彭永洪， 魏 波， 宋雷勇， 王甲昌， 薛 健， 陳 兵, 申川峽

(1中國(guó)石油塔里木油田分公司安全環(huán)保與工程監(jiān)督中心 2中國(guó)石油塔里木油田分公司油氣田產(chǎn)能建設(shè)事業(yè)部)

APR地層測(cè)試技術(shù)是庫(kù)車山前評(píng)價(jià)油氣層的重要手段，利用油管傳輸循環(huán)閥、封隔器、壓力計(jì)等測(cè)試工具至預(yù)定位置，在不動(dòng)管柱的情況下由環(huán)空壓力控制循環(huán)閥實(shí)現(xiàn)井下關(guān)井，錄取地層資料[1-6]。隨著油氣勘探邁向超深層，地層溫度、壓力不斷升高，作業(yè)工況異常復(fù)雜，對(duì)壓井液、工具及配套密封件的要求更高，測(cè)試工具的不適應(yīng)也逐漸凸顯，失敗井次時(shí)有發(fā)生。例如：預(yù)探井克深902井和克深12井在地層測(cè)試時(shí)因測(cè)試閥破裂盤密封圈刺漏，循環(huán)孔提前打開，替液后關(guān)閉E型閥失敗，導(dǎo)致測(cè)試失敗，分別損失作業(yè)時(shí)間14 d和16 d。因此，有必要對(duì)發(fā)生的測(cè)試工具失效問(wèn)題深入研究分析，提出技術(shù)保障措施，提高測(cè)試一次性成功率。

一、地層測(cè)試工具失效分析

收集整理庫(kù)車山前近幾年61口APR測(cè)試井，其中19口井測(cè)試工具失效，失效率占31%，且隨著井深的增加，工具失效率也隨之增加，尤其7 500 m以上的測(cè)試井，工具失效率高達(dá)60%。其中：循環(huán)閥RD、RDS失效率占94%，封隔器失效占6%。

1. 循環(huán)閥失效分析

循環(huán)閥正常工作狀態(tài)是指在設(shè)計(jì)的環(huán)空操作壓力控制范圍內(nèi)打開破裂盤，流體壓力通過(guò)破裂孔作用剪切芯軸剪斷限位銷推動(dòng)芯軸下行，下行同時(shí)啟動(dòng)彈性爪、連接桿、操作臂動(dòng)作，關(guān)閉球閥，球閥完全關(guān)閉時(shí)彈性爪會(huì)在連接桿與差動(dòng)外筒空隙內(nèi)外張開，不再抓牢剪切芯軸，芯軸繼續(xù)下行，使循環(huán)孔打開，實(shí)現(xiàn)井下關(guān)井和循環(huán)壓井作業(yè)(如圖1所示)。

圖1 RDS循環(huán)閥工作原理

循環(huán)閥失效表現(xiàn)為：①破裂盤破裂，剪切芯軸未下行或下行不到位，球閥打開，循環(huán)孔關(guān)閉；②破裂盤未破，剪切芯軸提前下行，球閥關(guān)閉，循環(huán)孔打開。

1.1 測(cè)試壓井液沉淀

庫(kù)車山前超深高壓氣井井況惡劣，井溫高達(dá)150℃以上，測(cè)試壓井液密度需要達(dá)到1.80～2.20 g/cm3，在高溫環(huán)境中長(zhǎng)時(shí)間靜置使壓井液性能變差，形成老化沉淀，易出現(xiàn)沉淀物抱死芯軸或沉積在連接桿與差動(dòng)外筒空隙內(nèi)，阻礙芯軸下行。有時(shí)沉淀物會(huì)在測(cè)試閥破裂盤傳壓孔處沉實(shí)，使環(huán)空操作壓力無(wú)法打開破裂盤。

1.2 密封圈失效

密封圈是測(cè)試工具保持密封的重要配件，一旦受損，就會(huì)失封，無(wú)法在剪切芯軸壓差面積上形成有效壓差，推動(dòng)芯軸下行。總結(jié)密封圈失效有三種形式：地層溫度超過(guò)或接近密封圈的耐溫極限出現(xiàn)碳化而降低使用壽命、密封圈不具備防內(nèi)爆性能出現(xiàn)鼓脹、密封圈安裝時(shí)機(jī)械受損。

