液控型智能完井關鍵工具的研究與先導性試驗

張衛平， 沈澤俊， 廖成龍， 錢 杰， 張國文， 李 明

中國石油集團科學技術研究院

0 引言

近年來，隨著油氣資源開采逐步向深層、復雜地層和海洋地區發展，水平井分支井應用增多、深海及灘海油田的比重增加，開發難度不斷加大，主要面臨以下問題：①多層段高溫高壓深井測試成本高、風險大、生產控制難；②水平井、復雜結構井日益增多，層間干擾嚴重，局部含水上升快，缺乏有效分采和控制手段；③海上油田和海外油氣業務的高速發展，需要先進的生產完井方式[1]。

智能完井系統是集井下動態監測與生產實時控制為一體的前沿技術，能夠優化生產、管理油藏和提高采收率，是當前油氣開采發展趨勢的代表性技術。井下動態監測子系統是智能完井系統的“眼睛”，按監測方式主要分為電子傳感器和光學傳感器，其中應用光纖傳感器進行井下各參數測量是主要發展方向。生產實時控制子系統是智能完井系統實施優化生產的執行系統，按驅動方式主要分為液壓、電子和電液混合三種方式，其中液壓驅動具有較高的安全性、適應高溫高壓井況等優點，在國外及海上油田的實際應用中占比較大。國外智能完井技術經過近30年的發展已經成熟，各大油氣公司均擁有自主品牌的智能完井系統并獲得了廣泛應用,如Baker Hughes公司的MultiNode全電動智能完井系統和Inforce液壓智能完井系統，WellDynamics公司的Smart Well智能完井系統，以及Weatherford公司的Simply Intelligent光纖監測智能完井系統等。國內智能完井技術目前初步形成了具有自主產權的智能完井系統，但應用時間較短，系統的可靠性和耐久性有待進一步驗證[2- 10]。

基于上述情況，中國石油集團科學技術研究院研制了一套新型液控型智能完井系統。該系統的生產控制采用了液壓遠程驅動方式，井下動態監測采用光纖傳感器測量井下參數。液控型智能完井系統在吐哈油田進行了現場試驗，實現了多層段油井的分層測控。

1 液控型智能完井系統的原理及主要裝備

1.1 技術原理

液控型智能完井系統主要包括兩部分：井下流動控制子系統和井下動態監測子系統，系統結構如圖1所示。

圖1 液控型智能完井系統結構示意圖

井下流動控制子系統采用遠程液壓驅動的方式，主要包括井下液控滑閥、地面液壓控制站、管纜穿越式封隔器等關鍵裝備。井下液控滑閥安裝在每個層段的射孔部位附近，通過固定在油管上的液壓控制管線與地面液壓控制站相連接。單個滑閥需要兩根液壓控制管線，當滑閥數量超過兩個時，液壓控制管線的數量(n+1個)則取決于井下滑閥的數量(n個)，其中一根液控管線作為公共管線而存在。由于液壓控制管線的存在，需要采用管纜穿越式封隔器對各層段進行封隔。

井下動態監測子系統基于光纖技術研制，可以實時測量井下各層的溫度、壓力和整個井筒的溫度剖面。井下光纖溫度壓力傳感器部署在各個產層段附近，使用一根通訊光纜連接到地面解調設備。同時，該通訊光纜可以作為分布式溫度傳感器測量整個井筒的溫度剖面。

1.2 井下液控滑閥

井下液控滑閥是液控型智能完井系統的關鍵裝備，是井下流動控制系統的直接執行機構，主要作用是控制某一層段流體的流入與流出，并控制流體流量的大小，其結構原理圖見圖2。液控滑閥的上端設計有一個活塞液壓缸結構。液壓缸分為上下兩個部分，兩根液控管線分別連接在上液缸和下液缸上。在活塞桿上通過軸承連接有V型槽結構的圓筒，可隨活塞桿上下移動并發生轉動。在滑閥的外壁上對應V型槽處安裝有兩個定位銷釘，該銷釘僅可在V型槽內上下活動。在V型槽圓筒的下面連接有一個過流圓筒，在過流圓筒上安裝有多個不同大小的油嘴。對應過流圓筒部位的滑閥外壁上，設計一外側過流孔。當滑閥活塞桿在液壓力作用下上下運行時，帶動V型槽圓筒運動。由于V型槽和固定銷釘的作用，使得活塞桿的每次運動不能超過J型槽的上下死點。同時由于活塞桿運動，使得當每次固定銷釘處于J型槽的上下死點時，過流圓筒上的某個油嘴則對準外側過流孔，從而使得定流量的流體流入滑閥內部。圖2中V型槽上3、4、5、6數字分別對應過流直徑為3 mm、4 mm、5 mm、6 mm的油嘴。

