煤层气井有杆泵排采设备悬点静载荷计算方法

有杆泵排采设备悬点载荷是标志其工作能力的重要参数之一。悬点载荷中起主要作用的是静载荷。悬点静载荷是选择和正确使用排采设备的重要依据。在研究我国煤层气井开采实际的基础上,分析了排采设备的悬点载荷,给出计算悬点静载荷大小的方法及其变化规律,最终利用现场实测的数据对算法进行了验证。验证结果表明,悬点静载荷中起主要作用的是杆柱重和液柱重,但管外液柱对柱塞压力的影响不可忽略;上下冲程中静变形量相对较小。该计算方法步骤简单,结果符合实际,能够较好地满足煤层气井现场数据计算的需要。     

煤层气井有杆泵排水采气设备示功图

煤层气井示功图直观表现了悬点载荷的变化规律,可为有杆泵设备设计计算提供重要依据。基于有杆排采设备的运动学和动力学分析,建立了计算悬点各载荷的数学模型,给出煤层气井不同开采过程的静力和动力示功图。实例分析结果表明,静力示功图接近于稳定生产后的示功图,代表了悬点载荷变化的基本规律,是分析实际示功图的基础;动力示功图在考虑动载荷的影响后,呈现出波动和偏斜的形状,考虑摩擦力的作用后,示功图的上缘向上平移,下缘则下移。煤层气井动载荷和摩擦力所占的比例分别达到15%和5%,这就加大了悬点载荷的变化幅度与不平衡性。随冲次的降低,示功图的下缘远离零线,上缘则逐渐远离下缘,而且惯性载荷和振动载荷影响的减小,使得上下缘的倾斜度逐渐降低,波动幅度不断变小。煤层气井杆管总变形量较小,与冲程的比值仅为10%左右,且随冲次的降低,总变形量和静变形量逐渐增大,而动变形量不断变小。     

煤层气井有杆排采泵筒煤粉流动特征

煤层气井煤粉颗粒在有杆排采泵筒内固液两相流中的流动特征是埋泵、卡泵和凡尔漏现象的重要因素。基于泵筒中液体携煤粉的运动学和动力学分析,建立了泵筒中液体流动和煤粉运移的计算模型,并依据仿真分析得到不同排液量和煤粉粒径时,煤粉在泵筒内的运移特征。结果表明,泵筒中的煤粉运移与液体流动特征相近,煤粉运移速度正负的分界点随排液量的增大而逐渐扩大,煤粉排出量也随之不断提升。泵筒中液体携煤粉在泵筒入口附近发生湍流,并在固定阀阀孔两侧由于涡流而发生煤粉沉淀,而在泵筒内部固液两相流动则变为层流运动。两相流进泵速度较低或煤粉粒径较大时,泵入口附近开始出现煤粉沉淀,煤粉运移速度损失较小。该研究首次系统分析煤层气井泵筒内煤粉流动特征,为防煤粉有杆泵的设计及其排采作业方法提供了重要依据。     

煤层气垂直井排采控制决策系统的开发

合理的排采工作制度是提高煤层气井产量和节约成本的关键。根据煤层气井压裂裂缝延伸特点和排采过程相态变化特点,结合压力传递模型及Langmuir吸附模型,得出了不同排采阶段的识别标识;根据KGD模型,结合压裂施工工艺参数,以及渗透率与孔隙度的关系,分别建立了水平最小、最大主应力方向上的渗透率预测模型;根据达西定律及排采过程中煤基质与裂隙的正负效应,建立了不同排采阶段物性参数变化模型;根据压力传递特点及气、水相对渗透率变化,最终建立了不同排采阶段、不同过程的排采强度预测模型。借助Visual Basic开发工具,研制了煤层气垂直井排采控制决策系统。晋城矿区潘庄井田应用表明,该系统具有一定的应用前景。     

煤层气排采动态参数及其相互关系

排采制度是保证煤层气井生产排采成功的关键要素。以煤层气开发潘河试验区生产资料为依托,利用统计、对比的方法,对试验区排采过程中的产气量、产水量、套压和动液面等参数进行综合研究。结果表明,区内煤层气排采过程及其动态参数具有明显的阶段性特征;排采过程中,动液面深度和套压为正相关关系,二者可通过相互调整控制井底压力。根据各阶段排采动态参数的特征,提出了与各排采阶段相适应的排采制度。      

