柳林地区煤层气排采工艺技术初探

2012-10-21莫日和郭本广孟尚志赵军

中国煤层气 2012年4期

关键词：产水量柳林螺杆泵

莫日和郭本广孟尚志赵军

(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

柳林地区煤层气排采工艺技术初探

莫日和郭本广孟尚志赵军

(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

本文从柳林地区地质及储层特征等技术层面上进行分析，采用数值模拟的方法，根据柳林地区不同地点不同的地质特性，设计了对应的排采设备及排采方案，尝试并使用了电潜泵、螺杆泵，游梁泵三种不同类型的泵，首次在该区试验采用丛式井组的煤层气生产方式，使该区的煤层气生产取得了历史上的突破，水平井产量超过了15000m3/d，直井最高产气量达到1800m3/d，应用情况表明，该排采工艺技术能较好地满足柳林地区煤层气井排采的需要，为该区大规模开采煤层气积累了宝贵经验。

柳林地区排采技术排采效果应用

［HJ］Abstract:The paper analyses the characteristics of geology and reservoir in Liulin area from technical point of view．Based on different geological characteristics at different points in Liulin area，the authors have designed corresponding equipment and proposal for dewatering and production using numerical simulation method．Three different types of pumps have been tried，and used i．e．electric submersible pump，screw pump and beam pump．For the first time，the production method for cluster－type well grouping was tried in this area，and made a breakthrough in the history of CBM production．The daily production of the horizontal well exceeded 15，000m3，the highest production of a vertical well being 1，800m3/d．The results indicated that this technology can satisfy the need of gas production in Liulin area，and that it provided precious experiences for large scale gas production in this area．

Keywords:Liulin district;dewatering＆production technology;recovery effect;application

1 前言

对煤层气进行开采可以为工业和民用提供重要能源;同时也可以减少煤矿开采时的瓦斯爆炸事故。排采的好坏往往决定着煤层气产量的大小，是保障煤层气井连续稳定经济排采的重要因素，煤层气井的排采对于煤层气的高效开发具有重要意义。煤层的渗透率比普通油气藏要低很多，如果排采制度选择不当，很容易给煤层造成伤害，使压裂裂缝闭合，严重时还会导致气井不出气。

鄂尔多斯盆地东缘柳林示范区煤层气资源蕴含量大，煤层物性较好，针对其开展排采制度及设备的研究，形成一整套的烟煤储层排采制度与设备选型规范，是保障煤层气井连续稳定经济排采的前提，对整个柳林示范区形成商业化开采规模很有意义，同时针对该区块的研究对于我国中阶煤煤层气的开发也有很重要的意义。

2 地质概述

2.1 含煤地层与煤层

本区块内发育煤层14层，其中山西组5层，自上而下编号为1、2、3、4(3+4)、5号煤层;太原组9层，自上而下编号为6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11号。其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层，太原组的8+9、10号煤为主力煤层。(3+4)号煤层煤层厚度0.04～6.05m，平均为2.81m，埋深450～730m。全区发育。煤层结构简单，局部含1～3层炭质泥岩或泥岩夹矸，夹矸单层厚度为0.05～0.50m。5号煤煤层层位较稳定，煤厚0～5.04m，平均厚为2.70m，埋深500～750。8+9号煤煤层厚度为0.79～10.30m，平均厚度为5.11m，埋深640～1000m，全区稳定。

2.2 煤层吸附特征

该区块内煤层变质程度较高，吸附能力较强。据区块内煤层气井山西组3+4号煤层的朗格缪尔体积为18.34～22.45m3/t，平均20.70m3/t，朗格缪尔压力为1.49～3.52MPa，平均2.27MPa;5号煤层的朗格缪尔体积为13.14～23.21m3/t，平均19.65m3/t，朗格缪尔压力为1.73～2.64MPa，平均2.36MPa;8+9(8+9+10)号煤层的朗格缪尔体积为16.10～25.54m3/t，平均22.48m3/t，朗格缪尔压力为1.27～3.18MPa，平均1.96MPa。平均朗格缪尔体积20.94m3/t，朗格缪尔压力2.2MPa。

2.3 含气饱和度

柳林示范点内煤的兰氏体积(最大吸附量)为18.34～24.43m3/t，平均为21.38m3/t。测试结果表明，煤储层的吸附能力是比较强的。煤层含气饱和度一般为60.22%～75.10%，平均为66.73%。柳林示范点的煤储层大部分处于欠饱和状态。

2.4 渗透率

山西组4(3+4)号煤层的渗透率在0.011～2.80md之间，5号煤层的渗透率在0.06～2.26md之间;太原组8+9+10号煤层的渗透率在0.005～24.80md之间。平均渗透率为3.93md。可见该区块煤层的渗透率相对较高，且变化范围较大，随煤变质程度及埋深的变化相关系不明显，各向异性及非均质性显著。

