CN105971573B

CN105971573B - 地下自生co2泡沫吞吐开采煤层气的系统及方法

Info

Publication number: CN105971573B
Application number: CN201610459373.4A
Authority: CN
Inventors: 张先敏; 冯其红; 孙贝贝; 张纪远; 张雪力
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2016-06-22
Filing date: 2016-06-22
Publication date: 2017-05-10
Anticipated expiration: 2036-06-22
Also published as: CN105971573A

Abstract

本发明属于油气田开发工程领域，具体地，涉及一种地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统及方法。系统包括：蓄水装置、撬装式污水处理装置、药剂混合装置、药剂贮罐、智能加药设备、撬装式注水装置；蓄水装置、撬装式污水处理装置、药剂混合装置、撬装式注水装置、井口采气树的油嘴接口通过管线依次连接；药剂贮罐、智能加药设备、药剂混合装置的进药口通过供药管线依次相连接；该系统操作简便，方法易于实施，通过撬装式注水装置由井口采气树、油管及泵挂工具向目的煤层依次注入生气剂溶液体系、活性水体系和释气剂溶液体系段塞，在地下自发生成CO2泡沫体系，可有效提高煤层气解吸开采速率。

Description

地下自生CO2泡沫吞吐开采煤层气的系统及方法

技术领域

本发明属于油气田开发工程领域，具体地，涉及一种地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统及方法。

背景技术

受煤体结构条件复杂以及普遍存在的煤层低压、特低渗和低饱和度等“三低”不利因素的制约，我国目前多数煤层气生产井低产甚至不产气，因此如何有效且大幅度提高煤层气井采收率是目前我国煤层气开发面临的主要问题。目前常用的煤层气增产技术主要有水力压裂技术、注热增产技术和注气驱替煤层气技术等，其中注气驱替煤层气技术被认为是一种具有发展前途的新举措。

通过检索，申请号200710168362.1(授权公告号为CN101173604B)的发明专利公开了一种水平井混合气体驱替煤层气的方法，该方法通过水平井工艺将混合气体注入含气煤层，提高煤层气井的产气量；申请号201310032766.3(授权公告号为CN103122759B)的发明专利公开了一种煤层气井多元热流体强化开采方法，该发明是将其它气井采出的煤层气压缩作为燃料与加压后的空气混合燃烧产生二氧化碳和氮气等高温高压混合气体，将混合掺入的处理后的采出地下水汽化产生以高温高压水蒸汽与二氧化碳、氮气混合气体为主的多元热流体，将产生的多元热流体注入地下煤层中吞吐以提高煤层气井采收率；申请号201310030969.9(授权公告号为CN103061730B)的发明专利公开了一种多元热流体泡沫驱替煤层气开采方法，该方法通过注入井向煤层中注入多元热流体并间歇注入起泡剂，在煤层中形成多元热流体泡沫段塞驱替煤层气；申请号201510195268.X(申请公布号为CN104790915A)的发明专利公开了一种煤层气的采收方法，该方法采用多分支U型井配合加热煤层气注入井道的方式提高采气效率。

上述现有的方法较好地解决了注气驱替煤层气技术所需气源难于获取的问题，部分方法有效地将注气驱替和注热增产作用协同起来，但是上述方法在注入作业过程中，注入的气体主要在近井地带吸附聚集，近井煤层大量吸附注入气体后易发生基质膨胀效应，导致有效渗流孔隙吼道变小，降低了煤层渗透性能，使后续注入难以进行，这对于低渗透煤储层尤为严重。

发明内容

为克服现有技术所存在的缺陷，本发明提供一种地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统及方法，该系统操作简便，方法易于实施，通过向地下煤层依次注入生气剂溶液体系、活性水体系和释气剂溶液体系段塞，在地下自发生成CO₂泡沫体系，吞吐生产过程中一方面可以显著提高地层流体携带煤粉、煤屑及其它磨蚀性颗粒的能力，有利于疏通近井渗流通道；另一方面可以获得注CO₂气体驱替开采煤层气的效果，从而有效提高煤层气井的产量。

