＊张大陆

（山西蓝焰煤层气工程研究有限责任公司 山西 048000）

我国的煤炭资源存储量非常丰富，仅次于俄罗斯和加拿大，位居世界第三，与天然气总量持平。但是，我国的大多数煤层气呈现为低饱和、低压、低渗的状态，开采难度巨大，通常需要借助水力压裂才能实现开采的目标。但在实际排采过程中，因为大部分煤储层土质松软，夹持性能比较差，所以在进行排采时，经常出现地层出砂、煤粉产出严重等情况，导致埋泵、卡泵等问题频繁发生[1]。一般情况下，直井的平均修井周期大约在3～6个月左右，频繁的维修不仅会加大排采成本，也容易对产层造成损害，最终影响到煤层气的稳定开产。因此，为了能够降低煤层气井应修井所带来的影响，可通过增加井液流量的方式，使用更加先进的工艺和设备，从而有效避免埋泵、卡泵等风险，延长煤层气井的无故障排采周期，将其煤层气的产出成本。

1.影响煤层气排采的主要因素

所谓煤层气，具体指的就是泥碳混合物在煤化作用的影响下，产生以甲烷为主要成分的气体，通过吸附的形式大量储藏在煤岩中，还有一部分煤层气以游离或溶解的状态大量储存于煤层空隙、煤层裂隙或煤层水中。对于煤层气的产生过程来说，当煤层压力降低到临界解吸压力以下时，在浓度差、压力差的双重作用下，煤层气从煤岩的表面吸附状态脱离而出，而后进入到煤层的裂隙或空隙中，按照天然气的规律生产出[2]。

结合煤层气的产生过程进行分析，在进行煤层气生产时，能否长期、有效开采的关键就是控制好整个排采过程，通过对以往实际工作经验进行分析，对煤层气井排采造成影响的因素主要有以下两个方面。

一方面，因为煤层具有低压渗透的特性，在进行煤层气开采时，需要先对煤层进行压裂改造，为气液的流通构建通道，进行压裂改造后，能够形成有效的支撑，这也是煤层气产出的关键。同时，因为一般情况下，煤层的埋藏比较浅，人工裂缝闭合压力比较低，在进行排采工程的初期，很容易造成压裂支撑剂返吐这一问题，这样也为后续的排采工作的开展带来了困难，进而影响到煤层气的生产效果，因此，在进行煤层气排采时，必须要对压裂改造后所出现的支撑剂返吐这一问题进行严格的控制[3]。

另一方面是煤层产出煤屑、煤粉这一问题，因为煤质比较脆，具有易碎、易跨的特点，在排采煤层气时，很容易产生大量的煤粉颗粒，这些颗粒也会随着水、气从通道中流出，随着不断的累积，容易导致整个煤层气产出通道堵塞，影响到煤层气的开采效果，严重的情况下，甚至直接无法生产。因此，在进行煤层气井排采时，必须控制好煤粉的产出。

2.煤层气井的各个排采阶段

根据煤层气的产生过程中，在对煤层气井进行压裂施工后，显现出煤层气需要很长一段时间的排液期。这也就表示，在进行煤层气排采时，影响排采效果的因素也会直接影响到整个煤层气排采的效果。有相关的调查研究结果表明，煤层气井排采以解吸压力作为核心节点，不同流压阶段的排采目的也有差异，通常可分为3个阶段，分别为流动压力高于煤层压力阶段、流动压力低于煤层压力但高于解吸压力阶段以及流动压力低于解吸压力阶段，不同的排采阶段对所用的工艺也有不同的需求，以下进行详细分析。

(1)流动压力高于煤层压力阶段的排采

刚开始对煤层气井进行压力时，因为需要进行压裂施工，会使大量的压裂液处于近井地带，而且在经过压裂施工后，也会产生比较大的余压，导致煤层的原始压力低于井底的流动压力。因此，在此阶段的排采过程中，主要的目的就是将压裂液排出，尽可能的减少余压效应，从而使井底的流压能够与煤层的原始压力保持在持平的状态。在该阶段内，重点就是对压力进行有效的控制，避免出现压力支撑剂返吐的问题[4]。

