Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 1272—2010
煤层气排采技术规范
Technical specification of production for coalbed methane wel
2010一04一02发布
2010一06一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY 1272—2010
目 次
前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义
排采目的与任务 5 排采设计 6 排采工作制度
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生产管理资料录取排采总结报告
7 8 9 参考文献 Q/SY 1272—2010
前言
本标准由中国石油天然气集团公司勘探与生产专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中石油煤层气有限责任公司、华北油田分公司、长庆油田分公司。 本标准主要起草人：赵培华、周俊峰、王立龙、邹志刚、王红霞、刘环宇。
Ⅱ Q/SY 1272—2010
煤层气排采技术规范
1范围
本标准规定了煤层气排采任务、内容、技术和管理要求。 本标准适用于通过排水降压的煤层气井排采工程。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB50183石油天然气工程设计防火规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3. 1
煤层气coalbed methane 赋存在煤层中以甲烷为主要成分的烃类气体和少量非烃类气体，主要以吸附形式存在于煤基质表
面，少部分以游离形式存在于煤孔隙、裂隙空间或溶解于煤层水中。 3. 2
煤层气排采production of coalbed methane 用排水采气设备，通过排水来降低煤储层压力，实现煤层吸附气从煤基质解吸，并将煤层气采出
的生产活动，同时记录该活动中的生产数据及过程。
4排采目的与任务
4.1试采阶段排采目的与任务 4.1.1通过一定时间、一定规模的煤层气试采，评价单井或区块真实产能，为进一步勘探、计算探明储量、编制开发方案、最大限度地降低投资风险提供依据 4.1.2获取足够的试采数据，为确定合理高效的开发方式提供依据。 4.1.3开展必要的新技术试验，确定适用的开发技术。 4.2生产阶段排采目的与任务 4.2.1通过制定合理的排采工作制度，分析录取资料，加强动态管理，提高煤层气田整体开发水平。 4. 2. 2 优化煤层气井排采工作制度，控制井底生产压差，减少煤层激动，保持平稳生产。 4.2.3加强对排采生产数据的整理和分析，合理调配单井产量，实现气田煤层整体降压，高效开发。 4.2.4加强对排采井动态监测和分析，及时对生产异常井采取措施。 4.2.5优化排采工艺和设备，延长检泵周期，提高开发效果。
5排采设计 5.1 [ 区域地质和煤层特征
简述该区块地质情况，结合测井、钻井、分析化验等资料描述煤层主要物性，确定目的层位，给
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出煤层气含气量、气组分、含水性、储层压力、解吸压力、渗透率、含气饱和度、煤层及顶底板力学性质等参数。 5.2排采方式和参数优化设计
利用储层模拟软件等方法预测出水、产气情况，预测气、水产量历史曲线、不同阶段煤层压力分
布图，综合考虑自然、地理、生产条件等各因素，优化排采方式和生产参数。 5.3排采设备要求 5.3.1地面设备要求 5.3.1.1修井机具有25m以上的提升能力，满足1500m以内煤层气井作业要求。 5.3.1.2封井器具有10MPa井口密封能力。 5.3.1.3采油树具备10MPa井口压力的密封能力。 5.3.1.4根据气井产量配置不同规格的流量计，流量计具有瞬时流量、累计流量、温度、压力补偿功能，宜考虑远传功能，以满足数据自动采集的要求。 5.3.1.5抽油机根据井深、井斜情况选择合适的机型，悬点载荷应附加一定安全系数。对斜度小于 3的井附加10%；斜度大于3°或井深大于1000m的井附加10%～50%。 5.3.1.6动力系统应满足煤层气井排采设备动力要求，根据实际情况选择柴油发电机、燃气发电机、 工业用电、民用电等。 5.3.2井下设备要求 5.3.2.1油管：根据井深选择合适钢级，具有防腐能力。 5.3.2.2抽油杆：根据泵型、井深、井斜情况，选择合适的尺寸和钢级的抽油杆，具有防腐能力。 5.3.2.3泵：要求有一定的防砂、防煤粉能力，组合排水能力为实际日产水量的1.1倍～1.5倍。 