0 引 言
水平井开发低渗透煤层气田具有很大的技术优势，它是一种以集成钻井、完井和增产为一体的技术思路产品[1-2]。由此产生了裸眼多分支水平井和U型水平对接井技术开发煤层气资源，但前者井眼易垮塌且后期难以维护[3-6]，后者排采井洞穴段垮塌后也不易清理井筒造成井的停产甚至报废[7-8]。相比之下，L型水平井井眼有筛管或套管支撑[9-10]，有效解决了上述问题，同时具有井场占地面积小的优势，近些年来，在征地难度加大的沁水盆地南部煤层气田的开发中逐渐发展起来。
中联煤层气有限责任公司在沁南煤层气田潘河示范区15号煤产能建设中，由于受地面条件的限制，从2018年开始进行L型单支水平井的探索，在未来几年都会加大应用L型水平井钻完井技术开发煤层气。由于潘河示范区15号煤埋深浅(500～650 m)，L型水平井设计井斜大(85°～92°)，全角变化率大(每30 m的8°～9°)，斜井段长度远大于直井段长度；同时，煤储层出煤粉严重、产气后井筒气液比高，部分井区还含有少量硫化氢。如何采取必要的排采工艺和配套技术，使L型水平井获得理想的排采效果，是目前排采工艺技术面临的一项重要任务。
由于常规抽油机有杆泵在大斜度井中偏磨、卡泵频发，导致停机停产[11-12]，故不适合L型水平井的排采。近些年来，配套L型水平井的无杆泵排采工艺逐渐开始尝试，主要有同心管水力射流泵、电潜螺杆泵、气举等，但还处于初步试验阶段[13]。笔者在沁南盆地潘河示范区开展了同心管水力射流无杆泵排采工艺，但因能耗大、井场噪声大，并未推广使用。之后开始设计以螺杆泵为主，配套其他工艺技术满足L型水平井的排采，并通过在潘河示范区15号煤22口L型水平井的现场试验，有效降低了偏磨、卡泵和气体影响，消除了硫化氢安全影响，正常运行时率达92.4%，取得了较好的效果，为L型水平井技术在沁南煤层气田大规模应用奠定了基础，同时也为其他煤层气区块的开发提供了借鉴经验。
1 排采工艺技术的难点
以前煤层气开发的水平井技术主要是多分支水平井和U型水平对接井技术，这2种水平井技术都是在一口连通的“直井/定向井”中进行排采生产，故煤层气直井和定向井排采工艺技术完全适应于这2种水平井。
而潘河示范区L型水平井技术没有配套的“直井/定向井”作为排采的井筒条件，其存在以下难点：
1)不利的井眼形态是排采工艺技术首要考虑的技术应用条件。受潘河示范区15号煤埋深浅的限制及要满足水平大位移的要求，L型水平井造斜段浅，一般在220～350 m，全角变化率增大，斜井段远大于直井段长度。如何将排采设备既能顺利下入指定井筒位置，又能保证设备在井下运行性能良好，满足煤层气井“长期、稳定、连续”的生产需求，这些是L型水平井排采工艺设计与应用的核心内容。
2)煤粉严重的恶劣井筒条件是排采工艺技术必须适应的另一个应用条件。由于煤储层本身的特点，在排采过程中井筒出煤粉是不可避免的[14-16]。根据沁水盆地潘河示范区15号煤前期12口先导试验直井/定向井的排采来看，煤层出煤粉严重，卡泵停机频率高，推测认为该地区15号煤的水平段，出煤粉和掉煤块会更加严重。排采工艺技术是否适应这种恶劣的井筒条件，决定着技术是否可应用良好。
3)气液比大，在大斜度井筒内分离效果不理想也是必须要面对的一个难点。由于井下气液分离装置在管柱结构中位于泵的下部，其在井筒中处于大斜度段，靠气液重力分离的垂向距离非常短，效果极差。
4)不能依靠不断加深泵挂深度弥补较低沉没度对排采效果的影响。较低的泵沉没度对于任何一种排采方式都是不利的。对于直井/定向井而言，可以根据井筒条件，排采过程中不断加深泵挂深度提高降液排采效果。但对于L型水平井完井井筒条件，出于井下管柱安全考虑，管柱最底部最大下入深度为套管悬挂器处；如果考虑大井斜对井下泵体运行的影响，这个深度还会更浅。这就需要优化泵下管柱结构，在管柱总深度不变的前提下，尽可能深下泵，这也是排采工艺技术设计时一种必然的技术选择。
