高溫井下溫壓數(shù)據(jù)聲傳直讀監(jiān)測技術(shù)

宋志軍，汪 泓，張 銘，張晨劍，張明波

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

隨著稠油開發(fā)方式轉(zhuǎn)換規(guī)模的不斷擴(kuò)大，油井井下最高溫度可達(dá)260 ℃以上[1-8]。為了解油井地層溫度壓力(簡稱溫壓，下同)變化情況，目前常用的測試方式有2種：一是高溫直讀式溫壓測試儀，其優(yōu)點(diǎn)是能夠?qū)崟r獲取井下溫壓數(shù)據(jù)，但由于測壓毛細(xì)管及測溫鎧裝熱電偶捆綁在油管外側(cè)，在起下作業(yè)過程中易損壞，作業(yè)難度大，該測試儀不易進(jìn)行推廣，只在重點(diǎn)井中實(shí)施[9-11]。二是高溫存儲式溫壓測試儀，其優(yōu)點(diǎn)是起下作業(yè)簡單、風(fēng)險(xiǎn)小、適應(yīng)多種井況，但只能在起泵后獲得井下溫壓數(shù)據(jù)，對生產(chǎn)方案的調(diào)整缺乏實(shí)時指導(dǎo)意義[12-13]。另外，目前國內(nèi)外井下測試儀器電子元器件耐溫均低于175 ℃，高溫通訊電纜耐溫也低于260 ℃，不能滿足高溫?zé)岵删聹貕簲?shù)據(jù)長期直讀監(jiān)測的需要。針對以上問題，研發(fā)了高溫井下溫壓數(shù)據(jù)聲傳直讀測試儀，井下溫壓數(shù)據(jù)經(jīng)過編碼，采用聲傳方式通過生產(chǎn)管柱將數(shù)據(jù)傳輸至井口，井口信號采集器接收信號，經(jīng)解碼計(jì)算得到井下溫壓數(shù)據(jù)。該技術(shù)不需要下入電纜，能實(shí)時獲取井下溫壓數(shù)據(jù)，可為油井增產(chǎn)措施的實(shí)施提供及時的數(shù)據(jù)支持。

1 工藝結(jié)構(gòu)及原理

1.1 工藝結(jié)構(gòu)

聲傳直讀測試儀主要包含溫壓測試模塊、聲波無纜傳輸模塊和高溫高壓金屬絕熱模塊(圖1)。溫壓測試模塊包括溫壓電纜、井下測試高溫電池組、PWM控制單元等。聲波無纜傳輸模塊包括電聲換能器、無纜聲傳高溫電池組等。高溫高壓金屬絕熱模塊包括吸熱體、高溫隔熱保溫瓶等。

延長的溫度探頭可探測到距離儀器30～100 m外的溫度，能夠滿足井下耐高溫要求[11]。

溫壓測試模塊負(fù)責(zé)實(shí)時監(jiān)測稠油熱采井井下溫壓數(shù)據(jù)，并存儲數(shù)據(jù)，存儲量為200×104組。溫度傳感器選用鉑電阻，外層采用不銹鋼毛細(xì)管為鎧裝保護(hù)管，內(nèi)充高密度氧化物絕緣體，具有耐腐蝕、機(jī)械強(qiáng)度高、熱響應(yīng)快、使用壽命長等優(yōu)點(diǎn)。由于壓力傳感器不耐高溫，不能直接接觸高溫介質(zhì)。因此，選用不銹鋼毛細(xì)管作為壓力傳導(dǎo)介質(zhì)。通過不銹鋼毛細(xì)管可將溫度傳感器和壓力傳感器(溫壓探頭)延伸至距聲傳直讀測試儀30～100 m外的位置，即可在保證聲傳直讀測試儀位于低溫區(qū)的情況下完成對高溫區(qū)的溫壓數(shù)據(jù)的監(jiān)測。采用毛細(xì)管傳壓原理測試高溫井下壓力具有以下優(yōu)點(diǎn)：壓力傳感器不需接觸高溫介質(zhì)，井下聲波無纜測試短接(控制電路)處于適宜的溫度環(huán)境，能夠滿足熱采井高溫高壓環(huán)境測試的需求，從而實(shí)現(xiàn)了溫度壓力數(shù)據(jù)的實(shí)時監(jiān)測，具有適用范圍廣、精度高等優(yōu)點(diǎn)，可以完成各種復(fù)雜條件下的測試[15-17]。

