海上油田同源閉式注水流量控制裝置研究與應(yīng)用

同源閉式注水工藝兼具生產(chǎn)和注水功能，管柱結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，注水溫度也較高，同時(shí)傳統(tǒng)的投撈水嘴式流量調(diào)節(jié)方式存在調(diào)節(jié)效率低、大斜度井不適用等不足。為此，在優(yōu)選控制方式的基礎(chǔ)上，優(yōu)化設(shè)計(jì)了流量控制裝置的關(guān)鍵結(jié)構(gòu)和參數(shù)，形成了適用于多井同源閉式注水的多級(jí)液控流量控制裝置，通過(guò)地面性能試驗(yàn)驗(yàn)證了流量控制裝置耐高溫高壓、大排量調(diào)節(jié)的性能。試驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明：多級(jí)液控流量控制裝置滿足150 ℃高溫、60 MPa高壓生產(chǎn)條件，換擋機(jī)構(gòu)可滿足3 600次擋位調(diào)節(jié)，滿足3 000 m³/d大排量注水和12級(jí)流量精細(xì)調(diào)節(jié)；裝置的動(dòng)密封和換擋結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)合理，應(yīng)用可靠性高，可實(shí)現(xiàn)地面控制調(diào)節(jié)井下水嘴開(kāi)度，配套的同源閉式注水調(diào)配技術(shù)滿足海上油田多井同源閉式注水分層調(diào)配需求。研究結(jié)果可為海上油田同源閉式注水工藝提供技術(shù)支撐。

海上油田；多級(jí)流量控制裝置；閉式注水；液壓控制；水嘴調(diào)節(jié)；動(dòng)密封

TE934

A

202403090

Research and Application of Flow Control Device for Same-Source

Closed Water Injection in Offshore Oilfield

Zhao Guangyuan^1，2，3"Yang Shukun^1，2，3"Li Yue^1，2，3"Ren Peipei^1，2，3

Zheng Yufei^1，2，3"Cai Hongmeng^1，2，3"Huang Zechao⁴

（1.State Key Laboratory of Offshore Oil and Gas Exploitation; 2.Tianjin Key Laboratory of Offshore Difficult-to-Recover Reserves Exploitation; 3.Production Optimization Business Division， China Oilfield Services Limited; 4.Tianjin Branch， CNOOC （China） Co.， Ltd.）

The same-source closed water injection process functions for both production and injection， and adopts a complex string structure and a relatively high injection temperature. Moreover， the traditional fishing nozzle-type flow regulation method is disadvantageous for low efficiency and inapplicability to high-inclination wells. In this paper， based on the optimization of flow control method and key structures/parameters， a multistage hydraulic flow control device for same-source closed water injection in multiple wells was developed. The device was verified through surface performance test with respect to high temperature/pressure resistance and high-rate regulation performance. Test and field application demonstrate that the multistage hydraulic flow control device works well under high temperature （150℃） and high pressure （60 MPa） conditions. The stage shift mechanism allows for 3 600 downhole stage shifts， thus enabling a water injection at a high rate （3 000 m³/d） and a precise 12-stage flow regulation. The dynamic seal and stage shift mechanism are rational and reliable， and facilitate the surface control on opening of downhole nozzle. The associated allocation technology meets the requirements of layered allocation in same-source closed water injection in multiple wells. The research results provide a technical support to the implementation of same-source closed water injection process in offshore oilfields.

offshore oilfield; multistage flow control device; closed water injection; hydraulic; nozzle regulation; dynamic seal

0"引"言

隨著勘探開(kāi)發(fā)程度的不斷深入，我國(guó)渤海、南海等主力油田均已進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)階段。海上油田注水開(kāi)發(fā)常需利用平臺(tái)上布置的人工注水設(shè)備^［1-5］。對(duì)于部分邊底水能量充足的油藏，海上采油平臺(tái)在設(shè)計(jì)時(shí)未布置人工注水設(shè)備，當(dāng)油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，邊底水能量衰減，無(wú)法滿足生產(chǎn)井地層能量供給，產(chǎn)量遞減加快。與陸地油田不同，海上油田平臺(tái)空間有限，無(wú)法增設(shè)人工注水設(shè)備，而擴(kuò)建平臺(tái)投資高、建設(shè)周期長(zhǎng)。為此，需開(kāi)展同源閉式注水工藝探索及應(yīng)用^［6-9］。

