陳 明

(中國石油海洋工程有限公司天津分公司 天津塘沽)

高溫高壓地層電子壓力計(jì)測試工藝探討與應(yīng)用

陳 明

(中國石油海洋工程有限公司天津分公司 天津塘沽)

目前存儲式電子壓力計(jì)主要通過壓力計(jì)托筒入井,使用過程中易出現(xiàn)無法通訊、數(shù)據(jù)非點(diǎn)、采點(diǎn)不完全、數(shù)據(jù)漂移等問題。文章綜述了電子壓力計(jì)的應(yīng)用現(xiàn)狀,介紹了在高溫高壓條件下電子壓力計(jì)的測試工藝流程;闡述了井筒因素、工具可靠性、測試工藝和方法、測試時(shí)間以及壓力計(jì)采點(diǎn)編程設(shè)計(jì)對高溫高壓地層測試工藝的影響,同時(shí)結(jié)合南堡5-81井的應(yīng)用效果進(jìn)行了實(shí)例分析,為電子壓力計(jì)高溫高壓環(huán)境下的測試工藝積累了可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

高溫高壓;電子壓力計(jì);測試工藝

0 引 言

目前國內(nèi)外對高溫高壓井的概念沒有做出統(tǒng)一的解釋和規(guī)定,國際高溫高壓井協(xié)會(huì)、中國石油天然氣集團(tuán)公司將高溫高壓井定義為：井口壓力大于70 MPa(或井底壓力大于105 MPa)、井底溫度高于150℃的井。油氣井地層壓力和溫度的準(zhǔn)確性直接影響到油藏評價(jià)工程師對地層的評價(jià)結(jié)果的可靠性和對生產(chǎn)指導(dǎo)的正確性。存儲式電子壓力計(jì)測試技術(shù)已屬成熟技術(shù),深井中應(yīng)用這一技術(shù),可充分發(fā)揮其高精度、高分辨率、長時(shí)效、連續(xù)可靠等優(yōu)點(diǎn)。與常規(guī)井相比,高溫高壓井試油、完井作業(yè)難度大,井下工作環(huán)境復(fù)雜,資料錄取要求嚴(yán)格,給高溫電子壓力計(jì)的資料錄取工作帶來了很大的困難,對電子壓力計(jì)的性能指標(biāo)提出了更高的要求[1]。

1 電子壓力計(jì)測試工藝

電子壓力計(jì)按下井方式不同可分成四種不同的作業(yè)工藝：壓力計(jì)托筒下井,鋼絲作業(yè)下井,電纜作業(yè)下井,永久式壓力計(jì)。目前我們常用壓力計(jì)托筒攜帶電子壓力計(jì)或是射流泵排液時(shí)泵芯攜帶電子壓力計(jì)下井。

壓力計(jì)托筒下井測試工藝是在地面編好錄取數(shù)據(jù)程序,用計(jì)算機(jī)通過接口傳送給電子壓力計(jì),接上壓力計(jì)工作高溫鋰電池,然后將壓力計(jì)裝到壓力計(jì)托筒上,與地層測試工具一起下到井下進(jìn)行地層測試,然后同地層聯(lián)作測試管柱起出,將壓力計(jì)拆下,通過接口與計(jì)算機(jī)連接,回放所存儲的數(shù)據(jù)到計(jì)算機(jī)進(jìn)行數(shù)據(jù)處理。

在壓力計(jì)托筒工藝中,壓力計(jì)托筒一般處于封隔器之上測試閥之下,有時(shí)也為了更加真實(shí)地取得測試層的地層資料而將壓力計(jì)托筒下到封隔器之下。壓力計(jì)托筒有兩種不同的形式：內(nèi)置式和外置式。

1.1 內(nèi)置式

壓力計(jì)置于壓力計(jì)托筒內(nèi)部空間,可以安裝兩支壓力計(jì),壓力計(jì)托筒與地層測試工具串連下井。這種壓力計(jì)托筒的優(yōu)點(diǎn)是：由于有外筒保護(hù),壓力計(jì)不會(huì)受到井壁的碰撞,配備有防震裝置,防止壓力計(jì)在射孔和其它機(jī)械震動(dòng)時(shí)損壞壓力計(jì)。缺點(diǎn)：只能測內(nèi)壓不能測外壓,由于受內(nèi)外徑限制,外筒壁不能做得太厚。

