管外纜控式智能分注技術

姜燕 羅洪林 張旭 蘇毅 劉楊 王瑤 劉志英 朱光輝

1. 中國石油華北油田分公司工程技術研究院；2. 中國石油華北油田分公司第四采油廠

華北油田以砂巖油藏為開發主體，其中97%為復雜斷塊和巖性地層油藏，多屬于低滲透油藏。油層平均埋藏深度2 900 m，油層溫度100~120 ℃，注水壓差5~30 MPa，油田水驅儲量動用程度低。經過40 余年的開發，水驅開發經歷了籠統注水、固定式分層注水、鋼絲投撈式分層注水以及電纜測調聯動式分層注水等階段。2012 年以來，針對注水井高溫、高壓差等特點，研究形成了深斜井多級多段分注技術，性能指標滿足耐溫120 ℃、注水壓差35 MPa要求，分注率及細分程度大幅度提升［1］。但隨著水驅油藏開發的不斷深入，注采關系日益復雜，生產測試隊伍不足、注入水無效循環加劇、間隔測試資料不利于地質分析、油藏生產動態調整滯后等矛盾日益顯著。為此，針對第4 代分層注水技術在華北油田的適應性開展了耐高溫、高壓差的智能化分層注水技術研究，實現井下層段生產動態實時監測，為油藏分析評價及動態調整提供數據支持；實現層段注入量自動調整，注水合格率長期保持在較高水平，注水利用效率顯著提升，有效提高水驅油藏開發效果。

1 分層注水技術現狀

1.1 分層注水技術發展歷程

分層注水工藝從20 世紀60 年代開展研究，至今形成了一系列的分注工藝及配套技術。第1 代分注技術以井下固定式配水工藝為代表，層段注入量調整通過起出井下管柱實現；第2 代分注技術主要以偏心/空心投撈式配水工藝為代表，其特點是通過鋼絲投撈配水堵塞器實現層段注入量調整；第3 代分注技術主要是以電纜高效測調為特點的橋式同心、橋式偏心分注技術，通過電纜將測調儀下入與井下配水器對接，實現層段注入量調整與流量、壓力、溫度等參數實時采集，在各大油田廣泛應用。近些年，為解決現有工藝技術與生產需求間的矛盾，分層注水技術向機電一體化、電路集成化、自動化和智能化等方向發展，國內各油田通過理論研究、新材料與新工具研發、新工藝現場試驗，奠定了智能分層注水技術基礎，初步形成以“分層注水全過程實時監測與自動控制”為特點的第4 代分層注水技術，可以實現注水井單井分層壓力和注水量的數字化實時監測、區塊和油藏注水動態監測的網絡信息化、注水方案設計、優化與井下分層注水實時調整為一體的油藏、工程一體化，有效提高水驅動用程度，控制含水率上升，提高了水驅開發效果［2］。

1.2 智能分注技術現狀及適應性

根據供電及通訊方式的不同，第4 代分注技術分為纜控式智能分注技術、瞬時大功率無線通訊智能分注技術、波碼通訊數字式智能分注技術及地面數字式智能分注技術等4 種數字式分注技術，分別適用于不同的油藏條件(表1)。

表 1 智能分注技術適應性分析Table 1 Adaptability analysis of intelligent separate-layer injection technology

1.2.1 纜控式智能分注技術

主要由地面控制系統、井下數據傳輸系統(電纜)、過電纜封隔器、井下一體化智能配水器等部分組成，根據電纜下入方式不同又分為管內纜控式智能分注技術和管外纜控式智能分注技術。目前工藝較為成熟、應用規模較大的是管外纜控式智能分注技術，其工作原理是：采用過電纜封隔器分隔油層，由井下智能配水器實時監測生產動態及注入量調整，通過隨油管一同下入的外置電纜為井下智能配水器供電并實現井下至地面雙向通訊。該技術的優勢是層段生產動態連續監測及層段注入量實時調整，驗封測調無需下入儀器，配套油田數字化網絡，可實現生產動態遠程實時監測及驗封、測調遠程控制；缺點是在施工過程中，電纜需隨油管一同下入，施工工序復雜，無法滿足帶壓作業需求。大慶油田自2009 年開始研究，經過多年來的攻關研究與現場試驗，形成了預置電纜智能配水工藝，實現了井下分層流量、壓力實時監測及連續調節，具備靜壓測試、分層指示曲線測試及在線驗封的功能［3］。但由于大慶油田油藏普遍埋深較淺，井溫較低，井下工具的耐溫、承壓差性能等關鍵技術指標要求較低［4］，無法在華北油田深部油藏高溫高壓差的注水井中得到良好應用。

