纜控分層注水技術標準化在海上油田的應用

陳征 張樂 張志熊 徐元德 王威 蔣少玖 張璐 黃澤超

摘 要：針對海上油田分注井常規測調技術效率低、適應性不足等問題，結合海上注水井井況特點，攻關研發了海上分注井纜控智能測調技術，并以纜控分層注水技術規程為參考，指導工具優化設計及系統優化升級，確保配套工具結構合理、管柱安全可靠、系統運行穩定，實現了海上大斜度/水平分注井的大排量高效測調，單井測調效率提高96%，有效保障了技術成果的規模化應用，滿足了海上注水開發油田高效、精細分注需求，為海上油田穩油控水和精細開發提供了技術支撐。

關鍵詞：纜控，分層注水，海上油田，智能測調，標準化

0 前 言

渤海油田以陸相沉積為主，天然能量相對較弱，主要采用人工水驅方式開發，經過多年注水開發，目前主力油田均已進入“雙高”開發階段，層間、層內矛盾加劇，自然遞減率控制難度日益增大。為了進一步滿足生產要求，實現注水井精細注入，以有纜智能測調、無纜智能測調為代表的海上油田智能分注技術應運而生。由于海上油田平臺空間有限，平臺井口高度集中，受限于空間尺寸，很難采用多井同時作業的方式提高作業效率，同時，海上注水井多采用先期機械防砂完井，常規測調技術效率低、適應性不足，因此，提高單井測試、調配、驗封作業效率及提升測調技術適應性成為提高海上油田注水井精細注水水平的首要途徑[1-6]。針對上述問題及實際需求，渤海油田開展了分注井纜控智能測調技術研究，以電信號為媒介，通過井下預置電纜的方式，實現中控直接控制井下水嘴開關，實時監測井下溫度、壓力、流量等數據，并以纜控分層注水技術規程為參考，指導工具優化設計及系統優化升級，確保配套工具結構合理、管柱安全可靠、系統運行穩定，以滿足海上注水開發油田高效、精細分注需求，渤海油田注水進一步向精細化、高效化、智能化方向邁進。

1 海上分注井纜控智能測調技術研究

1.1 技術組成及原理

海上分注井纜控智能測調系統主要由井下工藝管柱和地面控制系統組成，其中井下工藝管柱主要包括有纜智能分注工作筒、井下安全閥、過電纜密封工具、一體式電纜接箍保護器、鋼管電纜，地面控制系統包括地面控制器和控制軟件。該技術通過井下預置電纜的方式，以電信號為媒介，實現中控直接控制井下水嘴開關，實時監測井下溫度、壓力、流量等數據，技術原理如圖1所示。

1.2 有纜智能分注工作筒

有纜智能分注工作筒本體結構如圖2所示，工作筒本體主要由上接頭、外護管、過流管、流量計及下接頭組成。工作筒本體兩端出線結構對稱，上下接頭結構相同，在接頭上加工有油管螺紋，用于管柱連接，同時還設計有電纜頭接口，用于安裝電纜。過流管提供水流在儀器中的過流通道，承受油管內水壓力。流量計用于計量本層注水流量，承受注水壓力。外護管是工作筒的主要承壓和承力部件，用于承受地層壓力和管柱拉力。

1.2.1 流量計設計

流量計作為有纜測調工作筒的重要組成部分，由于需要在井下長期監測流量，設計優選無運動部件、耐腐蝕、可靠性高和抗污能力強的流量計。無運動零部件的流量計主要有渦街流量計、電磁流量計、靶式流量計、超聲波流量計、孔板流量計等。靶式流量計、渦街和孔板流量計的量程比要比電磁流量計小，但可以實現小型化設計。渦街流量計、電磁流量計、超聲流量計長時間井下使用抗污能力較差。靶式流量計是通過液流對流道內彈性結構沖擊產生變形，通過測量變形量來獲得流量的，因此靶式流量計不是全開口流道，耐污能力不如具有全開口流道的流量計。故目前配水器采用孔板流量計，利用壓差法測量流量，無運動部件、不腐蝕銹蝕、抗污能力強、可靠性高。

