1.总则
为规范煤层气井试采管理，提高工程技术水平，特制定本规范。
煤层气试采包括探井试采、试验井组试采。
煤层气试采应以获得真实完整的产能、流体性质、地层压力、温度及解吸压力等资料为目的，为进一步勘探或编制煤层气开发方案提供依据。
2.试采工程方案与设计
2.1 编制煤层气井试采工程方案应以获得煤层真实产能、气液性质、压力、温度等为目的。试采时间以能满足储量申报和获得煤层真实产能要求为原则。
2.2 依据钻井、测井、分析化验等资料，确定试采层位、井段，明确施工井目的和目标。
2.3 依据煤层物性、含气量、临界解析压力、煤层顶底板力学性质等参数，利用储层模拟软件预测气、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、生产条件等各种因素，优化试采设备，确定生产参数。
2.4 进行煤层应力敏感性试验，根据煤层物性及其所含流体性质，结合试验结果确定不同抽排阶段的工作制度，主要包括液面下降速度和套压、油嘴的控制。
2.5 研究分析防腐、防砂、防煤粉、检泵、冲砂、解堵等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。
2.6 分析储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体，提出储层保护措施。
2.7 试采完成后，要求在煤层顶界以上100m 采取封堵措施，原则是既能保证煤层流体不发生泄漏，又方便重新利用。考虑到煤层排水后的高漏失，原则上禁用水泥塞。
2.8 对含硫化氢等有毒气体进行预测，并有完整的处置措施；编制合理、经济可行的气、水处理措施。
3.试采设备
3.1 地面设备
3.1.1 修井机具有25t 以上的提升能力，能满足1000m 以内煤层气井作业的要求。
3.1.2 发电机满足作为井下试采设备动力及日常生活的要求。
3.1.3 封井器具有10MPa 井口压力的密封能力。
3.1.4 分离器满足10×104m3以下气水分离能力。
3.1.5 举升设备采用数控装置，实现无级变速调节。
3.1.6 采油树具备10MPa 井口压力的密封能力。
3.1.7 测气装置满足50～100000m3/d 的计量要求，有连续计量能力，既可记录瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。
3.1.8 通信设备满足从施工现场到基地及项目部三地的通信需要，实现数据、图片电子化传输。
3.2 井下设备
3.2.1 油管具有防腐能力。
3.2.2 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1.1～1.5 倍，通过与变频装置配合，实现排水量无级变速调节，适用于不同阶段排水量的变化。
3.2.3 泵挂：对压裂直井、斜井，管式泵、杆式泵吸入口初期阶段下至射孔井段以上20～100m，后期下至射孔井段底界以下10m。潜油电泵井、螺杆泵井泵挂最底端下至距实探砂面25m；对多分支水平井、洞穴井，泵挂最底端下至射孔段或洞穴井段以上5m。
3.2.4 排水设备标准选择：日产水量 <100m3，优先选择抽油机作为举升设备；日产水量100～200m3，且煤层出砂、煤粉情况不严重，选择螺杆泵；日产水量100～200m3，且煤层出砂、煤粉严重，或日产水量>200m3选择潜油电泵。
3.2.5 抽油机选型：利用API 计算法和图表选择法进行抽油机选型，采用举升优化设计技术对举升系统进行优化，主要内容包括：泵深、泵径、抽油杆尺寸及配比、油管尺寸、地面设备型号、工作参数等；在经济技术条件允许和满足产水量的前提下，泵径越小，光杆负荷越小，有利于设备利用，同时为了提高冲程效率和泵效，尽量利用长冲程、小冲次；悬点载荷应较油井附加一定的安全系数，对斜度小于4°的井附加10%；大于4°的斜井附加10%～50%；高产水量井（>200m3/d），气层套管内径不得小于150mm。
4.排采工程
4.1 抽排制度
4.1.1 抽排以最小工作制度启动，逐步增大排量，保证井底流动压力均匀缓慢下降。对于直（斜）井排采初期日降液面小于20m，当接近解吸深度时日降液面应小于5m；对于洞穴井、多分支水平井等特殊井应控制降液面速度，一般应小于5m/d。抽排过程应连续，无特殊情况中途不得间断。
4.1.2 以油嘴或针型阀控制环空压力，套压控制以0.5MPa 为宜，原则上不超过1.0MPa。
