煤层气井

摘要： 高阶煤剩余资源分布预测是气田开发中后期井位调整部署重要组成部分,合理选择井型和井距可促进井组间面积降压、提高产气效果。而目前精确预测剩余资源分布的关键问题是如何确定已开发井的采动影响范围。针对这一问题,以沁水盆地南部区块为依托,系统分析100余口井的地质参数、压裂监测数据和开发动态数据,剖析了影响煤层气井采动影响范围关键因素。研究结果表明:煤层气井的采动影响范围是由煤层的压裂裂缝控制的近似椭圆状分布;而压裂裂缝受构造影响较大,构造类型影响了压裂裂缝方向,单斜构造、背斜翼部、向斜翼部裂缝方向与最大主应力保持一致,背斜轴部裂缝方向与轴向方向一致,向斜轴部裂缝方向与轴向垂直;构造曲率与压裂主裂缝长度呈负相关关系,曲率越大主裂缝长度越短。基于以上研究结果,建立了剩余资源分布预测方法,其方法的核心内容是依据构造相似性原理,利用聚类统计法,根据已开发井构造特征,推测采动影响分布规律,确定剩余资源分布。运用该方法在樊庄北部实施调整后效果明显,为高阶煤中后期开发调整方案编制提供依据。

摘要： 针对山西某区域煤层气井管柱结垢腐蚀严重、现场阻垢缓蚀剂效果不佳且与其他添加剂不配伍的现状,通过对现场结垢腐蚀原因分析及进行阻垢缓蚀剂的静态阻垢实验、静态挂片实验以及复配稳定性测定实验等优选出一种复配型阻垢缓蚀剂,并对其进行现场应用评价。结果表明:当阻垢缓蚀剂GD-1和GD-2的复配比例为1∶1,使用质量浓度为150 mg·L^(-1)时,阻垢率达到92.1%,缓蚀率达到89.3%,腐蚀速度低于0.076 mm·a^(-1);在现场应用时,采出水中铁离子含量显著降低,阻垢缓蚀剂含量明显增加,有效解决了该区域煤层气井结垢腐蚀问题,延长了检泵周期,提高了煤层气井的经济效益。

摘要： 针对煤层气井存在套管不居中和井眼不规则的情况,建立煤层气井偏心环空不规则井眼简化模型,定义顶替接触界面协调性描述方法,应用计算流体力学(computational fluid dynamics,CFD)方法选择流体体积(volume of fluid,VOF)模型对赫巴模式注水泥顶替过程进行控制和求解。结果表明:水泥浆偏心流动上端突进、下端滞后,重力效应对其有一定的抑制作用;顶替流体相对密度与套管偏心度存在最优耦合条件,适当增大顶替流体相对密度有助于改善偏心环空顶替效果;井眼突变产生漩涡流和“顶替死角”,顶替效果随井眼不规则性增强加速下降。因此,改善套管居中度、保证井眼连续性是提高顶替效果的重要措施。

摘要： 煤矿区煤层气开发具有良好的安全、经济和能源效益,然而地面井场甲烷漏失现象较为普遍;鉴于此,以山西沁水县煤层气排采井为研究对象,通过现场调查和多元回归分析,获取了煤层气井甲烷漏失部位和漏失量,并建立了甲烷漏失量的预测模型。结果表明:81%的煤层气井存在甲烷漏失现象,井口与排水口是甲烷漏失的2个主要部位,漏失量在0~10 m^(3)/d的井占到59%,且整体上漏失量占气井产量的1.53%;单相水流阶段几乎不存在甲烷漏失,气液两相流阶段甲烷漏失量与井底流压、冲次、日产气量呈正相关,与泵埋没度和日产水量呈负相关,其中井底流压和泵埋没度对甲烷漏失量的影响最大;在单相气流阶段,甲烷漏失量与日产气量和套管压力呈正相关,与冲次、日产水量呈负相关,其中套管压力和日产水量对甲烷漏失的影响最大。

摘要： 韩城区块煤层气井产能尚未完全释放,无法支撑长期稳产和高产。为进一步优化煤储层二次改造工艺,改造低产能煤层气井,提高煤层气单井产量,在剖析该区块地质特征的基础上,分析了常规二次压裂工艺试验井的低产原因。针对二次改造施工过程中的工艺缺陷及技术难题,以解决“煤粉堵塞裂缝+新裂缝延伸距离有限”为主要目标,形成了“酸化+暂堵”复合二次改造工艺,并在3口井进行了现场试验。采用复合二次改造新工艺后,试验井J4井平均产气量为3 765.6 m^(3)/d,产量提升明显,裂缝改造体积较为理想;J5井、J6井恢复生产能力,且上产潜力较大。研究结果表明,复合二次改造新工艺在低产能煤层气井应用效果较好,可为相同地质背景条件下的煤层气老井改造提供技术借鉴。

