采气工程课程设计--井排采工作制度设计.doc

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1、采气工程课程设计 WY参-001井排采工作制度设计 学院：能源学院专业：煤及煤层气工程姓名：李晓露学号：310803070210指导教师：倪小明1. 地理概况11.1交通位置11.2地质构造11.2.1 区域构造11.2.2 井田构造22. 煤储层的煤层气地质学特征42.1 煤层埋深与煤厚42.2 煤层顶、底板42.3 煤体的空间分布特征52.4 煤阶分布及其影响因素62.6煤层气成分与含量63. 井身结构73.1井身结构剖面示意图（图3-1）73.2 井身结构84. 压裂基本情况84.1设计方案84.1.1 压裂液类型、数量：压裂液配方为3%KCL+0.15%PY-11+清水，共配置700m

2、3.84.1.2 支撑剂数量及类型见表（4-1）。84.1.3 压裂井段：84.1.4 压裂方式：84.1.5 压裂泵注程序见表（4-2）84.2 现场施工简况94.2.1 压裂方位监测94.2.2 井温测试：94.3 施工压裂后分析95. 等温吸附线的应用105.1 VL和PL的计算105.2 等温吸附线的绘制115.3 煤层气实际含气量的测定115.2 煤层气含气量的估算115.2 确定含气饱和度125.2.1理论饱和度125.2.2实测饱和度125.3 确定临界解吸压力135.4 确定地解压差135.5 最大采收率的估算136. WY参-001井的排采阶段的划分146.1 饱和水单向流阶

3、段146.2 两相流压力平稳传递阶段156.3 两相流-压力仅在某些方向上传递阶段156.4 煤层气井的稳产阶段167. 煤层气井不同排采阶段井底流压的计算167.1 饱和水单向流态井底压力的计算167.2 气水两相流态井底压力的计算178.各个排采阶段产水量、产气量的预测188.1 饱和水单向流阶段产水量、产气量的预测188.1.1饱和水阶段产水量动态模型的建立188.1.2饱和水阶段产水量的预测188.1.3饱和水单相流阶段产气量的预测198.2气水两相流压力平稳传递阶段产水量，产气量的预测198.2.1气水两相流压力平稳传递阶段产水量动态模型的建立198.2.2气水两相流压力平稳传递阶段

4、产水量预测208.2.3气水两相流压力平稳传递阶段产气量预测218.3两相流压力仅在某些方向上传递阶段产水量、产气量的预测228.3.1两相流压力仅在某些方向上传递阶段产水量动态模型的建立238.3.2两相流压力仅在某些方向上传递阶段产水量预测238.3.3两相流压力仅在某些方向上传递阶段产气量预测249. 排采设备的选型259.1 排采设备的工作原理见下表（8-1）259.2排采设备简况见表（8-2）259.3排采设备的优选2610.工作制度的优化2610.1 饱和水单向流阶段工作制度优化见表（10-1）2610.2 气水两相流压力平稳传递阶段工作制度优化见表（10-2）2810.3 压力仅

5、在某些方向上传递阶段工作制度优化见表（10-3）2910.4 稳定产气递阶段工作制度见表（10-4）3011. 煤层气井排采参数的录取3011.1煤层气井排采资料录取的要求3011.2排液数据的录取3111.3采气数据的录取3212生产井的日常管理3212.1排采工作制度管理3212.1.1排采资料管理3212.1.2排采作业管理3312.2物资及安全生产管理3312.2.1物资管理3312.2.2安全生产管理3412.3 排采设备日常维护3412.3.1、抽油泵日常检查3412.3.2、抽油泵周检查3512.3.3其他设备的日常维护3513. 修井作业3513.1常规修井作业3513.1.1

