翟振雨

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司測試公司，北京 100101）

1 油氣井測試工藝新技術(shù)及其要點分析

1.1 TCP與DST聯(lián)作測試技術(shù)

1.1.1 精選射孔器材工藝方法

在TCP 技術(shù)中，首先要根據(jù)油氣井測試工程實際情況與具體測試要求，合理選擇與之相適宜的射孔器材及射孔工藝，才能使得該新技術(shù)的優(yōu)勢效用得到充分發(fā)揮。以某高溫高壓油氣井的完井測試為例，其井身結(jié)構(gòu)采用244mm、175mm 和114mm 的三級套管，為有效保障測試安全同時盡可能避免出現(xiàn)射孔后卡槍等情況，可以選擇使用73mm 射孔槍并將其抗內(nèi)壓設(shè)定在120MPa。根據(jù)射孔槍的具體尺寸及套管井段與地層溫度，對射孔彈進行精選。例如：套管井段分別為114mm 與175mm 時，其相對應(yīng)的射孔彈應(yīng)當(dāng)分別為73彈與127彈，如果射孔彈需要在不超過125℃的地層溫度環(huán)境下滯留10h 以內(nèi)，則建議選用RDX 射孔彈。如果地層溫度在150℃以上，則建議選用HTX、HNS 等具有較高抗高溫性能的射孔彈。在射孔工藝選用中，如果油氣井地層壓力系數(shù)超過1.4，則直接使用清水作為測試液墊即可。如地層壓力系數(shù)只有大約1.2且地層較淺，則其液墊可選用柴油。在該高溫高壓油氣井測試中，工作人員在立足實際的基礎(chǔ)上，選用雙火藥延時點火頭，井口正加壓15MPa，等待2min 使得延時點火頭完全起爆之后，進行井口卸壓。此時，火藥延遲時間為10min，工作人員將射孔槍引爆即可有效實現(xiàn)復(fù)壓射孔。

1.1.2 合理優(yōu)化測試管柱結(jié)構(gòu)

1.1.2.1 優(yōu)化聯(lián)作測試管柱結(jié)構(gòu)

考慮到高溫高壓油氣井的特殊性，為防止其出現(xiàn)泄漏等問題，在優(yōu)化聯(lián)作測試管柱結(jié)構(gòu)時，首先要合理選用測試油管，如在某高溫高壓油氣井測試當(dāng)中，根據(jù)其具體測試要求，工作人員最終選用的測試油管是89mm 抗硫材質(zhì)扣油管，該種測試油管中借助圓錐體過盈配合形成線接觸而負(fù)責(zé)主密封的螺紋，以及用于輔助密封的端面緊密接觸共同構(gòu)成，作為連接的絲扣呈斜梯形，同樣可以有效加強油管密封。當(dāng)前，在油氣井測試中常用的測試工具主要包括MFE、HST 以及APR，其中前兩者多用于裸眼井、低產(chǎn)套管井的測試，APR 則運用環(huán)空加壓與卸壓的方式實現(xiàn)開關(guān)井，其一般在高壓或高產(chǎn)套管井測試中較為常用。此次在優(yōu)化TCP 與DST 聯(lián)作測試管柱結(jié)構(gòu)中，設(shè)計使用EE 級別的防硫APR 硫測試工具，其內(nèi)通徑為57mm，有助于控制井底節(jié)流和地層流體阻力。配合使用RTTS 系列全通徑測試工具，以及具有良好耐高溫特性與抗硫材質(zhì)的密封圈。

1.1.2.2 射孔測試酸化聯(lián)作管柱

在TCP 與DST 聯(lián)作測試新技術(shù)中，射孔和測試以及酸化聯(lián)作，可以有效完成高溫高壓油氣井測試工作。在其管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計中，管柱首端為氣密封扣抗硫油管與伸縮節(jié)、下設(shè)鉆鋌與RD 循環(huán)閥，再設(shè)置放射性定位接頭，繼續(xù)下設(shè)鉆鋌與壓力計托筒，依次設(shè)置RD 安全循環(huán)閥、滑套式放樣閥以及LPR-N 閥，在加設(shè)另一個壓力計托筒的基礎(chǔ)上，分別設(shè)置RD取樣器與液壓循環(huán)閥。其下設(shè)置BJ 震擊器與RTTS 系列的安全接頭與封隔器，再設(shè)置減震器與篩管，最后分別設(shè)置兩個壓力延時點火頭，其中間位置處設(shè)置射孔槍，最后與槍尾進行組合共同構(gòu)成該聯(lián)作測試管柱。經(jīng)過優(yōu)化后的管柱結(jié)構(gòu)中，設(shè)計使用的RTTS 封隔器可以在長時間的高溫高壓條件下保持良好密封性，為后續(xù)射孔酸壓施工創(chuàng)造良好條件。設(shè)置伸縮節(jié)則可以實現(xiàn)對管柱受熱膨脹后的伸長量進行靈活調(diào)節(jié)，確保測試管柱安全可靠。在該管柱結(jié)構(gòu)中，通過分別在徑向與縱向上設(shè)置減震器，也可以在對壓力計進行有效保護的同時，將射孔槍起爆對管柱造成的震動影響降至最小。

