南海深水井下采注技术挑战与对策_程心平.pdf

投稿网址:2023 年 第23 卷 第8 期2023,23(8):03123-11科 学 技 术 与 工 程Science Technology and EngineeringISSN 16711815CN 114688/T引用格式:程心平,薛德栋,张磊,等.南海深水井下采注技术挑战与对策J.科学技术与工程,2023,23(8):3123-3133.Cheng Xinping,Xue Dedong,Zhang Lei,et al.Challenges and countermeasures of deep-water downhole production and injection technologyin the south China seaJ.Science Technology and Engineering,2023,23(8):3123-3133.石油、天然气工业南海深水井下采注技术挑战与对策程心平,薛德栋,张磊,马喜超,郑春峰(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452)摘 要 南海油气资源储量丰富,开发过程中面临着油气田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展。钻完井成本高,为提高采油采气经济效益,单井的生产要达到采液量 4 000 8 000 m3/d,或采气量 1 1063 106Nm3/d,因采用水下采油树方式进行开采,还需要具有一定的举升和远输能力,满足水下井口压力 20 MPa 以上。目前深水注采技术全部为国外公司垄断的“卡脖子”技术和工具,为提高中国深水油气田开发技术水平,实现深水油气田人工举升技术的跨越式发展,结合十余年来在中国海上油田注采技术攻关和实践,针对南海深水油田未来高产高效采油、采气、注水开发方面面临的挑战。阐述了未来自主开发大排量电潜泵、高压注气阀、井下气体压缩机、智能控制开关等工具攻关方向和实现深水油气田“智慧油藏管理”的远景。关键词 深水;采注技术;组合举升;原位闭式注水;分层控制中图法分类号 TE53;文献标志码 A收稿日期:2022-05-13;修订日期:2022-12-12基金项目:十三五中国海洋石油公司集团公司重大项目(CNOOC-KJ135 ZDXM 05)第一作者:程心平(1968),男,汉族,山西汾阳人,高级工程师。研究方向:采油工艺和井下工具开发。E-mail:chengxp 。通信作者:薛德栋(1988),男,汉族,河北衡水人,硕士,高级工程师。研究方向:采油工艺和井下工具。E-mail:xuedd2 。Challenges and Countermeasures of Deep-water Downhole Productionand Injection Technology in the South China SeaCHENG Xin-ping,XUE De-dong,ZHANG Lei,MA Xi-chao,ZHENG Chun-feng(CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co.,Ltd.,Tianjin 300452,China)Abstract The South China Sea is rich in oil and gas resources.In the process of development,the development of oil and gasfields is facing the direction of deeper water,farther offshore and more complex environment.Due to the high cost of drilling and com-pletion due to the use of underwater christmas tree,in order to improve the economic benefits of oil and gas production,the productionof a single well should reach the liquid production volume of 4 000 8 000 m3/d,or the gas