0 引言

目前海上油田电泵生产井以定向井为主，在井斜小于60°时多采用常规滑套实现分层开采，但当井斜大于60°时，因钢丝作业无法下入导致此类油井以笼统合采方式生产^[1]。以蓬莱19-3油田为例，目前在生产油井有218口，可实现常规分采的油井有34口，且已实施分采工艺的油井仅有15口，但随着油田的深入开发，层间矛盾越来越突出，含水不断上升，个别油田平均含水质量分数达75%以上，却无法通过关闭高含水层等措施来降低含水质量分数；此外层间压力差异大，油井酸化时酸液不能有效进入污染严重的目的储层，酸化增油效果未达到预期。目前国内普遍采用的压控开关技术可以实现分层找堵水，但进液口采用单流阀结构，无法实现定点注酸功能^[2-6]。为此，开发了多功能压控式智能分采工艺技术。该技术采用1趟丢手分层管柱结构，不受井斜限制，不动管柱远程压力波调控，可以很好地实现分层开采和定点酸化。

1 技术分析 1.1 管柱结构

压控式智能分采工艺管柱结构如图 1所示。该工艺管柱包括上部生产管柱和丢手分层管柱。其中生产管柱为常规潜油电泵合采管柱，丢手分层管柱从上至下依次连接丢手工具、定位密封装置、多级压控配产器、多级插入密封装置和导向丝堵。

每一层位分别安装1套压控配产器，层位数决定着所需下入压控配产器的数量。压控配产器作为核心部件，具有独立的采油通道和酸化通道，可实现地面远程压力波遥控分层采油和定点注酸。丢手工具可根据实际井况(如井深和井斜)选择不同类型丢手方式，包括机械丢手和液压丢手，机械丢手通过旋转管柱方式实现丢手，液压丢手可通过投球加压或井口液压式。不同层位间的封隔与密封通过定位密封装置和插入密封装置实现。导向丝堵安装于丢手分层管柱的最底端，起导向作用。

1.2 工艺原理

地面压力波指令控制不同油层段的压控配产器开关状态，实现目的层段单独生产，地面测量各层段的产液量和含水质量分数，从而找到高含水层和主产层。在不动管柱情况下地面压力波指令遥控，关闭高含水层，打开其他层生产，实现分层控水采油。

需要注酸作业时，地面压力波遥控目的层段压控配产器的注酸通道打开、其他层段全关，实现目的层段的定点酸化，作业结束后目的层段压控开关在程序控制下自动恢复上一工作状态。

压控配产器具有采油、注酸和全关(注酸和采油全部关闭)3种工作状态，此3种工作状态的变化由处理器根据预先设置的时序或压控指令实现。上井前通过上位机预先设置每一层位压控配产器的开关时序，下井后按照预定时序进行开关井操作，实现分层采油、测试及分层酸化。或者地面向油管内施加压力脉冲，压控配产器接收、解码并动作，以较低成本实现选层生产和注酸。

1.3 主要技术特点

(1) 管柱结构简单，操作容易，只需下入1趟丢手分层管柱即可实现分层生产、找水调层、测试和定点注酸功能。

(2) 不动管柱情况下采用地面压力波遥控，可以实现调层生产和定点注酸，操作成本低、易于实现，且检泵作业不起出管柱，简化了作业过程。

2 压控配产器 2.1 结构及工作原理

压控配产器结构如图 2所示。压控配产器设计为一工具短节，上、下与油管连接，主要由桥式本体、单流阀组件、存储式压力计、电池组件、电路板组件、压力传感器组件、电机、丝杠组件及活塞杆组成。为最大程度地利用过流空间，压控配产器设计成对称的2个采油通道，与进液口垂直方向设计2个对称的月牙形过流通道，这样就满足了单层产液和全井过流要求。

压控配产器要实现地面压力波远程控制，考虑到生产井地层能力不足，在仪器的采油通道设计单流阀组件，实现产液单向进入仪器内部，反向加压建立压力台阶。此外，仪器为具备地面向井下的注酸功能，在采油通的道前端位置设计对称的径向注酸通道。

压控配产器可形成3个工作状态：全关状态、采油开状态和注酸开状态。压控配产器通过采油通道和注酸通道与地层连通，仪器内置的压力传感器可监测油管内压力脉冲信号，从而控制油嘴组件挡位位置。

以压控配产器初始处于全关状态为例，在仪器接收到采油开启压力脉冲指令信号时，油嘴组件向下运动，转变为采油开启状态，实现分层采油；在仪器接收到注酸开启压力脉冲指令信号时，油嘴组件继续向下运动，转变为注酸开启状态，实现对地层酸化；此状态下仪器与地层连通，无法建立压力台阶，仪器则按地面预先写好的注酸时间自动控制关闭注酸通道，恢复到上一工作状态。

