一种煤层气井的井底流压控制方法与流程

本发明涉及煤层气排采领域，特别涉及一种煤层气井的井底流压控制方法。

背景技术：

煤层气排采通过持续排出煤储层中的水来降低煤层气压力，使处于吸附状态的甲烷通过解吸、扩散、渗流进入井筒后产出。所以，为了使煤层气排采过程稳定、连续，对煤层气井的井底流压的控制十分必要。如果井底流压的日降压幅度过大，则会造成煤储层应力激动，使煤层渗透率降低。如果井底流压的日降压幅度过小，则造成排水效率降低，使产气时间推迟。因此，在煤层气井投产之前，均须通过严密分析及计算来确定合理的日降压幅度，并在新井投产后，针对甲烷解吸之前的单相水流段，按照该合理的日降压幅度来调控新井的井底流压。可见，对煤层气井的井底流压进行精确控制，以使其符合前期确定的合理日降压幅度十分必要。

现有技术多采用控制抽油机冲次的方法来控制井底流压：排采管理人员不断采集目标煤层气井的实际日降压幅度，不断对比实际日降压幅度和合理日降压幅度的差值，然后基于该差值根据经验调快或者调慢抽油机的冲次，即如果实际日降压幅度小于合理日降压幅度，则调快抽油机的冲次，反之则调慢抽油机的冲次。为了避免井底流压短时间内大幅度下降造成煤层渗透率损害，一般抽油机冲次的单次调节幅度控制在前次频率的±10％以内。

