煤层气井场施工方案

煤层气井场施工方案一、工程概况1.1项目背景与目标本项目位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部区域，部署开发井15口，其中水平井12口，直井3口。单井设计井深2800-4200m，水平段长度1000-1500m，靶向本溪组8#煤层。项目采用"水平井+体积压裂"开发模式，设计单井无阻流量80-130万立方米/天，投产后预计单井稳定日产气量15-25万立方米。通过实施本方案，旨在高效开发区域煤层气资源，实现经济效益与环境保护的协调发展。1.2地质条件目标区域储层主要为二叠系石盒子组致密砂岩，平均渗透率0.08毫达西，属于典型的"低渗、低压、低丰度"气藏。煤储层压力梯度在10-12kPa/m之间，硫化氢含量控制在20mg/m³以下。地质构造复杂，断层发育，煤层多、厚度大、倾角15°-30°、稳定性差，对钻井工艺提出了较高要求。1.3设计标准与规范本工程严格遵循以下标准规范：《能源行业标准NB/T11747—2024》（2025年6月25日实施）《石油天然气钻井工程设计规范》（SY/T5333-2019）《气井固井技术要求》（SY/T5125-2019）《陆上石油天然气钻井环境保护技术规范》（SY/T7298-2024）《页岩气环境保护第2部分：生产作业环境保护推荐作法》（GB/T39139.2-2023）天然气品质需符合GB17820二类以上要求，井口压力设计值35MPa，采气树额定工作压力不低于35MPa。二、井场布置2.1井场类型与尺寸根据井场类型不同，采用以下布置标准：井场类型尺寸计算公式最小面积适用条件单井排采15m×12m180㎡独立单井作业单排丛式井6m×n×15m90㎡起同排多井作业双排丛式井6m×n×27m162㎡起交叉多井作业本项目针对8口丛式井采用6×8×27m布局，总占地面积约1296㎡，满足集约化开发需求。2.2功能区域划分井场按功能划分为以下区域：钻井作业区：布置钻机、井架、钻台等核心设备，面积约400㎡，设置防滑钢板地面。循环系统区：包含泥浆池、沉淀池、振动筛等设备，采用"三级沉淀+一体化处理"工艺，总容积≥50m³。固控系统区：布置除砂器、除泥器、离心机等设备，确保钻井液固相控制效果。动力区：设置柴油发电机房、配电房，采用隔音降噪设计，距离井口≥30m。储放区：划分钻具、套管、水泥、压裂液等材料存放区域，设置防雨防晒设施。办公生活区：包含值班房、地质室、工程室、监理房等临时建筑，采用集装箱式模块化设计。安全防护区：设置消防器材、急救设施、洗眼站等安全保障设备，配备硫化氢监测仪和防爆工具。2.3安全防护设施围栏系统：采用注塑围栏或钢网围栏，高度≥1700mm并做防翻越处理，网丝径不小于4mm。警示标识：设置6类强制警示标志（防爆、防电击、机械伤害等），材质需通过500小时加速老化测试。照明系统：采用防爆灯具，照度≥50lux，确保夜间作业安全。消防系统：配备8kg干粉灭火器10个、消防沙2m³、消防水龙带2条，消防通道宽度≥4m。环保设施：沉淀池采用防渗毯+混凝土复合结构，年渗漏量控制在<0.5m³，设置废水、废浆分类收集设施。2.4道路与排水进场道路：宽度≥6m，转弯半径≥15m，采用级配碎石基层+沥青面层结构，承载力≥30t。井场道路：设置环形通道，坡度≤3°，采用C30混凝土浇筑，厚度≥200mm。排水系统：采用明沟+暗管组合排水方式，排水沟宽300mm、深400mm，坡度≥3°，雨水汇集后经沉淀池处理后排入指定水体。三、钻井工艺3.1井身结构设计根据地质条件和井型特点，采用以下井身结构：3.1.1直井井身结构表层套管：Φ339.7mm，下深30m，水泥返高至地表，采用J55钢级，壁厚9.65mm。技术套管：Φ244.5mm，下深1500m，水泥返高至地面以上20m，采用N80钢级，壁厚11.99mm。生产套管：Φ139.7mm，下深至目的煤层以下50m，水泥返高至目的煤层以上300m，采用110V/140V钢级，气密封扣型。3.1.2水平井井身结构表层套管：Φ339.7mm，下深50m，水泥返高至地表。