川东北高温高压含硫气井完井测试技术

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1、川东北高温高压含硫气井完井测试技术　　摘要：川东北地区蕴藏着丰富的天然气资源，并且具有高产（天然气无阻流量最高达100×104m3/d及以上）、高压（50～120MPa）、高含H2S（5%～40%）和井深（5000～7500m）的“三高、一深”特点，试气测试施工难度大，对试气测试工艺技术要求高，经过多年不断的实践和完善，逐渐配套完善了超深、高温、高压、高含硫井下测试工具和地面试气流程。本文通过介绍常用的测试技术，有助于进一步推广和提高超深、高温、高压、高含硫气井测试的一次成功率。关键词：APR测试HP阀OMNI阀气举中图分类号：TE927文献标识码：A文章编号：1672-3791（2013

2、）01（c）-0047-02川东北油气田以产天然气为主，普遍具有压力高、温度高、H2S高、产量高等特点，给试气测试工作带来了巨大的挑战。经过多年了摸索，逐步形成多项完井测试联作技术。四川常把井深4000～6000m的井叫做深井，而把超过井深6000m以上的井叫做超深井。相应来讲，超深井试气就是指井深超过60009m井的试气。超深井具有地层压力大，地层温度高的特点。目前国际上把超深井试油叫做高温高压井测试。高温高压井测试（国外简称HTHP）指在恶劣条件下井的测试，一般规定了一定的压力和温度界线。比如哈里伯顿公司HTHP指：压力70MPa以上，温度150℃以上，含H2S、CO2。而斯伦贝谢公司

3、HTHP指：压力105MPa以上，温度210℃以上。我国目前规定：当地层压力大于或等于100MPa或地层温度大于或等于150℃，含H2S大于或等于3%，含CO2大于或等于3%的油气井测试叫做高温高压井测试。1裸眼测试技术1.1采用带OMNI阀（带球阀）APR测试工艺测试管柱结构（自上而下）：悬挂器+防硫油管+断销式反循环阀+防硫油管+OMNI阀（带球阀）+RD安全循环阀+电子压力计托筒+VR安全接头+RD循环阀+RTTS封隔器+防硫油管+接箍。工艺流程：管柱中的OMNI阀在下井的时候循环孔出于开启位置，球阀关闭。当封隔器坐封后，采用CMC稠化水将OMNI阀循环孔以上井筒泥浆全部替出，然后油

4、管正注液氮，通过套管返出液量计算油管掏空深度，之后通过操作环空压力关闭OMNI阀循环孔，即可进行测试。工艺特点：利用一趟管柱，实现了替浆、气举、测试联合作业。1.2采用带HP阀APR测试工艺9测试管柱结构（自上而下）：悬挂器+防硫油管+断销式反循环阀+RD安全循环阀+HP测试阀+液压旁通+RD循环阀+RTTS安全接头+RTTS封隔器+压力计托筒+筛管+防硫油管+丝堵。工艺流程：管柱中的HP阀处于关闭状态，下钻过程中油管内加液垫，设计合理的掏空深度，当封隔器坐封后，油管打压打开HP测试阀，即可进行测试。工艺特点：该工艺适宜于清水压井测试的井，也可以进行注液氮进行吞吐排液。1.3采用带OMNI

5、阀（不带球阀）APR测试工艺测试管柱结构：悬挂器+防硫油管+OMNI阀（不带球阀）+RD安全循环阀+压力计托筒+RD循环阀+震击器+RTTS安全接头+ST旁通+RTTS封隔器+防硫油管+接箍。工艺流程：OMNI阀的循环孔以开启的状态入井，并且球阀部分被去掉。当管柱坐封以后，先采用CMC稠化水替出OMNI阀循环孔以上井筒内的泥浆，对于地层压力高的井通过操作环空压力关闭OMNI阀，即可进行测试；对于地层压力低，排液困难的井，油管正注液氮，根据套管返出液量，计算油管掏空合理的深度，再操作环空压力关闭OMNI循环孔，随后测试作业。工艺特点：利用一趟管柱，实现了替浆、气举、测试的联合作业。在替浆控制

6、好泵压和回压，使液柱压力大于地层压力，防止地层流体侵入井筒；在注液氮不能将液氮替至环空。91.4采用带OMNI阀（不带球阀）+HP阀的APR测试工艺测试管柱结构：悬挂器+防硫油管+OMNI阀（不带球阀）+RD安全循环阀+电子压力计托筒+HP开关阀+RD循环阀+震击器+RTTS安全接头+ST旁通阀+RTTS封隔器+防硫油管+筛管+防硫油管+丝堵。工艺流程：OMNI阀的循环孔以开启的状态入井，并且球阀部分被去掉，HP开关阀以关闭的状态入井。当封隔器坐封以后，先采用CMC稠化水替出OMNI阀循环孔以上井筒内的泥浆，关闭OMNI阀循环孔，油管加压打开HP开关阀，即可进行测试。工艺特点：利用一趟管柱

7、，实现了替浆、气举、测试的联合作业。管柱结构有OMNI阀（不带球阀）+HP阀，在替泥浆的过程中，地层流体不会因为液柱压力的下降侵入井筒，若后期排液困难可以操作OMNI阀进行气举排液。2多项APR测试联作工艺技术2.1射孔测试联作工艺测试管柱结构：悬挂器+防硫油管+定位短节+防硫油管+定位短节+防硫油管+RD安全循环阀+防硫油管1根+LPR-N阀+压力计托筒+液压旁通阀+RD循环阀+RTTS安全接头+射孔传压旁通+RTTS