发明人发现现有技术至少存在以下问题：

现有技术只能小幅度多频次的调节抽油机的冲次来控制井底流压，有效性差、操作频繁、耗费大量人力。

技术实现要素：

为了解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种煤层气井的井底流压控制方法。具体技术方案如下：

一种煤层气井的井底流压控制方法，所述方法包括：

步骤a、针对目标煤层气井，确定合理日降压幅度；

步骤b、逐渐增加所述抽油机的冲次，直至获取所述目标煤层气井的日降压幅度等于所述合理日降压幅度时的多个时刻；

步骤c、获取所述抽油机在所述多个时刻下分别对应的多个抽油机冲次；

步骤d、利用每个所述时刻对应的累积排采时间以及每个所述时刻对应的所述抽油机冲次，通过线性回归获取线性回归方程的斜率；

步骤e、将任意时刻对应的累积排采时间代入所述线性回归方程，获取所述任意时刻下对应的抽油机合理冲次；

步骤f、在任一时刻，利用所述任一时刻对应的抽油机合理冲次，对所述煤层气井的井底流压进行控制。

具体地，作为优选，所述多个时刻包括：按时间顺序发生的第一时刻、第二时刻、第三时刻和第四时刻。

具体地，作为优选，所述步骤b包括：

步骤b1、逐渐增加所述抽油机的冲次，直至第一时刻，在所述第一时刻时，所述目标煤层气井对应的日降压幅度等于所述合理日降压幅度；

步骤b2、继续增加所述抽油机的冲次，直至第二时刻，在所述第二时刻时，所述目标煤层气井对应的日降压幅度等于所述合理日降压幅度；

步骤b3、继续增加所述抽油机的冲次，直至第三时刻，在所述第三时刻时，所述目标煤层气井对应的日降压幅度等于所述合理日降压幅度；

步骤b4、续增加所述抽油机的冲次，直至第四时刻，在所述第四时刻时，所述目标煤层气井对应的日降压幅度等于所述合理日降压幅度。

具体地，作为优选，所述步骤c包括：

步骤c1、获取所述抽油机在所述第一时刻下对应的抽油机冲次，作为第一冲次；

步骤c2、获取所述抽油机在所述第二时刻下对应的抽油机冲次，作为第二冲次；

步骤c3、获取所述抽油机在所述第三时刻下对应的抽油机冲次，作为第三冲次；

步骤c4、获取所述抽油机在所述第三时刻下对应的抽油机冲次，作为第四冲次。

具体地，作为优选，所述步骤b中，所述逐渐增加所述抽油机的冲次，包括：

使所述抽油机以最小冲次起抽，第一预设时间后，获取所述目标煤层气井在所述最小冲次下的日降压幅度；

若所述目标煤层气井在所述最小冲次下的日降压幅度小于所述合理日降压幅度，则继续增加所述抽油机的冲次，直至所述第一时刻。

具体地，作为优选，所述第一预设时间为6-8小时。

具体地，作为优选，所述步骤f还包括：针对所述任一时刻，获取所述煤层气井的日降压幅度，并与所述合理日降压幅度进行对比；

若对比结果有偏差，则手动调节所述抽油机的冲次，直至在调节后的冲次下，所述煤层气井的日降压幅度与所述合理日降压幅度一致。

具体地，作为优选，所述步骤f中，所述任一时刻中任意两个相邻时刻的时间差为10小时-12小时。

具体地，作为优选，在增加所述抽油机的冲次时，使当前冲次的增加幅度小于或等于前次冲次的10％。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

本发明实施例提供的井底流压控制方法，基于研究发现：在单相水流阶段，若使煤层气井保持实际日降压幅度恒定等于合理日降压幅度，则需要使抽油机的冲次随着累积排采时间的增加成线性增加，即获取对应线性关系式的斜率值即可获取任一时刻对应的抽油机冲次。具体地，通过逐渐增加抽油机的冲次，直至获取目标煤层气井的日降压幅度等于合理日降压幅度时的多个时刻，利用每个时刻对应的累积排采时间以及每个时刻对应的抽油机冲次，通过线性回归获取线性回归方程的斜率，进而利用该线性回归方程即可确定任意时刻下对应的抽油机合理冲次，进而用来控制煤层气井的井底流压，使井底流压稳定。可见，本发明实施例提供的方法，基于煤层气产液量的变化规律，能够对任一时刻的抽油机冲次进行预判，进而对井底流压的变化趋势进行预判，如此可实现井底流压的稳定，提高了控制有效性。并且，避免了小幅度多频次的调节抽油机的冲次来控制井底流压，使得控制操作更加简单，省时省力，便于规模化推广应用。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例1提供的线性回归示意图；

图2是本发明实施例1提供的，利用本实施例提供的方法对x井的控制效果图。

具体实施方式

除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

需要说明的是，本发明实施例提供的控制方法针对煤层气井的单相水流阶段(即甲烷解吸之前的阶段)进行控制。

煤层气井解吸之前，为单相水流，发明人研究发现，煤层在单相水流阶段的渗流过程遵循无限大地层单相径向渗流，在该单相水流阶段，煤层向煤层气井的井筒内的产液量可采用公式一进行计算：

其中，qw为日产液量，kw为液相渗透率，h为煤层厚度，μw为液相粘度，μw为液相压缩系数，re为有效供给半径，(即，煤层中压降波及到的半径，煤层水从这个半径开始发生流动，这个半径以外的地区不发生流动)，rw为井筒半径，s为表皮系数，pe为边界供给压力，一般等于储层压力，pwf为井底流压。

对于同一口煤层气井来说，kw、h、μw、μw、re、rw、s、pe均为常数。

而在单相水流阶段，由于产液量比较大，煤粉对泵效的影响程度较小。同时，新井投产一般采用新的抽油机，其磨损程度较小，可以忽略不计。所以，抽油机的排量系数η可以看作是一定值，这也经过现场证实，并且与现场统计结果相符。

本领域技术人员可以理解的是，对于确定的煤层气井，其抽油机的半径r与冲程s^#为定值，因此，煤层气井的日产液量由抽油机的冲次决定，这可以由公式二看出：

qw＝0.00144πr²s^#nη(公式二)

其中，qw为日产液量，m³/d；r为抽油机的半径，mm；s^#为抽油机的冲程，m；n为抽油机的冲次，次/min；η为抽油机的排量系数，％。

由公式二可以看出，煤层气井的日产液量与抽油机的冲次成线性正相关关系。

设

0.00144πr²sη＝b；

将公式二代入公式一，整理可得：

由公式三可知，抽油机的冲次n与煤层气井的井底流压pwf成线性负相关关系，即随着抽油机冲次的增加，煤层气井的井底流压会降低。

由于在单相水流阶段，煤层气生产需要恒速降压，将日降压速度记为c，则井底流压与煤层气排采时间成负相关关系，该关系可如公式四所示：

其中，t为累积排采时间，天；c为日降压速度，mpa/天。

通过公式三与公式四，整理可得公式五：

由公式五可知，在单相水流阶段，要使煤层气井保持实际日降压幅度恒定等于合理日降压幅度，则需要使抽油机的冲次随着累积排采时间的增加成线性增加。所以，只要确定公式五的斜率值ac/b，即可准确获知任意时刻的抽油机的冲次，即可将其用来指导调节抽油机的冲次调节。