1.2 外置式

兩支壓力計(jì)置于托筒外槽內(nèi),托筒上部有卡環(huán),將壓力計(jì)卡住,下部其中兩個(gè)位置有導(dǎo)壓孔,可測管柱內(nèi)部壓力。壓力計(jì)上部接一般膠圈,起減震作用,這種壓力計(jì)托筒的優(yōu)點(diǎn)是既可測管柱內(nèi)壓力,又可測管柱外壓力,投棒和鋼絲作業(yè)對壓力計(jì)完全沒有影響。缺點(diǎn)是對壓力計(jì)保護(hù)不夠,壓力計(jì)容易受到井壁撞擊而損壞,減震性能與內(nèi)置式相比要差些。

壓力計(jì)托筒下井測試工藝的特點(diǎn)：施工工藝簡單,需要的相關(guān)設(shè)備少,因此工作可靠易行。缺點(diǎn)：靈活性差,錄取數(shù)據(jù)程序是在地面編好設(shè)定的,壓力計(jì)一旦下井無法改變,無法實(shí)時(shí)做出壓力導(dǎo)數(shù)曲線,關(guān)井時(shí)間長短要靠經(jīng)驗(yàn)判斷。

2 高溫高壓地層測試電子壓力計(jì)出現(xiàn)的問題

2.1 無法通訊

電子壓力計(jì)和回放軟件無法建立信息通道,壓力計(jì)存儲芯片內(nèi)采集的數(shù)據(jù)無法通過正常渠道發(fā)送到電腦上進(jìn)行資料處理。無法通訊通常造成兩種結(jié)果：一是存儲芯片損壞,數(shù)據(jù)破壞丟失;二是通訊渠道損壞,可以重新建立通訊渠道從而獲得芯片內(nèi)的數(shù)據(jù),但此數(shù)據(jù)多為不完全數(shù)據(jù)。

2.2 數(shù)據(jù)非點(diǎn)

電子壓力計(jì)的少數(shù)或部分采點(diǎn)完全失真,大幅度地偏離正常值,造成整個(gè)壓力計(jì)曲線變形。非點(diǎn)有兩種情況,一是少數(shù)非點(diǎn),可以通過修改、刪除非點(diǎn),獲得正常測試曲線;二是大量點(diǎn),修改、刪除后測試曲線失真,不能準(zhǔn)確解釋地層參數(shù)。

2.3 沒有采點(diǎn)或采點(diǎn)不全

有時(shí)為了生產(chǎn)需要,電子壓力計(jì)需要長時(shí)間處于地層高溫條件下,高溫條件很容易造成電子壓力計(jì)的轉(zhuǎn)換器、電路板、存儲系統(tǒng)的損壞,或者電池電量不足造成壓力計(jì)無法采集數(shù)據(jù)。

2.4 數(shù)據(jù)漂移

一般來說,電子壓力計(jì)在地層溫度下比在常溫條件下走得要慢。電子壓力計(jì)的時(shí)間誤差隨試油時(shí)間的延長而增大,高溫造成壓力計(jì)只能采集到部分有效數(shù)據(jù),不能真實(shí)地體現(xiàn)地層參數(shù)[2]。

3 高溫高壓地層電子壓力計(jì)測試工藝影響因素

3.1 井筒因素

高壓油氣井測試作業(yè)對井筒條件有兩個(gè)方面的特殊要求：其一,套管應(yīng)具備較高的氣密封能力和抗外擠強(qiáng)度。高壓油氣井為控制合理的測試壓差,一般都需要降低壓井液密度后再射孔-測試聯(lián)作試油,在頂替壓井液的過程中有可能發(fā)生氣層竄入井筒或套管在地層高壓作用下外擠變形;特別是在求產(chǎn)過程中若因封隔器或管柱漏失造成氣流竄入井筒,再經(jīng)套管竄入淺表地層,其后果更為嚴(yán)重。其二,要求測試作業(yè)時(shí)的壓井液的熱穩(wěn)定性、懸浮性及流動(dòng)性能適應(yīng)高溫深井長時(shí)間求產(chǎn)測試的要求,避免卡封隔器的事故[3]。

