川東北大套管氣井測(cè)試工藝技術(shù)研究

王金迪（勝利石油工程有限公司井下作業(yè)公司 山東東營(yíng)257077）

川東北地區(qū)許多試氣測(cè)試井的套管外徑普遍為193.7 mm及以上的大套管內(nèi)，從2007年1月到2010年2月在大套管內(nèi)累計(jì)進(jìn)行射孔酸壓測(cè)試三聯(lián)作26井次，其中有7井次出現(xiàn)油套連通造成測(cè)試失敗，有12井次出現(xiàn)解封困難，有2井次出現(xiàn)無法解封造成卡鉆事故，射孔酸壓測(cè)試三聯(lián)作測(cè)試一次成功率65.38%，解封困難率46.15%，卡鉆事故率7.69%。進(jìn)行射孔測(cè)試或酸壓測(cè)試兩聯(lián)作16井次，其中有4井次出現(xiàn)油套連通造成測(cè)試失敗，有4井次出現(xiàn)解封困難，兩聯(lián)作一次成功率75%，解封困難率25%。我們針對(duì)此類測(cè)試失敗情況進(jìn)行了認(rèn)真深入的分析研究，找出了發(fā)生問題的原因，對(duì)測(cè)試工藝技術(shù)進(jìn)行改進(jìn)后測(cè)試成功率大大提高。測(cè)試工藝技術(shù)改進(jìn)后從2010年2月至2010年12月川東北地區(qū)在大套管內(nèi)累計(jì)進(jìn)行射孔酸壓測(cè)試共12井次，施工一次成功率達(dá)到了100%。

一、大套管內(nèi)進(jìn)行射孔酸壓測(cè)試復(fù)雜情況原因分析

1.出現(xiàn)油套連通造成測(cè)試失敗的測(cè)試井一般都具有套管與油管間隙過大、且管柱未帶扶正器造成測(cè)試管柱座封后易出現(xiàn)大幅度彎曲的特點(diǎn)，油管彎曲后就容易貼壁，座封加壓時(shí)就會(huì)形成有較大的摩阻，座封時(shí)從拉力計(jì)上觀察到的加壓噸位由于受到摩阻的影響，造成實(shí)際加到封隔器上的壓力偏小，影響到了封隔器的密封。這是在大套管內(nèi)測(cè)試時(shí)容易出現(xiàn)油套連通造成測(cè)試失敗的一個(gè)重要原因。

2.由于排液速度慢或殘酸返排率低，經(jīng)常采取液氮掏空誘噴排液的方法，放噴時(shí)對(duì)掏空深度和放噴壓差缺乏有效控制。

3.原裝進(jìn)口RTTS-162封隔器水力錨是按普通材質(zhì)套管設(shè)計(jì)的，而川東北地區(qū)生產(chǎn)層位所下套管都是高防硫套管，材質(zhì)硬度相對(duì)較小，這樣就會(huì)導(dǎo)致RTTS-162封隔器水力錨錨爪與套管的鋼材硬度差太大，再加上酸化壓裂時(shí)施工壓力非常高，很容易造成水力錨錨爪嵌入套管內(nèi)無法收回，造成解封困難甚至無法解封。

4.因壓井泥漿性能本身不穩(wěn)定或者因泥漿與清水、殘酸直接接觸性能發(fā)生變化而造成沉淀，這也是造成壓井后解封困難甚至卡鉆的一個(gè)重要原因。

5.放噴測(cè)試時(shí)，因生產(chǎn)壓差控制不合理，造成鉆井過程中漏失到地層中的泥漿和巖石碎屑在試氣測(cè)試過程中因不能及時(shí)返排到地面而造成沉淀，這也是造成壓井后解封困難甚至卡鉆的一個(gè)重要原因。

6.在工藝改進(jìn)前的設(shè)計(jì)中，R D安全循環(huán)閥設(shè)計(jì)的地面開啟壓力一般都比較低，因而酸壓施工時(shí)，套管打平衡的限壓就比較低，一旦遇到破裂壓力比較高的地層，酸壓施工過程中RTTS封隔器上下的壓差就會(huì)非常大，這就很容易引起失封而造成施工失敗。

二、工藝和工具改進(jìn)措施

1.工具改進(jìn)措施

(1）我們對(duì)原裝進(jìn)口RTTS-162封隔器的水力錨進(jìn)行了改造，增加了水力錨的長(zhǎng)度和水力錨錨爪的數(shù)量并適當(dāng)降低了水力錨錨爪鋼材的硬度，這樣既能保證水力錨錨爪在高壓時(shí)能抓得牢套管防止管串上竄，又能保證在放壓后能脫得了手便于解封。

(2）對(duì)于大套管（外徑193.7 mm和外徑193.7 mm以上的套管）內(nèi)進(jìn)行聯(lián)作測(cè)試時(shí)，為了保證測(cè)試成功率，我們?cè)跍y(cè)試工具上方的管串中加了多個(gè)扶正器（每?jī)蓚€(gè)扶正器中間有1到2柱油管）。測(cè)試管柱帶了扶正器后，測(cè)試封隔器座封加壓時(shí)封隔器上部的測(cè)試油管就不會(huì)再出現(xiàn)大幅度彎曲，并且管柱的重心也居中了，這樣就可以有效解決由于大套管內(nèi)徑和測(cè)試油管外徑之間間隙過大座封加壓時(shí)造成的嚴(yán)重不良影響。