煤层气井无杆排采工艺应用与改进方向

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。      

考虑应力敏感性的煤层气井排采特征

与裂缝性砂岩气藏相比,煤层气藏是一种具有阶段性应力敏感特征的特殊裂缝性气藏。在煤层气排采初期, 有效水平应力起主导作用, 随着有效应力的增大,渗透率逐渐减小;当割理内部流体压力降低到解吸压力之后, 由于基质收缩,渗透率可得到一定程度恢复。所以,提高煤层气排采效果的重要举措,是尽可能提高煤层气压降-解吸的面积。在煤层气开采初期,不合理的高排采速率将引起近井地带渗透率降低,影响压降漏斗的传播,造成增排不增产的后果。通过岩心应力敏感实验,得到了岩心渗透率随有效应力的变化规律。以煤层气开采井为例,利用ECLIPSE E300三维双重孔隙介质多组份模拟器,证明了初期排采量并非越大越好,而是存在一个合理值。该结论可用于指导煤层气井的开采。     

临汾区块煤层气井排采中产出煤粉特征

基于煤层气井产出煤粉浓度的现场连续监测,采用煤粉浓度监测仪、激光粒度测试仪、反射偏光显微镜、X射线衍射、电子扫描电镜带X射线能谱仪,研究了临汾区块煤层气井排采过程中产出煤粉的浓度、粒度、成分和表面特征,分析了煤粉特征的影响因素,探讨了煤粉产出机理。结果表明,临汾区块平均煤粉浓度随排采阶段的变化趋势是排水降压阶段<憋压排采阶段<气水合采阶段;不同开发层段产出的煤粉浓度变化趋势是单采5号煤<合采5号和8号煤<合采（4+5）号、（8+9）号煤。煤粉颗粒粒径分布范围广,为0.5~1 000 μm,多集中在100 μm以下。煤粉成分以无机矿物和镜质组为主,无机矿物以硬石膏、黄铁矿和伊利石为主。将煤粉颗粒分为光滑表面和粗糙表面两种,光滑表面的煤粉颗粒以C元素为主,粗糙表面的煤粉颗粒以Fe、S、O元素为主。煤粉产出与煤中矿物含量、镜质组含量以及构造煤发育程度和排采阶段有关。     

低煤阶煤层气井排采初期压降幅度研究

排采制度是影响煤层气井产能的关键因素,尤其对于含气量较低的低煤阶煤层气井。为了确定低煤阶煤层气井排采初期的压降幅度,通过分析影响黄陇煤田煤储层渗透率变化的基质自调节作用和速敏效应,认为速敏效应是造成该区低煤阶煤储层在排采过程中渗透率变小的主要原因,提出以实验室煤岩心速敏实验数据和实验井生产统计数据为依据确定低煤阶煤层气井排采初期的压降幅度,得出了研究区煤层气井排采初期的临界压降幅度。     

基于产生式系统的煤层气井排采异常识别技术

煤层气井排采过程中易出现排采异常的问题,研究煤层气井排采异常识别对煤层气高效开发具有重要意义。总结了煤层气井常见排采异常类型,并选取了压力、产量、冲次、电流4个参数作为特征参数,基于模拟人类思维方式的产生式专家系统,通过分析4个特征参数与生产状态的对应关系,构建了12个煤层气井常见的产生式规则,并采用正向推理的方式设计了推理机,实现了煤层气井常见排采异常类型的有效识别。实例表明,用产生式规则推理技术来识别煤层气井排采异常类型,具有过程简单、结论准确的优点。     

煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析

井底流压是影响煤层气井产气量的关键参数之一,如何控制井底流压的变化来提高煤层气井产气量是值得考虑的问题。基于平面径向渗流理论,建立了外边界无限大,内边界定产与非定产条件下井底流压2种动态预测模型,揭示煤层气井排采初期在定产条件和非定产条件下井底流压变化规律。研究结果表明：在定产条件下井底流压随排采时间的增加按负对数函数规律降低;非定产条件下井底流压随排水量的增加呈负线性函数规律降低。利用预测模型对沁水盆地柿庄南区块6口煤层气井排采前期的生产动态进行预测分析,预测结果与实际结果拟合程度较好。     

