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煤层气知识一百问

弹簧电缆卷筒的型号 电缆卷筒 2022-03-12 10:54

煤层气知识一百问

(初稿)

胡爱梅 李玉魁 侯风岗 编著

石油工业出版社

北京

前言

随着美国、加拿大等国在煤层气领域技术上的突破,为满足我国经济快速发展对能源的需要,我国近几年在煤层气开发领域也进行了大量的投资,并在山西、陕西、河南、贵州、新疆等地进行大面积的开发,并取得了显著地成效。我国“十二五”规划煤层气产量为215亿至235亿立方米,较“十一五”规划的100亿立方米增长一倍多。因此,必定需要大量煤层气开发的技术人员和工人,虽然我国的高校提供了一些这方面的人才,但许多技术人员和一线工人还是从别的行业转变过来的,这些人员对煤层气的认识很缺乏,必定影响到生产产能的建设。鉴于此,我们结合煤层气生产的需要,特编制了这本书,从煤层气的基本概念到地质与储量工程; 钻井、完井、增产改造和排采工程以及地面集输利用等方面做一简要介绍。

这一百问也是石油人论坛煤层气板块上许多同行提出的问题,我们尽量做出正确和全面的答复,但局限于编者水平有限,还需专家和同行进行批评指正!

本书可作为煤层气工人和技术人员培训的基本教材。也可作为普及煤层气知识的科普读物。

目 录

1.什么是煤层气?

2.煤层气是如何生成的?

3.煤炭的成分是什么?

4.煤层气与常规天然气有什么不同?

5.瓦斯为什么会爆炸?

6.煤层气的组份有哪些?

7.煤层气地质储量是如何计算出来的?

8.目前世界各国煤层气的地质储量各是多少?

9.我国煤层气目前年产量有多少?

10. 目前我国有哪些煤层气实验区?

11.开发煤层气有什么现实意义?

12.煤层气在煤层中是如何储存的?

13.我国煤层气开发有哪些外国公司?

14.煤层气抽排设备如何选型?

15.中国煤层气上市公司有哪些?

16.煤层气是如何发电的?

17.我国煤层气资源分布情况如何?

18.我国煤层气开发有哪些优惠政策?

19.我国煤层气藏的特点是什么?

20..煤层气开发中有哪些增产措施?

21.决定煤层气开采模式有哪些因素?

22.煤层气开采井有哪些设备?

23.煤层气认识上的十大误区是什么?

24.我国煤层气开发管理体制是什么?

25.煤层渗透率如何测试?

26.煤层气储集层分哪五级?

27.煤层气实验室应有哪些仪器?

28.什么是煤层压裂裂缝监测技术?

29.如何控制瓦斯爆炸事故的发生?

30.我国领导人对煤层气有何指示?

31.煤层气专业术语有哪些?

32.中国高变质无烟煤成藏特征怎样?

33.选择生产压差的原则是什么?

34.影响煤层气排采时间有哪些因素?

35.我国不同地质条件应采取哪些开采技术?

36.煤层气排采的三个控制是什么?

37.什么是CDM项目?

38.CDM具体有哪些内容?

39.CDM产生的历史背景是什么?

40.CDM的核心内涵什么?

41.满足CDM项目的条件是什么?

42.CDM项目运作基本规则和流程是什么?

43.井底流压如何计算?

44.煤层气固井的特点和难点?

45.煤层气试井的概念、原理及特点?

46.煤层气试井测试方法有哪些选择?

47.煤层气储层模拟流程是什么?

48.煤层气井为什么要安装压力计?

49.用回声仪能代替煤层气电子压力计吗?

50.一套完整的煤层气压力计需要哪些配?

51.煤层气压力计下井的步骤是什么?

52.煤层气工程设计安全规程是什么?

53.含硫化氢的煤层气开发有哪些规定?

54.煤层气钻井安全规程是什么?

55.煤层气测井、射孔安全规程是什么?

56.煤层气压裂安全规程是什么?

57.煤层气排采安全规程是什么?

58.煤层气报废井如何处理?

59.煤层气集输管线线路如何选择?

60.煤层气管道材质如何选择?

61.煤层气管道如何敷设?

62.煤层气集输场站如何选址和布局?

63.煤层气脱水装置如何选择安全阀?

64.煤层气排采设备有哪些参数?

65.煤层气排采为什么要测量氯离子?

66.煤层气井排采工程技术规范是什么?

67.压裂煤层的支撑剂如何选择?

68.煤层压裂施工有哪些关键参数?

69.煤层压裂施工有哪些关键技术?

70.煤层压裂裂缝如何监测?

71.煤层压裂后续如何管理和操作?

72.煤层压裂对煤层有什么要求?

73.中国煤层气目标区域有哪些?

74.煤层气井探冲砂有什么要求?

75.煤层气井洗井有什么要求?

76.煤层水水文特征对煤层气藏的开采有什么意义?

77.煤层气解吸时间如何确定?

78.贵州省煤层气开发状况如何?

79.瓦斯抽采与煤层气地面开发的区别是什么?

80.煤层气开发的目标区域选择是什么?

81.煤层气勘探井分哪几类?

82.煤层气钻井对井斜有什么要求?

83.煤层气钻井对钻井液性能有什么要求?

84.煤层气钻井对钻进煤层有什么要求?

85.煤层气钻井对下套管和固井有哪些要求?

86.煤层气抽采各种泵的原理是什么?

87.煤层在电性曲线上的三高三底是什么?

88.我国煤层气生成年代在什么时候?

89.国内外通风瓦斯的利用有哪几种方式?

90.煤层气开采过程中那些环节需要检测甲烷浓度? 2010-3-21 19:46 上传

91.我国各煤阶储层临界解吸压力和解吸率怎样?

92.煤顶底板岩性对煤层气成藏有什么影响?

93.一个完整的排采方案包括哪些内容?

94.煤层气排采的三个阶段是什么?

95.煤层气排采过程中煤体应力的变化规律是什么?

96.怎样减少或防止煤层气储层伤害?

97.什么是极小曲率半径钻井( TRD) 技术?

98.我国煤层气资源的深度展布状况是什么?

99.我国煤层气资源的丰度展布状况是什么?

100.现实需要攻克的煤层气开发关键技术有哪些?

1.什么是煤层气?

2.煤层气是如何生成的? 植物体埋藏后,经过微生物的生物化学作用转化为泥炭(泥炭化作用阶段),泥炭又经历以物理化学作用为主的地质作用,向褐煤、烟煤和无烟煤转化(煤化作用阶段)。在煤化作用过程中,成煤物质发生了复杂的物理化学变化,挥发份含量和含水量减少,发热量和固定碳的含量增加,同时也生成了以甲烷为主的气体。煤体由褐煤转化为烟煤的过程,每吨煤伴随有280~350m3(甚至更多)的甲烷及100~150m3的二氧化碳析出。泥炭在煤化作用过程中,通过两个过程,即生物成因过程和热成因过程而生成气体。生成的气体分别称为生物成因气和热成因气。

3.煤炭的成分是什么? 构成煤炭有机质的元素主要有碳、氢、氧、氮和硫等,此外,还有极少量的磷、氟、氯和砷等元素。碳、氢、氧是煤炭有机质的主体,占95%以上;煤化程度越深,碳的含量越高,氢和氧的含量越低。碳和氢是煤炭燃烧过程中产生热量的元素,氧是助燃元素。煤炭燃烧时,氮不产生热量,在高温下转变成氮氧化合物和氨,以游离状态析出。硫、磷、氟、氯和砷等是煤炭中的有害成分,其中以硫最为重要。煤碳燃烧时绝大部分的硫被氧化成二氧化硫(SO2),随烟气排放,污染大气,危害动、植物生长及人类健康,腐蚀金属设备;当含硫多的煤用于冶金炼焦时,还影响焦炭和钢铁的质量。所以,“硫分”含量是评价煤质的重要指标之一。 煤中的有机质在一定温度和条件下,受热分解后产生的可燃性气体,被称为“挥发分”,它是由各种碳氢化合物、氢气、一氧化碳等化合物组成的混合气体。挥发分也是主要的煤质指标,在确定煤炭的加工利用途径和工艺条件时,挥发分有重要的参考作用。煤化程度低的煤,挥发分较多。如果燃烧条件不适当,挥发分高的煤燃烧时易产生未燃尽的碳粒,俗称“黑烟”;并产生更多的一氧化碳、多环芳烃类、醛类等污染物,热效率降低。因此,要根据煤的挥发分选择适当的燃烧条件和设备。 煤中的无机物质含量很少,主要有水分和矿物质,它们的存在降低了煤的质量和利用价值。矿物质是煤炭的主要杂质,如硫化物、硫酸盐、碳酸盐等,其中大部分属于有害成分。 “水分”对煤炭的加工利用有很大影响。水分在燃烧时变成蒸汽要吸热,因而降低了煤的发热量。煤炭中的水分可分为外在水分和内在水分,一般以内在水分作为评定煤质的指标。煤化程度越低,煤的内部表面积越大,水分含量越高。 “灰分”是煤碳完全燃烧后剩下的固体残渣,是重要的煤质指标。灰分主要来自煤炭中不可燃烧的矿物质。矿物质燃烧灰化时要吸收热量,大量排渣要带走热量,因而灰分越高,煤炭燃烧的热效率越低;灰分越多,煤炭燃烧产生的灰渣越多,排放的飞灰也越多。一般,优质煤和洗精煤的灰分含量相对较低。

4.煤层气与常规天然气有什么不同?

煤层气产业是近二十多年来在世界上崛起的新兴产业。煤层气是一种以吸附状态为主、生成并储存于煤层及其围岩中的甲烷气体,发热量大于8100大卡/m3,与常规天然气相比主要异同如下:

相同点 ① 气体成分大体相同: 煤层气主要由95%以上的甲烷组成,另外5%的气体一般是CO2或氮气,;而天然气成分也主要是甲烷,其余的成分变化较大。 ② 用途相同: 两种气体均是优质能源和化工原料,可以混输混用。不同点① 煤层气基本不含碳二以上的重烃,产出时不含无机杂质,天然气一般含有含碳二以上的重烃,产出时含无机杂质; ② 在地下存在方式不同,煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于煤层中,而天然气主要是以游离气体状态存在于砂岩或灰岩中; ③ 生产方式、产量曲线不同。煤层气是通过排水降低地层压力,使煤层气在煤层中解吸-扩散-流动采出地面,而天然气主要是靠自身的正压产出;煤层气初期产量低,但生产周期长,可达20-30年,天然气初期产量高,生产周期一般在8年左右; ④ 煤层气又称煤矿井斯,是煤矿生产安全的主要威胁,同时煤层气的资源量又直接与采煤相关,采煤之前如不先采气,随着采煤过程煤层气就排放到大气中,据有关统计,我国每年随煤炭开采而减少资源量190亿m3以上,而天然气资源量受其他采矿活动影响较小,可以有计划地控制。 两种气体表格归纳如下

5.瓦斯为什么会爆炸?

瓦斯(煤层气)爆炸是一种热一链式反应(也叫链锁反应)。当爆炸混合物吸收一定能量(通常是引火源给予的热能)后,反应分子的链即行断裂,离解成两个或两个以上的游离基(也叫自由基)。这类游离基具有很大的化学活性,成为反应连续进行的活化中心。在适合的条件下,每一个游离基又可以进一步分解,再产生两个或两上以上的游离基。这样循环不已,游离基越来越多,化学反应速度也越来越快,最后就可以发展为燃烧或爆炸式的氧化反应。所以,瓦斯爆炸就其本质来说,是一定浓度的甲烷和空气中的氧气在一定温度作用下产生的激烈氧化反应。 瓦斯爆炸的条件是:一定浓度的瓦斯、高温火源的存在和充足的氧气。 (1)瓦斯浓度  瓦斯爆炸有一定的浓度范围,我们把在空气中瓦斯遇火后能引起爆炸的浓度范围称为瓦斯爆炸界限。瓦斯爆炸界限为5%~16%   当瓦斯浓度低于5%时,遇火不爆炸,但能在火焰外围形成燃烧层,当瓦斯浓度为9.5%时,其爆炸威力最大(氧和瓦斯完全反应);瓦斯浓度在16%以上时,失去其爆炸性,但在空气中遇火仍会燃烧。瓦斯爆炸界限并不是固定不变的,它还受温度、压力以及煤尘、其它可燃性气体、惰性气体的混入等因素的影响。 (2)引火温度  瓦斯的引火温度,即点燃瓦斯的最低温度。一般认为,瓦斯的引火温度为650℃~750℃。但因受瓦斯的浓度、火源的性质及混合气体的压力等因素影响而变化。当瓦斯含量在7%一8%时,最易引燃;当混合气体的压力增高时,引燃温度即降低;在引火温度相同时,火源面积越大、点火时间越长,越易引燃瓦斯。   高温火源的存在,是引起瓦斯爆炸的必要条件之一。井下抽烟、电气火花、违章放炮、煤炭自燃、明火作业等都易引起瓦斯爆炸。所以,在有瓦斯的矿井中作业,必须严格遵照《煤矿安全规程》的有关规定。    (3)氧的浓度 实践证明,空气中的氧气浓度降低时,瓦斯爆炸界限随之缩小,当氧气浓度减少到12%以下时,瓦斯混合气体即失去爆炸性。这一性质对井下密闭的火区有很大影响,在密闭的火区内往往积存大量瓦斯,且有火源存在,但因氧的浓度低,并不会发生爆炸。如果有新鲜空气进入,氧气浓度达到12%以上,就可能发生爆炸。因此,对火区应严加管理,在启封火区时更应格外慎重,必须在火熄灭后才能启封。 瓦斯爆炸产生的高温高压,促使爆源附近的气体以极大的速度向外冲击,造成人员伤亡,破坏巷道和器材设施,扬起大量煤尘并使之参与爆炸,产生更大的破坏力。另外,爆炸后生成大量的有害气体,造成人员中毒死亡。

6.煤层气的组份有哪些?

煤层气的成分各个区块是不一样的,主要是与各个区块煤层气生成的地质条件以及构造运动有关,也即与煤岩成分、煤级和气体运移有关。但总的来说主要是甲烷(占93-97%)、二氧化碳和氮。从煤层气里还可能检测到微量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、氢、一氧化碳、二氧化硫、硫化氢以及氦、氖、氩、氪、氙等成分。在接近地表的煤层内,原生的天然气向上运移,离开煤层,地面空气和地表的生物化学和化学反应所产生的气体向下渗透,进入煤层,从而浅部煤层气成分形成垂向分带现象。一般自上而下可分为四个带:二氧化碳 氮带,氮一甲烷带,甲烷带。采煤界将前三个带统称为“瓦斯风化带”。在甘肃省窑街矿区和吉林省营城矿区发现个别地段煤层气的主要成分是二氧化碳,属由外部运移进入煤层的气体。

7.煤层气地质储量是如何计算出来的?

煤层气地质储量是指 ,在原始状态下赋存于已发现的具有明确计算边界的煤层气藏中的煤层气总量。煤层气独特的地质特征决定了其储量计算方法有别于常规天然气。对煤层气储量的各种计算方法有:类比法、体积法、数值模拟法、产量递减法等。影响煤层气储量计算精度的关键参数是含气面积、煤层厚度和含气量 ,尤其是探明含气面积的圈定过程中尚有很多不确定因素需要深入研究。其中体积法是煤层气地质储量计算的基本方法,适用于各个级别的煤层气地质储量的计算,其精度取决于对气藏地质条件和储层的认识,也取决于储量计算参数的精度。体积法地质储量的计算公式为:G=0.01AhPC

其中:G-煤层气地质储量 x亿立方米 h-煤层有效厚度 米 p-煤的空气干燥基质量密度 吨/立方米 C-煤的空气干燥基含气量 立方米/吨

8.目前世界各国煤层气的地质储量各是多少?

世界上目前已有74个国家发现蕴藏有煤炭资源,同是也具有相当丰富的煤层气资源。据估计,世界上目前已落实的煤层气总资源量约为91-260万亿方(2005)。

世界各主要煤炭大国煤层气资源大概如下(2005):俄罗斯: 煤炭资源量:6.5万亿吨 煤层气资源量:17-113万亿方加拿大: 煤炭资源量:7.0万亿吨 煤层气资源量:5.6-76亿方中国: 煤炭资源量:5.6万亿吨 煤层气资源量:31.46万亿方美国: 煤炭资源量:6.5万亿吨 煤层气资源量:21.19万亿方澳大利亚: 煤炭资源量:1.7万亿吨 煤层气资源量:8.4-14万亿方 据2006年国家新一轮油气资源评价,中国埋深浅于2000m的煤层气地址资源量达36.81万亿吨,东部聚煤区煤层气资源量高达11.32万亿方,占全国总资源量的30.6%,其中沁水盆地和鄂尔多斯盆地分别为6.25万亿方和2万亿立方。煤层气主要富集于华北、西北两大聚集区,其资源量占全国总量的70%以上,与常规天然气资源总量相近,是一种重要的接替能源。

9.我国煤层气目前年产量有多少?

近年来,我国煤层气产业化发展势头良好,目前全国煤层气探明储量达到1700亿立方米,年产量达7亿立方米,产能达25亿立方米。与2005年相比,煤层气探明储量增长70%;累计施工煤层气井3600多口,增长5倍;年产量增长18倍,产能达到25亿立方米。

10.目前我国有哪些煤层气实验区?

目前,在我国已建立了30多个煤层气专项实验区,主要集中在华北、东北一带,具体如下:开滦 大城 济南、淮北 淮南 平顶山 荥巩 焦作 安阳 晋城 屯留 阳泉 澄合 彬长韩城 蒲县 柳林 吴堡 三交 临县 兴县 丰城 冷水江 涟邵 沈北 红阳 铁法 鹤岗阜新 辽河等。目前,在我国已建立了30多个煤层气专项实验区,主要集中在华北、东北一带,具体如下:

11.开发煤层气有什么现实意义?

首先,变害为宝,保障煤矿的安全生产,体改煤炭生产的经济效益。我国频频发生瓦斯爆炸,既造成严重的人员伤亡、财产损失,又造成大量的能源浪费。我国国有重点煤矿中高瓦斯矿井占47%,新中国成立以来已发生瓦斯事故1500余起。所以从这一点说,开采煤层气是煤矿开采的首要安全保障,也是国务院一直强调的,要想开发煤矿,必须先开发煤层气,将瓦斯浓度降低到一定的安全范围内才允许开发煤矿。 第二,开发煤层气,有利于改善能源结构,促进国民经济的发展。我国的能源结构与世界发达国家相比极为不合理,煤炭占得比例大,石油仅为世界平均水平的三分之一,天然气为十分之一。我国能源紧缺,不能满足高速发展的国民经济,只有大力发展煤层气新型清洁能源,才能弥补我国能源的缺失。 第三,减少大气污染,保护人类的生存环境。甲烷的温室效应大约是二氧化碳的20倍以上,据粗略估计,我国每年向大气排放的煤层气甲烷约为60亿立方,占世界的三分之一,既浪费了能源,又对环境造成了极大的破坏。这也是国际社会对我国提出的基本要求,在发展的同时,也要保护好我们的环境。 第四,我国煤层气资源丰富,分布广。据统计,2000m以浅范围内我国煤层气资源量为35万亿立方米,有很大的开采利用前景。 第五,国内外煤层气开采技术的不断发展和完善,为现阶段煤层气的开发提供了有力的技术保障。

12.煤层气在煤层中是如何储存的?

煤层气以三种状态赋存于煤层中,即:游离状态、溶解状态和吸附状态。游离状态的煤层气以自由气体状态储积在煤的割理和其他裂缝空隙中,在压力的作用下自由运动。这种气体很少,占煤层气的10-20%。溶解在煤层水中的气体称为溶解气,数量更少,在5%以内。大量的煤层气是以吸附状态吸附在煤的内表面上,这种吸附是物理吸附。煤的微孔隙表面积相当大,煤的内表面积每克可高达100-2400平方米,况且,煤层气在煤的微孔隙壁上的吸附以多层吸附为主。正因如此,煤层气的开采与普通天然气的开采不一样,必须通过排水作用降低储层压力而实现。

13.我国煤层气开发有哪些外国公司?

在我国煤层气开发上,直接或间接参与的国外公司有以下几家:雪佛龙德士古石油公司美国CBM能源公司德士古中国公司远东能源公司康菲石油中国公司格瑞克能源(国际)公司中加能源公司亚加能源公司特拉维斯特能源公司

14.煤层气抽排设备如何选型?

煤层气开采井一般都要实施人工排采,降低储层压力。最常见的人工抽排方式包括电潜泵、螺杆泵、抽油机(有杆泵)等抽排设备。选择抽排设备、方法和标准与常规气井相似,主要受预期产水量控制。从排水能力来看,电潜泵最为理想,在理想情况下日排水量超过1000bbl,其缺点是:正常工作时需要保持稳定的电流;由于煤屑等颗粒的破坏,电潜泵很容易被损坏,而煤屑等颗粒在生产初期非常常见。螺杆泵在许多煤层气项目中受到偏爱,因为:一方面其排水能力强,日排水为100-1000bbl,另一方面,由于能有效处理煤屑,螺杆泵几乎不需要维修。相比上述两种泵,抽油机的排液效果要差一些,为低-中等排水,且排水量为5-500bbl,但也不需要维修。总之,不管用什么排采系统,关键是尽可能减少停工时间同时尽可能快地将煤层中的液体排出。体积 1立方米(m3)=1000升(liter)=35.315立方英尺(ft3)=6.29桶(bbl)1立方英尺(ft3)=0.0283立方米

15.中国煤层气上市公司有哪些?

601088 中国神华601666 平煤天安601898 中煤能源000983 西山煤电000835 四川圣达601001 大同煤业

16.煤层气是如何发电的?

