合層開發(fā)煤層氣井上部產(chǎn)層暴露的排采控制方法及裝置的制造方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001] 本發(fā)明屬于煤層氣地面開采控制方法及裝置，特別涉及一種合層開發(fā)煤層氣井上 部產(chǎn)層暴露的排采控制方法及裝置。
【背景技術(shù)】
[0002] 我國煤層氣資源豐富，預(yù)測(cè)埋深2000m以淺煤層氣地質(zhì)資源量達(dá)36. 8X 1012m3,與 常規(guī)天然氣資源量相當(dāng)。煤層氣規(guī)?；_發(fā)能夠緩解我國常規(guī)油氣能源短缺形勢(shì)，降低煤 礦瓦斯事故發(fā)生幾率，減少煤礦生產(chǎn)中溫室氣體排放量，可產(chǎn)生顯著的經(jīng)濟(jì)、環(huán)境、安全及 社會(huì)效益。
[0003] 以滇東黔西為代表的我國西南地區(qū)煤層氣資源豐富，資源開發(fā)潛力巨大。滇東黔 西地處我國高應(yīng)力區(qū)，煤儲(chǔ)層壓力、含氣飽和度高，且區(qū)內(nèi)上二疊統(tǒng)煤系煤層群發(fā)育，單煤 層厚度小、煤層氣資源豐度低。因此，進(jìn)行合層開發(fā)是滇東黔西地區(qū)煤層氣地面開發(fā)獲得經(jīng) 濟(jì)效益的前提。合層開發(fā)煤層氣井排采過程中，隨著油套環(huán)空液面的不斷下降，上部產(chǎn)層將 逐漸面臨暴露的問題。上部產(chǎn)層暴露后，井筒附近氣水兩相滲流狀態(tài)短期內(nèi)急劇轉(zhuǎn)換，必然 對(duì)上部已暴露產(chǎn)層造成一定的影響，嚴(yán)重時(shí)可導(dǎo)致煤層氣井日產(chǎn)氣量快速下降。為了全面 推進(jìn)我國西南地區(qū)煤層氣地面勘查開發(fā)工作，就需要解決合層開發(fā)煤層氣井上部暴露產(chǎn)層 易受傷害，煤層氣井難以長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的技術(shù)難題。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0004] 本發(fā)明的目的是要提供一種合層開發(fā)煤層氣井上部產(chǎn)層暴露的排采控制方法及 裝置，解決現(xiàn)有技術(shù)中存在的合層開發(fā)條件下上部產(chǎn)層暴露后易受傷害，合層開發(fā)煤層氣 井難以長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的問題。
[0005] 為實(shí)現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用以下技術(shù)方案：
[0006] -種合層開發(fā)煤層氣井上部產(chǎn)層暴露的排采控制方法，排采控制方法包括：初期 排液、憋壓增產(chǎn)、控壓穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)氣衰減、過煤層排液及控壓提產(chǎn)6個(gè)階段；
[0007] 所述的初期排液階段為煤層氣井壓裂后放噴結(jié)束至見套壓前的排采時(shí)期；排采控 制措施為：緩慢降低井底流壓，控制環(huán)空液面降幅在1. 5m/d-2. Om/d，使套壓顯現(xiàn)前盡可能 排出更多的地層水及壓裂液，增大壓降漏斗擴(kuò)展范圍；
[0008] 所述的憋壓增產(chǎn)階段為套壓顯現(xiàn)至套壓穩(wěn)定的排采時(shí)期；排采控制措施為：控 制流壓降幅為0. 005MPa/d-0. 01MPa/d，關(guān)閉采氣管線上的針型閥使套壓逐漸升高；設(shè)定 套壓上限為1.5MPa，當(dāng)套壓達(dá)此上限后，及時(shí)調(diào)節(jié)針型閥逐漸提高日產(chǎn)氣量，控制套壓在 1. 5MPa ；
