煤层气水平井智能排采控制技术研究与应用

王冀川 窦 武 李洪涛 陈勇智 王仙之 白宇杉

(山西煤层气勘探开发分公司工程所自动化室， 山西 046000)

煤层气水平井智能排采控制技术研究与应用

王冀川 窦 武 李洪涛 陈勇智 王仙之 白宇杉

(山西煤层气勘探开发分公司工程所自动化室， 山西 046000)

煤层气井原有的开发模式是以直井+抽油机的模式，随着煤层气排采技术的不断提高，多分支水平井技术是近年发展起来的一种集钻井、 完井与增产措施于一体的新技术，特别适合于开采低渗透储层的煤层气，常规的管式泵+抽油机、螺杆泵、潜油电泵在水平井排采中逐渐显出诸多局限性，射流泵成为水平井排采的关键设备，然而射流泵控制复杂，需要控制注水压力和井底流压，控制不好气量会大幅波动，依托自动化系统，同时对水平井排采深入研究，建立了一套“双回路单PID控制”煤层气水平井智能排采控制技术，现场应用控制精细，气量平稳。

煤层气井 精细化排采 水平井排采 智能排采技术 井底压力 产气量 射流泵 PID控制 双回路

煤层井水平井排采技术是煤层气工业中的一种新型的改造煤层气开发效果的新技术，在晋城和长治地区试验了多口井，射流泵作为水平井排采的主要设备具有：①不受井斜角度的影响。井口与井下工具没有运动部件，适应任何角度的生产井。②排砂能力强。井口井下设备无运动件，适应于地层砂含量小于 10%、 砂子粒径小于2 mm情况。③减少卡泵。吸入口有绕丝筛管保护，保证排砂采气生产。④维护方便，作业免修期长。无需动管柱液力起下检泵，检泵周期 956 d 以上，捞泵周期 14. 25个月。然而射流泵的控制复杂，需要通过调节变频器的频率，改变地面泵的出口压力，还需控制井底流压稳定，无形之中为煤层气排采增加了大量的工作，调节不及时、不合理都会造成水平井井底流压的波动，同时造成气量的不稳定。因此需要对煤层气水平井排采进行深入的研究，通过自动化系统实现水平井自动控制。

1 射流泵工作控制原理

煤层气水平井主要排采控制设备主要为射流泵，要研究煤层气水平井控制需要对射流泵工作原理进行研究，射流泵组成和工作原理为：射流泵排采工艺由井下射流泵、48mm油管、特制井口、流量调节阀、地面柱塞泵、控制柜、水箱等组成。该工艺技术是以高压水为动力液驱动井下排水(煤粉)采气装置工作。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φ48mm油管到达井下排水(煤粉)采气装置，地层产出液携地层砂通过尾管被吸入到井下排水(煤粉)采气装置的喷嘴、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φ48mm油管和φ73(φ89)mm油管之间的环空到达地面，如图1所示。

图1 射流泵结构

通过该工作原理可知，要平稳的控制煤层气井井底流压需要控制射流泵的注入压力，而射流泵的注入水压力和井底流压程负相关，因此需要通过改变注水泵频率从而控制井底流压。为了更好的控制射流泵，井场上安装一体化控制柜，采集射流泵运行频率，同时井场安装压力变送器及流量计，采集射流泵的注入压力、水平井的管压、套压、流量等参数，并通过一体化控制柜上传至上位机，从而控制煤层气水平井运行。

2 煤层气水平井排采控制方法

要实现煤层气水平井智能排采，不仅要研究煤层气水平井排采控制设备，还需要研究煤层气水平井排采控制方法，煤层气井排采都要遵循连续、稳定、缓慢的排采理念。煤层气水平井采用裸眼完井方式，煤层造穴带和煤层中井眼脆弱、应力敏感性强，排采强度过高可能会导致煤层中井眼坍塌，排采速度应比煤层气压裂井更加缓慢，管理更加精细。现阶段主要采用“三段式的排采”控制方法。第一阶段，早期排水降压阶段。生产初期，需进行大量排水，使煤储层压力均衡下降。当储层压力下降到临界解吸压力以下，气体开始产出。该阶段主要排出水平井眼内钻井液和煤层水。由于各井所处水文地质环境不同，水平分支沟通的天然裂隙发育程度也不同，各井产水量存在差异。第二阶段，中期稳定生产阶段。排水降压过程中，煤岩局部变形的剪切变化形成新裂缝，改善储层渗透率，进一步诱导水平井井控范围内压力传导。随着压降面积的扩大，产气量逐渐上升并趋于稳定，产水量则趋于下降。后期产量递减阶段。由于资源量有限，煤层气开采也存在衰竭期。排采多年后，煤基质中可解吸的气体开始逐渐减少，管排水作业仍在继续，产气量和产水量都在不断下降;当生产井井控范围内的地层压力下降至枯竭压力时，排采失去经济价值。该阶段延续时间较长。在整个排采过程中井底流压是排采控制的中心。控制好井底流压就可保证煤层气井稳定生产。

3 煤层气水平井智能排采控制思路

通过对煤层气水平井排采控制设备和排采控制方法的研究，依托自动化系统，采用智能排采技术，形成了一套以井底流压稳定为核心，煤层气水平井智能排采控制思路，具体控制思路如下：