流量計結構如圖3所示，流量計主要由孔板、流量管和孔后壓傳感器等結構組成。水流經入水口，從過流管流入流量計內。當水流流經節流孔板，由于孔板內徑較小，水流將產生局部收縮，流束集中，流速增加，靜壓力降低，于是在孔板前后產生一個靜壓力差，由伯努利方程可知，該壓力差與流量存在著一定的函數關系，流量越大，壓力差就越大。經流量計標定可確定函數的參數。孔后壓力傳感器用于壓力差的測量，所測得的壓力差用于流量計算。

1.2.2 一體化可調水嘴設計

一體化可調水嘴結構如圖4所示，可調水嘴主要由閥芯、格萊圈、絲杠、軸承、行程開關、螺母、電機等結構組成。水嘴的動力由電機提供，閥芯上設計有梯形螺紋，與絲杠配合，絲杠在電機的驅動下旋轉，閥芯通過梯形螺紋傳動可左右移動，閥芯與格萊圈配合，起到密封的作用。閥芯可橫向移動，隨著閥芯位移增大，出水口面積逐漸增大，起到調節流量的作用。軸承安裝在絲杠上，用于承受閥芯在壓力作用下的軸向力。絲杠上設計的螺母可與閥芯同步移動，并在螺母兩側設計了行程開關，用于控制水嘴行程，防止水嘴超行程運動造成水嘴損壞。

1.3 地面控制系統

1.3.1 地面控制器

地面控制器由開關電源、主控板、通訊板、驅動板、顯示板及附件構成，通過電纜與井下有纜智能分注工作筒建立通訊，并實現實時監測井下溫度、壓力、流量等數據。

地面控制器輸入電壓2 2 0 V ， 防爆等級DIIBT4，防護等級IP55～56，適應工作環境溫度-40～85℃，滿足海上井口工作環境；具有手動/自動控制兩種工作模式，滿足遠程操控要求；實現長期、實時監測井下流量、溫度、壓力等參數，并完成分層采油量的控制；通過一根電纜連接井下的各層位配產器，通訊距離不小于5000米；每臺控制器可分時控制7口井。

1.3.2 控制軟件

控制軟件系統與井下有纜智能分注工作筒采用數字化通訊，數據采集快，能實時顯示方便控制，設定流量或閥開度即可一鍵調整到位。同時與地面控制器實現無線通訊，主要包括控制系統和報表系統兩部分，其中控制系統完成水嘴開度的調節、過流保護及數據采集和顯示，報表系統完成數據的錄入、處理和存儲，軟件界面如圖5所示。

1.4 技術參數

適用井斜：任意井斜；完井方式：套管完井/防砂完井；防砂密封筒內徑：4.75”、4”、3.88”、3.25”；配產器最大外徑：116mm；整機耐溫：120℃；整機耐壓：60MPa；流量測試范圍：10～800m3/d；壓力測試范圍：0～60MPa；溫度測試范圍：0～150℃。

2 工藝方案標準化設計

依據纜控分層注水技術規程開展工藝方案標準化設計，設計內容包括施工目的、基礎數據、分注井配注方案、工藝管柱設計、施工前準備、施工步驟、健康安全環保要求、井控要求等[8]，同時結合海上油田注水井井況特點，按照一井一策的設計原則進行單井工藝方案設計。

在工藝管柱結構設計方面，結合海上油田先期機械防砂完井的井況特點，在標準化的基礎上，優選配套過電纜定位/插入密封工具實現層間封隔，同時，按照海上油田井控安全要求，生產管柱配套下入井下安全閥，保障工藝管柱安全可靠。在健康安全環保要求方面，根據海上油田生產方式及生產環境的特點，增加相關的企業管理要求，確保注水安全。

