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煤层气开发与工艺技术(上)

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煤层气 开发 工艺技术
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国内外煤层气开发技术综述 左景栾1孙晗森 (中联煤层气有限责任公司,北京 100011) 摘要: 本文对国内外煤层气开发技术进行了调研与对比分析。纵观国外煤层气成功开发的技术,主要采用空气 /泡沫钻井、低密度/泡沫 固井、裸眼/洞穴完井、水力压裂、水平井。而中国煤层气开发对于这些工艺技术方面有待加大研究力度,推广应用研究成果。同时,我国应加强煤层气的基础研究,以自主研发和原始创新为主,研究出更适应于我国煤层气储层特征的高效开发技术,加快煤层气开发设备的国产化进程。 关键词:煤层气 开发 空气/泡沫钻井 水力压裂 水平井 1. 煤层气开发的意义 进入 21 世纪,世界各国对能源的需求不断增长,而随着世界石油和天然气资源的逐渐枯竭,世界常规能源供给形势日益严峻。因此,国际上逐渐把发展非常规能源作为新世纪能源发展的重要课题[1 煤层气是一种在煤化作用过程中形成的、并赋存在煤层中的以甲烷为主的混合气体。煤层气的成分以甲烷(主,其次为二氧化碳(、氮气( ,因此它除了作为能源外,也可作为化学工业的原料。我国的能源构成远远低于世界能源构成中天然气所占比例。煤层气作为在近二十年才得到工业性开发的洁净能源,其巨大潜力逐步为人们所认识[4]。 煤层气的排放是仅次于然我国煤层气资源居世界第三,但每年在采煤的同时排放的煤层气在 150 亿立方米以上[5],合理抽放的量应可达到 35 亿立方米左右,除去现已利用部分,每年仍有 30 亿立方米左右的剩余量,加上地面钻井开采的煤层气 50 亿立方米,可利用的总量达 80 亿立方米,约折合 标煤。如果用于发电,每年可发电近 300 亿千瓦时[6]。可见开发煤层气既可以利用资源,又可减少煤矿瓦斯灾害和大气污染。 煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业,要掌握它的基本赋存规律和 开发技术,必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。对于我国煤层气可靠丰富的资源量,关键是探索新的勘探开发基础理论,攻克高效开发技术。若解决了技术瓶颈问题,煤层气必将成为天然气资源的必要补充。同时,开发利用煤层气在消除煤矿瓦斯灾害隐患和保护大气环境方面也具有十分重要的意义。煤层气作作者简介: 左景栾,女,1981 年生,2009 年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,现在主要从事煤层气开发技术研究。为未来一种重要的接替能源,研究其相关的基础理论及关键工程技术问题也具有重要的科学意义。 2. 国内外煤层气开发技术 外煤层气开发技术 国外煤层气开发起步较早,特别是美国,美国是世界上第一个率先成功实现煤层气商业性开发的国家(20 世纪 80 年代),建立起具有相当规模的煤层气产业,技术最为成熟,澳大利亚、加拿大等国家也纷纷开展煤层气开发试验并取得了巨大的成果[7]。 (1)钻井技术 ①保护储层的钻井技术 美国煤层气煤储层渗透率在(0) ×10般为 10×10孔隙压力为常压,且煤层富含水。采用的井型有三种类型:垂直井,煤矿采空区钻井,水平排泄孔钻井(含分枝井) 。主要采用空气或泡沫作为循环介质(美国早在 20 世纪 80 年代就在黑勇士盆地利用空气循环进行欠平衡钻进) 。煤层气井采用空气/ 泡沫等非泥浆体系循环介质钻井具有以下优点:对煤层伤害最小;钻速高,是泥浆钻井的 3~10 倍;钻井周期短(≤ 500般 24~48h) ,对煤层浸泡时间短;综合经济效益高[8]。 如果钻遇到多裂缝、高渗透地层而产出大量水的时候,可以采用空气钻进和泥浆钻进相结合的方法。即先利用空气钻井液直至泥浆贮备池装满采出的水,再转用采出的水作钻井液至贮备池排空。