煤層氣水平井智能排采控制技術(shù)研究與應(yīng)用

王冀川 竇 武 李洪濤 陳勇智 王仙之 白宇杉

(山西煤層氣勘探開發(fā)分公司工程所自動化室， 山西 046000)

煤層氣水平井智能排采控制技術(shù)研究與應(yīng)用

王冀川 竇 武 李洪濤 陳勇智 王仙之 白宇杉

(山西煤層氣勘探開發(fā)分公司工程所自動化室， 山西 046000)

煤層氣井原有的開發(fā)模式是以直井+抽油機的模式，隨著煤層氣排采技術(shù)的不斷提高，多分支水平井技術(shù)是近年發(fā)展起來的一種集鉆井、 完井與增產(chǎn)措施于一體的新技術(shù)，特別適合于開采低滲透儲層的煤層氣，常規(guī)的管式泵+抽油機、螺桿泵、潛油電泵在水平井排采中逐漸顯出諸多局限性，射流泵成為水平井排采的關(guān)鍵設(shè)備，然而射流泵控制復(fù)雜，需要控制注水壓力和井底流壓，控制不好氣量會大幅波動，依托自動化系統(tǒng)，同時對水平井排采深入研究，建立了一套“雙回路單PID控制”煤層氣水平井智能排采控制技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用控制精細，氣量平穩(wěn)。

煤層氣井 精細化排采 水平井排采 智能排采技術(shù) 井底壓力 產(chǎn)氣量 射流泵 PID控制 雙回路

煤層井水平井排采技術(shù)是煤層氣工業(yè)中的一種新型的改造煤層氣開發(fā)效果的新技術(shù)，在晉城和長治地區(qū)試驗了多口井，射流泵作為水平井排采的主要設(shè)備具有：①不受井斜角度的影響。井口與井下工具沒有運動部件，適應(yīng)任何角度的生產(chǎn)井。②排砂能力強。井口井下設(shè)備無運動件，適應(yīng)于地層砂含量小于 10%、 砂子粒徑小于2 mm情況。③減少卡泵。吸入口有繞絲篩管保護，保證排砂采氣生產(chǎn)。④維護方便，作業(yè)免修期長。無需動管柱液力起下檢泵，檢泵周期 956 d 以上，撈泵周期 14. 25個月。然而射流泵的控制復(fù)雜，需要通過調(diào)節(jié)變頻器的頻率，改變地面泵的出口壓力，還需控制井底流壓穩(wěn)定，無形之中為煤層氣排采增加了大量的工作，調(diào)節(jié)不及時、不合理都會造成水平井井底流壓的波動，同時造成氣量的不穩(wěn)定。因此需要對煤層氣水平井排采進行深入的研究，通過自動化系統(tǒng)實現(xiàn)水平井自動控制。

1 射流泵工作控制原理

煤層氣水平井主要排采控制設(shè)備主要為射流泵，要研究煤層氣水平井控制需要對射流泵工作原理進行研究，射流泵組成和工作原理為：射流泵排采工藝由井下射流泵、48mm油管、特制井口、流量調(diào)節(jié)閥、地面柱塞泵、控制柜、水箱等組成。該工藝技術(shù)是以高壓水為動力液驅(qū)動井下排水(煤粉)采氣裝置工作。以動力液和采出液之間的能量轉(zhuǎn)換達到排砂采油的目的。動力液由井口通過φ48mm油管到達井下排水(煤粉)采氣裝置，地層產(chǎn)出液攜地層砂通過尾管被吸入到井下排水(煤粉)采氣裝置的噴嘴、喉管之間并隨動力液一起進入喉管，在喉管內(nèi)動力液和產(chǎn)出液混合形成混合液，增壓后的混合液沿φ48mm油管和φ73(φ89)mm油管之間的環(huán)空到達地面，如圖1所示。

圖1 射流泵結(jié)構(gòu)