同源閉式注水工藝是利用同井水源層的采出水在井筒內(nèi)由電潛泵增壓后注入到其他注水層的注水工藝，采出水不經(jīng)過(guò)地面設(shè)備，在井筒內(nèi)實(shí)現(xiàn)采出和注入^［10］。當(dāng)水源層能量充足時(shí)，可通過(guò)井下流量控制裝置控制分配水源層采出水，將部分采出水注入到其他注水井中。其他注水井可采用分層注水方式，以此實(shí)現(xiàn)多井同源閉式注水。海上油田同源閉式注水通常采用閉式自流注水或閉式助流注水的方式^［6-10］，即地下水源層采出水僅注入本井的注水層，未對(duì)多井之間的井下流量控制問(wèn)題開(kāi)展研究。

由于同源閉式注水工藝兼具生產(chǎn)和注水的功能，管柱結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，流量控制裝置的可靠性尤為關(guān)鍵。而傳統(tǒng)的投撈水嘴式流量調(diào)節(jié)方式存在調(diào)節(jié)效率低、大斜度井不適用等不足^［11-12］。為此，本文在優(yōu)選控制方式的基礎(chǔ)上，優(yōu)化設(shè)計(jì)了流量控制裝置的關(guān)鍵結(jié)構(gòu)和參數(shù)，形成了適用于多井同源閉式注水的多級(jí)液控流量控制裝置，并通過(guò)地面性能試驗(yàn)驗(yàn)證了流量控制裝置耐高溫高壓、大排量調(diào)節(jié)的性能。該工具在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中取得了良好的效果，為海上油田同源閉式注水工藝提供了技術(shù)支撐。

1"流量控制裝置設(shè)計(jì)

1.1"控制方式優(yōu)選

目前，國(guó)內(nèi)外海上油田常用的流量控制方式有電控、液控和無(wú)線控制^［13-17］。

（1）電控方式。通過(guò)1根單芯電纜控制井下微型電機(jī)，自動(dòng)調(diào)節(jié)水嘴開(kāi)度。優(yōu)點(diǎn)是電纜兼具供電和信號(hào)傳輸2大功能，可實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)井下參數(shù)；缺點(diǎn)是井下電子元器件在長(zhǎng)期高溫工作環(huán)境下可靠性較差，耐溫級(jí)別為120 ℃，更高耐溫級(jí)別的電子元器件井下工作可靠性尚需驗(yàn)證。

（2）液控方式。通過(guò)2根液控管線控制井下流量控制裝置的滑套位移，從而調(diào)節(jié)水嘴開(kāi)度。優(yōu)點(diǎn)是液壓動(dòng)力方式可靠性高；缺點(diǎn)是油管外敷液控管線數(shù)量相對(duì)較多，管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜。

（3）無(wú)線方式。無(wú)線方式主要是壓力波通信方式，通過(guò)管柱中流體的注入壓力脈沖和時(shí)長(zhǎng)脈寬形成有規(guī)律的編碼，井下工具接收后，微型電機(jī)執(zhí)行調(diào)節(jié)水嘴動(dòng)作指令。優(yōu)點(diǎn)是管柱結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單；缺點(diǎn)是動(dòng)力來(lái)源為井下電池，調(diào)節(jié)頻次受限。

同源閉式注水工藝中的流量控制裝置是最上游的流量調(diào)節(jié)裝置，其工作狀況關(guān)系到下游各井的注水量調(diào)節(jié)，需要較高的可靠性；由于管柱中存在罐裝電潛泵系統(tǒng)，壓力波無(wú)法傳遞。國(guó)內(nèi)海上油田的水源層采出水溫度在110～130 ℃，在閉式系統(tǒng)中流動(dòng)熱量損失小，井下溫度較高。因此，流量控制裝置的控制方式優(yōu)選為液壓控制。

1.2"設(shè)計(jì)思路

結(jié)合海上同源閉式注水實(shí)際，為滿足高可靠性、大排量注水、強(qiáng)調(diào)節(jié)能力及電泵電纜穿越等需求，采用多級(jí)液控流量控制裝置。設(shè)計(jì)思路如下：