煤层气是在煤矿层及其邻近岩层中与煤伴生的一种可燃气体,俗称“瓦斯”。由于同空气混合时具有爆炸的危险,煤层气(甲烷)一直是一个伴随深井煤矿而产生的严重问题。煤层气的主要成分是甲烷(25-60%),它是在有机物质向碳进行转化(碳化)的地质化学作用中产生的。煤层气既可以从裂缝、断层和气孔中挥发出来,也可以被煤炭和邻近岩石表面吸附。 煤层气可以分为三种: 1、未经开采的煤矿缝隙中散发出的煤层气(井前气CBM); 2、开采状态的煤矿中散发出的煤层气(井中气CSM); 3、弃矿中散发出的煤层气(井后气CMM); 井前气 (CBM) 和井后气 (CMM) 的成分组成使得这两种煤层气可以直接在燃气内燃机中燃烧使用而无技术问题。处于开采状态煤矿中散发出的井中气(CSM),由于其成分会突然发生变化,这对燃气内燃机的设计提出了相当高的要求,然而,颜巴赫针对这种燃料提供了相应的改进型燃气内燃机。在燃气热值的较大范围内均可使用;通过对内燃机的特殊设计,可以确保在只含有25%甲烷含量时机组能满负荷工作,这一数据根据煤层气成分的不同而变化。 用煤层瓦斯发电不仅可以减少常规采煤瓦斯通风造成的环境污染,同时还有助于解决一些其他问题,如大量水的处理,有时抽出谋层瓦斯后需要将这些水重新注入其他煤层,以避免妨碍新鲜的地下水源,而电站恰好需要大量水,用以产生蒸气和冷却,利用这种水,既可降低瓦斯生产成本,也可降低发电成本。在瓦斯井口建立燃气电站能使电站基础建设投资降至最低,因为无需建立输气管道和运煤铁路。

山西阳泉煤层气发电项目 2007年8月,山西阳煤集团和力宇燃气动力有限公司通过通力合作,于山西省阳泉市神堂嘴新建一座煤层气发电站正式投入运行,电站安装有4台颜巴赫JGS 620 GS-S.L.发电机组,装机容量为12兆瓦。 该瓦斯电站项目与中国政府以CER(核证的减排量)信用交易为基础的CDM(清洁发展机制)国家能源政策密切相关。颜巴赫发电机组生产的电力将被并入地区电网。预计该电厂生产的电量将能够满足该地区97000户中国家庭的用电需求。 该电站的特点是,瓦斯直接从井下抽出,然后通过气泵、储气罐和管道输送至几公里以外的阳泉市境内的神堂嘴电站。阳泉市位于中国产煤大省山西省省会太原以北100公里处。 可靠的、具有成本效益的技术利用现有瓦斯进行发电,可降低工业排放,从而降低了运行成本。 安徽谢桥煤层气发电项目 2006年1月,力宇公司提供了两台集装箱式GE颜巴赫(JENBACHER)内燃机机组,作业地为距安徽省会合肥北部150公里处的淮南谢桥煤矿,用抽取出来的煤矿瓦斯进行发电。 根据与当地配电局签署的电力购买协议, 2006年5月初两台1.4兆瓦的 JGC 420 GS-S.L 型发电机组开始向区域电网供电。

17.我国煤层气资源分布情况如何?

我国煤层气资源丰富。据煤层气资源评价,我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36万亿立方米,主要分布在华北和西北地区。其中,华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。1000m以浅、1000~1500m和1500~2000m的煤层气地质资源量,分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地(群)共有14个,其中含气量在5000~10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地,含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。  我国煤层气可采资源总量约10万亿立方米,其中大于1000亿立方米的盆地(群)有15个:二连、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西、沁水、准噶尔、塔里木、天山、海拉尔、吐哈、川南黔北、四川、三塘湖、豫西、宁武等。二连盆地煤层气可采资源量最多,约2万亿立方米;鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地的可采资源量在1万亿立方米以上,准噶尔盆地可采资源量约为8000亿立方米。

18.我国煤层气开发有哪些优惠政策?

自1996年以来,我国制定了许多优惠政策来扶持煤层气产业的发展。这些政策包括了税收、对外合作、补贴、资源管理、矿权保护等五个方面:1.煤层气税收、价格优惠政策: 增值税优惠政策 国办通[1997】8号 关税减免政策 国发[1997】37号 所得税优惠政策 中华人民共和国主席令【2007]63号 煤层气价格政策 国办通[1997】8号 煤层气抽采利用设备加速折旧 财税[2007]16号2.鼓励对外合作的相关政策 2007年9月国务院第506号令 商资函【2007】94号3.煤层气开发利用的优惠政策 煤层气开发补贴政策 财建【2007】114号 财建【2007】119号 煤层气发电补贴政策 发改能源【2007]721号4.煤层气资源管理优惠政策 探矿权使用费、采矿权使用费、矿区使用费、资源使用费可免交或滞后交。 先采气后采煤 国办发【2006】47号5.煤层气矿权保护政策 《中华人民共和国矿产资源法》 国办发【2006】47号 国土资发【2007】96号

19.我国煤层气藏的特点是什么?

由于我国煤层的特点,在开采煤层气时,存在单井产量低、经济效益差的普遍情况。可以把我国煤层气藏的特点概括为以下几个主要方面: (1) 我国煤层气藏普遍存在低压(压力系数小于0.8)、低饱和度(小于70%)、低渗透的特征。渗透率比美国煤层的渗透率低2~3个数量级。 (2) 非均质性强。我国大部分中阶煤层气藏均具有非均质性,使得井筒影响范围特别小,从而使井网整体降压的作用难以发挥。 (3) 高煤阶气。据估计,我国的高煤阶煤层气资源占总资源的27.16%以上。在理论上,这些煤层不具有产气的能力,但实际上在沁水盆地的无烟煤中取得了单井和小型开发试验区的产气突破,已证明高煤阶也是一个重要的煤层气开发目标。但是,高煤阶气具有低渗和难脱附的特点,限制了目前常规开采技术的应用。

20.煤层气开发中有哪些增产措施?

由于我国煤层气藏独有的特点,如果只采用抽排煤层中的承压水来降低煤层压力的方法,使煤层中吸附的甲烷气释放出来,而不采取任何增产措施,不仅煤层气单井产量较低,而且许多井将失去开采的价值。为了提高煤层气单井的产量,获得经济产量,必须采取一些新的增产措施。到目前为止,主要有以下一些新的技术: 1、水力压裂改造技术 水力压裂改造技术是开采煤层气的一种有效的增产方法。它应用于煤层气增产的主要机理为:通过高压驱动水流挤入煤中原有的和压裂后出现的裂缝内,扩宽并伸展这些裂缝,进而在煤中产生更多的次生裂缝与裂隙,增加煤层的透气性。 目前, 水力压裂改造措施是国内外煤层气井增产的主要手段。目前我国几乎所有产气量在1000m3/d以上的煤层气井都经过压裂改造。但是总的来说这项技术对于我国煤层特定的地质条件效果还不算太好,需要进一步的改进。水力压裂技术适用于煤层比较坚硬的情况。如要用于较软的孔隙裂隙储层,必须对压裂液进行特殊处理。由此看来,新型压裂材料的研究是压裂技术的关键,是今后发展压裂改造技术的一个重要方面。 2、煤中多元气体驱替技术 注气增产法最初应用在石油和天然气的开采中,用来提高石油及天然气的采出程度,被认为是一种具有发展前途的新技术。美国Amoco公司目前正在将该方法应用到低渗透煤层气田的开发中,以提高煤层气的开采效果。 3、定向羽状水平钻井技术 定向羽状水平井是在常规水平井和分支井的基础上发展起来的,是指在一个主水平井眼的两侧再钻出多个分支井眼作为泄气通道。为了降低成本和满足不同需要,有时在一个井场朝对称的3或4个方向各布一组水平井眼,有时还利用上下2套分支同时开发2层煤层。该技术是美国CDX公司的专利技术。 在我国,该技术还处于试验阶段。我国第1口煤层气羽状分支水平井是引进CDX公司专利技术,2004年在樊庄高煤阶区试验取得成功。该井每个井组由4口定向羽状水平井和4口直井组成,定向羽状水平井穿过煤层段长达1200m,在煤层沿水平段左、右可分若干分支井眼,1个井组可控制面积518km2以上,3a内煤层气采出程度达70%。中科院渗流流体力学研究所现已初步建立了羽状水平井的数值模拟模型,并形成相应的软件。

21.决定煤层气开采模式有哪些因素?

煤层气开采是否具有商业价值,取决于产气率大小、是否具有竞争力的市场价格和规模性的产量。因此,无论采取井下抽采还是地面钻采工艺,都需要有一定的气含量做基础。井下抽采煤层气在开采煤层气过程中由于无采取任何增产措施,这样,它的开采对煤储层本身的渗透性、百米钻孔的资源量和煤储层的解吸能力密切相关;而地面钻采煤层气从目前的经济、技术的可行性考虑,构造煤、构造复杂、水动力活动强的地区不利于地面钻采的实施。综上考虑,决定实施井下抽采还是地面钻采的根本在于:资源量、煤储层的渗透性、煤体结构、水文地质条件和煤储层的解吸能力。  (1)资源量。一定的资源量是进行煤层气开采的基础。而一定的含气量、煤层厚度、资源丰度是一定资源量的保证。  (2)渗透性。煤储层的渗流能力是煤层中气体导流能力的反映,它关系到甲烷气体在煤中的赋存状态和开采抽放的难易程度。煤层气存在于煤的双孔隙系统中,煤的双孔隙系统为基质孔隙和裂缝孔隙。基质孔隙由孔隙大小来反映,是煤层气运移的通道;裂缝孔隙又称为割理,其不仅是储气空间,同时它又可使基质孔隙连通,增强储层的渗透性。煤层渗透率与煤的变质程度、煤岩组分和煤的灰分有密切关系。中等变质的肥煤和焦煤,其渗透率最高低变质的褐煤、长焰煤和气煤孔隙度大,渗透率次之;中、高变质的瘦煤至无烟煤渗透率最低。煤中惰质组含量越高、灰分越低,其渗透率越高。  (3)解吸能力。解吸能力的大小将直接影响煤层气的开采难易程度及采收率。饱和度越大,煤层气的运移潜势就越大,煤层气的排采潜势就越高。根据实验研究表明,煤层气的吸附一解吸过程可近似看成可逆过程,因此,吸附时间越长,对煤层气的解吸越不利。煤层气是靠降压解吸的,临/储压力比越高,越不利于煤层气的解吸。  (4)煤体结构。煤的坚固性系数和煤的破坏类型是煤体结构的综合反映。  (5)地质条件。水动力活动频繁的地区,利于煤层气的运移和扩散,不利于煤层气的保存,也不利于煤层气的排水降压;构造复杂区域,将不利于煤层气进行地面钻采。

22.煤层气开采井有哪些设备?

常规开采煤层气地面上大致有如下设备:50KV变压器、游梁式抽油机(根据井深确定型号和电机功率)、电力配电柜、汽水分离器、避雷针、压力计显示仪、值班房等。 地下设备包括尾管、电子压力计、沙锚、气锚、直径33或44的3m冲程的防沙防卡气锁泵、2.5寸油管,以上部件按自下而上的顺序依次连接下井,最后连接油管挂,并将管柱悬挂在井口大四通上,拧紧顶丝。依次下活塞、抽油杆组合、光感等抽吸杆柱设备,安装井口,按泵挂深度提防冲距,将光杆通过方卡子悬挂在抽油机悬绳器上。

23.煤层气认识上的十大误区是什么?

NO.1 盲目乐观,认为煤层气开发非常容易,只要打井就能出气盲目乐观,认为煤层气开发非常容易,只要打井就能出气,然后就可以赚钱。其实不是这样。目前全国探明储量只占资源量的千分之三,处于非常低的水平,因为我国煤层特殊的“三低”(低压、低饱和、低渗透)地质条件,需要适合中国特点的技术攻关,国家还因此成立了研究中心。目前我国只是沁水南部地区具备开发的条件,还有许多地区需要大量勘探工作,盲目投资只会造成浪费。NO.2 盲目悲观,认为技术难盲目悲观,认为技术难,地面上难以抽采,井下抽采不好利用,难以形成产业化。根据我们几年来的实践,常规抽采的技术问题已经解决,在我国已探明的储量区产业化是有可能实现的。NO.3 是煤层气只作为煤矿安全治理的手段是煤层气只作为煤矿安全治理的手段,而不是一个独立的矿种。在我国几千年采煤史中,煤层气一直被视为有害气体,其实这种与煤共生的气体,和天然气的发热量相当,甚至更洁净,应作为宝贵资源。目前煤层气的资源量超过了陆上天然气,应统一开发。 NO.4 认为煤层气开发是亏损的认为煤层气开发是亏损的,只应由煤矿企业利用安全技术资金来干。煤炭企业治理瓦斯只是从安全角度出发,不考虑经济效益,单井产量低,大约是专业煤层气开发企业产量的一半。NO.5 煤层气应以瓦斯治理为主煤层气应以瓦斯治理为主,不应作为资源开发。煤层气公司是盈利的,而煤矿企业治理不以盈利为目的。既然是资源开发,煤层气开发应该有利可图,才能进一步促进煤层气产业的形成和发展,就应该以盈利为目的,利益引导。NO.6 煤层气开发应该以煤矿企业为主体煤层气开发应该以煤矿企业为主体。按照国家计划,2010年煤层气产量达到100亿立方米,2020年达到500亿立方米,上下游至少需要投入一万亿元。如此大的投入,需要社会各方合作共同投入,相互协调共图发展大计,否则难以成事。NO.7 存在两种偏颇观点存在两种偏颇观点。一种观点认为煤层气开发风险大,只要引入外资从事风险勘探即可;另一种观点是认为煤层气属于重要资源,有利可图,我们自己开发,不应让外国人来赚中国人的钱。上述两种观点都非常偏颇。煤层气开发巨大的资金和技术缺口,需要通过开放来引进国外的技术资金,带动国内产业提升。NO.8 是煤层气和煤共生是煤层气和煤共生,认为一切应以煤炭开采为中心。根据国家政策,应贯彻先抽后采,使采煤采气协调发展,而且这样更有利于安全,有利于增加能源供给。要转变重煤轻气的思想。NO.9 认为对外合作影响煤炭企业开采煤层气认为对外合作影响煤炭企业开采煤层气。事实上对外合作签署的作业区块只占全国煤层气总资源量的10%左右,而且不影响煤炭企业的自营勘探行为,更不影响煤炭生产。NO.10 许多地方认为煤层气是地方资源许多地方认为煤层气是地方资源,地方应优先,甚至提出政府限价。这些地方意识不符合中央规定,有损国家的整体利益。

24.我国煤层气开发管理体制是什么?

煤层气作为独立矿种,探、采矿权由国土资源部管理。国家实行煤层气探矿权、采矿权有偿取得的制度。对地面直接从事煤层气勘察开采的企业,2020年前可按国家有关规定申请减免探矿权使用费和采矿权使用费。“对外合作开采煤层气资源由中联煤层气有限责任公司、国务院制定的其他公司实施专营”煤层气对外合作区块开放由国家发改委报国务院批准煤层气对外合作合同由商务部批准执行煤层气对外合作外方作业者在国家工商行政管理总局登记注册煤层气对外合作总体开发方案由国家发改委批准实施

25.煤层渗透率如何测试?

煤层气吸附在煤层里,开采煤层气,测量储层的渗透率非常重要,目前储层渗透率的测试基本有两种方法,一种是实验室测量法,一种是试井直接测量法。 经过改进后测量油气储层渗透率的渗透率仪现在都能够测量绝对渗透率和相对渗透率。但测量时不能用甲烷,而必须用氮气或阂气,因为甲烷易被煤层吸附,而且吸附后煤层容易膨胀,影响渗透率的准确测试。相对渗透率的车市有两种方法,一种是非稳态法,该方法首先用盐水将煤芯饱和,而后注入气体排出盐水,记录随时间排出的水、气及压力等数据,然后计算出气水相对渗透率。另一种是稳态法,该方法是将水气同时匀速地注入到煤芯里,记录出随时间水气排出的情况,然后计算出相对渗透率,这种方法特别对低渗透煤层有效。 试井渗透率的测试是直接在现场试井时测得,对煤层而言,多采用段塞法和注水压降法。目前评价煤层气储层渗透率的好坏主要是试井测量法,因为试井渗透率最能反映储层最原始状态下的渗透率,而实验室所得的数据往往误差较大。

26.煤层气储集层分哪五级?

通过煤层气以往开采的经验,煤层气储集层的好坏按照渗透率可划分为五级,这个五级和常规的油气藏是不一致的,煤层气的较低。具体如下:一级:K》10X10-3um2 渗透性极好的储集层二级:10X10-3um2 》K 》5X10-3um2 渗透性好的储集层三级:5X10-3um2 》 K 》1X10-3um2 渗透性中等的储集层 四级:1X10-3um2 》 K >0.1X10-3um2 渗透性差的储集层五级:K《  0.1X10-3um2 非渗透储集层。   一,二,三级可勘探开发性较强,可作为目的层,四,五级经过强化措施后也可做目的层,但也可能不是目的层,不具备开发价值。当然,这还要结合其他要素综合分析。一般来说,五级以下基本不予考虑。

27.煤层气实验室应有哪些仪器?

煤层气实验室在国内比较权威和完善的有:中石油勘探开发研究院廊坊分院、中国矿业大学等,现在正在筹备的国家煤层气工程研究中心实验室将成为国内最大煤层气实验室中心。煤层气实验室和常规实验室有一定区别,有其自身的特殊性。一般应有如下实验室和仪器:一. 比较特殊的实验室1.煤层气含气量分析实验室。(1).一套CTDCA-1000现场解析仪【进口设备美国terratek公司】;(2)5-8套FY-I型现场含气量测定仪;(3)3-5套FY-IV型煤层残余气量测定仪。(4)解析罐200个左右。2.工业分析实验室。(1)DC-100型全自动工业分析仪3-5台。(2)5-10套GW-300B恒温干燥箱。3.煤岩吸附等温线测定实验2-3套美国terratek公司的IS-300型测定仪。4.煤层气成藏模拟实验室 煤层气成藏模拟通过模拟不同物性组合、不同介质不同充注压力、不同运移方式煤层气成藏过程,获取不同条件下的物理和化学参数再确定边界条件;随后阐明煤层气扩散机理建立评价标准最终建立具体成藏模式。使用的设备:全自动密度仪MDMDY-300 一台。 二. 比较平常的实验室(设备比较大众化,其它油田、大学基本有的仪器) 1.显示光度计1-3台。 型号UMPS50 能快速煤岩镜质体反射率和煤岩组份等数据,是评价煤岩热演化程度和生烴能力的关键设备。 2.气相色谱仪。 8-10台设备。可以是HP3700,HP5880,HP58890Ⅱ和HP5890A四种型号。他们能快速大量分析煤层气气样,准确鉴定煤层气气组成分,为确定煤层气含气质量提供科学数据。 3.扫描电镜ESBM。3-6台 它可以对煤岩割离,裂隙以及割裂隙中填充矿物进行研究,定性煤岩样品的渗透性。可以研究含气含水煤岩的气水分布,附存状态;研究在温压变化体系下煤岩样品动态变化规律。 4.煤层气同位素分析仪。 有两种型号的同位素质谱仪分别是DELTA-S和 EA1108 (德国)它们能进行碳,氢,硫的同位素分析。 5.激光粒度分析仪2-3台。 6.堆密度分析仪2-3台。 7.压汞仪 1-2台。

28.什么是煤层压裂裂缝监测技术?

裂缝监测工艺技术 煤层压裂裂缝方位和几何尺寸,是指导制定压裂方案的重要依据,是评价压裂效果的重要手段,对优化井网布置具有重要意义。选用大地电位法(微地震法)测试和井温测试,可测试出压裂裂缝形态、高度、方位和延伸长度,测试成功率100%,结果准确可靠。微地震法测试对压裂施工进行同步裂缝监测,要求测试井周围必须有三口监测井,大地电位法测试要求在压裂液中加入2%~5%KCL,使压裂液与围岩的电阻率差异在30~80倍之间,并须测出压前及压后大地电位差。井温测试须测出压裂前后井温曲线,要求在测压前井温基线时,井筒内液体静止48h以上,压后井温曲线应在压后2~6h内测完。 另外,根据压裂施工数据和压降数据,也可计算并推断出动态裂缝几何尺寸、支撑裂缝几何尺寸和压裂液效率。要求测压降时间为泵注时间的2.5倍以上

29.如何控制瓦斯爆炸事故的发生?

控制瓦斯爆炸事故的技术措施 瓦斯爆炸事故的防治可分为预防爆炸和抑制爆炸。预防爆炸主要有:优化通风网络及通风系统,防治瓦斯积聚,进行瓦斯抽放,加强瓦斯浓度和火源监测,防止点火源的出现等;抑制爆炸主要采用隔爆抑爆装置将瓦斯爆炸限制在一定范围内,从而减少人员伤亡和灾害事故所造成的损失。2.1瓦斯爆炸事故的预防措施2. 1 .1煤矿瓦斯抽放技术 1)我国国有煤矿高瓦斯和瓦斯突出矿井占总矿井数的46%。瓦斯抽放是减少矿井瓦斯涌出量、防止瓦斯爆炸和突出的治本措施,同时也是开发利用瓦斯能源、保护大气环境的重要手段。如皖北煤电集团公司祁东煤矿利用抽放瓦斯进行发电取得了可观的经济效益和社会效益。 2)为提高瓦斯抽放率,目前主要需解决长钻孔定向钻进技术,包括测斜、纠偏技术;提高单一低透气性煤层的抽放率;研制钻进能力更强的钻机具;完善和提高扩孔技术、排渣技术、造穴技术和封孔技术;开发新的瓦斯抽放技术及设备。 3)瓦斯抽放方法有本煤层抽放、邻近层抽放和采空区抽放等;抽放工艺有顺层长钻孔、大直径钻孔、地面钻孔、顶板岩石和巷道钻孔等。并研制出与之相配套的强力钻机及配套机具,如MK型长钻孔钻机和ZSM顺层强力钻机等。此外已研制出多种抽放泵及配套的监控系统和仪表等,大大提高了瓦斯抽放量和抽放率,使安全环境得到进一步改善。 4)利用多分支羽状适用技术,解决低渗煤层瓦斯治理问题,以提高抽采率。 5)煤矿瓦斯治理也应该与煤层气产业化紧密结合起来。2.1.2矿井瓦斯浓度及火源监测技术 矿井瓦斯浓度及火源的实时自动监测对于防止瓦斯爆炸非常重要,当发现瓦斯异常或有火源产生,立即采取措施可防止爆炸事故的发生。我国目前开发了KJ90. KJ92.KJ94. KJ95. KJ73. KJ66等型号的矿井安全监控系统,以及各类检测传感器、报警仪和断电仪。已有多个矿井安装了矿井安全综合监控系统,并具有如下功能:①矿井环境和工况参数实时监控;②主要通风机在线监测;③巷道火灾实时监测;④矿井瓦斯抽放实时监测;⑤中击地压实时监测;⑥煤与瓦斯突出实时监测;⑦煤层自然发火实时监测;⑧瓦斯爆炸或燃烧实时监测;⑨矿井电网监测等多种功能。监控系统的安装极大地提高了煤矿的安全管理自动化水平,防止了许多事故的发生。2.1.3井下火源防治 对煤矿井下的爆破火花、电气火花、摩擦撞击火花、静电火花、煤炭自燃等火源都有一些相应的防治措施,除炸药安全性检验、电器防爆检验、摩擦火花检验外、还需防止火源与瓦斯积聚在同时同地点出现,如放炮时检测瓦斯浓度,采用风电闭锁、瓦斯电闭锁等措施。另外加强明火的管理,严格动火制度,消除引爆瓦斯的火源。2.1.4优化通风网络及通风系统 合理可靠的通风系统是防止瓦斯事故和控制灾害扩大的重要措施,为此,瓦斯防治工程与采掘工程,必须同时设计,超前施工,同时投入使用。2. 2隔爆措施 矿井隔爆抑爆装置是控制瓦斯爆炸的最后一道屏障,当瓦斯爆炸发生后,依靠预先设置的装置可以阻止爆炸的传播,限制火焰的传播范围,主要有被动式隔爆棚和自动抑爆装置。 1)被动式隔爆棚。隔爆岩粉棚、隔爆水槽棚和隔爆水袋棚因成本低、安装方便,因而得到了广泛的使用,其中隔爆水袋棚的使用最为广泛。目前研制的XGS型和KYG型隔爆棚,具有适应性强,可大力推广。

30.我国领导人对煤层气有何指示?

