一種分離器在古交L型水平井排采中的應用

孫盛濤 閔文化

(1.古交市國盛恒泰煤層氣開發利用有限公司，山西 030200)

近年來我國煤層氣產業高速發展，傳統的直井、定向井由于其抽采范圍有限，產量低，已經難以滿足煤層氣商業化發展的需要。L型水平井改造范圍大，產量高，能夠彌補普通井的不足，但其舉升過程中存在井斜限制、煤粉卡泵、氣鎖影響泵的效率等問題。目前常用的解決方案有兩種，一是采用桿式泵排采，另外采用射流泵進行排采，但兩種排采方式的設備都比較復雜，入井風險高，且投資成本相對較高，這與煤層氣經濟和安全排采的理念相沖突。

為此，依舊采用管式泵對古交區塊煤層氣L型水平井進行排采，并對常規管式泵排采管柱進行改造，在泵下加裝一種類似氣水分離器的裝置。此種排采方式可以在泵下將氣水進行分離，減少氣體進入泵筒，提高泵效，有利于進一步降低排采液面，同時入井設備簡單，成本相對較低。

1 區塊概況

古交區塊位于華北克拉通中部西山煤田內，是我國煤層氣重點開發區塊之一。區內構造復雜，走向多樣，主要發育NW向褶皺和NE向斷裂構造。山西組和太原組為主要含煤地層，共發育煤層11層，山西組2號煤層和太原組8號、9號煤層為主力煤層， 其中8號、9號煤全區穩定，為古交區塊L型水平井的目的層位。

2 工藝原理

2.1 設備結構

本設備是在常規煤層氣水平井管式泵排采設備的基礎上，加長泵下尾管的長度，同時在尾管中加入帶扶正器的小沖管。小沖管通過特制的連接結構，連接到水平井管式泵下端壓力計托筒上(圖1)。

1—φ139.7mm生產套管；2—φ73mm油管；3—φ57mm水平井泵；4—壓力計托筒；5—特制連接設備；6—井下壓力計；7—φ73mm繞絲篩管；8—φ38mm小沖管(帶扶正器，最下部帶堵頭)；9—倒錐絲堵圖1 L型水平井管式泵排采工藝示意圖

特制連接設備上端與壓力計托筒相連，下端內部與小沖管相連，外部通過絲扣與繞絲篩管相連，小沖管內腔是物體進入泵內的唯一途經。小沖管下部帶有堵頭，側面打孔，液體通過側孔進入小沖管。

2.2 設備原理

水平井排采時，固、液、氣三相通過繞絲篩管進入尾管，由于小沖管側孔淹沒在液體中，氣體受重力作用，只能向上流動，大部分進入小沖管與尾管的環空，而小沖管與尾管的環空上部又通過特殊連接結構對其進行了封堵，氣體只能再次通過篩管返回油套環空，排出地面。液體通過小沖管測孔進入小沖管內腔，通過特殊連接結構進入泵筒，排出地面，從而實現泵下氣液的初步分離，減少氣體進入泵筒，提高泵效。固體由于重力作用，部分沉降在尾管底部，部分隨液體排出地面。

2.3 設備參數

(1)管式泵：φ57mm水平井管式泵，泵筒長度4.5m，泵效40%～89%。

(2)繞絲篩管：裂縫寬度0.18mm，長度4m(2根)。

(3)特制連接設備：外徑73mm，兩端均為公扣，中間為φ38mm母扣全空，上端與泵底壓力計托筒相連，下端外部與繞絲篩管相連，下端內部與φ38mm小沖管相連。

(4)小沖管：φ38mm*4根*8m，通過絲扣相連，每根上、下部2m附近焊接類似扶正器的結構。最下端小沖管底部加堵頭，下部側邊開小孔或小口。

(5)尾管：φ73mm普通油管4根，下端連接倒錐絲堵。

2.4 設備特點

(1)井底近40m的氣水分離裝置，大大增加進泵物體的路程，可以使煤粉等有效沉降在尾管中，減少卡泵風險。

(2)小沖管是物體進入泵筒的唯一途徑，且小沖管底部進口淹沒在液體中，由于重力作業，氣體很難進入，從而基本上沿正常路徑排出地面，增加了井口正常收集到氣體量，同時減少了氣體進泵，有利于泵效的提高。