5.3.2.4泵挂下深原则：压裂直井的管式泵、杆式泵泵挂最底端下至实探砂面20m以上。电潜泵、 螺杆泵井的泵挂最底端下至实探砂面25m以上。水平井、洞穴井的泵挂最底端原则上下至目的煤层顶板5m以上。 5.4排采地面技术要求 5.4.1采气井场应满足生产管理需要，四周安装可拆卸式围栏，围栏离并场内设施距离应不小于 15m（净距），围栏高度应不小于1.5m。 5.4.2电杆应设置于井场围栏外，从电杆至抽油机电缆应埋地敷设。 5.4.3煤层气燃烧临时放空管距离气井的净距应不小于15m，并应位于井场最小风频风向的上风侧。 5.4.4井场布置应符合GB50183和井场设施的要求。 5.4.5根据预测煤层气井产水量情况，选用适宜的流量计，计量后排入蓄水池。 5.4.6根据水质情况确定采出水的排放方式，可采用坑渗、蒸发等方式。 5.5 动态监测 5.5.1根据试采和生产阶段特点，按照“系统、准确、实用”要求，建立排采动态监测系统， 5.5.2监测项目主要包括液面、煤层压力、气水产量、气水组分、煤粉含量、套压、集输压力，抽油机冲程、冲次、示功图等。安装变频装置的螺杆泵要求记录电机使用频率和光杆转数，安装电潜泵的记录电机使用频率和转速。 5.6健康安全环境（HSE）要求 5.6.1建立煤层气排采健康、安全、环境管理体系，严格执行健康安全环境管理规定和相关标准。 5.6.2制定各项排采作业安全应急预案。 5.6.3采出水处理应符合当地政府有关环境保护的要求，保证采出水不会对当地生态环境造成破坏。 6排采工作制度 6.1排采基本原则 2 Q/SY 1272—2010
排采基本原则为缓慢、连续、稳定、长期 6.2 排采基本要求 6.2.1产水阶段
排采初期产水单向流阶段以小排量试验性降压，根据每天井底压力或液面变化情况逐渐调整排采强度。一般压裂直井井底压力下降速度应小于0.1MPa/d；斜并、多分支水平井井底压力下降速度应小于 0.05MPa/d。 6.2.2气水同出阶段
套管环空有气体产出后，一般应继续保持较低的排采强度，最大限度地排除煤层水，达到区块整体降压，提高整体产量。一般应保持井底压力下降速度小于0.05MPa/d。 6.2.3稳定产气阶段 6.2.3.1根据气并情况，单层排采压裂并并底压力变化速度小于0.05MPa/d。 6.2.3.2井网面积压降形成后，产量持续上升至较稳定的情况下，一般应稳定井底压力，保证持续生产。 6.2.3.3单层排采时，井底压力临近目的煤层顶板压力时，一般应保持在0.3MPa以上进行排采，保护储层延长稳产周期。 6.2.3.4斜井、水平井井底压力临近目的层生产压力时以控制产气量为主，应保持较稳定的井底压力长期排采。
7生产管理 7.1设备管理 7.1.1对于抽油机应定期进行示功图和井底压力（液面）测试、分析，及时采取调参、换泵等措施。 7.1.2及时调整平衡，保持平衡比在85%以上。 7.1.3 按各种排采设备规定做好设备日常维护保养工作。 7.1.4发生管杆偏磨的井应采取扶正等防偏磨措施。 7.1.5螺杆泵应使用防反转装置，井下泵必须锚定。 7. 1. 6 自喷井采用可靠的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。 7.2检泵、修井原则 7.2.1出现下列任何一种情况时，应进行检泵作业。
a）卡泵、解卡无效; b）非储层原因，排水口不出水; c）示功图显示严重漏失、筛管堵塞、固定阀煤粉堵塞，无法达到降液目的； d）抽油杆、抽油管、泵柱塞等井下设备脱落； e）根据气井产水情况，需要调整泵排量或更换井下设备。
7.2.2出现下列任何一种情况时，应进行修井作业。
a）井上、并下落物造成无法正常检泵； b）套管变形造成卡管柱； c）锚定装置无法解封； d）并下作业程序不当或井下工具质量原因造成的落物卡、套管卡等，按正常方式不能解卡； e）出现泵挂砂埋、煤粉埋，无法起出管柱。
7.3动力管理 7.3.1动力设备按要求做好日常维护保养工作。 7.3.2动力系统应安装过载保护装置，保证设备安全运行。
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参考文献
[1] SY/T 5127 井口装置和采油树规范 [2] SY/T 5523 油田水分析方法 [3］SY/T5587.5常规修井作业规程第5部分：井下作业井筒准备 [4J SY/T 5700 ）常规游梁抽油机井操作规程 [5] SY/T 5863 潜油泵起下作业方法 [6] SY/T 5873 有杆泵抽油系统设计、施工推荐作法 [7J SY/T 6125 气井试气、采气及动态监测工艺规程 [8] SY/T 6231 电子式井下压力计
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