从上个世纪九十年代,国家领导人就高瞻远瞩,预见性地提出煤层气要作为新兴的能源产业来发展,并做了一系列的指示,制定了相关的扶持政策。前任国家领导人江泽民为煤层气产业题词:“依靠科技进步,发展煤层气产业,造福人民。”前国务院总理李鹏也有题词:“突破煤层气,开发新能源”。现任领导人温家宝总理对煤层气的开发更是非常关心,明确指出:“开发和利用煤层气既可治理瓦斯,又可利用能源,一举两得,应该加大科研、勘探、开发的力度。请发改委研究、制定规划和措施。”

31.煤层气专业术语有哪些?

对于某些名词术语,各种文献或专著中的解释不仅相同,有些是笔者的意见,仅供参考。1、煤层气:是指赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。2、天然气:地下采出的可燃气体统称为天然气。3、煤成气:由煤层所生成的天然气,统称为煤成气。4、临界解吸压力:对于未饱和煤层气藏,只有压力下降到含气量落在吸附等温线上,气体才开始解吸,该压力称为临界解吸压力。5、含气饱和度:是指在一定条件(储层压力、温度和煤质等)下,实际含气量与相应条件下的理论吸附量的比值。6、含水饱和度:是指储层内水的含量(用体积表示)与储层孔隙体积之比。7、原始含气饱和度:在原始地层状态下的含气饱和度。8、孔隙度:岩石孔隙大小通常以孔隙度来表征。所为孔隙度,是介质中孔隙的体积与介质总体积的比值。9、有效孔隙度:有效孔隙度是指连通孔隙所占的体积与总体积的比值。10、孔隙结构:煤是一种固态胶质体,是双孔隙介质,含有基质孔隙和割理孔隙。11、煤层渗透率:煤层的渗透性是指在一定压差下,允许流体通过其连通孔隙的性质,也就是说,渗透性是指岩石传导流体的能力,煤层渗透率是反映煤层渗透性大小的物理量。常用单位:毫达西,md,1md=0.987×10-3μm2。12、绝对渗透率:指单相流体充满整个孔隙、流体不与煤发生任何物理反应时,所测出的渗透率称为绝对渗透率。13、有效渗透率:当储层中有多相流体共存时,煤对其中每相流体的渗透率称为有效渗透率。14、相对渗透率:当储层中有多相流体共存时,每一相流体的有效渗透率与其绝对渗透率的比值。15、渗透率各向异性:由于裂缝系统的几何形态,使得面割理和端割理渗透率存在差异,面割理方向渗透率最大,这种现象称为渗透率各向异性。16、地应力:作用在岩体上的各种相互平衡的外力使岩体内部产生附加内力,它的效应就是引起岩体形变。这种附加内力的分布密度就是地应力。17、原始地应力:是指煤层没有受到人为扰动,处于原始状态的应力。18、孔隙压力:地层内流体所承受的压力称为地层压力,有时又称为孔隙压力。19、破裂压力:在开始注入压裂液使井壁发生开裂的瞬时压力称为初始破裂压力,即破裂压力。20、延伸压力:维持裂缝继续扩展的压力。21、闭合压力:裂缝刚刚能够张开或恰好没有闭合的压力。22、有效地应力:有效地应力是指煤层压裂最小的有效闭合应力,为煤层破裂压力与其抗张强度之差。24、资料井:主要通过探井取准煤心,以便做含气量等参数测试、试气,并采用单相注入法求取煤层渗透率。25、试验井:通过井组降压试采,评价其工业性开采价值。26、监测井:用于生产过程中压力监测。27、生产井:开发过程中以采气为目的的井。28、试井:试井是以渗流理论为基础,是煤层气生产潜能和经济可行性评价的重要途径。通过试井可获得以下资料:储层压力、渗透率、井筒污染、井筒储集以及压裂裂缝长度和导流能力等。29、固井:为了保护井壁套管,在下入井筒内的套管与井壁环形空间,以及不同套管之间泵注水泥浆以封固与隔绝之,这项工艺称为固井。30、射孔:射孔是一项重要的完井工艺技术,它是根据井的试气、投产设计要求,用射孔器穿透目的层位的套管壁及水泥环,达到目的层内一定深度,构成目的层至套管内的连通孔道。它是人工造就使地层内流体流入井筒内的通道。31、压裂:利用地面高压泵组,将流体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中,在井底蹩起高压,当此压力大于井壁附近的地应力和岩石抗张强度时,便在井底附近地层产生裂缝;继续注入带有支撑剂的携砂液,裂缝向前延伸并填以支撑剂,关井后裂缝闭合在支撑剂上,从而在井底附近地层内形成具有一定几何尺寸和高导流能力的填砂裂缝,使井达到增产目的。32、排采:是指将煤层中的水和气采出地面的工艺方法。33、测井:所谓测井指的是一种特殊的井下测量,这种测量以深度为函数,通过测量随深度变化的物理性质,可以推断出岩石的各种性质。地球物理测井在现场简称电测井,是把各种不同仪器下入钻探井中并通过电缆沿井身在地面仪器中来测量不同深度岩层的物理性质,从而了解地下地质情况的一套工艺方法。34、岩屑录井:地下的岩石被钻头钻碎后,随钻井液被带到地面,这些岩石碎块就叫岩屑。如果是煤块,也叫煤屑。在钻井过程中地质人员按照一定的取样间距和迟到时间,连续收集与观察岩屑,并恢复地下地质剖面的过程,称为岩屑录井。35、钻时录井:钻井速度的快慢通常用钻时表示,它取决于地下岩石的可钻性,又取决于钻井参数的组合、钻井液性能、钻头类型及其磨损情况等。因此,钻时的变化可以判断地下岩层的岩性变化和缝洞发育情况;帮助工程人员掌握钻头使用情况,提高钻速、降低成本。钻时录井不论对工程还是地质,都是重要的录井方法。36、气测录井:气测实际上是地层物理参数随深度变化的关系图,反映地层烃类聚集和组成变化以及地层流体的性能。它通过连续测量钻井液中烃类气体含量变化,以直观、连续、快速、及时、灵敏的特点,成为钻井过程中判断煤层气的最佳方法。37、钻井液录井:钻井液在钻遇气、水层和特殊岩性地层时,其性能将发生各种不同变化。所以根据钻井液性能的变化,推断井下是否气、水层和特殊岩性的方法,称为钻井液录井。38、平衡钻井:在钻井过程中,钻井液的液柱压力等于地层压力的钻井方法,称为平衡钻井。39、过平衡钻井:在钻井过程中,钻井液的液柱压力大于地层压力的钻井方法,称为过平衡钻井。40、欠平衡钻井:在钻井过程中,钻井液的液柱压力小于于地层压力的钻井方法,称为欠平衡钻井。41、完井:完井工程是衔接钻井和采气工程而又相对独立的工程。是指从钻开产层开始,到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液,直至投产的一项系统工程。完井有时也是指井眼钻完后,最后用于生产的井身结构,有时把射孔、压裂也归于完井。42、裸眼完井:是指产气煤层裸露,不用套管和水泥环封闭。43、先期裸眼完井:是指钻开煤层,再在煤层顶部下入套管并固井,产气煤层保持裸眼。44、后期裸眼完井:是指钻到煤层顶板,下套管固井,再钻开生产层段的煤层,产气煤层保持裸眼。45、套管完井:对产气层下入套管。46、裸眼洞穴完井:人为在裸眼段煤层造一个大的洞穴,用以提高煤层气产量的完井方法。47、反射率:反射率(Ro)是指投射在磨光面上光线的反射能力,即煤(镜质组)光片表面的反射光强度与入色光强度的百分比值。48、地解比:地解比是利用吸附等温线实测含气量对应的临界解吸压力与原始地层压力的比值。49、煤层孔隙半径:反映煤层孔隙大小的物理量,孔隙半径取决于煤层的显微组分结构和热演化程度等因素。50、割理:按照英国采矿业习惯,将煤中的裂缝称为割理。煤的割理是在煤化过程中形成并受构造应力的改造和作用。51、端割理:两条面割理之间发育有端割理。52、面割理:煤中大致有两组互相垂直的割理系统,主要裂隙组称为面割理。53、钻井液密度:钻井液的重量与同体积水的重量之比,称为钻井液密度。54、粘度:粘度是钻井液流动内阻力的大小。55、中压失水:也称API失水,即在686Pa、常温下测定的钻井液滤失量。56、固相含量:固相含量一般指钻井液中不溶物的全部含量及可溶性盐类,常以重量或体积百分数表示。57、比表面积:即在一定分辨能力下测得的表面积作为该固体表面积的近似值,这一面积称比表面积。通常比表面积用单位体积内的总面积或单位质量的总面积来表示。58、吸附:气体赋存在物质上的过程称为吸附,相反过程称为解吸。59、吸附等温线:在等温条件下,确定压力与气体吸附量关系的曲线称为吸附等温线。60、兰格谬尔(Langmuir)模型:该模型是根据汽化和凝聚的动力条件平衡原理建立的,广泛用于煤和其它吸附剂对气体的吸附,是研究煤层等温吸附的主要模型。 (此资料为坝上老人提供,在次表示感谢!)

32.中国高变质无烟煤成藏特征怎样?

中国高变质无烟煤成藏特征主要集中在六个方面:1.煤层气成因以原生和次生热成因煤层气为主;2.煤阶高,煤层吸附量大,含气量高;3.变质程度高,煤层基质致密,物性偏低;4构造热事件和构造应力场对煤层物性影响较大;5。滞流水区域为富气区;6.成藏过程复杂。成藏优势包括:(1)煤变质程度高,生气量大,煤吸附能力强,含气量大;(2)构造热事件和构造应力场对煤层物性影响较大;(3)滞流水和高矿化度区域煤层气保存条件好,利于煤层气保存和排水降压开采。

33.选择生产压差的原则是什么?

煤层气生产压差的选择应遵循以下原则:1.初选的生产压差,要以不破坏煤层的原始状态,不使煤层的割理系统受到损害,避免造成煤层大量出沙和煤粉以及煤层的坍塌为原则。2.使泵的排液能力与地层的供液能力相匹配,充分利用地层能量,保证环空液面均匀缓慢下降或稳定的原则。 生产压差的控制通过泵挂深度、泵径、冲程、冲次、抽吸时间、套管压力及阀门来控制。井口套压的控制是:缓慢打开阀门,套压下降,生产压差增加,气量上升;反之,减小打开阀门量,套压上升,生产压差减小,气量降低。

34.影响煤层气排采时间有哪些因素?

影响煤层气排采时间的因素有很多,主要有以下几个方面:1.煤层的产水量:产水量越大,排采的时间越长。2.地层压力。3.煤层气临界解吸压力4.煤层甲烷解吸时间。5.排采设备的选型和排采能力。有的时间几个月,长的需要一年或更长时间。

35.我国不同地质条件应采取哪些开采技术?

中国煤层气勘探开发已经历了20个年头,勘探开发技术由最初的沿用常规油气技术发展到引用国外煤层气勘探开发成熟技术,并消化吸收再创新,探索适合我国煤层气地质条件的技术:如地震AVO高产富集区预测技术、多分支水平井钻井技术、U型钻井或水平井钻井技术、超短半径水力喷射钻井技术、沿煤层钻井技术、直井压裂技术、连续油管压裂技术、裸眼洞穴完井技术等。各种技术的性能、适用地质条件及适用地区、预期效果分析详见下表。这些技术的应用与完善必将很大程度上推动我国煤层气产业快速发展。

我国煤层气勘探开发适用技术分析表

36.煤层气排采的三个控制是什么?

煤层气排采技术中最关键的三个控制是:液面控制 套压控制 煤粉控制

37.什么是CDM项目?

清洁发展机制,简称CDM(Clean Development Mechanism),是《京都议定书》中引入的三清洁发展机制(cdm)研讨及项目个灵活履约机制之一。根据“共同但有区别的责任”原则,已完成工业革命的发达国家应对全球变暖承担更多的历史责任,因此,《京都议定书》只给工业化国家制定了减排任务,但没有对发展中国家作这个要求。按其规定,发达国家缔约方为实现温室气体减排义务,从2005年开始至2012年间必须将温室气体排放水平在1990年的基础上平均减少5.2%,由于发达国家减排温室气体的成本是发展中国家的几倍甚至几十倍。发达国家通过在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目,把项目所产生的温室气体减少的排放量作为履行京都议定书所规定的一部分义务。一方面,对发达国家而言,给予其一些履约的灵活性,使其得以较低成本履行义务;另一方面,对发展中国家而言,协助发达国家能够利用减排成本低的优势从发达国家获得资金和技术,促进其可持续发展;对世界而言,可以使全球在实现共同减排目标的前提下,减少总的减排成本。因此,CDM是一种双赢(Win-Win)的选择。

38.CDM具体有哪些内容?

一、CDM规定减排的温室气体   CDM规则当中包含的温室气体有:CO2(二氧化碳)、CH4(甲烷)、N2O(氧化亚氮)、HFCs(氢氟碳化物)、PFCs(全氟化碳)、SF6(六氟化硫)。其中排放一吨CH4相当于排放21吨CO2、排放1吨N2O(氧化亚氮)相当于310吨CO2,排放一吨HFCs(氢氟碳化物)相当于排放140-11,700吨CO2。    二、CDM分布的行业和领域   1. 能源工业(可再生能源/不可再生能源)2.能源分配3.能源需求4.制造业5.化工行业6.建筑行业7.交通运输业8.矿产品9.金属生产10.燃料的飞逸性排放(固体燃料,石油和天然气)11.碳卤化合物和六氟化硫的生产和消费产生的逸散排放12.溶剂的使用13.废物处置14.造林和再造林15.农业    三、CDM项目技术   从广泛的意义来看,任何有益于产生温室气体减排和温室气体回收或吸收的技术,都可以作为CDM项目的技术。例如:提高能源效率的技术,包括提高供能效率方面的技术和用能效率方面的技术;新能源和可再生能源技术;温室气体回收利用技术如煤矿甲烷、垃圾填埋沼气回收技术;废弃能源回收技术等等。    四、小型CDM项目类型   (1)可再生能源项目:规定其最大装机容量在1.5万千瓦以内。包括风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、潮汐能等;既可以是以发电提供电力的形式,也可以是提供动力、机械能的形式。   (2)提高能效的项目:其每年最大节能量应在1500万千瓦时以内。这方面的例子非常多。   (3)其他方面的项目:其应具有直接排放温室气体、同时其温室气体年排放量应少于1.5万吨CO2。例如,燃料替代项目、垃圾填埋的甲烷回收、煤矿甲烷回收项目等。

39.CDM产生的历史背景是什么?

清洁发展机制(CDM)是《联合国气候变化框架公约》第三次缔约方大会COP3(京都会议)通过的附件I缔约方在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。其目的是协助未列入附件I的缔约方实现可持续发展和有益于《公约》的最终目标,并协助附件I所列缔约方实现遵守第三条规定的其量化的限制和减少排放的承诺。 CDM的核心是允许发达国家和发展中国家进行项目级的减排量抵销额的转让与获得。此外,《京都议定书》还规定,在2000年后一旦其生效起至2008年第一个承诺期开始这段时期内,CDM就可实施,参与CDM的发达国家缔约方就可获得由CDM项目活动产生的经证明的减排量(CERs)。   1998年11月,《公约》第四次缔约方大会COP4通过了布宜诺斯艾利斯行动计划BAPA。该计划要求缔约方大会解决有关京都三机制,尤其是CDM在运行模式、规则、指南、操作程序和方法学等所有悬而未决的细则,以便使京都机制在2000年前具备充分的可操作性。   历经几年艰苦的谈判,2001年7月在COP6续会上达成了"波恩协议",为CDM的付诸实施提供了政治基础。根据缔约方大会达成的有关发展中国家能力建设的决议,围绕CDM开展的能力建设活动属于决议所规定的能力建设范围。通过系统的能力建设活动而建立和发展有效的CDM项目管理体制和运行规则,提高发展中国家开发、设计和实施CDM项目的能力,是CDM项目环境完整性的重要保障,也是提高CDM项目效率的重要前提,同时还是通过CDM项目获得促进中国可持续发展连带效益的重要条件。CDM产生的效益将在国际CDM项目投资者、承担国的有关经济部门和受气候变化影响的国家中分享。   2001年 11月在马拉喀什举行的COP7上,围绕CDM的谈判又取得了新的进展,就CDM运行模式、规则、程序等重要问题达成了协议,使CDM的实施前景更为明朗。尽管由于谈判最终妥协的结果,使附件I缔约方对CDM所产生的CERs的需求量在第一承诺期比原来普遍预期的数量大为减少,但作为一种国际合作机制,在国际社会防止全球变暖的长期进程中,CDM的实施将具有长远的战略影响。因此,围绕CDM开展能力建设活动依然具有重要的意义。   《京都议定书》自2005年2月16日起正式生效,它是气候变化国际谈判中的里程碑式的协议。它的主要内容是限制和减少温室气体排放,规定了2008年— 2012年的减排义务。它将工业化国家分成8组,以法律形式要求他们控制并减少包括CO2(二氧化碳)、CH4(甲烷)、N2O(氧化亚氮)、 HFCs(氢氟碳化物)、PFCs(全氟化碳)和SF6(六氟化硫)等六种温室气体在内的排放。   《京都议定书》规定工业化国家应履行的义务有:1. 在2008年至2012年,将其人为温室气体排放水平在1990年基础上平均减少5.2%;2. 向发展中国家提供新的和额外的资金和技术援助;3. 帮助发展中国家提高应对气候变化的能力建设。   对于发达国家来讲,能源结构的调整,高耗能产业的技术改造和设备更新都需要高昂的成本,温室气体的减排成本在100美元/吨碳以上。根据日本AIM经济模型测算,在日本境内减少1吨二氧化碳的边际成本为234美元,美国为153美元/吨碳,经合组织中的欧洲国家为198美元/吨碳。当日本要达到在1990年基础上减排6%温室气体的目标时,将损失GDP发展量的0.25%。而发展中国家的平均减排成本仅几美元至几十美元,如果是在中国进行CDM活动的话,可降到20美元/吨碳。这种巨大的减排成本差异,促使工业化国家积极上发展中国家寻找项目,从而推动了CDM的发展。   因为清洁发展机制(CDM)即解决了发达国家的减排成本问题,又解决了发展中国家的持续发展问题,所以被公认为是一项“双赢”机制。

40.CDM的核心内涵什么?

由工业化发达国家提供资金和技术,在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目,而项目所产生的温室气体减排量则列入发达国家履行《京都议定书》的承诺。简言之,就是“资金+技术”换取温室气体的“排放权”(指标)。(“温室气体减排量”是指当采用新技术达到同样的效果而不产生出相应的温室气体当量或极小的温室气体量,这两个数据的差值即为此项目的减排量。温室气体的减排量以“吨二氧化碳当量”为计算单位。)   发展中国家的新能源和可再生能源行业,包括风能、水能、生物质能、沼气发电等领域,以及有潜力在钢铁、水泥、化工等大型工业建筑业进行节能的技术和项目,或者能够大量回收甲烷气的垃圾发电和煤层气回收领域,IGCC项目等都在CDM项目合作领域之内,都可以寻找发达国家进行合作。按照国际公认的CDM方法学计算,把替代下来的传统方式产生的温室气体量算为减少了的温室气体排放量,经严格核准和批准后与他们交换技术和资金。   3、支持领域   CDM支持的业务领域与GEF(全球环境基金)在气候变化领域支持的业务领域基本相同。所不同的是GEF着重能力建设,通常是多边机制,且是政府主导的项目。而CDM项目的重点是在实施可观察的温室气体减排项目,通常是有投资主体实际项目,一般采取的是双边机制,尽管项目的实施需要得到政府的认可和批准,但是企业CDM项目实施的主体。

41.满足CDM项目的条件是什么?

初步判断是否符合 CDM 项目所必须同时满足的五个判断条件   判断条件一:项目类型   您的项目是否可以归为以下类型之一,如果是则符合 CDM 项目要求:   * 高效洁净的发电技术及热电联产 , 如天然气-蒸汽联合循环发电,超临界燃煤发电,压力循环流化床锅炉发电,多联产燃煤发电等   * 高效低损耗电力输配系统   * 燃煤工业及民用锅炉窑炉 , 包括炼焦窑炉 , 高炉节能技术改造   * 高耗能工业设备和工艺流程节能改造 , 钢铁 , 石化 , 建材工业等   * 电力需求侧管理 (DSM): 工业通用设备节电改造 : 如变频调速高效马达 , 高效风机水泵 , 绿色照明 , 非晶态高效配电变压器 , 电热炉改造等 ,   * 城市建筑节能示范项目 , 节能建筑设计 , 建筑能源系统优化 , 免烧砖新型建材   * 城市交通节能示范项目 : 包括天然气燃料车 , 燃料电池车 , 高效车辆引擎等 , 混合燃料电动车 , 生物乙醇和生物柴油应用   * 北方城市推广天然气集中供热   * 煤矿煤层甲烷气的回收利用 , 燃气发电供热 ,   * 生物质能高效转换系统 : 集中供热 , 供气和发电示范工程   * 风力发电场示范项目   * 太阳能 PV 发电场示范项目   * 城市垃圾焚烧和填埋气甲烷回收发电供暖   * 水泥厂工艺过程减排二氧化碳技术改造   * 二氧化碳的回收和资源化再利用技术   * 植树造林和再造林等   * 其它高 GWP 值氟化气体的减排项目 : 氢氟碳化物 (HFCs), 全氟化碳 (PFCs), 六氟化硫 (SF6)   判断条件二 :项目进展阶段   必须为未建成运行的项目 , 已建成运营的项目基本不符合 CDM 项目要求 .   判断条件三:项目建设是否得到相关部门的批准   项目建设必须得到相关政府部门的批准   判断条件四:环境评价报告   项目必须已通过权威机构给予的环境评价, 以证实该项目是清洁能源项目,并且该项目的实施可以促进项目所在地的可持续发展。   判断条件五:项目建设是否面临障碍   项目建设必须面临技术障碍或资金障碍。

42.CDM项目运作基本规则和流程是什么?

