《煤层气总结》word版.doc

1.煤层气开发的意义1.1以天然气和煤层气为主的气体能源的广泛应用在资源与环境的双重压力，世界能源消费结构在政策、制度、机制、客观条件、主观意愿的综合作用下已经和正在发生深刻的变化，一个以天然气为主的时代正在向我们走来。据预测研究，到2025年在世界能源消费结构中，煤炭所占的比重将由目前的26.47%下降为21.72%,石油的比重将维持在37.6%37.9%，而天然气则由目前的23.94%上升到28.40%,提高4.5个百分点；在某些地区燃气电站有取代燃煤电站的趋势。能源专家预测，人类社会正在从石油时代向新的能源时代转变。这次转变将经历两个阶段，即先实现以天然气、煤层气等气体能源，液化煤、气化煤等矿物能源洁净技术和核聚变技术，共同构成世界能源消费的主体，然后逐步发展到由核聚变和可再生能源取代传统矿物能源，成为世界能源消费的主体。显然，天然气和煤层气作为洁净能源，在新的世界能源消费结构中将占有越来越重要的地位。因此，有专家预言，21世纪将是气的（天然气、煤层气）世纪。1.2开采煤层气可以降低瓦斯事故的发生目前，我国共有高瓦斯矿井和煤与瓦斯突出矿井6000多处，占矿井总数的30%左右，瓦斯事故多发是影响我国煤矿安全生产最主要的因素之一。据最近10年统计，每年因瓦斯灾害而死亡的人数都在2000人以上，造成极为恶劣的社会影响和国际影响。加快开发利用煤层气，能有效地降低煤层瓦斯浓度，从根本上杜绝煤矿瓦斯事故。1.3开采煤层气可以有效的保护环境煤层气是一种温室气体，其温室效应是二氧化碳的2024倍。据联合国1994年统计，我国每年因采煤向大气排放的甲烷气体达190108m3，居世界第一，而且分别为我国工业生产排放甲烷总量和全球采煤排放甲烷总量的三分之一，已引起国际社会的普遍关注，我国在减排甲烷等温室气体方面受到的国际压力越来越大，减排煤层甲烷气的根本途径，就是开发利用煤层气。煤层气又是一种清洁高效的气体能源，其甲烷含量大于95%，按热值计算，1000m3甲烷相当于1.26t标准煤。用煤层气替代燃煤，其燃烧后排放的粉尘、二氧化硫和二氧化碳，仅分别为燃煤的1/148、1/700和3/5；用煤层气代替汽油作汽车燃料，其排放的尾气中一氧化碳、碳氢化合物和氮氧化合物可分别减少89%、72%和39%，二氧化硫、苯、铅和粉尘等则可减少100%。1.4我国煤层气资源丰富根据国际能源署（IEA）的统计资料和我国煤层气资源评价结果，全球煤层气资源量可能超过2601012m3，90%分布在12个主要产煤国，其中俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚的煤层气资源量均超过101012m3。而且我国含煤层系厚，含气量高，煤层气相对富集，勘探开发条件比较有利。2.国外煤层气发展现状美国、加拿大、澳大利亚等国煤层气勘探开发比较活跃，美国是世界上煤层气商业化开发最为成功、产量最高的国家。2.1美国美国煤层气资源近85%分布在西部落基山脉中、新生代含煤盆地，其余15%分布在东部阿巴拉契亚和中部石炭纪含煤盆地。煤层气资源主要赋存在1500m以内的煤层。美国煤层气工业起步于20世纪70年代，大规模开发始于80年代。1984年共有煤层气井2840口，1990年上升到2982口，1995年增至7256口井，2000年达到13986口，生产井数几乎每5年翻一番。煤层气探明剩余可采储量1989年仅有1041108m3，1991达到2312108m3，1999年突破4000108m3，2005年为5633108m3。煤层气产量直线上升，1989年为26108m3，2005年达到491108m3，占美国天然气产量的9%。美国有完善的天然气管道系统，生产的煤层气大部分进入天然气管网销售给燃气公司，矿井抽放的煤层气有的直接供给坑口发电厂，或与煤混合燃烧作为锅炉燃料。2.2澳大利亚澳大利亚煤炭资源量为1.71012t，煤层平均含气量为0.816.8m3/t，煤层埋深普遍小于1000m，渗透率多在110mD，煤层气资源量为（814）1012m3，主要分布在东部悉尼、鲍恩和苏拉特3个含煤盆地。澳大利亚煤层气的勘探始于1976年。20世纪末，充分吸收美国煤层气资源评价和勘探、测试方面的成功经验，针对本国煤层含气量高、含水饱和度变化大、原地应力高等地质特点，成功开发和应用水平井高压水射流改造技术，使鲍恩盆地煤层气勘探开发取得了重大突破。澳大利亚的一些矿井已广泛应用水平钻孔、斜交钻孔和地面采空区垂直钻孔抽放技术。1998年澳大利亚煤层气产量只有0.56108m3，而到2006年底就达到18108m3，现已进入商业化开发阶段。2.3加拿大据估计，加拿大17个盆地和含煤区煤层气资源量为（17.976）1012m3，其中，阿尔伯达省是加拿大最主要的煤层气资源区。加拿大的煤层气开发起步比较晚，2000年以前由于市场价格、生产技术等原因，曾把煤层气列为无经济开采价值的资源。19872001年，加拿大仅有250口煤层气生产井，其中4口单井日产气量达到20003000m3。