李 浩， 陳召英

(1.山西藍焰煤層氣集團有限責(zé)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(shù)主要有氣舉、有桿泵排水采氣技術(shù)、螺桿泵排水采氣技術(shù)、電潛泵排水采氣技術(shù)、射流泵排水采氣技術(shù)等，各工藝的適用性及發(fā)展趨勢簡介如下。

氣舉排水采氣工藝結(jié)構(gòu)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(fù)雜井型，缺點是系統(tǒng)效率較低，工藝成本相對較高。適用于煤粉多、產(chǎn)液量大的初期排采階段。

有桿泵排水采氣工藝發(fā)展時間最長，技術(shù)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(chǎn)階段出液量不同，有桿抽油泵系統(tǒng)不能滿足地層出液量的急劇變化，容易造成排采制度調(diào)整不及時，影響煤層氣產(chǎn)能發(fā)揮。

螺桿泵排水采氣工藝設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單、體積小、受氣體及固體顆粒影響小，系統(tǒng)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(zhuǎn)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(guān)，排采后期效率明顯降低，地面設(shè)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(nèi)煤層氣直井一般采用油管排水，環(huán)空采氣的有桿泵方法開采。該工藝普遍存在井口漏氣現(xiàn)象，煤層氣井井口漏氣不僅給正常生產(chǎn)帶來安全隱患，造成氣井供氣量的普遍下降，而且對環(huán)境不利。為有效遏制煤層氣井口氣泄漏，提高氣井產(chǎn)量，研究探索改變現(xiàn)有的常規(guī)排采工藝，嘗試油管產(chǎn)水產(chǎn)氣地面再對水氣進行分離的排采工藝。

1 井口漏氣現(xiàn)場調(diào)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(qū)、西山礦區(qū)和陽泉礦區(qū)進行了調(diào)研。

經(jīng)現(xiàn)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(xiàn)場測試表明，單井漏氣量達到80 m3/d～200 m3/d不等，現(xiàn)場調(diào)研表明，漏氣量隨井口壓力呈正相關(guān)。

1.2 漏氣原因分析

首先探索排水口漏氣的原因。穩(wěn)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(huán)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(huán)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(chǎn)出液進入排水管線，產(chǎn)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(fù)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(xiàn)象時有出現(xiàn)，長期作用下影響井口密封。經(jīng)過現(xiàn)場調(diào)研發(fā)現(xiàn)，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(dǎo)致抽油機負荷增大，導(dǎo)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(chǎn)氣量下降。

2 油管產(chǎn)水產(chǎn)氣排采工藝方案設(shè)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(shè)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(diào)整井口、油桿與驢頭的相對位置，最大限度避免偏磨現(xiàn)象。

2.2 調(diào)整產(chǎn)氣系統(tǒng)

改變油管產(chǎn)水，套管產(chǎn)氣的現(xiàn)有排采工藝，調(diào)整為油管產(chǎn)水、產(chǎn)氣，套管監(jiān)控的排采系統(tǒng)(見圖2)。優(yōu)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(dāng)于一級增壓)。

圖2 油管產(chǎn)水產(chǎn)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(zhì)隨返排液一同排出的效率，避免在井筒內(nèi)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(qū)塊，選擇產(chǎn)氣量較高、產(chǎn)水量較小的煤層氣井。經(jīng)現(xiàn)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(shù)測試，主要包括套壓、產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量、示功圖、沖程、沖次等基本參數(shù)的測試分析。

4 試驗井現(xiàn)場管路改造

經(jīng)測試分析，SH-101、106兩口井排采參數(shù)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(chǎn)水產(chǎn)氣工藝改造，兩個井場分別配套了智能氣水分離器和特質(zhì)光桿及液壓盤根盒及其配套設(shè)備，如第100頁圖4所示。

5 排采數(shù)據(jù)跟蹤與分析

經(jīng)過歷時3個多月的長期排采數(shù)據(jù)跟蹤監(jiān)測與分析，得出如下結(jié)論。

圖4 油管產(chǎn)水產(chǎn)氣現(xiàn)場圖片

1) 泵效方面，兩口井泵效均有不同程度提高。

2) 產(chǎn)量方面，通過現(xiàn)場檢測分析，一口井顯現(xiàn)出氣量上升的效果，氣量由原來的1 500 m3/d～1 800 m3/d，經(jīng)過改造后約3個月的排采，氣量穩(wěn)定在3 500 m3/d，產(chǎn)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(chǎn)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(jié)語

通過研究煤層氣油管產(chǎn)水產(chǎn)氣工藝，得出以下幾點認識。

圖5 SH-106排采曲線

1) 找出常規(guī)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(chǎn)水產(chǎn)氣工藝，包括管線線路優(yōu)化、氣水分離器及參數(shù)的優(yōu)選及泵型的確定是本次試驗的關(guān)鍵。

3) 由于油管產(chǎn)水產(chǎn)氣工藝與油管產(chǎn)水環(huán)空產(chǎn)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(jù)該工藝排采機理制定合理的排采方案，需要進一步總結(jié)并完善煤層氣井油管產(chǎn)水產(chǎn)氣排采工藝技術(shù)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(chǎn)水產(chǎn)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。