6、管柱起下和检泵作业3513.1.2冲砂和捞砂作业3613.2气井大修3713.2.1卡钻3713.2.2套管修理3814. 健康、安全与环境管理（HSE）要求381. 地理概况1.1交通位置阜新盆地为北东30走向的狭长条形盆地。它处于辽宁省中西部，属阜新，锦州两市管辖；其地理坐标为东经为1270712156，北纬41304211，长约84Km，总面积1400Km2。盆地三面环山，一面临河；北缘为二郎庙山，标高为300600m；东临医巫闾山，标高为500850m；西靠小松岭山脉，标高为500800m，南面与大凌河毗邻。盆地内交通便利，新义铁路贯穿全区，有直达北京、丹东、天津、沈阳的列车，公路交通

7、四通八达（图1-1）。图1-1 阜新煤田王营井田交通位置示意图1.2地质构造1.2.1 区域构造阜新盆地及其邻近地区主要存在3组压性结构面及其伴生形迹，即EW向构造，NE向构造，NNE向构造（图1-2）。 图1-2 阜新地区构造纲要图1.2.2 井田构造王营井田内的一级构造为贯穿井田的王营向斜，此外有数条规模较大的断裂构造。a. 褶曲王营井田褶曲构造相对较简单，区内规模最大的褶曲构造为王营向斜。本向斜在阜新煤田范围内亦属较大规模的构造，向斜轴总体呈NNE向展布。b. 断裂王营井田断裂构造相对较简单，断层数量较少（表1-1），且揭露叫清楚，研究程度较高，多年勘探和生产揭露的断层中，规模大和较大的

8、有14条，均为正断层（图1-3）。在井田现开拓的19Km2范围内，可见小断层点50多处。 表1-1 王营井田较大断层一览表断层名性质走向倾向倾角断距/m井田内走向长度/m控制程度平安F1正309341SW6080271803200较可靠平安F2正321NE70024600较可靠平西F1正295315NE64681230800可靠平西F2正772NE50651910716002100可靠F11正2026NW657051218001950较可靠F12正716NW4051068420可靠F13正422NW6575041120较可靠F14正1728NE577806可靠F2正48NW43450.64.5

9、F3正1080SE60800.9F4正7183SE50657F41正7385SE75840.51.2F42正541SE45731.92.2F43正6169SE607811.8 图1-3 王营井田断层分布图c. 节理节理既是煤层气储集的空间，也是煤层气运移的通道，节理发育密度越大，张开程度越大，越有利于煤层气的开发。王营井田节理十分发育，容易在各含煤段观测到节理。各煤层的力学性质基本一致，且煤层中节理发育密度较大。通过井下节理观测点的统计分析，可确定节理密度分布的一般规律。煤层中节理发育密度较均匀，但由于岩墙烘烤，挤压等作用的影响，则出现越靠近岩墙节理密度越大的现象，且张开程度也呈升高趋势（图1

10、-4），这与岩墙烘烤造成煤的干馏收缩有关。节理密度分布的这一现象造成煤层气运移的规律性变化。 图1-4 节理密度分布图2. 煤储层的煤层气地质学特征2.1 煤层埋深与煤厚该区含煤地层为石炭、二叠系，盆地内由上至下含沙海组和阜新组两个含煤岩系，山西组的二1煤层为本区主要可采煤层，煤层埋深为738m，煤层厚度6m。2.2 煤层顶、底板目的煤层的直接顶板为厚度3m的致密泥岩，封闭性良好，且含水量较少；煤层底板为厚度1m的泥岩，结构坚固，密封性好。顶、底板都属于较完整级岩体，遇水不易膨胀的沉积型岩石（表2-1）。 表（2-1） 目的煤层及顶、底板厚度一览表底界深度（m）层厚（m）岩石名称备注7354细

11、粒砂岩7383泥岩7446煤二1煤，目的煤层7451泥岩7527细粒砂岩 对表中数据分析得，目的煤层处于良好的封闭之中，有利于煤层气的保存，煤层顶、底板结构完整坚固，致密，是水的良好隔绝体。在压裂时，不易压穿，压裂液对顶、底板的渗流弱，压裂液滤失小，对压裂十分有利。同时也隔绝了临近岩层对目的煤层的水的补给。2.3 煤体的空间分布特征煤是气源岩，而阜新组在阜新盆地中含煤性最好，王营井田为盆地重要的聚煤区，共有21个可采煤层，总厚度20.69102.85m。煤体空间总体分布在矿区中部，即以向斜为中心的12.5km的条带为煤层厚度稳定带（图2-1）。向斜南北两翼煤层厚度差异较大，向斜北翼煤层厚度大，

