超深高溫高壓井APR測試工具失效分析與措施研究

彭永洪， 魏 波， 宋雷勇， 王甲昌， 薛 健， 陳 兵, 申川峽

(1中國石油塔里木油田分公司安全環保與工程監督中心 2中國石油塔里木油田分公司油氣田產能建設事業部)

APR地層測試技術是庫車山前評價油氣層的重要手段，利用油管傳輸循環閥、封隔器、壓力計等測試工具至預定位置，在不動管柱的情況下由環空壓力控制循環閥實現井下關井，錄取地層資料[1-6]。隨著油氣勘探邁向超深層，地層溫度、壓力不斷升高，作業工況異常復雜，對壓井液、工具及配套密封件的要求更高，測試工具的不適應也逐漸凸顯，失敗井次時有發生。例如：預探井克深902井和克深12井在地層測試時因測試閥破裂盤密封圈刺漏，循環孔提前打開，替液后關閉E型閥失敗，導致測試失敗，分別損失作業時間14 d和16 d。因此，有必要對發生的測試工具失效問題深入研究分析，提出技術保障措施，提高測試一次性成功率。

一、地層測試工具失效分析

收集整理庫車山前近幾年61口APR測試井，其中19口井測試工具失效，失效率占31%，且隨著井深的增加，工具失效率也隨之增加，尤其7 500 m以上的測試井，工具失效率高達60%。其中：循環閥RD、RDS失效率占94%，封隔器失效占6%。

1. 循環閥失效分析

循環閥正常工作狀態是指在設計的環空操作壓力控制范圍內打開破裂盤，流體壓力通過破裂孔作用剪切芯軸剪斷限位銷推動芯軸下行，下行同時啟動彈性爪、連接桿、操作臂動作，關閉球閥，球閥完全關閉時彈性爪會在連接桿與差動外筒空隙內外張開，不再抓牢剪切芯軸，芯軸繼續下行，使循環孔打開，實現井下關井和循環壓井作業(如圖1所示)。

圖1 RDS循環閥工作原理

循環閥失效表現為：①破裂盤破裂，剪切芯軸未下行或下行不到位，球閥打開，循環孔關閉；②破裂盤未破，剪切芯軸提前下行，球閥關閉，循環孔打開。

1.1 測試壓井液沉淀

庫車山前超深高壓氣井井況惡劣，井溫高達150℃以上，測試壓井液密度需要達到1.80～2.20 g/cm3，在高溫環境中長時間靜置使壓井液性能變差，形成老化沉淀，易出現沉淀物抱死芯軸或沉積在連接桿與差動外筒空隙內，阻礙芯軸下行。有時沉淀物會在測試閥破裂盤傳壓孔處沉實，使環空操作壓力無法打開破裂盤。

1.2 密封圈失效

密封圈是測試工具保持密封的重要配件，一旦受損，就會失封，無法在剪切芯軸壓差面積上形成有效壓差，推動芯軸下行。總結密封圈失效有三種形式：地層溫度超過或接近密封圈的耐溫極限出現碳化而降低使用壽命、密封圈不具備防內爆性能出現鼓脹、密封圈安裝時機械受損。

1.3 芯軸卡死

三口井RD閥在設計環空操作壓力下未正常運行，起出檢查發現芯軸、彈性爪卡死在差動外筒上，造成RD閥循環孔打開失敗。分析認為：芯軸下行的啟動速度太快、慣性力大，下行時未帶彈性爪一起下行，而將彈性爪擠入芯軸與差動外筒的5 mm間隙內卡死，反向阻礙芯軸下行，使其下行不到位。

1.4 破裂盤密封件刺漏

克深902井、克深12井現場裝配循環閥破裂盤時，破裂盤安裝槽上存在肉眼難以發現的微小砂礫，使破裂盤密封件與安裝槽之間存在間隙，替液時在高的環空壓力下刺漏，使流體壓力提前作用剪切芯軸下行，露出循環孔，投球關閉E型替液閥失敗。

