智能完井 - 一种油气井自动管理形式 能够实现远程监测和控制的智能完井技术最初只是作为那些要求投入较高或技术上有难度的修井作业的替代方案, 如今这一技术已经发展成为一种功能强大的油藏管理工具今天, 无论是智能井还是进行自动化管理的油田, 其目的都是为了提高可采储量和产量尽管初期智能井技术在整个行业内的推广进程比较缓慢, 但随着该技术可靠性的不断增强, 智能井的数量在未来五年里有望实现五倍的增长 Stephen Dyer 沙特阿拉伯宰赫兰 Yasser El-Khazindar Angel Reyes 美国得克萨斯州 Rosharon Michael Huber 奥地利 Baden Ian Raw 挪威斯塔万格 David Reed 苏格兰阿伯丁 在编写本文过程中得到以下人员的帮助, 谨表谢意 : 尼日利亚拉各斯的 Marco Pellicer 和 Michael Steelman; 美国马萨诸塞州坎布里奇的 T.S. Ramakrishnan;Rosharon 的 Emmanuel Rioufol 和 Adam Vasper, 以及斯塔万格的 Mikhail Zakharov DECIDE!,ECLIPSE 100,FloWatcher,Intellitite,InterACT, MultiPort,PhaseTester,PIPESIM,PressureWatch, QUANTUM,USI( 超声波成像仪 ) 和 WellNet 等是斯伦贝谢公司的商标 1. Gao C,Rajeswaran T 和 Nakagawa E: A Literature Review on Smart Well Technology,SPE 106011, 发表在 SPE 生产与作业研讨会上, 美国俄克拉何马州俄克拉何马城,2007 年 3 月 31 日 -4 月 3 日 随着石油工业上游领域不断成功实现对已开采储量的接替, 关于全球石油产量即将开始下降的种种预测被一次次地证明是不准确的在这些新增储量中, 很大一部分来自于技术创新一些专家认为, 在近期实现突破的 能够增加可采储量的技术中, 智能完井 ( 可以在不实施修井作业的情况下在井底对产层进行监测和控制 ) 可能是最重要的一项技术正如那些认为全球石油资源正在逐步耗尽的人士所指出的那样, 除了在深水和超深水以及其他偏远地区还可能发现一些相当规模的油气储量之外, 与过去相比, 新发现油藏的规模往往较小, 而且更难以开采因此, 石油工业的原油采收率 ( 指的是在原始地质储量中, 在经济上和技术上可行, 能够被开采到地面的那部分储量 ) 总是徘徊在 [1] 35% 左右 最新的钻井和完井技术实现了储层接触面积的最大化和井眼的精确布置, 而智能井技术通过将上述两项技术相结合以及通过对油藏进行实时监测和控制, 能够显著地提高储层采收率和原油产量 本文对智能完井的增效实例进行了探讨, 重点叙述了智能井从当初作为钻机修井作业的一项替代技术, 发展成为目前包括油藏优化管理在内的成熟技术的演变过程通过墨西哥湾 北海 沙特阿拉伯及非洲地区的一些实例研究, 说明了如何利用智能井技术来以更低的成本提高采收率, 探寻获得新油气发现的潜力及大幅降低产水量另外, 由于实时监测和控制技术在效益更高的注水井和气举井中得到了应用, 本文还对智能完井技术在这一扩展领域的应用进行了分析从无钻机修井作业到油藏管理智能井的核心是地面驱动的井底阀 ( 能够对来自各个储层或分支井的流量进行控制 ) 以及永置式井底温度和压力传感器从概念上来讲, 这些井底阀是从传统的由电缆和连续油管驱动的流动控制阀演化而来, 利用工作筒实施作业, 工作筒的内轮廓与转位工具的外轮廓相匹配 4 油田新技术
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在井筒内各个系列的阀中 每个阀 都有其独特的形状 这样转位工具就 可以通过其他阀而只着陆于某一特定 的阀电缆作业人员可以通过改变转 位工具的形状来选择打开或关闭某个 特定的阀门 左图 在井口易于进入的情况下 利用滑 套从单个井筒进入多个产层实施作业是 一个相对简单 低风险 低成本的方法 但是在 20 世纪 90 年代 随着水下完井 及大位移完井数量的激增 传统的电缆 方法在经济和技术层面上都出现了问 题要在深水环境中实施常规的修井作 业需要有动态定位的深水辅助船作为工 作平台 但这些船只的成本过高 而且 将电缆或连续油管从位于海底的井口 ጎᆶഛ ڦ ༫ཤ ᅂუ๕ றဦ 可能位于海面以下数千英尺处 下入 井筒的程序也太过复杂 其风险要远远 高于常规的从干式采油树顶部进入的方 法同样 利用连续油管或钢丝沿着一 个大斜度井筒去操作一个距井口数千米 的控制阀也面临着很大的风险 以在地面驱动的液压或电力控制作 业取代机械修井作业可以有效地解决上 述难题 但是为了使这一方案能够实现 其目标 即通过预先采取措施避免实施 修井作业 控制阀应具有很高的可靠 性及很长的预期使用寿命 其维护频率 应以年计 遗憾的是 1998年的首个远程驱动 阀雏形在应用四个月后发生了故障 但 该项目却向水下开采界证明了建立远程 驱动阀系统的可行性及其所具有的巨大 潜在价值[2]受此成果的鼓舞 制造商 们开始生产出越来越可靠的设备例 如 斯伦贝谢公司的第二代远程驱动阀 的可靠率已经达到了 97%今天 从仅 具备简单的开关功能的驱动阀到由液压 驱动 电动控制 可无限设置变量的节 流阀 井底流动驱动阀已形成多个种类 下图 利用上述革新技术 工程人员 能够设计出在一定的流动截面范围内 ۉ ऐ ཚრ ۉ ጱ ୟ უ ऐ ۯدۉ ጎዃ ༫ > 由电缆和连续油管驱动的流动控制阀这些装 置在平衡封隔地层与油管柱之间的压力 实施现 场酸化处理和在选择性完井中引导流体从套管流 入油管等应用中 使用装有汽门的内套筒内套 筒的坐放短节可以配置成独特的形状 以便可以 利用标准电缆和连续油管传送的转位工具来选择 性地打开或关闭各个套筒滑套是油管柱的一部 分 ۉ ᇸࠃᆌ ব ԍ ༫ ਏ ۉ મཀྵ ব ມՅ د ໃ ڑ ཀྵ > 可用油管或电缆回收的流动控制阀与以前的智能流动控制阀不同 这些控制阀并不需要利用电缆 或连续油管作业来关闭 打开或不断调整流动面积 而是通过一个液压式毛细管 左 对其进行远程 驱动 或在电气系统中通过向机电驱动器发送一个电信号来实施控制 右 图中的两种控制阀都可 以用油管回收 6 油田新技术