1.2 科學(xué)設(shè)定測試參數(shù)

1.2.1 射孔參數(shù)

為使得TCP 與DST 聯(lián)作測試工藝技術(shù)可以在油氣井測試中充分發(fā)揮自身優(yōu)勢效用，還需要相關(guān)工作人員根據(jù)實際情況，嚴(yán)格遵循相關(guān)技術(shù)規(guī)程規(guī)定，科學(xué)設(shè)定相應(yīng)的測試參數(shù)。如在某高溫高壓油氣井完井測試的射孔參數(shù)設(shè)定中，工作人員選用了穿深可達(dá)640mm 以上，孔徑為8mm 的73射孔槍及相對應(yīng)的射孔彈，將射孔相位角設(shè)定為60°，呈螺旋式布孔?？酌芸刂圃诿棵?0孔，射孔復(fù)壓則設(shè)定在10～20MPa。針對工程中的175mm 套管井，工作人員則選擇使用127槍彈，孔密控制在每米40孔，孔徑為φ12mm，耐壓值設(shè)定為140MPa。

1.2.2 管柱參數(shù)

對于高溫高壓油氣井，在設(shè)定其測試管柱參數(shù)時，要對其進行強度校核。要求相關(guān)工作人員對包括套管強度、井內(nèi)流體在內(nèi)的各種因素以及可能引發(fā)管柱發(fā)生形變的因素進行充分考慮。借助專門的工具軟件與測試系統(tǒng)高效精準(zhǔn)地完成測試管柱強度校核，從而確保管柱安全可靠。如在該高溫高壓油氣井中，油管尺寸為114mm 和89mm 時，當(dāng)其下深均為4 500m，鋼級與扣型均為L80和氣密扣時，二者的抗內(nèi)壓分別為83MPa、71MPa，其抗外壓則各為87MPa 與74MPa，兩個油管的額定抗拉強度則分別為1 750kN 與920kN。二者抗拉安全系數(shù)分別為5.60與4.12.由于上述參數(shù)均與測試管柱強度校核要求值相符，因此，可直接將其作為該高溫高壓油氣井測試中的測試管柱參數(shù)。

1.3 優(yōu)化地面測試流程

1.3.1 優(yōu)選控制頭管匯臺

如果預(yù)測最高關(guān)井井口壓力不足35MPa，選用的管匯節(jié)流控制等級應(yīng)當(dāng)為一級，如果該井口壓力值在35～70MPa，則選用的管匯節(jié)流控制等級應(yīng)為二級，當(dāng)預(yù)測最高關(guān)井井口壓力在70MPa 以上，需使用三級管匯節(jié)流控制。在某高溫高壓油氣井測試中，鑒于最高關(guān)井井口壓力大約為30MPa，因此使用一級管匯節(jié)流控制，配合使用HH 級WOM 控制頭，管匯臺則為EE 級。

1.3.2 合理選定管線設(shè)備

在將TCP 與DST 聯(lián)作測試技術(shù)引入油氣井測試工程中時，也應(yīng)當(dāng)依照抗沖蝕產(chǎn)能對測試流程管線尺寸進行合理選擇，從而確保測試的安全可靠。例如在某高溫高壓油氣井中，當(dāng)入口溫度與相對密度分別為20℃和0.56時，在入口壓力為2MPa的情況下，管線內(nèi)徑分別為62mm 與76mm 所對應(yīng)的通過氣量分別為70.2（104m3/d）與100.0（104m3/d）。在入口壓力均為7MPa 且不改變管線內(nèi)徑的情況下，兩種管線內(nèi)徑對應(yīng)的通過氣量分別可以達(dá)到139.0（104m3/d）與197.1（104m3/d）。而當(dāng)入口壓力達(dá)到10MPa 時，管線內(nèi)徑為62mm 與76mm 對應(yīng)的通過氣量則分別為169.3（104m3/d）和239.0（104m3/d）。由此可見該油氣井選擇使用89mm 管線，其通過氣量與規(guī)定要求相符，可有效幫助完成油氣井測試工作。