1、运作管理规则   参与CDM项目活动的必须是中资或中资控股企业。运行的基本规则是:(1). 缔约方自愿参与;(2). 有政府批文;(3). 带来真实的、可测量的、长期的温室气体减排效益;(4). 必须具有额外性;(“额外性”是指该清洁发展机制项目所带来的减排效益必须是额外的,即在没有该项目活动的情况下不会发生。)(5). 属于东道国、地方政府的优先发展领域并带来技术转让。   国家发展和改革委员会是中国政府开展CDM项目活动的主管机构,下设国家清洁发展机制项目审核理事会和国家管理机构。审核理事会联合组长单位为国家发展和改革委员会、科学技术部,副组长单位为外交部,成员单位为国家环境保护总局、中国气象局、财政部和农业部。   项目因转让减排量所获得的收益归中国政府和实施项目的企业所有,区别不同类型的减排气体,实行不同的分配比例。  

 2、CDM项目运作流程   CDM项目的全过程是:寻找国外合作伙伴→准备技术文件→进行交易商务谈判→国内报批→国际报批→项目实施的监测→减排量核定→减排量登记和过户转让→收益提成。   企业在进行CDM项目申报时,首先通过科技管理部门向国家发改委提出申请;再由国家发改委组织对申请项目进行评审,之后由国家发改委会同科技部和外交部办理批准手续。   CDM 项目在实施过程中企业的配合是至关重要的。根据荷兰CERUPT项目的经验。在招标的资质认定阶段,中方要以英文形式提供:1. 项目概念表;2. 项目认可书;3. 企业营业执照和代码证;4. 公司3年财务报表;5. 企业履行社会义务情况证明;6. 公司财务信用状况证明。   在招标的第二阶段,中方要在咨询公司的帮助下提供:1. 项目设计文件;2. 核准报告和结论;3. 购买协议;4. 提交时间安排;5. 项目批准书。   CDM项目周期介绍:   项目识别   初步判断本项目是否为 CDM 项目。   项目设计   当项目符合 CDM 的标准,需要完成项目设计文件( PDD )。设计文件的格式由联合国 CDM 执行理事会确定。   项目批准   CDM 项目需要得到东道国指定的本国 CDM 主管机构批准。目前我国的 CDM 主管机构是国家发展改革委员,中国 CDM 项目需要获得发改委出具的正式批准文件。   项目审定   项目开发者需要与一个指定的经营实体进行签约,负责其审核认证的工作。完成这项工作,这个项目才能成为合法的 CDM 项目。根据每个项目类型不同,寻找具有审核认证资质的指定的经营实体。   项目注册   签约的指定的经营实体确认该项目符合 CDM 的要求,签署审核认证报告,向联合国 CDM 执行理事会提出注册申请。审定报告中需要包含项目设计文件( PDD ),东道国的书面批准文件以及对公众意见的处理情况。   在 CDM 执行理事会收到注册请求之日起 8 周内,如果没有 CDM 执行理事会的 3 个或 3 个以上的理事和参与项目的缔约方提出重新审查的要求,则项目自动通过注册。执行理事会主要审查项目是否符合阶段 4 的审定条件。最终决定由 CDM 执行理事会在接到注册申请后的第二次会议之前作出。   如果该项目被 CDM 执行理事会驳回,企业可以修改,修改后重新提出申请。   项目的实施与监测   监测活动由项目建议者实施,并且需要按照提交注册的项目设计文件中的检测计划进行。

2010-6-18 14:27 上传

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监测结果需要向负责核查与核证项目减排量的指定经营实体报告。一般情况下,进行项目审定和减排量核查核证的经营实体不能为同一家,但是,小规模 CDM 项目可以申请同一家指定经营实体进行审定、核查和核证。   减排量的核查与核证   核查是指由指定经营实体负责、对注册的 CDM 项目减排量进行周期性审查和确定的过程。根据核查的监测数据、计算程序和方法,可以计算 CDM 项目的减排量。   核证是指由指定的经营实体出具书面报告,证明在一个周期内,项目取得了经核查的减排量,根据核查报告,指定的经营实体出具一份书面的核证报告,并且将结果通知利益相关者。    CERs 的签发   指定的经营实体提交给 CDM 执行理事会的核证报告,申请 CDM 执行理事会签发与核查减排量相等的 CERS 。   在 CDM 执行理事会收到签发请求之日起 15 天之内,参与项目的缔约方或至少三个执行理事会的成员没有提出对 CERs 签发申请进行审查,则可以认为签发 CERs 的申请自动获得批准。如果缔约方或者三个以上的 CDM 执行理事会理事提出了审查要求,则 CDM 执行理事会需要对核证报告进行审查。   在收到了审查要求的情况下, CDM 执行理事会会在下一次会议上确定是否进行审查。如果决定进行审查,审查内容仅局限在指定经营实体是否有欺骗、渎职行为及其资质问题。审查应在确定审查之日起 30 天之内完成。

43.井底流压如何计算?

煤层气产出的油套环空中流体由上而下分为纯气体段、混合液柱段(混合液柱段又分为泡沫段和液体段),井底流压为套压、纯气柱压力及混合液柱压力三者之和。 套压可从地面套压压力表读出。纯气段的流动状态可认为是雾流,可以根据天然气干气井井底流压的计算方法计算气柱产生的压力。这个压力与标准状况下环空气体流量、井口套压、井口到环空拟液面的深度、套管直径、油管外径有关。混合液柱压力可采用Hasan解析方法和陈-岳实验公式计算得出。 煤层气量充足的条件下,井底流压与气体流量存在较强的负相关关系,而且随着井底流压下降,压降漏斗不断扩大,流压下降相同的值能产出更多的煤层气。

44.煤层气固井的特点和难点?

煤层气产量低,可供开采期的时间又比较长,加上独特的开发与开采方式,因此给固井设计与施工提出了更高的要求。固井质量要高,层间封隔要好,而且固井施工对煤层的伤害小。和一般油气井相比,煤层气井固井的特点及难点主要表现在以下几个方面:1 煤层埋藏浅,替浆量少,顶替效率低煤层气井井深浅,固井时替浆量少(一般井泵替钻井液只有5~11m3),注水泥完毕即有一半体积以上的水泥浆进入环空。受设备及井下条件的限制,固井时根本达不到紊流顶替的排量。紊流顶替时环空返速高,摩阻大,在低压易漏的井中甚至会压漏地层,同时对水泥浆性能要求也比较高。2 煤储层压力低,封固段长由于煤层气独特的开采方式,因此一般要求全井封固,封固段长一般在300~1200m之间。由于封固段长,煤层孔隙压力梯度低,水泥浆密度比钻井液密度高得多(钻井液密度一般在1.03~1.08g/cm3之间)。固井过程中水泥浆密度高或施工不当,易形成高的过平衡压力,固井过程中很容易漏失。一方面水泥浆低返,影响封固质量;另一方面水泥浆渗入煤层,对煤层造成大面积的伤害。3 水泥浆配方设计困难 煤层气井井深浅,井底温度低(如晋城地区煤层气井井底温度一般在25~45℃之间),上部井段温度更低,远远小于油气井的井底温度。低温下水泥浆特别是低密度水泥浆的水化速度缓慢,水泥石早期强度、后期强度低。为加快水泥的水化速度,提高早期强度,必须加入早强剂或促凝剂。但是一般的早强剂或促凝剂会破坏降失水剂的降失水效果,与降失水剂配伍的早强剂及促凝剂少。以前固井中这个问题都没有解决好,控制了水泥浆滤失量,水泥石的早期强度低,甚至长时间不凝固;加入早强剂,提高了早期强度,水泥浆的滤失量又得不到控制,二者很难同时兼顾。4 煤层易受到伤害,保护煤层的难度大煤储层渗透性低,属于低渗储层,任何环节的污染都会对煤层造成永久性伤害。钻开煤层后,甲烷气从煤的内表面解吸、扩散,通过裂缝流到井内。如果煤层的孔隙和裂缝一旦受到损害,其损害程度比常规油气层严重得多,不仅使气体的渗流通道受损,而且还会影响甲烷气的解吸过程。固井过程中如果环空的液柱压力高,水泥浆的失水量大,水泥浆性能差或施工不当,很容易对煤层造成伤。

45.煤层气试井的概念、原理及特点?

所谓“试井”,顾名思义,就是对油气井或水井进行测试。试井是一种以渗流力学理论为基础,以各种测试仪表为手段,通过对油气井或水井生产动态的测试来研究油、气、水层和测试井的各种物理参数、生产能力以及油、气、水层之间的连通关系的方法[1]。  压力瞬变测试,或称不稳定试井,就是当储层中流体的流动处于平衡状态时,改变测试井的产量,并测量由此引起的井底压力随时间的变化。这种压力变化同测试过程中的产量有关,也同测试层和测试井的特性有关。因此运用试井资料,即测试过程中的井底压力和产量资料,结合其它资料,可以估算测试层和测试井的许多特性参数,包括完井效率、井底污染、增产措施的效果、地层参数、地层压力、边界情况、井间连通情况等。因此试井是油气田(包括煤层气田)勘探开发过程中认识储层特性并确定储层参数的不可缺少的重要手段。  显然,试井资料的测取和分析是试井工作的两个重要组成部分。前者即现场测试,为的是取得足够的可靠资料;后者即试井解释,要求通过分析所测资料,得到尽可能多的关于地层和测试井的可靠信息。  在原始储层条件下,测试工作最好在气井投产之前,煤储层处于100%水饱和状态。如果储层达到了两相流状态,则很难对试井数据进行解释。一般采用段塞试井或注入压降试井,因为这种试井是对单相流储层进行测试,可以确定水饱和煤层的渗透率。  注入压降试井是一种单井压力瞬变测试,它是以恒定排量将水注入井中一段时间后关井。注入和关井阶段都用井下压力计记录井底压力,这两个阶段的压力数据可独立用于分析求得渗透率。注入压降测试方法在煤层气勘探中应用相当广泛。  注入压降试井的主要优点是:  a. 流体的注入提高了地层压力,保证了在测试过程中为单相流;它适用于负压、正常压力和超压等各种情况的煤层气井;  b. 不需要井下机械泵送设备,简化了操作步骤,降低了成本;  c. 可以用标准试井分析方法来分析,结果比较可靠;  d. 探测半径较大;时间相对较短。  其缺点主要是对于低渗透率煤层很难进行,因为要保持非常低的注入排量。所以在采用注入压降方法时,必须预防以下两点:  第一,地层伤害。其原因之一,由于注入的流体可能与地层的化学环境不相容,发生反应;之二,有可能注入了会堵塞储层孔隙的微粒,因此把取自被测试层位的地层水回注到测试井中是最理想的,至少应当采用与地层和气藏流体相容的淡水。  第二,压开地层。如果注入过程中排量控制不好,使井底压力超过了测试层的破裂压力,就可能会压开地层,产生裂缝,这种裂缝的产生被认为是自然渗透率或井筒伤害的假象,使测试结果不可靠。因此在注入压降过程中一定要保证井底压力低于地层破裂压力。  由此可见,在对煤层气井进行试井之前,作好试井设计十分重要。

46.煤层气试井测试方法有哪些选择?

我国煤储层具有低压、低渗的特点,煤层气各种试井测试方法因测试目的、工艺原理等方面的差异,其设备配置、适用范围不同。选择试井方法除受测试井的井况制约外,煤层的渗透率、储层压力及地层流体性质是确定测试方式的关键因素。  ——对于储层压力较高、渗透率比较好、储层压力与临界解吸压力的压差较大且地层流体能够产出到地面的煤层,可选择工艺简单的DST测试方法,这种方法不仅费用相对较低,施工简便,而且可取得评价地层潜力资料(如地层流体高压物性、产能、地层原始压力、压力衰竭数据等);如果地层流体不能产出到地面则应选择注入/压降测试方法。  ——对于低压、渗透性好、储层污染程度小的低压储层,可选择操作简单、费用低廉的水罐测试方法。这种方法测试成功率高,对有效渗透率测试准确;并可避免将地层压裂。  ——对于低压低渗的煤层,选择注入/压降试井方法可以提高测试成功率,能够获取可靠的储层参数。这种方法施工相对较快,可用于压后的分析,但对于低压储层需采用井底关井,对于低渗透地层需延长测试时间。  从目前国内实际施工的煤层气井的测试情况来看,我国绝大多数煤层属于低压低渗地层,地层流体无法流到地面。因此,注入/压降测试方法以其适用范围广、获取参数可靠在煤层气井中得到广泛应用。47.煤层气储层模拟流程是什么?

储层模拟工作的流程,可以概括为以下十个步骤,1)明确模拟研究对象,如是针对单井或是井网,井网的井数和分布特征;2)选择模拟软件;3)收集相关地质和工程数据,包括煤层、煤质、煤体形态、含气性及储层物性等地质数据和初始储层压力、初始气水饱和度、初期气、水产量等生产数据;4)构建储层地质模型;5)储层模拟网格设计;6)基础数据提取和录入;7)边界条件设置;8)模拟计算,根据模拟计算的目的,可进行历史匹配、敏感性分析或产量预测等;9)分析模拟成果,如进行经济评价等;10)编写研究报告。

48.煤层气井为什么要安装压力计?

煤层气的开采不同于开采石油和天然气,主要是靠排水降压的方法来开采煤层气的。顾名思义,“排水降压”,压力在整个煤层气开采过程自始至终都起到非常关键的作用。要通过压力的实时监测,来随时调整工作参数,保障煤层不激动,不破坏,同时保障液面稳定下降。特别是到临界解析压力时,更要特别小心,这时压力和温度曲线会有波动。 煤层气主要以吸附形式吸附在煤基质的表面上,当地层压力下降至煤层的解吸压力,煤层中甲烷才解吸出来。煤层气的开采是一个排水降压的过程,煤层的压降是通过排采来实现的,即利用排采设备,油管排水,套管产气。随着排液的进行,环空液面在下降,从而煤层压力也在下降。控制煤层压降速率,采用合理的生产压差进行排采对煤层气的产出尤为重要。一般认为:(1)降液速度太快,不利于扩大降压面积,形成大的压降漏斗,不利于井筒远出的煤层气解吸。(2)降液速度太快,破坏煤层的原始状态,会使煤层的割理系统受到伤害,引起渗透率下降。(3)降液速度太快,引起煤层大量出煤粉和砂、煤层坍塌,使气水通道堵塞,产量下降,同时造成卡泵使排采不能正常进行。(4)降液速度太慢,排采时间延长,增加投资。(5)合适的降液速度,使泵的排液能力与煤层的供液能力相适应,充分利用地层能量,保证环空液面均匀、缓慢、连续下降或稳定。 降液速率的控制实际上很多是通过环空液面控制来实现的。要控制好液面,首先,要准确及时地测定液面,否则,液面控制就无从谈起。特别是在排采初期或接近临界解析压力时,气、水产量变化大,引起环空液面波动,需要频繁进行测量。因此,环空液面测定是煤层气排采工作中一项重要而又频繁的工作。而环空液面测定使用煤层气井下永置式电子压力计是目前唯一可靠的方法。

49.用回声仪能代替煤层气电子压力计吗?

利用回声仪来监测液面是目前最常用的方法。其基本原理是:安装在井口上的井口装置发出一束声波,沿套管环形空间向井底传播,遇到音标、油管接箍和液面等发生反射。反射波传到井口被微音器所接收,测出声波传播速度和反射时间,再利用节箍反射波或音标反射波,计算出声速,最后根据声速和反射时间,即可得到井口与液面之间的距离。利用回声仪测液面,有三种计算方法。 (1)音标法。以预先下入的已知深度音标反射波为基准,再找到液面波,自动计算出液面深度。这种方法适应于已下回音标、液面较浅、接箍不太清晰、干扰性较强的情况。 (2)油管接箍法。选择几个连续的油管接箍反射波,输入接箍个数、油管长度,再找到液面波,自动计算出液面深度。这种方法适应于未下回音标、液面较深、接箍清晰可辨、干扰性弱的情况。 (3)理论音速法。输入测量条件下的音速,再找到液面波,自动计算出液面深度。因为音速与环空温度、天然气密度相关,这种方法适应于液面较浅、井筒中无压力、油管接箍数少、接箍波不清、干扰性强的情况。 存在问题 用回声仪测液面操作简单快捷,有利于仪器大范围推广。但由于煤层气井要求测试液面深度较浅、气体干扰大、测试精度要求高、设备安全性要求严格的特点,使用常规的回声仪不能达到理想的测试效果。煤层气井专用液面测试仪应该具有液面测试精度高、抗干扰能力强、安全性好、操作方便的特点,并且在处理软件上还要按要求具有对测试资料管理、汇总及分析的功能。 在煤层气井开采初期,用回声仪的确能测量出井下的液位,并通过换算能知道井下的大概压力。但是当快到临界解吸压力时,井下有煤层气析出时,会有一个纯气流段、混流段、纯液段时,用回声仪测量液位会产生很大的误差,有时甚至会相差100多米,这时用回声仪测量的数据实际上已失去了意义。而井下电子压力计则不受介质的影响,能精确的测量出井下压力,并进一步测算出压力。对煤层气的开采工作制度起到一定的指导意义。

50.一套完整的煤层气压力计需要哪些配置?

一套完整的煤层气压力计需要如下配置:1、井下压力温度传感器 1支2、地面显示仪 1台3、测井电缆(根据井深而定)4、专用扶正器(根据井深而定)5、井口密封三通 1支6。压力计靴筒 1根 (保护压力计)7、压力计数据远程传输系统(选配) 1套8、使用说明书和装箱单 1本9、电缆卡子(根据井深而定)10。安装配件及工具:断线钳(断双铠测井电缆)、黄油枪、铜柱塞、胶塞、高压密封硅脂、钳子、剥线钳、扳手、黄油、顶丝等。这些是基本配置,还可以根据需要加装远程传输系统、霹雷系统、远程控制系统等。

51.煤层气压力计下井的步骤是什么?

下井工作原则: 尽可能一次直接入井,反对来回起下油管;保护好电缆,尽量减轻震动对仪器的冲击。 现场作业需要的工具:①天滑轮,②电缆滚筒架,③电缆卡子,④打卡工具,⑤电缆过油管接箍保护器,⑥工具箱等。现场井下作业步骤:1、 将电子压力计与电缆连接好。(包括电子压力计井下密封部分)a、 检查地面工作情况;b、 放入模拟井中模拟测压24小时后备用。2、 将电子压力计与电缆一起运抵作业现场,检测地面工作情况后备用。3、 将电缆滚筒支起,将天滑轮挂于井架上。(注意:天滑轮要能从侧面挂电缆,还要有电缆防跳槽功能。)4、 将电缆穿过天滑轮。5、 将扶正器上在井下工具的下端后,再将井下工具接在油管上。6、 将电子压力计穿过另一扶正器后装入导压筒内,在上部扶正器中间打一电缆卡子,然后上好扶正器。7、 继续接油管后下井,每一根油管打2到3个电缆卡子。8、 每下两根油管检测一次信号,观察仪器是否正常工作,直至达到预定深度为止。9、 装上井口密封部分。10、 将井口电缆与二次仪表连通,观察两小时后作地面性能调试。

52.煤层气工程设计安全规程是什么?

煤层气工程设计安全规程具体如下:第一: 一般规定 1、 编写工程设计方案前,应充分收集相关资料,调研作业现场及其周边环境,进行危险源辨识和风险评价。 2、 煤层气井不得布置在滑坡、崩塌、泥石流等地质灾害易发地带。 3、气井间距必须符合如下要求:(一) 气井井口距架空电力线的距离应不小于1.5倍杆高,距35kV及以上独立变电所应不小于20m;(二) 距100人以上居住区、村镇、公共福利设施应不小于25m; (三) 距国家铁路应不小于20m,距工业企业铁路应不小于15m,距高速公路应不小于20m,距其它公路应不小于10m;(四) 距储罐,甲、乙类容器,相邻厂矿企业等场所应不小于20m;(五) 作业现场的生活区与井口的距离应不小于22.5m;(六) 井场、站场的值班房等井场工作房、油罐区距井口应不小于20m;(七) 井场、站场的发电房与油罐区相距应不小于20m。 4、在草原、苇塘、林区钻井时,井场周围应有防火隔离墙或隔离带,宽度应不小于20m。 5、 井控装置的远程控制台应安装在井架大门侧前方、距井口不少于25m的专用活动房内,并在周围保持2m以上的行人通道。 6、在工程设计时,如遇到地形和井场条件不允许等特殊情况,应进行专项安全评价,并采取或增加相应的安全保障措施,在确保安全的前提下,由设计部门调整技术条件。第二; 钻井工程 1、在钻井工程的地质设计时应收集区域地质资料,确定各含水层组深度,制定相应的安全措施。 2、钻井的工艺设计应根据钻井深度、井身结构选择与之相匹配的钻机,钻机的设计钻进深度应大于钻井深度;井架提升能力应满足钻具重量、地质条件的要求。动力设施满足钻机、泥浆泵、排水泵等设施所需功率。 3、钻井工艺技术应有利于保护煤储层,并制订井漏、井涌、井喷、井塌、卡钻、防斜等复杂情况的安全技术措施。 4、 探井设计时参考本地区钻井所采用的井身结构,井径留有余地。套管系列设计应能保证施工安全,表层套管应至少下到稳定基岩内10米。 5、应充分考虑水文地质条件,保护地下水资源。 6、煤层气井地层压力较高时,应考虑井喷的可能性,必要时应安装井控装置,井控和试压的安全要求,参照SY/T 6426进行设计。第三: 固井和测井工程 1、 固井作业设计应保证后续增产作业施工的安全。 2、 设计方案中应对各种复杂情况提出预防和处理措施。 3、 套管柱应进行强度设计,应综合考虑内应力、挤应力、拉应力等三种应力,以满足后续作业的需要。 4、测井工程设计内容可参照SY 5726和DZ-2008042的规定。 5、应建立测井安全操作管理和事故处理措施,其中对放射源等危险物品储存、运输、使用和防护应做特别规定。第四:压裂、排采工程及地面流程设计 1、应建立爆炸物品运输、使用、爆炸器材存储和销毁、废旧爆炸物品安全销毁的管理规定。 应建立防止地面爆炸、施工深度错误、炸枪(卡枪)及炸坏套管的安全防范和处理措施。 2、 所选压裂井口的耐压等级应大于设计的最高井口压力,泵车组安全阀的设定压力值不得超过生产套管抗内压强度的80%。建立砂堵、砂卡、设备损坏等事故的应急处理措施和安全要求。以井口10米为半径,沿泵车出口至井口地面流程两恻10米为边界,设定为高压危险区,并使用专用安全带围栏。 3、 抽油机地基、底座基础、抽油机型号应满足负荷要求;电缆、变速箱、其他电气设备、连接设施配套设备应与电机功率匹配;抽油杆柱应满足疲劳应力强度要求。 4、防冲距的合理值应根据下泵深度、抽油杆的规格及机械性能确定,避免柱塞碰泵。 5、井口应设有排采池,煤层气井排出的水经过处理后,满足相关要求才可进行排放;水管线应以一定的坡度通向排采池,应保证水流畅通。 6、 气水分离器承受压力不得小于最高运行压力的1.5倍。

53.含硫化氢的煤层气开发有哪些规定?

