高温高压含硫气藏测试技术的几个关注问题.

1、12u前 言u产能与压力恢复测试有机结合取准取全资料u高温高压测试技术u完井管柱u高产能气井测试井口压力异常分析 u水合物的预测与防止3u国内外高温高压气藏的情况国内外高温高压气藏的情况目前，国内外对高温高压井的概念没有做出统一的解释和规定。哈里伯顿公司规定地层压力达到70MPa，或地层温度达到150以上为高压高温井 , 斯伦贝谢、挪威能源公司规定地层压力达到105MPa以上，或井低温度达到210 以上为高压高温井。根据我国实际情况，认为地层压力 105MPa或地层温度 150、含H2S 3 %、含CO2 3 %的油气井为高压高温井。前前 言言4u国内外高温高压气藏的情况国内外高温高压气藏的情

2、况国际高温高压井协会、中国石油天燃气总公司将高温国际高温高压井协会、中国石油天燃气总公司将高温高压井统一定义默认为：把井口压力大于高压井统一定义默认为：把井口压力大于70MPa70MPa（或（或者是井底压力大于者是井底压力大于105MPa105MPa）、井底温度大于）、井底温度大于150150定定义为高温高压井；把井口压力大于义为高温高压井；把井口压力大于105MPa105MPa（或者是井（或者是井底压力大于底压力大于140MPa140MPa），井底温度大于），井底温度大于170170定义为超定义为超高温压井。高温压井。前前 言言5前前 言言u国内外高温高压气藏的情况国内外高温高压气藏的情况高

3、温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采都与普通井有很大区别。高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采都与普通井有很大区别。为此国际上大的油公司并吸收了一部分国际性的服务公司斯仓贝谢为此国际上大的油公司并吸收了一部分国际性的服务公司斯仓贝谢（SchlumbergerSchlumberger）、哈里伯顿（）、哈里伯顿（HalliburtonHalliburton）、贝克休斯（）、贝克休斯（BakerBaker）、艾）、艾克斯普洛（克斯普洛（ExproExpro）等，成立了国际高温高压井协会。协会以定期或不定）等，成立了国际高温高压井协会。协会以定期或不定期的方式召开研讨会，交流研讨高温高压

4、井的钻井、测井、测试及试采技期的方式召开研讨会，交流研讨高温高压井的钻井、测井、测试及试采技术。该协会规定：经过高温高压井的协会认可的服务公司才具备对高温高术。该协会规定：经过高温高压井的协会认可的服务公司才具备对高温高压井提供钻井、测井、试油及试采技术服务的资格。压井提供钻井、测井、试油及试采技术服务的资格。6u国外高温高压井实例：由德士古（由德士古（TexacoTexaco）和英国石油（）和英国石油（BPBP）公司共同开发的）公司共同开发的ErkineErkine油田位于油田位于苏格兰阿伯丁东面苏格兰阿伯丁东面160160英里（英里（256km256km）油田于）油田于19811981年被

5、发现，测试时井年被发现，测试时井口关井压力口关井压力73MPa73MPa、井底压力、井底压力97MPa97MPa，井底温度，井底温度175175，由于当时的开，由于当时的开采技术受到限制，直至采技术受到限制，直至19941994年才认真考虑开发该油田。年才认真考虑开发该油田。19971997年年1212月第一月第一口井正式投产，由于口井正式投产，由于ErkineErkine油田的成功投产，为北海油田的成功投产，为北海HPHTHPHT井打了开发之井打了开发之路，这包括后来的路，这包括后来的shearwater,puffin,Elginshearwater,puffin,Elgin和和Frakli

