煤層氣井生產(chǎn)測試組合儀的研制與現(xiàn)場應用*

李　雷，李　軍，劉興斌，王一杉

(1.大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司　黑龍江　大慶　163412; 2.燕山大學信息科學與工程學院　河北　秦皇島　066004; 3.大慶市匯淼石油機械設備有限公司　黑龍江　大慶　163412)

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煤層氣井生產(chǎn)測試組合儀的研制與現(xiàn)場應用*

李雷1，2，李軍1，劉興斌1，王一杉3

(1.大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司黑龍江大慶163412; 2.燕山大學信息科學與工程學院河北秦皇島066004; 3.大慶市匯淼石油機械設備有限公司黑龍江大慶163412)

摘要:排采初期的煤層氣井產(chǎn)氣、產(chǎn)水量較低，國內外尚無成熟的產(chǎn)出剖面測試技術。針對該難題，開展了產(chǎn)出剖面測試技術攻關。首先，設計制定了集流與非集流組合測井方案，開展了壓差法、渦輪、電導法等傳感技術在氣水兩相下的模擬井動態(tài)實驗研究，得到了各傳感器在氣水兩相條件下的響應規(guī)律，并研制了煤層氣井產(chǎn)出剖面組合測井儀。應用測井儀樣機在臨汾試驗區(qū)塊開展了現(xiàn)場試驗，成功錄取了溫度、壓力、密度、流量和含水等參數(shù)，通過對測井數(shù)據(jù)的分析可準確解釋分層產(chǎn)氣、產(chǎn)水狀況，證明產(chǎn)出剖面組合測井儀適用于排采初期煤層氣井分層測試。

關鍵詞:煤層氣;產(chǎn)出剖面;氣水兩相流

0　引言

煤層氣井產(chǎn)出剖面是煤層氣開發(fā)和生產(chǎn)管理的重要技術資料。我國煤層氣已進入規(guī)模開發(fā)階段，迫切需要開發(fā)配套的測試技術。目前，國內外尚無規(guī)模應用的成熟技術。

針對臨汾現(xiàn)場試驗區(qū)塊的處于排采初期的煤層氣井測試技術開展了技術攻關，設計了集流與非集流組合測試方案。借助大慶油田模擬實驗裝置的優(yōu)勢條件，開展了傳感器技術的實驗研究，并最終研制了基于渦輪流量計、電導含水率計、壓差密度計的生產(chǎn)測井組合儀，通過現(xiàn)場試驗證明，集流測試方案的引入使得儀器的測試精度有大幅度提高，并且可以準確測量煤層氣井的分層產(chǎn)氣、產(chǎn)水量，可為煤層氣排采制度的制定提供可靠資料。

1　臨汾區(qū)塊試驗井測試方案

調研結果顯示，處于排采初期［1］的排采井產(chǎn)氣、產(chǎn)水量都很小，井內的排采管柱未下入至井底，大部分位于產(chǎn)層之上或產(chǎn)層的中間位置。如圖1所示，為吉×× －××井的排采示意圖，該井處于排采初期，有5#和8#兩個產(chǎn)層，排采管柱位于兩個產(chǎn)層之間，主要作用是抽排井內的承壓水，保證井內的動液面保持一定高度，控制井內的壓力，使產(chǎn)層的產(chǎn)出量保持穩(wěn)定。

圖1　煤層氣井排采初期示意圖

針對這種排采工藝的煤層氣井，設計了集流與非集流組合測井方案，即在全井先采用連續(xù)測量的方案，利用井溫儀、壓力儀和密度計組合，可以測量全井的溫度、壓力、密度連續(xù)數(shù)據(jù)，根據(jù)連續(xù)測量結果，定性地判斷兩個產(chǎn)層的產(chǎn)出狀況;隨后，在排采管柱以下的產(chǎn)層處，采用集流測試方案，通過集流器迫使流體從測井儀器內部通過。集流的好處有兩點［2］:一是通過集流器使流體速度增加，這樣可提高流量的測試精度;二是提高氣液的混合均勻度。測量方式采用渦輪流量計和電導式持水率計組合，通過總流量和含水率兩個參數(shù)可定量解釋該層的產(chǎn)氣、產(chǎn)水量。

2　測井儀器在模擬多相流裝置的實驗

依據(jù)組合測試方案設計了煤層氣井產(chǎn)出剖面測井組合儀如圖2所示。該儀器是由溫度、壓力、磁性定位、壓差式密度計、渦輪流量計和電導式持水率計共同組成。

