宋志军，汪 泓，张 铭，张晨剑，张明波

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

随着稠油开发方式转换规模的不断扩大，油井井下最高温度可达260 ℃以上[1-8]。为了解油井地层温度压力(简称温压，下同)变化情况，目前常用的测试方式有2种：一是高温直读式温压测试仪，其优点是能够实时获取井下温压数据，但由于测压毛细管及测温铠装热电偶捆绑在油管外侧，在起下作业过程中易损坏，作业难度大，该测试仪不易进行推广，只在重点井中实施[9-11]。二是高温存储式温压测试仪，其优点是起下作业简单、风险小、适应多种井况，但只能在起泵后获得井下温压数据，对生产方案的调整缺乏实时指导意义[12-13]。另外，目前国内外井下测试仪器电子元器件耐温均低于175 ℃，高温通讯电缆耐温也低于260 ℃，不能满足高温热采井井下温压数据长期直读监测的需要。针对以上问题，研发了高温井下温压数据声传直读测试仪，井下温压数据经过编码，采用声传方式通过生产管柱将数据传输至井口，井口信号采集器接收信号，经解码计算得到井下温压数据。该技术不需要下入电缆，能实时获取井下温压数据，可为油井增产措施的实施提供及时的数据支持。

1 工艺结构及原理

1.1 工艺结构

声传直读测试仪主要包含温压测试模块、声波无缆传输模块和高温高压金属绝热模块(图1)。温压测试模块包括温压电缆、井下测试高温电池组、PWM控制单元等。声波无缆传输模块包括电声换能器、无缆声传高温电池组等。高温高压金属绝热模块包括吸热体、高温隔热保温瓶等。

延长的温度探头可探测到距离仪器30～100 m外的温度，能够满足井下耐高温要求[11]。

温压测试模块负责实时监测稠油热采井井下温压数据，并存储数据，存储量为200×104组。温度传感器选用铂电阻，外层采用不锈钢毛细管为铠装保护管，内充高密度氧化物绝缘体，具有耐腐蚀、机械强度高、热响应快、使用寿命长等优点。由于压力传感器不耐高温，不能直接接触高温介质。因此，选用不锈钢毛细管作为压力传导介质。通过不锈钢毛细管可将温度传感器和压力传感器(温压探头)延伸至距声传直读测试仪30～100 m外的位置，即可在保证声传直读测试仪位于低温区的情况下完成对高温区的温压数据的监测。采用毛细管传压原理测试高温井下压力具有以下优点：压力传感器不需接触高温介质，井下声波无缆测试短接(控制电路)处于适宜的温度环境，能够满足热采井高温高压环境测试的需求，从而实现了温度压力数据的实时监测，具有适用范围广、精度高等优点，可以完成各种复杂条件下的测试[15-17]。

仪器在起下阶段需经过高温的油层段，考虑到电子元器件耐温低于175 ℃，高温条件下易烧毁，仪器设计时采用了金属绝热技术。整机外加装了高温隔热保温瓶，其夹层内采用抽真空方式达到降低热传导、热对流的目的；在机芯尾端安装吸热体，其液化时会吸收大量热能，阻止机芯温度的上升，可满足260 ℃井下高温环境的要求[20]。

1.2 管柱结构及工艺原理

高温井下温压数据声传直读监测技术是利用声波沿油管传播的特点进行通讯的技术。油井生产管柱主要包括抽油杆、抽油泵、油管、筛管等；高温井下温压数据声传直读监测管柱主要包括井口信号采集器、悬挂器、温压探头、电缆保护器、温压电缆、声传直读测试仪等(图2)。声传直读测试仪安装在生产管柱底端，位于油井低温区，即油井口袋中，一般距离油层底界10.0 m以外，温压探头从仪器侧面伸出，捆绑在油管外表面，通过不锈钢毛细管一直延伸至高温的油层中部或抽油泵入口处(筛管)，长度为30～100 m。因此，在稠油热采井生产过程中，声传直读测试仪工作温度在150 ℃以下，而温压探头工作温度为150～300 ℃，达到监测稠油热采井井下温压数据的目的。该仪器利用声波易于沿油管传播的特点，将监测得到的温度压力参数进行编码，转换成声波信号沿油管传输到地面，在井口安装信号采集器，将采集到的声信号转换、解调得到井下温度压力参数，达到无缆直读传输的目的。

仪器测温范围为-30～370 ℃；测压范围为0～40 MPa；长期耐温为150 ℃，短期耐温为260 ℃，持续时间为3 h；直径为120 mm，长度为6 m；不锈钢毛细管外径为3 mm。

2 声波无缆传输模块

声传直读测试仪的关键模块为声波无缆传输模块，在单片机控制下，可完成数据采集和信号发射两大功能，其控制电路原理见图3。根据预制的采样程序(采样间隔时间最短为1 s，最长为24 h)，在单片机的控制下，将压力传感器、温度传感器采集到的压力、温度模拟信号经A/D转换器转换成二进制数字信号存储在存储器中。根据预制的发射程序，在PWM控制单元控制下，按规则读取存储的温度、压力数据，经过复合编码器转换为发射编码。发射编码经功率放大器和高温储能器放大电信号后加载至电声转换器上，电声转换器将电脉冲信号转换成声信号完成信号发射功能。声信号沿油管传输到井口，由井口信号采集器接收信号，解码计算输出温度、压力监测数据[18-19]。井口信号采集器频率为0.01～1.00 kHz，以消除高频噪声的干扰，提高声波信号的接收效果，声传距离能够达到2 000 m。

