韩城PSC区块煤层气排采工艺应用及效果分析

涂志民 李 鹏 孟思源

(中石油煤层气有限责任公司韩城联合项目部， 陕西 715400)

韩城PSC区块煤层气排采工艺应用及效果分析

涂志民 李 鹏 孟思源

(中石油煤层气有限责任公司韩城联合项目部， 陕西 715400)

通过分析韩城PSC区块检泵作业原因，总结其主要影响因素，针对性的应用了柱塞泵回注水排采工艺、内衬油管工艺以及阴极保护油管防腐工艺。现场应用实践表明上述几种排采工艺有效延长了该区检泵周期，促进了该区煤层气排采生产，对推动该区块煤层气勘探开发进程具有重要意义。

韩城PSC区块 检泵原因 柱塞泵排采 内衬油管 阴极保护器

1 概况

韩城PSC区块位于鄂尔多斯盆地东南缘韩城地区，总面积364.6km2，其中南区块131.3km2，北区块234.3km2。南区块目的煤层为5号和11号煤层，单煤层厚度一般3～5m；北区块目的煤层为3号和11号煤层，单煤层厚度一般2～6m。该区煤层厚度较大，煤层深度一般700～1000m范围，含气量一般9～15m3/t，总体上煤层气勘探开发条件较好。目前正处于勘探开发初期阶段，共生产井70余口。

2 排采工艺应用

南北区块因地质条件的差异性导致各生产井在排采水水质特点以及产水量方面都存在不同，从而影响了其检泵周期。南区块构造稳定，断层不发育，单井产水量较少，平均0.56m3/d，矿物度浓度较高，Cl-含量较高，基本上水型均为CaCl2型，煤粉含量较较小。该区截止目前平均检泵周期为430天。而北区块构造相对复杂，断层呈带状分布，单井产水量相对较大，平均2.1m3/d，矿物度浓度与井位所处位置有关，离断层较远处浓度较高，反之则较低，水型一般为CaCl2及NaHCO3型，且部分井排出水中H2S含量较大，煤粉含量亦较大。该区平均检泵周期较短，截止目前平均仅为175天。

南北区在排采特征方面的差异，使得两区块在检泵原因方面亦存在不同。统计2012年至目前南区块检泵原因(表1)，从表中可看出，南区块检泵主要原因分为3类，分别为煤粉引起的卡泵、固定阀失效，偏磨以及腐蚀引起的油管漏。而北区块从表2中可看出检泵原因主要有2类，分别为煤粉引起的卡泵及固定阀失效和腐蚀引起的油管漏。南北区由煤粉引起的检泵作业其本质上存在一定差异，南区主要是因日产水量较少，少量煤粉亦不能携带出泵筒及油管所引起，而北区主要是因排采水中煤粉含量较高而引起。另外，南区偏磨引起的油管漏主要是因该区检泵周期较北区长所引起。从上述分析可知韩城PSC区块影响检泵主要原因可分为3类，即煤粉引起的卡泵、固定阀失效，偏磨及腐蚀引起的油管漏。针对以上3种检泵作业原因，该区针对性的应用多种排采工艺来延长检泵周期。包括柱塞泵回注水排采工艺、内衬油管工艺以及阴极保护器油管防腐工艺。

表1 韩城PSC区块南区2012～2015年检泵原因统计表

表2 韩城PSC区块北区2012～2015年检泵原因统计表

2.1 柱塞泵回注水工艺

煤粉引起的卡泵以及固定阀煤粉堵死失效是韩城PSC区块检泵的主要原因之一，为了有效解决因排采水较少煤粉难以携带出油管及泵筒的问题，该区采用了柱塞泵注水排采工艺。该工艺能够对生产井进行定期大冲次回注水排采，通过提高冲次提高产水量洗出泵筒及油管中沉积的煤粉，减少卡泵及固定阀失效发生的可能性，从而延长检泵周期。该工艺流程由储水罐、变频控制器、柱塞泵加压装置、计量装置组成(图1)，通过与井口测试口连接，不断从油套环空注水进入泵筒，保证在大冲次排采情况下井底压力稳定。其中变频控制装置控制注入水量大小，而柱塞泵加压装置保证在排采井起套压情况下能够顺利完成注水工作。

图1 韩城PSC区块柱塞泵回注水工艺流程

2.2 内衬油管防偏磨工艺

韩城PSC区块生产井深度一般700～1000m，井斜角一般小于25°，全角变化率在稳斜段一般小于3°/25m，单纯由井深结构引起的偏磨问题较少，主要偏磨原因为抽油机在下冲程过程中和点以下抽油杆的屈曲偏磨，偏磨位置一般位于泵上400m以内，而磨漏点一般位于泵上10根油管内。并且部分井油管漏失不仅仅由偏磨引起，同时兼有腐蚀的特点。针对以上原因该区采用了高聚乙烯内衬油管工艺，一般在泵上40根油管内，视不同井偏磨情况灵活应用，既可提高防偏磨能力，亦可防油管腐蚀。

2.3 阴极保护器油管防腐工艺

韩城PSC区块煤层气井排出水水型基本上为氯化钙型，矿化度较高，一般17906.99～48212.42mg/L，平均28229.23mg/L，pH值一般6.51～6.89，呈弱酸性(表3)。另外分析了部分井气体组分，均含有CO2气体，平均含量1.22%(表4)。有上述各井分析数据可知，该区CaCl2型水矿化度总体较高，Cl-平均含量16552.71 mg/L，呈弱酸性，平均PH值6.83，且产气井中一般都含有CO2气体。因此，认为高Cl-引起的点蚀以及CO2溶于水产生的电化学腐蚀是造成油管腐蚀的主要原因。

