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现有排采工艺在页岩气井开发后期能量不足以自喷的阶段则都有一定的应用局限，泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气工艺都有一些使用限制。针对武隆工区页岩气水平井埋藏较深、井斜较大，在开发后期非自喷生产的阶段，适合的排采工艺技术扮演着尤为重要的角。
1 武隆区块排采方式的优选1.1 区块地质特征
武隆向斜，位于彭水区块中西部武隆县附近，构造形迹呈盾状，轴长约10km，长宽比约为1：1，呈NNE向[1]。核部由中、下侏罗统组成，两翼依次为三叠系及二叠系，向斜核部平缓而开阔，两翼地层倾角变陡，约为25~35°，北西翼倾角陡于东南翼，呈不对称向斜，轴面倾向北西。区内地层层系发育较全，基底为前震旦系板溪浅变质岩，上覆盖层除局部缺失泥盆系、石炭系、全区缺失白垩系、第三系外，从震旦系至第四系地层总厚度近万米[2]。其中，尤以下古生界发育最佳，厚约4540m，分布面积占75%左右。上古生界分布晚泥盆世及二叠纪的沉积，厚度不大，
约为860m [3]，分布面积较小，约占10%。中生界三叠系分布广泛，占15%，厚达l980.0m。下侏罗统厚约100m，仅见于图幅西北角。新生界第四系不甚发育，厚约 0~100 m，分布零星，面积很小，成角度不整合盖于不同时代的老地层之上。区内页岩主要发育在上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组。
杨政根据前期钻井注入/压降测试结果，武隆向斜地层压力系数介于0.92~0.96，压力系数较低，属常压-低压页岩气藏。
1.2 压裂规模
武隆区块的LY1、LY2两口页岩气水平井均采用大型水力分段压裂。压裂液用量大，单段2000-2300方，全井段34000~46000m 3；加砂强度大，单段70~130m 3，全井段1200~2600m 3。
1.3 井筒条件
2口水平均是套管完井，外径Φ139.7mm，壁厚12.34mm，钢级TP110T（表1），最上一个射孔炮眼深度分别为3002、2667m，此处井斜分别为57.5°、74°。
1.4 优选机抽排采工艺的原因
机抽排采工艺在武隆工区页岩气井应用研究
杨政东
中石化重庆页岩气有限公司 重庆 408400
摘要：在武隆工区页岩气井开发后期，机抽排液采气工艺是非自喷井最适用的排采工艺。结合武隆工区页岩气储层地质特征和现有生产井特点的基础上，对机抽排液采气工艺进行了不断优化，研究出了机抽“气液混抽泵+加深尾管”的排采模式和防偏磨工艺，为常压页岩气区块的有效开发提供了有力的技术支持
关键词：页岩气 水平井 机抽Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ Ｐｕｍｐｉｎｇ ｕｎｉｔ ｄｒａｉｎａｇｅ ｉｎ Ｗｕｌｏｎｇ ｓｈａｌｅ ｇａｓ ｗｅｌｌｓ
Ｙａｎｇ Ｚｈｅｎｇｄｏｎｇ
Sinopec Chongqing Shale Gas Co.，Ltd.，Chongqing 408400
Abstract ：In the final development stage of Wulong shale gas wells ，Pumping unit drainage is the most suitable drainage process. Based on the geological characteristics of shale gas reservoirs and the existing production wells in Wulong ，constantly optimize Pumping unit drainage ，developed the Drainage mode of " Gas-liquid mixed pump+deepening tailpipe" and anti-biasing process ，provide a strong technical support for the effective development of atmospheric shale gas block.
