薛德棟 楊萬有 張鳳輝 鄒信波 熊書權(quán) 張璽亮

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 2.中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司)

0 引 言

海上油田開發(fā)以大斜度井、水平井為主，開發(fā)井層數(shù)多，層間壓力差異大，層間矛盾突出。面對(duì)增儲(chǔ)上產(chǎn)要求，分層開發(fā)開采成為高效開發(fā)、提高采收率的必要手段。目前,海上油田分層開發(fā)主要采用鋼絲電纜作業(yè)開關(guān)滑套方式，受制于井斜，該工藝適用性受限。渤海油田在全電控分層開發(fā)方面做了初步嘗試，但這種開發(fā)方式在實(shí)際應(yīng)用中出現(xiàn)了在高溫井下可靠性不足的問題[1-2]。井下液壓控制滑套分層開發(fā)方式具有耐高溫、扭矩大等特點(diǎn)，在國(guó)外得到了廣泛應(yīng)用[3-4]。純液壓控制方式的解碼方式比較復(fù)雜，解碼效率低，同時(shí)由于液壓油傳遞時(shí)間較長(zhǎng)，造成調(diào)控時(shí)間長(zhǎng)，調(diào)控靈活度不高等問題[5]，以3 000 m液控管線為例，15 MPa壓力傳輸?shù)? 000 m井下響應(yīng)時(shí)間約為300 s[6]，管線壓力傳遞時(shí)間較長(zhǎng)，井下液控閥無法實(shí)現(xiàn)快速調(diào)整。同時(shí)純液壓控制分層開發(fā)方式缺少有效的測(cè)試手段，尤其針對(duì)分層注水井，無法實(shí)現(xiàn)井下溫度和壓力等關(guān)鍵參數(shù)的測(cè)試，不能為油藏開發(fā)提供數(shù)據(jù)支持。

為保障精細(xì)分層開采工藝可靠性及實(shí)現(xiàn)井下參數(shù)的測(cè)試，根據(jù)電控設(shè)備快速、集成化及液壓設(shè)備穩(wěn)定性好、扭矩大的特點(diǎn)，開發(fā)了一種電控液驅(qū)分層注采控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了井下分層控制滑套快速、穩(wěn)定的動(dòng)作及井下關(guān)鍵參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，從而有效提高分層開發(fā)效率，并最終提高油田采收率。

1 電控液驅(qū)分層注采控制系統(tǒng)

1.1 系統(tǒng)組成

電控液驅(qū)分層注采控制系統(tǒng)主要構(gòu)成如圖1所示。以6層生產(chǎn)井為例，在完井過程中每個(gè)生產(chǎn)層段分別下入一套電控解碼裝置及液控滑套，同時(shí)下入1條控制電纜及2條液壓控制管線串聯(lián)井下關(guān)鍵工具。利用過管線插入密封等工具實(shí)現(xiàn)了層間隔離。

1—控制電纜；2—安全閥；3—生產(chǎn)封隔器；4—電控解碼監(jiān)測(cè)器1；5—液控滑套1；6—電控解碼監(jiān)測(cè)器2；7—液控滑套2；8—電控解碼監(jiān)測(cè)器3；9—液控滑套3；10—電控解碼監(jiān)測(cè)器4；11—液控滑套4；12—電控解碼監(jiān)測(cè)器5；13—液控滑套5；14—電控解碼監(jiān)測(cè)器6；15—液控滑套6；16—定位密封；17—?jiǎng)恿﹄娎|；18—液控管線；19—罐裝泵系統(tǒng)；20—油管掛。圖1 電控液驅(qū)分層注采控制系統(tǒng)Fig.1 Layered injection-production string with electronic control and hydraulic drive

1.2 工作原理

正常工作時(shí)，井下6個(gè)層位的電控解碼裝置分時(shí)工作，實(shí)現(xiàn)井下關(guān)鍵參數(shù)的測(cè)試。當(dāng)某個(gè)層位發(fā)生水竄，需要對(duì)該層位滑套進(jìn)行調(diào)整以實(shí)現(xiàn)堵水。地面電信號(hào)指令通過控制電纜傳輸至對(duì)應(yīng)層位電控解碼裝置內(nèi)，引導(dǎo)內(nèi)部電磁閥動(dòng)作，實(shí)現(xiàn)油路引導(dǎo)，此時(shí)兩條液控管線分別對(duì)應(yīng)該層位滑套的進(jìn)、出油端，通過對(duì)液控管線的加壓，實(shí)現(xiàn)該層位滑套的調(diào)整，從而達(dá)到精細(xì)化控水的效果。調(diào)節(jié)完成后，電信號(hào)控制電磁閥歸位，實(shí)現(xiàn)液路系統(tǒng)的鎖定，完整執(zhí)行了整體調(diào)節(jié)功能。

