油井永久測壓技術的工藝研究

2018-03-26 05:06:09溫剛

石油管材與儀器 2018年1期

溫剛

(大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司黑龍江大慶 163453)

0 引言

常規測試方法是周期性地安排車輛裝備攜帶儀器到達現場進行一次關井測試，經過很長時間獲得壓力恢復曲線[1-3]。采用存儲回放式的測試儀器，數據為一次性人為形成和提交的，實時結果無法觀測，后期分析出現異常也無法重復檢驗或核對。而且在生產過程中缺少井下工作狀況監測手段，出現問題無法及時調整。油井永久測壓技術通過將直讀儀器長時間置于井下，實時追蹤油井正常生產狀態下壓力變化情況，從而及時掌握油藏動態，制定調整措施，已成為井下壓力監測的發展趨勢[4-5]。近年來，國內很多油田相繼開發了油氣田動態跟蹤監測、動態分析試井技術，試驗推廣應用效果良好[6]。蘇格蘭氣田結合實際情況進一步研發了氣井遠程試井技術，通過無線傳輸技術，實時傳輸到控制系統，并開發生產數字化管理平臺進行資料處理、解釋和分析[7]。

國內常見的永久井下壓力監測技術將電子壓力計隨管柱一起下入生產井中，壓力計測量的信號通過電纜傳送至地面，然后人為在井上錄取資料，不便于長期監測而且后期維護費用高。本文針對大慶油田第九采油廠油井永久測壓長期研究試驗結果，研發了適用于油井偏心井口的永久測壓系列裝置。為實現測試資料及時性、直觀性，開發了遠程無線監測技術，成功實現對油井的遠程實時監測。該項工藝新型、實用，具有廣闊應用前景。

1 油井永久測壓施工工藝原理

整個測試工藝是在油井生產的同時，將直讀式壓力計置于井下，通過單芯電纜連接至井口固定。電纜向井下壓力計供電采集壓力、溫度信號，這些信號以原碼的形式經編碼器編碼后發送到地面，地面的解碼器解碼還原為信號原碼值，數據發送器通過無線網絡將數據發送到互聯網上的數據接收服務器。數據接收服務器接收到各井場發送上來的數據，并從服務器中取出對應儀器的標定參數，運算得出壓力、溫度的真實值，并實時存儲到數據庫中，下載端可通過互聯網隨時下載數據，如圖所示1。

圖1 油井永久測壓施工工藝原理

2 井下儀器完善

永久測壓技術的實現需將儀器長期置于井下，由于所有力敏系列的傳感器都有時漂誤差，長時間工作后，傳感器的輸出信號會逐步偏移，誤差越來越大。一般來講，力敏系列傳感器石油天然氣行業標準為重新標校時間不超過6個月，連續工作30 d以上。如果長期置于井下高溫環境，壓力計的時漂會更快更大，需要有效的傳感器時漂抑制技術，需要有效的采集電路補償處理技術。為了抑制壓力信號的時漂，傳感器的選用、密封方式、信號處理方式等方面與常規儀器有重要的差別。最后與大慶淦銳科技有限公司合作開發了精度萬分之五，耐溫150 ℃，耐壓60 MPa的壓差式電子壓力計。該儀器采用的雙路壓力系統，安裝兩只壓力傳感器，可以一路采集套管壓力，另一路一路采集油管壓力。即便只安裝一只壓力傳感器時，可檢驗兩路信號采集通道的重復性，檢驗單片機的工作狀態，一個通道出故障時，可使用另一信號通道的數據，從而實現高可靠性。其工作原理如圖2所示。

圖2 壓力計工作原理

儀器指標參數：

1)儀器尺寸：直徑22 mm，長度大約270 mm;

2)壓力信號量程0～60 MPa，誤差：0.05%;

3)溫度信號量程0～150 ℃，誤差：±1 ℃;

4)信號采集及傳輸速度：2～60 s/點;

5)密封壓力：100 MPa;

6)儀器中無電池，可長期于井下工作。

此外，壓力計采用了固定焊接密封技術，使壓力計的電路腔體與外界的任何密封面固定焊接在一起，降低儀器長期處于腐蝕性極強的致密油井中發生滲漏的可能性。

3 現場工藝的選擇與研制

3.1 測壓方式選擇

永久式壓力監測通常采用將電子壓力計隨生產管柱一起下入井中的測壓方式，在大慶油田第九采油廠稠油區塊，我們延續這種測壓方式，該方式費用高、后期維護復雜。由于第九采油廠開辟了大量致密油試驗區，針對輕質油開采，我們嘗試將儀器從偏心下入的吊測方式進行永久測壓。相對于隨作業管柱起下的方式，該方式更為經濟快捷，后期維護簡便、可隨時施工。但該測壓方式需要偏心井口有配套的承重密閉裝置來實現。