production volume of 1 106 3 106Nm3/d,it also needs to have a certain lifting and remote transmission capacity to meet the underwater wellhead pressure of morethan 20 MPa.At present,all deep-water injection and production technologies are“neck”technologies and tools monopolized by for-eign companies.In order to improve the technical level of deep-water oil and gas field development in China and realize the great leapforward development of artificial lifting technology of deep-water oil and gas fields,combined with the key problems and practice of in-jection and production technology in Chinas offshore oil fields in more than ten years,in view of the challenges faced by high-yield andefficient oil production,gas production and water injection development in the South China Sea deep-water oil fields in the future,Theresearch direction of independent development of large-displacement electric submersible pump,high-pressure gas injection valve,downhole gas compressor,intelligent control switch and other tools in the future and the vision of realizing“intelligent reservoir man-agement”in deepwater oil and gas fields were expounded.Keywords deep water;production and injection technology;combined lifting;in situ closed water injection;hierarchical control 南海油气地质资源量占中国油气总资源量的1/3,为(230 300)亿 t,天然气总地质资源量约为16 1012m3,其中 70%蕴藏于 153.7 104km2的深海区域。然而,恶劣复杂的自然环境、高难度的开发技术、高昂的开发成本、复杂多变的周边局势,使南海深水油气资源一直没有得到有效开发1-4。南海特别是深水(水深超过 300 m)海域油气勘探开发程度较低,将是中国实现石油工业可持续发展的重要战略接替区,也是发展海洋经济、建设海洋强国战略的重要着力点。近年来,荔湾 3-1 深水气田群投稿网址:和流花 16-2 深水油田群的成功投产以及即将投产的陵水 17-2 深水气田,拉开了中国深水油气田开发的序幕。国家科学技术部提出中国将把“突破一批深海核心技术和重大装备,初步形成 4 500 m 水深作业和深海海洋环境监测技术能力,形成一批海洋技术产品和装备,培育一批海洋高科技技术团队”作为今后发展的总体目标。由此可见,深水采油工艺技术及设备必将成为重点研发目标。在充分技术调研和分析的基础上,论述了中外深水注采井筒工艺技术现状、面临的技术挑战,提出技术体系建设和自主研发技术攻关方向。1 中外深水井下采注技术现状1.1 外国深水井下采注技术现状海上深水举升工艺主要有水下气举、井筒内双电泵(一备一用)和井筒内电泵+水下电泵。水下气举主要应用于巴西、挪威等国家,具体应用情况如表15-6所示。深水电潜泵举升主要包括:井筒外电潜泵举升和井下电泵举升,主要应用于巴西、北海和墨西哥湾等,应用情况如表27所示。