国家863计划项目“采油井筒控制工程关键技术与装备”解析(图)

井筒黑科技：改写“双高”油田命运

[中国石油新闻中心  2017-05-26]

采油井筒控制工程关键技术与装备。制图： 赵迁

技术员坐在办公电脑前，能对每口井每个层注水执行情况巡视一遍。

一口油井分多个层采油，让能干的多干、体弱的少干。

当前油价下，开发含水98%的油藏仍然大有可为。

这一切并非天方夜谭。

5月20日记者获悉，由中国石油勘探开发研究院（简称勘探院）牵头攻关的首个采油工程类国家863计划项目——采油井筒控制工程关键技术与装备，已通过国家科技部组织的课题技术验收。

“项目研究目的，是为油藏管理自动化、智能化、实时化提供有力抓手，使油藏管理模式实现由静态向动态升级，通过‘智慧’管理大幅降低成本、提高最终采收率，实现油田高效开发。”项目首席专家、勘探院副总工程师刘合向记者介绍。

向含水98%老油田要效益

5年前，在国际原油期货市场为油价会冲到每桶150美元还是200美元各持己见时，刘合却为我国高含水老油田的未来感到担忧：“我国主力油田大部分含水已突破90%，开发效益逐渐变差。要实现目标产量，油水井数量势必要增加，井筒工作量将大幅攀升。这笔支出将是个庞大的数字。”

刘合的担忧，正是业界焦点：居安思危，一旦我国油田含水普遍达到98%甚至更高时，石油开采是否还有效益，石油工业是否能可持续发展下去？

2012年新年过后，以刘合为总负责人的采油井筒控制工程关键技术与装备项目攻关团队成立，针对注水、采油、油水分离、完井四个关键环节面临的技术难题开展研究攻关，设立智能分层注水技术与装备、智能分层采油技术与装备、井下油水分离及同井回注技术与装备、智能完井技术与装备四个课题，联合大庆油田、东北石油大学、沈阳工业大学等单位协同攻关。课题研究方向各有侧重，但目标一致——通过生产方式和管理方式的持续升级，提高采收率，降本增效。

电子、机械、材料、自动控制等多学科的联合攻关，涉及油田公司、采油厂、井队等多层级的协同作战，年均100余次的交流研讨、现场调试……磨砺五年终“亮剑”，四个课题均实现预期目标。

在井筒内植入“眼睛”和“手”，监测分层注水全过程，并对分层流量自动测调，课题“智能分层注水技术与装备”使注水开发油田的管理效率发生质的飞跃。一口注水井的测调周期一般为3至4个月，需要测试队伍到现场使用专用工具。“通过对大庆油田连续6个月的监测我们发现，一次测调结束后，分注合格率呈逐月下降趋势，4 个月后分注合格率就降到65.3%。”课题负责人、勘探院采油采气装备所所长裴晓含介绍。这就意味着，井下注水方案并没有按照“原定计划”执行。“智能分层注水技术可以使油田分注合格率始终达标。”课题组研究成员孙福超博士介绍，目前，这项技术已经在国内主力油田开展区块规模试验，并推广应用到中东、中亚等地区。

最难在于成本控制。与国外同类型技术相比，项目组面临着井下技术功能需求多、地下环境复杂等问题，还要考虑成本收益的问题。“经过艰苦攻关，在50美元的中低位油价下，我们仍可以实现高含水老油田低成本效益开发。”刘合表示。

在5.5寸井筒里建“工厂”

直径5.5寸的井筒，能做什么文章？

能放进去100多个零部件，将采出液完成油水分离、把大部分水带压回注到原层、将剩余油水举升到地面。“这就是课题‘井下油水分离及同井回注技术与装备’的效果。”课题负责人、东北石油大学校长蒋明虎介绍。

井下油水分离及同井回注技术，简称同井注采，被视为中国石油一项重要的超前储备技术。“利用这项技术，约有70%的水能带压回注到产出层，有效降低开采成本。” 课题组研究成员高扬博士解释，“比如，原来举升到地面的100立方米采出液里，只有1立方米油。通过应用同井注采技术，举升到地面30立方米采出液，就能有1立方米油。“举升成本、地面水处理装置建设和运行成本等都将得到大幅降低，也能最大限度降低对环境的影响。”刘合介绍。

加拿大前沿工程研究中心在20世纪90年代已经开展过同井注采现场试验。但加拿大井筒是10寸，需将分离出的水灌进废弃层。我国地层中难以找到废弃层，且还要继续利用水。

国外经验无法照搬，国内尚属空白，项目组几乎“白手起家”。从理念提出、流程设计、材料选取、装备制造到下井安装，数据计算精确到毫米级，工作安排精确到天。项目组用5年时间，完成并赶上国外10多年的进度。

“如何安全可靠且实现带压回注，并能长期持续，是最大的难点。”刘合介绍，为解决这个问题，项目组发明了适合于井下高含水采出液处理的高效旋流分离装置，创新设计了适合5.5寸套管的整体工艺管柱系统，在密封方式的可靠性方面也下大力气研究，采用偏心万向保护装置实现了可靠的承载，从而实现长期持续工作。

“其他3个课题也是一样，智能分层注水技术在井筒装了智能配水器、智能测控充电一体仪，智能分层采油技术在井筒装了智能配产器、振动信号发生器等，智能完井技术在井下安装了温度、压力等传感器，都相当于在井筒里建了一个小工厂。”刘合总结。

让地层释放“智慧”红利

近日，吐哈油田技术人员张鹏坐在电脑前，就能监测鄯南3-30井的温度、压力变化，智能完井的轻松显而易见，“以前，需要动用测井车进行生产测井，费时费力，会影响油井生产。”

近年来，随着油气资源开采逐步向复杂地质条件方向发展，水平井数量逐渐增多，多油层油气井和分支井开采中的层间干扰问题层出不穷。油水井动态监测和修井作业面临的困难日益突出。“智能完井技术为解决这些问题，提供了有效手段。”课题负责人、勘探院采油采气装备所副所长沈泽俊告诉记者。

智能完井技术是在油气井进行常规完井后，在生产管柱上安装永久性井下测控装备，相当于“眼和手”。“手”，井下液控阀门，通过地面液压控制站，即可远程对其进行操作，实现分层开采，大大提高了井下各层的生产效率，控制油井出水量、延长生产周期、降低成本。井下光纤动态监测系统即“眼”，技术人员在办公室即可对井下各层段的温度、压力变化实时读取，实现智能化、远程化、实时化油井监测，及时优化方案。

“比如，以前一口井的配注方案实施周期15天，可能前10天注水量符合要求，后5天注水量达不到计划，但往往监测不到这个变化。应用智能分层注水技术后就能有效避免。” 课题组研究成员杨清海博士向记者介绍。

“技术的适应性是重要问题。随着油田生产需求的变化，我们的技术也在不断调整完善和升级，并加快工业化进程。”刘合表示，井筒项目的结束只是个开始，“下一步，我们要根据井筒监测系统收集来的数据建立数值模拟方案，将井筒管理与大数据相融合，最终实现井筒自己调整开采方案，相当于在井筒里安装一个机器人。”