摘要：本文在对抽油机排采的煤层气定向斜井排采管柱与杆柱间偏磨机理深入分析研究的基础上,制定了一套防偏磨的杆柱配制组合技术方案,并根据2016年至今在贵州省毕节市、六盘水市部分地区应用情况进行总结分析,认为该技术防偏磨效果良好,为后续贵州省抽油机排采煤层气井管杆的防偏磨设计提供参考。

摘要：通过对XS区块7口煤层气勘探井排采过程的定量化分析得到单井泄压漏斗半径在48.1~108.4 m,显示本区煤层对压裂的响应较好但压降漏斗的扩展相对偏缓慢。通过对排采初期理论临界降速与实际排采降速的对比发现,合理的临界降速介于5.7~16.7 kPa/d,本区煤层气井排采初期的流压降速可控制在11.2 kPa/d左右。目前单井储层拟合渗透率介于0.31~0.76 mD,平均约0.55 mD,低于邻区高产井的0.9 mD,显示勘探井的储层改造工艺及对应的产气潜力均有提升空间,建议适当增大压裂规模强化储层改造效果。

摘要：根据煤层气井排采的特点,结合传统采油技术,设计了新疆油田煤层气井排采的井下管柱结构及地面流程。在排采过程中,选用了易于控制的无级变速抽油机,自行研制了井下永久压力计,可实时监测井下压力和温度,为排采过程监控提供了所需的参数。应用情况表明,该排采工艺技术能较好地满足新疆油田煤层气井排采的需要。

摘要：根据鄂尔多斯盆地某区块深部煤层气井生产资料，分析深部煤层气井在排采初期的气水产出特征；研究影响深部煤层气井产能的地质和工程主要因素，基于产能主控因素提出研究区深部煤层气开发建议．结果表明：深部煤层气井在排采初期产能偏低，影响产气效果的地质因素主要包括构造部位、煤层埋深、含气量及水动力条件，工程因素主要包括压裂参数、开采层数和抽采制度；开发时应注意控制压裂液排量高于7．75m3／min，保持30～40m3的加砂量，并根据产气变化及时调节泵冲次，调节幅度以小于0．05次／min为宜；工程前期设计和后期操作要与地质情况紧密结合，充分发挥两者对产能控制的最大优势．

摘要：“十三五”期间,围绕“突破煤层气单井产量低”这一制约我国煤层气高效开发的重大难题,借助国家科技重大专项和其他技术攻关研究,煤层气勘探开发理论认识和工程技术都取得明显进展,表现在4个方面:(1)勘探理念从寻找富集甜点区向高产甜点区转变,开发部署由平铺式到精细化调整转变。(2)围绕高效增产技术方面,在实现由二维地震向三维地震、由直井(丛式井)向水平井实践拓展的同时,创新形成以储层改造为主的系列压裂技术,包括碎软煤间接压裂、方解石填充深部(层)煤层气水平井少段多簇体积酸化压裂、特低渗深部(层)煤层气水平井超大规模极限压裂等技术,初步解决了构造煤煤层气效益开发难题,突破了2 000 m以深部(层)压裂改造技术瓶颈,推动了煤层气开发从中浅层向深部(层)的延伸;(3)围绕排采技术方面,创新形成定量化排采多目标优化设计、煤层气井无杆举升、负压排采等关键技术,推动煤层气排采控制由定性向半定量、定量转变,解决了丛式井组集成化排采和水平井下倾排采难题,有效提高了单井产量和煤层气采收率;(4)围绕稳产增产储备技术方面,创新提出包括大直径水平井应力释放采气、煤层气可控温注氮驱替增产等技术,为实现煤层气二次开发提供了技术储备。针对我国煤层气产业处于“爬坡期”和“战略机遇期”的阶段特点,围绕“碳达峰碳中和”目标背景,在系统梳理目前亟需解决的技术难题基础上,提出我国煤层气产业“两步走”发展战略:到2025年实现理论与技术新突破,达到国家“十四五”规划年产100×10^(8) m^(3)目标,坚定产业发展信心;到2030年形成针对我国不同地质条件的适用性技术,达到年产300×10^(8)m^(3)目标,成为天然气总产量的重要组成部分。相应对策是:从技术和管理2个维度,按照资源、技术、人才、政策和投资等五大要素,遵循“技术突破为核心、五位一体、协同创新”原则,研究制定并落实配套保障措施,并从高效开发和提高单井产量两方面,提出关系煤层气产业未来发展9方面的理论研究及技术攻关方向,以满足实现煤层气产业高质量发展的目标。

摘要：在煤层气开采中,随着排采的深入,煤层气井显现产气量不断上升、产水量逐渐下降的特征,如果当产气量达到给定数值时,使用连续转换泵,将三抽人工举升排水转换为速度管举升,将对提升煤层气的开发效益具有重要意义。本文给出了一种新型三抽—速度管转换工艺的杆柱与系统设计、转换泵的结构设计、转换泵校核计算的方法等理论,制造了新型转换泵。为该工艺的推广实施,奠定了设备基础。

摘要：为了解决电潜泵等排采工艺因自身的应用条件不能适应平桥南区块页岩气井不同的排采时期的问题,开展了页岩气排采工艺技术适应性分析及对策研究。通过对电潜泵、射流泵、气举排采工艺存在问题进行分析,依据平桥南区块页岩气井不同排采时期地层压力特征,设计了电潜泵—气举组合排采工艺管柱。复合排采工艺管柱由ϕ73 mm油管、气举阀、智能开关、电潜泵组成。在页岩气井生产前期,当地层供液能力充足时,采用电潜泵排液举升工艺管柱;在排采后期,当电潜泵的沉没度下降至100~200 m时,采用气举排采工艺。电潜泵—气举组合排采工艺管柱克服了电潜泵、射流泵、气举单一排采工艺的不足,一趟生产管柱适应页岩气井不同的排采时期,最终实现了页岩气排采井的连续性排采。

摘要：文中介绍了延川南区块煤层气参数井排采工艺技术现状,找出排采工艺中存在的主要问题,分析了延1小井组排采工艺技术现状,进行了延1大井组排采井泵径、泵深、冲程、冲次等生产参数设计,并针对前期排采井中易出煤粉、杆管偏磨等问题提出了相应的建议,对提高延川南区块煤层气整体开发水平具有重大意义。

摘要：针对传统煤层气排采的工作方式主要以人工现场值守为主,存在低时效、低速效、低灵敏性等缺点,提出并设计了一种基于PLC的煤层气排采控制系统。系统以西门子S7-300型PLC为控制中心,以控制井底流压为核心,将RS485信号线采集到的井底压力计实测值与井底流压预期降低值进行比较后,得到偏差信号,并传输至PLC程序控制运算器中,然后根据运算结果调节变频器,进而能够实时调整排采设备的运转速度,最终达到控制井底流压的目标,实现煤层气井"连续、稳定"的生产方针。排采试验结果表明,该套系统自动调节性能良好,执行排采制度精度高,达到了预期效果。

摘要：一、煤层气井生产系统设计目标及原则系统通过设计和部署一套基于PLC技术的煤层气井生产监控自动化系统,使煤层气生产管理人员迅速准确掌握煤层气井的工作状况,故障隐患,并远程控制煤层气排采设备,达到提高煤层气井生产管理水平、工作效率,并改善煤层气员工工作条件的目的,同时基于该系统的实现,构建并实现煤层气井的智能排采功能。