CN110388195B - 煤层气排采方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种煤层气排采方法及系统，属于煤层气开采领域。该煤层气排采方法包括：控制井口采油树、采气管线、采水管线导通，通过控制箱控制抽油机启抽；接收通过控制箱间隔预设时间采集的井下压力计发出的井底流压信号；根据井底流压信号、预设流压变量，通过控制箱控制抽油机调整冲次；间隔预设时间采集第一流量计的煤层气流量信号；根据井底流压信号、煤层气流量信号，确定产气因子；根据产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量，确定模拟排水压降；根据模拟排水压降，通过控制箱控制抽油机调整冲次。该方法充分考虑了井底流压对煤层气产量的影响，提高了调气的精度，进而能够保证提高煤层气产量。
Description
技术领域
本发明涉及煤层气开采领域，特别涉及一种煤层气排采方法及系统。
背景技术
煤层气指的是：大部分吸附于煤基质颗粒表面，小部分游离于煤孔隙或者溶解于煤层水中的烃类气体，属于非常规天然气。煤层气的排采过程为：通过排水降压的方式使地层压力下降至煤层气的临界解吸压力，吸附在煤基质颗粒表面的煤层气开始解吸，之后继续排水降压，可以使得煤层气从煤层气井内产出。在煤层气排采过程中，连续且平稳地排水降压能够稳定煤层气井的动液面，保护煤储层，提高煤层气井的产气量。为了高效地对煤层气进行排采，提供一种能够连续且平稳地排水降压的煤层气排采系统或者方法是十分必要的。
相关技术提供了一种煤层气排采系统，该系统包括：控制箱、管式泵油管管柱、井下压力计、井口采油树、采气管线、采水管线、套压压力变送器、管压压力变送器、第一流量计、第二流量计、角阀、单流阀、抽油机。井下压力计设置于管式泵油管管柱下端的外侧，且与控制箱电性连接。采气管线和采水管线均与井口采油树连通，井口采油树与采气管线、井口采油树与采水管线之间均设置有系统阀。套压压力变送器、角阀、第一流量计、管压压力变送器、单流阀顺次设置于采气管线上，且套压压力变送器靠近井口采油树。第二流量计设置于采水管线上。套压压力变送器、角阀、第一流量计、第二流量计、管压压力变送器均与控制箱电性连接。控制箱用于控制抽油机的冲次。工作时，控制箱根据井下压力计、套压压力变送器、管压压力变送器、第一流量计、第二流量计的数值，控制角阀的开度和以及抽油机的冲次，以进行调气排采。
发明人发现相关技术至少存在以下问题：
相关技术提供的用于煤层气排采系统中涉及的参数较多，调参难度大，精度差。并且，井底流压参数对煤层气产量有重要影响，相关技术中并未从根本上排除井底流压参数对煤层气产量的影响，导致调气精度差，进而不能保证高效排采煤层气。
发明内容
本发明实施例提供了一种煤层气排采方法及系统，可解决上述技术问题。具体技术方案如下：
一方面，本发明实施例提供了一种煤层气排采方法，所述方法包括：
控制井口采油树、采气管线、采水管线导通，通过控制箱控制抽油机启抽；
接收通过所述控制箱间隔预设时间采集的井下压力计发出的井底流压信号；
根据所述井底流压信号、预设流压变量，通过所述控制箱控制所述抽油机调整冲次；
间隔所述预设时间采集第一流量计的煤层气流量信号；
根据所述井底流压信号、所述煤层气流量信号，确定产气因子；
根据所述产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量，确定模拟排水压降；
根据所述模拟排水压降，通过所述控制箱控制所述抽油机调整冲次。
在一种可能的设计中，所述预设时间为5～30min。
在一种可能的设计中，所述根据所述井底流压信号、预设流压变量，通过所述控制箱控制所述抽油机调整冲次，包括：
根据所述井底流压信号，获取当前井底流压信号和上次井底流压信号，计算所述上次井底流压信号与所述当前井底流压信号之间的实际流压变量；
若所述实际流压变量大于所述预设流压变量，通过所述控制箱控制所述抽油机降低冲次；
若所述实际流压变量小于所述预设流压变量，通过所述控制箱控制所述抽油机提高冲次。
