丁聰聰，蘇 生，方曉蕾，曹 明，王 成，方佳偉

（1.中煤科工西安研究院（集團）有限公司，陜西西安 710077；2.安徽恒源煤電股份有限公司祁東煤礦，安徽宿州 234114）

0 引言

煤層氣作為一種清潔優(yōu)質(zhì)的非常規(guī)天然氣，長期以來因其與煤伴生、共生的特點，對煤礦的安全生產(chǎn)造成重大影響［1-2］。實踐證明地面煤層氣預(yù)抽是治理礦井瓦斯災(zāi)害的有效途徑，在有效降低煤層含氣量、降低采煤安全事故率的同時，通過將煤層氣集輸利用是對常規(guī)天然氣的有效補充。與國外煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)達國家相比我國對煤層氣的開發(fā)利用起步較晚，含煤盆地構(gòu)造復(fù)雜，煤層氣總體呈低壓、低滲、低產(chǎn)的特點［3-6］，這使得煤層氣排采技術(shù)充滿了困難和挑戰(zhàn)，因而不斷加強煤層氣排采技術(shù)改進和設(shè)備升級具有重要意義。

研究區(qū)祁東井田煤層瓦斯含量6.2～12.0 m3/t，井下抽采瓦斯成本大，周期長，該井田之前采用直井進行地面煤層氣抽采，效果不佳，此次地面煤層氣抽采采用的W 型水平井組是在該井田的首次嘗試，采用螺桿泵進行控壓排采，經(jīng)過近三年的排采已累計產(chǎn)氣222×104m3，取得了良好的產(chǎn)氣效果。

1 煤層氣基本地質(zhì)背景

1.1 構(gòu)造及煤層賦存特征

淮北礦區(qū)位于華北板塊東南緣，安徽省北部，位于近東西向的豐沛隆起和蚌埠隆起之間，東部以郯廬斷裂帶為界，西部與河淮沉降區(qū)相接［7］。礦區(qū)構(gòu)造及其演化受控于南部的蚌埠隆起，東北部的徐宿弧形構(gòu)造和東部的郯廬斷裂帶［8］。祁東井田位于淮北礦區(qū)宿南向斜的東南端，西寺坡逆沖斷裂的西南部，地層走向近東西向，向北傾斜［9］。

祁東井田發(fā)育有石炭系、二疊系含煤地層，共含10個煤層組，含煤30余層。其中32、61、71、82、9煤等5 層為主采煤層，71煤為井田的主采煤層之一，也是本研究的目的煤層，該煤層厚1.05～2.72 m，平均1.22 m，埋深650～950 m，全區(qū)穩(wěn)定。

1.2 水文地質(zhì)特征

研究區(qū)內(nèi)絕大部分被新生界松散層所覆蓋。區(qū)內(nèi)發(fā)育4 套含水層組和2 套隔水層組［10-11］。其中二疊系隔水層為泥巖和粉砂巖，砂巖為含水層，各含水層之間均有有效隔水層阻隔。目的煤層71煤的老頂為砂巖含水層，該含水層砂巖裂隙不發(fā)育，含水性弱。煤系下伏灰?guī)r含水層組雖然巖溶裂隙發(fā)育，富水性強，但距71煤較遠(yuǎn)，在正常情況下不會和71煤產(chǎn)生水力聯(lián)系。

1.3 煤儲層開發(fā)特征

祁東井田氣含量分析數(shù)據(jù)顯示，71煤氣含量為4.91～9.99 m3/t，平均7.05 m3/t，甲烷濃度89.57%～99.15%，平均97.27%。含氣飽和度為62.23%～73.59%，平均67.91%，具有良好的產(chǎn)氣潛力。等溫吸附實驗結(jié)果顯示，空氣干燥基最大吸附氣量10.75～11.29 m3/t，平均11.02 m3/t，蘭式壓力為2.01～2.20 MPa，平均2.11 MPa，實驗結(jié)果表明71煤的吸附能力較強，等溫吸附曲線見圖1。注入/壓降試井測得該煤層滲透率為0.15～0.68 mD，滲透性一般。但經(jīng)過頂板井分段射孔壓裂技術(shù)進行儲層改造后有效地提高了孔滲性。