2.5 储层压力

该区块4(3+4)号煤层的储层压力为2.58～8.33MPa，平均为5.79MPa，压力梯度为0.46～1.12MPa/100m，平均为0.84MPa/100m;5号煤层的储层压力为2.92～8.41MPa，平均为6.01MPa，压力梯度为0.60～1.11MPa/100m，平均为0.83MPa/100m;8+9(8+9+10)号煤层的储层压力为3.31～7.46MPa，平均为6.47MPa，压力梯度为0.53～1.174MPa/100m，平均为0.85MPa/100m。可见该区块内储层压力较大，压力梯度一般小于静水压力梯度(0.98MPa/100m)，为低压异常状态。

2.6 区域水文地质条件

区域主要含水层有奥陶系及石炭系灰岩岩溶、裂缝含水层;二叠、三叠系砂岩裂缝含水层;第三、第四系砂砾石(岩)孔隙含水层。

奥陶系中下统的石灰岩、泥灰岩、白云岩厚度为400～600m。主要出露于煤田外围。奥陶系为浅海相沉积层，其中以上马家沟组岩溶发育程度最高，富水性最强，峰峰组次之，下马家沟组较弱。下统冶里组、亮甲山组一般岩溶裂隙不发育，富水性弱，但局部破碎带岩溶发育，富水性强。本层含丰富岩溶水，是区域性主要含水层。水型主要有NaHCO3和NaCL型。该含水层上覆有较发育的泥页岩、铝土岩隔水层，离煤层距离较大，因此对煤层的影响较小。

石炭系上统太原组灰岩岩溶、裂隙含水层由5层灰岩组成，总厚度约20m左右，出露范围小，岩溶、裂隙一般不太发育，岩溶以溶隙、小溶孔为主，且多被方解石充填，富水性较弱;区块东缘浅埋区一带，岩溶发育，呈峰窝状，连通性好，接受补给容易，富水性较强。由于岩溶裂隙发育的不均一性，富水性在不同地点差别较大。水位标高在789.31～814.74m之间，水型多为NaHCO3和NaCL型，矿化度为1190～3210mg/L。

2.7 煤层含水性

柳林试验区煤层水来源受区域水文地质条件制约，主要有地表水和含水层水，断层水不发育。地表水源主要是三川河流水，在试验区东部上游区域，河水向煤系注入或渗透，对煤层水起到一定补给作用。区域含水层是试验区煤层水的主要来源，它的强弱决定了煤层水的大小。柳林地区生产井产水量变化很大，北部区块产水量很大，而南部区块产水量很小，大体上是北高南低，东高西低，与构造走向基本一致。南部地区煤层顶、底板皆为泥质岩，供水性差，渗透到煤层中的水极少。

3 排采设备选型

根据柳林地区煤层气特点，排采方式优选思路主要考虑以下三点:一是尽可能降低井底流压以便充分降低储层压力;二是考虑泵受气体影响等因素;三是确定煤层的供液能力。

设备选用的方法是在生产工作制度中，选择多种排采方式，例如:区块南部低产水量或后期产水量较小的煤层气井，选用工作制度便于调整、液面比较好控制的变速调控抽油机、数控抽油机等。而在北部区域，煤层气井产水量大供液能力强(通常日产水量大于100m3)，前期考虑以排水为主，选择大泵来加强排水降压，通常采用螺杆泵、大直径游梁泵及电潜泵。

3.1 游梁泵

游梁泵(抽油机)生产较稳定，检泵周期长，技术、管理都比较成熟。但排量不能过高，且需考虑气体的影响因素。柳林南部杨家峪地区储层供水不足，产水量少，适合采用的就是游梁泵排采工艺，连续生产6个多月，目前泵况仍然良好。在国内众多煤层气勘探开发作业中，常用的排采作业方式是游梁泵排水采气工艺，应用效果非常好。在该区南部采用5型抽油机，能充分满足生产需要。

3.2 螺杆泵

螺杆泵主要由地面驱动装置和井下泵所组成。螺杆泵的优点是气体、煤粉、压裂砂对螺杆泵的影响相对较小，和游梁泵比较，螺杆泵成本低、安装简单、占地面积小，螺杆泵在生产时一般将吸入口下到煤层以下，这样可以使油管中尽量只产水少产气。它的缺点是投产初期，如地层煤粉过多会使螺杆泵卡死而造成抽油杆拧断，而且当扭矩较大时容易发生井下事故，检泵周期一般比较短。日产水量60m3/d以下，使用GLB60023型即可，如果日产水量接近150m3/d，用GLB90018型泵效果较好，如果超过150m3/d，就应该选用GLB120023的泵。