在一种可能的设计中，所述根据所述井底流压信号、所述煤层气流量信号，确定产气因子，包括：
根据所述井底流压信号，获取当前井底流压数值、上一预设时刻的井底流压数值；
根据所述煤层气流量信号，获取当前煤层气产量、上一预设时刻的煤层气产量；
根据所述当前井底流压数值、所述上一预设时刻的井底流压数值、所述当前煤层气产量、所述上一预设时刻的煤层气产量，通过以下公式(1)计算所述产气因子：
其中，qn为当前煤层气产量，单位为m3；q1为上一预设时刻的煤层气产量，单位为m3；pn为当前井底流压数值，单位为MPa；p1为上一预设时刻的井底流压数值，单位为MPa；J为产气因子，单位为m3/MPa。
在一种可能的设计中，所述根据所述产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量，确定模拟排水压降，包括：
根据所述产气因子、所述当前煤层气产量、所述计划煤层气产量、以及以下公式(2)，确定所述模拟排水压降；
Q计划＝Q当前+ΔP×J (2)
其中，Q计划为所述计划煤层气产量，单位为m3；Q当前为所述当前煤层气产量，单位为m3；ΔP为模拟排水压降，单位为MPa；J为所述产气因子，单位为m3/MPa。
另一方面，本发明实施例提供了一种煤层气排采系统，所述系统应用上述提及的任一种方法中，所述系统包括：控制箱、管式泵油管管柱、井下压力计、井口采油树、采气管线、采水管线、第一流量计、单流阀、第二流量计、抽油机、终端设备；
所述井下压力计设置于所述管式泵油管管柱的下部外壁上，且通过电缆与所述控制箱电性连接，所述控制箱用于采集所述井下压力计的井底流压信号；
所述采气管线的一端和所述采水管线的一端均与所述井口采油树连接；
所述单流阀设置于所述采气管线上，所述第一流量计设置于所述井口采油树与所述单流阀之间的所述采气管线上；
所述第二流量计设置于所述采水管线上；
终端设备，与所述第一流量计、所述控制箱信号连接；
所述控制箱用于控制所述抽油机调整冲次。
在一种可能的设计中，所述管式泵油管管柱包括：由下至上顺次连接的丝堵、油管短节、筛管、尾管、管式泵、托筒、油管；
所述井下压力计设置于所述托筒的外壁上。
在一种可能的设计中，所述托筒包括由上至下顺次连通的上连接段、缩径段、下连接段；
所述上连接段的外径由上至下逐渐减小；
所述下连接段的外径由上至下逐渐增大；
所述井下压力计设置于所述缩径段的外壁上。
在一种可能的设计中，所述抽油机通过悬绳器与光杆的上端连接；
所述光杆的下端与抽油杆的上端连接，所述抽油杆的下端与所述管式泵内的活塞连接。
在一种可能的设计中，所述井口采油树上设置有第一系统阀门和第二系统阀门；
所述第一系统阀门用于控制油套环空与所述采气管线是否连通；
所述第二系统阀门用于控制所述油管与所述采水管线是否连通。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
本发明实施例提供的方法及系统，通过控制井口采油树、采气管线、采水管线导通，控制箱控制抽油机启抽；接收通过控制箱间隔预设时间采集的井下压力计发出的井底流压信号；根据井底流压信号、预设流压变量，通过控制箱控制抽油机调整冲次；间隔预设时间采集第一流量计的煤层气流量信号；根据井底流压信号、煤层气流量信号，确定产气因子；根据产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量，确定模拟排水压降；根据模拟排水压降，通过控制箱控制抽油机调整冲次，以连续、平稳、高效地进行煤层气排采作业。该方法仅通过井底流压信号、煤层气流量信号、以及计划煤层气产量就可以确定模拟排水压降，充分考虑了井底流压对煤层气产量的影响，提高了调气精度，能够保证提高煤层气产量。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的煤层气排采方法流程图；
图2是本发明实施例提供的煤层气排采系统的结构示意图；
图3是本发明实施例托筒的结构示意图。
其中，附图标记分别表示：
1-控制箱，