2000年以后，在加拿大政府的支持下，一些研究机构根据本国以低变质煤为主的特点，开展了一系列的技术研究工作，多分支水平井、连续油管压裂等技术取得了重大进展，降低了煤层气开采成本，加上前两年北美地区常规天然气储量和产量下降，供应形势日趋紧张，天然气价格不断上升给煤层气的发展带来的机遇，使一些公司有了积极性。2003年Encana和MGV公司合作，钻了1015口煤层气井，试采气5.1108m3，2006年煤层气井超过7700口，产量55108m3。加拿大规划到2010年煤层气产量达到140108m3，2020年达到（280390）108m3，煤层气产量将占天然气产量的15左右，形成与美国规模相近的煤层气产业。德国、英国、波兰、印度、俄罗斯等国家也在进行煤层气资源的评价和勘探，但到目前为止，除美国、澳大利亚和加拿大等国之外，其他国家都还没有形成大规模的商业化开发。造成这种局面的原因可能有三点：一是煤层气作为一种非常规天然气，其前期工作需要大量的资金投入，如果没有优惠的税收政策支持，很难吸引资金；二是未能彻底解决各自存在的关键技术问题；三是运作时间长。由于煤层气本身的特殊性，从地质评价到工业开采一般需要相当长的时间，大量投资在短期内难以得到回报。3、国外煤层气勘探开发、利用的理论与技术3.1勘探开发理论研究20世纪80年代初，美国启动了西部落基山造山带和东部阿帕拉契亚造山带相关的13个含煤盆地群煤层气成藏条件探索研究，取得了煤层气“排水降压解吸扩散渗流”产出过程的认识突破，最后选择圣胡安盆地和黑勇士盆地为基地进行试验，并在1984年使地面垂直井开发的煤层气年产量达到近3108m3，得出了美国许多地区具有煤层气生产可能性的重要推论。以此为依据，将勘探逐步扩大到皮申斯、尤因塔等6个含煤盆地，经过理论研究与勘探开发实践的多轮相互反馈，提出了北美西部落基山造山带高产走廊的煤层气成藏模式，形成了以煤储层双孔隙导流、中煤阶煤生储优势与成藏优势、低渗极限与高煤阶煤产气缺陷、多井干扰、煤储层数值模拟等为核心的煤层气勘探开发理论体系，并于1995年将地面垂直井煤层气年产量提升至275108m3。90年代后期，美国又提出“生物型或次生煤层气成藏”理论（Scott，1993），实现了自身煤层气地质理论突破，1998年在低煤阶煤的粉河盆地成功地实现了煤层气商业性开发。美国煤层气商业性开发的成功，带动了加、澳、德、英、波、印、俄等20余个重要产煤国家煤层气的研究与开发。然而，在直接引用美国相关理论和技术的过程中，除加拿大由于与北美大陆地质条件具有一致性而进一步证实了美国煤层气理论的适用性以外，只有澳大利亚结合本国煤储层的低渗特点发展了地应力评价理论，并在开发出水平井高压喷射改造技术后获得产气突破，其余各国都还没有获得地面垂直井商业性开发成功的案例。目前国外煤层气理论研究和勘探取得的认识，主要有以下几个方面：一是利用有机地球化学手段（主要是同位素研究），开展了煤层气成因和来源分析，依据分析研究结果认为，加拿大和美国阿拉斯加州的煤盆地内煤层气的成因有3种来源：早期生物气、中期热裂解气和晚期次生生物气；同一盆地不同部位，有时是一种成因占主导地位，有时是两种成因共存，有时甚至是三种成因混合。二是受岩浆岩影响的煤储层具典型的微孔结构和裂隙，且生气量大，含气量高，甲烷浓度也高，达95%。这一理论认识是对澳大利亚冈尼达（Gunnedah）盆地进行的地质研究得出来的。三是褐煤和低煤化烟煤的煤层气勘探开发深度已突破1500m。如，美国阿拉斯加州的煤盆地内勘探开发深度已达1981m。四是开展了地质构造对煤储层割理、煤层气含量以及煤层气、水产能影响的研究六是储层测试分析和数值模拟技术日趋完善。发明了瞬变流法甲烷扩散系数测试技术，开展了煤储层渗透率与压应力、孔隙压力关系实验，修正了相对渗透率实验，尤其是广泛开展了同相多组分（二氧化碳、甲烷、氮气）定成分膨胀或定体积压缩吸附/解吸实验，讨论了二氧化碳、氮气不同注入速度和不同注入期对甲烷生产的影响，并在煤层气排采试验中进行了大量应用。在数值模拟方面发展了平衡吸附模型和非平衡吸附模型，开发了煤层气产能模拟新的模型和软件。3.2煤层气开发技术随着国外煤层气产业化的发展以及开发领域的逐渐扩大，开发技术也不断完善和提高，尤其是美国，煤层气开发从最初在圣胡安、黑勇士盆地的中煤阶气肥煤，逐步发展到低煤阶褐煤和高煤阶贫煤、无烟煤，并针对不同地质条件下煤层渗透性、力学性质、井壁稳定性，形成了一套煤层气开发技术系列，主要包括：3.2.1压裂开采技术。压裂技术是煤层气开发过程中的关键技术。其重要性在于对产层进行改造，以提高生产层的产量。目前国外针对不同储层采用的压裂技术主要有交联凝胶压裂、加砂水力压裂、不加砂水力压裂和氮气泡沫压裂，各项技术均已过关。此外，在生产实践中采用了多次压裂。在美国煤层气开发早期，大井组直井压裂技术曾广泛应用于圣胡安、黑勇士中煤阶含煤盆地的煤层气开发之中。该技术主要适合于中煤阶区，其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排，大面积降压后煤层吸附的甲烷气大量解吸而产出。在美国尤因他盆地，最初3口井压裂后排采一年多时间，单井日产气一般在1000m3左右，随后井组逐渐扩大到23口，连续排采4年以上，单井日产气量逐渐增加到5000m3以上，在大规模生产阶段，单井日产气超过2104m3；在圣胡安盆地早期的开发试验也证实了相同的产气规律。