海上高溫高壓井測試工藝優化探究

楊立龍，魏建飛，吳軒

（中海艾普油氣測試（天津）有限公司，天津 300452）

近年來，海上油田勘探步伐越來越快，礦區勘探不斷深入，取得了明顯成效，但是，高溫高壓領域具有成本高、風險大、作業難度系數高等特點，難以取得突破性進展。隨著經驗的積累以及技術水平的提升，相關工作取得了重大突破。另外，高溫高壓油氣井的測試工作難度較大，易受到多種因素的影響，發生安全事故的風險較高。因此，對其測試工藝進行優化，保證作業的安全性具有重要意義。

1 測試案例概述

目前，海上油氣田迄今發現的高溫高壓井主要分布在渤海灣深層潛山儲層及南海鶯瓊盆地等區域，在渤海已經完鉆測試的具有代表性的兩口科探井BZ21-2-1(2011年4月）及BZ22-1-2的作業中，除了地層的高溫，出現了高CO2、CO及相當濃度的H2S，這兩口井的成功測試為渤海BZ19-6等區塊的高溫高壓井的測試作業打下了成功的基礎。

本文以BZ21-2-1井為例，井名為渤中21-2-1，鉆井平臺為HYSY936，類型為科學探索井，通過測量可知，井深為4883m，井底溫度為180℃，測試方式為中途測試與坐套管測裸眼，封隔器座封深度為4785m，測試液為原鉆井液，比重為1.38GS，液墊為海水。地面測試工藝包括15K井口設備由，常規油氣分離設備、全套硫化氫監測處理工藝以及常規應急關斷系統。井下測試工藝主要為15K井下工具，RD油管試壓閥、具備鎖開功能的選擇性測試閥以及7“XHP加強型機械坐封封隔器。

2 高溫高壓井測試的挑戰及地面測試存在的風險

2.1 高溫高壓井測試的挑戰

主要包括：（1）高溫風險。具體體現在平臺防噴器的耐溫性能、測試液的高溫穩定性以及壓力傳導性、火工品的耐溫性能、井下工具設備耐溫性能、井下工具橡膠密封件耐溫性能、井下儀器電路芯片的耐溫性能等。（2）高壓風險。主要體現在平臺防噴器的耐溫性能、套管頭的承壓性能、井下工具的承壓性能、測試管柱的整體氣密性能、高壓條件下及高比重泥漿濾液及測試液的沖濁、高壓及低溫條件下的水合物生成風險、高壓條件下的井口泄漏風險等。（3）腐蝕流體風險。具體表現在平臺井控設備材質的防腐性能、高濃度二氧化碳的電化學腐蝕、高濃度硫化氫的應力腐蝕開裂、開放環境下的有毒害氣體的抑制與控制、腐蝕性流體的燃燒處理。另外，技術應用不合理、施工工序不合理等也會導致風險增加。

2.2 高溫高壓井地面測試存在的風險

主要包括：（1）預警風險。如果不具備全流程實時在線監測系統，對突發情況缺乏充足的預警時間。（2）泄壓風險。如果未對加熱器、分離器安全泄壓流程進行校核，則會導致設備及安全流程產生泄壓過載。（3）關斷風險。發生突發情況，地面關斷系統響應時間無法在數秒內關斷。（4）費用風險。發生突發情況處理一次事故需要耗費一定的時間，導致費用增加。（5）設計風險。地面流程設計缺乏標準的設計與校核標準，因此，需要從本質安全的角度規避設計風險。（6）決策風險。決策缺乏合理性導致風險增加，因此，需要有效提煉歷史案例，借鑒先進經驗，充分發揮智能決策的優勢。（7）總包技術性風險。需要細化甲方需求與專業設計的對接，滿足安全、質量和時效的要求。

3 海上高溫高壓井測試工藝優化

3.1 井下測試工藝設計要點

從管柱安全性方面進行考慮，測試管柱需要符合氣密要求，下入階段能夠隨時進行全管柱試壓。如果選擇負壓射孔工藝，測試管柱需要具備替換測試液墊的功能，以便形成負壓。管柱需要符合快速井下關井的要求以及測試完成后進行循環壓井的要求，另外，需要滿足遇阻情況下的解脫手段。從井下測試讀取資料方面進行分析，需要將井下壓力計設置在管柱中，管柱中可結合需要下入PVT取樣器，超高溫高壓井并不需要。從地面測試工藝及設計方面進行考慮，需要確保其滿足井口安全、腐蝕性介質防護、地層流體的分離處理、計量及臨時儲存、流動保障以及地面流程監測等要求。

