CN105332676A - 合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法及装置 - Google Patents

合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法及装置 Download PDF

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Abstract

一种合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法及装置，属于煤层气地面开采控制方法及装置。排采过程可划分为初期排液、憋压增产、控压稳产、产气衰减、过煤层排液及控压提产6个阶段。初期排液阶段，控制液面降幅以排出更多的地层水及压裂液；憋压增产阶段，设定套压上限，并逐渐提高日产气量；控压稳产阶段，稳定流压降幅，避免日产气、产液量的大幅波动；产气衰减阶段，缓慢降流压至日产气量逐渐下降至商业气流标准以下；过煤层排液阶段，降低液面高度以暴露上部产层，并杜绝套压回升；控压提产阶段，保持套压稳定或略有下降，使日产气量逐渐升高。本发明解决了上部产层暴露后易伤害的难题，可显著延长合层开发煤层气井高产、稳产的时间。

Description

合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法及装置
技术领域
本发明属于煤层气地面开采控制方法及装置，特别涉及一种合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法及装置。
背景技术
我国煤层气资源丰富，预测埋深2000m以浅煤层气地质资源量达36.8×1012m3，与常规天然气资源量相当。煤层气规模化开发能够缓解我国常规油气能源短缺形势，降低煤矿瓦斯事故发生几率，减少煤矿生产中温室气体排放量，可产生显著的经济、环境、安全及社会效益。
以滇东黔西为代表的我国西南地区煤层气资源丰富，资源开发潜力巨大。滇东黔西地处我国高应力区，煤储层压力、含气饱和度高，且区内上二叠统煤系煤层群发育，单煤层厚度小、煤层气资源丰度低。因此，进行合层开发是滇东黔西地区煤层气地面开发获得经济效益的前提。合层开发煤层气井排采过程中，随着油套环空液面的不断下降，上部产层将逐渐面临暴露的问题。上部产层暴露后，井筒附近气水两相渗流状态短期内急剧转换，必然对上部已暴露产层造成一定的影响，严重时可导致煤层气井日产气量快速下降。为了全面推进我国西南地区煤层气地面勘查开发工作，就需要解决合层开发煤层气井上部暴露产层易受伤害，煤层气井难以长期高产、稳产的技术难题。
发明内容
本发明的目的是要提供一种合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法及装置，解决现有技术中存在的合层开发条件下上部产层暴露后易受伤害，合层开发煤层气井难以长期高产、稳产的问题。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法，排采控制方法包括：初期排液、憋压增产、控压稳产、产气衰减、过煤层排液及控压提产6个阶段；
所述的初期排液阶段为煤层气井压裂后放喷结束至见套压前的排采时期；排采控制措施为：缓慢降低井底流压，控制环空液面降幅在1.5m/d-2.0m/d，使套压显现前尽可能排出更多的地层水及压裂液，增大压降漏斗扩展范围；
所述的憋压增产阶段为套压显现至套压稳定的排采时期；排采控制措施为：控制流压降幅为0.005MPa/d-0.01MPa/d，关闭采气管线上的针型阀使套压逐渐升高；设定套压上限为1.5MPa，当套压达此上限后，及时调节针型阀逐渐提高日产气量，控制套压在1.5MPa；
所述的控压稳产阶段为套压稳定后至日产气量逐渐升高并趋于稳定的排采时期；排采控制措施为：维持套压在1.5MPa，逐渐增大环空液面降幅至2.5m/d-3.0m/d，提高煤层气井日产气量，并在此阶段后期达到环空液面降幅与日产气量的稳定状态；
所述的产气衰减阶段为上部产层未暴露情况下流压降幅逐渐减小，煤层气井日产气量逐渐下降至商业气流标准以下的排采时期；排采控制措施为：流压降幅由0.03MPa逐渐下降至0，套压由1.5MPa缓慢下降至0.5MPa，环空液面高度逐渐下降至最上部产层顶面以上10m；
所述的过煤层排液阶段为环空液面高度由最上部产层顶面以上10m至底面以下10m的排采时期；排采控制措施为：环空液面降幅控制在1.0m/d-1.5m/d，通过提高日产气量使套压稳定为0.5MPa，杜绝套压的回升；
所述的控压增产阶段为环空液面由最上部产层底面以下10m至第二产层顶面以上10m的排采时期；排采控制措施为：套压稳定在0.5MPa或略有下降，流压降幅增加至0.02MPa/d-0.03MPa/d，使日产气量逐渐回升至商业气流标准以上。
进一步的，所述初期排液阶段结束时，压裂液返排率不低于30％。
