LT1井小井眼深井測(cè)試技術(shù)實(shí)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(shù)研究院 2西南石油大學(xué) 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(guān)井壓力109 MPa。該井采用外徑114.3 mm、內(nèi)徑97.18 mm、段長(zhǎng)893 m尾管完井，復(fù)雜地質(zhì)條件和井身結(jié)構(gòu)給測(cè)試工作帶來(lái)諸多難題。為保證測(cè)試施工安全實(shí)施，從井筒評(píng)價(jià)、工具組合、工藝措施、管柱力學(xué)分析等方面進(jìn)行優(yōu)化研究并成功實(shí)踐。

1 測(cè)試作業(yè)難點(diǎn)

1.1 地層壓力高

1.1.1 井筒完整性易遭破壞

LT1井預(yù)計(jì)測(cè)試油壓將達(dá)到95 MPa，最大關(guān)井壓力將超過(guò)100 MPa，各個(gè)工況下井口壓力均超過(guò)井口套管最高承壓。一旦封隔器及管柱串漏都可能會(huì)造成上部套管損壞，導(dǎo)致井屏障失效，井完整性遭到破壞，將帶來(lái)嚴(yán)重的井控風(fēng)險(xiǎn)。

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(yù)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(huán)空控制壓力設(shè)定值存在重疊，施工過(guò)程中誤操作風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較高，需要對(duì)環(huán)空壓力進(jìn)行精確控制和嚴(yán)密監(jiān)控。

1.2 套管內(nèi)徑小

LT1井產(chǎn)層段采用外徑114.3 mm的小套管，測(cè)試工具與套管間隙較小，下部套管變形及管柱卡埋的風(fēng)險(xiǎn)也相應(yīng)增加。小井眼測(cè)試工具因其尺寸限制，抗內(nèi)壓、抗擠毀強(qiáng)度相對(duì)較低[1]，各種施工參數(shù)也更易達(dá)到或超過(guò)工具強(qiáng)度極限。施工期間井筒溫度及管柱內(nèi)、外壓力變化較大，酸化、放噴等極端情況下可能發(fā)生管柱斷裂或螺旋屈曲破壞等井下復(fù)雜情況。

2 主要技術(shù)措施

2.1 井筒完整性評(píng)價(jià)分析

油氣井完整性評(píng)價(jià)分析的目標(biāo)是有效防止地層流體無(wú)控制流動(dòng)[1]?；纠砟钍欠阑加谖慈?，以保證油氣井、人員和環(huán)境安全[2]。LT1井為高溫高壓含硫氣井，引入井筒完整性評(píng)價(jià)對(duì)整個(gè)測(cè)試期間井筒安全進(jìn)行系統(tǒng)的評(píng)價(jià)分析，對(duì)可能導(dǎo)致井失效的危害因素進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估，有針對(duì)性地實(shí)施井完整性評(píng)價(jià)，制定合理的管理制度與防治技術(shù)措施，保障施工安全(表1)。

2.2 全工況管柱力學(xué)分析

井下測(cè)試管柱主要受到鼓脹效應(yīng)、溫度效應(yīng)、螺旋彎曲效應(yīng)、軸力效應(yīng)(包括活塞效應(yīng)和摩阻效應(yīng))等4種效應(yīng)力的作用，通過(guò)管柱靜力學(xué)計(jì)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(píng)價(jià)表

表2 井筒溫度及管柱力力學(xué)計(jì)算

2.2.1 管柱軸向載荷計(jì)算

1)坐封工況。井口設(shè)計(jì)坐封加壓150 kN，經(jīng)計(jì)算，坐封壓縮距2.439 m，坐封時(shí)管柱屈曲所產(chǎn)生的附加載荷為51.56 kN，滿足封隔器坐封。

2)開(kāi)井工況。封隔器附近因形變產(chǎn)生的附加載荷92.88 kN，此時(shí)封隔器有效坐封載荷191.32 kN(產(chǎn)量100×104m3/d)，不會(huì)造成管柱永久螺旋屈曲破壞。