1.3 芯軸卡死

三口井RD閥在設(shè)計(jì)環(huán)空操作壓力下未正常運(yùn)行，起出檢查發(fā)現(xiàn)芯軸、彈性爪卡死在差動(dòng)外筒上，造成RD閥循環(huán)孔打開失敗。分析認(rèn)為：芯軸下行的啟動(dòng)速度太快、慣性力大，下行時(shí)未帶彈性爪一起下行，而將彈性爪擠入芯軸與差動(dòng)外筒的5 mm間隙內(nèi)卡死，反向阻礙芯軸下行，使其下行不到位。

1.4 破裂盤密封件刺漏

克深902井、克深12井現(xiàn)場(chǎng)裝配循環(huán)閥破裂盤時(shí)，破裂盤安裝槽上存在肉眼難以發(fā)現(xiàn)的微小砂礫，使破裂盤密封件與安裝槽之間存在間隙，替液時(shí)在高的環(huán)空壓力下刺漏，使流體壓力提前作用剪切芯軸下行，露出循環(huán)孔，投球關(guān)閉E型替液閥失敗。

2. 封隔器失效分析

克深131井RDS循環(huán)閥井下關(guān)井后，地面采用?5 mm固定油嘴控壓反循環(huán)脫氣，反循環(huán)至進(jìn)出口密度一致時(shí)，油壓突然下降為0。繼續(xù)反循環(huán)，泵壓3 MPa，油壓0 MPa，此時(shí)地面的供液管線崩開，地面緊急關(guān)井，油壓由0 MPa緩慢漲至20 MPa，套壓0 MPa，后油套壓同時(shí)上漲，油壓由20 MPa升至56 MPa，套壓由0 MPa漲至40 MPa，判斷油套竄通。起出工具檢查，封隔器水力錨兩處錨爪和本體刺損嚴(yán)重，水力錨密封圈碳化變硬，試水壓漏水明顯。現(xiàn)場(chǎng)分析：反循環(huán)脫氣時(shí)，水力錨錨爪處于收縮狀態(tài)，油壓突然下降為0，此時(shí)水力錨承受33 MPa壓差，瞬間伸出，且在井溫176℃環(huán)境下，密封圈碳化變硬，使密封性降低，造成刺漏水力錨錨爪。

二、測(cè)試工具失效控制措施研究

1. 循環(huán)閥失效控制措施

1.1 測(cè)試壓井液沉淀解決措施

針對(duì)測(cè)試壓井液分層、沉淀使循環(huán)閥失效問(wèn)題，決定從優(yōu)選評(píng)價(jià)測(cè)試壓井液性能、壓井液易沉淀處填充高溫高壓黃油兩個(gè)方法解決：

(1)目前采用的測(cè)試壓井液主要為油基壓井液、超微重晶石、有機(jī)鹽壓井液。下測(cè)試管柱前，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的壓井液進(jìn)行老化實(shí)驗(yàn)與配伍性實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)其抗高溫穩(wěn)定性與沉降穩(wěn)定性，滿足高溫(比地層溫度高10℃～15℃)條件下靜置烘烤15 d后，未形成老化分層、加重材料硬性沉淀，且滿足密度、黏度、切力等指標(biāo)要求為合格，三種壓井液體系性能指標(biāo)要求分別如表1～表3所示。

表1 油基壓井液性能指標(biāo)

表2 超微重晶石性能指標(biāo)

表3 有機(jī)鹽壓井液性能指標(biāo)

(2)加工注脂接頭，在循環(huán)閥芯軸、連接桿與差動(dòng)外筒空間內(nèi)，壓井液易沉淀處填充高溫黃油，占滿空間，防止壓井液沉淀物或地層雜質(zhì)進(jìn)入外筒與芯軸間隙內(nèi)造成堵塞。

1.2 密封圈失效控制措施

針對(duì)密封圈失效問(wèn)題，從優(yōu)選、評(píng)價(jià)再到保管、安裝全面把關(guān)，確保密封圈的密封性。

(1)對(duì)于高溫密封圈碳化問(wèn)題，總結(jié)常用密封圈的耐溫性能，根據(jù)地層溫度、流體性質(zhì)優(yōu)選滿足長(zhǎng)期耐溫條件的密封圈。溫度低于177℃的井優(yōu)選Viton600氟化橡膠密封圈，等于或高于177℃的井，優(yōu)選Chemraz全氟醚密封圈。