[0009] 所述的控壓穩(wěn)產(chǎn)階段為套壓穩(wěn)定后至日產(chǎn)氣量逐漸升高并趨于穩(wěn)定的排采時(shí)期； 排采控制措施為：維持套壓在1. 5MPa，逐漸增大環(huán)空液面降幅至2. 5m/d-3. Om/d，提高煤層 氣井日產(chǎn)氣量，并在此階段后期達(dá)到環(huán)空液面降幅與日產(chǎn)氣量的穩(wěn)定狀態(tài)；
[0010] 所述的產(chǎn)氣衰減階段為上部產(chǎn)層未暴露情況下流壓降幅逐漸減小，煤層氣井日產(chǎn) 氣量逐漸下降至商業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)以下的排采時(shí)期；排采控制措施為：流壓降幅由〇.〇3MPa逐 漸下降至0,套壓由1. 5MPa緩慢下降至0. 5MPa，環(huán)空液面高度逐漸下降至最上部產(chǎn)層頂面 以上10m ;
[0011] 所述的過煤層排液階段為環(huán)空液面高度由最上部產(chǎn)層頂面以上l〇m至底面以下 l〇m的排采時(shí)期；排采控制措施為：環(huán)空液面降幅控制在1. Om/d-1. 5m/d，通過提高日產(chǎn)氣 量使套壓穩(wěn)定為0. 5MPa，杜絕套壓的回升；
[0012] 所述的控壓增產(chǎn)階段為環(huán)空液面由最上部產(chǎn)層底面以下10m至第二產(chǎn)層頂面以 上l〇m的排采時(shí)期；排采控制措施為：套壓穩(wěn)定在0. 5MPa或略有下降，流壓降幅增加至 0. 02MPa/d-0. 03MPa/d，使日產(chǎn)氣量逐漸回升至商業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)以上。
[0013] 進(jìn)一步的，所述初期排液階段結(jié)束時(shí)，壓裂液返排率不低于30%。
[0014] 進(jìn)一步的，所述憋壓增產(chǎn)階段套壓顯現(xiàn)前，在采氣管線上安裝套壓調(diào)控閥；打開針 型閥，當(dāng)套壓超過設(shè)定的上限值1. 5MPa后，套壓調(diào)控閥自動(dòng)泄壓。
[0015] 進(jìn)一步的，所述過煤層排液階段及控壓增產(chǎn)階段，調(diào)整套壓調(diào)控閥工作壓力為 0. 5MPa ;當(dāng)套壓超過0. 5MPa時(shí)，套壓調(diào)控閥自動(dòng)泄壓。
[0016] 進(jìn)一步的，當(dāng)合層開發(fā)煤層氣井中存在兩個(gè)以上垂向距離較大的產(chǎn)層時(shí)，需重復(fù) 控壓穩(wěn)產(chǎn)、產(chǎn)氣衰減、過煤層排液及控壓提產(chǎn)4個(gè)階段，直至環(huán)空液面降至最下部產(chǎn)層頂面 位置。
[0017] 排采控制方法的裝置包括：游梁式抽油機(jī)、井下排采管柱和監(jiān)測(cè)控制系統(tǒng)；游梁 式抽油機(jī)設(shè)置在地面；井下排采管柱包括設(shè)置在煤層氣井生產(chǎn)套管內(nèi)的油管、設(shè)置在油管 內(nèi)與游梁式抽油機(jī)連接的抽油桿，以及與抽油桿底部依次連接的管式栗、尾管、壓力計(jì)托 筒、氣錨、繞絲篩管、沉砂管和絲堵；監(jiān)測(cè)控制系統(tǒng)包括設(shè)置在采氣管線上的套壓表和針型 閥、套壓調(diào)控閥，設(shè)置在排水管線上的旋塞閥，以及設(shè)置在壓力計(jì)托筒內(nèi)的雙直讀電子壓力 計(jì)，雙直讀電子壓力計(jì)通過電纜與設(shè)置于地面的溫壓顯示儀連接，井下溫度、壓力數(shù)據(jù)通過 電纜傳輸至溫壓顯示儀。
