煤层气井场的数字化建设探讨

陈吉平 （中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部，江苏 南京 210019）

煤层气作为一种优质高效清洁的新能源，开发利用的市场前景十分广阔。随着延川南煤层气开采规模的扩大，排采成本不断攀升，偏远井场驻井人员井场配套费用成本等问题日益凸显，排采工作也易受天气、道路等因素影响不能及时上井，尽快建立数字化排采管理模式是大势所趋。排采人员通过电脑，远程监控煤层气井的各种工作参数，实时掌握煤层气井的工作状态，根据需要远程调整煤层气井的工作参数。最大限度的降低排采成本，提高煤层气井的管理水平。

煤层气井的整个排采过程，是以控制井底流压为核心的动态调整过程，目的是保证渗透性，控制速敏效应，使液面缓慢、匀速下降从而控制井底流压稳定在一定的压力范围内［1－2］。

煤层气井的数字化建设要在充分了解煤层气井的特点及煤层气井日常排采工作内容的基础之上，紧紧围绕着监控参数全、运行成本低、排采效率高这3个基本点展开。针对煤层气井的远程监控系统，不仅能够远程监视数字化井场中各设备的运行情况，更能随时掌握煤层气井的工作状态，根据井的多天连续数据，判断煤层气井可能存在的隐患，减少煤层气井作业次数。

当前国内各煤层气区块处于大规模投资阶段，投入大，产出小，回报慢。如何在数字化建设上实现较小的投入，达到自动监控的目的，最大限度的节约人力和物力，是数字化建设面临的主要问题。

1 数字化建设遵循的原则

煤层气井与油田油井的管理方法不同，缓慢、连续、稳定是煤层气井排采遵循的六字方针［3－5］，根据井底流压的变化，围绕着产出物 “气、水”进行调参控制。煤层气井的数字化建设在保证安全、可靠、稳定运行的前提下，自动采集日常排采工作所必需的数据、降低建设及运行成本和减轻人员工作量，即数字化建设要与人工巡井相结合，对于不要求实时性的数据和巡井时人工可以做的工作，数字化系统可以弱化这些功能，如定期的功图测试采集、水质的监测、阀门的调节等。

2 煤层气井场数字化系统结构

煤层气数字化井场主要监控参数是：套压、动液面深度 （井底流压）、产水量、产气量、载荷、冲次、变频器内的频率、电流、电压、功率等各种工作参数。煤层气井场数字化系统主要监控参数获得的途径如下：通过液面自动监测仪采集套压、液面深度 （井底流压）；通过无线冲次传感器采集抽油机井的实时冲次值；通过量水采集器采集瞬时产水量、日产水量和累计产水量；通过功图传感器可以获得最大载荷、最小载荷和光杆位移等泵况；通过读取气体流量计采集日产气量、累计产气量、系统压力、系统温度等；通过读取变频调速器的运行状态，采集变频器的电流、电压、频率、功率等当前的运行参数。

下面通过煤层气数字化系统拓扑结构图 （见图1）来说明现场各传感器之间的关系。一个抽油机井场，通过一台GPRS模块与控制中心电脑连接，井场以RTU为核心，连接煤层气井的各种数字化仪器及连接方式：液面、功图、冲次和产水量通过ZigBee无线与RTU相连；产气量、变频器和发电机组供电通过485总线与RTU连接；控制气量的电控阀通过4～20mA电流信号直接驱动电动调节阀；RTU数据通过485总线无线与GPRS模块传输到服务器。

图1 煤层气数字化系统拓扑结构图

只要任何一台能访问Internet的PC机都可以轻松实现查看数据、了解掌握煤层气井的全部工作参数。根据用户权限的不同，对井场的各传感器进行远程控制。

3 数字化建设的措施与建议

为了实现高效的低成本数字化建设，需要在以下几个方面进行综合的考虑，具体措施及建议如下：

3.1 采用成熟稳定的产品，避免造成选型浪费

煤层气领域是一个较新的行业，有其自身的特点，通过已经实现数字化井场的走访与调查，由于煤层气井与油井的日常管理有着本质的区别，故不能将以前油田的一些成熟的产品设备和管理经验，直接搬到这个领域，必须寻找一个适应煤层气井特点的产品和管理方式。由于煤层气数字化井场建设投入大、范围广，所以，井场的数字化产品必须经过小批次、长时间的现场应用试验后，证明产品测试精度达到标准，可以长时间稳定、可靠运行。井场建设应该尽量采用在煤层气领域内已经稳定运行的设备产品，避免因盲目引进新设备或新技术等原因，造成设备选型的浪费。

