高温高压电子压力计调测运用

高温高压电子压力计调测运用

目前国内外对高温高压井的概念没有做出统一的解释和规定,国际高温高压井协会、中国石油天然气集团公司将高温高压井定义为:井口压力大于70MPa(或井底压力大于105MPa)、井底温度高于150℃的井。油气井地层压力和温度的准确性直接影响到油藏评价工程师对地层的评价结果的可靠性和对生产指导的正确性。存储式电子压力计测试技术已属成熟技术,深井中应用这一技术,可充分发挥其高精度、高分辨率、长时效、连续可靠等优点。与常规井相比,高温高压井试油、完井作业难度大,井下工作环境复杂,资料录取要求严格,给高温电子压力计的资料录取工作带来了很大的困难,对电子压力计的性能指标提出了更高的要求[1]。

1电子压力计测试工艺

电子压力计按下井方式不同可分成四种不同的作业工艺:压力计托筒下井,钢丝作业下井,电缆作业下井,永久式压力计。目前我们常用压力计托筒携带电子压力计或是射流泵排液时泵芯携带电子压力计下井。压力计托筒下井测试工艺是在地面编好录取数据程序,用计算机通过接口传送给电子压力计,接上压力计工作高温锂电池,然后将压力计装到压力计托筒上,与地层测试工具一起下到井下进行地层测试,然后同地层联作测试管柱起出,将压力计拆下,通过接口与计算机连接,回放所存储的数据到计算机进行数据处理。在压力计托筒工艺中,压力计托筒一般处于封隔器之上测试阀之下,有时也为了更加真实地取得测试层的地层资料而将压力计托筒下到封隔器之下。压力计托筒有两种不同的形式:内置式和外置式。

1.1内置式

压力计置于压力计托筒内部空间,可以安装两支压力计,压力计托筒与地层测试工具串连下井。这种压力计托筒的优点是:由于有外筒保护,压力计不会受到井壁的碰撞,配备有防震装置,防止压力计在射孔和其它机械震动时损坏压力计。缺点:只能测内压不能测外压,由于受内外径限制,外筒壁不能做得太厚。

1.2外置式

两支压力计置于托筒外槽内,托筒上部有卡环,将压力计卡住,下部其中两个位置有导压孔,可测管柱内部压力。压力计上部接一般胶圈,起减震作用,这种压力计托筒的优点是既可测管柱内压力,又可测管柱外压力,投棒和钢丝作业对压力计完全没有影响。缺点是对压力计保护不够,压力计容易受到井壁撞击而损坏,减震性能与内置式相比要差些。压力计托筒下井测试工艺的特点:施工工艺简单,需要的相关设备少,因此工作可靠易行。缺点:灵活性差,录取数据程序是在地面编好设定的,压力计一旦下井无法改变,无法实时做出压力导数曲线,关井时间长短要靠经验判断。

2高温高压地层测试电子压力计出现的问题

2.1无法通讯

电子压力计和回放软件无法建立信息通道,压力计存储芯片内采集的数据无法通过正常渠道发送到电脑上进行资料处理。无法通讯通常造成两种结果:一是存储芯片损坏,数据破坏丢失;二是通讯渠道损坏,可以重新建立通讯渠道从而获得芯片内的数据,但此数据多为不完全数据。

2.2数据非点

电子压力计的少数或部分采点完全失真,大幅度地偏离正常值,造成整个压力计曲线变形。非点有两种情况,一是少数非点,可以通过修改、删除非点,获得正常测试曲线;二是大量点,修改、删除后测试曲线失真,不能准确解释地层参数。

2.3没有采点或采点不全

有时为了生产需要,电子压力计需要长时间处于地层高温条件下,高温条件很容易造成电子压力计的转换器、电路板、存储系统的损坏,或者电池电量不足造成压力计无法采集数据。

2.4数据漂移

一般来说,电子压力计在地层温度下比在常温条件下走得要慢。电子压力计的时间误差随试油时间的延长而增大,高温造成压力计只能采集到部分有效数据,不能真实地体现地层参数[2]。