第一，应对放喷压裂液阶段进行有效的控制，具体来说，就是在煤层气井压力施工结束后，应先将压力扩散2h，控制油嘴的喷放速度，最好将其控制在0.5m³/h左右，但在控制过程中，应以压力支撑剂不返吐为原则，直至井口的压力降低至0MPa。

第二，应对机械排采压裂液阶段进行控制，在煤层气井放喷无法自喷后，可采用机械排采的方式排采压裂液，确保放喷量要高于排采量，密切检测液面的具体变化，而后调整参数，直至流动压力与煤层压力保持持平位置。

(2)流动压力低于煤层压力但高于解吸压力阶段的排采

在此阶段内，主要的目的就是吸取煤层产出的液量和对煤层的压力进行解吸。当煤层气井的流动压力低于煤层压力，但高于煤层气解吸压力时，应采用控制液面下降速度的方式，确定生产参数，一般情况下，需要将液面的下降速度控制在5～10m³/d以内，直至气体显现位为止。另需注意，在此阶段的排采过程中，必须要对排采工艺的参数进行严格控制，避免产出煤粉。

(3)流动压力低于解吸压力阶段的排采

在该阶段内，必须要确定合理的生产流压力，获取煤层气井的具体产量，为稳定生产期提供具体的排采参数[5]。一般情况下，此阶段内煤层气会被逐渐解吸，而后产出，因此，在这一段应对液面的下降速度进行严格的控制，通常控制在3～5m³/d，同时也要结合产量明确流压，从而为稳定生产提供基础条件。

3.选择循环补水排采方式

(1)间歇补水排采方式

对于间歇补水排采方式来说，具体指的就是利用抽油机冲次具有的调整功能，对抽油机自身原本的冲刺进行调整，从而改变实际的排水量，使进入井筒内部的煤粉能够顺利的排出地面，这也是煤层气排采中常用的一种排采工艺。

因为该工艺会受到抽油机冲次调整范围的限制，所以，实际调节抽油机冲次时，可以采用以下两种方法进行调整，第一种是对皮带轮的直径进行适当的调整，第二种是通过变频的方式进行调节[6]。相比之下，调整皮带轮的直径更为繁琐，所以，变频调整方式的应用范围更加广泛。通常情况下，变频调节的合理范围在额定频率的60%～100%之间，换句话说，只有当原始产液量能够达到煤粉排出量的60%以上的排采井，才能够采用该方法进行补水。同时，采用该方式进行补水，需要在现场建立临时水管，整体施工程序和环节比较复杂，并且开展一次排煤粉作业大约需要1d以上的时间，整体成本较高。因此，在选择该补水方式时，应结合实际情况进行合理的选择，充分的考虑到施工场地、成本等因素[7]。

(2)连续补水排采方式

为了能够弥补间歇补水排采方式中存在的各种不足和问题，有相关的研究人员通过实践与分析后，设计了连续补水工艺系统，具体见图1。

图1 连续补水工艺系统原理

该系统主要由特殊井口、补液流量控制系统、补液回路、产液流量计量系统、综合处理罐和溢出液体系统等部分组成。设计排采系统时，按照煤粉排出所需要的具体条件，合理的选择和设定泵径、抽洗机的冲次和冲程等，确保抽油机能够在设计好的冲次下完成工作。根据产液量的要求，利用上侧的溢流系统能够将经过沉淀后的井液直接排出，这样就能够实现稳定排采[8]。

(3)注入悬浮剂方式

考虑到一些煤层气井所处的地理环境大多是山区，水资源相当匮乏。于是设计了一种循环补水式的悬浮剂注入工艺，如图2所示，应用于实际。该工艺的原理主要是直接利用煤层气井油管排出的地层水，通过一定的煤粉过滤装置，储存到一立式水罐中；在达到一定的水位后，添加优选出的煤粉悬浮剂，并配置到相应的浓度，然后通过套管，以一定的流量，注入到煤层气井中。该工艺不仅合理的利用了水资源，而且直接采用地层的排采水就避免了注入外来水可能会造成的不配伍性。