2. 封隔器失效分析

克深131井RDS循環閥井下關井后，地面采用?5 mm固定油嘴控壓反循環脫氣，反循環至進出口密度一致時，油壓突然下降為0。繼續反循環，泵壓3 MPa，油壓0 MPa，此時地面的供液管線崩開，地面緊急關井，油壓由0 MPa緩慢漲至20 MPa，套壓0 MPa，后油套壓同時上漲，油壓由20 MPa升至56 MPa，套壓由0 MPa漲至40 MPa，判斷油套竄通。起出工具檢查，封隔器水力錨兩處錨爪和本體刺損嚴重，水力錨密封圈碳化變硬，試水壓漏水明顯。現場分析：反循環脫氣時，水力錨錨爪處于收縮狀態，油壓突然下降為0，此時水力錨承受33 MPa壓差，瞬間伸出，且在井溫176℃環境下，密封圈碳化變硬，使密封性降低，造成刺漏水力錨錨爪。

二、測試工具失效控制措施研究

1. 循環閥失效控制措施

1.1 測試壓井液沉淀解決措施

針對測試壓井液分層、沉淀使循環閥失效問題，決定從優選評價測試壓井液性能、壓井液易沉淀處填充高溫高壓黃油兩個方法解決：

(1)目前采用的測試壓井液主要為油基壓井液、超微重晶石、有機鹽壓井液。下測試管柱前，對現場應用的壓井液進行老化實驗與配伍性實驗評價其抗高溫穩定性與沉降穩定性，滿足高溫(比地層溫度高10℃～15℃)條件下靜置烘烤15 d后，未形成老化分層、加重材料硬性沉淀，且滿足密度、黏度、切力等指標要求為合格，三種壓井液體系性能指標要求分別如表1～表3所示。

表1 油基壓井液性能指標

表2 超微重晶石性能指標

表3 有機鹽壓井液性能指標

(2)加工注脂接頭，在循環閥芯軸、連接桿與差動外筒空間內，壓井液易沉淀處填充高溫黃油，占滿空間，防止壓井液沉淀物或地層雜質進入外筒與芯軸間隙內造成堵塞。

1.2 密封圈失效控制措施

針對密封圈失效問題，從優選、評價再到保管、安裝全面把關，確保密封圈的密封性。

(1)對于高溫密封圈碳化問題，總結常用密封圈的耐溫性能，根據地層溫度、流體性質優選滿足長期耐溫條件的密封圈。溫度低于177℃的井優選Viton600氟化橡膠密封圈，等于或高于177℃的井，優選Chemraz全氟醚密封圈。

(2)對于Chemraz密封圈不抗內爆鼓脹問題，通過實驗評價與資料調研，發現使用的Chemraz555系列密封圈硬度較低(硬度80)、不抗內爆，系統突然減壓，進入橡膠內部的氣體分子逃逸形成鼓脹。優選高硬度(硬度95)、抗內爆的Chemraz 526系列密封圈，解決了密封圈不防內爆問題。

(3)對于密封圈機械刮傷問題，嚴格執行倉庫密封件管理規定，要求密封圈在低溫、避光、干燥環境下保存，不同規格的密封圈需分別存放，對過期的密封圈不再使用，確保密封圈在出庫時的完好性。組裝時安排專業、熟練人員安裝，均勻涂抹好潤滑脂，將緩沖墊套在芯軸密封圈上，以保護密封圈受外力損壞，同時平緩用力下壓差動外筒，使均勻受力，通過密封圈時緩慢，上扣時保持芯軸處于居中位置。