2.2 技术特点

(1) 大流量设计。在结构尺寸限制下最大程度地利用设计空间，以提高压控配产器的产液能力、过流能力和注酸能力。

(2) 通道独立设计。采油通道和注酸通道独立设计，互不干扰。

(3) 优良耐酸防腐设计。为了延长压控配产器的耐酸使用寿命，材质选用强度高和耐酸腐蚀性能好的Inconel625。

2.3 主要技术参数

工作压力60 MPa，工作温度-40~150 ℃，仪器外径95 mm，单层产液量200 m³/d，全井产液量600 m³/d，单层注酸量12 m³/h，适用密封筒直径98.6、101.6和120.7 mm。

3 室内试验及井下模拟试验 3.1 地面性能试验

为了验证压控配产器的各项性能，模拟其井下实际工况，制作试验工装，分别开展了高压密封试验、高温适应试验及流量压损试验。

3.1.1 高压密封试验

压控配产器装配好后，利用上位机软件设置开关动作，观察其执行良好。然后将其整体置于试验工装内，利用电动试压泵逐渐加压至62 MPa，关闭截止阀门，并稳压6 h。待6 h后，取出压控配产器，上位机软件设置开关动作，观察其仍能正常执行设计动作；其后拆卸压控配产器各组成部件，观察仪器内部保持干燥，未发现渗液痕迹。试验结果表明压控配产器耐高压密封性能良好。

3.1.2 高温适应试验

利用上位机软件提前设置压控配产器的开关动作程序，然后将其置于高温试验箱内，设置温度150 ℃，恒温8 h后，开箱验证配产器，油嘴按照设置程序完成动作。试验结果表明：压控配产器在150 ℃下各组成元器件性能稳定，油嘴动作可靠。

3.1.3 流量压损试验

为了验证压控配产器不同工作状态下流量损失情况是否满足设计要求，分别开展了单层产液试验、全井过流试验和大排量注酸模拟试验，试验介质为水。首先开展单层产液试验模拟产出状态，将配产器接入流量标定流程，依次控制流量50、100、150和200 m³/d，观察仪器进出口压力读数并记录。然后开展全井过流试验模拟压控配产器其他层过液能力，调整试验流程，依次控制流量100、200、300、400、500和600 m³/d，观察仪器进出口压力读数并记录。最后开展大排量注酸模拟试验，调整试验流程并控制流量100、150、200、250和300 m³/d，观察仪器进口和出口的压力读数并记录。流量压损试验结果表明：压控配产器在单层产液200 m³/d时压损0.25 MPa，全井过流600 m³/d时压损0.40 MPa，模拟注酸量12.5 m³/h时压损0.45 MPa，各项指标均满足设计和使用要求。

3.2 井下模拟试验

2017年4月，对压控配产器进行了井下模拟试验。在试验井下入1趟管柱，管柱底端串联2套压控配产器，下井前上位机软件对2套压控配产器进行编号(1#、2#)并保持采油开状态，管柱下入底深600 m。管柱到位后井口正洗时起压，反洗时井口不起压且有返出。

井口建立1#压控配产器的注酸开压力波形，并等待10 min，正洗时井口有返出，反洗时井口亦有返出，说明1#压控配产器已执行注酸开动作。

井口建立1#压控配产器和2#压控配产器的全关压力波形，并等待10 min，正洗时井口起压且无返出，反洗时井口起压且无返出，说明1#压控配产器和2#压控配产器已执行全关动作指令。

井口建立1#压控配产器和2#压控配产器的全开压力波形，并等待10 min，正洗时井口起压且无返出，反洗时井口有返出，说明1#压控配产器和2#压控配产器已执行全开动作指令。

起出管柱，观察1#压控配产器和2#压控配产器均处于采油开状态。

井下模拟试验结果表明：压控配产器能够按照动作指令执行设定动作，且互不干扰，工作性能良好，满足现场使用要求。

4 结论

(1) 开发的多功能压控智能分采工艺技术只需1趟丢手分层管柱结构，不动管柱情况下采用地面压力波遥控，可以实现调层生产和定点注酸，操作成本低，且检泵作业不起出丢手分层管柱，很好地满足了蓬莱19-3油田大井斜生产井的分层开采和定点注酸需要。

(2) 压控配产器为保证分层开采和定点酸化的实现，设计有独立的采油通道和注酸通道，互不干扰；且流道采用大流量设计，提高了整体过液能力；材质优选强度高和耐酸腐蚀性能好的625镍基合金。

(3) 地面试验和井下模拟试验结果表明：该压控配产器耐压耐温性良好，各项流量压损指标符合设计要求，可很好地接收动作指令并执行设定动作，抗干扰能力好，工作可靠，满足现场使用要求。