卢 齐, 林轶斌, 杨光炼

(1中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2西南石油大学 3中石油川庆钻探工程有限公司试修公司)

LT1井完钻井深6 737 m，地层压力147 MPa，井口关井压力109 MPa。该井采用外径114.3 mm、内径97.18 mm、段长893 m尾管完井，复杂地质条件和井身结构给测试工作带来诸多难题。为保证测试施工安全实施，从井筒评价、工具组合、工艺措施、管柱力学分析等方面进行优化研究并成功实践。

1 测试作业难点

1.1 地层压力高

1.1.1 井筒完整性易遭破坏

LT1井预计测试油压将达到95 MPa，最大关井压力将超过100 MPa，各个工况下井口压力均超过井口套管最高承压。一旦封隔器及管柱串漏都可能会造成上部套管损坏，导致井屏障失效，井完整性遭到破坏，将带来严重的井控风险。

1.1.2 压力控制要求高

综合考虑套管承压和酸化改造泵压，预留给封隔器的平衡压力和APR工具的操作压力窗口较窄，各种环空控制压力设定值存在重叠，施工过程中误操作风险相对较高，需要对环空压力进行精确控制和严密监控。

1.2 套管内径小

LT1井产层段采用外径114.3 mm的小套管，测试工具与套管间隙较小，下部套管变形及管柱卡埋的风险也相应增加。小井眼测试工具因其尺寸限制，抗内压、抗挤毁强度相对较低[1]，各种施工参数也更易达到或超过工具强度极限。施工期间井筒温度及管柱内、外压力变化较大，酸化、放喷等极端情况下可能发生管柱断裂或螺旋屈曲破坏等井下复杂情况。

2 主要技术措施

2.1 井筒完整性评价分析

油气井完整性评价分析的目标是有效防止地层流体无控制流动[1]。基本理念是防患于未然，以保证油气井、人员和环境安全[2]。LT1井为高温高压含硫气井，引入井筒完整性评价对整个测试期间井筒安全进行系统的评价分析，对可能导致井失效的危害因素进行风险评估，有针对性地实施井完整性评价，制定合理的管理制度与防治技术措施，保障施工安全(表1)。

2.2 全工况管柱力学分析

井下测试管柱主要受到鼓胀效应、温度效应、螺旋弯曲效应、轴力效应(包括活塞效应和摩阻效应)等4种效应力的作用，通过管柱静力学计算模型可以得到不同工况下的轴向载荷和形变情况(表2)。

表1 井筒完整性评价表

表2 井筒温度及管柱力力学计算

2.2.1 管柱轴向载荷计算

1)坐封工况。井口设计坐封加压150 kN，经计算，坐封压缩距2.439 m，坐封时管柱屈曲所产生的附加载荷为51.56 kN，满足封隔器坐封。

2)开井工况。封隔器附近因形变产生的附加载荷92.88 kN，此时封隔器有效坐封载荷191.32 kN(产量100×104m3/d)，不会造成管柱永久螺旋屈曲破坏。

3)关井工况。封隔器有效坐封载荷为101.23 kN。

4)酸化工况。在设计酸化排量下(2.5～3 m3/min)，封隔器附近所受拉力164.32 kN，不仅不利于坐封，还可能拉开液压旁通，酸化期间存在油套串通的风险。因此，需要配置伸缩接头，保证封隔器及液压旁通始终处于受压状态。

2.2.2 管柱轴向形变计算

施工中管柱受温度效应明显，放喷排液时伸长1.323 m；酸化时，管柱最大收缩量达到5.281 m，因此在管柱中加入两只伸缩接头(自由行程3 m)，保证考虑坐封压缩距的条件下，封隔器附近始终处于受压状态，改善管柱受力环境。

2.2.3管柱强度校核

采用强度理论来校核井下管柱强度安全性。加入伸缩接头后，不同工况下管柱三轴应力强度安全系数均不小于2.47，从纵向上看，管柱结构合理、强度安全，满足施工要求。

3 工具及管柱设计

3.1 油管组合选择

若单独考虑管柱强度，全部使用厚壁油管，将造成全井管柱轴向静载荷过重，剩余拉力余量不足，导致遇阻解卡施工困难；若为了保证剩余拉力余量充足，使用薄壁油管，又会造成井口段油管抗拉强度不足，在酸化、放喷时，井口段油管可能发生断裂或屈曲破坏[3]。因此，选择外径88.9 mm(壁厚12.09 mm+9.53 mm+6.45 mm)+外径73 mm(壁厚5.51 mm)四种不同油管，满足解封、解卡等特殊作业，同时兼顾大产量测试的需求。