(2)對(duì)于Chemraz密封圈不抗內(nèi)爆鼓脹問(wèn)題，通過(guò)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)與資料調(diào)研，發(fā)現(xiàn)使用的Chemraz555系列密封圈硬度較低(硬度80)、不抗內(nèi)爆，系統(tǒng)突然減壓，進(jìn)入橡膠內(nèi)部的氣體分子逃逸形成鼓脹。優(yōu)選高硬度(硬度95)、抗內(nèi)爆的Chemraz 526系列密封圈，解決了密封圈不防內(nèi)爆問(wèn)題。

(3)對(duì)于密封圈機(jī)械刮傷問(wèn)題，嚴(yán)格執(zhí)行倉(cāng)庫(kù)密封件管理規(guī)定，要求密封圈在低溫、避光、干燥環(huán)境下保存，不同規(guī)格的密封圈需分別存放，對(duì)過(guò)期的密封圈不再使用，確保密封圈在出庫(kù)時(shí)的完好性。組裝時(shí)安排專業(yè)、熟練人員安裝，均勻涂抹好潤(rùn)滑脂，將緩沖墊套在芯軸密封圈上，以保護(hù)密封圈受外力損壞，同時(shí)平緩用力下壓差動(dòng)外筒，使均勻受力，通過(guò)密封圈時(shí)緩慢，上扣時(shí)保持芯軸處于居中位置。

1.3 芯軸卡死控制措施

(1)針對(duì)流體壓力作用使芯軸下行的啟動(dòng)速度快、慣性力大造成的芯軸、彈性爪卡死在差動(dòng)外筒的現(xiàn)象，經(jīng)過(guò)多方研究決定對(duì)破裂盤傳壓孔倒角、孔徑進(jìn)行改進(jìn)。具體方法：①倒角由90°改為45°，改變流體壓力的作用方向，避免作用力直接作用芯軸，通過(guò)角度變化使作用力先向上，后向下，減緩流體壓力對(duì)芯軸的沖擊力和芯軸下行的撞擊力;②孔徑由9 mm改為3 mm，減小過(guò)流面積，有利于降低芯軸下行的啟動(dòng)速度和慣性力。

(2)采購(gòu)工具時(shí)注意購(gòu)置整套工具，避免循環(huán)閥芯軸與差動(dòng)外筒不是同批次生產(chǎn)，造成加工誤差。同時(shí)廠房保養(yǎng)維護(hù)時(shí)，注意不要混用部件，檢查芯軸是否有變形情況。

1.4 破裂盤密封件刺漏控制措施

為防止破裂盤密封件裝配不到位刺漏再發(fā)生，增加對(duì)破裂盤裝配到位性檢驗(yàn)與密封性檢測(cè)。

(1)引進(jìn)“塑性規(guī)”，由可塑性變形的特殊材質(zhì)制成，通過(guò)預(yù)裝標(biāo)記檢驗(yàn)破裂盤密封件是否裝配到位的專用工具[7]，避免破裂盤安裝槽面有微小砂礫等雜質(zhì)存在，造成密封件安裝不到位刺漏。

(2)為進(jìn)一步驗(yàn)證破裂盤密封性，決定對(duì)破裂盤進(jìn)行“兩級(jí)試壓”檢測(cè)，在車間做氮?dú)庠噳涸囼?yàn)，入井前再試水壓試驗(yàn)。

2. 封隔器失效控制方法

放噴排液、循環(huán)脫氣時(shí)，地面采用可調(diào)式節(jié)流閥+動(dòng)力油嘴組合控壓方式，其中可調(diào)式節(jié)流閥控制圈數(shù)少，可起到固定油嘴控壓作用，且具有可調(diào)節(jié)優(yōu)勢(shì)；動(dòng)力油嘴控制圈數(shù)多，且抗刺能力強(qiáng)，可實(shí)行精細(xì)控壓，這種控壓組合方式可在井筒堵塞等異常情況下實(shí)現(xiàn)快速調(diào)節(jié)功能，降低壓力波動(dòng)，減小封隔器水力錨的動(dòng)作次數(shù)。同時(shí)根據(jù)地層溫度、流體性質(zhì)選擇密封圈，確保水力錨錨爪在多次動(dòng)作后密封圈的完好性。