1.2.2 瞬時大功率無線通訊智能分注技術

該技術與纜控式智能分注技術的根本區別在于井下工具供電及通訊方式不同，其采用井下智能配水器自帶的高能電池組供電，實時監測的生產數據存儲于配水器中，通過管內下入通訊短節逐層與井下智能配水器對接，通過無線通訊技術實現監測數據的讀取與生產參數調整。該技術優點是施工工序簡單，可實現帶壓作業，但缺點也較為明顯，一是生產動態實時監測數據存儲于井下，需定期通過下入通訊短節進行讀取，存在數據滯后的現象，無法滿足油藏動態分析數據支撐需求；二是采用井下高能電池組供電，適用井溫較低，且隨著數據監測、注入量自動調節、數據讀取及驗封測調等操作頻次增加，工藝有效期大幅下降；三是驗封測調及數據讀取仍需要下入儀器，在降低分注井生產測試工作量及成本方面優勢較小。

1.2.3 波碼通訊數字式智能分注技術

該技術特點是采用壓力波碼實現井下至地面雙向通訊，其主要技術優勢通過井口控制閥或井下配水器按照通訊標準自動開關形成壓力波碼實現操控指令下發及生產數據上傳，驗封測調操作及數據讀取無需下入儀器，較好解決了無線通訊的技術缺點。但該技術也有其弊端：一是由于壓力波碼通訊方式比特率低，單向通訊1 次需0.5 h 以上，且隨分注層段增加，單井完成1 次驗封測調所需時間成倍增加，無法保障注水時率；二是水嘴開度調整方式為分檔位調整，并不是線性實時調控，在配水準確性方面無法非常精確地達到配注需求［5］；三是其同樣采用電池組供電，在高溫注水井的適應性較差。長慶油田基于其油藏特點及生產需求，以瞬時大功率無線通訊技術及波碼通訊數字式智能分注技術為基礎，初步建立了適應長慶油田特點(定向井、小水量)的數字式分注工藝模式，突破了無線通訊和井下自動測調2 項關鍵技術，以重點中心試驗井組為研究對象現場試驗76 口井，初步實現了全天候達標注水、單井分層壓力和注水量的數字化實時監測、油藏注水動態網絡信息化遠程監控［6］。

1.2.4 地面數字式智能分注技術

該技術采用可鉆橋塞分隔油層，下入不同規格的異型油管或多通道連續油管形成注水通道，通過智能化井口實時監測與控制注水參數，實現地面二、三段智能分層注水［7］。該技術優點為配水機構設置于地面，方便定期維護更換，解決高礦化度易結垢注水井井下配水水嘴易堵塞的問題。其缺點主要是受井身結構及異型油管或多通道連續油管尺寸制約，最多僅能滿足3 段分注(套管不注水)，且隨著分段級數及井深增加，一次成本投入成倍增加，綜合效益較低。吉林油田由于其注入水礦化度較高，井下配水器易結垢堵塞，分注工藝有效期短，以地面分注工藝為基礎進行攻關研究，形成了可鉆橋塞地面智能分層注水技術和多通道連續油管地面分層注水技術2 項關鍵技術，由于井下可鉆橋塞對接密封問題，僅適用于井斜角30°以內的注水井分注。