2 排采工艺技术研究
2.1 排采工艺研究与实施的总体思路
针对以上4个方面的技术难点，设计了以螺杆泵携带出煤粉的主体技术，配套减阻、扶正、防偏磨、井下气液分离、自动控制技术的排采工艺与实施方法(图1)，其核心内容是采取有效措施，降低杆管偏磨、改善井况条件，自动控制闭环精细管理。
1—井口；2—铠装电缆线；3—生产套管；4—抽油杆；
5—抽油杆扶正器；6—油管；7—油管扶正器；8—抽油
杆导向器；9—螺杆泵；10—压力计；11—筛管；12—中心管；
13—丝堵；14—悬挂器；15—割缝筛管；16—水罐；17—电控
及自控柜；18—注水管线；19—转子；20—压力计托筒
图1 L型水平井螺杆泵排采工艺示意
Fig.1 Diagram of L-type horizontal well screw
pump drainage and production
2.2 地面螺杆泵排采工艺
抽油机有杆泵排采在煤层气直井和定向井中应用广泛，但只能应用在井斜角小于40°，全角变化率每30 m小于7°的井筒条件，且随着井斜角和狗腿度的增大，其杆柱上行下行阻力增大、泵效变差，不能很好地满足生产的需求[17]。为此，笔者开展了采用不存在上行往复直线运动的同心管水力射流无杆泵工艺，该工艺具有适应大井斜、井筒煤粉严重的煤层气井，但由于能耗大、井场噪声大，并未推广使用。
鉴于抽油机有杆泵排采工艺不适应L型水平井，及同心管水力射流泵因能耗大、噪声大，不宜推广使用，笔者开展了地面驱动螺杆泵排采工艺研究。针对潘河示范区煤储层特点，在螺杆泵的选择上，主要考虑2个方面：
1)定子橡胶的选择。定子橡胶的选择是决定螺杆泵使用寿命的关键因素之一，其配方要满足在煤层气井液中溶胀较小、性能稳定；另外，还要具有强度高、耐磨性好的性能。设计中推荐使用BHGE煤层气专用螺杆泵，该泵使用了LT2200煤层气专用橡胶。
2)选用较大排量的螺杆泵，实现在较低转速下满足排液的需求，既保证了运行的平稳，又降低了转数，使杆管间的接触次数降低，达到降低磨损的目的。根据对潘河15号单井产水量预测结果(5～15 m3/d)，推荐使用BHGE生产的95B1800和95B1300型螺杆泵，前者扬程1 200 m，转速100 r/min下，具有15 m3/d日产水能力；后者扬程900 m，转速100 r/min下，具有15 m3/d的日产水能力。
2.3 配套技术
煤层气定向井抽油机有杆泵排采工艺技术的配套，为潘河示范区15号煤L型水平井的排采提供了一定的借鉴，但对于井斜由原来的40°以内提高到70°～90°，全角变化率由原来的每30 m 的5°以内提高到9°，螺杆泵有效排采仍面临巨大挑战，结合油田举升工艺技术应用实践和认识，针对L型水平井井筒条件，在具体配套措施上，主要考虑防偏磨、井下气液分离、地面注水、智能自控4个方面。
2.3.1 防偏磨技术
在L型水平井的井眼条件下，扶正与防磨是非常重要的。扶正可以更好地解决杆管之间的偏磨，扶正包括泵体的扶正、杆管的扶正，其核心内容是如何采取有效措施，降低杆管间偏磨。
1)“油杆+杆旋转扶正器”+“杆旋转扶正器+油杆+杆旋转扶正器”+“油杆短节+杆导向器+杆旋转扶正器”杆柱组合。在L型水平井上部直井段，采用“油杆+杆旋转扶正器”；从造斜点上部开始到井斜角小于40°和全角变化率每30 m小于7°井段，采用“杆旋转扶正器+油杆+杆旋转扶正器”；当井斜角大于40°和全角变化率每30 m大于7°井段，采用“油杆短节+杆导向器[18]+杆旋转扶正器”，杆导向器如图2所示。通过这种杆柱的组合方式，大井斜段扶正与导向同步，杆柱变为柔性连接，全井段有效减少了杆的运行阻力。