6、nFraklin油田。通过这些油田油田。通过这些油田的钻探及开发制定了一系列高温高压井的钻井、测试、开采标准。的钻探及开发制定了一系列高温高压井的钻井、测试、开采标准。前前 言言7u国内高温高压井实例-迪那凝析气藏 迪那迪那11 11井下第三系井段井下第三系井段551855185549m5549m测试，日产凝析油测试，日产凝析油70m70m3 3/d/d，日产气，日产气11611610104 4mm3 3/d/d，井口流动压力，井口流动压力57MPa57MPa，关井，关井压力高达压力高达94.5MPa94.5MPa，地层压力，地层压力110.47MPa110.47MPa，也是一口超高压，也是一

7、口超高压高温井。高温井。迪那迪那2 2井处理完井喷事故后进行测试，日产凝析油井处理完井喷事故后进行测试，日产凝析油131m131m3 3/d/d，日产气日产气21821810104 4mm3 3/d/d，关井压力高达，关井压力高达85MPa85MPa，地层压力，地层压力101.5MPa101.5MPa，是超高压高温井。，是超高压高温井。前前 言言8前前 言言9u河坝河坝1 1井属于超高压高温气井井属于超高压高温气井前前 言言井号河坝1井川涪82井河坝1井层位飞三嘉一段飞二段飞三测试日期2005.4.185.51987.10.21232006.12.2025测试方式射孔测试裸眼中途简易测试射孔测

8、试测试层段(m)4970.0-4984.04636.02-50254970.0-4984.0测试层中部深度 (m)49774830.514977测试层中部海拔深度(m)45034503测试结果地层压力情况关井时间(h)290290最大关井稳定压力（MPa）111.03111.03气层拟合最大压力(MPa)111.11111.11压力系数2.282.28产量情况稳定时间(h)90.05稳定气产量（104m3/d）29.6086.5无阻流量（104m3/d）31.3400.3水产量（m3/d）/11/试井解释参数有效渗透率(10-3um2)2.80 2.80 表皮系数63.49.7储容比(m3/M

9、Pa)窜流系数测试结论中产高产气层气层10u前 言u产能与压力恢复测试有机结合取准取全资料u高温高压测试技术u完井管柱u高产能气井测试井口压力异常分析 u水合物的预测与防止11产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料u产能测试在测试中必不可少等时试井和修正等时试井等时试井和修正等时试井稳定试井与修正等时试井方案对比示意图（采用稳定试井与修正等时试井方案对比示意图（采用X4井基础数据计算）井基础数据计算） 12u产能测试和压力恢复测试有机结合产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料压力温度压力温度X3井修正等时试井及终关井期

10、间井口压力、温度变化图井修正等时试井及终关井期间井口压力、温度变化图 13 D4井稳定试井及压力恢复试井期间井底压力、温度变化图u产能测试和压力恢复测试有机结合产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料14产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料u测试过程中应测井筒的流温和流压剖面序号测试井深m垂深m压力MPa温度10030.633818.5198260060032.090830.4343390090032.920133.3341200120033.824439.530451500150034.684345.13761800

11、180035.519951.013172100210036.34957.140782400240037.180162.532192700270037.99667.6381103000300038.809971.58931131003074.4939.096775.07761232003178.5739.363577.2431333003266.8839.584878.85X11H井井筒流体流动压力、温度梯度数据表（30104m3/d）151 1、测试工艺流程的特殊性、测试工艺流程的特殊性 高含硫气井试井工作的特殊性非常突出。在试井工高含硫气井试井工作的特殊性非常突出。在试井工艺方面，对井下测试

12、仪器、井口防喷器材质的抗硫性能艺方面，对井下测试仪器、井口防喷器材质的抗硫性能要求高，对安全系数要求高，测试成本随之增高。由于要求高，对安全系数要求高，测试成本随之增高。由于以前国内未进行过高含硫大产量气井井下测压试井，目以前国内未进行过高含硫大产量气井井下测压试井，目前高含硫气井井下测压试井处于探索性试验阶段，特别前高含硫气井井下测压试井处于探索性试验阶段，特别是高含硫大产量水平气井试井，将压力计下到接近水平是高含硫大产量水平气井试井，将压力计下到接近水平段测试仍存在问题。段测试仍存在问题。u测试及资料的特殊性测试及资料的特殊性产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合