1.2 中国深水井下采注技术现状中国第一个深水油田流花 11-1 油田于 1996 年3 月投产,水深 310 m,采用水下井口和井下电潜泵的采油方式,与 AOPC 合作开发。随后又相继合作开发了陆丰 22-1、惠州 32-5、惠州 26-1N 和荔湾 3-1气田,其人工举升方式分别为泥线增压、水下气举气和自喷,其中惠州 32-5、惠州 26-1N 和陆丰 22-1 油田已相继关停。荔湾3-1 气田于2014 年3 月投产,水深达1 500 m,目前日产气量超过 6 106m3 8-13。流花4-1 油田位于南海珠江口盆地,海域水深 260 310 m,是中国第 1 个自营开发的深水油田。2012年首次开展了双电潜泵完井技术的应用研究,设计出了适用于该油田的双电潜泵完井系统,取得了良好的开发效果。日产油超过 600 m3。6 个油田具体开采情况如表 314所示。自流注水是利用油田地层水补充地层能量的开发方式,最早采用自流注水技术的是沙特阿拉伯等缺水地区,由于河流和地表水资源非常有限,Zakum 油田于 1972 年实施自流注水开发,1982 年转注海水。科威特 Oolitic 油田于 1995 年实施自流表 1 海上水下气举应用情况5-6Table 1 Application of offshore underwater gas lift5-6人工举升方式性能特点油气田区域水深/m应用情况深水气举井下电潜泵+气举大功率和高可靠性电潜泵邻井或伴生气气举压力范围达到17 35 MPa,注气量达 280 000 m3/d,可深井气举,确保在油井寿命期间保持临界压力下稳定注入自 然(自 动)气举可远程监测和控制调节井下流量控制阀开度来控制气体注入量,能灵活地满足油气藏的生产特性变化巴西 Campos 地 Jubarte 油田挪威西北部 Nore 油田的卫星油田 Svale 和 Staer挪威 北 海 Troll 和 TrollWest 油田挪威北海 Fram West 油田1 000 1 500379300 5007-JUB-06 HA 的采油井安装了井下1 118 kW 电潜泵,这口井还装配了气举辅助系统,用气举法辅助应急情况,可充分消除电潜泵故障在产量方面的重大影响油藏垂深 2 484 m 采用 Xlift 高压气举系统,地面注气压力 23 MPa,注气量 226 500 m3/d,5 口井,单井产液量达 3 180 m3/d1998 年在 16 口井上安装 31 套带永久式监控的井下气举控制阀,优化石油开采1998 年在 4 口自喷井上,每口井上自然气举,使单井产量最大化并能维持相同的井口压力,生产速率保持平衡,能输送到 20 km 外的平台表 2 海上深水电潜泵应用情况7Table 2 Application of submersible pump in offshore deep hydropower7人工举升方式油气田区域水深/m举升能力深水电潜泵井筒外电潜泵井下电潜泵巴 西 Campos 盆 地 BC-10 区 块Ostra、Abalon 和 Argonauta 油田1 655 1 923海底电潜泵将石油泵送到约 8.85 km 外的 FPSO 系统巴西 Campos 盆地 X 井2 377排量约 5 000 m3/d,传输距离达 10 km北海 X 井1 100泵挂在泥线下 1 800 m 垂深,传输距离达到了 21.6 km墨西哥湾 X 井2 438泵挂在泥线下 6 100 m,排量 4 000 5 000 m3/d4213科 学 技 术 与 工 程Science Technology and Engineering2023,23(8)投稿网址:表 3 中国深水油田开采现状14Table 3 Exploitation status of deepwater oil fields in China14油田名称流花 11-1陆丰 22-1惠州 32-5惠州 26-1N流花 4-1荔湾 3-1陵水 7-2投产时间1996 年 3 月1997 年 12 月1999 年 3 月2000 年 6 月2012 年 8 月2014 年 3 月 2021 年 8 月水深/m3103331201202801 4501 500油田特点深水油田深水边际油田卫星油田卫星油田深水油田深水气田深水气田基本开发方案水下井口+FPS(锚泊)+FPSO(自带单点)+海底管线水下井口+FPSO(自带单点)+柔性立管卫星井水下气举井口+海底管线、控 