技术套管：Φ244.5mm，下深至造斜点以上100m，水泥返高至地面以上20m。生产套管：Φ139.7mm，下深至水平段末端，采用140V钢级，气密封扣型，套管头压力级别为175MPa。3.2钻井设备选型根据井型和井深要求，选用以下主要设备：3.2.1直井设备配置钻机：TK-3型钻机，额定功率300kW，最大钻深3000m。泥浆泵：3NB-1600型，排量30L/s，工作压力20MPa。转盘：ZP275型，最大开口直径698.5mm。井架：A型井架，高度45m，额定负荷3000kN。3.2.2水平井设备配置钻机：ZJ90D型钻机，额定功率1200kW，最大钻深6000m。泥浆泵：F-1600型，双泵配置，排量40L/s，工作压力35MPa。顶驱系统：TDS-11SA型，持续输出扭矩34kN·m。定向设备：AutoTrakX-treme旋转导向系统，实时传输井眼轨迹数据。随钻测量：LWD随钻测井系统，测量参数包括伽马、电阻率、井斜、方位等。3.3钻井液体系设计根据不同井段地质特点，采用差异化钻井液体系：井段钻井液类型密度(g/cm³)粘度(s)失水(ml/30min)固相含量(%)表层段膨润土钻井液1.05-1.1025-30≤15≤8直井段PHP-HPAN低固相钻井液1.10-1.2030-35≤10≤6造斜段钾基聚合物钻井液1.15-1.2535-40≤8≤5水平段无固相钻井液1.05-1.1040-45≤5≤3煤层段钻进采用清水低排量钻进，严格控制钻井液对煤储层的污染，煤芯提至井口时间不超过20分钟。3.4取芯工艺采用绳索取芯技术，确保煤芯质量和取芯效率：取芯工具：SQ系列绳索取芯钻具，Φ89mm钻头+Φ84mm岩芯管+Φ81mm钻杆组合。取芯要求：煤、岩芯采取率均不得低于80%，煤芯结构完整，不污染、不磨烧变质。取芯程序：见煤前进行地质预告，提前通知相关人员到场；采用清水、低排量钻进，控制钻压5-10kN，转速60-80r/min；煤芯提至地面后10分钟内装入解吸罐，立即开始现场解吸；对煤芯进行摄影、编号、描述，记录裂隙发育特征。3.5固井工艺水泥浆体系：采用G级高抗硫水泥+硅粉+早强剂配方，密度1.85-1.95g/cm³，API失水≤50ml。固井设备：采用双机双泵固井车组，最大施工压力40MPa，排量5m³/min。施工工艺：下套管前通井、刮管、洗井，确保井筒畅通；采用"替浆+碰压"工艺，替浆量误差控制在±5%；套管试压：技术套管试压20MPa/30min，压降≤0.5MPa；生产套管试压35MPa/30min，压降≤0.5MPa；水泥返高检测：采用声幅测井评价固井质量，合格标准为≥85%。四、压裂施工4.1压裂设计针对煤层非均质性强、裂缝延伸控制难度大的特点，采用全套管可溶桥塞分段多簇体积压裂工艺：分段设计：水平段长度1000m，划分10段37簇，簇间距25-30m。压裂液体系：采用高弹压裂液体系，配方为0.3%胍胶+0.5%交联剂+0.2%破胶剂+0.1%助排剂，粘度≥500mPa·s。支撑剂组合：采用三种不同规格支撑剂组合（40-70目、30-50目、20-40目），差异化粒径协同支撑，总砂比30-40%。施工参数：排量8-10m³/min，施工压力30-35MPa，单段液量800-1000m³，砂量200-300m³。4.2压裂设备配置压裂车组：2500型压裂车12台，总功率30000kW，最大施工压力105MPa。混砂车：2台，最大砂比60%，排量16m³/min。仪表车：1台，配备实时数据采集与远程传输系统。液氮车：2台，排量500m³/h，提供伴注氮气。连续油管车：1台，用于桥塞钻磨和井筒清理。压裂液罐：20个，总容积1000m³，采用保温设计。4.3施工工艺前置作业：井筒准备：通井、刮管、洗井，确保井筒干净畅通；设备检查：对压裂机组、仪表系统、管汇进行全面检查和试压；材料检验：对压裂液、支撑剂等入井材料进行随机抽检，确保100%合格。压裂作业：采用"段内暂堵+多簇同步"压裂工艺，提高裂缝复杂度；实施"控液增砂"技术，优化支撑剂铺置效果；应用广域电磁法实时监测裂缝延伸形态，动态调整施工参数；每段施工后进行压力降落分析，评估裂缝参数。