> 改进后的接头以前 大多数的监测系统故障都是由于流体通过电缆接头 通常通过压力计电缆头 进入组件引起的图中显示的斯伦贝谢 Intellitite 干 式电偶连接器可以降低此类事故发生的可能性该连接器采用标准的连接器 内联电缆接头 压力计电缆头 单压力计 Y 及 Y 和 W 双压力计连 接器 设计和配置技术 设计上分焊接式和非焊接式两种非焊接式连接器配 备有独立的备用金属-金属密封圈 而在井场这两种连接器都要利用一种声波 探测设备进行测试这样 作业者可以不必单纯依赖直观的压力计读数来确定 密封圈的压力密封性 种油藏管理工具 能够在恶劣环境下长 期工作 性能卓越的井下永久性压力和 温度传感器的出现大大地推动了智能井 从作为一种规避修井作业措施到油藏管 理工具的变化 左上图 随着电连接可 > 永久型实时油藏和生产监测系统这个包含了 靠性的增强 这在过去曾是井下电子设 六个压力计的WellNet油气井地面-井下通讯系统 备中的一个薄弱环节 智能井的寿命 是专门为西非海上一个超深水项目而设计的为 了增加可靠性 压力计对储层的底部和顶部以及 得到了延长 而这也进一步强化了智能 油管内部的压力都进行测量斯伦贝谢永久型石 井作为油藏管理工具的这一新角色今 英压力计包含有焊接式电缆头接头选件 用于预 防腐蚀性流体 冲击 振动和拉伸作用等对其造 天 丰富多样的可独立测试 机械式 全 成破坏 从而延长其使用寿命非焊接式的电缆 焊接的连接器和接头使智能井技术的可 头提供有三个独立的金属 - 金属密封圈上述两 种压力计的额定使用寿命均为 10 年 靠性实现了质的飞跃 右上图 随着这些新技术的应用 今天人们 所能监测到的数据远远不只是压力和温 度数据人们还利用永久型井底多相流 与产层的生产剖面相匹配 可远程控 量计 地震检波器和电极技术来获取井 制的阀门来 筒外的地层图像这些设备都通过控制 尽管智能井技术应用的最初目标 中心进行衔接而这些控制中心能够帮 即延长油井寿命 已经实现 但那并不 助人们对各种变化情况做出近乎瞬时的 是该技术最具潜力的应用领域今天 响应同时人们也可以利用智能完井数 业界已经逐渐认识到 只有将智能井技 据不断优化和更新生产模型和模拟 对 术作为一种提高储层采收率的工具才能 各个产层和分支井眼实施生产测试和测 够最大限度地发挥其潜力智能井概念 试解释 预测出砂和水侵以及测试流量 的这种变化趋势 从取代修井转变为一 和含水率等 2007 年冬季刊 智能完井的选择 储层监测和控制的优点非常明显 例如 由于井很少只穿过单个含油气 层 因此 完井工程人员经常需要在多 层合采和按次序开采各个油层之间作出 选择以前 只有在各个产层之间的压 力和流体组分配伍时才可能会选择多层 合采 而且也不存在开采管理方面的问 题通过完井技术也可以同时开采两个 或三个 有时甚至可以是四个 射孔段 各个产层之间都经过机械隔离 并通过 单独的生产管柱流往地面 按次序开采产层的方法通常需要在 一个产层的产油量达到经济极限后对其 实施封堵和报废 以沿着井眼对上一个 产层实施完井在所有产层开采完毕之 前将一直重复这一过程但几乎在所有 开采实例中 利用这一开采策略都会导 致大量的储量被遗留在油层中而未得到 开采 而且各产层衰竭开采期的延长也 将导致生产剖面不理想 2. Konopczynski M 和 Nielsen VJ Intelligent Completions A Decade of Innovation Revolutionizes the Industry World Oil 228 卷 第 5 期 2007 年 5 月 1 日 55-56 7
ᆳଉ, % 125 100 ئ C, B A 75 ئ A 50 ئ B 25 ئ C 0 10 20 30 40 क़Ljሆ 50 60 70 > 多层合采与按次序开采之间的比较墨西哥湾某作业公司生产曲线表明多 层合采 红色 比按次序开采 蓝色 具有更大的产量优势作业人员在该 井中下入了两个流动控制阀分别用于控制上下产层在该实例中 当一个产 层的含水率威胁到净产量时 作业人员就将该产层关闭 结果显示多层合采 的产量比按次序开采的预测产量提高了 28% 相反 利用智能完井技术按次序开 采产层 这需要从地面远程打开和关闭 各个产层 则不但可以节省修井费用 还能够避免出现不理想的生产剖面 从 而提高产量 上图 另外 可以通过 利用设置可变的控制阀控制高压层的流 体流动 防止层间窜流来中止按次序开 采 以进行合采例如 壳牌公司位于 墨西哥湾 Na Kika 开发区的 Fourier 3 号 井三个产层合采后的预测采收率比按次 序完井方案的预测采收率提高 28%[3] 上述结果并不能说明在任何应用条 件下智能完井技术都会带来增值经验 表明 利用智能完井技术可以提高的产 量幅度取决于储层中诸如孔隙度和渗透 率分布之类的因素应用智能井技术并 不要求智能油田中的每口井都要实施智 能完井只有在确定特定油田的储层类 型适合智能井技术后 作业者才能够决 定是否对油田中规划的各油井实施智能 完井技术 候选井筛选程序有时只是一个简单 的分析方法 有时则要靠复杂的油藏模 拟模型来实现由于诸如储层特征 产 液组分 油井动态和采收率之类的固有 不确定性因素的存在 在筛选过程中使 用随机 而不是确定性的 方法非常重 要[4] 经过长时间的经验积累 人们总结 出了用于选择智能井策略的通用指南 例如 渗透率均匀的储层中的远程驱动 阀乍看上去像是一种用来有效控制注水 并进而可以延长油井寿命及提高最终采 收率的工具但是 如果要在该储层内 一个相对较短的层段内实施完井 那么 可能因为无法形成一个良好的不均匀流 体前缘而导致智能完井在经济上得不偿 失[5]换句话说 由于油流和水流不那么 容易区分 作业人员可能很难在不影响 一种液流的情况下去控制另一种液流 这时采用智能完井将会是一种浪费 在成层油藏中实施智能完井技术可 能能够获得不错的效果 而当分隔砂岩 的泥岩层呈连续分布同时盖层不具渗透 3. Glandt CA Reservoir Aspects of Smart Wells SPE 81107 发表在 SPE 拉美和加勒比地区石油 工程会议上 特立尼达和多巴哥西班牙港 2003 年 4 月 27-30 日 Screening of Reservoir Types for Optimisation of Intelligent Well Design SPE 94053 发表在 SPE Europec/EAGE 年会上 西班牙马德里 2005 年 6 月 13-16 日 4. Arashi A Konopczynski M Nielson VJ 和 Giuliani C