海上超高温高压气井裸眼测试工艺实践——以KT1井裸眼测试为例.pdf

180工程管理引言KT1井位于滩海东部葵花岛构造带中北部，钻探主要目的层为古生界，同时兼探东营组和沙河街组。该井于2022年8月19日四开裸眼完钻，完钻井深5835m，完钻层位中生界。试油层位：本次试油层段5658.05835.0m为裸眼段，中生界小东沟组。预测试油层地层压力为86.7MPa，按照井筒内充满气体计算，地质设计预计最大关井井口压力为69.7MPa，实测温度5819m/191，为超高温高压气井。随着探井深度和数量的增加，勘探难度也逐步升高，发展适用于三高井的高温高压试油技术尤为重要，试油技术包括井完整性评价技术、测试联作技术、地面控制和计量技术、试油工作液技术、试油井控技术等。一、井完整性评价技术1.井身结构图1井身结构2.作业前井屏障分析试油前，工程设计进行作业前井屏障。（1）第一井屏障第一屏障为密度1.71.72g/cm3的泥浆，压井液柱压力高于地层压力。采用室内试验方法，高温（190）静止稳定5天内无沉降。（2）第二井屏障第二屏障为套管、悬挂器、井口装置。177.8mm悬挂套管及设计中的回接套管均为梯形扣，不满足高压气井气密封要求，施工过程中应严格监控各环空压力，一旦发现地层天然气泄漏至油套环空，应立即中止测试。转试油前需将钻井四通更换为采油四通并试压合格。3.管柱力学校核本井不对裸眼段进行措施改造，施工工序可概述为：在原井泥浆中下坐套测裸管柱井口释放悬重坐封封隔器开井关井压井起管柱。故选择放喷测试、关井等工况进行管柱力学校核，并通过管柱力学校核判断油管和封隔器在各工况下的受力情况，结论如下：经校核，测试时环空不施加平衡压力，封隔器以上管柱三轴应力安全系数均大于1.5的标准要求；关井工况需环空施加不低于10MPa平衡压力；挤注密度1.72g/cm3压井液压井、套压0MPa时最高泵压不能超过30MPa，这样才能使封隔器以上管柱三轴应力安全系数大于1.5的标准要求。二、井下测试工艺介绍该井采用座套测裸测试工艺，下“四阀一封”测试管柱对裸眼井段5658.05835.0m进行测试。在密度1.71.72g/cm3的压井液中下入7CHAMP封隔器四阀一封测试管柱，装105MPa采油树后替密度1.15g/cm3的无固相测试工作液，小排量（最大300L/min）反替出E型阀以上井筒内压井液。替液结束后，保持油套管压力使井底海上超高温高压气井裸眼测试工艺实践以K T 1 井裸眼测试为例刘保连王骏琛于文琦黄博常烘瑞中国石油集团海洋工程有限公司井下作业事业部【摘要】海上超高温高压气井裸眼测试存在着测试工具压力温度等级要求高、裸眼段易坍塌埋管柱、高密度测试液重晶石沉淀、高密度测试液长期静止后的传压性能差等难题。辽河油田KT1井的裸眼段测试作业，采用“四阀一封”测试工艺，该工艺取得了成功，且取得了翔实可靠的测试资料。基于此，着重介绍了该工艺的应用情况，并对所碰到的复杂情况进行分析，并提出改进措施，为以后类似施工提供经验。【关键词】井完整性评价；井屏障分析；试油工作液；复杂情况分析【DOI】10.12316/j.issn.1674-0831.2023.17.060181工程管理压力略大于地层压力，投钢球，候球入座后按工具方要求打压关闭E型阀，观察套压，压力不升则合格。进行测试求产，求取地层液性、产能和压力等资料，测试结束后，打开RDS阀进行井下关井和循环压井，解封，循环测后效，起出测试管柱。管柱结构：RDS阀RD阀E型替液阀RTTS安全接头CHAMP封隔器筛管捕球器压力计托筒笔尖，工具参数见表1，管柱结构见下图2。表1测试工具参数表序号名称型号、规格单位 数量1筛管73mm2m根22压力计托筒73mm套13加强型RDS阀99mm、105MPa、204套14E型替液阀99mm、105MPa、204套15加强型RD阀99mm、105MPa、204套16CHAMP封隔器149mm、105MPa、204套17RTTS安全接头127mm、105MPa、204套18捕球器95mm套19存储式电子压力计电子压力计210/210MPa支2图2管柱结构三、地面测试工艺介绍该井地面流程要考虑高压和大气量对流程的影响，地面流程为：采油树蒸汽同心管地面安全阀双油嘴管汇换热器分离器火炬臂/缓冲罐计量罐油轮，见图3。