国内外智能完井技术适应性分析及设计实例

豆宁辉, 何汉平， 陈向军， 孔令军， 刘瑞杰， 张 萌

(1中国石化石油工程技术研究院 2中国石油规划计划部 3中国石油办公厅)

伴随着油气资源的大量开采，很多油田已进入高采出程度、高含水的“双高”阶段，多数油井逐步进入生产中后期，随着开采年限的增长、油气水井井况日趋变差，井下作业工作量呈现出上升趋势。智能完井技术是一种先进的油藏生产管理技术，能有效提高采收率、减少修井作业时间、降低井下作业成本、提高采收率、增加单井油气产量，但是该技术在国内还处于研究起步阶段，本文从国外的调研到设计模拟分析和经济评价分析，进行了探索性研究，对我国发展智能完井具有一定借鉴意义。

一、技术现状与适应性分析

1. 技术现状

智能完井系统被称作是井下永久监测控制系统，是一种能够采集、传输和分析井下生产状态油藏状态和整体完井管柱生产数据等资料，并且能够根据油井生产情况，以远程控制的方式及时对油层进行监测控制的完井系统。在智能井系统中，井下生产控制系统是必不可缺的重要组成部分。尽管目前智能完井工艺中已研发并投入应用了液压控制、电动控制或液压-电动控制等三种系统，但这三种系统并不是都能满足各种井况。如对于电动控制系统，在设计必须考虑到电子元器件的可靠性问题。对于井下电气设备，一个很小的泄漏也会导致TEC电缆短路甚至破坏整个电子系统[1-4]。

2. 适应性分析

在选择使用智能完井的井时，需要考虑一些限制条件，进行适应性分析，主要包括如下方面：

(1)井的油藏认识程度。一方面，需要全面了解油、气、水分布特征，油层、气层、水层描述精细和分层清晰，另一方面，各层的压力和温度明确，目的是准确选定层间封隔位置和井下工作仪器。

(2)油气产量。实施智能完井的井，其预期的稳定产量不能太低，考虑到智能完井初期投入较大，如果产量太低，投入产出比低，投资回报期长，净收益低。一般认为采用智能完井的井日产量不应低于68 t。

(3)生产方式。智能完井一般适合于自喷生产井、气举生产井和安装大排量泵井(如电潜泵)。其它非自喷井因井筒工具配置较多，会限制智能完井设备与工具的安装，影响智能完井工具作用的发挥。

(4)井筒条件。智能完井在实施作业中要在井筒中安装层间封隔工具、流入控制工具和多条线缆等，对井筒尺寸有严格的要求，目前的技术条件并不能满足任何井眼条件。从几家智能完井系统的油气层分隔封隔器、井下控制器的适用井筒尺寸来看，由于需要在工具外面外敷线缆，安装智能控制阀的井筒尺寸要求一般不小于117.8 mm。

(5)成本。智能完井尤其是智能化程度较高的完井初期投入较大，如一口4 000 m左右的生产井，采用常规的两层分层开采(无防砂考虑)，其智能完井投入费用超过800万元人民币。应综合考虑多方面因素，决定是否有必要采用该项技术[5-8]。

二、设计实例

1. 设计思路

X油田各油层参数简表见表1。根据各油层的埋深、压力系数和物性，Q油层和P油层压力系数相近，O油层与P油层、Q油层压力系数相差较大，且O油层渗透性好，如果将三个油层合采，O油层井底流压会低于泡点压力，此时会发生层间干扰(见下文模拟设计结果)。因此针对P和Q两个油层进行智能完井设计，即分别在P油层和Q油层安装流入控制阀(ICV)，通过流量控制进行两个油层的合采。

表1 X油田各油层参数

在进行X油田智能完井方案设计时采用了直接液压控制工艺，即通过一个常规ICV和一个套筒式ICV分别控制P和Q两个油层的生产。分别通过两条液压管线控制上述两个ICV的开启，ICV同时公用一条液压液回流管线。一个层间封隔器坐封在Ø244 mm套管里面，一个层间封隔器置于Ø140 mm套管内，分别封隔P和Q两个油层。油管尺寸为Ø88.9 mm。如图1所示。

现有X油田项目开发方案中，针对该油田资源量分布零散、块小且碎、分布层位多及受经济因素控制等因素，部署井多为“一井多靶”，采用从下往上上返的开发模式。在开发期15年以内同一口井要兼顾多个油藏，各油藏分配开发时间较短，如同一口井需将15年分配于两个油藏，有效开发时间短。如果采用智能完井设计，一方面可以实现“一井多靶”，另一方面可以简化从下往上上返的开发模式，即P和Q两个油层同时智能化生产，消除P油层等待生产时间，延长油藏分配开发时间。智能完井管柱结构也适合后期的分层笼统注水作业，并实现智注水量能调节[9-10]。