1.3 技術(shù)參數(shù)及優(yōu)點(diǎn)

電控液驅(qū)分層注采控制系統(tǒng)通過1條控制電纜，2條液壓控制管線，實(shí)現(xiàn)了井下大于6個(gè)層位的精細(xì)控制，整體耐溫可達(dá)150 ℃，耐壓35 MPa。該工藝集成了井下電氣控制和液壓控制智能完井的優(yōu)點(diǎn)，具有調(diào)節(jié)速度快、可靠性高、驅(qū)動(dòng)力大等特點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)了井下多個(gè)層位的快速調(diào)整和測(cè)試。

2 電控解碼監(jiān)測(cè)裝置

電控解碼監(jiān)測(cè)裝置主要用于井下液壓通道的解碼及井下參數(shù)的監(jiān)測(cè)。在使用時(shí)與液控滑套配合下入，電控解碼監(jiān)測(cè)裝置原理如圖2所示。該裝置主要由電控解碼裝置及電控監(jiān)測(cè)裝置兩部分組成。電控解碼裝置通過地面指令控制井下微型高溫電磁閥，從而實(shí)現(xiàn)液壓通道的導(dǎo)通和關(guān)閉，以及井下液控滑套的控制。電控監(jiān)測(cè)裝置主要由傳感器系統(tǒng)、井下電源及控制電路等組成，用于井下油管內(nèi)、外壓力及地層溫度的參數(shù)監(jiān)測(cè)與數(shù)據(jù)傳輸，以及高溫電磁閥的開關(guān)控制，實(shí)現(xiàn)對(duì)電磁閥的控制及井下參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。

1—上接頭；2—電氣接頭；3—井下電源供電模塊；4—信號(hào)處理電路板；5—內(nèi)壓傳感器；6—外壓傳感器；7—溫度傳感器；8—下接頭；9—液路解碼模塊；10—液控管線接頭。圖2 電控解碼監(jiān)測(cè)裝置原理圖Fig.2 Principle of the electronic control decoding & monitoring device

2.1 電控解碼裝置設(shè)計(jì)

電控解碼裝置是電控解碼監(jiān)測(cè)裝置的核心部件，用于井下液壓控制信號(hào)的通斷與引導(dǎo)，電控解碼裝置原理如圖3所示。其解碼核心部件為1個(gè)兩位三通電磁閥，兩位三通電磁閥的2個(gè)輸入端分別接入2條液控管線，兩位三通電磁閥的輸出端接液控滑套的回油端。液控滑套的進(jìn)油端接液控管線2。

兩位三通電磁閥常位處于左位狀態(tài)(圖3中地層1)，此時(shí)液控管線1輸出端處于關(guān)閉狀態(tài)，液控管線2與液控滑套的進(jìn)油端及通過兩位三通電磁閥和液控滑套的回油端導(dǎo)通，液控滑套兩端處于壓力平衡狀態(tài)，且液控管線壓力不會(huì)導(dǎo)致液控滑套動(dòng)作。

圖3 電控解碼裝置原理圖Fig.3 Principle of the electronic control decoding system

當(dāng)特定層位(圖3中地層2)需要調(diào)整時(shí)，通過控制電纜對(duì)第2層兩位兩通閥進(jìn)行通電，電磁閥動(dòng)作到右位，從圖3中電控解碼裝置2可見導(dǎo)通情況，液控管線1通過兩位三通電磁閥與液控滑套回油端導(dǎo)通，液控管線2直接與液控滑套進(jìn)油端導(dǎo)通，為此，2條液控管線與液控滑套的進(jìn)、出油腔連通，實(shí)現(xiàn)了對(duì)液控滑套的動(dòng)作控制。

