為規範煤層氣井試生產管理，提高工程技術水平，特制定本規範。
煤層氣試采包括探井試采和試驗井組試采。
煤層氣試采應以獲取真實完整的產能、流體性質、地層壓力、溫度、解吸壓力等數據為目的，為進壹步勘探或編制煤層氣開發方案提供依據。
2.TPO項目策劃與設計
2.1編制煤層氣井試采工程方案的目的應該是為了獲得煤層的真實產能、氣液性質、壓力和溫度。試采時間的原則是滿足儲量申報和煤層真實產能的要求。
2.2根據鉆井、測井、分析測試資料，確定試生產層位和井段，明確施工井的目的和目標。
2.3根據煤層物性參數、瓦斯含量、臨界分析壓力、煤層頂底板力學性質等。，利用油藏模擬軟件預測不同階段的氣水產量歷史曲線和煤層壓力分布圖，綜合考慮自然、地理、生產條件等多種因素，優化試生產設備，確定生產參數。
2.4進行煤層應力敏感性試驗。根據煤層的物性及其所含流體的性質，結合試驗結果，確定不同抽排階段的工作制度，主要包括液面下降速度、套壓和節流控制。
2.5研究分析防腐、防砂、防煤粉、檢泵、沖砂解堵等技術應用的必要性，篩選主要配套技術及相應的工藝參數。
2.6分析儲層損害的潛在因素，篩選與儲層相容的井液，提出儲層保護措施。
2.7試開采完成後，應在煤層頂界以上100米高度采取封閉措施。原則是保證煤層流體不滲漏，便於重復利用。考慮到煤層排水後漏失量高，原則上禁止水泥塞。
2.8能預測硫化氫等有毒氣體，並有完備的處置措施；制定合理、經濟的氣、水處理措施。
3.測試生產設備
3.1地面設備
3.1.1修井機提升能力25t以上，可滿足1000m以內煤層氣井作業要求。
3.1.2發電機作為井下試生產設備，滿足電力和日常生活的要求。
3.1.3封井器的密封能力為10MPa井口壓力。
3.1.4分離器應滿足10×104m3以下的氣水分離能力。
3.1.5提升設備采用數控裝置，實現無級調速。
3.1.6采油樹具有10MPa井口壓力的密封能力。
3.1.7氣體計量裝置滿足50 ~ 50~100000m3/d/d的計量要求，具有連續計量能力，既能記錄瞬時流量，又能記錄累計流量。流量計應定期校準。
3.1.8通訊設備滿足施工現場到基地、項目部的通訊需求，實現數據、圖片的電子化傳輸。
3.2井下設備
3.2.1管材具有防腐能力。
3.2.2泵:要求具有壹定的防砂和防煤粉能力，綜合排水能力為實際日產水量的65，438+0.65，438+0 ~ 65，438+0.5倍。與變頻裝置配合，可實現排量的無級調速，適用於不同階段排量的變化。
3.2.3掛泵:對於壓裂直井、斜井、管式泵和有桿泵，吸入口初期下到射孔段以上20 ~ 100 m，後期下到射孔段底界以下100 m。潛油電泵井、螺桿泵井泵掛底部25m遠離實際的沙面；對於多分支水平井和洞穴井，泵的最底端下降到射孔段或洞穴段以上5m。
3.2.4排水設備的標準選擇:日出水量；潛水泵選用200m3。
3.2.5抽油機的選擇:采用API計算法和圖版選擇法選擇抽油機，采用舉升優化設計技術優化舉升系統。主要內容包括:泵深、泵徑、抽油桿尺寸和比例、油管尺寸、地面設備型號、工作參數等。在經濟技術條件允許和滿足產水量的前提下，泵徑越小，光桿載荷越小，有利於設備的利用。同時，為了提高沖程效率和泵效，應盡可能使用長沖程和小沖程次數；懸點載荷要給油井加壹定的安全系數，井斜小於4°的井加10%；大於4°的斜井附加10% ~ 50%；高產水井(> 200m3/d)，氣套管內徑不小於150mm。
4.排水與采礦工程
4.1泵送系統
4.1.65438+對於直(斜)井，排液初期日液滴小於20m，解吸深度接近時應小於5m。對於洞穴井、多分支水平井等特殊井，應控制液面下降速度，壹般應小於5 m/d，泵送過程應連續進行，無特殊情況不得中途中斷。
4.1.2環空壓力用油嘴或針閥控制，套壓控制在0.5MPa，原則上不超過1.0MPa。
4.1.3煤層氣產出，但無法連續測氣時，應每隔8小時在出口處點火，描述產氣情況。如果采氣是連續的，應將套管和油管產生的氣體導出到地面流量中進行測量。
