排采技术是什么

一）排采设备

排采设备的选择主要取决于井深、井底压力、水的流速及气的流速等因素。本项目直井选择管式泵排采设备，工程井和生产井合一的水平井进行了专门的泵型试验。

该井地面采用三型抽油机。PHH-001、PHH-002下56mm斜井泵在475m处，距离煤层7m和12m，抽油杆采用普通杆和耐磨扶正杆相结合，减少杆管摩擦，增加使用寿命。DS01-1V 、DS02-1V采用56mm整筒管式泵，下至距离煤顶板21m和38m处，泵下接绕死筛管及尾管。

井口装置包括：

①单井采气系统：主要包括油、套环空出口+套管压力表+支管线+火把；

②单井排液系统：主要包括油管出口+气、水分离器+ 水计量表+ 排水管线；

③自动数据采集和设备自动控制系统：主要包括探头、传输电缆。CNG站的自动控制系统通过安装于井口的探头和传输电缆来采集各井的产水量和套管压力数据以及控制抽油机和电机的运行。

（二）排采制度

排采工作制度根据产水量和降液速度进行调整。各井各不相同，同一口井在排采先后阶段需要适时调整。PHH-001、PHH-002 DS01-1V、DS02-1V 井采用冲程1.5～1.8m，冲次1.5～6 次/min，保证每日3～5m3的降液速率，满足该井排液，保持液面平稳。

1.PHH-001

该井刚投产前2天采用冲程1.8m，冲次3次/min，液面深209m降至331m，调整冲次2.5次/min，产水量每日最大13m3一周内降液面230～473m，产气1000～1500m3，套压在0.50MPa左右，调整冲次为1.5次/min运行，产水量由最高6m3逐步降至2006年9月7日的2m3左右趋于稳定，动液面维持在467m左右，2006年8月15日至9月5日套压逐步升至0.7MPa，气量降至450m3左右，可能是产气出口略有堵塞造成，随后逐步释放套压至0.5MPa，气量恢复至800m3左右，于2006年12月14日不产气。

2.PHH-002

该井投产初期，采用冲程1.8m，冲次1.5次/min，动液面由起初125m降至产气时329m共用2个半月时间，降液204m，平均每日不足3m3，产水量由最高8m3逐步稳定在5m3左右，由于其泵效不断下降，于2006年11月2日调整冲次为2次/min，又于2007年2月6日调整冲次为2.5次/min，保证每日3～5m3的产水量，满足该井排液，保持液面稳定，该井产气初期，套压保持在0.2MPa，产气量维持在3000m3以上，2007年1月17日、18日，连续两天该井出现高峰，套压0.36MPa，产气量5500m3以上，随后逐步恢复到4000m3左右稳产，2007年3月19日，该井套压降至0.2MPa以下，气量降至4000m3以下。

2007年5月1日套压下降至0.15MPa，产气量在2000m3左右，2007年12月26日该井套压降至0.10MPa以下，产气量也随之逐步下降。

该井于2008年8月气量又开始下降，到10月19日该井不产气，动液面为362m。10月27日调整工作制度，调整冲次为3次/min，动液面降至397m后产气600m3 ，于2008年11月21日, 该井不产气，动液面仍保持在390m左右。此阶段，该井产水量正常，一直维持日产在3～5m3。

3.DS01-1V

该井投产初期采用冲程1.5 m，冲次3～4 次/min，运行15 天，液面降至330m 开始产气，套压稳定在0.5MPa左右，随后逐步调整其冲次至6.5次/min，保证其每日20m3以上的产水量使该井液面平稳下降，到2006年12月25日液面降至400m左右，套压升到0.9MPa时，达到该井产气最高峰，每日10000m3以上，2007年3月22日该井气量开始下降，到2007年11月9日，套压降至0.5MPa，气量降至5643m3，停抽放压准备作业，该井日产水量基本保持在20m3以上，到2007年6月16日产水量降至10 m3 左右，但可以保证动液面在400m 左右，可能是地层供液量下降所致。

