劉義剛， 陳 征， 孟祥海， 張 樂， 藍(lán) 飛， 宋 鑫

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

目前，渤海油田有45個(gè)油田正在生產(chǎn)，其中35個(gè)油田以人工水驅(qū)為主要開發(fā)模式。截至2018年底，渤海油田共有注水井787口，其中分層注水井742口，占比超過90%。國內(nèi)對分層注水技術(shù)進(jìn)行很多研究，并取得較好的現(xiàn)場應(yīng)用效果[1-10]。渤海油田常用的分層注水技術(shù)有空心集成分層注水技術(shù)、同心分層注水技術(shù)、邊測邊調(diào)分層注水技術(shù)等，但在測調(diào)、驗(yàn)封時(shí)均需要鋼絲或電纜作業(yè)配合，單井測調(diào)占用平臺時(shí)間長。由于海上平臺作業(yè)任務(wù)重，無法為鋼絲、電纜調(diào)配作業(yè)提供足夠的作業(yè)時(shí)間以及作業(yè)空間，同時(shí)大斜度井、水平注水井的井斜角超過60°，鋼絲、電纜作業(yè)測調(diào)實(shí)施難度較大，導(dǎo)致近年來渤海油田分注井測試率和分注井層段合格率偏低，影響了分層注水開發(fā)效果。針對常規(guī)分層注水技術(shù)存在的問題，自2015年起渤海油田開始進(jìn)行海上油田智能測調(diào)技術(shù)攻關(guān)，研制了三通結(jié)構(gòu)帶自鎖無級調(diào)節(jié)的大排量測調(diào)工作筒，通過預(yù)置電纜的方式，實(shí)現(xiàn)了海上油田大排量遠(yuǎn)程電控直讀注水，配套了適用于先期防砂完井方式下分層注水的分層密封工具，設(shè)計(jì)了防砂段內(nèi)一體化電纜保護(hù)方案，形成了適用于海上油田先期防砂完井方式下分層注水的電纜永置智能測調(diào)關(guān)鍵技術(shù)[11-13]。現(xiàn)場應(yīng)用表明，該技術(shù)可明顯提高分層注水井測調(diào)效率和測調(diào)頻次，為渤海油田高效開發(fā)提供了技術(shù)支持和保障。

1 電纜永置智能測調(diào)技術(shù)原理

電纜永置智能測調(diào)分層注水技術(shù)，其井下工藝管柱主要由智能測調(diào)工作筒、過電纜插入密封、井下鋼管電纜、過電纜定位密封、安全閥、滑套等組成，地面設(shè)備主要由地面控制器及控制計(jì)算機(jī)組成，如圖1所示?？招募煞謱幼⑺夹g(shù)等渤海油田常規(guī)分層注水技術(shù)中工作筒與配水器各自獨(dú)立，調(diào)配時(shí)需通過鋼絲作業(yè)逐級投放、打撈配水器并更換水嘴。電纜永置智能測調(diào)分層注水技術(shù)將工作筒與配水器合二為一，并將溫度、壓力、流量等測試單元集成于工作筒中隨管柱一同下入井內(nèi)，通過鋼管電纜與地面控制器相連，地面控制器再通過無線或電纜等方式與平臺中控室的控制計(jì)算機(jī)相連。采用電纜永置智能測調(diào)技術(shù)進(jìn)行測調(diào)時(shí)，僅需通過控制計(jì)算機(jī)發(fā)送所需命令，地面控制器便會進(jìn)行相應(yīng)的編碼、解碼，并通過井下鋼管電纜將信號傳至井下智能測調(diào)工作筒，智能測調(diào)工作筒接到命令后進(jìn)行相應(yīng)動(dòng)作并反向返回?cái)?shù)據(jù)信息，經(jīng)由地面控制器解碼后反饋至控制計(jì)算機(jī)，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程智能測調(diào)。

圖1 電纜永置智能測調(diào)技術(shù)原理示意Fig.1 Schematic diagram of the cable implanted intelligent injection technology

電纜永置智能測調(diào)技術(shù)適用于套管射孔完井及先期防砂完井的分層注水井，不受井斜限制，單層最大注入量800 m3/d，最大工作壓力60 MPa，最高工作溫度125 ℃，適用最大井深3 000.00 m。