儀器在起下階段需經(jīng)過高溫的油層段，考慮到電子元器件耐溫低于175 ℃，高溫條件下易燒毀，儀器設(shè)計(jì)時采用了金屬絕熱技術(shù)。整機(jī)外加裝了高溫隔熱保溫瓶，其夾層內(nèi)采用抽真空方式達(dá)到降低熱傳導(dǎo)、熱對流的目的；在機(jī)芯尾端安裝吸熱體，其液化時會吸收大量熱能，阻止機(jī)芯溫度的上升，可滿足260 ℃井下高溫環(huán)境的要求[20]。

1.2 管柱結(jié)構(gòu)及工藝原理

高溫井下溫壓數(shù)據(jù)聲傳直讀監(jiān)測技術(shù)是利用聲波沿油管傳播的特點(diǎn)進(jìn)行通訊的技術(shù)。油井生產(chǎn)管柱主要包括抽油桿、抽油泵、油管、篩管等；高溫井下溫壓數(shù)據(jù)聲傳直讀監(jiān)測管柱主要包括井口信號采集器、懸掛器、溫壓探頭、電纜保護(hù)器、溫壓電纜、聲傳直讀測試儀等(圖2)。聲傳直讀測試儀安裝在生產(chǎn)管柱底端，位于油井低溫區(qū)，即油井口袋中，一般距離油層底界10.0 m以外，溫壓探頭從儀器側(cè)面伸出，捆綁在油管外表面，通過不銹鋼毛細(xì)管一直延伸至高溫的油層中部或抽油泵入口處(篩管)，長度為30～100 m。因此，在稠油熱采井生產(chǎn)過程中，聲傳直讀測試儀工作溫度在150 ℃以下，而溫壓探頭工作溫度為150～300 ℃，達(dá)到監(jiān)測稠油熱采井井下溫壓數(shù)據(jù)的目的。該儀器利用聲波易于沿油管傳播的特點(diǎn)，將監(jiān)測得到的溫度壓力參數(shù)進(jìn)行編碼，轉(zhuǎn)換成聲波信號沿油管傳輸?shù)降孛?，在井口安裝信號采集器，將采集到的聲信號轉(zhuǎn)換、解調(diào)得到井下溫度壓力參數(shù)，達(dá)到無纜直讀傳輸?shù)哪康摹?/p>

儀器測溫范圍為-30～370 ℃；測壓范圍為0～40 MPa；長期耐溫為150 ℃，短期耐溫為260 ℃，持續(xù)時間為3 h；直徑為120 mm，長度為6 m；不銹鋼毛細(xì)管外徑為3 mm。

2 聲波無纜傳輸模塊

聲傳直讀測試儀的關(guān)鍵模塊為聲波無纜傳輸模塊，在單片機(jī)控制下，可完成數(shù)據(jù)采集和信號發(fā)射兩大功能，其控制電路原理見圖3。根據(jù)預(yù)制的采樣程序(采樣間隔時間最短為1 s，最長為24 h)，在單片機(jī)的控制下，將壓力傳感器、溫度傳感器采集到的壓力、溫度模擬信號經(jīng)A/D轉(zhuǎn)換器轉(zhuǎn)換成二進(jìn)制數(shù)字信號存儲在存儲器中。根據(jù)預(yù)制的發(fā)射程序，在PWM控制單元控制下，按規(guī)則讀取存儲的溫度、壓力數(shù)據(jù)，經(jīng)過復(fù)合編碼器轉(zhuǎn)換為發(fā)射編碼。發(fā)射編碼經(jīng)功率放大器和高溫儲能器放大電信號后加載至電聲轉(zhuǎn)換器上，電聲轉(zhuǎn)換器將電脈沖信號轉(zhuǎn)換成聲信號完成信號發(fā)射功能。聲信號沿油管傳輸?shù)骄?，由井口信號采集器接收信號，解碼計(jì)算輸出溫度、壓力監(jiān)測數(shù)據(jù)[18-19]。井口信號采集器頻率為0.01～1.00 kHz，以消除高頻噪聲的干擾，提高聲波信號的接收效果，聲傳距離能夠達(dá)到2 000 m。