12、变化梯度小而稳定，约为10m/km；向斜南翼煤层厚度较北翼小，变化梯度大二不稳定，约41m/km。煤层稳定带向SE迅速分叉变薄，并与冲积扇远端沉积物呈指状交互，称为强烈交叉带或马尾状分叉带，带的宽度为2.0km。自煤层稳定带向NW煤层亦多次分叉变薄，并与细粒沉积物在断面上成透镜状砂体指状交互；次带煤层分叉的程度较马尾状分叉程度低，煤体形态及厚度变化梯度小，称之为煤层的缓慢分叉或简单交叉带。煤层厚度的变化影响着煤层的含气量，一般表现为厚度愈大，含气量越高；可能是厚度越大，煤层自身的封闭能力增强所致，但并不是随厚度的增加无限制的增加下去。以上为阜新组煤体空间形态的总特征。 图2-1 王营井田阜新组

13、煤层累计厚度等值线图2.4 煤阶分布及其影响因素王营井田的煤阶是以长焰煤为主，在深部（-600m以下）也有气煤赋存。2.6煤层气成分与含量王营井田的煤层气藏的气体采样分析成分以烃类为主，非烃类含量较低。其中烃类组分中主要为甲烷，占90.03%98.07%，重烃组分含量微到无。非烃组分中以氮气为主，占1.92%9.96%，二氧化碳含量微，氦小于0.0006%，氩小于0.21%。甲烷同位素值在-50127j-51.80j，平均为-50.92j，氩同位素值为302（表2-2）。表2-2 王营井田煤层气成分一览表样号气体组分（%）D13C1（j）40Ar/36ArCH4C2H6CO2N2HeAr气29

14、2.380.020.367.020.0060.21-50.70302气390.039.960.001-51.80气498.071.920.001-50.273. 井身结构3.1井身结构剖面示意图（图3-1） 图3-1 WY参-001井深结构剖面图3.2 井身结构表3-1 井02身结构开钻序号井径mm(in)钻达井深m套管尺寸mm(in)钢级壁厚mm套管下深m备注一开311.15(121/4)50244.5(95/8)J557.9250水泥返至地面二开215.9(81/2)794139.7(51/2)N8010.54794水泥返高至二1煤之上200m，质量要求优到良好4. 压裂基本情况4.1设计

15、方案4.1.1 压裂液类型、数量：压裂液配方为3%KCL+0.15%PY-11+清水，共配置700m3.4.1.2 支撑剂数量及类型见表（4-1）。 表（4-1） 支撑剂类型及数量类型粒径（mm0数量（m3）石英砂0.10.43石英砂0.10.830石英砂0.81.254.1.3 压裂井段：目的煤层深度为738744m。厚度为6.0m。4.1.4 压裂方式：139.7mm光套管注液4.1.5 压裂泵注程序见表（4-2） 表（4-2） 煤层压裂泵注程序表程序液体名称液量（m3）粒径（mm）沙比（%）沙量（m3）排量（m3/min）泵压（MPa）前置液活性水2517.4携砂液活性水3800.10.

16、44.328.618.70.10.87.8280.81.23.顶替液活性水107.812.6合计641334.2 现场施工简况4.2.1 压裂方位监测 运用大地电位法测出的目的煤层压裂裂缝方位和延伸长度，测试结果如表（4-3）。 表（4-3） WY参-001井压裂裂缝方位和延伸长度煤层裂缝方位裂缝长度（m）二1煤层NE4082SW40674.2.2 井温测试：根据井温测试曲线判断目的煤层压裂裂缝高度为6.0m。4.3 施工压裂后分析 本井压裂施工按设计要求全部完成，施工一次成功率100%，加沙符合率100%，资料录取全准率100%，综合评价如下：（1） 本井煤层厚度大，分布稳定，煤层气含气量大

