高压井负压测试工艺.pdf

高压井负压测试工艺 赵会卿 袁治华 朱礼祥 中国海洋石油渤海公司 华北石油测试公司 摘要 高压地层测试作业时 采用经过调整的原钻井液作为压井液 容易因压井液沉淀而造 成管串卡井事故 而采用无固相压井液 尤其是溴盐溶液 成本又很高 为此 渤海油田在 QHD30 1N 1等高压井测试期间 用盐水或海水作井液 测试结束后再使用原钻井液压井 成功地进行了 负压测试 既保证了作业安全 又降低了成本 主题词 高压 地层 负压 地层测试 压井液 油管锚 前 言 在对高压地层进行测试作业时 一般原钻井液经过调整作为压井液 这种压井液主要用 重晶石调整比重 其最大缺点是不稳定 在静止条件下有持续分异沉淀 比重愈大 温度愈高 其沉淀速率愈大 在测试期间 压井液一般要在井底静止 3 5 d 时间 压井液中重晶石不同 程度地沉淀于井底 严重时沉积厚度高达数百米 如 BZ25 1 5 井 致使测试工具无法正常操 作 整个管串卡于井底无法提出 造成严重后果 为避免此类事故发生 可使用无固相压井液 当地层压力系数小于 1 3 SG 条件下可选择使用钾盐或钙盐溶液 但对压力系数大于1 3 SG的 高压层进行测试时必须使用溴盐溶液 而这种压井液费用相当昂贵 一口测试井压井液费用高 达数百万元人民币 为了既保证作业安全又能降低成本 在对海上高压地层进行测试期间尝 试使用盐水 海水 作井液 测试结束后再用钻井液进行压井 也就是说 在测试期间井底压力 大于其上静液柱压力 即进行所谓的负压测试 获得成功 测试工艺流程 1 测试管串要求 测试管串使用 APR TCP 管串组合 见图 1 特殊要求有 1 管串中使用水力锚封隔器 若测试设计中无酸化作业 建议将其心管摘除 这样 即使封隔器以下管串堵塞 水力锚仍然能 保证作业安全 2 管串中必须有纵向减振器 3 伸缩接头以下配重 钻铤 采用封隔器厂家推 荐使用的最大值 另外 如果可能 建议管串中使用 SG 1 井口监测系统 既可以随时监测井 底流动压力以调整合理工作制度 又可以在关井期间监测井底压力恢复情况以节省关井时间 2 操作步骤及安全时效 以127 mmAPR 测试工具为例介绍具体操作步骤 2000 年9 月油 气 井 测 试第 9 卷 第 3 期 赵会卿 男 工程师 1988 年毕业于石油大学 目前从事生产动态管理工作 曾获海洋石油渤海公司科技进步三等奖 地址 天津市塘沽区 50 信箱勘探开发部 邮政编码 300452 1 按预测试层要求调整原钻井液作为压井液 然 后将其回收进泥浆池待用 井筒中全部替为海水并观 察10 min 确认井底 套管或桥塞 无窜流 2 组下测试管柱至预定位置 除施工安全要求 外 附加如下要求 封隔器特别是水力锚每次使用前 作大保养 车间式保养 一次 入井口前上下活动卡瓦 以确保操作正常 伸缩节入井后对井下测试工具试 压 液垫加完后对井下管串试压 建议 为减少井口待 命时间 提高时效 用两套测试工具 交替使用 保养 3 校深作业 按射孔枪实际位置计算校正量 调 整管串后计算理论方余值 T 4 上提管串至方余为 T 0 35 m 后 坐封封隔 器 说明 按测试手册要求 射孔深度允许误差为 0 2 m 考虑到封隔器心轴及卡瓦换位下滑0 15m 其最 大允许方余为 T 0 35 m 在封隔器换位 0 15 m 后 伸缩节压缩前 震击器有 0 25 m 压缩距 液压旁通 有0 09 m 压缩距 所以在操作坐封封隔器下放管串 中 伸缩节压缩前方余的最小减少量为 0 49 m 即若方 余减少 0 49 m 时开始坐封 则射孔枪定位深度比设计 值偏上 0 2 m 若方余减少 0 69 m 时开始坐封 则射孔枪定位深度与设计值一致 若方余减少 0 89 m 时开始坐封 则射孔枪定位深度比设计值偏下0 2 m 若方余减少 0 89 m 以后坐封 则 射孔枪定位深度误差超出设计要求 由上可知 原方余为 T 0 35 m 在方余减少 0 89 m 前 坐封封隔器 则射孔枪定位深度在误差允许范围内 这些在井口通过指重表可以得到证实 所 以可以省去二次校深作业 既可以节省一次操作费用又可以节省作业时间 2 3 h 5 接井口控制头及地面流程后打开显示头 环空加压至测试阀设计操作压力以上 2 3 MPa 观察井口有无流动 若无流动则环空放压至零关闭测试阀 10 min 后按设计操作压力再 次打开测试阀 投棒点燃射孔枪 初开井 说明 测试阀初次操作要克服 4 个销钉剪切力 还 要克服上下压差对测试球阀的转动阻力 因此首先使用高操作压力打开测试阀一次 剪断销 钉 平衡上下压差 以确保后续低压操作的可靠性 点燃射孔枪前使用相对低操作压力打开测 试阀是为了防止循环阀提前打开以保证安全 按正常测试程序 应在射孔前接试井防喷管 并进行流程试压 考虑到初开井时间很短 10 20 min 地层流体不可能到井口 因此将这部 分作业安排在初关井期间完成 可以节省作业时间 2 4 h 6 初关井 接试井防喷管 进行试压作业 