（1）擋位調(diào)節(jié)機(jī)構(gòu)采用不同長(zhǎng)度的軌道定位不同的開(kāi)度，定位銷釘在軌道槽中滑動(dòng)，轉(zhuǎn)化為關(guān)門套的軸向運(yùn)動(dòng)；通過(guò)優(yōu)化軌道空間來(lái)增加調(diào)節(jié)級(jí)數(shù)。

（2）在流量控制裝置中心軸上預(yù)制多個(gè)不同孔徑的水嘴，通過(guò)改變關(guān)門套的位置調(diào)節(jié)水嘴大小。

（3）液壓腔采用組合密封形式，滿足雙向滑動(dòng)、動(dòng)密封的可靠性。

（4）增大中心通道內(nèi)徑，中心軸上水嘴最大開(kāi)度當(dāng)量直徑等于中心通道內(nèi)徑，增強(qiáng)工具過(guò)液能力。

（5）流量控制裝置本體設(shè)計(jì)線纜穿越槽及線纜卡扣，滿足電潛泵電纜及其他線纜的穿越及固定。

1.3"結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

多級(jí)液控流量控制裝置由開(kāi)啟腔液壓通道、關(guān)閉腔液壓通道、防漂移鎖、線纜卡扣、定位銷釘、滑環(huán)、軌道槽、關(guān)門套、多級(jí)水嘴和下接頭構(gòu)成。結(jié)構(gòu)如圖1所示。

液控管線與開(kāi)啟腔液壓通道、關(guān)閉腔液壓通道相連，傳遞液壓；定位銷釘、滑環(huán)、軌道槽及關(guān)門套是為了調(diào)節(jié)水嘴開(kāi)度動(dòng)能預(yù)制在中心管上的結(jié)構(gòu)；防漂移鎖在關(guān)門套移動(dòng)到位后起鎖定作用，防止水嘴開(kāi)度發(fā)生漂移；線纜卡扣用于固定電潛泵電纜等。

1.4"動(dòng)密封啟動(dòng)壓力優(yōu)化

多級(jí)液控流量控制裝置的可靠性與液壓腔密封性能直接相關(guān)^［18］。液壓腔密封采用“V形+O形”組合密封，有效增強(qiáng)雙向滑動(dòng)、動(dòng)密封的可靠性。O形密封材質(zhì)選用改性氫化丁腈，并添加一定量的氧化鎂、氧化鋅，以增強(qiáng)密封耐老化性能；V形密封材質(zhì)選用聚四氟乙烯和聚醚醚酮，并加入二硫化鉬等固體潤(rùn)滑劑，降低密封的摩擦因數(shù)。其中，動(dòng)密封的硬度和過(guò)盈量是影響密封可靠性的關(guān)鍵因素。

根據(jù)多級(jí)液控流量控制裝置結(jié)構(gòu)和材質(zhì)特點(diǎn)，密封硬度可選取（85±2）IRHD、（95±2）IRHD，密封過(guò)盈量可選取0.4、0.5、0.6及0.7 mm。設(shè)計(jì)正交試驗(yàn)方案如表1所示。

海上油田分注井調(diào)配頻次要求每年4次，每次調(diào)配流量控制裝置平均動(dòng)作次數(shù)為18次，液控流量控制裝置設(shè)計(jì)壽命為5 a，考慮10倍安全系數(shù)，性能試驗(yàn)動(dòng)作次數(shù)確定為3 600次。按照試驗(yàn)方案，制作密封模塊測(cè)試工裝，開(kāi)展3 600次開(kāi)關(guān)性能試驗(yàn)，測(cè)定關(guān)門套開(kāi)啟和關(guān)閉的啟動(dòng)壓力，以及密封模塊有效工作次數(shù)。若開(kāi)關(guān)3 600次之后，密封模塊仍能有效工作，則有效工作次數(shù)記為3 600次。開(kāi)啟和關(guān)閉的啟動(dòng)壓力最低、有效工作次數(shù)最多的方案即為最優(yōu)密封方案。試驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。