17、。（2） 活性水压裂液与煤储层配伍性好，反排能力强，对煤层污染小。（3） 尾注大粒径石英强度高，排量大，支撑裂缝较长裂缝宽，压裂大大改造了煤层的渗透率。（4） 本井压裂层位选择正确，压裂方案设计合理，可行，保障了压裂改造效果。5. 等温吸附线的应用5.1 VL和PL的计算 在对目的煤层进行煤层工程参数常规测试中，根据GB/T19560-2004，得到煤层气等温吸附实验的数据表（5-1）。 表（5-1） 等温吸附实验数据记录表记录号123456P压力(MPa)0.3951.6023.8506.90610.50814.104V吸附量(m3/t)4.6013.7922.3227.7330.9732.

18、84根据Langumir方程，可利用下面公式（1）计算： 公式（1）式中，VL最大吸附量，通常称为Langmuir体积（兰氏体积）； V吸附剂在气体压力为P时吸附气体的吸附量； PLLangmuir压力(兰氏压力)。根据测定的数据点（P,V），即可计算得到上述关系式中的VL 和PL ，计算得到目的煤层的煤的Langmuir体积(VL), Langmuir压力(PL)。即： VL=39.91m3/t, PL=3.034MPa 5.2 等温吸附线的绘制 据等温吸附的数据表（5-1）可绘制下面等温吸附线图(5-1): 图（5-1） WY参-001井二1煤等温吸附线5.3 煤层气实际含气量的测定 根据

19、GB/T19559-2004，煤层气含气量测定方法，假设测得V实为27.35m3/t。5.2 煤层气含气量的估算 假设已知的的煤层的原始储层压力为9.83MPa，根据公式（1）可计算得该储层压力下得理论含气量为30.49m3/t。5.2 确定含气饱和度 含气饱和度是指煤储层在原位温度,压力，水分含量等储层条件下，煤层含气总量与总容气能力的比值。5.2.1理论饱和度 理论饱和度就是实际含气量与兰氏体积的比值。 即：S理=V实/VL 式中：S理理论饱和度，%； V实实测含气量，m3/t；代入数据，得： S理=27.35/39.91=68.5%5.2.2实测饱和度实测含气量与实测储层压力投影到吸附等

20、温线上所对应的理论含气量的比值。即： S实= V实/V 式中，V实实测甲烷含量； S实实测含气饱和度； V理论含气量，m3/t。 代入数据，得： S实=27.35/30.49=87.7%5.3 确定临界解吸压力煤储层的临界解吸压力是指煤储层在降压过程中，气体开始解吸点所对应的压力值。其值为等温曲线上煤样实测含气量所对应的压力值。其计算公式为下面的公式（2）:公式（2）式中，Pcd为临界解吸压力代入数据，计算： Pcd=（27.353.034）/（39.9127.35）=6.61MPa5.4 确定地解压差 煤储层的地解压差是指煤储层的原始储层压力与临界解吸压力之差。 即： P地解=PfPcd 式

21、中，Pf为煤储层原始压力； Pcd为临界解吸压力。代入数据，计算 P地解=9.83-6.61=3.22MPa5.5 最大采收率的估算根据预测煤层气并所能达到的最低储层压力、即煤层气井的枯竭压力，可通过吸附等温线估算出残余气量，实际含气量减去残余气虽即为可采气量，进而估算出最大采收率。理论最大采收率计算公式为下面的公式（3）：公式（3）式中，Pad为枯竭压力（约0.7MPa）；b为兰氏压力的倒数（1/PL）。代入数据，计算，得： =0.736. WY参-001井的排采阶段的划分 根据对煤层顶、底板的分析，发现煤层上下围岩封闭性很好，临近岩层与煤层几乎没有联系，且顶底板中含水量小，可忽略不计，即煤