如此交替直到钻至目标井深,最后用空气、水和肥皂混合物洗井。 在固井过程中也十分重视对煤层的保护,主要采用以下几项工艺技术: 密度、低失水水泥浆。在水泥浆中加入固体降重剂(如粉煤灰、空心微珠等)以降低密度(可达 ,全井封固,且强度达到常规水泥浆的强度。 水泥浆中加入氮气,分散成稳定的均匀小气泡,可将水泥浆密度降到 失水少、强度满足要求。 目的也是降低水泥浆液柱压力,减少对煤储层的伤害。 煤层部位的套管柱中加装套管外封隔器和特殊接头。注水泥时,水泥浆流到煤层底部后绕过煤层至煤顶部返回环空,即水泥浆不与煤层接触,最大限度地降低对煤层的伤害[9]。 ②钻机 国外煤层气钻机的开发与应用起步较早,技术性能比较成熟。目前,美国雪姆公司、阿特拉斯 国宝峨公司、意大利钻力公司都研发了各种型号的车载全液压动力头顶驱钻机,在世界各煤层气勘探开发国家使用,施工效果良好。 这些钻机的结构和主要参数比传统立轴及转盘式钻机有了很大的提高;采用了碟形弹簧卡紧、液压松开的液压自动卡盘;采用无导向杆的大通径动力头回转器;采用汽车变速箱、离合器等通用部件。还发展了与之配套的变量泥浆泵和绳索取心钻具,满足了金刚石钻进和绳索取心钻进的要求。同时,出现了电子计算机辅助监控的钻进过程自动监控系统,如加拿大的据采集、处理和分析系统,德国的电液组件导向监控系统等[10]。 国外钻机的发展主要得益于几个方面:先进的钻机设计理念;雄厚的技术储备;煤层气行业详细的安全和设备可靠性标准。 (2)增产改造技术 ①压裂技术 压裂技术是煤层气增产改造中的一项关键技术。目前国外针对不同储层采用的压裂技术主要有交联凝胶压裂、水力加砂压裂、不加砂水力压裂和氮气泡沫压裂,各项技术均已过关。此外,在生产实践中采用了多次压裂。 在美国煤层气开发早期,大井组直井压裂技术曾广泛应用于圣胡安、黑勇士中煤阶含煤盆地的煤层气开发之中。该技术主要适合于中煤阶区,其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排,大面积降压后煤层吸附的甲烷气大量解吸而产出[7]。煤层气开采中实现煤层大面积降压对单井产气量具有决定性作用。 ②裸眼/ 洞穴完井技术 针对低煤阶、高渗、厚煤层钻井易坍塌和煤层污染问题,采用了煤层段裸眼下筛管完井或洞穴完井方式,以增加煤层裸露面积,提高单井产量。该项技术主要应用在圣胡安、粉河盆地。 ③水平井技术 该项技术主要适用于中、高煤阶低渗透含煤区,通过增加煤层裸露面积,沟通天然割理、裂隙,提高单井产量和采收率,解决低渗区单井产量低、经济效益差的问题。高含气薄煤层也可采用这一技术。 ④注气提高煤层气采收率技术 注气开采煤层气就是向储层注入 烟道气等气体, 向煤层注入能量,改变压力传导特性和增大或保持扩散速率不变,从而达到提高采收率的目的。美国、加拿大等国将电厂等排出的烟道气回收处理后注入煤层,试验证明可以提高煤层气产量和采收率,同时还可以减少温室气体排放。 (3)排采技术 煤层气的生产是通过排水采气实现的,常用的技术主要是气举方法和管式泵磕头机等。磕头机的动力源在电网发达区用电动机,电网不能到达地区用气井生产的煤层气带动小型燃气动力装置。其水温、气体埋深、排水量、日产气量、累计产气量,全部由自动化仪表记录。 (4)沿煤层钻井和一体化抽采技术 该技术适用于地层倾角较陡的煤层。通过地面钻井到达煤层后,沿煤层钻进500 米以上,只要煤层稳定性许可,也可钻进更长的进尺,煤层段采用裸眼完井。该技术还可以在煤矿区附近应用,结合巷道抽采,实现采煤采气一体化,既利用资源,又解决了煤矿生产安全。该项技术是澳大利亚开发煤层气时采用的一种技术。 内煤层气开发技术 我国利用地面钻井进行煤层气开发始于 20 世纪 80 年代。 1996 年中联煤层气有限责任公司和中国石油天然气集团公司煤层气勘探项目经理部相继成立,标志着中国煤层气地面勘探开发第一个高潮到来。经过十几年国内的勘探工作,在引进、消化、吸收国外成功经验的基础上,在地质选区、实验室测试、钻井的工程工艺、试井、压裂和排采等方面取得了一些突破性的进展,形成了一系列具有自主知识产权的煤层气勘探开发技术体系,基本掌握了煤层气勘探开发常规技术,具体表现为[7, 10]: (1)钻井技术 ①保护储层的钻井技术 与美国相比,中国的煤层渗透率通常在( ×10于特低渗透层;煤层孔隙压力 (100m ) ,属欠压- 正常压力储层。