海上高温高压井测试工艺优化探究

杨立龙，魏建飞，吴轩

（中海艾普油气测试（天津）有限公司，天津 300452）

近年来，海上油田勘探步伐越来越快，矿区勘探不断深入，取得了明显成效，但是，高温高压领域具有成本高、风险大、作业难度系数高等特点，难以取得突破性进展。随着经验的积累以及技术水平的提升，相关工作取得了重大突破。另外，高温高压油气井的测试工作难度较大，易受到多种因素的影响，发生安全事故的风险较高。因此，对其测试工艺进行优化，保证作业的安全性具有重要意义。

1 测试案例概述

目前，海上油气田迄今发现的高温高压井主要分布在渤海湾深层潜山储层及南海莺琼盆地等区域，在渤海已经完钻测试的具有代表性的两口科探井BZ21-2-1(2011年4月）及BZ22-1-2的作业中，除了地层的高温，出现了高CO2、CO及相当浓度的H2S，这两口井的成功测试为渤海BZ19-6等区块的高温高压井的测试作业打下了成功的基础。

本文以BZ21-2-1井为例，井名为渤中21-2-1，钻井平台为HYSY936，类型为科学探索井，通过测量可知，井深为4883m，井底温度为180℃，测试方式为中途测试与坐套管测裸眼，封隔器座封深度为4785m，测试液为原钻井液，比重为1.38GS，液垫为海水。地面测试工艺包括15K井口设备由，常规油气分离设备、全套硫化氢监测处理工艺以及常规应急关断系统。井下测试工艺主要为15K井下工具，RD油管试压阀、具备锁开功能的选择性测试阀以及7“XHP加强型机械坐封封隔器。

2 高温高压井测试的挑战及地面测试存在的风险

2.1 高温高压井测试的挑战

主要包括：（1）高温风险。具体体现在平台防喷器的耐温性能、测试液的高温稳定性以及压力传导性、火工品的耐温性能、井下工具设备耐温性能、井下工具橡胶密封件耐温性能、井下仪器电路芯片的耐温性能等。（2）高压风险。主要体现在平台防喷器的耐温性能、套管头的承压性能、井下工具的承压性能、测试管柱的整体气密性能、高压条件下及高比重泥浆滤液及测试液的冲浊、高压及低温条件下的水合物生成风险、高压条件下的井口泄漏风险等。（3）腐蚀流体风险。具体表现在平台井控设备材质的防腐性能、高浓度二氧化碳的电化学腐蚀、高浓度硫化氢的应力腐蚀开裂、开放环境下的有毒害气体的抑制与控制、腐蚀性流体的燃烧处理。另外，技术应用不合理、施工工序不合理等也会导致风险增加。

2.2 高温高压井地面测试存在的风险

主要包括：（1）预警风险。如果不具备全流程实时在线监测系统，对突发情况缺乏充足的预警时间。（2）泄压风险。如果未对加热器、分离器安全泄压流程进行校核，则会导致设备及安全流程产生泄压过载。（3）关断风险。发生突发情况，地面关断系统响应时间无法在数秒内关断。（4）费用风险。发生突发情况处理一次事故需要耗费一定的时间，导致费用增加。（5）设计风险。地面流程设计缺乏标准的设计与校核标准，因此，需要从本质安全的角度规避设计风险。（6）决策风险。决策缺乏合理性导致风险增加，因此，需要有效提炼历史案例，借鉴先进经验，充分发挥智能决策的优势。（7）总包技术性风险。需要细化甲方需求与专业设计的对接，满足安全、质量和时效的要求。

3 海上高温高压井测试工艺优化

3.1 井下测试工艺设计要点

从管柱安全性方面进行考虑，测试管柱需要符合气密要求，下入阶段能够随时进行全管柱试压。如果选择负压射孔工艺，测试管柱需要具备替换测试液垫的功能，以便形成负压。管柱需要符合快速井下关井的要求以及测试完成后进行循环压井的要求，另外，需要满足遇阻情况下的解脱手段。从井下测试读取资料方面进行分析，需要将井下压力计设置在管柱中，管柱中可结合需要下入PVT取样器，超高温高压井并不需要。从地面测试工艺及设计方面进行考虑，需要确保其满足井口安全、腐蚀性介质防护、地层流体的分离处理、计量及临时储存、流动保障以及地面流程监测等要求。

