煤层气开发技术.ppt

煤层气开发技术,20010年8月,中石油煤层气有限责任公司,前 言,中石油煤层气公司于2008年9月注册成立，主要从事煤层气资源的勘探开发、工程施工与对外合作、煤层气田范围内的浅层气勘探开发、设备租赁、技术和信息服务与咨询、技术培训及机械电器设备销售等业务。两年来煤层气公司业务取得了跨越式的发展。今年2月22日，集团公司办公会听取了煤层气业务的汇报，蒋总对中国石油煤层气业务提出了“做技术的引领者，规范的制定者，产业的领跑者”的要求。煤层气公司正在践行蒋总的指示。,一、煤层气的基本情况与认识二、煤层气的选区、选井技术三、煤层气的钻井技术与特点四、煤层气的选层与增产技术五、煤层气井的设备与排采技术六、煤层气项目的的地面工程技术,提 纲,世界主要产煤国家煤层气资源量（万亿立方米）,我国煤层气资源量约36.81万亿立方米，和陆上天然气资源量相当。目前美国煤层气年产量约600亿立方米，加拿大约100亿立方米，澳大利亚约30亿立方米。开发利用煤层气资源具有增加洁净能源、保障煤矿安全生产、降低温室效应等重要的经济、政治和社会意义。,中国石油可供煤层气勘探开发的面积达16.1万km2；拥有煤层气资源约16.48万亿m3，占登记区块资源总量的69.6%。,韩城-合阳地区5煤顶面构造图,合1-1，5，483.90-484.20m,合试1，5，825.69-826.07m,韩城煤层气开发,煤层气开发范围分布图,沁水煤层气开发,煤层气是煤炭的共、伴生气体资源，由煤层自生自储。在采煤行业俗称“瓦斯”，在北美油气行业中被称作“煤层中的天然气”，并归类为非常规气体能源。煤层气的勘探开发方式与常规天然气有很大的不同，其勘探开发特征与常规天然气也有很大的差异性。,1、非常规气,（1）煤层气的通俗表述,煤层气俗称“瓦斯”，1立方米煤层气热值相当于1.13升汽油和1.22千克标准煤；瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，也是一种强烈温室效应气体；煤层气是一种清洁、高效、安全的新型能源；2006年，全球煤矿瓦斯排放量占全球人类产出的甲烷量的8%。,2006年全球瓦斯回收和利用排放当量,2、煤层气的定义,（2）煤层气的科学定义,煤层气是在煤化作用中形成，主要以吸附状态储集在煤层中的天然气，主要成分是甲烷，含量一般大于85%；煤层气储存状态有三种形式：煤孔隙表面的吸附态煤孔隙及裂隙内的游离态煤层水中的溶解态当煤层生烃量增大或外界条件改变时，煤层气三种储存形式可以相互转化。,（3）常规天然气在烃源、成藏、开采等方面不同,煤层气与常规天然气比较,3、煤层气的工作理念,立足大型含煤盆地，以探井实验井组的“阵地战”方式，达到煤层的整体降压解吸，摸清煤储层的真实产能，优选煤层气优势建产区，进行规模化产能建设，实现煤层气商业开发。,（1）部署井位二维地震必须先行（2）不同地质条件用不同的技术方案（3）煤层气勘探开发必须强调低成本（4）煤层气勘探开发必须先易后难,（1）地震现行,煤层气勘探开发实践表明，我国地质条件复杂。随着煤层气产业化发展，地震技术也是煤层气勘探开发的先头兵。通过应用地震技术，可以预测出地下煤层厚度，较准确地识别出地下小构造，而AVO技术更是能帮助建立出含煤地层正演模型，包括煤层顶、底板、煤体结构，还能利用振幅信息寻找煤层中的节理裂隙密集带，探测到煤层气富集区，提高煤层气勘探开发效率，指导煤层气井位部署与钻探，进而达到高产、高效目的。,（2）单井评价,为获得区块的煤层气开发潜能，需要通过单井评价得出初期产能和一些参数。虽然煤层气井的试气工作很难在单井上求出最佳产量，初期日产量也仅供参考。但按照国外程序，单井必须试气，单井评价的目的就是为了求出煤层渗透率、压力、日产水和初期的产气能力，为向周边扩展的井组试验区部署提供依据和指导。晋城区早期的晋试1、2、3、4、5、6等井，后期樊庄部署的大量井，均是建立在对这些单井的产能评价之上。,（3）井组排采,国外煤层气试气经验告诉我们，煤层气不能用常规气试气方法，必须群井长期分压合排，在井间干扰作用下才能获得实际开采效果。