煤层气水平井气体作业技术研究与应用

随着煤层气开发技术的发展,水平井逐渐成为煤层气开发的主流井型。但水平井排采过程中的出砂、出煤粉问题导致井筒堵塞,严重制约了水平井的稳定排采。因此,如何实现水平井高效清理,日益受到煤层气行业的重视。本文以沁水盆地华北油田煤层气开发区块水平井开发实践为基础,分析了水平井低产原因:一是煤粉、石英砂等固体颗粒堵塞井筒、筛管,煤层气不能顺利产出;二是煤粉堵塞近井筒地带渗流裂缝,人工裂缝导流能力下降。针对低产原因,创新应用水平井气体作业技术,取得了较好的应用效果,为今后煤层气的开发提供了新思路,具有较高的推广应用价值。

浅析煤层气井排采时停井后流压变化预示性

煤层气井在排采过程中并不能完全保证连续稳定,停电、故障停井、主动停井、间抽等情况下都会导致井底压力的回升波动,本文通过研究短暂停井后井底压力的变化,通过构建简化的渗流模型,同地质、生产数据进行关联性分析,认为在尽可能少的外界因素影响下,流压变化对煤储层渗透率等相关物性具有一定的预示性,对生产排采具有一定的指导性。

沁水盆地南部煤层气排采管理发展研究及展望

随着煤层气生产开发技术逐渐成熟,设备技术逐渐完善,煤层气排采管理的水平及技术也随之提高,经历了摸索尝试、半自动化、自动化、精细化,未来将会实现大数据化。排采模式及技术也从单一型、经验型发展为多样化、数字化、具体化、智慧化,在大数据时代下,煤层气排采管理将完全实现数据化,每一口井从设计到投产过程中的所有地质、工程参数都将被记录成这口井的身份信息,用于生成生产过程中的管控指令,生产过程中的各种数据及反馈信息也将被记录,用来及时修正优化管控。

智慧工程在华北油田的研究与应用

华北油田"智慧油田"的建设,贯穿油气资源勘探、油藏评价、油气田开发建设和油气生产四大业务,积极探索物联网、云计算、下一代互联网等现代信息技术,并选取了二连油田为智慧工程示范基地,探索建立无人值守、全天监控、智能巡检、自动感知、组织运维安全平稳、层级简化的高寒油田管理新模式。

华北油田小断块采出水处理技术探讨

针对目前华北油田小断块由于水多油少、运距远带来的高额的拉运成本,及由于产出水全部拉运至联合站,油田开发注水需求只能选择清水资源,增加了水资源税的成本压力,这些严重影响了小断块油田开发的经济效益评价。论述了目前小断块开发所面临的问题,针对这些问题,从改变工艺流程,完善采出水处理工艺,达到就地分水,就地处理,就地回注的目的,提高小断块油田的开发经济效益评价。

基于煤岩应力敏感性的煤层气井单相流产水规律研究

为了研究煤岩应力敏感性对煤储层产水量变化的影响,通过室内试验评价裂缝对煤岩应力敏感性的影响,建立了定量表征煤岩应力敏感性对渗透率影响的数学模型,在此基础上推导了基于煤层应力敏感性的单相流段产水量模型,进而在历史拟合基础上预测了煤岩应力敏感性对产水量的影响。研究结果表明:煤岩渗透率随有效应力增加呈指数衰减;裂缝性煤岩应力敏感性系数为0.172~1.482MPa-1,远大于无裂缝煤岩的0.064~0.096 MPa-1,因此煤岩复杂裂缝系统是其强应力敏感性的根本原因;随着应力敏感性系数的增大,产水量曲线由持续上升型转变为先升后降型,且应力敏感性系数越大,产水量上升段越短。

煤层气井产出水来源判别

基于煤层气藏的地质理论认识,分析了煤层水的来源;并结合水化学三线图、离子浓度之间的相互关系与系统聚类逐步判别的方法,确定和建立了郑村区块主要含水层的水化学特征及判别函数。通过判别分析,识别了郑村区块煤层气井产出水来源并给与有效验证。

数控电潜管式泵在煤层气井上的应用

目前华北油田煤层气排采以抽油机为主,煤层气井在排采后期日产水量比较低,造成抽油机系统效率低、能耗比较高,因此在现场开展数控电潜管式泵排采试验,满足煤层气井小排量、低功耗的排采需求。现场试验表明,数控电潜管式泵相比抽油机系统节电率高达50%,节能效果比较明显。数控电潜管式泵具有泵效高、无杆管偏磨、节能降耗的优点,在煤层气井上有着很好的应用前景。