Defining and Implementing Functional Requirements of an Intelligent-Well Completion System SPE 107829 发表在 SPE 拉美和加勒 比地区石油工程会议上 布宜诺斯艾利斯 2007 年 4 月 15-18 日 6. Sharma AK Chorn LG Han J 和 Rajagopalan S Quantifying Value Creation from Intelligent Completion Technology Implementation SPE 78277 发表在 SPE 欧洲石油大会上 阿伯丁 2002 年 10 月 29-31 日 7. Ebadi 等人 参考文献 5 5. Ebadi F Davies DR Reynolds M 和 Corbett PWM 8. Holland J Oberwinkler C Huber M 和 Zangl G 8 性时 智能完井技术的效果要好得多 这里的原因很明显 因此 在同一成 层油藏中 智能完井技术能对那些穿过 几个严密分隔的储集层的油井发挥良好 的作用 研究人员为筛选智能完井候选井而 开发出来的一套数学模型利用油藏模拟 和油井模拟技术可生成一个智能完井优 势比较模型针对那些能够对需要进行 修井 油藏监测或油藏管理的事件的发 生时间产生影响的油藏动态变化 制订 出各种情形来对其进行模拟 而这些模 拟情形常常要受地质不确定性和油藏非 均质性的影响[6] 在非均质河道沉积储层中 智能 完井技术所能带来的好处取决于油井 动态 而油井动态又取决于与地层渗 透率和河道连通性有关的钻井地质导 向这是因为流动控制阀的有效性取 决于节流阀 而节流阀的设置又与产 能密切相关 [7]但是 从本质上来讲 大多数非均质性油藏都能从智能完井 技术中受益 因为非均质油藏中渗透 率和孔隙度的变化容易产生那种最适 于可变设置式控制阀工作的流体前缘 数据利用 一旦决定实施智能井技术后 油藏 工程师必须对其使用大量新数据的方法 进行优化以最大限度地实现智能井技术 的价值今天 在由先进的永久型井下 和地面传感器所提供的数据中 事实上 仅有一部分为那些旨在减少修井次数的 生产策略及旨在避免水锥和气窜出现的 基本流动控制管理策略所采用事实 上 现代仪器生成数据的速度之快使工 程人员一般不得不依靠专门设计的报警 Utilizing the Value of Continuously Measured Data SPE 90404 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 休斯敦 2004 年 9 月 26-29 日 9. Oberwinkler C和Stundner M From Real-time Data to Production Optimization SPE 87008 发表在 SPE 亚太地区资产管理综合建模会议上 2004 年 3 月 29-30 10. 神经网络从收集到的数据中获取信息 进而 找出数据之间的内在关系 因此数据越多其 成功率越高一旦建立起数据之间的关系 就可以利用神经网络预测具体的事件 使 工程人员及时采取主动的防范措施 油田新技术
系统来检测他们无法检测到的井下环境 变化 当需要处理的数据过多时 如果概 念太过宽泛 如生产优化 过去的软 件便难以适应结果人们只能针对油田 的各个要素分别进行决策 而缺乏一致 的总体策略 要解决上述难题 可以利用自动化 油藏监测系统 ARS 将大量数据转化 成有用的数据形式 [8]为了便于工程人 员在台式电脑上使用数据 ARS系统通 过数据筛选 汇总和检测等功能来对储 存在数据中心的数据进行预处理 数据筛选是指利用上下限原则清除 部分不现实的数据多数情况下利用该 原则可以清除数据集中 80% 的异常数 据数据汇总是指将以秒或分钟为间隔 的高频率数据转化成易于处理的 以15 分钟为一个间隔单位的数据集数据检 测是指将数据与工程人员设定的 或按 模拟值设定的 阈值相比较 如果该数 值大于或小于设定的阈值 那么ARS系 统就会发出警报 除了高频率数据之外 也可以将日 数据和月数据整合进数据中心 再在数 据中心内开展同样的筛选和检测工作 由于此时的时间间隔较长 无需进行数 据汇总此类低频率数据可能包含诸如 油气销售量 试井和配产之类的变量 将全部数据采集到一个易于访问的数据 中心中有助于为不同的软件确定合适的 时间增量 这里所说的 自动化 不应与无人 工介入的油藏管理系统相混淆此处所 指的自动化的功能是处理那些会占用工 程人员大量时间却不会为资产管理程序 带来多少增值的低级别程序一旦数据 筛选 汇总和检测的参数确定下来 程 序将在无人工介入的情况下 在规定的 时间将数据传输到相应的软件中 请参 见 从储层到加工厂的生产优化 第 18 页 自动化程序的第二个部分涉及到趋 势 模型或阈值实测数据与计算数据之 间的比较 如递减曲线趋势 油井模型 油藏数值模型或注采比阈值数据等最 近 ARS 方案被应用在了位于密西西比 峡谷 538 区块和 582 区块的墨西哥湾 Medusa 油田中该油田位于水深 2200 英尺 671 米 海域 由 Murphy 勘探与 生产公司负责作业该油田设计了 6 口 生产井 采出的油气输往一个立柱式平 台为了将平台上的高频率数据自动传 输到陆上作业人员办公室 斯伦贝谢的 工程人员采用了ARS系统工程人员对 数据的质量进行了控制 并将数据汇总 成以15分钟为一个间隔单位的数据集 以便将其传输到其他应用软件中此 外 为了生成预警参数 以便在出现偏 差时及时提醒工程人员 ARS系统还对 趋势 模型或阈值实测数据和计算数据 进行了自动比较 建立在DECIDE! 数据挖掘技术基础 之上的生产优化软件是 ARS 系统的核 心 下图 数据中心通过不受时间增 量影响的存储链接将海上高频率数据库 和工程人员电脑中的数据库相连接在 对数据进行筛选和汇总的同时 系统在 后台自动评估含水率 累计产量 油气 比及其他参数 然后再将这些参数存储 到数据中心同时 ARS 系统利用能够 连续计算油 气 水产量的神经网络自 动地将总产量回配到各油井中根据输 入的结构参数 可以对输出参数 在本 例中是产量 进行模拟[9]还可以利用 神经网络对油井测试产量数据和回配的 产量数据进行比较速度和准确度是该 技术的优势所在[10] ఇ ഗ ຕ ᇱ๔ߛ ୲ຕ ฉ ຕ ࡗג 3000 tag ฉ ຕ 15 ݴ ዓā DECIDE! ຕ ዐ႐ 600 tag DECIDE! ॲ ຕ Medusa ૬ዹ๕ ײ ටᇵ ۉڦ స > 丰富的数据工程人员迫切需要对墨西哥湾 Medusa 油田的一个立柱式深水平台所连接的六口复杂海底油井进行监控然而 由于大量高频率离散数 据的存在 如果没有自动化的油藏监测系统 ARS 将无法对油井进行监控在将斯伦贝谢 ECLIPSE 油藏模拟软件中的 DECIDE!模块作为 ARS 的核心单 元之后 工程人员建立起一个数据中心 通过不受时间增量影响的存储链接将各个数据库 DB 连接起来 2007 年冬季刊 9