22、层气在排采过程中没有越流补给，煤层气井主要排采煤层中的水。 根据对WY参-001井的压裂效果分析，得出，压裂后，煤储层的渗透率得到了大大提高，煤储层的原始渗透率与改造后渗透率差别较大。因此，根据对煤层原始渗透率与改造后渗透率差别较大，无越流补给及排采过程中相态的变化对煤层气井的排采阶段进行以下划分。6.1 饱和水单向流阶段饱和水单向流阶段，即指从煤层气井开始排采至井底压力降低到煤层气临界解吸压力时为止。在此过程中，随着排采的进行，没得孔-裂隙系统中的水会排出，流体压力下降，使煤体所受的有效应力增加，煤的裂隙系统发生压缩变形，裂隙度下降，导致裂隙间距减小，最终使煤体的渗透率下降。渗透率下降，压力

23、传递速度将减慢。因此，饱和水单相流阶段，排水是压力降低的方式；压降是引起煤体内部结构发生一系列变化的根本；而煤体内部因素的改变反过来会影响排水速度。排水是煤体改变的外部因素；而有效应力的增加是煤体发生改变的内部因素。6.2 两相流压力平稳传递阶段 两相流压力平稳传递阶段，指当井底压力降低至煤层气临界解吸压力之后开始至临界解吸半径传递到第一封闭边界时结束。在此过程中，流体压力的降低，煤体有效应力的增加，使煤的裂隙系统发生压缩变形，裂隙孔隙度下降；同时，气体的解吸，使煤基质收缩，煤裂隙拉张，导致裂隙孔隙度增加；有效应力的增加引起煤裂隙收缩的弹性负效应和气体排出引起的煤基质的弹性正效应共同影响煤储层

24、渗透率的大小。渗透率的变化又影响压力传递速度，也影响了产气速度，最终影响了产气量。由此可见，压力变化、孔隙度变化和产气量变化构成了这一排采阶段的外循环；应力变化、含气量变化和渗透率变化构成了此排采阶段的内循环。外循环的变化，联动了内循环的进行。控制排采时的压力是控制整个系统循环进行的基础，产气量的变化、孔隙度的变化是压力变化控制作用的外部显现。6.3 两相流-压力仅在某些方向上传递阶段 两相流-压力仅在某些方向上传递阶段，指从临界解吸半径传递到第一封闭边界时开始至临界解吸半径传递到第二封闭边界时结束。在此过程中，由于煤储层改造时，会在两个方向上改造很好，大致垂直的另外两个方向上改造相对较差。因

25、此，随着煤层气井的采，当压力传递到改造效果较差的边界时，将进入压力仅在某些方向传递阶段。在气水两相流压力平稳传递阶段，虽然四个方向上储层改造效果不同，但此时的排采过程中尽量控制排采速度，使在四个方向上压力传递速度尽量一致。进入压力仅在某些方向传递阶段时，在储层改造效果较好方向上压力传递速度很慢甚至不再传递，几乎不再有气体产出，压力、孔隙度、产气量也不再变化；储层改造效果较好方向上将会发生内循环的一系列变化。压力变化、孔隙度变化和产气量变化构成了煤层气排采的内循环。6.4 煤层气井的稳产阶段 煤层气井的稳产阶段，指当临界解析压力传递到第二边界之后开始到临界解析压力开始向周围未经改造的储层平稳传递

26、。与第二阶段两相流压力平稳传递阶段时相似，不再赘述。7. 煤层气井不同排采阶段井底流压的计算 煤层气井井底流压是进行排采影响半径、产水量、产气量预测的基础7.1 饱和水单向流态井底压力的计算煤层气井排采初期，压降幅度比较小，没得微裂隙中吸附的煤层气不会发生解吸，煤层中仅存在饱和水的单项流动。此时，井口套压为零，忽略排水过程中套管磨阻，井底压力可根据井底至液面的液柱压力来计算，即：公式（4） 式中，Pd为井底压力，MPa； h为液柱高度，m。WY参-001井开始排采时，液柱高度距煤层730m，g取9.8m/s2, 取1000Kg/m3。代入公式（4），计算可得：Pd=7.15MPa7.2 气水两

