煤层气排采设计2.docx
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煤层气排采设计2
1前言
1.1工程目的
根据煤层气藏开发方案的总体原则,对主力气藏进行整体开发方案的编制。
总体开发方案包括煤层气藏工程方案、钻完井工程方案、采气工程方案、气藏地面工程方案和HSE及整体方案经济评价等六部分。
1.2设计依据
1.2.1地质特征
1.2.1.1气藏地质部分
(1)目标气藏区块的二叠系下统山西组3号煤层和石炭系上统太原组15号煤层为主要发育煤层。
本区构造形态总体为单斜构造,发育褶曲,地层倾角不超过15°,断层不发育,总体属地质构造简单类。
(2)主要含煤地层为煤系平均总厚163.02m。
含煤17层,煤层总14.67m,含煤系数9.1%,其中主要可采煤层总厚10.70m。
煤体结构以原生结构和碎裂结构为主,分布有碎粒结构。
煤质真密度为1.48~1.58,视密度为1.4~1.5。
(3)3#煤层和15#煤层的平均孔隙度分别为5.21%和5.39%。
3号煤层的实测渗透率在0.97~2.07×10-3μm2之间;15号煤层在0.68~1.76×10-3μm2之间。
3#煤兰氏压力平均2.19MPa;15#煤兰氏压力平均2.18MPa,该区主要煤层对甲烷具有很强的吸附能力。
主力煤层的含气量在9m3/t~25m3/t临界解吸压力在1.43MPa~3.88MPa之间,地层平均压力大于4MPa,属欠饱和储层。
(4)3#煤储层压力系数为0.693~0.808,属于欠压储层;15#煤储层压力梯度为0.703~0.828,也属欠压储层。
地温梯度约为1.8~2.2℃/100m,地温梯度偏低。
经计算,煤层气体在标准状况下的密度为1.23kg/m3。
(5)气藏工程方法计算煤层气含量为73.89×108m3,三维地质模型计算储量为75.31×108m3,属中型煤层气田,可采储量可达37.67×108m3。
(6)建立了煤层气藏三维地质模型,并对全区和单井的日产气量、日产水量和井底流压进行了生产拟合,拟合结果表明说明数值模型具有较高的可信度,可以用作开发指标的动态预测。
1.2.1.2气藏工程部分
(1)在考虑主力煤层各项物性条件下,为实现经济利益最大化,一套开发井网两主力煤层采用一套开发层系进行开发。
(2)通过对本区煤层气的地质条件、产气特点、开采成本以及煤层气藏初期建产的情况,采用以直井为主,多压裂水平井和多分支水平井为辅的井型进行开发,同时初步尝试径向井工艺。
直井每口井进行水力压裂,人工缝半长优化为为100m~120m,导流能力30Dcm~40Dcm。
多级压压裂水平井水平段长度为800m,压裂段数6个,裂缝半长80~100m,导流能力为30Dcm~40Dcm。
径向井在每层含4个100m长的水平段。
多分支水平井主井筒段长1000m,两个分别以200m等间距分布10个长300m的分支,分支角度30°,分支方位NE15°/NE75°。
(3)结合工区实际情况直井井网初步定为交错排状井网;利用气藏工程方法以及数值模拟方法对比不同井距下的产能,并结合经济极限法,结果表明采用400×350m更具经济优势;综合考虑天然裂缝和人工压裂裂缝延展方向,设计井网方位应平行这些方向布置即NW45°。
生产初期,井以2MPa定井底流压生产,生产3年后以井底流压定为1MPa,最后0.5MPa进行生产直到气田废弃。
采用数值模拟方法预测、压裂直井、U型水平井、径向井及多分支水平井产量最高分别可达2600m3/d、11700m3/d、15800m3/d、20000m3/d。
(4)利用等温吸附曲线法预测气田采收率3#和15#分别为53.87%和55.61%。