4.2抽油機井工作制度
4.2.1對於抽油井，應定期對示功圖、動態液面進行測試診斷，及時采取調整參數、更換泵等措施。
4.2.2定期測試系統效率，采用先進的優化設計技術提高抽油機井的系統效率，通過調整工作參數、選擇節能降耗設備來提高系統效率。
4.2.3及時調整抽油井平衡，保持平衡比在85 %~ 100%之間。
4.2.4根據相關標準和規定，做好地面設備的日常維護工作。
4.2.5應采取氣錨等防氣措施，斜井、桿管偏磨井應采取扶正等防偏磨措施。
4.3電潛泵工作系統
4.3.1根據煤層特點、井下流體、壓力、溫度等數據，合理選擇電潛泵及其懸掛深度，使電潛泵始終處於最佳工作範圍，確保高效、經濟、合理、安全運行。
4.3.2電潛泵正常運行時，過載保護按1.2倍電機額定電流調整，欠載保護按0.8倍電機實際電流調整。欠載延時啟動時間不得少於30分鐘。電機工作電流的不平衡不大於5%，電壓的不平衡不大於3%。
4.3.3加強變壓器、控制櫃等設備的維護。當出現過載停機或欠載停機時，應按規定進行檢查，找出原因並采取有效措施後，再重新啟動電潛泵。電潛泵的啟動和停止應由專業管理人員操作。
4.3.4應采用井口變頻裝置，及時調整電機轉速，保證供排協調。
4.3.5加強電流卡分析，結合其他動態數據對潛水泵工況進行綜合診斷，及時采取調整措施，保證在合理的地面行駛條件下運行。
4.4螺桿泵井工作制度
4.4.1根據氣井特點，對地面驅動設備、抽油桿柱、井下泵及工作參數進行系統優化。
4.4.2螺桿泵在使用前應進行水力性能測試，達不到指標要求時禁止使用。
4.4.3螺桿泵應配備防轉裝置，井下管柱必須錨定。
4.4.4螺桿泵井正常生產時，沈沒度應在100米以上，泵掛處采出液溫度應低於螺桿泵定子額定耐溫指數，采出液硫化氫含量應小於2.5%。
4.4.5加強螺桿泵地面驅動裝置的日常維護，做好日常管理和工況分析，發現問題及時處理。
4.5中途操作系統
4.5.1作業首先應在分析當時井下技術條件的基礎上，本著安全、可靠、合理的原則進行合理設計。
4.5.2壓井液應與煤層進行配伍性試驗，優化壓井液密度、粘度等參數，防止和減少對煤層的傷害，盡可能利用煤層產出液(需過濾、滅菌)。
4.5.3如果在作業中采用鉆、銑、磨工藝，應確定合理的WOB、機械鉆速和工具，確保套管不受損壞。
4.5.4所有工具(油管、抽油桿)和儀器應清潔，並在地面檢查和測量，確認可靠後才能下井。
4.5.5采用可靠的井口防噴器，制定切實可行的井控措施，確保施工安全。
4.5.6嚴格測量失壓井的液量，評估可能的煤層損害。
5.油藏模擬
5.1煤層氣井生產時間長，產氣機理不同於常規油氣。為了在短時間內獲得完整的煤層氣井生產特征，必須進行油藏模擬。模擬應采用COALGAS、COMMET等國際通用軟件，提倡軟件自主開發。
5.2預測項目包括:氣水日產量、氣水累積產量、地層壓力變化等。
5.3油藏模擬應包括以下幾個方面:生產前模擬主要用於預測初始階段的產水、產氣量，並根據預測指導設計；試生產時模擬與實際生產相結合，對模擬參數進行修正，並利用修正後的參數預測下壹階段的生產特征；如果連續兩個月生產歷史擬合曲線與實際生產曲線的符合率在90%以上，則認為試開采結束。
6.數據準入
數據采集工作包括正常泵送期間的日常數據采集、增產措施、中途作業數據采集和測試數據采集。
6.1每日數據錄取
6.1.1錄取項目包括:開井時間、工作制度、油嘴、套壓、油壓、環空動液面或井底流壓、氣水產量、累計產量、取樣時間、取樣位置、氣體成分、產出水水質分析、固體顆粒產出描述、點火描述等。
6.1.2油套管、分離器和管道應選擇合適的壓力表，測量壓力應在1/3 ~ 2/3範圍內。
6.1.3氣體和水應連續計量，有瞬時流量和累計流量，流量計應定期校準。
6.1.4用煤氣表計量煤氣時，每4小時計量1次，日產量為平均值。