这说明煤层气开采中实现煤层大面积降压对单井产气量具有决定性作用。3.2.2裸眼洞穴完井开采技术。针对低煤阶、高渗、厚煤层钻井易坍塌和煤层污染问题，采用了煤层段裸眼下筛管完井或洞穴完井方式，以增加煤层裸露面积，提高单井产量。该项技术主要应用在圣胡安、粉河盆地。粉河盆地含煤地层为第三系，低煤阶褐煤长焰煤，埋深503300m，煤层气远景资源量1.11012m3。开发区煤层埋深76300m，煤层厚24460m，含气量25m3/t，煤层渗透率35450mD，已钻井2.3万口，单井日产370028000m3，平均4500m3，单井日产水3279m3，2004年产气95108m3。3.2.3羽状分支水平井开发技术。在煤层内钻羽状分支水平井，每个羽状分支井由1口分支水平井，1口洞穴排采直井组成，水平井主水平井眼长1500m以上，主水平井眼两侧钻814个分支，分支井眼长200800m。每个羽状井组由4个多分支水平井组成，总进尺3.2104m，一个井组控制4.8km2（相当于16口直井的开采面积）。该项技术主要适用于中、高煤阶低渗透含煤区，通过增加煤层裸露面积，沟通天然割理、裂隙，提高单井产量和采收率，解决低渗区单井产量低、经济效益差的问题：高含气薄煤层也可采用这一技术。美国西弗吉尼亚阿巴拉契亚盆地，含煤层为石炭系，中高煤阶，焦煤，镜质组反射率为1.5%，煤厚1.222m，含气量8.515.6 m3/t，渗透率34mD，应用多分支水平井，单井日产气（3.45.6）104m3，产量比水力压裂提高2 0倍以上（直井压裂开采日产气只有1700m3），6年采出可采储量85%。3.2.4沿煤层钻井和一体化抽采技术。这种技术特别适用于地层倾角较陡的煤层。通过地面钻井到达煤层后，沿煤层钻进500m以上，只要煤层稳定性许可，也可钻进更长的进尺，煤层段采用裸眼完井。该技术还可以在煤矿区附近应用，结合巷道抽采，实现采煤采气一体化，既利用了资源，又解决了煤矿生产安全。该项技术是澳大利亚开发煤层气时采用的一种技术。3.2.5注氮气、二氧化碳增产技术。煤基质表面对气体分子的吸附能力是一定的，向煤层中注入氮气、二氧化碳气，其气体分子会在一定程度上置换甲烷分子，使甲烷分子脱离煤基质束缚而进入游离状态，混入流动的气流中，从而达到提高煤层气产量的目的。美国、加拿大等国根据这一原理，将电厂等排出的烟道气回收处理后注入煤层。试验证明可以提高煤层气产量和采收率，同时还可以减少温室气体排放。目前美、加两国已有16家公司采用这一技术。3.2.6试井技术。在实际应用中较为成功的测试方法包括：常规中途测试技术、密闭中途测试技术、段塞实验和注入/压降实验。选择试井类型时既要考虑井的状况，同时要求对煤层及相邻的非煤层进行测试，以了解周围岩层对流体的传导率和能否成功地实施增产作业。3.2.7排采技术。煤层气的生产是通过排水采气实现的，常用的技术主要是气举方法和管式泵磕头机等。磕头机的动力源在电网发达区用电动机，电网不能到达地区用气井生产的煤层气带动小型燃气动力装置。其水温、气体埋深、排水量、日产气量、累计产气量，全部由自动化仪表记录。3.2.8煤层气开发与采煤一体化。浅层煤炭开采之前要先进行瓦斯抽放，实现煤层气开发与采煤一体化很容易。开采深层煤炭资源难度大、成本高，但对高瓦斯深层煤炭采用煤层气与采煤一体化技术，还是有相当经济效益的。这项技术主要是利用钻头喷嘴的水射流在煤层段斜穿孔冲洗，循环出水煤浆和煤层气，在地面进行“固液气“三相分离，即可采出煤和煤层气，分离出来的水还可继续注入井内重复利用。这种技术特别适用于煤层气含量高、厚度大、强度低、不含夹层的粉煤；如果煤层含水量较大，与制水煤浆技术结合，其经济效益更高。3.2.9集气与储运技术。由于美国的天然气管网非常发达，因此煤层气的集气与储运工程仅限于井田内部。井田内部集输储气分三大块：一是井口装置（气水分离、计量仪表）、管线(常压、欠压区用PVC管)和加压站(若干台压缩机组成、进行二次气水分离)，其中关键问题是管线的优化设计和设备选型，在管理上采用的是无线电数据传输和自动化管理，井场和加压站只是巡回检查，不设专人管理。采出的煤层气离开井田便进入管网。3.2.10环保技术。与煤层气开发相关的环保问题，主要是对采出的地层水进行处理的问题。根据地层水的化学组分，美国目前选择的水处理方法，一是地面排放，即，采出水经处理后符合地面排放标准的，就地排放；二是深井注入，一口3000m深的注入井可以同时处理1020口生产井采出的水，但费用较高，一般是地面排放的15倍以上；三是反渗析、蒸发和结晶处理。反渗析处理成本为0.5美元/bbl,蒸发法处理成本为0.5美元/bbl以下，结晶法为1美元/bbl。除上述10个方面的煤层气开发技术之外，美、加、澳三国还分别开发了保护煤层的空气、泡沫钻井和煤层钻井液、煤层绳索取心、煤层气实验室分析化验技术等。3.3煤层气利用技术煤层气的主要成分是甲烷，这使得煤层气可以作为优质民用燃料、工业燃料、化工原料、液化天然气燃料和合成油原料。3.3.1民用燃料。煤层气作为民用燃料，和煤炭比较具有热值高、污染小、使用安全等特点，不需庞大的净化处理装置，不腐蚀、不堵塞输气设备。