2 關(guān)鍵井下工具的研制

電纜永置智能測調(diào)分層注水的關(guān)鍵井下工具包括智能測調(diào)工作筒、過電纜密封工具和一體式電纜保護(hù)器，均為渤海油田自主研制。

2.1 智能測調(diào)工作筒

智能測調(diào)工作筒位于分層配水層段，其上部通過油管連接分層工具，是電纜永置智能測調(diào)技術(shù)的核心工具，其基本結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 智能測調(diào)工作筒結(jié)構(gòu)示意Fig.2 Schematic diagram of the intelligent monitoring/adjusting cylinder

與常規(guī)分層注水工具相比，該智能測調(diào)工作筒內(nèi)部元件繁多，在有限的空間里要集成測試、水嘴調(diào)節(jié)、線路控制、供電等功能，要實(shí)現(xiàn)工作筒與配水器的合二為一，需對該工具內(nèi)部結(jié)構(gòu)進(jìn)行科學(xué)合理布局。

智能測調(diào)工作筒上接頭下部與過流通道、上流量計(jì)相連。該工作筒采用高精度雙電磁流量計(jì)，注入流體通過過流通道時(shí)由上流量計(jì)計(jì)量流入總流量，下流量計(jì)計(jì)量流出總流量，兩者相減得到該層的實(shí)際注入流量。智能測調(diào)工作筒上部電纜插接于上接頭，為智能測調(diào)工作筒供電，并于下接頭處接出。該工作筒采用雙壓力計(jì)，壓力計(jì)與上流量計(jì)下部相連，對稱分布，分別負(fù)責(zé)測試管內(nèi)壓力和管外壓力，驗(yàn)封時(shí)可根據(jù)管內(nèi)外壓力變化實(shí)現(xiàn)直讀驗(yàn)封。管內(nèi)壓力計(jì)下部與一體化可調(diào)水嘴相連。一體化可調(diào)水嘴的結(jié)構(gòu)如圖3所示。

圖3 一體化可調(diào)水嘴結(jié)構(gòu)示意Fig.3 Schematic diagram of the integrated adjustable nozzle

一體化可調(diào)水嘴為智能測調(diào)工作筒的唯一可動(dòng)部件，為提高穩(wěn)定性及耐久性，在其中設(shè)置了行程開關(guān)，水嘴全開或全關(guān)狀態(tài)下能夠自鎖斷電。中心過流通道在水嘴處分出支流通道，流體通過水嘴后進(jìn)入地層，水嘴采用三通結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，選擇耐沖蝕、耐震動(dòng)和抗沖擊性能好的氧化鋯陶瓷材料，最大排量可達(dá)800 m3/d，且嘴損不超過1 MPa。為確定水嘴開度，在該水嘴磁鋼下部設(shè)有一霍爾傳感器。調(diào)節(jié)注水量時(shí)，電機(jī)帶動(dòng)絲杠轉(zhuǎn)動(dòng)，霍爾傳感器通過計(jì)算減速器轉(zhuǎn)動(dòng)圈數(shù)確定水嘴開度，絲杠通過絲杠螺母副帶動(dòng)連桿進(jìn)行直線運(yùn)動(dòng)，連桿帶動(dòng)陶瓷水嘴運(yùn)動(dòng)，從而改變出水孔漏出面積，最終實(shí)現(xiàn)注水量連續(xù)無級調(diào)節(jié)。一體化可調(diào)水嘴采用平衡壓設(shè)計(jì)，試驗(yàn)證明在20 MPa壓差下可順利開啟。線路控制部位于智能測調(diào)工作筒下流量計(jì)上部，負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)存儲和數(shù)據(jù)傳輸過程中的編碼、解碼等；同時(shí)，溫度計(jì)集成于線路板上，負(fù)責(zé)環(huán)境溫度測試。除可以手動(dòng)測調(diào)外，智能測調(diào)工作筒還具有自動(dòng)測調(diào)功能，現(xiàn)場應(yīng)用時(shí)可根據(jù)實(shí)際需求進(jìn)行選擇。使用自動(dòng)測調(diào)功能時(shí)，線路控制部接收地面命令確定需要的注入量，并與目前實(shí)際注入量進(jìn)行比較，如超過設(shè)定的允許誤差，線路控制部將控制電機(jī)轉(zhuǎn)動(dòng)調(diào)節(jié)一體化水嘴開度以使實(shí)際注入量符合要求，實(shí)現(xiàn)智能測調(diào)。

