煤层气间抽井管理方法探讨

李 俊 陆 海 常 磊 陈 巧 邹红刚 卢彦恒

(1.华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000;2.中国石油工程设计有限公司，北京 100085)

煤层气间抽井管理方法探讨

李 俊1陆 海2常 磊1陈 巧1邹红刚1卢彦恒1

(1.华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000;2.中国石油工程设计有限公司，北京 100085)

本文通过对选取的62口煤层气间抽实验井进行分析，得出煤层气间抽井的实施在保证了气量稳定的同时，又降低了设备故障率，提高单井的实际经济效益。从而提出选取间抽井的一般规律，即要综合考虑地质构造、地面生产表现和便于管理三方面因素，为煤层气间抽井的管理提供一定的借鉴意义。

煤层气 间抽井 检泵 排采

1 概况

目前关于油井的间抽理论和实践均较多，对煤层气井间抽研究很少。煤层气生产是一个排水降压的过程，在排采后期进入气相流阶段，主要表现为产气上升，产水下降，甚至无液。压裂裂缝未延伸的区域受渗透率低影响，该区域的煤层水不能流向井筒，造成地层供液不足，地面生产表现为无液。分析认为前期排水已形成足够的压降面积，不产液时，大量解吸的甲烷分子，仍能在压力差和浓度差作用下，运移至裂隙，保持稳产。

该类型的井动液面稳定在煤层附近，功图显示地层供液不足，泵充满程度不够，产气量又比较稳定。抽油机运转的主要目的就是排水，当地层不出水时，空转抽油机理论上对煤层气产出没有意义。且无液状态下的“干抽”会造成泵效低、杆管偏磨、杆断脱等不利影响，严重影响气井正常生产。选择符合条件的井进行间抽，减少抽油机运转时间，可以提高泵效，节约电能，减小设备的损耗。

2 选井原则

选井的首要原则是地层供液不足，而非工况影响导致的井口产液少,可以从各个方面来考虑。对于地层供液不足，可以从动液面和示功图测试参数、煤层构造、井距三方面来分析。

2.1 功图显示地层供液不足

一些老井普遍沉没度低，导致沉没压力低，造成产液量少或不产液，泵效低。

图1 xx-8排采曲线

该类井由于地层能量得不到有效补充，只在排水阶段排出少量的水，在排采后期长期无液，煤没度低且稳定，稳产时间长。例如HG20-8，于2008年6月27日投产，至目前累计产气625万m3，累计产水只有580m3，且产水量主要集中于投产后的半年时间(图1)。该类井短时间停井后，液面不回升，流压稳定，气量也能够保持长时间稳定。

2.2 构造控制

位于构造高点或相对封闭地质体的井，供水能力弱，无水源补给。在排采初期排出足够的水后，就能形成足够的压降面积，在排采后期产水量少，该类井可以考虑间抽。

构造低部位或向斜低部位容易成为汇水区，一般供水能力强，且有构造翼部不断地水源补给，理论上产水能力强。在生产过程中，如产水少，需结合邻井状况及工况条件分析(泵是否漏失，排采制度是否合理，气锁等)，确定导致产水少的原因，对于工况造成的产水少，要及时检泵作业，恢复产水量。另外，低部位的煤层气井会对高部位的井形成助排作用，如果排液下降，会造成高部位煤层气井产气量下降。所以对于该类井要谨慎间抽。

位于断层附近井，由于可能会沟通含水层，一般产水量大，需要结合邻井及地面生产情况，确定断层影响及是否间抽。

2.3 井距小、加密井

加密井投产时间较邻井晚，邻井前期已对该区域进行了一定程度的排水。加之加密井的投产，减小了井距，排水区域有限。在排采后期，不产液主要是因为地层供液能力弱。对作业区加密井产水产气进行统计，平均日产气1875m3，高于作业区整体平均日产气；平均日产水0.13m3，远低于作业区整体平均日产水量。加密井呈产水少，产气高的特点。

2.4 单井负荷稳定、自动化设备完好

目前间抽井可以利用程序实现自动启停，减少人力，但只有在单井负荷稳定的前提下，该自动化程序才能实现。在实施间抽后，需要对日产量随时监控，随时启井，所以需要自动化设施完好。如果出现自动化故障，需要及时解决。在前期实验过程中，已有部分井在停井后，因无法实现自动启井，故取消了间抽。

以上三方面不是孤立的，需要结合起来，同时考虑，才能选出最适合间抽的井。

3 确定间抽制度

确定间抽制度要综合考虑以下三方面：

(1)确保井底流压保持稳定，不回升。对于未装井底压力计的井要密切关注液面的变化，保证液面稳定、不回升是关键。

(2)保证产气量相对稳定。利用自动化传输设备，关注实时生产数据，一旦发现气量下降，分析原因，随时启井。

(3)最大程度节约成本。由于晚上电费较白天低，可以制定晚上启井，白天停井的制度。

目前，间抽井多采取22:00至06:00启抽，其余时间停井的制度。对于不产液的井，还可以适当延长停井时间。

4 间抽效果

对樊北作业区62口间抽井进行统计分析，产气量总体比较平稳。并且减少单井设备运行时间，从而减少设备损耗，降低设备故障率，延长了检泵周期。选定的间抽井至今未检泵，节约了成本,从而提高了质量效益。

樊北作业区对62口间抽井电机功率进行统计如下：4kW电机1台，5.5kW电机29台，7.5kW电机1台，15kW电机29台，18.5kW电机2台。根据排采制度及公式计算，62口间抽井，日节电量2080kWh，年节电量759200kWh，节电费用42.5万元。

5 结论及认识

(1)煤层气井后期排采保持流压稳定、不回升是关键。“连续排采”本质上是为了保证流压不波动、平稳下降。但对于排采后期无液的井，稳定流压并不需要抽油机的连续运转。从成本和工况方面考虑，间抽是必要的。

(2)间抽井主要针对地层供液不足井。选择间抽井还需要结合地面生产情况，煤层气产状及构造位置、自动化设施等情况综合判断。

(3)密切关注间抽井自动化数据，如果气量下降，要分析原因，如是间抽原因，则启抽或调整间抽制度。

[1] 郝丽，段宝玉.煤层中水对煤层气产量的影响[J].中国煤层气，2012，3(4)：32-34.

[2] 于小明.低沉没度对抽油机井检泵率的影响[J].油气田地面工程,2011，30(4)：65-66.

[3] 殷良.油井间抽的实践与应用[J].内蒙古石油化工,2014，4：50-51.

[4] 郭宏斌.关于供液不足抽油机井合理间抽制度的探讨[J].科技创业家，2013，6：116.

(责任编辑 桑逢云)

Discussion on the Management Method of Intermissive Pumping CBM Wells

LI Jun1, LU Hai2, CHANG Lei1, CHEN Qiao1, ZOU Honggang1, LU Yanheng1

(1.Shanxi CBM Exploration and Development Branch, PetroChina Huabei Oilfield Company, Shanxi 048000;2.China Petroleum Engineering Design Co.,Ltd.,Beijing 100085)

In this paper, based on analysis of the 62 intermissive pumping CBM wells, we may draw such conclusion that the gas production stable, at the same time, the equipment failure rate reduced, which improved economic benefit. Thus the general rules of selecting intermissive pumping wells are put forward., geological structure, production status, the management three aspects should be comprehensively considered, which provides certain reference for the management of intermissive pumping CBM Wells.

CBM; intermissive pumping well; pump inspection; drainage

李俊，男，助理工程师，现于华北油田山西煤层气分公司从事煤层气排采管理工作。