简介：本文建立温度、压力、吸附介质（自变量）与吸附量（应变量）的数学方程TPAE。并通过对鄂尔多斯盆地东部4种煤的系列等温吸附实验的兰格缪尔吸附体积和兰格缪尔吸附压力进行回归,得到TPAE的4个参数。四种煤样的平均相对偏差在8.73%~12.6%之间,和TPAE曲面与吸附量点吻合很好都说明TPAE适用于处理系列等温吸附实验数据。通过例子证实吸附量对温度偏导、吸附量对压力偏导、和吸附量对温度和压力的全微分是可以精确计算的。当煤样表征温度影响Δ和表示压力影响β已定,如满足一定的温度和压力,吸附量会出现极大值;吸附量极大值出现的温度和压力与煤样的变质程度（镜质组最大反射率）有关。

简介：由于煤层气集气管道出站温度和地下温度温差较大,会有大量的冷凝水析出,随着管道的长时间运行,易造成管道的腐蚀、穿孔、泄漏,给管路的安全运行带来巨大隐患,因此需要对管线进行内检测,保障集气管线安全平稳运行。利用（355.6管道清管设备、变形检测设备、高清晰度漏磁检测设备对樊4至处理中心集气管道实施了管道智能检测。检测结果显示,本次检测发现金属损失37处,变形26处,焊缝异常31处。基于缺陷的深度、长度及宽度进行了剩余强度评价,在最大允许操作压力1.5MPa下都不需要立即维修,且没有金属损失需要在5年内计划维修。

简介：新疆是我国的资源大省,煤层气资源十分丰富,2014年~2017年新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队在阜康矿区、乌鲁木齐矿区、达坂城矿区的数口煤层气井中采用连续油管分段压裂工艺,取得成功。现场实验结果表明,连续油管分段压裂技术有效的解决了煤层气井多层压裂储层利用不充分、储层改造不充分、施工周期长、工序繁琐等问题。该技术适用于水平井分段及多段目的煤层的分层快速压裂。

简介：增压开采工艺是煤层气开采后期提高采收率的重要手段,单井增压工艺可将低产井口的套管压力抽吸至负压,最大限度提高采收率。实施单井增压后,可以提高单井日产量达46%,单井采出程度提高30%~40%,证实了煤层气藏单井增压良好的应用前景。同时,螺杆压缩机性能稳定,工况范围宽,最低吸气压力可达-0.01MPa;相比传统活塞压缩机,喷油螺杆压缩机更能满足单井增压的工况条件。

简介：通过理论研究和工业试验,确定了CO2相变致裂技术防突措施,并提出了适合试验矿井掘进工作面的防突措施工艺参数,系统评价了CO2相变致裂技术措施的有效性、适应性和安全性。研究结果表明:CO2相变致裂技术防突措施是利用CO2液气两相转变时产生的能量剪断剪切片产生应力波及高压气体使煤体产生裂隙,以提高煤层渗透率达到防治煤与瓦斯突出的目的。通过煤层掘进巷道试验验证了该技术的可行性。

简介：新疆的煤层气资源丰富，开发条件优越，经过近几年的勘查和开发工作，准南、库拜、三塘湖等煤田的煤层气资源勘查程度逐步提高，阜康矿区白杨河和三工河两个区块已实现年产量7000万立方米，针对新疆低煤阶、大倾角特点的煤层气的开发技术也不断成熟。但矿权重叠、研究程度偏低、开发技术仍不成熟等问题的存在，为新疆煤层气的开发提出了新的挑战。只有解决好这些问题，新疆的煤层气产业才能健康有序地发展。

简介：井底流压是指导煤层气排采工作的重要参数，生产中常需要用动液面估算井底流压。为了获取相对准确的动液面数据，通过总结现场经验，分析认为动液面测算的误差主要有以下来源：①井口自激波；②回音标过浅；③解释方法不统一；④上组煤干扰；⑤泡沫段干扰，并提出相应的解决方案。另外，根据现场工作特点，设计制造了一种新型考克，经实践证明，作业时间缩短了28．6％，有效地提高了工作效率。

简介：进口往复活塞式压缩机组在煤层气增压领域应用广泛,由于煤层气开发的特殊工况,出现以气阀为主的易损件频繁损坏、以活塞为主的关键部件异常磨损故障停机。为保证煤层气压缩机平稳运行,通过中石油在沁水盆地煤层气进口压缩机易损件、关键部件的国产化加工实施,降低了压缩机故障率,大幅度降低了维护费用,保证了煤层气的正常生产。

简介：山西煤层气处理中心生产污水中乳化油含量较大,达到3000~4500mg/L,超出污水处理系统设计处理能力数百倍,原有污水处理系统已不能满足污水处理要求。通过理论分析了聚结法除油可行性并通过相关室内试验验证后,将聚结处理装置应用于现场实践。该装置能够有效地清除了污水中的悬浮物、煤粉与乳化油,优化改造后煤层气处理中心平均每月清除并回收利用废润滑油2.5t,即解决企业环保问题,又为使油品资源回收成为可能。

简介：柿庄南区块地质条件简单,煤层厚度较厚,煤层深度自东南至西北方向逐渐加深,不同区域煤体结构差异较大,非均质性较强,煤储层含气量、渗透率有一定差别,开发生产工艺技术也明显不同。本文系统对比了4区和5区煤层气井的钻完井工艺、水力压裂技术和排采工艺,分析了上述两区不同开发生产效果的具体原因,认为除储层物性具有一定差别外,开发生产工艺的差异和返排时间的不同是造成目前开发效果的差异的主要原因。另外,5区煤层气井有效排采时间短,井底流压普遍高于4区排采井,是目前该区单井产量明显低于4区单井产量的现实原因。

简介：为实现煤层气井排采智能化，在传统油气田自动化技术的基础上，规划了煤层气井智能排采控制方案，并选取井场进行适应性试验，经与人工排采效果对比，智能排采控制系统在提高煤层气井排采精细化程度、优化排采制度、降低成本方面效果良好。

简介：利用自主研制的煤岩解吸分析实验装置,分析煤样在地应力-地层水作用下煤层气的解吸规律。通过测试煤岩在地应力和地层水单独或复合作用下的解吸特征,实时监测了解吸量与解吸时间、解吸压力的关系。对比了不同解吸条件下的解吸恢复率。研究表明,四种解吸条件下的解吸恢复率排序为：自然条件下〉地层水作用〉地应力作用〉地应力和地层水共同作用;在地应力和地层水共同作用下解吸量约为自然解吸条件下解吸量的25.3%,自然条件下平均解吸速率为地应力和地层水共同作用下平均解吸速率的3.6倍。

简介：通过采用＂优化设计、镶嵌暂堵钻井液技术、超低密度固井技术以及轨迹控制技术＂等工艺方法,在原3号煤井场上扩建后再部署15号煤定向井进行钻井施工。试验井组X井组平均机械钻速5.51m/h,比设计提前3.6天完井,煤层平均井经扩大率5.9%,各项钻井质量指标合格,施工期间同井场3号煤井正常排采。研究结果表明,这套工艺方案可以减少钻前工程成本,提高井场利用率,保护井壁稳定,实现潘河区块3号煤和15号煤的共同开发。