为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案如下：

地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统，包括：蓄水装置、撬装式污水处理装置、药剂混合装置、药剂贮罐、智能加药设备、撬装式注水装置；其中：撬装式污水处理装置的进水管线与蓄水装置相连接，撬装式污水处理装置对由蓄水装置引入的产出地层水进行过滤净化处理；撬装式污水处理装置的出水管线与药剂混合装置的进水口相连接，药剂混合装置的进水口设置进水控制阀门；药剂贮罐、智能加药设备、药剂混合装置的进药口通过供药管线依次相连接，药剂混合装置的进药口设置进药控制阀门，智能加药设备实现自动跟踪调节化学药剂速度、控制所加药剂用量；向药剂贮罐中添加待混合药剂，打开进水控制阀门、进药控制阀门，向药剂混合装置中注入经撬装式污水处理装置过滤净化处理后的产出煤层水以及待混合药剂，由智能加药设备调节控制待混合药剂的用量，在药剂混合装置中混合生成地下自生CO₂泡沫相应的溶液体系；药剂混合装置的出液口、撬装式注水装置、油嘴接口通过管线依次连接，药剂混合装置的出液口设置出液控制阀门，通过撬装式注水装置由井口采气树、油管及泵挂工具向目的煤层注入地下自生CO₂泡沫相应的溶液体系。

相对于现有技术，本发明的有益效果如下：

1、所采用的系统具有占地面积小、便于施工操作、便于搬迁运输等特点，对煤层气井采出污水处理后就地回注，有效地解决了煤层气井采出水处理问题。

2、利用环保易降解的混合酸液和碳酸盐溶液，在地下反应生成CO₂泡沫，具有用量和时间易控制、波及系数大、返排携带煤粉、煤屑及其它磨蚀性颗粒能力强等特点，一方面解决了注入过程中CO₂气体吸附导致的煤基质膨胀效应对储层渗透性能的伤害，可有效提高煤层气解吸开采速率；另一方面可以有效解除煤粉、煤屑及其它磨蚀性颗粒对渗流通道的堵塞，在一定程度上提高煤储层渗透性能，从而有效提高煤层气井的产量。

附图说明

图1为地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气工艺图；

图中：1、生产套管；2、油管及泵挂工具；3、大四通；4、井口采气树；5、气水分离器；6、集输装置；7、蓄水装置；8、套管压力表；9、套管节流阀；10、第一套管阀门；11、第二套管阀门；12、高压输气管线；13、油嘴接口；14、油嘴节流阀；15、第一油管阀门；16、第二油管阀门；17、进口阀门；18、出水管线；19、出气管线；20、目的煤层；21、撬装式污水处理装置；22、药剂混合装置；23、药剂贮罐；24、智能加药设备；25、撬装式注水装置；26、进水控制阀门；27、进药控制阀门；28、出液控制阀门。

具体实施方式

如图1所示，现有技术中，煤层气井普遍采用二开井身结构方案，由外向内，依次为井壁、表层套管与井壁之间的固井水泥环、表层套管、生产套管与井壁之间的固井水泥环、生产套管1、生产套管1与油管及泵挂工具2之间的环形空间以及油管及泵挂工具2；煤层气井地面系统包括：大四通3、井口采气树4、气水分离器5、集输装置6、蓄水装置7以及相关的管线接头、数据采集控制仪表工具。

大四通3的两侧出口分别外接套管压力表8、套管节流阀9，套管压力表8用来监测生产套管1与油管及泵挂工具2之间的环形空间的压力变化，套管节流阀9用来调节控制产气速度；套管压力表8与大四通3的出口之间为第一套管阀门10、套管节流阀与大四通3的出口之间为第二套管阀门11，套管节流阀9出口高压输气管线12接入集输装置6；

井口采气树4包括油嘴接口13、油嘴节流阀14、第一油管阀门15、第二油管阀门16以及相应的管线接头、数据采集控制仪表工具。油嘴节流阀14的出口管线与气水分离器5的进口相连接，气水分离器5的进口管线设置进口阀门17，气水分离器5的出水管线18连接蓄水装置7，气水分离器5的出气管线19接入集输装置6，出水管线18上设置出水控制阀门，出气管线19上设置出气控制阀门。