沁水盆地郑庄区块北部煤层气直井低产原因及高效开发技术

为了实现沁水盆地南部中深部煤层气高效开发,以郑庄北−沁南西区块为研究对象,基于参数井取心分析测试、注入/压降测试、地应力循环测试结果和大量动静态数据,通过与浅部对比,阐述了中深部煤储层特征,分析了从浅部到中深部煤层直井压裂和水平井分段压裂两种开发技术的改进,进而提出了中深部煤层气主体开发技术。结果表明,郑庄北−沁南西区块3号煤平均埋深1 200 m左右,为中深部煤层气储层。随着埋深增加,研究区含气量和吸附时间均先增加后降低,含气量和吸附时间峰值分别位于埋深1 100~1 200 m和800~1 000 m;随着埋深增加,研究区地应力场类型发生了2次转换,埋深小于600 m时,为逆断层型地应力场类型,水力压裂易形成水平缝,利于造长缝;埋深大于1 000 m时为走滑断层型地应力场类型,水力压裂易形成垂直缝,裂缝延伸较短;埋深为600~1 000 m时,地应力场由逆断层型向走滑断层型转换阶段,水力压裂形成的裂缝系统较为复杂。与浅层相比,中深部储层含气量、解吸效率和应力场发生明显转变。随着埋深增加,无论是直井(定向井)还是水平井,均应采用更大的压裂规模才能获得较好的效果。对于直井,埋深大于800 m后,压裂液量达到1 500 m³以上、排量12~15 m³/min以上、砂比10%~14%以上,单井日产气量可以达到1 000 m³以上;对于水平井,埋深大于800 m后,压裂段间距控制在70~90 m以下,单段液量、砂量分别达到2 000、150 m³以上,排量达到15 m³/min以上开发效果较好,单井产量突破18 000 m³。随着埋深增加,水平井开发方式明显优于直井,以二开全通径水平井井型结构、优质层段识别技术和大规模、大排量缝网压裂为核心的水平井开发方式是适用于沁水盆地南部中深部煤层气高效开发的主体工艺技术。

     

中国煤层气资源控制程度及可靠性分析

查明深部煤层气成因和地球化学特征对其勘探开发具有重要意义,以鄂尔多斯盆地东缘临兴−神府区块深部煤层参数井解吸气为研究对象,系统测试了二叠系下统太原组8+9号煤层气体成分、含量和碳同位素等,结合热演化程度、含气性、煤层埋深、地质构造和水文地质条件等,分析深部煤层气地球化学特征及影响因素。结果表明,煤层气主要成分包括CH₄、CO₂ 、N₂ 、 乙烷、 丙烷 、异丁烷、 正丁烷、 异戊烷和 正戊烷,其中CH₄含量最高,体积分数在75.98%~96.20%,平均86.49%;其他含量较高的为乙烷(平均5.97%)、CO₂ (平均5.18%)及丙烷 (平均1.24%),气体成分含量与浅部煤层气区块无明显差异。煤层气δ¹³C₁(CH₄)分布在−51.9‰~−38.2‰,平均−42.84‰;δ¹³C_CO2分布在−8.6‰~−0.63‰,平均−4.66‰;δ¹³C₂分布在−27.36‰~−18.70‰,平均−25.27‰;δ¹³C₃分布在−25.96‰~−14.69‰,平均−22.93‰,且煤层气主要为热成因气体;δ¹³C₁(CH₄)较浅部小,δ¹³C_CO2较浅部大。在平面上,从临兴地区东南向西北δ¹³C₁呈增大趋势。从石炭纪起直到三叠纪末,研究区一直处于沉降状态;中侏罗世和早白垩世为主要生烃期,中侏罗世生烃持续时间较长,平均生烃速率较小,生烃产率一般;早白垩世生烃速率较大,生烃产率增加值较高,生气强度达到历史最大,是主要的生烃期。受气体分馏作用、储层孔裂隙发育特征、储层压力以及煤层顶底板密封性的控制,δ¹³C₁随着镜质体最大反射率(R_max)、含气量和埋深的增加而增加;在向斜核部区、断层应力集中区和褶皱两翼发育区的δ¹³C₁值相对较大;在断层应力释放区和背斜核部δ¹³C₁相对较大,这表明该区域的煤层气封存条件较差,不利于煤层气富集;受地下水溶解的影响,在水动力条件较强的地区δ¹³C₁值较小;在弱流体动力学或滞流区δ¹³C₁没有明显的变轻趋势。综合煤层气地球化学指标认为,临兴和神府地区东南部煤层气富集,且前者更有利,这对后期煤层气选区布井提供参考。

