張宏錄

(華東石油局工程院, 江蘇 210031)

1 概況

延川南區(qū)塊內(nèi)共發(fā)育11 層煤, 其中石炭系上統(tǒng)太原組和二疊系下統(tǒng)山西組為主要含煤地層。山西組2#煤層和太原組10#煤層為本區(qū)塊的主要可采煤層, 全區(qū)穩(wěn)定分布。山西組2#煤為主力煤層,厚度較大, 含1～3 層夾矸, 多為塊狀碎裂煤。從延1 井煤層氣井現(xiàn)場取心情況看, 2#和10#煤層為原生結(jié)構(gòu)塊狀碎裂煤。2#煤層平均含氣量4．29～20．38m3/t (空氣干燥基) , 平均值12．3m3/t , 含氣量較高。太原組10#煤層空氣干燥基含氣量最大約18．3m3/t。甲烷濃度大于90%。2#煤層的孔隙率為1．3%～4．6%, 平均3．3%。10#煤層的孔隙率為2．6%～4．3%, 平均3．7%。對煤層進(jìn)行了注入/壓降測試,測試結(jié)果顯示,2#煤層滲透率在0．032～0．1735md 之間,10#煤層滲透率在0．026～0．2265md之間, 煤儲層滲透率較低。

按照油藏方案部署, 延1 井區(qū)形成28 +1 口井(水平井) 的排采井組, 排采試驗區(qū) (29 口井) 累計動用煤層氣含氣面積3．0km2, 動用地質(zhì)儲量3．6×108m3, 可采地質(zhì)儲量1．8×108m3。從前期的延1參數(shù)井及小井組來排采中主要存在以下問題： 一是因煤粉從煤層中析出至井筒造成頻繁卡泵, 檢泵周期短, 無法實現(xiàn)煤層氣的連續(xù)性排采; 二是因井斜角大造成桿管偏磨嚴(yán)重; 三是排采井產(chǎn)液量大, 前期所造排采設(shè)備不能滿足提液的需要。因此, 編制好延川南區(qū)塊延1 大井組排采工程方案對延川南區(qū)塊整體開發(fā)水平的提高具有重要意義。

2 延川南區(qū)塊參數(shù)井排采工藝技術(shù)現(xiàn)狀

(1) 總體應(yīng)用情況

延川南區(qū)塊共有參數(shù)井8 口, 應(yīng)用螺桿泵排采6 口井, 管式泵舉升有2 口井。其中： 螺桿泵排采井平均檢泵周期116 天, 最短檢泵周期78 天。自2010 年8 月投產(chǎn)至2011 年6 月, 共進(jìn)行了檢泵作業(yè)16 次。

(2) 存在問題分析

延川南區(qū)塊參數(shù)煤層氣排采工藝技術(shù)存在問題有以下幾個方面：

①煤粉和砂子從煤層中析出, 堵塞螺桿泵下部篩管、單流閥、油管及固定閥等排液通道;

②排采井的排液量低, 進(jìn)入井筒的煤粉不能被液體有效的帶出地面;

③螺桿泵的質(zhì)量有一定的缺陷, 主要表現(xiàn)在螺桿泵定子的膠皮脫落、老化, 螺桿泵的電纜線斷裂;

④從煤層中析出的煤粉粘在定子上, 增加了轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動的阻力, 最終造成抽油桿旋轉(zhuǎn)不動、遇卡、斷脫。

3 延1 小井組排采工藝技術(shù)現(xiàn)狀

延川南區(qū)塊小井組排采試驗井8 口。截止2011年6 月, 延1 小井組已有4 口排采井見氣, 目前已累計產(chǎn)氣403019m3, 累計產(chǎn)液13651m3。動液面559～937m。井底流壓0．37～4．55MPa, 日產(chǎn)液0．3～36m3。小井組排采試驗井8 口有7 口井用管式泵排采。自2010 年12 月投產(chǎn)至今, 沒有發(fā)生泵卡等原因造成作業(yè)困難, 至目前為止, 排采井平均免修期185 天。說明管式泵排采工藝在延川南區(qū)塊有很好的適應(yīng)性 (見表1) 。

表1 延川南管式泵應(yīng)用狀況統(tǒng)計表

4 延1 大井組排采工藝技術(shù)設(shè)計

4．1 大井組單井日產(chǎn)液量的預(yù)測

4．1．1 大井組單井日產(chǎn)液量預(yù)測的依據(jù)

根據(jù)延1 井組產(chǎn)水相關(guān)特征, 對延1 井組外擴(kuò)井組進(jìn)行單井產(chǎn)水量預(yù)測, 原則如下：

表2 延1 大井組產(chǎn)水量預(yù)測

(1) 目的煤層頂?shù)装搴穸容^厚, 與上下砂巖無水力聯(lián)系的井, 產(chǎn)出水僅為煤層水, 預(yù)測單井產(chǎn)水量小于5m/d;

(2) 目的煤層頂?shù)装搴穸容^薄, 易溝通上下砂巖層, 可能導(dǎo)致井間砂巖層滲流溝通造成干擾的井, 單井產(chǎn)水量根據(jù)構(gòu)造相對高低位置進(jìn)行預(yù)測;

①構(gòu)造高部位的井預(yù)測單井產(chǎn)水量小于5m3/d;

②構(gòu)造低部位的井預(yù)測單井產(chǎn)水量30～50m3/d;

③構(gòu)造中高部位的井預(yù)測單井產(chǎn)水量20～30m3/d;