中国煤层气钻井技术起步较晚,长期以来基本沿用国内常规油气钻井技术。随着对提高勘探开发水平、提高煤层气产量、降低钻井成本和保护储集的要求日益提高,国外一些应用成功的钻井技术正在得到借鉴和利用[8]。如中联公司在“十五”期间开展的潘河示范工程试验并大规模推广应用了空气或空气泡沫欠平衡钻井技术,从空气钻井与水钻井身质量与时效平均值对比分析表明:在井身质量方面,空气钻井比水钻要稍好一些,但相差不大,均达到设计及规范要求; 在时效方面,空气钻井比水钻效率要高得多,空气钻井机械钻速是水钻机械钻速的 3 倍多,空气钻井周期短,综合经济效益高。在“十一五”期间,中联公司开展了保护煤层气储层的中空玻璃微球钻井液技术的研究与试验,应用效果良好。 在固井技术方面,通过“九五” 科技攻关研究和现场试验, 国内开发出了“低温空心微珠低密度水泥浆领浆+ 常规水泥浆尾浆”体系,结合控制失水、低返速塞流顶替等技术,基本解决了煤层气固井的封固质量,但仍未解决固井对煤层造成的伤害[11]。在“十一五”期间,中联公司开展了保护煤层气储层的超低密度固井液新体系研究与试验,实现了有效保护储层。 ②钻机 国内在煤层气地面勘探开发早期基本采用进口或国产石油钻机,而对钻机的研发尚处于探索阶段。在“十一五”期间,中联煤层气有限责任公司在沁南示范区完成了石家庄煤矿机械厂生产的首台国产车载全液压钻机00Y 的现场工业性试验。石煤机的车载钻机满足钻井工艺要求,整车性能与美国 机基本相当,提升能力比 机大 20 吨,这一点对施工安全非常有利。00Y 钻机工业性试验的成功为我国煤层气井车载钻机的国产化开辟了先河。 (2)增产改造技术 国内在“八五”期间煤炭系统进行了开滦“唐五井” 、焦作 13#井和江西“曲试 1 井” 3 口煤层气井的裸眼洞穴完井试验,造穴初期增产 2 倍以上,但最终效果都不理想[8]。因此,98% 的煤层气井采用套管射孔的完井方式,使用 102 的射孔枪和射孔弹,密度为 16 弹/ 米。同时,进行了多种压裂改造技术的尝试,主要包括活性水压裂,线性胶压裂,冻胶压裂,其中以活性水压裂为主[12, 13]。在一些井的压裂改造中,活性水压裂取得了较好的增产效果。中联公司在“十五”期间开展的潘河示范工程进行了氮气泡沫压裂技术的研究室试验,效果良好,排采4 年多来,2 口井试验井的平均日产气量达到 4000m3/d,增产效果显著。此外,国内也曾试验过注高煤层气采收率技术,增产效果较好。 (3)排采技术 煤层气的生产是采用排水降压实现的,目前在排采方面根据储层地下水量的多少,进行抽水泵的选择,采用管式泵、螺杆泵和电潜泵,冲次和冲程用调磁调速电机控制。管式泵适用于产水量较低的排采井,螺杆泵适用于产水量中等的排采井,电潜泵适合产水量较高的排采井。 3. 我国煤层气开发技术研究发展趋势 煤层气的开发利用,是一举多得的民生工程,具有广阔的发展前景。从我国煤层气开发技术的现状可以看到我国煤层气开发技术研究发展的趋势是: ( 1)中国煤储层煤层气流动机制、富集规律和开采机理,是多年来学者研究的重点,但是收效不大,因此,努力研究,建立我国的煤层气流动机制、富集规律和开采机理的研究势在必行。 ( 2)纵观国外煤层气成功开发的技术,主要采用空气/泡沫钻井、低密度/泡沫固井、裸眼/洞穴完井、水力压裂、水平井。而中国煤层气开发对于这些工艺技术方面有待加大研究力度,推广应用研究成果。同时,我国应加强煤层气的基础研究,坚持“消化吸收再创新”与“自主研发和原始创新”相结合的方针,并以自主研发和原始创新为主,研究出更适应于我国煤储层特征的高效开发技术。 ( 3)国内煤层气开发技术须向大规模、深井、水平井等方向发展,同时应加快煤层气开发设备的国产化进程,降低成本。 参考文献 [1]李旭.世界煤层气开发利用现状[J] .煤炭加工与综合利用, 2006, 6: 41~45. [2],to 025 [J].004,102(9) :20~21. [3].S J] . 