煤层气开采相关知识

煤层气开采的主要流程是-钻井、压裂、排采，排采主要采用小型磕头机，4型抽油机，或者是采用螺杆泵抽采。煤层气排采技术中最关键的三个控制是：液面控制、套压控制、煤粉控制。

摘要：近几年，随着煤层气开采越来越受到人们的重视，因此煤层气的排采提液就成了人们很关注的问题；本文将对在南川南煤层气区块进行螺杆泵排采工艺的应用及存在的问题进行分析，对造成检泵周期短的问题提出了一些改进措施。

关键词：延川南煤层气螺杆泵应用及问题

从2008年起，中石化华东石油局开始探索新能源领域，进入河东煤田南部区块（延川南区块）开展以煤层气为主的非常规油气勘探开发。河东煤田南部区块（延川南区块）煤层总厚度达16m，含气量11-23.4m?/t，含气饱和度76.5-90.8%，具有高压、高渗、高含气量、高饱和度等特征，是煤层气开发的理想区域。

结合该区域煤层储层特性在开采过程中广泛应用了螺杆泵排采工艺。

一、螺杆泵组成及工作原理：由四部分组成（如图1-1）。电控部分：包括电控箱和电缆；地面驱动部分：包括减速箱和驱动电机、井口动密封、支撑架、方卡等；井下泵部分：包括螺杆泵定子和转子；配套工具部分：包括专用井口、特殊光杆、抽油杆扶正器、油管扶正器、抽油杆防倒转装置、油管防脱装置、防抽空装置、筛管等。

螺杆泵的转子、定子副是利用摆线的多等效动点效应，在空间形成封闭腔室，并当转子和定子作相对转动时，封闭腔室能作轴向移动，使其中的液体从一端移向另一端，实现机械能和液体能的相互转化，从而实现举升作用。

二、螺杆泵应用及存在的问题

螺杆泵在该区域的应用过程中出现了一些问题，该区域内目前应用螺杆泵排采工艺的煤层气井共14口，仅仅9个月就累计修井次数高达26井次，平均每口井每年修井次数超过两次以上。主要修井原因详见表2-1。

综合分析泵堵死所占检泵比例31%，是该区域内检泵重点关注的类型；经分析造成堵泵的主要类型有两种，其中煤泥堵泵的比例最大，造成此类现象的主要原因是正常生产的中断引起的，由于正常生产中，使井内煤泥被输送至螺杆泵以上未出井口时，突然中断使煤泥沉积至泵腔内堵死，重新启动后负载过大螺杆泵不能正常运行造成检泵作业。应加强泵的有效正常运行，减少长时间的中断运行次数；以及定期对井筒进行彻底清洗等工作，可大大减少堵泵现象的发生。

其次泵的过早磨损占了检泵的比例23%；井下气液比过高及砂子对泵的磨损是造成泵严重磨损的主要原因，其中影响最大的原因的是井下气液比过高；因为螺杆泵在正常运行当中，转子部件在橡胶定子内旋转，需要通过井液对泵进行润换和冷却。由于气体起不到有效地润滑作用，所以当气液比较高的井液通过泵腔时，对泵的润滑效果降低，导致转子和定子在运行过程中摩擦生热，使定子的橡胶材料软化，最后造成了螺杆泵过早磨损。有很多因数可以造成泵腔内的气液比升高，其中包括井口环空压力高、泵抽空和井下气液分离太差等。由于井口压力直接关系到煤层气的产出，因此必须调整地面装置的配置，尽量降低井口压力保证螺杆泵在正常条件下工作。

此外泵抽空也是造成泵磨损的一个重要原因，由于螺杆泵的排量大于地层的产液能力，从而造成泵效的降低甚至是空载运行；此类问题要根据实际情况通过改变泵的型号，调整泵

螺杆泵转速，或者进行间歇抽汲等办法对泵的抽汲能力进行调整，以适应地层的产液能力。

井下气液分离太差也是影响泵腔内气液比升高的很重要原因；通过调整生产管柱结构及泵相对煤层的位置来改善。生产管柱结构可以在筛管之上增加气锚，以加强气液分离效果；以及螺杆泵吸入口相对于煤层的位置对井下气液分离有着很大的影响，试验初期阶段，将泵下到煤层气以上避免砂子所造成泵的磨损问题，这样将会影响气液分离的效果，将螺杆泵的吸入口直接下至煤层以下，气液从煤层流出后依靠自重气液首先自动分离后，气体上浮进入套管，液体进入泵腔，减少了气体进入泵筒内腔所造成的磨损。