在美国，则是将开采的煤层气经加压后输入天然气管道，然后输向全国各地。煤层气允许进入天然气管道的条件是甲烷浓度要高于95%。3.3.2工业燃料。煤层气作为工业燃料主要用于发电厂、加工业和汽车工业。煤层气发电：天然气发电一直是许多国家在天然气利用方面的主要途径之一。这主要是天然气发电具有效率高、污染少、占地少、启动快、调度灵活等优点，发电效率比煤高10以上；每千瓦投资为煤的70。煤层气的成分和天然气的成分相似，所以也可以用来进行发电。不同型号的煤层气发电机设备可以利用不同浓度的煤层气。煤层气发电可以使用直接燃用煤层气的往复式发动机和燃气轮机，也可用煤层气作为锅炉燃料，利用蒸汽发电。欧洲的很多国家，在多年前就已经应用煤矿抽取的瓦斯进行发电。煤层气富集的地区煤炭资源都十分丰富，附近大都有一些火力发电厂，电网发达，应用煤层气发电可以直接输入电网。加工业燃料：煤层气可以作为玻璃厂和冶炼厂的洁净燃料。目前玻璃厂熔炉主要还是以煤炭作燃料，用煤层气作燃料不仅成本低，热值高，而且有利于改善厂区环境，提高产品质量，大幅度提高玻璃厂、冶炼厂的经济效益。汽车燃料：汽车用压缩天然气的技术指标为甲烷浓度必须达到90%100%，乙烷以上的烷烃含量不超过6.5%。煤层气中甲烷成分占绝对优势，浓缩后甲烷浓度可达95%以上，乙烷以上的烷烃含量极少，因此，煤层气非常适合于生产汽车用压缩天然气，还可以与柴油混合制成车用混合燃料。3.3.3化工原料。甲烷是一种重要的化工原料，可以用来合成多种化学产品，如合成氨、XOX系列产品、甲醇、乙炔、硝基甲烷、氢气等，大约有20多种，加上二次加工后的五六十种产品，合计近百种化工产品，涉及国民经济的许多领域。合成氨和甲醇是甲烷化工最重要的两种产品。目前，世界合成氨总的生产能力已经达到1.6108t/a（其中以天然气为原料的占76%），我国总生产能力为3000104t/a（其中以天然气为原料的占25%）。甲醇是一种重要的有机化工原料，在我国是除乙烯、丙烯、苯之后的第四大化工原料，在化工、医药、轻工、纺织等行业具有广泛的用途，仅衍生物就有100多种。煤层气都可以作为它们的原料。3.3.4液化气燃料（LNG）。煤层气与天然气一样，其主要成分是甲烷，因此，天然气的许多用途都可以拿煤层气替代。天然气液化后比压缩天然气更安全，更经济。低温条件天然气的液化（LNG）是一项重大的先进技术，已被许多国家广泛采用。天然气液化后，其体积只有同量气态天然气的1/625，从而大大方便了天然气的储存、运输乃至使用，单位体积的燃烧值相应大大提高，可用以代替汽油作为汽车等交通工具的燃料，而价格比汽油更便宜，污染更小，还可为地下储气库供气。3.3.5合成油（GTL）。天然气制合成油（GTL）正成为天然气高效利用的途径，煤层气与天然气相比成分更为简单，GTL技术完全适用于煤层气。GTL技术由合成气、费托合成和产品精制三部分组成。通过费托工艺将天然气转化合成油的柴油燃料含硫小于1g/g，芳香烃小于1%（体积百分比），十六烷值大于70，为生产清洁燃料开辟了一条新途径。经过改进的费-托法合成技术，采用新型钴催化剂和先进的淤浆床反应器，使GTL装置投资和操作费用大大降低，GTL的生产成本已可与1822美元/bbl的原油价格相竞争，为建设天然气炼油厂注入新的活力，同时为天然气资源尤其是偏远地区天然气田的开发利用提供了有效途径。4.我国发展煤层气的特点和现状我国煤层气的明显特性是： 煤层瓦斯贮存量高。 煤层吸附瓦斯能力高。 煤层瓦斯压力较低。大部分瓦斯压力为05 MPa30 MPa,仅少数矿井煤层深达800 m 1 000 m处出现高压区,瓦斯压力为50 MPa8.5 MPa。 煤层在水力压裂等强化措施下形成常规破裂裂隙所占比例低。美国勇士盆地裂隙半长在76 m9144 m,而我国仅有30 m左右。 煤层瓦斯储层渗透系数低。绝大多数在10-12m2以下。我国煤层气发展的不利因素：煤层气与常规天然气的勘探开发，在生产技术和经营管理上，既有可以借助利用的相似之处，又有较大的差异，这给中国石油发展煤层气产业带来一些不利和风险。（1）我国煤层气基础理论研究和技术开发滞后，我国主要煤层气富集区一般都在石炭二叠系含煤区，煤阶偏高，渗透率很低，原始渗透率大都不超过1mD，而且由于成煤期后经历了多期构造运动，构造条件复杂，煤层气成藏保存条件较差。这导致不仅国内先进的石油天然气勘探开发工艺技术，就是国外以中低煤阶为主的煤层气成藏理论和开发工艺技术，也不能完全照搬到我国煤层气勘探开发中来。目前，国内煤层气基础理论和技术研发尚处于模仿和借鉴国外理论和技术阶段，缺乏适合我国地质条件的成熟的煤层气地质理论和拥有自主知识产权的煤层气勘探开发配套技术，这是制约中国石油发展煤层气产业的主要矛盾之一。（2）煤层气开采成本高，投资回收期长，起步阶段又缺乏国家政策的有力支持，经营风险较大我国煤层气藏具有低孔、低渗、低压、低产的特点，普通直井单井日产量一般不超过3000m3，且要有较长的排水降压时间；煤层气开发需要小井距、密井网，开发井多，开发投资较大；煤层气井采用降压生产，气层压力很低，从气井到长输管网必须铺设管道并进行多级增压，输送费用也高。