由圖2可知，密封硬度為（95±2）IRHD、過(guò)盈量為0.4 mm時(shí)，平均開(kāi)啟啟動(dòng)壓力為4.2 MPa，平均關(guān)閉啟動(dòng)壓力為5.4 MPa，密封模塊有效工作次數(shù)達(dá)3 600次，且仍能有效工作，為最優(yōu)密封方案。

1.5"擋位調(diào)節(jié)機(jī)構(gòu)設(shè)計(jì)

對(duì)多級(jí)液控流量控制裝置的導(dǎo)向銷釘在軌道槽中的運(yùn)動(dòng)做受力分析，如圖3所示。

軌道槽沿圓周展開(kāi)后的長(zhǎng)度為軌道槽圓周長(zhǎng)度，計(jì)算式如下：

ΔL₁+ΔL₂=πD/12（1）

式中：ΔL₁為軌道槽的軌道間距D，mm；ΔL₂為軌道槽的軌道寬度，其值等于銷釘?shù)耐鈴剑琺m；D為軌道槽所在心軸的外徑，mm。

液控管線中的壓力是定位銷釘在軌道槽中滑動(dòng)的驅(qū)動(dòng)力，需克服定位銷釘與軌道槽之間的摩擦力，計(jì)算式如下：

F_τ=F_Tcos α≥fF_n（2）

式中：F_τ為定位銷釘與軌道槽之間的摩擦力，N；F_T為施加的液壓推力，N；α為換向角，（°）；f為定位銷釘與軌道槽之間的摩擦因數(shù)，無(wú)因次；F_n為定位銷釘對(duì)軌道槽的法向正壓力，N。

多級(jí)液控流量控制裝置工作時(shí)，定位銷釘?shù)膹?qiáng)度必須大于滑動(dòng)時(shí)其受到的剪切力，即：

F_n=F_Tsin α≤0.85σS_x=0.85π4×σΔL₂2

（3）

式中：σ為定位銷釘?shù)那?qiáng)度，MPa；S_x為定位銷釘?shù)臋M截面積，mm²。

根據(jù)組合密封截面積和開(kāi)度調(diào)節(jié)時(shí)施加的液壓力，可計(jì)算出液壓推力。由式（2）可知，定位銷釘能在軌道槽中滑動(dòng)的條件為tan α≤1/f，取f=0.15，即α≤81.5°。再結(jié)合式（1）和式（3），設(shè)計(jì)換向角為30°，定位銷釘外徑為10 mm，軌道間距為16 mm。

1.6"工作原理及技術(shù)參數(shù)

多級(jí)液控流量控制裝置的水嘴開(kāi)度調(diào)節(jié)由地面通過(guò)2根9.525 mm液控管線控制，開(kāi)啟管線連接開(kāi)啟液壓通道，關(guān)閉管線連接關(guān)閉液壓通道，通過(guò)逐次關(guān)閉、開(kāi)啟操作，實(shí)現(xiàn)水嘴開(kāi)度的逐級(jí)調(diào)節(jié)。入井前，2根液控管線分別與多級(jí)液控流量控制裝置的2個(gè)液壓通道連接，安裝好液壓管線保護(hù)罩后，隨著油管下入，液控管線貼附在油管外壁下至設(shè)計(jì)深度。

調(diào)節(jié)開(kāi)度時(shí)，由地面加壓裝置首先向關(guān)閉液壓通道內(nèi)泵入液壓油，關(guān)閉液壓通道與開(kāi)啟液壓通道之間形成壓差，壓力升至一定值時(shí)，推動(dòng)定位銷釘在軌道槽中下行，帶動(dòng)關(guān)門套下行，從而關(guān)閉水嘴。此后，關(guān)閉液壓通道泄壓，再向開(kāi)啟液壓通道內(nèi)泵入液壓油，開(kāi)啟液壓通道與關(guān)閉液壓通道之間壓差升至一定值后，定位銷釘在軌道槽中換軌并上行，帶動(dòng)關(guān)門套上行，此時(shí)水嘴開(kāi)度增大1級(jí)。不斷重復(fù)如此操作，水嘴開(kāi)度逐級(jí)增大，增大至12級(jí)時(shí)，再按此操作1次，水嘴開(kāi)度恢復(fù)至初始狀態(tài)1級(jí)。