2 耐高溫電控井下一體化智能配水器

井下一體化智能配水器內置流量計、壓力傳感器（地層壓力、油管壓力）和溫度計等電子傳感器，集成了控制電路、通訊模塊及注入量調節結構（圖1），是第4 代分注技術的核心工具，是生產動態實時監測及層段動態調整執行終端。為了確保智能配水器在高溫環境下長期穩定工作，根據油田注水井井況條件，設計耐溫指標為150 ℃，承壓性能為80 MPa，并在35 MPa 壓差下，配水器水嘴能夠正常開啟。

圖 1 井下一體化智能配水器Fig. 1 Downhole integrated intelligent water flow regulator

2.1 儀器強度及注入量調節機構優化設計

儀器鋼體材質選用高強度合金鋼，其抗拉強度為1 000 MPa，屈服極限為850 MPa。考慮到多級多段分注井解封載荷較大的問題，中心管及上下連接扣等關鍵受力部件均采用加大壁厚設計，抗拉極限載荷按照油管抗拉強度的1.1 倍設計。

注入量調節機構包括驅動電機、傳動機構和一體化可調水嘴等組成。其中驅動電機是井下層段調節的動力來源，最大輸出扭矩是其關鍵指標，配合具有減速功能的傳動機構，最大輸出扭矩可以達到50 N·m，滿足注入量調節的動力需求；一體化可調水嘴設計了壓力平衡機構，傳動桿在高壓腔內上、下2 個方向受力相同，調節扭矩不受水嘴內外壓差影響，確保水嘴在高壓差下能夠正常開啟；水嘴出水口材質為硬質合金鋼，其較好的抗沖蝕性能，保障了水嘴調節精度。

2.2 流量計選型及優化設計

當前，用于流量測試的流量計種類繁多，其中電磁流量計、超聲波流量計因其結構緊湊，在油田井下測試中被廣泛應用，測試后即可進行維護及標定，但不適用于井下長期工作［8-9］。流量計在井下長期工作的穩定可靠性是井下長置流量計的首要考慮因素，且受到結構尺寸約束，過流通道較小，流量計需具備較強的抗堵塞能力。基于以上因素，井下一體化智能配水器流量計選用孔板壓差式流量計，其過流通道及孔板均采用耐腐蝕、抗沖蝕、不易結垢的合金材質，測量精度滿足井下流量測試需求，具有結構簡單、無運動部件、長期穩定性高等特點。針對分注井生產過程中存在停注、關井、地面管線維修等情況，設計了過流保護通道(圖2)，有效防止了開注時瞬時流量過大造成流量計損壞的情況發生。

圖 2 孔板壓差式流量計及過流保護通道Fig. 2 Orifice differential pressure flowmeter and overflow protection channel

2.3 電子元器件、傳感器及密封件耐高溫篩選

井下一體化智能配水器所用的電子元器件及傳感器，均經過高溫老化篩選，即在150 ℃高溫環境下老化72 h 后，并在不同的溫度、壓力梯度下，進行標定，優選出具有良好耐溫性能的電子元器件及傳感器，從根本上保證井下儀器耐溫性能達到150 ℃的設計要求。

根據儀器使用的密封件型號，設計了室內實驗裝置，使用高溫烘箱及手動試壓泵模擬井下高溫高壓環境，檢驗不同材質密封件物理機械性能及化學穩定性。將3 種材質各3 種型號的橡膠密封圈放置于實驗裝置內，通過手動試壓泵加壓后，連同裝置一同放入高溫烘箱內，模擬井下高溫高壓環境連續測試3 個月，氟橡膠密封圈具有良好的物理機械性能及耐高溫性能，壓縮永久形變率小于5%(表2)，將其作為井下智能配水器密封元件，確保儀器在高溫高壓環境下密封可靠性。

表 2 不同材質橡膠密封圈高溫高壓實驗Table 2 High temperature and high pressure experiment of rubber sealing rings of different materials

2.4 整機高溫高壓試驗

一體化智能配水器經高溫油浸實驗72 h 后，放入模擬井中分別加壓35 MPa 和80 MPa，測試其注入量調節及通訊、數據采集等功能，儀器各項功能均滿足設計要求，整機性能指標達到耐溫150 ℃，承壓80 MPa、工作壓差35 MPa 的設計要求；流量測量范圍5~50 m3/d，測量精度2%；壓力測量范圍0~80 MPa，測量精度2%。

