深井超深井高温高压地层测试技术研究

摘要：高温高压油气井完井测试工艺难度大，要保证设备工具的耐温、耐压及密封，并且保持钻井液性能的稳定性。基于此，本文提出了高温高压完井测试工艺难点和具体要求，通过分析斯伦贝谢高温高压测试管柱技术，阐述了CERTIS储层测试管柱和SenTREE系列测试水下采油树管柱，对比分析了哈里伯顿RezConnectTM测试系统，重点阐述了Dynalink无线遥感技术、Prophase?智能测试阀、Armada?单相取样器。通过技术研究在巴西高温高压测试中，采用永久性封隔器和机械封隔器，成功实现巴西高温高压测试，为后续国内高温高压测试提供了经验借鉴。

关键词：高温高压，完井测试，智能测试阀，封隔器，测试管柱

目前，国外对高温高压油气井的概念没有做出统一的规定。哈利伯顿公司规定地层压力达到68.9MPa以上或地层温度达到150℃以上的井为高温高压油气井；斯伦贝谢公司和挪威能源公司规定地层压力达到103MPa以上或井底温度达到210℃以上的井为高温高压油气井；中国石油天然气公司认为地层压力≥105MPa或地层温度≥150℃、含H2S≥3%、含CO2≥3%的油气井为高温高压井。

1高温高压完井测试工艺难点和工具要求

对于高温高压油气井测试，由于地层压力系数大，不论是施工过程还是测试结束封堵后都存在很大难度，为此要把安全摆在首位，对测试工艺要进行全面考虑：（1）由于井内钻井液密度大、关井压力高，要保证下井管柱、井口、地面设备的耐压、耐温及密封；（2）保证长期在高温静止条件下钻井液性能的稳定性；（3）防止残留钻井液在防喷时对地面设备的损坏；（4）保证油气层在长期封堵情况下的密封性。

（1）对井口装置的要求：①井口装置的额定压力需大于最高井口关井压力。国外井口装置已经系列化，规格齐全，额定压力范围一般由13.78MPa到137.8MPa，最高可达203.4MPa。②测试管柱上应尽量配置与井口装置匹配的井下安全阀。③配置手动、液动安全阀。自动控制系统的控制压力是与安全阀下流压力相连，并与之匹配。（2）对管柱密封性能的要求：对于高温高压井，测试时采用封隔器，管柱内外压差很高，一般都在79MPa以上，要求螺纹具有良好的密封性。为此，高温高压井测试需要选用3SB螺纹、VAM螺纹或SEC等特殊螺纹油管[1]。

2斯伦贝谢高温高压测试管柱技术

（1）CERTIS储层测试管柱介绍：CERTIS是一个高度完整性的储层测试隔离系统，它结合了传统的可回收式封隔器和水力液压座封永久式封隔器的许多特征，包括一个内置的浮动密封总成，使得不再需要钻铤和滑移式接头[2]。该系统还可以包括一个可选的BPCV（下部座封循环阀）部分，以便能够高效压井。测试完成后，在释放密封元件之前BPCV能够打开，反循环来自封隔器下部的气体。CERTIS隔离系统被下入井内，中心管（stinger）锁定在封隔器主体上，密封腔内有中心管（stinger）密封件。耐高温高压版的CERTIS隔离系统已经经历了大量的高温高压测试作业以及斯伦贝谢压力和温度测试的认证，符合标准ISO14310-V3。

（2）SenTREE系列海上流体测试水下采油树管柱介绍：SenTREE3水下测试采油树（SSTT）系统是一个特殊的采用任何浮式钻机进行水下油气井测试或者洗井作业时使用的安全解决方案。SenTREE3SSTT的操作系统选项支持的作业水深从浅水到超，使得SSTT系统能够在很短的15s时间内完成断开。根据使用和作业环境控制系统通过直接液压系统或者电液压系统通信。

3哈里伯顿高温高压测试管柱技术

（1）哈里伯顿RezConnectTM测试系统介绍：哈里伯顿RezConnect?测试系统，是业界率先推出的基于无线遥感技术的智能地层测试解决方案。通过RezConnect?测试系统，能实时测量井下数据，分析储层动态，控制井下测试工具并及时获取操作反馈，从而实时优化测试方案，节约钻机时间，实现快速决策。即使测试操作一切正常，压力曲线是满足地质设计要求，也要等到测试管柱起出后才知道，影响决策效率[3]。

①Dynalink无线遥感技术：2007年，哈里伯顿无线遥感技术Dynalink投入商业应用，实时将井底压力计数据传输至地面，实时监控测试状态，大大提高了测试成功率和资料合格率，节约了钻井时间。②Prophase?智能测试阀：哈里伯顿最新推出的Prophase?智能测试阀，构建了RezConnect?地层测试系统的核心。对于在重泥浆下进行测试而环空压力不易传导的井以及因套管质量问题环空施压受限的井，Prophase?智能测试阀具有无可比拟的优势。③Armada?单相取样器：作为RezConnect?地层测试系统的重要一环，可以通过Dynalink来操作哈里伯顿Armada?单相取样器。高温高压（400℉，20Kpsi）；在地面对Armada进行操作后，能及时获取取样是否成功的反馈，并感知所获流体性质，为快速决策提供参考。

4巴西高温高压测试工艺案例

由于要对较高的压差进行控制，巴西井的井身结构通过使用9-5/8英寸到10-3/4英寸的套管和7英寸到7-5/8英寸的衬管。井身结构决定了所用油管的尺寸，由于在井中作业，管柱的重量是一个非常重要的参数。由于如果没有很合理地设计作业过高的设计压力测试会损伤管件，导致管柱失效[4]。

永久性封隔器和机械封隔器已在多个项目中使用。在油管输送射孔枪的例子中，机械封隔器应在枪拒爆的情况下使用，工具管柱必须从井眼中拉出，作业需要较少的钻井时间。如果在使用永久性封隔器时，枪拒爆，工作管柱知心朋友从井眼中移出，还需要额外地回收或者钻出永久性封隔器。由于以上描述的难题，新型的15K高温高压可回收式封隔器正在巴西使用，而且一切进展顺利。

低压测试如何对油管抗张能力产生影响。内部施加的压力可能减小在VonMisses图观测到的最大油管长度。另一方面，压力乘以油管内部的面积将增加管柱的重量，影响管柱上最薄弱的点。这种风险可以通过在管柱测试之前在磨损的衬管处加载管柱来减小破裂的可能性，尤其在低产气井或者使用氮气来减小管柱水力压力的情况，必须慎重对待。

参考文献：

[1]高温高压钻完井技术进展-2009-李万平.

[2]斯伦贝谢.试井新技术及其应用[J].油田新技术，2007年春季刊.

[3]SalgueroA，AlmanzaE，NivensH，etal.Well-TestPlanninginDeepwaterWells inHigh-Pressure，High-TemperatureEnvironments-TheBrazilExperience[J].Offshore TechnologyConference，2007.

[4]李加明.MFE和APR地层测试器应用技术探讨[J].油气井测试，2010，19：33-35.

作者简介：张重阳，1993年8月出生，毕业于西南石油大学，硕士研究所，助理工程师，现从事试油气、地层测试专业。