煤層氣井油管產水產氣工藝排采開發與實踐

李 浩， 陳召英

(1.山西藍焰煤層氣集團有限責任公司，山西 晉城 048000；2.晉煤集團，山西 晉城 048000)

引 言

目前常用的排水采氣工藝技術主要有氣舉、有桿泵排水采氣技術、螺桿泵排水采氣技術、電潛泵排水采氣技術、射流泵排水采氣技術等，各工藝的適用性及發展趨勢簡介如下。

氣舉排水采氣工藝結構簡單，基本不受固體顆粒影響，排液量大，適用于大斜度井等復雜井型，缺點是系統效率較低，工藝成本相對較高。適用于煤粉多、產液量大的初期排采階段。

有桿泵排水采氣工藝發展時間最長，技術比較成熟，運用最為廣泛。其投資和運行成本較低，缺點是煤層在不同的生產階段出液量不同，有桿抽油泵系統不能滿足地層出液量的急劇變化，容易造成排采制度調整不及時，影響煤層氣產能發揮。

螺桿泵排水采氣工藝設備結構簡單、體積小、受氣體及固體顆粒影響小，系統效率高，缺點是定子壽命短、易磨損、對井斜度要求高。

電潛泵排水采氣工藝揚程高、排量范圍大、操作簡單、運轉周期長，適用于斜井、水平井及海上油田。缺點是成本高，一次性投入費用大，容易燒泵，氣體含量高時容易引起氣鎖。

射流泵排水采氣工藝理論排量范圍大，能夠抵抗出砂等因素的干擾，適用于斜井、水平井等特殊井型，耐磨抗腐蝕性高，缺點是舉升效率和沉沒度有關，排采后期效率明顯降低，地面設備龐大、維護費用高，氣水比太大也不適合水力射流泵排水采氣。

目前，國內煤層氣直井一般采用油管排水，環空采氣的有桿泵方法開采。該工藝普遍存在井口漏氣現象，煤層氣井井口漏氣不僅給正常生產帶來安全隱患，造成氣井供氣量的普遍下降，而且對環境不利。為有效遏制煤層氣井口氣泄漏，提高氣井產量，研究探索改變現有的常規排采工藝，嘗試油管產水產氣地面再對水氣進行分離的排采工藝。

1 井口漏氣現場調研及漏氣原因分析

1.1 查明漏氣位置

為查明煤層氣井井口漏氣位置及漏氣量，分別在晉城礦區、西山礦區和陽泉礦區進行了調研。

經現場觀察及分析投運的煤層氣井漏氣位置主要為兩個部位。首先光桿與盤根盒的接觸處由于密封不嚴漏氣比較嚴重，在強光下通過肉眼可明顯看出；其次排水口出水口處存在大量的煤層氣溢散到空氣中，遇明火可以燃燒(第99頁圖1)。

現場測試表明，單井漏氣量達到80 m3/d～200 m3/d不等，現場調研表明，漏氣量隨井口壓力呈正相關。

1.2 漏氣原因分析

首先探索排水口漏氣的原因。穩定運行的老井，液面降低直至接近泵掛位置時，從煤層中解析出來的大量煤層氣先進入油套環空的水中，分成兩部分排出，大部分煤層氣進入油套和表套之間的環空，在油嘴的控制下通過出氣管道進入到地面集輸管線。另有少部分煤層氣與運動的水流形成氣水混合物，被泵吸入油管隨產出液進入排水管線，產出液進入返排池，液體中攜帶的煤層氣則在井口或排水口溢散。

圖1 煤層氣井漏氣位置

其次是盤根盒漏氣的原因分析。目前使用的盤根盒密封效果不佳。盤根壓緊了負荷大，壓松了漏氣，且光桿在上下往復運動過程中，由于負荷作用很難保持運動成一條直線，偏磨現象時有出現，長期作用下影響井口密封。經過現場調研發現，大部分氣井的盤根盒都沒有起到密封的作用。而大部分光桿光滑度不夠，常有銹跡存在。這就增加了井口盤根的磨損，同時增大了光桿與盤根之間的摩擦力，導致抽油機負荷增大，導致井口盤根進一步磨損。另外，易生銹的光桿長時間與盤根盒磨損，形成鐵銹碎屑掉入井筒，造成卡泵。這不僅影響抽油機的正常運行，而且使氣井產氣量下降。