制脐带 缆+处 理平台卫星井水下气举井口+海底管线、控制 脐带 缆+处 理平台水下井口水下井口水下井口人工举升井下电潜泵,REDA 公司546 系 列 电 潜 泵 总 成HN13500(节数:72 节、功率:397 kW、最 大 电 流:125 A、电压:5 000 V),单井修井 4 5 年,有 3口井连续运行 10 年泥线 增 压 泵(排量:3 975 m3/d,功率:400 kW,电压:3 000V、电 流:120 A)水下气举气调控阀,3 条152.4 cm 生产管线,1 条10.16 cm 注气管线水下气举气调控 阀,1条25.4 cm 生产管 线,1条8.89 cm 注气管线井下双电泵(1 备1 用、下 入 深 度:1 000 m、排 量:1 500 3 000 m3/d)自喷自喷控制系统液压控制复合电液压控制复合电液压控制复合电液压控制液压控制液压控制复合电液压控制井数255318911合作外方AOPCSTATOILCACT自营HUSKY自营注水开发,占总注水量的 57%,是该油田的主要能量补充方式。但国外自流注水技术是利用水源层和注水层之间的压差,让水源层的水直接注入到注水层,达到注水开发的目的,无法保障注入量,也无法实现精细化注水,无法满足油藏动态开发需求。中国自流注水技术相对起步较晚,如惠州 25-3油田于 2012 年借鉴国外自流注水方式对 L30up 层补充地层能量,但惠州 25-3-3 井自流注水过程中观测到 L30up 层的吸水能力不断下降,自流注水18 个月后吸水指数由原来的 49 m3/(dMPa)下降到20 m3/(dMPa),且注水初期下降尤为明显,2013年 11 月自流注入量降至 140 m3/d,已无法维持惠州 25-3-6 井和惠州 25-3-8 井同时生产的需求。惠州 25-8 油田 L30 UP 层由于地层能量不足导致产液量逐渐降低,通过技术攻关开发出以 Y 管式和罐装泵式为核心的助流注水技术,通过电潜泵增压提高注入压力,解决了自流注水受天然地层能量限制无法保障注水量的问题,但目前助流注水技术只能实现笼统注水,无法实现分层注水。2 南海深水开发井下采注技术挑战随着油田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展,深水油气田采用水下采油树方式进行开采,单井开发成本高,半潜式平台或浮力式子平台修井费用高昂,为了实现油田高效经济的开采,国外深水油田单井产量可达 1 908 6 360 m3/d,气井单井采气达标况下 1 106 3 106m3/d。深水作业的高投入、高风险的特点,对深水举升装备和管柱工艺技术长寿命、高可靠性、高压力、减少作业复杂性等问题提出了更高的挑战。海上气井开发步入中后期,产量、地层压力持续下降,水淹停井、低产低压井逐年增多,自喷气井采收率逐步下降。伴随油气田开发深入,南海油气田进入到注水补充地层能量阶段,在水下井内设施设备条件下,如何实现井下高效的注水,对注水管柱工艺提出了难题,亟需要进行突破。2.1 潜油电泵举升不能适应井深、单井产液量大、举升压力高的要求南海深水油气田开发水深大多介于 300 3 000 m,面临的问题是井深大,与常规海上油田采油井相比较,对举升工艺、管柱结构、电泵举升排量、安全性可靠性和使用有效寿命提出更高的要求,在深水举升方面面临的问题主要体现在以下方面。(1)要求提高单电泵举升排量。要在油田有限数量的开采井上能实现高产,单井产液量达要到4 000 8 000 m3/d,要求电泵举升排量调节范围大。(2)井下举升压力挑战。深水开发面临井深大,泥线到处理终端的远距离传输等问题,不仅要保证在井筒中的举升能力,而且尽量维持一定的井口远输动力,因此对举升压力提出更高的挑战,要求井下举升压力最少达到 60 MPa。(3)要求举升装备可靠和使用寿命长。电潜泵52132023,23(8)程心平,等:南海深水井下采注技术挑战与对策投稿网址:的检泵费用和检泵作业带来的油井产量损失会严重影响油田开发的经济效益。要求举升设备免修期需达 5 年以上。(4)要求大排量双电泵接替加深泵挂提液。针对智能完井管柱,解决上部电潜泵管柱与下部完井管柱协调性的问题。2.2 采油井中独立的高压气层能量未能充分利用目前已投入开发的油气田中,存在着大量与油共生的天然气藏,主要采用定向井穿多层的方式动用这些气层气。