3.2 提高丛式井场设备利用率

根据丛式井场有多口井的特点，数字化设备最好能够综合考虑、集中控制，提高设备的利用效率。

1）新井井场 在建设井场初期，采用撬装设备。如产气量计量可以采用撬装设备，一台气体流量计配合多井气管路切换装置来完成丛式井场的多井产气量计量。对于井下动液面测试，可以采用一拖N模式的液面自动监测仪，即一台主机依次循环测试每口井的液面深度，最大限度的减少井场自动化设备数量，降低数字化建设成本。

2）现有井场 采用一拖N模式的液面自动监测仪测量井下液面深度，无需更改现有井场的任何设施，提高设备利用率，降低建设成本。

3.3 现场布线采用短距离无线方式

已经建成的煤层气井场的各种设备，大都是由多个厂家提供的，如气体流量计、变频控制柜、压力传感器、井下压力计等。不同厂家的传感器在进行数字化建设时，互联互通通常采用通过485总线模式电缆连接，这种方式简单方便，同时带来的问题主要表现在应用过程中，一旦有个别传感器损坏或总线干扰，整个总线上的设备都会受到影响，分析查找故障点很困难，如遇到多家厂商推诿责任，会造成数字化系统的长时间瘫痪。

利用免费频段的无线组网技术，将现场的各种传感器改成短距离无线通讯模式，查找故障点、更换设备简单方便，可以方便现场安装，不用挖沟穿管布线，减少现场施工，降低后期维护成本。

3.4 井场设备和传感器功能尽量简单化，稳定耐用是重点

井场的各种传感器稳定可靠是主要的考核指标，功能可以尽量简化，目的是降低成本、提高可靠性。传感器的功能简化不代表降低了使用要求，而是通过将传感器测试的数据直接远传到服务器中，现场的智能判断、分析功能由服务器中的软件来完成。如在服务器中增加一个液面波形处理分析软件模块，就可以将现场液面自动监测仪内部的自动计算、软件滤波等功能去掉，既节省了传感器的开发维护成本，又提高了现场设备的可靠性。

所有现场数据直接远传，大大弱化了井场RTU的功能，甚至可以考虑取消井场RTU功能，最大限度的降低了现场设备成本。

3.5 关键数据实时上传

煤层气井的产气量、产水量、套压、动液面深度、当前的排采强度 （冲次）、抽油机的工作状态等主要参数，必须及时上传到服务器中，要求数据的实时性，以便随时掌握煤层气井的工作状态和排采动态，及时调整煤层气井日常排采的生产参数。

抽油机工作参数控制，尽量采用变频调速控制系统，可以方便的实现远程改变变频器的频率，控制电机转数；套压控制可使用定压阀，也可使用针阀，针型阀调节可人工参与，尽量节约投入成本。现场的控制流程是：通过调节变频器的工作频率，控制电机转数，从而改变冲次，控制产水量；通过调节阀门的开启角度，控制煤层气井的套压和产气量。

3.6 突出煤层气井工作状态监测功能

煤层气井排采过程中最忌讳非故障性意外停井，严重影响了排采的连续性，要求自动化系统能够及时检测到煤层气井的工作状态。因煤层气井无需一天多次测量示功图，且功图传感器无法实现实时性冲次测量，为减少井场施工布线，减少投入，可将此功能分为实时冲次和光杆受力2个参数。

1）实时冲次监测功能 此参数可提供实时的煤层气井的冲次变化；可判断远程调参后最终抽油机速度变化了多少、是否有皮带断裂、打滑等现象；判断抽油机是否处于停机状态等。

2）实时光杆受力监测 光杆受力情况可以由固定式载荷头配相关电路来完成，它主要实现测量光杆运行过程中受到的最大、最小负荷值，软件根据这个值的变化范围来判断和预警井下泵况，包括软卡、杆断、卡泵等。