后续作业：采用连续油管钻磨可溶桥塞，钻磨速度控制在1-2m/min；进行返排作业，控制返排率≤30%/d，避免煤粉大量产出；返排液100%拉运回收处理，实现循环利用。4.4质量控制压力控制：施工压力波动范围控制在±5%以内，超过上限10%自动停机。砂比控制：按阶梯式递增砂比，每次增幅不超过5%，最高砂比≤40%。排量控制：保持排量稳定，波动范围≤±50L/min。顶替液量：精确计算顶替液量，误差控制在±5%以内。施工记录：每15分钟记录一次施工参数，包括压力、排量、砂比、液量等。五、排采作业5.1排采设备选型根据储层特性和产能预测，选用以下排采设备：设备类型技术参数适用条件优点有杆泵柱塞直径38-70mm，冲次2-4次/分钟日产液量＜50m³的井结构简单，维护方便电潜螺杆泵排量50-200m³/d，扬程1500m含煤粉较多的井处理煤粉能力强，效率高速度管柱Φ31.8mm连续油管，配合气举阀高气液比井摩阻损失小，排采效率高射流泵地面工作压力＞12MPa，排量100-300m³/d出砂严重井无井下运动部件，可靠性高本项目主力井型采用电潜螺杆泵排采，泵挂深度距煤层中部4-20米，确保有效降压。5.2排采阶段划分排采过程分为三个主要阶段，各阶段参数控制如下：5.2.1排水降压阶段持续时间：3-6个月，根据储层压力情况调整。产水量：初始221m³/d，逐渐降低至50m³/d以下。排采控制：初始提液速度≤3m/d，套压降幅控制0.02MPa/d。监测重点：动液面、套压、产水量、井底流压变化。5.2.2产气上升阶段持续时间：2-4个月，产气量快速增长。产气特征：从0升至3000m³/d以上，水气比逐渐降低。排采控制：提液速度控制在1-2m/d，保持套压稳定。监测重点：产气量、甲烷浓度、井口压力、煤粉产出情况。5.2.3稳产阶段持续时间：2-5年，根据储层特性而定。产气特征：日产气量稳定在3400m³/d左右，产水量趋近于零。排采控制：保持恒定工作制度，微调参数维持稳产。监测重点：产气量、压力、气组分、设备运行状态。5.3排采制度优化初期排水：采用"大排量、快降压"策略，迅速建立压降漏斗。中期调控：根据产气情况动态调整排采参数，避免产气过快导致煤粉产出。后期稳产：优化工作制度，保持产气量稳定，延长稳产期。特殊情况处理：煤粉卡泵：采用振动解堵（频率15-20Hz）或化学解堵（解堵剂浓度5%-8%）；气锁现象：降低冲次，增加沉没度，或采用氮气伴注；产量突降：分析原因，必要时进行修井作业。5.4计量与监测计量系统：产气计量：采用孔板流量计+温度压力补偿，精度±1.5%；产水计量：采用翻斗式计量仪，精度±2%；气组分分析：配备气相色谱仪，每周分析一次。监测系统：井口监测：安装压力、温度、流量传感器，采样间隔≤15分钟；井下监测：采用光纤监测系统，实时监测井温、压力变化；远程监控：建立数据实时传输平台，实现远程监控和智能诊断。六、安全环保措施6.1HSE管理体系建立完善的HSE管理体系，实施"全员、全过程、全方位"安全管理：组织架构：成立HSE管理小组，配备专职安全主管1名，安全工程师2名，现场安全员3名。管理制度：制定安全生产责任制、作业许可制度、隐患排查制度等20项管理制度。培训教育：所有施工人员必须经过HSE培训，特种作业人员持证上岗，培训合格率100%。应急管理：编制应急预案，包括火灾、爆炸、硫化氢泄漏等12种情景，每季度组织一次演练。6.2井控安全井控设备：井口装置：采用35MPa级采气树，配备双闸板防喷器+万能防喷器组合；监测系统：安装井口压力传感器、钻井液池液面监测仪，实时数据传输至控制室；应急设备：配备剪切闸板、手动锁紧装置、备用电源等应急设施。井控措施：严格执行"井控九项管理制度"，落实井控责任；钻井液密度按设计上限配置，确保近平衡钻井；每起下钻进行溢流检查，发现溢流立即关井；定期进行防喷器试压，环形防喷器每7天试压一次，闸板防喷器每14天试压一次。6.3硫化氢防护监测系统：配备固定式硫化氢监测仪（量程0-100ppm）和便携式检测仪（量程0-200ppm），报警值设置为10ppm。