图2 循环补水式悬浮剂注入工艺示意图

4.提高煤层气井派排采效果的方法

(1)完善排采工作制度

排采是煤层气井勘探的主要环节之一，首先，在放喷阶段，进行排采前，需要先进行压裂改造，所以，此阶段内，应从压裂后放喷排液开始进行控制，控制过程中应遵循避免井口喷出大量压裂砂和煤粉为原则。其次，在降液面阶段，必须要对排采的强度和降液的速度进行控制，从而保证排液速度的平稳性和连续性，使液面能够以最平稳的速度降低，避免造成排量和生产压差出现大幅度的波动，预防吐砂、吐粉等不良情况。

(2)合理选择排采设备

大多数情况下，排采井在进行工作时，需要使用电源支持，但电源通常为农用电，所以很容易出现电压不稳、短路或断电等问题，而螺杆泵作为一种容积式泵，如果一旦面临停电等问题，则会导致油管中原有的液柱流回到井内，导致井中的液面快速上涨，增加流动压力，同时也改变了煤层的应力。因此，进行排采时，应根据实际情况，合理的使用排采设备，一般建议使用抽油机，因为该设备使用单流阀，即便在出现停电问题时，也不会发生筒水倒流的问题，同时也不会造成卡粉等情况，所以通常很少出现卡泵等问题，总而言之，在选择排采设备时，合理的进行选择，基本上能够满足正常排采需求。与油井相比，煤气井对压力的要求更低，而且井下管柱更好，井比较浅，压力低于10MPa，井深大约在1000m以内。在进行煤层气井排采时，通常使用的排采设备为螺杆泵或抽油机，但因为螺杆泵在使用时需要使用到250型采油树，整体排采成本较高，而且通用性比较差，抽油机则只需要使用150型或压力更低的井口，因此，应根据实际情况，合理选择使用两种不同的排采设备，从而有效提高排采效果，提高煤层气井的排采量。

(3)选择专用井口

为了能够更好的进行排采，应对井口加以调整和改动，比如，可以使用套管短节焊接2个出口，将其作为井口大四通等，另外，通过合理的改动专用井口，如果需要更换螺杆泵为抽油机，则不需要重新选择井口，可以直接使用正反都有钢圈槽的油管挂采油树即可，不仅结构简单，而且整体设计也非常合理，生产成本低廉，维护便利，具有极强的适用性。

(4)优化排采管柱筛管的深度

煤层气井管柱底筛孔的深度会直接影响到排采的连续性，而且也会对检泵的周期产生影响。压裂结束后转排采，由于压裂后地层压力的释放及井筒降压，导致出砂、出煤粉的程度增大，容易造成卡泵，且常在出气前需要检泵清砂，所以，管柱底部的深度应保持适中，并将其放置在煤层上部，具体应放置在上部多少，则需要按照区块的产水能力、解吸压力的高低以及煤层压力等参数进行确定。

5.实例分析

2017年6月，郑庄工区ZH-054井现场准备工作完成，采用循环补水式悬浮剂注入工艺，在该井场首先安装调试循环注水返排煤屑装置，安装调试完成后，恢复煤层气井正常运行，在2个月的有效试验周期内累计向井内注水30m3，井内排出水76m3，截止目前井口套压0.32MPa，日产气量576m3，试验过程中未出现煤粉卡泵现象。该循环注水返排煤屑装置通过回储水系统、注水系统、控制系统的合理衔接，大大降低煤粉卡泵几率，提高泵效，解决由于地层供液不足导致的抽油泵排采不连续问题，能够确保气井排采连续性及稳产，另外，该装置采用全自动化运行，操作简单，节省人力资源；设备质量可靠，使用寿命长；系统运行实现远程测控，管理方便。

6.结束语

综上所述，在对煤层气进行开采时，排采工艺的实施效果会直接影响到煤层气的开采质量，所以，必须要重点关注排采工程，采用循环补水方式更好的完成排采工作。相比之下，连续补水方式能够有效弥补间歇式补水方式中存在的问题和不足之处。因此，应根据井筒煤粉的排出条件，合理的选择和设定抽油机的泵径、冲次和冲程，避免发生埋泵、卡泵等故障，在降低开采成本的基础上，实现稳定、持续的排采，进一步提高煤层气的开采质量与产量。