(3)減少了泵筒進氣的風險，可以增大泵體的偏斜度，從而增大泵掛深度，在排采過程中可以將液面降到更低位置。

3 現場試驗情況

該工藝選擇了6口井進行現場試驗，與前期普通的管式泵和螺桿泵從適應性、檢泵周期、氣體影響泵效和產氣量等方面進行對比分析。結果表明：加裝特殊結構的管式泵下入井斜達到了68.9°～77.8°，泵效達到了40%～89%，平均檢泵周期是原來2倍多，產氣量有了明顯的上升。

3.1 滿足大井斜角的要求

6口試驗的井，在加裝了特殊的結構后，其泵掛位置處井斜達到了68.9°～77.8°，與螺桿泵相比，基本上達到了同等水平(表1)。同時由于氣水兩項在泵下分離，泵內無氣體進入，泵效明顯升高，達到了40%～89%，較好的滿足了大井斜角排采的需求。目的層在水中沉沒度小于150m時，CJS-L05、CJS-L06井等采用常規管式泵進行排采的井，泵內氣鎖嚴重，已無法排采，而在泵下加裝特殊結構后，在此沉沒度和泵掛處井斜達到大于70°時，其泵效大于75%，且運轉正常，進一步說明了，在加裝特殊設備后的管式泵能夠滿足大井斜角排采的要求。

表1 6口試驗井前后參數對照表

表2 不同排采工藝的前后檢泵周期對比

3.2 減少氣體進泵的影響

6口試驗井在泵下加裝了特殊設備后，通過排采現場定期的示功圖測試來看，無一口發生氣鎖和氣體進泵，影響泵效的情況。實踐表明：此設備能夠很好的在泵下將氣液分離，基本上避免了排采過程中氣體進入泵筒，影響泵效的情況。

3.3 延長檢泵周期

與螺桿泵和普通的管式泵排采相比，檢泵周期由原來的87～140天，延長到209～351天(表2)，平均檢泵周期為原來的2.4倍，大幅延長了檢泵周期。同時由于入井設備相對于螺桿泵簡單，單井檢泵施工時間明顯縮短，對氣井的排采連續性影響變小。

3.4 提高產氣量

采用在泵下加裝此設備后，相比于普通管式泵排采結構，其泵掛深度明顯加深，能夠很容易的將液面降低到相對較低的位置，使降壓漏斗擴散到遠井端，排采波及范圍更廣，緩解了在L型井著陸點周圍液體封堵的情況，同時減少了遠端氣體運移到近井端的阻力，單井產氣量明顯提升。

3.5 管柱偏磨現象和煤粉堵塞嚴重

從現場檢泵情況匯總來看，試驗井中有1口井因為抽油桿偏磨，導致油管直接磨穿，其余各井在井斜角較大部位的油管、抽油桿、扶正器等部件均出現一定程度的磨損。另外還有2口井出現煤粉堵塞。

實踐表明，此種工藝任存在嚴重的管柱偏磨和煤粉不能有效攜帶的問題。

綜上所述，該工藝是在普通管式泵排采的基礎上進行改造，下井工具較少，入井風險低，且成本明顯低于采用螺桿泵和射流泵。同時該工藝能夠較好的滿足大井斜角，泵沉沒度低，入井深度小于1000m的煤層氣L型水平井排采要求。但檢泵周期相對較短，管柱偏磨和煤粉堵塞的問題依舊存在。

在下步推廣應用過程中，應深入研究管柱偏磨和煤粉堵塞原因，加強扶正設備的類型、安裝位置和攜帶煤粉機理的研究，進一步提高扶正設備的有效性和延長檢泵周期。

4 結論

(1)在普通管式泵下加裝該新型井下氣水分離器，可以滿足煤層氣L型水平井大斜度排采的需求，其泵掛處井斜達到了68.9°～77.8°，基本與螺桿泵持平。氣體進泵問題基本得到了解決，單井泵效達到了40%～89%。

(2)解決了螺桿泵排采的高成本、入井材料復雜和易脫扣的風險，同時其檢泵周期由原來的87～140天，延長到209～351天，檢泵周期明顯增加，與煤層氣排采的安全、經濟和持續的理念完全吻合。

(3)實現了管式泵對煤層氣L型水平井的排采，單井產氣量明顯上升。

(4)該工藝任存在管柱偏磨和煤粉堵塞的問題，檢泵周期依舊較短。應進一步改進管柱扶正結構和防堵措施，使該工藝能夠真正適應于L型煤層氣水平井的大斜度、深泵掛和長時間連續排采的需求。