2-管式泵油管管柱，201-丝堵，202-油管短节，203-筛管，204-尾管，205-管式泵，2051-活塞，206-托筒，2061-上连接段，2062-缩径段，2063-下连接段，207-油管，208-抽油杆，
3-井下压力计，
4-井口采油树，
5-采气管线，
6-采水管线，
7-第一流量计，
8-单流阀，
9-第二流量计，
M-套管，
N-煤层。
具体实施方式
除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
一方面，本发明实施例提供了一种煤层气排采方法，如附图1所示，该方法包括下述步骤，该方法可应用于附图2所示的煤层气排采系统中。
步骤101、控制井口采油树4、采气管线5、采水管线6导通，通过控制箱1控制抽油机启抽。
步骤102、接收通过控制箱1间隔预设时间采集的井下压力计3发出的井底流压信号。
步骤103、根据井底流压信号、预设流压变量，通过控制箱1控制抽油机调整冲次。
步骤104、间隔预设时间采集第一流量计7的煤层气流量信号。
步骤105、根据井底流压信号、煤层气流量信号，确定产气因子。
步骤106、根据产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量，确定模拟排水压降。
步骤107、根据模拟排水压降，通过控制箱1控制抽油机调整冲次。
本发明实施例提供的方法，控制井口采油树4、采气管线5、采水管线6导通，控制箱1控制抽油机启抽；接收通过控制箱1间隔预设时间采集的井下压力计3发出的井底流压信号；根据井底流压信号、预设流压变量，通过控制箱1控制抽油机调整冲次；间隔预设时间采集第一流量计7的煤层气流量信号；根据井底流压信号、煤层气流量信号，确定产气因子；根据产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量，确定模拟排水压降；根据模拟排水压降，通过控制箱1控制抽油机调整冲次，以连续、平稳、高效地进行煤层气排采作业。该方法仅通过井底流压信号、煤层气流量信号、以及计划煤层气产量就可以确定模拟排水压降，充分考虑了井底流压对煤层气产量的影响，提高了调气精度，能够保证提高煤层气产量。
相关技术中，需要考虑所采集的套压压力变送器、第一流量计、管压压力变送器、井下压力计等多个设备的参数，并且，需要人工调参。而本发明实施例提供的方法不需要人工调参，并且涉及的参数只有井底流压信号和煤层气流量信号，提高了调气的精度，降低了煤层气排采的生产成本，该方法还具有简单，容易实现等特点，可大规模推广使用。
以下对本发明实施例提供的煤层气排采方法进行详细阐述：
步骤101、控制井口采油树4、采气管线5、采水管线6导通，通过控制箱1控制抽油机启抽。
即：使采水管线6通过井口采油树4与管式泵油管管柱2连通，以方便采水。使油套环空通过井口采油树4与采气管线5连通，以方便采气。
可以通过控制箱1控制抽油机缓慢启抽，避免煤层气排采初期，煤层气井内的煤粉涌出而堵塞机器设备。
其中，可以通过终端设备来给予控制箱1工作指令，控制箱1根据工作指令控制抽油机进行相应的工作。
终端设备可以为计算机。
步骤102、控制箱1间隔预设时间采集一次井下压力计3发出的井底流压信号，并且，终端设备接收该井底流压信号。
预设时间为5～30min，例如其可以为5min、7min、9min、11min、13min、15min、17min、19min、23min、25min、27min、30min等。
由于控制箱1间隔预设时间采集一次井底流压信号，所以终端设备间隔预设时间接收一次控制箱1发出的井底流压信号。
步骤103中所涉及的“预设流压变量”可以为本领域技术人员通过煤层气井的实际生产状况来设定，例如，日降压量为0.1MPa/d、0.15MPa/d、0.2MPa/d、0.25MPa/d、0.3MPa/d。
执行步骤103，根据井底流压信号、预设流压变量，通过控制箱1控制抽油机调整冲次，包括：
根据井底流压信号，获取当前井底流压信号和上次井底流压信号，计算上次井底流压信号与当前井底流压信号之间的实际流压变量。
