存在一定的认识缺乏现象,大多数工作人员对于薄层底水藏排水采油技术的相关影响因素不甚了解。由此可见,正确认识油藏地质参数、排采工艺参数两大重要因素对于薄层底水藏排水采油技术的影响作用具有积极的工作意义。在本文中,笔者主要分析了油藏地质参数、排采工艺参数两大因素对于薄层底水藏排水采油技术的影响作用,旨在为后续的石油勘探工作提供参考依据。

煤层气井循环补水排采工艺

科学技术的不断发展,为煤层气井排采作业效率的提高带来了重要的保障作用,给后期煤层开采计划的顺利实施打下 了坚实的基础。在实际的操作过程中,为了满足进入井筒煤粉排出的具体要求,需要开展必要的循环补水试验,促使煤层气 井中堆积的煤粉能够有效地排出地面,降低相关故障的发生率。基于此,本文将对煤层气井循环补水排采工艺进行必要地探 讨,以便为相关的研究工作开展提供有效的参考信息。

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为48.3mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页HF-1井开展了现场试验,措施后排采井日产液37m3,日产气量20 250.65m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明,页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。

白庙凝析气田空心抽油杆排液采气工艺技术的应用

高压、低渗透靠自然能量开采的凝析气藏 ,井筒积液对气井产能影响较大 ,采用N2 气举排液采气会对产层造成一定的污染 ,且有效期短。应用空心抽油杆代替小油管 ,与气举阀等配合 ,可依靠地层自身能量 ,实现井筒积液的自产自排 ,达到气井的连续生产。

高煤级煤层气采收率预测方法及排采工艺优化研究

以晋城矿区潘庄区块的高煤级储层煤层气为研究对象,通过收集、整理和研究其基本地质资料、开发模式及煤层气排采数据,分析了煤层气采收率的影响因素,并利用等温吸附曲线和数值模拟的方法来预测研究区内的煤层气井产气量和采收率,最后利用数值模拟对该研究区内煤层气井进行排采工艺的优化。结果表明,通过2种方法预测出研究区采收率范围为49.24%~51.8%;排采工艺优化得出的最佳井距为300 m。

煤层气井油管产水产气工艺排采开发与实践

目前煤层气井一般采用油管排水,环空产气的排采工艺,普遍存在井口漏气现象。煤层气井井口漏气不仅给正常生产带来安全隐患,造成气井供气量的普遍下降,而且对环境不利。如果能够对煤层气井泄漏气进行有效回收或封堵,不仅能够大大消除煤层气井场的安全隐患,增加煤层气井的单井供气量,还能积极响应国家环境保护号召,从而提高企业的生产质量和效益,因此防漏堵漏是煤层气生产过程中的一个重要课题。经过现场调研发现,煤层气井漏气现象主要发生在井口盘根盒和排水口两个部位,遇明火可以燃烧,单井漏气量多的可达80 m^3/d^200 m^3/d。为有效遏制煤层气井口气泄漏,提高气井产量,研究探索改变现有的常规排采工艺,尝试油管产水产气地面再对水气进行分离的排采工艺。

基于DEA的排水采气工艺优选研究

针对东海合作区积液气井排采工艺优选问题,提出了采用基于DEA(data envelopment analysis)的措施效果评价模型优选排采工艺的方法。方法中针对排采措施效果评价特点,从技术和经济角度选取3项输入指标、5项输出指标建立评价指标体系,选用具有非阿基米德无穷小量的C^(2)R模型及超效率DEA模型对C11井排采工艺进行了优选。通过计算,优选气举工艺对C11井进行排采,并结合实际生产数据对DEA优选模型进行了验证。结果表明,该方法评价结果客观可靠,可操作性强,可作为现场排采工艺优选的有效手段。

煤层气井油管产水产气工艺排采的开发实践

针对煤矿煤层气井的排水采气工作看,通常使用油管排水、环空产气的排采技术,不过实际应用中易存在井口漏气的问题,如何有效对煤层气井的排采工艺进行优化,便成为当前很多煤矿企业需要考虑的问题。为此,本文会结合案例对具体的漏气问题进行讨论,并对实际的排采工艺进行优化,以期望可以满足煤矿企业的发展需要。