1.3 芯軸卡死控制措施

(1)針對流體壓力作用使芯軸下行的啟動速度快、慣性力大造成的芯軸、彈性爪卡死在差動外筒的現象，經過多方研究決定對破裂盤傳壓孔倒角、孔徑進行改進。具體方法：①倒角由90°改為45°，改變流體壓力的作用方向，避免作用力直接作用芯軸，通過角度變化使作用力先向上，后向下，減緩流體壓力對芯軸的沖擊力和芯軸下行的撞擊力;②孔徑由9 mm改為3 mm，減小過流面積，有利于降低芯軸下行的啟動速度和慣性力。

(2)采購工具時注意購置整套工具，避免循環閥芯軸與差動外筒不是同批次生產，造成加工誤差。同時廠房保養維護時，注意不要混用部件，檢查芯軸是否有變形情況。

1.4 破裂盤密封件刺漏控制措施

為防止破裂盤密封件裝配不到位刺漏再發生，增加對破裂盤裝配到位性檢驗與密封性檢測。

(1)引進“塑性規”，由可塑性變形的特殊材質制成，通過預裝標記檢驗破裂盤密封件是否裝配到位的專用工具[7]，避免破裂盤安裝槽面有微小砂礫等雜質存在，造成密封件安裝不到位刺漏。

(2)為進一步驗證破裂盤密封性，決定對破裂盤進行“兩級試壓”檢測，在車間做氮氣試壓試驗，入井前再試水壓試驗。

2. 封隔器失效控制方法

放噴排液、循環脫氣時，地面采用可調式節流閥+動力油嘴組合控壓方式，其中可調式節流閥控制圈數少，可起到固定油嘴控壓作用，且具有可調節優勢；動力油嘴控制圈數多，且抗刺能力強，可實行精細控壓，這種控壓組合方式可在井筒堵塞等異常情況下實現快速調節功能，降低壓力波動，減小封隔器水力錨的動作次數。同時根據地層溫度、流體性質選擇密封圈，確保水力錨錨爪在多次動作后密封圈的完好性。

三、應用實例

1. 測試井概況

ZQ1井是塔里木盆地庫車坳陷的一口風險探井，完鉆井深6 316 m，完鉆層位白惡系巴什基奇克組未穿。采用寶鋼BG140V ?127 mm封隔油層套管(5 563.73～6 316 m)，懸掛在?177.8 mm套管內，?177.8 mm套管未回接至井口，上部為?244.48 mm套管。根據鉆井液密度、井漏、鄰井情況及中途測試資料回歸計算預測地層壓力系數2.0，地層壓力120.03 MPa，地層溫度156℃。

2. 測試方案及工序

通過方案討論與技術論證，決定采用APR測試工藝對井段6 073～6 182 m進行地層測試，落實ZQ1號構造白惡系巴什基奇克組流體性質、產能及溫壓資料。通刮洗井后，在密度2.05 g/cm3壓井液中對井段6 073～6 182 m進行鉆桿傳輸射孔，射孔跨度109 m，厚度84 m/5層。射孔后，下入?127 mm RTTS測試封隔器五閥一封測試管柱，環空操作循環閥對射孔段進行地層測試，錄取地層資料。

3. 控制措施

(1)根據地層壓力系數及平衡地層壓力的要求，優選鉆井時密度2.05 g/cm3一致的壓井液，對2.05 g/cm3油基鉆井液進行配伍性試驗，發現所用的油基鉆井液與測試工作液不配伍，決定采用2.05 g/cm3的超微重晶石替換油基鉆井液作為測試壓井液，并對超微重晶石壓井液進行老化試驗,評價壓井液的抗高溫穩定性和沉降穩定性，在比預測地層溫度高10℃的保溫箱內烘烤15 d，玻璃棒自由下落到底，有軟性沉淀，無加重材料硬性沉淀，說明壓井液性能穩定，滿足下入測試管柱和操作測試工具的性能要求。