若实际流压变量大于预设流压变量，通过控制箱1控制抽油机降低冲次。
若实际流压变量小于预设流压变量，通过控制箱1控制抽油机提高冲次。
可以理解的是，不同的井底流压信号对应不同的井底流压数值。上次井底流压信号与当前井底流压信号之间的实际流压变量为这两个井底流压信号对应的井底流压值之差。
通过根据实际流压变量与预设流压变量之间的大小关系，有针对性地通过控制箱1使抽油机调整冲次，以利于连续、平稳地排水降压。
步骤104、终端设备间隔预设时间采集第一流量计7的煤层气流量信号。
其中，预设时间可参见步骤102中的阐述。
第一流量计7用于计量采气管线5中煤层气的流量，并且，终端设备间隔预设时间采集煤层气流量信号。
步骤105、根据井底流压信号、煤层气流量信号，确定产气因子，包括：
根据井底流压信号，获取当前井底流压数值、上一预设时刻的井底流压数值。
根据煤层气流量信号，获取当前煤层气产量、上一预设时刻的煤层气产量。
根据当前井底流压数值、上一预设时刻的井底流压数值、当前煤层气产量、上一预设时刻的煤层气产量，通过以下公式(1)计算产气因子：
其中，qn为当前煤层气产量，单位为m3；q1为上一预设时刻的煤层气产量，单位为m3；pn为当前井底流压数值，单位为MPa；p1为上一预设时刻的井底流压数值，单位为MPa；J为产气因子，单位为m3/MPa。
其中，每个时刻对应一个井底流压信号和煤层气流量信号，并且，每个时刻对应一个煤层气产量。可以通过煤层气流量信号来获取某一时间段的煤层气产量，例如，可以获取1天的煤层气产量、2天的煤层气产量、3天的煤层气产量等。
上一预设时刻，可以为1天前、2天前、3天前、4天前、5天前、6天前、7天前、8天前、9天前、10天前。
井底流压的大小影响煤层气的产量，根据井底流压信号和煤层气流量信号可以确定产气因子，为后期根据产气因子精确地确定模拟排水压降奠定了基础。
步骤106，根据产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量，确定模拟排水压降，包括：
根据产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量、以及以下公式(2)，确定模拟排水压降；
Q计划＝Q当前+ΔP×J (2)
其中，Q计划为计划煤层气产量，单位为m3；Q当前为当前煤层气产量，单位为m3；ΔP为模拟排水压降，单位为MPa；J为产气因子，单位为m3/MPa。
通过引入产气因子，考虑了井底流压对煤层气产量的影响，可以根据当前的煤层气产量计算得到计划煤层气产量，利于后期抽油机精细地调整冲次，以平稳、高效地进行煤层气排采作业。
步骤107、根据步骤106得到的模拟排水压降，终端设备通过控制箱1控制抽油机调整冲次，以保证其满足模拟排水压降，以精确地调气，进而平稳、高效地进行煤层气排采作业。
另一方面，本发明实施例提供了一种煤层气排采系统，如附图2所示，该煤层气排采系统包括：控制箱1、管式泵油管管柱2、井下压力计3、井口采油树4、采气管线5、采水管线6、第一流量计7、单流阀8、第二流量计9、以及抽油机和终端设备(未示出)。其中，井下压力计3设置于管式泵油管管柱2的下部外壁上，且通过电缆与控制箱1电性连接，控制箱1用于采集井下压力计3的井底流压信号；采气管线5的一端和采水管线6的一端均与井口采油树4连接；单流阀8设置于采气管线5上，第一流量计7设置于井口采油树4与单流阀8之间的采气管线5上；第二流量计9设置于采水管线6上；终端设备，与第一流量计7、控制箱1信号连接；控制箱1用于控制抽油机调整冲次。
本发明实施例提供的煤层气排采系统，通过控制箱1与井下压力计3电性连接，且使井下压力计3设置于管式泵油管管柱2的下部外壁上，便于控制箱1精确地采集井底流压信号。通过使终端设备与第一流量计7和控制箱1信号连接，利于终端设备接收控制箱1采集的井底流压信号以及采集煤层气流量信号，终端设备根据煤层气流量信号和井底流压信号，通过控制箱1控制抽油机调整冲次，以平稳、高效地进行煤层气排采作业。利用该煤层气排采系统通过井底流压信号和煤层气流量信号就可以确定模拟排水压降，充分考虑了井底流压对煤层气产量的影响，提高了调气精度，能够保证提高煤层气产量。