27、相流态井底压力的计算 随着排采的进行，当井底压力降低带煤层气临界解吸压力一下时，气体开始解吸产出，井口套压开始有了读数。此时井底压力由井口套压、井筒液面至井口的气柱重力和气体自液面至井口的环形空间中的磨阻而构成的液面压力、井底至液面的液柱压力组成。井口套压可通过压力表直接读出pt，液柱压力（pm）可用纯气井井底压力的计算方法求得，液柱压力可通过产气量相近、排水量相当，套压和液面深度有显著变化的两个稳定段井底压力相等的方法计算得到（p液）。公式（5） 式中，Pm为液面压力，MPa； g为甲烷气体的密度。 由此，可得到井底压力计算公式为：公式（6） 式中，d为气、水混合物的密度，kg/m3。8.各

28、个排采阶段产水量、产气量的预测8.1 饱和水单向流阶段产水量、产气量的预测8.1.1饱和水阶段产水量动态模型的建立该阶段在排采的过程中煤储层的渗透率一直下降。可用平均有效应力法来求算煤储层的平均渗透率，公式如下根据压力传递公式对r微分可得：根据径向流的达西定律的极坐标形式，单位体积煤层含水率为w1%,且设排采时煤层中的水被全部排出，建立动态模型为： w1%式中， Qfw为饱和水单相流阶段动态产水量；H为煤层厚度。8.1.2饱和水阶段产水量的预测在根据临界解析压力求算出气体开始解析时影响半径，即：式中，Ret为气体开始解析时的排采影响半径，m；得出这一过程的总产水量和排采时间为：再结合这一过程的

29、排采时间，可得出这一过程的日产水量，即：计算得该阶段的日产水量 Qdt=10.2m3/d排采时间 Tft=21d8.1.3饱和水单相流阶段产气量的预测该阶段主要一排水为主，很少有气体产出，可认为该阶段产气量为零。8.2气水两相流压力平稳传递阶段产水量，产气量的预测8.2.1气水两相流压力平稳传递阶段产水量动态模型的建立气水两相流压力平稳传递阶段，在煤孔-裂隙系统中存在煤基质的弹性正效应和裂隙系统的弹性负效应，二者共同决定了煤储层最终渗透率。煤基质弹性正效应的介入，与饱和水单相流阶段煤孔-裂隙系统的总渗透率相比，是增大的。因此在产期初期，产水量有所增加，而随着排采的继续进行，产气量的增加，水的相

30、对渗透率下降，产水量下降。两相流压力平稳传递阶段产水量动态模型为： w1%式中，QSW为两相流压力平稳传递阶段的产水量；Krw由下式求的： R=0.97式中， Krw为水相相对渗透率。8.2.2气水两相流压力平稳传递阶段产水量预测这一过程时间的长短大致可由煤储层吸附气体时间r来标定。设当煤层气从煤孔一裂隙系统解吸并形成流线动液面下降了hsf，此时压力影响半径为：此过程的供液量为：此过程的平均压力为：平均渗透率为：则可得此过程的排采时间为：根据吸附时间与排采时间相等，从而求出液面下降高度。可求出此过程的日产水量为：计算得出Qdsf=3.9m3/d Tsf=40d8.2.3气水两相流压力平稳传递阶

31、段产气量预测要使煤层气从煤的孔-裂隙系统解吸，则应使解吸影响范围内的储层压力降低到临界解吸压力以下，根据等温吸附线，可求出临界解吸压力： 式中，P临为临界解吸压力，MPa；PL为兰氏压力；VL为兰氏体积，V实为煤原始储层实际含气量，m3/t。可求得煤层的临界解吸压力为5.61MPa。根据压力传递公式，可得到含气量与压力影响半径的关系为：根据饱和水单相流阶段的压力传递公式，可得出煤储层达到临界解吸压力时的解吸半径为：式中，r解为解吸半径，m。再根据压力传递公式可得出任意井底压力下的解吸半径。以煤储层顶板水平面为横坐标，煤层气井的中心为纵坐标，建立直角坐标系，在煤层气初始产出时的压降漏斗半径为Re