4.1.3 当有煤层气产出，但不能连续测气，应在出口处每8 小时点火一次，进行产气情况描述，若产气连续，应将套管和油管产出气一并引出进入地面流程计量。
4.2 抽油机井工作制度
4.2.1 对于抽油机井应定期进行示功图和动液面测试并诊断分析，及时采取调参、换泵等措施。
4.2.2 定期进行系统效率测试，采用先进的提高抽油机井系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、选用节能降耗设备等措施提高系统效率。
4.2.3 及时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%～100% 之间。
4.2.4 按有关标准和规定做好地面设备日常维护保养工作。
4.2.5 应采取气锚等防气措施，对于斜井、发生杆管偏磨的井应采取扶正等防偏磨措施。
4.3 电潜泵工作制度
4.3.1 根据煤层特征、地下流体特征、压力、温度等资料，合理选择电潜泵和泵挂深度，使电潜泵保持在最佳工作区间，保证高效、经济、合理、安全运行。
4.3.2 电潜泵正常运行时按电机额定电流1.2倍调过载保护，按电机实际电流的0.8倍调欠载保护，欠载延时启动时间不得小于30min。电机工作电流不平衡度不能大于5%，电压不平衡度不得大于3%。
4.3.3 加强对变压器、控制柜等设备维护保养，若出现过载停机或欠载停机时，应按照规程进行检查，查明原因并采取有效措施后方可重新启动电潜泵。电潜泵启停应由专业管理人员操作。
4.3.4 应采用井口变频装置，适时调节电机转速，保证供排协调。
4.3.5 加强对电流卡片的分析，结合其他动态资料对潜油电泵的工况进行综合诊断，及时采取调整措施，保证在合理的地面驱动工况下运行。
4.4 螺杆泵井工作制度
4.4.1 根据气井特征，对地面驱动设备、杆管柱、井下泵、工作参数等进行系统优化设计。
4.4.2 螺杆泵在使用前应进行水力性能检测，未达到指标要求严禁使用。
4.4.3 螺杆泵应采用防反转装置，井下管柱必须锚定。
4.4.4 螺杆泵井正常生产时沉没度应在100m 以上，泵挂处产出液温度应低于螺杆泵定子额定耐温指标，产出液硫化氢含量应小于2.5%。
4.4.5 加强螺杆泵地面驱动装置日常维修保养，搞好日常管理和工况分析，发现问题及时处理。
4.5 中途作业工作制度
4.5.1 作业首先应在对当时井下技术状况进行分析的基础上，根据安全、可靠、合理的原则，做出合理设计。
4.5.2 压井液应与煤层进行配伍性试验，优化压井液密度、黏度等参数，防止和减少煤层伤害，有条件的尽可能采用煤层产出液（需过滤杀菌）。
4.5.3 作业过程中如果采用钻、铣、磨工序，应确定合理的钻压、钻速以及工具，保证不损坏套管。
4.5.4 所有工具（含油管、抽油杆）、仪器应清洁，经地面检查、测量，确认可靠后方可下入井内。
4.5.5 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。
4.5.6 严格计量漏失压井液量，对可能造成的煤层伤害进行评估。
5.储层模拟
5.1 煤层气井生产时间长，出气机理不同于常规油气，短期内获取煤层气井完整生产特征应借助于储层模拟。模拟应采用国际上通用的COALGAS、COMMET等软件，提倡自主开发软件。
5.2 预测项目包括：气、水日产量，气、水累计产量，地层压力变化等。
5.3 储层模拟应包括以下方面：试采前模拟主要用于预测初始阶段出水产气情况，并根据预测情况指导设计；试采期间模拟与实际生产相结合，用于修正模拟参数，并利用修正后参数预测下一阶段生产特征；若产量历史拟合曲线与实际生产曲线有连续2个月符合率在90%以上，则认为试采结束。
6.资料录取
资料录取工作包括正常抽排时日常资料录取、增产措施和中途作业资料录取、测试资料录取等。
6.1 日常资料录取
6.1.1 录取项目包括：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、取样部位、气体组分、产出水水型分析、固体颗粒物产出情况描述、点火描述等。
6.1.2 油套管、分离器、管线均选择合适的压力表，所测压力要求在压力表1/3～2/3量程范围内。
6.1.3 气、水应连续计量，既有瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。
