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1、胜利油田隆迪石油技术（装备）有限责任公司 2013.1.19,在煤层气井开发中的应用,排砂采油工艺技术,目 录,一、概述,二、排砂采油工艺技术简介,三、现场应用情况,四、结论,煤层气的开发主要使用排水采气的方法进行采气生产，其排水技术和排水设备大部分是使用油田采油生产中采用的举升技术及举升设备。,一、概 述,一、概 述,扬程、排量调节范围大，从开井到大量采气生产，扬程变化范围为整个井筒的深度；最小排量每天小于1方，最大则几十方。,控制动液面下降速度，缓慢降低动液面,煤层气井大部分为定向井、大斜度井和水平井,流体介质：含有煤粉、煤颗粒和压裂砂的煤层水,煤层气井排采生产特点,现行工艺生产的主要难点
2、： 卡泵、杆管偏磨、砂埋煤层。,地面部分,基本结构,二、排砂采油工艺技术简介,单井流程,井组流程,井下结构,该工艺技术是以高压水为动力液驱动井下排砂采油装置工作。以动力液和采出液之间的能量转换达到排砂采油的目的。 动力液由井口通过48mm油管到达井下排砂采油装置，地层产出液携地层砂通过尾管被吸入到井下排砂采油装置的喷嘴、喉管之间并随动力液一起进入喉管，在喉管内动力液和产出液混合形成混合液，增压后的混合液沿48mm油管和73mm油管之间的环空到达地面。,二、排砂采油工艺技术简介,工作原理,工艺特点,井口井下设备无运动件,特殊材质及流道设计,排砂能力强,砂子粒径小于2mm,地层砂含量小于10%,调
3、整工作参数方便,油井产液量0200m3/d无级调整,变频器调整动力液压力、排量,无偏磨问题,井口井下设备无运动件,适应斜井、水平井,维护方便，作业免修期长,无需动管柱液力起下检泵,捞泵周期14.25月,井下工具维护点少,检泵周期930天以上,不会卡泵、埋油层,吸入口有绕丝筛管保护,吸入口位于油层下界之下,保证排砂采油生产,液力起下泵芯调整喷嘴、喉管配比,二、排砂采油工艺技术简介,排砂采油工艺自2002年投入现场应用以来，分别在十五个不同的油田区块上进行了应用，共应用了158口井，其中斜井130口，占82.2%，最大井斜角84，最高造斜点230m。水平井4口（水平井下泵深度至水平段A点）。 油井
4、平均作业免修期930天。 井下泵泵芯投劳周期427.5天。 该技术获国家发明专利（专利号ZL00111133.7）,在油田应用情况,二、排砂采油工艺技术简介,媒体报道,胜利日报2009年3月9日报道,中国石化报2009年8月11日报道,三、现场应用情况,2011年7月开始，排砂采油工艺技术应用于煤层气井的排水采气工作。至2012年底，该技术在中石油煤层气公司的三个分公司和中石油华北油田的煤层气公司所属的七个煤层气开发区块共36口煤层气开发井上进行了推广试验，并取得了巨大成功。其中斜井25口，水平井11口（“V”井7口、“H”井4口）。特别是在水平井“H”井上该技术的成功应用，使得煤层气水平井的
5、开发改变了“U”井的完井模式，取消了“V”井，直接利用“H”投产。,携煤粉能力 下表是保证不同直径的煤粉颗粒在不同管径中被举升所需的最低排量。当煤层气井的产水量不足以满足该液量时，可采取套管掺水的方法补充。,三、现场应用情况,1、可行性分析,对于定向井、水平井 由于该工艺技术井口与井下工具没有运动部件，适应井斜角度的条件远远大于目前完井的井斜角度（见下表）。所以，不受井斜角度的影响。,三、现场应用情况,可行性分析,微调时调节变频器频率，控制地面泵出口流量和压力,大幅调整时，不动管柱起出泵芯，调整喷嘴喉管面积比,按煤层气井生产要求数模计算，确定生产参数,通过调整地面泵输出压力、排量，可无级调整采
6、水量,对于扬程排量调节范围大,对于控制动液面下降速度,井口、井下无运动部件，不会发生杆管偏磨,对于偏磨现象,产液量可在0-200m3/d调整，扬程可达3500m,三、现场应用情况,可行性分析,三、现场应用情况,2、现场应用-向1、向2井,向1、向2井为平台煤层气井，该平台共有3口井，其中向1、向2为定向井，使用排砂采油工艺生产；直井使用螺杆泵生产。,地面流程图,1064.0m,1.9in动力液管1099.53m,2 7/8in混合液管1099.53m,井下泵1100.89m,5#,987.2m,995.5m,人工井底1130.8m,尾管深1101.39m,砂面1123.37m,绕丝筛管深110
7、3.53m,1073.5m,8+9#,1061m,1.9in动力液管1100.79m,2 7/8in混合液管1100.79m,井下泵1101.79m,5#,976.5m,984.5m,人工井底1140.51m,尾管深1102.29m,砂面1139.61m,绕丝筛管深1104.43m,1073.8m,8+9#,向1井,向2井,现场应用-向1、向2井,三、现场应用情况,现场应用-向1,三、现场应用情况,现场应用-向2井,三、现场应用情况,现场应用-向1、向2井应用分析,三、现场应用情况,如图所示，该为U型井，其水平井为裸眼完井的水平分支井。,基本情况,现场应用-V井,三、现场应用情况,工艺实施前作