在多相流模擬實驗裝置上開展了上述測試傳感器在氣水兩相下的實驗研究［3］，實驗中調配了不同的氣、水流量，待調配好的流體穩(wěn)定后，記錄下了不同配比氣水流量條件下的儀器響應，儀器響應圖版如圖3、圖4、圖5所示。

煤層氣井分層測試組合儀

圖3　渦輪流量計實驗結果

圖4　壓差密度計實驗結果

圖5　電導式持水率計實驗結果

2.1渦輪流量計實驗結果

渦輪流量計是常用的產(chǎn)出剖面流量測試傳感器，具有量程寬、精度高的優(yōu)點。實驗中調配的氣流量為50m3/d、100 m3/d、200 m3/d、300 m3/d、400 m3/d和500 m3/d，水流量為1 m3/d、3 m3/d、5 m3/d、10 m3/d、15 m3/d 和20 m3/d。實驗圖版中橫坐標為調配的氣水總流量，縱坐標為渦輪流量計的響應值。從實驗結果可見，在低液量條件下，渦輪流量計的響應值與氣水總流量之間呈線性關系，受水流量的影響較小，因此，可以用渦輪流量計測量氣液兩相流的總流量。

2.2電導式持水率計實驗結果

電導式持水率計時通過測量流體電導率進而計算出持水率的，它適用于水為連續(xù)相條件下的流體測量，因此應用于產(chǎn)氣產(chǎn)水量較低的臨汾實驗區(qū)塊非常合適。實驗中，流量調節(jié)范圍5～70 m3/d，含水20％～80％。從實驗結果可見，當?shù)蜌饬繒r，電導式持水率計在氣水兩相流下具有較好的分辨率，流量越高，分辨率也越高，含水率測量下限可以達到20％;而當高氣量時，電導含水率計失去分辨力。因此，可以用阻抗式含水率計測量低流量氣液兩相流的含水率。

2.3壓差式流量計實驗結果

壓差式流量計［4］的原理是利用一個壓差傳感器測量井筒內流體兩點間的壓力差值，由測量的壓力梯度進而推導出流體密度。試驗中配比的固定不同的水流量3 m3/d、5 m3/d、10 m3/d、15 m3/d、20 m3/d，改變氣流量，氣流量調節(jié)范圍50～2 000 m3/d。從實驗結果可見，壓差密度計的響應隨著氣量的增加而單調遞減，而且各條水流量對應的曲線基本重合，說明在低水量的情況下，壓差流量計主要受氣流量的影響，受水量的影響很小。因此，采用差壓式密度計可以定性判斷產(chǎn)層的產(chǎn)氣狀況。

3　現(xiàn)場試驗及測井資料解釋

3.1測試井基本數(shù)據(jù)

2013年6月4日，在臨汾分公司吉×－××煤層氣井開展了生產(chǎn)動態(tài)測試現(xiàn)場試驗。該井井身由7 in(1 in =25.4 mm)套管和2.5 in半油管組成，人工井底1 116.00 m，泵深993.75 m。該井包含5#和8#兩個煤層，見表1所示，當日井口產(chǎn)液量為5.62 m3/d。

表1　吉×－××井基礎數(shù)據(jù)表

3.2連續(xù)數(shù)據(jù)解釋結果

首先對吉××－××井測量井段進行了連續(xù)測井，得到了溫度、壓力、密度連續(xù)測量數(shù)據(jù)，如圖6所示，微差井溫在產(chǎn)層處的變化能夠定性指示產(chǎn)層的產(chǎn)水狀況，壓差密度計在產(chǎn)層處的變化能夠定性指示產(chǎn)層的產(chǎn)氣狀況，具體結論如下:

1)微差井溫曲線(最左部分)在8#煤層處向右突變，表示溫度升高，說明8#煤層產(chǎn)水。

2)密度曲線(最右部分)經(jīng)過5#煤層后出現(xiàn)臺階，響應值增大，表示密度值增加，說明5#煤層產(chǎn)氣。

3)密度曲線(最右部分)經(jīng)過8#煤層后出現(xiàn)臺階，密度值歸為全水值，說明5#煤層產(chǎn)氣。

圖6　吉××－××井解釋成果圖

3.3定點測量數(shù)據(jù)資料解釋

連續(xù)測量后，在8#煤層上部采用集流方案進行定點測試:

1)渦輪數(shù)據(jù)顯示，如圖7所示，該層的總產(chǎn)量為6.1 m3/d。

2)阻抗持水率計顯示混相值為310 Hz，如圖8所示，全水值為270 Hz，如圖9所示;由此可推導出該層持水率為89％，依據(jù)模擬井標定圖版可知含水率為83％。

3)與流量結果結合得出，8#煤層的產(chǎn)水量為6.1× 83％ = 5.1(m3/d)，產(chǎn)氣量為6.1×(1－83％)= 1.0(m3/d)

圖7　8#煤層流量測量曲線

圖8　8#煤層混相值測量曲線

綜合溫度壓力連續(xù)測量數(shù)據(jù)和點測數(shù)據(jù)可知:

1)產(chǎn)氣量:8#煤產(chǎn)氣量為1.0 m3/d，壓力為5.5 MPa，折算標方為1.0×(5.5/0.1)=55.0(m3/d);5#煤層處密度的變化幅度(即出現(xiàn)的臺階)略小于8#，故判斷5#產(chǎn)氣量0.9 m3/d，壓力為4.9 MPa，故折算為標方為0.6×(4.9/0.1)=44.1(m3/d);兩層的合產(chǎn)量為99.1 m3/d。

2)產(chǎn)水量:8#層產(chǎn)水量為5.1 m3/d;由于當日該井井口水量為5.62 m3/d，而8#測量得到產(chǎn)水量為5.1 m3/d，故判斷5#煤產(chǎn)水量很微小，約為0.52 m3/d。

圖9　8#煤層全水值測量曲線

4　結論

1)煤層氣井處于排采初期時，產(chǎn)氣、產(chǎn)水量較小，在排采管柱位于產(chǎn)層上方的前提下，適合采用集流和非集流組合測試方案。

2)通過連續(xù)測量，壓差密度計可定性判斷液面以下各層段的的產(chǎn)氣狀況，溫度傳感器可定性判斷液面下各層段的產(chǎn)水狀況。

3)排采初期的煤層氣井管柱以下，通過定點集流測試，渦輪－電導組合測井儀能夠定量解釋產(chǎn)氣、產(chǎn)水量。

參考文獻

［1］司慶紅，朱炎銘，曹新款.煤層氣井排采初期井底壓降的計算方法［J］.中國煤層氣，2011，8(1): 37－39.

［2］劉興斌.井下油/水兩相流測量.哈爾濱工業(yè)大學博士學位論文［D］，1996.

［3］李軍.煤層氣井產(chǎn)出剖面測試技術實驗研究［J］.石油儀器，2012，26(1): 56－57.

［4］郭海敏.生產(chǎn)測井導論［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2003: 147－193.

Development and Application of Combination Instruments for CBM Wells Logging

LI Lei1，2，LI Jun1，LIU Xingbin1，WANG Yishan3
(Logging and Testing Services Company of Daqing Oilfield Co.LTD，Daqing，Heilongjiang 163453，China; 2.School of Information Science and Engineering，Yanshan University，Qinhuangdao，Hebei 066004，China; 3.Petroleum Machinery Equipment of Daqing Huimiao Co.LTD，Daqing，Heilongjiang 163453，CHina)

Abstract:At the early stage of coalbed gas production，the output of byproducts of gas and water are low.There is still no mature production profile logging technology.In view of the problem，the research on the well logging technology used in low production CBM wells was done.At first，one combinatorial solution of flow－concentration and non－flow－concentration measurement was designed，and the experimental study of sensors in the gas－water two－phase－flow was carried out，which include the differential pressure sensor，turbine flowmeter sensor and conduction watercut meter sensor.Finally，the combined well logging instrument was developed for the low production CBM wells.The experimental instrument was tested in the Linfen area to get the data of temperature，density，pressure，flow and water cut successfully.And the water and gas yield were deduced through the analysis of the logging data.It is proved that the combined well logging instrument can used in the profile well logging at the early stage of coalbed gas production，

Key words:coalbed methane; production profile; gas-water two-phase-flow

(收稿日期:2015－05－05編輯:韓德林)

第一作者簡介:李雷，男，1980年生，碩士研究生，2007年畢業(yè)于東北石油大學電子與信息工程專業(yè)，現(xiàn)在大慶油田測試技術服務分公司從事多相流測量傳感器的研究工作。E-mail: dlts_lil@ petrochina.com.cn

基金項目:中國石油天然氣股份有限公司科學研究與技術開發(fā)項目(2010E－2205)資助課題

中圖法分類號:TE353+.3

文獻標識碼:A

文章編號:2096－0077(2016)01－0014－04