(1)采集智能排采启用前8小时频率，计算8小时平均频率，以此频率启井。

(2)在6分钟内采集10次流压值做平均，以平均井底压力为初始井底流压。

(3)6分钟为一个周期，检查一次当前流压值。

(4)6分钟一个采集点，日采集240个点，根据排采工作制度计算每6分钟应达到的井底流压值。

(5)上位机设定泵注入压力限幅及频率调节限幅。

(6)如需井底压力稳定，通过调节频率，使得注入压力相应变化：

①当井底压力低于初始井底压力时，波动在0.005MPa时，调节变频器频率使注入压力每6分钟减少0.05MPa。

②当井底压力低于初始井底压力时，波动在0.01MPa时，调节变频器频率使注入压力每6分钟减少0.07MPa。

③当井底压力低于初始井底压力时，波动在0.05MPa时，调节变频器频率使注入压力每6分钟减少0.1MPa。

④当井底压力高于初始井底压力时，波动在0.005MPa时，调节变频器频率使得注入压力每6分钟增加0.05MPa。

⑤当井底压力高于初始井底压力时，波动在0.01MPa时，调节变频器频率使得注入压力每6分钟增加0.07MPa。

⑥当井底压力高于初始井底压力时，波动在0.05MPa时，调节变频器频率使得注入压力每6分钟增加0.1MPa。

(7)如需井底下降，调节变频器频率使注入压力每6分钟增增加0.05MPa。

变频器的频率通过PID调节，采用测量、比较、执行的方式，控制关键是泵压，通过泵压与期望值之间比较，用此偏差纠正系统响应，从而改变频率，实现水平井的智能控制。最终达到通过频率控制泵注入压力，通过泵注入压力控制井底压力的目的，使井底流压稳定，即“双回路单PID控制法”，这种控制方法可以消除稳态误差，控制简单。

4 智能排采及配套技术

将该套控制思路编写成程序，形成了一套功能完善煤层气水平井智能排采控制程序，该程序以“井底流压”控制为中心，采取“双回路单PID”控制，在自动化上位机软件系统预先设定井底流压下降速度值，结合智能排采技术，根据井下压力计采集的井底流压变化情况，控制程序自动计算控制变频器调整电机转速，控制泵注入压力，保证井底压力稳定控制，该程序流程图如图2所示。

配套软件将智能把井底流压降幅、排采数据变化曲线、最近排采记录和监测数据在上位机展示，通过上位机界面设置即可控制煤层气水平井，同时可以反映排采控制曲线，通过控制泵注水压力控制井底流压，变频器频率通过PID调节，实现“双回路单PID”控制，满足生产需要，控制简单。如图3所示。

5 应用效果

5.1 现场试验

现阶段在长治地区已试验1口井，即X-1井，X-1井是为解决沁南区块煤层物性差、煤体破碎而部署的先导试验水平井。采用“L”型单支水平井套管方式完井，钻完井周期13d，完钻井深1701m，水平位移1100m，创造了单支水平井最快钻井记录。后期采用水力喷射复合压裂方式分7段进行了储层改造，应用射流泵6月2日正式完井投产，8月2日解吸，解吸压力2.0MPa，目前井底流压0.3MPa，产气5000m3，开发效果显著，由于射流泵人工控制困难，导致井底流压小幅波动，气量却大幅波动，日产气量日变幅800/m3，为了保证气量稳定需要人员时时调参，晚上需要夜班值守，耗费大量人力，同时控制并不理想。如图4所示。

图2 煤层气水平井智能排采控制流程图

图3 配套上位机软件图

图4 长平1井未启用智能排采前曲线

图5 长平1井启用智能排采后曲线

如图5所示： 启动智能排采后以调节变频器频率“双回路单PID”控制，上位机自动输入频率，保水平井产气量保持稳定状态，保障了水平井的稳定运行。

5.2 现场应用效果分析

通过试验可以发现，煤层气水平井智能控制技术在三方面有明显优势：(1)控制简单只需要通过上位机提交指令，程序自动调节变频器频率即可控制水平井，依托智能排采系统，排采人员无需值守。(2)控制精度高，日气量误差不超过200m3，保证了气量的稳定。(3)采用“双回路单PID”调节模式，提高了设备利用率达到节能降耗的目的，为水平井排采控制提出了新思路。

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(责任编辑 韩甲业)

Research and Application of Intelligent Control Technology for CBM Horizontal Wells

WANG Jichuan，DOU Wu，LI Hongtao，CHEN Yongzhi，WANG Xianzhi，BAI Yushan

(Shanxi CBM Exploration and Development Branch，PetroChina Huabei Oilfield Company，Shanxi 046000)

The original development model of CBM well is using vertical wells and oil pumping machines. With the continuous improvement of CBM drainage technology，multi-lateral horizontal well technology is a new technology developed in recent years combining drilling，completion and production increase measures，and it is especially suitable for exploiting CBM in low permeability reservoirs. Conventional tubular pump and oil pumping machine，screw pump，and electric submersible pump gradually appear many limitations in horizontal well drainage，and the jet-flow pump becomes the key equipment for horizontal well drainage. However，it’s controlling is complex，and the injection pressure and bottom-hole pressure need to be controlled，because poor control will lead to gas fluctuate substantially. Based on automation system，and at the same time，the deep study on the horizontal well drainage，a set of intelligent-drainage control technology of “double loop single PID control” is established for the CBM horizontal well. The application and control is fine in the scene，and the gas volume is also stable.

CBM well; fine drainage; horizontal well drainage; intelligent drainage technology; bottom-hole pressure; gas production; jet-flow pump; PID control; double circuits

王冀川，男，长江大学，本科，工程师，自动化专业。