3.2 建立全流程關鍵節點在線監測系統

首先，需要建立新型地面流程多點壁厚、含砂在線及振動綜合監測系統。該系統的功能主要包括對高壓井口易沖蝕部位實施壁厚重點監測、對高壓井口上游（流速較低）實施在線含砂監測、對高壓井口及下游流速較高位置實施振動監測。該系統需要根據井口流速計算安全極限，實現對高壓井口流程的安全在線監測。其次，需要使用地面流程溫度及壓力在線綜合監測系統，實現對地面全流程重點的分布式溫度及壓力在線實時監測。最后，需要應用有毒害氣體在線監測系統，不僅能夠實現對地面流程內帶壓流體毒害（二氧化碳、一氧化碳、硫化氫）等多組分的在線實時監測，同時，能夠實現對地面流程外部可能泄露有毒害氣體的在線實時監測。

3.3 對地面流程高風險段采取超壓過載保護措施

如果油嘴管和加熱器的壓力等級相同，并不需要采取超壓過載保護措施。對加熱器與分離器之前的流程段來說，多數情況下，兩者的壓力等級存在差異，也是常規流程極易忽視的一個部分，即便分離器具備安全閥，也需要在其進口部位加設流程安全閥，通常情況下，需要保持其壓力為1200Psi。

3.4 實現遠程按鈕在3～4s內關斷

以往常規模式下，普通ESD系統關斷流程主要包括遠程按鈕、控制面板、觸動閥泄壓、液動閥關閉，需要花費19s。采用加強型電液ESD關斷系統后，從遠程按鈕到控制按鈕通過電信號進行傳輸，能夠瞬間傳達，其流程為遠程按鈕、控制面板、觸動閥泄壓、液動閥關閉，僅需4s便可完成，使用快速泄壓功能的觸動閥泄壓更迅速，有效提高了整個地面測試流程的應急關斷效率，能夠將15s內可能導致火災或者爆炸的潛在事故降低為4s內低風險流程微小泄漏。

3.5 基于本質安全角度，實現井下管柱的全管柱試壓+正替液墊

在封隔器以下設置盲堵或者RD旁通試壓閥，該方法能夠實現對測試閥以下工具的有效試壓，保證與封隔器相連接的一道工具扣可以進行試壓。在測試閥以上設置兩個RD旁通試壓閥，另外兩個旁通試壓閥設置不同的破裂盤破裂壓力，該方法能夠確保測試閥以上全部管柱可以試壓與正替液墊。如果需要對套管段進行測試，需要將上部RD旁通試壓閥球閥關閉，旁通孔打開入井；將下部RD旁通試壓閥球閥關閉，旁通孔打開入井。如果需要對裸眼段進行測試，需要將上部RD旁通試壓閥球閥關閉，旁通孔打開入井；將下部RD旁通試壓閥球閥倒置，關閉球閥，旁通孔打開入井，以防正替液墊的過程中對地層造成傷害。除此之外，也可以采取全管柱試壓+正替液墊+自動灌漿，測試閥以上設置RD旁通試壓閥，RD旁通試壓閥以上設置RD TST閥，也就是蝶閥結構。兩者的區別在于后者上部RD旁通試壓閥改為RD TST閥。該方法的應用能夠有效提高整個井下測試管柱的測試效率與質量，包括封隔器上接頭在內的全部測試工具與上部管柱，均可以有效試壓，下鉆過程中自動灌漿有助于加快下鉆速度，同人工灌漿相比，快速泵注液墊的效率更佳，能夠減少可能因管柱漏壓而導致的管柱內輕比重液墊噴出井口對周圍環境造成的危害。

4 結語

綜上所述，通過對海上高溫高壓井測試工藝進行優化，能夠有效保證工藝的安全性和有效性，為測試作業的順利進行提供保障，達到測試目的，為勘探開發提供重要的支持。另外，優化后的流程具有原測試工藝流程的簡潔性優勢，不會對原工藝的功能造成影響，有效強化測試作業在勘探開發的作用。