摘要：根据水煤浆分散剂分散性能的评价方法,筛选出了两种分散性能良好的阴离子型分散剂FSJ-01和FSJ-02。设计了一种适合煤岩煤粉的分散导流实验,并对所筛选的分散剂进行了评价研究。最终优选出具有分散性能良好、价格低、货源广等特点的分散剂FSJ-02作为煤层气压裂改造用的煤粉分散剂。

摘要：致力于开发煤系气的合采技术是国内现有非常规能源发展的重点。通过对煤系气的地质特征及合采煤系气的产出机理进行分析,采用正确的生产工艺及合理的井下管柱是实现煤系气合采作业的前提条件。通过对双管柱合采技术进行分析,针对上部为煤层,下部为高压产气层的煤系气合采环境,设计出了较为适用的煤系气合采工艺。构造出双管柱合采煤系气结构,并建立了管柱尺寸的选取模型,再通过分析计算管柱是否满足连续生产作业来判定所涉及的双管柱合采技术对于煤系气合采作业的可适用性。分析得出:双管柱合采技术可用于煤系气的合采作业,并依据地质条件,给出了不同尺寸井口条件下煤层最大产水与高压产层最大产气量的关系,对今后更深入的煤系气合采技术研究提供了一定的参考。

摘要：针对沁水煤层气田生产开发过程中出现的低回压、低压力、低管压的需求和新老井管压不匹配、老井产气能力和产能释放不匹配、集气站设计压力和生产工况不匹配的问题,提出微正压集输工艺模式。该工艺模式以最简化控制节点和流程改造为核心,以沁水煤层气田原有的工艺流程为基础,在集气阀组处增设微正压装置。模拟验证结果表明,微正压集输工艺模式可有效提高老井产量和集气站压缩机组运行效率,缓解新老井间产量压制问题。该工艺模式在降压提产及提高机组效率方面效果显著,对煤层气田老区块工艺改造具有重要的工程指导意义。

摘要：根据高压条件下聚结过滤用滤芯的现场试验发现,随现场运行时间的延长,滤芯对粒径小于4mm的颗粒的过滤效率明显降低,其原因是高压气流持续冲击使部分滤层的填充密度降低。为此,利用气-液过滤性能评价系统,分别测定纤维层面密度在13~50 g/m^2范围内的聚酯纤维(PET)和聚丙烯纤维(PP)滤芯的过滤性能。结果表明:随滤材纤维层面密度增大,滤芯压降相应升高,出口液滴质量浓度降低,这与滤芯现场试验的结论较为一致。PP滤芯的稳态压降明显低于PET滤芯,且不同纤维层面密度的PP滤芯的性能差别较大。将试验结果与填充密度修正型过滤效率模型的理论值进行对比发现,PET滤芯的试验值与理论值的误差小于1%。研究结果为工程实际用滤芯的优化设计提供了参考,具有一定的工程实际意义。

摘要：硬脆性砂岩、页岩储层与塑性的煤层组合开发时,层间应力差、岩性差异、界面性质等因素会对水力裂缝扩展产生较大影响,复合储层人工裂缝扩展规律存在认识不清的难点,给储层改造方案的合理设计带来了难度。基于此,选取鄂尔多斯盆地东缘临兴地区天然露头岩石进行不同岩性组合,开展室内大尺寸真三轴水力压裂物理模拟试验,研究不同地应力差、弹性模量差异、煤岩割理等参数对水力裂缝起裂及扩展的影响。结果表明：水力裂缝起裂方向受地应力条件及近井筒天然弱面共同控制;当应力差在4～6 MPa时,既能保证裂缝穿透界面,又能保证高效沟通煤岩中天然弱面形成网络裂缝;层间弹性模量差异越大,缝内流体压力越高,穿透界面时释放的压力脉冲有助于激活煤岩中的微裂缝形成复杂的裂缝网络。水力裂缝在煤岩中的扩展路径受割理影响较大,易发生转向或者分叉扩展;水力裂缝穿透界面时压裂曲线存在明显的2次憋压,沟通煤岩割理过程中压裂曲线上下波动明显。研究复合储层水力裂缝起裂及扩展规律可为油田现场预测裂缝形态以及优化泵注程序提供参考。