3 現場實施標準化

3.1 管柱下入標準化

纜控分注井管柱下入按照標準化要求，下入管柱時，控制好管柱下入速度，嚴格按照管柱結構設計和配管數據組配管柱[8]，結合海上生產特點，管柱下入程序如下。

（1）連接最下部有纜智能測調工作筒、過電纜插入密封

1）有纜智能測調工作筒下部電纜連接口須用底堵堵死（其他層位工作筒下部連接電纜）。

2）拽動電纜自由端，剝去電纜保護膠皮，不銹鋼管長度為過電纜插入密封與有纜智能測調工作筒電纜接口之間的長度。

3）卸掉過電纜插入密封上、下堵頭，電纜自上而下穿越上部Swagelok接頭、過電纜插入密封電纜通道、下部Swagelok接頭。

4）在電纜自由端已經剝開膠皮的鋼管電纜基礎上，繼續使用割刀割掉電纜不銹鋼管，電纜末端端面平整、無毛刺，露出合適長度的電纜銅芯及絕緣層。

5）卸下有纜智能測調工作筒電纜接口上堵頭，鋼管電纜從密封接頭上端穿過，并把卡套、密封圈等密封組件裝到鋼管電纜上，然后將鋼管電纜插入3#有纜智能測調工作筒電纜接頭內并壓緊。

6）打開地面控制器電源，檢查地面控制器和有纜智能測調工作筒之間信號傳輸是否良好，確認信號通信正常后關閉地面控制器電源輸出。

7）擰緊鋼管電纜與有纜智能測調工作筒電纜接頭之間的扣，上扣扭矩確保達到40N·m。

8）擰緊Swagelok接頭與過電纜插入密封下部接口之間NPT扣，再擰緊Swagelok的壓帽，上扣扭矩確保達到40N·m；同樣方式連接Swagelok與過電纜插入密封上部接口。

9）打開地面控制器電源，檢查地面控制器和有纜智能測調工作筒之間信號傳輸是否良好，確認信號通信正常后關閉地面控制器電源輸出。

（2）安裝一體式電纜保護器處的電纜

防砂段內部分油管或短節接箍需替換為一體式電纜保護器（根據配長數據表），電纜通過一體式電纜保護器時，在電纜合適位置剝去保護膠皮約30cm，將電纜置于一體式電纜保護器的電纜槽內，放入擋環，膠條，擰緊壓帽，固定電纜。

（3）下入其他有纜智能測調工作筒和過電纜定位/插入密封

根據有纜智能測調管柱配長，參考前述步驟繼續下入其他有纜智能測調工作筒和過電纜定位/插入密封。

（4）下入注水管柱、滑套、安全閥

（5）井口電纜穿越及恢復

1）待有纜智能測調管柱下放到位后，管柱緩慢下探至頂部封隔器，確認到位后管柱下探3～5t。

2）進行環空驗封，先進行低壓驗封，再進行高壓驗封（注水井最大井口壓力），觀察井口套管壓力，15min壓力不降為合格。

3）根據下探油管長度配管，參考電纜穿越過電纜插入密封方式，穿越油管掛，并做好電纜穿越密封。

4）打開地面控制器電源，檢驗地面控制器和井下各級有纜智能測調工作筒的通信狀況，要求參數讀取正常、水嘴開度能夠順利調節。

5）電纜穿越井口采油樹，做好密封后恢復井口。

3.2 管柱驗封標準化

依據纜控分層注水技術驗封要求，對分注管柱進行驗封（以三段分注管柱為例）。

（1）打開地面控制器電源，啟動測調軟件，讀取井下數據，進行參數檢測，確定井下有纜智能測調工作筒狀態。

（2）由測調軟件控制地面控制器全關1#、3#有纜智能測調工作筒水嘴，全開2#有纜智能測調工作筒水嘴，保持該狀態30分鐘。

（3）在不超過井口允許的最大注入壓力下，選取3個壓力點，最高壓力點宜不低于注水流程最大工作壓力，相鄰壓力點宜相差1～3MPa，各壓力點保持15分鐘。通過測調軟件讀取1#、2#、3#有纜智能測調工作筒嘴前、嘴后壓力，并做好各項數據記錄，如果1#、3#有纜智能測調工作筒嘴后壓力不隨嘴前壓力變化而變化，則達到分層目的。

3.3 流量測調標準化

（1）由測調軟件控制地面控制器，全開第一層有纜智能測調工作筒水嘴，關閉其他有纜智能測調工作筒水嘴，以該井最大允許壓力值注水，用降壓法取5個壓力點，測試分層指示曲線，相鄰壓力點之間跨度要求大于0.5MPa，各點測30分鐘。

