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1、2000年9月油气井测试第9卷第3期高压井负压测试工艺赵会卿袁治华朱礼祥(中国海洋石油渤海公司)(华北石油测试公司)摘要高压地层测试作业时,采用经过调整的原钻井液作为压井液,容易因压井液沉淀而造成管串卡井事故,而采用无固相压井液(尤其是溴盐溶液)成本又很高,为此,渤海油田在QHD301N1等高压井测试期间,用盐水或海水作井液,测试结束后再使用原钻井液压井,成功地进行了负压测试,既保证了作业安全,又降低了成本。主题词高压地层负压地层测试压井液油管锚前言在对高压
2、地层进行测试作业时,一般原钻井液经过调整作为压井液。这种压井液主要用重晶石调整比重,其最大缺点是不稳定,在静止条件下有持续分异沉淀,比重愈大,温度愈高,其沉淀速率愈大。在测试期间,压井液一般要在井底静止3~5d时间,压井液中重晶石不同程度地沉淀于井底,严重时沉积厚度高达数百米(如BZ2515井),致使测试工具无法正常操作,整个管串卡于井底无法提出,造成严重后果。为避免此类事故发生,可使用无固相压井液。当地层压力系数小于1.3SG条件下可选择使用钾盐或钙盐溶液,但对压力系数大于1.3SG的高压层进行测试时必须使用溴盐溶液,而
3、这种压井液费用相当昂贵,一口测试井压井液费用高达数百万元人民币。为了既保证作业安全又能降低成本,在对海上高压地层进行测试期间尝试使用盐水(海水)作井液,测试结束后再用钻井液进行压井,也就是说,在测试期间井底压力大于其上静液柱压力,即进行所谓的负压测试,获得成功。测试工艺流程1.测试管串要求测试管串使用APR+TCP管串组合(见图1),特殊要求有:(1)管串中使用水力锚封隔器,若测试设计中无酸化作业,建议将其心管摘除,这样,即使封隔器以下管串堵塞,水力锚仍然能保证作业安全;(2)管串中必须有纵向减振器;(3)伸缩接头以下配重(
4、钻铤)采用封隔器厂家推荐使用的最大值。另外,如果可能,建议管串中使用SG1井口监测系统,既可以随时监测井底流动压力以调整合理工作制度,又可以在关井期间监测井底压力恢复情况以节省关井时间。2.操作步骤及安全时效以127mmAPR测试工具为例介绍具体操作步骤。赵会卿,男,工程师,1988年毕业于石油大学,目前从事生产动态管理工作,曾获海洋石油渤海公司科技进步三等奖。地址:天津市塘沽区50信箱勘探开发部,邮政编码:300452。第9卷第3期赵会卿等:高压井负压测试工艺61(1)按预测试层要求调整原钻井液作为压井液,然后将其回
5、收进泥浆池待用。井筒中全部替为海水并观察10min,确认井底(套管或桥塞)无窜流。(2)组下测试管柱至预定位置。除施工安全要求外,附加如下要求:!封隔器特别是水力锚每次使用前作大保养(车间式保养)一次,入井口前上下活动卡瓦以确保操作正常。∀伸缩节入井后对井下测试工具试压,液垫加完后对井下管串试压(建议:为减少井口待命时间,提高时效,用两套测试工具,交替使用、保养)。(3)校深作业。按射孔枪实际位置计算校正量,调整管串后计算理论方余值T。(4)上提管串至方余为T+0.35m后,坐封封隔器。说明:!按测试手册要求,射孔深度允许误差
6、为#0.2m,考虑到封隔器心轴及卡瓦换位下滑0.15m,其最大允许方余为T+0.35m。∀在封隔器换位(0.15m)后,伸缩节压缩前,震击器有0.25m压缩距,液压旁通有0.09m压缩距,所以在操作坐封封隔器下放管串中,伸缩节压缩前方余的最小减少量为0.49m,即若方余减少0.49m时开始坐封,则射孔枪定位深度比设计值偏上0.2m;若方余减少0.69m时开始坐封,则射孔枪定位深度与设计值一致;若方余减少0.89m时开始坐封,则射孔枪定位深度比设计值偏下0.2m;若方余减少0.89m以后坐封,则射孔枪定位深度误差超出设计要求。由
7、上可知,原方余为T+0.35m,在方余减少0.89m前坐封封隔器,则射孔枪定位深度在误差允许范围内,这些在井口通过指重表可以得到证实。所以可以省去二次校深作业,既可以节省一次操作费用又可以节省作业时间2~3h。(5)接井口控制头及地面流程后打开显示头,环空加压至测试阀设计操作压力以上2~3MPa,观察井口有无流动,若无流动则环空放压至零关闭测试阀,10min后按设计操作压力再次打开测试阀,投棒点燃射孔枪,初开井。说明:!测试阀初次操作要克服4个销钉剪切力,还要克服上下压差对测试球阀的转动阻力,因此首先使用高操作压力打开测试阀一
8、次(剪断销钉,平衡上下压差),以确保后续低压操作的可靠性;点燃射孔枪前使用相对低操作压力打开测试阀是为了防止循环阀提前打开以保证安全。∀按正常测试程序,应在射孔前接试井防喷管并进行流程试压。考虑到初开井时间很短(10~20min),地层流体不可能到井口,因此将这部分作业安排在