此外，本发明实施例提供的煤层气排采系统的结构简单，进行排采作业时，减少了人工调参的频率与强度，提高了工作效率和效益，降低了煤层气排采的生产成本。
其中，终端设备可以为计算机。
终端设备与第一流量计7、控制箱1信号连接，信号连接可以通过电缆电连接，也可以通过无线实现信号连接。
采气管线5的另一端与下游采气管网连接。采水管线6的另一端与排水沉降池连接。
单流阀8只能使煤层气由采气管线5进入采气管网内，当油套环空(油管207与套管M之间所形成的环空)内的压力小于采气管网的压力时，通过设置单流阀8可以避免采气管网内的流体返排至油套环空内。第二流量计9可以用于计量排水量，可以通过观察其读数得知排水量。
井下压力计3与煤层N同深度。
如附图1所示，管式泵油管管柱2包括：由下至上顺次连接的丝堵201、油管短节202、筛管203、尾管204、管式泵205、托筒206、油管207；井下压力计3设置于托筒206的外壁上。
如此设置，便于控制箱1能够采集到精确的井底流压信号，为后期高精度进行调气奠定了基础。
丝堵201、筛管203、管式泵205、托筒206之间还可以设置短节。油管207的上端还可以设置油管挂、油补距等。
作为一种示例，如附图3所示，托筒206包括由上至下顺次连通的上连接段2061、缩径段2062、下连接段2063；上连接段2061的外径由上至下逐渐减小；下连接段2063的外径由上至下逐渐增大；井下压力计3设置于缩径段2062的外壁上。
如此设置，可以使托筒206的上连接段2061和下连接段2063对井下压力计3起到保护作用，避免井下压力计3的上方和下方对其产生冲刷。
其中，井下压力计3可以通过螺栓固定于缩径段2062上。
为了方便管式泵油管管柱2中各个部件的拆装，丝堵201、油管短节202、筛管203、尾管204、管式泵205、托筒206、油管207之间均为螺纹连接。
螺纹连接的方式容易设置，方便拆装。
抽油机通过带动光杆和抽油杆208的上下往复运动来实现上下冲程。具体地，如附图2所示，抽油机通过悬绳器与光杆的上端连接；光杆的下端与抽油杆208的上端连接，抽油杆208的下端与管式泵205内的活塞2051连接。
当抽油机通过悬绳器带动光杆和抽油杆208上下运动时，抽油杆208带动活塞2051上下运动，进而使管式泵油管管柱2内的水上下浮动，以进行排采作业。
其中，光杆与抽油杆208之间可以螺纹连接，以方便两者之间的拆装。
井口采油树4上可以设置第一系统阀门和第二系统阀门；第一系统阀门用于控制油套环空与采气管线5是否连通；第二系统阀门用于控制油管207与采水管线6是否连通，以便于控制油套环空与采气管线5之间、以及油管207与采水管线6之间是否导通。
以下将通过具体实施例进一步地描述本发明。
实施例1
本实施例提供了一种煤层气排采系统，该系统包括：控制箱1、管式泵油管管柱2、井下压力计3、井口采油树4、采气管线5、采水管线6、第一流量计7、单流阀8、第二流量计9、抽油机、终端设备。其中，管式泵油管管柱2包括：由下至上顺次螺纹连接的丝堵201(D89mm×0.10m)、油管短节202(D73mm×1.50m)、不锈钢材质的筛管203(D89mm×2.03m，筛孔为80目)、尾管204(D73mm×9.81m)、管式泵205(D44mm×4.83m)、托筒206(长1.25m)、93根相连的平式油管207(D73mm×909.27m)、双公短节(D73mm×0.15m)、油管挂(长0.13m)、油补距(长0.3m)。井下压力计3设置于托筒206缩径段2062的外壁上，且通过电缆与控制箱1电性连接，控制箱1用于采集井下压力计3的井底流压信号。
抽油机通过悬绳器与光杆(D25mm×10.03m)的上端连接；光杆、抽油杆短节(D19mm×5根×6.75m)、抽油杆208(D19mm×112根×897.54m)顺次螺纹连接，抽油杆208的下端与管式泵205内的活塞2051(D44mm×1.16m)连接。
