LT1井小井眼深井測試技術實踐

盧 齊, 林軼斌, 楊光煉

(1中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 2西南石油大學 3中石油川慶鉆探工程有限公司試修公司)

LT1井完鉆井深6 737 m，地層壓力147 MPa，井口關井壓力109 MPa。該井采用外徑114.3 mm、內徑97.18 mm、段長893 m尾管完井，復雜地質條件和井身結構給測試工作帶來諸多難題。為保證測試施工安全實施，從井筒評價、工具組合、工藝措施、管柱力學分析等方面進行優化研究并成功實踐。

1 測試作業難點

1.1 地層壓力高

1.1.1 井筒完整性易遭破壞

LT1井預計測試油壓將達到95 MPa，最大關井壓力將超過100 MPa，各個工況下井口壓力均超過井口套管最高承壓。一旦封隔器及管柱串漏都可能會造成上部套管損壞，導致井屏障失效，井完整性遭到破壞，將帶來嚴重的井控風險。

1.1.2 壓力控制要求高

綜合考慮套管承壓和酸化改造泵壓，預留給封隔器的平衡壓力和APR工具的操作壓力窗口較窄，各種環空控制壓力設定值存在重疊，施工過程中誤操作風險相對較高，需要對環空壓力進行精確控制和嚴密監控。

1.2 套管內徑小

LT1井產層段采用外徑114.3 mm的小套管，測試工具與套管間隙較小，下部套管變形及管柱卡埋的風險也相應增加。小井眼測試工具因其尺寸限制，抗內壓、抗擠毀強度相對較低[1]，各種施工參數也更易達到或超過工具強度極限。施工期間井筒溫度及管柱內、外壓力變化較大，酸化、放噴等極端情況下可能發生管柱斷裂或螺旋屈曲破壞等井下復雜情況。

2 主要技術措施

2.1 井筒完整性評價分析

油氣井完整性評價分析的目標是有效防止地層流體無控制流動[1]?；纠砟钍欠阑加谖慈?，以保證油氣井、人員和環境安全[2]。LT1井為高溫高壓含硫氣井，引入井筒完整性評價對整個測試期間井筒安全進行系統的評價分析，對可能導致井失效的危害因素進行風險評估，有針對性地實施井完整性評價，制定合理的管理制度與防治技術措施，保障施工安全(表1)。

2.2 全工況管柱力學分析

井下測試管柱主要受到鼓脹效應、溫度效應、螺旋彎曲效應、軸力效應(包括活塞效應和摩阻效應)等4種效應力的作用，通過管柱靜力學計算模型可以得到不同工況下的軸向載荷和形變情況(表2)。

表1 井筒完整性評價表

表2 井筒溫度及管柱力力學計算

2.2.1 管柱軸向載荷計算

1)坐封工況。井口設計坐封加壓150 kN，經計算，坐封壓縮距2.439 m，坐封時管柱屈曲所產生的附加載荷為51.56 kN，滿足封隔器坐封。

2)開井工況。封隔器附近因形變產生的附加載荷92.88 kN，此時封隔器有效坐封載荷191.32 kN(產量100×104m3/d)，不會造成管柱永久螺旋屈曲破壞。

3)關井工況。封隔器有效坐封載荷為101.23 kN。

4)酸化工況。在設計酸化排量下(2.5～3 m3/min)，封隔器附近所受拉力164.32 kN，不僅不利于坐封，還可能拉開液壓旁通，酸化期間存在油套串通的風險。因此，需要配置伸縮接頭，保證封隔器及液壓旁通始終處于受壓狀態。

2.2.2 管柱軸向形變計算

施工中管柱受溫度效應明顯，放噴排液時伸長1.323 m；酸化時，管柱最大收縮量達到5.281 m，因此在管柱中加入兩只伸縮接頭(自由行程3 m)，保證考慮坐封壓縮距的條件下，封隔器附近始終處于受壓狀態，改善管柱受力環境。

2.2.3管柱強度校核

采用強度理論來校核井下管柱強度安全性。加入伸縮接頭后，不同工況下管柱三軸應力強度安全系數均不小于2.47，從縱向上看，管柱結構合理、強度安全，滿足施工要求。

3 工具及管柱設計

3.1 油管組合選擇

若單獨考慮管柱強度，全部使用厚壁油管，將造成全井管柱軸向靜載荷過重，剩余拉力余量不足，導致遇阻解卡施工困難；若為了保證剩余拉力余量充足，使用薄壁油管，又會造成井口段油管抗拉強度不足，在酸化、放噴時，井口段油管可能發生斷裂或屈曲破壞[3]。因此，選擇外徑88.9 mm(壁厚12.09 mm+9.53 mm+6.45 mm)+外徑73 mm(壁厚5.51 mm)四種不同油管，滿足解封、解卡等特殊作業，同時兼顧大產量測試的需求。

