陳增寶(中石化西南石油工程有限公司測(cè)井分公司，四川 成都 610000)

0 引言

目前超深井測(cè)井一次成功率明顯低于中淺井測(cè)井，2017～2018 年，公司在四川盆地及西北油田分公司針對(duì)大于7000 米的超深井施工共30 井次，超深井測(cè)井一次成功率83.3%，常規(guī)中淺井測(cè)井一次成功率98.5%，超深井測(cè)井一次成功率降低了15.2%。通過對(duì)測(cè)井失敗原因的統(tǒng)計(jì)分析，提出了提高超深井測(cè)井一次成功率的方法及措施。

1 近兩年來超深井測(cè)井失敗的現(xiàn)狀調(diào)查

經(jīng)過對(duì)2017～2018 年連續(xù)兩年超深井測(cè)井情況的統(tǒng)計(jì)，對(duì)測(cè)井失敗的情況進(jìn)行調(diào)查分析，對(duì)故障因素進(jìn)行了分類統(tǒng)計(jì)，見表1。

表1 超深井測(cè)井故障點(diǎn)調(diào)查表

2 超深井測(cè)井失敗故障分析及解決方案

(1)通過現(xiàn)狀調(diào)查發(fā)現(xiàn)，超深井施工中出現(xiàn)了“儀器故障”和“電纜問題”兩大故障點(diǎn)。通過原因分析，對(duì)找出的各種原因反復(fù)進(jìn)行討論，經(jīng)匯總分類，繪制了影響因素關(guān)聯(lián)圖如圖1 所示。

圖1 儀器故障和電纜問題原因分析關(guān)聯(lián)圖

(2)分析原因：通過應(yīng)用關(guān)聯(lián)圖分析的方法，對(duì)出現(xiàn)的問題進(jìn)行深層次的分析，排查出五個(gè)影響上述兩大問題癥結(jié)的末端因素。

①地面系統(tǒng)通訊匹配差。通過實(shí)驗(yàn)可以看出地面系統(tǒng)和同型號(hào)不同長度電纜適配通訊時(shí)會(huì)存在信號(hào)衰減失真的問題，因此將其確定為要因。

②電纜型號(hào)不適用。通過分析電纜故障率在工區(qū)各測(cè)井單位中發(fā)生故障率較高，其中纜芯通斷絕緣破占比近84%，因此電纜故障是要因。

③絞車故障。通過調(diào)查絞車故障提前預(yù)判的可能性比較大，通過定期滾筒丈量可以發(fā)現(xiàn)滾筒質(zhì)量，對(duì)異常滾筒及時(shí)進(jìn)行了檢查避免了帶病上井，可見“絞車故障”不是要因。

④高溫下儀器元器件穩(wěn)定性差。采用階段加溫試驗(yàn)證實(shí)，在高溫環(huán)境下儀器的工作性能會(huì)在一定時(shí)間內(nèi)有所下降，因此“高溫下儀器元器件穩(wěn)定性差”是要因。

⑤人員專業(yè)培訓(xùn)時(shí)間短。通過對(duì)三支測(cè)井隊(duì)技術(shù)員培訓(xùn)時(shí)間的統(tǒng)計(jì)，雖然培訓(xùn)時(shí)間有差異，但三支測(cè)井隊(duì)的超深井測(cè)井一次成功率呈正態(tài)分布，所以培訓(xùn)時(shí)間長短與投測(cè)成功率無直接關(guān)系，因此“人員專業(yè)培訓(xùn)時(shí)間短”不是要因。

通過分析，確認(rèn)了引起“電纜問題”和“儀器問題”兩大癥結(jié)的主要原因有：

①電纜型號(hào)不適用；

②地面系統(tǒng)通訊匹配差；

③高溫下儀器元器件穩(wěn)定性差。

(3)解決方案

通過對(duì)3 項(xiàng)要因深入分析，按5W1H 制定對(duì)策，見表2。

表2 對(duì)策表

(4)實(shí)施方案

根據(jù)所制定的對(duì)策采取實(shí)施方案。

①針對(duì)電纜型號(hào)不適應(yīng)，向廠家定制電纜外徑12.4mm，外層鎧甲鋼絲22 根，內(nèi)層鎧甲鋼絲22 根，通信電纜7 根的加強(qiáng)型電纜。為盡量消除容抗造成的電纜失真問題，在纜芯間添加碳粉。同時(shí)依據(jù)滾筒受力剖面制定超深井電纜盤裝方案進(jìn)行盤裝電纜。

②針對(duì)地面系統(tǒng)匹配差，研究濾波電路的可行性，制定井下儀器信號(hào)增益調(diào)高方案，協(xié)同廠家完成濾波板、井下儀器通訊幅度調(diào)高電路的制定，安裝電路進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

③針對(duì)高溫下一期元器件穩(wěn)定性差，外協(xié)廠家給定儀器升級(jí)方案，更換175℃篩選高溫芯片和元器件，對(duì)部分電路重新設(shè)計(jì)，采用集成電路、厚膜電路來改善原設(shè)計(jì)器件耐溫不足的先天缺陷。對(duì)部分儀器進(jìn)行外殼更換，提高耐壓指標(biāo)，儀器升級(jí)后進(jìn)行加溫實(shí)驗(yàn)和調(diào)試刻度。

3 效果分析及應(yīng)用

以上三項(xiàng)對(duì)策措施聯(lián)合實(shí)施后，共測(cè)井17 井次，僅1 口井為儀器故障而重新測(cè)量，其余16 井次均一次測(cè)井成功，成功率為94.1%。沒有纜芯絕緣破壞、通訊不正常等現(xiàn)象。

4 結(jié)語

通過對(duì)超深井測(cè)井失敗的故障進(jìn)行分析并提出了解決方案，超深井測(cè)井一次成功率明顯提高，為超深油氣勘探提供了高效可靠的測(cè)井技術(shù)支撐。