13、取准取全资料162、现有试井资料表现的特殊问题、现有试井资料表现的特殊问题 某含硫气藏完钻测试解释结果显示出总表皮系数大的某含硫气藏完钻测试解释结果显示出总表皮系数大的共性（见表共性（见表2-6），其中包括钻井泥浆污染，也有井下测），其中包括钻井泥浆污染，也有井下测试工具节流因素影响。对于大产量小生产压差的气井，若试工具节流因素影响。对于大产量小生产压差的气井，若井下测试工具存在节流效应，节流产生的压差在总生产压井下测试工具存在节流效应，节流产生的压差在总生产压差中所占比例较大，因此试井分析得出的总表皮系数较大。差中所占比例较大，因此试井分析得出的总表皮系数较大。产能测试与完井测试有机结合取准

14、取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料17井井 号号射孔井段（射孔井段（m）测试方法测试方法表皮系数表皮系数X1井井3457.4-3473.2、3484.6-3493.8、3511-3519完钻测试完钻测试26.73X2井井3211.4-3226.4、3231-3266、3275-3285完钻测试完钻测试67.56X6井井2932-2936、2960-2996.5完钻测试完钻测试25.65X3井井3911-3914.5、3920-3940、3946-3954、3985.7-3990完钻测试完钻测试36.05X7井井4306.6-4317.2、4323.6-4330.5完钻测试完钻测试1

15、4.51X8井井4362.2-4374.6、4376.7-4384.6完钻测试完钻测试12.52X9井井4277.6-4280.3、4282.5-4285.5、4298-4339完钻测试完钻测试8.86X10井井4191-4220、4226-4262完钻测试完钻测试49.63X11井井3400-3411、3418-3448、3451-3460完钻测试完钻测试15.98X12井井第一次测试第一次测试4022.4-4025、4036.4-4042、4047.1-4067、4074.2-4100、4137.6-4161.8完钻测试完钻测试16.22X12井井第二次测试第二次测试同上同上完钻测试完钻测

16、试19.80X13井井2950-2988完钻测试完钻测试9.02产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料182、现有试井资料表现的特殊问题、现有试井资料表现的特殊问题目前根据完钻测试资料，大量采用一点法评价某含硫气藏单井目前根据完钻测试资料，大量采用一点法评价某含硫气藏单井产能，但从先导性试井试验获取的资料分析，基于一点法应用产能，但从先导性试井试验获取的资料分析，基于一点法应用于高含硫大产量气井存在问题。于高含硫大产量气井存在问题。阶段阶段产量产量生产压差生产压差一点法计算无阻流量一点法计算无阻流量修正等时试井计算修正等时试井计算无阻流量无阻流量104m3

17、/dMPa104m3/d104m3/d一开一开10.05850.05351017.207516267.3365二开二开17.42960.1013954.1781922三开三开30.53760.3688514.4945841四开四开43.52440.6206473.3637003五开五开22.14040.1764721.2967034X3井修正等时试井资料一点法计算无阻流量数据表井修正等时试井资料一点法计算无阻流量数据表 产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料192、现有试井资料表现的特殊问题、现有试井资料表现的特殊问题目前根据完钻测试资料，大量采用一点法评

18、价某含硫气藏单井目前根据完钻测试资料，大量采用一点法评价某含硫气藏单井产能，但从先导性试井试验获取的资料分析，基于一点法应用产能，但从先导性试井试验获取的资料分析，基于一点法应用于高含硫大产量气井存在问题。于高含硫大产量气井存在问题。X4井稳定试井资料一点法计算无阻流量数据表井稳定试井资料一点法计算无阻流量数据表 产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料202、现有试井资料表现的特殊问题、现有试井资料表现的特殊问题目前根据完钻测试资料，大量采用一点法评价某含硫气藏单井目前根据完钻测试资料，大量采用一点法评价某含硫气藏单井产能，但从先导性试井试验获取的资料分析