1 4-in. ੦ 1 4-in. ۯۉ უ ۉ મ ARS 系统的最大好处在于可以帮 助工程人员简化工作流程 节省时间 和人力Medusa 油田的 ARS 系统应用 效果就非常具有代表性它能更好更 快地实现数据可视化 减少石油工程 人员的数据管理工作量 由于使用同 一数据库使工作人员相互间的协作更 紧密 使汇报速度加快 使员工的流程 意识得以改善 缩短响应时间以及为工 程人员的分析和优化工作提供更多的时 间 是数据过多而是数据太少数据质量欠 佳或数据不足 尤其是在地质条件复杂 的地区 会导致油田的初期产量过低 尤其是那些主要依赖地震数据和少数几 口探井的新油田情况更是如此有时 增加可采储量 期望产量和现实产量之间的差异过大 有时候 导致问题出现的原因并非 工程人员不得不降低他们最初对可采储 量的预测结果然而 事实证明通过综 合运用储层接触面扩大技术和智能完井 技术 可以彻底改变 或至少极大地改 善 这一状况 10 3 4-in. ༫ 例如 工程人员对位于北海挪威海 域的 Gullfaks South 油田进行评估后认 为该油田的原始地质储量为 3500 万米 3 7-in. ᆳ 2.203亿桶 其中可采储量大约为1260 3 万米 7930万桶 但油田投产后不久 可采储量被调整为 240 万米 3 1510 万 桶 这个数值比原先预测的 36% 左右 5 1 2-in. ᆳ 的采收率要小得多工程人员在发现该 9 5 8-in. x 5 1 2-in. XMPᆫዊMultiPort 目标层是一个构造复杂 具有多个断 ๕ ހ ഗ 5 1 2-in.ມუ ႐ዡ 块 且其油水界面有局部变化的断层 9 5 8-in. ༫ 后 只好下调了他们的预测结果[11] 同时 负责该油田作业的 Statoil 公 司 即现在的StatoilHydro公司 也通过 油井动态数据认识到 厚度为 300 米 1 985 英尺 的 Statfjord 组并不像工程人 3 2-in. TRFC-HN-AP ଉ੦ 员原先预计的那样具有良好的连通性 相反 却是一个非均质性储层 容易引 起气窜为此 公司实施了一项提高原 3 1 2-in. TRFC-HN-LP ଉ੦ 油采收率 IOR 项目在利用 ECLIPSE 3 1 2-in. ڇ უ ႐ዡ 100油藏模拟软件进行模拟之后 Statoil 的工程人员完钻了三口海底智能水平井 7-in. ת G-01 井 F-02 井和 D-03 井斯伦贝谢 的工程人员在这三口井中都下入了井底 仪器和调节阀系统 左图 通过增加井下实时压力和温度传感 器 Statoil 公司 IOR 项目的扫油效率得 到显著提高 产生了更好的油藏驱替效 果 并减少了修井成本截至 2006 年 由于上述三井方案的采用 该项目的可 采储量比 2001 年预测的 240 万米 3 增加 了一倍多 达到 540 万米 3 3400 万桶 > 提高产量为了提高最终采收率 Statoil 公司的工程人员对三口海底智能水平 井实施了完井图中所示的 Gullfaks F-02 多分支井利用斯伦贝谢 TRFC-HN 油管可 回收流量控制阀来控制两个井眼TRFC-HN-AP 环形生产阀用于控制来自分支井 眼的流量 而 TRFC-HN-LP 侧线生产阀则用于控制来自主井眼的流量生产阀具 有 11 个工作位置 即关闭 完全打开以及另外九个介于两者之间的位置 以便 最大限度地提高生产灵活性 从而最大限度提高采收率 10 11. Haugen V Fagerbakke A-K Samsonsen B 和 Krogh PK Subsea Smart Multilateral Wells Increase Reserves at Gullfaks South Statfjord SPE 95721 发表在 SPE/DOE 提高采收率研讨会上 塔尔 萨 2006 年 4 月 22-26 日 油田新技术
位于 Haradh 油田 Haradh 油田是沙特 阿拉伯 Ghawar 大型油田西南部的一个 子油田Haradh 地区的生产在 1996 年 5 月到2006年1月的近10年间经历了三个 递增阶段第一个开发阶段采用的是常 规的完井方法 而随着经验的积累 沙 特阿美石油公司的工程人员在第二和第 三个阶段引进了MRC 多分支井和智能 完井技术 右图 Haradh 油田的 A12 井最初是利用一 个水平设置的7英寸衬管完井的工程人 员接着在衬管底部钻了一个61/8英寸的水 平裸眼段 然后在一段主井眼钻进期间 出现了严重的井液漏失的井段下入了一 个41/2 英寸的衬管接着 工程人员又从 7 英寸衬管钻了另外两个 61/8 英寸的分支 井眼 并进行了裸眼完井 下图 采用这一标准的多分支井完井技术 后 起初并没有产出水 但不到一年 含水率就达到23%左右结果导致有效 沙特阿拉伯的团队合作实例 压降和总产量下降 处理和处置成本增 2004 年 在一个理论论证项目中 加 使作业者不得不紧急寻找控制产水 沙特阿美石油公司的工程人员完钻了 的措施 一口最大储层接触面 MRC 井该井 斯伦贝谢公司的工程人员针对上述 问题设计并实施了一个智能完井系统 该系统利用多位置井下流动控制阀和地 面流量测量技术来选择性地对三个产层 的产水量进行分别控制在对井下流动 控制阀进行优化之后 含水率从23%几 乎降到了零 项目的成功实施也为作业公司提供 了大量的复杂储层资料 从而为该油田 其他智能井的建设提供了技术依据 多分支井和智能完井技术 如为 Gullfaks South油田所设计的技术 是一 对自然匹配的技术智能完井技术使 作业者能够以处理单个井筒中单个产 层一样的方式轻而易举地对各个分支 井眼进行隔离 测试和调整通过这种 灵活的方式 工程人员可以确定每个 分支井的流动剖面 继而利用油藏模 型和多相流量仪确定各井眼的最佳产 量及对总产量的贡献率 同时能够防 止水锥和气窜现象的出现通过在油 井整个寿命周期内对各分支井持续进 