在生产的过程中,往往先期暂时不射开这些气层或关闭气层生产滑套仅生产油层;即使打开气层的生产井,往往也受限于初期天然气产量高对油层存在干扰而采取先采气待地层压力释放到一定水平后再油气同采。由于现阶段的采油工艺技术难于实现油气层同采时二者的产量和压力平衡,以高效释放产能,故采取的分阶段分层开采的方式,不能充分利用气层的能量辅助油层的原油产出。2.3 气井依靠原始地层压力自喷采收率低深水气井均采用自喷方式进行生产,人工干预少,对于天然气井的开采,一般采用水下增压技术提高气井产能和采收率,要求水下压缩机组必须靠近气井井口。气井具有较高的临界举升速度和井筒内较低的生产流体密度,受到沿油管抽吸能力的压力损失,导致产能下降和过早地被废弃,至少损失 30%40%的原始天然气产量。在南海油田气井开发中,没有相关能够提高单井产量和采收率的气井人工举升方式。2.4 无水下注水设施设备不能实现注水开发地层补充能量伴随南海油田开发深入,地层能量逐步降低,需要相关的注水工艺补充地层能量,从而实现高效水驱,提高最终采收率。目前深水油田开发采用水下井口方式,现有技术无水下注水设备及配套管线,需要适应井况及设备条件,通过单井、临井采水对地层能量进行补充。为保障注水效果,需要对地层进行精细化注水,同时需要研究配套管柱工艺,实现井下高效、可靠的分层精细注水,实现深水油田开发的有效注水。2.5 井下缺乏精细化、智能化开发手段目前南海深水油气田开发基本采用笼统注采方式,多层位同时开采,层间矛盾突出。井下无精细化、智能化层间调控手段,伴随油田开发会出现边水突进等问题,从而造成油井含水量快速升高,从而影响采收率。目前浅水常用的分层开发方式选用全电控或全液控分层控制技术。全液控分层控制技术井下全部采用机械部件,具有稳定、可靠的优点,但无法实现井下关键参数的测试,不利于油藏开发方案的制定。全电控分层控制技术具有快速、灵活的特点,目前在渤海油田已经推广 107 井次分层注水工艺,由于电子元器件限制,该工艺在高温、高压同时对可靠性要求严格的南海油田,其适应性还有待验证。3 南海深水开发井下采注技术对策3.1 大排量高扬程举升技术对于深井、井况和流体性质均复杂的油井和产水气井,采用传统单一的举升方式不能满足油气井举升或生产成本的要求15-19。并且深水深井单一举升效率低,容易导致维修成本和投资成本的增大。因此针对南海深水油田开发提出一种组合举升技术,利用电泵、气举等举升方式的有机组合,结合开发现状,实现高效举升20-24。工艺耦合的原则从举升工艺原理与管柱结构来看,可以构成组合接替式举升的方式有多种,每种方式都有自身的特点和适应范围,需要建立一套组合式举升方式的优选方法,根据油藏特点、井身结构、流体物性等特征,对各种组合举升系统进行适应性分析、优选适合不同油藏和井型的组合举升方式25-28。组合式接替举升方式的设计比常规单泵系统的设计复杂,不仅涉及井筒多相流压力场、温度场、黏度场的分布,还涉及双泵之间的相互协调关系及工作状况,如双泵综合参数的动态调整、下泵深度间隔的设计、双泵排液的相关性和连续性、优化目标的确定原则等,都是单泵系统下未考虑和研究的问题。由此可见,实现由单一举升到组合接替举升,由油藏、单泵协调转化到油藏、双泵协调,不仅要改进设计理念,还需要完善相应的设计方法,实现双泵的综合参数调整,敏感性分析等功能。为了发挥组合工艺的优势、提高其效率,选择组合工艺时建议遵循以下原则:组合接力举升时两单项工艺的排量差异尽量小;组合工艺管串结构尽量简便以提高其可靠性;上部接力工艺的排量可调节性能好,能适应下部工艺的排量变化;组合工艺的免修期应不低于其单项举升工艺;组合后有利于增加下泵深度或排量;组合后具有良好的经济效益。3.1.1 大排量高扬程双电泵耦合举升技术在完井时井筒内部下入两套电泵系统,包括双泵串联技术、一筒双泵、双泵技术及其关键技术。6213科 学 技 术 与 工 程Science Technology and Engineering2023,23(8)投稿网址:采用双电泵的交替使用方式大大延长了检泵周期,提高了泵组系统的可靠性。同时双泵系统同时开启,极大地增加了举升扬程,现已能达到水深2 438 m 泵挂在泥线下6 100 m 垂深的举升;在水深1 100 m 泵挂在泥线下1 800 m 垂深,传输距离达到了 21.6 km。双泵技术的发展给人工举升技术带来了一次革新,在深水采油技术方面具有良好的应用前景。通过对双电泵管柱工艺、耦合模型及参数优化进行研究,充分发挥两个电泵的举升能力,增加油井产量,充分发挥油井潜能。