3 封隔器過電纜方案

封隔器作為分層注水技術核心工具之一，其作用是有效封隔油層，實現油藏分層段開發，因此封隔器的承壓及承壓差性能是封隔器主要考核指標。過電纜封隔器除了具備常規封隔器特點，還具備過電纜功能［10-11］,使地面設備與井下智能配水器通過電纜連接，實現信號有線傳輸。目前國內外常用的過電纜封隔器，電纜穿越通道大多設計在內芯管與外芯管之間，兩端采用電纜密封固定組件對電纜進行密封。為保證足夠的測試通道，過電纜封隔器密封膠筒、坐封機構等關鍵部件結構尺寸均有所減少，承壓差性能較常規封隔器低，不適用于高壓差分注井；現場施工時，電纜穿越封隔器后，通過密封組件將過電纜通道上下密封，其內部充滿空氣，最高密封壓力僅為30 MPa，無法滿足華北油田高壓分注井的現場需求。

為此，研究人員設計了新型過電纜封隔器電纜穿越方案(圖3)。穿越電纜采用?2 mm 單芯耐高溫電纜線，從上下穿越接頭進入到封隔器中芯管內部，最后將內徑?42 mm 的不銹鋼插管安置于封隔器內部保護內部電纜，配套使用?38 mm 測試儀器，可滿足常規生產測試需求。

圖 3 新型過電纜封隔器穿越方案Fig. 3 Passing through scheme of new through-cable packer

針對電纜密封設計了具有3 級密封的新型電纜密封組件，第1 級密封采用4 道膠圈密封，最高可密封35 MPa 壓差(管內、管外)；第2 級密封采用擠壓密封方式，防止高壓液體順著電纜線進入到電纜接頭內部形成短路回路；第3 級密封為膠套密封，該方式在常規生產測試儀中普遍應用，是電纜密封可靠性能的最后一道保障；穿越接頭及電纜密封組件內部所有間隙均填充耐高溫密封脂，過電纜封隔器內部不存在空氣腔，有效保證封隔器的承壓性能。

為了驗證電纜穿越方案可行性，設計研發了電纜密封組件承壓性能室內檢驗裝置(圖4)。實驗時，高壓腔打壓65 MPa，模擬井下實際注水壓力，低壓腔打壓30 MPa，模擬靜液柱壓力，兆歐表正負極分別接電纜內芯及實驗裝置鋼體，檢驗過電纜封隔器在最大注水壓差下(上層停注層段或套保封隔器)密封可靠性。通過室內實驗，該電纜穿越方案密封可靠。

圖 4 電纜密封組件承壓性能室內檢驗裝置Fig. 4 Laboratory detection device of pressure bearing capacity of cable sealing component

通過以上研究，研發了適用于高溫高壓差深井的纜控式智能分注技術的過電纜套保封隔器、過電纜逐級解封封隔器、過電纜油管錨定器工具系列，工具性能指標達到耐溫150 ℃，承壓80 MPa、工作壓差35 MPa 的設計，滿足分注套管保護、逐級解封及管柱錨定等工藝需求。根據不同的井況條件，形成了智能分注技術管柱設計優選方案(表3)。從配套工藝上，對2 級2 段分注井，采用油管錨定工具錨定管柱；對井斜大于等于30°的井，采用螺旋扶正器扶正，并采用大斜度球座。

表 3 華北油田智能分注技術管柱優化設計Table 3 Huabei Oilfield’s optimization design of intelligent separate-layer water injection string

4 電纜快速連接技術

工具間通過鋼管電纜連接，在電纜接頭處采用耐高溫密封脂+金屬密封的方式，形成了電纜快速連接技術，相對于優化前的鎧裝電纜連接工藝，電纜連接的密封可靠性大幅提高，單個工具電纜連接時間由3 h 降低至1 h 以內，工藝一次施工成功率大幅提高，2018 年10 月-2021 年10 月，連續實施的100余口井均一次成功。