进一步的，所述憋压增产阶段套压显现前，在采气管线上安装套压调控阀；打开针型阀，当套压超过设定的上限值1.5MPa后，套压调控阀自动泄压。
进一步的，所述过煤层排液阶段及控压增产阶段，调整套压调控阀工作压力为0.5MPa；当套压超过0.5MPa时，套压调控阀自动泄压。
进一步的，当合层开发煤层气井中存在两个以上垂向距离较大的产层时，需重复控压稳产、产气衰减、过煤层排液及控压提产4个阶段，直至环空液面降至最下部产层顶面位置。
排采控制方法的装置包括：游梁式抽油机、井下排采管柱和监测控制系统；游梁式抽油机设置在地面；井下排采管柱包括设置在煤层气井生产套管内的油管、设置在油管内与游梁式抽油机连接的抽油杆，以及与抽油杆底部依次连接的管式泵、尾管、压力计托筒、气锚、绕丝筛管、沉砂管和丝堵；监测控制系统包括设置在采气管线上的套压表和针型阀、套压调控阀，设置在排水管线上的旋塞阀，以及设置在压力计托筒内的双直读电子压力计，双直读电子压力计通过电缆与设置于地面的温压显示仪连接，井下温度、压力数据通过电缆传输至温压显示仪。
有益效果是：与当前合层开发煤层气井排采方法相比，采用本发明的排采控制方法，可尽可能避免对上部暴露产层的伤害，显著延长合层开发煤层气井高产、稳产时间，使煤层气地面开发获得更好的经济、环境与社会效益。
附图说明
图1为本发明所使用的合层开发煤层气井排采装置示意图。
图中，1-游梁式抽油机；2-丝堵；3-沉砂管；4-绕丝筛管；5-气锚；6-压力计托筒；7-尾管；8-管式泵；9-油管；10-抽油杆；11-套压表；12-针型阀；13-旋塞阀；14-温压显示仪；15-电缆；16-双直读电子压力计；17-环空液面；18-最下部产层；19-最上部产层；20-第二产层；21-生产套管；22-采气管线；23-排水管线；24-套压调控阀。
具体实施方式
下面结合附图和贵州省六盘水煤田某煤层气井为例对本发明作进一步的详细描述，但不限定本发明的实施范围。
在工区内选择地形、地质条件适宜的地面位置作为井场，施工煤层气直井或最大井斜小于35°的定向井。煤层气井具“二开结构”，一开钻径钻至基岩之下15m，下入外径J55钢级的表层套管并固井，固井水泥浆返至地面；二开钻径钻至最下部开发煤层18之下50m完钻，下入外径N80钢级的生产套管并固井，二开固井水泥浆返至最上部产层19之上200m。
分层射孔、压裂工作结束后，缓慢放溢流至井口压力为零，地面连接并安装排采装置。合层开发煤层气井排采装置包括：游梁式抽油机1、井下排采管柱和监测控制系统。游梁式抽油机1设置在地面；井下排采管柱包括设置在煤层气井生产套管21内的油管9、设置在油管9内与游梁式抽油机1连接的抽油杆10，以及与抽油杆10底部依次连接的管式泵8、尾管7、压力计托筒6、气锚5、绕丝筛管4、沉砂管3和丝堵2；监测控制系统包括设置在采气管线22上的套压表11和针型阀12、套压调控阀24，设置在排水管线23上的旋塞阀13，以及设置在压力计托筒6内的双直读电子压力计16，双直读电子压力计16通过电缆15与设置于地面的温压显示仪14连接，井下温度、压力数据通过电缆15传输至温压显示仪14。
井下排采管柱中，沉砂管3的长度为18m，绕丝筛管的4长度为4m，尾管7的长度为21m。
井下排采管柱入井作业时，绕丝筛管4底端位于最下部开发煤层18的顶面之上2m。
下入井下排采管柱后，地面安装采气井口、气水管线、套力表11、针型阀12、套压调控阀24、旋塞阀13。
排采过程可划分为初期排液、憋压增产、控压稳产、产气衰减、过煤层排液及控压提产6个阶段。
(a)初期排液阶段为煤层气井压裂后放喷结束至见套压前的排采时期。此阶段排采控制措施为：缓慢降低井底流压，控制环空液面17降幅在1.5m/d-2.0m/d，使套压显现前尽可能排出更多的地层水及压裂液，增大压降漏斗扩展范围。初期排液阶段结束时，压裂液返排率不低于30％。
(b)憋压增产阶段为套压显现至套压稳定的排采时期。此阶段排采控制措施为：控制流压降幅为0.005MPa/d-0.01MPa/d，关闭采气管线22上的针型阀12使套压逐渐升高；憋压增产阶段套压显现前，在采气管线22上安装套压调控阀24；设定套压上限为1.5MPa，当套压达此上限后，套压调控阀24自动泄压，控制套压在1.5MPa。
(c)控压稳产阶段为套压稳定后至日产气量逐渐升高并趋于稳定的排采时期。此阶段排采控制措施为：维持套压在1.5MPa，逐渐增大环空液面17降幅至2.5m/d-3.0m/d，提高煤层气井日产气量，并在此阶段后期达到环空液面17降幅与日产气量的稳定状态。
(d)产气衰减阶段为上部产层未暴露情况下流压降幅逐渐减小，煤层气井日产气量逐渐下降至商业气流标准以下的排采时期。此阶段排采控制措施为：流压降幅由0.03MPa逐渐下降至0，套压由1.5MPa缓慢下降至0.5MPa，环空液面17高度逐渐下降至最上部产层19顶面以上10m。
(e)过煤层排液阶段为环空液面17高度由最上部产层19顶面以上10m至底面以下10m的排采时期。此阶段排采控制措施为：环空液面17降幅控制在1.0m/d-1.5m/d，调整套压调控阀24工作压力为0.5MPa；当套压超过0.5MPa时，套压调控阀24自动泄压并提高日产气量，杜绝套压的回升。