圖2 井下液控滑閥原理圖

為避免在長期沖蝕的情況下發生內徑變大的情況，滑閥上使用的油嘴采用了專業定制的碳化鎢合金材料，具有耐磨、耐沖蝕的特點。由于油嘴是法向進液，朝向油嘴的滑套內壁處存在被液流沖蝕或刺穿的風險。因此，滑套采用42 CrMo合金調質鋼，經調質處理后硬度可達到229～269 HB。此外，滑套內壁采用了等離子噴涂碳化鎢表面處理工藝提高表面硬度，以最大程度的降低產液的沖蝕影響。

為滿足高溫情況下能正常工作，井下液控滑閥的所有密封圈均采用聚四氟乙烯材質。操作者將滑閥放入高溫加熱設備的內腔，在經過150 ℃持續加溫24 h后，對滑閥進行了抗內壓和動作測試。滑閥在75 MPa的情況下保壓10 min沒有泄漏，滑閥的動作調節準確可靠。

主要技術指標(適用于?127 mm套管)：流量調節級數為6級，分別是全開、全關和4個中間狀態(油嘴直徑分別為3 mm、4 mm、5 mm、6 mm)；最大工作壓力70 MPa；最大工作溫度150 ℃；長度2 000 mm；最小內徑40 mm；最大外徑 110 mm。

1.3 地面液壓控制站

地面液壓控制站是井下流動控制子系統的控制單元，主要作用是遠程輸出高壓小流量流體給井下液控滑閥，控制滑閥的正反向運動和運動速度，并在地面反映滑閥的運動狀態。根據井下液控滑閥的要求，地面液壓控制站必須輸出高壓小流量的液體[11]，其原理結構見圖3。

圖3 地面液壓控制站原理圖

液壓站通過壓縮空氣驅動高壓氣驅液泵，從而得到最大100 MPa的工作壓力。高壓出口共分四個回路，每個回路分別設有高壓截斷閥、高壓卸荷閥和壓力表，通過高壓截止閥的開關設定四個回路供排油狀態，實現井下不同滑閥的開關控制。在輸入端和輸出端均安裝了流量計和壓力計，用來判斷井下液控滑閥的運行速度和判斷滑閥的運行狀態是否到位。

主要技術指標：輸出工作壓力范圍0～100 MPa(可調)；輸出流量10～850 mL/min(可調)；輸入/輸出壓力接口為4路；工作介質為抗磨液壓油及高黏度指數合成液壓油；總功率不大于10 kW。

1.4 井下光纖動態監測子系統

井下光纖動態監測子系統是智能完井系統的“眼睛”，是構成主系統的核心部件和關鍵因素，能夠單獨或集成應用于油氣生產井及注水井、稠油熱采井等在線實時監測。該系統通過光纜采集并傳輸安裝在井下管柱上的溫度、壓力、分布式溫度等各類傳感器產生的信號，能夠實現在地面監測裝置中實時監測井下各項參數，如圖4所示。該系統由井下傳感器及載體、信號傳輸通道、地面解調儀三部分組成。井下溫度壓力傳感器安裝在與油管相連接的傳感器托筒上。信號傳輸通道主要由光纜、相應的光纜連接和保護元器件組成。地面解調儀則分為井下溫度壓力解調器和分布式測溫解調器。井下光纖溫度傳感器和壓力傳感器集成安裝在一個裝置上，光纖壓力傳感器采用光纖法布里—帕羅腔結構測壓原理研制，光纖溫度傳感器則采用光纖光柵(FBG)的測溫原理研制。井下分布式測溫光纖則集成在井下光纜上，結合了光纖時域反射技術和自發拉曼散射的溫度效應研發。