行监测 作业者能够对每个分支井眼 实时地进行调整 从而实现维持油井 最高产量 延长油井经济寿命或加速 生产的目的 6915ᆈ ศ ڦت ༫ 6943ᆈ ศ ڦت 3 QUANTUM MultiPort ހ ഗ 6943ᆈ ศ ت ڦ 3 TFRC-H 10ࠅ 6 ᆈ > Haradh地区的构造Haradh油田是沙特阿拉伯 Ghawar 大型油田西南部的一个子油田1996 年 5 月 2003 年 4 月和 2006 年 1 月 Haradh 油田的储 量连续三次实现递增 每次增量相当目前该油 田总产能为 90 万桶 / 日 14.3 万米 3/ 日 Haradh 油田长 75 公里 46 英里 最宽的部分为 26 公里 16 英里 在第二次储量增加阶段 工程人员采 用了水平井 最大储层接触及智能井等技术这 些技术为储层总体管理带来的积极影响促使作业 公司采用多分支井和智能完井技术实现了储量的 第三次增长 ጺศ 13588ᆈ ศ ڦت 1 ݴ ኧ ጺศ 13000ᆈ ศ ڦت 1.1 ݴ ኧ 7501ᆈ ศ ڦت 2 QUANTUM MultiPort ހ ഗ 11008ᆈ ศ ت ڦ 7ᆈ ת 6880ᆈ ศ ڦت PressureWatch႐ዡ 7512ᆈ ศ ت ڦ 2 TFRC-H 6975ᆈ ศ ڦت 9 5 8ᆈ ༫ ၸ ጺศ 14500 ᆈ ศ ڦت 2 ݴ ኧ 9234ᆈ ศ ڦ 1 TFRC-H 9233ᆈ ศ ڦت 1 QUANTUM MultiPort ހ ഗ 11622ᆈ ศ ت ڦ 4 1 2ᆈ ת > 智能多分支井Haradh A12 油井包括一个水平设置的 7 英寸衬管 一个水平裸眼段和一个 41/2 英寸的衬管工程人员在 7 英寸衬管上又钻了两个分支井 并进行了裸眼完井采用井下流量控制和测量技术并结合多分支井的储层接触面大的优势 工程人员大大地降低了 Haradh 油田的产水量 2007 年冬季刊 11
油井流动测试中 每个阀都要经过10轮 以上的驱动测试 包括110种位置变化 相当于几年的典型作业工作量 工程 人员在对油井实施了全面的流动测试之 后将其投产 产水量降至最低沙特阿 美石油公司的工程人员总结后认为 如 果没有智能完井技术 该油井将被水 淹 无法继续进行生产[12] 无储量遗留 与多分支井相同 叠层油藏多层合 采作业常常可以为作业者减少开采不同 地层所需的油井数量 从而降低投资成 本和投资风险近几年 日益先进的导 向式钻具组合的应用推动了该生产技术 的发展这种钻具组合能够帮助作业公 司钻长距离 大斜度的探井在此类复 杂油井中实施智能完井技术有助于促进 > 实时优化在将能够从地面对流量进行测量的 PhaseTester 便携式多相油井 生产优化 即使在生产过程中出现动态 生产监测设备 井下压力和温度测量技术和InterACT实时监测和数据传输系统 变化 相结合后 沙特阿美石油公司的工程人员得以对井下流量控制阀的设置进行实 时调整实时优化技术帮助该公司最大限度地增加了产油量 降低了含水率 实时传送信息的传感器使工程师能 够通过远程驱动流量控制阀来检测和应 如 现场工作组由一个完井施工队 一 对地层内的变化针对流动状态变化 Haradh 油田智能井应用的成功是 将项目管理方法引入设计 规划和施工 个储层评价电缆作业队 一个连续油管 一个产层中出现的次相流动突破 进行 程序的结果斯伦贝谢的五个部门与沙 施工队和一个由斯伦贝谢先进完井项目 调整适应的能力是十分重要的 因为此 特阿美石油公司的设施 生产 钻井和 经理领导的多相流动测试队组成结合 时是调整油井生产策略 以提高原油产 [13] 修井 油藏管理和油藏描述部门开展了 该井以往的修井作业史 同时考虑到该 量和降低气产量或水产量的最佳时机 也正是利用智能完井技术的这些性 合作斯伦贝谢与沙特阿美石油公司的 井可能存在的会影响智能完井施工的套 油藏管理和油藏描述部门在PIPESIM生 管变形问题 储层评价电缆作业队和油 能 某作业公司得以确定一个远离现有 产系统分析软件中建立了一个多分支井 井服务部门通过连续油管下入了USI超 基础设施的新油气发现具备经济可开发 模型 用来评估各种含水率条件下各分 声波成像腐蚀测井仪USI 超声波成像 性埃克森美孚旗下的 Mobil Producing 支井的压力通过模拟 研究人员对多 腐 蚀 测 井 仪 证 实 了 套 管 的 完 整 性 和 Nigeria Unlimited MPN 公司在位于尼 种压力和流量条件下分支井通过阀门的 QUANTUM 砾石充填及多孔 MultiPort 旁 日利亚浅海水域的 Usari 油田从一个现 动态进行了评估 通封隔器的适用性现场工作组利用 有的海上平台上钻了一口大位移井 在实施项目之前 来自斯伦贝谢和 PhaseTester 便携式多相油井生产监测 Usari 油田位于水深 72 英尺 22 米 处 当时 沙特阿美石油公司的 30 多名多学科小 系统和InterACT实时监测和数据传输系 离海岸大约有 16 英里 25 公里 组成员召开了一个为期两天的研讨会 统对智能完井作业进行了优化 上图 的油田开发方案是将两个卫星平台上的 对项目规划 完井方案 设计标准和实 使沙特阿美石油公司的工程人员可以在 25 口井的产量汇集到一个主平台上 在该油田中已经发现了35个储层 施程序以及各方的职责进行了明确与 他们位于市区的办公室内对井下流量控 会者共同制定了一份包含 28 项作业细 制阀进行实时调整 从而最大限度地提 根据流体性质 压力范围和地质特征将 这35个储层分成了三类 称为浅层 中 节的列表 以确保在作业过程中不会出 高产量 降低含水率 现任何问题 在设备测试和安装以及随后进行的 层和深层 分别包含 18 个 15 个和 2 个 12. Mubarak SM Pham TR Shamrani SS 和 Shafiq M Using Down-Hole Control Valves to Sustain Oil Production from the First Maximum Reservoir Contact Multilateral and Smart Well in Ghawar Field Case Study IPTC 11630 发表在国际石油技术会议 上 阿联酋迪拜 2007 年 12 月 4-6 日 12 13. Graf T Graf SP Evbomoen P 和 Umadia C A Rigorous Well Model to Optimize Production from Intelligent Wells and Establish the Back-Allocation Algorithm SPE 99994 发表在 SPE Europec/EAGE 年会暨展览会上 奥地利维也纳 2006 年 6 月 12-15 日 14. 异径井眼封隔器利用整个油管内径提供一个 密封孔 密封组件与大井眼封隔器结合后可 以封堵整个油管内径该配置特别适合多个 射孔段或多层完井方案单层完井配置同样 会受益于封隔器的大内径设计 这种设计对 于大流量生产来说尤为重要 油田新技术