采气管线5(内径为50mm)的一端与井口采油树4连接后，另一端与采气管网连接。第一流量计7(内径为32mm)和单流阀8(内径为50mm)设置于采气管线5上，且第一流量计7位于井口采油树4与单流阀8之间。采水管线6(内径为50mm)的一端与井口采油树4连接后，另一端延伸至沉淀池。第二流量计9(内径为50mm)设置于采水管线6上。
终端设备与第一流量计7、控制箱1无线连接；控制箱1用于控制抽油机的冲次。
井口采油树4上设置有第一系统阀门和第二系统阀门；第一系统阀门用于控制油套环空与采气管线5是否连通；第二系统阀门用于控制油管207与采水管线6是否连通。
实施例2
本实施例提供了一种煤层气排采方法，该方法应用于实施例1提供的煤层气排采装置中。该方法应用于沁水盆地南部煤层气井Q18-29井中，该煤层段的深度为904.3-910.3m，生产套管M的内径为139.7mm，完井井深为1028m，人工井底的深度为936m。该方法具体包括：
步骤201、将井口采油树4上的第一系统阀门、第二系统阀门、采气管线5上的单流阀8打开，使井口采油树4、采气管线5、采水管线6导通，通过控制箱1控制抽油机以1次/min的速度启抽。
步骤202、终端设备接收通过控制箱1间隔10min采集的井下压力计3发出的井底流压信号。其中，启抽时井底流压为8.25MPa。
步骤203、根据接收的当前井底流压信号、上次井底流压信号、预设流压变量(日降压0.1MPa/d)，通过控制箱1控制抽油机调整冲次。其中，控制抽油机调整冲次从1次/min调整至2次/min，此时，日降压为0.1MPa，日产水为10m3。当地层产水量减少8m3/d，在冲次2次/min的工作制度下，日降压0.15MPa，大于预设流压变量，需调整工作制度，使冲次从2次/min降至1.3次/min，进而使日降压为0.1MPa。
步骤204、当井底流压降至2.53MPa，流量计瞬时大于0m3/h，表明气井解吸，每间隔10min采集第一流量计7的煤层气流量信号。
步骤205、根据井底流压信号、煤层气流量信号，确定产气因子。
根据井底流压信号，获取当前井底流压数值为2.03MPa，10天前井底流压数值为2.48MPa。
根据煤层气流量信号，获取当前煤层气产量为552m3，10天前煤层气产量为128m3。
根据下述公式(1)计算产气因子；
步骤206、根据产气因子942m3/MPa、当前煤层气产量552m3、计划煤层气产量1000m3，以及下述公式(2)，确定模拟排水压降。
Q计划＝Q当前+ΔP×J＝552+ΔP×942 (2)
经计算得到，模拟排水压降ΔP为0.47MPa。
步骤207、根据模拟排水压降0.47MPa，以及预设日降压量0.02MPa，确定需要23天完成提产工作。通过控制箱1使抽油机使冲次从1.3次/min降至1次/min，以实现日降压量为0.02MPa，进而保证平稳、高效地进行煤层气排采。
综上，本发明实施例提供的煤层气排次系统减少了角阀、套压压力变送器、管压压力变送器等不必要的设备，并且该系统结构简单，煤层气排采方法简单可控，实现了煤层气井单一参数精确管理，取消了现场人工调气的环节，减少了人工调参的频率与强度，提高了工作效率与效益，降低了气井生产的成本。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种煤层气排采方法，其特征在于，所述方法包括：
控制井口采油树(4)、采气管线(5)、采水管线(6)导通，通过控制箱(1)控制抽油机启抽；
接收通过所述控制箱(1)间隔预设时间采集的井下压力计(3)发出的井底流压信号；
根据井底流压信号、预设流压变量，通过所述控制箱(1)控制所述抽油机调整冲次；
间隔所述预设时间采集第一流量计(7)的煤层气流量信号；
根据所述井底流压信号、所述煤层气流量信号，确定产气因子，所述产气因子根据以下公式(1)计算得到：
其中，J为所述产气因子，单位为m3/Mpa，qn为当前煤层气产量，单位为m3；q1为上一预设时刻的煤层气产量，单位为m3；p1为上一预设时刻的井底流压数值，单位为MPa；pn为当前井底流压数值，单位为MPa；