(5)根据主力煤层气资源特点、勘探程度和开发技术条件,以效益最大化和滚动开发为原则,将目标区块煤层气开发分为产能建设、产能扩建和商业开发三个阶段来分别实施,计划通过8年初期建设时间完成159口压裂直井、18口U型水平井、3口径向井、4口多分支水平井的计划,使目标煤层气田在生产第9年达到每年2.19×108m3的产量规模,并稳定生产10年,最终采出程度49.45%。
2井的基础数据
区内由老到新依次发育奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和第四系地层,其
中二叠系下统山西组的3号煤层和石炭系上统太原组的15号煤层为主要发育煤层。
具体叙述如下:
(1)二叠系下统山西组
为本区主要含煤地层之一。
K7砂岩底至K8砂岩底。
主要由砂岩、粉砂岩、砂质泥岩、泥岩及煤组成。
与下伏太原组相比,本组以含砂成份高、色浅、交错层理发育、植物化石丰富为其特点。
底部为灰色中-细粒砂岩(K7),局部砂质减少,颗粒变细相变为粉砂岩。
该组含煤1~4层,其中3号煤层是主要煤层,位于中下部。
本组平均厚47m。
底部以K7砂岩与下伏太原组呈整合接触。
(2)石炭系上统太原组
为区内主要含煤地层之一。
K1砂岩底至K7砂岩底。
主要由砂岩、粉砂岩、砂质泥岩、泥岩及石灰岩组成。
其中含煤7~13层,以下部15号煤层发育较好;含石灰岩或泥灰岩3~8层。
全组平均厚115m。
2.1构造特征
本区构造形态总体为一走向北北东、倾向北西西的单斜构造。
在此基础上发育了一系列近南北-北北东向宽缓褶曲,形成区内地层的波状起伏,岩层倾角一般不超过15°,个别地段受构造影响岩层倾角变大。
断层不发育,规模较大的仅一条,断距最大达100m。
总体属地质构造简单类。
(1)褶曲
工作区较大的褶曲主要有2条,自东向西分别为:
f1背斜和f2向斜,走向大致为北北东向。
(2)断层
F1正断层地表有多处出露,断层错断在刘家沟组、石千峰组地层中。
走向总体呈NE向延伸,贯穿全区,延伸长度12.5km。
该断层地表露头断层面清楚,断层宽约3m,产状为300°∠45゜,断距约100m。
(3)节理
区内节理总体较发育,发育方向以走向50°~60°的节理最为发育,节理密度大,节理面平直,裂缝紧密,节理延伸长,无充填。
其它方向节理延伸短(一般不超过3m),节理面也不够平直,发育密度规律性不强。
不同地点节理的发育程度不尽相同,以走向50°~60°的节理为例,区内发育2~16条/m,一般为10条/m,往往在向斜或背斜轴部节理发育密度较大,而褶曲翼部相对较稀。
2.2煤层特征
2.2.1煤系发育特征
区块内主要含煤地层为石炭系上统太原组(C3t)和二叠系下统山西组(P1s),煤系平均总厚163.02m。
含煤17层,煤层总14.67m,含煤系数9.1%,其中主要可采煤层2层,分别为3号煤层和15号煤层,总厚10.70m。
2.2.2煤层发育特征
区块内稳定发育的主要煤层为二叠系下统山西组的3号煤层和石炭系上统太原组的15号煤层。
3号煤层和15号煤层不仅厚度大,且全区稳定分布。
煤层底板标高总体变化趋势是向西北方向逐渐加大。
(1)3#煤层
3#煤层位于山西组下部,上距K9砂岩30m,下距K7砂岩8m。
厚6.05~6.6m,平均6.24m。
底板标高17.10~321.20m。
含夹矸0~5层,一般1~3层,夹矸厚度不大,总厚度不超过0.50m,单层厚度小于0.30m,夹矸岩性多为泥岩或粉砂质泥岩,结构为简单-较简单型,属稳定煤层。
为低-中灰、特低硫无烟煤。
3#煤层顶板一般为砂质泥岩或粉砂岩,顶板与煤层之间常夹有薄层炭质泥岩或泥岩,该炭质泥岩或泥岩及顶板较松软;顶板之上为细粒或中粒砂岩,岩性较稳定。
底板多为黑色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩,局部细粒砂岩。