12,000 11,000 Ք ኵ 10,000 50ར0psi.නDŽए ݛإ ӄDž PI GOR 770 ᆈ 30ར ਸ ڦ ᆳ უ 700 psi ᆳ 173 F (7-US1G) ᆳ უ 2,660 psi ᆦ ႙ ᆈუ 3 1 2-in. TRFC ᅂଉLjར0න 9,000 9 5 8-in. MultiPort ಖཚ ހ ഗ 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 9 5 8-in. x 7 1 8-in. x 6-in. ᅴ০ ག ހ ഗ ཚࡗ ڦ ཞዡ ހ ፇॲ ئ 3 9 5 8-in. x 7 1 8-in. x 6-in. ᅴ০ ག ހ ഗ ཚࡗ ڦ ཞዡ ހ ፇॲ ᆦ ႙ ᆈუ 0 0 1 2 3 4 5 6 ੦ ڦ ዃ 7 8 9 10 > 了解控制过程要进行多层合采 工程人员需要精确地设计井下流量控制 阀并对各产层对其他产层的影响有清楚的了解图中米黄色区域代表的是在 对 31/2 英寸流量控制阀预先设定的 11 种节流位置进行逐步调试时来自 7-US1G 层的预期产量这是在另外两个产层 紫色代表 8-US1G 层 粉色代表 9-US1G 层 的控制阀处于完全打开状态并根据图中图例所列的生产条件进行生产时 所做的模拟结果上图显示当中部储层和下部储层的节流阀完全打开 同时 当7-US1G 层节流阀的相位在完全关闭和完全打开之间逐步转换时 油井的总 产液量在大约从 9800 桶 / 日 1557 米 3/ 日 到 10700 桶 / 日 1700 米 3/ 日 的 范围内变化根据控制潜在水 气产量的精度要求 每转换一个节流阀的位 置 7-US1G 层的产量变化在 500 桶 / 日 79 米 3/ 日 左右本次模拟中大部分 的产量来自 8-US1G 层 这是因为 8-US1G 层的油藏压力高 而且估算的生产 指数 PI 为 50 桶 / psi- 日 1.15 米 3/kPa- 日 2 7 8-in. TRFC 井在Usari 油田的地堑地区发现了7个新 的储层由于浅层气影响了该地区的地 震勘探效果 作业人员对其掌握的井控 区以外地区的构造信息缺乏信心因此 9 5 8-in. x 7 1 8-in. x 6-in. 在采用新平台开发该发现之前 有必要 ᅴ০ ག ހ ഗ 尽可能减少诸如储层断块 储层展布范 ཚࡗ ڦ ཞዡ ހ ፇॲ 围和储层产能等可能存在的不确定因素 ᆦ ႙ ᆈუ 为此 斯伦贝谢公司和 MPN 公司 的工程人员利用现有平台钻了一口井眼 2 7 8-in. TRFC 长 15000 英尺 4572 米 的大位移井 ئ 1 Usari 32B 井 扩边井眼长 8620 英尺 2672 米 斜度为 75 度为了解答作业 人员关心的储层产能和生产特性问题 该井钻穿了 7 个储层中的 3 个沿井筒 9 5 8-in. ༫ ၸ 所做的储层隔离由一组 95/8 英寸 71/8 > 设计方案工程人员对Usari 32B井的三个砾石 英寸 6 英寸的异径砾石充填封隔器 充填 GP 层段实施了多层合采作业作业过程 中 工程人员利用井下可回收式油管流量控制 和一套置于6英寸封隔器孔眼内的同轴 TRFC 阀和传感器对各个产层分别实施了监控 密封组件来完成[14]工程人员还计划在 不同的储层中实施两次类似的完井以解 油层当前正在开采的储层包括浅层中 决储层断块和展布范围方面的地质不确 的 4 个油层 中层中的 10 个油层及深层 定性问题 左上图 在对三个砾石充填层段分别进行监 中的 2 个油层 2001 年 勘探人员通过一口近场探 控的同时对其进行合采 这一生产方式 ئ 2 2007 年冬季刊 的另外一个优点是每钻三口井便相当于 多钻了一口井这是因为 利用这样的 一口井可以开采三个产层 而常规完井 技术只能开采两个产层 尼日利亚政府规定禁止使用多层合 采但工程人员向尼日利亚石油资源部 DPR 证明了通过井下压力和温度数 据解释而获得的间接流量测量数据在与 常规产层测试数据结合后可以为人们提 供产量回配数据 这一结果让石油资源 部很满意另外 数据通过 InterACT 系 统可以被直接传输到工程人员的电脑 中 这进一步使尼日利亚有关部门对该 方案的效果深信不疑 最后 MPN 公司得到了尼政府的 特批 获权利用 95/8 英寸的砾石充填完 井技术对三个储层实施合采 每个产层 中都配备了设置可变更的节流阀和压力 与温度传感器位于下方的两个节流阀 可以有 9 种位置变化 其中包括完全打 开和完全关闭 其最大当量流动面积 为 27/8 英寸 右上图 13
න ଉࠚ໙ኵLjར0න 15,000 14,000 9-US1G 13,000 12,000 11,000 10,000 8-US1G 7-US1G 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 12/28/05 12/14/05 11/30/05 11/16/05 11/02/05 10/19/05 10/05/05 09/21/05 09/07/05 08/24/05 08/10/05 07/27/05 07/13/05 06/29/05 06/15/05 06/01/05 1,000 0 න!! > Usari 32B 井前 6 个月产量图在生产过程中所有流量控制阀都是完全打开的研究人员利用通过试井 获得的向井流动动态 油井产量与井底流动压力关系图 曲线对各个产层的流量进行了评估上图显示 该地区 9-US1G 层 绿色 和 8-US1G 层 蓝色 的生产指数为 10 15 桶 /psi- 日 0.23 0.35 米 3/kPa- 日 来自该区域上部 生产指数大约为 50 桶 /psi- 日的 7-US1G 层的产量占主导地位 对顶部高产油层实施控制的第三个 阀有11种位置变化 其当量流动面积为 31/2 英寸 