平行升压防灭火技术在采煤工作面启封及回采中的应用

徐矿集团新疆赛尔能源有限责任公司六矿A_(3)煤层埋藏较浅,A_(3)015综采工作面属易自燃厚煤层工作面,因受采动影响造成地表出现裂隙,形成采空区漏风通道,大量新鲜空气通过地表裂隙迅速涌入采空区,为遗煤提供氧气,工作面回采期间存在采空区遗煤自燃隐患,采取注氮、均压等综合防灭火措施,控制采空区遗煤自燃,达到预期效果。

地下水封储油洞库惰性气体注入系统分析

首先对地下水封储油洞库惰性气体注入的重要性进行了说明。然后对氮气的生产工艺原理进行了介绍,并通过工程设计实例对比分析了3种惰性气体注入系统的优缺点、投资额,对水封洞库氮气置换对建设工期的影响进行了分析,最后分析说明了地下水封洞库惰性气体注入系统分析结论及设计建议,为后续项目设计及生产运营提供了决策依据。

王坪煤矿8306孤岛工作面回风顺槽掘进期间防灭火技术

针对晋能控股煤业集团王坪煤矿小煤柱沿空掘进期间存在采空区遗煤多、小煤柱存在裂隙及采空区漏风等自然发火隐患,提出一系列的防灭火技术方案,包括喷浆、注氮、气体体积分数及气压差监测,并在现场进行了实践应用,取得了良好的防灭火效果,保证了8306孤岛工作面小煤柱沿空巷道的安全掘进,为其他矿井类似情况下的掘进工作面防灭火工作开展提供经验借鉴。

液氮防灭火技术在矿井综采面火灾防治的中的应用

针对山西焦煤汾西矿业正善煤业21005综采工作面初采期间CO超标,且采空区条件复杂、遗煤自燃防治难度高等问题,提出采用以地面注液氮为主、井下注氮气为辅的火灾防治措施。通过地面钻孔及井下管路向21005采空区注入195 t液氮,同时通过矿井已有的注氮管路持续向21005采空区注入氮气。液氮注入结束后工作面采空区15~20 m以外位置O_(2)浓度迅速降至遗煤氧化自燃临界值(7%)以内,且未监测到CO、C_(2)H_(2)、C_(2)H_(4)等遗煤自然发火标志性气体,表明现场采用的火灾防治措施效果显著。

综合防灭火技术在近距离煤层群综采面的应用

开采近距离煤层群时,受采动影响,采空区裂隙发育,漏风增大,导致采空区防灭火难度较大。针对21005综采工作面与上覆9#煤层采空区间距小、采空区漏风裂隙发育等导致采空区遗煤可能发生自燃问题,提出快速封闭采面并通过注液氮实现快速防灭火;在启封后通过以束管监测及安全监控为主、人工检测为辅的火灾早期预警系统强化火灾预警能力,采用注氮气、均压通风、喷洒阻化剂等防灭火技术措施确保后续回采安全。现场应用后,21005采空区遗煤自燃问题得以较好解决,为采面煤炭安全高效回采创造了良好条件。

红树梁煤矿浅埋煤层防灭火技术探索与应用

矿井火灾是煤炭开采过程中的主要灾害之一,会对煤矿的安全生产构成严重威胁。为保障红树梁煤矿开采工作的顺利进行,基于矿区自身的煤层性质及赋存条件,对浅埋深煤层自然发火的防治技术展开探索。在分析注氮、喷洒阻化剂、采后灌浆、均压等防灭火措施的基础上,配合日常火情预测预报系统以及合理的采煤工艺和通风系统,提出了适合该矿区的经济高效的综合防灭火技术。实践表明,该技术可以有效确保工作面安全顺利回采,提升矿井的安全生产水平,具有一定的应用价值。