005 ,103(8):20 ~24. [4]林金贵.我国煤层气研究开发的历史现状与趋势措施 [J].科技资讯, 2006, 7:17. [5]黄盛初, 刘文革,赵国泉,等.中国煤层气开发利用最新进展及项目机会[J] .中国煤炭,2007,33(11 ):1~11 . [6]郑德成.聚丙烯装置开停工排放丙烯回收改造 [J].中外能源, 2007, 12(4):95~97. [7]江怀友,高伟军,王庆伟,等.煤层气:世界能源的焦点 [J].石油与装备,2009,2:58~60. [8]郑毅,黄洪春.中国煤层气钻井完井技术发展现状及发展方向[J] .石油学报,2002,23(3):81~85. [9] B C, S, W. ]. 8579 in 9994. [10]陈粤强. 国内煤层气井用钻机技术分析与研究[D].西安:西安科技大学, 2009. [11]李立昌,汝大军,韩立胜,等.煤层气鱼刺分支井钻完井技术研究[A].第七届石油钻井院所长会议论文集[C] ,2008. [12]鲜保安,高德利,陈彩红,等.煤层气高效开发技术 [J].特种油气藏, 2004,11(4):63~66. [13]王东浩,郭大立,计勇,等.煤层气增产措施及存在的问题[J] .煤, 2008,17(12):33~35. 我国煤层气勘探开发工艺技术展望 刘贻军 李曙光 (中石油煤层气有限责任公司) 摘要: 我国煤层气资源丰富,煤层气勘探开发工艺技术的不断创新极大地推动了煤层气产业的快速发展。煤层气勘探开发的钻井工艺技术、特别是多分支水平井钻完井工艺技术、煤层气储层增产改造技术、低成本高效率的排采工艺技术与生产实践紧密结合并取得很大进展。根据技术发展趋势,需要不断完善钻完井技术、特别是多分支水平井钻完井技术;需要加强储层增产改造技术研究,包括活性水大排量压裂技术、连续油管氮气泡沫压裂技术、压裂液和支撑剂优选技术;需要加强排采工艺技术研究,包括动态检测和分析预测技术、排采设备选型、井下管柱组合优化、排采制度优化,以及修井、检泵、捞砂技术的改进、低成本带压检泵、修井技术研究等。 关键词:展望 工艺技术 勘探开发 煤层气 1、引言 我国煤层气资源潜力巨大,据2005 年新一轮油气资源评价结果,埋深2000m 要集中在沁水盆地和鄂尔多斯盆地。随着我国经济可持续发展战略的实施,国家对清洁能源的需求日益增加,煤层气是新型清洁能源之一,其勘探开发与利用受到越来越多的重视。 目前国际上煤层气勘探开发较好的国家有美国、澳大利亚和加拿大,其成功的根本原因是探索出了适合本国煤层气勘探开发的工艺技术,主要有多分支水平井技术、洞穴完井技术和连续油管压裂技术,提高了煤层气井产量,促进了煤层气产业的发展。 我国煤层气地面勘探开发的探索始于上世纪八十年代末,九十年代中期煤层气开发受到政府和相关企业的高度重视,国家出台了税收、资源利用等有关优惠政策,中国石油等企业加大了理论研究和勘探开发试验力度,在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘等地区勘探获得重大突破,累计探明千亿方以上规模地质储量,沁水盆地南部等地区已实现煤层气的规模化商业性生产。截止2009 年底,全国共探明煤层气含气面积约1600明煤层气地质储量超2000亿施工地面煤层气钻井3700余口,初步形成年产15亿我国煤层气产业自2006 年开始进行快速发展期,除了得益于政府的大力扶持外,与工艺技术的不断创新密不可分。煤层气钻井技术、完井技术、储层增产改造技术、排采工艺技术等取得很大突破,使单井产量得到显著提高,工程成本有所降低。 2、煤层气勘探开发工艺技术现状 层气钻井技术实现大发展 煤层气地面常规垂直井、多分支水平井、远端对接水平井(“U” 型井)等钻井技术在我国已成功应用于煤层气的先导性试验和开发中,分别在中阶煤区和高阶煤区试验成功。 煤层气常规垂直井钻井技术已经很成熟,尤其是空气潜孔锤钻进效率高,目前大规模推广应用。 多分支水平井钻井技术的试验及推广应用,极大地推进了我国煤层气开发和煤矿瓦斯治理技术的进步和创新(刘贻军, 2007)[1]。