图3 井下仪器电路原理

2.1 PWM控制单元

PWM控制单元中的复合编码器主要是将温度、压力数据压缩转换成声传编码。声传编码要满足2个条件：①易于时钟同步。井下信号发送装置和井口信号接收器中各有一块单片机，为了确保数据传输与接收的同步，在每一组温压数据的发送之前，会发送一组数据同步头，如设计每4秒发射一次，连续发射3次声传编码为数据同步头，然后是16位的温度数据和16位的压力数据。②减少发射次数。一般来说，二进制数据中的“0”的发射时间间隔为6秒，“1”的发射时间间隔为8秒。为了减少发射次数达到节省电池电能的目的，可将连续的二进制数据作为一位声传编码进行发射，并适当延长时间间隔，如设计二进制数据“000”、“001”、“010”、“011”、“100”、“101”、“110”、“111”的发射时间间隔分别为12、16、22、26、14、18、24、28 s。通过发射程序的调整，数据的整体发射次数减少，达到了节省电池电能的目的。

2.2 电声换能器

电声换能器主要的功能是将电信号转换成声信号。电声换能器由发声体共鸣腔、换能器发声体、电磁激励绕组、撞击针导向套、撞击针等部分组成(图4)。电磁激励绕组在PWM控制单元产生的脉冲信号作用下产生脉冲电流，脉冲电流的电磁场产生电磁力。电磁力瞬间推动撞击针沿撞击针导向套垂向快速移动，撞击换能器发声体形成振动波，振动波沿油管迅速传递至井口的信号采集器，通过信号采集器的信息识别与解码，实现1位声传编码的传送。将上述传输过程按照声传编码规则不断重复，即可实现温压数据信息的无缆传送。

考虑某些区块油层埋藏较深，设计了大功率的换能器发声体和共鸣腔，确保传输距离能达到2 000 m。由于大功率的换能器发声体发送数据时能耗较大，选用了大容量的耐高温电池组做电源，为其单独供电，提高声波无缆传输模块长期工作的可靠性。

当电磁激励绕组中的脉冲电流断开时，撞击针依靠重力作用下落回位，然后等待下次激发动作，因此，该种方式只适用于垂直工作或小角度(井斜小于30 °)状态。经过计算机仿真模拟与实验，设定激励线圈电压为36 V，脉冲频率为0.1 Hz。

图4 电磁式电声换能器

3 现场应用

高温井下温压数据声传直读监测技术在辽河油田现场试验5井次，效果良好。典型井例：在曙光油田曙127454兴隆台油层选定了1口蒸汽吞吐井，下入声传直读测试仪，了解油井注汽转抽后泵下温度压力变化情况，以指导油井生产。该井射孔井段为777.2～828.0 m，层位为Es411，油层厚度为22.4 m，射开5层，人工井底深度为916.0 m，仪器下深为845.0 m，仪器温压探头深度为818.0 m。蒸汽吞吐注汽2 301 t，周期生产时间为162 d，监测时间为3 264 h，温压曲线和生产曲线见图5、6。

图5 温度压力测试曲线

该井经注汽焖井放喷后，于2017年7月15日下泵转入抽油生产，初期监测油层压力为6.79 MPa，温度为233.4 ℃，日产液为21.7 t/d，含水为100%，抽油机冲程为3 m，冲次为3.0 次/min。7月27日，日产油达到5.2 t/d，地面录取到油层压力为4.17 MPa，温度为222.3 ℃。

8月3日，地面录取到油层压力为3.28 MPa，温度为217.5 ℃，表明地层温度和供液能力均较强。为进一步提高油井产量，将抽油机冲次调整为4.1 次/min，调整后油井日产油一直处于上升趋势，且生产情况良好。从9月27日开始，油井产油量和油层温度压力开始逐步下降，至11月27日，日产油降至0.8 t/d，油层温度降至34.5 ℃，油层压力降至0.49 MPa，表明油井蒸汽吞吐生产已至末期，需转入下一周期蒸汽吞吐。通过对热采井泵下温度压力的连续监测，指导了油井工作制度的实时调整，提高了油井的开采效果。

图6 生产曲线

2017年11月28日起出测试仪器回放数据发现，地面录取的温压数据与仪器存储数据一致，这表明井口信号采集器通过解码计算得到的声传温压数据准确可靠。

4 结 论

(1) 高温井下温压数据声传直读监测技术将井下测试的温压数据经编码后，采用声传方式，通过生产管柱将信号传输至井口，该技术不需要下入电缆，能实时获取井下温压数据，具有操作简单、数据实时传输的特点。

(2) 声传直读测试仪工作温度在150℃以下，温压探头则延伸至高温的油层中部或抽油泵入口处，工作温度为150～300 ℃，可有效监测稠油热采井井下温压数据。

(3) 实际应用表明，声传温压数据准确可靠，且可实施指导油井生产制度的调整。