可以容纳来自所有层段的混 合油流[15] 在油井投产时以及在油井投产三个 月后 作业人员对该井实施了测试井 下压力数据表明 油层的产能随着生产 过程中洗井作业的进一步展开而得到了 不断提高 上图 为了预测各油层产 量 作业人员将压力和产量数据输入到 了模型中 智能完井技术在 Usari 32B 井中的 成功应用使 MPN 公司对其现有基础设 施无法触及的储量有了更好的认识为 了弄清楚断块 储层展布范围和产能等 其他几个未解决的问题 MPN 公司规 划了两口井 利用智能方法提高采收率实例 专家们预计未来将有最多达 40% 的智能完井技术应用于注水井中促成 这两种技术相结合的原因很明显 结 束注水的时间点历来与生产井可接受的 最大含水率水平有关这一标准很容易 导致大量的原油无法被驱替出来而遗漏 在地下 长期以来 人们主要靠固井完井 下封隔器 使用化学调配剂和选择性射 孔等方法改变沿井筒的流量分配来降低 产水量而通过井下控制阀控制注水量 同样可以达到这一目标 而且效果更 好 成本更低当今 在储层与井筒接 触面较大的大斜度井中的注水前缘对井 筒中各产层流量分配的调整尤为敏感 这一情况能够平衡流体优先流往高渗透 率层段这一自然趋势 [16] 井底注水量要么是根据压力 要么 是根据流量控制参数而设计的在向一 些被不渗透阻挡层隔离的产层中注水 时 智能阀的作用相当于节流阀 能够 使各个注入点保持合理的压力 从而使 用一个泵就能达到作业目的如果不采 用这一作业方式 则需要在每个产层中 各下入一个独立的泵 或者使所有产层 保持相同的压力前者成本较高 而后 者效果不是很理想当流动层段中没有 不渗透阻挡层时 可以利用流动控制的 方法来控制注水前缘的形状需要再次 进行说明的是 上述方案要么为各个产 层单独设置固定流量泵 要么仅采用一 个由井下控制阀将流量控制在预设水平 的单个的泵 远程驱动井底阀注水系统尤其适合 水下完井 因为它可以在无钻机修井的 情况下改变注水层段 这一优势使其具 有很大的吸引力与其他上游领域一 样 水下修井除了在成本和技术方面的 问题之外 还在油藏管理方面面临着更 大的挑战深水储层一般都是层状的 且厚度可以达到数千英尺这类储层主 15. Brock WR Oleh EO Linscott JP 和 Agara S Application of Intelligent-Completion Technology in a Triple-Zone Gravel Packed Commingled Producer SPE 101021 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 得克萨斯州圣安东尼奥 2006年9月24 27日 17. Bussear T和Barrilleaux M Design and Qualification of Remotely-Operated Downhole Flow Control System for High-Rate Water Injection in Deepwater SPE 88563 发表在 SPE 亚太油气大会暨展览会上 澳大利亚珀斯 2004 年 10 月 18-20 日 16. Ramakrishnan TS On Reservoir Fluid-Flow Control with Smart Completions SPE 84219 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 丹佛 2003 年 10 月 5-8 日 18. 干扰试井用来对由生产井的产量变化或注水 井注入量变化而引起的 记录在观测井中的 各个时间段内出现的压力变化进行记录在 经济可行的油气藏中 一口井要生产相当长 的一段时间才能对邻井的压力产生一定的影 响由于干扰试井的成本高 同时要在较长 时间内维持固定流量有较大的难度 因此 这类作业开展的并不多随着永久型压力计 应用的增加 干扰试井作业将来可能会越来 越普及 14 油田新技术
ଉ ጀ ں ௬ णဣཥ Flow rate Intelligent Water Injector क़ Oil Producer Flow rate Time Time ଉ ᆳ ૬ Ҿጎ Ⴊ ੦ ဣཥ મ क़ ጀ ᆳ უ հ უ FloWatcher ഗ > 水下注水作业此海上油田的注水井配备有一个 FloWatcher 一体化永久型生产监测器该监测器位于流量控制阀的下方 以便可以对下部层段的注入 量进行实时测量 右上插图 同时 工程人员还测量了生产井中的井下压力和温度 并绘制了流量图 右下插图 另外 通过结合压降试井测试资料 以及应用褶积技术 在注水过程中还能进行不稳定试井测试FloWatcher 监测器所测得的注入量比测试过程中在浮式采油 储油和卸油装置 FPSO 的 泵出口处测得的注入量要大在位于得克萨斯州Rosharon的斯伦贝谢实验室完成了校准试验后 作业人员得出结论 在确定井组配注量时来自FloWatcher 监测器的测试数据比在泵口测得的数据更准确 要采用注水的方式进行开发 其目的通 注水井在与智能井技术结合后还可 常是为了保持压力 以用来确定某些油藏特征在一个海上 在这种环境下 远程驱动的井底阀 油田项目中 作业人员利用两口注水井 的作用相当于一个有效的注水分配控制 其中一口是一个双管智能完井 而另 工具 它能够在提高扫油效率和采收率 一口是单一的注水井 实施了一项干扰 的同时防止过早出现水淹 [17] 测试来确定两口油井之间隔有一个断层 2007 年冬季刊 的某个产层的连通性[18]在干扰测试过 程中 作业人员利用一个临时性的浮铅 连接生产井和注水井 以便能够同时获 取每口井的压力和温度数据 上图 15