对比国外井组，我国井距小，如樊庄、潘庄两个井组的井距仅有120-250m；井网不完善，受山区地形限制井网不规则，抽排中达不到最大面积法均衡降压的最佳井网几何形态；不能分压合排；抽排时间短，由于管线和用户不落实，放空量过多，很多井抽排不到半年关井。研究结果认为，煤层气井要达到商业性价值，一个井组至少15-17口井，连续抽排2-3年，甚至5-7年才获实际产量。,单井抽排和小井组试采压降范围过小，很难获得较高产量，也无法评价确切产能。选准突破口后尽快展开，实现规模开发，是取得效益的必由之路。,4、煤层气的工作流程,根据中国石油在沁水盆地和鄂尔多斯盆地的煤层气规模商业勘探开发实践，结合国外煤层气商业性开发经验，煤层气商业开发要实施地震、钻井、压裂、排采和地面集输工程作业，其研究和工作流程划分为四个阶段：,煤层气研究及工作流程示意图,勘探开发一体化,第一阶段：煤层气选区评价,煤层气选区评价在含煤盆地通过综合分析地震、煤田钻孔、探井及相关地质资料，查明地下煤层气资源基础与形成条件、优选出可供煤层气勘探开发的有利区，提出评价井井位，进行评价井的钻井、压裂和排采。,第二阶段：目标评价,煤层气目标评价在煤层气勘探开发有利区，围绕效果好的煤层气评价井实施大井组试验，以获取煤储层的真实产能，落实煤层气控制（或探明）储量；确定主力开发煤层和有利开发区；进行工艺井试验，确定主体开发工程工艺。为规模产能建设奠定产能参数，进行工艺技术准备。,第三阶段：开发方案编制,煤层气开发方案编制在证实有开发价值的有利开发区，以低成本、高效益、快速形成规模化生产为原则，按照煤层气开发程序，编制XX地区煤层气开发方案，并上报主管部门。,第四阶段：规模产能建设,煤层气产能建设按照上级部门批复的XX地区煤层气开发方案，以着力提高煤层气单井产量为目的，加强开发技术创新与集成，进行相关的煤层气钻井、压裂、排采、地面集输工程和管网建设。,坚持勘探开发一体化,“勘探上增储、开发上上产”，两个团队间的工作相互独立，造成中间工作脱节。勘探开发一体化后，开发人员可以提前介入对煤储层的认识、储量的发现；勘探人员通过煤层气地质条件的精细研究能对开发工艺和方案编制进行指导，实现两股力量、两种智慧的相互交汇，达到了勘探向下延伸，尽可能为钻井开发与排采提供准确煤层气地质模型；开发同时向上靠拢，尽可能为下一步的勘探提供新的认识和指导方向，如此就能大大提高了勘探开发总体效率。勘探开发一体化将能实现煤层气地质勘探成果与开发的融合，使勘探、开发密切协作共同向外围区块进军。,坚持采气采煤一体化,目前我国矿井瓦斯平均抽出率仅为23%，而美国、澳大利亚等主要产煤国家的矿井瓦斯抽出率均在50%以上。鉴于煤矿安全生产需要和经济有效地提高能源利用效率，采煤采气一体化如今已成为煤炭工业安全发展和煤层气合理开发利用的必然要求。采煤采气一体化就是要综合考虑安全管理、采掘布局、煤炭资源节约、规划矿井接续时间等诸多因素、编制煤炭和煤层气综合开发规划，努力在时间和空间上实现煤炭与煤层气开发的有机结合和有序衔接。,一、煤层气的基本情况与认识二、煤层气的选区、选井技术三、煤层气的钻井技术与特点四、煤层气的选层与增产技术五、煤层气井的设备与排采技术六、煤层气项目的的地面工程技术,提 纲,二、煤层气的选区、选井技术,1、煤层气的选区技术,国内煤层气勘探目标选区指标体系,我国煤田地质构造比较复杂，一般以选择构造相对简单、的区块；国外的煤田地质构造相对简单，开发煤层气选择构造比较发育的地区；勘探开发选择煤储层硬度较大的块煤。,井震联合反演预测煤储层（含上下砂岩储层）,2、煤层气选井技术井位优选,充分利用露头、钻井取芯、测井和开发生产测试资料，进行地震资料精细解释和煤储层反演，摸清煤层气基本地质条件，总结煤层气富集规律，按高产富集规律优选井位。,一、煤层气的基本情况与认识二、煤层气的选区、选井技术三、煤层气的钻井技术与特点四、煤层气的选层与增产技术五、煤层气井的设备与排采技术六、煤层气项目的的地面工程技术,提 纲,直井钻、完井技术 减少煤层伤害 提高机械钻速 缩短钻井周期 降低井漏风险 有效防斜打快 降低成本。