依據(jù)上述大井組日產(chǎn)液量預(yù)測的依據(jù), 預(yù)測日產(chǎn)30～50m的井1 口, 20～30m的井6 口, 5m井9 口。具體單井產(chǎn)水量預(yù)測見表2。

4．2 泵徑、沖程、沖次的選擇

4．2．1 低部位排采井生產(chǎn)參數(shù)設(shè)計

處于低部位的排采井有2 口井 (延1 - 22 - 8井、延1 - 24 - 8 井) , 延1 - 24 - 8 井因頂?shù)装搴穸容^厚, 預(yù)測日產(chǎn)水量為5m3, 延1- 22- 8 井預(yù)測最高日產(chǎn)水量為50m3。對延1 - 22 - 8 井的生產(chǎn)參數(shù)采用電潛泵和管式泵兩種方案均可滿足生產(chǎn)要求(表3、表4) 。

表3 延1- 22- 8 井生產(chǎn)參數(shù)設(shè)計

表4 延1- 24- 8 井井生產(chǎn)參數(shù)設(shè)計

4．2．2 高部位排采井生產(chǎn)參數(shù)設(shè)計

高部位排采井一共8 口井, 設(shè)計泵徑為38mm,沖程2．1m, 沖次2 次/分, 理論排量為6．9m3/d,泵效為71．9%。

4．2．3 中高部位排采井生產(chǎn)參數(shù)設(shè)計

中高部位排采井一共6 口井, 設(shè)計泵徑為56mm, 沖程2．5m, 沖次4 次/分, 理論排量為35．5m3/d, 泵效為75%。

4．3 下泵深度的確定

對于煤層氣井, 要求液面接近煤層或降到煤層以下, 這樣生產(chǎn)壓差就接近地層壓力。在排采初期, 基本以排壓裂液為主, 產(chǎn)液量較大, 因而, 泵掛不宜過深, 過深則易造成煤粉和砂卡泵。根據(jù)延川南工區(qū)各井排采實踐, 泵下至煤層下部容易造成煤粉及砂卡泵, 為提高排采井免修周期, 保證排采工作連續(xù)、穩(wěn)定, 處于高部位的排采井泵下到煤層中部, 處于中部位和低部位的排采井將泵掛下至煤層上部。見表5。

4．4 抽油機型號的確定

抽油機型號的確定是以最大載荷、最大扭據(jù)為依據(jù)。延1 大井組抽油機設(shè)計為5- 8 型。見表6。

4．5 抽油桿、油管的設(shè)計

抽油桿的選擇主要包括確定桿柱的長度、直徑、組合及材料。延川南區(qū)塊煤層埋深在900～1300m 之間, 根據(jù)等強度原則, 確定各級桿柱長度; 根據(jù)延川南工區(qū)排采井的現(xiàn)狀, 選用D 級桿,尺寸以3/4″為主?？紤]到桿、管、泵的匹配情況,油管以27/8″為主 (表9) 。

表5 延1 大井組單井下泵深度設(shè)計表 (部分井)

5 結(jié)論

根據(jù)前期延1 參數(shù)井及小井組排采情況得知：2#煤層易出煤粉填入塞出液通道, 且延1 大井組多為大斜度井, 井斜角最高達(dá)37°, 因此建議在延1 大井組排采井上采取防煤粉和防偏磨措施。

表6 延1 大井組單井抽油機型號優(yōu)選 (部分井)

表7 延1 大井組單井抽油桿設(shè)計 (部分井)

(1) 防煤粉技術(shù)

①針對輕微的粉煤運移堵塞, 采取一定量活性水進(jìn)行預(yù)處理, 將粉煤推入地層深部, 解除近井帶煤粉堵塞;

②針對嚴(yán)重的粉煤運移堵塞, 采用大分子活性聚合物—吸附型砂粒 (粘土) 穩(wěn)定劑對煤層進(jìn)行預(yù)處理;

③泵深度多在儲層中部, 篩管深度在煤層底界以下10 米左右;

④四是預(yù)留足夠的沉砂口袋 (50～60m) ;

⑤為了防止煤粉及砂子卡泵, 篩管孔眼直徑設(shè)計為80～100 目。

(2) 防偏磨技術(shù)

①生產(chǎn)參數(shù)采用長沖程、慢沖次, 降低桿管偏磨次數(shù);

②通過抽油桿拉應(yīng)力測試, 準(zhǔn)確找出抽油桿中和點的位置, 為合理配備防磨器提供理論依據(jù);

③應(yīng)用防偏磨技術(shù), 如抽油桿底部加重技術(shù)、防偏磨抽油泵等。

[1] 曹立剛．煤層氣井排采過程中各排采參數(shù)間關(guān)系的探討[J]．中國煤田地質(zhì),2000,20(3) ：102- 104．

[2] 李增亮等．井口驅(qū)動螺桿泵泵載荷的確定方法[J] ．石油大學(xué)學(xué)報, 1998, 29 (1) ： 17- 18．

[3] 李家明． 油井增效管式泵的研制[J] ．鉆采工藝,2005, 24 (3) ： 74- 75．

[4] 李霖．管式泵最大下入深度的計算方法及應(yīng)用[J] ．石油礦場機械, 2002, 23 (6) ： 42- 45．

[5] 李輝等．有桿泵偏磨機理探討及配套工藝技術(shù)[J] ．鉆采工藝, 2004, 27 (4) ： 534- 536．

[6] 劉春花．抽油桿偏磨機理及防偏磨對策研究 [J] ．鉆采工藝, 2005, 24 (3) ： 74- 75．