1.3.3 加強安全監(jiān)測管控

在油氣井測試中，以TCP 與DST 聯(lián)作測試技術(shù)為代表的新工藝技術(shù)在對測試進行監(jiān)測與管控時，其主要運用信息化的數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)完成包括溫度、壓力等在內(nèi)的各項信息數(shù)據(jù)的實時采集。與此同時，通過將智能監(jiān)控裝置安裝在井口等關(guān)鍵位置處，可以對其進行全程、不間斷監(jiān)控，一旦監(jiān)測發(fā)現(xiàn)實測值與規(guī)定參數(shù)值不符，將會自動發(fā)出報警信息提醒操作人員注意。如該高溫高壓油氣井在監(jiān)測與管控測試過程時，一方面，使用專業(yè)儀器設(shè)備如巴頓記錄儀、高精度流量計等，配合使用信息化數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，用以實時采集各項監(jiān)測信息數(shù)據(jù)，及時發(fā)現(xiàn)其中的異常情況并有針對性地進行科學(xué)處理。另一方面，在局域網(wǎng)的作用下，通過將ESD 系統(tǒng)即緊急關(guān)閉系統(tǒng)引入油氣井測試中，一旦監(jiān)測出現(xiàn)異常情況，該系統(tǒng)可迅速將上游壓力源自動截斷，關(guān)閉液壓安全閥并自動切斷井內(nèi)流動，避免影響測試工作的正常進行。

1.3.4 科學(xué)優(yōu)化地面流程

在油氣井測試新工藝技術(shù)中，多選用EE 級地面流程。在該流程中，井口控制頭或是采油樹直至燃燒器，可全程實現(xiàn)完全密閉，從源頭上避免出現(xiàn)泄漏問題。例如在某高溫高壓油氣井測試中，分別采用105MPa 和35MPa 的高壓與低壓管線，在主流程中配置有全套數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、法蘭管線以及分離器等，該地面測試流程的主要構(gòu)成包括井口控制與節(jié)流系統(tǒng)、分離與計量系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等。

2 油氣井測試工藝新技術(shù)的未來發(fā)展趨勢

2.1 工藝更加智能化

在我國科學(xué)技術(shù)水平的逐步提升下，未來油氣井測試工藝技術(shù)將更加智能化、信息化，可以更好地滿足多樣化的油氣井測試需求，并保障測試結(jié)果的真實、精準(zhǔn)。

（1）可以根據(jù)實際測試需要，采用更多專業(yè)的智能化監(jiān)測儀器設(shè)備與智能測試工具，將其下入至井筒內(nèi)，用以實時監(jiān)測獲取壓力、溫度等在內(nèi)的各項信息數(shù)據(jù)。

（2）可以運用如PLC 即可編程控制技術(shù)在內(nèi)的智能化控制技術(shù)，對井下設(shè)置的各個測試工具進行自動、智能控制，使其能夠在自動完成各項信息數(shù)據(jù)的監(jiān)測與采集之后，可以直接反饋至控制中心，依托數(shù)據(jù)庫等工具軟件對其進行深入挖掘與分析，以便幫助工作人員全面了解油氣井測試情況，制定出正確的決策決議。

2.2 功能更加多樣化

未來我國油氣井測試工藝技術(shù)還將朝著功能多樣化的方向繼續(xù)發(fā)展。例如：上文提及的TCP 與DST 聯(lián)作測試技術(shù)，便是通過將射孔與酸化等工藝進行有機整合，并根據(jù)油氣井實際測試要求，根據(jù)相關(guān)技術(shù)規(guī)程規(guī)定對聯(lián)作測試管柱結(jié)構(gòu)進行優(yōu)化設(shè)計。配合使用性能強大、功能完善的各種現(xiàn)代測試設(shè)備，如可以同時具備除砂器功能與三項分離器功能的多項分離器，兼具油管試壓法、壓力計托筒等功能的智能測試閥等，進而在有效管控井下開關(guān)井的同時，也可以隨時隨地完成地層壓力與溫度等重要測試數(shù)據(jù)的采集，為油氣井勘探開發(fā)等提供真實可靠的參考依據(jù)。

2.3 要求更加嚴(yán)格化

在我國大力提倡綠色可持續(xù)發(fā)展理念下，對于油氣井測試的要求也將愈發(fā)嚴(yán)格。為了實現(xiàn)綠色油氣井建設(shè)與發(fā)展，其各項測試工藝技術(shù)也將朝著綠色、安全、可持續(xù)的方向發(fā)展。例如：選用的各項測試工藝技術(shù)均要與國家規(guī)定的安全環(huán)保要求相符合，在現(xiàn)場使用油氣井測試新工藝技術(shù)時，需要為其配置齊全的各項安全環(huán)保設(shè)施設(shè)備，同時，工作人員也需要定期對油氣井測試展開安全環(huán)保檢查。

3 結(jié)束語

綜上所述，在實際開展油氣井測試時，相關(guān)工作人員應(yīng)當(dāng)充分結(jié)合項目實際與具體測試需要，認(rèn)真遵循國家相關(guān)規(guī)定及標(biāo)準(zhǔn)要求，合理選擇與之相適應(yīng)的油氣井測試工藝技術(shù)，并對其中的各項關(guān)鍵要點進行嚴(yán)格控制。未來，我國還需要繼續(xù)加強對油氣井測試工藝技術(shù)的開發(fā)與研究力度，探索更多智能化、功能多樣且具有較高安全可靠性的綠色油氣井測試新工藝技術(shù)，由此獲得更理想的油氣井測試成效。