祁东井田W型煤层气井排采特征及排采工艺优化研究

丁聪聪，苏 生，方晓蕾，曹 明，王 成，方佳伟

（1.中煤科工西安研究院（集团）有限公司，陕西西安 710077；2.安徽恒源煤电股份有限公司祁东煤矿，安徽宿州 234114）

0 引言

煤层气作为一种清洁优质的非常规天然气，长期以来因其与煤伴生、共生的特点，对煤矿的安全生产造成重大影响［1-2］。实践证明地面煤层气预抽是治理矿井瓦斯灾害的有效途径，在有效降低煤层含气量、降低采煤安全事故率的同时，通过将煤层气集输利用是对常规天然气的有效补充。与国外煤层气产业发达国家相比我国对煤层气的开发利用起步较晚，含煤盆地构造复杂，煤层气总体呈低压、低渗、低产的特点［3-6］，这使得煤层气排采技术充满了困难和挑战，因而不断加强煤层气排采技术改进和设备升级具有重要意义。

研究区祁东井田煤层瓦斯含量6.2～12.0 m3/t，井下抽采瓦斯成本大，周期长，该井田之前采用直井进行地面煤层气抽采，效果不佳，此次地面煤层气抽采采用的W 型水平井组是在该井田的首次尝试，采用螺杆泵进行控压排采，经过近三年的排采已累计产气222×104m3，取得了良好的产气效果。

1 煤层气基本地质背景

1.1 构造及煤层赋存特征

淮北矿区位于华北板块东南缘，安徽省北部，位于近东西向的丰沛隆起和蚌埠隆起之间，东部以郯庐断裂带为界，西部与河淮沉降区相接［7］。矿区构造及其演化受控于南部的蚌埠隆起，东北部的徐宿弧形构造和东部的郯庐断裂带［8］。祁东井田位于淮北矿区宿南向斜的东南端，西寺坡逆冲断裂的西南部，地层走向近东西向，向北倾斜［9］。

祁东井田发育有石炭系、二叠系含煤地层，共含10个煤层组，含煤30余层。其中32、61、71、82、9煤等5 层为主采煤层，71煤为井田的主采煤层之一，也是本研究的目的煤层，该煤层厚1.05～2.72 m，平均1.22 m，埋深650～950 m，全区稳定。

1.2 水文地质特征

研究区内绝大部分被新生界松散层所覆盖。区内发育4 套含水层组和2 套隔水层组［10-11］。其中二叠系隔水层为泥岩和粉砂岩，砂岩为含水层，各含水层之间均有有效隔水层阻隔。目的煤层71煤的老顶为砂岩含水层，该含水层砂岩裂隙不发育，含水性弱。煤系下伏灰岩含水层组虽然岩溶裂隙发育，富水性强，但距71煤较远，在正常情况下不会和71煤产生水力联系。

1.3 煤储层开发特征

祁东井田气含量分析数据显示，71煤气含量为4.91～9.99 m3/t，平均7.05 m3/t，甲烷浓度89.57%～99.15%，平均97.27%。含气饱和度为62.23%～73.59%，平均67.91%，具有良好的产气潜力。等温吸附实验结果显示，空气干燥基最大吸附气量10.75～11.29 m3/t，平均11.02 m3/t，兰式压力为2.01～2.20 MPa，平均2.11 MPa，实验结果表明71煤的吸附能力较强，等温吸附曲线见图1。注入/压降试井测得该煤层渗透率为0.15～0.68 mD，渗透性一般。但经过顶板井分段射孔压裂技术进行储层改造后有效地提高了孔渗性。

图1 QD01-V井71煤等温吸附曲线Figure 1 Isothermal adsorption curve of 71 coal in QD01-V well

2 排采设备优选与管柱设计

2.1 排采设备优选

随着煤层气井勘探开发技术的不断进步，已发展形成了多类型、多型号的各式排采设备用于煤层气排采，不同的排采设备特点和适应性存在明显差别，设备适应性对比见表1。

表1 主要煤层气排采设备适应性对比（据参考文献［12］修改）Table 1 Comparison of adaptability of main CBM drainage equipment（modified from reference［12］）