通過該工作原理可知，要平穩(wěn)的控制煤層氣井井底流壓需要控制射流泵的注入壓力，而射流泵的注入水壓力和井底流壓程負相關(guān)，因此需要通過改變注水泵頻率從而控制井底流壓。為了更好的控制射流泵，井場上安裝一體化控制柜，采集射流泵運行頻率，同時井場安裝壓力變送器及流量計，采集射流泵的注入壓力、水平井的管壓、套壓、流量等參數(shù)，并通過一體化控制柜上傳至上位機，從而控制煤層氣水平井運行。

2 煤層氣水平井排采控制方法

要實現(xiàn)煤層氣水平井智能排采，不僅要研究煤層氣水平井排采控制設(shè)備，還需要研究煤層氣水平井排采控制方法，煤層氣井排采都要遵循連續(xù)、穩(wěn)定、緩慢的排采理念。煤層氣水平井采用裸眼完井方式，煤層造穴帶和煤層中井眼脆弱、應(yīng)力敏感性強，排采強度過高可能會導(dǎo)致煤層中井眼坍塌，排采速度應(yīng)比煤層氣壓裂井更加緩慢，管理更加精細?，F(xiàn)階段主要采用“三段式的排采”控制方法。第一階段，早期排水降壓階段。生產(chǎn)初期，需進行大量排水，使煤儲層壓力均衡下降。當儲層壓力下降到臨界解吸壓力以下，氣體開始產(chǎn)出。該階段主要排出水平井眼內(nèi)鉆井液和煤層水。由于各井所處水文地質(zhì)環(huán)境不同，水平分支溝通的天然裂隙發(fā)育程度也不同，各井產(chǎn)水量存在差異。第二階段，中期穩(wěn)定生產(chǎn)階段。排水降壓過程中，煤巖局部變形的剪切變化形成新裂縫，改善儲層滲透率，進一步誘導(dǎo)水平井井控范圍內(nèi)壓力傳導(dǎo)。隨著壓降面積的擴大，產(chǎn)氣量逐漸上升并趨于穩(wěn)定，產(chǎn)水量則趨于下降。后期產(chǎn)量遞減階段。由于資源量有限，煤層氣開采也存在衰竭期。排采多年后，煤基質(zhì)中可解吸的氣體開始逐漸減少，管排水作業(yè)仍在繼續(xù)，產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量都在不斷下降;當生產(chǎn)井井控范圍內(nèi)的地層壓力下降至枯竭壓力時，排采失去經(jīng)濟價值。該階段延續(xù)時間較長。在整個排采過程中井底流壓是排采控制的中心?？刂坪镁琢鲏壕涂杀ＷC煤層氣井穩(wěn)定生產(chǎn)。

3 煤層氣水平井智能排采控制思路

通過對煤層氣水平井排采控制設(shè)備和排采控制方法的研究，依托自動化系統(tǒng)，采用智能排采技術(shù)，形成了一套以井底流壓穩(wěn)定為核心，煤層氣水平井智能排采控制思路，具體控制思路如下：