19、，基于一点法应用产能，但从先导性试井试验获取的资料分析，基于一点法应用于高含硫大产量气井存在问题。于高含硫大产量气井存在问题。X5水平井稳定试井资料一点法计算无阻流量数据表水平井稳定试井资料一点法计算无阻流量数据表 阶段阶段产量产量生产压差生产压差 一点法计算无阻流量一点法计算无阻流量稳定试井计算稳定试井计算无阻流量无阻流量104m3/dMPa104m3/d104m3/d一开一开29.970.04743280.5271026.77二开二开64.120.14092479.308三开三开92.040.24932113.322四开四开111.260.34151935.998产能测试与完井测试有机结合

20、取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料212、现有试井资料表现的特殊问题、现有试井资料表现的特殊问题对于不含硫或低含硫的纯气井，采用井口测压试井、计算井底对于不含硫或低含硫的纯气井，采用井口测压试井、计算井底压力作试井分析，已被长期实践证明是切实可行的。从机理方压力作试井分析，已被长期实践证明是切实可行的。从机理方面分析，高含硫气井地面关井后，井筒内可能存在轻重组分重面分析，高含硫气井地面关井后，井筒内可能存在轻重组分重力分异的现象，对井口测压数据有一定影响。力分异的现象，对井口测压数据有一定影响。X3井、井、X5水平水平井井关井井口压力都表现出异常现象，无法根据井口测试资料井井关

21、井井口压力都表现出异常现象，无法根据井口测试资料进行试井分析，但这种异常现象是否是酸化作业液未排干净引进行试井分析，但这种异常现象是否是酸化作业液未排干净引起的，气井投产长期生产后是否能够采用井口测压方式获得正起的，气井投产长期生产后是否能够采用井口测压方式获得正确的试井分析结果，尚需研究。确的试井分析结果，尚需研究。 产能测试与完井测试有机结合取准取全资料产能测试与完井测试有机结合取准取全资料22压力温度压力温度X3井修正等时试井及终关井期间井口压力、温度变化图井修正等时试井及终关井期间井口压力、温度变化图 23一 关 井二 关 井三 关 井四 关 井五 关 井一 关 井二 关 井三 关 井

22、四 关 井五 关 井X3井修正等时试井关井及终关井期间井口压力变化对比图井修正等时试井关井及终关井期间井口压力变化对比图 24X5水平井两次关井期井口压力变化对比图水平井两次关井期井口压力变化对比图 25u前 言u产能与压力恢复测试有机结合取准取全资料u高温高压测试技术u完井管柱u高产能气井测试井口压力异常分析u水合物的预测与防止26高含硫气田测试配套技术高含硫气田测试配套技术n 中途测试技术n 完井测试技术 n 试井工艺技术 n 测试作业的风险与安全防护技术 27 含硫油气井中途测试，在抗拉强度满足的前提下，最好选择油管作为测试管柱，如采用钻杆作为测试管柱，则应采用抗硫性相对较好的G105材

23、质的钻杆。 中途测试需要采用上提下放式测试工具，可供采用的测试阀主要有HST、MFE工具。HST工具与MFE工具相比较，HST具有操作更准确、可靠，耐压、耐高温及耐H2S腐蚀性能更高的特点。在高含硫气田进行的中途测试应选择HST工具。 中途测试技术中途测试技术 一、管柱结构设计和优化组合由于APR工具为全通径，且流通面积较大，抗H2S、CO2、酸等，测试井口可采用采油树，测试中容易控制，可实现正反循环压井，压井安全，因此对高含硫、大产量气井测试，宜采用APR测试管柱。28HSTHST裸眼单封隔器测试管柱示意图裸眼单封隔器测试管柱示意图 一、管柱结构设计和优化组合一、管柱结构设计和优化组合HST