3.2 工具選擇

選擇?60.198 mm APR測試工具，其優勢在于：

1)作為小井眼全通徑工具(外徑79～87 mm)，工具強度能夠滿足施工要求，且在同等尺寸工具中通徑最大，滿足大產量測試的需求。

2)功能豐富，能夠滿足聯作測試工藝的需求。

3)工具保持了環空壓力操作的特點，操作簡便，性能可靠。

3.3 測試管柱優化設計

根據管柱力學分析結果，結合地層條件和施工工藝優化工具組合，遵循結構簡單、操作可靠的原則，對測試管柱進行優化設計,見圖1。

圖1 測試管柱結構

1)優選密封性能及抗硫性能良好的氣密封油管。

2)采用雙循環單關斷的管柱結構。選擇同時具備循環、關斷功能的高溫高壓型破裂盤式井下安全循環閥(HTHP-RDS)，增加井控屏障，使油套管始終處于受控狀態。

3)因射孔槍與套管間隙小，加入尾管安全接頭，放在封隔器以下，防止射孔槍卡埋管柱。

4)根據管柱力學計算結果，加入兩只伸縮接頭，消除因形變產生的軸向附加載荷，使封隔器及液壓旁通始終處于受壓狀態，改善管柱受力惡劣情況，確保施工安全。

5)使用兩支外置偏心式電子壓力計托筒放置在不同深度，確保取全取準井下溫度壓力數據。同時，在強度足夠的前提下，還保證了管柱通徑一致，避免了縮徑節流，降低摩阻，滿足酸化改造及大產量測試的需要。

4 工藝優化

4.1 施工工藝

管柱在清水條件下下入，下管柱到位后，電測校深，調整管柱坐封RTTS封隔器。坐封完成后換裝采油樹，試壓合格后進行驗封，隨后油管內加壓射孔，高擠酸化施工，施工完成后進行排液、測試、關井等作業；最后打開RDS閥循環壓井，觀察平穩后換裝井口、解封、起管柱，結束本層測試。

4.2 壓力控制優化

由于測試工具以環空壓力操作為主。因此，對于工具操作壓力參數設置時，要綜合套管承壓情況、封隔器承壓等級、地層壓力、改造壓力、掏空深度等多方面因素考慮。

(1)設置一級破裂盤，給平衡壓力預留充足空間，保證酸化改造泵壓達到設計極限，其操作壓力值按接近套管最高承壓值進行設置。

(2)酸化期間控制平衡壓力波動不超過3 MPa。放噴測試及關井期間密切監測油套壓力情況，根據溫度、壓力變化及時泄環空壓力。

4.3 壓井工藝優化

調整壓井液性能，加入抗高溫處理劑，保證高溫下工作液的穩定性調整壓井液性能，進行溫度160℃，老化時間240 h的高溫穩定性實驗。

采用直推法壓井，通過油管正擠一個油管容積的壓井液，擠注后敞井觀察確認不發生溢流或井漏后，環空加壓操作RDS閥，溝通油套，切斷地層，將RDS閥以上井筒的壓井液循環均勻。按井控要求敞井觀察無異常后，進行解封、換裝井口及起鉆等后續操作。

圖2 LT1井井下溫度壓力曲線

5 現場應用

LT1井試油共歷時16 d，管柱及封隔器密封良好，酸化后測試日產量百余萬方。測試后進行井口關井，井口最大關井壓力108.920 MPa。通過對起出的井下電子壓力計回放獲得的壓力溫度數據，進行了試井解釋，獲得了地層參數及產能評價等關鍵數據，見圖2。

6 結論

1)運用井完整性管理保障了“三高”氣井作業安全。井完整性管理是一種全新的技術和生產管理理念[4]。它把對地層流體的控制由被動控制變為主動控制，把多個環節分散控制變為整體預控，把抵擋溢流風險變為預測、削減溢流風險[5]，實現了風險探井安全、高效施工。

2)運用管柱力學分析保證了管柱安全。以非穩態熱質傳遞理論為基礎[6]，建立井筒溫度、壓力分布模型，計算全工況下的鼓脹效應、溫度效應、螺旋屈曲效應、軸力效應載荷以及局部形變，開展管柱強度校核，保證了井下管柱安全。

3)開展管柱組合優化設計，滿足小井眼測試需要。設計了一套以雙循環單關斷為主要功能的小井眼測試管柱，其中RDS循環閥作為主循環閥和關斷閥，液壓循環閥作為備用循環閥，具備了分隔油套、循環、測試、測壓、泵注等多種功能。本次測試的順利實施，說明小井眼APR工具能夠滿足高溫、超高壓、高含硫等惡劣工況的聯作測試要求，擴展了射孔-酸化-測試聯作工藝的內涵和應用范圍。

4)建立了科學的“三高”井試油工程設計方法。以“試油難點分析、井筒完整性評價、力學校核、管柱組合、施工優化”為主體思路，各環節緊密相關且能互相驗證，施工工序安排合理，形成了一套較為成熟、可靠的“三高”井試油設計、施工思路，能夠在類似深井小井眼氣井測試中推廣應用。