以后作业程序按地质设计进行 7 所有测试程序结束后 首先用海水反压井 然后用压井液正循环一周 8 上提管串解封封隔器 调整压井液均匀后起出测试管串并解体 说明 如果压井前 测试层没有经过压力恢复 那么在解封封隔器后调整压井液期间可能会有少量漏失 如果漏 失不严重 建议不要马上调低压井液密度 应首先观察并通过计量罐计算井筒稳定液面深度 若液面稳定在井口附近 则要维持现有压井液性能 否则在起管串过程中可能会发生井涌 61第 9卷 第 3 期赵会卿等 高压井负压测试工艺 高压地层使用压井液粘度大 由于管壁的拖带作用 在解体管串时井口会有大量压井液喷 出 影响作业速度 所以建议在起管串前向管串内打入几方重浆 9 下桥塞封堵测试层后 按下一测试层要求调整压井液并回收至泥浆池 按以上测试程 序进行下一测试层作业 建议 若下一测试层为另一压力体系 则在封堵桥塞之上打一段水泥 塞以保证后续作业安全及油藏保护 在渤海海域的QHD30 1N 1 等井成功使用了负压测试工艺 其中 QHD30 1N 1 井测试层压 力系数为 1 48 SG 井液为海水 特殊情况及处理方法 由于是负压测试 当负压值很高时 封隔器在测试期间的定位主要靠水力锚块锚定 正常 情况下 当压井液替入井筒 管串内外压力平衡后 锚块自动复位而与套管壁脱离接触 但在测 试时间很长的情况下 锚块有时因嵌入套管壁而不能复位 因而无法解封封隔器 解决方法 下放管串使钻压大于或等于测试期间钻压 井筒憋压 10 MPa 左右 保持 10 min 井筒放压后上提管串解封封隔器 若无效 继续重复 处理步骤 本文收稿日期 2000 02 29 编辑 杨惠娟 上接 56页 4281 03 m 时又发生井漏 10 月27 日勘探公司快速组织试油队伍抢上试油设备 并于当日 11 30 油气进入试油流程求取试油资料 经过近 8 d 的紧张作业圆满完成试油工作 经求产日产天 然气近 11 0 104m3 至此千米桥古生界深层勘探首次获得重大突破 测得地层压力 43 47 MPa 地层压力系数1 018 地层静温 165 52 8 mm 油嘴日产气 109768 m3 日产油 40 32 m3 油压 14 82 MPa 套压 16 9 MPa 流压 24 0MPa 油气比 2722 温度 163 9 7 mm 油嘴日产气 98116 m3 日产油 31 44 m3 油压 15 65 MPa 套压 18MPa 流压 25 77 MPa 油气比 3121 温度164 1 9 92 mm 油嘴 9 16 h 折日产气 188743 m3 折日产油61 7 t 12 7 mm 油嘴 30 min 折日产气 275309 m3 折日产油 143 36 m3 2 板深 8井 该井于 1999年 5 月 13日 11 56 钻进至 4151 0 m 时气测显示明显 钻时加快 岩屑为荧 光 当钻至 4303 m 时钻时增大 由 6 min 增至10 min 并且继续钻进时 钻时平均都在 10 min 以 上 岩屑无显示 这标志着储集层物性变差 初步认为产液层在 4151 0 4303 0 m 中部深度 4227 0 m 5 月 16 日 8 00 欠平衡钻进至 4409 09 m 停钻 18 日 8 41 开井测试 地面采用先进 的三相分离器计量求产和地面直读测取井下流压流温 井下采用原钻柱结构测试 其底部深度 4220 88 m 截止到 5月 19 日 15 36 中途测试圆满结束 共历时 31 91 h 改变了不同油嘴的工 作制度 总累计产油 102 18 m3 累计产水 60 85 m3 经水性分析化验为井筒水 本文收稿日期 2000 06 27 编辑 刘振庆 62油 气 井 测 试2000 年 9 月 Subject heading fault block complex reservoir high water cut stage waterflood fashion profile control decision Under Balance Testing Technology in High Pressure Wells 2000 3 9 60 62 Zhao Huiqing Buohai Company China National Offshore Oil Corporation Yuan Zhihua Zhu Lixiang Well Testing Company Huabei Petroleum Administrative Bureau Utilizing the modified original drilling fluid as killing fluid it is liable to cause the string sticking accidents because of the deposition of killing fluid In the period of high pressure test operation