裸眼分段工具高温高压性能稳定性评价实验.pdf
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1、2024 年 2 月 第 33 卷 第 1 期 储层改造与完井技术 文章编号:1004-4388(2024)01-0043-06 2022-10-08 收稿,2023-11-24 修回,2023-12-27 接受,2024-02-20 网络版发表裸眼分段工具高温高压性能稳定性评价实验夏富国1,米光勇1,李成全1,陆小锋1,朱波2,王洋31.中国石油西南油气田分公司开发事业部 四川成都 610011 2.广汉川油井控装备有限公司 四川广汉 6183003.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院 四川成都 610017 通讯作者:Email:272697135 项目支持:中国石油天然气股份有限公司
2、西南油气田分公司重大科研项目“双鱼石栖霞组超深大斜度水平井分段酸压及配套技术研究”(20200302-14)引用:夏富国,米光勇,李成全,等.裸眼分段工具高温高压性能稳定性评价实验J.油气井测试,2024,33(1):43-48.Cite:XIA Fuguo,MI Guangyong,LI Chengquan,et al.Experiments evaluating performance stability of stage tool under high-temperature and high-pressure conditions in open hole J.Well Testing
3、,2024,33(1):43-48.摘要 针对现有的井下工具测试系统不能模拟高温高压泥浆条件下工具稳定性测试的问题,研制了高温高压井下工具性能稳定性评价装置。该装置具备温度 200、压力 105 MPa,在多种流体介质中开展工具性能测试的能力。利用该装置,模拟井下工具在油基泥浆里的下入过程,设计开展了胶筒在油基泥浆中的高温高压老化腐蚀和分段工具的密封稳定性两个实验。结果显示胶筒在高温高压下发生膨胀,但整体膨胀的尺寸相对较小,不影响工具下入;实验后胶皮表面光滑、无开裂无鼓包;分段工具保压 10 d,无压降。经 XX001-H6 井裸眼多段酸化施工应用,温度 176,压力 97.32 MPa,封隔
4、器密封可靠、滑套性能稳定。本实验方案的顺利实施为高温高压工具稳定性实验提供了新的技术思路。关键词 裸眼封隔器;滑套;胶筒;密封性;高温;高压;老化腐蚀;实验装置中图分类号:TE357 文献标识码:B DOI:10.19680/ki.1004-4388.2024.01.008Experiments evaluating performance stability of stage tool under high-temperature and high-pressure conditions in open holeXIA Fuguo1,MI Guangyong1,LI Chengquan1,L
5、U Xiaofeng1,ZHU Bo2,WANG Yang31.Development Division of PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610011,China2.Guanghan Chuan Oil Well Control Equipment Company,Guanghan,Sichuan 618300,China3.Engineering Technology Research Institute of PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chen
6、gdu,Sichuan 610017,ChinaAbstract:The existing downhole tool testing systems cannot simulate the tool stability under high-temperature and high-pressure mud conditions.To solve this problem,a device for evaluating the performance stability of downhole tools under high-temperature and high-pressure co
7、nditions was developed.The device is capable of tool performance testing at temperatures up to 200 and pressures up to 105 MPa,in various fluid media.By utilizing this device,experiments were designed to analyze the high-temperature and high-pressure aging corrosion of rubber sleeve in oil-based mud