川南二叠系煤层气井防腐防垢工艺

川南筠连煤层气属深层煤层气,含煤10余层,近几年出现大范围井下管柱腐蚀结垢,造成检泵停产,严重影响开发进程。通过对12组垢样的XRD分析发现,垢样是罕见的含CaCO3、FeCO3及SiO2的多种无机矿物混合体,常规Ca/Mg盐的缓蚀阻垢剂并不适用,需探索新的防腐防垢工艺。以激光粒度检测法、失重法、静态阻垢法、绝迹稀释法对6种缓蚀阻垢剂(EDTMPS、HEDP、ATMP、EDTMPA,PESA、PASP)和2种杀菌剂(1227、戊二醛)进行分散、缓蚀、阻垢及杀菌效果评价。结果显示,戊二醛杀菌效果较好,30 mg/L时可完全杀菌,对颗粒粒径无显著影响,EDTMPS与PESA缓蚀阻垢效果较好,复配比为1∶1,90 mg/L时阻垢率、缓蚀率分别达84.56%、92.34%,可有效降低颗粒粒径。最终确定防腐防垢配方为:45 mg/L有机磷类阻垢剂EDTMPS+45 mg/L聚合物类阻垢剂PESA+30 mg/L戊二醛杀菌剂,用连续泵注设备由环空注入井下,3~6 d时采出水Ca2+质量浓度由200 mg/L升至380 mg/L,Fe2+质量浓度由14 mg/L降至8 mg/L,细菌数接近0个/mL。长期跟踪发现,因腐蚀、结垢造成的检泵周期分别由665 d、681 d延长至749 d、880 d。以EDTMPS、PESA与戊二醛为主的缓蚀阻垢配方可有效缓解本区井下管柱的腐蚀结垢。

高煤阶煤层气井单相流段流压精细控制方法——以沁水盆地樊庄—郑庄区块为例

目前已有的煤层气井排采控制技术未考虑煤层供水量变化的影响,抽油机冲次调节有效性差,调节频繁且容易造成流压波动,使储层受到伤害。为此,针对沁水盆地樊庄—郑庄区块下二叠统山西组3号煤层,基于煤层产水规律的井底流压控制方法理论推导,通过研究煤层气井处于单相流段时煤层的产水规律,以及煤层气井抽油机系统的排水规律,确定了井底流压的精细控制方法,并进行了现场试验。结果表明:(1)煤层气井在单相流段,随着井底流压的降低,日产水量呈线性增加,其斜率由于储层物性存在差异而有所不同;(2)研究区新投产井抽油机系统理论排水量与实际排水量呈线性关系,排量系数为0.888,单相流段煤层气井日产水量与抽油机冲次呈正比;(3)通过现场试验确定合理的日降压幅度下抽油机冲次与累积生产时间趋势线的斜率和截距,在气井排采时只要确保抽油机冲次随着累积生产时间的增加严格按该斜率线性增加,就可以保证实际日降压幅度等于合理的日降压幅度。结论认为,该方法实现了煤层气井处于单相流段时对井底流压的精细控制,对于煤层气井实现高产具有指导作用。

保德煤层气田黄河压覆区长水平段水平井钻井完井技术

保德煤层气田北部优质煤层气藏开发受到城市、黄河压覆等地面复杂情况影响,为了实现有效动用,分析了该地区煤层的地质特点,考虑煤层倾角、垂深和常规钻井工艺等因素,开展了井身结构优化、井眼轨迹控制、钻井液优选及完井工艺优化研究,形成了集约化大平台水平井钻井完井技术。通过集成应用新技术,实现了地表复杂地区煤层气优质储量的经济开采。在煤层垂深800.00~1000.00 m、上倾角度2°~5°条件下,水平段极限长度可达到1700.00~2000.00 m。在此基础上,研发了玻璃钢筛管完井系统,实现了水平井完井井筒“可重入、可作业、可维护”的功能,满足了采煤采气一体化要求,现场试验取得了较好的开发效果。长水平段水平井钻井完井技术为保德煤层气田黄河压覆区煤层气的开发提供了技术支持。

煤层气田集输管路排液工艺优选研究

煤层气集输管路内输送的介质为湿气,随着温度的降低,会有小液滴凝结析出,在管路局部低洼处聚集,影响管路流通能力,加速管路内腐蚀速率,给集输系统安全平稳运行带来重大隐患。通过分析对比清管作业与集气站预脱水两种工艺优缺点,为煤层气田建设与生产运行过程中集输管路积液排放工艺的选择提供借鉴。利用OLGA多相流模拟软件对管路积液分布进行分析与预测,得出合理的清管作业周期,调研分析了常用脱水工艺,推荐在集气站内采用外制冷的方法进行预脱水。排液工艺优选研究表明:集气站预脱水工艺虽然可以达到控制水露点合格,有效抑制管路内游离水的生成,但因其一次性投资成本较高,且运行与维护成本较高,因此仍推荐采用定期清管作业排出管路内积液的工艺。

基于聚类分析的煤层气抽油机井能耗特征研究

以沁水盆地南部煤层气井为例,基于数据挖掘与大数据分析,创新构建一套多维尺度抽油机能耗优化模型,应用K-means聚类分析获得不同能耗偏向性的独立样本群,明确节能措施方向。通过现场应用验证,该技术可提高对煤层气抽油机井能耗数据分析的及时性和准确度,有效降低机采井能耗分析成本,给抽油机系统节能降耗提供新的技术思路,有利于提高煤层气田生产的智能化水平。

