夏店区块低恒套压下井底流压控制研究与应用

窦 武 王冀川 李洪涛 何 军 樊 彬

(山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

夏店区块低恒套压下井底流压控制研究与应用

窦 武 王冀川 李洪涛 何 军 樊 彬

(山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

煤层气排采通过控制井底流压，实现稳定连续排采。通过现场实践，提出了只通过控制液柱高度实现井底流压精确控制的低恒套压下井底流压控制方法及控制技术。在煤层气井整个排采过程中，不控制煤层气井产气量，产气阀门完全打开，套压基本与管压相等，维持一个相对低且稳定的状态，仅通过控制液柱高度实现井底流压控制，此种控制模式即即为低恒套压排采模式，此种排采方式完全取缔了传统的角阀控制，依托自动化系统，采用智能排采技术和智能间开技术，精准的控制井底流压，从而保证煤层气井平稳运行，减少了煤层气井排采控制参数，排采控制更简单，问题出现更容易判断，处理更高效。

煤层气井 精细化排采 放气 套压 低恒套压控制 智能排采技术 夏店区块

1 夏店区块排采控制现状

夏店区块煤层气井大部分排采时间已经超过4年，一直沿用既控制套压，又控制流压的双环排采控制模式，该排采模式前期通过长时间的排水，扩大压降面积，将井底流压降到解析压力。当煤层气井开始解吸，套管中产生井口回压即套压，采取“憋套压、稳流压”的排采方式，套压憋到0.5MPa左右时，上井进行调气操作，保证井底流压稳定。产气后期井底流压基本与套压持平，通过上井调气控制煤层气井，在整个排采过程中套压在其中只起到保护煤层气井流压不突降的作用，煤层气排采控制核心依然是井底流压，可见仅通过井底流压控制煤层气井是可行的；同时“憋压稳流”此种排采模式还存在一些问题：①将套压憋到一定值后放气，虽然保证了井底流压稳定，但是可能对煤层气井产气能力有一定抑制。②套压、管压、井底流压、多参数控制导致排采管控复杂。③煤层气井产气阶段需要通过人工控制角阀开度，排采人员需要上现场调气，产气阶段调气比较频繁，工作量大。④冬季需要电伴热保温，耗电量高。基于以上原因，提出煤层气井低恒套压井底流压控制方法。

2 低恒套压下井底流压控制技术原理

在煤层气井整个排采过程中，不控制煤层气井产气量产气阀门完全打开，套压基本与管压相等，维持一个相对低且稳定的状态，通过控制井底流压，控制煤层气井排采。此种排采模式即为低恒套压排采模式，如图1所示为低恒套压控制原理图。

图1 长治地区低恒套压控制原理

在正常憋压排采模式下井底流压计算公式为：

井底流压=气柱压力+液柱压力

当套压上升时井底流压会下降，套压值和井底流压负相关。

在低恒套压排采模式下，井底流压的计算公式为：

井底流压≈液柱压力(套压低恒)

由于产气阀门完全敞开，井筒内气柱的压力基本为0，井底流压基本和液柱压力相等，因此控制井底流压即控制井筒内液柱压力，低恒套压排采模式下井底流压控制即为井筒内“液柱控制”。

3 低恒套压下井底流压控制技术难点

根据低恒套压控制技术原理可知，井筒内液柱控制是该控制技术的核心，如何保证井筒内液柱稳定是该技术实现的关键，然而在煤层气排采过程中有以下三个因素会导致井筒内液柱出现大幅变化。

3.1 地层产液量的变化

煤层气井压裂改造后渗透率基本稳定，产水量一般不会突变，但排采初期降压阶段产水量比较大，在临界解吸阶段产水量有小幅变化，当煤层气井解吸进入产气阶段时解出现气水两相流状态，煤层的供水大幅度减少，此时井筒内液柱会出现大幅变化，此种情况很难控制，如果控制方式不当会造成井底流压的大幅波动。

3.2 管压的大幅波动

低恒套压状态下，角阀需要完全敞开，套压和管压相同，当集气站压缩机出现问题，造成管压出现异常波动，会导致井底流压随管压的大幅度波动而波动， 如果控制不当也会造成井底流压的大幅度波动。

3.3 抽油机等排采设备出现故障

皮带轮松动，变频器故障，电机出现故障直接会影响井底流压，需要对设备进行预警，当发现问题时及时告警才能保证井底流压稳定，为了实现低恒套压井底流压控制对此三方面进行了研究并对智能排采程序进行改进。

4 低恒套压下井底流压控制技术方法

针对低恒套压井底流压控制技术特点，及上述三个关键性问题，结合长治地区现有的智能控制技术成果，研制了一套功能完善的低恒套压下井底流压的控制方法，该方法以井底流压为核心，在自动化上位机软件系统预先设定井底流压下降速度值，结合智能排采和智能间开技术，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，井底流压按照设定值自动均匀下降,图2所示为智能排采控制原理图。

图2 长治地区智能排采控制原理图

恒套压排采模式由于无套压保护要求井底流压控制更精细，原智能排采控制模型已无法满足需要，因此通过对低恒套压控制原理的研究，形成了一套新的排采控制思路，编制了一套完善的智能控制程序，其控制思路如下：