8、(OBM)and the sealing stability of stage tool during a simulated tool running process in OBM.The results show that the rubber sleeve expanded under high-temperature and high-pressure conditions,but the overall expansion size was relatively small,not affecting the tool running.The rubber surface remai
9、ned smooth without cracks or bulges after the experiment.The stage tool maintained a constant pressure for 10 days with no drop.The field application in well XX001-H6,involving a seven-stage acidizing operation at 176 and 97.32 MPa,demonstrated a reliable sealing and stable performance of the slidin
10、g sleeve.The successful implementation of this experiment approach provides a new technique for stability testing of stage tool under high-temperature and high-pressure conditions.Keywords:open-hole packer;stage tool;rubber sleeve;sealing performance;high-temperature;high-pressure;aging corrosion;ex
11、-perimental device 近年来,四川盆地大力推进深层油气资源的勘探开发,先后在安岳、双鱼石、九龙山、下川东等深层碳酸盐岩区块取得重大成效1。2022 年 7 月川西双鱼石地区完钻的 XX001-H6 井更是创下了国内2024 年 2 月陆上最深(9 010 m)天然气井纪录。面临超深(垂深7 500 m)、超高压(压力105 MPa)、超高温(温度160)等复杂地质工况给完井试油工艺、工具带来的诸多挑战,为充分动用储量,提高单井产能,拟采用分段酸压工艺实施改造。分段酸压工艺方面,钱斌等2系统介绍了裸眼分段工艺及工具,认为裸封管柱具有通过性好、密封承压性能好、开启灵活可靠、安全性高
12、等特点。向少华等3-5结合深层碳酸盐岩储层水平井特点,重点关注完井工具的可下入性和压裂作业过程中的可靠性,优化分段压裂管柱结构。张宝瑞等6针对常规裸眼分段酸压完井管柱在不规则井眼中下入不到位的问题,提出了使用大通径、重复开关滑套,通过一次性打捞球座后可恢复完井管柱大通径。邹永清等7从实施过程中的井控风险角度出发,提出了完善裸封工艺施工设计、组织实施的针对性措施建议。封隔器性能方面,吴晋霞等8-9对压缩式裸眼封隔器胶筒防突机构、限位机构进行优化,增设密封挡圈提高密封可靠性,在120 导热油中双向环空密封承压达 70 MPa。李友培等10-11从封隔器结构、胶筒材质优选方面开展研究,优化了护肩及棘
13、齿参数、采用改性氢化丁腈橡 胶 胶 筒,提 升 压 缩 式 裸 眼 封 隔 器 耐 温 到150、双向密封承压到 65 MPa。程莹等12对封隔器芯轴、胶筒、水力锚、密封件等关键结构改进及材质优选升级,提升了封隔器耐温耐压性能;庞振力等13对常规封隔器施工过程中受力及变形分析,优化封隔器结构及材料;王学正等14研制了集锚定机构、密封机构于一体的 HPR 高温高压压裂封隔器。程青松等15通过提升密封部件材料的耐温等级、优化密封组合形式、改进封隔器胶筒结构等手段,提升了 APR 测试工具的耐温耐压差性能。相较于国产裸封工具,国外成熟产品可达到耐温 204、耐压 70 MPa。高温高压井下工具试验系
14、统方面,吕芳蕾等16-17研 制 出 一 套 封 隔 器 高 温(200)高 压(70 MPa)试验装置,解决了封隔器等井下工具高温、高压模拟试验难题。郭飞等18研制一种封隔器胶筒密封性能试验装置,能模拟导热油在 350、20 MPa 的工况下评价封隔器胶筒的密封性能。刘辉等19研制了具备在压力 140 MPa、温度 200、拉压载荷 300 kN 和扭矩载荷 10 kN m 条件下开展工具性能测试的试验系统。这些系统大都采用清水或导热油为试验介质,不能开展高温高压泥浆条件下的工具性能稳定性测试,尤其封隔器胶筒在高温高压油基泥浆中的老化膨胀试验。鉴于此,研制了高温高压井下工具性能稳定性评价装置