多級(jí)液控流量控制裝置最大外徑200 mm，最小內(nèi)徑76 mm，本體材質(zhì)9Cr1Mo，耐壓60 MPa，耐溫150 ℃，開(kāi)啟啟動(dòng)壓力4.2 MPa，關(guān)閉啟動(dòng)壓力5.4 MPa，水嘴可調(diào)節(jié)級(jí)數(shù)12級(jí)。

2"地面性能試驗(yàn)

2.1"高溫高壓模擬井筒試驗(yàn)

為了檢驗(yàn)液控流量控制裝置在高溫高壓條件下的耐溫、耐壓及可靠性，設(shè)計(jì)了高溫高壓模擬井筒試驗(yàn)流程，如圖4所示。將多級(jí)流量控制裝置放置于139.70 mm（5.5 in）套管的密閉工裝內(nèi)，試壓泵對(duì)139.70 mm套管加壓；139.70 mm套管放置于充滿高溫導(dǎo)熱油的177.80 mm（7 in）套管模擬井筒內(nèi)，電加熱裝置升溫；地面控制系統(tǒng)通過(guò)6.35 mm（0.25 in）液控管線連接至多級(jí)液控流量控制裝置，調(diào)節(jié)其執(zhí)行開(kāi)關(guān)動(dòng)作。先用電加熱裝置升溫至150 ℃，然后試壓泵逐步加壓至60 MPa。在此條件下，多級(jí)液控流量控制裝置執(zhí)行開(kāi)關(guān)動(dòng)作3 600次。

試驗(yàn)結(jié)果表明，液控流量控制裝置在試驗(yàn)過(guò)程中液壓系統(tǒng)密封良好，動(dòng)密封工作狀態(tài)良好，平均開(kāi)啟啟動(dòng)壓力為4.3 MPa，平均關(guān)閉啟動(dòng)壓力為5.5 MPa，上下波動(dòng)不超過(guò)0.3 MPa，定位銷釘滑動(dòng)平穩(wěn)，開(kāi)度調(diào)節(jié)正常。

2.2"大排量流量調(diào)節(jié)試驗(yàn)

為驗(yàn)證液控流量控制裝置的流量調(diào)節(jié)功能，依托中海油田服務(wù)股份有限公司大排量流量標(biāo)定與測(cè)試試驗(yàn)系統(tǒng)，測(cè)試了流量與水嘴節(jié)流壓差的關(guān)系，測(cè)試結(jié)果如圖5所示。

由圖5可知，液控流量控制裝置在不同開(kāi)度下，流量與水嘴節(jié)流壓差的平方根近似呈線性關(guān)系。在開(kāi)度較小時(shí)，節(jié)流壓差較大，有利于控制本井注水量；在開(kāi)度較大時(shí)，節(jié)流壓差較小，滿足本井大排量注水要求，可滿足最大注水排量為3 000 m³/d。

3"同源閉式注水調(diào)配技術(shù)

同源閉式注水系統(tǒng)中的水源井無(wú)井下流量測(cè)試裝置，水源層產(chǎn)能無(wú)法實(shí)時(shí)計(jì)量，需借助地面流程測(cè)試獲得。圖6為同源閉式注水調(diào)配流程示意圖。同源閉式注水調(diào)配步驟如下：

（1）關(guān)閉多級(jí)液控流量控制裝置，采出水全部流出至井口；開(kāi)啟截止閥、關(guān)閉調(diào)節(jié)閥，將水源井井口流程接入計(jì)量池，啟動(dòng)電潛泵，待生產(chǎn)穩(wěn)定時(shí)，測(cè)試不同頻率對(duì)應(yīng)的輸出排量。

（2）調(diào)節(jié)電潛泵頻率，直至輸出排量為分注井總配注量。

（3）開(kāi)啟調(diào)節(jié)閥、關(guān)閉截止閥，根據(jù)分注井采用的分層注水工藝，調(diào)節(jié)各層配水器水嘴至滿足分層配注量的開(kāi)度。