(2)15#煤层
15#煤层位于太原组一段顶部,直接伏于K2灰岩之下,上距3#煤层85m~96m,下距K1砂岩9m。
煤层厚3.8~4.5m,平均4.14m。
底板标高-81.30~231.08m。
夹矸单层厚小于0.60m,结构为简单-复杂型,属稳定煤层。
为中灰、特低硫无烟煤。
15#煤层顶板为K2石灰岩,厚9m左右,K2灰岩与煤层之间有0.20~0.30m泥岩;底板为泥岩,厚5m左右。
2.2.3煤体结构特征
3#煤层:
煤体结构以原生结构和碎裂结构为主,偶见碎粒结构。
根据勘探资料显示,3#煤层底部分布有1m左右的软煤。
15#煤层:
煤体结构以原生结构和碎裂结构为主,分布有碎粒结构。
2.2.4煤岩与煤质性质
(1)显微组分组及矿物测定
3#煤层:
显微组分以镜质组为主,镜质组含量57.8%~83.1%,平均70.45%;矿物质含量为5.4%~16.4%,平均为10.9%,其中粘土矿物含量为1.2%~15.2%,碳酸盐类矿物为0.2%~1.6%,氧化物类矿物为0.2%~0.5%。
15#煤层:
显微组分以镜质组为主,镜质组含量60.1%~84.1%,平均73.1%;矿物质含量为1.9%~23.2%,平均为12.5%,其中粘土矿物含量为5.1%~22%,碳酸盐类矿物为0.2%~0.7%,氧化物类矿物为0.2%~0.5%。
(2)煤的镜质体反射率
3#煤层:
分布区间为2.771%~5.058%,平均3.914%,根据反射率值,3#煤层煤变质阶段属于高变质阶段无烟煤三号。
15#煤层:
分布区间为2.289%~3.679%,平均2.984%,根据反射率值,15#煤层煤变质阶段属于无烟煤三号。
(3)煤质工业分析
3#煤层:
水分(Mad)为0.13%~1.02%,平均为0.58%;灰分(Ad)为8.54%~42.76%,平均为25.65%;挥发分(Vdaf)为8.46%~16.13%,平均为12.29%。
15#煤层:
水分(Mad)为0.11%~0.97%,平均为0.54%;灰分(Ad)为5.36%~25.42%,平均为15.39%;挥发分(Vdaf)为7.72%~13.46%,平均为10.59%。
(4)煤质元素分析
3#煤层:
碳含量为88.27%~92.84%,平均为90.56%;氢含量为3.40%~4.30%,平均为3.85%;氮含量为1.01%~1.46%,平均为1.23%。
15#煤层:
碳含量为89.88%~91.25%,平均为90.57%;氢含量为3.56%~4.35%,平均为3.96%;氮含量为1.06%~1.44%,平均为1.25%。
(5)煤质真密度、视密度
3#煤层:
真密度为1.5~1.58,视密度为1.42~1.5。
15#煤层:
真密度为1.48~1.57,视密度为1.4~1.49。
2.2.5煤储层物性
(1)煤储层孔隙度
(2)煤储层渗透率
①煤的渗透率
参数井注入/压降试井结果表明,该区煤层渗透率较高,其中3#煤层的实测渗透率在0.97~2.07×10-3μm2之间;而15号煤层由于埋深大于3#煤层,测定的煤层渗透率略低于3#煤层,在0.68~1.76×10-3μm2之间。
3#和15#煤层的渗透率。
表2.2试井渗透率测试数据
②气水两相相对渗透率
表2.3气水两相相对渗透率数据
图2.2气水相对渗透率
从相渗曲线来看,在排水降压开采时裂缝内束缚水饱和度为较高,为0.45,但气相相对渗透率也较高,为0.95;煤层气体整体上相对渗透率也较高,则流在裂缝中的渗流阻力较小,为主力煤层的有效开发提供了渗流依据。
2.2.6煤的吸附解吸特征
(1)煤的吸附特征