圖1 QD01-V井71煤等溫吸附曲線Figure 1 Isothermal adsorption curve of 71 coal in QD01-V well

2 排采設(shè)備優(yōu)選與管柱設(shè)計

2.1 排采設(shè)備優(yōu)選

隨著煤層氣井勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進步，已發(fā)展形成了多類型、多型號的各式排采設(shè)備用于煤層氣排采，不同的排采設(shè)備特點和適應(yīng)性存在明顯差別，設(shè)備適應(yīng)性對比見表1。

表1 主要煤層氣排采設(shè)備適應(yīng)性對比（據(jù)參考文獻［12］修改）Table 1 Comparison of adaptability of main CBM drainage equipment（modified from reference［12］）

祁東井田煤層碎軟，以往地面煤層氣開發(fā)過程中出煤粉現(xiàn)象嚴(yán)重易出現(xiàn)卡泵問題影響煤層氣抽采效率，產(chǎn)氣量低。螺桿泵防砂、排粉效果好，且適合于產(chǎn)水量較大的排采井，同時其具有地面設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單、自動化水平更高、工作穩(wěn)定、管理成本低和投資回收快等優(yōu)勢［11］。由于W 型水平井組滲流面積大，產(chǎn)水量會較垂直井有較大幅度增加，結(jié)合研究區(qū)目標(biāo)煤層出砂、出煤粉問題，因此采用螺桿泵進行煤層氣抽采作業(yè)。

在螺桿泵的選型上，螺桿的選擇要盡量滿足最大產(chǎn)液量的要求且泵排量不能選擇過大，以免造成液面下降過快導(dǎo)致泵抽空，使泵溫度升高而燒毀的現(xiàn)象。根據(jù)對研究區(qū)周邊煤層氣井的排水情況，預(yù)測研究區(qū)71煤所在地層的最大產(chǎn)水量為55 m3/d。螺桿泵按照泵的容積效率70%，其理論排量為60.48 m3/d 即可滿足需求，因此選擇GLB600-CBM-17型煤層氣井用螺桿泵即可滿足排采需要。

2.2 管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計

螺桿泵排采系統(tǒng)總體上由地面設(shè)備和井下設(shè)備組成。地面驅(qū)動設(shè)備主要有動力設(shè)備、驅(qū)動裝置以及井口密封裝置，井下設(shè)備有油管、抽油桿、螺桿泵和錨定工具等，QD01-V 井管柱結(jié)構(gòu)見圖2。在螺桿泵系統(tǒng)排水采氣過程中，地面動力驅(qū)動裝置通過抽油桿將動力傳至螺桿泵，由螺桿泵舉升氣液混合體沿油管上升到井口后經(jīng)地面的氣液分離器使氣體進入輸氣管線，廢液進入輸液管線，完成煤層氣抽采工作。

圖2 QD01-V井井下管柱結(jié)構(gòu)示意Figure 2 Downhole string structure diagram of QD01-V well

1）地面驅(qū)動裝置選型。地面驅(qū)動裝置由電動機、驅(qū)動器和井口密封裝置組成，對于GLB600-CBM-17 型螺桿泵，選擇220 kW 的YLBQ22-QF 型螺桿泵地面驅(qū)動裝置和與之匹配的B3-180L-4 型電動機就能夠確保后期排采作業(yè)的正常運轉(zhuǎn)。

2）油管、抽油桿的選型。油管是地層流體流出地面的通道，直接影響煤層氣井安全、抽采效率和可持續(xù)性。根據(jù)研究區(qū)地層壓力正常、產(chǎn)水量較大結(jié)合生產(chǎn)套管尺寸，同時為保障產(chǎn)氣長期穩(wěn)定，因此選用直徑73 mm 的油管。根據(jù)QD01-V井煤層位置確定螺桿泵泵掛深度675 m，按轉(zhuǎn)速為100 r/min，使用Φ73 mm 油管進行抽油桿柱計算校核得總扭矩為115.9 N·m。而Φ25 mm HL 級抽油桿的強度能夠滿足生產(chǎn)需要，因此抽油桿選用HL 級Φ25 mm 抽油桿。