以流花 4-1 油田为代表 8 井次现场应用,电泵最大下深 1 120 m,单井产液量达到 1 500 3 000 m3/d,取得了良好的开发效果和显著的经济效益。对于海上深水油田,钻完井成本较高,在有限的开采井上高产出才会获得较好的经济效益,因此单井产液量可达到 4 000 10 000 m3/d,需要较大尺寸的电潜泵及配套的罐装结构,达到机组保护、电机冷却、管串悬重和套管保护的目的。如图1(a)所示,双电泵接替举升管柱 A 从上到下依次为液控管线、安全阀、罐装上电泵,带孔管,过电缆分隔器,单流阀以及下电泵。该工艺管柱主要用于大排量或深抽,使用时需要考虑两个电泵的匹配性,同时上电泵下泵深度应根据泡点压力确定。图 1 双电泵接替举升工艺管柱Fig.1 Lifting process string replaced by double electric pump如图1(b)所示,双电泵接替举升管柱 B 从上到下依次为液控管线、安全阀、Y 接头、堵塞器、上电泵,带孔管,过电缆分隔器,单流阀以及下电泵。该管柱适应性强但由于 Y 接头的缘故上电泵尺寸有限,故整个系统的排量大小有限。地层产液通过下电泵举升到封隔器之上为上泵制造动液面,当液位到达上泵沉没度时液体再由上泵举升至井口。经改进的一罐双泵主要特点:两套独立的罐装电潜泵系统,下部罐封电潜泵系统的电缆及管线通过上部罐封系统的外部向上延伸连接,使用电潜泵自动分流阀,生产时井液不流经另外一套电潜泵系统的流道,下部电泵系统及尾管的重量由罐封系统中的油套管悬挂在同一个罐封系统里安装两套电潜泵系统;下泵系统的小扁电缆及管线被保护在罐封系统内,避免了下入过程中的机械损伤;两套电潜泵系统间使用封隔器隔离,形成上下泵各自闭合流道;封隔器通过液压管线坐封及试压;使用自动换向阀以保证一电泵系统运行时,另外一套电泵内无流体通过;罐封套管可使用非平扣连接,增加了连接的机械强度,并减少了安装时间降低了安装风险,增强了通用性,节约了成本;采用菱形电缆,包裹液控管线、主电缆及化学药剂管线,同时使用双层铠皮电缆、重装铠皮电缆,以减小机械损伤。3.1.2 大排量高压气举与电泵耦合举升技术利用油田开发过程中的地层气能量,通过设计合理的气举+电泵耦合举升管柱,耦合举升工艺兼顾了两种举升工艺的特点,合理利用气层的能量和气体的举升能力,充分释放油层的产能,既能增加生产井产出,也减少了后期人工举升的投入,降低了成本,具有较好的应用前景。实现了深井,大排量的举升。图 2 为气举+电泵耦合举升管柱。可以看出,气体注入油管后,将大大降低油管内注气点到井口间的压降,在井口压力一定的条件下,最终必将降低电泵出口压力。生产滑套分别下入至油层与气层,油层生产滑套打开,气层生产滑套关闭。油层产出液通过滑套进入油管内部,气层产出气进入油套环空。产出气上升到智能气举阀处,通过智能气举阀气嘴进入油管内部,并产生举升力,推动产出液上升。当产出气量足够时,通过产出气气举既可以完成井液举升,当产气量不足时,通过气举加电泵耦合举升方式进行井液举升,降低生产能耗。当气体能量消耗殆尽,采用电泵举升方式。通过一种管柱实现了利用一趟管柱实现采油、油气同采、采气耦合举升工艺,优化了管柱结构。同时充分利用天然气资源,采用一趟管柱实现油气同采组合耦合举升,延长采油管柱使用寿命,提高油田开发效益;通过实验表明,采用气举+电泵耦合举升方式,可以提高举升液量 15%以上,充分利用了地层能量,电泵功率最低降至原功率的 40.8%。3.2 自喷气井井下天然气压缩增压技术自喷气井在开发过程中,随着地层能量降低,气藏储层压力下降到不足以克服油管摩损时,气井72132023,23(8)程心平,等:南海深水井下采注技术挑战与对策投稿网址:产量下降,天然气产量下降甚至停止。因此针对自喷井自身特点,克服地面增压给气井带来的危害,开发井下压缩增压系统,实现气井的高效自喷,提高气井采收率29-35。井下压缩机通过压缩管道内的气体,增加了管道内气体密度,并降低气体流速以获得相同的气体质量流量,减少了油管内摩擦损失,提高了油管输送能力,其井下气体压缩机装置压缩模块结构如图3 所示。同时通过井内增压,增加井底气体流动压力,降低储层废弃压力,从而最大限度地提高气井储层的可采量。