圖3 井下儀器電路原理

2.1 PWM控制單元

PWM控制單元中的復(fù)合編碼器主要是將溫度、壓力數(shù)據(jù)壓縮轉(zhuǎn)換成聲傳編碼。聲傳編碼要滿足2個條件：①易于時鐘同步。井下信號發(fā)送裝置和井口信號接收器中各有一塊單片機(jī)，為了確保數(shù)據(jù)傳輸與接收的同步，在每一組溫壓數(shù)據(jù)的發(fā)送之前，會發(fā)送一組數(shù)據(jù)同步頭，如設(shè)計(jì)每4秒發(fā)射一次，連續(xù)發(fā)射3次聲傳編碼為數(shù)據(jù)同步頭，然后是16位的溫度數(shù)據(jù)和16位的壓力數(shù)據(jù)。②減少發(fā)射次數(shù)。一般來說，二進(jìn)制數(shù)據(jù)中的“0”的發(fā)射時間間隔為6秒，“1”的發(fā)射時間間隔為8秒。為了減少發(fā)射次數(shù)達(dá)到節(jié)省電池電能的目的，可將連續(xù)的二進(jìn)制數(shù)據(jù)作為一位聲傳編碼進(jìn)行發(fā)射，并適當(dāng)延長時間間隔，如設(shè)計(jì)二進(jìn)制數(shù)據(jù)“000”、“001”、“010”、“011”、“100”、“101”、“110”、“111”的發(fā)射時間間隔分別為12、16、22、26、14、18、24、28 s。通過發(fā)射程序的調(diào)整，數(shù)據(jù)的整體發(fā)射次數(shù)減少，達(dá)到了節(jié)省電池電能的目的。

2.2 電聲換能器

電聲換能器主要的功能是將電信號轉(zhuǎn)換成聲信號。電聲換能器由發(fā)聲體共鳴腔、換能器發(fā)聲體、電磁激勵繞組、撞擊針導(dǎo)向套、撞擊針等部分組成(圖4)。電磁激勵繞組在PWM控制單元產(chǎn)生的脈沖信號作用下產(chǎn)生脈沖電流，脈沖電流的電磁場產(chǎn)生電磁力。電磁力瞬間推動撞擊針沿撞擊針導(dǎo)向套垂向快速移動，撞擊換能器發(fā)聲體形成振動波，振動波沿油管迅速傳遞至井口的信號采集器，通過信號采集器的信息識別與解碼，實(shí)現(xiàn)1位聲傳編碼的傳送。將上述傳輸過程按照聲傳編碼規(guī)則不斷重復(fù)，即可實(shí)現(xiàn)溫壓數(shù)據(jù)信息的無纜傳送。

考慮某些區(qū)塊油層埋藏較深，設(shè)計(jì)了大功率的換能器發(fā)聲體和共鳴腔，確保傳輸距離能達(dá)到2 000 m。由于大功率的換能器發(fā)聲體發(fā)送數(shù)據(jù)時能耗較大，選用了大容量的耐高溫電池組做電源，為其單獨(dú)供電，提高聲波無纜傳輸模塊長期工作的可靠性。