通過結(jié)構(gòu)優(yōu)化與材料優(yōu)選，確定智能測調(diào)工作筒的外徑116.0 mm，最大內(nèi)通徑44.0 mm，可進(jìn)行氧活化等現(xiàn)場測試，最大單層排量800 m3/d，最大耐溫125 ℃，耐壓60 MPa，最大輸出扭矩為8 N·m。

2.2 過電纜密封工具

與陸地油田不同，渤海油田分層注水井多為先期防砂完井，封隔器密封筒預(yù)置于防砂段內(nèi)，通過配合使用定位密封和插入密封實(shí)現(xiàn)層間封隔。電纜作為電能和數(shù)據(jù)的傳輸介質(zhì)需隨智能測調(diào)工作筒下至防砂段內(nèi)，為保證電纜順利下入且不造成分層密封失效，必須研制開發(fā)具有穿越通道的過電纜密封工具。

過電纜密封工具主要由φ 158.5 mm過電纜定位密封工具和φ 120.7 mm過電纜插入密封工具組成，如圖4所示。

圖4 過電纜密封工具結(jié)構(gòu)示意Fig.4 Schematic diagram of the cable-through sealing tool

過電纜定位密封工具的上接頭、下接頭分別與上、下端油管連接，定位體上設(shè)計(jì)有定位臺階，與頂部封隔器配合實(shí)現(xiàn)管柱定位，密封模塊通過與頂部封隔器密封筒的過盈配合實(shí)現(xiàn)密封，隔環(huán)在密封模塊之間起分隔作用，帶固定螺釘?shù)南陆宇^用于固定定位密封本體上的密封模塊組和隔環(huán)。在過電纜定位密封本體側(cè)壁軸向設(shè)有供電纜穿過的過電纜通道，與常規(guī)定位密封不同，電纜可直接由密封本體側(cè)壁穿過，電纜通道上、下兩端分別設(shè)有NPT螺紋，與NPT扣配合可緊固電纜。設(shè)計(jì)的φ158.5 mm過電纜定位密封工具長1 441.00 mm，最大外徑158.5 mm，最小內(nèi)徑76.0 mm，耐壓30 MPa，上接頭螺紋為φ88.9 mm UP TBG，下接頭螺紋為φ73.0 mm TBG。

過電纜插入密封工具的結(jié)構(gòu)與過電纜定位密封工具相似，不同之處在于其沒有定位體，其他各部件的作用與過電纜定位密封工具相同。設(shè)計(jì)的φ120.7 mm過電纜插入密封工具長1 448.00 mm，最大外徑120.7 mm，最小內(nèi)徑58.0 mm，耐壓30 MPa，上接頭螺紋為φ73.0 mm TBG，下接頭螺紋為φ73.0 mm TBG。

2.3 一體式電纜保護(hù)器

防砂段內(nèi)通徑較小，電纜在隨管柱下入過程中在油管接箍處可能會發(fā)生磕碰導(dǎo)致電纜損壞，同時(shí)還可能與井壁發(fā)生摩擦，導(dǎo)致電纜被刮傷。為了保證電纜在下入過程中可靠、安全，設(shè)計(jì)了防砂段油管一體式電纜接箍保護(hù)器，其組成如圖5所示。

圖5 一體式電纜接箍保護(hù)器Fig.5 Integrated cable coupling protector

一體式電纜保護(hù)器在本體上開有4個(gè)對稱的U形槽，在使用時(shí)該接箍保護(hù)器上、下端分別與油管連接，電纜在保護(hù)槽內(nèi)通過，電纜通過時(shí)需剝除電纜外膠皮并將電纜塞入U(xiǎn)形槽內(nèi)，然后在U形槽旁的圓槽內(nèi)塞入銅墊固定過盈膠條，再塞入2根過盈膠條，最后擰緊螺釘壓帽擠壓過盈膠條使其膨脹貼緊電纜以到達(dá)固定電纜的目的。設(shè)計(jì)的一體式電纜保護(hù)器最大外徑116.0 mm，內(nèi)徑62.0 mm，長度235.0 mm，上下扣型為φ73.0 mm TBG，U形槽直徑6.5 mm，適用于剝?nèi)ツz皮后φ6.0 mm的鋼管電纜。

3 電纜永置智能測調(diào)工具性能試驗(yàn)

渤海油田單井增產(chǎn)增注措施實(shí)施頻繁，對電纜永置智能測調(diào)工具整體的耐酸、耐壓性能和水嘴的耐壓差、耐卡性能要求較高。為了驗(yàn)證研制的電纜永置智能測調(diào)工具的相關(guān)性能，進(jìn)行了地面性能試驗(yàn)。