2 油管產水產氣排采工藝方案設計

通過分析煤層氣井井口漏氣位置及原因，有針對性地改造原有排采設備，思路如下。

2.1 處理井口密封不嚴的問題

1) 使用合格的光桿，減小光桿與盤根的摩擦力，減小運行負荷。

2) 使用合格的盤根盒并正確使用，不得為減小負荷而拆掉盤根及其配件。

3) 嚴格精確調整井口、油桿與驢頭的相對位置，最大限度避免偏磨現象。

2.2 調整產氣系統

改變油管產水，套管產氣的現有排采工藝，調整為油管產水、產氣，套管監控的排采系統(見圖2)。優點如下。

1) 能夠有效回收井口漏氣。

2) 管匯壓力的波動不會干擾煤儲層。

3) 管式泵的抽采行為可以為氣體的流動提供動力(相當于一級增壓)。

圖2 油管產水產氣工藝改造示意圖

4) 在地面進行氣水分離，可以多次分離，減少排出水的含氣量。

5) 氣水混合物同時從油管排出，增加了煤層中返排的壓裂砂、煤粉等雜質隨返排液一同排出的效率，避免在井筒內沉積，從而降低氣井的檢修率。

3 試驗井井位選擇

在沁水盆地某區塊，選擇產氣量較高、產水量較小的煤層氣井。經現場勘察，初步選取SH-096、SH-101和SH-106井為試驗井。3口試驗井方位如圖3。

圖3 試驗井井位分布圖

對3口試驗井及其鄰近的參照井進行排采參數測試，主要包括套壓、產水量、產氣量、示功圖、沖程、沖次等基本參數的測試分析。

4 試驗井現場管路改造

經測試分析，SH-101、106兩口井排采參數較為符合選井標準，因此決定對該兩口井進行改造試驗。為了完成油管產水產氣工藝改造，兩個井場分別配套了智能氣水分離器和特質光桿及液壓盤根盒及其配套設備，如第100頁圖4所示。

5 排采數據跟蹤與分析

經過歷時3個多月的長期排采數據跟蹤監測與分析，得出如下結論。

圖4 油管產水產氣現場圖片

1) 泵效方面，兩口井泵效均有不同程度提高。

2) 產量方面，通過現場檢測分析，一口井顯現出氣量上升的效果，氣量由原來的1 500 m3/d～1 800 m3/d，經過改造后約3個月的排采，氣量穩定在3 500 m3/d，產量提升了一倍左右，如圖5所示，另一口井因液面未能有效下降，產量無明顯增長。

3) 密封性方面，兩口試驗井排水口漏氣問題得到了充分解決，井口盤根盒雖然有少量氣體泄漏，但泄漏量明顯減少。

6 結語

通過研究煤層氣油管產水產氣工藝，得出以下幾點認識。

圖5 SH-106排采曲線

1) 找出常規排采工藝的漏氣位置及漏氣原因，并對癥下藥做出改進，為本次試驗起到了目標和指引的作用。

2) 研究煤層氣井油管產水產氣工藝，包括管線線路優化、氣水分離器及參數的優選及泵型的確定是本次試驗的關鍵。

3) 由于油管產水產氣工藝與油管產水環空產氣工藝的根本性不同，不能完全照搬定壓排采或定量排采、套壓控制等排采制度，需要根據該工藝排采機理制定合理的排采方案，需要進一步總結并完善煤層氣井油管產水產氣排采工藝技術體系。

4) 選井對于試驗效果的好壞也是一個重要因素，本次試驗兩口井中一口井水量依舊偏大，未能有效降低液面，致使試驗效果打了很大折扣。

5) 油管產水產氣不僅是一次排采工藝的大膽嘗試，更是一種思維的變革，拓寬了排采方式選擇運用的空間，也為煤層氣井排采管路方面研究提供了廣闊思路。