祁东井田煤层碎软，以往地面煤层气开发过程中出煤粉现象严重易出现卡泵问题影响煤层气抽采效率，产气量低。螺杆泵防砂、排粉效果好，且适合于产水量较大的排采井，同时其具有地面设备结构简单、自动化水平更高、工作稳定、管理成本低和投资回收快等优势［11］。由于W 型水平井组渗流面积大，产水量会较垂直井有较大幅度增加，结合研究区目标煤层出砂、出煤粉问题，因此采用螺杆泵进行煤层气抽采作业。

在螺杆泵的选型上，螺杆的选择要尽量满足最大产液量的要求且泵排量不能选择过大，以免造成液面下降过快导致泵抽空，使泵温度升高而烧毁的现象。根据对研究区周边煤层气井的排水情况，预测研究区71煤所在地层的最大产水量为55 m3/d。螺杆泵按照泵的容积效率70%，其理论排量为60.48 m3/d 即可满足需求，因此选择GLB600-CBM-17型煤层气井用螺杆泵即可满足排采需要。

2.2 管柱结构设计

螺杆泵排采系统总体上由地面设备和井下设备组成。地面驱动设备主要有动力设备、驱动装置以及井口密封装置，井下设备有油管、抽油杆、螺杆泵和锚定工具等，QD01-V 井管柱结构见图2。在螺杆泵系统排水采气过程中，地面动力驱动装置通过抽油杆将动力传至螺杆泵，由螺杆泵举升气液混合体沿油管上升到井口后经地面的气液分离器使气体进入输气管线，废液进入输液管线，完成煤层气抽采工作。

图2 QD01-V井井下管柱结构示意Figure 2 Downhole string structure diagram of QD01-V well

1）地面驱动装置选型。地面驱动装置由电动机、驱动器和井口密封装置组成，对于GLB600-CBM-17 型螺杆泵，选择220 kW 的YLBQ22-QF 型螺杆泵地面驱动装置和与之匹配的B3-180L-4 型电动机就能够确保后期排采作业的正常运转。

2）油管、抽油杆的选型。油管是地层流体流出地面的通道，直接影响煤层气井安全、抽采效率和可持续性。根据研究区地层压力正常、产水量较大结合生产套管尺寸，同时为保障产气长期稳定，因此选用直径73 mm 的油管。根据QD01-V井煤层位置确定螺杆泵泵挂深度675 m，按转速为100 r/min，使用Φ73 mm 油管进行抽油杆柱计算校核得总扭矩为115.9 N·m。而Φ25 mm HL 级抽油杆的强度能够满足生产需要，因此抽油杆选用HL 级Φ25 mm 抽油杆。

3 排采工作制度

制定合理的工作制度不仅可以使煤层气井提高产量，而且还能有效地保护储层，减少煤粉的产出，进而可以降低固体颗粒对排采设备的磨损和破坏，降低检泵、卡泵以及损坏的风险［13］。“持续、缓慢、稳定”的排采原则能进一步提高煤层气开发效果，因此在研究区制定了精细的排采工作制度。

该排采制度分为五个阶段，即排水降压阶段、产气初期阶段、产气高峰阶段、产气相对稳定阶段和产气衰减阶段（图3）。

图3 煤层气排采曲线示意图Figure 3 Chart of CBM drainage curve

1）排水降压阶段。煤层气井投产开抽时井底流压大于储层压力，地层不供液，排采设备先以低转速抽采，逐步降低井底流压，连续监测液面下降速度，观察水质变化，逐步了解煤层的供水强度，直至产生套压，进入临界产气阶段。

2）产气初期阶段。随着动液面位置下降，煤层静液柱压力也在下降，当煤层静液柱压力下降到临界解吸压力时，煤层气开始解吸，井口出现套压，并逐渐上升，进入产气初期阶段。该阶段煤层气解吸半径相对较小，产气量较少。随着井底流压的不断下降，煤层气解吸半径也逐渐扩大，该阶段应控制井底流压缓慢下降以减少煤储层应力敏感伤害，尽可能的避免因产气过快而导致的吐砂、吐粉现象。