24、HST套管单封隔器测试管柱示意图套管单封隔器测试管柱示意图 APRAPR中途测试管柱示意图中途测试管柱示意图套管坐封中途测试管柱裸眼坐封中途测试管柱 中途测试技术中途测试技术 29二、中途测试工艺技术二、中途测试工艺技术中途测试施工工艺技术包括： 1、测试井眼准备（刮管、通井、准备防硫油管和足够压井液等） ； 2、下测试管柱（按设计要求加测试液垫） ； 3、开井测试准备（设备、人员安全） ； 4、开、关井测试（按设计工作制度进行开、关井和回压控制） ； 5、解封、循环压井（环空灌泥浆，进行反循环压井 ）； 6、起测试管柱（严禁转动测试管柱，防抽汲引喷 ）。 中途测试技术中途测试技术 30 MF

25、E和HST中途测试工具一般不抗硫，仅APR中测工具抗硫，但APR只能用于套管坐封测试。在井温大于80以上的含硫气井中途测试，一般的测试工具也可以使用，但时间不宜超过8小时。三、测试管柱的防三、测试管柱的防H2S评价评价（一） 井下工具的防硫评价 中途测试技术中途测试技术 31 S-135钻杆不能用作低于80的含硫气井中途测试。 在H2S体积浓度小于3%，且管柱综合外加应力在最小屈服强度的60%以内、H2S分压控制在0.5MPa以内时，选择钻杆新旧程度不低于I级、硬度在HRc243以内且无缺陷的G-105钻杆的测试管柱进行短时（46小时）测试。三、测试管柱的防三、测试管柱的防H2S评价评价（二）

26、 测试管柱的防硫评价硫化氢环境下可采用的管材规范用于所有温度用于65或以上用于80或以上用于107或以上API规范5CT Grs H-40,J-55,K-55,C-75L-80API规范5L Grs A,B和X-42至X-65 ASTM A-53 A106 Cr A,B,CAPI规范5CT Grs N-80(QT)Gr C-95最低屈服强度757.8MPa以下的特殊Q和T级API规范5CT Grs H-40,N-80P-105,P-110最大屈服强度1001.6MPa以下的特殊Q和T级A333 Gr16A524 Gr12A381 CI 1 Y35-Y65钻井材料API规范5D Grs D.E.

27、X-95,G-105S-135 中途测试技术中途测试技术 32裸眼中途测试时间分配表 阶 段时间（min）目 的初流动515排除井壁附近的钻井液初关井6090求产层原始压力终流动120150测产量、取得产层流体样品终关井180240测压力恢复数据，求地层参数合计360480 总的测试时间控制在68小时。 对于主要在于取得产量的开发井中途测试，可以考虑进行两开一关、一开一关，或者只进行一次开井的中途测试。 四、测试时间的确定四、测试时间的确定 中途测试技术中途测试技术 33 合理测试压差的控制 对川东碳酸盐岩地层，井底回压可适当降低，通常考虑测试压差为3035MPa。 测试压差的控制方法 根据测

28、试压差，从测试管柱内加入适当的测试液垫（一般为清水）或气垫（一般为氮气）。 如测试压差较大，测试管柱内加满清水后，还不能达到要求，则从井口控制头向测试管柱内加压至设计压差止，在井口关闭条件下，打开测试阀，然后控制回压进行放喷测试。 井口控制回压，以保证测试压差在测试要求范围内。 五、合理测试压差的控制与方法五、合理测试压差的控制与方法 中途测试技术中途测试技术 34 完井测试技术完井测试技术油管配合接头LPR-N阀RDS循环阀放样阀OMNI阀RD取样器液压旁通阀振击器RTTS封隔器筛管压力计托筒射孔枪压力计托筒安全接头减震器起爆器油管超正压射孔-酸化-测试管柱示意图优点：优点： 1）能提高地层