(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)每时刻的井底流压值与按照排采工作制度计算出的流压值进行比较，进行增减频率操作，分为以下六类：

① 井底流压值与计算流压相差不超过0.002MPa，周期内增加或减少0.1Hz频率;

② 井底流压值与计算流压相差，超过0.002MPa不超过0.003MPa，周期内增加或减少0.2Hz频率;

③ 井底流压值与计算流压相差，超过0.003MPa不超过0.004MPa，周期内增加或减少0.3Hz频率;

④ 井底流压值与计算流压相差，超过0.004MPa不超过0.005MPa，周期内增加或减少0.5Hz频率;

⑤ 当井底流压与计算流压相差，超过0.005MPa不超过0.01MPa，周期内增加或减少1Hz频率;

⑥ 当井底流压与计算流压相差，超过0.01MPa不超过0.05MPa，周期内增加或减少2Hz频率。

(6)当频率增减超过初始频率的40%时,频率保持不变上位机告警，人工上井处理。

(7)当井底流压下降过快无法满足工作制度时，利用间开技术，自动停井，保证井底流压的稳定。

(8)排采后期产水量逐渐减少，井筒内出现无液现象，此时通过上位机设定启停井压力，实现智能间开。

同时为了排除设备影响及流压突降，程序设计对采集数据自动分析，上位机告警，比如：采集5个周期即半小时内井底流压对比，看井底流压是否变化如一直不变上位机提示工作人员流压计是否故障；采集相同频率下冲次，分析10个点的数据，如果冲次变化大说明皮带轮或变频器出现问题；当出现管压波动和井底流压突变问题时，智能排采控制系统采取应对措施，当采集到流压值超过采集值的±20%时、当管压波动值超过正常值±30%，判断为异常状态将原有的采集输出周期变为1分钟，快速反应确保井底流压稳定。通过上位机对设备的提前预警，以及对突发情况应变，实现低恒套压下井底流压的的平稳控制。

5 应用效果

5.1 现场试验

该程序从2016年5月份初步完成完成，程序可控阶段多，覆盖煤层气井全生命周期排采，目前在长治地区试验了六口井，井底流压控制稳定，节能明显。

X-1井为长治区块一口代表井，该井前期采用“憋压产气”的排采方法，控制并不理想，井底流压控制并不平稳，日产气量最高150m3(图3)。

图3 X-1未启用低恒套压控制前综合曲线

图4 X-1启用低恒套压控制后综合曲线

图5 X-2启用低恒套压控制后综合曲线

9月23日试验启用低恒套压控制方法，将产气阀门打开，套压0.052与管压0.051基本相等，井底流压平稳下井每天下降0.003MPa,日降压误差0.001MPa，未出现突变现象(图4)。相比憋压产气方法，气量有所上升，日产气量最高可达230m3，同时省去了繁琐的调放气阀控制套压的步骤，大大节约了排采成本。

X-2井为长治地区一口二次压裂井，该井完全采用低恒套压控制方法(图5)，投产时井底流压为7.2MPa,工作制度为日降0.07MPa，控制精准日降压误差在0.001MPa，在未用该程序前控制不理想，日降幅误差超过0.01MPa，利用低恒套压控制技术不仅控制精准，同时不需排采人员值守，排采控制更高效，现井底流压为0.3481MPa，产气平稳，已达到761m3/d，待进一步进行试验。

5.2 现场应用效果分析

通过试验可以发现，低恒套压井底流压控制技术在三方面有明显优势：①控制简单只需要通过井底流压一项参数控制即可，依托智能排采系统，排采人员无需值守。②控制精度高，日控制误差为0.001MPa,液柱控制精度等级为厘米级。③不需控制气量，角阀完全打开，将煤层气井产气能力完全表现出来，省去了人员上井调气工作，同时冬季不需开伴热带保温，节约了能量。

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(责任编辑 桑逢云)

Research and Application of Bottom Hole Flowing Pressure Control under Low Constant Casing Pressure in Xiadian Block

DOU Wu, WANG Jichuan, LI Hongtao, HE Jun, FAN Bin

(Shanxi CBM Exploration and Development Branch, PetroChina Huabei Oilfield Company, Shanxi 048000)

CBM drainage could realize stable and continuous production with the control of bottom hole flowing pressure. Based on the practice, the paper proposes the bottom hole flowing pressure method and technology under low constant casing pressure which realize the meticulous control of bottom hole flowing pressure only through the control of the height of liquid column. This control mode could be called as the low constant casing pressure drainage mode, in which during the whole drainage process, it is unnecessary to control the production of CBM wells, the gas valves are opened, the casing pressure is basically the same as the pipeline pressure, and under the relatively low and stable state, the bottom hole flowing pressure is controlled only through the control of the height of liquid column. This method could replaces the typical angle valve, and adopts intelligent drainage technology and with the supporting of automation system to accurately control the bottom hole flowing pressure and maintain the stable production of CBM wells. It also reduce the controlling parameter of CBM drainage to simplify the drainage control, and increase the processing efficiency when problems occurs.

CBM well; meticulous drainage; degassing; low constant; low constant casing pressure control; intelligent drainage technology; Xiadian Block

窦武，男，高级工程师，主要从事油气田开发工作。