3.2 井下工具可靠性

高溫高壓油氣井井深、壓力高、氣產(chǎn)量高,一些過去常用的測試工具已不能適應(yīng)測試作業(yè)的要求。高溫地層對進(jìn)行測試聯(lián)作的工具都提出了更高的要求,要求所有下井工具都能抗高溫高壓的環(huán)境,特別情況下還需要抗硫化氫。在需要射孔的高溫地層,為了避免高溫使射孔彈藥引起自燃提前射孔,需要對工具進(jìn)行地面耐高溫實(shí)驗(yàn)。

3.3 測試工藝和方法

電子壓力計(jì)連續(xù)錄取施工全過程的井下壓力、溫度數(shù)據(jù),但實(shí)際上有時(shí)測試地層資料并非地層真實(shí)壓力及溫度的反映。壓力計(jì)下井一般有以下三種情況：

(1)在預(yù)探井中進(jìn)行地層測試,測試管柱均采用測試聯(lián)作管柱,管柱下深對準(zhǔn)射孔井段,壓力計(jì)位于封隔器上方,離測試地層有一定的距離,獲取地層數(shù)據(jù)需要進(jìn)行外推。

(2)在生產(chǎn)井或試采井中,管柱下深位于油層上方,壓力計(jì)位于管柱最下端,盡量貼近油層,獲取真實(shí)的地層數(shù)據(jù)。

(3)在裸眼井中進(jìn)行地層測試,為了防止鉆井近井地帶的污染進(jìn)入測試管柱中,測試管柱下深超過油層底界,裸眼完井中不用進(jìn)行射孔等措施,壓力計(jì)下深對準(zhǔn)油層中部,這樣可以獲取最真實(shí)的地層資料。

在試油測試工藝中一般都采用第一種聯(lián)作管柱模式進(jìn)行測試,為了避免射孔、酸化和壓裂等措施對壓力計(jì)震動(dòng)影響,壓力計(jì)由于位于測試層上部,在保證安全的情況下,壓力計(jì)盡量貼近封隔器下入。這種聯(lián)作管柱模式下測試的地層資料并非反映真實(shí)的地層資料,需要對壓力計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行外推及擬合,才能獲得地層壓力和溫度的數(shù)據(jù)反映,但由于根據(jù)所選參數(shù)以及建立的模型不一樣,所得出外推數(shù)據(jù)結(jié)果也有一定差異。

3.4 測試時(shí)間

長時(shí)間高溫高壓工作環(huán)境是壓力計(jì)不穩(wěn)定工作的主要因素。在高溫深井中使用電子壓力計(jì),主要問題集中在電子壓力計(jì)的電路板上。由于施工的需要,有時(shí)壓力計(jì)長時(shí)間處于高溫環(huán)境下,電路板在高溫環(huán)境的工作穩(wěn)定性由于受高溫影響受到很大限制。

3.5 壓力計(jì)采點(diǎn)編程設(shè)計(jì)

為了滿足高標(biāo)準(zhǔn)、高質(zhì)量的資料錄取要求,同時(shí)為了采集有效的數(shù)據(jù),保證壓力計(jì)正常工作,在編程設(shè)計(jì)上,根據(jù)不同施工工藝、不同施工階段對資料的要求程度不同,采取分段設(shè)計(jì)采點(diǎn)頻率;下鉆期間采點(diǎn)頻率一般設(shè)計(jì)是60 s一個(gè)點(diǎn),對于測試期間采點(diǎn)頻率設(shè)計(jì)為5 s一個(gè)點(diǎn),在后期排液期間一般設(shè)計(jì)30 s一個(gè)點(diǎn)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用與效果分析

南堡5-81井,試油層位 Es2+3,該井 176#層,測井解釋井段4 744.6 m～4 801.6 m,2小層厚57 m,含氣層,孔隙度 8.13%,滲透率 0.72×10-3μm2。該井進(jìn)行了油管傳輸射孔 +APR聯(lián)作測試,射孔井段4 760.0 m～4 765.0 m,測試結(jié)論為高壓低滲透含氣層。之后對該層進(jìn)行了壓裂改造措施,并決定進(jìn)行壓后測試。

該井管柱結(jié)構(gòu)自下而上為：壓力計(jì)托筒+開槽尾管+RTTS封隔器+安全接頭+RTTS循環(huán)閥+提升短節(jié)+Φ73 mm加厚油管+LPR-N閥×+RDS安全循環(huán)閥+提升短節(jié)+Φ73 mm加厚油管2根+RD循環(huán)閥+提升短節(jié)+Φ89 mm加厚油管444根+Φ89 mm加厚油管短節(jié)2根;壓力計(jì)托筒位置4 708.43 m。

