APR测试工具在高温及高压差作业条件下的改进与应用

在塔里木油田测试作业中,出现诸如封隔器胶筒高温碳化失封、“O”密封圈气爆破损渗漏、高压差失封等问题,无法安全优质地完成超深超高压高温气井的测试需要。为提升井下测试工具耐温耐压性能,基于塔里木油田“十三五”以来超深高温高压井APR测试实践,总结分析了常规高温高压井测试APR测试工具存在的问题,通过提升密封部件材料的耐温等级、优化密封组合形式、改进封隔器胶筒结构等手段,将APR测试工具的耐温耐压差性能由70 MPa/177℃提升至105 MPa/204℃。经室内高温高压评价实验,封隔器设计等级、耐温耐压等关键指标满足设计要求。现场DB×井使用改进型193.675 mm CHAMP-Ⅳ封隔器、MJ×井使用改进型127 mm RTTS封隔器,作业期间井下工具工作正常,测试均取得成功,起出检查测试工具完好。改进的APR测试工具为超深高温高压井高质量勘探开发打下了坚实的基础。

APR工具在川东北高含硫超深气井测试中的应用

在川东北地区高含硫化氢气井的完井测试作业中,对APR测试时各种测试管柱的适用范围和性能特点进行了介绍,针对不同的井况及具体的试油目的,优选测试管柱结构,可大大提高测试成功率并有效缩短测试时间和成本,降低测试对储层的二次污染,从而解决川东北高含硫气井测试的难题。

APR射孔联作工艺在深层气测试中的应用

针对吉林油田深层气田含有二氧化碳或纯二氧化碳气体的特点,为避免或减少工具腐蚀,设计了部分含有APR工具和整套APR工具的射孔测试联作管柱。经长深6井、长深1-1井实例应用证实,该工艺切实可行、安全,并适用于稠油井测试。

NAVI泵+APR工具在非自喷井测试中的应用

低压非自喷地层的测试技术通常采用液氮或其它人工助排措施将地层流体举升至地面 ,但由于液氮气举需要连续油管、液氮车、井口等设备 ,因而操作费用较高。若采用NAVI泵排液技术 ,则操作简单、泵效率高 ,因此对低压非自喷地层 ,尤其是稠油井的排液 ,NAVI泵是最佳选择之一。

APR测试工具失效时的井控难题及处理措施

APR测试工具广泛应用于深井完井作业过程中,但其失效的情况时有发生,影响测试、压井等施工作业,并可能带来较大的井控安全风险。为此,分析了APR测试工具失效后的井控难题:没有循环通道实施压井作业、油管内外压井液的密度差造成环空压力骤然上升、起管柱时可能因为封隔器收缩不完全发生抽汲作用、无法对循环通道口以下的流体进行循环脱气。并针对性地提出了采用穿孔法来建立循环通道,从控制油管内外压差、起管柱过程中的防喷要求、对无法循环的流体进行脱气处理等方面来制订削减和控制井控风险的措施。最后还对井控工作提出了建议:应保证APR测试工具出厂质量、净化井筒、采用穿孔法(而不用倒扣法)建立循环通道。现场实际应用结果证明,采用穿孔法建立循环通道处理这种井控难题及制定的风险控制措施是可行和安全的。

MFE和APR地层测试器应用技术探讨

通过对MFE、APR两种测试工具的结构、原理和工作特性的剖析,结合现场使用情况,对测试作业过程中遇到的封隔器失封、开关井不正常等问题进行了分析和探讨,运用力学原理分析了封隔器受力状态和测试操作力学。根据不同井况特点,有针对性地提出了应对措施和建议,为合理选用MFE、APR地层测试工具,组配合适的测试管柱结构提供了依据。

超深高温高压井APR测试工具失效分析与措施研究

随着油气勘探迈向超深层地层温度、压力不断增高,作业工况日趋复杂,APR测试工具的不适应逐渐凸显测试失败井次时有发生。为此整理了库车山前近几年测试井工具失效问题,分析失效原因,研究技术措施。从优选测试压井液性能、涂抹高温高压黄油解决压井液沉淀引起的工具失效问题;根据温压指标,选用合适的密封圈,并通过保存、装配、试压的方法保障密封圈密封性;改进破裂盘倒角、孔径降低循环阀芯轴下行的冲击力与惯性力防止芯轴卡死;引进塑性规检验和试压检测验证破裂盘的到位性与密封性;采用可调式节流控压方法,降低压力波动,减小对井下工具的冲击。应用表明建立的技术措施有效降低了库车山前超深高温高压井的APR测试工具失效率,为同类工具的应用提供重要参考。