圖4 井下光纖動態監測子系統結構圖

井下光纜設計采用三層金屬管成纜工藝，見圖5。外徑6.35 mm，最內側管內徑3.0 mm，在保證加工工藝成熟可靠的同時，實現了光纜耐受150 ℃高溫和70 MPa高壓、耐井下腐蝕環境的設計。

圖5 井下光纜結構示意圖

主要技術指標：光纖溫度傳感器測溫范圍0～150 ℃，精度±0.5℃；光纖壓力傳感器測壓范圍0～70 MPa，精度±0.05 MPa；井下分布式測溫光纖測溫范圍0～150 ℃，精度±1℃，空間分辨率0.25 m。

2 現場試驗與效果分析

液控型智能完井在吐哈油田的一口采油井上成功進行了現場試驗。試驗井井深2 972 m，原開采方式為兩層混合開采，地質設計要求將該井分為兩層并進行分層開采，落實各生產層的單層生產狀況。

2.1 生產管柱設計

智能完井生產管柱與其它常規完井管柱相比，其最大特點在于生產管柱上需要攜帶各種管纜：如流動控制需要的液壓控制管線或電纜，井下實時監測所需要的光纜或電纜等。生產管柱上攜帶的管纜對起下管柱會產生一些影響，頻繁的起下管柱對管纜的壽命也將造成損害。因此，在設計智能完井生產管柱時，應盡量考慮盡可能減少后期的修井作業。

液控型智能完井生產管柱由井下液控滑閥、傳感器托筒、穿越式封隔器、桿式抽油泵、液壓控制管線、光纜、管纜保護卡子等工具組成。根據地質設計的要求，該井的生產管柱設計見圖6。

圖6 液控型智能完井生產管柱設計圖

兩個層段之間使用Y441型管纜穿越式封隔器進行分隔，在每個層段各部署了1套井下液控滑閥和1套光纖溫度壓力計托筒。兩套井下液控滑閥通過3根液壓控制管線連接到地面液壓站。下層的托筒上安裝了2只光纖溫度壓力傳感器，可以分別同時測量油管內和下層環空的壓力溫度。上層的托筒上安裝了1只光纖溫度壓力傳感器，用來測量上層環空的壓力溫度。光纖傳感器通過光纜連接到地面解調儀，光纜中的一根光纖作為分布式溫度傳感器用來測量全井筒溫度剖面。舉升設備采用了桿式泵，可以在不動生產管柱的情況下實現檢泵作業。

2.2 管纜穿越式封隔器試驗效果分析

在封隔器到達指定位置后，為確保封隔器在坐封之后不會因下壓差過大或管柱蠕動而提前解封，采取“先坐封后坐掛”的方式，在坐封前將生產管柱上提0.3 m。坐封前將兩個液控滑閥調節到關閉狀態，以確保油管內能夠憋壓。

通過安裝在生產管柱上的光纖壓力傳感器傳回的數據驗證了封隔器的坐封過程和坐封效果(表1),在封隔器坐封過程中，油管內壓力隨泵車壓力變化而同步遞增，說明油管內能夠憋壓，且壓力作用在了封隔器上使其坐封。

表1 封隔器坐封過程中壓力變化對比表

在封隔器坐封3 d后，油井僅開采上層的生產過程中，根據光纖壓力傳感器監測，上層環空壓力逐漸遞減，下層環空壓力變化不大，說明上下兩層沒有串通，封隔器坐封可靠，見圖7。

圖7 油井上層生產過程中環空壓力對比曲線

在封隔器坐封138 d后，油井僅開采下層的生產過程中，根據光纖壓力傳感器的監測，上層環空壓力(24.15 MPa)和下層環空壓力(4.5 MPa)均基本穩定，二者差值在19.65 MPa，驗證了該封隔器坐封的耐久性與可靠性，見圖8。