3）产气高峰阶段。该阶段随着井底流压进一步降低，煤层气解吸半径也进一步加大，排采进入气量快速增加阶段。该阶段应合理控制套压，尽可能地避免日气产量的过快增长，同时控制井底流压缓慢下降，保持煤层水的连续稳定外排。

4）产气相对稳定阶段。该阶段随着排采的不断进行，煤层气的产气速度和产气量均会有所下降，之后趋于稳定，套压也基本稳定，进入产气相对稳定阶段。该阶段应进行稳流压生产，避免产气尖峰的出现，当气量下降时，缓慢降低流压以保持稳产。

5）产气衰减阶段。该阶段进入排采后期，煤层气井流压处于较低值，煤层裸露，产液量较小或不产液，气产量开始减少，后保持低水平生产。在此阶段应根据产量衰减情况，逐步降低套压，尽量减少修井次数，保持连续排采，避免产量较大幅度波动。

QD01 井组排采初期以稳为主，在排水降压阶段以低转速起抽，控制井底流压日降幅小于0.03 MPa；在产气初期阶段，当煤层压力下降接近临界解析压力时，使井底流压日降幅控制在0.02 MPa 左右，平稳缓慢的降低液面，开始产气后控制井底流压日降幅小于0.01 MPa；到达产期高峰后，每天下降控制在0.005 MPa 以内，使煤层水能够连续稳定排出；达到产气相对稳定阶段后，严格将井底流压日降幅小于0.01 MPa，同时将套压控制在低位。

4 W型煤层气井排采控制及特征

4.1 排采概况

QD01 井组为W 型煤层气井，是祁东井田地面煤层气抽采的首次实践，目的煤层为71煤，平均厚度为2～3 m，井组自开抽以来已产气3 年有余，累计产气222×104m3，累计产水2.17×104m3，日最高产气量达6 126 m3，目前处于产气相对稳定阶段，现阶段日产气1 900 m3左右，日产水23 m3左右，实现了预期排采产气目标。

4.2 井底流压特征

QD01 井组井底流压自开抽以来呈阶梯式下降趋势。在排初期井底流压下降速度较快，之后经过2 个多月的控压排采，开始新一个阶段的快速压降，经过10个月的排采控制井底流压降至0.5 MPa 压降速度开始明显变缓。现阶段该井组井底流压处于该缓慢压降过程，当前压力为0.16 MPa，日井底流压变化＜0.01 MPa，井底流压曲线见图4。

图4 QD01-V井井底流压曲线Figure 4 Bottom hole flow pressure curve of QD01-V well

4.3 产水特征

QD01 型井组与国内其他地区相比产水量较高［14-16］，自抽采至今其日最高产水量为43.56 m3，排采初期其产水量迅速上升，在经过一年的排采控制后其产水量趋于平稳，日产水量控制在20～25 m3，日产水量变化控制在1 m3左右，当前产水量较为稳定，为23.12 m3，井组产水曲线见图5。

图5 QD01井组井产水曲线Figure 5 Water production curve of QD01 well group

4.4 产气特征

QD01 井组自抽采至今已累计产气222×104m3，实现预期产气目标，该井组产气初期气量上升迅速，抽采4 个月后进入产气高峰阶段。日产气3 000 m3以上累计抽采时间超过7 个月。在排采前15 个月产气速率高、产气量大，但产气持续时间短，经历两次修井作业后产气逐渐趋于稳定，呈缓慢下降趋势，日产气在2 000～3 000 m3，当前基本在1 900～2 000 m3，井组产气曲线见图6。

图6 QD01井组井产气曲线Figure 6 Gas production curve of QD01 well group

4.5 排采控制总结

从研究区QD01 井组排采情况来看，该井田产气潜力较好，产水量较高，吐砂、吐粉现象较为明显，排采控制难度较大，但经过逐步摸索其产气、产水特征已得到掌握，为进一步优化该地区的地面煤层气抽采提供了宝贵的实践经验。