(2)優選具有良好作業記錄的測試工具，根據地層溫度及流體性質選用氟橡膠Viton600系列密封圈，能夠滿足該井的測試要求。組裝時安排經驗豐富人員按照工具裝配圖紙和說明將選用的密封圈和支撐環安裝在規定的位置上，注意支撐環安裝順序，在芯軸的第二道密封圈和第三道密封圈涂抹硅油，其他密封圈和絲扣連接處涂抹適量的潤滑脂。將上接頭固定在虎鉗上，擦拭上接頭內部的密封面保持清潔干凈，內部不涂抹潤滑脂，將裝好密封圈的剪切芯軸插入上接頭，然后在芯軸和上接頭上安裝差動外筒。第三道密封圈與第四道密封圈之間的空氣腔區域內禁止涂抹潤滑脂，潤滑脂會阻礙工具的正常運行，需保持空氣腔的清潔，差動外筒安裝到位后，在芯軸與差動外筒的空隙內填充高溫高壓黃油。用試壓專業工具和試壓泵在破裂盤傳壓孔處打壓，觀察芯軸下行時的壓力，若壓力大于21 MPa，拆開查找原因。芯軸運行正常后，安裝彈性爪、操作臂、球閥、下接頭等部件。

(3)工具組裝完后，對工具內壓和空氣腔分別做氮氣試壓40 MPa，對破裂盤做氮氣試壓50 MPa，穩壓15 min，觀察各連接處、循環孔、破裂盤傳壓孔是否有氣泡溢出。上井前在廠房進行試水壓試驗，循環閥打壓至額定工作壓力，穩壓15 min，壓降小于0.7 MPa為合格。單獨對破裂盤打壓至設定值的80%，壓降小于0.7 MPa為合格。

(4)測試封隔器水力錨、密封圈也選用氟橡膠Viton600系列密封圈，滿足該井測試的溫度要求。地面流程選用140 MPa的超Ⅰ類雙級多功能管匯組合，放噴排液時采用可調式節流閥+動力油嘴多級組合控壓方式。入井前再次確認封隔器凸耳在J型槽短槽內，保證封隔器的坐封成功率。

(5)循環閥破裂盤選用倒角45°、孔徑3 mm的改進破裂盤。現場安裝時采用塑性規驗證破裂盤安裝的到位性，試水壓再次確認破裂盤的密封性，滿足測試工具的入井要求。

(6)為確保測試成功率，在測試管柱中配置兩個RDS安全循環閥滿足井下關井的雙保險，增加液壓循環閥作為RD循環閥的備用閥，若RD閥失效可以通過上提管柱打開液壓循環閥的循環孔，實現循環壓井、解封封隔器的作用[8]。

4. 應用成果

ZQ1井通過有效的技術保障措施，確保各工具的正常運行，成功完成地層流體性質、產能及溫壓資料的錄取。電子壓力計測點深度6 064.18 m，實測地層壓力120.56 MPa、地層溫度151.97℃。起出工具檢查，RDS、RD循環閥芯軸間隙無壓井液的硬性沉淀，芯軸下行到位，密封圈表面完好，封隔器水力錨、密封圈、膠筒完好。

建立的APR測試工具技術保障措施已成功支撐庫車山前完成12口超深高溫高壓井的測試作業任務，測試工具成功率達到100%。

四、結論

(1)通過對庫車山前61口測試井的工具失效統計分析，總結出測試壓井液、工具密封圈、芯軸、破裂盤是時常造成循環閥失效的主要原因，封隔器水力錨是受內外壓差控制進行動態伸縮，地面壓力控制不穩易造成水力錨的多次伸縮，影響其密封性。

(2)根據工具失效原因，從工具購置、保養、安裝、檢測、壓井液性能評估、密封圈選用、破裂盤改進等多個方面提出針對性技術控制措施，保障工具的可靠性；從工藝技術方面，管柱配置中增加RDS、RD循環閥的備用閥，提高一次測試成功率。

(3)現場應用表明，通過工具、工藝技術保障措施，使工具失效率由研究前的31%降低為0，有力支撐了研究后12口超深高溫高壓氣井的測試任務。