6.1.5取樣要求:在井口或氣水分離器取樣；場地初期每天取水樣，進行簡單分析，要求做氯、pH值、含砂量、煤粉含量。用凝膠壓裂的井在排放壓裂液之前需要進行粘度分析；每30天取樣進行氣水全分析1次，每次3個樣品，樣品量不少於500ml，水樣的水類型應壹致，氯根差值小於10%，天然氣樣品氧含量小於2%，樣品密度差值小於0.02；特殊取樣要求應在專業人員指導下進行。
6.1.6鼓勵煤層氣試采井組采用遠程自動計量。
6.2增加生產措施和中途操作數據錄取
6.2.1鉆透包括時間、油管規格、螺紋數、貫入度、遇阻停壓、井底深度、通徑規示意圖、管柱結構示意圖、通徑規軌跡描述。
6.2.2泵的檢查包括泵的型號、名稱、各附件的型號和深度、管(桿)柱結構示意圖和沖刷距離。
6.3測試作業準入(主要包括註入/壓降試井、流壓/靜壓點測試、抽油井示功圖測試、環空動態液面測試等)。)
6.3.1試運行應實行全面質量管理，嚴格遵守行業標準和相關規定，確保準入數據的有效性，滿足試生產管理和動態分析的需要。
6.3.2測試施工前，應測試清楚井下情況，井眼情況應保證測試儀器順利起下鉆；在施工中，應嚴格執行設計，所有數據應準確。
6.3.3檢測儀器、儀表及其校準裝置應按照國家和行業計量的有關規定進行檢定，並定期進行調整和校準。超過校準檢定有效期的不允許使用。
6.3.4測試數據的解釋應通過多種方法進行對比驗證，這需要詳細的試井分析曲線、數據和分析解釋結果，並參考地質、測井和巖心資料進行綜合分析，以使所選的解釋模型和計算參數準確可靠。
6.3.5試驗施工壹次成功率90%以上，試驗數據合格率99%以上，儀器及其校驗裝置的校驗率100%。
6.3.6註水/壓降試井要求:應在首次煤層抽放前進行；應選用煤層氣專用試井設備，可實現井下多次開關井；高性能井下電子壓力計，精度不低於0.05%FS，分辨率不低於0.001MPa，采樣間隔不大於3s，壹次采樣點不少於20000點；應使用地面直讀設備；註入前，應進行分步註入壓裂試驗；註入速度要適中，既不會造成煤層開裂，又能在煤層中引起足夠的壓力激發。註入率波動值不超過65438±00%；註水時間為8 ~ 10h，應保證註水過程影響半徑不小於10m，關井時間不小於註水時間的3倍；在註入/壓降過程中，要求連續記錄井口壓力值和註入量；試驗液為過濾後的防膨活性水，以減少註入液對煤層的傷害。液體制劑是預計註射量的兩倍。
6.3.7現場每天測量壹次液位，試生產停止後24小時恢復液位。
7.煤層氣試采動態分析
7.1煤層氣井生產狀態分析:根據理論模擬和室內解吸壓力計算，計算解吸氣體的排出時間和動態液面，分析煤層氣井排氣前後液面變化和流體性質。
7.2煤層氣井產能變化分析:根據區塊煤層氣藏地質特征、單井控制儲量、煤層滲透率等數據，分析產氣量變化因素，延長穩產時間，不斷提高煤層氣藏采收率。
7.3根據煤階特點，分析煤層氣井合理工作制度和液面下降範圍，控制煤粉產量和防砂技術方法。
7.4大型井組和區塊開發的煤層氣井，應分析井間幹擾程度和煤層氣藏壓降速度，提出快速合理整體降壓的有效方法。
7.5根據煤層的能源狀況，分析煤層氣井水氣產能與抽汲設備的匹配情況，提出抽汲設備的潛力和存在的問題，以提高設備效率，最大限度地發揮氣藏潛力。
7.6煤層氣井試生產動態分析應包括月度和年度生產運行數據和曲線；綜合開發數據表和排水采氣曲線；煤層氣藏壓力分布等值線圖；煤層氣儲層累積產水量與單井產氣量關系曲線:煤層氣井氣水成分及性質數據表；煤層氣井排采工藝數據表及泵效分析數據；煤層氣井抽汲效率分析數據表。以上分析主要針對直井。對於水平井、多分支井等特殊井的動態分析，應在實踐中補充和完善相關數據。
7.7煤層氣井試采技術分析應包括:井筒管理狀況分析；抽油機地面配件和井下配件應用效果分析:采出水處理效果和環保要求分析；生產測井技術及效果分析；燃氣、水計量設備、儀器、儀表的使用效果分析；地下作業質量分析；新技術、新工藝的推廣效果分析。