加上国内煤层气与天然气基本同价，目前价格偏低，这使得煤层气开发投资回收期普遍长于常规天然气，一般需要8年以上，对投资者缺乏吸引力。而国家已出台的鼓励煤层气开发利用政策，迄今都偏重于规模化生产后的政策优惠，缺乏煤层气发展起步阶段鼓励前期投入、吸引投资融资的扶持政策。这是中国石油发展煤层气产业的一大不利因素。（3）煤炭生产与煤层气开采企业之间存在利益冲突，且缺乏有效的协调机制在煤炭和煤层气矿权分别由地方政府和国土资源部管理的情况下，由于矿权重叠和利益冲突，经常出现煤炭优先、“以煤压气”或排斥和侵犯煤层气探矿权、采矿权设置的问题。5.几种煤层气开采机械为煤层气井设计人工举升系统要求考虑下列制约条件：（1）煤粉、砂子和其它磨蚀性固体颗粒的产出会造成泵抽设备的频繁机械故障；（2）举升系统的举升排量应当是灵活可控的，即在煤层气井投产初期能够举升大量的液体，而在此后随着煤层气井产水量的递减能够大幅度降低排量。在美国天然气研究所进行的一项研究中，在煤层气井投产的前6个月内排水量达到100200 BWPD，而在此后降低到l2BWPD；（3）在煤层气井中为了使煤层气从煤层中释放出来井底压力应接近于大气压力，也就是达到泵抽空工况；（4）气体干扰可导致泵效非常差，甚至发生气锁，这样会由于过量的磨损而造成泵寿命的缩短。5.1游梁式抽油机5.1.1游梁是抽油机的特点煤层气专用抽水机主要有如下特点：(1)摩擦负荷较小，由于采出液主要是水，同时，采出液中含有煤屑等颗粒，可以起到润滑作用，因此，摩擦载荷较小。(2)开抽时负荷较大，随着开采的进行，负荷逐渐减小，正常生产时，动液面接近泵的位置，其负荷近似等于抽油杆的重量。(3)振动负荷的影响较小，由于抽油机的冲程较小、冲次较低，因此，一般其加速度较小，其动负荷的影响也较小。(4)气体载荷的影响小。由于煤层相对较浅(一般在1000m以浅)，载荷较轻。5.1.2游梁式抽油机的不足但在使用中也发现了一些操作不便利和能源消耗大的情况。例如：(1)现有煤层气井绝大部分采用电动机驱动排水采气，此方式存在用电成本高的缺点，由于煤层气井大都在偏远山区难于供电或供电不足，因此不利于使用电动机驱动排水采气。(2)游梁式抽油机的常规平衡方式有三种：曲柄平衡、游梁平衡和复合平衡。这三种平衡方式都是将平衡块固定在曲柄或游梁上，当悬点载荷发生变化需调节平衡时，必须停机后装卸调整，特别是对煤层气井悬点载荷经常周期性变化大，需频繁调整平衡的情况，调整起来非常不便，费工、费时、又费力，对于环境恶劣的偏远地区更为不便。5.1.3游梁式抽油机的改进(1)驱动装置的改进采用煤层气发动机驱动抽油机，它不需外部能源，利用套管煤层气作为动力源，再用煤层气发动机作为动力，辅以配套的储气和稳压装置，就可平稳的进行排水采气，这种方案可用于气源丰富的煤层气井使用。主要特点是：(a)设备由于使用煤层气井自身的煤层气作为燃料就地取材，实现了煤层气井“自抽自用”，不需外来能源，对合理利用能源和节电有重要的意义，适用于煤层气井这种难于供电或供电不足的地区。(b)煤层气发动机采用单缸低速机，结构简单，热力参数水平较低，因此寿命较长。(2)平衡装置的改进将游梁上固定式平衡块改为移动式平衡块，通过微型齿轮减速电机带动丝杠，利用丝杠传动原理，带动平衡块在游梁上前后滑动，准确确定平衡块的位置，实现平衡的调节。(a)这种改进兼顾了煤层气开采前后期产量变化较大、平衡出现正负的情况，满足了不同时期平衡调节的需要。(b)无需增加或减少平衡块，电机驱动，省时省力，操作简便。(c)去掉了曲柄上的平衡块，适当缩短了曲柄长度和减速器的安装高度，方便了减速器的日常维护保养，整机的结构也更为紧凑。(d)特别适用于环境恶劣、吊装设备不易进人的偏远地区。5.1.4排液工艺制度（1）工艺制度原则。在压裂后，随着泵的排液，井筒附近的地层压力会逐渐降低并使气和水向井筒方向流动，使井筒附近的含气饱和度增高。随着油套环空压力的逐渐升高，井筒附近气体的浓度也增大，如果在此时以很高的日产气量进行投产，气和水就会高速流向井筒，同时携带大量的煤粉及砂，从而造成煤粉及砂迅速堵塞微细裂缝，严重降低煤层裂缝的导流能力，影响该层的产气量及产液量；同时，一部分煤粉及砂进入泵筒，造成煤粉及砂粒磨损泵筒或卡泵，另一部分煤粉及砂随着液体到达地面，在地面流程中堆积，堵塞管线或仪表，造成检泵和生产停止。因此，必须严格执行管理规程和作业程序。确定指标的原则是在满足排液的前提下优先考虑使用小泵径、长冲程和小冲次。其优点是：(a)可充分利用泵筒的有效长度，按比例地增加泵的排量。在地层供液能力充足的情况下，可降低液面，提高排液量，不会对设备产生影响，同时使泵筒均匀磨损。(b)可降低单位时间内的冲程次数，减少振动载荷，改善示功图形状；还可减轻抽油杆磨损，从而延长其使用寿命。(c)由于冲次减少，使得柱塞自上死点到下死点的时间增加，使煤层产出的砂及煤粉等有充分时间沉降。(d)上冲程时柱塞运行速度变慢，有利于增强气、砂锚的防气和防砂效果，从而减轻泵的磨损，延长检泵周期及泵的使用寿命。（2）泵径的选择。其泵径越大则悬点载荷越大，这就意味着可能要使用钢质更好或直径更大的抽油杆。（3）冲程与冲次的选择。在保证排量的情况下，冲程尽可能选择抽油机的最大能力，而冲次选择4-10次分钟之间。