3.2 建立全流程关键节点在线监测系统

首先，需要建立新型地面流程多点壁厚、含砂在线及振动综合监测系统。该系统的功能主要包括对高压井口易冲蚀部位实施壁厚重点监测、对高压井口上游（流速较低）实施在线含砂监测、对高压井口及下游流速较高位置实施振动监测。该系统需要根据井口流速计算安全极限，实现对高压井口流程的安全在线监测。其次，需要使用地面流程温度及压力在线综合监测系统，实现对地面全流程重点的分布式温度及压力在线实时监测。最后，需要应用有毒害气体在线监测系统，不仅能够实现对地面流程内带压流体毒害（二氧化碳、一氧化碳、硫化氢）等多组分的在线实时监测，同时，能够实现对地面流程外部可能泄露有毒害气体的在线实时监测。

3.3 对地面流程高风险段采取超压过载保护措施

如果油嘴管和加热器的压力等级相同，并不需要采取超压过载保护措施。对加热器与分离器之前的流程段来说，多数情况下，两者的压力等级存在差异，也是常规流程极易忽视的一个部分，即便分离器具备安全阀，也需要在其进口部位加设流程安全阀，通常情况下，需要保持其压力为1200Psi。

3.4 实现远程按钮在3～4s内关断

以往常规模式下，普通ESD系统关断流程主要包括远程按钮、控制面板、触动阀泄压、液动阀关闭，需要花费19s。采用加强型电液ESD关断系统后，从远程按钮到控制按钮通过电信号进行传输，能够瞬间传达，其流程为远程按钮、控制面板、触动阀泄压、液动阀关闭，仅需4s便可完成，使用快速泄压功能的触动阀泄压更迅速，有效提高了整个地面测试流程的应急关断效率，能够将15s内可能导致火灾或者爆炸的潜在事故降低为4s内低风险流程微小泄漏。

3.5 基于本质安全角度，实现井下管柱的全管柱试压+正替液垫

在封隔器以下设置盲堵或者RD旁通试压阀，该方法能够实现对测试阀以下工具的有效试压，保证与封隔器相连接的一道工具扣可以进行试压。在测试阀以上设置两个RD旁通试压阀，另外两个旁通试压阀设置不同的破裂盘破裂压力，该方法能够确保测试阀以上全部管柱可以试压与正替液垫。如果需要对套管段进行测试，需要将上部RD旁通试压阀球阀关闭，旁通孔打开入井；将下部RD旁通试压阀球阀关闭，旁通孔打开入井。如果需要对裸眼段进行测试，需要将上部RD旁通试压阀球阀关闭，旁通孔打开入井；将下部RD旁通试压阀球阀倒置，关闭球阀，旁通孔打开入井，以防正替液垫的过程中对地层造成伤害。除此之外，也可以采取全管柱试压+正替液垫+自动灌浆，测试阀以上设置RD旁通试压阀，RD旁通试压阀以上设置RD TST阀，也就是蝶阀结构。两者的区别在于后者上部RD旁通试压阀改为RD TST阀。该方法的应用能够有效提高整个井下测试管柱的测试效率与质量，包括封隔器上接头在内的全部测试工具与上部管柱，均可以有效试压，下钻过程中自动灌浆有助于加快下钻速度，同人工灌浆相比，快速泵注液垫的效率更佳，能够减少可能因管柱漏压而导致的管柱内轻比重液垫喷出井口对周围环境造成的危害。

4 结语

综上所述，通过对海上高温高压井测试工艺进行优化，能够有效保证工艺的安全性和有效性，为测试作业的顺利进行提供保障，达到测试目的，为勘探开发提供重要的支持。另外，优化后的流程具有原测试工艺流程的简洁性优势，不会对原工艺的功能造成影响，有效强化测试作业在勘探开发的作用。