三、應(yīng)用實(shí)例

1. 測(cè)試井概況

ZQ1井是塔里木盆地庫(kù)車坳陷的一口風(fēng)險(xiǎn)探井，完鉆井深6 316 m，完鉆層位白惡系巴什基奇克組未穿。采用寶鋼BG140V ?127 mm封隔油層套管(5 563.73～6 316 m)，懸掛在?177.8 mm套管內(nèi)，?177.8 mm套管未回接至井口，上部為?244.48 mm套管。根據(jù)鉆井液密度、井漏、鄰井情況及中途測(cè)試資料回歸計(jì)算預(yù)測(cè)地層壓力系數(shù)2.0，地層壓力120.03 MPa，地層溫度156℃。

2. 測(cè)試方案及工序

通過(guò)方案討論與技術(shù)論證，決定采用APR測(cè)試工藝對(duì)井段6 073～6 182 m進(jìn)行地層測(cè)試，落實(shí)ZQ1號(hào)構(gòu)造白惡系巴什基奇克組流體性質(zhì)、產(chǎn)能及溫壓資料。通刮洗井后，在密度2.05 g/cm3壓井液中對(duì)井段6 073～6 182 m進(jìn)行鉆桿傳輸射孔，射孔跨度109 m，厚度84 m/5層。射孔后，下入?127 mm RTTS測(cè)試封隔器五閥一封測(cè)試管柱，環(huán)空操作循環(huán)閥對(duì)射孔段進(jìn)行地層測(cè)試，錄取地層資料。

3. 控制措施

(1)根據(jù)地層壓力系數(shù)及平衡地層壓力的要求，優(yōu)選鉆井時(shí)密度2.05 g/cm3一致的壓井液，對(duì)2.05 g/cm3油基鉆井液進(jìn)行配伍性試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)所用的油基鉆井液與測(cè)試工作液不配伍，決定采用2.05 g/cm3的超微重晶石替換油基鉆井液作為測(cè)試壓井液，并對(duì)超微重晶石壓井液進(jìn)行老化試驗(yàn),評(píng)價(jià)壓井液的抗高溫穩(wěn)定性和沉降穩(wěn)定性，在比預(yù)測(cè)地層溫度高10℃的保溫箱內(nèi)烘烤15 d，玻璃棒自由下落到底，有軟性沉淀，無(wú)加重材料硬性沉淀，說(shuō)明壓井液性能穩(wěn)定，滿足下入測(cè)試管柱和操作測(cè)試工具的性能要求。

(2)優(yōu)選具有良好作業(yè)記錄的測(cè)試工具，根據(jù)地層溫度及流體性質(zhì)選用氟橡膠Viton600系列密封圈，能夠滿足該井的測(cè)試要求。組裝時(shí)安排經(jīng)驗(yàn)豐富人員按照工具裝配圖紙和說(shuō)明將選用的密封圈和支撐環(huán)安裝在規(guī)定的位置上，注意支撐環(huán)安裝順序，在芯軸的第二道密封圈和第三道密封圈涂抹硅油，其他密封圈和絲扣連接處涂抹適量的潤(rùn)滑脂。將上接頭固定在虎鉗上，擦拭上接頭內(nèi)部的密封面保持清潔干凈，內(nèi)部不涂抹潤(rùn)滑脂，將裝好密封圈的剪切芯軸插入上接頭，然后在芯軸和上接頭上安裝差動(dòng)外筒。第三道密封圈與第四道密封圈之間的空氣腔區(qū)域內(nèi)禁止涂抹潤(rùn)滑脂，潤(rùn)滑脂會(huì)阻礙工具的正常運(yùn)行，需保持空氣腔的清潔，差動(dòng)外筒安裝到位后，在芯軸與差動(dòng)外筒的空隙內(nèi)填充高溫高壓黃油。用試壓專業(yè)工具和試壓泵在破裂盤傳壓孔處打壓，觀察芯軸下行時(shí)的壓力，若壓力大于21 MPa，拆開查找原因。芯軸運(yùn)行正常后，安裝彈性爪、操作臂、球閥、下接頭等部件。