（4）生产压差的选择。(a)初选的生产压差，要以不破坏煤层的原始状态，不使煤层的割理系统受到损害，避免造成煤层大量出砂和煤粉以及煤层的坍塌为原则。(b)使泵的排液能力与煤层的供液能力相适应，充分利用地层能量，保证环空液面均匀缓慢下降或稳定。(c)套压的控制：放大油嘴，套压下降，气量上升；反之，减小油嘴，套压上升，生产压差减小。对有一定产气量的井好。当套压降为零时，由于空气密度大于甲烷的密度，空气有可能进入井中，与煤层接触发生氧化作用，形成薄氧膜阻止气体的解吸，不利于煤层气的产出。套压过高，不利于气体的解吸。综合考虑，排液时井口压力不应低于001 MPa。（5）下泵深度选择。对于煤层气井，要求液面接近煤层或降到煤层以下，这样生产压差就接近地层压力。在排采初期，基本以排压裂液为主，产液量较大，因而，泵挂不宜过深，过深则易造成煤粉和砂卡泵；在排采的过程中，根据实测的动液面确定适当的生产压差，当环空液面下降逐渐相对稳定的情况下，泵才能下至煤层中部以下30-40 m。5.2 链条式数控抽油机5.2.1传统抽油机存在问题(1)传统的抽油机只能按照一定的，不好改变的机械规律完成其工作循环。在这种条件下，地面与井下设备难以达到合理的协调，从而泵效不易提高，而且冲击负荷也比较大，机一杆一泵的事故多。对于含煤粉较多或气液比较大的煤层气井，上述弊端更为严重。(2)传统的抽油机在结构上不易进行工作状态的调节(如对冲程和冲次的调节等)，因而常使产液量的提高受到限制。(3)由于机械结构相对复杂和未采用节能技术，因而设备的钢材消耗、能耗等都比较大。5.2.2 链条式数控抽油机优点(1)采用全数据电力拖动系统，是一种能随机改变运动“姿态”的实时数字控制电动系统。它可以根据排采降液需要实现冲程、冲次的任意调整。(2)使传统抽油机从单一的机械运动进化到实时可控的随机运动，打破了传统的机械电力无法随机改变“姿态”的约束。因此数控抽油机工作循环的每个过程可根据井下地质条件、开发特征、选用的井下设备以及地面设备进行测定与综合分析，并可以根据每口井的特征，随机应变，实时控制，以始终保持事先优选的最佳运动姿态。(3)可采用计算机模拟最佳工况，得到一系列的优化工作参数，如冲程、冲次、提升速度与加速度、下降速度与反方向加速度等等，大幅度提高泵效增加产液量。(4)该设备机械结构简化，钢材消耗少、能耗低、操作简单、使用方便。而且可以延长检泵周期，非常适用于煤层气井排采。5.2.3 运动过程分析（1）加速过程(A) ，由于采用了“S”型加速曲线，本过程又可分为三个阶段：A1：起始低值加速阶段。有利于各运动部件调整运动状态，减少冲击，并可以使井下深井泵凡尔平稳地动作。A2：匀加速阶段。在这个阶段达到运动状态，这一阶段主要考虑合理的加速能量、加速负荷、加速时间。A3：结尾低值加速阶段。主要考虑确保运动部件平滑过渡到匀速阶段。在这一过程中靠专门转矩处理CPU不断实时监测系统的参数，快速计算出系统动态机械负荷，确认其在正常范围内工作，当感测出地面设备和井下设备不协调时，将会自动改变其参数与之适应，这样可以有效消除上提时的冲击。这一过程结束后深井泵柱塞就达到了过程的最高提升速度。（2）匀速提升抽液过程(B)这是主要工作过程，由于柱塞达到最高提升速度后，便始终保持大小不变的速度直到这一过程结束，从而使这种工作方式有效地提高了系统的供液能力，并有效地保证了系统机械零部件平稳工作，合理选择这一过程的周期，可以确保得到合理的产液量和最低的能耗。（3）“逆S” 形负加速过程(C)与A过程相同，也可分为三个阶段，但加速曲线与A过程的变化方向相反，合理地处理好这个过程是确保进液工作的关键，也是确保系统平稳工作的关键。（4）匀速下降进液过程(D)这是井下设备的进液过程，合理安排这一过程是确保最高泵效的关键，这一过程的周期必须确保：(1)进液与柱塞运动一致，不脱流；(2)控制泵的进液压降。因而“D”过程必须要有足够长的周期。这一过程也是地面设备的储能过程，在确定了作业条件之后，应选定合理的平衡配重可以有效地减轻系统的动态载荷和能耗。在这一过程中还要考虑应确保井下部分始终保持在最大受张状态下工作，以有效地利用井下悬挂质量的位移和有效的利用设备的冲程，因而也需要足够长的周期。但前已提及周期太长会使设备的提液能力下降，因而要做最佳的选择。5.2.4所应用的关键技术链条式数控抽油机采用了全数控电力拖动系统。电力拖动系统由机械和电力电子两部分组成。数控抽油机之所以能保证其运动特性符合煤层气井排采的最佳工况，主要采用了以下五种新技术。（1）具有多个微处理器的数控技术和完善的保护功能数控抽油机的数控部分主要是以PCU系统管理控制器和Fr7系列变频调速器等引进设备所组成。根据不同井况而编制的程序事先存储于系统控制器中，用以实时控制。主要计算则由Fr7系统的数控操作器专用CPU进行。这套数控系统具有完善的保护功能，如下：(1)防止失速； (2)电流限制； (3)瞬时停电；(4)欠电压；(5)过电流；(6)过电压；(7)输入浪涌；(8)逆变器过热；(9)电机过载；(1O)外部故障；(11)CPU异常；(12)设定错误；(13)存储器异常。