圖1 南堡5-81井壓后實(shí)測壓力、溫度曲線圖

本次測試管柱的設(shè)計(jì),為了取得地層真實(shí)資料,將壓力計(jì)下封隔器之下,壓力計(jì)下入位置更加接近測試地層。測試結(jié)束后起出壓力計(jì),一支現(xiàn)場無法回放出數(shù)據(jù),另一支測壓數(shù)據(jù)也出現(xiàn)部分漂移。本次測試井深為4 762.5 m,實(shí)測地層靜溫為161.3℃,其壓后實(shí)測壓力、溫度曲線圖如圖1所示。從圖1中我們可以看到,原設(shè)計(jì)二開二關(guān)測試時(shí)間為157 h,實(shí)際壓力計(jì)只采集到115 h的數(shù)據(jù),并且在測試84小時(shí)后壓力和溫度數(shù)據(jù)出現(xiàn)異常;圖中紅色代表溫度,藍(lán)色代表壓力,壓力最高值達(dá)98 MPa,溫度最高值達(dá)600℃;溫度曲線出現(xiàn)異常時(shí)間較早,說明雖然壓力計(jì)下入的位置距油層中部很近,正因?yàn)槿绱耸芨邷?實(shí)測溫度159.5℃)影響嚴(yán)重,壓力計(jì)在井下工作時(shí)間太長造成靈敏度下降,導(dǎo)致壓力計(jì)數(shù)據(jù)飄移,不能正常工作。

由于二開井后期曲線出現(xiàn)異常,不能對二關(guān)井恢復(fù)段曲線進(jìn)行評價(jià),因此不能用于對地層有效滲透率、地層表皮系數(shù)等計(jì)算。

5 結(jié)論與建議

1)電子壓力計(jì)具有壓力、溫度兩個(gè)傳感器,可以同時(shí)記錄壓力、溫度兩種信號。在數(shù)據(jù)處理中只有時(shí)間、壓力、溫度每種數(shù)據(jù)都準(zhǔn)確,才算得上是合格的試井資料,才能準(zhǔn)確地反映油藏壓力和溫度的真實(shí)變化情況。

2)在取全取準(zhǔn)資料的前提下,合理安排測試工作制度和工序,確保壓力計(jì)能在高溫條件下正常工作,提高資料錄取的成功率。

3)在高溫高壓井進(jìn)行測試環(huán)境下,準(zhǔn)確預(yù)測地層溫度對選用合適量程的壓力計(jì)起到關(guān)鍵作用,電子壓力計(jì)正常工作時(shí)間是測試工作制度確定的重要的考慮因素,也直接影響測試成功率。

[1] 沈 琛.試油測試工程監(jiān)督[M].北京：石油工業(yè)出版社,2005

[2] 侯云飛,汪建偉,丁強(qiáng)國,等.電子壓力計(jì)時(shí)間數(shù)據(jù)漂移淺析[J].油氣井測試,2007,16(3)

[3] 朱進(jìn)府,季曉紅,彭建新,等.高壓油氣井試油工藝探討[J].油氣井測試,2008,12(5)

Research and application of electronic gauge test technology in HTHP Layer.

Chen Ming.

At present the storage type electronic pressure meter trips into the well mainly through the pressure gauge carrier,communication error,data nonpoint,sampling incomplete and data drift etc appear in the use of the process.This article reviewes the electronic gauge′s application,introduces electronic gauge′s test process under the HTHP′s condition,elaborates on wellbore factor,tool reliability,testing process and methods,testing time and electronic gauge′s scanning program design for HTHP layer on the test technology′s effect,and analyzes application effect of combined with the Nanpu 5-81 well,provides some experience for the electronic gauge testing under the HTHP environment.

high-temperature and high-pressure;electronic gauge;test technology

TE353

B

1004-9134(2011)06-0040-03

陳 明,男,1985年生,助理工程師,2008年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè),現(xiàn)從事海洋試油、測試現(xiàn)場技術(shù)工作。郵編：300451

2011-04-06

姜 婷)

PI,2011,25(6)：40～42

·經(jīng)驗(yàn)交流·