根据所述产气因子、当前煤层气产量、计划煤层气产量、以及以下公式(2)，确定模拟排水压降：
Q计划＝Q当前+ΔP×J (2)
其中，Q计划为所述计划煤层气产量，单位为m3；Q当前为所述当前煤层气产量，单位为m3；ΔP为所述模拟排水压降，单位为MPa；J为所述产气因子，单位为m3/MPa；
根据所述模拟排水压降，通过所述控制箱(1)控制所述抽油机调整冲次。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设时间为5～30min。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据井底流压信号、预设流压变量，通过所述控制箱(1)控制所述抽油机调整冲次，包括：
根据所述井底流压信号，获取当前井底流压信号和上次井底流压信号，计算所述上次井底流压信号与所述当前井底流压信号之间的实际流压变量；
若所述实际流压变量大于所述预设流压变量，通过所述控制箱(1)控制所述抽油机降低冲次；
若所述实际流压变量小于所述预设流压变量，通过所述控制箱(1)控制所述抽油机提高冲次。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述井底流压信号、所述煤层气流量信号，确定产气因子，包括：
根据所述井底流压信号，获取所述当前井底流压数值、所述上一预设时刻的井底流压数值；
根据所述煤层气流量信号，获取所述当前煤层气产量、所述上一预设时刻的煤层气产量；
根据所述当前井底流压数值、所述上一预设时刻的井底流压数值、所述当前煤层气产量、所述上一预设时刻的煤层气产量，通过所述公式(1)计算所述产气因子。
5.一种煤层气排采系统，其特征在于，所述系统应用于权利要求1 ～ 4 任一项所述的方法中，所述系统包括：控制箱(1)、管式泵油管管柱(2)、井下压力计(3)、井口采油树(4)、采气管线(5)、采水管线(6)、第一流量计(7)、单流阀(8)、第二流量计(9)、抽油机、终端设备；
所述井下压力计(3)设置于所述管式泵油管管柱(2)的下部外壁上，且通过电缆与所述控制箱(1)电性连接，所述控制箱(1)用于采集所述井下压力计(3)的井底流压信号；
所述采气管线(5)的一端和所述采水管线(6)的一端均与所述井口采油树(4)连接；
所述单流阀(8)设置于所述采气管线(5)上，所述第一流量计(7)设置于所述井口采油树(4)与所述单流阀(8)之间的所述采气管线(5)上；
所述第二流量计(9)设置于所述采水管线(6)上；
终端设备，与所述第一流量计(7)、所述控制箱(1)信号连接；
所述控制箱(1)用于控制所述抽油机调整冲次。
6.根据权利要求5所述的煤层气排采系统，其特征在于，所述管式泵油管管柱(2)包括：由下至上顺次连接的丝堵(201)、油管短节(202)、筛管(203)、尾管(204)、管式泵(205)、托筒(206)、油管(207)；
所述井下压力计(3)设置于所述托筒(206)的外壁上。
7.根据权利要求6所述的煤层气排采系统，其特征在于，所述托筒(206)包括由上至下顺次连通的上连接段(2061)、缩径段(2062)、下连接段(2063)；
所述上连接段(2061)的外径由上至下逐渐减小；
所述下连接段(2063)的外径由上至下逐渐增大；
所述井下压力计(3)设置于所述缩径段(2062)的外壁上。
8.根据权利要求6所述的煤层气排采系统，其特征在于，所述抽油机通过悬绳器与光杆的上端连接；
所述光杆的下端与抽油杆(208)的上端连接，所述抽油杆(208)的下端与所述管式泵(205)内的活塞(2051)连接。
9.根据权利要求6至8任一项所述的煤层气排采系统，其特征在于，所述井口采油树(4)上设置有第一系统阀门和第二系统阀门；
所述第一系统阀门用于控制油套环空与所述采气管线(5)是否连通；
所述第二系统阀门用于控制所述油管(207)与所述采水管线(6)是否连通。
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