基于上述研究机理，本发明实施例提供了一种煤层气井的井底流压控制方法，该方法包括以下步骤：

步骤1、针对目标煤层气井，确定合理日降压幅度。

步骤2、逐渐增加抽油机的冲次，直至获取目标煤层气井的日降压幅度等于合理日降压幅度时的多个时刻。

步骤3、获取抽油机在多个时刻下分别对应的多个抽油机冲次。

步骤4、利用每个时刻对应的累积排采时间以及每个时刻对应的抽油机冲次，通过线性回归获取线性回归方程的斜率。

步骤5、将任意时刻对应的累积排采时间代入线性回归方程，获取任意时刻下对应的抽油机合理冲次。

步骤6、在任一时刻，利用该任一时刻对应的抽油机合理冲次，对煤层气井的井底流压进行控制。

本发明实施例提供的井底流压控制方法，基于研究发现：在单相水流阶段，若使煤层气井保持实际日降压幅度恒定等于合理日降压幅度，则需要使抽油机的冲次随着累积排采时间的增加成线性增加，即获取对应线性关系式的斜率值即可获取任一时刻对应的抽油机冲次。具体地，通过逐渐增加抽油机的冲次，直至获取目标煤层气井的日降压幅度等于合理日降压幅度时的多个时刻，利用每个时刻对应的累积排采时间以及每个时刻对应的抽油机冲次，通过线性回归获取线性回归方程的斜率，进而利用该线性回归方程即可确定任意时刻下对应的抽油机合理冲次，进而用来控制煤层气井的井底流压，使井底流压稳定。可见，本发明实施例提供的方法，基于煤层气产液量的变化规律，能够对任一时刻的抽油机冲次进行预判，进而对井底流压的变化趋势进行预判，如此可实现井底流压的稳定，提高了控制有效性。并且，避免了小幅度多频次的调节抽油机的冲次来控制井底流压，使得控制操作更加简单，省时省力，便于规模化推广应用。

可以理解的是，步骤6中所提及的“任一时刻”指的是在步骤3所涉及的多个时刻之后发生的时刻。

以下就上述各步骤进行具体说明：

对于步骤1，本发明实施例，针对目标煤层气井，来对该目标煤层气井确定合理日降压幅度。

一般情况下，该合理日降压幅度以使目标煤层气井的排采过程遵循“长期、稳定、连续、渗流”的原则，一方面，确保煤储层稳定性，另一方面，确保排液效率高。在该目标煤层气井投产前，根据经验对其进行分析计算，即可确定合理日降压幅度。

对于步骤2来说，本发明实施例逐渐增加抽油机的冲次，直至获取目标煤层气井的日降压幅度等于合理日降压幅度时的多个时刻。

其中，上述步骤中，利用人工控制的方式逐渐增加抽油机的冲次，顺序获取特定的几个时刻，在这几个时刻，所对应的煤层气井的日降压幅度均等于步骤1中确定的合理日降压幅度。

本领域技术人员可以理解的是，随着生产时间增加，井底流压持续降低，生产压差持续增加，煤层向井筒产液量持续增加，如果不增加抽油机的冲次，则抽油机以固定产液量排采，那么日降压幅度将会持续减小，直至不能降压。

因此，为了保证实际日降压幅度恒定等于合理日降压幅度，则需要持续增加抽油机冲次，这也就存在某几个特定时刻，实际日降压幅度等于合理日降压幅度，而这几个特定时刻之间的时刻，由于抽油机冲次调节不及时或是不准确，导致实际日降压幅度大于或小于合理日降压幅度。