the cost would be much higher if the free solid killing fluid especially to the weak hydrochloric fluid were used As result during the testing time of high pressure well QHD30 1N 1 in Bohai oilfield the under balance pressure testing operations have been performed successfully when making use of salt water or sea water as killing fluid and utilizing the former drilling fluid to kill the wells after the test That not only ensure the operation safety but also reduce the quantity of testing cost Subject heading high pressure formation negative pressure formation testing killing fluid tubing anchor The Production Process and Technology in Chu 28 Block Protecting Oil Layer 2000 3 9 63 66 Liu Wenxin Zhang Lianpeng Li Dong Yang Junjiu No 1 Oil Productive Factory Huabei Oilfield To the feature that the primary oil bearing formations of Chu 28 block are Ed2 Ed3 mostly being illite montmorillonite commingled layers and the content of illite kaolin being high A series of oil formation protecting techniques have been adopted in the oilfield development period For the production wells the reasonable working system has been selected the producing pressure difference has been controlled the hot washing cycle has been prolonged further and the technology of thermal chemical broken down coating tube and three core cable heating has been spread and applied For the injection wells the water source being correspondence to the formation waters has been selected and the original antiswelling technique has been popularized Having been implemented oil formation protection technology the average hot washing period has been extended 20 30 days and the effects of static oil data and production increase has been obvious Subject heading Raoyang seg formation damage prevetion oil producing technology wax removal paraffin inhibition Application of Injection Pressure Drop Technology in Low Permeability Oil Reservoir 2000 3 9 67 69 Wang Qinghong Wang Changling Lu Wanyi Cheng Weiheng Downhole Operation Company Huabei Petroleum Administrative Bureau Xia Hong Logging Company Huabei Petroleum Administrative Bur