(1)采集智能排采啟用前8小時頻率，計算8小時平均頻率，以此頻率啟井。

(2)在6分鐘內(nèi)采集10次流壓值做平均，以平均井底壓力為初始井底流壓。

(3)6分鐘為一個周期，檢查一次當前流壓值。

(4)6分鐘一個采集點，日采集240個點，根據(jù)排采工作制度計算每6分鐘應(yīng)達到的井底流壓值。

(5)上位機設(shè)定泵注入壓力限幅及頻率調(diào)節(jié)限幅。

(6)如需井底壓力穩(wěn)定，通過調(diào)節(jié)頻率，使得注入壓力相應(yīng)變化：

①當井底壓力低于初始井底壓力時，波動在0.005MPa時，調(diào)節(jié)變頻器頻率使注入壓力每6分鐘減少0.05MPa。

②當井底壓力低于初始井底壓力時，波動在0.01MPa時，調(diào)節(jié)變頻器頻率使注入壓力每6分鐘減少0.07MPa。

③當井底壓力低于初始井底壓力時，波動在0.05MPa時，調(diào)節(jié)變頻器頻率使注入壓力每6分鐘減少0.1MPa。

④當井底壓力高于初始井底壓力時，波動在0.005MPa時，調(diào)節(jié)變頻器頻率使得注入壓力每6分鐘增加0.05MPa。

⑤當井底壓力高于初始井底壓力時，波動在0.01MPa時，調(diào)節(jié)變頻器頻率使得注入壓力每6分鐘增加0.07MPa。

⑥當井底壓力高于初始井底壓力時，波動在0.05MPa時，調(diào)節(jié)變頻器頻率使得注入壓力每6分鐘增加0.1MPa。

(7)如需井底下降，調(diào)節(jié)變頻器頻率使注入壓力每6分鐘增增加0.05MPa。

變頻器的頻率通過PID調(diào)節(jié)，采用測量、比較、執(zhí)行的方式，控制關(guān)鍵是泵壓，通過泵壓與期望值之間比較，用此偏差糾正系統(tǒng)響應(yīng)，從而改變頻率，實現(xiàn)水平井的智能控制。最終達到通過頻率控制泵注入壓力，通過泵注入壓力控制井底壓力的目的，使井底流壓穩(wěn)定，即“雙回路單PID控制法”，這種控制方法可以消除穩(wěn)態(tài)誤差，控制簡單。

4 智能排采及配套技術(shù)

將該套控制思路編寫成程序，形成了一套功能完善煤層氣水平井智能排采控制程序，該程序以“井底流壓”控制為中心，采取“雙回路單PID”控制，在自動化上位機軟件系統(tǒng)預(yù)先設(shè)定井底流壓下降速度值，結(jié)合智能排采技術(shù)，根據(jù)井下壓力計采集的井底流壓變化情況，控制程序自動計算控制變頻器調(diào)整電機轉(zhuǎn)速，控制泵注入壓力，保證井底壓力穩(wěn)定控制，該程序流程圖如圖2所示。

配套軟件將智能把井底流壓降幅、排采數(shù)據(jù)變化曲線、最近排采記錄和監(jiān)測數(shù)據(jù)在上位機展示，通過上位機界面設(shè)置即可控制煤層氣水平井，同時可以反映排采控制曲線，通過控制泵注水壓力控制井底流壓，變頻器頻率通過PID調(diào)節(jié)，實現(xiàn)“雙回路單PID”控制，滿足生產(chǎn)需要，控制簡單。如圖3所示。

5 應(yīng)用效果

5.1 現(xiàn)場試驗

現(xiàn)階段在長治地區(qū)已試驗1口井，即X-1井，X-1井是為解決沁南區(qū)塊煤層物性差、煤體破碎而部署的先導(dǎo)試驗水平井。采用“L”型單支水平井套管方式完井，鉆完井周期13d，完鉆井深1701m，水平位移1100m，創(chuàng)造了單支水平井最快鉆井記錄。后期采用水力噴射復(fù)合壓裂方式分7段進行了儲層改造，應(yīng)用射流泵6月2日正式完井投產(chǎn)，8月2日解吸，解吸壓力2.0MPa，目前井底流壓0.3MPa，產(chǎn)氣5000m3，開發(fā)效果顯著，由于射流泵人工控制困難，導(dǎo)致井底流壓小幅波動，氣量卻大幅波動，日產(chǎn)氣量日變幅800/m3，為了保證氣量穩(wěn)定需要人員時時調(diào)參，晚上需要夜班值守，耗費大量人力，同時控制并不理想。如圖4所示。

圖2 煤層氣水平井智能排采控制流程圖

圖3 配套上位機軟件圖

圖4 長平1井未啟用智能排采前曲線

圖5 長平1井啟用智能排采后曲線

如圖5所示： 啟動智能排采后以調(diào)節(jié)變頻器頻率“雙回路單PID”控制，上位機自動輸入頻率，保水平井產(chǎn)氣量保持穩(wěn)定狀態(tài)，保障了水平井的穩(wěn)定運行。

