高溫高壓電子壓力計調測運用

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目前國內外對高溫高壓井的概念沒有做出統一的解釋和規定,國際高溫高壓井協會、中國石油天然氣集團公司將高溫高壓井定義為:井口壓力大于70MPa(或井底壓力大于105MPa)、井底溫度高于150℃的井。油氣井地層壓力和溫度的準確性直接影響到油藏評價工程師對地層的評價結果的可靠性和對生產指導的正確性。存儲式電子壓力計測試技術已屬成熟技術,深井中應用這一技術,可充分發揮其高精度、高分辨率、長時效、連續可靠等優點。與常規井相比,高溫高壓井試油、完井作業難度大,井下工作環境復雜,資料錄取要求嚴格,給高溫電子壓力計的資料錄取工作帶來了很大的困難,對電子壓力計的性能指標提出了更高的要求[1]。

1電子壓力計測試工藝

電子壓力計按下井方式不同可分成四種不同的作業工藝:壓力計托筒下井,鋼絲作業下井,電纜作業下井,永久式壓力計。目前我們常用壓力計托筒攜帶電子壓力計或是射流泵排液時泵芯攜帶電子壓力計下井。壓力計托筒下井測試工藝是在地面編好錄取數據程序,用計算機通過接口傳送給電子壓力計,接上壓力計工作高溫鋰電池,然后將壓力計裝到壓力計托筒上,與地層測試工具一起下到井下進行地層測試,然后同地層聯作測試管柱起出,將壓力計拆下,通過接口與計算機連接,回放所存儲的數據到計算機進行數據處理。在壓力計托筒工藝中,壓力計托筒一般處于封隔器之上測試閥之下,有時也為了更加真實地取得測試層的地層資料而將壓力計托筒下到封隔器之下。壓力計托筒有兩種不同的形式:內置式和外置式。

1.1內置式

壓力計置于壓力計托筒內部空間,可以安裝兩支壓力計,壓力計托筒與地層測試工具串連下井。這種壓力計托筒的優點是:由于有外筒保護,壓力計不會受到井壁的碰撞,配備有防震裝置,防止壓力計在射孔和其它機械震動時損壞壓力計。缺點:只能測內壓不能測外壓,由于受內外徑限制,外筒壁不能做得太厚。

1.2外置式

兩支壓力計置于托筒外槽內,托筒上部有卡環,將壓力計卡住,下部其中兩個位置有導壓孔,可測管柱內部壓力。壓力計上部接一般膠圈,起減震作用,這種壓力計托筒的優點是既可測管柱內壓力,又可測管柱外壓力,投棒和鋼絲作業對壓力計完全沒有影響。缺點是對壓力計保護不夠,壓力計容易受到井壁撞擊而損壞,減震性能與內置式相比要差些。壓力計托筒下井測試工藝的特點:施工工藝簡單,需要的相關設備少,因此工作可靠易行。缺點:靈活性差,錄取數據程序是在地面編好設定的,壓力計一旦下井無法改變,無法實時做出壓力導數曲線,關井時間長短要靠經驗判斷。

2高溫高壓地層測試電子壓力計出現的問題

2.1無法通訊

電子壓力計和回放軟件無法建立信息通道,壓力計存儲芯片內采集的數據無法通過正常渠道發送到電腦上進行資料處理。無法通訊通常造成兩種結果:一是存儲芯片損壞,數據破壞丟失;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的數據,但此數據多為不完全數據。

2.2數據非點

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

2.3沒有采點或采點不全

有時為了生產需要,電子壓力計需要長時間處于地層高溫條件下,高溫條件很容易造成電子壓力計的轉換器、電路板、存儲系統的損壞,或者電池電量不足造成壓力計無法采集數據。

2.4數據漂移

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

3高溫高壓地層電子壓力計測試工藝影響因素

3.1井筒因素

高壓油氣井測試作業對井筒條件有兩個方面的特殊要求:其一,套管應具備較高的氣密封能力和抗外擠強度。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-測試聯作試油,在頂替壓井液的過程中有可能發生氣層竄入井筒或套管在地層高壓作用下外擠變形;特別是在求產過程中若因封隔器或管柱漏失造成氣流竄入井筒,再經套管竄入淺表地層,其后果更為嚴重。其二,要求測試作業時的壓井液的熱穩定性、懸浮性及流動性能適應高溫深井長時間求產測試的要求,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、氣產量高,一些過去常用的測試工具已不能適應測試作業的要求。高溫地層對進行測試聯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,需要對工具進行地面耐高溫實驗。