砂子造成的磨损占泵磨损的33%，占所有检泵总量不到8%，这与螺杆泵本身性能有很大的作用，螺杆泵可以在磨损很小的情况下下去除井液中的砂子及煤粉。可以通过在压裂改造后进行大排量长时间冲洗井筒，减少井筒内的砂子及煤粉的存在。

管柱脱落在检泵工作中占15%，占有相当大的比例；因为螺杆泵的转子在定子内顺时针转动，工作负载直接表现为扭矩，转子扭矩作用在定子上，定子扭矩会使上部的正扣油管倒扣造成管柱脱扣，除此之外在出砂严重的井出现泵砂卡后抽油杆正向转动，造成管柱的相对反扭矩，也会使油管倒扣脱落；所以螺杆泵井的油管柱必须实施防脱措施。在增加油管上扣扭矩外可靠的防脱措施主要有，优化管柱结构，在螺杆泵定子下或是定子上下增加锚定工具，对螺杆泵定子进行固定，防止其相对转动造成管柱脱落；还可以使用反扣油管的方法来克服管柱脱扣的可能；另外加强管理，通过对电流表的观测来判断电机负荷状况的不稳定，以监测井下扭矩是否异常。

抽油杆断脱占到检泵量的12%；其一，负载扭矩过大停机后杆柱高速反转造成抽油杆脱扣。螺杆泵排液井一旦遇到卡泵等情况时，负载扭矩明显加大，因而整个杆柱上会产生一定量的弹性变形，一旦停机或过载停机，抽油杆的弹性变形释放，从而造成杆柱高速反转，特别是杆柱上部即在弹性变形能释放后，在惯性力的作用下，要继续反转，从而会使杆柱丝扣连接处倒扣，造成杆柱脱扣。

其二，停机后油管内液体回流杆柱反转造成抽油杆脱扣。螺杆泵停止运动时，油管内的液体通过泵腔倒流到油管环腔内，是转子和抽油杆反转。如果在反向扭矩消失之前，螺杆泵的动力恢复，就会在抽油杆作用一个瞬时扭矩，这个扭矩会大于抽油杆的额定扭矩从而造成抽油杆的断裂，避免此类现象的发生可以在螺杆泵的吸入口安装单流阀，使液体只能向上单向流动，防止停机后液体的回流，减少抽油杆因液体倒流而反转，从而达到保证抽油杆脱扣的可能。

其三，合理优化杆柱与管柱结构也是减少抽油杆断脱的有效保证。杆柱与管柱的匹配依据：根据套管尺寸，螺杆泵结构参数大小，抽油杆柱的强度，下泵深度，排量要求来确定。因为各厂家生产的螺杆泵结构参数不一样，泵转子直径不同，泵定子外径不同，所以应根据所下泵的尺寸和井况来确定杆柱和管柱，保证满足排量要求，强度要求和经济效益好的要求。表2-2给出了常规管柱、杆柱的匹配。

电缆磨断占检泵量的4%，由于螺杆泵转子离心力的作用，定子受到周期性冲击产生振动，使定子及管柱周期性的振动，将电缆磨断，为减小或消除定子及管柱的振动需要设置锚定器及扶正器。一般扶正器在定子上接头处安装较为适宜，而对于采用反扣油管的管柱，则需在定子上、下接头处分别安装扶正器。

除以上原因之外，其余15%的检泵作业是由于管杆的质量缺陷、正常磨损及计划检泵作业。

三、结论

结合该区域煤层储层特征及螺杆泵本身的性能特性，对该区域内螺杆泵排采井的失效原因分析，可以看出失效的主要原因有煤泥砂堵泵、螺杆泵的磨损、管杆断脱及管柱蠕动等。

1、煤泥、砂堵主要原因是间歇停抽及未彻底清洗井筒所造成；

2、气液比过高是造成螺杆泵磨损的主要原因；可通过降低井口环空压力、减少泵抽空以及改善井下气液分离效果等来降低；

3、管柱松脱扣的主要原因是螺杆泵定子和转子相对转动以及引起的；可通过在管柱结构上增加锚定器来保证；

4、杆柱断脱的主要原因是过载停机及液体倒流造成的；可通过在管柱结构上增置单流阀的办法来解决。

5、管柱蠕动使其与套管壁接触时所产生的磨察，对管柱及电缆造成磨损；可在管柱上安装扶正器来减少管柱与套管壁的接触磨损；

通过对造成这些原因的分析，结合提出了相应的改进措施及解决办法，后期如果措施到位，一定会很好的解决和改善检泵周期过短等所造成的生产成本过高等，给开采带来的不利因数。