对6口参数井3#、15#煤层取样进行了等温吸附实验,其中3#煤干燥无灰基的最大吸附容量(兰氏体积)在30.39~47.16m3/t之间,平均36.98m3/t,兰氏压力1.9~2.49MPa,平均2.19MPa;15#煤干燥无灰基的最大吸附容量(兰氏体积)在35.4~46.88m3/t之间,平均38.82m3/t,兰氏压力1.88~2.73MPa,平均2.18MPa。
实验结果表明,该区主要煤层对甲烷具有很强的吸附能力。
图2.33#煤层等温吸附曲线图2.415#煤层等温吸附曲线
(2)煤的解吸特征
主力煤层的含气量在9m3/t~25m3/t,区内主要煤层的气体临界解吸压力在1.43MPa~3.88MPa之间,地层平均压力大于4MPa,含气饱和度在57.86%~96.34%之间,属欠饱和储层,临储压力比(临界解吸压力与储层压力之比)为22.24%~89.89%。
2.2.7流体分布与性质
(1)煤层的含气特性
煤层气含气量测定结果显示,本区煤层气含量较高,3号煤层干燥无灰基气含量多在9.0~21.3m3/t之间,15号煤层干燥无灰基气含量一般在10.8~22.5m3/t之间,总体上15号煤层气含量高于3号煤层。
气体组分分析结果显示,本区煤层甲烷浓度较高,另含少量二氧化碳和氮气。
3#甲烷浓度79.42%~95.62%,15#煤层甲烷浓度81.58%~98.48%。
表2.4煤层气含量测试结果表
表2.5煤芯样品气成分分析结果表
2.2.8煤层的水质特征
本区地下水水文地质条件属简单类型。
区内晚古生代煤系中主要含水层与煤层间多存在直接的水力联系,其中对山西组3号煤层有水力联系的是其顶部砂岩裂隙含水层;与太原组煤层有水力联系的是太原组灰岩裂隙岩溶含水层;煤系下伏的奥灰岩溶含水层,由于存在峰峰组弱含水层和本溪组铝土质岩地层阻隔,其对煤层气储集和开采的影响仅仅是潜在性的。
太原组含水层与山西组含水层之间基本无水动力联系,与上覆的地表水系也不存在水动力联系。
根据已钻井测井资料解释成果,山西组3#煤层和太原组15#煤层的含水性较弱,3#煤层的顶部砂岩与15#煤层的顶部灰岩含水性也都较弱。
钻孔资料显示,产出水水质类型以Na-HCO3为主,矿化度一般在1200mg/L。
2.2.9煤储层综合特征
(1)储层温度与压力系统
①储层压力系统分析
本区6口参数井注入/压降试井资料表明,3#煤储层压力为3.76~5.94MPa,压力系数为0.693~0.808,属于欠压储层;15#煤储层压力为4.40~6.74MPa,压力梯度为0.703~0.828,也属欠压储层。
表2.6煤层压力、压力梯度测试数据表
②储层温度系统分析
该区地处沁水盆地南部,恒温带深度50m左右,温度17℃左右,地温梯度约为1.8~2.2℃/100m,地温梯度偏低。
2.2.10储层流体常规与高压物性
通过在区内6口参数井中进行取样,对煤芯样品的气体成分进行分析,得到以下结果。
表2.7煤芯样品气成分分析结果表
3排采工艺及排采工作制度
沁端区块煤储层埋深在530m~980m之间,地层压力系数介于0.693~0.828之间,属于欠压地层,需要通过人工举升采出煤层中的水,以降低储层压力,才能使吸附于煤层中的甲烷气体解吸、渗流至井底,通过井筒产出地面。
目前,国内外煤层气开发中所用到的举升方式包括气举、有杆泵、电潜泵、螺杆泵和射流泵等举升方式,他们有各自的技术特点和应用要求。
根据煤层气藏地质特征,结合各举升方式的技术特点,选择恰当的人工举升方式是保障煤层气井连续稳定经济排采的重要因素。
3.1人工举升方案设计原则
煤层气以吸附态为主赋存于煤中,需要通过排水降压使吸附于煤中的甲烷解吸从而渗流至井底,产出地面。
根据煤层气井生产特征,提出以下举升方式优选原则;
①煤层气井的产水量变化大,早期会产出大量的水,往后产水量相对减少,甚至很小,所选用的排水采气方法应兼顾前后期变化,适用范围较大;