含硫化氢的煤层气井开发在安全防护方面非常重要,具体有如下规定: 一、 在含硫化氢的煤田进行施工作业和煤层气生产前,所有生产作业人员包括现场监督人员应接受硫化氢防护的培训,培训应包括课堂培训和现场培训,由有资质的培训机构进行,培训时间应达到相应要求。 应对临时人员和其他非定期派遣人员进行硫化氢防护知识的教育。 二、 含硫化氢作业环境应配备固定式和携带式硫化氢监测仪,硫化氢监测仪应定期校验,并进行检定。 硫化氢监测仪报警值设定:阈限值为1级报警值;安全临界浓度为2级报警值;危险临界浓度为3级报警值。 重点监测区应设置醒目的标志、硫化氢监测探头、报警器。 三、 在含硫化氢环境中生产作业时应配备防护装备,并符合以下要求: 1、在钻井过程,试气、修井及井下作业过程,以及集输站、煤层气净化厂等含硫化氢作业环境应配备正压式空气呼吸器及与其匹配的空气压缩机; 2、配备的硫化氢防护装置应落实专人管理,并处于备用状态; 3、进行检修和抢险作业时,应携带硫化氢监测仪和正压式空气呼吸器。 四、在含硫化氢环境中生产作业时,场地及设备的布置应考虑季节风向。在有可能形成硫化氢和二氧化硫聚集处应有良好的通风、明显清晰的硫化氢警示标志,使用防爆通风设备,并设置风向标、逃生通道及安全区。 五、 在含硫化氢环境中钻井、井下作业和煤层气生产及气体处理作业使用的材料及设备,应与硫化氢条件相适应。 六、 在含硫化氢环境中生产作业时应制定防硫化氢应急预案,钻井、井下作业防硫化氢预案中,应确定煤层气井点火程序和决策人。 七、 含硫化氢煤层气井钻井,应符合以下安全要求; 1、地质及工程设计应考虑硫化氢防护的特殊要求; 2、在含硫化氢地区的预探井、探井在打开煤层气层前,应进行安全评估; 3、采取防喷措施,防唼器组及其管线闸门和附件应能满足预期的井口压力; 4、应采取控制硫化氢着火源的措施,井场严禁烟火; 5、应使用适合于含硫化氢地层的钻井液,监测和控制钻井液pH值; 6、在含硫化氢地层取心和进行测试作业时,应落实有效的防硫化氢措施。 八、含硫化氢煤层气井井下作业,应符合以下安全要求: 1、采取防喷措施; 2、采取控制硫化氢着火的措施,井场严禁烟火; 3、当发生修井液气侵,硫化氢气体逸出,应通过分离系统分离或采取其他处理措施; 4、进入用于装或已装有储存液的密闭空间或限制通风区域,可能产生硫化氢气体时,应采取人身安全防护措施; 5、对钢丝作业、射孔作业、泵注等特殊作业应落实硫化氢防护的措施。 九、 含硫化氢煤层气生产和气体处理作业,应符合以下安全要求: 1、作业人员进入有泄漏的煤层气井站区、低凹区、污水区及其他硫化氢易于积聚的区域时,以及进入煤层气净化厂的脱硫、再生、硫回收、排污放空区进行检修和抢险时,应携带正压式空气呼吸器; 2、应对煤层气处理装置的腐蚀进行监测和控制,对可能的硫化氢泄漏进行检测,制定硫化氢防护措施。 十、 含硫化氢煤层气井废弃时,应考虑废弃方法和封井的条件,使用水泥封隔已知或可能产生达到硫化氢危险浓度的地层。埋地管线、地面流程管道废弃时应经过吹扫净化、封堵塞或加盖帽,容器要用清水冲洗、吹扫并排干,敞开在大气中并采取防止硫化铁燃烧的措施。

54.煤层气钻井安全规程是什么?

一、井场应平整、坚固,井架地基填方部分不得超过四分之一面积,填方部分应采取加固措施。 在山坡修筑井场时,坚硬、稳固地层,井场边坡坡度不得大于80度;松软地层,井场边坡坡度不得大于45度。必要时,砌筑护坡、防护墙。 二、井场内禁止烟火,需动用电焊、气焊(割)等明火时,必须制定安全技术措施。 在草原、苇塘、林区钻井时,井场周围应有防火隔离墙或隔离带,隔离带宽度应不小于20m。 井场的井架、油罐应安装防雷防静电接地装置,其接地电阻应不大于10Ω。 三、暴雨、洪水季节,在山沟、凹谷等低洼地带施工时,应加高地基,修筑防洪设施。 四、井场应配备足够数量的消防器材。消防器材应由专人挂牌管理,定期维护保养,不得挪作它用。消防器材摆放处,应保持通道畅通,取用方便,悬挂牢靠。 五、 井场有照明的地方设置风向标(风袋、风飘带、风旗或其他适用的装置),风向标应挂在相关人员都能看到的地方,并在井场入口处、 上钻台处、井架梯子入口处、钻台上、坐岗房、高空作业处和绞车、柴油机、发电机等机械设备处以及油罐区、消防器材房、消防器材箱等处设置相应的警示标志。 六、 立、放井架及吊装作业应与架空线路保持安全距离,并采取措施防止损害架空线路。 七、井架应安设四根绷绳,绷绳的直径不小于19mm,中间不打结,不打扭,与地面夹角不超过45度,同时确保地锚牢固可靠。 八、钻机水龙头高压胶管,应设防缠绕装置和导向绳。 九、钻台地板铺设应平整、紧密、牢固;木地板厚度应大于40mm或使用防滑钢板;井架二层平台,应安装可靠防护栏杆,防护栏高度应大于1.2m,采用防滑钢板。 活动工作台应安装制动、防坠、防窜、行程限制、安全挂钩、手动定位器等安全装置。 十、 钻机大绳安全系数应大于7;吊卡处于井口时,绞车卷筒钢丝绳圈数不少于3圈;钢丝绳固定连接绳卡,应不少于3个。 十一、发电机应配备超载保护装置,电动机应配备短路、过载保护装置。 柴油机排气管应无破损、无积炭,其出口不得指向循环罐,不得指向油罐区。 十二、 井场电气设备应设保护接零或保护接地,保护接地电阻应小于4Ω。井架、计量油罐应安装防雷防静电接地装置,其接地电阻应不大于10Ω。 十三、井场电力线路应采用电缆,并架空架设,经过通道、设备处应增加防护套。井场电器安装技术要求参照SY/T 5957标准执行。 十四、安装、拆卸井架时,井架上下不得同时作业。施工现场应有可靠的通信联络,并保持24h畅通。 十五、有井喷危险时,井口应安装井控装置,井场所有电气设备应符合防爆要求。井控装置的管理、维修和定期现场检查工作应由专人负责,并规定其职责范围和管理制度。 防喷器、套管头、四通的配置安装、校正和固定参照SY/T 5964的规定。 十六、放喷管线的布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。 十七、 钻进施工应符合以下要求: 1、应符合现行标准关于常规钻进的安全技术要求; 2、一开、二开、过煤层等重要工序,应由钻井监理或甲方委托的施工监理单位进行全面的安全检查,经验收合格后方可作业; 3、钻井作业队伍应严格按规定程序和操作规程进行操作,执行钻井作业设计中有关防火防爆的安全技术要求; 4、钻进时应严格选择适当的钻井液; 5、钻进施工中若出现异常情况,及时采取相应安全措施。若发生重大事故时,应立即启动应急预案。十八、 下套管作业应符合以下要求: 1、吊套管上钻台,使用适当的钢丝绳,不使用棕绳; 2、各岗位人员配合好,套管上扣时推荐使用套管动力钳,下放套管时密切观察指重表读数变化并按程序操作,发现异常及时处理; 3、当套管重量大于钻机或井架的提升能力时,应采取相应的减重措施。十九、 固井作业应符合以下要求: 1、摆车时有专人指挥,下完套管后当套管内钻井液未灌满时先灌满套管,不得接水龙带开泵洗井; 2、开泵顶水泥浆时所有人员不得靠近井口、泵房、高压管汇和安全阀附近及放压管线。

55.煤层气测井、射孔安全规程是什么?

一、测井施工前,应召开安全会,提出作业安全要求。对于发现的各种安全隐患,应及时整改并做好记录。 二、井场钻台前应有10 m以上的开阔地,器材堆置不得影响车辆的进出及就位。 三、 车载仪器及专用器具上井前,应妥善包装和固定,运输中禁止与有碍安全的货物混装。车载计算机须采取防震、防尘措施。 仪器车必须由熟练的驾驶员定人驾驶。行车前及长途行车途中应做好车况、放射源及仪器设备安全检查。途中留宿,必须将车辆停放在安全场所。 四、 测井施工现场如不具备基本的安全保障,不得进行测井作业。 五、 测井时测井人员不得擅离职守,不允许在井架、钻台上进行与测井无关的其他作业,未经许可不得动用非本岗位的仪器设备。 六、 测井设备摆放应充分考虑风向。测井仪器车等工作场所的电源、温度、湿度应符合安全需要,并备有有效的消防措施。测井车接地良好,电路系统不得有短路和漏电现象,绝缘电阻不小于10Ω。 当钻井井口或井内一定区域内可能有煤层气积聚而进行测井作业时,测井车应在距井口30m以外,且下井测井仪器为防爆设计。 七、 机械设备不得在运转中检修;仪器通电检修或有可能接触36伏以上电压时,应采取相应安全措施。 八、 测井前,须将井口附近的无关物品移开,及时清除钻台转盘及钻台作业面上的钻井液。冬季测井施工,应用蒸汽及时清除深度丈量轮和电缆上的结冰。仪器开机前应对电源、仪器接线及接地、各部件及计算机、需固定装置的安装状况、绞车的刹车及变速装置进行复查。 在井口装卸放射源,应先将井口盖好,不得将工具放在转盘上。测井过程中,操作人员应观察仪器、设备工作状态,发现异常应及时关机。 九、下井仪器应正确连接,牢固可靠。出入井口时,应有专人在井口指挥。绞车到井口的距离应大于25m,并设置有紧急撤离通道。 十、 绞车启动、电缆提升和下放时,严禁紧急刹车和骤然加速。电缆提升时,工作人员应避开绞车和电缆活动影响区,不得触摸和跨越电缆。 十一、 仪器起下速度不得超过40m/min(数字仪不得超过20 m/min)。井况复杂或接近井底时,须降低下放速度。当仪器接近套管或井口时,提升速度不得超过6 m/min;不安全井段应降低升提速度。仪器上起离井口300m时,应有专人在井口指挥,减速慢起。严禁超井深下放电缆。 十二、条 下井仪器遇阻时,应将仪器提出井口,通、冲井眼后再进行测井作业。严禁用下井仪器冲击井内。 十三、 下井仪器遇卡时,应立即停车,缓慢上下活动;如仍未解脱,应迅速研究处理事故的具体措施,指定专人处理。 十四、仪器在井底静止不得超过60s,裸眼井段静止时间不得超过3min。 十五、仪器工作结束后,须将各操纵部件恢复到安全位置;严禁在通电状态下搬运仪器设备和拔、插接线。 十六、夜间施工,井场应保障照明良好。 十七、遇有七级以上大风、暴雨、雷电、大雾等恶劣天气,应暂停测井作业;若正在测井作业,应将仪器起入套管内,并关闭仪器电源。 十八、遇有硫化氢或其他有毒、有害气体特殊测井作业时,应按有关规定采取相应防护措施,并制定出测井方案,待批准后方可进行测井作业。 十九、必须建立放射源的使用档案及健全的领用、保管制度。施工区应建立临时源库,源库应设有警戒标志并有防盗等措施;临时源库距居住区距离须大于20 m;井场临时放置的放射源罐距工作人员应大于l0 m,且应采取防止丢失的措施。放射源必须存放在专用源库中,源库的设计及源库内外的剂量当量率应符合GBZ142-2002的要求。 二十、 运输放射源的防护容器应加锁。容器外表面除应当标示放射性核素名称、活度、电离辐射警告标志,还应当有容器的编号。防护容器、运源车内及车附近的剂量当量率应符合GBZ142-2002的要求。 二十一、放射源必须专车运输、专人押运。运源车严禁搭乘无关人员和押运生活消费品。未采取足够安全防护措施的运源车不得进入人口密集区和在公共停车场停留,中途停车、住宿时应有专人监护。 二十二、在室外、野外从事放射源工作时,必须根据辐射水平或者放射性污染的可能范围划出警戒区,在醒目位置设置电离辐射警告标志,设专人监护,防止无关人员进入警戒区。 二十三、测井施工人员应按照敷设防护的时间、距离、屏蔽原则,采取最优化的辐射防护方式,进行装、卸放射源作业,禁止直接接触放射源。严禁打开放射源的密封外壳和严禁使用密封破坏的可溶性放射源测井,必须裸露使用放射源时,应使用专用工具。 二十四、 放射性液体和固体废物应收集在贮存设施内封存,定期上交当地环境保护行政主管部门处理。 二十五、 放射源的调拨、处理、转让、废弃处理,以及遇有放射源被盗、遗失等放射性事故时,必须按《放射性同位素与射线装置安全和防护条例》及《放射事故管理规定》的要求妥善处理。 放射源掉入井内必须尽量打捞,并指定专人负责实施;打捞无效,应检测放射源所在位置。当确认未破损污染时,可用水泥全井封井,并呈报主管单位。 二十六、射孔作业现场周围的车辆、人员不得使用无线电通信设备。射孔时,工作人员必须穿防静电工作服,不得使用电、气焊等明火。 二十七、装炮时应选择离开井口3m以外的工作区,且圈闭相应的作业区域。 二十八、在井口进行接线时,应将枪身全部下入井内,电缆缆芯对地短路放电后方可接通。未起爆的枪身起出井口前,应先断开引线并绝缘好后,方可起出井口。未起爆的枪身或已装好的枪身不再进行施工时,应在圈闭相应的作业区域内及时拆除雷管和射孔弹。 二十九、下过井的射孔弹、雷管不得再用。 三十、撞击式井壁取心器炸药的安全使用,应符合国家火工品安全管理规定。 三十一、检测雷管时应使用爆破欧姆表测量。下深未超过200m时,不得检测井内的枪身或爆炸筒。 三十二、施工结束返回后,应直接将剩余火工品送交库房,并与保管员办理交接手续。 爆炸物品的销毁,应符合国家现行标准关于石油射孔和井壁取心用爆炸物品销毁的规定。 三十三、 大雾、雷雨、七级风以上(含七级)天气及夜间不得进行射孔和爆破作业。56.煤层气压裂安全规程是什么?

一、井场应能摆放压裂设备并方便作业,设有齐备的安全警示标志。 二、 施工作业前,应详细了解井场内地下管线及电缆分布情况,按设计要求做好施工前准备。 三、新井、一年内未进行任何作业的老井均要进行通井。通井时,如遇到异常情况,采取措施后方可继续作业。 四、压裂设备、井口装置、地面管汇应能满足压裂施工工艺和压力要求。 压裂施工所用高压泵安全销子的剪断压力不得超过高压泵额定最高工作压力。井口装置应用钢丝绳绷紧固定。高压管线长度超过8m时应有固定高压管线的措施。 五、设备摆放时,应安排好混砂车与管汇车、管汇车与压裂泵车、压裂泵车距井口的距离。仪表车应安放在能看到井口、视野开阔的地点。 六、 压裂施工必须在白天进行。压裂施工应统一指挥,指挥员应随时掌握施工动态,保持无线电报话机通讯系统畅通。 作业前应召开安全会,提出安全要求,明确安全阀限定值。 七、 施工前进行如下安全检查: 1、检查压裂设备、校对仪表,确保压裂主机及辅机的工作状况良好,待修或未达到施工要求的设备不得参加施工; 2、按设计要求试压合格,各部阀门应灵活好用。设备和管线泄漏时,应停泵、泄压后方可检修; 3、压裂车逐台逐挡充分循环排空,排净残液、余砂。 八、施工期间应由专人负责巡视边界,严禁非施工人员进入井场。高压区必须设有警戒,不得有无关人员进入。 九、 施工中进出井场的车辆排气管应安装阻火器。施工车辆通过井场地面裸露的油、气管线及电缆,应采取防止碾压的保护措施。 十、泵车操作要平稳,严禁无故换档或停车。若出现故障必须停车时,应及时通知指挥员采取措施。 十一、 泵注期间必须有专人监测剩余压裂液液面和支撑剂剩余量和供应情况,以确保连续供液和供砂。 十二、加砂过程中,压力突然上升或砂堵时,应及时研究处理,不得强行憋压。使用放射性示踪剂应按有关规定采取相应的防护措施,并定期对放射性示踪剂的活度、存储装置是否完好进行检测,对接触人员进行体检。 十三、压裂施工后,对设备的气路系统、液压系统、吸入排出系统、仪表及执行结构系统、混合系统、柱塞泵、卡车、燃料系统等系统进行安全检查处理。57.煤层气排采安全规程是什么?

一、 排采井场应符合如下要求: 1、平整、清洁、无杂草,井场边缘距离高压线不少于1.5倍杆高,特殊情况要采取防范措施; 2、井场周围应设围栏,围栏高度不得低于1米,并有明确的警示标识; 3、井场内所有可能对人体产生碰伤、挤伤或其它伤害的危险物体均应涂以红色标记,以示警告。 二、 排采池宜布置在井场围栏范围内,设置在排采围栏范围外时,应设独立围栏。 三、 放空火炬的位置应考虑当地全年主风向,置于距井口10米以外,与树林等间距应在30m以上。 四、 排采设备应置于远离放空火炬的一侧摆放,发电机排气筒方向不得正对井口。管线、仪表、井口装置应有漏气防范措施。定期用瓦检仪检测阀门、管道是否漏气,发现漏气应立即检修处理。 气、水管线分别安装气、水阀门,气管线应涂成黄色,水管线应涂成绿色。 五、 定期检查气水分离器的阀门、安全阀是否灵活好用。 六、应定期排水,不得造成水堵或积聚。 七、对气体流量计应采取隔热、防冻、遮雨、防晒等保护措施;不得在靠近流量计的地方施焊。 八、抽油机的安装应符合下列要求: 1、地基要夯实,坐落在土质均匀的原土上,冰冻地区应开挖至冰冻层以下; 2、基础表面不得有裂纹、变形现象; 3、抽油机底座与基础墩接触面紧密切实,地角螺栓不得悬空; 4、平衡块与曲柄的装配面及曲柄燕尾槽内严禁夹入杂物。 九、 抽油机启动前应确保抽油机各部位牢固可靠、刹车及皮带松紧适宜、供电系统正常、抽油机周围3m以内没有妨碍安全运转的障碍物。 十、工作人员巡检时应与抽油机保持一定的安全距离, 刹车操作后应合上保险装置。抽油机运转或未停稳时,不得接触、靠近抽油机的运转部位,也不得进行润滑、加油或调整皮带等不安全操作。 十一、 进行调整冲程、更换悬绳器等高空作业时,操作人员应系好安全带站稳, 防止滑下跌伤和工具掉落伤人。 调整曲柄平衡时,应将曲柄停在与水平位置夹角小于5度处;调整后必须装上保险销块,拧紧螺栓。 十二、更换井口装置时,施工现场应配备防火、防爆设施;如需割焊井口时,必须制定相应的安全技术措施,并保证井口无气显示。 十三 螺杆泵设备运行期间,应确保各连接部位无松动、减速箱不漏(缺)油、皮带无松弛、光杆不下滑、机体无过热现象。 十四、对于欠载跳闸,排除方卡子松动、传动部分打滑、断杆卸载等原因后方可开机;对于过载跳闸,排除短路、缺相现象后方可开机。 十五、 潜油电泵设备的控制柜在户内使用时应有防护措施;埋地电缆处须做标记。 十六、 测量电泵机组参数时,必须把控制柜总电源断开,并挂警示牌。 十七、 电泵停机时,不允许带负荷拉闸。电泵出现故障停机时,在没有查明原因排除故障前,不允许二次启动。 十八、动液面测试测试前,必须关闭套管阀门,卸下套管阀门堵头,再将井口连接器装在套管堵头上。凡用声弹击发的仪器,均应将扳机用安全销锁牢。 十九、连接器安装好后,打开套管阀门时初期要慢,连接器上的放空阀应关严。 对高套压井,必须在套管阀门打开时无异常情况下才能装接信号线。 二十、测试结束后要关严套管阀门,打开放空阀门,切除各连接电缆后方许卸下井口连接器; 二十一、严格执行声弹的发放和回收制度,不准将空弹壳四处抛撒。 二十二、示功图测试前抽油机驴头必须停在下死点,拉住刹车;操作人员应选择安全的操作位置安装仪器;仪器安装后,必须确保挂上保险装置。 二十三、修井时,探砂面、冲砂起下管柱应按SY/T 5587.7-1993的安全规定执行。当探砂管柱下至距煤层上界30m时,应减缓下放速度。 二十四、冲砂前,水龙带必须拴保险绳,循环管线应不刺不漏。冲砂时,禁止人员穿越高压区。 二十五、下泵时,井口应安装防掉、防碰装置,严防井下落物和因碰撞产生火花。 禁止挂单吊环操作。 修井机井架应安设四根绷绳,绷绳的直径不小于12.5mm,与地面夹角不超过45度。且地锚牢固可靠。 二十六、下井油管及井下工具不合格不准入井;大直径井下工具在通过射孔井段时,下放速度不得超过5m/min,防止卡钻和工具损坏。 二十七、洗井时,泵车、水罐车等设备的摆放场地应在距井口5m以外便于操作的安全位置。出口管线连接应平直,末端用地锚固定; 二十八、 洗井前必须试压合格,各部阀门应灵活好用。 二十九、 施工期间,提升动力设备要连续运转不得熄火。泵压升高,洗井不通时,应及时分析处理,不得强行憋泵;设备和管线泄漏时,应停泵、泄压后方可检修。严重漏失井要采取有效堵漏措施后再进行施工。

58.煤层气报废井如何处理?

煤层气企业应对报废的煤层气井进行封井处理,建立报废煤层气井的档案,并有施工单位、监理和煤层气企业等相关部门的验收意见。 对于报废的煤层气井,必须对井筒用水泥浆或水泥砂浆封固,封固高度从井底到最上面一个可采煤层顶板以上100m。废弃的井筒必须在井口打水泥塞,并将地面以下1.5米套管割掉,用钢板将套管焊住,然后填土至地面平齐。

59.煤层气集输管线线路如何选择?