摘要： 针对在煤层气开发中各区块都没有考虑井况参数不同、区块地层能量不同就直接并输导致气井产量减少问题,提出了采用无干扰并网集输技术,利用高压井能量输送低压井,并建立了一套无干扰并网集输装置的设计方法。介绍了无干扰并网集输装置的工作原理及结构,确定了以无干扰并网集输装置的喷射系数作为设计指标和计算依据,给出了计算无干扰并网集输装置结构尺寸的公式,通过该方法设计了无干扰并网集输装置。采用Fluent数值模拟方法对无干扰并网集输装置进行流场仿真,通过仿真模拟,揭示了装置内部的流动规律,验证了利用无干扰并网集输装置将低压井从0.14 MPa增压至0.19 MPa,实现利用高压井带动低压井增压输送目的。仿真结果表明,当喷嘴直径在42~46 mm时,为喷嘴直径最佳参数范围;当喉管直径在54~56 mm时,为喉管直径最佳参数范围。

摘要： 南燕竹区位于沁水盆地北部,发育山西组3号煤、太原组9号和15号煤三套主力煤层。15号煤层构造简单,埋深平均为769.5m,埋藏浅;渗透率在0.02~0.42×10^(-3)μm^(2),非均质性较明显;储层压力梯度平均为0.60MPa/100m,处于欠压状态;实测含气饱和度平均为68.52%,属于欠饱和气藏。采用COMET3软件进行数值模拟,在煤岩储层敏感性分析基础上,利用生产井的实际生产数据历史拟合,反演和校正研究区储层参数,对产量进行准确预测,结合煤层气井排采生产过程中储层压力变化及井间干扰正效应影响,预测15号煤层直井压裂井稳产气量在1300m^(3)以上。

摘要： 针对贵州煤层气井固井存在的高含气饱和度、低温、易漏、压裂过程中水泥环易开裂失效等问题。基于颗粒级配理论,通过开发水泥早强剂、触变剂、改性弹韧性材料,优选降失水剂等,构建开发了低密高强韧性防漏防窜水泥浆体系。该体系具有良好的低温早强特性、低弹性模量、优异的触变防漏防窜特性,可较好地解决贵州煤层气井固井难题,对改善贵州煤层气井的固井质量,保证贵州煤层气井的安全高效生产具有重要的意义。

摘要： 煤层气井稳产时间预测对煤层气井合理稳产气量预测与排采制度优化具有重要意义。基于沁水盆地南部樊庄-郑庄区块不同井型的大量生产数据,明确煤层气井稳产阶段及稳产时间的基本概念,提出稳产时间预测经验公式并分析其影响因素。结果表明,煤层气井依靠持续降低井底流压保持稳产,稳产时间为开始稳产时刻的井底流压降至集气管线压力所用的时间。提出能够有效表征直井、L型筛管水平井、L型套管压裂水平井稳产阶段累积稳产时间与井底流压关系的经验公式,基于经验公式得到的最终稳产时间计算公式能够准确预测各井型的稳产时间,误差仅为-8.30%~8.03%。稳产时间的影响因素较多,第一,稳产流压损耗系数越大稳产时间越短,稳产流压损耗系数与解吸压力成反比,与提产流压损耗系数成正比,提产流压损耗系数控制在0.0065 d-1以下利于长期稳产;第二,开始稳产时刻,井底流压越高、稳产时间越长,应该高压提产、高压稳产;第三,对不同的煤层气井,稳产气量高,稳产时间不一定短,需确定合理的稳产气量。提出的稳产时间计算方法可实现不同稳产气量下稳产段累积产气量的预测,进而可确定合理的稳产气量。

摘要： 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。

摘要： 由于煤层气的吸附性质,煤层压力传播规律与常规油气藏不同,以煤层气井阶段特征点为例,分析煤层气储层压力传播规律.本文以沁水盆地A区块典型井为原型建立理论数值模型,基于数值模拟方法和生产动态分析方法,研究煤层气井峰值产气、稳定产气、产量递减时的压力传播规律,分析不同地质条件下煤层气井压力分布特征与生产动态的关系.结果表明,煤层气井峰值产气出现在井底压力基本保持不变时,此时解吸体积增加速率最大;稳定产气阶段时,此时压降漏斗沿临界解吸压力不断向外扩展,解吸范围不断增加;当解吸范围扩展到边界时,达到整体解吸,此时产量进入递减阶段.当煤层厚度、渗透率不同时,达到整体解吸时地层水采出程度相同,孔隙度、临界解吸压力不同时,整体解吸时地层水采出程度不同.建立了整体解吸出现时地层水采出程度与孔隙度、临界解吸压力关系图版.明确了煤层气井不同排采阶段下的压力分布特征,并首次建立了基于生产资料估算整体解吸时间的典型图版,为研究人员清晰认识煤层气井生产阶段提供指导作用.