多分支水平井适应的条件:一是在地形条件复杂、生态脆弱、沟壑纵横、难觅井场的地区,利用多分支水平井可大幅度降低钻前费用、排采管理费用,进而降低开发成本,而且保护植被;二是在地质条件简单、煤层稳定、煤层原生结构保存较好的地区,比较适宜多分支水平井技术。 目前我国已经施工多分支水平井超过 80 口(图 1),在沁水盆地南部获得很大成功,单井日产气量可达 9 万项技术在鄂尔多斯盆地东缘煤质软的中阶煤地区试验成功,极大地促进了该地区的煤层气开发。 远端对接水平井(“U” 型井)钻井技术是在澳大利亚煤层气开发中发展起来的一种先进、有效的钻井技术。近两年来,该项技术在鄂尔多斯盆地东缘初步试验成功,为该地区煤层气开发又提供了一种有效的钻井新技术。与多分支水平井相比,远端对接水平井可以在煤层段下筛管,具有防止煤层段井眼垮塌、易于修井等优势,发展潜力大。 图 1 多分支水平井三维立体投影图 1 of 层气储层增产改造技术得到很大改进 煤层气井进行储层增产改造是实施有效生产的关键。水力加砂压裂是最常用的压裂工艺技术,使煤层的天然裂隙或割理与井筒之间建立起了有效的连通通道。 2在煤层气井压裂方面研制成功了低成本、小分子、低污染、高悬砂的清洁压裂液,能分散煤粉的煤粉分散剂活性水压裂液。煤粉分散剂 以有效地分散煤粉,避免压裂施工过程中煤粉聚集,堵塞压裂流体通道,造成端部脱砂的产生,影响压裂施工效果,而且降低压裂液对储层的伤害。在分层压裂方面研制成功了射流分层压裂技术,可多层连续分层压裂,并且通过含砂射流的方法形成深穿透孔眼,提高近井地层的导流能力。最新研制出了 仅能更好的模拟裂缝的形态,还加强了压后分析功能,能更好指导以后的压裂设计。 压裂规模也是实施压裂成功的关键,煤层气井压裂作业一般要求加砂量大、砂比高、规模大。压裂排量一般 6均砂比超过 11%。 氮气泡沫压裂技术在沁水盆地南部无烟煤地区、氮气增能压裂技术在韩城和沁水盆地南部地区进行了初步试验,获得了成功。胶(交联胶和瓜胶等)加砂压裂技术也是一种潜在可共选择的煤层气储层增产改造技术,已经在我国一些地区进行了试验。由于我国埋深 800须选用低温破胶、携砂能力强的压裂液。注入断发展低成本煤层气井排采工艺技术 优化排采设备,降低勘探开发成本。针对多分支水平井吐煤粉、卡泵严重的问题,选用螺杆泵以有效防止吐煤粉卡泵。直井一般选用低成本的梁式泵(抽油机),抽油机选型原则依据深度、产水量、井斜。目前使用的抽油机为 3 型、 5 型,根据产水量情况,配备有 4460管式泵。 简化地面流程,不再使用气水分离器。气体流量计选用智能流量计,以配合自动采集系统。在保证正常生产的情况下,改造排采动力设备,采用井口发动机代替柴油发电机,达到充分利用资源(燃气)、节约成本的目的。 在排采中总结出了“ 缓慢、稳定、连续、长期” 的基本原则,制订了初期产水、稳定产水、气水同出、稳定产气的“ 四段” 以及套压、井底流压的“ 两压” 排采工作制度。因为初期产水阶段、气水同出阶段井底流压、套管压力变化很大,需要特别注意这两个阶段的生产情况,及时调整排水、降液速度,以免造成储层的悸动而使其受到伤害,影响后续的稳定、连续、长期产气。 3、煤层气勘探开发工艺技术展望 完井工艺技术展望 经过近几年的快速发展,煤层气勘探开发工艺技术取得了很大突破,为实现煤层气低成本、高产井的发展目标提供了锲机,进而推动了我国煤层气产业的蓬勃发展。 平井钻井及完井技术 多分支水平井技术应用前景广阔,在鄂尔多斯盆地东缘地形、地貌条件复杂、钻前工程量大、成本高、用地难度很大的情况下,该项技术具有非常重要的现实意义。 该项技术今后需要不断改进、完善钻井设备、导向仪器等设备,降低设备、仪器费用;不断提高钻井效率,降低施工作业成本;需要加强一个工程井穿越多煤层(两个煤层及以上)、每一个煤层有一个生产井、两个生产井占用一个井场等方面的工艺技术的开发试验,降低临时占地、钻前工程费用。 由于煤储层独特的岩石力学性质、顶底板的不稳定性,以及目前都采用裸眼完井技术,导致多分支水平井后期维护成本高、修井难度大。需要不断探索、完善修井技术、降低后期维护费用;需要继续改进钻完井技术,以有效阻止洞穴附近掉水泥块、出煤粉,便于捞砂作业,降低检泵频率。 