煤层气集输的管线线路走向应结合地形、工程地质、沿线井场(站场)的地理位置以及交通运输、动力等条件确定最优线路。 管线线路的选择应遵守以下要求: (一)线路应尽量顺直、平缓、减少与天然和人工障碍物的交叉; (二)线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位等区域; (三)线路应避开城镇规划区、大型站场、飞机场、火车站和国家级自然保护区等区域;当受条件限制管道需要在上述区域内通过时,必须征得有关部门同意,且采取相应的安全保护措施,并留足够安全距离; (四)除管道专用公路的隧道、桥梁外,管线严禁通过铁路或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所; (五)应尽量避开地下杂散电流干扰大的区域;避不开时应采取符合标准、规范的排流措施; (六)宜避开不良工程地质地段。当避开确有困难时,应选择合适的位置和方式通过。

60.煤层气管道材质如何选择?

煤层气管道及管道组件的材质选择应根据使用压力、温度、煤层气特性、使用地区等因素,经技术经济比较后确定。 煤层气管道及管道组件的材质选择应遵守下列要求: (一)采用的材料的强度、寿命应满足安全要求; (二)材料生产企业应按相应标准的规定生产提供产品质量证明书; (三)选用的管道组件应符合安全标准并提供质量证明书; (四)管道材质应满足当地的抗震要求; (五)所采用钢管和管道组件应根据强度等级、管径、壁厚、焊接方式及使用环境温度等因素对材料提出韧性要求; (六)穿越铁路、公路、大型河流及人口稠密区时,应采用钢管;管道组件严禁使用铸铁件。

61.煤层气管道如何敷设?

煤层气输送管道应采用埋地方式敷设,特殊地段也可以采用土堤、地面等方式敷设。管线敷设应满足抗震要求。 1、 埋地管线坡度应根据地形的要求,采用弹性敷设,管线埋地深度应在冻土层以下。覆土层最小厚度、管沟边坡和沟底宽度应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定。 管道与其他管道交叉时,其垂直净距不得小于0.3m。当小于0.3m时,两管间应设置坚固的绝缘隔离物;管道与电力、通信电缆交叉时,其垂直净距不得小于0.5m。管道在交叉点两侧各延伸10m以上的管段,应采用相应的最高绝缘等级。 管道改变方向时,应优先采用弹性敷设(R≥1000D),垂直面上弹性敷设管道的曲率半径应大于管道在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径。曲率半径的计算应符合GB50251-2003的有关规定。 2、 用于改变管道走向的弯头的曲率半径应大于或等于外直径的4倍,并应满足清管器或检测仪器顺利通过。现场冷弯弯管的最小曲率半径应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定。弯管上的环向焊缝应进行X射线检查。管道不得采用斜口连接,不允许采用褶皱弯或虾米弯,管子对接偏差不得大于3°。3、 管道穿、跨越铁路、公路、河流,应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423和《油气输送管道跨越工程设计规范》GB50459的有关规定。4、 管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和警示牌等永久性标志。里程桩应沿气流前进方向从管道起点至终点每500米连续设置,可与阴极保护测试桩结合设置。 5、钢制埋地集输管线的设计应符合现行国家标准的防腐绝缘与阴极保护的规定。 管道阴级保护达不到规定要求的,经检测确认防腐层发生老化时,应及时安排防腐层大修。 6、 裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层,带保温层的,应有良好的防水措施。集气站的进出站两端管线,应加装绝缘接头,确保干线阴极保护可靠性。62.煤层气集输场站如何选址和布局?

第一:集输站场的选址及布局,应依据煤层气田地面建设总体规划以及所在地区城镇规划、集输管道走向,结合地形、地貌、工程和水文地质条件统一规划,并远离地质灾害易发区,在站场服务年限内避免受采空区、采动区的影响,确保站场安全。 第二、 站场宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点全年最小频率风向的上风侧,场站与周边相关相关设施的安全距离应遵守下列要求: 1、站场主要设施与100人以上的居民区、村镇、公共福利设施防火间距不小于30m; 2、与相邻厂矿企业、35KV及以上变电所防火间距不小于30m; 3、与公路防火间距不小于10m; 4、与铁路线防火间距不小于20m; 5、与架空通信线、架空电力线防火间距不小于1.5倍杆高; 6、与爆炸作业场地(如采石场) 防火间距不小于300m。 第三、站场内平面布置、防火安全、场内道路交通及与外界公路的连接应符合国家现行石油天然气工程设计防火规范的有关规定。 第四、站场的防洪设计标准应根据站场规模和受淹损失等因素综合考虑,集气站重现期为10-25年,中心处理站重现期为25-50年。 第五、放空管宜位于站场生产区最小频率风向的上风侧,且宜布置在站场外地势较高处,其高度应比附近建(构)筑物高出2m以上,且总高度不得小于10m。放空管距站场的距离一般应不小于10m,放空量每天大于1.2万立方米的不小于40m。 第六、 站场设备应由具备资质的企业生产,出具产品合格证书并满足安全要求。 第七、对可能产生静电危险的设备和管道,均应安装防静电接地装置,并应定期由具备资质的单位进行测试,以满足接地电阻要求。 机电设备转动部位应有防护罩,并安装可靠。 第八、 应定时记录设备的运转状况,定期分析主要设备的运行状态。安全阀和压力表应定期进行校验。调节阀、减压阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按照相应运行和维护规程进行操作和维护,并按规定定期校验。 第九、 站场的进口处,应设置明显的安全警示牌及进站须知,并应对进入煤层气站的外来人员告知安全注意事项及逃生路线等。 站场应设置不低于2.2m的非燃烧材料围墙或围栏,站场应设置安全警示标志。 站场内变配电站(大于或等于35kV)应设不低于1.5m的围栏。 第十;站场的供电负荷和供电电源应根据GB 50350确定。用电设备及线路走向应合理,导体选择及线路敷设应符合安全规定,线路应无老化、破损和裸露现象。 第十一、 配电室应设应急照明,门应外开,并安装挡鼠板,应采用不能开启的自然采光窗;电容器室应通风良好;电缆沟应无积水,地沟应封堵,定期检验地沟可燃气体浓度,避免沟内窜气;仪表间、阀组间等封闭场所和相对密度大于1.0非封闭空间,应设置可燃气体探测报警系统。 第十二、站场内管线的吹扫、试压应编制作业方案,制定安全技术措施。 强度试验和气密试验时发现管线泄漏,应查明原因,制定修理方案和安全措施后方可进行修理。63.煤层气脱水装置如何选择安全阀?

煤层气脱水之前应设置分离器。原料气进脱水器之前及压缩机和泵的出口管线上,截断阀前应设置安全阀。 煤层气脱水装置中,气体应选用全启式安全阀,液体应选用微启式安全阀。安全阀弹簧应具有可靠的防腐蚀性能或必要的防腐保护措施。 酸性煤层气应脱硫、脱水。对于距煤层气处理厂较远的酸性煤层气,管输产生游离水时应先脱水,后脱硫。

64.煤层气排采设备有哪些参数?

排采设备若为抽油泵时,主要参数有抽油杆的动载荷、冲程、冲次、井口温度、电流、电压等。动载荷、井口温度数据通过动载荷传感器、温度传感器获取;电流、电压数据通过电流表、电压表读出。若为螺杆泵时,主要参数中冲程、冲次改为转速,其它相同。电子压力计主要测量井下温度和压力。

65.煤层气排采为什么要测量氯离子?

目前我国实施水力压裂的压裂液中多添加KCL溶液,因此,可根据排采过程中氯离子的变化了解压裂液的反排情况。同时,对矿化度的检测,可以了解地下水的来源,是来自煤层还是水层或是顶板,以便确认井下状况。

66.煤层气井排采工程技术规范是什么?

1 范围本标准规定了煤层气井排采工程施工过程中各工序的技术标准,包括排采总体方案的制定、泵抽系统、排采设备及地面流程的安装、场地标准、下泵作业、洗井、探冲砂、资料录取、分析化验、总结报告编制等技术要求。本标准适用于煤层气井的排采作业工程。2 引用标准下列标准所包含的条文,通过对标准的引用而成为本规范的条文。中联煤层气有限责任公司煤层气井排采作业管理暂行办法SY/T 5587.6-93 油水井常规修井作业 起下油管作业规程SY/T 5587.7-93 油水井常规修井作业 洗井作业规程SY/T 5587.16-93 油水井常规修井作业 通井、刮削套管作业规程SY/T 5587.5-93 油水井常规修井作业 探砂面、冲砂作业规程SY/T5523-92 油气田水分析方法SY/T6258-1996 有杆泵系统设计计算方法3 排采总体方案的制定3.1基本数据3.1.1钻井基本数据钻井基本数据包括地理位置、构造位置、井别、井型、施工单位、目的层、开钻日期、完钻日期、完井日期、钻井周期、完钻井深、完钻层位、最大井斜、井深、方位、人工井底、补芯高。3.1.2完成套管程序完成程序包括套管规范、下深、钢级、壁厚、水泥返高、固井质量、短套管、油补距。3.1.3煤层深度、厚度及射孔井段3.1.4解吸/吸附分析成果包括含气量、含气饱和度、临界压力3.1.5注入/压降测试及原地应力测试数据包括渗透率、表皮系数、储层压力、压力梯度、研究半径、煤层温度、闭合压力、闭合压力梯度、破裂压力等。3.2 排采总体方案3.2.1排采目的3.2.2排采目的层及排采方式3.2.3排采设备及工艺流程设计3.2.4排采周期3.3工艺技术要求3.3.1动力系统3.3.2抽油机3.3.3泵挂组合3.3.4 地面排采流程a.采气系统;b.排液系统;3.4排采作业管理3.4.1设备管理3.4.2排采场地、人员3.4.3排采资料录取3.4.4排采动态跟踪3.4.5排采汇报制度3.5安全、环保及质量要求3.6应提交的资料、报告3.6.1施工设计书(一式十份)3.6.2排采资料(一式两份)a.排采日报、班报b.排采水样半分析原始记录c.排采水样全分析报告d.排采气样全分析报告e.排采水、气产量动态曲线f.液面资料、示功图资料g.修井资料h.阶段性总结报告3.6.3总结报告(一式十份)3.7排采主要设备、材料4 泵抽系统及地面流程的安装4.1泵抽系统4.1.1执行《中联煤层气有限责任公司煤层气井排采作业管理暂行办法》。4.1.2 执行SY/T6258-1996标准《有杆泵系统设计计算方法》。4.2地面流程执行《中联煤层气有限责任公司煤层气井排采作业管理暂行办法》中的有关规定。5 探冲砂5.1当油管或下井工具下至距煤层上界30m时,下放速度应小于1.2m/min,以悬重下降10~20kN时认为遇砂面,连探2次。2000m以内的井深误差应小于0.3m。5.2冲砂管柱可直接采用探砂面管柱。管柱下端可接一笔尖或水动力涡轮钻具等有效冲砂工具。5.2.1冲砂尾管提至离砂面3m以上,开泵循环正常后均匀缓慢下放管柱冲砂,冲砂时排量应达到设计要求。5.2.2每次单根冲完必须充分循环,洗井时间不小于15min。5.2.3直径139.7mm以上的套管,可采用正反冲砂的方式,并配以大排量。改反冲砂前正洗井应不小于30min,再将管柱上提6~8m,反循环正常后方可下放。5.2.4井口、绞车、泵车各岗位密切配合,根据泵压、出口排量来控制下放速度。5.2.5连续冲砂超过5个单根后,要洗井1周后方可继续下冲。泵车发生故障须停泵处理时,应上提管柱至原始砂面10m以上,并反复活动。5.2.6提升设备发生故障时,必须保持正常循环。5.2.7冲砂施工发现地层严重漏失,冲砂液不能返回地面时,应立即停止冲砂,将管柱提至原始砂面以上,并反复活动。可采用蜡球封堵、大排量联泵冲砂、气化液冲砂等方式继续进行。5.2.8冲砂至井底或设计深度后,应保持400l/min以上的排量继续循环,当出口含砂量小于0.2%为冲砂合格。然后上提管柱20m以上,沉降4h后复探砂面,记录深度。5.2.9冲砂深度必须达到设计要求。5.3资料录取5.3.1探砂面a. 时间;b. 方式;c. 悬重;d. 方入;e. 砂面深度。5.3.2冲砂a. 时间;b. 方式;c. 冲砂液名称、性质、液量、泵压、排量;d. 返出物描述、累计砂量;e. 冲砂井段、厚度;f. 漏失量、喷吐量、停泵前的出口砂比;g. 沉降时间、复探砂面深度。6 下泵作业6.1技术要求6.1.1下井油管及井下工具螺纹必须清洁,连接前要涂匀密封脂,并检查有无弯曲、腐蚀、裂缝、孔隙和螺纹损坏,不合格不准入井。6.1.2油管外螺纹必须放在小滑车上或戴上护丝拉送。6.1.3用动力钳上油管螺纹。油管螺纹不准上斜,必须上满、旋紧,扭距符合规定。6.1.4油管下到设计井深的最后几根时,下放速度不得超过5m/min,防止因长度误差顿弯油管。6.1.5下入井内的大直径工具在通过射孔井段时,下放速度不得超过5m/min,防止卡钻和工具损坏。6.1.6油管未下到预定位置遇阻或上提受卡时,应及时分析井下情况,校对各项数据,查明原因及时解决。6.1.7下井油管必须用油管规通过。6.1.8入井油管及工具必须反复丈量三次,累计复合误差应小于0.02/100m。6.1.9入井油管及工具的下入深度与设计深度误差应小于0.3/100。6.1.10下泵管串完成后,清水反洗井至进出口液性一致,对管串正试压5Mpa,10min压降小于0.3 Mpa。6.1.11下入泵杆缓慢探泵底,加压小于2KN,复探两次无误上提,调整防冲距0.5-0.6m。6.1.12试抽憋压3~5Mpa,10min压降小于0.3 Mpa。6.2资料录取6.2.1作业时间;6.2.2施工单位;6.2.3油管及井下工具数据:规格、钢级、壁厚、根数、完成深度。6.2.4油杆及井下工具数据:规格、钢级、根数、完成深度等。6.2.5管串完成后试压情况。6.2.6试抽憋压情况。7 洗井7.1技术要求7.1.1洗井液的相对密度、粘度、pH值和添加剂应符合施工设计要求。7.1.2洗井液储备量为井筒容积的两倍以上。7.1.3洗井开泵时应注意观察泵注压力变化,控制排量由小到大,同时注意观察出口返出液情况。若正常洗井,排量一般控制在25~30m3/h。7.1.4洗井过程中,随时观察并记录泵压、排量、出口量及漏失量等数据。泵压升高,洗井不通时,应停泵及时分析原因进行处理,不得强行憋泵。7.1.5洗井过程中加深或上提管柱时,洗井液必须循环两周以上方可动管柱,并迅速连接好管柱,直到洗井至设计深度。7.1.6进出口相对密度应一致,出口液体干净无杂质污物。7.1.7洗井液不得漏入地层,最大限度地减少对地层的污染和损害。7.1.8洗井施工中,提升动力设备要连续运转不得熄火。7.1.9出口管线连接应平直,末端用地锚固定。7.1.10严重漏失井要采取有效堵漏措施后再进行施工。7.2洗井资料录取7.2.1作业时间;7.2.2洗井方式;7.2.3洗井液性质:名称、粘度、相对密度、切力、PH值、温度、添加剂及洗井液杂质含量等;7.2.4洗井参数:泵压、排量、注入排量、漏失量;7.2.5洗井液排出携带物:名称、形状及数量。8 排采场地标准8.1井场平整、清洁、不污染、无杂草,井场边缘距高压线及其它设施一般不少于50m ,特殊情况时要采取防范措施。8.2井场布局要考虑不同季节时的风向。30m8.3井场范围一般为30 ,并要有围栏圈闭。8.4消防器材齐全、性能良好,要有专人负责,定期检查。危险区要有明显标志牌,如高压危险牌、禁止烟火牌等。8.5井场内要有排水池,排液要符合工业卫生标准与环保标准。8.6气水管线要有颜色标志。8.7进入井场的工作人员要穿戴劳保用品,危险区有安全护栏。8.9冬季有保温设施。9 排采及资料录取9.1原始资料录取9.1.1排液数据a. 氯离子:每班(8小时)作一次分析,单位mg/l,修约到小数点后一位。b. PH值:每班(8小时)作一次分析。c. 含砂:每班(8小时)作一次分析,修约到小数点后两位。d. 水表初值、水表终值:每两小时记录一次,单位m3,修约到小数点后一位。e. 产水量:产水量每两小时记录一次,单位m3,修约到小数点后一位。每班(8小时)作一次班产水量小计,三班汇总到日排采数据表。f. 动液面:每班(8小时)作一次计算,单位m,修约到整数。特殊情况如气水产量突然变化、检泵、改变工作制度前后、停抽前后等要及时测量。9.1.2采气数据a. 套压:每一小时记录一次,单位Mpa,修约到小数点后两位。b. 系统压力:每一小时记录一次,单位Mpa,修约到小数点后两位。c. 气表初值、气表终值:每一小时记录一次,单位m3,修约到小数点后一位。d. 工作流量:气表终值与气表初值之差,e. 修正系数:将工作流量换算成标准流量时根据系统压力计算出的系数。f. 标准流量:标准状态下的气体流量。g. 分离器量:每一小时记录一次,单位m3,修约到小数点后一位。h. 产气量:标准流量与分离器量之和。每班(8小时)作一次班产气量小计,三班汇总到日排采数据表。9.1.3示功图:每10日一次测量,包括功图、电流、载荷等,如发现抽油机及井下泵工作异常,要及时进行测量诊断。9.2分析化验资料录取9.2.1每15日分别做一次气水全分析。9.3排采动态分析根据所采集的原始数据,及时作产量、压力、液降等参数随时间变化的曲线,及时跟踪排采动态,分析排采变化,以便及时修正排采工作制度,使产能达到最佳状态,并预测未来产能的变化趋势。10 气水分析10.1气样全分析10.1.1技术要求a. 采用排水取气法或球胆采气;b. 每次采样不少于两个样品(平行样);c. 每个样品不少于500ml;d. 采样后要在48小时内进行分析;e. 每个样品空气含量不超过10%。10.1.2分析化验项目a. 采样日期;b. 分析日期;c. 样品编号;d. 项目:N2、CH4、CO2、H2S、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、Ic5H12、nC5H12;e. 组分含量、总值、空气含量,单位:百分含量,修约到两位小数;f. 相对密度,修约到四位小数;10.2水样全分析10.2.1技术要求a. 采样瓶必须用水样清洗3次以上。b. 每个样品不少于500ml。c. 每次采样不少于两个样品。d. 采样后要在48小时内进行分析。10.2.2分析化验项目a. 采样日期;b. 分析日期;c. 样品编号;d. 项目:Na+、K+、Mg++、Ca++、Cl-、SO4-、HCO3-、CO3-、OH-,单位:mg/l,e. 总值、总矿化度,单位:mg/l,修约到整数;毫克当量每升,修约到两位小数;f. 总硬、永硬、暂硬、总碱度,单位:mg/l,毫克当量每升,修约到两位小数;g. 水型。

67.压裂煤层的支撑剂如何选择?

支撑剂具有良好的球度、圆度、表面光洁度和分选性,抗压强度20——30MPa;

常用支撑剂:石英砂、低密度陶粒、树脂石英砂;研制支撑剂:低密度中强度支撑剂;支撑及组合:粉砂+中砂+粗砂+细砾砂支撑剂用量:推荐8-12m3 /m(煤层);

68.煤层压裂施工有哪些关键参数?

经过煤层压裂的实践经验,特推荐如下压裂施工参数 ;前置液量:压裂液总量的40-50%;携砂液量:根据砂比进行计算;替置液量:计算替置液量的90%;冲洗液量:压裂液总量的10-20%;泵注排量:根据压裂层厚确定,一般4-8m/min;混砂比控制:由小到大逐步提高,一般5-25%;压力控制:限定最高安全施工压力;

69.煤层压裂施工有哪些关键技术?

1、当煤层破裂压力高时,应增加压裂前置液量,低砂比压裂液打磨裂缝,变排量激励煤层。 2、当施工压力波动大要降低泵注排量,增加前置液或隔离液量,采用低砂比压裂。 3、当煤层滤失量大须及时加注降滤失剂或提高排量。 4、对排量控制要由低到高逐步递增,正常加砂阶段保持排量相对稳定。 5、对压力控制要限制最高安全施工泵压,通过调整泵注排量或砂比及时处理压力突变。 6、对顶替液量,可以欠量顶替,不能过量顶替。 7、当压裂出现砂堵时,要迅速放喷排液解堵,及时恢复压裂。

70.煤层压裂裂缝如何监测?

目前,在煤层压裂裂缝监测上常用的技术有以下几个方面:1、微地震法裂缝监测 ——测裂缝方位、侧向裂缝宽度、主裂缝长度、裂缝高度。 2、大地电位法裂缝监测——测主裂缝方位、主裂缝长度、侧向裂缝宽度。3、大地“CT”测井——测主裂缝方位、主裂缝长度、侧向裂缝宽度、裂缝高度。 4、 井温测井——测裂缝高度。5、示踪剂测井——测裂缝高度

71.煤层压裂后续如何管理和操作?

1、压力扩散与压降控制——常规压裂施工后,应给煤层充分的时间扩散压力,确保裂缝闭合后才能开始排液;一般待井口压力下降到2.0MPa以下,允许控制放溢流降压。 2、放溢速度控制——放溢流初期阶段,控制放溢流速度小于0.5m3 /h,确认溢流体没有煤粉等固相悬浮物后,才可以逐步放大。 3、生产井眼清理——推荐使用捞砂方式清理生产井眼沉砂,防止煤层二次污染。

72.煤层压裂对煤层有什么要求?

经过实践,对要压裂的煤层选择上基本遵循如下原则: 1、煤层结构——原生结构煤层优选,二类结构煤层能选,三类结构煤层可选,四类结构煤层不能选或回避。 2、煤层厚度——单煤层厚度大于1.0m,多煤层组合小于4层,煤层隔层厚度小于10m,煤层组跨度小于20m。 3、围岩条件——煤层顶底板岩层具有良好的隔水性,隔水层厚度大于20m, 4、构造条件——煤层产状平缓,远离断层和陷落柱等构造地质体,避开富含水层。

73.中国煤层气目标区域有哪些?