在具体应用中，要从井身结构出发，以各点处杆管的实际受力情况为依据，优化扶正器的具体加法；以井眼轨迹为出发点，以各点杆管间在不同部位受力条件的磨损程度分析为基础，对扶正器的加法进行优化设计，从而实施扶正器的定点设计，这也是目前杆管间防磨技术对策是否有效的关键所在；同时针对下泵所对应的井斜情况，对泵体及附近油管扶正。
1—下接头丝扣连接杆；2—下接头；3—内连
接杆；4—筒体；5—上接头
图2 抽油杆导向器示意
Fig.2 Diagram of rod guide
2)全井段“双联油管扶正器”结构。在L型水平井全井段采用“双联油管扶正器”，其是一种刚性扶正器装置，具有上下双槽通道，可以固定配套的注水管和监测电缆线，同时对注水管和监测电缆线实施铠装保护，避免它们在油管接箍处受到挤压破坏。
3)内衬油管。在L型水平井造斜点附近及以下的井段，设计聚乙烯内衬油管，有效提高油杆和油管接触面的光滑程度，降低摩擦因数。采用聚乙烯材料的内衬油管，粗糙度可由钢管的0.000 15 m降低至0.000 005 m，摩擦因数可由钢管的0.48～0.80降低到0.16～0.23，为降低杆管间磨损、降低井筒流动阻力创了良好条件。
2.3.2 注水稀释井筒煤粉浓度工艺
虽然螺杆泵对于煤粉的携带能力较强，但当井下煤粉浓度达到一定高值时，也会造成螺杆泵的卡泵。为预防该事故发生，在螺杆泵排采管柱下组合有沉砂尾管，同时在油套环空实施注水稀释煤粉浓度，可以降低卡泵事故发生的频率。
设计为在地面通过紧贴油管柱并被固定的铝塑管，向井下注入干净的地层水，以这样的方式稀释井筒煤粉浓度，改善井下泵工作条件。
另外，如果井微含硫化氢，可以在地面灌中加入一定比例的脱硫剂SCAV-6031，使其随井筒煤粉稀释过程，在井下消除硫化氢。
2.3.3 井下专用气锚工具
对于气液比较大的L型水平井来说，受井身结构的影响，排采管柱下至大井斜井段，气液分离的垂向距离很小，气体经螺杆泵带出地面，不仅降低了螺杆泵系统效率，而且也减少了进入集输系统的商品气量。为此，设计了井下专用气锚[19]，其结构如图3所示。中心管在油管内没有进行扶正，且由于长度达8～10 m，在大井斜段会受自身重力作用，中心管底部进液口向纵向分力方向下移，从而与筛管处垂深相差增大，并利用气液重力分离原理达到较好的分离效果。该工具同时还具有防煤块的功能，以及优化尾管管柱达到管柱底部深度受限时螺杆泵下深增加的功能。
1—上接头；2—封闭环；3—排气孔；4—进液孔；
5—中间接箍；6—分离室；7—中心管；8—丝堵
图3 井下专用气锚结构示意
Fig.3 Structure diagram of special anchor
2.3.4 智能自控排采技术
煤层气井的生产控制是重要的环节[20-22]。传统的开环控制方式，不能根据井下供液情况、井底流压情况、泵运行温度等情况实时地调节，难以保证煤层气井排采应遵循的“连续、缓慢、稳定、长期”的“八字”方针。“八字”方针也对智能自控技术提出了如下要求：
1)“连续”，要求智能自控技术能够提前预警减少检泵等修井作业。比如普通预警，提示工况变化，提醒调整排采强度；极限预警，直接引发停机指令，避免排采设备损坏；告警联动，综合分析提示卡泵，声光提醒短信通知。
2)“缓慢”，要求智能自控技术能够精准控制排采强度。对调整的精度值，最高调整次数等的精准控制。
