智能完井系统关键技术研究

李瑞丰* 刘传刚 张 亮 刘景超 张玺亮 杨建义

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

1 概述

海上油气田多层系、油藏非均质性较强、层段间干扰严重，常规分采技术调整生产层位手段有限，不能控制油井的水气锥进问题，开采效果差，油气藏水淹或进入高含水期，致使油井过早水侵而造成全井的快速水淹报废，生产周期短，单井利用率低，油藏采收率降低。[1]

智能完井技术可通过井下生产数据监测、数据分析解释、生产动态优化计算及远程井下流体控制的方式最终实现闭环式的油井生产智能化管理，在提高采收率及降低油气井后期生产调控费用等方面具有明显优势[2]。智能完井系统包括地面控制单元，井下数据传输单元，井下测量单元，井下生产流体控制单元四部分，其技术核心在于实现井下数据的实时监测和产量的优化控制[3]。

智能完井技术在1997 年被首次应用于挪威的海上油田的开发，通过技术升级及系统完善，目前已经广泛应用于北海、墨西哥湾、海湾地区等，为深水、海上、无人平台及老油田的开发带来了希望。据不完全统计，陆地及海上油田采用智能完井系统开发的油气井已超过2000 口，未来随着深水开发及无人平台的广泛应用，智能完井技术的现场应用规模将进一步扩大[4-6]。

2 中海油智能完井系统研究

为实现国产化的智能完井系统开发，鉴于直接液力式智能完井系统是通过液控管线将液压直接作用在井下流量控制器上，推动井下流量控制器液压缸活塞运动，实现流量控制器的开度调节的控制原理，其具有结构简单、安全可靠性高的特点，中海油依托“十三五”国家科技重大专项子课题，针对n+1 直控电测的智能完井系统开展了一系列的研究，形成了一套适用9-5/8″套管井2 层独立控制的智能完井关键工具产品，主要包括井下流体生产控制总成和井下参数测量总成两部分。

2.1 井下流体生产控制总成

井下流体生产控制总成是通过地面液压控制单元作为压力输出源，以液压油为传压介质，实现井下流量控制器的开度调节，最终满足井下目标层的最优化生产的需要。

中海油开发了适用9-5/8″套管井2 层独立控制的井下流量控制总成。包括地面液压站、上位机、三根一组整体塑封的1/4″液控管线组、过电缆液控管线封隔器和井下流量控制器工具。其中，地面液压站可实现本地/远程两种模式的3 路液压输出控制，单路最大输出压力8500psi，具备输出压力、输出流量及井下流量控制器开度状态监测功能；过电缆液控管线封隔器密封达压差50MPa，耐温150℃，可满足6 条管线的穿越。井下流入控制原理图见图1。

图1 井下流入控制原理图

2.1.1 井下流量控制器

图2 为井下流量控制器的结构示意图。井下流量控制器主要由上接头、外筒、轨道套活塞、开度套、导向钉、下接头等部分组成。

图2 井下四级流量控制阀结构示意图

井下流量控制器的工作原理：开度套在轴向上分布有不同直径大小的孔道满足井下流体的流动，轨道套、导向钉、活塞和下中心管组成中心管路，活塞前后腔分别连接有液控管线可实现活塞腔的进油和回油，活塞在液压作用下上下运动，带动轨道套和下中心管做轴向移动，轨道套为J 形槽结构，导向钉到达J 形槽的设计位置时，中心管路锁定，下中心管与开度套不同位置的流道孔实现对应，从而通过不同次数的压力作用实现地面对井下各目标层的井下流量控制器的开度调节。

2.1.2 地面控制单元

地面控制单元由地面液压站和上位机组成，其控制流程见图3。地面控制单元通过对井下传感器采集的温度、压力及流量等电信号通过解码、降噪处理后转化成数字信号并绘制相关的曲线，为技术人员进行油藏开发方式优化调整提供数据支撑，指导生产井人为干预措施的制定。根据生产井生产调控需要，实现地面对井下流量控制器的开度调节。

图3 地面控制单元流程图

地面液压站是井下流量控制器开度调节的动力来源，可实现本地控制和借助上位机的远程控制2 种控制模式，满足井口区和无人平台的控制需求。地面液压站可通过计量输出流体体积、回油流体体积、输出压力值等参数来判断井下流量控制器是否执行了相应的开度调节动作，但在对地面液压站进行设计时，鉴于井下流量控制器常位于井下1000m 以上的深度处，液压传递所用的液控管线内径较小，属于长管线小流量的流动范畴，同时传压介质液压油本身具有粘性，在设计输出压力时需考虑长距离液压传输压力损失的影响，即液压控制站输出的压力应为井下流量控制器的临界驱动压力和管线压力损失之和：

长距离液压传递过程中，液压油在液控管线中的流动为层流。液压油在液压管线中流动的压力损失∆P损失可根据达西公式进行计算：

式中，λ 为液控管线的沿程阻力系数，无量纲；l 为液控管线的长度，m；d 为液控管线的直径，m；ρ 为液压油的密度，kg/m3；ν 为液压油在液控管线中的平均流速，平均进油量与管线截面积之比v=，m/s。

对于层流流动，沿程阻力系数λ≈75/Re，液压油的雷诺系数，其中μ 为液压油的粘度。

将公式带入达西公式得到：

由沿程压力损失公式可知，当液压油型号、管线尺寸和管线长度确定后，沿程压力损失只和进油的流量大小有关。进油流量增大，液控管线的沿程压力损失也增大。

2.2 井下参数测量总成

井下参数测量总成包括地面数据采集模块、信号电缆和井下温度、压力、流量传感器3 个组成部分，其主要功能是通过传感器采集井下生产数据并转化为电信号，借助信号电缆实现信号的传输，在地面通过数据采集模块实现数据的采集及电信号到数字信号的转化，最终实现实时监测生产层位参数的目的。井下参数测量原理如图4 所示。

图4 井下参数测量原理框图

2.2.1 地面参数测量采集模块

将井下传感器传回的电信号转换为数字信号，并通过通讯接口将数字信号传送给地面控制单元，实现数据的处理与存储。模块技术参数见表1。

表1 地面电缆测量数据采集系统技术参数表

2.2.2 井下传感器

井下测量传感器是将目标层测量的参数转换为电信号，并通过信号电缆传送至地面控制系统，实现目标层生产参数的测量。通过对比选型，中海油智能完井系统选用电子式温度传感器及压力传感器做为井下传感器进行井下生产参数的测量，技术参数见表2。

表2 中海油智能完井系统用传感器参数表

2.2.3 信号电缆的选型

信号电缆可实现井下传感器与地面控制系统的信号通讯。中海油智能完井系统信号电缆选用铜芯线直径1.29mm 的单股单芯电缆，芯线电阻率≤14.4Ω/km（20℃），绝缘电阻每千米电缆≥49200 兆欧，信号衰减很小，通讯可靠性高。

3 结论和建议

3.1 智能完井技术通过井下数据监测、数据分析解释、生产动态优化计算及远程井下流体控制最终实现闭环式的油井生产智能化管理。

3.2 针对深水、水下井口、无人平台等复杂工况，可采用智能完井技术进行开发，降低后期修井成本，提高采收率。

3.3 受国外专利技术及产品制约，进口智能完井技术成本较高，需开展技术自主化升级、产品系列化和可靠性等攻关，形成耐高温、高可靠性、多层多级的智能完井技术，满足海上油气开发的需求。