3 排采工作制度

制定合理的工作制度不僅可以使煤層氣井提高產(chǎn)量，而且還能有效地保護儲層，減少煤粉的產(chǎn)出，進而可以降低固體顆粒對排采設(shè)備的磨損和破壞，降低檢泵、卡泵以及損壞的風(fēng)險［13］。“持續(xù)、緩慢、穩(wěn)定”的排采原則能進一步提高煤層氣開發(fā)效果，因此在研究區(qū)制定了精細(xì)的排采工作制度。

該排采制度分為五個階段，即排水降壓階段、產(chǎn)氣初期階段、產(chǎn)氣高峰階段、產(chǎn)氣相對穩(wěn)定階段和產(chǎn)氣衰減階段（圖3）。

圖3 煤層氣排采曲線示意圖Figure 3 Chart of CBM drainage curve

1）排水降壓階段。煤層氣井投產(chǎn)開抽時井底流壓大于儲層壓力，地層不供液，排采設(shè)備先以低轉(zhuǎn)速抽采，逐步降低井底流壓，連續(xù)監(jiān)測液面下降速度，觀察水質(zhì)變化，逐步了解煤層的供水強度，直至產(chǎn)生套壓，進入臨界產(chǎn)氣階段。

2）產(chǎn)氣初期階段。隨著動液面位置下降，煤層靜液柱壓力也在下降，當(dāng)煤層靜液柱壓力下降到臨界解吸壓力時，煤層氣開始解吸，井口出現(xiàn)套壓，并逐漸上升，進入產(chǎn)氣初期階段。該階段煤層氣解吸半徑相對較小，產(chǎn)氣量較少。隨著井底流壓的不斷下降，煤層氣解吸半徑也逐漸擴大，該階段應(yīng)控制井底流壓緩慢下降以減少煤儲層應(yīng)力敏感傷害，盡可能的避免因產(chǎn)氣過快而導(dǎo)致的吐砂、吐粉現(xiàn)象。

3）產(chǎn)氣高峰階段。該階段隨著井底流壓進一步降低，煤層氣解吸半徑也進一步加大，排采進入氣量快速增加階段。該階段應(yīng)合理控制套壓，盡可能地避免日氣產(chǎn)量的過快增長，同時控制井底流壓緩慢下降，保持煤層水的連續(xù)穩(wěn)定外排。

4）產(chǎn)氣相對穩(wěn)定階段。該階段隨著排采的不斷進行，煤層氣的產(chǎn)氣速度和產(chǎn)氣量均會有所下降，之后趨于穩(wěn)定，套壓也基本穩(wěn)定，進入產(chǎn)氣相對穩(wěn)定階段。該階段應(yīng)進行穩(wěn)流壓生產(chǎn)，避免產(chǎn)氣尖峰的出現(xiàn)，當(dāng)氣量下降時，緩慢降低流壓以保持穩(wěn)產(chǎn)。

5）產(chǎn)氣衰減階段。該階段進入排采后期，煤層氣井流壓處于較低值，煤層裸露，產(chǎn)液量較小或不產(chǎn)液，氣產(chǎn)量開始減少，后保持低水平生產(chǎn)。在此階段應(yīng)根據(jù)產(chǎn)量衰減情況，逐步降低套壓，盡量減少修井次數(shù)，保持連續(xù)排采，避免產(chǎn)量較大幅度波動。

QD01 井組排采初期以穩(wěn)為主，在排水降壓階段以低轉(zhuǎn)速起抽，控制井底流壓日降幅小于0.03 MPa；在產(chǎn)氣初期階段，當(dāng)煤層壓力下降接近臨界解析壓力時，使井底流壓日降幅控制在0.02 MPa 左右，平穩(wěn)緩慢的降低液面，開始產(chǎn)氣后控制井底流壓日降幅小于0.01 MPa；到達產(chǎn)期高峰后，每天下降控制在0.005 MPa 以內(nèi)，使煤層水能夠連續(xù)穩(wěn)定排出；達到產(chǎn)氣相對穩(wěn)定階段后，嚴(yán)格將井底流壓日降幅小于0.01 MPa，同時將套壓控制在低位。