5 排采设备及工艺技术优化

5.1 排采设备及管柱结构优化

QD01 井组的排采经验表明，祁东井田地面煤层气井产水量较高，抽采过程中吐煤粉明显。从两次修井情况来看，井下部分位置油管偏磨严重，甚至存在磨穿的现象，为在以后排采过程中减少发生上述问题，在螺杆泵选型上宜采用携粉能力更强的泵型，增强井底煤粉、压裂砂的排泄能力。

在管柱结构上，为防止油管锚定器失效、减少管柱偏磨，建议采用更为稳定的旋转式油管锚定器，防止管柱蠕动或变形，减少能量损失，提高螺杆泵泵效的同时增强其携砂携粉能力。同时适当增加油管扶正器和抽油杆扶正器使用数量，在井斜较大部位添加随转导向，增强井斜较大部位的抗磨损能力。

5.2 排采制度优化

排采制度贯穿了整个煤层气排采过程，对煤层气生产的影响至关重要，排采制度应坚持缓—稳—缓的控压的原则，QD01 井组排采前期压降、产水量控制存在压力释放过快，产水量不稳的问题。在今后新煤层气井抽采时应在见套压前严格控制液面下降速度，在见套压前尽可能地排出压裂液量，减少煤层的压敏效应、降低人工裂缝闭合程度，保证改造后的煤层渗透率，减少前期吐粉、吐砂量。

见套压后应保持低套压生产原则，使煤层经历充足的降压稳压时间，缓慢扩大煤层解吸面积。在煤层将要解吸时，井底流压和产水量会存在波动较大，排采控制难度加大，此时应持续观察套压变化和产水性质的变化，精准调控，降低井底压力波动，待解吸后采取边降边稳的方式，使煤层解吸面积充分扩大，增加产气面积，保证产气量。

5.3 防砂、防煤粉措施与建议

煤层气井吐粉、吐砂会对煤储层造成伤害、降低煤储层渗透率，当吐粉、吐砂现象严重时还会造成停机、烧泵，使排采中断，对煤层气生产造成严重影响。祁东井田煤层较为碎软，经增产改造后容易产生大量煤粉，排采实践证明吐粉、吐砂问题明显。为降低吐粉、吐砂情况出现的几率，提出以下措施建议：

1）控制排采速率、减少压力激动，保证排采的连续性，稳定连续性排采是控制和减少煤粉产生的有力手段，日常产生的少量煤粉能通过井下管柱系统持续稳定的到达地面，减少煤粉积累降低泵效，造成卡泵停机。

2）将螺杆泵放置于煤层以上，筛管位于煤层以下18 m，井底留下充足的沉砂口袋，减少进入油管的煤粉含量，减轻螺杆泵携粉负担。

3）改进压裂工艺，当前煤储层孔渗改造主要通过压裂技术，碎软煤层在压裂施工过程中更易产生煤粉，因此研发更为有效的支撑剂防吐施工工艺来减少煤粉产生，从源头上降低吐砂、吐粉量。

4）优化电力供应，排采井场设置备用发电机，在电力供应出现问题时，能及时重新供电，减少因电力问题导致的停机，保障排采的连续性。

6 结语

1）祁东井田地面煤层气W 型井组的初步抽采实践表明，该地区煤层气含量较高，产气潜力良好，构造较为简单，适宜进一步的煤层气开发。

2）针对W 型井组结构特点和祁东井田煤储层特征选用螺杆泵进行煤层气排采作业，有利于排粉、排砂，增强排采作业的持续稳定性。

3）在祁东井田通过制定多段式分级排采制度，实时控制排采强度，已产气222×104m3，有效降低了煤层瓦斯压力。

4）通过近三年的排采实践，对存在的煤粉含量大、管柱偏磨等问题提出了进一步的优化措施，为该井田下一步地面煤层气抽采提供了数据支撑和建议。