延川南區(qū)塊延1 大井組排采工程方案設計及建議

張宏錄

(華東石油局工程院, 江蘇 210031)

1 概況

延川南區(qū)塊內共發(fā)育11 層煤, 其中石炭系上統(tǒng)太原組和二疊系下統(tǒng)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(qū)塊的主要可采煤層, 全區(qū)穩(wěn)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。

按照油藏方案部署, 延1 井區(qū)形成28 +1 口井(水平井) 的排采井組, 排采試驗區(qū) (29 口井) 累計動用煤層氣含氣面積3．0km2, 動用地質儲量3．6×108m3, 可采地質儲量1．8×108m3。從前期的延1參數井及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頻繁卡泵, 檢泵周期短, 無法實現煤層氣的連續(xù)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。因此, 編制好延川南區(qū)塊延1 大井組排采工程方案對延川南區(qū)塊整體開發(fā)水平的提高具有重要意義。

2 延川南區(qū)塊參數井排采工藝技術現狀

(1) 總體應用情況

延川南區(qū)塊共有參數井8 口, 應用螺桿泵排采6 口井, 管式泵舉升有2 口井。其中： 螺桿泵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(yè)16 次。

(2) 存在問題分析

延川南區(qū)塊參數煤層氣排采工藝技術存在問題有以下幾個方面：

①煤粉和砂子從煤層中析出, 堵塞螺桿泵下部篩管、單流閥、油管及固定閥等排液通道;

②排采井的排液量低, 進入井筒的煤粉不能被液體有效的帶出地面;

③螺桿泵的質量有一定的缺陷, 主要表現在螺桿泵定子的膠皮脫落、老化, 螺桿泵的電纜線斷裂;

④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。

3 延1 小井組排采工藝技術現狀

延川南區(qū)塊小井組排采試驗井8 口。截止2011年6 月, 延1 小井組已有4 口排采井見氣, 目前已累計產氣403019m3, 累計產液13651m3。動液面559～937m。井底流壓0．37～4．55MPa, 日產液0．3～36m3。小井組排采試驗井8 口有7 口井用管式泵排采。自2010 年12 月投產至今, 沒有發(fā)生泵卡等原因造成作業(yè)困難, 至目前為止, 排采井平均免修期185 天。說明管式泵排采工藝在延川南區(qū)塊有很好的適應性 (見表1) 。

表1 延川南管式泵應用狀況統(tǒng)計表

4 延1 大井組排采工藝技術設計

4．1 大井組單井日產液量的預測

4．1．1 大井組單井日產液量預測的依據

根據延1 井組產水相關特征, 對延1 井組外擴井組進行單井產水量預測, 原則如下：

表2 延1 大井組產水量預測

(1) 目的煤層頂底板厚度較厚, 與上下砂巖無水力聯系的井, 產出水僅為煤層水, 預測單井產水量小于5m/d;

(2) 目的煤層頂底板厚度較薄, 易溝通上下砂巖層, 可能導致井間砂巖層滲流溝通造成干擾的井, 單井產水量根據構造相對高低位置進行預測;

①構造高部位的井預測單井產水量小于5m3/d;

②構造低部位的井預測單井產水量30～50m3/d;

③構造中高部位的井預測單井產水量20～30m3/d;

依據上述大井組日產液量預測的依據, 預測日產30～50m的井1 口, 20～30m的井6 口, 5m井9 口。具體單井產水量預測見表2。

4．2 泵徑、沖程、沖次的選擇

4．2．1 低部位排采井生產參數設計

處于低部位的排采井有2 口井 (延1 - 22 - 8井、延1 - 24 - 8 井) , 延1 - 24 - 8 井因頂底板厚度較厚, 預測日產水量為5m3, 延1- 22- 8 井預測最高日產水量為50m3。對延1 - 22 - 8 井的生產參數采用電潛泵和管式泵兩種方案均可滿足生產要求(表3、表4) 。

表3 延1- 22- 8 井生產參數設計

表4 延1- 24- 8 井井生產參數設計

4．2．2 高部位排采井生產參數設計

高部位排采井一共8 口井, 設計泵徑為38mm,沖程2．1m, 沖次2 次/分, 理論排量為6．9m3/d,泵效為71．9%。

4．2．3 中高部位排采井生產參數設計

中高部位排采井一共6 口井, 設計泵徑為56mm, 沖程2．5m, 沖次4 次/分, 理論排量為35．5m3/d, 泵效為75%。

4．3 下泵深度的確定

對于煤層氣井, 要求液面接近煤層或降到煤層以下, 這樣生產壓差就接近地層壓力。在排采初期, 基本以排壓裂液為主, 產液量較大, 因而, 泵掛不宜過深, 過深則易造成煤粉和砂卡泵。根據延川南工區(qū)各井排采實踐, 泵下至煤層下部容易造成煤粉及砂卡泵, 為提高排采井免修周期, 保證排采工作連續(xù)、穩(wěn)定, 處于高部位的排采井泵下到煤層中部, 處于中部位和低部位的排采井將泵掛下至煤層上部。見表5。

4．4 抽油機型號的確定

抽油機型號的確定是以最大載荷、最大扭據為依據。延1 大井組抽油機設計為5- 8 型。見表6。

4．5 抽油桿、油管的設計

抽油桿的選擇主要包括確定桿柱的長度、直徑、組合及材料。延川南區(qū)塊煤層埋深在900～1300m 之間, 根據等強度原則, 確定各級桿柱長度; 根據延川南工區(qū)排采井的現狀, 選用D 級桿,尺寸以3/4″為主?？紤]到桿、管、泵的匹配情況,油管以27/8″為主 (表9) 。

表5 延1 大井組單井下泵深度設計表 (部分井)

5 結論

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。

表6 延1 大井組單井抽油機型號優(yōu)選 (部分井)

表7 延1 大井組單井抽油桿設計 (部分井)

(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(wěn)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10 米左右;

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。

(2) 防偏磨技術

①生產參數采用長沖程、慢沖次, 降低桿管偏磨次數;

②通過抽油桿拉應力測試, 準確找出抽油桿中和點的位置, 為合理配備防磨器提供理論依據;

③應用防偏磨技術, 如抽油桿底部加重技術、防偏磨抽油泵等。

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