3)關(guān)井工況。封隔器有效坐封載荷為101.23 kN。

4)酸化工況。在設(shè)計(jì)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(kāi)液壓旁通，酸化期間存在油套串通的風(fēng)險(xiǎn)。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(tài)。

2.2.2 管柱軸向形變計(jì)算

施工中管柱受溫度效應(yīng)明顯，放噴排液時(shí)伸長(zhǎng)1.323 m；酸化時(shí)，管柱最大收縮量達(dá)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(tài)，改善管柱受力環(huán)境。

2.2.3管柱強(qiáng)度校核

采用強(qiáng)度理論來(lái)校核井下管柱強(qiáng)度安全性。加入伸縮接頭后，不同工況下管柱三軸應(yīng)力強(qiáng)度安全系數(shù)均不小于2.47，從縱向上看，管柱結(jié)構(gòu)合理、強(qiáng)度安全，滿足施工要求。

3 工具及管柱設(shè)計(jì)

3.1 油管組合選擇

若單獨(dú)考慮管柱強(qiáng)度，全部使用厚壁油管，將造成全井管柱軸向靜載荷過(guò)重，剩余拉力余量不足，導(dǎo)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(huì)造成井口段油管抗拉強(qiáng)度不足，在酸化、放噴時(shí)，井口段油管可能發(fā)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(yè)，同時(shí)兼顧大產(chǎn)量測(cè)試的需求。

3.2 工具選擇

選擇?60.198 mm APR測(cè)試工具，其優(yōu)勢(shì)在于：

1)作為小井眼全通徑工具(外徑79～87 mm)，工具強(qiáng)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(chǎn)量測(cè)試的需求。

2)功能豐富，能夠滿足聯(lián)作測(cè)試工藝的需求。

3)工具保持了環(huán)空壓力操作的特點(diǎn)，操作簡(jiǎn)便，性能可靠。

3.3 測(cè)試管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

根據(jù)管柱力學(xué)分析結(jié)果，結(jié)合地層條件和施工工藝優(yōu)化工具組合，遵循結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、操作可靠的原則，對(duì)測(cè)試管柱進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì),見(jiàn)圖1。

圖1 測(cè)試管柱結(jié)構(gòu)

1)優(yōu)選密封性能及抗硫性能良好的氣密封油管。

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

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(jù)管柱力學(xué)計(jì)算結(jié)果，加入兩只伸縮接頭，消除因形變產(chǎn)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(tài)，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(jì)托筒放置在不同深度，確保取全取準(zhǔn)井下溫度壓力數(shù)據(jù)。同時(shí)，在強(qiáng)度足夠的前提下，還保證了管柱通徑一致，避免了縮徑節(jié)流，降低摩阻，滿足酸化改造及大產(chǎn)量測(cè)試的需要。

4 工藝優(yōu)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(cè)校深，調(diào)整管柱坐封RTTS封隔器。坐封完成后換裝采油樹(shù)，試壓合格后進(jìn)行驗(yàn)封，隨后油管內(nèi)加壓射孔，高擠酸化施工，施工完成后進(jìn)行排液、測(cè)試、關(guān)井等作業(yè)；最后打開(kāi)RDS閥循環(huán)壓井，觀察平穩(wěn)后換裝井口、解封、起管柱，結(jié)束本層測(cè)試。

4.2 壓力控制優(yōu)化

由于測(cè)試工具以環(huán)空壓力操作為主。因此，對(duì)于工具操作壓力參數(shù)設(shè)置時(shí)，要綜合套管承壓情況、封隔器承壓等級(jí)、地層壓力、改造壓力、掏空深度等多方面因素考慮。

(1)設(shè)置一級(jí)破裂盤，給平衡壓力預(yù)留充足空間，保證酸化改造泵壓達(dá)到設(shè)計(jì)極限，其操作壓力值按接近套管最高承壓值進(jìn)行設(shè)置。