電控解碼裝置通過電信號(hào)，實(shí)現(xiàn)液壓通道的選擇，與純液控解碼器相比，具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、響應(yīng)時(shí)間短等特點(diǎn)。其中響應(yīng)時(shí)間由純液控的5 min減至毫秒級(jí)。同時(shí)解碼器解鎖不受管線壓力影響，在解碼前管線內(nèi)部憋壓，打開瞬間高壓油液即可進(jìn)入滑套內(nèi)部，推動(dòng)滑套動(dòng)作，從而縮短滑套動(dòng)作響應(yīng)時(shí)間，整體層位調(diào)整時(shí)間由液控的20 min縮短至1 min之內(nèi)。

2.2 電氣監(jiān)測(cè)控制原理設(shè)計(jì)

電氣監(jiān)測(cè)控制部分(見圖4)作為解碼監(jiān)測(cè)裝置的控制核心，主要由單片機(jī)測(cè)控系統(tǒng)、數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)模塊及數(shù)據(jù)傳輸模塊等組成。監(jiān)測(cè)裝置安裝有管柱內(nèi)、外壓力傳感器與溫度傳感器，可以實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)井下管柱內(nèi)、外壓力及溫度等數(shù)據(jù)，并傳輸給單片機(jī)測(cè)控系統(tǒng)，單片機(jī)測(cè)控系統(tǒng)通過I/O口，經(jīng)過數(shù)據(jù)傳輸模塊的信號(hào)處理與傳輸，實(shí)現(xiàn)與地面控制終端的實(shí)時(shí)傳輸。井下實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)為地面決策提供參考并根據(jù)計(jì)算得到井下最佳開發(fā)狀態(tài)，通過數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)與液壓控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)井下滑套的動(dòng)作控制，達(dá)到最優(yōu)開發(fā)狀態(tài)。監(jiān)測(cè)裝置與控制裝置實(shí)現(xiàn)了油藏開發(fā)的閉環(huán)管理控制，保障油田開發(fā)處于最佳狀態(tài)，提高了最終采收率。

圖4 電控監(jiān)測(cè)裝置原理圖Fig.4 Principle of the electronic control monitoring system

2.3 主要技術(shù)參數(shù)

電控解碼監(jiān)測(cè)裝置利用2條液控管線和1條鋼管電纜，實(shí)現(xiàn)了井下多個(gè)層位(大于6層)的控制，同時(shí)實(shí)現(xiàn)了井下關(guān)鍵參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。與液壓控制方式相比，該裝置提高了調(diào)節(jié)效率，同時(shí)井下實(shí)時(shí)參數(shù)的監(jiān)測(cè)能夠?qū)τ筒亻_發(fā)決策提供參考。

裝置主要技術(shù)參數(shù)為：外徑114 mm，內(nèi)部過流通道44 mm，電磁閥響應(yīng)時(shí)間<100 ms，電磁閥耐壓35 MPa，溫度監(jiān)測(cè)范圍0～120 ℃，壓力監(jiān)測(cè)范圍0～60 MPa。

2.4 技術(shù)特點(diǎn)

(1)通過電液復(fù)合解碼技術(shù)實(shí)現(xiàn)了井下快速、高效的解碼。提高了調(diào)控效率，縮短了調(diào)控時(shí)間，調(diào)控時(shí)間由20 min縮短至1 min內(nèi)。

(2)電控監(jiān)測(cè)裝置實(shí)現(xiàn)了井下數(shù)據(jù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，與液壓控制系統(tǒng)組成閉環(huán)系統(tǒng)，可達(dá)到最佳開發(fā)狀態(tài)。

(3)相關(guān)工具最大外徑為114 mm，滿足海上油田大部分外徑120.65 mm(4.75 in)防砂完井需求，為工藝推廣奠定了基礎(chǔ)。

3 液壓驅(qū)動(dòng)多級(jí)滑套結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

液壓驅(qū)動(dòng)多級(jí)滑套是分層注采系統(tǒng)井下產(chǎn)層控制的核心部件[7-15]。在每一段產(chǎn)層分別下入1套液控滑套，通過液壓控制，推動(dòng)中心管移動(dòng)，從而實(shí)現(xiàn)進(jìn)液孔大小的調(diào)整。這對(duì)于平衡層間壓差、穩(wěn)油控水以及實(shí)現(xiàn)精細(xì)化開采等具有重要意義。

3.1 結(jié)構(gòu)