摘要： 针对筠连地区地质条件复杂、地貌环境崎岖的特点,以"缩短停井时间、减少劳动强度、降低生产成本、提高管理效率"为出发点,考虑煤层气排采特征对生产管理的特殊要求,研发了适用于煤层气井的智能化排采系统.在总结滇黔川探区煤层气地质地貌与排采特征的基础上,运用智能精细化的排采专用设备,形成了以控制井底流压为核心的煤层气精细化排采管理模式以及"机电一体、无人值守"的现场管理.经过几年的现场实际应用表明,该智能排采系统操作简便适用性广,井底流压控制精度高,设备调控效率高,具有一定的经济效益和推广应用前景.

摘要： 针对山西石楼西区块煤层气井井壁稳定性差、地层承压能力低、井底温度低水泥浆候凝时易发生气侵的技术难题,通过提升膨胀珍珠岩水泥浆体系强度;开发适用于该区块的低温早强防窜水泥浆体系,使用高性能加重隔离液等技术措施较好地解决了石楼西区块煤层固井技术难题,形成了一套山西石楼西固井工艺技术.现场试用9口井,取得了较好效果,为该区块的持续开发积累了经验.

摘要： 煤层气作为吸附气赋存于煤层中,需通过排水降压的方式,由吸附态转换为游离态进行开采.同时,由于煤层具有较强的应力敏感性,使得排水降压直接影响煤层气的开采效果.通过对煤层气井排水降压采气进行数值模拟,表明当临界解吸压力较低时,见气前排水速度不宜过快.见气后,由于应力敏感对储层的影响减弱,可根据储层的产气能力,增大压差产气,使产气量快速达到峰值.

摘要： 为揭示沁水盆地SY-D区块煤层气井产水异常高的主控因素,本文对该区的区域水文地质条件、煤层与顶底板及其含水层岩性组合关系以及不同压裂工艺对煤层气井产水特征的影响进行了系统分析,揭示了导致SY-D区块煤层气井高产水的地质风险和工程风险,并提出了相应的规避措施.研究结果表明:压裂施工排量过大(＞7m3/min),沟通煤层附近的含水层,是导致煤层气井高产水的直接原因;煤系地层中邻近煤层所发育的高角度裂缝性含水砂岩层是导致煤层气井高产水的关键地质风险.此外,顶底板岩性厚度以及区域水文地质条件也是造成该区煤层气井高产水的重要因素.因此,降低压裂施工排量、规避围岩中的高角度裂缝性含水层、选择厚层的顶底板泥岩发育区是降低煤层气并高产水的重要手段.

摘要： 煤层气井水力压裂是低渗煤储层增透改造的主要措施之一,轻质陶粒相比石英砂支撑剂具有球度和圆度好、体密小、导流能力强的特点,其裂缝扩展与延伸有别于传统压裂.以潞安华高63井为实验井,基于井下微地震裂缝监测技术原理,通过煤层破裂微地震事件识别、定位,反演微地震事件发生的位置和尺寸大小,获取了轻质陶粒剂水力压裂裂缝特征.监测解释结果显示:通过投球前人工裂缝走向近NE3.4°,主缝NW60°,发育NE20°、NE10°两条主裂缝;投球后人工裂缝走向NE6.2°,主缝NE5°,发育NE20°、NE5°两条明显的支缝.投球前后人工裂缝方向略有不同,主缝方向相差65°,倾角相差1°.投球前水力压裂裂缝总长度295m,投球后总长度333m,煤层气井两侧裂缝发育不对称,西翼裂缝偏长.

摘要： 随着排采时间的推移,韩城分公司煤层气井套压接近系统压力的井越来越多,该类井的产气量受系统压力的影响比较明显.要进一步挖掘煤层气井产气潜力,就需要降低系统压力,提高产气量.本文通过对韩城分公司煤层气井套压及系统压力的统计,找出高系统压力区域,并对高系统压力区域进行分析,提出相应的降低系统压力的解决措施,保证韩城分公司产气量的稳步上升.