29、裂缝的形成，延长裂缝（可延长到45m），改善流动通道，提高气井产能。 2）可与地层酸化、树脂填充等作业同时进行，可增加油气井产量，防止地层出砂方面效果更加明显，求得准确的地层产能。 3）避免分步作业对储层造成二次伤害，提高作业效率，保护油气层，缩短了试油周期，简化了试油工序，降低了安全风险。超正压射孔超正压射孔- -酸化酸化- -测试联作管柱设计测试联作管柱设计351、测试井眼准备；2、下测试管柱；3、坐封、换装井口；4、测试管柱、管线试压；5、将OMNI阀置于循环位；6、低替酸；7、将OMNI阀置于测试位，打开测试阀；8、挤酸、射孔、高压挤酸，挤水，侯酸反应；9、流动和关井测试；10、打开R

30、DS循环阀（或OMNI阀）反循环；11、解封、循环压井；12、起测试管柱。完井测试施工工艺 完井测试技术完井测试技术 36 主要使用127mm和98mm两种70MPa全通径的井下测试工具，其工作温度要求达177。完井测试井下工具的组成主要有：伸缩器、循环阀、测试阀、多功能循环阀、取样器、压力计托筒、旁通、震击器、安全接头和封隔器等。 高含硫气井完井测试井下测试阀最好采用压力控制式，目前在川渝气田上应用的测试工具主要有LPR-N和POTV两种测试阀，两者都是通过环空压力来操作，操作简单、准确。完井测试井下工具 完井测试技术完井测试技术 37完井测试管柱力学分析1、 测试管柱载荷分析 测试管柱在井

31、眼中受压后，存在直线稳定状态、正弦弯曲状态和螺旋弯曲状态三种不同的平衡状态 。2、 测试管柱变形分析 测试管柱的轴向变形分为实际轴力、螺旋弯曲、内外压力鼓胀、以及温度变化引起的轴向变形。管柱的轴向变形分析在测试工作中，用于确定方余的长短、密封管的长度及伸缩接头的个数等。 完井测试技术完井测试技术 383、 测试管柱强度分析 1）若测试管柱的许用应力为，则各危险截面的安全系数Ks为： zdsk 2）极限操作参数的确定 对于确定的测试管柱，若各工况所取各危险截面的最小安全系数均大于Ks，则该趟测试管柱是安全的。否则要对施工参数进行调整或重新进行测试管柱设计，确定出极限操作参数。 完井测试管柱力学分

32、析 完井测试技术完井测试技术 39地面测试流程 高含硫气井测试的一套地面测试流程主要包括：远程控制液动安全阀、数据头、转向管汇、节流管汇、热交换器、分离器、数据采集系统、蒸汽发生器、燃烧器。一套地面测试流程的天然气测试产量一般在100104m3/d左右。 对大产量、高压井可使用多套地面测试流程，其主要优点在于提高测试的地面安全性、施工作业的连续性和大产量测试要求。 完井测试技术完井测试技术 40单套地面测试流程示意图 地面测试流程 完井测试技术完井测试技术 41序号名 称技术参数1测试树工作压力：70/105MPa；工作温度：-20121内 径：76mm；工作介质：H2S、CO2、酸液2数据头

33、工作压力：70/105MPa；工作温度：-20121内 径：65/76mm；工作介质：H2S、CO2、酸液3节流管汇工作压力：70/105MPa；工作温度：-50180内 径：65/76mm；工作介质：H2S、CO2、酸液4测试管线工作压力：35/70/105MPa；工作温度：-50175内 径：65/76mm；工作介质：H2S、CO2、酸液5蒸汽发生器工作压力（出口）：6MPa；蒸汽温度：200；蒸发量：20000Kg/h；燃料：柴油6热交换器工作压力：35/20MPa；工作温度：-20200；热交换量：110 x104大卡/小时；工作介质：H2S、CO2、酸液。7分离器工作压力：10MPa