在全国煤层气资源评价中,按照资源量的大小将聚气目标区分为三类。①大型聚气目标区:煤层气资源量大于1 000×108m3;②中型聚气目标区:煤层气资源量介于(200~1 000)×108m3之间;③小型聚气目标区:煤层气资源量小于200×108m3。  按照这个划分方案,全国115个聚气目标区中,有大型目标区28个,中型目标区28个,小型目标区59个。东北聚气区中,只有鸡西是大型聚气目标区。华北聚气区中的大型聚气目标区最多,达21个,按照资源量大小依次为:庆阳、阳泉—寿阳、霍东、和顺—左权、潞安、三交北、离柳—三交、吴堡、乡宁、大城、淮南、府谷、韩城、晋城、淮北、焦作、荥巩、安阳—鹤壁、(山西)西山、澄合、宁武。西北聚气区中只有乌鲁木齐(白杨河)为大型聚气目标区。华南聚气区中,大型聚气目标区有5个,按资源量大小依次为:六盘水、织纳、黔北、圭山、贵阳。  东北聚气区共有4个中型聚气目标区,它们是:鹤岗、集贤—绥滨、勃利和红阳。华北聚气区分布着13个中型聚气目标区,包括:开滦、峰峰、霍州、蒲白、铜川、韦州、偃龙、新安、登封、新密、禹县、平顶山、永夏。西北聚气区只有艾维尔沟一个中型聚气目标区。华南聚气区共有10个中型聚气目标区,它们是:丰城、中梁山、沥鼻峡、松藻、古叙、芙蓉、筠莲、镇雄、恩洪和兴义。  全国共有59个小型聚气目标区,其中东北聚气区6个,华北聚气区17个,西北聚气区8个,华南聚气区28个。

74.煤层气井探冲砂有什么要求?

1当油管或下井工具下至距煤层上界30m时,下放速度应小于1.2m/min,以悬重下降10~20kN时认为遇砂面,连探2次。2000m以内的井深误差应小于0.3m。2冲砂管柱可直接采用探砂面管柱。管柱下端可接一笔尖或水动力涡轮钻具等有效冲砂工具。2.1冲砂尾管提至离砂面3m以上,开泵循环正常后均匀缓慢下放管柱冲砂,冲砂时排量应达到设计要求。2.2每次单根冲完必须充分循环,洗井时间不小于15min。2.3直径139.7mm以上的套管,可采用正反冲砂的方式,并配以大排量。改反冲砂前正洗井应不小于30min,再将管柱上提6~8m,反循环正常后方可下放。2.4井口、绞车、泵车各岗位密切配合,根据泵压、出口排量来控制下放速度。2.5连续冲砂超过5个单根后,要洗井1周后方可继续下冲。泵车发生故障须停泵处理时,应上提管柱至原始砂面10m以上,并反复活动。2.6提升设备发生故障时,必须保持正常循环。2.7冲砂施工发现地层严重漏失,冲砂液不能返回地面时,应立即停止冲砂,将管柱提至原始砂面以上,并反复活动。可采用蜡球封堵、大排量联泵冲砂、气化液冲砂等方式继续进行。2.8冲砂至井底或设计深度后,应保持400l/min以上的排量继续循环,当出口含砂量小于0.2%为冲砂合格。然后上提管柱20m以上,沉降4h后复探砂面,记录深度。

75.煤层气井洗井有什么要求?

1技术要求1.1洗井液的相对密度、粘度、pH值和添加剂应符合施工设计要求。1.2洗井液储备量为井筒容积的两倍以上。1.3洗井开泵时应注意观察泵注压力变化,控制排量由小到大,同时注意观察出口返出液情况。若正常洗井,排量一般控制在25~30m3/h。1.4洗井过程中,随时观察并记录泵压、排量、出口量及漏失量等数据。泵压升高,洗井不通时,应停泵及时分析原因进行处理,不得强行憋泵。1.5洗井过程中加深或上提管柱时,洗井液必须循环两周以上方可动管柱,并迅速连接好管柱,直到洗井至设计深度。1.6进出口相对密度应一致,出口液体干净无杂质污物。1.7洗井液不得漏入地层,最大限度地减少对地层的污染和损害。1.8洗井施工中,提升动力设备要连续运转不得熄火。1.9出口管线连接应平直,末端用地锚固定。1.10严重漏失井要采取有效堵漏措施后再进行施工。2洗井资料录取2.1作业时间;2.2洗井方式;2.3洗井液性质:名称、粘度、相对密度、切力、PH值、温度、添加剂及洗井液杂质含量等;2.4洗井参数:泵压、排量、注入排量、漏失量;2.5洗井液排出携带物:名称、形状及数量。

76.煤层水水文特征对煤层气藏的开采有什么意义?

煤层水水文特征对煤层气藏的开采具有重要的意义,是煤层气开发过程中的一个重要组成部分。第一、煤层气藏研究煤层水的储量、分布,一边设计排水工作制度,计算排水时间。第二、煤层水水文特征可以评价煤层(含水层)的渗透率,间接评价煤层气的产能。第三、根据煤层水水文特征可以预测近期排水量,确定适当的开发井网。第四、煤层水水文特征可以判定断层,判别含水层的联通性。地下水水文三要素:压力状态、压力水头、水化学。

77.煤层气解吸时间如何确定?

煤层气解吸时间也称吸附时间, 是衡量煤层气解吸或吸附速度的重要参数, 在煤层气非平衡动力学模型中处于十分重要的位置。在使用煤层气非平衡动力学模型评价、预测煤层气井的产量时, 解吸时间的正确与否, 直接影响到气井早期产量的预测精度, 有时会导致决策的失误, 因此在煤层气藏勘探开发过程中, 正确确定煤层气的解吸时间至关重要。2 解吸时间在煤层气藏的勘探开发过程中, 煤层气藏的一个关键的内边界条件是煤层气由基质解吸经扩散进入煤层割理之中, 煤层气的解吸可用L angm u ir 等温吸附定律来描述:C (p ) =V LPPL + P, (1)式中 C (p ) ——基质—割理界面上煤层气的平衡吸附浓度;V L、PL ——分别为L angm u ir 体积和压力;  P ——为煤储层的压力。方程(1) 为煤基质和割理之间提供了一个边界条件,通过单位体积煤基质经扩散进入煤层割理之中的煤层气量(qm ) 可用F ick 第一定律来描述:qm = D R(C ( t) - C (p ) ) , (2)式中 C ( t) ——煤基质中煤层气的平均浓度;D ——扩散系数;R ——形状系数。从方程(2) 可以看出: 由基质进入裂隙系统的煤层气量除了受浓度控制外, 还和甲烷在煤基质中的扩散系数及煤基质块的形状系数有关, 反观存在的解吸过程, 将二者结合起来, 并令解吸时间(S) 为:S=1D R,则方程(2) 可改写成:qm =1S (C ( t) - C (p ) )。(3)将方程(3) 改写成导数形式, 并给定初边值条件, 得到形式如下的煤层气解吸—扩散模型:5C5t=1S (C ( t) - C (p ) ) ,C ( t) = C i,    t= 0,C ( t) = C (p ) ,   t≥0, C ( t) ∈# ,式中 Ci ——初始气含量;# ——煤基质块的界。经求解可得:C ( t) = C (p ) + (C i- C (p ) ) e- tS,Ci- C ( t) = (Ci- C (p ) ) - (C i- C (p ) ) e- tS,令 V t= Ci- C ( t) ,V m = Ci- C (p ) ,则 V tV m=C i- C ( t)Ci- C (p ) = 1- e- tS,式中 V t —— t 时刻的解吸量;V m ——总解吸量。当t= S时,V SV m=C i- C (S)C i- C (p ) = 1-1e= 0163。(4)由上式可以看出, 煤层气的解吸时间是指在一定的解吸压力下, 当煤层气的解吸量达到总解吸量的63% 时的时间。根据上述论述, 煤层气的解吸时间即可利用煤层气的解吸记录曲线图, 采用图解法来确定。

78.贵州省煤层气开发状况如何?

贵州省煤炭资源丰富,全省埋深2000米以浅的煤层气资源量达3.15万亿立方米,居全国第二,其中富甲烷的煤层气占贵州省总资源量的92.7%。煤层气的勘探开发利用不仅可以减少煤矿生产安全事故,减少温室气体排放,保护生态环境,建设生态文明,同时也能促进能源的合理有效利用,对于转变经济发展方式,改善能源结构,提高经济效益,具有十分重要的意义。 煤层气是世界公认的优质的清洁能源,它是一种非致癌、无毒、无腐蚀的气体。煤层气中不含常规天然气中必不可少的硫(H2S)等有害杂质,也不含苯、汞、铅等可致癌的有毒物,所以说,煤层气是比天然气还要洁净的气体清洁燃料。如果将煤层气作车用燃料,其燃烧尾气中CO排放量比汽油减少97%、碳氢化合物减少72%、NOX氮氧化合物减少93%、CO2减少24%、SO2减少90%、噪音减少40%,环保效益显著。 抽采严重威胁煤矿安全的瓦斯,将其运往城市作为生活燃气,在用先抽(瓦斯)后采(煤)的安全采煤模式保障矿工兄弟的生命安全的同时,煤层气也从煤矿杀手变身为清洁能源。为实现这一目标,目前,贵州水城矿业集团公司等有一定瓦斯利用经验的企业与重庆煤炭科学研究院、贵州大学等联合进行技术攻关,解决瓦斯抽采中的难题;另一方面,贵州省有关部门将拨付专项资金,由省煤田地质局、贵州煤层气开发利用有限公司开展地面煤层气风险钻探,以期实现贵州省煤矿地面瓦斯抽采零的突破。 2007年12月28日,经贵州省政府批准,由省煤田地质局、盘江煤电有限责任公司、水城矿业(集团)有限责任公司、六枝工矿(集团)有限责任公司、林东矿业集团有限责任公司、省煤矿设计研究院、贵州煤炭实业总公司、贵州燃气(集团)有限责任公司八家企事业单位共同出资组建贵州煤层气开发利用有限公司,煤层气开发利用进入统一规划、整合发展阶段。 大多数的煤矿安全事故都是由于瓦斯浓度较高造成的。在煤矿实施地面抽采煤层气,降低矿井瓦斯浓度,实现先抽后采的安全采煤模式,并将抽取的煤层气液化压缩后作为城市居民燃气和汽车燃料等,形成贵州省煤层气工业产业规模化、市场化,改善贵州能源结构,这是贵州省煤层气开发利用有限公司成立的最大初衷。 贵州省大部分煤田的煤层具有瓦斯含量高、瓦斯压力大、煤层透气性差,地质构造复杂等特点。目前,贵州省地面煤层气抽采技术还处于探索阶段,地面煤层气抽采具有投资高、风险大等特点,技术人才的缺乏和资金的局限是制约贵州煤层气工业发展的最大瓶颈。 煤层气在贵州省的开发利用始于上世纪80年代,此后的20年时间,煤层气普遍应用于矿区和邻近区域的民用燃气和瓦斯发电,技术非常成熟,但是煤层气利用率仍较低。贵州省目前产煤和在建煤矿企业千余家,但真正能够开展瓦斯抽采和利用的企业,只有十余家大型企业,其余小煤矿抽采的瓦斯由于缺乏投资,基本只能通过风扇排空。但瓦斯如不加利用直接排放到空气中,从温室效应角度看,对大气的危害比二氧化碳高21倍。以用促抽,加大瓦斯的利用力度,不仅可以使煤矿的安全生产更有保障,对环境保护也有积极作用。 要加大贵州省煤层气利用率,除了加大对一些中小煤矿的投入外,目前最为迫切的就是突破地面抽采煤层气技术,实现将大量煤层气抽取加工后,作为一种清洁能源加以利用。  另外,为鼓励企业加大煤层气利用率,去年1月贵州省出台相关政策规定:一是煤层气所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用,需要上网的富余电量,电网企业不仅要优先安排上网销售,还须投资建设电网至公共联结点的工程,为接入系统提供各种便利条件。煤层气发电上网不参与市场竞价,不承担电网调峰任务。煤层气发电上网电价执行贵州省脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价0.25元/千瓦时;二是煤层气经处理后,质量达到规定标准,可优先并入天然气管网及城市公共供气管网;三是煤层气勘查企业在2020年前可申请减免探矿权和采矿权使用费,煤层气抽采利用项目建设用地将优先安排。79.瓦斯抽采与煤层气地面开发的区别是什么?

斯抽采与煤层气地面开发两类采气方法的根本区别: 瓦斯抽采----在煤矿已开拓的地区,从煤矿井下,也可以从地面抽采已受过采掘影响的煤层中的瓦斯;其首要任务是保障煤矿生产安全,同时利用被抽采出来的瓦斯,抽采规模取决于采煤的需要、抽采瓦斯的成本主要或全部计入采煤成本、 煤层气地面开发----在未建煤矿或煤矿为开拓的地区,引用开采常规天然气的技术从地面开采煤、煤层气地面开发必需达到商业性开发的规模。煤层是否遭受采掘影响,其物性大不一样。在煤矿已开拓的地区,地应力已不是原来处于自然状态下的地应力,地层松动,煤层裂隙渗透性增加,还可能产生采动裂隙。与自然状态下的煤层相比,从受过采掘影响的煤层中抽采瓦斯应该较为容易,但是煤矿抽采瓦斯还是很困惑。煤层气地面开发的难度更大,更需要适宜的地质条件。这两种方法开采与利用甲烷都将减少向大气排放甲烷,具有重要的环境意义、有文献报道,甲烷的温室效应是CO2的20余倍。据估算,大气中甲烷浓度每增加1PPM,可导致地球表面温度增加1摄氏度。

80.煤层气开发的目标区域选择是什么?

一个有利于煤层气开发的区域应该同时具备如下条件:1、煤层总厚8米以上,单层厚度2米以上,但渗透率高的区域条件可适当放宽一些。2、煤层气含量总体在8立方/吨以上。3、煤层气透气性好,渗透率多数不低于0.1md,煤层割理、裂隙发育,煤层原始结构保存完好。4、煤层埋深一般浅于1000米。5、煤层气资源总量在35亿立方以上。6、地面施工条件便利,煤层气开发经济地理条件较好。

81.煤层气勘探井分哪几类?

煤层气勘探井根据勘探方向和目的,可分为参数井、试验井、观测井、干扰井四大类。1、参数井:通过钻探、取芯、测试、测井、试井等手段获取岩、煤层地质数据,获取具有产气能力煤层的含气量、储层参数和围岩参数等。2、试验井和观测井:实验井可再参数井的基础上扩径完成。通过对煤层改造和排采试验,获取排采数据,对单井产能动态评价,对储层参数、增产措施、排采制度进行验证、试验。实验井可配一定数量的观测井,以了解储层压力在不同方向上虽时间变化的规律,同时对不同方向上的井距提出建议。3、干扰井:在小井网排采时,对井间干扰条件下井群生产能力评价,为煤层气商业性开发的工程布置、增产措施、排采制度提供依据。干扰井可以是参数井和实验井,也可专门施工干扰井。

82.煤层气钻井对井斜有什么要求?

由于在钻井完成后,还要进行射孔、压裂、安装井下装置等后续施工,对于钻井质量中的井斜有严格的要求,井深500m井斜0~1.0°为优质,1.0~2.5°为合格,超过2.5~3.0°为不合格,超过3.0°为报废。1.2造成井斜的主要原因 造成井斜主要有以下几方面原因:钻机安装不正、开钻钻进参数选择不合理、钻具组合不恰当、松软地层没有控制进尺、单点测斜不及时等。1.3主要防斜措施 在钻井中要做到:①钻塔安装必须符合规范要求,保证三点一线;钻机安装要保证转盘水平;②松散层钻进要严格控制钻进参数,采用吊打的方式,防止出现井斜;③采用适宜的钻具组合,钻铤、钻杆直径不能相差太大,要保证粗径钻具有足够的长度;④松软层钻进中不得抢进尺,注意在泥岩段划眼;⑤做到及时测斜,一开完钻后必须进行单点测斜,以后每隔50m测斜一次,发现井斜后及时采取措施纠正。

83.煤层气钻井对钻井液性能有什么要求?

在煤层气钻井中,一开对于钻井液性能不作要求,以利于钻井生产正常进行为原则。从二开钻进开始,要求必须用清水,特别是进入煤系地层后,要求:密度要在1.02~1.04g/cm3,粘度15~16s,含砂量<0.5%,PH值7.5~8。在煤层钻进时,要求钻井液密度为1.02g/cm3。钻井液固相控制的具体措施 ; 由于上石河子组、下石河子组、山西组地层砂岩、泥岩造浆严重,尤其是三牙轮钻头切削造成的岩屑在不能被及时携带到地面后造成二次或者多次破碎,有些岩屑颗粒极小,使用振动筛也不能及时清除,在这种情况下,只有通过换浆才可解决问题。为保证钻井液密度符合要求,从二开一开始便要使用振动筛除砂,根据钻井液的消耗情况及时补充;每钻进150m左右进行一次部分换浆,在钻遇煤层前要彻底换浆,排掉地面上的钻井液后,还有通过循环,将井筒内的钻井液彻底换掉。在钻进中,对于循环槽和沉淀坑内的岩屑要及时清理。要求非煤系地层钻进每一小班测定钻井液常规性能(密度、粘度、PH值等)4次,煤系地层钻进每一小时测定一次。

84.煤层气钻井对钻进煤层有什么要求?

在钻进煤层时,要求钻探判层准确。在钻井质量验收中,钻井判层深度和测井解释深度误差小于5‰为优质,在5~10‰之间为合格,大于10‰为不合格。如果井深500m,煤层深度误差小于0.30m为优质,0.30~0.60m为合格,大于0.6m为不合格。要求每钻进0.10m记录一个钻时,采集足量的煤样标本。 钻进煤层具体措施 根据地质设计,准确判层,尤其是确定标志层深度;通过准确计算岩屑迟到时间,捞准岩屑,判准地层底界。在钻进离煤层顶班2m时要格外小心,司钻要紧盯压力表和卷筒,发现进尺突然加快后立即关机停钻,大泵量冲井,捞取岩屑,观察有无煤屑。当发现煤屑后,准确判断方入,确定井深,重新调整钻压、转速、泵量、泵压,应采用轻压、慢钻,以及小泵量、低泵压,准确记录钻时;在钻进的同时,做好捞取煤样工作;当发现进尺变慢后,适当调整钻井参数,观察冲上来的煤屑变化,确定煤层厚度和底板深度。

85.煤层气钻井对下套管和固井有哪些要求?

煤层气钻井采用全孔套管,井底悬空在1.5~2.0m之间。套管接箍避开煤层顶底板2.0m以上,最下一根套管两端分别连接浮鞋、浮箍,煤层段用一根长度11m左右的长套管,在过煤层后间隔一根套管下入长度3.0m左右的一根短标志管,从下部开始,第三根套管开始下扶正器,煤层段上下三根套管都要下扶正器,以后间隔两根套管下入一个扶正器,上部可以适当减少,在表层套管中要保证有一个扶正器。500m深的煤层气井,下入扶正器的个数应保证在15~18个。 要求下套管前逐一用通径规进行通径,用柴油将套管丝扣清洗干净。下套管时用干抹布擦净后在公扣上涂抹丝扣油,要保证丝扣连接紧密,既要上紧套管,又不能因为用力过大上坏丝扣。下套管中途要分两次向套管柱内注入钻井液,保证液柱压力。下完套管后要连接主动钻杆,开泵循环,保证循环通畅。 固井中先注入前置液5m3左右洗井,洗井完成后开始注入水泥浆,要求平均密度在1.60g/cm3,采用开始密度小,中间大,最后小的办法,必须要连续注入,中间不能停止。注水泥完成后开始顶替,顶替量就是阻流环以上套管柱的内容积。最后碰压15Mpa,如果5Min压力不降便碰压成功。 在固井候凝48h后开始测固井质量,试压。如果加压20Mpa,30Min压降小于0.5Mpa即为固井质量合格。 保证下套管和固井顺利进行的措施: 在下套管前准确丈量套管长度,逐一编号,每根都要丈量两次,必须是前后打颠倒丈量。在下入套管总长确定后,通过调整煤层下部套管的长度,使顶底板离接箍的距离达到规范要求,如果不能保证避开接箍2.0m时,也要在1.5m以上。开始下套管前要仔细检查钻机离合器、升降把、卷筒调整螺丝,更换吊钳的卡牙、检查销轴的灵活性并注油,检查吊卡的开合性能进行润滑处理。对人员进行具体的分工,做到各负其责。 在固井前应准备足量的清水,应保证在20M3以上,还要有足够排浆的地方。要检查发电机是否正常工作。要有明确的人员分工,由于固井车和钻机现场的泥浆泵相比泵量很大,洗井、注水泥、顶替过程中,井内都会有大量钻井液流出,要及时排走,不得溢出井场造成污染。

86.煤层气抽采各种泵的原理是什么?

煤层气抽采的泵主要有以下几种:抽油杆泵、电潜泵、螺杆泵、气举泵、射流泵等几种。 1、三抽油杆泵 工作原理:将抽油泵下入到井筒液面以下的适当深度,泵柱塞在抽水机的带动下,在泵筒内作上下往复抽吸运动,从而达到从油管内抽吸排水、降低液柱对井底的回压,从油套环形空间采出煤层气的目的 技术特点:排采运作过程:①电动机通过三角带传动,带动减速器。②减速后由曲柄、连杆、横梁和游梁等四连杆机构把旋转运动变为驴头往复运动。③驴头带动光杆和杆柱作上下往复动。④抽油杆将往复运动传给井下泵柱塞。⑤抽油泵筒的下部装有固定阀,柱塞上装有游动阀,在抽油杆往复运动时,完成抽油泵的排出和吸入过程。2、电潜泵 工作原理:潜油电泵的泵体及其辅助部分安装在油管的最下端,下至井内被抽吸液体中的预定位置,将井筒内的液体(水)从油管中迅速排出,降低井筒内的液面高度 技术特点:潜油电泵排采地面和井下设备组合为:①动力电缆将地面电力送至井下电机。②保护器防止井液进入电动机。③电机带动离心泵工作。④井液经气体分离器进入离心泵。⑤离心泵泵送井液,井液具有动能。⑥动能转变为压头,井液举升至地面 3、 螺杆泵 工作原理:主要工作部件是定子和转子,定子与泵外壳连成一体并连在油管的最下端,下至井内并沉没于被抽吸的井液中。转子和定子密切配合形成一系列封闭腔和空腔,其不断形成、运移、消失,实现泵送液体,并将液体排出井口。 技术特点:螺杆泵排出地面和井下主要设备为:①电控箱通过电缆控制电动机的起停。②减速箱传递动力和实现减速,其输入轴连接电动机,输出轴连接光杆。③动力由光杆通过抽油杆传递到井下螺杆泵转子。④转子上部与抽油杆连接,定子固定于钢管内,其上端与油管连接,转子位定子内转动,实现抽吸功能。⑤当转子旋转时,即将井液和气体从油管内举升至地面4、气举泵(气举阀) 工作原理:通过气举阀,从地面将高压煤层气注入井中,利用气体的能量举升井筒中的井液,使井恢复生产能力。 技术特点:气举阀气举的运作过程:①注入气经套管进入油套环形空间。②气体经阀孔进入油管。③卸载阀以上的液柱被顶替至地面。设备 气举泵(柱塞气举) 工作原理:将柱塞作为气液之间的机械界面,依靠气井原有的气体压力,以一种循环的方式推动活塞在油管内上下移动,将井内液体带出,同时阻止液体的回落,消除了气体穿透液体段塞的可能,从而减少滑脱损失,提高举升效率。 技术特点:柱塞气举的工艺流程为:①地面控制器控制薄膜阀关闭生产管线,活塞油管内的气液下落。②活塞下落至油管卡定器处,撞击缓冲弹簧,液面开始上升。③薄膜阀打开,油管内液面上升,环形空间液面下降,天然气进入油管,推动活塞及其上部的液体上行。④环形空间套压迫使活塞和活塞上部的液体上升,直至将液柱排出井口5、射流泵 工作原理:地面泵提供的高压动力液通过喷嘴把其压能转化为万里高速流束,在吸入口形成低压区,井下流体被吸入与动力液混合,在扩散管内,动力液的动能传递给井下流体使之压力增高而排出地面(煤层水和气被同时排出地面)

87.煤层在电性曲线上的三高三底是什么?

