用于煤层气井排采装置的智能远程控制系统及其控制方法与流程

本发明属于煤层气开发技术领域，具体涉及用于煤层气井排采装置的智能远程控制系统及其控制方法。

背景技术

合理的排采强度是确保煤层气井稳产、高产的关键。如果排采强度过大，则会引起速敏和应力敏感，使得储层严重伤害，造成低产；如果排采强度过低，将造成开发成本增加。

煤层气排采以不伤害煤储层为原则，传统的煤层气井排采根据煤层气井产气量、产水量、套压、动液面和井底压力等煤层气井参数变化，选择合适的排采工作制度。但我国煤层气开发过程中，对排采设备的控制以手动调整、人工调参为主。存在以下问题，传统排采设备需要专业人员进行现场调整控制，工作强度大，且效率低，生产成本较高；煤层气井位置分散，井距较远，人工获取气井生产数据难度大，现场采集信息周期长、成本高、准确性差，不能满足生产需要；排采人员难以实现对煤层气井排采参数的实时记录与监测监控，出现异常情况时，难以对煤层气井排采制度及时调整，对煤储层造成严重伤害，增加设备的维修成本。

技术实现要素：

本发明为了解决现有技术中的不足之处，提供用于煤层气井排采装置的智能远程控制系统及其控制方法，其可实现煤层气井数据采集、数据实时显示、排采控制和智能排采等功能，提高煤层气排采的自动化程度、安全性和可控性，降低排采人员的劳动强度，实现煤层气井的稳产和高产。

为解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：用于煤层气井排采装置的智能远程控制系统，包括煤层气井参数监测设备、数据采集系统、智能排采控制系统和远程监测监控系统；

煤层气井排采装置包括电机、游梁式抽油机、套管、抽油管、排水管线、排气管线、污水池和压缩站，套管垂直设置在煤层气井内，抽油管同轴向设置在套管内，电机与游梁式抽油机的动力输入端传动连接，游梁式抽油机的抽油杆伸入到抽油管内，排水管线的两端分别与污水池和抽油管上部连接，排气管线的两端分别与压缩站和套管的上部连接，排水管线上设置有排水阀，排气管线上设置有排气阀；

煤层气井参数监测设备主要包括气体流量计、液体流量计、井下流压压力传感计、套压压力传感计、温度传感计、液位测试装置和变频器；气体流量计设置在井口的排气管线上，液体流量计设置在井口的排水管线上，井下流压压力传感计和温度传感计均设置在煤层气井中煤层位置，套压压力传感计设置在井口的排气管线上，液位测试装置设置在套管的顶部位置并沿套管与抽油管之间的环形间隙垂直向下监测，变频器安装在电机上；

数据采集系统采用远程终端单元，远程终端单元通过控制电缆分别与气体流量计、液体流量计、井下流压压力传感计、套压压力传感计、温度传感计、变频器和液位测试装置相连接；

智能排采控制系统采用可编程自动化控制器，可编程自动化控制器根据煤层气井不同地质条件，将煤层气井划分为地应力大、地应力小、产水量小、产水量大、渗透率高和渗透率低不同类型的地质条件，针对不同煤层气井类型建立了不同的排采数学模型，根据煤层气井地质条件选择排采模型；

数据采集系统通过数据线与智能排采控制系统连接，数据采集系统通过gprs或4g网络与远程监测监控系统连接，远程监测监控系统通过gprs或4g网络与智能排采控制系统连接。

用于煤层气井排采装置的智能远程控制系统的远程控制方法，包括以下步骤：

（1）、根据煤层气地质资料，首先选择煤层气井的排采模型；

（2）、数据采集系统对煤层气井在煤层气排采过程中的井底流压、井底液位、井底温度、套压、产气量和产水量进行实时监测，井下流压压力传感计、液位测试装置、温度传感计、套压压力传感计、气体流量计和液体流量计分别采集井底流压、井底液位、井底温度、套压、产气量和产水量的数据参数并将这些数据参数传输到智能排采控制系统；

（3）、智能排采控制系统通过对数据参数进行分析，给变频器发出调频指令，变频器调整电机转速，调整游梁式抽油机的抽油杆的冲程冲次，从而实现实时流压稳定的升高或降低控制；在特殊情况下，智能排采控制系统控制电机启停机，进行间歇抽采；

（4）、数据采集系统将采集到煤层井排采参数通过gprs传输到远程监测监控系统，远程监测监控系统接收数据采集系统传输的煤层气井排采数据参数，对煤层气井排采实现实时远程监测监控，实现现场设备的智能化控制；并保存煤层气参数数据，可随时查询，在排采过程中产生故障时进行报警，对抽采数据进行分析。

气体流量计用于监测产气量的数据；液体流量计用来监测产水量的数据；井下流压压力传感计用来监测井底流体压力的数据；套压压力传感计用来监测套管承受的压力；液位测试装置采用声波测试法，一定时间间隔向液面发射声波，根据反射时间的长短来计算液位变化；温度传感计用于监测井下抽采的温度；变频器主要控制电机转速，主要参数有输出频率、设定频率、电机电压和电机电流。