图 2 气举+电泵耦合举升管柱图Fig.2 Gas lift and electric pump coupling lifting string图 3 井下气体压缩机装置压缩模块结构Fig.3 Structure of compression module of downhole gascompressor device对于深水气井开发,对井下气体压缩机(DGC)性能要求较高,其效率的主要影响因素如图 4 所示,井下气体压缩机使用了以下关键技术以保证可靠性:使用永磁电机。电机转速通常可达 60 000 r/min,实现了压缩机在油管内高效压缩;非接触轴承。使用气体轴承和磁力轴承,消除了物理接触,解决了摩擦及润滑难题;模块化设计。系统采用压缩模块的选型与设计,温度可超过 150;系统优化。井下工具必须采用系统级控制方案,实时处理各种不利情况,系统级控制方案需要将所有反馈信息连接在一起,以实现系统的最佳性能。图 4 井下气体压缩机技术使用效率的影响因素示意图Fig.4 Schematic diagram of influencing factors ofdownhole gas compressor technology efficiency3.3 原位闭式注水及采油技术长期的开采导致地层压力下降,原油采出率下降,需要对地层能量补充进行补充。从经济性角度考虑,根据油田注采井网关系,选用同井自源闭式注水方式,即在同一口采油井井内选择合适的水源层和注水层,能对地层进行能量补充,并且保持油层正常采油生产,实现单井筒高效利用、油田高产稳产。图 5 为原位闭式注采一体化管柱,通过双层管注入工具、过流转向总成等关键工具的研发,实现了利用一趟管柱完成同井的采油、采水及注水工艺,原位闭式同井采油注水一体化的工艺能极大地降低开发成本,节约了井槽,更加有利于油田的稳产高产。该技术在南海东部 A 油田实施两口井,周围井组受益显著,整体地层压力回升 2 3 MPa,井组累计增油 15.8 104m3,通过原位闭式注水采油技术,节约了井位,补充了地层能量,维持了整个油层的能量平衡。3.4 井下分层流量控制技术3.4.1 自适应流体控制技术为解决井下流体性能的不均匀导致的完井段8213科 学 技 术 与 工 程Science Technology and Engineering2023,23(8)投稿网址:图 5 原位闭式注采一体化管柱Fig.5 Closed injection production integrated string入流剖面的变化,造成过早的水气突破和油藏的不均匀驱替问题,目前解决方案是采用自适应流体控制(AICD)技术。AICD 能通过自主控制入井的气体或水来改善油井动态。自适应控水技术具有“主动式”控水功能,无需找水,可实现全井段均衡控制,有针对性地抑制出水层位生产,促进产油段生产。自 2017 年以来,开展现场试验 39 井次,措施井平均单井日增油量 45 m3,较措施前提高产量 3.2 倍,平均单井含水率降低 19%;调整井平均单井日产油量200 m3,平均单井含水率 45%,油井初始含水率、含水上升速度均远低于邻井,延长无水或低含水采油期 1.5 年以上36-38。3.4.2 井下电液复合分层控制技术针对深水、超深水油气田开发,通常采用多井、多区块的联合开发39-43。全液控分层控制技术长距离控制井下工具时,液压动力沿程损失严重,实现水下设备的长距离控制,开发较为困难44-48。全电控制系统的可靠性需要更长时间和更多的工程案例进行验证。因此深水开发更适用于采用电液复合控制分层控制技术49-52。电液复合控制技术结合两者都优势,具有响应迅速、动作可靠的优点,是未来深水井下分层控制的主要发展方向53-57,其管柱结构如图 6 所示,目前井下液控滑套技术基本发展成熟,需要对电控解码监测器进行攻关研究,实现井下液压管路的解码,从而实现利用一条控制电缆,两条控制管线对井下最多12 个层位的控制57-61。图 6 井下电液复合控制注水管柱图Fig.6 Downhole electro-hydraulic composite control waterinjection string随着技术的不断提高,将来的将向智慧油田模式发展,实现电、液联合控制,人机互动,把油田勘探、评价、开发、生产等各个环节有机结合起来,实现信息化技术与传统油田生产工业相结合。4 结论与展望深水是当今世界油气勘探开发的热点,也是中国最有前景的勘探开发领域。在开发与开采技术上,只有不断加快深水石油采注装备的发展,突破国外公司技术垄断实现深水油气田人工举升技术、井下智能完井技术的跨越式发展,才能迅速而有效地促进中国南海深水油气资源开发和生产。