延川南區塊煤層氣排采工藝技術現狀及建議

張宏錄

(華東石油局工程院,江蘇 210031)

1 前言

延川南區塊內共發育11層煤,其中石炭系上統太原組和二疊系下統山西組為主要含煤地層。山西組2#煤層和太原組10#煤層為本區塊的主要可采煤層,全區穩定分布。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井煤層氣井現場取心情況看,2#和10#煤層為原生結構塊狀碎裂煤。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%。對煤層進行了注入/壓降測試,測試結果顯示,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。

截止2011年8月,華東分公司延川南區塊煤層氣共有排采井35口,開井35口。其中：螺桿泵排采井2口,電潛泵排采井1口,管式泵排采32口。從現場排采效果看,管式泵排采效果較好,排采井平均免修期已達245天,自2010年12月投產至今,沒有發生卡泵現象。而螺桿泵排采井因煤粉和砂子從煤層中析出,造成頻繁卡泵,共發生檢泵16井次,最短檢泵周期只有78天。其中,影響最嚴重的排采井為延1井、延2井,從2010年5月～2011年6月兩井均發生4次檢泵作業。在前期的參數井及延1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螺桿泵頻繁卡泵,檢泵周期短,無法實現煤層氣的連續性排采;二是因井斜角大造成桿管偏磨嚴重;三是排采井產液量大,前期所造排采設備不能滿足提液的需要。

針對延川南區塊煤層氣排采井因煤粉從煤層中析出至井筒所造成的螺桿泵頻繁卡泵及桿管嚴重偏磨的現狀,通過對目前延川南區塊煤層氣排采井排采工藝現狀進行分析,找出排采工藝中存在的主要問題,提出相應的技術對策,將對提高延川南區塊煤層氣整體開發水平具有一定的指導意義。

2 延川南區塊煤層氣排采舉升工藝技術現狀及分析

延川南區塊油層深度為876～1315m,主要采用螺桿泵排采工藝管柱和管式泵排采工藝管柱。其中：應用螺桿泵排采工藝管柱的有6口井,螺桿泵型號為G LB350-CBM-11。應用管式泵排采工藝管柱有32口井,泵徑為φ38～φ56mm。

2.1 螺桿泵排采工藝技術現狀及分析

2.1.1 工藝特點

(1)排水量調節范圍大;

(2)攜帶固體顆粒的能力強,幾乎不會受氣鎖的影響;

(3)井口設備少,占地面積小,無視覺污染;

(4)安裝成本低,只是有桿泵的70%左右。

2.1.2 技術組成

螺桿泵生產管柱主要由螺桿泵、氣錨、壓力計和絲堵組成。見圖1。

圖1 延1井螺桿泵井生產管柱

2.1.3 螺桿泵排采適應性分析

截止2011年6月,延川南區塊共應用螺桿泵排采舉升6口井。排采井平均檢泵周期116天,最短檢泵周期78天。自2010年8月投產至2011年6月,共進行了檢泵作業16次,其中作業3次的有延1、延6、延7井。具體作業原因見表1。

表1 延川南排采井作業原因統計表

從表1的統計結果可以看出,煤粉或砂卡引起的檢泵作業占主導因素,原因是由于螺桿泵排采井的排液量低,進入井筒的煤粉、砂、泥不能被液體有效的帶出地面所致;其次,螺桿泵的質量本身有一定的缺陷,主要表現在螺桿泵定子的膠皮脫落、老化;其三,從煤層中析出的煤粉粘在定子上,增加了轉子轉動的阻力,最終造成抽油桿旋轉不動、遇卡、斷脫;其四,延川南螺桿泵排采管柱前期設計為螺桿泵、氣錨、壓力計和絲堵組成,見圖1。管柱組成中沒有設計篩管組合,若支撐劑反吐,極易發生砂卡。

延1井于2010年4月11日下螺桿泵投產,2010年5月14日第一次檢泵作業。作業原因是抽油桿遇卡,最大解卡載荷15t,撈出砂量約190L;2010年7月3日第二次檢泵作業,作業原因是單流閥到絲堵之間填滿壓裂砂,堵塞出液通道,作業時撈出砂量約250L;2010年11月19日第三次檢泵作業,作業時發現泵筒內有破碎橡膠皮,撈出砂量約30L。具體作業原因見表2。

表2 延1井作業原因統計表

2.2 管式泵排采工藝技術

2.2.1 工藝特點

(1)能適應各種井深及排水量的需要;