34、/50（9.3MPa/50）；工作温度：-50121；分离液体能力：10502400m3/d；分离气体能力：0.95215104m3/d；分离效率：99.5%；允许含砂量：5%。8数据采集系统传感器工作压力：70/105MPa；传感器工作温度：-50240；数据采集点：32点；数据采集与处理：产量计算、打印、报警等。9紧急关断系统工作压力：70/105MPa；工作温度：-5050；控制：远距离多点控制。10防冻化学剂注入装置工作压力：105/140MPa；工作温度：-5050；注入液体：甲醇、乙醇、乙二醇、水；注入口：数据采集头、节流管汇、测试树等入口。完井测试地面配套设备及技术参数 完井测试

35、技术完井测试技术 42选用满足一定含量（分压）的H2S、CO2的压力计、加重杆、防喷管及钢丝等工具和设备 ，其中试井钢丝和井口防喷系统密封设备的选择是整个试井工具的关键。一、高含硫气井试井工具的配套选择 试井工艺技术试井工艺技术 43高抗硫试井配套设备及基本参数试井设备规格型号工作压力抗硫等级钨加重杆（外壳为Inconel718材质）外径35mm，长度0.62m，单根重量8Kg适应H2S：250g/m3，CO2：250g/m3的工作环境单翼液压防喷器内径77mm70MPa防喷管(Inconel925材质) 内径76mm70MPa注脂短节70MPa防喷盒70MPa试井钢丝GD31MO,长度700

36、0m，直径2.74/2.34mm电子压力计Panther，外径31.8mm103MPa液压注脂密封泵撬系统70MPa 试井工艺技术试井工艺技术 44液压注脂密封泵撬系统 试井工艺技术试井工艺技术 45井下/井口电子压力计性能参数基本特性井下存储式石英晶体电子压力/温度计井下存储式电子压力/温度计井口存储/直读式电子压力/温度计外径31.8mm31.8mm3.9（1/2NPT连接头）长度0.84m0.6m0.25m压力范围0103MPa0103MPa0103MPa压力精度0.02%满量程0.025%满量程0.024%满量程压力分辨率0.0001%满量程0.0001%满量程0.0003%满量程温度

37、范围01750150-40+80温度精度110.15%满量程温度分辨率0.010.010.002%满量程存储能力500000组数据点1000000组数据点696000组数据点最快采样率1.0秒1.0秒1秒连续工作时间90天90天11天（1秒的采样率） 试井工艺技术试井工艺技术 46二、试井设备性能评价评价方法：1） 试井钢丝 钢丝的样品在含5%NaCl脱氧溶液介质中通入CO2分压10MPa，H2S分压10.50MPa，总压32.00MPa，在120静态条件下侵泡96小时。2） 试井防喷管 防喷管水压强度试验和气密封试验。3） 连续油管 试验条件为模拟罗家寨腐蚀环境及工况条件人工配制的罗家8井气

38、田水试验溶液。 试验温度：100。 试验方式：HS-80TM抗硫连续油管浸泡在溶液中试验。 QT-90TM和QT-900 TM分别挂片于溶液上方，处于气液两相中试验。 试井工艺技术试井工艺技术 47二、试井设备性能评价钢丝评价结果 GD31Mo试井钢丝在模拟高酸性环境中具有优良的抗SSC及抗电化学腐蚀性能，能够达到高含硫气井的试井需要。 GD31Mo试井钢丝在高含硫气田中使用时应限制一定的工作载荷，使其拉伸应力不超过50%Rm，以确保不发生SSC引起的断落事故。 试井工艺技术试井工艺技术 48二、试井设备性能评价防喷管试验检测结果 设备设备试验检测条件试验检测条件试验检测结果试验检测结果合格与