3.3測試工藝和方法

電子壓力計連續錄取施工全過程的井下壓力、溫度數據,但實際上有時測試地層資料并非地層真實壓力及溫度的反映。壓力計下井一般有以下三種情況:

(1)在預探井中進行地層測試,測試管柱均采用測試聯作管柱,管柱下深對準射孔井段,壓力計位于封隔器上方,離測試地層有一定的距離,獲取地層數據需要進行外推。

(2)在生產井或試采井中,管柱下深位于油層上方,壓力計位于管柱最下端,盡量貼近油層,獲取真實的地層數據。

(3)在裸眼井中進行地層測試,為了防止鉆井近井地帶的污染進入測試管柱中,測試管柱下深超過油層底界,裸眼完井中不用進行射孔等措施,壓力計下深對準油層中部,這樣可以獲取最真實的地層資料。在試油測試工藝中一般都采用第一種聯作管柱模式進行測試,為了避免射孔、酸化和壓裂等措施對壓力計震動影響,壓力計由于位于測試層上部,在保證安全的情況下,壓力計盡量貼近封隔器下入。這種聯作管柱模式下測試的地層資料并非反映真實的地層資料,需要對壓力計數據進行外推及擬合,才能獲得地層壓力和溫度的數據反映,但由于根據所選參數以及建立的模型不一樣,所得出外推數據結果也有一定差異。

3.4測試時間

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

3.5壓力計采點編程設計

為了滿足高標準、高質量的資料錄取要求,同時為了采集有效的數據,保證壓力計正常工作,在編程設計上,根據不同施工工藝、不同施工階段對資料的要求程度不同,采取分段設計采點頻率;下鉆期間采點頻率一般設計是60s一個點,對于測試期間采點頻率設計為5s一個點,在后期排液期間一般設計30s一個點。

4現場應用與效果分析

南堡5-81井,試油層位Es2+3,該井176#層,測井解釋井段4744.6m~4801.6m,2小層厚57m,含氣層,孔隙度8.13%,滲透率0.72×10-3μm2。該井進行了油管傳輸射孔+APR聯作測試,射孔井段4760.0m~4765.0m,測試結論為高壓低滲透含氣層。之后對該層進行了壓裂改造措施,并決定進行壓后測試。該井管柱結構自下而上為:壓力計托筒+開槽尾管+RTTS封隔器+安全接頭+RTTS循環閥+提升短節+Φ73mm加厚油管+LPR-N閥×+RDS安全循環閥+提升短節+Φ73mm加厚油管2根+RD循環閥+提升短節+Φ89mm加厚油管444根+Φ89mm加厚油管短節2根;壓力計托筒位置4708.43m。本次測試管柱的設計,為了取得地層真實資料,將壓力計下封隔器之下,壓力計下入位置更加接近測試地層。測試結束后起出壓力計,一支現場無法回放出數據,另一支測壓數據也出現部分漂移。本次測試井深為4762.5m,實測地層靜溫為161.3℃,其壓后實測壓力、溫度曲線圖如圖1所示。從圖1中我們可以看到,原設計二開二關測試時間為157h,實際壓力計只采集到115h的數據,并且在測試84小時后壓力和溫度數據出現異常;圖中紅色代表溫度,藍色代表壓力,壓力最高值達98MPa,溫度最高值達600℃;溫度曲線出現異常時間較早,說明雖然壓力計下入的位置距油層中部很近,正因為如此受高溫(實測溫度159.5℃)影響嚴重,壓力計在井下工作時間太長造靈敏度下降,導致壓力計數據飄移,不能正常工作。由于二開井后期曲線出現異常,不能對二關井恢復段曲線進行評價,因此不能用于對地層有效滲透率、地層表皮系數等計算。

5結論與建議

1)電子壓力計具有壓力、溫度兩個傳感器,可以同時記錄壓力、溫度兩種信號。在數據處理中只有時間、壓力、溫度每種數據都準確,才算得上是合格的試井資料,才能準確地反映油藏壓力和溫度的真實變化情況。

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

3)在高溫高壓井進行測試環境下,準確預測地層溫度對選用合適量程的壓力計起到關鍵作用,電子壓力計正常工作時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。