為降低施工成本，工具串通訊電纜為塑封鎧裝電纜，每根油管接箍處均安裝有鑄造型電纜保護器，防止工具入井過程中電纜密破損造成施工失敗。通訊電纜隨油管下入設計深度后，從套管閥門前的高壓三通穿出，油管內分段加壓，完成封隔器坐封；緩慢卸壓后，連接井口電纜密封組件，并通過地面控制柜將各層段水嘴開啟，完井注水。

5 遠程控制及井下自動控制技術

5.1 數據傳輸網絡架構

油田數據傳輸網絡分為辦公網絡和生產網絡2 個部分。其中生產網絡根據RS485 標準協議搭建，油水井通過485 接口串聯采集油水生產數據，在井場末端經485 轉換器轉換為TCP/IP 協議，通過無線MESH 網絡、網線或光纖傳輸至站點采集、控制終端；生產網絡采集的數據經DMZ 緩沖區推送至辦公網絡，為工程、地質技術人員及生產管理人員等終端用戶提供數據分析、查詢及統計等服務(圖5)。

圖 5 油田數據傳輸網絡Fig. 5 Oilfield data transmission network

5.2 遠程數據分析及控制系統方案設計

基于B/S 和C/S 等2 種通訊模式，設計了辦公網絡數據分析系統和生產網絡遠程控制系統2 種第4 代分注井遠程數據分析及控制系統。生產網絡系統實時采集井下各層段注水動態數據，實現注水井生產數據實時監測功能，可遠程控制分注井進行驗封及測調，經過DMZ 數據緩沖隔離區，將采集的生產數據及遠程控制日志等數據鏡像推送至辦公網絡系統，滿足油藏地質分析及生產管理數據需求。

各采油站中控室布置遠程控制上位機，具備數據采集、遠程控制指令發送、設備及生產參數預警等功能，將井口地面控制柜作為遠程控制的執行終端，按照上位機指令執行生產數據采集、層段流量調配以及驗封等操作，并將執行結果發送至上位機，上位機將實時監測的數據上傳至設置于作業區數據監控中心的服務器中，通過生產網絡連接在該服務器的所有終端可查詢所轄井的歷史數據，并進行初步分析。

步驟6 D為貨物數量，即所需貨位數。判斷D≤s1，若成立，則復合貨位優先級為1的貨位為待選貨位；否則，選擇復合貨位優先級為1～k的貨位為待選貨位，需滿足sk-1

辦公網絡數據分析系統設置于油田數據中心，其數據為生產網絡鏡像數據，具備曲線展示、數據統計分析功能，為油藏地質分析及生產管理提供數據支持。

采用該方案設計的遠程數據分析及控制系統，在進行遠程操作時，只需將指令發送至井口地面控制柜，指令執行過程中不需長時間占用數據網絡資源，提高了系統運行的可靠性及穩定性。

5.3 井下自動控制技術

根據遠程數據分析及控制系統的方案設計，對井口地面控制柜控制程序進行了優化設計，形成了具備井下流量自動校準、自動驗封及自動調配功能的井下自動控制技術。

井下流量自動校準：將井口高壓流量自控儀流量計作為“標準”流量計，設計了定期校準和流量異常校準2 種模式，當需要進行校準時，逐層開啟井下配水器水嘴，井口地面控制柜通過RS485 協議標準與高壓流量自控儀進行通訊，對井下各個配水器流量計進行零點校準，并修正流量計刻度，解決了流量計長期在高溫高壓環境下工作易出現計量漂移的問題，提高了流量測試準確性。

自動驗封：低滲透油藏分注井驗封時，需開大井口來水閥門進行升壓操作才能完成驗封，設計的自動驗封程序采用隔層關閉井下配水器水嘴的方式，并控制井口高壓流量自控儀開度，代替人工升壓，實時監測已關閉配水器水嘴的內外壓力情況，最后將監測的壓力數據包發送至上位機中，實現在線自動驗封。