（4）調(diào)節(jié)電潛泵頻率，直至輸出排量為水源井和分注井總配注量。

（5）逐級(jí)打開(kāi)多級(jí)液控流量控制裝置，直至地面流量計(jì)顯示分注井注入量接近分注井總配注量（誤差≤5%）。

（6）微調(diào)地面調(diào)節(jié)閥，使地面流量計(jì)顯示分注井注入量等于分注井總配注量。

（7）此時(shí)，分注井各注水層滿足分層配注量，水源井注水層滿足水源井配注量。

4"現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

南海某油田為三角洲前緣沉積，構(gòu)造北部存在半開(kāi)放式水體，主力油藏為強(qiáng)底水油藏，地層天然能量充足。整體方案設(shè)計(jì)時(shí)，無(wú)人工注水井，平臺(tái)也未預(yù)留人工注水設(shè)備空間。隨著油田開(kāi)發(fā)程度深入，該油田天然能量不足，部分生產(chǎn)井提液無(wú)效。為了補(bǔ)充地層能量，2020—2021年，該油田陸續(xù)投產(chǎn)了2口注水井（A15和A29井），均采用閉式注水工藝。

2022年，A29井由于自身水源層能量不足，無(wú)法滿足注水層的配注需求，擬采用A15井共享水源層支持A15和A29井2口井注水層的注水需求。2口井管柱圖如圖7所示。

A15井為水源層采水，采出水一部分經(jīng)過(guò)電潛泵增壓后，注入該井的注水層；另一部分采出水注入A29井，A29井采用邊測(cè)邊調(diào)分層注水工藝，分3層注水。

為了調(diào)節(jié)2口井的注水量，A15井下入多級(jí)液控流量控制裝置，水嘴12級(jí)調(diào)節(jié)，最小水嘴當(dāng)量直徑為5 mm，最大水嘴開(kāi)度為38.89 mm。下入后，A15井配注量400 m³/d，A29井總配注量680 m³/d，1#、2#、3#注水層配注量分別為390、120和170 m³/d。

采用同源閉式注水調(diào)配技術(shù)，A15井多級(jí)液控流量控制裝置先處于全關(guān)狀態(tài)，電潛泵調(diào)節(jié)頻率為53 Hz，總輸出排量為668.5 m³/d。A29井采用一體化測(cè)調(diào)儀測(cè)試調(diào)節(jié)各注水層的流量，調(diào)配后井口注水壓力13.2 MPa，全井注水量668.5 m³/d，1#、2#、3#注水層的注水量分別為383.4、115.3和169.8 m³/d，滿足配注要求。之后，調(diào)節(jié)電潛泵頻率為58 Hz，總輸出排量調(diào)節(jié)至1 103.0 m³/d，A15井多級(jí)液控流量控制裝置水嘴逐級(jí)調(diào)節(jié)至6級(jí)，地面流量計(jì)顯示，A29井總注水量由1 103.0 m³/d降至676.5 m³/d，井口注水壓力13.3 MPa，則A15井注水量為426.5 m³/d，2口井、4個(gè)注水層均達(dá)到配注要求。

5"結(jié)論與建議

（1）針對(duì)海上多井共享水源層同源閉式注水工藝的流量調(diào)節(jié)難題，研制了多級(jí)液控流量控制裝置；通過(guò)地面性能試驗(yàn)驗(yàn)證了工具滿足150 ℃高溫、60 MPa高壓的生產(chǎn)條件，換擋機(jī)構(gòu)可滿足3 600次擋位調(diào)節(jié)，工具滿足3 000 m³/d大排量注水和12級(jí)流量精細(xì)調(diào)節(jié)，結(jié)果表明，工具的動(dòng)密封和換擋結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)合理。

（2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，多級(jí)液控流量控制裝置應(yīng)用可靠性高，可實(shí)現(xiàn)地面控制調(diào)節(jié)井下水嘴開(kāi)度，且調(diào)節(jié)精度高，配套的同源閉式注水調(diào)配技術(shù)滿足海上油田多井同源閉式注水分層調(diào)配需求。

（3）海上油田注水開(kāi)發(fā)對(duì)分層注水工具提出更加智能化的要求，井下流量測(cè)試及控制的可靠性是關(guān)鍵，建議進(jìn)一步提高高溫高壓條件下井下工具的智能化及可靠性，以滿足不同注水工藝的技術(shù)需求。

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