3.1 耐酸試驗(yàn)

現(xiàn)場實(shí)踐發(fā)現(xiàn)，電磁流量計(jì)電極在酸環(huán)境中會被腐蝕，造成井下工作筒短路，從而導(dǎo)致電纜永置智能測調(diào)工具出現(xiàn)故障。為此，對研制的智能測調(diào)工作筒進(jìn)行了耐酸試驗(yàn)。

試驗(yàn)方法：按配方12.0%HCl+3.0%HF+0.5%緩蝕劑配制酸液，在模擬井內(nèi)充滿甘油（用于加熱后油?。?，將智能測調(diào)工作筒置于充滿酸液的密封短節(jié)中并放入模擬井中；通過高壓管線將泵與密封短節(jié)相連，用于維持系統(tǒng)壓力；通過電纜將電源與電加熱裝置相連，用于維持系統(tǒng)溫度；通過電纜將計(jì)算機(jī)與智能測調(diào)工作筒相連，用于實(shí)時(shí)監(jiān)測工作筒的工作狀態(tài)；做好上述工作后，保持密封短節(jié)內(nèi)的壓力為40 MPa，逐漸升高系統(tǒng)溫度，對裝有不同材質(zhì)電極的智能測調(diào)工作筒進(jìn)行耐酸試驗(yàn)。試驗(yàn)裝置如圖6所示，試驗(yàn)結(jié)果見表1。

由表1可知：原用純鈦材質(zhì)電極在酸環(huán)境中容易損壞；當(dāng)采用哈氏不銹鋼B作為電極材料時(shí)，在酸環(huán)境中不通電，智能測調(diào)工作筒的電極不會損壞；當(dāng)采用哈氏不銹鋼C作為電極材料時(shí)，在酸環(huán)境中通電測試、調(diào)節(jié)，智能測調(diào)工作筒的電極不會損壞。因此，現(xiàn)場應(yīng)用時(shí)，電磁流量計(jì)電極的材料建議改用哈氏不銹鋼C。

圖6 智能測調(diào)工作筒耐酸試驗(yàn)裝置Fig.6 Acid resistance test device for intelligent measuring and adjusting cylinder

表1 智能測調(diào)工作筒耐酸試驗(yàn)結(jié)果Table 1 Acid resistance test results of intelligent measuring/adjusting cylinder

3.2 耐微壓裂試驗(yàn)

微壓裂增注是渤海油田主要增注技術(shù)之一，分層微壓裂作業(yè)過程中非作業(yè)層需要保持水嘴全關(guān)狀態(tài)，此時(shí)工作筒內(nèi)外壓差高達(dá)30 MPa，在這種狀態(tài)下智能測調(diào)工作筒存在進(jìn)液短路風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)也有損壞陶瓷水嘴的風(fēng)險(xiǎn)。因此，需要進(jìn)行耐微壓裂性能試驗(yàn)，來驗(yàn)證智能測調(diào)工作筒在微壓裂作業(yè)過程中的可靠性。試驗(yàn)方法：關(guān)閉智能測調(diào)工作筒水嘴，通過泵注水使密封短節(jié)兩端產(chǎn)生壓差，在此期間持續(xù)通電進(jìn)行監(jiān)測，將壓差穩(wěn)定在45.0 MPa持續(xù)4 h以上時(shí)間后調(diào)節(jié)水嘴測試水嘴的開啟情況。試驗(yàn)裝置如圖7所示，試驗(yàn)結(jié)果見表2。

由表2可知：將注入壓力持續(xù)升至45.4 MPa，保持45.0 MPa壓差250 min后，調(diào)節(jié)水嘴并測試水嘴功能，水嘴能夠正常打開并能進(jìn)行正向、反向調(diào)節(jié)；智能測調(diào)工作筒在45.0 MPa壓差下，持續(xù)通電測試4 h以上時(shí)間后系統(tǒng)穩(wěn)定、正常。試驗(yàn)后水嘴無損壞，可正常調(diào)節(jié)開度。由此可見，智能測調(diào)工作筒可滿足渤海油田微壓裂作業(yè)需求。

3.3 耐調(diào)剖試驗(yàn)