3.2 偏心井口承重密封裝置研制

為實現儀器從偏心下入吊測式永久測壓，需要設計一種在偏心井口長期使用的防腐蝕、可承重的密封鎖定機構。電纜下端連接儀器及加重桿垂入井下后，儀器、加重桿及電纜自身的重量可達幾噸之重，除了需要做好密封，更需要絕對保證鎖定強度，也不能損傷電纜。這一切還都要在便于現場施工條件的基礎上，保證儀器方便投入，密封固定長久牢靠，儀器取出方便。為此，在致密油試驗區我們選用不同的電纜型號進行多次試驗，并設計相應的承重密封裝置。

在試驗過程中，首先選擇3.45 mm鎧裝電纜將儀器下入井內，經過一段時間監測，發生了由于電纜腐蝕造成的儀器掉井。為增強電纜耐腐蝕能力，后續采用5.6 mm新鎧裝電纜進行試驗，經過12個月的監測，確定5.6 mm新鎧裝電纜能夠有效解決電纜腐蝕問題。確定了電纜型號后，對井口承重密閉裝置進行了第一次改進，如圖3所示。采用雙級防噴盒方式密閉電纜，再在密閉裝置上采用夾板式固定電纜。此裝置承重效果較好，密閉效果一般，井口密閉堵頭偶爾有跑油現象，跑氣現象嚴重，在新的《環境保護法》出臺后，對現場測試對環境影響的要求更加嚴格，如果不進行改進，此項目的施工將被禁止。為了配合新環保法的實施，進行了二次改進，如圖4所示，設計組合裝置，利用倒裝電纜頭和錐度鎖緊塊實現兩級承重，裝置至于偏心內部。由于帶鎧電纜很難密封，于是去掉密閉部分電纜的外鎧，將密閉電纜改為密閉電纜纜芯，密閉裝置置于承重裝置上。經過現場試驗該套裝置密閉效果良好，但是沒有安裝測試閥門，僅適用于液面較深的井，存在很多大的局限性。

圖3 一次改進后裝置

圖4 二次改進后裝置

為進一步提高安全系數，避免掉井事故的發生，最終確定采用8.0 mm電纜進行永久壓力監測。8 mm電纜每千米重量為260 kg左右，目前井下下入電纜最長為1 700 m，總重量約為400 kg。由于該套裝置經拉力試驗確定只適用于重量0.3 t內的承重，不適用于8 mm電纜。因此，對裝置進行了第三次改進，改錐度鎖緊塊為雙向一體化卡具，并對該承重裝置進行了拉力試驗，發現8 mm電纜做1 000 kg的時候，電纜與夾片直接沒有產生位移，固定成功。最后做了極限試驗，在1 800 kg的時候產生了位移。因此，改進后的裝置的承重3.6 t，完全能夠滿足現場需求，解決了8 mm電纜的承重問題。

試驗區油井液面較淺，造成施工難度大。為解決該問題，在原有測試閥門的基礎上改進測試閘門的閘皮和閥桿外冒長度，使其在內有電纜的情況下關閉閘門。以便測試開始和結束的時候安裝和拆卸測試防噴管。裝置與閥門相連，置于偏心井口外部，如圖5所示。經過現場多次試驗，該套裝置密閉效果良好，儀器能長期懸吊于井下進行永久測壓。目前，油井偏心井口承重防溢氣組合裝置已獲國家專利。

圖5 改造后的井口裝置

3.3 密閉電纜頭研制

常規儀器與電纜連接采用高壓絕緣膠布纏繞的方式，井下高溫腐蝕環境易使膠布變質。而且，致密油井內富含硫化氫等腐蝕性氣體，極易造成儀器斷路或者短路，如圖6所示。

圖6 因腐蝕而斷路的纜芯

針對這一問題開發了全密閉電纜頭，取消用高壓絕緣膠布纏繞的密閉方式，采用錐形密封膠塞，使連線部位完全密閉，無線路裸露在外面。能夠長期承受高溫高壓以及酸化腐蝕，保證儀器正常供電和通信，同時防止腐蝕避免儀器脫落，如圖7所示。

圖7 全密閉電纜頭

4 油井永久測壓遠程實時監測

井下壓力計采用單芯電纜連接至井口固定，通過該單芯電纜向井下壓力計供電，壓力計則不停地采集壓力和溫度數據，經數據加密編碼后，通過供電電纜線傳輸至井上。為了保證井下信息不外泄，采用獨特的加密編碼方式對井下壓力計傳輸信號進行加密。從任何數據鏈路上非法獲取得到的數據，都無法輕易解碼。另外，任何儀器從傳感器檢測到的信號值都只是原始信號值(如頻率值等)，需要結合該儀器的標定數據運算，才能得到真實的壓力、溫度實值。井口安裝數據載波解碼器，將接收到的數據整理打包后，通過網絡管理系統和數據遠傳模塊(GPRS、TCP固定連接)發送至數據接收服務器。接收服務器上保持數據接收服務狀態、數據庫服務始終開啟，即可接收現場儀器的連接，將所有儀器傳輸上來的數據，保存在至數據庫。只要具備對數據庫的訪問權限以及能夠連接到網絡，無論何時何地，就可以利用手機、電腦等任何智能設備訪問數據庫，即時查看的井下壓力、溫度值，或提取最新的工作曲線，實現實時監視井下情況，方便地質分析和生產監督管理。圖8所示為工作原理示意圖。