（2）重復上述步驟，完成其他各層的吸水指示曲線測試。

（3）根據得到的吸水指數曲線和地質方案配注要求，確認達到配注要求的井口最大注入壓力。

（4）根據各層吸水情況，通過測調軟件設置，從下至上依次調節各有纜智能測調工作筒水嘴開度，測試各層注入量，先粗調再微調，重復此步驟，直至各層達到配注要求。

（5）完成調配后，進行視分層吸水指示曲線測試。

3.4 纜控分注井管理標準化

結合海上油田生產特點，并參考纜控分層注水技術規程相關做法，制定了海上油田智能分注井管理規定，對海上油田有纜智能分注井進行標準化管理[8]。

3.4.1 流量測調管理標準化

在井下管柱層間密封合格的情況下，方可進行分層流量測試和調配；測試前要對井下流量計和井口流量計進行校對，儀表測試誤差不超過規定要求時方可進行測試。分注井測調作業由生產單位定期組織平臺人員完成。流量測調時，在地面控制器通電之前，需對地面電纜連接情況進行檢查，電纜連接完好方可進行測調作業，若存在問題，需在問題解決后方可進行測調作業；按照要求完成測調作業后，斷開地面控制器電源。

3.4.2 地面控制系統管理標準化

地面控制系統維護包括地面控制器、電腦、地面儀表等的維護，由平臺指定專人負責智能測調地面設備維護。在無作業時，推薦斷開地面控制器電源；每個月進行一次漏電檢查。定期對電腦系統進行更新，保證系統正常運轉和測調軟件的正常使用。每半年進行一次流量標定，確保流量測試準確性。

3.4.3 井下管柱管理標準化

由海上平臺負責每個月對井下管柱工作狀況進行檢查，并對檢查結果進行詳細記錄；每三年對井下管柱進行更換；井下工作筒流量計每半年進行一次標定，或當流量測試誤差大于15%時應進行標定；每半年對井下管柱進行驗封，對驗封不合格井及時進行原因分析及管柱更換。對具備洗井條件的智能分注井定期進行洗井，洗井周期可根據平臺生產運行、水質等情況確定。

3.4.4 動態監測與效果跟蹤分析標準化

進行注入剖面測試、地層壓力測試、井間監測等生產動態監測時，如需對井下工作筒工作狀態進行調整，則由平臺技術人員按要求進行操作，并在監測結束后按配注要求恢復各層注水[7]。由研究部門負責智能分注井實施效果跟蹤及分析，包括實施井次、工藝類型、實施井基礎信息、故障井故障類型分類、故障原因分析、故障井解決措施等信息的統計，并建立智能分注技術臺賬和數據庫。由生產單位負責對已實施智能分注井的增油效果進行統計，每年統計一次。

4 標準化應用效果

在《纜控分層注水技術規程》的指導下，分注井纜控智能測調技術已經在渤海主力注水油田完成現場應用100余井次，單井調控時間由4天縮短至4～6小時，測調效率提高96%。通過在線高效調控，油藏層間矛盾得到有效緩解，分注井層段合格率、自然遞減率、含水上升率等主要開發指標持續向好。同時，分注井纜控智能測調技術的規模化應用大幅減少了海上平臺作業時間和作業費用，累計為渤海油田節約平臺作業時間6000余天，為保障油田高效注水開發提供了有力技術支撐。

5 結 論

（1）針對海上油田常規測調技術測調效率低、適應性不足的問題，研發形成了海上油田分注井纜控智能測調技術，大幅提高了分注井的測調效率，并實現了大斜度/水平注水井的高效測調。

（2）結合行業標準《纜控分層注水技術規程》要求，有效指導了海上油田分注井纜控智能測調工藝方案的標準化設計及現場實施，保證纜控智能分注管柱下入、測試、調配、驗封等作業方法的合理性，確保了分注工藝的實施效果。

（3）以行業標準為指導，建立了海上油田智能分注井標準化管理方法，保障了技術規模化推廣，為渤海油田實現高效精細注水開發提供了標準保障。

參考文獻

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