煤層氣松耦合自動化排采控制技術研究

葛靜濤，葉新民，陶文雯，宋關偉

（中國石化華東油氣分公司，江蘇南京210000）

煤層氣的開采一般是通過排出地下水降低儲層壓力，從而使吸附在煤基質表面的煤層氣解吸出來，解吸出的氣體在壓力差和濃度差的雙重作用下擴散、滲流運移到裂隙或井眼中，最終通過井筒采出地面[1]。

煤層氣的生成與產出機理決定了煤層氣自動化控制必須遵守“連續(xù)、緩慢、穩(wěn)定、長期”八字方針[2]。目前，煤層氣的自動化控制主要通過控制變頻器的輸出頻率調節(jié)抽油機的沖次達到控制動液面，或調節(jié)電動閥的開度達到控制產氣速度的目的。從初期的“持續(xù)降壓—采氣”轉變?yōu)椤俺掷m(xù)穩(wěn)定慢速排水—階梯降壓—高效解吸”理念，形成了見氣前多排水、增大泄壓體積，見氣后控制氣相流動為原則的排采制度，在不破壞煤巖儲層物性的前提下，實現(xiàn)單井見氣前產液量的最大化，在保證產量的同時，兼顧經(jīng)濟效益的時效性[3-5]。煤層氣排采自動化控制主要是采用井場各傳感器獲取生產參數(shù)，在排采管理人員分析后遠程下達指令到PLC（可編程邏輯控制器），實施煤層氣的生產制度[6]自動實施。

近年來隨著自動化技術和煤層氣開發(fā)技術的發(fā)展，大多數(shù)煤層氣開采實現(xiàn)了自動化排采，更有采用簡單PID（比例—積分—微分控制器）控制算法實現(xiàn)智能化排采；然而傳統(tǒng)的控制方式大多是對單個參數(shù)進行控制，單個參數(shù)進行控制由于其原理的局限性，不可避免的會導致超調和滯后現(xiàn)象[7]，并且存在系統(tǒng)結構復雜、故障率高、適應性差、效率低等缺點。

1950—1960 年ARCO 公司采用數(shù)字化自動管理在Iatan East Howard 油田實現(xiàn)了注水泵的控制、車載試井等裝置的遠程控制，1990年以后在集散控制系統(tǒng)基礎上SCADA（數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制系統(tǒng)）系統(tǒng)在油氣田生產得到應用，2000年后，海外油氣公司的自動化技術擁有了現(xiàn)場數(shù)據(jù)自動采集、生產自動計量[8]。在數(shù)據(jù)采集基礎上開發(fā)了輔助決策系統(tǒng)，隨著傳感器技術、多種材料科技的發(fā)展，自控技術在國內油氣田的單井、計量間、聯(lián)合站等單位都大量應用，SCADA 或DCS（集散控制系統(tǒng)）系統(tǒng)和ESD（緊急停車系統(tǒng)）系統(tǒng)在現(xiàn)場都有使用。技術人員實現(xiàn)了異地實施控制，BP公司將單井實時監(jiān)測技術在近20個油氣田推廣，成功取得了1%～3%經(jīng)濟效益[9]。

近幾年的大數(shù)據(jù)、云計算、AI 智能技術的發(fā)展，單純的數(shù)據(jù)采集、遠程控制不能滿足新型油氣田的發(fā)展。基于油氣開發(fā)技術的高度智能化的控制系統(tǒng)逐步完善，對于需要精細管理的煤層氣開發(fā)更是迫切需要智能控制。

對于煤層氣生產在不同的時期采用不同的工作制度、不同的自動化控制方式。在煤層氣解吸前屬于單相流，只需要調整變頻器頻率、控制沖次即可達到自動控流壓生產，此時單純的PID控制是可以達到自動化生產，但是在煤層氣解吸之后由單相流變?yōu)槎嘞嗔鲿r，傳統(tǒng)PID 單參數(shù)控制排采時，常常出現(xiàn)誤差大，因參數(shù)的頻繁波動，氣體在井筒運移需要時間，各傳感器需要反應時間，所以PID 的不斷調整導致變頻器、電動閥頻繁調整，設備使用壽命縮短[10]。此時的自動化控制成功，但生產制度實施失敗，井底流壓、套壓、產氣量不可同時控制，對于煤層氣開采是破壞性開采，達不到“穩(wěn)定、長期”的開采效果[11]。