自動調配：井口地面控制柜根據實時監測的生產數據，可自動分析各層段的吸水性，根據吸水性由弱到強確定調配的優先級，流量調配時，先將強吸水層配水器水嘴關閉，然后按照調配優先級逐層調節注入量，最后進行全井檢配，完成自動調配。

6 現場應用

6.1 井下生產動態實時監測及自動調整現場試驗

當前工作制度為每12 h 自動采集一次數據，并將采集的數據發送至站點中控室，通過實時采集的生產數據，自動生成生產曲線，直觀反映井下層段注入動態變化情況。在地面控制程序中，設定了注入量上下波動范圍為±10%，當井下注入量波動超限后，自動調整水嘴開度，使注入量滿足配注要求。

6.2 井下流量計量精度現場驗證

6.3 注水指示曲線及層段吸水能力測試

以電纜測試為代表的橋式同心、橋式偏心分注工藝進行注水指示曲線測試時，需在油管內下入測調儀，獲取目標層段在升壓、降壓及正常注水壓力3 種狀態下的注入量和注入壓力等參數。其中，注入壓力為測試儀器位于目標層段位置時，在3 種注入狀態下測試獲取的油管管內壓力，注入量為測試儀器處于在目標層段配水器上部和下部2 個位置時，在3 種注入狀態下測試獲取的視流量差值，采用該方法測試注水指示曲線，由于配水器水嘴存在節流壓差，測試獲取的油管管內壓力不能真實反映地層吸水壓力，且測試的流量值是通過遞減法得到，存在測試誤差。采用纜控式智能分注技術進行注水指示曲線測試時，可在調節井口閥門開度的同時，實時讀取各層段的嘴后壓力及注入量，能夠更加真實直觀的反映井下任一層段吸水能力，為地質技術人員分析地層吸水能力、確定合理注入方案提供實時數據支持。

6.4 應用效果

華北油田第一采油廠智能分注示范區實施智能分注技術前，分注井均為橋式同心分注工藝，經過4 年來的現場試驗與應用，示范區智能分注技術覆蓋率達到了85%。實施井中，78%的井分注級段為3 級3 段以上，通過層段注入量精細調配，分注井配注合格率長期保持在較高水平。井下智能配水器可根據設定的配注量自動調整層段注入量。隨著纜控式第四代分注技術的規模應用，強吸水層段注入量得到有效控制，而弱吸水層長期有效動用，油藏開發效果提升顯著。

(1)示范區層段配注合格率提高。在具有可對比數據的井組中，合格層段數由136 個增加至177個，不合格層段數由57 個減少至16 個，配注合格率長期保持在90%以上。

(2)示范區水驅動用程度明顯上升。在試驗初期的75.2%基礎上提高了2.4 個百分點。

(3)試驗井組開發效果顯著提升。在動態分析的基礎上科學提注，示范區日注水量由1 139 m3/d提高到1 965 m3/d，日增注800 m3的前提下，產液含水穩定在70%不上升，日產液和日產油均有不同程度提高，最高日增油58 t。

7 結論

(1)通過電子元器件、傳感器等電控設備耐高溫篩選，并對注入量調節機構和關鍵受力部位進行了優化設計，提高了井下智能配水器耐溫及承壓性能，確保其在高溫高壓環境下長期工作的穩定性。

(2)創新設計了封隔器電纜穿越方案，研發了管外纜控智能分注關鍵工具系列，并在現場實施過程中不斷完善，工藝施工成功率提高到100%，具備規模應用條件。

(3)該技術改變了傳統分注井生產測試方式，無需動用測試車輛進行人工測調，降低了分注井生產測試勞動強度，節約注水生產成本。

(4)根據生產需要，與現有的油田生產管理網絡高度融合，研究形成了配套的井下自動控制技術，實現了分注井生產動態實時監測和遠程控制，嚴格保障了分注井注水合格率，減少無效注水，為油藏動態分析和開發實時調整提供技術支持，提高水驅油藏開發效果明顯。