3.2 工具选择

选择Ø60.198 mm APR测试工具，其优势在于：

1)作为小井眼全通径工具(外径79～87 mm)，工具强度能够满足施工要求，且在同等尺寸工具中通径最大，满足大产量测试的需求。

2)功能丰富，能够满足联作测试工艺的需求。

3)工具保持了环空压力操作的特点，操作简便，性能可靠。

3.3 测试管柱优化设计

根据管柱力学分析结果，结合地层条件和施工工艺优化工具组合，遵循结构简单、操作可靠的原则，对测试管柱进行优化设计,见图1。

图1 测试管柱结构

1)优选密封性能及抗硫性能良好的气密封油管。

2)采用双循环单关断的管柱结构。选择同时具备循环、关断功能的高温高压型破裂盘式井下安全循环阀(HTHP-RDS)，增加井控屏障，使油套管始终处于受控状态。

3)因射孔枪与套管间隙小，加入尾管安全接头，放在封隔器以下，防止射孔枪卡埋管柱。

4)根据管柱力学计算结果，加入两只伸缩接头，消除因形变产生的轴向附加载荷，使封隔器及液压旁通始终处于受压状态，改善管柱受力恶劣情况，确保施工安全。

5)使用两支外置偏心式电子压力计托筒放置在不同深度，确保取全取准井下温度压力数据。同时，在强度足够的前提下，还保证了管柱通径一致，避免了缩径节流，降低摩阻，满足酸化改造及大产量测试的需要。

4 工艺优化

4.1 施工工艺

管柱在清水条件下下入，下管柱到位后，电测校深，调整管柱坐封RTTS封隔器。坐封完成后换装采油树，试压合格后进行验封，随后油管内加压射孔，高挤酸化施工，施工完成后进行排液、测试、关井等作业；最后打开RDS阀循环压井，观察平稳后换装井口、解封、起管柱，结束本层测试。

4.2 压力控制优化

由于测试工具以环空压力操作为主。因此，对于工具操作压力参数设置时，要综合套管承压情况、封隔器承压等级、地层压力、改造压力、掏空深度等多方面因素考虑。

(1)设置一级破裂盘，给平衡压力预留充足空间，保证酸化改造泵压达到设计极限，其操作压力值按接近套管最高承压值进行设置。

(2)酸化期间控制平衡压力波动不超过3 MPa。放喷测试及关井期间密切监测油套压力情况，根据温度、压力变化及时泄环空压力。

4.3 压井工艺优化

调整压井液性能，加入抗高温处理剂，保证高温下工作液的稳定性调整压井液性能，进行温度160℃，老化时间240 h的高温稳定性实验。

采用直推法压井，通过油管正挤一个油管容积的压井液，挤注后敞井观察确认不发生溢流或井漏后，环空加压操作RDS阀，沟通油套，切断地层，将RDS阀以上井筒的压井液循环均匀。按井控要求敞井观察无异常后，进行解封、换装井口及起钻等后续操作。

图2 LT1井井下温度压力曲线

5 现场应用

LT1井试油共历时16 d，管柱及封隔器密封良好，酸化后测试日产量百余万方。测试后进行井口关井，井口最大关井压力108.920 MPa。通过对起出的井下电子压力计回放获得的压力温度数据，进行了试井解释，获得了地层参数及产能评价等关键数据，见图2。

6 结论

1)运用井完整性管理保障了“三高”气井作业安全。井完整性管理是一种全新的技术和生产管理理念[4]。它把对地层流体的控制由被动控制变为主动控制，把多个环节分散控制变为整体预控，把抵挡溢流风险变为预测、削减溢流风险[5]，实现了风险探井安全、高效施工。

2)运用管柱力学分析保证了管柱安全。以非稳态热质传递理论为基础[6]，建立井筒温度、压力分布模型，计算全工况下的鼓胀效应、温度效应、螺旋屈曲效应、轴力效应载荷以及局部形变，开展管柱强度校核，保证了井下管柱安全。

3)开展管柱组合优化设计，满足小井眼测试需要。设计了一套以双循环单关断为主要功能的小井眼测试管柱，其中RDS循环阀作为主循环阀和关断阀，液压循环阀作为备用循环阀，具备了分隔油套、循环、测试、测压、泵注等多种功能。本次测试的顺利实施，说明小井眼APR工具能够满足高温、超高压、高含硫等恶劣工况的联作测试要求，扩展了射孔-酸化-测试联作工艺的内涵和应用范围。

4)建立了科学的“三高”井试油工程设计方法。以“试油难点分析、井筒完整性评价、力学校核、管柱组合、施工优化”为主体思路，各环节紧密相关且能互相验证，施工工序安排合理，形成了一套较为成熟、可靠的“三高”井试油设计、施工思路，能够在类似深井小井眼气井测试中推广应用。