为了确保后续获取的线性回归方程的斜率足够精确，本发明实施例中，多个时刻包括：按时间顺序发生的第一时刻、第二时刻、第三时刻和第四时刻。

当然，不仅仅限于上述四个时刻，本发明实施例还可以将多个时刻的数目限定为3个、5个、6个等。

基于选用相邻的第一至第四时刻，步骤2具体又包括：

步骤201、逐渐增加抽油机的冲次，直至第一时刻，在第一时刻时，目标煤层气井对应的日降压幅度等于合理日降压幅度。

步骤202、继续增加抽油机的冲次，直至第二时刻，在第二时刻时，目标煤层气井对应的日降压幅度等于合理日降压幅度。

步骤203、继续增加抽油机的冲次，直至第三时刻，在第三时刻时，目标煤层气井对应的日降压幅度等于合理日降压幅度。

步骤204、续增加抽油机的冲次，直至第四时刻，在第四时刻时，目标煤层气井对应的日降压幅度等于合理日降压幅度。

可以理解的是，在特定时刻，目标煤层气井对应的日降压幅度指的是，该特定时刻所在当日的某一记录时刻至该特定时刻的累积排采时间下计算得到的日降压幅度。

举例来说，将该第一时刻所在当日的0点作为记录时刻，并且，记录0点时的井底流压，第一时刻为当日8点(记录此时的井底流压)，第二时刻为当日17点(记录此时的井底流压)，则第一时刻的累积排采时间为8小时，第二时刻的累积排采时间为17小时。

进一步地，在使抽油机起抽时，为了避免井底流压变化过大，以及避免初始日降压幅度大于合理日降压幅度，可以使抽油机以最小冲次起抽，第一预设时间后，获取目标煤层气井在最小冲次下的日降压幅度；若目标煤层气井在最小冲次下的日降压幅度小于合理日降压幅度，则继续增加抽油机的冲次，直至第一时刻。

为了优化上述效果，该第一预设时间可以为6-8小时，例如8小时，这样能够及时获知井底流压的变化。

在增加抽油机的冲次时，尤其是在抽油机起抽时，由于还处在人工摸索阶段，为了避免冲次变化幅度过大造成井底流压变化较大，使当前冲次的增加幅度小于或等于前次冲次的10％。

此外，为了提高排采效率，当前冲次的增加幅度也不必过小，举例来说，当前冲次的增加幅度可以为前次冲次的10％、9％、8％、7％、6％、5％等。

待日降压幅度等于合理日降压幅度的时刻确定后，本发明实施例进行步骤3：获取抽油机在多个时刻下分别对应的多个抽油机冲次。

具体地，步骤3又包括：

步骤301、获取抽油机在第一时刻下对应的抽油机冲次，作为第一冲次。

步骤302、获取抽油机在第二时刻下对应的抽油机冲次，作为第二冲次。

步骤303、获取抽油机在第三时刻下对应的抽油机冲次，作为第三冲次。

步骤304、获取抽油机在第三时刻下对应的抽油机冲次，作为第四冲次。

本领域技术人员可以理解的是，在煤层气排采过程中，抽油机的冲次在任意时刻内均记录在排采工作日志中，通过查询工作日志就可容易地获取抽油机在多个时刻对应的冲次。

待上述各个时刻以及对应的抽油机冲次确定后，本发明实施例进行步骤4：利用每个时刻对应的累积排采时间以及每个时刻对应的抽油机冲次，通过线性回归获取线性回归方程的斜率。

具体地，以每个时刻对应的累积时刻为横坐标，以各个时刻对应的抽油机冲次为纵坐标。

举例来说，第一时刻(t1)及其对应的抽油机对应的冲次为第一冲次(n1)、第二时刻(t2)及其对应的抽油机对应的冲次为第二冲次(n2)、第三时刻(t3)及其对应的抽油机对应的冲次为第三冲次(n3)、第四时刻(t4)及其对应的抽油机对应的冲次为第四冲次(n4)，此时，它们在直角坐标系中表示为：(t1，n1)、(t2，n2)、(t3，n3)、(t4，n4)，将这四个点进行线性回归，可以得到它们所对应线性回归方程的斜率。