APR测试工艺在压裂测试井中的技术创新

缅甸某区块探井气层埋藏浅、渗透率低,为缩短测试时间,降低测试作业成本,避免作业过程中的储层污染,将LPR-N测试阀、TST试压阀和气举阀有机组合,通过在管柱结构中加入射孔丢枪装置、倒置安装伸缩接头、3只伸缩接头组合使用、设计射孔枪点火头点火压力大于LPR-N测试阀的开启压力等措施,实现一趟管柱完成试压、射孔、负压诱喷、压裂、气举和测试等功能,井下管柱坐封后不动管柱完成多项作业。经3个层位现场应用表明,施工成功率100%,测试数据完整、准确,可对渤海及海外类似油(气)藏测试提供技术借鉴。

川西含硫气井测试工艺技术及应用

川西海相已勘探出的气藏埋藏深度一般在5 500~6 500 m,具有温度高、压力高、硫化氢含量高以及地压系数低的特点。通过分析总结元坝工区含硫气井测试经验教训的基础上,结合川西工区的实际情况,形成了APR测试联作和直接下完井工具测试投产联作工艺技术,经现场应用表明:采用优化过的APR测试管柱,能够适应川西地区海相地层"地层压力系数低、温度高、含硫高"的特殊地质条件,具有安全、快速评价储层的优点。采用配套形成的国产抗硫和复合抗硫测试流程能满足川西地区海相地层高含硫、大产量、较长时间下安全测试的需要。

完井测试坐封中释放压重的确定

环空压力全通径测试工具目前在完井试油测试中得到普遍应用,其中封隔器坐封是一个重要的环节,不同尺寸封隔器其胶筒膨胀需要不同的压重,在封隔器坐封时释放压重除封隔器胶筒膨胀需要外,还需考虑测试管柱结构和施工工艺。管柱中采用液压旁通阀时,如封隔器以下尾管重量较大则释放的重量应适当增加;LPR-N测试阀和液压旁通阀同时使用时,如井下关井过程测试阀以上回压较小,也应在坐封时考虑适当增大压重,使液压旁通阀在整个开关井作业过程中保持关闭,保证测试成功。

雅达油田测试—酸化联作工艺技术优化及应用

伊朗雅达油田碳酸盐岩油藏广泛发育,测试层物性较好,但在钻井和固井过程中近井地带受到了污染,原油流入井底的阻力增加,射孔后产能较低,必须通过酸化疏通射孔孔眼才能获取地层真实产能。酸化后井口压力、油气产量、硫化氢含量较高,面临的风险大,安全、准确、快速评价地层成为测试的关键。通过优化测试工具、酸化方式、射孔工艺,配合连续油管使用,形成一套适用于雅达油田高温、高压、高产、高含硫、高污染碳酸盐岩地层的"射孔—测试—酸化—再测试"联作工艺技术,一趟管柱实现了对地层和酸化效果的评价,加快了勘探速度。

基于环空压力操作的试油完井一体化工具研制及应用

针对高温高压气井中提高试油完井一体化可靠性的要求,研制了一种基于环空操作的开关阀,将目前试油完井一体化工艺普遍采用的封闭-脱手-回插-开井升级为封闭-试压-脱手-回插-试压-开井。这种方法在常规试油完井一体化技术增加了两个试压环节,确保了施工作业中每一步都可检测和可返回,避免了一旦脱手或回插工具密封不严导致井下复杂的问题,提高了现场工艺的完整性。通过在磨溪-高石梯区块的试验表明,该工具有效提高了试油完井一体化技术在高温高压气井中的可靠性,具备推广应用前景。

乍得潜山油藏裸眼试油技术

乍得潜山裸眼段漏失严重,致使打水泥塞时灰面高度难以控制,封层成功率低,MFE等常规测试工具和抽汲排液测试技术难以满足长裸眼段分层测试和稠油井排液测试。根据乍得潜山油藏裸眼段储层特征及井身结构,形成了潜山裸眼常规试油工艺、长裸眼段试油工艺、裸眼桥塞联合注灰封层上返试油工艺、潜山裸眼稠油试油工艺和潜山裸眼测试工作制度。经BC2-1井应用表明,坐套测裸的NAVI泵+APR工具排液测试求得的流动压力和产量均比较稳定,NAVI泵累计运转1 475 min,产液96.746 m^3,产油90.243 m^3,试油效果显著。该裸眼试油系列技术为乍得潜山油藏评价和开发方案编制提供了有力依据。

四川超深海相气藏探井测试难点及对策

四川地区超深层海相气藏茅口组-灯影组气藏埋深6600~8500 m,预测最高地层压力150 MPa,地层温度近180℃,且含有H2S,测试工况恶劣。APR测试工艺面临着测试工具尺寸选择受限、高温下橡胶件失效、钻井液稳定性差及沉淀卡埋管柱等系列挑战。在超深层海相气井测试实践基础上,通过管柱受力分析、优选耐高温橡胶密封件、提高结构强度、优化管柱组合等技术手段,有效解决了超深层海相气藏所带来的系列难题,形成了适用于超深层海相气藏探井的测试联作工艺,为超深海相气藏勘探评价提供了技术支撑。