沁南潘河煤层气田稳控精细排采技术

"沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目"自2009年10月竣工投产以来,取得了很好的排采效果。第一阶段共钻40口井,目前单井平均日产气量已超过5 000 m3;第二阶段110口井,目前单井平均日产气量已超过2 000 m3。在示范工程实施过程中,针对煤层气井的生产特征及煤层气井生产过程的不同阶段,制订了合理的生产管理制度,总结出一套既能保护储层,又兼顾单井和气田整体产能的精细稳控排采技术,并在生产中成功应用,避免了对煤层的伤害,排水降压平稳,扩大了压降范围,逐步提高了产量。正是由于精细稳控排采技术的实施,才保证了示范工程煤层气井排采的成功,也为类似煤层气田的开采提供了技术支撑。

气井精细排采智能管理系统的研发与应用

中国石油西南油气田公司重庆气矿所辖气田多处于开发生产后期,产水气井占比大,尤其是在“大中心站”管理模式和“油公司”改革模式下,依靠单一常规泡排(泡沫排水采气)和人工间歇开关井的生产方式,已无法满足气井精细排采的需求,老井精细管理面临巨大挑战。为此,通过开展井筒压力损失最小化及智能管理相关研究,依托现有物联网基础,研发了一套智能管理系统,集成“智能泡排+智能针阀+泡排大数据分析”的功能,实现低压低产泡排井稳定带液生产,间歇生产井采气时率最大化,充分发挥气井产能。研究及应用结果表明:(1)该系统能够根据气井实时生产数据进行智能分析和决策,合理确定开井、关井时机。(2)结合井筒压力损失和井筒积液量计算,该系统能够智能推送起泡剂加注量与加注时机,并自主调整针阀开度及优化井筒流态,提升低压产水气井的携液能力,实现气井“三稳定”(井口压力、日产气量和水气比三项指标的相对稳定)生产。(3)该系统在五百梯气田天东11井现场获得成功应用,降本增效显著。气井精细排采智能管理系统的研发与应用,为老井挖潜增产开辟了新的技术途径。

煤层气排采远程自动控制平台的建立与应用

数据的远程监测已在煤层气井排采中得以应用,尽早实现煤层气井排采制度的远程调节和自动控制,对有效降低生产成本和提高煤层气井的精细化排采水平都具有重要意义。根据煤层气井生产动态特征,对排采远程控制技术进行了整体设计,结合自动化监控仪器仪表的特点,将煤层气井自动化排采分为见套压前、憋套压、初始产气和产气4个阶段,对煤层气井排采各阶段自动控制逻辑和方法进行了研究,开发了自控程序并将其嵌入现场控制终端,首次实现了对煤层气井产气量和产水量的自动精确调节,并率先采用了产气量和产水量联动控制的煤层气自动排采方式。结合生产网络和远程平台系统,通过远程制定下发排采指令,控制终端执行并反馈,实现了煤层气井排采远程自动控制。在陕西韩城地区的现场实践结果表明,自动控制平台的建立与应用有助于提高煤层气井精细化排采水平,从而实现煤层气井的连续、稳定排采。

煤层气水平井智能排采控制技术研究与应用

煤层气井原有的开发模式是以直井+抽油机的模式,随着煤层气排采技术的不断提高,多分支水平井技术是近年发展起来的一种集钻井、完井与增产措施于一体的新技术,特别适合于开采低渗透储层的煤层气,常规的管式泵+抽油机、螺杆泵、潜油电泵在水平井排采中逐渐显出诸多局限性,射流泵成为水平井排采的关键设备,然而射流泵控制复杂,需要控制注水压力和井底流压,控制不好气量会大幅波动,依托自动化系统,同时对水平井排采深入研究,建立了一套"双回路单PID控制"煤层气水平井智能排采控制技术,现场应用控制精细,气量平稳。

过采空区抽采下组煤煤层气技术及工程应用初探--以晋城寺河井田为例

晋城矿区寺河井田3号煤层经多年的煤矿开采,形成了大面积的采空区,大面积的卸压提高了下组煤(9号、15号)的渗透率,但由于采空区阻隔和煤层气地面预抽技术的局限,致使下组煤煤层气尚未得到有效抽采。为保证煤矿的安全生产和产能的释放,结合采空区特征,采用过采空区钻完井及压裂工艺新技术,分析施工参数及后期产能情况,评价过采空区抽采下组煤煤层气技术的应用效果。结果表明:地面钻井开发过采空区下组煤煤层气资源时,应首先进行井位优选及井身结构优化,以保证钻井的成功率;采用氮气置换套管钻井工艺及低压易漏注浆加固等穿采空区钻完井技术,不仅可以有效降低采空区煤层气自燃甚至爆炸风险,而且保证了穿采空区段固井质量;优化采空区下组煤层压裂施工参数并设计不同井位的煤层气井压裂工艺,有效扩展裂缝长度,同时也避免了“压穿”等压裂事故发生;精细化排采管控措施可以有效扩大泄流半径,提高单井产能。现场一百余口过采空区煤层气井排采实践表明,单井最高产气量达到8832 m^(3)/d,日均产气量达到2694 m^(3),验证了过采空区抽采下组煤煤层气技术可行,可推广应用。

煤层气井精细化排采应用分析

山西某煤层气区块煤储层具有破碎、松软以及渗透率低等特点,煤层气井产气量整体较低。为此,提出采用精细化排采代替传统排采方式进行排采,降低了排采过程中对煤储层损伤,不仅提升煤层气井产量而且提高排采设备运行可靠性,现场应用取得较好成果。

煤层气井精细化排采应用

对于煤层气井排采工作来说,其已经是当前我国煤层气开发过程中的重要环节之一,想要使排采的综合效益得到保证,应该积极利用先进的排采技术,并且落实智能化、精细化管理理念,这样才能实现对当前区域内煤层开采经济的有效保障。在具体落实精细化排采模式时,会涉及到排水降压期、憋压期、提产期、稳产期等几个环节,需要对各个环节的管控模式进行优化,从而实现对以往排采方式的有效创新。基于此,本文也尝试对煤层气井精细化排采应用方式进行了分析。

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型水平井最具推广应用价值。井身结构优化应保持水平段井眼平滑,U型井水平段井眼下倾,L型井水平段井眼上倾且设置沉煤粉“口袋”。根据地应力、煤层埋深和渗透性选择完井方式,低地应力、埋深浅的高渗煤层,水平井段采用筛管完井;高地应力、埋深大的低渗煤层,水平井段采用“套管水泥固井+分段密集多簇射孔+大规模水力压裂”技术。排采设备优选“杆式泵+抽油机”组合,实施智能化、精细化排采,严格管控“上产—稳产”阶段的排液速率,保证水平井高产稳产。

夏店区块低恒套压下井底流压控制研究与应用

煤层气排采通过控制井底流压,实现稳定连续排采。通过现场实践,提出了只通过控制液柱高度实现井底流压精确控制的低恒套压下井底流压控制方法及控制技术。在煤层气井整个排采过程中,不控制煤层气井产气量,产气阀门完全打开,套压基本与管压相等,维持一个相对低且稳定的状态,仅通过控制液柱高度实现井底流压控制,此种控制模式即即为低恒套压排采模式,此种排采方式完全取缔了传统的角阀控制,依托自动化系统,采用智能排采技术和智能间开技术,精准的控制井底流压,从而保证煤层气井平稳运行,减少了煤层气井排采控制参数,排采控制更简单,问题出现更容易判断,处理更高效。