远端对接水平井技术可以进行裸眼完井、也可下 管完井,其最大的优点是钻井成本较低、可以下筛管防止煤层垮塌,易于保护井眼、后期修井等维护作业,应用前景好。但是单井产量没有很大地提高,制约该项技术的大力推广。 式井钻井及套管完井技术 该技术最大的优点是整体钻井场地占用小、对植被破坏小,应用前景好。但是需要研究与之相应的排采设备匹配问题,减小排采设备磨损、降低排采设备维护费用、减少检泵作业次数。 穴完井技术 洞穴完井技术对煤层气储层条件要求很严,适用于储层压力较高、渗透率高、地应力较小、煤层气储层顶底板稳定性好、岩性强度较大、井壁稳定性好等条件,而且成本高。该项技术目前在我国处于试验阶段,需要加大、加快试验研究,将作为我国煤层气大规模开发的储备技术。 层增产改造技术展望 入 入经进行了单井模拟及现场注入试验工作,下一步需要进行井组试验以评价该项技术的可行性,将作为我国煤层气产业长期发展的储备技术。 排量活性水射流压裂技术 活性水大排量压裂技术是在压裂尾声加入粗砂,起到支撑裂缝的作用,这样可以降低砂堵风险,节约成本。对于渗透率低的煤层气储层来说,该项技术无疑是储层增产改造的又4一选择,具有很好发展前景。 续油管氮气泡沫压裂技术 氮气泡沫压裂工艺是 20 世纪 70 年以来发展起来的一项压裂工艺技术,其主要适用范围为低压低渗和强水敏储层,具有易返排、低滤失、高粘度、携砂能力强、压裂液效率高,对储层伤害小、增产效果好等优点。在低渗油层压裂改造和煤层气压裂增产中,氮气泡沫压裂工艺在美国、加拿大的应用已经相当普遍,在美国黑勇士盆地以及加拿大马蹄谷组煤层中,大多数的煤层气井都采用氮气泡沫压裂工艺技术。 目前,针对多煤层的煤层气井,我国在开展连续油管氮气泡沫等非常规压裂技术专门研究和现场试验的投入少,取得的经验很少。与国外相比,主要表现在压裂设备和泡沫压裂液方面的差距。今后一段时间该项技术在鄂尔多斯盆地东缘多煤层地质条件下具有很好的应用前景。 裂液、支撑剂优选试验 压裂液是压裂关键参数之一,压裂液的选择直接关系到压裂成败、生产效果。在煤层气压裂液选择方面研制成功了低成本清洁压裂液、煤粉分散剂活性水压裂液。 支撑剂的选择依据地层闭合应力、支撑剂强度以及煤层的硬度,而且能满足裂缝高导流能力及高砂比作业施工的要求。中粗粒石英砂具有成本低、效果比较好,是今后主要的支撑剂类型。 采工艺技术展望 煤层气井生产必须以降低成本、提高单井产量为目标。从排采角度讲,动态检测和分析预测技术、排采设备选型、井下管柱组合优化、排采制度优化,以及修井、检泵、捞砂技术的改进等是今后一段时期需要加强研究的内容,以实现煤层气生产目标。 水平井井下情况复杂,吐砂、吐煤粉严重,在排采初期容易出现卡泵,捞砂、检泵作业频率远高于垂直压裂井的。水平井的生产井在检泵时一定不能够采用冲洗作业,以免砂、煤粉重新进入洞穴的煤层中,排采时很快造成泵堵,起不到检泵的应有效果,反而影响气体通道的畅通,造成产气量降低,必须采用捞砂作业。这种作业在储层压力较高的情况下,会出现井喷事故。因此,水平井的生产井在检泵、捞砂作业前,必须详细了解储层特征,有针对性做好防喷预备工作,开展低成本煤层气井带压检泵、修井技术研究。 4、结论 (1 )煤层气勘探开发的钻井、完井工艺技术、特别是多分支水平井钻完井工艺技术、煤层气储层增产改造技术、低成本高效率的排采工艺技术与生产实践紧密结合并取得很大进展。 5(2 )针对不同地区煤层气地质特征和储层特性,需要不断完善钻井技术、特别是多分支水平井钻完井技术;需要加强储层增产改造技术研究,包括活性水大排量压裂技术、连续油管氮气泡沫压裂技术、压裂液和支撑剂优选技术;需要加强排采工艺技术研究,包括动态检测和分析预测技术、排采设备选型、井下管柱组合优化、排采制度优化,以及修井、检泵、捞砂技术的改进、低成本带压检泵、修井技术研究等。 参考文献 [1] 刘贻军. 应用新技术促进煤层气的开发. 地质通报,2007,Vo l . 2 6 ,贻军,男, 1968 年生,博士, 1998 年毕业于中国地质大学(北京),现从事煤层气资源评价、勘探开发及相关科研工作,高级工程师。