3)“稳定”，要求智能自控技术系统运行平稳可靠。比如数据采集精准可靠、命令控制准确无误和设备冗余充分等。
4)“长期”，要求智能自控技术能够分段排采长期运行。根据煤层气井的生产特点，分段进行匀速降流压、匀速稳流压和限定流压的匀速稳套压等阶段的长期运行。
煤层气L型水平井采用地面驱动螺杆泵排采技术，其智能自控系统的组成，如图4所示。
图4 智能自控排采系统构成
Fig.4 Composition of intelligent automatic
production systerm
智能自控技术要能够准确把握螺杆泵排采井中的一些关键监控点：动液面、套压、气量、产水量、转速、电流、有功功率、扭矩等参数，对螺杆泵井实现真正的闭环自动控制，实现实时测量、实时诊断、实时调参和及时处理。系统主要包含以下4个功能，保证螺杆泵井处于最佳工作状态，有效延长检泵周期。
1)数据采集。实现对上述关键控制点的采集，并对数据进行分析，给出螺杆泵井的供液量、运行工况等情况。
2)跟踪。在线跟踪螺杆泵井的工作状态，解析出关键参数的变化规律。
3)智能自控。通过运行传感器的回馈信号，确定最佳运行参数，通过变频调速，把螺杆泵井控制在最佳工作点。
4)远传和远控。通过GPRS/SCDMA或无线网络，实现信息传输和远传控制，能够将各类信息及时传到中控室和手机客户端，实现网络化、集约化、可视化管理，可实现远程调速、故障和防盗报警功能。
3 现场应用
沁南盆地潘河示范区15号煤前期12口先导试验直井/定向井的有杆泵运行过程中，正常运行时率33.8%，因卡泵造成停机占54.7%，因偏磨造成检泵占9.5%，其他因素造成停机占2%。
2018年11月以来，沁南盆地潘河示范区15号煤开发陆续投产22口L型水平井，全部采用地面驱动BHGE螺杆泵及上述配套技术，正常运行时率达92.4%，因卡泵造成停机占3.8%，因偏磨造成检泵占2.3%，其他因素造成停机占1.5%。与前期12口先导试验直井/定向井的有杆泵运行相比，有效降低了偏磨、卡泵和气体影响，消除了硫化氢的安全影响，提高了正常运行时率。截至目前，这批井井口产液正常，工艺运行平稳，能够满足“连续、缓慢、稳定、长期”排水降压，其中1口单支水平井在生产套压0.83 MPa下，产气量已达21 372 m3/d，反映了所采取的技术措施是有效可行的。
4 结 论
1)强携带煤粉是L型水平井排采设计选泵的必要条件。推荐使用BHGE煤层气专用螺杆泵，其橡胶在煤层水中化学性质稳定，溶胀率低，携带煤粉能力和稳定性好。
2)根据L型水平井及煤层特点，配套技术的设计能够使得螺杆泵井下运行更加平稳。其中，减阻、扶正、防磨是L型水平井排采设计的核心内容，就现有技术对策来说，应采取不同井段不同杆管组合，经济有效地确定合理技术措施。注水稀释煤粉工艺可以改善井下泵工作条件，同时也可以通过工艺流程注入脱硫剂，解决地层出少量硫化氢而影响安全生产的问题，是一项工艺简单但实用性强的配套技术；井下专用气锚在井下分离气液也是十分必要的；智能自控技术能够实现井生产运行的闭环控制，更好地实现煤层气排采的“八字”方针。
3)鉴于井浅的L型水平井排采工艺及配套技术应用在沁南盆地潘河示范区仍处于初期，还存在着一些问题需要认识与解决，将在今后的应用过程中不断摸索，以取得更多经验，修正方案的优化设计，使设计更具有针对性。随着这类井规模的不断扩大及经验的不断积累，在井浅地区L型水平井的排采工艺技术必将得到进一步地完善配套，为发挥钻完增产一体化技术，充分释放煤层产能起到积极作用。
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