（2）交流变频调速器技术P7系列交流变频器可以设定频率的范围，Vf模式，设定基本频率和最大频率、额定输出电压、限定转矩及具有自动加减速控制、瞬时电源故障后的平稳恢复功能，并且能随时显示各项运行参数。控制电路有如下功能。(a)采用了直接数字控制(DDC)方式，运算、判断命令全由16位CPU进行控制，这样不仅大大增多可以预置设定的参数，而且使控制更加精确、快速、可靠。(b)利用霍尔效应配合电流电压监测，实现电流、电压直接显示，电子式过载热继电器保护，加速时电流限幅控制和防止失速，以及磁通控制式正弦PWM控制等等。(c)把软启动、软停止、输出频率上下限幅、频率偏置设定、频率跳跃等功能软件化，并且具有实现Vf自动调整，转矩升高自动调整， 自动节能运行等实时控制方式的软件。(d)靠两个CPU实现了转矩限定，转差补偿，瞬时电源故障后平稳恢复以及自动加速和减速控制。(e)数字显示和故障诊断，既可以显示输入、输出的参数及监测运行中的参数，又可以检索故障时的参数、状态以及过去的故障的履历。(f)逆变器的控制电路接口，既有触点式的也有开路集电极式的输出电路，输入给定信号可以采用模拟量或者数字量。(g)在制动方面可以采用电阻制动或者直流制动方式。(3) 系统管理控制器技术系统管理控制器(PCU)分别与逆变器P7的控制端和抽油机的限位传感器等连接，以沟通外部系统和内部系统。在PCU中，装入了根据每口井况编制的管理系统，它将根据各输入点反馈的信息进行实时控制，程序要保证解决好以下几个方面的问题。(a)对上提和下降过程的定时，以及给出相应的控制电动机正反转的控制信息。(b)对由于电机初启动或者因多次升降累计漂移结果达到某个限位点时，应能由上限或下限传感器信号及时改变电机旋转方向。(c)如果冲程中点总是朝某一个方向漂移则程序应能自动的调整上升或下降时间，压低漂移。(4) 稀土低能耗电机稀土低能耗电机是一种新型永磁式交流同步电动机，由于它采用稀土金属永久磁钢做电机转子，因而使电机具有缩小体积，降低能耗，功率体积比大，超载性能优越等特征。相对于异步电机，在相同体积下，功率和转矩可增大一倍。(5)精密的机械传动系统数控抽油机的电机轴驱动减速器，后者的输出轴与链轮相连，通过链条带动抽油杆运动，由于系统是经过严格设计与加工的，所以能保证机械传动过程长期准确工作，稳定可靠。(a)行星摆线针轮减速器。行星摆线针轮减速器是一种应用行星摆线原理，采用摆线针齿啮合，设计先进，结构新颖的减速机构，具有减速比大(1：29和1：43)、效率高、体积小、重量轻、故障少、寿命长、承载能力强等优点。(b)平衡调节方便。只有在良好的平衡状态下，抽油机才能投入正常生产。由于煤层气井排采前期处在一个平稳降液的过程，抽油机的平衡需要经常调整。数控抽油机由于配重箱增减配重方便，因此利于平衡调节。抽油机平衡调节计算相对简便。5.3螺杆泵的应用从上表中可以看出：过早的泵磨损占所有修井事故的59%，是最值得注意的泵抽问题。经分析，有两种情况是造成泵严重磨损的主要原因，其中最为严重的问题是井下气液比过高。因为螺杆泵转子部件在橡胶定子内旋转，需要通过井液对泵进行润滑和冷却。由衷1惨井作业汇总囊 于气体不能起到有效的润滑作用，所以当气液比较高的井液通过泵腔时，对泵的润滑作用大大降低。结果转子的旋转使定子摩擦生热，橡胶材料软化，最后造成螺杆泵过早磨损。有许多因素可以使通过泵腔内的气液比升高，其中包括高的井口环空压力、泵抽空和井下气液分离太差。高环空压力引起泵的过度磨损占71 ，因此造成的修井作业占总修井次数的42。由于井口压力直接关系到煤层气的产出，因此必须调整地面装置的配置，尽量降低井口压力，以保证螺杆泵在正常条件下工作。修井原因其次是泵抽空所造成的磨损。螺杆泵抽空的主要原因是由于泵的排量大于气井的供蔽缸力，从而造成泵效的降低。可以采用几种不同的方法来对泵的抽汲能力进行精心的调整，废便与气井的产水能力相匹配，其中包括：改变泵的型号；调整螺杆泵转子的转速；或者在井上安装定时器来进行问歇抽汲 泵相对煤层的位置对井下气液分离有着显著的影响 在最初舶开采中，将泵下到煤层以上以避免砂子所造成的泵磨损问题。然而，这种做法难以收到满意 打气液分离效果，所以在以后的螺杆泵初装时，直接被下到煤层以下进行工作。砂子造成的磨损占泵磨损量的13 。仅占所有修井作业的8 。螺杆泵可以在磨损很小的情况下去除井渡中的砂子和煤粉。另外，为了进一步减少砂粒磨损的发生，还可以采取其它措施，其中包括在压裂过程中，用大量的酸化顶替液冲刷井内和裂缝内松散的砂子，并且在压裂完成后对气井进行长时间的清洗。油管和抽油杆的断裂占修井作业的21%，其中油管断裂占6%，抽油杆断裂占15%。油管的断裂有两种情况：5O 的情况是由于螺杆泵被砂子卡死后，抽油杆的正向转动造成油管接箍处管柱的反向扭转，使油管松脱。为了避免这种情况的发生，可以增大油管连接处的上紧扭矩。另外还可以加强对井液采出情况的观察来避免，因为当产出水中含砂量升高时，会预示着可能出现“砂卡”问题，这时就应该考虑采取预防措施以防止油管断裂的发生。由安培表读数显示出的电机负载状况不稳定，也可以用来监测井下扭矩是否正常。油管断裂的另外一个原因是旋转的抽油杆接头对油管内壁的磨损所造成的。在这种情况下，因为断口呈锯齿形，打捞作业异常困难。