4.1 形成系列电潜泵人工举升装备技术,实现深水多功能高效长效采注生产在深水、超深水以及其他偏远地区,随着钻井92132023,23(8)程心平,等:南海深水井下采注技术挑战与对策投稿网址:深度越来越大,需要井筒人工举升应与海底长回接管线中的流动生产系统相结合,不仅要保证在井筒中的举升能力,而且尽量维持一定的井口远输动力。另外,水下完井作业费用高,要求深水油气水井井下注采举装备可靠性高、长寿命有效生产。深水油田采油、注水的核心设是电潜泵,采液量达 4 000 8 000 m3/d,功率 2 060 kW。在离心泵方面:需要进一步优化结构设计和应用新材料和表面处理工艺,适应大排量、耐腐蚀冲蚀、防砂、防垢、高气液比多种恶劣工况要求。在电机方面:主要开发耐高温节能永磁电机式电潜泵,节能可达 30%以上。永磁电机向着大功率、高转速、高频率、轻量化和高度集成化方向发展。其制造关键技术需围绕低振动噪声、高绝缘等级进行重点突破,电机结构加工及装配精度对电机振动噪声影响显著,从元件、部件加工到装配各个环节,选择合理的加工工艺,并结合分析计算和工艺验证实现关键参数的量化及预估,确保满足设计要求。制造工艺要高精度、定量化和自动化,结合多种转子磁钢固定方法,满足高温高应力使用要求,提高永磁电机在功率因数、效率和最大转矩倍数。4.2 建立深水注采技术井下生产流动控制及生产数据自动化采集系统深水开发中,综合利用电控、液控、光纤测试等多种井筒测试、控制方式,实现生产井自动化、智能化,初步实现深水井筒智能化。电控方向:在井下电控工具可靠性、高温适应性等方向需要继续攻关,着重解决井下电控模块的密封保护和封装可靠性、高温动密封可靠性、高温电子元器件稳定性等关键难题。提供满足深水开发 175 高温、60 MPa 高压、10 年寿命的高可靠性的产品,推动电控智能井筒深水方向发展。液控方向:目前液控井筒分层控制管线数量在6 条以上,井下滑套控制方式复杂,为减少液控管线数量,提高控制效率,需重点攻关液压井下解码控制技术,实现井下分层控制装置数字化控制,从而减少控制管线数量,提升控制效率。同时配合电气、光纤测试方式,实现井下关键参数的实时读取,为智能井筒提供数据基础。光纤测试方向:光纤测试具有耐高温、耐腐蚀等优点,但光缆随管柱入井过程中存在光缆穿越封隔器时,光缆需要断开、穿越、续接的过程。由于目前光缆现场对接存在稳定性低、耗时长等问题,造成整体工艺复杂、耗时长等问题。因此为提升光纤测试工艺的现场实施可靠性、稳定性,需要攻关光缆入井新工艺,及光缆快速、可靠对接技术,实现光纤测试技术在深水技术的推广应用。4.3 实现深水油气田“智慧油藏管理”在大数据处理的基础上,利用人工智能开发油藏分析与优化系统,实现“智慧油藏管理”。形成以“数据采集、优化分析、智能联调”为核心的智能注采标准化闭环技术体系,实现深水油气田“智慧油藏管理”。针对难以获取现场生产实时数据、配产配注智能化程度低的问题,需要应用物联网、大数据分析挖掘、人工智能、云平台应用开发等技术,攻关油藏、注采智能算法模型并构建智能注采数字技术平台。针对不同生产阶段方案制定环节繁琐的问题,需要运用油藏数字孪生与空间等效等方法,研发油藏注采动态模型软件,形成了水驱智能产能预测技术体系,优化方案制定流程,满足油藏与井下智能设备实时调配需求。针对智能注采标准化闭环技术体系,需要攻关开发“物联+数字技术+决策中心+智能模型”于一体的智能注采数字技术平台,实现油藏、注采工艺联动,有效串联注采技术产品,将专业技术以数字技术服务的新形态融入深水“智慧油藏管理”的建设进程中,形成了一套可复制、易推广的数字技术解决方案。参考文献1 海洋石油深水工程手册 编委会.海洋石油深水工程手册M.北京:石油工业出版社,2011.Editorial Board of Offshore Oil Deepwater Engineering Manual.Off-shore oil deepwater engineering manualM.Beijing:PetroleumIndustry Press,2011.2 谢彬,曾恒一.我国海洋深水油气田开发工程技术研究进展J.中国海上油气,2021,33(1):166-176.Xie Bin,Zeng Hengyi.Research advancement in offshore deepwa-ter oil and gas development engineering technologies in ChinaJ.C