(3）選擇合理的測(cè)試管柱結(jié)構(gòu)。使用全通徑測(cè)試工具，避免節(jié)流；底部循環(huán)閥盡量靠近封隔器并有足夠大的循環(huán)通道，縮短可能產(chǎn)生沉淀的長(zhǎng)度，便于解封。

2.工藝改進(jìn)措施

(1）設(shè)計(jì)合理的掏空深度和放噴壓差。

對(duì)于射孔測(cè)試兩聯(lián)作需要加清水液墊進(jìn)行負(fù)壓掏空的井和射孔酸壓測(cè)試三聯(lián)作需要進(jìn)行液氮?dú)馀e負(fù)壓掏空的井，都應(yīng)先根據(jù)預(yù)測(cè)壓力系數(shù)和井上的實(shí)際情況計(jì)算出合理的掏空深度，避免因壓差過大造成地層回吐物太快太多，返排不及時(shí)造成沉淀卡鉆或堵塞測(cè)試管柱。

(2）測(cè)試時(shí)為了防止放噴時(shí)地層返吐泥漿材料沉淀卡槍身、堵塞管柱，在條件允許的情況下應(yīng)保留足夠長(zhǎng)的口袋，建議口袋至少保留在50 m以上；另外考慮到儲(chǔ)積效應(yīng)的影響，建議口袋最長(zhǎng)不超過200 m。

(3）由于受高溫高壓影響，工具密封件性能降低，接近工具工作能力極限。施工操作時(shí)，加壓要平穩(wěn)、控制好放噴壓差，避免壓力突然的變化和壓力激動(dòng)，引起工具失封或擠毀。

(4）進(jìn)行射孔酸壓測(cè)試三聯(lián)作時(shí)，在套管抗內(nèi)壓允許的情況下，適當(dāng)提高R D安全循環(huán)閥的地面開啟壓力，這樣在酸壓過程中套管打平衡的限壓就可以提高，套管打平衡壓力提高后就可以減少RTTS封隔器上下的壓差，這樣酸壓施工時(shí)測(cè)試工具的安全系數(shù)就會(huì)提高，射孔酸壓測(cè)試三聯(lián)作的成功率也會(huì)相應(yīng)得到提高。

(5）下測(cè)試管柱前，預(yù)先在封隔器座封位置以下50 m、以上100-200 m井段替入高粘稠化水隔離液，避免在測(cè)試結(jié)束后用泥漿壓井時(shí)泥漿沉淀在封隔器上面造成卡鉆。

(6）設(shè)計(jì)合理的封隔器加壓座封噸位，既要保證封隔器的密封性，又不能座封加壓過重，造成解封困難。

(7）在測(cè)試前調(diào)整好壓井泥漿性能，確保泥漿在高溫、高壓下的穩(wěn)定性，做好泥漿靜止沉降、切力、高溫老化等試驗(yàn)，只有達(dá)到性能要求后方可使用。

(8）根據(jù)地質(zhì)預(yù)測(cè)和試氣測(cè)試情況，選擇合適密度的泥漿壓井，盡快將井壓穩(wěn)，盡早解封封隔器，縮短壓井時(shí)間，減少卡鉆的機(jī)率，提高施工成功率。

(9）根據(jù)地質(zhì)預(yù)測(cè)和試氣測(cè)試情況來判斷是否需要用堵漏泥漿堵漏壓井，在確保井控安全的前提下盡量不用堵漏泥漿。如果必須使用，則一定要調(diào)整好堵漏泥漿的各項(xiàng)性能，嚴(yán)格控制堵漏材料的粒徑大小。

(10）采用泥漿壓井時(shí)，一定要避免泥漿和井內(nèi)清水、殘酸直接接觸造成泥漿沉淀，中間必須打稠化水隔離墊。

(11）在保證取全取準(zhǔn)試氣測(cè)試資料的前提下，盡量縮短測(cè)試時(shí)間，這樣可以減少測(cè)試工具出問題的機(jī)率，提高測(cè)試施工成功率。

自從我們對(duì)大套管內(nèi)射孔酸壓測(cè)試進(jìn)行工具及工藝的改進(jìn)后，測(cè)試一次成功率提高到100%。大套管內(nèi)測(cè)試工藝改進(jìn)后取得了明顯的效果，為同類氣井施工提供了寶貴經(jīng)驗(yàn)，值得參考借鑒。

[1]楊永華，王世澤，任山，趙祚培，唐瑞江.高溫高壓高含硫超深井射孔酸化測(cè)試應(yīng)用實(shí)踐.油氣井測(cè)試，2008，17（2）：70.

[2]丁殿龍，孫建設(shè)，楊懷軍。APR射孔聯(lián)作工藝在深層氣測(cè)試中的應(yīng)用.油氣井測(cè)試，2008，17（1）：43.