为了减少这种情况发生，可以在抽油杆上增加扶正器，同时改用大排量的螺杆泵，以便在低速旋转下获得相同的排液量。抽油杆断裂占修井作业的15%。这种情况是由一个短促的(15 s)动力中断所引起的。当螺杆泵停止运动时，油管内的液体通过泵腔倒流到油管环腔中，使转子和抽油杆反转。如果在这一反向扭转消失之前，螺杆泵的动力恢复，就会在抽油杆上作用一个瞬时扭矩，这个扭矩会大于抽油杆的额定扭矩，从而造成抽油杆的断裂。为了避免这种情况的发生，可以在螺杆泵动力装置上安装一个重新起动延时装置。当螺杆泵产生突然动力中断时，螺杆泵在190 min内不会重新起动，大大降低了抽油杆断裂事故的可能。除上述原因之外，其余20 的修井作业是由于其它各种情况造成的，如：油管材质内有缺陷、正常磨损和其它原因。5.4电潜泵的应用与采油工艺相比，将电泵用于煤层气排采有着很多不同之处：一是要求电泵具有良好的可控制性，能够按照排采要求随时调整泵的排量，从而实现平稳降压；二是电泵排出的流体由油水混合物变为气水混合物；三是泵送的流体从单相流变为两相流；四是生产方式由油管产液变为油管排水、套管产气；五是排出流体中含砂(压裂砂、地层砂)、煤粉、泥浆等。这些不同点增加了排采难度，要求应用电泵排采时，必须对相关的配套工艺措施进行改进，如引入变频调速系统、提高气水分离效率、防止煤粉堵塞、防止砂卡等。通过对电泵排采原理进行分析，突破了煤层气排采的关键技术一变频调速控制系统和多级气水分离技术.5.4.1 电泵排采工艺原理煤层气井电泵排采过程中首先将潜油电泵机组装置通过油管下人井下，在变频器的控制下，电力经过变压器、变频器、动力电缆使井下电动机带动多级离心泵作高速旋转。井中流体通过多级旋转式气体分离器、多级离心泵、单流阀、油管、采气树被举升到地面。随着流体产出，环空液面不断平稳下降，煤层压力也在平稳下降，当煤层压力低于煤层气解吸压力时，煤层中的吸附气大量解吸出来。油管排出的气水混合物经过地面流程分离和计量后，煤层气进入输气管线集输，水则进入处理站进行处理。而大量的煤层气主要通过油套环形空间从套管阀门产出，计量后进人输气管线集输。(1)变频调速控制系统在煤层气排采过程中要求适时监测液面，保证液面平稳下降，以实现平稳降压。电泵的变频调速控制系统核心是变频器，华北井下电泵服务中心与山东风光电子仪器厂合作生产出电泵专用变频器。该变频器由整流滤波、逆变电路和CPU三大部分组成，它具有过载、欠载、过压、欠压、缺相、过温、短路以及失速保护功能，可自动记录和显示井下电机的三相运行电流、频率、电压等参数电泵采用变频调速控制系统具有以下优点：一是通过方便地调频可以改变泵的排量，满足煤层气排采平稳降液的要求；二是软启动特性明显，在低频率仅25 Hz下可启动，降低了启动时对电力系统和泵系统的高电流冲击，延长了井下机组的寿命；三是由于工作频率设计最高达到65 Hz，使电泵在原有的基础上可提高生产能力30，大大提高了泵的工作范围，减少了投资；四是在额定频率范围内调节转速，其工作力矩是恒定的，不会影响到泵的扬程，提高了电泵系统的效率；五是节能效果显著，节电在1530，特别是减小了启动时对电网容量的需求量。(2)离心式气体分离技术分离器通常作为泵的吸人口，固定在泵的下端。它能把水中的溶解气和游离气在进泵之前分离出来，使多级离心泵能有效地在含气井中工作，达到提高泵效的目的。据室内和现场试验表明：当其转速达到400 rmin以上时，气水分离效果良好，基本满足煤层气井排采的工艺要求。离心式气体分离器的结构主要由轴、螺旋举升器、低压吸人叶轮、导轮、导向叶轮、分离器转子、交叉导轮、壳体、上下接头等组成。其工作原理是：当井中的流体通过分离器吸入口、螺旋举升器被送人低压吸人叶轮和导轮增压后，再进入导向叶轮，导向叶轮使流体从螺旋状态突然变成直线运动状态进入分离腔扩容，分离腔内高速旋转的分离器转子产生的离心力将流体中质量大的液体甩到分离腔内壁，进入分流壳流道供泵抽汲。质量轻的气体则聚集在中心部位，沿轴流至分流壳，从排气孔进入油套环形空间，完成分离过程。5.4.2影响电泵排采效果的主要因素及解决方法影响电泵排采效果的主要因素有：气体、煤粉、泥浆、砂(压裂砂、地层砂)、腐蚀性介质、电缆位置、泵挂深度和井身结构、电泵选型等几个方面。（1）气体影响：气体会严重影响井下多级离心泵工作性能。当进入离心泵流体气液比大于10时，离心泵的扬程将降低；在叶轮的高速旋转下，溶解气逐步被释放出来，随着进泵气体的继续增加，使泵出现气锁，导致泵出液忽大忽小，甚至不出液，泵效大大降低。措施：一是使用旋转式双级气体分离器；二是在短时间内升高频率到75 85 Hz，急速提高分离器转子的转速，从而提高旋转式气体分离器的分离效果；三是将泵下人煤层以下口袋里，煤层出来的气体在重力分异作用下，大量从环空中流出；四是可在分离器处装导流罩改变液体流向，将液体从下向上进入分离器吸人口改变为液体从上向下进入分离器吸人口，气体在重力作用下分离，从环空中流出，减少进泵气体量；五是选择泵型合理，避免产液量低的井用大排量的泵，导致泵在低速下长期运行，分离器在低速下气体分离效果差。（2）腐蚀性介质的影响：硫化物、二氧化碳、煤粉及高矿化度，这些腐蚀性介质对电泵机组的井下部件的腐蚀十分严重，常以点蚀、穿孔和大小不同的侵蚀面出