前言

我国煤层气研究起于上世纪八十年代，九十年代初，引进美国的地面抽采技术和国内天然气开采技术获得突破。九十年代中后期，以压裂改造为核心技术的煤层气勘探取得较快发展。煤层气勘探开发研究取得一批重大科研成果。本世纪初，以晋煤集团和中联公司为代表的煤层气开发在沁南地区获得巨大成功，极大地推动了我国煤层气产业的快速发展。同时，多分支水平井技术也获得了成功，更加促进了该区煤层气地面抽采的发展。

目前，沁南地区累计完成各类煤层气地面抽采井3000余口，煤层气年产能力超过20亿m3，实际产量已经达到10亿m3/年。继沁南煤层气地面抽采成功后，山西柳林、临兴、保德，宁武、阳泉、乡宁，辽宁铁法、阜新，安徽淮南、淮北，陕西韩城、铜川、吴堡，四川古蔺等地区煤层气勘探相继获得突破，部分地区已经进入商业性开发。我国煤层气产业的发展正迎来一个朝气蓬勃的春天。

1．煤层气生成、储藏与产出

生成：煤层气是泥碳混合物在煤化作用过程中生成的以甲烷为主要成分的天然气。

储藏：煤层气主要以吸附形式储藏于煤岩中，部分以溶解、游离状态储存于煤层水和煤层空隙、裂隙中。

产出：利用专用排水设备，连续不断地对煤层进行排水降压，当煤层压力降到临界解吸压力

后，在压力差与浓度差的双重作用下煤层甲烷脱离煤岩表面的吸附，进入到煤层孔隙和裂隙中，按照常规天然气的规律产出；

2．煤层的基本物理特性

矿物特性：煤层是以固定碳为主要成分的有机岩矿，含有一定量的挥发份物质，灰分在煤层中占有相当的比例，煤层气主要以吸附形式储存于煤岩之中。

结构特性：宏观的单一煤层是由众多更薄的煤层和夹矸构成，薄煤层、夹矸之间存在较大物性差异；煤岩的孔隙度极低，煤层中广泛发育垂向、成组型裂缝，但是裂缝的连通性较差。

力学特性：煤层普遍具有低杨氏模量，高泊松比的力学性质，在外力作用下极易发生塑性变形，其物性介于刚性—塑性物理体。

温度特性：浅部煤层温度较低，一般在20 — 30°C，随着煤层埋深增加，煤层温度逐渐增高。

含水特性：煤层裂隙一般都有水，但是，煤层不是富水层，部分煤层主要含束缚水，很少游离水存在；煤层水矿化度一般较低。

3．水力加砂压裂的基本原理

常规水力压裂的基本原理：

利用水动力在井眼形成高压，当压力超过岩层抗压强度后，迫使岩层破裂，裂缝在纵向上有限延伸，在横向上沿最大主应力方向延伸较远，裂缝效应改善岩层的渗流特性，提高岩层渗流能力。

煤层压裂的基本原理：利用水动力在井眼形成高压，当压力超过煤层抗压强度后，煤层裂缝张开并开始延伸。受围岩制约，裂缝在纵向上被限制在一定范围内；受煤层结构影响，裂缝在横向上沿煤层主裂缝和次裂缝在一定面积范围内延伸，主裂缝面延伸较长，次裂缝面也有一定宽度，压裂结果是在煤层中形成大量“T”型裂缝，人造裂缝将煤层原生和次生裂缝有效连通，裂缝效应改善煤层的渗流特性，提高煤层渗流能力。