[0018] 有益效果是：與當(dāng)前合層開發(fā)煤層氣井排采方法相比，采用本發(fā)明的排采控制方 法，可盡可能避免對(duì)上部暴露產(chǎn)層的傷害，顯著延長合層開發(fā)煤層氣井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，使 煤層氣地面開發(fā)獲得更好的經(jīng)濟(jì)、環(huán)境與社會(huì)效益。
【附圖說明】
[0019] 圖1為本發(fā)明所使用的合層開發(fā)煤層氣井排采裝置示意圖。
[0020] 圖中，1-游梁式抽油機(jī)；2-絲堵；3-沉砂管；4-繞絲篩管；5-氣錨；6-壓力計(jì)托 筒；7-尾管；8-管式栗；9-油管；10-抽油桿；11-套壓表；12-針型閥；13-旋塞閥；14-溫 壓顯示儀；15-電纜；16-雙直讀電子壓力計(jì)；17-環(huán)空液面；18-最下部產(chǎn)層；19-最上部產(chǎn) 層；20-第二產(chǎn)層；21-生產(chǎn)套管；22-采氣管線；23-排水管線；24-套壓調(diào)控閥。
【具體實(shí)施方式】
[0021] 下面結(jié)合附圖和貴州省六盤水煤田某煤層氣井為例對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步的詳細(xì)描 述，但不限定本發(fā)明的實(shí)施范圍。
[0022] 在工區(qū)內(nèi)選擇地形、地質(zhì)條件適宜的地面位置作為井場(chǎng)，施工煤層氣直井或最 大井斜小于35°的定向井。煤層氣井具"二開結(jié)構(gòu)"，一開鉆徑φ 311. linm，鉆至基巖之 下15m，下入外徑φ 244. 5mm J55鋼級(jí)的表層套管并固井，固井水泥漿返至地面；二開鉆徑 φ 215. 9皿1，鉆至最下部開發(fā)煤層18之下50m完鉆，下入外徑φ 139. 7mm N80鋼級(jí)的生產(chǎn)套 管并固井，二開固井水泥漿返至最上部產(chǎn)層19之上200m。
[0023] 分層射孔、壓裂工作結(jié)束后，緩慢放溢流至井口壓力為零，地面連接并安裝排采裝 置。合層開發(fā)煤層氣井排采裝置包括：游梁式抽油機(jī)1、井下排采管柱和監(jiān)測(cè)控制系統(tǒng)。游 梁式抽油機(jī)1設(shè)置在地面；井下排采管柱包括設(shè)置在煤層氣井生產(chǎn)套管21內(nèi)的油管9、設(shè) 置在油管9內(nèi)與游梁式抽油機(jī)1連接的抽油桿10,以及與抽油桿10底部依次連接的管式栗 8、尾管7、壓力計(jì)托筒6、氣錨5、繞絲篩管4、沉砂管3和絲堵2 ;監(jiān)測(cè)控制系統(tǒng)包括設(shè)置在采 氣管線22上的套壓表11和針型閥12、套壓調(diào)控閥24,設(shè)置在排水管線23上的旋塞閥13， 以及設(shè)置在壓力計(jì)托筒6內(nèi)的雙直讀電子壓力計(jì)16,雙直讀電子壓力計(jì)16通過電纜15與 設(shè)置于地面的溫壓顯示儀14連接，井下溫度、壓力數(shù)據(jù)通過電纜15傳輸至溫壓顯示儀14。
[0024] 井下排采管柱中，沉砂管3的長度為18m，繞絲篩管的4長度為4m，尾管7的長度 為 21m〇
[0025] 井下排采管柱入井作業(yè)時(shí)，繞絲篩管4底端位于最下部開發(fā)煤層18的頂面之上 2m 〇
[0026] 下入井下排采管柱后，地面安裝采氣井口、氣水管線、套力表11、針型閥12、套壓 調(diào)控閥24、旋塞閥13。
[0027] 排采