管道内检测技术在煤层气集气管道的应用

由于煤层气集气管道出站温度和地下温度温差较大,会有大量的冷凝水析出,随着管道的长时间运行,易造成管道的腐蚀、穿孔、泄漏,给管路的安全运行带来巨大隐患,因此需要对管线进行内检测,保障集气管线安全平稳运行。利用(355.6管道清管设备、变形检测设备、高清晰度漏磁检测设备对樊4至处理中心集气管道实施了管道智能检测。检测结果显示,本次检测发现金属损失37处,变形26处,焊缝异常31处。基于缺陷的深度、长度及宽度进行了剩余强度评价,在最大允许操作压力1.5MPa下都不需要立即维修,且没有金属损失需要在5年内计划维修。

沁水盆地南部煤层气田闲置井风险分级与治理

煤层气闲置井指的是在煤层气田勘探开发过程中,因为各类原因导致超过半年以上没有正常生产利用的井。由于此类井利用价值较小,人们经常疏忽对其管理,但该类井存在气体泄漏风险,可能造成安全环保事件。因此,加强闲置井合理处置显得尤为重要。根据闲置井解吸压力、目前井底流压、区域生产状况、套管技术状况、附近采煤情况等技术指标将闲置井风险等级分为3类,并针对性地制定了安全生产对策,可在同类井中推广应用。

煤层气井调气方式适应性研究

煤层气井气量调控主要通过角阀、Ⅴ型球阀来实现,在阀门结构、调气方式、调节范围存在着差异;从Ⅴ型球阀在新、老区块应用的情况对比来看,使用效果存在着差异;在同等排采采气工艺情况下,流量计最低显示值存在着差异。本文通过煤层气井两种调气阀门的优缺点、新、老区块现场应用情况进行描述,对比分析,对后期的煤层气井单井采气工艺调整提供参考。

宁武盆地山西—太原组煤系页岩气储层勘探潜力探讨

由于页岩气资源更丰富、开采周期长、产量高,已经成为一种至关重要作用的非常规天然气资源。近期,为了加快中深层煤系页岩气资源落实,在宁武盆地以煤层气和致密气两种类型勘探领域分别部署的NT8X井和NT4X井,在山西—太原组地层中泥页岩、致密砂岩、煤层段均钻遇良好的气测显示,泥页岩累计厚度175~190m,TOC在2.6%~5.2%,含气丰度高,气测全烃大于30%的泥页岩面积150km2,区内断层发育较少,有利于煤系页岩气保存及成藏。由于该区煤系页岩气属于勘探新领域,目前尚未取得重大突破。立足于山西—太原组煤系页岩气储层,通过整理分析已钻井资料,从生烃条件、储层特征、保存条件三个方面,开展煤系页岩气储层的综合评价。根据评价结果结合平面展布情况初步优选盆地北部宁武洼槽带为有利区带,具有较大的资源潜力,为宁武盆地下步勘探开发提供了一定依据。

煤层气田含乳化油污水聚结法处理技术研究

山西煤层气处理中心生产污水中乳化油含量较大,达到3000～4500mg/L,超出污水处理系统设计处理能力数百倍,原有污水处理系统已不能满足污水处理要求。通过理论分析了聚结法除油可行性并通过相关室内试验验证后,将聚结处理装置应用于现场实践。该装置能够有效地清除了污水中的悬浮物、煤粉与乳化油,优化改造后煤层气处理中心平均每月清除并回收利用废润滑油2. 5t,即解决企业环保问题,又为使油品资源回收成为可能。

浅析煤层气井压裂后压降及放喷数据可分析性及重要性

煤层气区块勘探开发阶段,会对区块进行整体勘探开发评价,通过部分参数井取样分析,获取煤层的埋深、厚度、含气性、孔隙度、渗透率等物性信息,再加上二维地震、煤田地质勘查资料等勘探方法、资料,对区块煤层地质、构造、水文等条件进行综合评价,用于指导煤层气井的井位部署、生产开发。本文通过对压裂后压降、放喷数据的初步分析研究,认为压裂后压降、放喷获取的压力、流量等参数对于煤储层的渗流能力评价更接近生产实际,可以作为煤层气试井的一种补充,也可能用来评估压裂效果的好坏。

煤层气管网运行现状与监测技术研究

煤层气排采井采气经调控计量后进入采气管网,单井、多井采气管线交汇输送至集气站场,进行前置分离脱水、粉尘过滤、增压、后置分离脱水后输送至下一生产单元。采气管网多采用枝状分支、阀组管汇、环形管网等联入方式,煤层气管网运行出现的管网回压、管线水堵、泄漏、憋压、管容及阀组工艺设计等多重因素影响,造成了管输效率的降低。文章以采气管线不同联入方式,从影响因素辨识,管网的运行监测方式、判定方法、应急处置等方面进行阐述。