1.流程冻堵预防措施物理方法：加热同心管、加热器、蒸汽热敷实现对天然。化学方法：在油嘴管汇前，上游数据头注入防冻剂。2.替液期间风险分析和应对措施替液期间，工艺要求控制回压30MPa，介质为泥浆，为增加地面流程安全系数，设置双油嘴管汇，并应用数据采集系统，实时监测油压、环空压力。图3地面流程图四、试油工作液技术试油工作液使用较多的有超微重晶石、油基和有机盐三种，该井裸眼测试应用原浆和密度1.15g/cm3的无固相压井液，用无固相压井液将原井泥浆替出，实验室进行泥浆烘烤试验，并进行配伍性试验，优化管柱结构，减小替液阀与封隔器间距，克服泥浆沉淀卡钻风险。五、复杂情况原因分析和处理环空打压操作RDS循环阀进行井下关井，后发现油压持续上升，经地面流程放压点火，现场初步判断RDS循环阀失封。对压力计数据分析发现，RDS循环阀关井后45min后失封，判断为球阀失封，后对RDS循环阀拆解检查（如图4、5），原因分析为裸眼段试油施工且预测地层压力大，采用的泥浆比重较大固相含量较高，高压气体、泥浆固相颗粒等导致球座胶圈损坏，使得环空打压操作后，RDS虽有关闭动作，但球阀与球座的密封面损伤，导致密封失效。为在日后作业中避免此类问题，针对性提出以下方案：第一，组装工具前要检查胶圈情况，且尽量避免在低温情况下安装胶圈，防止胶圈弹性下降导致安装时损坏，安装时要避免丝扣对胶圈的摩擦伤害。第二，对于高压低渗气井，采取地面关井的方式求取资料，将RDS安全循环阀作为更换井口时的机械屏障，RD循环阀仅作为RDS安全循环阀失效后的备用阀，正常情况下不做操作。第三，要充分考虑到RDS安全循环阀的环空打压时套管和油管间的压差，必要时可以油管打压，保证油套182工程管理连通时的油管压力；第四，循环排气时用2mm油嘴放喷，保证一定的球阀上部油管压力，减少球阀的下压差。图4 RDS拆解后发现球座损坏图5RDS拆解后发现球阀划伤严重六、试油成果 选择一关拟合压力90.42MPa作为测试层的原始地层压力，折算至储层中部5746.5m（垂深5632.09m）处地层压力为90.99MPa（按照气井常见百米梯度0.18MPa/100m），对应地层压力系数1.65，属于异常高压地层压力系统。实测点折算算储层中部温度180.66，地温梯度3.21/100m。实测压力历史曲线反映，关井期间压力上升速率一般，且因采用井口关井方式，井筒储集时间长，在较短的关井时间压力恢复末期未能达到完全稳定，但也侧面反映储层导压能力一般，见图6。综合分析采用变井储双孔无限大油藏模型求取地层参数，获得气有效渗透率0.007610-3m2，流动系数0.4510-3m2m/(mPa.s)，表皮系数-2.82，探测半径8.83m。参数结果表明，该储层物性差，属于特低渗透层，但近井筒储层较为完善，无污染，见图7。图6实测压力图图7双对数曲线七、结论和建议第一，提高泥浆性能，减少泥浆沉淀；第二，替液前，要多循环破坏泥浆切力，降低循环压力；第三，用油管刮削减少测试管柱入井时间，减少泥浆沉淀时间；第四，试油方案要一井一策，根据具体情况来制订可行的方案；第五，使用APR工具进行地层测试时，应充分考虑测井况和具体条件，在能达到测试目的前提下，优选操作简单、保养便捷且对井筒、管柱要求相对较低的工具组合；第六，井下工具入井前必须逐个进行功能试验，确保工具性能良好；第七，高温高压井筒环境下，密封件性要稳定可靠，建议选配进口密封原件。参考文献：1王爱利.负压测试阀在冀东油田的应用J.油气井测试，2011(3):72-74.2张玉亭，周建良，何玉发，等.深水高温高压井测试期间井壁稳定性分析方法研究J.科技创新与应用，2017(34):5-7.3温杰文，徐茂荣，宋军正.基于井筒完整性的试油完井一体化工艺技术J.钻采工艺，2016(2):80-82.4李美涛.井下几种常见复杂情况与事故处理J.当代化工研究，2016(2):63-64.5胡亚鹏，马榕佐，张洪宇，唐胜，龚双萍.水平井井下工具存在的问题及对策J.油气田地面工程，2014(02):90-9091.6王仕水.“三高”气井井控装置与井下工具使用问题与对策J.石油机械，2004(32):128-129136.作者简介：刘保连（1985），男，汉族，辽宁盘锦人，本科，中级工程师，研究方向：试油测试。