摘要：在煤层气产气量偏低、压缩机进气压力偏离设计工况下,以沁南煤层气田地面集输系统中的樊庄、郑庄两个区块集气站为研究对象,调研煤层气压缩机的能耗现状并提出能效提升方案。对郑二集气站单台DTY1000型往复式压缩机的历史数据分析发现,外输气量是制约压缩机能耗的关键参数。对比樊三站DTY1000型往复式压缩机和LGN40型螺杆式压缩机并联的能耗数据发现,在一定的外输气量范围内调节压缩机组合运行的方式存在节能空间,由此提出了基于历史数据的压缩机能效提升方案。在此基础上,进一步提出了在阀组处布置增压设备的阀组-集气站两级增压集输模式,以郑二站的阀组管线为例进行流程模拟发现,相比于现有集输模式,两级增压集输模式预计节能达12%,有望解决煤层气产气量相对减少与集输系统能耗偏高的矛盾。

摘要：利用区块三维地震数据体,沿煤层提取了构造曲率属性,利用构造曲率法预测了区块裂缝发育特征,形成裂缝预测玫瑰图,对裂缝的密度与方位进行了预测。通过与单井压裂裂缝监测结果对比,预测结果与监测结果一致,证实了该方法的可靠性,可指导井位部署。在部署过程中,一是垂直于裂缝方向部署水平井,二是在裂缝较发育区,采用筛管完井,在裂缝不发育区,采用套管压裂水平井,均取得较好效果,提高了区块开发效果。

摘要：为进一步研究沁水盆地煤层气田地面集输优化技术,实现"十三五"期间的高效开发,基于统计分析理论,利用煤层气田采集气管网运行大数据分析平台,挖掘技术难点,思考研究方向,着力解决和处理系统建设、运行过程中出现的"三难"(征地难、建站难、布管难),"三高"(投资高、闲置高、能耗高),采出水"三差异"(水质差异、标准差异、产水差异)等问题及矛盾。研究表明:改变地面建设模式,更新设计理念,实现地下与地上一体化建设、满足需求的可拓可控式集输工艺设计,是解决当前集输系统问题和矛盾的关键。该研究成果对沁水盆地煤层气田的新区块开发建设具有十分重要的工程指导意义。

摘要：沁水盆地南部煤层气资源丰富,是中国第一个煤层气商业开发效果较好的区块。沁水盆地南部煤层气主力开发层系3号煤层埋藏较浅且地层压力稳定,采用小钻机、二开井身结构、清水或空气钻进的低成本钻井工艺可满足煤层气开发要求。考虑煤层气钻井地质、排水采气和低成本施工工艺等煤层气开发的特殊要求,建立了煤层气丛式井轨迹优化模型,并深入研究了四井组丛式井轨迹优化设计、钻具组合等。对低成本直井和丛式井钻井工艺的经济效益进行了评价,结果表明,采用小钻机、空气或清水钻进和丛式井低成本钻井完井工艺可实现煤层气的低成本高效益开发,四井组丛式井比直井开发模式更为节约,可节约钻井成本的4.518%。

摘要：为分析煤层气井产能,基于煤层气井压裂后地层液渗流和管流模型,建立了气水两相流阶段下变裂缝变流量产气通道导流能力模型,并对排采阶段影响导流能力的因素进行了分析,提出了持液率是影响气水两相流阶段导流能力的重要因素.该模型为煤层气井产能的分析提供了重要依据.当持液率等于1时,该模型为单相水流阶段导流能力模型;当持液率等于0时,该模型为单相气体流动阶段导流能力模型;当计算模型中裂缝宽度变化函数为常数时,即为恒裂缝宽度导流能力模型;分析结果表明:煤层气井在气水两相流阶段其产气通道导流能力受持液率的影响,随着持液率增加,导流能力增加;气水两相流中水所占的比例越大其导流能力越大,即单相水流阶段比单相气体流动阶段产气通道的导流能力大,一方面煤层气的解吸产出使产气通道内持液率降低,产气通道的导流能力降低;另一方面煤层气的解吸产出时煤基质收缩,产气通道增大,其导流能力增加.故煤层气定量排采中可以设计合理的产气量使产气通道达到最佳的导流能力,以优化煤层气的排采制度.