3高温高压地层电子压力计测试工艺影响因素

3.1井筒因素

高压油气井测试作业对井筒条件有两个方面的特殊要求:其一,套管应具备较高的气密封能力和抗外挤强度。高压油气井为控制合理的测试压差,一般都需要降低压井液密度后再射孔-测试联作试油,在顶替压井液的过程中有可能发生气层窜入井筒或套管在地层高压作用下外挤变形;特别是在求产过程中若因封隔器或管柱漏失造成气流窜入井筒,再经套管窜入浅表地层,其后果更为严重。其二,要求测试作业时的压井液的热稳定性、悬浮性及流动性能适应高温深井长时间求产测试的要求,避免卡封隔器的事故[3]。

3.2井下工具可靠性

高温高压油气井井深、压力高、气产量高,一些过去常用的测试工具已不能适应测试作业的要求。高温地层对进行测试联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温高压的环境,特别情况下还需要抗硫化氢。在需要射孔的高温地层,为了避免高温使射孔弹药引起自燃提前射孔,需要对工具进行地面耐高温实验。

3.3测试工艺和方法

电子压力计连续录取施工全过程的井下压力、温度数据,但实际上有时测试地层资料并非地层真实压力及温度的反映。压力计下井一般有以下三种情况:

(1)在预探井中进行地层测试,测试管柱均采用测试联作管柱,管柱下深对准射孔井段,压力计位于封隔器上方,离测试地层有一定的距离,获取地层数据需要进行外推。

(2)在生产井或试采井中,管柱下深位于油层上方,压力计位于管柱最下端,尽量贴近油层,获取真实的地层数据。

(3)在裸眼井中进行地层测试,为了防止钻井近井地带的污染进入测试管柱中,测试管柱下深超过油层底界,裸眼完井中不用进行射孔等措施,压力计下深对准油层中部,这样可以获取最真实的地层资料。在试油测试工艺中一般都采用第一种联作管柱模式进行测试,为了避免射孔、酸化和压裂等措施对压力计震动影响,压力计由于位于测试层上部,在保证安全的情况下,压力计尽量贴近封隔器下入。这种联作管柱模式下测试的地层资料并非反映真实的地层资料,需要对压力计数据进行外推及拟合,才能获得地层压力和温度的数据反映,但由于根据所选参数以及建立的模型不一样,所得出外推数据结果也有一定差异。

3.4测试时间

长时间高温高压工作环境是压力计不稳定工作的主要因素。在高温深井中使用电子压力计,主要问题集中在电子压力计的电路板上。由于施工的需要,有时压力计长时间处于高温环境下,电路板在高温环境的工作稳定性由于受高温影响受到很大限制。

3.5压力计采点编程设计

为了满足高标准、高质量的资料录取要求,同时为了采集有效的数据,保证压力计正常工作,在编程设计上,根据不同施工工艺、不同施工阶段对资料的要求程度不同,采取分段设计采点频率;下钻期间采点频率一般设计是60s一个点,对于测试期间采点频率设计为5s一个点,在后期排液期间一般设计30s一个点。

4现场应用与效果分析

南堡5-81井,试油层位Es2+3,该井176#层,测井解释井段4744.6m~4801.6m,2小层厚57m,含气层,孔隙度8.13%,渗透率0.72×10-3μm2。该井进行了油管传输射孔+APR联作测试,射孔井段4760.0m~4765.0m,测试结论为高压低渗透含气层。之后对该层进行了压裂改造措施,并决定进行压后测试。该井管柱结构自下而上为:压力计托筒+开槽尾管+RTTS封隔器+安全接头+RTTS循环阀+提升短节+Φ73mm加厚油管+LPR-N阀×+RDS安全循环阀+提升短节+Φ73mm加厚油管2根+RD循环阀+提升短节+Φ89mm加厚油管444根+Φ89mm加厚油管短节2根;压力计托筒位置4708.43m。本次测试管柱的设计,为了取得地层真实资料,将压力计下封隔器之下,压力计下入位置更加接近测试地层。测试结束后起出压力计,一支现场无法回放出数据,另一支测压数据也出现部分漂移。本次测试井深为4762.5m,实测地层静温为161.3℃,其压后实测压力、温度曲线图如图1所示。从图1中我们可以看到,原设计二开二关测试时间为157h,实际压力计只采集到115h的数据,并且在测试84小时后压力和温度数据出现异常;图中红色代表温度,蓝色代表压力,压力最高值达98MPa,温度最高值达600℃;温度曲线出现异常时间较早,说明虽然压力计下入的位置距油层中部很近,正因为如此受高温(实测温度159.5℃)影响严重,压力计在井下工作时间太长造灵敏度下降,导致压力计数据飘移,不能