液壓驅(qū)動(dòng)多級(jí)滑套結(jié)構(gòu)如圖5所示，主要由上接頭、中心管、活塞、導(dǎo)向定位槽、導(dǎo)向銷釘、油嘴、下接頭及液壓通道等組成?；钊c中心管連接固定，中心管設(shè)置有開孔油嘴，兩條液壓通道與電控解碼裝置連接如圖3所示。動(dòng)作時(shí)，液壓油通過液壓通道1進(jìn)入液壓腔，推動(dòng)活塞帶動(dòng)中心管向上移動(dòng)，導(dǎo)向定位槽在沿導(dǎo)向銷釘運(yùn)動(dòng)，中心管發(fā)生旋轉(zhuǎn)，從而實(shí)現(xiàn)換向。上提到位后，液壓通道2加壓，推動(dòng)活塞向下移動(dòng)，導(dǎo)向定位槽與導(dǎo)向銷釘配合，實(shí)現(xiàn)中心管的定位。中心管在軸向上下移動(dòng)一次，實(shí)現(xiàn)一次整體換擋工作。

1—上接頭；2—活塞；3—導(dǎo)向銷釘；4—下接頭；5—中心管油嘴；6—中心筒；7—導(dǎo)向定位槽；8—中心管。圖5 液壓驅(qū)動(dòng)多級(jí)滑套結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)Fig.5 Structural design of multi-stage hydraulic drive sleeve

3.2 技術(shù)特點(diǎn)

(1)工具無彈簧結(jié)構(gòu)，中心管動(dòng)作靠液壓驅(qū)動(dòng)完成，動(dòng)作可靠；

(2)導(dǎo)向槽與定位槽集成一體化，結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，換向可靠；

(3)采用旋轉(zhuǎn)換擋設(shè)計(jì)，最大可以達(dá)到8開度調(diào)節(jié)；

(4)選用特殊動(dòng)密封結(jié)構(gòu)，油嘴動(dòng)密封次數(shù)可達(dá)1 000次。

3.3 主要技術(shù)參數(shù)

長(zhǎng)度1 410 mm，外徑102 mm，內(nèi)部過流通道直徑44 mm，中心管推動(dòng)壓力1.5 MPa，工作壓力60 MPa，工作溫度120 ℃。

4 電控液驅(qū)分層注采現(xiàn)場(chǎng)選井設(shè)計(jì)

以南海西部潿洲12-1油田XX井為例，該井最大井深3 960 m，最大井斜65.6°，井下需要進(jìn)行6層分注，整井注入量600 m3/d，儲(chǔ)層溫度最高122 ℃。由于井斜及高溫限制，無法實(shí)施常規(guī)測(cè)調(diào)及全電控測(cè)調(diào)工藝,所以對(duì)該井實(shí)施電控液驅(qū)分層注采工藝，每個(gè)層位分別下入一套電控解碼裝置及液控滑套，實(shí)現(xiàn)井下注入量的精細(xì)調(diào)節(jié)。根據(jù)地層壓力數(shù)據(jù)及地層吸水指數(shù)，利用專用計(jì)算軟件對(duì)井下液控閥擋位開度及注入量進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算數(shù)據(jù)如表1所示。利用電控液驅(qū)分層注入技術(shù)，配注量最大誤差為5%，滿足井下精細(xì)注入要求。

表1 分層配注量與注入量計(jì)算Table 1 Calculations of layered injection allocations andinjection volumes

5 結(jié) 論

(1)電控液驅(qū)分層注采控制系統(tǒng)結(jié)合了電氣與液壓控制的優(yōu)點(diǎn)，利用1條控制電纜，2條液壓控制管線，實(shí)現(xiàn)了井下大于6層注采層位快速、可靠的控制及參數(shù)監(jiān)測(cè)，滿足了精細(xì)化分層開發(fā)的作業(yè)需求。

(2)電控解碼監(jiān)測(cè)裝置利用高溫井下電磁閥，實(shí)現(xiàn)了井下油路的快速選擇與引導(dǎo)，提高了調(diào)控效率，解碼響應(yīng)時(shí)間由純液控時(shí)的5 min縮短至毫秒級(jí)，單層液控滑套的調(diào)整時(shí)間由20 min縮短至1 min以內(nèi)。

(3)配合設(shè)計(jì)的液壓驅(qū)動(dòng)多級(jí)滑套，采用旋轉(zhuǎn)換擋形式，結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單可靠，可以實(shí)現(xiàn)8個(gè)開度的精細(xì)調(diào)節(jié)，為井下精細(xì)化開發(fā)提供了技術(shù)保障。通過選井設(shè)計(jì)及計(jì)算，配注量最大誤差為5%，滿足井下精細(xì)注入需求。