,车载顶驱空气钻机,多分支水平井钻、完井技术,韩南-平03多分支水平井,水平井技术推广应用到三交以及大宁吉县地区,三交地区SJP02多分支水平井,丛式井钻、完井技术 减少占地、减少集气管线，便于管理丛式井：示范区钻井8个井组近40口,U型井钻、完井技术,WL05-1对接水平段为679.10 m，为韩城地区第一口远距离末端对接水平井。煤层钻遇率超过85%，煤层中水平进尺超过700米。,开发井的米进尺费用：由原来的2000元/m降低为500元/m。,采用二开井身结构：一开：311.2mm钻头一开，244.5mm表层套管坐入硬基岩1020m左右。二开：采用215.9mm钻头钻至煤层底部以下5560m，完钻后下入139.7mm套管。,根据煤层埋深较浅的特点，选用ZJ20系列钻机、水源1000钻机、水源2000钻机等。,特色钻井技术，不断降低开发成本，开发难采资源,TRD钻井技术,雷达导航末端动力钻井技术,MRD钻井技术,地面多边层内钻井技术,一、煤层气的基本情况与认识二、煤层气的选区、选井技术三、煤层气的钻井技术与特点四、煤层气的选层与增产技术五、煤层气井的设备与排采技术六、煤层气项目的的地面工程技术,提 纲,（一）煤层气压裂选层技术,1、选层原则和依据（1）综合地质录井、测井等各种资料，选择气层评价可信度高的层位；（2）压裂井段应具有一定的厚度及平面上分布有一定含气面积；（3）储层具有良好的物性，天然微裂缝发育，压前评价预期压裂效果较好的井层；（4）试气须有较好的显示且有一定的基础产量，地层测试资料反映地层能量充足的井层。2、压前评估技术（1）依据压裂选井选层原则，结合目的井层所在地区及层位，明确压裂目的；（2）评价压裂井层的井身结构，从套管强度和固井质量等方面，判断是否具备压裂施工条件；（3）储层综合评价和压裂效果预测；（4）选择射孔井段，优化射孔井段方案，控制压裂缝高度；,分析储层并根据测井资料计算压裂设计所需要的基本相关数据，为制定压裂泵注程序提供依据,一 岩石力学参数获取,二 煤层施工难度系数解释,压前评估-设计前的基本资料,储层综合评价-煤岩学评价：评价煤岩成分、煤型、结构,目的：定性选择射孔层位，排采基本原则,储层综合评价-测井评价：建立显微组分剖面，确定射孔层位,煤储层综合评价：优选射孔层位和压裂方案,对韩城区块2009-2010年现已排采的62井，139层压裂施工数据进行了大量的统计和处理工作,压裂效果综合评估和预测技术,（二）煤层气增产措施和技术,压裂是煤层气增产的首选方法和重要方式：美国三分之二以上的煤层气井是由水力压裂改造的，我国气产量1000m3/d以上的煤层气直井主要通过压裂改造方式。,压裂层,压裂层,射流分层压裂技术利用射流深穿透煤层的能力降低施工煤层破裂压力，从而满足压裂施工要求,封上压下工艺技术 施工管柱结构能满足煤层压裂所需的大排量要求封隔器在满足大排量的需要同时具有较高的工作压差（大于60MPa）满足煤层封上压下改造的需要有利于保护套管,一趟管柱分压两层工艺技术 施工管柱结构能满足煤层压裂所需的大排量要求封隔器在满足大排量的需要同时具有较高的工作压差（大于60MPa）加快施工进度,致密砂岩、页岩压裂工艺技术对于煤层开发井中紧邻煤层的致密砂及泥页岩开展压裂技术研究，以进一步提高单井产量，从而作为煤层压裂的有益补充 致密砂岩压裂液技术研究 致密砂岩压裂工艺研究 泥页岩压裂液技术研究 泥页砂岩压裂工艺研究,一、煤层气的基本情况与认识二、煤层气的选区、选井技术三、煤层气的钻井技术与特点四、煤层气的选层与增产技术五、煤层气井的设备与排采技术六、煤层气项目的的地面工程技术,提 纲,煤层气生产井示意图,1、排采设备,抽油机,螺杆泵,电潜泵,抽油机为主部分螺杆泵个别电潜泵,按照“平稳、有效、节约”的原则，因地制宜，采用网电、配合电机与燃气动力机组相结合的方法提供动力。小规模井网试采：先期柴油发电机组，建设小型燃气发电站对井网供电给排采设备提供动力，生产井：气井产气后，建设燃气发电站集中发电，修建供电网络通往各排采井；有条件开发区修建供电网络接入工业用电。,2、动力系统,抽油机泵抽系统设备主要有：3、5型抽油机、56mm二级整体筒管式泵、73mm油管、音标、89mm金属绕丝筛管、管式泵柱塞、19mm抽油杆、25.4mm光杆、丝堵、音标等；螺杆泵泵挂系统设备主要有：驱动头、24.5mm光杆+24.5mm抽油杆+抽油杆扶正器+转子+定子+尾管+金属筛管+沉砂管+丝堵；电潜泵泵挂系统主要设备有：变频器+入井电缆+电潜泵+筛管+丝堵。