4.DS02-1V

该井投产初期采用冲程1.5m，冲次1.5次/min，产水量在10m3以内。后逐步调冲次到5.5次/min，产水量上升到20m3以上，但动液面始终保持在300m以下，2007年5月30日，该井更换70mm管式泵，冲次虽调到5次/min，产水量也上升到40m3左右，但液面始终不能下降，又于2008年1月25日更换83mm管式泵，冲次调到8次/min，产水量也达到每日70m3，动液面略下降至310m左右，但仍不能达到产气的效果。

（三）压力煤粉控制和管理

PHH-001。该井目的层15号煤，媒质较软，由于初期排采强度过大，降液速度过快，使井底流压突然变化，很可能造成井眼坍塌，堵塞产气通道。

对于该类井，必须控制好降液速度，过快造成井眼坍塌，堵塞产气通道。

PHH-002。由于该井排采初期很好地控制了降液速度，致使该井有一个较好的产气过程，即使在后期，产气量也是在逐步下降，最终不产气可能是该井主眼坍塌，井筒远端气源不能产出所致。

DS01-1V。对于该类井，由于3号煤煤质较硬，排采过程中，可以随井液进入泵筒的只有悬浮的微粒，略大的井下物质都沉积在井筒中，所以该类井在排采过程中，特别是排采初期，应当定期进行检泵，清除井筒内沉积物，保证后期产气的稳定。

（四）修井

1.PHH-001。该井排采期间供进行作业12井次，主要因为该井产液含煤粉量大，井下有大量煤浆，运行时煤浆进入泵桶，部分随井液排出地面，另有部分留在井桶内，或造成凡尔堵塞或造成柱塞卡死。

2.PHH-002。该井排采期间共有2次作业。

2006年9月20日因电路故障停机造成卡泵进行作业一次，2007年5越8日由于该井产液量由最高每日2.5m3降至0.8m3，产气量由4000m3降至2000m3进行作业，作业后，产液量恢复至每日2.5m3，产气量最高达3500m3/日。

3.DS01-1V。该井2008年3月14日产气量降至749m3 开始作业，由于该井已经运行两年时间，致使井下煤粉沉积造成硬质塞段，常规作业无法进行，采用螺杆钻钻塞，但由于钻头无法将造穴处所有结塞全部钻出，另外，可能主井眼内也存在煤粉沉积的结塞物，致使该井作业完成运行1月有余，产气量只恢复到2717m3。

4.DS02-1V。该井排采期间供作业3井次，主要是更换其井下泵，增加井的排液量。于2007年5月30日进行井下作业，将φ56mm管式泵更换为φ70mm泵，加大其产液量由26m3/日提高至31m3/日，但仍达到降液产气的效果。又于2008年1月25日更换φ83mm 管式泵, 调冲次6次/min 排量达58m3 /min，2008年5月20日由于井下负荷过大，造成杆柱脱落，进行作业并更换五型抽油机，调冲次为8次/min时排量达70m3/d，动液面略有下降，但仍不能达到产气的效果。

钻井设备的选择是钻井成功的关键，水平井施工要求钻机具备较大的提升能力和加压钻进能力。导向工具确保完成设计的井眼轨迹，提高煤层钻遇率。钻井液和储层保护技术对钻井液性能要求、钻井液性能维护、煤层保护技术等也有具体要求

排采技术是指对石油、天然气等地下资源进行勘探和开采时所采用的一种技术。它包括地质勘探、地球物理勘探、钻井、测井、注水、采油等环节，旨在确定地下资源的分布、储量和品质，并制定合理的开发方案。

其中，地质勘探是排采技术的基础，通过地质调查、地质分析、地质图解等手段，确定地下岩石的构造、性质、层位和含油气性等情况，为后续的勘探工作提供依据。