4．煤层与砂岩层压裂的差异

岩层的差异：

砂岩：杨氏模量高、泊松比低，单层厚度大、岩层单一，储层岩性与围岩相近；

煤层：杨氏模量低、泊松比高，多层组合、岩层复杂，煤岩与围岩差异大；

裂缝形态的差异：

砂岩：垂直裂缝、两翼相对对称、裂缝高度大于储层、线性裂缝；

煤层：“T”型裂缝、两翼不对称、裂缝高度等于储层、面积性裂缝；

岩层温度差异：

砂岩：砂岩储层较深，储层温度一般都在50°C以上，属中高温储层；

煤层：煤层埋深较浅，储层温度一般都在30°C以下，属于低温储层；

压裂液伤害性差异：

砂岩：配伍性伤害、粘土膨胀性伤害、；

煤层：配伍性伤害、粘土膨胀性伤害、吸附性伤害、粘度伤害；

固相颗粒伤害差异：

砂岩：少量岩粉

煤层：软煤煤粉；粉煤煤粉；块煤次生煤粉；夹矸岩粉；

支撑剂镶嵌作用差异：

砂岩：砂岩硬度较高，选择合适硬度的支撑剂，镶嵌作用不明显；

煤层：石英砂硬度高于煤层硬度，在闭合应力作用下，煤层裂缝闭合，石英砂易镶嵌于煤层中，降低裂缝导流能力；

5．煤层压裂技术要点

射孔井段的选择：

单煤层完全射孔；单煤层选择性射孔；单煤层扩边射孔；

煤层组合射孔；煤层与夹层组合射孔；

压裂规模的确定：

利用单井控制的煤炭体积确定压裂和加砂的规模

（裂缝长度、宽度和高度）；

一般情况下，煤层加砂压裂的加砂强度控制在

6 — 10m3/m；

压裂液选择：

压裂液对煤层的伤害性放在第一位；造缝、携砂和返排放在第二位；

常用压裂液：清水、盐水、活性水、防膨活性水、滑水、清洁压裂液；

慎用压裂液：交联胶、线性胶、高浓度表面活性剂、化学胶；

推荐压裂液：氮气泡沫；

选择使用压裂液：二氧化碳泡沫；

支撑剂选择：

常用支撑剂：石英砂，廉价量大，基本满足常规煤层压裂需要；

推荐支撑剂：低密度陶粒，能够在煤层中营造更高导流能力的裂缝；

支撑剂选择重点放在粒径组合、铺砂浓度优化和总量控制；

泵注程序优化：

压裂液总量控制：前置液量+携砂液量+冲洗液量+替置液量；

泵注排量控制：原则上由小到大递增，合理控制、相对稳定；

携砂液密度控制：原则上由小到大递增，最后阶段提高密度；

应急预案处理：完全依赖于操作者的智慧与现场经验；

压裂后管理：

压力扩散时间与压降控制；

放溢流时间与速度控制；

排采速度与煤层压力控制；

6．煤层压裂施工程序

6.1 压裂前的作业准备：包括通井、洗井、试压、压裂井口安装；

6.2 聚能射孔：按照压裂层段要求射孔，射孔一层段，压裂一层段；

推荐用102枪装127弹射孔，孔密16孔/米，60°相位角布孔；

6.3 压裂液配置：按设计量的120%配置压裂液，充分循环均匀；

6.4 测试压裂：获得煤层破裂、压裂液滤失、流体摩阻等参数

6.5 正式压裂：按照压裂泵注程序进行，根据压力变化调整施工参数；

6.6 裂缝监测：根据设计要求在压裂的同时进行裂缝监测；

6.7 关井扩散压力：一般情况下要求关井压力降到2.0MPa以下；

6.8 开井放压裂液：要求用针型阀控制放压裂液的流量，一般要求流量不大于0.5m3/h；

6.9 井筒清理：利用捞砂或冲砂工艺将生产井眼清理到最深煤层以下50米；

6.10 生产管柱安装：按照排采要求完成排水采气管柱的安装，进行正常排水采气；

7．煤层压裂案例分析

7.1 原生结构煤层压裂

7.2 软煤层、粉煤层压裂

7.3 硬煤与软煤层混合压裂

7.4 煤层与砂岩层混合压裂

7.5 多分支水平井压裂

7.6 氮气泡沫压裂

8．复合压裂技术的发展前景

8.1 水平井压裂

利用压裂水动力将水平井眼与生产井眼有效连通；

利用压裂水动力将水平井眼与煤层裂缝有效连通；

控制压力与排量，扩大井眼影响面积；

加砂不是追求目标；

8.2 裸眼洞穴井压裂

首先在煤层段完成造洞穴施工，促进煤层应力释放，增加煤层透气性；利用压裂水动力将洞穴井眼与煤层裂缝有效连通并部分支撑；

获得洞穴应力效应与水力压裂双重增产效果；