,泵一般下到煤层底部深度上下420m,平均为煤层中部深度以上5.98m处。所有井煤层均全部射开,3、井下设备系统,四、自动数据采集和设备自动控制系统井口利用集成RTU模块实现压力、气量、水量、电机数据等参数的实时采集与电机的远程启停控制。油压、套压为有线420mA电流信号，气流量和水流量为有线RS485通讯信号。单相电机数据采集与远程启停控制模块与集成RTU模块之间为有线RS485通讯信号。采集部分可实现功能：1)实现开停井状态实时发布；2)井口油压、套压的数据采集；3)电机电流/电压/功率远程采集；4)电机的远程启停控制；5)气量和水量的采集,优先选择移动公司的GPRS网络进行数据的无线传输。,不同的排采方式对动液面下降坡度、降液速率影响很大抽油机：排液动液面起伏大，降液速率不均匀螺杆泵：排液动液面缓慢匀速下降，降液速率稳定电潜泵：排液量大，用于特殊构造位置产水量大的井，有效降低液面,5.排采设备优化配置,抽油机+深井泵 特点：以井口气动机为动力源；配套技术较成熟；简单，易操作；成本低;排采强度不易控制；气液比大于300不适用，需井下加气锚；深井泵易发生故障（柱塞卡、固定阀漏等）。适用范围：产气量低于10000m3/d。螺杆泵 特点：以网电或井口燃气发电机为动力源；配套技术成熟；井下管柱简单；排采强度易控制；属容积泵，产液量控制严格；故障率小；防气、防砂；成本高。适用范围：与井深有关。小于1700m均适用。,螺杆泵排采 特点：以井口气动机为动力源；配套技术成熟；螺杆泵转速由井口气动力机转速控制；操作简单；排采强度易控制；井下管柱简单 属容积泵，严格控制产液量；防气、防砂；成本低（减少螺杆泵控制系统、电动机）；配置地面分离器适用于不同气液比。适用范围：井深小于1700m均适用。与抽油机相比：井下管柱简单；防气、防砂；操作简单；排采强度易控制，严格控制产液量，液面下降速率可精确控制。成本低，与抽油机排采设备价格相同；适用于任何气液比的井。,一、煤层气的基本情况与认识二、煤层气的选区、选井技术三、煤层气的钻井技术与特点四、煤层气的选层与增产技术五、煤层气井的设备与排采技术六、煤层气项目的的地面工程技术,提 纲,井场管网集气站处理站,中油煤层气公司地面工程技术脱胎于中石油常规油气田地面建设技术，并针对煤层气的特点，逐步优化而来。地面工程特点如下：井场复杂、低压大口径、连续增压、水露点控制。对应煤层气产量和压力递增的特殊关系，煤层气地面工程技术将逐步形成自己的特色，来适应煤层气低成本开发的要求。从四个方面阐述技术特点：,井场,井场采用标准化建设模式，动力系统采用燃气动力。可以实现产气计量、产水计量、套压采集、温度采集、动液面测量、抽水泵工况参数采集等功能。,集气管网,集气管网为低压管网，采用PE管、井场串接。管线口径逐级放大。干线采用多分枝结构，沿地形敷设。敷设方式开挖为主、穿越为辅。集气半径控制在10Km范围内。其主要技术特点：非金属管材、气水分输、枝装串接、低压集气、湿气输送。,集气站,集气站采用燃气动力压缩机，两级增压技术。主要技术特点：燃气动力、湿气增压、空冷控温、动态调节。,水处理,煤层气采出水主要问题是悬浮物和矿化度。悬浮物主要是煤粉。矿化度主要是钙离子浓度超出饮用水标准。采取单井拉水、集中处理方案。利用多级过滤、混凝沉降的技术可以使采出水达到国家一级排放指标。,集中处理站,集中处理站采取分期建设、逐步扩充的建设模式。主要技术特点：电动增压、甘醇脱水，湿气增压、中压外输，功能分区、分期扩建，四级起建、三级完工。为了适应低成本要求，最佳投资策略是分期建设，避免产能过剩，建设速度要与排采速度一致，建设周期1-3年。,处理厂效果图,集气站效果图,结束语,煤层气公司成立两年来，将在今年底韩城建设完成5亿方煤层气产能建设，今年计划销售商品气量1亿方，2011年在韩城累计完成10亿立方米的产能建设。2014年煤层气公司将达到销售商品量20亿方。煤层气公司有人才，有技术为CNODC澳洲煤层气项目的做好技术支撑。,谢谢大家！,