采用上述技术方案，本发明中的智能排采控制系统为pac（可编程自动化控制器）通过复杂控制算法，根据个井生产需要，智能控制井下液面，最大限度地控制液面下降速度以适应地层应力敏感性的特性；依据设定的动液面控制参数，通过采集的流压、套压数据，以数学模型为计算依据编写稳定控制流压的程序脚本，给变频器发出调频指令，实现实时流压稳定的升高或降低控制。控制变频器输出频率，以调节抽油机的冲次，完成变频调控。pac控制界面控制采用组态编程，触摸屏人机对话框系统调整，方便操作与控制。系统环境与应用程序均支持本地和远程网络升级。

本发明中的数据采集系统采用rtu（远程终端单元），与智能排采控制系统连接，并通过gprs或4g网络与远程监测监控系统相连接，共同实现现场设备的智能化控制。

综上所述，本发明具有以下有益效果：

（1）针对不同地质类型煤层气井和不同阶段排采特点，实现了不同类型煤层气井的智能排采；

（2）实现了煤层气井排采的远程实时监测监控，远程用户可以在远程查看查询和保存详细的实时数据和历史数据；

（3）用户可以对变频器进行参数设定和指令控制，包括现场操作和远程控制。

附图说明

图1是本发明的结构示意图；

图2是本发明的工作原理图。

具体实施方式

如图1和图2所示，本发明的用于煤层气井排采装置的智能远程控制系统，包括煤层气井参数监测设备、数据采集系统18、智能排采控制系统19和远程监测监控系统20；

煤层气井排采装置包括电机1、游梁式抽油机2、套管3、抽油管4、排水管线5、排气管线6、污水池7和压缩站8，套管3垂直设置在煤层气井内，抽油管4同轴向设置在套管3内，电机1与游梁式抽油机2的动力输入端传动连接，游梁式抽油机2的抽油杆伸入到抽油管4内，排水管线5的两端分别与污水池7和抽油管4上部连接，排气管线6的两端分别与压缩站8和套管3的上部连接，排水管线5上设置有排水阀9，排气管线6上设置有排气阀10；

煤层气井参数监测设备主要包括气体流量计11、液体流量计12、井下流压压力传感计13、套压压力传感计14、温度传感计15、液位测试装置16和变频器17；气体流量计11设置在排气管线6上，液体流量计12设置在排水管线5上，井下流压压力传感计13和温度传感计15均设置在煤层气井中煤层位置，套压压力传感计14设置在井口的排气管线6上，液位测试装置16设置在套管3的顶部位置并沿套管3与抽油管4之间的环形间隙垂直向下监测，变频器17安装在电机1上；

数据采集系统18采用远程终端单元，远程终端单元通过控制电缆分别与气体流量计11、液体流量计12、井下流压压力传感计13、套压压力传感计14、温度传感计15、变频器17和液位测试装置16相连接；

智能排采控制系统19采用可编程自动化控制器，可编程自动化控制器根据煤层气井不同地质条件，将煤层气井划分为地应力大、地应力小、产水量小、产水量大、渗透率高和渗透率低不同类型的地质条件，针对不同煤层气井类型建立了不同的排采数学模型，根据煤层气井地质条件选择排采模型；

数据采集系统18通过数据线与智能排采控制系统19连接，数据采集系统18通过gprs或4g网络与远程监测监控系统20连接，远程监测监控系统20通过gprs或4g网络与智能排采控制系统19连接。

用于煤层气井排采装置的智能远程控制系统的远程控制方法，包括以下步骤：

（1）、根据煤层气地质资料，首先选择煤层气井的排采模型；

（2）、数据采集系统18对煤层气井在煤层气排采过程中的井底流压、井底液位、井底温度、套压、产气量和产水量进行实时监测，井下流压压力传感计13、液位测试装置16、温度传感计15、套压压力传感计14、气体流量计11和液体流量计12分别采集井底流压、井底液位、井底温度、套压、产气量和产水量的数据参数并将这些数据参数传输到智能排采控制系统19；

（3）、智能排采控制系统19通过对数据参数进行分析，给变频器17发出调频指令，变频器17调整电机1转速，调整游梁式抽油机2的抽油杆的冲程冲次，从而实现实时流压稳定的升高或降低控制；在特殊情况下，智能排采控制系统19控制电机1启停机，进行间歇抽采；

（4）、数据采集系统18将采集到煤层井排采参数通过gprs传输到远程监测监控系统20，远程监测监控系统20接收数据采集系统18传输的煤层气井排采数据参数，对煤层气井排采实现实时远程监测监控，实现现场设备的智能化控制；并保存煤层气参数数据，可随时查询，在排采过程中产生故障时进行报警，对抽采数据进行分析。

气体流量计11用于监测产气量的数据；液体流量计12用来监测产水量的数据；井下流压压力传感计13用来监测井底流体压力的数据；套压压力传感计14用来监测套管3承受的压力；液位测试装置16采用声波测试法，一定时间间隔向液面发射声波，根据反射时间的长短来计算液位变化；温度传感计15用于监测井下抽采的温度；变频器17主要控制电机1转速，主要参数有输出频率、设定频率、电机1电压和电机1电流。

本实施例并非对本发明的形状、材料、结构等作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均属于本发明技术方案的保护范围。