注采井数比对抚顺油页岩注高温氮气原位转化开采的影响

油页岩原位转化技术是油页岩工业的发展趋势,注高温氮气是一种对流加热油页岩地下原位转化开采技术,具有工艺简单、安全环保、加热效率高、经济效益好等优点。文中以抚顺油页岩为研究对象,运用数值模拟方法,研究了油页岩注高温氮气原位转化过程,并分析了常规油气田开采5种布井方式对应的注采井数比对开发效果的影响。结果表明:常规油气田开采中,以注采井数比1∶1为界,增大注采井数比有利于缩短生产时间,减小注采井数比有利于增大能量效率;注采井数比为1∶3或1∶2时,油气产量受到生产井处地层渗透率、孔隙度变化的影响,生产过程出现2个峰值;通过对比不同布井方式,注采井数比为1∶2的反七点井网法单位体积产油量最大,能量效率最大为56%,开采效果最优。该研究成果为油页岩注氮气原位开采的现场应用提供参考。

抽水蓄能电站油浸式主变压器灭火系统分析对比研究

通过对比水喷雾灭火、细水喷雾灭火、气体灭火、泡沫水喷雾灭火以及排油注氮灭火方式在抽水蓄能电站油浸式主变压器灭火时的使用规范以及异同点,同时对比分析不同灭火方式的优缺点,从消防系统响应时间、储存运输的安全性、事故后清理效率、使用成本以及应对主变复燃情况下的二次处理等多维度进行分析,结合抽水蓄能电站主变布置的实际情况,给出抽水蓄能电站优选的消防灭火系统方案。

一种排油注氮灭火系统设计与应用

针对传统排油注氮灭火装置控制回路简单、抗干扰能力差、动作逻辑单一等缺点,从排油注氮灭火装置的结构、设计参数等方面进行针对性改造,并对其日常维护事项和常见故障及处理方法进行分析,为设备检修及维护提供依据。

近距离煤层上覆采空区自燃形成机理及防控技术

基于近距离煤层自燃防治理论研究和现场实践,以氧浓度控制为核心,提出以多点监测自反馈注氮为主的上覆采空区煤自燃综合防控技术。采用理论分析和数值模拟研究了巷道顶板裂隙发育对上覆采空区浮煤自燃的诱发机制,从氧浓度控制的角度对上覆采空区遗煤自燃防控进行了模拟分析与现场实践。研究结果表明,巷道顶板裂隙发育引起大面积漏风供氧是上覆采空区遗煤自燃灾害发生的重要诱因;遗煤自燃危险区位于上分层冒落三角区及终采线附近,且随漏风强度增大逐渐向回风侧扩展;相对传统多点注氮方式,采用多点自反馈技术可减少氮气用量36%以上,同时实现强漏风点的准确定位与区域遗煤氧化进程的动态监测。通过现场实践,验证了通过多点自反馈综合防控技术实现注氮量优化分配与强漏风点识别控制的可行性。

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状，建立了顶部注氮气重力驱数值模型。从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发，分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素，在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比，并对该区块提高采收率的潜力进行评价，提出了适合同类气顶油藏的开发模式。研究结果表明，气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率，达到降水增油的效果；提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果；注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响，并且存在最佳和临界注气速度。研究区块的最佳注气速度为12500～17500m^3／d，临界注气速度为30000m^3／d。

雁翎油田注氮气提高采收率现场试验

翎油田注氮井组试验是一项与ＴＯＴＡＬ法国石油公司合作开展的针对碳酸盐岩底水油藏注水开发后期提高采收率的现场试验。在进行了大量油藏地质再研究及开采历史再认识的基础上编制了试验方案，１９９４年１０月开始正式注氮气试验。注气试验过程中，重点监测了油气、油水界面和注气井、观察井的井口压力变化，根据油气、油水界面的变化特点及试验进展要求，开展了界面运动规律、气驱效果和试生产方案等油藏工程方面的研究。通过注气及开井生产动态变化的研究，认识了注气和开井生产时各项动态指标的变化规律，积累了一定的经验，为继续开展注气、采油工作奠定了基础。