表3 韩城PSC区块部分井排采水成分分析表

表4 韩城PSC区块部分井气体成分分析表

针对该区油管腐蚀特点，采用了牺牲阳极阴极保护方式防腐。其原理是将电位更负的金属与被保护金属连接, 使该金属的电子转移到被保护金属上, 而阳极则逐渐被消耗掉。该区采用了FF-73-YJ型阴极保护器作为牺牲阳极进行油管防腐保证装置，其金属主体由锌铝合金组成。

3 效果分析

3.1 柱塞泵回注水工艺应用实例

该区W9井台W9井于2013年8月开始应用柱塞泵回注水工艺。该井台于2010年12月投产， W9井日产水一般1m3左右，因日产水较小煤粉难以携带出油管及泵筒，极易引起卡泵。在应用该工艺前W9井共检泵作业6次，其中卡泵5次，不出液1次，平均检泵周期150天。应用该工艺后平均检泵周期延长至320天，免修期平均延长170天，取得了较好的应用效果。目前该区煤粉较大井或出水量较小井现普遍开始定期进行大冲次循环注水排采，通过大冲次排采提高油管及泵筒中流速，携带出煤粉，减少卡泵的发生。

3.2 内衬油管工艺应用实例

该区目前H1井台H1-02及H1-04井以及H8井台H8-02井应用了内衬油管工艺。应用该工艺前频繁发生油管磨漏修井情况。其中H1井台2011年7月投产，H1-02于2014年3月份开始应用该工艺，之前该井共检泵作业7次，其中6次为油管偏磨漏失修井，平均检泵周期139天。因该井偏磨较严重，泵上40根油管及抽油杆普遍发生偏磨现象，因此该井于泵上应用了40根内衬油管，目前平均检泵周期为220天，且检泵原因为砂埋吸入口所至。另外H1-D4井应用该工艺前共检泵作业4次，其中3次为油管偏磨所致，平均检泵周期175天。该井与2014年1月开始应用该工艺，该井泵上用内衬油管20根，应用后平均检泵周期281天。此外H8-02井与2012年12月投产，目前检泵作业3次，检泵原因全部为泵上第一根油管磨漏，平均检泵周期224天，后2次检泵作业间隔周期小于100天。2014年10月该井泵上应用5根内衬油管，截止目前仍未进行检泵作业(见表5)。综上所述该区3口偏磨较严重生产井应用内衬油管工艺后均取得了较好的应用效果。

表5 韩城PSC区块内衬油管工艺井检泵周期对比表

3.3 阴极保护器应用实例

该区W2井台中W2-01、W2-02及W2-03井应用了阴极保护器进行油管防腐保护。该井台与2014年11月投产，投产近3个月左右其中W2-01、W2-02及W2-03井相继进行检泵作业，其中W2-01井检泵周期67天，W2-02井检泵周期102天，W2-03井检泵周期77天。检泵原因均为泵上几根油管腐蚀穿孔，并且油管表面形成许多腐蚀形成的小凹点。后分别于泵上第1根油管以及第6根油管上各连接1个阴极保护器进行防腐治理，截止目前均未进行检泵作业(表6)，均取得了较好的应用效果。

表6 韩城PSC区块阴极保护器应用井检泵周期对比表

4 结论

(1)韩城PSC区块检泵作业原因主要分为3种类型，分别是偏磨、腐蚀以及煤粉引起的卡泵和固定凡尔失效。因南北区各井在排采特征方面的差异性，导致其检泵3种原因中占主要的因素存在不同，南区块以偏磨和煤粉引起问题为主，而北区块以腐蚀和煤粉引起的问题为主。

(2)针对韩城PSC区块检泵主要原因，应用了相应的排采工艺，包括柱塞泵回注水排采工艺、内衬油管工艺以及阴极保护器油管防腐工艺。通过上述排采工艺应用，各应用井均取得了较好的应用效果，其中柱塞泵回注水工艺使检泵周期平均延长213%，内衬油管工艺检泵周期平均延长至少143%，而阴极保护器防腐工艺平均检泵周期延长至少193%。

[1] 张宏录，谢先平，马秀敏，等. 延川南煤层气田排采井杆管防腐工艺[J]. 石油钻采工艺，2015，37(3)：110-113.

[2] 邓生辉, 孙忠杰,熊汉辉. 牺牲阳极油管保护技术在鄯善油田的研究与应用[J]. 吐哈油气，2009，14(2)：164-166.

(责任编辑 王一然)

Application and Effect Analysis of CBM Extraction Process in Hancheng PSC Blockand

TU Zhimin, LI Peng, MENG Siyuan

(Hancheng United Project Department, PetroChina Coalbed Methane Co., Ltd., Shaanxi 715400)

By analyzing pump inspection causes in Hancheng PSC Block, this paper summarizes the main influential factors, and applies plunger pump reinjection water extraction process, lining oil tube process and cathode protector anti-corrosion process. The field application shows aforesaid extraction processes can effectively prolong the pump inspection cycle, promote CBM production in this region, and play a significant role in promoting CBM exploration and development progress in this region.

Hancheng PSC Block; pump inspection causes; extraction by plunger pump; lining oil tube; cathode protector

涂志民，男，工程师，研究生学历，主要从事煤层生产管理工作。