3.7 用液面自动监测仪代替井下压力计

生产压差是储层压力与井底流压之间的差值，是煤层气井排采控制的重要依据，合理的生产压差是制定煤层气井排采制度的基础，也是保证煤层气井能够正常排采的关键。而井底流压主要通过套压和动液面来控制，目前获得井底流压的方法有电子压力计和液面自动监测仪2种。

1）电子压力计 优点是精度高，同时也存在缺点，主要表现在：电子压力计每口井安装一个，不能调换，设备利用率低；电子压力计安装拆卸不方便，必须停井作业；扶正器等从属设备较多，综合成本很高；当电子压力计损坏或电缆出现故障，即使煤层气井工作正常，也只能被迫作业，后期维护成本很高，严重违反煤层气井排采必须遵循的稳定和连续原则，影响井的排采寿命和总产气量。

2）液面自动监测仪 安装在套管口，随时拆装，不影响煤层气井的正常排采，对于丛式井，可改用一拖N模式的液面自动监测仪，提高设备利用率。对于测试精度，在不同的基层队和排采井针对不同的煤层气井况进行了一年多的现场试用测试，经过多井次的与井下压力计对比、与人工手动测试仪器对比，测试精度、稳定性等方面能满足现场测试需求。

3.8 产水量计量

煤层气井产出液体的主要成分是水，也含有少量的煤粉和气体，常用的水表和流量计由于水中含有气体和煤粉原因，不能准确测量实际产水量。错误的产水量计量，容易导致煤层气井的生产状态误判，尤其是当产液量较低或含气量较多时其测量准确度误差更大，从而导致人们对煤层气井的生产状态严重误判，采取错误的调参措施，造成经济损失。

现有产水量的获得只能依靠人工蹲守在井口，待量筒内的水积满，利用秒表定时，完成一次产水量测量，效率低下。现有的水量流量计产品和测试模式，测试精度和维护率方面，都不能满足数字化井场需要。

产水量的采集，是煤层气井数字化系统不可或缺的参数，而且必须要解决小水量准确计量、间歇性出水准确计量、消除煤粉和水中气体对测量精度的影响问题。

3.9 尽快制定煤层气数字化行业标准

煤层气井数字化，由多设备组成，多厂家共同建设井场，要保证井场内各厂家设备之间能够互联互通，可以任意替代更换其他设备，必须尽快制定煤层气井数字化实施标准，为煤层气数字化推广铺平道路。

4 结 语

煤层气井不同于传统油井，有其显著的行业特点，存在着本质的区别，故数字化井场建设不能照搬油井数据化建设经验。排采过程中，一定要适合煤层气井的排采缓慢、连续、稳定的特点，井场建设需遵循的基本原则是：建设维护成本低；主要参数采集精度高；设备运行需要实时、连续、稳定；自动化设备功能与人工巡井制度要有机结合，最大限度提高工作效率。

通过对煤层气数字化系统的调研，结合鄂尔多斯盆地煤层气井的特点，数字化建设势在必行。而在数字化井场建设过程中，采集重要排采参数的仪器设备，能否长期、稳定的运行，直接影响到煤层气井产气量和产气寿命，也决定着数字化建设的成败。故选择技术成熟的仪器，在井场建设中尤为关键。在建设数字化井场的同时，排采人员要提高综合素质，可根据井场数据掌握煤层气井的工作状态，及时预测问题，发现问题，解决问题。在低成本建设、低成本运行的情况下，达到高效的人机结合，使煤层气数字化井场建设快速发展，提高产气量，为国家的能源建设提供有力保障。

［1］苏俊 .煤层气勘探开发方法与技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2011.

［2］孙赞东，贾承造，李相方，等 .非常规油气勘探与开发 ［M］.北京：石油工业出版社，2011.

［3］蒋长春 .采气工艺技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2009.

［4］王东浩，郭大力，计勇，等 .煤层气增产措施及存在的问题 ［J］.煤，2008，17（12）：33－35.

［5］吴佩芳 .煤层气开发的理论与实践 ［M］.北京：地质出版社，2000.