②必须满足在最小井底压力下采出最大水量的要求,以保证在尽可能短的时间里,将储层压力降到解吸压力以下,使气井今早产气。
③煤储层渗透率低且具有应力敏感性,需要缓慢、连续降压以避免压力差下降过快而导致渗透率伤害较大,影响水和气的正常产出。
因此,需要人工举升方式具有无级调速能力,保证液面平稳下降;
④煤层气排水产气初期有煤粉产出,需要举升设备具有一定的防煤粉能力;
⑤提高采收率,降低煤层气生产成本。
3.2人工举升方式优选
煤层气专用排采设备并非是采油采气举升方式的单纯“移植”,而是根据煤层气井的实际生产情况,做了大量适应性改进和配套完善工作。
目前国内外所采用的机械排水方式主要有:
气举、有杆泵、电潜泵、螺杆泵和射流泵等排水采气工艺,各种排水方式的技术适应性见下表。
表3.1各种人工举升方式的技术适应性
表3.2各种人工举升方式的技术适应性(续表)
根据各种人工举升方式的技术适应性,结合该区煤层气藏特点、地面情况以及井下状况,分别对有杆泵(抽油机)、螺杆泵、电潜泵、水力喷射泵、气举在该区的技术适应性进行分析,下表为各举升方式的技术优缺点。
表3.3各举升方式主要技术特点对比
煤层气藏生产特点:
本区块地形以丘陵为主,煤层埋深530m~980m,总体埋藏较浅;由生产试验井和气藏动态预测可知,煤层气井产水量在1~20m3/d之间,总体产水量较低;煤层气井排采初期主要产水,为单相水流,中后期随着煤层气解吸,产气量逐渐上升,气水比升高,需要采取防气措;排水初期和产气初期有煤粉产出,需要有相应的排采设备具有一定的防煤粉措施;随着生产的进行煤层产水量不断降低,需要调节排采速度、不断下放泵的深度以更好的降低井底流压,所以需要排采设备具有灵活可调性。
技术适应性分析:
(1)有杆泵排水采气工艺
目前,在我国煤层气开发中,有杆泵排水采气工艺使用的最为广泛。
因其排量范围广,设备装置比较耐用,故障率低,技术成熟,易于维护和调节,且投资成本和运行成本较低。
虽然煤层气井生产中有煤粉产生,以及生产后期的高气水比对泵效有一定的影响,这只要预设相应的预防措施就可以加以克服。
总的来说,对于中低产水量、出砂和煤粉较少、井斜不严重的井,有杆泵是首选的抽排方式。
(2)螺杆泵排水采气工艺
螺杆泵最大的优点是可以应用于出砂、煤粉含量高的煤层气井,且可平稳降液使井底流压稳定或缓慢下降。
但目前也存在一些问题,螺杆泵一般适合于产水量中等的排采井,且需要较高的沉没度(50m以上),这是由于当煤层产水量低于螺杆泵的排水能力或螺杆泵由于沉没度低而造成泵抽空,使得泵容易烧毁,含气量过高时也会导致这一情况的出现。
螺杆泵排采还有一个问题就是易发生油管、抽油杆断裂的问题,给生产带来极大不变。
煤层气井生产后期产水量下降,螺杆泵不再适用,需要更换抽排设备,增加作业量和经济成本。
(3)气举排水采气工艺
气举排水采气比较适合于煤层气排采的开始阶段,因为排采初期主要产水、产水量相对来说较高,此时液面、压力受到很好的控制,且不受气体、固体颗粒影响。
但在煤层气排采后期,基本没有地层水,此时气举工艺不再适用。
与其人工举升方式相比,气举时井筒生产压差不会太高,不利于煤层气生产。
经济投入上,气举排采工艺一次投入高,且需要与稳定的气源供应,这限制了气举的推广应用。
(4)电潜泵排水采气工艺
电潜泵排量大,主要适合高产水量煤层气井。
除了要求煤层产水量大之外,电潜泵的正常生产对气含量以及固相颗粒的含量都有严格的要求,当游离气含量高于5%时,泵效便会很差,当气含量达到15%时,泵将无法正常抽汲液体,煤层气井生产后期产水量低、气含量高,使得电潜泵应用受限。
另外,电潜泵对其左右温度和供电故障非常敏感,产出的热量会引起水垢沉积,使泵堵塞而烧坏。
因此,电潜泵需要较高的沉没度来对其进行持续不断地冷却。