! ᅃ ০ 1 8ᆈ ڦ! ፊ ሰ ڦ!! ᅃ ০ 3 32ᆈ ڦ!! ፊ ሰ ڦ > 冲蚀损害注水速率较高 即使是通过一个相对较小的喷嘴 会快速地冲蚀 对面的套管在相同的一段时间内 喷嘴越小造成的损害越轻 但同时会大大 限制每口井单位时间内的注入量在海上油田中 不能靠钻更多的井来缓解上 述难题 因为在海上每钻一口井就意味着大量的成本支出 ൡၽ ڦ ፊ (TRFC-HM-AI) ༫ ০ ᆩᇀક ٷ क़ဤ ڦ ༫ ༫ ش ੨ พ ႐ ፊ ת ༫ (TRFC-HD-AI) > 缓解冲蚀在使用节流阀时 如果压差过大 喷射流就会对套管内壁造成很 大的影响通常情况下节流阀和套管壁之间的距离并不会很大 因此必须充分 了解喷射流的冲蚀特性 确保套管不受到冲蚀注水作业的另一项挑战是水流 反弹冲蚀问题 即喷射流从套管 或阀套 上反弹回来后 冲蚀节流阀斯伦 贝谢公司设计的注水阀能够在长达 20 年的油井寿命周期中 在持续的大压差 注水条件下 防止套管受到冲蚀为了确保套管内壁上的流体流速最小 该阀 门配备有一个固定的 面积更小的喷嘴 这样能够缩短喷射距并保持喷射距不 变TRFC-HD-AI 偏心 和 TRFC-HM-AI 倾斜 流量控制阀体及节流阀孔使 喷嘴最大限度地远离了套管壁 扩大了阀与套管壁之间的距离喷嘴入口和出 口的独特设计降低了喷射流对套管内壁的影响 16 但是 由于深水水域钻井成本很 高 这就要求作业人员应尽可能减少注 水井的数量这意味着需要利用少数几 口注水井来控制相当大的地层面积所 需的注水量和注入压力分别在40000桶/ 日 6360 米 3 /日 和18000 psi 124 MPa 以上 远远高于常规注采井网所需的注 入量和压力当使用节流阀时 如果压 差较大 从而导致流速快 那么注入流 将会对套管内径 ID 造成影响通常 情况下 阀外径 OD 和套管内径之间 的距离并不会太大 因此 阀对面的套 管壁的冲蚀现象就成为作业人员所关心 的一个重要问题 左图 流体通过注入阀及在注入阀周围 的流动路径不同于通过生产阀的流动 路径 这使冲蚀问题变得复杂起来 不 易解决在生产过程中 多个喷射油流 在通过流动孔时所产生的能量在控制 阀中相互冲击并消失相反 如果流体 直接从油管流入环形空间 喷射流将 会毫无阻拦地冲击套管内壁 通常位 于控制阀出口附近 有一种方法会令注水阀不容易引 起冲蚀 即遮住生产流动控制阀 造成 喷射流改变方向 从而达到保护套管 的目的但该方法具有三大缺陷 首 先 由于注射孔本身并没有为降低冲 蚀而进行优化 缩短喷射距及降低出 孔速度 护罩很快会被销蚀 其次 阀比护罩要昂贵得多 因此阀体材料 必须更优质 最后 阀外径变大后需要 相应地增加套管尺寸 斯伦贝谢公司通过采用一个带有 偏心或倾斜节流口的注水阀来确保阀 外径和套管内径之间能够保持最大的 距离 从而解决了上述难题同时 TRFC-HD-AI 离心 和 TRFC-HM-AI 倾 斜 流量控制阀还包含了一项独特的 喷嘴尺寸设计 能够降低喷嘴对套管 壁的冲蚀作用 左图 超越高端技术 智能完井技术在刚刚引入时被人 们看作是一种高成本 高风险的技术 油田新技术
ᇱᆳ ጀ ഘ ᅂუ ᆳ ഘ > 自然气举自然气举 有时也被称为就地气举 系统 利用井下传感器和流量控制阀来确保有足 够量的天然气通过套管环空进入油管液柱并将液 柱提升到地面在此过程中 需要避免天然气进 入液柱过量 从而引起层间窜流与常规系统相 比 自然气举系统成本更低 因为自然气举不需 要利用地面设施将天然气沿着环空向下输送至目 标层自然气举还具有一项优势 即可以通过一 条来自地面的液压管线远程控制注水量在常规 气举作业中 当提升地层流体所需的天然气的体 积因流体性质的变化而发生变化时 需起出电缆 回收气举阀以进行调整保护气举阀的气举阀套 蓝色 是油管柱的一部分 这是由当时较低的原油价格及该技术的 初始目的 替代钻机修井作业 所决定 的结果 智能井曾被 而且在某些领 域至今仍被 人们视为是一种只适合复 杂或高成本油井和油田的解决方案 然而今天 实时油藏监控技术在 老油田中的应用越来越普及人们利 用远程监测及驱动传感器和节流阀来 提高气举系统 电潜泵和杆式泵采油 井的效率 在那些来自一个产层中的天然气可 能与来自另一个产层的油相混合 即所 谓的自然气举 的地层中 智能完井技 术所能发挥的作用具有特殊的意义该 方法的原理与常规气举方法相同 从套 管环空进入生产油管的天然气将油柱的 静水压头降低到能够使油藏压力将产出 流体提升到地面的水平 左图 在常规系统中 来自远处气源或油 田其他井的天然气是通过环空向下泵入 的该系统需要大量的基础设施在海 上 由于这项作业要求利用更大的工作 平台来支撑诸如压缩机和立管连接之类 的重型地面设备 因而很难展开 自然气举 有时也称就地气举系 统 却不需要此类的资本支出它只需 要利用井下流量控制阀来确保有足够量 的天然气进入并举升液柱 同时避免因 天然气进入过量而严重影响原油产量 或在最糟糕的情况下在各个层段之间出 现层间窜流[19] 常规气举系统也是利用流量控制阀 来调节环空和油管之间的气流然而 与 智能阀不同 常规气举阀节流孔的尺寸 是固定的 因此在油藏环境或流体条件 发生变化时 需要利用钢丝或连续油管 作业起出气举阀 改变其尺寸后再重新 将其下入井中和其他智能完井一样 也 可以对流入井筒的天然气进行监控 前文曾经提到 智能井技术的最新 成果包括先进的石英压力 温度传感器 及可远程控制的可变设置的节流阀然 而 由于简单的应变计和只配有打开和 关闭两种位置的远程操纵流量控制阀的 成本极低 因此这两种工具仍然还被用 在老油田人工举升井的智能完井作业中 例如 此类工具在与电潜泵 ESP 技术结合后可以用来在可能出现水淹的 地方选择性地封堵层段 在泵关闭时 防止流体损失 或者为实现泵增压或 备用而对 ESP 进行串列配置 请参见 电潜泵在智能人工举升中的应用 第 30 页 智能油田 建设智能油田的目的是使尽可能多 的工作任务实现自动化处理 以通过增 加产量和减少成本来提高资产的净现 值因此 对很多作业公司来说 智能 油田的最终目标是 除了某些基本维护 作业和除了出现一些很少出现或不可预 测的事件时 在生产过程中完全免去人 工干预在这种情况下 系统从各井和 各地面设施中为数众多的节点中采集和 处理大量数据 然后再对这些数据进行 合理化处理和逻辑决策 以优化油田生 产 并通过远程控制实施这些策略在 智能油田的最终蓝图中 监测及监测到 情况后相应采取的行动都将是在一个连 续周期内实时开展的 请参见 一体化 资产管理系统方法 第 34 页 总体而言 此类自动化系统是否可 行以及是否合乎需求还有待确定同 时 智能完井技术的最大价值在于它能 够将实时数据和实时控制引入到诸如递 减曲线分析 物质平衡计算 向井流动 动态关系曲线和油藏模拟之类的常规油 气藏工程工具中 从而帮助人们改善油 藏管理然而 智能井最主要的价值还 在于作业人员可以利用智能完井技术对 油气藏进行主动控制 最大限度地提高 采收率和优化生产 RvF 19. 有关气举技术更多的信息 请参见 Bin Jahid M Lyngholm A Opsal M Vasper A 和 White T 气举方法的技术创新 油田新技术 18 卷 第 4 期 2006/2007 年冬季刊 44-53 2007 年冬季刊 17