通讯地址:北京市朝阳区太阳宫太阳新城金星园 8 号中国石油昆仑大厦 编 100028, 中国煤层气开发模式对比及开发技术研究 房 超 陈贵峰 孙铭伟 (中联煤层气有限责任公司 北京 100011,煤炭科学研究总院 北京 100011) 摘要: 我国复杂的地质条件决定了煤层气开发模式与开发技术的多样性。本文结合煤层气的分布特征,对比分析了目前我国煤层气的不同开发模式,指出了我国今后发展煤层气的有利区块,并结合典型的煤层气产区提出了对应的开发模式与开发技术。最后从煤层气发展的社会效益和经济效益等方面出发,指出大规模开发利用煤层气的时机已然成熟。 关键词:煤层气;开发模式;有利区块;开发技术; 中国不仅是煤炭资源、生产和消费大国,同时也是煤层气资源大国。随着煤矿开采深度的增加和煤层气涌出量的不断增大,煤矿安全问题和煤层气资源利用问题形势严峻。2008 年,在中国能源消费结构中,天然气占 煤炭占 预计到 2020 年天然气需求量为 2930 亿方,缺口达 1000 亿方以上【 4】。中国明确提出加大煤层气的开发利用力度,以便从根本上解决煤矿安全问题,把煤层气作为第二煤炭资源开发,发展煤层气产业。开展对煤层气开发有利区块研究,加强对开发技术研发,有利于加速煤层气开发进程,切实提高煤层气抽采量,推动煤层气产业化发展。 作者简介:房超,男,工程师,从事煤田地质勘探设计、科研、地理信息工程工作,现在中联煤层气有限责任公司科技管理部工作。 1 资源概况 据最新一轮煤层气资源评价结果,中国埋深 亿陆上常规天然气资源量相当。中国煤层气资源量占世界总量约13%,居世界第三位,仅次于俄罗斯和加拿大。【 1】如图 1 所示。 1 俄罗斯41%加拿大28%中国13% 美国8%澳大利亚5%俄罗斯加拿大中国美国澳大利亚德国波兰英国乌克兰印度哈萨克斯坦南非图 1 世界主要煤层气资源国资源分布 2 煤层气开发模式 根据煤层气资源赋存特点,中国煤层气的开发模式主要有两类:一类是煤矿区煤层气的开发,侧重煤矿安全和能源开发,与采煤息息相关;另一类是非矿区煤层气的开发,仅侧重能源开发,与采煤无关。其中,煤矿区煤层气占煤层气开发的 70%。 矿区煤层气开发现状 中国煤矿区煤层气抽采是从建国后开始的。1952 年,抚顺矿务局的龙凤矿开始较大规模的开采层抽采煤层气; 50 年代仅在抚顺、阳泉、天府和北票的 6个矿抽采煤层气,量约为 600 年代相继在中梁山、焦作、淮南、松藻、峰峰等 20 个矿井抽采煤层气;从 80 年代开始,我国煤矿抽采煤层气迅猛发展。截至 2008 年底,煤矿区煤层气量已达 53 亿 采瓦斯的矿井数达 283 个,与 20 世纪 50 年代相比,抽采瓦斯的矿井数增加约 47 倍。如图 2 所示。 图 2 历年来国有重点煤矿煤层气抽采量和抽采矿井数 01020304050601992 1994 1996 1998 2000 2003 2004 2005 2006 2007 2008年份抽采矿井数(个)050100150200250300抽采量(108矿区煤层气开发现状 2 截至目前,全国煤层气有效矿权 113 个,总面积达 65520 平方公里。其中,煤层气探矿权 106 个,总面积达 65285 平方公里,主要分布在 17 个省(如图 3所示);煤层气采矿权 7 个,总面积 235 平方公里,主要分布在山西、辽宁和陕西省。 煤层气探矿权人 25 个,包括 3 家中直企业(中联煤、中石油、中石化)和22 家地方煤层气企业(晋煤集团、阳煤集团等)。采矿权人为中联煤层气有限责任公司、中国石油天然气股份有限公司、辽宁省铁法煤业集团有限责任公司等 6家公司。 数据来源:国土资源部 图 3 各省煤层气探矿权面积分布 安徽9%山西24%山东3%云南6%新疆7%吉林1%辽宁5%河南2%内蒙古16%贵州1%宁夏7%黑龙江5% 湖北3%湖南3% 四川1%陕西4%江西1%安徽黑龙江湖北湖南四川陕西山西山东云南新疆宁夏贵州江西内蒙古吉林辽宁河南2008 年底,地面煤层气开发实现产能 15 亿量 5 亿 用量约 3 亿售和利用,其中非矿区煤层气开发量占地面煤层气开发量的约 35%。 矿区煤层气与非矿区煤层气开发对比 煤层气井下抽采量逐年递增,抽采非常活跃;地面煤层气开发从无到有, 2005年实现了零的突破。如图 4 所示。 