煤层是一种特殊沉积岩,煤层在煤热演化过程中主要产生的副产品是甲烷和少量水,而煤的颗粒细表面积大,每吨煤在0.929×108m2以上,因此煤层具有强吸附能力,所以煤层的甲烷气含量和含氢指数很高。由于煤层的上述特性,反映在电性曲线上的特征是“三高三低”。 三高是:电阻率高、声波时差大、中子测井值高(图1)。 三低是:自然伽马低、体积密度低、光电有效截面低。 根据多井资料统计,煤层的双侧向电阻率变化一般100—7000Ωm,变质程度差的煤层电阻率一般30—350Ωm。 测井曲线反映煤层的声波时差一般370—410μs/m;中子值30%—55%;自然伽马一般20—80API;密度测井值1.28—1.7g/cm3;光电有效 截面0.35—1.5b/e之间。 不同类型的煤,在电性上的响应有较大的变化。表1中列出了几种煤类与测井信息的响应值。 表1 不同煤类骨架测井响应值

88.我国煤层气生成年代在什么时候?

我国主要的聚煤作用开始于晚古生代的石炭纪,而煤层气作为煤化作用的产物,最早也主要形成于石炭纪。中国的主要聚煤期有7个,包括早石炭世、石炭-二叠纪、晚二叠世、晚三叠世、早中侏罗世、晚侏罗世-早白垩世和第三纪,由于煤层气是伴随煤化过程产生的,所以主要聚煤期必然包含着主要煤层气生成期。据2000年完成的全国煤层气资源评价结果,早中侏罗世和石炭-二叠纪是煤层气两个最大的生成期,地质资源量分别为145138.04×108m³和136909.93×108m³,分别占全国的46.13%和43.52%。 早石炭世含煤地层主要集中在中国南部的湘、赣、粤、桂、黔、滇、藏、闽、浙、苏、皖诸省,此外在鄂、豫、陕、甘、青、新疆等地也有少量分布。早石炭世煤层主要分布于湖南、广东等地的测水组、江西的梓山组、广西的寺门组等。测水组分为上、下两段,上段不含煤或仅含煤线,一般厚70~90m,由石英砂岩、粉砂岩,泥岩及泥灰岩组成,底部以一套厚层状石英砂岩或含砾石英砂岩与下段为界,下段为含煤段,一般厚度60~80m,以泥岩和粉砂岩为主,夹菱铁矿结核,常含两层可采煤层,分别称3号煤及5号煤,可采煤层厚一般2m左右。 石炭-二叠纪形成了我国最大的聚煤区——华北聚煤区,该时代煤层主要分布于天山-阴山和昆仑-秦岭的两大隆褶带之间,包括吉林、辽南、冀、鲁、晋、豫、苏、皖、陕、宁、内蒙古、甘、青13个省区。石炭-二叠纪煤层主要分布于鄂尔多斯盆地的延安组,南华北区的石盒子组以及北华北区的山西组与太原组。山西组是中国重要含煤地层,为陆相含煤沉积,为灰色、黑色砂岩、页岩夹煤层,并常含菱铁矿结核,山西组煤层厚度变化较小,一般在3~6米,只是局部地区因河流和三角洲河道影响会出现2米薄层以及河西走廊部分缺少可采煤层。太原组也是中国北方重要含煤地层,为海陆交互相含煤沉积,由灰色或黑色砂岩、页岩、炭质页岩夹煤层及灰岩组成,厚度变化大,约50~250米,太原组煤层厚度以准格尔为最大(达28.5米),向四周逐渐变薄,到靖远、山丹地区仅1~2层可采,厚度降为1.5~3米。石盒子组分上、下石盒子组,下石盒子组属中二叠世中晚期,上石盒子组属中二叠世晚期至晚二叠世早期,地层之间夹杂3~4层含钙质、硅质海面骨针的浅海泥灰岩、泥岩相,沉积有5~15号煤层,煤层厚度以淮南地区最大(达25米),向四周逐渐变薄并尖灭于北华北南部地带。延安组主要由灰白、肉红色块状斜层理粗砂岩、细砂岩组成,厚度较大,一般为100~300米,最厚达过600多米,含丰富的煤层气资源。 晚二叠世含煤地层广泛分布于我国南方各省,主要包括湘、赣、粤、桂、黔、滇、川、苏、皖南和西藏等,详见图5。煤层主要集中在龙潭组,少数分布在长兴组和茅口组。龙潭组为海陆交替相含煤地层,上部为灰黑色页岩及砂质灰岩,中部为灰黄色砂岩夹煤层,下部为黄或灰黄色粉砂岩和长石砂岩,厚44~122米,龙潭组煤层层数多(黔西、滇东可采层数高达29层),由浅到深依次编号为7~35号煤层,稳定性差,单层厚度一般1~3米。 晚三叠世含煤地层主要分布在华南地区的川、滇、赣、湘、陕等地,其次分布在新疆、西藏、青海等地,详见图6。[4]晚三叠世含煤地层以中、高阶烟煤为主,煤层形成条件虽不如石炭-二叠纪含煤地层,但多高瓦斯带和高瓦斯矿井,是全国的高瓦斯带和高瓦斯矿井富集地区。煤层主要分布在湘、赣的安源组,四川盆地的须家河组,川、滇的大荞地组,陕西的瓦窑堡租和新疆库车塔里奇客组等。其中含煤性较好的、煤层气资源较为丰富的地层组包括:滇北的瓦窑堡组可采煤层厚度20~5米,其次为新疆的塔里奇客组,可采煤层厚度为0~22米,以及江西的安源组,可采煤层厚度为0~6米。 早中侏罗世含煤地层分布面积仅次于石炭-二叠纪,然而含煤量却居诸含煤地层之首(煤炭资源量33844.12亿t,占全国总资源量的60.0%),广泛分布于西北、华北、东北及华南地区,尤其是西北地区的鄂尔多斯、准噶尔、吐哈、柴达木、塔里木和伊犁等盆地(见图7),西北地区的煤炭资源量占早中侏罗世含煤地层资源总量的90%左右。主要含煤地层组有新疆早侏罗世的八道湾组和三工河组,中侏罗世的西山窑组、窑街组和延安组等。八道湾组煤层主要分布在吐哈、准噶尔和伊犁盆地,可采煤层层数在5~15层,可采煤层总厚度为76米;三工河组仅伊犁盆地局部含5层可采煤层,且总厚度在米以下。西山窑组可采煤层24层,可采煤层总厚度14米,资源丰富;窑街组可采煤层多是单层,但单层厚度很大,一般20~30米;延安组可采煤层层数18层,单层厚度0~26.6米,总厚度93.5米。早白垩世含煤地层主要分布在我国东北和内蒙古东部地区(见图8),共有5个盆地群以及10多个含有厚煤层的盆地,盆地群中以海拉尔-二连盆地面积最大,煤炭及煤层气资源最丰富,而各盆地中以三江-穆棱河盆地面积最大,煤炭及煤层气资源最丰富。早白垩世含煤地层除三江-穆棱河盆地为海陆交互型盆地外,几乎均发育在断陷型盆地或谷地中。主要含煤地层组为三江-穆棱河盆地鸡西群的城子河组和鹤岗盆地鹤岗群的石头河子组,这两个地层组煤层层数多(城子河组可采煤层25层,厚度55.86米;石头河子组可采煤层24层,厚度49.69米)。 第三纪含煤地层依据聚煤期和盆地类型特点划分为南、北两大聚煤区,南方聚煤区主要分布在滇、桂、粤、藏、海南和台湾省(区),北方聚煤区分布在我国东部和东北地区,见图9。然而第三纪含煤地层的煤层气资源却主要集中在抚顺和黄县,特别是抚顺盆地,因为除了抚顺和黄县外其余地区均为褐煤,而褐煤一般煤层气含量极低。主要含煤地层组为抚顺盆地的古城子组和栗子沟组。盆地底部的老虎台组祖以及其上的下栗子沟组因为主要成分为玄武岩、凝灰岩和碎屑岩沉积,煤层不发育,直至上栗子沟组和下古城子组煤层才真正发育,主煤层1~2层,厚138米,为特低灰、低硫优质长焰煤和气煤,煤层气平均含量为7.43m³/t。

89.国内外通风瓦斯的利用有哪几种方式?

目前,国内外通风瓦斯的利用主要有热氧化、催化氧化和作为辅助燃料三种利用方式。采用热氧化方式利用通风瓦斯的技术主要有美国Megtec公司的Vocsidizer技术、中国胜利动力机械集团公司的热氧化技术、英国Harworth公司的热氧化技术、加拿大Biothermica公司的VAMOXTM技术;采用催化氧化方式利用通风瓦斯的技术主要有澳大利亚联邦科学与工业研究院(CSIRO)的CAT技术、加拿大矿物与能源技术中心的CH4MIN技术;以通风瓦斯作为辅助燃料的技术也叫通风瓦斯发电技术,主要是澳大利亚EESTECH公司的混合燃料燃气窑炉技术。 三种方式中,热氧化技术史已有煤炭工业化示范运行、较为成熟的技术。

90.煤层气开采过程中那些环节需要检测甲烷浓度? 2010-3-21 19:46 上传

煤层气开采产气初期须检测甲烷浓度,掌握浓度的变化情况,以决定如何利用。一般情况下,甲烷浓度很快达到高浓并保持稳定。若井下与煤矿采煤区较近,要加密监测,就此判断井下是否与采空区或煤矿开采区连通,以保证生产安全。监测可采用煤矿通用的手持式甲烷浓度监测仪。

91.我国各煤阶储层临界解吸压力和解吸率怎样?

华北石炭纪-二叠纪煤储层平均临界解吸压力为1.98MPa,平均理论采收率为34.2%,吸附时间变化大,变化于1小时到20天之间。山西沁水盆地煤层结构完整,其吸附时间较长;安徽淮南煤田因煤层构造形变,其吸附时间较短。我国各煤级煤的平均甲烷解吸率为34.1%。西北中新生代平均为21.5%,华北石炭纪-二叠纪煤储层甲烷解吸率平均为32.6%,华南中二叠纪平均为40.8%。

92.煤顶底板岩性对煤层气成藏有什么影响?

煤顶底板岩性对煤层气成藏的影响分为两个方面:一是埋藏深度,二是顶底板的岩性。 埋藏深度:构造运动史、沉积史、生烃史三者的匹配关系是煤层气保存的至关重要因素,直接影响到煤层含气量及储层的压力。目前最直观的研究方法是利用煤层上覆地层有效厚度来进行评价。其表现为:随上覆有效厚度增大,含气量增高,如果煤层上覆地层沉积连续,煤层含气量和煤的储存压力一般都虽埋藏深度而变大。一般认为,当上覆基岩厚度超过400M时便又较好的含气条件。 顶底板的岩性:煤储层的顶底板和盖层性能对含气量影响很大,顶底板岩性致密、封盖性能好的区域,煤层含气量高。反之则含气量低。煤层围岩的透气性直接影响气体的保存条件,围岩的透气性越大,气体越易流失,煤层含气量越小。空隙与裂隙发育的砾岩、砂岩和灰岩的透气性非常大,是不良的顶底板。而致密和裂隙不发育的页岩、泥岩等透气性较小,是优良的煤层顶底板。

93.一个完整的排采方案包括哪些内容?

一个完整的排采方案包括以下内容:目 录一.前言 1.1 设计依据 11.2 设计执行的标准和规范: 二. 排采总体方案的制定 2.1 基本数据 2.2 排采总体方案 2.2.1排采生产目的 2.2.2排采的目的层及排采方式 2.2.3排采设备及工艺流程设计 2.3 排采施工工序 2.3.1冲砂洗井 2.3.2换井口 2.3.3泵挂深度和下泵 2.3.4下抽油杆柱 2.3.5试抽 2.3.6地面排采流程安装 2.3.7资料录取 三. 排采管理 3.1排采管理制度确立 3.1.1排采速度控制原则 3.2 排采分阶段管理 3.2.1预排阶段: 3.2.2测煤层压力阶段: 液面自然下降阶段: 3.2.3排采第一阶段: 试抽阶段 3.2.4排采第二阶段:稳定降压阶段 3.2.5排采第三阶段:稳定排水阶段 3.2.6排采第四阶段:临界产气阶段 3.2.7排采第五阶段:控压排水阶段 3.2.8排采第六阶段:稳压产气阶段 3.2.9排采第七阶段:产能测试阶段: 3.3 资料录取 3.3.1、原始资料录取 3.3.2排采资料汇报 3.3.3排采动态分析 四. HSE要求 4.1 人身安全要求 4.2 施工安全要求 4.3 环境保护要求

94.煤层气排采的三个阶段是什么?

煤层气排采的三个阶段:随着煤层周围压力的下降,首先只有水产出,因为这时压力下降不多,煤壁附近只有单相流动。当储层压力进一步下降.煤壁附近开始进八第二阶段,这时煤层气知识一百问 有一定数量甲烷从煤的表面解吸,开始形成气泡,阻碍水的流动,水的相对渗透率下降,但气也不能流动,无论在基质孔隙中还是在割理中,气泡都是孤立的,没有互相连接 虽然出现气、水两相,但只有水相是可动的,这 阶段叫做非饱和单相流阶段 储层压力进一步下降,有更多的气解吸出来,则煤壁附近进八r第三阶段,水中含气已达刊饱和,气泡互相连接形成连续的流线,气的相对渗透率大于零。随着压力下降和水饱和度降低,在水的相对渗透率不断下降的条件下气的相对渗透率逐渐上升,气产量逐渐增加 这三十阶段是连续的过程。随着时间的延长,受影响的面积越大,甲烷解吸和排放的面积也越来越大。通过压力曲线的变化.就可以确定煤层气的开采压力变化范围及煤层煤层气产气最大面积。

95.煤层气排采过程中煤体应力的变化规律是什么?

从瓦斯压力的变化超势看,在排放初期,裂隙处的瓦斯要比基质块体内的瓦斯流动速度快,瓦斯压力衰减迅速。这一情况导致的直接结果是裂隙处的煤体有效应力同样比基质超导体内的有效应力增加迅速。由于基质块体内部的瓦斯渗流是一个缓慢的过程,有效应力的增加相对平稳,而裂隙处的瓦斯渗流速度快,有效应力在排放初期迅速增长,在排放后期,裂隙内的瓦斯压力趋于平衡,裂隙与基质块体内的瓦斯解吸速度相当,有效应力变化趋势趋于一致。

96.怎样减少或防止煤层气储层伤害?

减少或防止煤层气储层伤害,可以通过以下主要技术途径。①降低钻井液密度,减少循环流体所形成的液柱压力与煤层孔隙压力之间的差值,实现近平衡钻井,从而减少钻井液侵入煤层;②选择与煤层流体相匹配的钻井液体系,严格控制钻井液失水,防止水化膨胀及水锁伤害的产生,防止发生各类敏感性反应而形成不溶性沉淀物;③控制钻井液中的固相及高分子化合物的含量,防止固相颗粒对煤层裂缝的堵塞;④优化钻井工艺,尽量加快煤层段钻进速度,缩短煤层段浸泡时间;⑤对完成井在压力作业前后进行有效的洗井解堵作业,以使煤层气运移通道得以充分连通。通过对国内煤层气试验区几年的钻探实践分析研究认为,无固相钻井液技术和泡沫钻井液技术是减小钻井对煤储层伤害的重要方法。

97.什么是极小曲率半径钻井( TRD) 技术?

在地面垂直井的煤层段用专门装置造一个直径约18m 的洞穴, 在洞穴内通过高压管线由地面向煤层中注入高压射流水柱, 在煤层中形成具一定规模的水平井段,从而实现排水开采煤层气的目的。该项技术是由澳大利亚研制成功的, 可在一口地面垂直井的同一煤层施工多个呈放射状分布、深度可达180m 的水平孔段。对于煤层气开发井的增产强化, TRD 技术是一个潜在有效手段, 其作业成本仅为水力压裂的1/ 2 , 而增产效果却是水力压裂的2 倍,具有良好的推广应用前景。中国的晋城、阳泉、铁法、铜川等矿区的条件适合于应用此项技术。

98.我国煤层气资源的深度展布状况是什么?

在美国,具有商业开采价值的煤层气井井深一般为300~1 500 m,多数井井深不超过1 100 m,超过此深度的井都会遇到许多工程问题和地质问题。考虑到目前的经济技术条件和我国煤炭资源勘探的实际情况,本次煤层气资源评价按埋深小于1 500 m和介于1 500~2 000 m两个标准分别估算和统计了煤层气资源量:前者资源量为9.256 078×1012m3,占总资源量的64.56%;后者资源量为5.080 866×1012m3,占总资源量的35.44%。①东北聚气区,埋深小于1 500 m的资源量占总资源量比例大于85%的目标区有:铁法、阜新、沈北、抚顺和浑江;整个东北聚气区中埋深小于1 500 m的资源量比例平均为68.1%。②华北聚气区中,埋深小于1 500 m的资源量比例大于85%的目标区有:大青山、宣化—下花园、柳江、蓟玉、元氏、灵山、晋城、霍东、(山西)西山、桌子山、石嘴山、汝萁沟、黄河北、徐州(九里山);整个华北聚气区中埋深小于1 500 m的资源量比例平均为55.6%。③在西北聚气区,埋深小于1 500 m的资源量比例大于85%的目标区有:窑街(海石湾)、乌鲁木齐(老君庙)、阜康—大黄山和俄霍布拉克;整个西北聚气区中埋深小于1 500 m的资源量比例平均为69.22%。④华南聚气区中除云南、贵州、四川的部分目标区的煤层预测深度超过1 500 m以外,大部分目标区的煤层预测深度均小于1 500 m,所以绝大部分的目标区中埋深小于1 500 m的资源量比例超过85%,甚至达到100%;整个华南聚气区中埋深小于1 500 m的资源量比例平均达到84.68%。从行政区划来看,埋深小于1 500 m的煤层气资源量超过1 000×108m3的省区有11个,依次是:山西、贵州、河南、陕西、四川、甘肃、云南、安徽、河北、黑龙江、新疆。其中山西和贵州两省埋深小于1 500 m的煤层气资源量分别达到30 845.89×108m3和25 643.75×108m3。

99.我国煤层气资源的丰度展布状况是什么?

单位面积上的煤层气资源量称为煤层气资源丰度。煤层气资源丰度是煤层含气量与煤层厚度综合结果的反映。在全国115个目标区中,煤层气资源丰度大于1.5×108m3/km2的有35个,丰度介于(0.5~1.5)×108m3/km2之间的有49个,丰度小于0.5×108m3/km2的有31个。①东北聚气区煤层气资源丰度大于1.5×108m3/km2的目标区有鹤岗、抚顺和红阳,丰度介于(0.5~1.5)×108m3/km2之间的目标区有集贤—绥滨、双鸭山、鸡西、勃利、铁法、阜新、沈北和浑江。②华北聚气区资源丰度大于1.5×108m3/km2的目标区有17个,它们是大青山、开滦、焦作、安阳—鹤壁、阳泉—寿阳、潞安、晋城、离柳—三交、三交北、吴堡、韩城、石嘴山、呼鲁斯太、荥巩、新密、淮南、淮北,丰度介于(0.5~1.5)×108m3/km2的有兴隆、蓟玉、柳江、大城、峰峰、临城、和顺—左权、霍东、(山西)西山、霍州、宁武、府谷、乡宁、澄合、蒲白、庆阳、桌子山、马莲滩、汝萁沟、韦州、新安、宜洛、登封、偃龙、禹县、平顶山、徐州(九里山)共27个目标区。③西北聚气区资源丰度大于1.5×108m3/km2的目标区有乌鲁木齐(老君庙)、乌鲁木齐(白杨河)、阜康—大黄山、俄霍布拉克和艾维尔沟,丰度介于(0.5~1.5)×108m3/km2的有靖远(宝积山)、窑街(海石湾)、木里和鱼卡。④华南聚气区资源丰度大于1.5×108m3/km2的目标区有萍乡、中梁山、沥鼻峡、(四川)西山、古佛山、松藻、圭山、六盘水、织纳和攀枝花10个目标区,丰度介于(0.5~1.5)×108m3/km2的目标区有10个,包括乐平、郴耒、天府、南桐、南武、古叙、芙蓉、筠莲、黔北、恩洪。全国煤层气资源丰度大于1.5×108m3/km2的目标区的煤层气资源量累计为7.751 3×1012m3,占煤层气资源总量的54%,这些目标区也是我国煤层气开发最有前景的地区;丰度介于(0.5~1.5)×108m3/km2之间的目标区的煤层气资源量为6.046 3×1012m3,占总量的42%;丰度小于0.5×108m3/km2的目标区的煤层气资源量仅占总量的4%以下。

100.现实需要攻克的煤层气开发关键技术有哪些?

开发工艺技术研究主要是解决开发项目在技术上的“可能性”问题。可用于煤层气开发的技术手段比较多,关键在于其适用性和经济性,结合煤矿区具体情况需要攻克煤层气开发关键技术有以下几个方面:①地面钻井开发与井下抽放相结合的一体化煤层气开发技术。如不同采煤规模和采气规模的采煤巷道设计与预定采煤区钻井井网设计、地面集气、储气、输气技术研究,以及煤层气产量预测。各部分工程的工艺方案选择和比较,以及最大限度地利用已有设备设施,以减少投资;②不同地质条件下保护煤层的地面煤层气钻井模式和钻井技术研究;③煤层气井增产及排采工艺技术研究。实施中要充分考虑低煤阶煤层较软,因地制宜选择钻完井和增产方式,有选择性地开展钻井增产一体化技术探索;④探索适合煤矿区煤层地质条件的煤层气井下抽采技术,以期提高煤层气抽采水平、质量和抽采率;⑤我国煤矿每年有大量低浓度煤层气( 6% ~25% )和超低浓度的煤层气无法利用。所以,有必要对不同规模、不同浓度的煤层气的利用技术进行研究,着重研究低浓度煤层气利用技术,包括低浓度煤层气变压吸附提纯技术、甲烷冰提纯技术,研制并推广低浓度煤层气发电机组、矿井乏风应用系统等,以期最大限度地利用资源,减少浪费和污染。

 

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