且电潜泵一次投入高、维护较难,因此,除非煤层气井的产水量特别高,一般不使用电潜泵。
(5)射流泵排水采气工艺
射流泵通过从地面注入高能量的动力液与井下流体液混合而排出地面,高压动力液的注入不利于煤层气储层压力的降低,且非连续的注入动力液造成的井底压力震荡会引起储层的渗透率下降而难以恢复而使得煤层气的开采受到严重阻碍。
目前,煤层气井通过油管排水、套管产气,并利用监测动液面来得到井底压力,少数井采用的下压力计来得到井底压力。
射流泵的排采方式是套管注动力液,油管采出液体,井底压力只能通过压力计来取得。
对煤层气井前期排水阶段能达到要求;但在煤层气开始有气产出的阶段,井底压力非常难控制,不利于煤层气井的正常生产。
综合对比分析以上几种抽排方式,在煤层气井生产初期排水阶段,产水量相对较高,各抽排方式均能够满足排采要求。
但到煤层气井生产阶段后期,煤层产水量降低、井内动液面下降,且有大煤层气产出。
对于螺杆泵和电潜泵,由于供液能力不足、动液面下降以及气的产出,使得泵得不到良好的冷却而出现烧泵现象。
后期产水量降低、气液比升高不利于气举的正常进行,而射流泵不能很好的控制生产后期的井底流压,所以除了有杆泵外其余几种抽排方式均有一定的局限性,故本方案采用有杆泵进行排水采气。
3.3有杆泵优化设计
有杆泵系统的优选原则是在满足排液的前提下优先考虑使用小泵径、长冲程和小冲次。
其具有如下优点:
①可充分利用泵筒的有效长度,按比例地增加泵的排量。
在地层供液能力充足的情况下,可降低液面提高排量,不会对设备产生影响,同时使泵筒均匀磨损;
②可降低单位时间内的冲程次数,减少振动载荷,改善示功图形状;还可减轻抽油杆磨损,从而延长其使用寿命;
③由于冲次减少,使得柱塞自上死点到下死点的时间增加,使煤层产出的砂及煤粉等有充分时间沉降;
④上冲程时柱塞运行速度变慢,有利于增强气、砂锚的防气和防砂效果,从而减轻泵的磨损,延长检泵周期及泵的使用寿命。
3.3.1选择抽油机的型号及泵径
通常,用驴头悬点的最大允许载荷Pmax、悬点最大冲程长度Smax、悬点的最大冲程次数nmax和减速箱曲柄最大允许扭矩Mmax四个参数表示抽水机的主要性能、基本结构及主要尺寸。
目前,我国煤层气专用抽水机以中小机型、中短冲程和中小扭矩为主,冲次以低冲为主、兼有中等冲次,具体参数如下表所示。
表3.4我国煤层气用抽水机基本参数
由生产试验井和气藏动态预测可知沁端区块总体产水量较低,结合目前我国煤层气的排采经验,本区将选用中小机型、中短冲程和中小扭矩的抽油机,冲次以中低冲为主。
参照SY/T5873-2005《有杆泵抽油系统设计、施工推荐作法》,本方案采用图表法选择有杆泵排采设备,详细如下。
图表法的前提条件为:
①所抽取井液的密度为1000kg/m3;
②对于煤层气井,在考虑到泵吸入口气液比、泵余隙容积和沉没压力等实际因素影响的前提下,泵效采用修理期间的平均泵效,η=70%;
③假设煤层气井中动液面位于泵的入口处,沉没度为零,即认为井液举升高度和下泵深度相等;
④井口套压和动液面处压力为零,即ptf=0和pG=0;
⑤杆柱强度计算按C级杆来考虑,杆柱材料的弹性模量E取为200GPa;
⑥计算中,悬点最大冲程和最大冲次选用对应型号排采设备的最大允许冲程和最大冲次。
适用于煤层气的短、中、长冲程有杆泵排采设备机型和泵型的选择图解如图3.5~3.7所示。
图3.5有杆泵排采设备机型和泵型的选择图解(短冲程)
图3.6有杆泵排采设备机型和泵型的选择图解(中冲程)
图3.7有杆泵排采设备机型和泵型的选择图解(长冲程)
图中:
粗折线表示某种型号抽油机和一定结构抽油杆、抽油泵配合时的最大使用范围,圆圈中的数字表示泵的直径(单位mm);虚线标志
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