01020304050601993 1995 2000 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009年份抽采量(108下抽采地面开发3 图 4 煤层气两种开发模式历年开发量对比 3 中国煤层气开发有利区块 山西沁水盆地南部、陕西鄂尔多斯盆地东缘地区是目前煤层气开发重点地区,是煤层气开发最有利区块。【 4】(1)山西沁水盆地南部 沁水盆地是当今我国煤层气勘探开发程度最高的盆地,含煤地层主要是上石炭统太原组和下二叠统山西组;煤层厚度大、分布稳定,热演化程度高,生气量大;煤储层割理发育,构造线交汇部位裂隙发育,煤层气产出条件好;煤层上覆有效厚度较大,水动力条件好,煤层气保存条件有利;新一轮全国煤层气资源评价结果表明,盆地风化带至煤层埋深 08源丰度为 08m3/采资源量为 080808地质资源总量的 目前,中石油、中联煤、晋城煤业集团、亚美大陆、格瑞克能源(国际)公司、奥瑞安等国内外公司相继在沁南煤层气田展开勘探开发。截止到 2009 年底,在沁南煤层气田共施工各类煤层气井达 3034 口,产量 10 亿 5 沁水盆地概况 图 6 鄂尔多斯盆地概况 (2)陕西鄂尔多斯盆地东缘 4 鄂尔多斯盆地东缘是鄂尔多斯盆地煤层气主要富集区带,也是我国最有利的煤层气勘探开发地区之一。盆地东缘的含气面积达到 资源丰度 m /煤层埋深适中(500~1500m ),渗透率较高(一般达到 1,煤层厚(单层厚度 3~8m,累计厚度 8~13m) ,含气量高,以肥、焦煤为主,有少量贫、瘦煤;资源丰富,区位条件优越,且有较好的开发基础。 23 2到目前为止,已施工煤层气共 400 余口。韩城、柳林、三交 3 个区块的煤层气开发势具有优势。 4 中国煤层气开发技术 煤矿区煤层气的开发,正逐渐改变过去单一的井下抽采方式,开展地面开发和井下抽采相结合的技术研究。非矿区煤层气的开发主要是采用地面开发技术。 下抽采 煤层气井下抽采技术主要包括本煤层、邻近层、采空区等多种抽采方法。如表 1 所示。 表 1 煤层气井下抽采技术一览表 煤层气井下抽采技术 立井揭煤层超前钻孔预抽煤层气 石门揭煤层超前钻孔预抽煤层气 煤巷掘进预抽(排)煤层气 煤巷先抽后掘抽放煤层气 穿层钻孔大面积预抽煤层气 顺层上向钻孔预抽煤层气 顺层下向钻孔预抽煤层气 顺层走向水平孔预抽煤层气 开采煤层未卸压煤层气抽采 顺层交叉网状钻孔抽采煤层气 边掘边抽卸压煤层气 边采边抽卸压煤层气 开采上保护层抽采煤层(被保护层)煤层气 开采下保护层抽采煤层煤层气 本煤层煤层气抽采技术 开采煤层采动卸压煤层气抽采 混合式抽采上、下保护层煤层气 5 水力压裂强化抽采煤层煤层气 水力割缝强化抽采煤层煤层气 人为(强化)卸压煤层气抽采 长钻孔控制预裂爆破强化抽采开采煤层煤层气 平行穿层钻孔抽采上邻近层煤层气 迎面斜交钻孔抽采上邻近层煤层气 顶板走向长钻孔抽采上邻近层煤层气 地面垂直钻孔抽采上邻近层(含采空区)煤层气 走向高抽巷抽采上邻近层煤层气 倾斜高抽巷抽采上邻近层煤层气 上邻近层卸压煤层气抽采 走向高、中、低位抽瓦斯巷相结合的抽采上邻近层煤层气下向孔抽采下邻近层煤层气 邻近层煤层气抽采技术 下邻近层卸压煤层气抽采 上向孔抽采下邻近层煤层气 从回风巷布孔抽采卸压带、冒落带煤层气 从回风巷抬高钻场布孔抽采卸压带、冒落带煤层气 低位专用抽瓦斯巷抽采采空区卸压带、冒落带煤层气 密闭回风巷横贯插管抽采采空区积聚煤层气 密闭尾巷抽采采空区积聚煤层气 埋管抽采采空区积聚煤层气 顶煤专用巷道抽采采空区煤层气(放顶煤采煤方法) 采煤工作面采空区煤层气抽采 顶煤专用巷与埋(插)管相结合抽采采空区煤层气(放顶煤采煤方法) 钻孔抽采老采空区煤层气井下钻孔及地面钻孔) 密闭插管抽采老采空区煤层气 采空区煤层气抽采技术 老采空区煤层气抽采 上隅角工作面煤层气抽采 资料来源: 王魁军, 罗海珠等. 矿井瓦斯防治技术优选—瓦斯涌出量预测与抽放 [M],江苏 :中国矿业大学出版社,2008. 目前,中国已进入综合抽采煤层气阶段,即把开采煤层煤层气采前预抽,卸压邻近层瓦斯边
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