8、业生产作业情况,现场应用-V井,三、现场应用情况,生产中存在的主要问题：该井2011.3-2011.9共进行了4次作业，累计生产161天，累计产水2929.66m3,平均日产水18.2 m3/d。平均作业免修期仅40天，最短的一次只有5天。作业的主要原因其一是由于地层出煤粉较多，导致卡泵、砂埋煤层而检泵作业；其二是由于杆管偏磨导致的油管断、漏而检泵作业。,现场应用-V井,三、现场应用情况,1、煤粉量较大，裸眼分支水平井，煤层裸露面积大，生产过程中煤粉含量较多。当地层产液携带煤粉能力弱时，易造成卡泵和煤粉埋煤层等问题。 2、原排采工艺携带煤粉能力弱，原管柱泵挂高，煤粉从煤层上升至泵吸入口过程中，
9、由于套管面积较大，液流速度慢，携带能力有限，沉到井底的煤粉易埋煤层。 3、杆管偏磨严重，在排水过程中杆管是在水介质中相互摩擦，润滑能力弱，杆管易磨损。,该井工艺配套难点,现场应用-V井,三、现场应用情况,煤层,地面部分主要由煤粉、泥砂、水分离罐，三柱塞泵，变频柜，低压过滤器，流量计等设备组成,井下部分主要由动力液管柱，混合液管柱，尾管，绕丝筛管，井下工作筒等工具组成,排砂采油工艺技术,现场应用-V井,三、现场应用情况,工艺实施生产情况,现场应用-V井,三、现场应用情况,工艺实施生产情况 该井投产初期煤粉含量高。混合液煤粉含量高达5%，折合产出液煤粉含量为10.3% 。,现场应用-V井,三、现场
10、应用情况,现场应用-V井应用分析,三、现场应用情况,三、现场应用情况,现场应用-H井-井井身结构见下图,三、现场应用情况,现场应用-H井-基础数据,三、现场应用情况,现场应用-H井-存在问题,该井在压裂完钻塞过程中，在靠近“V”井处遇阻，无法实现“U”型连通。,三、现场应用情况,现场应用-H井-实施方案 在“H”井中应用排砂采油工艺进行排采。井下管柱结构见下图,三、现场应用情况,现场应用-H井-生产情况,下部分投入,三、现场应用情况,3、经济效益分析-投资,地面、井下平均单井投入：41.5126万元。当平台井数增加时投资还要减少,地面部分投入,三、现场应用情况,经济效益分析投资,有杆泵：投资2
11、4.94万元 排砂采油工艺：投资41.5126万元,三、现场应用情况,经济效益分析投资,有杆泵单井投入,有杆泵采油： 排砂采油工艺： 向1:百米吨液耗电:1.487kWh/（100mt） 向2:百米吨液耗电:1.493kWh/（100mt） 保平2-V:百米吨液耗电:2.465kWh/（100mt）,三、现场应用情况,经济效益分析-运行费用（耗电）,检泵作业周期时间大幅度延长 吉试5-3向1、向2井正常生产166天（截止到目前）无修井作业，而该平台的吉试5-3虽是一口直井但在此期间内由于煤粉卡泵修井作业两次,试5-3井的生产作业情况见下表 。,三、现场应用情况,经济效益分析-维护费用,1、节约
12、作业费用：排砂采油工艺的平均作业免修期为930天，吉试5-3井的作业免修期76天（保平2井仅40天），有杆泵排水采气工艺平均每年比排砂采油工艺多作业4.35次（按免修期76天计）。其作业、捞砂、更换井下泵、更换配件等费用大幅度降低。 2、节约了杆管偏磨治理费用：当杆管偏磨时每作业都要更换部分管杆（一次需更换100m左右的杆管）。 3、节约作业时间：节约待作业和作业占井时间（吉试5-3井生产时率84.35%，保平2v井生产时率89.4 % ）。 4、节约回采水时间：当套压较低时作业后的回采水时间相对短一些，当套压较高时，由于压井和井漏液体量较大，回采水时间则较长（回采水时也需要缓慢降低动液面：假
13、设气井套压2.5MPa，液面下降速度3m/d，则每次作业后回采水时间为83天），将严重影响采气井的正常生产。,三、现场应用情况,经济效益分析-维护费用,1、排砂采油工艺技术能满足煤层气井排水(煤粉)采气生产要求，在煤粉含量较高的条件下（混合液最高煤粉含量在5%左右，折合地层产液煤粉含量为10.3% ），煤层产出液能被顺利地举升至地面，保证排采正常生产。 2、通过调整地面泵工作参数或调整井下泵芯喷嘴、喉管的参数，满足煤层气井的供采平衡条件（目前最低产量0.8m3/d，最高产量63.6m3/d ），以达到合理控制动液面的目的，动液面变化曲线趋向于一条斜直线。 3、满足定向井、斜井的生产要求，井下工具能下得去、起得出、正常工作；杜绝了杆管偏磨影响排水采气正常生产的现象。,四、结 论,四、结 论,4、水平井的开发改变了“U”井的完井模式，取消了“V”井，直接利用“H”投产，大幅度降的水平井的完井费用 。 5、作业免修期长，该工艺携砂采油生产时的作业免修期930天。,谢谢大家 敬请指正,