圖8 油井下層生產過程中環空壓力對比曲線

2.3 井下液控滑閥試驗效果分析

井下液控滑閥成功入井后，根據現場要求共對其進行了三次操作，每次操作的結果均得到后期驗證。

2.3.1 封隔器坐封前關閉兩個滑閥

按照現場試驗要求，在坐封封隔器之前，必須將兩個滑閥由全開調節至全關狀態。按照滑閥調控規則，確定由公共管線加壓，一次調節兩個滑閥至全關。本次滑閥調節歷時59 min。通過地面判斷，滑閥運行壓力到達設定壓力40 MPa時，液控管線的進油量、回油量均達到0，初步判定兩個滑閥均運行到位，處于關閉狀態。

之后在封隔器驗封過程中，通過地面泵車上的壓力表和放置在井下的光纖壓力傳感器的數據對比，驗證了本次滑閥調控的準確性：在地面泵車壓力達到30 MPa時，下層油管內壓力為55.439 MPa，上層環空壓力為24.448 MPa，下層環空壓力為25.798 MPa，說明油套環空與油管內完全不聯通，兩個滑閥調節到全關狀態成功。

2.3.2 打開上滑閥

在封隔器坐封后，按照現場要求，需要將上層滑閥調節至全開狀態，以求取上層產狀。按照滑閥調節規則，將滑閥從全關狀態調節到全開狀態需經歷五個步驟：全關—6 mm—3 mm—5 mm—4 mm—全開。操作人員嚴格按照滑閥調節規則和流程，對上層滑閥進行了打開操作，共用時185 min。

在之后油井上層生產的過程中，通過井下光纖壓力傳感器從側面驗證了本次滑閥調控的準確性。如圖7(a)所示，在上層生產期間，上層油套環空的壓力逐漸下降，最終呈基本穩定狀態，說明上層參與了生產，驗證了上滑閥處于全開狀態。如圖7(b)所示，在上層生產期間，下層油套環空壓力無明顯變化，說明油井下層不參與生產，下層滑閥處于關閉狀態。

2.3.3 關閉上滑閥并打開下滑閥

在經過15 d后的生產后，由于上層產液量逐步降低，需要進行換層生產。進行換層操作需關閉上層滑閥并打開下層滑閥。同樣按照滑閥調節規則，操作人員關閉上層滑閥用時56 min，打開下層滑閥用時4 h。

第一步：關閉上層滑閥。調節前上層環空壓力為5.81 MPa,至第3 d上層環空壓力恢復至24.03 MPa，表明上層滑閥已關閉;第二步：打開下層滑閥。如圖9(a)所示,在下層滑閥調節過程中油管內壓力曲線呈現明顯的5次變化，與下滑閥的5次調節過程和時間相對應，說明下滑閥的5次調節均達到目標，下滑閥已調節至全開狀態。如圖9(b)所示，下層環空壓力在調節過程中和調節后不斷下降，從24 MPa下降最終穩定到4.5 MPa左右，說明下層滑閥已經打開，下層開始正常生產。

圖9 調層生產過程中壓力變化曲線圖

2.4 井下動態監測子系統實驗效果分析

光纖監測系統取到的數據在總體趨勢上表現良好，在封隔器坐封、驗封、滑閥調節驗證、油井生產等過程中發揮了重要作用。

在完井后坐封時，油管內壓力傳感器實時監測了坐封壓力過程，并與泵車壓力表基本吻合。在產層調整時，通過3支壓力傳感器壓力值的壓力變化曲線可直觀驗證滑閥操作對井下壓力變化的過程，為產層調整提供了可靠的壓力數據。在完井后及時的對井下光纖測溫系統進行了調試和標定，通過井筒溫度剖面曲線可直觀看出全井段溫度變化、泵座的位置的溫度變化和采油層的溫度(見圖10)。

圖10 井筒溫度剖面曲線

3 結論

(1)研制的井下液控滑閥采用了V型槽結構，能夠進行單層段的6級流量調節，并通過液壓遠程控制的方式，在不動管柱的情況下實現多層分采與合采，具有換層生產簡單方便、安全性高的特點。

(2)井下光纖動態監測系統能夠實時測量井下單點的溫度、壓力和全井筒溫度剖面等參數，為封隔器的驗封、井下滑閥調節及生產監測和分析提供了數據支撐。

(3)液控型智能完井的現場試驗準確實現了多層段油井的分層開采與合采，獲取的各項實時監測數據為診斷井下工況和優化生產提供了判斷依據，滿足了油井實時測控和多層分采的技術需求。