摘要： 煤层气井产出水同位素特征具有丰富的地质指示意义.以贵州松河和织金开发井组产出水δD和δ18O同位素值为研究对象,分析了产出水水源特征及与煤层气产能的关系.研究发现,与沁南和鄂东韩城相比,织金和松河产出水中的δD和δ18O值总体偏重,表现出明显的D漂移特征,指示产出水主要为煤层水.同时δD+δ18O值与日产气量具有较好的指数关系,δD+δ1O越轻,煤层气产量越高,其原因在于δD和δ18O越轻,煤层渗透性越好或者产水量较小,煤系地层中的水岩作用时间相对较短,水岩交换反应导致δD和δ18O变重的量相对较少.

摘要： 酸化技术是提高地层孔隙和裂隙渗透性的重要手段之一,为探究酸液对煤层渗透性的影响,基于贵州普安以及山西成庄地区代表性煤岩样品的理化性能分析,利用X射线衍射、SEM扫描电子显微镜、电感耦合原子发射光谱等仪器研究了环保型酸液GA-1、GA-2与煤岩反应前后矿物组成、微观结构、渗透率的变化,并进行了N-80试片腐蚀试验.实验结果表明:(1)经酸液浸泡后贵州煤岩黄铁矿含量、山西煤岩绿泥石、方解石等含量均有所减小;(2)“20％GA-2+1.5％缓蚀剂+3％KC1”对增大贵州普安或山西成庄地区人工煤岩渗透率效果较好,液测渗透率最大提高77倍;气测渗透率最多提高16.6％;(3)80°C,20％盐酸存在对试片强烈腐蚀的情况,单片腐蚀速率达39.335g/(m2·h),环保型酸液的腐蚀速率最高值仅为5.01g/(m2·h).

摘要： 井下杆管腐蚀现象会严重影响煤层气井的连续稳定排采,并造成井下材料的大量耗费,增加作业成本,降低排采时率.本文对沁水盆地华北油田煤层气分公司的井下杆管腐蚀现状进行了调查分析,文章从水质、地层条件、含硫情况等多个方面分析腐蚀产生的原因,并调查研究了国内外井下杆管的防腐蚀方法,优选了适合煤层气井的防腐蚀工艺.通过对涂层式防腐工艺的现场试验应用,有效的缓解了部分严重腐蚀井检泵周期过短的问题,井下作业材料成本过高的问题也得到了一定程度的解决.

摘要： 本发明公开了一种煤层气井的管柱结构及煤层气井系统，属于煤层气开发技术领域。该管柱结构包括：尾管、油管变径接头、管式泵、抽油杆、油管和回音标；尾管的底部端面与套管的内底面相对，尾管通过油管变径接头与管式泵的泵筒固定连接，管式泵的泵筒与油管固定连接，抽油杆位于油管内且与管式泵的柱塞固定连接；回音标固定套在油管的外侧壁上；尾管的内径大于管式泵的泵筒内径，且尾管的内径大于或等于油管的内径。本发明中整个管柱结构中尾管内的水流速最慢，可对水中的固体颗粒进行沉降，管式泵内的水流速较大，所以固体颗粒不会沉积在管式泵中，有效地解决了固体颗粒易沉积在管式泵中的问题。

摘要： 本发明公开了一种求取煤层气井动液面的方法和求取煤层气井动液面的系统，该方法包括获取环空液体密度γ

摘要： 本发明公开了一种煤层气井智能排采方法及煤层气井潜液泵智能排采设备，排采方法是在抽吸过程中，当达到补液条件时向井下液体中以设定流量供给水质符合要求的液体，使井下液面高度、井下液面下降速度、井下液体粘度、井下液体的排出量符合正常排采的要求；排采设备包括排水装置、补水装置，补水装置包括由所述控制柜控制供水流量的供水装置和连接在供水装置出水口的补水管，补水管的出口设于井下潜液泵附近。本发明的智能排采方法和设备可根据井况不断进行液体的补充稀释和排出，解决煤层气井储层供液量降低、液体的煤灰含量增加、排水量较低的情况下，潜液电机散热条件恶化易烧坏、液体粘稠易卡泵烧泵的问题，同时，延长捞沙和检泵的周期。