柳林北部地区产水量一般在50～200m3/d，因此在北部普遍采用螺杆泵，使用证明螺杆泵很好地完成排水采气任务。

图1 螺杆泵井下管柱结构

3.3 电潜泵

当产量超过200m3/d可以考虑使用电潜泵，选择型号是具体看排量以及下泵深度，另外在大斜度的定向井中使用电潜泵可有效防止油管、油杆偏磨引起的油管事故。目前用到的电潜泵有QYB98200/700、GQYB1M01220/700、QYB98300/700N8三种。在北部区域，个别直井及水平井产水量较大，我们选用了电潜泵，在水平井中使用排液量达300m3/d，较好地完成了排水降压的需要。

4 井下管柱及工具选择

(1)油管、油杆的选择，要满足载荷的需要，在北部产水量大的井中适用 φ89mm的油管、φ22mm或φ25mm的油杆(图1)，在南部则适用φ73mm的油管和φ22mm抽油杆(图2)。

(2)泵径的选择:要尽量满足排液时最大产液量的要求且泵径还不能选择过大，因为泵径越大则悬点载荷越大，对抽油杆及整个排采系统要求更高。柳林南部一般选用φ38mm管式组合泵，冲程选用2.1m，冲次1.5～6次/min，可以满足该区排量小于10m3/d施工的要求。

图2 游梁泵井下管柱结构

5 排采制度的选择

合理的排采速度是煤层气高产的保障。如果排采速率过大，液面下降速度过快会使有潜力的煤层气井排采半径缩短、发生速敏效应、支撑剂颗粒镶嵌煤层、裂缝闭合现象来临较快、渗透率迅速降低，进而造成单井产气量低。如果排采速度过小，经济上又不能达到要求。我们借助ECLIPSE建立的模型，充分考虑压敏效应、速敏效应的影响。

通过模拟结果可知，随着降液速度的增加，峰值产量以及累计产量逐渐增加，最后趋于平缓。推荐3、4、5层采用每天降液面6m的速度，计算出来的结果符合杨家峪地区实际降液5～10m的情况。

6 煤层气排采工艺技术的应用

6.1 防气措施

将泵放置到煤层以下。排水泵以下安装沉降式气锚或者螺旋式气锚。

6.2 防煤粉措施

泵以下安装绕丝筛管、沉砂管、“小泵慢抽”、“间歇式排采”时使用防砂卡泵(实心柱塞泵)。

6.3 排采方案

满足生产井排采技术要求，随井的动态变化作相应调整，初期采用定压排采，生产中定产排采。

①将泵、计量流程调试至正常工作状态，排采尽量保持连续性。

②确定解吸压力，根据解吸压力将排液分为三个阶段:

初期排液阶段:开始排采，当液面降至解吸压力点以上200m左右时，主要是排水降液，降液速度可控制在不大于15m/天，此阶段大约需要1～2个月。

稳定排液阶段:解吸压力点以上200m至煤层以上100m，此阶段可进一步降低排液速度，控制在每天5～10m，此阶段大约需要2个月。

稳定生产阶段:煤层以上100m至煤层，此为稳定生产阶段，保证抽油机等设备平稳运行，液面稳定，以保障平稳连续产气。

6.4 丛式井组试验

图3 丛式井组井眼轨迹

丛式井是在同一井场，钻探多个井眼的油气开发技术，已经在油田得到了广泛的应用，其优点是节约用地和钻前工程投资，便于生产管理。针对柳林煤层气气探区地面多为高山林地及良田熟土的特点，我们在反复论证、试点、总结和不断完善基础上，大力应用大斜度井、水平井等井筒技术，试验推广应用丛式井组。应用丛式井的井组同场部署5口井(图3)，每个井组修建一套废水池和清污分流系统，有效保护了耕地面积，有力推动公司向集约型、清洁型、节约型发展，全面提高投资综合效益。

丛式井组的排采设备选用与普通直井基本相同，但不同于油井产出液为原油可以润滑管柱，煤层气井产出液为水，因此要考虑有效防止管柱磨损，这就要求在管柱设计上做一些改进，我们在造斜点以上每根油杆上安装尼龙扶正器一只，造斜点以下每根油杆安装滚轮式扶正器一只，这样就达到了很好的防止磨损的作用;当井斜不太大时，选用游梁泵或螺杆泵，如果井斜大于40°，就考虑选用电潜泵。在我们的井组中，4口井选用游梁泵，1口井选用螺杆泵。试验表明，选用的排采设备很好地完成了经久耐用和排水降压的目的。