因此，高度智能化的煤層氣控制系統(tǒng)是基于一種井底流壓、套壓、產氣量三參數(shù)耦合的PID 自動化控制方法，在實現(xiàn)自動化控制的同時遵守煤層氣開采原則，提高采氣效率的同時提高煤層氣的采收率。

1 煤層氣松耦合控制系統(tǒng)

1.1 基本組成和原理

松耦合控制系統(tǒng)是自動化控制技術與煤層氣產出規(guī)律相結合的閉環(huán)排采管理系統(tǒng)，在影響煤層氣生產的各因素中選擇井底流壓、套壓、產氣量三參數(shù)共存關系，在數(shù)值模擬同步發(fā)生的現(xiàn)象時采用近似共存。由井下壓力計、套壓壓力變送器、抽油機變頻控制器、井口流計量、角位移、無線載荷儀等傳感器組成，井場總線匯聚到井場PLC?；诿簩託饩鹿苤Y構和氣液兩相產出規(guī)律，根據(jù)井筒流動規(guī)律研究，采用Hagedorn-Brown 模型預測套壓和產氣量之間的變化規(guī)律[12-14]。排采管理人員通過上位機下發(fā)指令，上位機在考慮井底流壓、套壓、產氣量三參數(shù)之間的耦合均衡后，將三參數(shù)變量轉化為單參數(shù)由井場PLC執(zhí)行單參數(shù)的松PID控制，總體控制流程見圖1。

圖1 總體控制流程Fig.1 Overall control process

1.2 建立煤層氣井筒流動規(guī)律模型

為了實現(xiàn)多參數(shù)的PID輸出控制，結合煤層氣井筒流動規(guī)律在已知流壓、套壓、產氣量中任意兩參數(shù)時，用井筒流動規(guī)律Hagedorn-Brown 模型推算另一未知參數(shù)，使多參數(shù)的輸出轉化為單一參數(shù)輸出。

1.2.1 Hagedorn-Brown基本方程

以井口為原點，沿油管軸線向下為正，取長為dL的微元體，建立如圖2所示的穩(wěn)定一維氣相流動，θ為油管與水平方向的夾角。

圖2 一維氣相流動[15]Fig.2 One dimensional gas flow

建立質量、動量和能量守恒方程，如下：

動量守恒方程：

能量守恒方程：

式中：ρgsinθ為重力項，Pa/m；為動能項，Pa/m；為摩阻項，Pa/m；為動量變化，Pa/m；為壓力梯度，Pa/m。

1.2.2 壓力預測模型

根據(jù)質量守恒方程和動量守恒方程可得單相井筒流動的壓力梯度方程為[12]：

根據(jù)能量方程式，Hagedorn-Brown 得到壓力梯度方程式為：

式中：ΔL為深度增量，m；Δp為壓力變化量，MPa；ρm為氣液混合物密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2；fm為兩相摩阻系數(shù)；qL為地面產液量，m3/d；Gm為氣液混合物質量流量，kg/s；Gg、Gl分別為氣相、液相質量流量，kg/s；D為油管內徑，m；A為流通截面積，m2；vm為氣液混合物速度（由產氣量計算得出），m/s；HL為持液率；γw、γg分別為水、天然氣的相對密度；ρw、ρg分別為水、氣的密度，kg/m3；

1.3 松耦合PID算法

由于計算時存在一些因素，如氣體在井筒運移需要時間，多傳感器互相影響，測量時間滯后等[16]，而傳統(tǒng)的PID 算法對煤層氣的調節(jié)存在大滯后、非線性、強耦合等缺陷，因此本文在流壓、套壓、產氣量三參數(shù)耦合的前提下采用PID算法，最終輸出單一參數(shù)。在PID 算法的基礎上，結合煤層氣井筒流動模型分析PID參數(shù)與參數(shù)變化率之間的關系，建立合適的誤差范圍，并查詢建立誤差矩陣進行在線PID 自修定，來滿足不同的控制需求。為了避免因滯后性引起的超調，引入積分分離控制[17]。在測算值與實際值誤差超大時取消積分作用，減少超調量，其控制結構見圖3。

圖3 松PID控制原理Fig.3 Schematic of loose PID control

PID控制式如下：式中：kp為比例系數(shù)；P1為積分時間常數(shù)；Pd為微分時間常數(shù)；P（t）為調節(jié)器輸出值。

1.4 松耦合程序實現(xiàn)