抽采设备启抽，将目的煤层20中的水通过油管及泵挂工具2、井口采气树4排出地面，进入气水分离器5来分离水中所含少量溶解气，分离出的水经排水管线18进入蓄水装置7进行计量、沉淀处理，分离出的气经排气管线19进入集输装置6进行外输；大量的煤层气主要通过生产套管1与油管及泵挂工具2之间的环形空间产出地面，在井口套管节流阀9控制下经高压输气管线12进入集输装置6进行外输。

地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统，包括：蓄水装置7、撬装式污水处理装置21、药剂混合装置22、药剂贮罐23、智能加药设备24、撬装式注水装置25；其中：撬装式污水处理装置21的进水管线与蓄水装置7相连接，撬装式污水处理装置21对由蓄水装置7引入的产出地层水进行过滤净化处理；撬装式污水处理装置21的出水管线与药剂混合装置22的进水口相连接，药剂混合装置22的进水口设置进水控制阀门26；药剂贮罐23、智能加药设备24、药剂混合装置22的进药口通过供药管线依次相连接，药剂混合装置22的进药口设置进药控制阀门27，智能加药设备24实现自动跟踪调节化学药剂速度、控制所加药剂用量；向药剂贮罐23中添加待混合药剂，打开进水控制阀门26、进药控制阀门27，向药剂混合装置22中注入经撬装式污水处理装置21过滤净化处理后的产出煤层水以及待混合药剂，由智能加药设备24调节控制待混合药剂的用量，在药剂混合装置22中混合生成相应的溶液体系；药剂混合装置22的出液口、撬装式注水装置25、油嘴接口13通过管线依次连接，药剂混合装置22的出液口设置出液控制阀门28，通过撬装式注水装置25可实现由井口采气树4、油管及泵挂工具2向目的煤层20中注入混合溶液体系的目的。

地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的方法，采用上述地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统，包括以下步骤：

S1：根据煤层气区块开发资料，选择钻遇单煤层有效厚度大于5.0m，煤层渗透率>0.5×10^-3μm²且具有发育稳定、封存条件良好的顶底板层，气井日产水量<20m³/d，产出水中煤粉浓度>2.5％，未见气或日产气量<500m³/d的煤层气井作为措施井；

S2：关闭第二油管阀门16、第一套管阀门10、第二套管阀门11；向药剂贮罐23中添加生气药剂，所述生气药剂由质量分数为：85～90％碳酸盐、10～15％无机盐类防膨剂组成的混合物，所述碳酸盐为碳酸钠、碳酸铵、碳酸氢铵中一种或多种组成的混合物且混合比例是任意的，所述无机盐类防膨剂为氯化钾、氯化铵、氢氧化钾中的一种或多种组成的混合物且混合比例是任意的；打开进水控制阀门26、进药控制阀门27，向药剂混合装置22中注入经撬装式污水处理装置21过滤净化处理后的产出煤层水，并通过智能加药设备24控制药剂贮罐23的生气药剂用量，在药剂混合装置22中连续生成质量分数为5～35％的生气剂溶液体系；打开出液控制阀门28和第一油管阀门15，通过撬装式注水装置25经由井口采气树4、油管及泵挂工具2向目的煤层20中持续注入中持续注入0.001～0.01PV的生气剂溶液体系；

S3：向药剂贮罐23中继续添加氟碳表面活性剂，所述氟碳表面活性剂为全氟烷基醚醇胺盐FC-01、全氟烷基醚羧酸钾盐FC-5、全氟烷基醚磺酸钾盐F-53中的一种或多种的混合物且混合比例是任意的；通过智能加药设备24控制药剂贮罐23的氟碳表面活性剂用量，在药剂混合装置22中连续生成质量分数为0.01％—0.1％的活性水体系，通过撬装式注水装置25经由井口采气树4、油管及泵挂工具2向目的煤层20中连续注入体积为V₁的活性水体系，作为隔离液段塞：