综放工作面连续注氮下采空区气体分布及“三带”变化规律

介绍了同煤集团塔山矿8202综放工作面开采过程中,采用埋管、连续注氮方式向采空区注氮,防止采空区遗煤自燃。同时在采空区预埋束管,测量连续注氮前后各测点氧气和一氧化碳浓度的变化,并结合采空区遗煤自燃理论,得出了采空区自燃"三带"的分布变化。结果表明:综放工作面采空区在连续注氮下,氧气浓度随采空区深度的增加明显降低,最终稳定在5%左右;一氧化碳浓度随采空区深度的增加稳定在50×10-6以下;注氮量越大,氧气和一氧化碳浓度下降的幅度越大;由于工作面供风量和漏风量都较大,对散热带宽度影响不大,氧化带在注氮后缩短了约60 m,窒息带前移了约70 m。

中原油田低渗透油藏氮气驱矿场先导试验

低渗透油藏氮气驱矿场试验是中原油田氮气驱可行性研究的重要内容。先导试验选取卫 4 2块卫 4 2 14井组进行氮气驱 ,该区块平均空气渗透率为 3 5× 10 - 3 μm2 ,平均孔隙度为 13% ,氮气驱先导试验表明 ,注气的启动压力达到 5 0MPa ,随着注入量的增加压力上升 ,上升到一定程度维持稳定 ,稳定注气压力为 5 6MPa ,日注氮气能力为 2 1814 8m3 ,注气后 5 0多天 ,油井产量明显上升 ,累计注液氮 86 3 73m3 ,井组累计增油 6 4 6t,效果明显 ,注气设备在高压下正常工作 ,试验达到了预期目的。

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

超稠油油藏蒸汽吞吐后期,油汽比低,周期含水量高,开采效果差,注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同,超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知,超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强,从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。

注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重 ,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状 ,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明 ,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆 ,改善了吞吐井生产效果 ,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进。

塔河油田单井注氮气采油技术现场应用

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后,底水锥进、油水界面抬升,剩余油主要以阁楼油形式富集。现场实践证实注氮气采油开发碳酸盐岩缝洞型油藏是可行的,能有效动用阁楼型剩余油,并且在实践中总结了注氮气采油的选井经验,建立了高效注气井分类模型,为同类碳酸盐岩缝洞型油藏开发提供了参考依据。注氮气采油技术是一种高效提高采收率的技术手段。

压裂-注氮原位裂解油页岩加热工艺及传热模拟

提出了一种油页岩地下原位转化的新方法,即压裂-注氮原位裂解油页岩技术.油页岩储层压裂后,在加热井内下入电加热器,然后向井内注入氮气,利用加热后的高温氮气原位裂解油页岩.介绍了该方法与传统的电加热法和对流加热法相比的优势,以及特别适用的地层,并且对加热氮气过程进行了传热模拟,优化了气体加热器的参数,确定加热器的最佳长度为30 m,其热流密度为11 k W/m2.针对本工艺方法特别适用的薄层油页岩地下原位开采,进行了地层加热时间的传热模拟,确定了80 d即可将井距15 m,矿层1.5 m厚的油页岩加热到裂解温度,较电加热法和对流加热法的加热时间明显缩短.

低渗透油气藏氮气快速排液技术及其应用

水敏和水锁分别是低渗透、特低渗透储层损害的主要因素 ,外来流体的侵入又是造成以上两种损害的直接原因 ,因此预防外来流体的入侵和加强已侵入流体的返排是保护低渗透油气藏的重要环节。对于深层低渗透油气藏 ,应用常规的抽汲、空气气举技术排液有很大的局限性 ,难以满足生产需求 ,为此 ,发展了以氮气气举强排和混注氮气助排为主的快速排液技术。该技术具有排液深度大、速度快、周期短的特点 ,尤其适用于低渗透油气藏。经现场应用 ,效果显著。

苏里格气田完善压裂助排措施试验效果分析

苏里格气田储层物性差、非均质性强、能量不足,大规模压裂排液效果较差,必须优化液氮伴注工艺、研制高效起泡剂,匹配液氮用量与施工规模。从苏里格气田排液现状、措施原理论证、操作方法、实施效果等方面入手,对2001-2003年苏里格排液效果进行了综合评价分析。