排采控制系統(tǒng)選用油田專用PLC。因PLC 計算能力有限，把計算量大的井筒流動規(guī)律模擬計算放在上位機服務器，與數(shù)據(jù)庫服務器實時交互，根據(jù)單井的井況推算未知參數(shù)后，與PLC 建立多參數(shù)耦合計算方式，以定套壓生產為例，獲取當前流壓后，采用HB模型可試算出當前井況下的瞬時產氣量，通過上位機發(fā)送指令調整電動閥的開度使瞬時產氣量在試算的產氣量范圍內[18-19]，由于煤層氣井的地層能量是在相對穩(wěn)定下緩慢釋放，地層壓力的變化和地層產氣量之前的關系也在不定地變化，PID控制算法在HB模型預測值范圍內，動態(tài)地調整電動閥的開度保障套壓的穩(wěn)定，達到定壓生產，具體PLC控制系統(tǒng)流程見圖4[20-21]。

圖4 PLC控制系統(tǒng)流程Fig.4 Flow of PLC control system

2 工程實驗

選擇一口煤層氣井進行現(xiàn)場實驗，煤層氣段深963.3～969.3 m，壓裂時加砂50 m3，破裂壓力16.8 MPa，停泵壓力8.5 MPa。投產生產參數(shù)：絲堵底深1 006.82 m，氣錨頂深1 000.98 m，泵深991.06 m，壓力計下深1 000 m，光桿留頭1.3 m，防沖距0.8 m，啟抽壓力8.17 MPa。在該區(qū)塊屬于地層能量充足，初期產液量1.53 m3/d，投入生產后快速降液面，該通過井下壓力計實時反饋井底液壓，采用簡單PID即可實現(xiàn)單參數(shù)輸出控制均速日降井底流壓。在見氣前采用了緩慢降流壓，單相流階段均速降流壓，不再出現(xiàn)超調導致流壓下降過快現(xiàn)象，壓降漏斗半徑得到良好的延伸。見氣后采用多參數(shù)耦合自動化排采控制，穩(wěn)套壓緩慢降流壓的工作制度，根據(jù)工區(qū)內外輸管壓和該井的預計產量，套壓要求保持在0.53 MPa?？刂葡到y(tǒng)通過管流計算在當前流壓下如套壓保持0.53 MPa時，瞬時流量需要控制在20 m3/h左右，控制系統(tǒng)將指令發(fā)送給現(xiàn)場PLC，PLC采用PID方法調節(jié)電動閥開度控制瞬時流量，有效地控制了生產，兩相流階段套壓保持在0.53 MPa，產量平穩(wěn)上升沒有出現(xiàn)因“滯后”控制套壓大幅波動的現(xiàn)象，實現(xiàn)煤層氣無人值守合自動化控制生產，實現(xiàn)了“一井一策”精細排采（圖5）。

圖5 實驗井排采綜合曲線Fig.5 Comprehensive production curve of experimental wells

3 結論

為了提高排采管理者的工作效率，將煤層氣井筒流動規(guī)律模擬計算與PID控制方法相結合，在提高PID 控制精度的同時，保證了煤層氣的效益開發(fā)，避免單參數(shù)控制破壞性開發(fā)。根據(jù)工程試驗結果可以得出以下結論。

1）上位機的模擬計算與PLC 之間的數(shù)據(jù)交互提高了PID控制精度的，提高了PID控制程序的調節(jié)速度，減少遠程調節(jié)次數(shù)。合理利用上位機的系統(tǒng)資源，減輕了PLC的運算量，松耦合控制方法有效提高了煤層氣自動化控制效率。

2）松耦合PID算法適用于煤層氣自動化中的多參數(shù)輸入多參數(shù)輸出，有效地改善了傳統(tǒng)PID算法的缺陷，適用于煤層氣的定套壓緩慢降流壓、定產量緩慢降流壓、穩(wěn)流壓緩慢降套壓等多種煤層氣獨特生產方式。

3）井下壓力計、流量計、壓力變壓器與抽油機變頻器的自動交互，在引用Hagedorn-Brown 預測模型后，優(yōu)化了PID 松耦合控制系統(tǒng)的計算算法，可有效地提高煤層氣精細排采自動化管理技術。為煤層氣實現(xiàn)全智能管理提供了技術支撐，系統(tǒng)穩(wěn)定、可靠，避免了滯后、過調整。