李 浩， 陈召英

(1.山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西 晋城 048000；2.晋煤集团，山西 晋城 048000)

引 言

目前常用的排水采气工艺技术主要有气举、有杆泵排水采气技术、螺杆泵排水采气技术、电潜泵排水采气技术、射流泵排水采气技术等，各工艺的适用性及发展趋势简介如下。

气举排水采气工艺结构简单，基本不受固体颗粒影响，排液量大，适用于大斜度井等复杂井型，缺点是系统效率较低，工艺成本相对较高。适用于煤粉多、产液量大的初期排采阶段。

有杆泵排水采气工艺发展时间最长，技术比较成熟，运用最为广泛。其投资和运行成本较低，缺点是煤层在不同的生产阶段出液量不同，有杆抽油泵系统不能满足地层出液量的急剧变化，容易造成排采制度调整不及时，影响煤层气产能发挥。

螺杆泵排水采气工艺设备结构简单、体积小、受气体及固体颗粒影响小，系统效率高，缺点是定子寿命短、易磨损、对井斜度要求高。

电潜泵排水采气工艺扬程高、排量范围大、操作简单、运转周期长，适用于斜井、水平井及海上油田。缺点是成本高，一次性投入费用大，容易烧泵，气体含量高时容易引起气锁。

射流泵排水采气工艺理论排量范围大，能够抵抗出砂等因素的干扰，适用于斜井、水平井等特殊井型，耐磨抗腐蚀性高，缺点是举升效率和沉没度有关，排采后期效率明显降低，地面设备庞大、维护费用高，气水比太大也不适合水力射流泵排水采气。

目前，国内煤层气直井一般采用油管排水，环空采气的有杆泵方法开采。该工艺普遍存在井口漏气现象，煤层气井井口漏气不仅给正常生产带来安全隐患，造成气井供气量的普遍下降，而且对环境不利。为有效遏制煤层气井口气泄漏，提高气井产量，研究探索改变现有的常规排采工艺，尝试油管产水产气地面再对水气进行分离的排采工艺。

1 井口漏气现场调研及漏气原因分析

1.1 查明漏气位置

为查明煤层气井井口漏气位置及漏气量，分别在晋城矿区、西山矿区和阳泉矿区进行了调研。

经现场观察及分析投运的煤层气井漏气位置主要为两个部位。首先光杆与盘根盒的接触处由于密封不严漏气比较严重，在强光下通过肉眼可明显看出；其次排水口出水口处存在大量的煤层气溢散到空气中，遇明火可以燃烧(第99页图1)。

现场测试表明，单井漏气量达到80 m3/d～200 m3/d不等，现场调研表明，漏气量随井口压力呈正相关。

1.2 漏气原因分析

首先探索排水口漏气的原因。稳定运行的老井，液面降低直至接近泵挂位置时，从煤层中解析出来的大量煤层气先进入油套环空的水中，分成两部分排出，大部分煤层气进入油套和表套之间的环空，在油嘴的控制下通过出气管道进入到地面集输管线。另有少部分煤层气与运动的水流形成气水混合物，被泵吸入油管随产出液进入排水管线，产出液进入返排池，液体中携带的煤层气则在井口或排水口溢散。

图1 煤层气井漏气位置

其次是盘根盒漏气的原因分析。目前使用的盘根盒密封效果不佳。盘根压紧了负荷大，压松了漏气，且光杆在上下往复运动过程中，由于负荷作用很难保持运动成一条直线，偏磨现象时有出现，长期作用下影响井口密封。经过现场调研发现，大部分气井的盘根盒都没有起到密封的作用。而大部分光杆光滑度不够，常有锈迹存在。这就增加了井口盘根的磨损，同时增大了光杆与盘根之间的摩擦力，导致抽油机负荷增大，导致井口盘根进一步磨损。另外，易生锈的光杆长时间与盘根盒磨损，形成铁锈碎屑掉入井筒，造成卡泵。这不仅影响抽油机的正常运行，而且使气井产气量下降。

2 油管产水产气排采工艺方案设计

通过分析煤层气井井口漏气位置及原因，有针对性地改造原有排采设备，思路如下。

2.1 处理井口密封不严的问题

1) 使用合格的光杆，减小光杆与盘根的摩擦力，减小运行负荷。

2) 使用合格的盘根盒并正确使用，不得为减小负荷而拆掉盘根及其配件。

3) 严格精确调整井口、油杆与驴头的相对位置，最大限度避免偏磨现象。

2.2 调整产气系统

改变油管产水，套管产气的现有排采工艺，调整为油管产水、产气，套管监控的排采系统(见图2)。优点如下。

1) 能够有效回收井口漏气。

2) 管汇压力的波动不会干扰煤储层。

3) 管式泵的抽采行为可以为气体的流动提供动力(相当于一级增压)。

图2 油管产水产气工艺改造示意图

4) 在地面进行气水分离，可以多次分离，减少排出水的含气量。

5) 气水混合物同时从油管排出，增加了煤层中返排的压裂砂、煤粉等杂质随返排液一同排出的效率，避免在井筒内沉积，从而降低气井的检修率。

3 试验井井位选择

在沁水盆地某区块，选择产气量较高、产水量较小的煤层气井。经现场勘察，初步选取SH-096、SH-101和SH-106井为试验井。3口试验井方位如图3。

图3 试验井井位分布图

对3口试验井及其邻近的参照井进行排采参数测试，主要包括套压、产水量、产气量、示功图、冲程、冲次等基本参数的测试分析。

4 试验井现场管路改造

经测试分析，SH-101、106两口井排采参数较为符合选井标准，因此决定对该两口井进行改造试验。为了完成油管产水产气工艺改造，两个井场分别配套了智能气水分离器和特质光杆及液压盘根盒及其配套设备，如第100页图4所示。

5 排采数据跟踪与分析

经过历时3个多月的长期排采数据跟踪监测与分析，得出如下结论。

图4 油管产水产气现场图片

1) 泵效方面，两口井泵效均有不同程度提高。

2) 产量方面，通过现场检测分析，一口井显现出气量上升的效果，气量由原来的1 500 m3/d～1 800 m3/d，经过改造后约3个月的排采，气量稳定在3 500 m3/d，产量提升了一倍左右，如图5所示，另一口井因液面未能有效下降，产量无明显增长。

3) 密封性方面，两口试验井排水口漏气问题得到了充分解决，井口盘根盒虽然有少量气体泄漏，但泄漏量明显减少。

6 结语

通过研究煤层气油管产水产气工艺，得出以下几点认识。

图5 SH-106排采曲线

1) 找出常规排采工艺的漏气位置及漏气原因，并对症下药做出改进，为本次试验起到了目标和指引的作用。

2) 研究煤层气井油管产水产气工艺，包括管线线路优化、气水分离器及参数的优选及泵型的确定是本次试验的关键。

3) 由于油管产水产气工艺与油管产水环空产气工艺的根本性不同，不能完全照搬定压排采或定量排采、套压控制等排采制度，需要根据该工艺排采机理制定合理的排采方案，需要进一步总结并完善煤层气井油管产水产气排采工艺技术体系。

4) 选井对于试验效果的好坏也是一个重要因素，本次试验两口井中一口井水量依旧偏大，未能有效降低液面，致使试验效果打了很大折扣。

5) 油管产水产气不仅是一次排采工艺的大胆尝试，更是一种思维的变革，拓宽了排采方式选择运用的空间，也为煤层气井排采管路方面研究提供了广阔思路。