(3)工具組裝完后，對(duì)工具內(nèi)壓和空氣腔分別做氮?dú)庠噳?0 MPa，對(duì)破裂盤做氮?dú)庠噳?0 MPa，穩(wěn)壓15 min，觀察各連接處、循環(huán)孔、破裂盤傳壓孔是否有氣泡溢出。上井前在廠房進(jìn)行試水壓試驗(yàn)，循環(huán)閥打壓至額定工作壓力，穩(wěn)壓15 min，壓降小于0.7 MPa為合格。單獨(dú)對(duì)破裂盤打壓至設(shè)定值的80%，壓降小于0.7 MPa為合格。

(4)測(cè)試封隔器水力錨、密封圈也選用氟橡膠Viton600系列密封圈，滿足該井測(cè)試的溫度要求。地面流程選用140 MPa的超Ⅰ類雙級(jí)多功能管匯組合，放噴排液時(shí)采用可調(diào)式節(jié)流閥+動(dòng)力油嘴多級(jí)組合控壓方式。入井前再次確認(rèn)封隔器凸耳在J型槽短槽內(nèi)，保證封隔器的坐封成功率。

(5)循環(huán)閥破裂盤選用倒角45°、孔徑3 mm的改進(jìn)破裂盤?，F(xiàn)場(chǎng)安裝時(shí)采用塑性規(guī)驗(yàn)證破裂盤安裝的到位性，試水壓再次確認(rèn)破裂盤的密封性，滿足測(cè)試工具的入井要求。

(6)為確保測(cè)試成功率，在測(cè)試管柱中配置兩個(gè)RDS安全循環(huán)閥滿足井下關(guān)井的雙保險(xiǎn)，增加液壓循環(huán)閥作為RD循環(huán)閥的備用閥，若RD閥失效可以通過(guò)上提管柱打開液壓循環(huán)閥的循環(huán)孔，實(shí)現(xiàn)循環(huán)壓井、解封封隔器的作用[8]。

4. 應(yīng)用成果

ZQ1井通過(guò)有效的技術(shù)保障措施，確保各工具的正常運(yùn)行，成功完成地層流體性質(zhì)、產(chǎn)能及溫壓資料的錄取。電子壓力計(jì)測(cè)點(diǎn)深度6 064.18 m，實(shí)測(cè)地層壓力120.56 MPa、地層溫度151.97℃。起出工具檢查，RDS、RD循環(huán)閥芯軸間隙無(wú)壓井液的硬性沉淀，芯軸下行到位，密封圈表面完好，封隔器水力錨、密封圈、膠筒完好。

建立的APR測(cè)試工具技術(shù)保障措施已成功支撐庫(kù)車山前完成12口超深高溫高壓井的測(cè)試作業(yè)任務(wù)，測(cè)試工具成功率達(dá)到100%。

四、結(jié)論

(1)通過(guò)對(duì)庫(kù)車山前61口測(cè)試井的工具失效統(tǒng)計(jì)分析，總結(jié)出測(cè)試壓井液、工具密封圈、芯軸、破裂盤是時(shí)常造成循環(huán)閥失效的主要原因，封隔器水力錨是受內(nèi)外壓差控制進(jìn)行動(dòng)態(tài)伸縮，地面壓力控制不穩(wěn)易造成水力錨的多次伸縮，影響其密封性。

(2)根據(jù)工具失效原因，從工具購(gòu)置、保養(yǎng)、安裝、檢測(cè)、壓井液性能評(píng)估、密封圈選用、破裂盤改進(jìn)等多個(gè)方面提出針對(duì)性技術(shù)控制措施，保障工具的可靠性；從工藝技術(shù)方面，管柱配置中增加RDS、RD循環(huán)閥的備用閥，提高一次測(cè)試成功率。

(3)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，通過(guò)工具、工藝技術(shù)保障措施，使工具失效率由研究前的31%降低為0，有力支撐了研究后12口超深高溫高壓氣井的測(cè)試任務(wù)。