摘要： 一种把煤层气井改造为煤系气井的方法，包括以下步骤：1）选择进行改造的地面煤层气井；2）通过对步骤1）的地面煤层气井取芯采集的煤岩样品进行室内储层伤害实验配制低伤害压裂液；3）根据地应力剖面、TOC剖面和破裂压力剖面确定改造层段，并根据前期煤层射孔情况、煤岩体结构、低伤害压裂液对于泥岩的防膨率、煤岩层相对位置关系确定补射射孔层位，建立补射射孔方案；4）确定多层段改造各层段的压裂方式，除最上部层段外，其余层段均采用油管+封隔器压裂，采用填砂或封隔器对压裂后的层段进行封堵；5）分阶段进行泵注低伤害压裂液和支撑剂。

摘要： 本发明公开了一种煤层气井的管柱结构及煤层气井系统，属于煤层气开发技术领域。该管柱结构包括：尾管、油管变径接头、管式泵、抽油杆、油管和回音标；尾管的底部端面与套管的内底面相对，尾管通过油管变径接头与管式泵的泵筒固定连接，管式泵的泵筒与油管固定连接，抽油杆位于油管内且与管式泵的柱塞固定连接；回音标固定套在油管的外侧壁上；尾管的内径大于管式泵的泵筒内径，且尾管的内径大于或等于油管的内径。本发明中整个管柱结构中尾管内的水流速最慢，可对水中的固体颗粒进行沉降，管式泵内的水流速较大，所以固体颗粒不会沉积在管式泵中，有效地解决了固体颗粒易沉积在管式泵中的问题。

摘要： 本发明公开了一种求取煤层气井动液面的方法和求取煤层气井动液面的系统，该方法包括获取环空液体密度γ

摘要： 本发明公开了一种煤层气井智能排采方法及煤层气井潜液泵智能排采设备，排采方法是在抽吸过程中，当达到补液条件时向井下液体中以设定流量供给水质符合要求的液体，使井下液面高度、井下液面下降速度、井下液体粘度、井下液体的排出量符合正常排采的要求；排采设备包括排水装置、补水装置，补水装置包括由所述控制柜控制供水流量的供水装置和连接在供水装置出水口的补水管，补水管的出口设于井下潜液泵附近。本发明的智能排采方法和设备可根据井况不断进行液体的补充稀释和排出，解决煤层气井储层供液量降低、液体的煤灰含量增加、排水量较低的情况下，潜液电机散热条件恶化易烧坏、液体粘稠易卡泵烧泵的问题，同时，延长捞沙和检泵的周期。

摘要： 一种把煤层气井改造为煤系气井的方法，包括以下步骤：1）选择进行改造的地面煤层气井；2）通过对步骤1）的地面煤层气井取芯采集的煤岩样品进行室内储层伤害实验配制低伤害压裂液；3）根据地应力剖面、TOC剖面和破裂压力剖面确定改造层段，并根据前期煤层射孔情况、煤岩体结构、低伤害压裂液对于泥岩的防膨率、煤岩层相对位置关系确定补射射孔层位，建立补射射孔方案；4）确定多层段改造各层段的压裂方式，除最上部层段外，其余层段均采用油管+封隔器压裂，采用填砂或封隔器对压裂后的层段进行封堵；5）分阶段进行泵注低伤害压裂液和支撑剂。

摘要： 本实用新型公开了一种天然气井及煤层气井管道分离计量装置，包括至少一个气液分离管道，所述气液分离管道的上部一侧连接第一气井，所述气液分离管道连接液位计，所述气液分离管道的下部通过集液管线连接去集气站总管线，所述气液分离管道的顶部连接气体流量计一端，所述气体流量计另一端与所述集液管线连接。本实用新型工艺简单，节省投资，能够在井场实施单井生产计量，计量准确度高，邻近的气井串联公用一条采气管线生产，降低工程建设投资。

摘要： 本实用新型是一种煤层气井排煤水注水排气井口装置，是由上体A、煤水分离装置2、大弯管4、排煤水阀5、中法兰6、排水阀11、大法兰15、套管法兰16、注水管道17、注水阀18、四通19、单向阀20、小法兰21、出气管道23、过滤器24、小弯管25、出气阀26、螺栓28组成；上体A通过螺栓28与套管法兰16紧固连接，排煤水阀5、煤水分离装置2和单向阀20分别通过中法兰6、大法兰15、小法兰21与上体A紧固连接，大弯管4首尾分别与排煤水阀5和混合物入口3相连接，四通19的底端与单向阀20固定连接在一起，四通19的左端安装有与排水口12相连接的排水阀11，小弯管25上端安装有过滤器24，下端与出气阀26安装在一起；上体A内设置有三个独立管路，分别为排煤水管路7、注水管路22和出气管路27。该实用新型结构简单紧凑，安装方便，在进行开采煤层气作业时，排煤水注水排气一体化。