图1 P和Q油层智能完井井筒结构示意图

2. 生产模拟计算

利用哈里伯顿公司Netool 完井设计软件，模拟计算了实施智能完井后两个油层的生产情况，包括产量、井底流压等。计算输入参数包括深度、压力(地层压力、泡点压力等)、产液指数、油气比、PVT和相渗数据等。

通过模拟计算得到：P油层和Q油层两层合采，P油层和Q油层的采油指数分别为3.6 t/d/m和5 t/d/m，两层合采能到达预期的60 t/d 左右原油产量。在该产量下，P油层生产压差为2.40 MPa，井底流压为26.6 MPa,Q油层生产压差为7.59 MPa，井底流压为27.41 MPa，均高于两个油层的泡点压力。在生产过程中，通过配合调节井下的ICV开度和井口油嘴大小，调节上述两个油层的产量。

通过模拟分析O、P和Q三层合采时的结果，三层合采中，当O油层井底流压为6.97 MPa时(该流压低于该油层泡点压力)，合采产量可以达到预期的100 t/d(含水0 %),但此时出现层间干扰现象。

将O油层流压减少到5.31 MPa时可以达到三层合采产量100 t/d要求，此时层间干扰现象消失。该流压更低于该油层泡点压力9.08 MPa。尽管在短期内可以达到预期产量，但不利于该油层的合理、高效开发。

3. 智能完井工具配置

智能完井工具配置见表2。

表2 智能完井工具配置

4.智能完井管柱下入程序

(1)井筒准备。P和Q油层射孔、排液后，井筒替换成压井液。

(2)下入Ø139.7 mm封隔器，实施电缆坐封。坐封位置位于P和Q油层射孔段之间。

(3)地面组装完井工具，包括套筒式ICV、常规ICV和压力计托筒。接在Ø88.9 mm油管(下部接插入密封短节)之上。

(4)链接电子压力计TEC电缆。用检测仪测试电子压力计TEC电缆，确保电缆链接正常。

(5)链接液压管线。对ICV进行功能测试，通过开启管线打压，测试管线，放压，然后关闭管线打压来完成。测试完成后ICV处于关闭位置。

(6)将液压开启管线、共用关闭管线和连接至接线器下部接口。

(7)将线缆穿越封隔器接在下部接线器之上，并链接液压管线和TEC电缆。

(8)在线缆穿越封隔器之上安装上部接线器，并链接液压管线和TEC电缆。

(9)用检测仪测试电子压力计TEC电缆，确保电缆链接正常。对ICV进行功能测试，通过开启管线打压，测试管线，放压，然后关闭管线打压来完成。测试完成后ICV处于关闭位置。

(10)向管柱内注清水，慢速下入管柱串，同时绑定液压管线组和TEC电缆。

(11) 待Ø139.7 mm油管下部接插入密封短节插入Ø139.7 mm封隔器密封筒后，停止下放管柱。

(12)井口管柱配长，坐落油管挂。同时穿越液压管线和TEC电缆出井口。

(13)连接地面，测试TEC电缆和压力温度计状态。

(14)油管内打压，坐封MC线缆穿越封隔器。验封。

(15)拆BOP。

(16)装采油树。

(17)安装智能完井地面系统，包括地面数据采集控制系统和地面液压控制系统。

(18)开启ICV，排液，投产。

5. 成本估算与分析

针对在P和Q两个油层进行智能完井设计，分别安装流入控制阀(ICV)，所用工具等通过成本估算，智能完井投入成本接近600～640万元人民币。

按照5年自喷开发时间，对两种方式开采费用进行了概算，从计算结果可以看出，采用智能完井工艺，第二个五年的收益约为3 000美元，可在第一个五年实现，并且实现收益的增值可以抵消智能完井实施费用，略有结余。提前实现的收益在第二个五年还会增值[11-12]。

三、结论与建议

(1)通过实例设计，模拟计算及成本分析，智能完井工艺可以在X油田应用，且提前实现收益。

(2)智能完井技术作为一种先进的油藏和生产管理技术，在优化油气井的生产和降低作业费用与生产风险的同时，能够最大程度地提高油田采收率，降低生产成本。

(3)目前智能完井还未能实现完整意义上的高效信息自动处理、自动反馈功能，控制方式主要为开环控制，还需人的干预。

(4)智能完井技术应用前必须进行适应性评价及成本分析，以期利用智能完井技术进行降本增效。

(5)随着深水油气田的开发，建议国内加大智能完井技术的投入，以降低在油气田成产阶段的费用，达到降本增效的目的。

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