     

筠连地区煤层气低产低效井成因及增产改造措施

四川筠连地区煤层气田开发潜力较好,但大量低产低效井的存在制约了产能提升。为查明低效井成因,针对性地提高煤层气井产能,从地质、工程一体化的角度,结合地质条件并从工程因素出发,剖析高产井与地质因素的耦合关系,揭示地质、排采及工程3个方面影响下的低效井成因,并针对性提出相应的改造措施。结果表明,低效井主要分布在研究区北部、西部,受含气性、断层分布、开采层位、排采节奏及压裂窜井的影响,而高产井主要位于研究区中、南部,其产水量多低于1 m³/d,普遍具有流压低、持续产气时间长、产煤粉量低、矿化度高的特点。综合分析低效井治理效果发现,酸洗效果较好,震荡解堵效果不明显,二次压裂应严格控制施工参数。解决煤层气井低产低效问题,应从井位部署着手,围绕地质-工程-排采一体化开展井位设计和施工,开展有效合理的增产改造措施。     

高阶煤煤层气井产量递减规律及影响因素

为揭示高阶煤煤层气井产量递减规律,基于沁水盆地南部樊庄区块10余年的开发数据,通过数值模拟、统计分析等方法,对现有开发技术条件下高阶煤煤层气井产量递减点（即煤层气井产量开始递减时的煤层气采出程度）、递减类型及影响因素进行分析。结果表明：樊庄区块煤层气井产量递减点平均为25%,单井平均递减点为21%,大部分井在排采4 a后开始递减;煤层气井递减点由基质渗透率和裂缝半长决定,基质渗透率和裂缝半长越大,单井有效控制半径越大、有效控制储量越多,递减点越大;基质渗透率越高,裂缝半长增加引起的递减点增幅越大。由此可知,渗透率是煤层气井递减类型的主控因素,渗透率越高,递减指数越小,递减速度越慢。随着渗透率增加,递减类型依次为线性递减、指数递减和双曲递减。综合分析认为,储层平均孔隙半径越大,煤的应力敏感性越弱,煤基质收缩对渗透率的改善程度越大,导致储层动态渗透率越高,递减速度越慢。该研究为合理控制高阶煤煤层气井产量递减具有指导意义。移动阅读     

资源条件与煤层气垂直井产能关系——以沁水盆地南部樊庄与潘庄区块为例

以沁水盆地南部樊庄和潘庄两区块煤层气垂直井勘探开发资料为基础,运用数值分析方法,分别研究了两区块煤层气井的含气量、资源丰度、含气饱和度、临储压力比与对应的平均日产气量的关系。结果表明：在樊庄、潘庄单个区块内,在忽略开发工艺对煤层气井产能影响的条件下,含气饱和度、临储压力比对煤层气垂直井产能影响均比较大;在樊庄和潘庄共同所在的区域范围内,临储压力比对煤层气产能的贡献最大。     

高煤阶煤储层解吸曲线定量表征及解吸参数研究

为了定量研究煤层气井解吸特征,文章通过煤样解吸实验获取解吸曲线并进行拟合回归得到了煤样解吸曲线定量表征公式。结果表明：煤样解吸曲线可以用来定量表征;解吸体积常数可表征煤样的最大解吸量,解吸时间常数表征解吸气体体积达到最大解吸气体积一半时所用的解吸时间;煤样初始解吸速率等于解吸体积常数与解吸时间常数之比,煤样解吸速率随着解吸体积常数增加而增加,随着解吸时间常数增加而降低。解吸时间常数与吸附时间成线性正相关关系,解吸时间常数越大,煤样解吸速率越小;在工程上可以用解吸体积常数代替解吸气量和残余气量之和;解吸时间常数随气体压力和裂缝指数增加而降低,随镜质组、惰质组含量增加而先增加后降低,与粘土矿物含量关系不明显;解吸体积常数随气体压力、惰质组含量增加而增加,与粘土矿物含量关系不明显,随着镜质组含量增加而降低,随裂缝指数先降低后增加。