基于前述对公式一至公式五的描述，很明显地，该线性回归方程即为公式五，该斜率即为公式五中的斜率值ac/b，如此，可准确获知任意时刻的抽油机的冲次，将其用来指导调节抽油机的冲次调节。

待上述线性回归方程确定后，对于以后各个时刻的抽油机的冲次调节可以通过该线性回归方程来确定。即，步骤5、将任意时刻对应的累积排采时间代入线性回归方程，获取任意时刻下对应的抽油机合理冲次。

步骤6、在任一时刻，利用时刻对应的抽油机合理冲次，对煤层气井的井底流压进行控制，直至到煤层气解吸。

进一步地，为了使煤层气井的日降压幅度严格为合理日降压幅度，该步骤6还包括：针对任一时刻，获取煤层气井的日降压幅度，并与合理日降压幅度进行对比；若对比结果有偏差，则手动调节抽油机的冲次，直至在调节后的冲次下，煤层气井的日降压幅度与合理日降压幅度一致。

上述方法通过微调抽油机的冲次，使煤层气井的日降压幅度严格为合理日降压幅度。

为了确保冲次调节过程可控，任一时刻中，任意两个相邻时刻的时间差为10小时-12小时，例如，每相隔12小时，可以通过线性回归方程，对当前时刻对应的理想抽油机冲次进行计算获取，并用来调节抽油机的实际冲次，直至煤层气解吸。

在本发明实施例中，凡是涉及增加抽油机的冲次时，使当前冲次的增加幅度小于或等于前次冲次的10％。

以下将通过具体实施例进一步地描述本发明。

在以下具体实施例中，所涉及的操作未注明条件者，均按照常规条件或者制造商建议的条件进行。

实施例1

本实施例对x井单相水流段的井底流压进行控制为例。该井2016年1月29日投产，确定的合理日降压幅度为0.05mpa/d。为了达到实现井底流压精细控制，利用本发明实施例提供的方法进行控制：

使抽油机以最小冲次0.2次/min起井，8小时后计算该最小冲次下的日降压幅度为0.01mpa/d，小于合理日降压幅度0.05mpa/d，则继续增加抽油机冲次(增加幅度不超过前次频率的10％)。

每隔8小时，重复上述步骤，直至累积排采时间为5天的第一时刻，此时，实际日降压幅度达到0.05mpa/d，抽油机冲次为0.57次/min。

重复上述步骤，直至累积排采时间为6天的第二时刻，此时，实际日降压幅度达到0.05mpa/d，抽油机冲次为0.60次/min。

重复上述步骤，直至累积排采时间为7天的第三时刻，此时，实际日降压幅度达到0.05mpa/d，抽油机冲次为0.63次/min。

重复上述步骤，直至累积排采时间为9天的第四时刻，此时，实际日降压幅度达到0.05mpa/d，抽油机冲次为0.67次/min。

如附图1所示，在直角坐标中，以累积排采时间为横坐标，各个时刻对应的抽油机冲次为纵坐标：(5，0.57)、(6，0.60)、(7，0.63)和(9，0.67)四个点通过线性回归得到线性回归方程的斜率。则可得到，对于该x井而言，线性回归方程的斜率为0.026。

对于该x井，在煤层气解吸前，每隔12小时，将该对应时刻的累积生产时间ti(天)和斜率带入如图1所示的线性回归方程，计算得到抽油机相应的合理冲次值ni次/min，并在该时刻将抽油机冲次调节至ni次/min。

例如，第10天时根据线性回归方程计算得到，第10.5天时抽油机合理冲次应为0.686次/min，将抽油机冲次调节至0.69次/min，根据第10天至第10.5天时的压降数据计算得到其降压幅度为0.025mpa/d，即其日降压幅度为0.05mpa/d，可见，应用本发明实施例提供的方法可准确指导抽油机冲次的调节，从而实现流压精细控制。

图2是本实施例提供的方法对x井的控制效果图。从图2中可以看出，利用本发明提供的方法，每隔12小时调节一次抽油机冲次，该井日降压幅度基本恒定为0.05mpa/d，这说明本发明实施例提供的方法能够按照既定的合理日降压幅度精确控制流压。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。