V₁＝3.1416φr²H (1)

其中φ为煤层孔隙度；H为煤层厚度，米；r为隔离措施半径，一般取2～5m；

S4：向药剂贮罐23中继续添加释气药剂，所述释气药剂由质量分数为：1～20％乙酸、1～10％柠檬酸、0.1～1％Lan-826缓蚀剂、余量为氨基磺酸组成的混合物；通过智能加药设备24控制药剂贮罐23的释气药剂供药量，在药剂混合装置3中生成质量分数为5～40％的释气剂溶液体系；通过撬装式注水装置25经由井口采气树4、油管及泵挂工具2向目的煤层20中连续注入0.001～0.01PV的释气剂溶液体系；

S5：向药剂贮罐23中继续添加质量分数比为2:1的氟碳表面活性剂和MPS稳泡剂，所述氟碳表面活性剂为全氟烷基醚醇胺盐FC-01、全氟烷基醚羧酸钾盐FC-5、全氟烷基醚磺酸钾盐F-53中的一种或多种的混合物且混合比例是任意的；通过智能加药设备24控制药剂贮罐23的氟碳表面活性剂和MPS稳泡剂的供药量，在药剂混合装置22中连续生成质量分数为0.01～0.1％的顶替液体系，通过撬装式注水装置25经由井口采气树4、油管及泵挂工具2向目的煤层20中连续注入体积为V₂的顶替液体系：

V₂＝3.1416φR²H (2)

其中R为顶替深度，一般取5～10m；

S6：停止向药剂贮罐23中加药，依次关闭撬装式污水处理装置21、智能加药设备24和撬装式注水装置25，关闭进水控制阀门26、进药控制阀门27、出液控制阀门28、第一油管阀门15，关井24～72小时，在此期间观察套压变化并记录，待套压趋于稳定后，打开第二油管阀门16，调节油嘴节流阀14返排，返排结束后转入排采生产；当套管压力表8的示数增大到一定程度时，打开第二套管阀门11、进口阀门17，调节套管节流阀9产气；井口采出液进入气水分离器5中进行气液分离处理，分离后的液体经排水管线18排放到蓄水装置7中，分离出的气体经排气管线19与来自高压输气管线12的采出气一起进入集输装置6进行外输；

S7:当煤层气井连续排采1年以上，日产气量较此前15～30天内的平均日产气量骤降40～100％且采出液中煤粉浓度大于2.5％时，重新关井，开始上述步骤S2～S6的注入、关井和开井排采的循环过程。一口煤层气井可以根据实际情况循环吞吐开采多个周期。

Claims

1.一种地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的方法，采用地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统，地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的系统包括：蓄水装置、撬装式污水处理装置、药剂混合装置、药剂贮罐、智能加药设备、撬装式注水装置；撬装式污水处理装置的进水管线与蓄水装置相连接，撬装式污水处理装置对由蓄水装置引入的产出地层水进行过滤净化处理；撬装式污水处理装置的出水管线与药剂混合装置的进水口相连接，药剂贮罐、智能加药设备、药剂混合装置的进药口通过供药管线依次相连接，智能加药设备实现自动跟踪调节化学药剂速度、控制所加药剂用量；向药剂贮罐中添加待混合药剂，向药剂混合装置中注入经撬装式污水处理装置过滤净化处理后的产出煤层水以及待混合药剂，由智能加药设备调节控制待混合药剂的用量，在药剂混合装置中混合生成地下自生CO₂泡沫相应的溶液体系；药剂混合装置的出液口、撬装式注水装置、油嘴接口通过管线依次连接，药剂混合装置的出液口设置出液控制阀门；药剂混合装置的进水口设置进水控制阀门；药剂混合装置的进药口设置进药控制阀门，其特征在于，包括以下步骤：

S1：根据煤层气区块开发资料，选择措施井；

S2：关闭第二油管阀门、第一套管阀门、第二套管阀门；向药剂贮罐中添加生气药剂；打开进水控制阀门、进药控制阀门，向药剂混合装置中注入经撬装式污水处理装置过滤净化处理后的产出煤层水，并通过智能加药设备控制药剂贮罐的生气药剂用量，在药剂混合装置中连续生成质量分数为5～35％的生气剂溶液体系；打开出液控制阀门和第一油管阀门，通过撬装式注水装置经由井口采气树、油管及泵挂工具向目的煤层中持续注入0.001～0.01PV的生气剂溶液体系；