6.1.4 如采用垫圈流量计计量气量，每4 小时测气1 次，日产量采用平均值。
6.1.5 取样要求：在井口或气水分离器处采取样品；现场初期每日取水样一个，并进行简易分析，要求做出氯根、pH值、含砂及煤粉量。采用冻胶压裂的井，排完压裂液前要求做黏度分析；每30日取样做气、水全分析1次，每次取样各3支，样品量不少于500ml，水样水型应一致，氯根相差小于10%，天然气样含氧小于2%，样品密度差小于0.02；特殊取样要求在专业人员指导下进行。
6.1.6 鼓励煤层气试采井组采用远程自动化计量。
6.2 增产措施和中途作业资料录取
6.2.1 通井包括时间、油管规范、根数、方入、遇阻加压顿位、井底深度、通井规简图、管柱结构示意图、通井规痕迹描述。
6.2.2 检泵包括泵型号、各附件名称、型号、深度、管（杆）柱结构示意图、防冲距。
6.3 测试作业（主要包括注入/ 压降试井、流压/ 静压点测试、抽油机井示功图测试和环空动液面测试等项目）录取
6.3.1 测试作业应实行全面质量控制，严格遵守行业标准和相关规定，保证录取资料的有效性，满足试采管理和动态分析的需要。
6.3.2 测试施工前应清楚测试井下状况，井筒条件应能保证测试仪器畅通起下；施工时应严格执行设计，取全取准各项资料。
6.3.3 测试仪器、仪表及其标定装置应按照国家、行业计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准，超过校准检定有效期的不准使用。
6.3.4 测试资料解释应用多种方法进行对比验证，要求提供详细的试井分析曲线、数据及分析解释结果，同时参考地质、测井、岩心等资料进行综合分析，使选择的解释模型和计算参数准确可靠。
6.3.5 测试施工一次成功率90% 以上、测试资料合格率99% 以上，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。
6.3.6 注入/ 压降试井要求：应在煤层首次排采之前进行；应选用专用的煤层气试井设备，可实现井下多次开关井；高性能的井下电子压力计，精度不低于0.05%FS，分辨率不低于0.001MPa，采样间隔不大于3s，一次采样点不少于20000点；应采用地面直读设备；注入前，应进行阶梯注入破裂试验；注入速率应适中，既不致使煤层破裂，又可造成煤层足够的压力激动。注入过程速率波动值不大于10%；注入时间8～10h，应保证注入过程的影响半径不小于10m，关井不少于3倍注入时间；注入/压降过程中，要求连续记录井口压力值、注入量；测试用液体为经过滤处理的防膨活性水，以减少注入液对煤层的伤害。配液量为预测注入量的2倍。
6.3.7 现场每天测液面一次，试采停止后测液面恢复24h。
7.煤层气试采动态分析
7.1 煤层气井产出状态分析：根据理论模拟和室内计算的解吸压力推算解吸出气的排采时间、动液面，分析煤层气井出气前后的液面变化、流体性质等。
7.2 煤层气井生产能力变化分析：根据区块煤层气藏的地质特征，单井控制储量、煤层渗透率等资料分析产气量的变化因素、延长稳产时间，不断提高煤层气藏采收率。
7.3 根据煤阶特性，分析煤层气井合理的工作制度和降液面的幅度，控制煤粉产出和防砂的技术方法。
7.4 大井组和区块开发的煤层气井应分析井间干扰的相互关系程度和煤层气藏压降的速度等，提出快速合理整体降压的有效办法。
7.5 根据煤层的能量情况，分析煤层气井产水、产气的能力与抽汲设备的匹配状况，提出抽汲设备潜力和存在问题，提高设备效率，最大限度地挖掘气藏潜力。
7.6 煤层气井试采动态分析应包括月度、年度生产运行数据及曲线；综合开发数据表及排水采气曲线；煤层气藏压力分布等值线图；煤层气藏单井累计产出水与出气关系曲线；煤层气井气、水组分和性质数据表；煤层气井排采工艺数据表及泵效分析数据；煤层气井抽汲效率分析数据表。上述分析主要针对直井，对于水平井、多分支井等特殊井的动态分析，还应在实践中补充完善有关资料。
7.7 煤层气井试采工艺技术分析应包括：井筒管理状况分析；抽油机地面配件和井下配件使用效果分析；产出水处理效果和环保要求分析；生产测井工艺技术及效果分析；气、水计量设备、仪器、仪表使用效果分析；井下作业质量分析；新工艺、新技术推广效果分析。
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