15、,能够模拟温度 200、压力 105 MPa 的工况;测试胶筒在不同介质(清水、水基泥浆、油基泥浆等)的老化腐蚀情况及密封件在高温高压下的密封稳定性。借助研制的试验装置开展了系列评价试验,优选分段工具,有力支撑现场应用。1 模拟评价装置的性能要求 为充分模拟裸封分段工具入井过程及其长期滞留地层期间(酸化作业前)井筒流体、温度、压力等因素对分段工具稳定性的影响,结合川西深层碳酸盐岩钻完井工艺特点,模拟实验装置需满足多种流体介质环境(油基泥浆)、长时间高温高压的实验能力。考虑分段工具的形状、尺寸,装置性能要求,经济投入等影响因素,模拟评价采用双套筒结构设计。外套筒主要功能是盛载实验工具和实验流体,
16、并给实验流体提供温控服务。因现场流体介质(泥浆)在常压下沸点低,难以加热到 200 以上,因此外套筒需加顶盖密闭。内套筒为高压试验件,上下两端用堵头密闭,上接头用高压管线穿外套筒顶盖与高压泵连接,为高压试验件提高内部高压。试验系统设置一台温压伺服器,收集记录和控制实验的温度、压力与时间。2 模拟评价装置的结构和参数 该套模拟评价装置的设计需求与常规工具性能测试试验系统的功能不同,不具备监测评价工具坐封、解封、受力等方面的功能。因实验系统设计的尺寸较大,从安全和经济考虑,暂未考虑后期升级的可能,目前仅具备开展稳定性的评价功能。2.1 装置结构 充分调研国内试验系统的基础下,结合入井工具的尺寸,研
17、制了高温高压试验装置。试验装置由高压泵、高压试验件、加热套筒、温压采集器、温压伺服器等组成。加热套筒由基座、套筒、顶盖、电阻丝、导热油及泄流孔组成。高压试验件为耐高压工装或待测试的井下工具(封隔器、滑套等),试验件底端用堵头密封,顶端用穿孔的高压堵头,经高压管线穿越加热套筒顶盖与高压泵连接,密封放置在加热套筒内腔中。具体试验装置示意图参见图 1。44第 33 卷 第 1 期夏富国等:裸眼分段工具高温高压性能稳定性评价实验图 1 实验装置示意图(高压试压件为待测试件)Fig.1 Schematic diagram of test device2.2 工作原理 用堵头将高压试验件底部连接紧固,预装
18、高温耐热油,连接顶端穿孔堵头及高压管线在地面常温状态下开展低压、高压下的密封监测。合格后将高压试验件放置在预装满试验流体(按现场工况需要)的加热套筒内腔,连接高压管线,盖严顶盖。通过温压伺服器按照先加温后加压的方式将温度、压力升至设定值。通过观察温压采集器中的压力变化,判断高压试验件的密封性;通过对比试验前后胶筒外观及外径变化,判断橡胶老化、腐蚀,评估工具入井风险。本实验装置结构简单、操作便捷、性能稳定且经济投入少,能满足现场工况下对工具稳定性评价需要。2.3 主要技术参数及性能 本套模拟评价装置主要用来评价在高温高压环境中不同流体介质条件下工具或管串的下入能力和密封稳定性。与目前国内各油田企
19、业配套的工具性能测试的试验系统最大的差异是克服只能在液压油中开展试验的限制,且单次试验成本低,满足大批次试验的条件。同时受装置设计初衷的局限,该评价装置不能实现工具坐封、解封、受力方面的监测与评价。加热套筒内径:485 mm;加热套筒有效工作高度:200 cm;加热套筒最高工作压力:3 MPa;加热套筒最高工作温度:210;高压试验件最高内压力:105 MPa;高压试验件最大长度:180 cm;系统可连续运行时间300 h。3 稳定性评价方案及实验结果分析 考虑到地层高温高压含硫化氢的特点,选用在川渝地区有大量成功应用案列的进口 OCMCT滑套分段工具(胶筒采用阿氟拉斯氟橡胶,耐温达204、压
20、差 70 MPa)作为评价对象。该套分段工具配套的悬挂封隔器可在一定扭矩内正转下钻,管串的入井能力强;若意外坐封,可下解封工具解封上提回收,处理故障的能力突出;同时封隔器结构中设计了双回压阀 4 道密封确保下钻与替液后工具密封有效性。分段工具的球座可一次性打捞,打捞后滑套可开关,井筒全通径,最大程度发挥井的产能。结合裸眼分段工具现场工况,针对性设计试验方案,重点评价橡胶件在高温油基泥浆条件下的稳定性和耐腐蚀性、密封件在高温高压下密封稳定性。3.1 实验方案 实验目的是模拟井下工具在油基泥浆里的下入过程,评价胶筒受温度、压力及流体对其外径及性能影响;同时评价工具从入井到实施分段酸化施工这个时间段
21、内,分段工具在高温高压工况下的密封稳定性。因裸眼分段工具串底部带有两个单流阀,下入过程中管串温度和压力在直井段持续升高,水平段相对保持不变,因此重点设计了下入过程中胶筒老化腐蚀及分段工具密封件的密封稳定性两个实验方案,具体实验条件见表 1 和表 2。表 1 胶筒在油基泥浆中的高温高压老化腐蚀实验方案Table 1 High temperature and high pressure aging corrosion test scheme of rubber cylinder in oil-based mud胶筒状态温度/压力/MPa介质时间/h实验结果坐封 200内压 70、外压31.4 g/
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