32、，可得出高度方程为：式中，h为煤层厚度，m； H为解吸半径为r时的解吸高度，m；把上面的r解代入上面的公式里可得出其高度为H=3.6m；取一微小环形，环形面积为dA=2rdr，解吸半径范围内的产气量变化模型为：式中，煤为煤密度，t/m3。Q气为气水两相流压力平稳传递阶段的总产气量，m3；把所有的已知数据代入上面的公式可得出：Q气=11.38104m3。8.3两相流压力仅在某些方向上传递阶段产水量、产气量的预测8.3.1两相流压力仅在某些方向上传递阶段产水量动态模型的建立随着排采的进行，若储层原始渗透率与改造后渗透率相比差别较大时，储层仅在某些方向上得以改造，在其他方向上压力几乎不传递，此时进入

33、两相流压力仅在某些方向上传递阶段。进入此阶段后，煤储层孔隙度与前两个阶段相比会有所增加，煤储层渗透率改造效果也相对较好。此阶段水相对渗透率依然受制于气相相对渗透率，水的来源不再来自井筒四周，仅来自两个方向。因此，此阶段的产水量预测模型为： w1%8.3.2两相流压力仅在某些方向上传递阶段产水量预测当排采由两相流压力平稳传递阶段进入两相流压力仅在某些方向传递阶段时，根据理论最大采收率计算公式结合井底压力、压力传递模型可得临界转化时的产气量。理论最大采抽率计算公式为：式中，Pwsf为井底的枯竭压力，MPa；两相流压力平稳传递阶段末的总产水量为：由两相流压力平稳传递阶段到两相流压力仅在某些方向传递时

34、煤储层在四个方向上改造效果不同，因此此阶段的排采强度可根据渗透率的改变来做出调整，即： 式中，Ftff为第一种情况下气水两相流压力仅在某些方向传递的排采强度，m3/d；Fst为气水两相流压力平稳传递阶段末的排采强度，m3d.得到： Ftff=1.4m3/d8.3.3两相流压力仅在某些方向上传递阶段产气量预测由两相流压力平稳传递阶段转化到两相流压力仅在某些方向传递阶段时，煤储层在四个方向上改造效果的不同，渗透率大小的迥异，导致供液能力发生很大变化，而其供液能力的变化可近似用渗透率的改变来表示。因此，此过程排采强度可根据渗透率的改变来做出调整，排采强度调整后，观察动液面的变化，直到动液面趋于稳定，

35、则进入定压生产过程。定压生产后，压力向前传递速度减慢，压力呈降深趋势，排采一段时间后，若未达到第二封闭边界，可放压后继续进行排采，保持动液面平稳下降，在这一过程，主要是随时观察动液面变化随时做出调整，结合现场经验，保持动液面浮动每天不超过1m。此时的产气量计算公式为：式中，Qgtt为进入第二封闭边界时的产气量，m3。可得出日产气量为3400m3。 9. 排采设备的选型9.1 排采设备的工作原理见下表（8-1） 表(8-1) 排采设备原理及特点排采设备工作原理特点梁式泵(有杆泵）柱塞在泵筒中往复运动由泵筒和柱塞组成，排水量较低，价格便宜，维护量大螺杆泵 转子在定子中转动转子和定子组成，价格昂贵，

36、维护量小，防砂，煤粉能力强，占地面积小电潜泵电机带动叶轮转动排量大，扬程高，占地面积小，维护小，价格较贵，防砂，煤粉能力强9.2排采设备简况见表（8-2） 表（8-2） 排采设备简况一览表设备类型 型号理论排量m3/d 优点 缺点梁式泵（有杆泵）CYJY3-1.5-6.5HB 5.9-63.8泵的价格便宜维护量大，防砂、煤粉能力强螺杆泵GLB300-2115.2-50维护少、防砂、煤粉能力强换泵的价格较高电潜泵QYB101-50-500S 24-65维护少，防砂煤粉能力强换泵的价格较高9.3排采设备的优选根据估算的日产水量、各种泵型的优缺点及泵的排量，最终选择梁式泵作为抽采设备，型号为CYJY