S3：向药剂贮罐中继续添加氟碳表面活性剂，通过智能加药设备控制药剂贮罐的氟碳表面活性剂用量，在药剂混合装置中连续生成质量分数为0.01％—0.1％的活性水体系，通过撬装式注水装置经由井口采气树、油管及泵挂工具向目的煤层中连续注入体积为V₁的活性水体系，作为隔离液段塞：

其中为煤层孔隙度；H为煤层厚度，米；r为隔离措施半径，取2～5m；

S4：向药剂贮罐中继续添加释气药剂，通过智能加药设备控制药剂贮罐的释气药剂供药量，在药剂混合装置中生成质量分数为5～40％的释气剂溶液体系；通过撬装式注水装置经由井口采气树、油管及泵挂工具向目的煤层中连续注入0.001～0.01PV的释气剂溶液体系；

S5：向药剂贮罐中继续添加质量分数比为2:1的氟碳表面活性剂和MPS稳泡剂，通过智能加药设备控制药剂贮罐的氟碳表面活性剂和MPS稳泡剂的供药量，在药剂混合装置中连续生成质量分数为0.01～0.1％的顶替液体系，通过撬装式注水装置经由井口采气树、油管及泵挂工具向目的煤层中连续注入体积为V₂的顶替液体系：

其中R为顶替深度，取5～10m；

S6：停止向药剂贮罐中加药，依次关闭撬装式污水处理装置、智能加药设备和撬装式注水装置，关闭进水控制阀门、进药控制阀门、出液控制阀门、第一油管阀门，关井24～72小时，在此期间观察套压变化并记录，待套压趋于稳定后，打开第二油管阀门，调节油嘴节流阀返排，返排结束后转入排采生产；当套管压力表的示数增大到一定程度时，打开第二套管阀门、进口阀门，调节套管节流阀产气；井口采出液进入气水分离器中进行气液分离处理，分离后的液体经排水管线排放到蓄水装置中，分离出的气体经排气管线与来自高压输气管线的采出气一起进入集输装置进行外输；

S7:当煤层气井连续排采1年以上，日产气量较此前15～30天内的平均日产气量骤降40～100％且采出液中煤粉浓度大于2.5％时，重新关井，开始上述步骤S2～S6的注入、关井和开井排采的循环过程；

一口煤层气井可以根据实际情况循环吞吐开采多个周期。

2.根据权利要求1所述的地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的方法，其特征在于：选择钻遇单煤层有效厚度大于5.0m，煤层渗透率>0.5×10^-3μm²且具有发育稳定、封存条件良好的顶底板层，气井日产水量<20m³/d，产出水中煤粉浓度>2.5％，未见气或日产气量<500m³/d的煤层气井作为措施井。

3.根据权利要求2所述的地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的方法，其特征在于：所述生气药剂由质量分数为：85～90％碳酸盐、10～15％无机盐防膨剂组成的混合物，所述碳酸盐为碳酸钠、碳酸铵、碳酸氢铵中一种或多种组成的混合物且混合比例是任意的，所述无机盐防膨剂为氯化钾、氯化铵、氢氧化钾中的一种或多种组成的混合物且混合比例是任意的。

4.根据权利要求3所述的地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的方法，其特征在于：所述氟碳表面活性剂为全氟烷基醚醇胺盐FC-01、全氟烷基醚羧酸钾盐FC-5、全氟烷基醚磺酸钾盐F-53中的一种或多种的混合物且混合比例是任意的。

5.根据权利要求4所述的地下自生CO₂泡沫吞吐开采煤层气的方法，其特征在于：所述释气药剂由质量分数为：1～20％乙酸、1～10％柠檬酸、0.1～1％Lan-826缓蚀剂、余量为氨基磺酸组成的混合物。