(2)幾乎不需要日常維護及保養;

(3)磨損或損壞之后易于修復。

2.2.2 技術組成

管式泵生產管柱主要由防砂管式泵、氣錨、篩管和絲堵組成。見圖2。

圖2 防砂管式泵生產管柱

2.2.3 現場應用情況

延川南共有管式泵排采井32口井。自2010年12月投產至今,沒有發生泵卡等原因造成作業現象,至目前為止,排采井平均免修期已達245天。單井應用情況見表3。

2.2.4 桿管偏磨狀況分析

延川南區塊排采井因井斜角大,桿管均有不同程度的偏磨 (以延1-22-14井為例說明)。

(1)桿柱組成

該井桿柱組合：活塞 (1.55m)+φ19mm拉桿1根+φ19mm抽油桿61根+φ22mm抽油桿65根+φ28mm光桿 (φ19mm抽油桿每根加卡式扶正器兩個,共計122個,φ22mm抽油桿每兩根加自旋式扶正器一個。

表3 延川南管式泵應用狀況統計表

該井管柱組合：絲堵+φ73mm加厚油管2根+篩管 (3.70m)+φ73mm加厚油管2根+雙工短節+單流閥 (0.18m)+CY B56-6.6-1.2(X1)型斜井泵 (6.76m)+φ73mm加厚油管77根+變絲+回音標 (0.89m)+變絲接箍+φ73mm加厚油管32根+油管掛。

(2)桿管偏磨狀況分析

延1-22-14井煤層段1040.2～1046.3m,直井段為0～319m,造斜段為339-599m,造斜段井斜角為 4.22°～29.39°,穩斜段為 619～1159m,穩斜段井斜角為 29.06°～29.60°,最大井斜角為30.08°(939m)。該井2010年12月份下泵生產,泵徑φ38mm,泵深1033.58m,沖程2.1m,沖次3次/分,日產水8.31m3,2011年4月份換泵生產,泵徑 44mm,沖程 2.1m,沖次 6次/分,日產水23.85m3,2011年5月份沖次調至7.5次/分,日產水32.9m3。

該井桿管發生了嚴重偏磨,4個月抽油桿接箍偏磨量為1.8～2mm。主要原因有兩個方面：一是井斜角大 (最大井斜角為30.08°);二是沖程低,沖次高。該井最大沖次7.5次/分,大大加快了桿管發生嚴重偏磨的速率。

3 延川南區塊煤層氣排采工藝技術建議

根據前期延1參數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。

3.1 防煤粉技術

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

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

(3)泵深度多在儲層中部,篩管深度在煤層底界以下10m左右;

(4)四是預留足夠的沉砂口袋 (50～60m);

(5)為了防止煤粉及砂子卡泵,篩管孔眼直徑設計為80～100目。

3.2 防偏磨技術

目前,延川南工區生產井以定向井為主,井斜在20°～30°之間,排采過程中會產生油管、抽油桿的磨損,特別是抽油桿接箍磨損更嚴重,另外井斜使井口的防噴盒不能密封,造成流體滲漏,井斜造成磨阻增大,使抽油機功率不能正常發揮,建議在井斜度較大的井段采用高強度的防偏磨接箍,同時加扶正器的方式減少井斜對管柱造成的偏磨,個別井斜度較大的井可在此基礎上使用斜井泵,延長檢泵周期。具體措施如下：

(1)考慮技術成本、可靠性、方便性等綜合因素,推薦扶正類防偏磨技術作為主要的防偏磨措施;

(2)采用防偏磨軟件進行輔助設計——根據每口井的深度、井斜、方位角,以實際泵深為基準,計算出扶正器的深度,為合理配置防磨器及扶正器提供理論依據;

(3)采用長沖程加慢沖次的生產模式,減輕桿管慣性載荷影響。

4 結論

(1)通過對前期延川南工區排采舉升工藝適應性分析可以看出,螺桿泵因煤粉堵塞、定子的膠皮脫落等問題造成檢泵周期短,不能完全適應延川南低產液井排采工藝的需要;相比而言,常規管式泵排采工藝在延川南區塊的排采應用中沒發生檢泵作業現象,具有更好的適應性;

(2)延川南工區生產井以定向井為主,井斜在20°～30°之間,排采過程中會產生油管、抽油桿的磨損,因此,在進行排采井的桿管設計時應優先應用技術成熟的防偏磨工藝,從而延長排采井的檢泵周期。

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