當(dāng)電磁激勵繞組中的脈沖電流斷開時，撞擊針依靠重力作用下落回位，然后等待下次激發(fā)動作，因此，該種方式只適用于垂直工作或小角度(井斜小于30 °)狀態(tài)。經(jīng)過計(jì)算機(jī)仿真模擬與實(shí)驗(yàn)，設(shè)定激勵線圈電壓為36 V，脈沖頻率為0.1 Hz。

圖4 電磁式電聲換能器

3 現(xiàn)場應(yīng)用

高溫井下溫壓數(shù)據(jù)聲傳直讀監(jiān)測技術(shù)在遼河油田現(xiàn)場試驗(yàn)5井次，效果良好。典型井例：在曙光油田曙127454興隆臺油層選定了1口蒸汽吞吐井，下入聲傳直讀測試儀，了解油井注汽轉(zhuǎn)抽后泵下溫度壓力變化情況，以指導(dǎo)油井生產(chǎn)。該井射孔井段為777.2～828.0 m，層位為Es411，油層厚度為22.4 m，射開5層，人工井底深度為916.0 m，儀器下深為845.0 m，儀器溫壓探頭深度為818.0 m。蒸汽吞吐注汽2 301 t，周期生產(chǎn)時間為162 d，監(jiān)測時間為3 264 h，溫壓曲線和生產(chǎn)曲線見圖5、6。

圖5 溫度壓力測試曲線

該井經(jīng)注汽燜井放噴后，于2017年7月15日下泵轉(zhuǎn)入抽油生產(chǎn)，初期監(jiān)測油層壓力為6.79 MPa，溫度為233.4 ℃，日產(chǎn)液為21.7 t/d，含水為100%，抽油機(jī)沖程為3 m，沖次為3.0 次/min。7月27日，日產(chǎn)油達(dá)到5.2 t/d，地面錄取到油層壓力為4.17 MPa，溫度為222.3 ℃。

8月3日，地面錄取到油層壓力為3.28 MPa，溫度為217.5 ℃，表明地層溫度和供液能力均較強(qiáng)。為進(jìn)一步提高油井產(chǎn)量，將抽油機(jī)沖次調(diào)整為4.1 次/min，調(diào)整后油井日產(chǎn)油一直處于上升趨勢，且生產(chǎn)情況良好。從9月27日開始，油井產(chǎn)油量和油層溫度壓力開始逐步下降，至11月27日，日產(chǎn)油降至0.8 t/d，油層溫度降至34.5 ℃，油層壓力降至0.49 MPa，表明油井蒸汽吞吐生產(chǎn)已至末期，需轉(zhuǎn)入下一周期蒸汽吞吐。通過對熱采井泵下溫度壓力的連續(xù)監(jiān)測，指導(dǎo)了油井工作制度的實(shí)時調(diào)整，提高了油井的開采效果。

圖6 生產(chǎn)曲線

2017年11月28日起出測試儀器回放數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，地面錄取的溫壓數(shù)據(jù)與儀器存儲數(shù)據(jù)一致，這表明井口信號采集器通過解碼計(jì)算得到的聲傳溫壓數(shù)據(jù)準(zhǔn)確可靠。

4 結(jié) 論

(1) 高溫井下溫壓數(shù)據(jù)聲傳直讀監(jiān)測技術(shù)將井下測試的溫壓數(shù)據(jù)經(jīng)編碼后，采用聲傳方式，通過生產(chǎn)管柱將信號傳輸至井口，該技術(shù)不需要下入電纜，能實(shí)時獲取井下溫壓數(shù)據(jù)，具有操作簡單、數(shù)據(jù)實(shí)時傳輸?shù)奶攸c(diǎn)。

(2) 聲傳直讀測試儀工作溫度在150℃以下，溫壓探頭則延伸至高溫的油層中部或抽油泵入口處，工作溫度為150～300 ℃，可有效監(jiān)測稠油熱采井井下溫壓數(shù)據(jù)。

(3) 實(shí)際應(yīng)用表明，聲傳溫壓數(shù)據(jù)準(zhǔn)確可靠，且可實(shí)施指導(dǎo)油井生產(chǎn)制度的調(diào)整。