(f)控压增产阶段为环空液面17由最上部产层19底面以下10m至第二产层20顶面以上10m的排采时期。此阶段排采控制措施为：套压稳定在0.5MPa或略有下降，流压降幅增加至0.02MPa/d-0.03MPa/d，使日产气量逐渐回升至商业气流标准以上。
当合层开发煤层气井中存在两个以上垂向距离较大的产层时，需重复控压稳产、产气衰减、过煤层排液及控压提产4个阶段，直至环空液面17降至最下部产层18顶面位置。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法，其特征在于：排采控制方法包括初期排液、憋压增产、控压稳产、产气衰减、过煤层排液及控压提产6个阶段；
所述的初期排液阶段为煤层气井压裂后放喷结束至见套压前的排采时期；排采控制措施为：缓慢降低井底流压，控制环空液面（17）降幅在1.5m/d-2.0m/d，使套压显现前尽可能排出更多的地层水及压裂液，增大压降漏斗扩展范围；
所述的憋压增产阶段为套压显现至套压稳定的排采时期；排采控制措施为：控制流压降幅为0.005MPa/d-0.01MPa/d，关闭采气管线(22)上的针型阀(12)使套压逐渐升高；设定套压上限为1.5MPa，当套压达此上限后，及时调节针型阀（12）逐渐提高日产气量，控制套压在1.5MPa；
所述的控压稳产阶段为套压稳定后至日产气量逐渐升高并趋于稳定的排采时期；排采控制措施为：维持套压在1.5MPa，逐渐增大环空液面（17）降幅至2.5m/d-3.0m/d，提高煤层气井日产气量，并在此阶段后期达到环空液面（17）降幅与日产气量的稳定状态；
所述的产气衰减阶段为上部产层未暴露情况下流压降幅逐渐减小，煤层气井日产气量逐渐下降至商业气流标准以下的排采时期；排采控制措施为：流压降幅由0.03MPa逐渐下降至0，套压由1.5MPa缓慢下降至0.5MPa，环空液面（17）高度逐渐下降至最上部产层（19）顶面以上10m；
所述的过煤层排液阶段为环空液面（17）高度由最上部产层（19）顶面以上10m至底面以下10m的排采时期；排采控制措施为：环空液面（17）降幅控制在1.0m/d-1.5m/d，通过提高日产气量使套压稳定为0.5MPa，杜绝套压的回升；
所述的控压增产阶段为环空液面（17）由最上部产层（19）底面以下10m至第二产层（20）顶面以上10m的排采时期；排采控制措施为：套压稳定在0.5MPa或略有下降，流压降幅增加至0.02MPa/d-0.03MPa/d，使日产气量逐渐回升至商业气流标准以上。
2.如权利要求1所述的合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法，其特征在于：所述的初期排液阶段结束时，压裂液返排率不低于30%。
3.如权利要求1所述的合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法，其特征在于：所述的憋压增产阶段套压显现前，在采气管线(22)上安装套压调控阀（24）；打开针型阀（12），当套压超过设定的上限值1.5MPa后，套压调控阀（24）自动泄压。
4.如权利要求1所述的合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法，其特征在于：所述的过煤层排液阶段及控压增产阶段，调整套压调控阀（24）工作压力为0.5MPa；当套压超过0.5MPa时，套压调控阀（24）自动泄压。
5.如权利要求1所述的合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法，其特征在于：当合层开发煤层气井中存在两个以上垂向距离较大的产层时，需重复控压稳产、产气衰减、过煤层排液及控压提产4个阶段，直至环空液面（17）降至最下部产层（18）顶面位置。
6.权利要求1所述的合层开发煤层气井上部产层暴露的排采控制方法的装置，其特征在于：合层排采装置包括游梁式抽油机（1）、井下排采管柱和监测控制系统；游梁式抽油机（1）设置在地面；井下排采管柱包括设置在煤层气井生产套管（21）内的油管（9）、设置在油管（9）内与游梁式抽油机（1）连接的抽油杆（10），以及与抽油杆（10）底部依次连接的管式泵（8）、尾管（7）、压力计托筒（6）、气锚（5）、绕丝筛管（4）、沉砂管（3）和丝堵（2）；监测控制系统包括设置在采气管线（22）上的套压表（11）和针型阀（12）、套压调控阀（24），设置在排水管线（23）上的旋塞阀（13），以及设置在压力计托筒（6）内的双直读电子压力计（16），双直读电子压力计（16）通过电缆（15）与设置于地面的温压显示仪（14）连接，井下温度、压力数据通过电缆（15）传输至温压显示仪（14）。
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