Keywords ：Shale gas ；Horizontal well ；Pumping unit drainage
表1
武隆区块2口井套管性能数据表
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考虑到LY1、LY2井储层埋藏较深、井斜较大、气液比高的特征，结合在页岩气开采中已开展的射流泵、电潜泵等排水采气装置的试验效果（表2），武隆区块非自喷页岩气井排采工艺均采用机抽排液采气方式。
表2 页岩气主要排液方式对比表
排采工艺电潜泵
机抽
射流泵
目前最大排液量（m 3/d）26070250
目前最大井（泵）深/m 350035003000
地面及环境条件
适宜
装置大且重，一般适宜动力源可远离井口，适宜井身结构一般适宜一般适宜一般适宜调整工作制度
变频可调
较方便喷嘴可调
高气液比一般适宜需要与气液分离装置配合
一般适宜
2 机抽排采工艺优化
常压页岩气地面开采是靠连续不断地排水，使地层压力不断降低，游离气产出，当地层压力低于临界解析时，解析气开始解吸并产出。常压页岩气井一般是通过有效排液降低压差才能达到和维持最佳的产气量。
2.1 泵型的选择
根据武隆工区页岩气游吸比和页岩气递减规律[4]，排采后期吸附气比例越来越大，如果能够使压裂的解析半径扩大，吸附气产出越多，稳产期间的单井产能就越高，而扩大解析半径的关键就是稳压生产。实现稳压生产的关键是机抽生产工艺和参数的优化。
表3 抽油泵主要技术参数
型号柱塞
长度/
m 泵筒长度/m 联接油管螺纹联接抽油杆螺纹泵常
数
最大下泵深度/m 73-32TH（JG） 1.2 5.0~11.027/8TBG CYG19.1 1.14350073-38TH（JG） 1.2 5.0~11.027/8TBG CYG19.1 1.64320073-44TH（JG） 1.2 5.0~11.027/8TBG CYG19.1 2.23280073-56TH（JG）
1.2
5.0~11.0
27/8TBG CYG19.1
3.69
2500
双柱塞机械阀式过桥抽油泵的游动阀采用了
机械开启式强制阀结构。工作时，强制阀是由抽油杆带动开启或关闭的，而不是靠压差开启或关闭，因此游动阀的启闭迅速可靠，能有效降低气体的干扰，防止“气锁”，同时，还可解决游动阀在稠油中启闭滞后的问题，可有效提高泵的充
满度。由于采用了双柱塞、过桥结构，可有效减少泵的漏失，提高泵效，并具备较强的尾管挂载能力。
根据LY1、LY2井前期日产气量、液量，结合储层埋深、井眼轨迹，LY1井使用φ32mm气液混抽泵生产，LY2井使用φ44mm气液混抽泵生产。
2.2 泵挂深度的选择
武隆工区页岩气水平井的压裂液用量大，全井段34000~46000m 3；加砂强度大，全井段1200~2600m 3。
结合LY1、LY2两口井的井眼轨迹，泵挂在井斜角40°以上位置，武隆工区页岩气井机抽泵挂目前最合理的深度为第一个射孔炮眼段以上100m 以上。
2.3 防气锁工艺
采用气液混抽泵和加深尾管两种方式，减少气体的影响，防止气锁现象的出现。气液混抽泵的结构见图1。工作时，泵筒总成和固定阀总成与油管相连固定在井底，柱塞总成随抽油杆一起往复运动。上冲程时，柱塞在抽油杆的带动下上行，柱塞拉动游动阀强制关闭，柱塞下方的泵腔容积增大，压力下降，固定阀在沉没压力下打开，井下液体进入柱塞下方泵腔内。下行程时，柱塞在抽油杆的带动下下行，柱塞推动游动阀强制打开，柱塞下方泵腔容积减小，压力增大，固定阀在腔室压力的作用下关闭，柱塞下方泵腔内液体通过游动阀进入柱塞上方油管内 [5]
。
图1 气液混抽泵
2.4 防偏磨工艺
添加抽油杆扶正器、防偏磨接箍、添加加重
（下转第３０页）
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面推进专用及高端聚乙烯品种的开发，促进聚乙烯产业向差异化、精细化、高端化发展。专用料主要在超高、CPE、电缆、高熔指注塑、茂金属低压等相关领域。为更好的满足下游生产企业的需求，可采取单独定制和专产专供模式。
（3）开发具有自主知识产权的成套生产技术。通过消化吸收国外先进生产技术，加强核心技术和专项
技术的创新力度，从根本上为我国聚乙烯市场产品机构调整和新产品开发提供保证。
参考文献
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作者简介
王子强（1977—），男，山东人，硕士，高级工程师。
杆防偏磨；采用“长冲程、低冲次”生产制度：
冲程5.4m，冲次2次/min。
3 机抽排采工艺优化后的现场应用
机抽排采工艺目前主要在LY1、LY2井上开展应用。这两口井分布在武隆向斜南、北翼。LY1井前期泡排生产，2023年2月份使用φ32mm气液混抽泵生产，泵挂深度2850m，尾管加深900m，地面选用14型抽油机+变频调速电机，已稳产114d，日产量稳定在0.7万方左右；LY2井2019年5月份使用φ44mm气液混抽泵生产，泵挂深度2450m，尾管加深1700m，地面选用20型抽油机+变频调速电机，已稳产500多天，日产气24000m 3左右。
4 结束语
在常压页岩气区块，非自喷井排采后期比较
适合的排采工艺为机抽排液采气工艺。
对于储层埋深大于3500m的页岩气井，目前机抽排采工艺存在不足，需要优化抽油泵等设备来优化排采工艺。
参考文献
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（上接第１２７页）
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