37、3-1.5-6.5HB。10.工作制度的优化10.1 饱和水单向流阶段工作制度优化见表（10-1） 表(10-1) 饱和水单向流阶段工作制度排采阶段天数（d）产水特征产气特征套压动液面累计产水量累计产气量饱和水单向流阶段18供液量小于产水量，平均日产水量控制在6m3/d井底压力未达到临界解吸压力，产气量为零由于该阶段未有气体产出，套压为零该阶段结束时，井底压力应该达到灵界解吸压力，动液面从730m降到674m，累计下降56m累计产水量198m3累计产气量为零23产水量快速上升，平均日产水量控制在10m3/d井底压力未达到临界解吸压力，产气量为零310供液能力小排采强度，使动液面下降快速达到临界

38、解吸压力，平均日产水量控制在12m3/d井底压力未达到临界解吸压力，产气量为零 10.2 气水两相流压力平稳传递阶段工作制度优化见表（10-2）排采阶段天数（d）产水特征产气特征套压动液面累计产水量累计产气量气水两相流压力平稳传递阶段14基本保持稳定，控制在10m3/d开始产气初始产气量缓慢增加平均日产气量在800m3/d改接顿套压维持范围在0.161.6MPa之间，平均套压保持在0.6MPa该阶段动液面累计下降80m，动液面高度594m累计产水量156m3累计产气量13.22万m326产水量缓慢下降，控制在6m3/d产气量快速增加，平均日产气量在2500m3/d310产水量快速下降，控制在4

39、m3/d产气量趋于稳定在3000m3/d420产水量基本保持，在2m3/d产气量保持稳定，达到第一个产气高峰期，平均3200m3/d10.3 压力仅在某些方向上传递阶段工作制度优化见表（10-3）表(10-3) 饱和水单向流阶段工作制度排采阶段天数（d）产水特征产气特征套压动液面累计产水量累计产气量气水两相流压力仅在某些方向上传递阶段12产水量陡然下降，保持在1m3/d产气量突然下贱，从3200m/d下降到2500m3/d，平均产气量2700m3/d该阶段套压保持在0.21.7MPa，平均套压维持在0.78MPa该阶段结束时，动液面从674m降到620m，累计下降54m累计产水量16.8m3累

40、计产气量为8.08万m326产水量趋于稳定升，平均日产水量控制在0.8m3/d产气量较快增加，逐渐上升至3100m3/d，平均产气量2900m3/d320产水量稳定，控制在0.5m3/d保持稳定产气，平均日产气量3400m3/d10.4 稳定产气递阶段工作制度见表（10-4） 表（10-4） 稳定产气阶段工作制度阶段天数产水特征产气特征套压动液面累计产水量累计产气量稳定产气阶段根据经验，一般持续10年几乎不产水产气量平均在3400m3/d套压维持在0.51.2MPa。较上一阶段小，平均在0.7MPa维持基本不变11. 煤层气井排采参数的录取 煤层气井的排采关键参数的录取是分析排采变化，修正排采工作制度，使煤层气井产能达到最佳状态的基础。排采关键参数主要包括排液数据和采气数据。排液数据主要包括产水量、动液面、液柱高度、氯离子含量和pH值等。采气数据主要包括日产气量和总产气量以及套管压力等。11.1煤层气井排采资料录取的要求（1）日常排采数据，中途作业和测试资料应及时准确记录并上交。 测试作业主要包括抽油机示功图测试和环空动液面测试等项目。(2) 录取项目：开井时间、工作制度、油嘴、套压、油压、环空 动液面或井底流压、气水产量、累计产量、取样时间、固体颗粒物产 出情况描述、点火描述等。(3) 油套管、分离器、管线均应选择合适的压力表，所测压力要