4 W型煤層氣井排采控制及特征

4.1 排采概況

QD01 井組為W 型煤層氣井，是祁東井田地面煤層氣抽采的首次實踐，目的煤層為71煤，平均厚度為2～3 m，井組自開抽以來已產(chǎn)氣3 年有余，累計產(chǎn)氣222×104m3，累計產(chǎn)水2.17×104m3，日最高產(chǎn)氣量達6 126 m3，目前處于產(chǎn)氣相對穩(wěn)定階段，現(xiàn)階段日產(chǎn)氣1 900 m3左右，日產(chǎn)水23 m3左右，實現(xiàn)了預(yù)期排采產(chǎn)氣目標(biāo)。

4.2 井底流壓特征

QD01 井組井底流壓自開抽以來呈階梯式下降趨勢。在排初期井底流壓下降速度較快，之后經(jīng)過2 個多月的控壓排采，開始新一個階段的快速壓降，經(jīng)過10個月的排采控制井底流壓降至0.5 MPa 壓降速度開始明顯變緩?，F(xiàn)階段該井組井底流壓處于該緩慢壓降過程，當(dāng)前壓力為0.16 MPa，日井底流壓變化＜0.01 MPa，井底流壓曲線見圖4。

圖4 QD01-V井井底流壓曲線Figure 4 Bottom hole flow pressure curve of QD01-V well

4.3 產(chǎn)水特征

QD01 型井組與國內(nèi)其他地區(qū)相比產(chǎn)水量較高［14-16］，自抽采至今其日最高產(chǎn)水量為43.56 m3，排采初期其產(chǎn)水量迅速上升，在經(jīng)過一年的排采控制后其產(chǎn)水量趨于平穩(wěn)，日產(chǎn)水量控制在20～25 m3，日產(chǎn)水量變化控制在1 m3左右，當(dāng)前產(chǎn)水量較為穩(wěn)定，為23.12 m3，井組產(chǎn)水曲線見圖5。

圖5 QD01井組井產(chǎn)水曲線Figure 5 Water production curve of QD01 well group

4.4 產(chǎn)氣特征

QD01 井組自抽采至今已累計產(chǎn)氣222×104m3，實現(xiàn)預(yù)期產(chǎn)氣目標(biāo)，該井組產(chǎn)氣初期氣量上升迅速，抽采4 個月后進入產(chǎn)氣高峰階段。日產(chǎn)氣3 000 m3以上累計抽采時間超過7 個月。在排采前15 個月產(chǎn)氣速率高、產(chǎn)氣量大，但產(chǎn)氣持續(xù)時間短，經(jīng)歷兩次修井作業(yè)后產(chǎn)氣逐漸趨于穩(wěn)定，呈緩慢下降趨勢，日產(chǎn)氣在2 000～3 000 m3，當(dāng)前基本在1 900～2 000 m3，井組產(chǎn)氣曲線見圖6。

圖6 QD01井組井產(chǎn)氣曲線Figure 6 Gas production curve of QD01 well group

4.5 排采控制總結(jié)

從研究區(qū)QD01 井組排采情況來看，該井田產(chǎn)氣潛力較好，產(chǎn)水量較高，吐砂、吐粉現(xiàn)象較為明顯，排采控制難度較大，但經(jīng)過逐步摸索其產(chǎn)氣、產(chǎn)水特征已得到掌握，為進一步優(yōu)化該地區(qū)的地面煤層氣抽采提供了寶貴的實踐經(jīng)驗。

5 排采設(shè)備及工藝技術(shù)優(yōu)化

5.1 排采設(shè)備及管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化

QD01 井組的排采經(jīng)驗表明，祁東井田地面煤層氣井產(chǎn)水量較高，抽采過程中吐煤粉明顯。從兩次修井情況來看，井下部分位置油管偏磨嚴(yán)重，甚至存在磨穿的現(xiàn)象，為在以后排采過程中減少發(fā)生上述問題，在螺桿泵選型上宜采用攜粉能力更強的泵型，增強井底煤粉、壓裂砂的排泄能力。

在管柱結(jié)構(gòu)上，為防止油管錨定器失效、減少管柱偏磨，建議采用更為穩(wěn)定的旋轉(zhuǎn)式油管錨定器，防止管柱蠕動或變形，減少能量損失，提高螺桿泵泵效的同時增強其攜砂攜粉能力。同時適當(dāng)增加油管扶正器和抽油桿扶正器使用數(shù)量，在井斜較大部位添加隨轉(zhuǎn)導(dǎo)向，增強井斜較大部位的抗磨損能力。