(2)酸化期間控制平衡壓力波動(dòng)不超過(guò)3 MPa。放噴測(cè)試及關(guān)井期間密切監(jiān)測(cè)油套壓力情況，根據(jù)溫度、壓力變化及時(shí)泄環(huán)空壓力。

4.3 壓井工藝優(yōu)化

調(diào)整壓井液性能，加入抗高溫處理劑，保證高溫下工作液的穩(wěn)定性調(diào)整壓井液性能，進(jìn)行溫度160℃，老化時(shí)間240 h的高溫穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)。

采用直推法壓井，通過(guò)油管正擠一個(gè)油管容積的壓井液，擠注后敞井觀察確認(rèn)不發(fā)生溢流或井漏后，環(huán)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(huán)均勻。按井控要求敞井觀察無(wú)異常后，進(jìn)行解封、換裝井口及起鉆等后續(xù)操作。

圖2 LT1井井下溫度壓力曲線

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

LT1井試油共歷時(shí)16 d，管柱及封隔器密封良好，酸化后測(cè)試日產(chǎn)量百余萬(wàn)方。測(cè)試后進(jìn)行井口關(guān)井，井口最大關(guān)井壓力108.920 MPa。通過(guò)對(duì)起出的井下電子壓力計(jì)回放獲得的壓力溫度數(shù)據(jù)，進(jìn)行了試井解釋，獲得了地層參數(shù)及產(chǎn)能評(píng)價(jià)等關(guān)鍵數(shù)據(jù)，見(jiàn)圖2。

6 結(jié)論

1)運(yùn)用井完整性管理保障了“三高”氣井作業(yè)安全。井完整性管理是一種全新的技術(shù)和生產(chǎn)管理理念[4]。它把對(duì)地層流體的控制由被動(dòng)控制變?yōu)橹鲃?dòng)控制，把多個(gè)環(huán)節(jié)分散控制變?yōu)檎w預(yù)控，把抵擋溢流風(fēng)險(xiǎn)變?yōu)轭A(yù)測(cè)、削減溢流風(fēng)險(xiǎn)[5]，實(shí)現(xiàn)了風(fēng)險(xiǎn)探井安全、高效施工。

2)運(yùn)用管柱力學(xué)分析保證了管柱安全。以非穩(wěn)態(tài)熱質(zhì)傳遞理論為基礎(chǔ)[6]，建立井筒溫度、壓力分布模型，計(jì)算全工況下的鼓脹效應(yīng)、溫度效應(yīng)、螺旋屈曲效應(yīng)、軸力效應(yīng)載荷以及局部形變，開(kāi)展管柱強(qiáng)度校核，保證了井下管柱安全。

3)開(kāi)展管柱組合優(yōu)化設(shè)計(jì)，滿足小井眼測(cè)試需要。設(shè)計(jì)了一套以雙循環(huán)單關(guān)斷為主要功能的小井眼測(cè)試管柱，其中RDS循環(huán)閥作為主循環(huán)閥和關(guān)斷閥，液壓循環(huán)閥作為備用循環(huán)閥，具備了分隔油套、循環(huán)、測(cè)試、測(cè)壓、泵注等多種功能。本次測(cè)試的順利實(shí)施，說(shuō)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(lián)作測(cè)試要求，擴(kuò)展了射孔-酸化-測(cè)試聯(lián)作工藝的內(nèi)涵和應(yīng)用范圍。

4)建立了科學(xué)的“三高”井試油工程設(shè)計(jì)方法。以“試油難點(diǎn)分析、井筒完整性評(píng)價(jià)、力學(xué)校核、管柱組合、施工優(yōu)化”為主體思路，各環(huán)節(jié)緊密相關(guān)且能互相驗(yàn)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(shè)計(jì)、施工思路，能夠在類似深井小井眼氣井測(cè)試中推廣應(yīng)用。