防护设备：正压式呼吸器：配备10台，每台气瓶容量≥6L，压力≥28MPa；逃生呼吸器：每个作业人员配备1台，有效防护时间≥15分钟；急救设备：配备硫化氢解毒剂、氧气瓶、急救箱等设备。应急处置：当硫化氢浓度达到10ppm时，立即启动报警，组织下风向人员撤离；浓度达到20ppm时，所有人员必须佩戴正压式呼吸器；浓度超过100ppm时，立即启动应急撤离程序，切断井场电源。6.4环境保护废水处理：钻井废水：采用"混凝+沉淀+过滤+消毒"处理工艺，处理后回用或达标排放；压裂返排液：100%拉运至处理厂，采用"氧化+膜分离"工艺处理，回用率≥90%；生活污水：采用一体化污水处理设备，处理后用于绿化灌溉。固废处理：钻井岩屑：采用"固化+填埋"处置，固化体抗压强度≥3MPa；废弃泥浆：采用"脱水+干化"处理，干化后运至指定处置场所；生活垃圾：分类收集，由环卫部门定期清运处理。生态保护：井场周边设置防护林带，宽度≥10m；施工期控制噪声≤60dB（昼间）、≤50dB（夜间）；作业结束后进行土地复垦，复垦率达到100%。6.5设备安全设备管理：建立设备台账，实施"定人、定机、定岗"管理；制定设备维护保养计划，关键设备实行"预防性维护"；特种设备定期检验，确保100%在检验有效期内使用。电气安全：井场电气设备采用防爆型，接地电阻≤4Ω；临时用电执行"三相五线制"，配备漏电保护器；雷雨季节前进行防雷检测，避雷针保护范围覆盖整个井场。防火防爆：井场严禁吸烟，动火作业办理许可证；易燃物品单独存放，与火源保持安全距离；定期检查消防设施，确保完好有效。七、施工组织与管理7.1项目管理机构成立专业化项目管理团队，配备以下人员：项目经理：1人，具有石油工程相关工程师职称，10年以上工作经验，持安全生产知识考核合格证。技术负责人：1人，高级工程师职称，5年以上煤层气钻井技术管理经验。安全负责人：1人，注册安全工程师，持HSE培训合格证。各专业工程师：钻井、固井、压裂、地质、测井等专业工程师各1名。现场管理人员：钻井队长、安全员、质量员、材料员等若干名。7.2施工进度计划采用Project软件编制详细进度计划，关键节点控制如下：前期准备阶段：7天，完成井场平整、设备进场、材料验收等工作；钻井作业阶段：直井30-45天，水平井60-80天，具体根据井深调整；固井作业阶段：每开次固井2-3天，包括准备、施工、候凝等工序；压裂作业阶段：单井10-15天，包括设备安装、分段压裂、返排等；排采作业阶段：持续进行，根据产能情况调整工作制度；完井验收阶段：5-7天，完成资料整理、现场验收、问题整改。7.3质量控制措施质量目标：工程合格率100%，优良率≥90%，杜绝重大质量事故。控制措施：原材料控制：严格执行进场检验制度，不合格材料严禁使用；工序控制：实行"三检制"（自检、互检、交接检），关键工序旁站监督；过程控制：设置质量控制点，定期进行质量分析，及时纠正偏差；验收控制：严格执行验收标准，未经验收或验收不合格不得进入下道工序。7.4成本控制控制措施：优化钻井工艺，减少无效进尺，提高机械钻速；合理利用钻井液、压裂液等材料，提高循环利用率；加强设备维护保养，减少故障停机时间；优化施工组织，缩短工期，降低人工成本；建立成本核算体系，定期进行成本分析，及时采取控制措施。八、应急预案8.1井喷事故应急处置报警程序：发现井喷立即发出警报，通知现场人员撤离，同时向应急指挥中心报告。应急响应：立即启动关井程序，关闭防喷器；切断井场电源，设置警戒线，疏散下风向人员；调配压井设备和材料，制定压井方案；必要时请求专业救援队伍支援。恢复措施：压井成功后，对井口装置进行检查和修复，评估井眼状况，制定后续处理方案。8.2火灾爆炸事故应急处置报警程序：立即拨打119报警，同时启动现场应急预案。初期火灾控制：组织人员利用现场消防器材进行扑救；切断着火区域电源和气源，撤离易燃易爆物品；无法控制时，立即组织人员撤离至安全区域。人员救援：优先抢救受伤人员，实施现场急救，及时送往医院治疗。后期处理：火灾扑灭后，对事故原因进行