5.2 排采制度優(yōu)化

排采制度貫穿了整個煤層氣排采過程，對煤層氣生產(chǎn)的影響至關(guān)重要，排采制度應(yīng)堅持緩—穩(wěn)—緩的控壓的原則，QD01 井組排采前期壓降、產(chǎn)水量控制存在壓力釋放過快，產(chǎn)水量不穩(wěn)的問題。在今后新煤層氣井抽采時應(yīng)在見套壓前嚴(yán)格控制液面下降速度，在見套壓前盡可能地排出壓裂液量，減少煤層的壓敏效應(yīng)、降低人工裂縫閉合程度，保證改造后的煤層滲透率，減少前期吐粉、吐砂量。

見套壓后應(yīng)保持低套壓生產(chǎn)原則，使煤層經(jīng)歷充足的降壓穩(wěn)壓時間，緩慢擴大煤層解吸面積。在煤層將要解吸時，井底流壓和產(chǎn)水量會存在波動較大，排采控制難度加大，此時應(yīng)持續(xù)觀察套壓變化和產(chǎn)水性質(zhì)的變化，精準(zhǔn)調(diào)控，降低井底壓力波動，待解吸后采取邊降邊穩(wěn)的方式，使煤層解吸面積充分?jǐn)U大，增加產(chǎn)氣面積，保證產(chǎn)氣量。

5.3 防砂、防煤粉措施與建議

煤層氣井吐粉、吐砂會對煤儲層造成傷害、降低煤儲層滲透率，當(dāng)吐粉、吐砂現(xiàn)象嚴(yán)重時還會造成停機、燒泵，使排采中斷，對煤層氣生產(chǎn)造成嚴(yán)重影響。祁東井田煤層較為碎軟，經(jīng)增產(chǎn)改造后容易產(chǎn)生大量煤粉，排采實踐證明吐粉、吐砂問題明顯。為降低吐粉、吐砂情況出現(xiàn)的幾率，提出以下措施建議：

1）控制排采速率、減少壓力激動，保證排采的連續(xù)性，穩(wěn)定連續(xù)性排采是控制和減少煤粉產(chǎn)生的有力手段，日常產(chǎn)生的少量煤粉能通過井下管柱系統(tǒng)持續(xù)穩(wěn)定的到達地面，減少煤粉積累降低泵效，造成卡泵停機。

2）將螺桿泵放置于煤層以上，篩管位于煤層以下18 m，井底留下充足的沉砂口袋，減少進入油管的煤粉含量，減輕螺桿泵攜粉負(fù)擔(dān)。

3）改進壓裂工藝，當(dāng)前煤儲層孔滲改造主要通過壓裂技術(shù)，碎軟煤層在壓裂施工過程中更易產(chǎn)生煤粉，因此研發(fā)更為有效的支撐劑防吐施工工藝來減少煤粉產(chǎn)生，從源頭上降低吐砂、吐粉量。

4）優(yōu)化電力供應(yīng)，排采井場設(shè)置備用發(fā)電機，在電力供應(yīng)出現(xiàn)問題時，能及時重新供電，減少因電力問題導(dǎo)致的停機，保障排采的連續(xù)性。

6 結(jié)語

1）祁東井田地面煤層氣W 型井組的初步抽采實踐表明，該地區(qū)煤層氣含量較高，產(chǎn)氣潛力良好，構(gòu)造較為簡單，適宜進一步的煤層氣開發(fā)。

2）針對W 型井組結(jié)構(gòu)特點和祁東井田煤儲層特征選用螺桿泵進行煤層氣排采作業(yè)，有利于排粉、排砂，增強排采作業(yè)的持續(xù)穩(wěn)定性。

3）在祁東井田通過制定多段式分級排采制度，實時控制排采強度，已產(chǎn)氣222×104m3，有效降低了煤層瓦斯壓力。

4）通過近三年的排采實踐，對存在的煤粉含量大、管柱偏磨等問題提出了進一步的優(yōu)化措施，為該井田下一步地面煤層氣抽采提供了數(shù)據(jù)支撐和建議。