調(diào)剖是渤海油田提高采收率的主要增產(chǎn)措施之一，常用的凝膠型調(diào)剖劑黏度較大且具有彈性，通過水嘴時(shí)易堵塞水嘴造成憋壓。因此，需要進(jìn)行耐調(diào)剖性能試驗(yàn)，來驗(yàn)證智能測調(diào)工作筒在調(diào)剖作業(yè)過程中的可靠性。試驗(yàn)方法：將智能測調(diào)工作筒水嘴調(diào)至全開狀態(tài)，向工作筒中持續(xù)泵注調(diào)剖劑，期間逐漸關(guān)小水嘴至30%開度，并監(jiān)測智能測調(diào)工作筒電機(jī)電流是否出現(xiàn)異常（正常為25～40 mA，遇卡時(shí)電機(jī)電流增大），關(guān)小水嘴開度至20.0%后繼續(xù)持續(xù)注入4 h以上時(shí)間，停注后測試水嘴開啟情況。試驗(yàn)裝置如圖7所示，試驗(yàn)結(jié)果見表3。

由表3可知，注入過程中水嘴動(dòng)作靈敏正常，持續(xù)注入超過4 h后未出現(xiàn)卡堵現(xiàn)象，水嘴可正常動(dòng)作，各測試模塊工作狀態(tài)正常。由此可見，智能測調(diào)工作筒可滿足渤海油田調(diào)剖作業(yè)需求。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

圖7 智能測調(diào)工作筒耐微壓裂、耐調(diào)剖性能試驗(yàn)裝置Fig.7 Mini-fracturing and profile control resistance test device for intelligent measuring/adjusting cylinder

表2 智能測調(diào)工作筒耐微壓裂試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Results of micro-fracturing resistance test of intelligent measuring/adjusting cylinder

表3 智能測調(diào)工作筒耐微調(diào)剖性能試驗(yàn)結(jié)果Table 3 Results of fine profile control resistance test of intelligent measuring/adjusting cylinder

截至2019年2月下旬，電纜永置智能測調(diào)技術(shù)在渤海油田累計(jì)應(yīng)用38口井，最大分層數(shù)6層，最大下入深度3 333.00 m，最大井斜角87.62°，最大單層流量800 m3/d。已實(shí)施井應(yīng)用電纜永置智能測調(diào)技術(shù)后，與應(yīng)用常規(guī)分層注水技術(shù)相比，平均單井測調(diào)費(fèi)用由十余萬元降至0元，平均單井測調(diào)時(shí)間由4 d縮短至4 h，平均測調(diào)頻次由不足1.0次/年提高至2.1次/年，達(dá)到了渤海油田分層注水井測試率指標(biāo)要求，累計(jì)縮短平臺占用時(shí)間300 d以上，節(jié)省測調(diào)費(fèi)用900余萬元。

以某油田A井為例，該井所在平臺作業(yè)量大，無法為A井測調(diào)作業(yè)提供足夠的作業(yè)時(shí)間及作業(yè)空間，2017年該井采用常規(guī)分層注水技術(shù)注水，未進(jìn)行測調(diào)。2018年1月下入電纜永置智能測調(diào)管柱后，當(dāng)年完成測調(diào)4次，節(jié)省測調(diào)費(fèi)用50余萬元，受益油井流壓回升0.11 MPa，平均含水率下降2%，取得了很好的應(yīng)用效果。

5 結(jié)論與建議

1）相較于渤海油田常規(guī)分層注水技術(shù)，電纜永置智能測調(diào)技術(shù)無需鋼絲或電纜作業(yè)配合，即可通過地面控制器進(jìn)行遠(yuǎn)程操作來實(shí)現(xiàn)井下數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)監(jiān)測和井下流量實(shí)時(shí)控制，減少了測調(diào)作業(yè)時(shí)對平臺時(shí)間、空間的占用，平均單井測調(diào)時(shí)間可縮短至4 h/井次。

2）通過持續(xù)的優(yōu)化改進(jìn)，電纜永置智能測調(diào)技術(shù)目前可滿足渤海油田酸化、微壓裂、調(diào)剖等增產(chǎn)增注作業(yè)需求，具有良好的適應(yīng)性，為渤海油田穩(wěn)油控水、改善水驅(qū)效果提供了技術(shù)保障。

3）穩(wěn)定性與可靠性是電纜永置智能測調(diào)技術(shù)的關(guān)鍵，建議通過持續(xù)的應(yīng)用、優(yōu)化和改進(jìn)，使該技術(shù)的穩(wěn)定性及可靠性進(jìn)一步提高，并形成多尺寸系列化智能測調(diào)工具，從而實(shí)現(xiàn)渤海油田分層注水井全覆蓋。