5.2 現(xiàn)場應(yīng)用效果分析

通過試驗可以發(fā)現(xiàn)，煤層氣水平井智能控制技術(shù)在三方面有明顯優(yōu)勢：(1)控制簡單只需要通過上位機提交指令，程序自動調(diào)節(jié)變頻器頻率即可控制水平井，依托智能排采系統(tǒng)，排采人員無需值守。(2)控制精度高，日氣量誤差不超過200m3，保證了氣量的穩(wěn)定。(3)采用“雙回路單PID”調(diào)節(jié)模式，提高了設(shè)備利用率達到節(jié)能降耗的目的，為水平井排采控制提出了新思路。

[1] 張義，鮮保安，趙慶波，等.煤層氣欠平衡鉆井環(huán)空注氣工藝優(yōu)化[J].石油勘探與開發(fā)，2009,36(3):398-402.

[2] 姚艷斌，劉大錳，湯達禎，等.華北地區(qū)煤層氣儲集與產(chǎn)出性能[J].石油勘探與開發(fā)，2007,34(6):664-668.

[3] 鮮保安，陳彩紅.多分支水平井在煤層氣開發(fā)中的控制因素及增產(chǎn)機理分析[J].中國煤層氣，2005,2(1):14-17.

[4] 田永東.試論煤層氣地面開發(fā)的規(guī)模性[J].科技情報開發(fā)與經(jīng)濟，2005,15(13):163-165.

[5] 婁劍青.影響煤層氣井產(chǎn)量的因素分析[J].天然氣工業(yè)，2004,24(4):62-64.

[6] 萬玉金，曹雯.煤層氣單井產(chǎn)量影響因素分析[J].天然氣工業(yè)，2005,25(1):124-127.

[7] 尚萬寧，張耀剛，李治，等.氣井儲層水鎖效應(yīng)解除措施應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，2008,28(5):89-90.

[8] 宋麗梅.長治煤層氣井智能排采技術(shù)研究[J].中國化工裝備，2014(S0):387-392.

[9] 李洪濤.基于神經(jīng)元人工網(wǎng)絡(luò)的智能控制理論在長治地區(qū)煤層氣井自動排采控制中的應(yīng)用[J].中國煤層氣,2014(4):26-31.

[10] 石惠寧.樊莊高階煤層氣井智能排采技術(shù)研究及應(yīng)用[J].石油鉆采工藝，32(4):107-111.

[11] 王小佳,高福志.蘇里格氣田低產(chǎn)低效井間開管理的摸索及間開效果分析[J].中國石油和化工標準與質(zhì)量,2013,33(289):204-205.

[12] 唐鑫,楊兆中.低滲透油藏油井間開生產(chǎn)技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 西南石油學(xué)院學(xué)報,2005(3):111-114.

[13] 余建勝.制定油井合理生產(chǎn)制度實現(xiàn)節(jié)能降耗[J]. 內(nèi)蒙古石油化工，2011(7):55-57.

[14] 馬云峰,樊俊秀. PLC系統(tǒng)設(shè)計分析[J]. 自動化技術(shù)與應(yīng)用,2006,25(2):15-18.

[15] 鄧則名.電器與可編程控制器應(yīng)用技術(shù)[M].北京機械工業(yè)出版社,2004:102-199.

[16] 王紅巖.煤層氣吸附特征研究[J]. 天然氣工業(yè)，1997,17(增刊)：44-46.

[17] 雷群，趙衛(wèi)國. 低產(chǎn)井間歇抽油技術(shù)研究[J].新疆石油科技,2001,24(4)：20-21.

[18] 周代余，梁政. 低效油井合理間歇抽油制度設(shè)計方法研究[J].鉆采工藝，2003，26(1)：46-49.

[19] 林曉英，蘇現(xiàn)波. 沁水盆地南部煤層氣成藏機理[J]. 天然氣工業(yè)，2007，27(7):8-11.

(責任編輯 韓甲業(yè))

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，長江大學(xué)，本科，工程師，自動化專業(yè)。