39、否合格与否防喷管防喷管水压强度水压强度第一次：第一次：105.5MPa,105.5MPa,稳压稳压3min3min，无渗漏。，无渗漏。第二次：第二次：106.0MPa,106.0MPa,稳压稳压15min15min，无渗漏。，无渗漏。合格合格气密封气密封第一次：第一次：70.5MPa,70.5MPa,稳压稳压15min15min，水浴未见泡。，水浴未见泡。第二次：第二次：70.65MPa,70.65MPa,稳压稳压15min15min，水浴未见气泡。，水浴未见气泡。合格合格 试井工艺技术试井工艺技术 49二、试井设备性能评价连续油管试验评价结果 1.HS-80TM连续油管a.在饱和H2S的水溶

40、液中拉伸应力为63.5%b、经720小时 未发生断裂，其临界应力Sc值18。该油管材料具有抗酸性环境硫化物应力开裂（SSC）的性能。b.在饱和H2S溶液浸泡后抗拉强度降低了1.9%，但其表面有大量氢鼓泡，拉伸试样断口呈脆性特征，并有分层现象，表明该材料对酸性环境有明显的渗氢氢脆敏感性。c.在模拟罗家寨高酸性环境中其失重腐蚀速率为0.8099mm/a（气相）、0.8530 mm/a（液相），耐腐蚀性差。 试井工艺技术试井工艺技术 50二、试井设备性能评价连续油管试验评价结果 2.QT-90TM、QT-900TM连续油管 a.QT-90TM、QT-900 TM连续油管在NACE TM0177-96

41、A法试验中均未通过720h不断裂的要求，未能达到API 5CT抗SSC的要求。 b. QT-90TM、QT-900 TM连续油管通过渗氢试验后均发生了强度降低，QT-90TM的降低了21%，QT-900TM的降低了3.8%7%，表面涂覆缓蚀剂未能阻止渗氢。 试井工艺技术试井工艺技术 51钢丝试井入井工具串长度设计22max2dRRDL三、大斜度、水平井钢丝试井优化设计入井工具长度限制示意图 试井工艺技术试井工艺技术 52试井工具串下入深度设计1、测静压时的下入深度: 测静压时，工具仅受井筒天然气的浮力作用：计算井口试井钢丝张力公式：浮张fCOSGdLGFL01三、大斜度、水平井钢丝试井优化设计

42、2、测流压时的下入深度 工具钢丝冲浮张PPFfCOSGdLGFL01 理论上说，当井口钢丝张力为0时，入井工具处于平衡状态，所对应的井深为最大测试深度。 试井工艺技术试井工艺技术 53最大测试产量的确定三、大斜度、水平井钢丝试井优化设计 根据对国内外的资料调研和罗家11H水平井的现场试井试验结果，钢丝试井的最大下入井斜角为46 ，最大测试产量为120104m3/d。 试井工艺技术试井工艺技术 54u产能与压力恢复测试有机结合取准取全资料u高温高压测试技术u完井管柱u高产能气井测试井口压力异常分析u水合物的预测与防止55一、完井管柱设计一、完井管柱设计完井管柱设计主要从强度、安全、功能三个方面进

43、行考虑，根据不同的功能设计不同的完井管柱。56一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （一）、管柱强度设计（一）、管柱强度设计主要考虑抗拉强度。气井高含H2S、中含CO2，安全系数取1.62.0。钢级油管直径mm壁厚mm公称重量N/m抗挤强度允许下入深度，m抗外挤MPa抗内压MPa抗拉kN选用安全系数1.61.82.0NT-80SS114.38.56226.251.758.11281433838562831NT-90SS56.065.41441488043373185G3-1106.88185.263.579.91761594252824754NT-80SS88.96.45135.672.770.1

44、921424537733396NT-90SS79.878.81036477542443820NT-95SS83.383.21094504244824033NT-80SS73.025.5196.777.072.9645416837053335NT-90SS85.482.0725468541653748G3-11093.0100.3100.288559475287475857一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计关键技术：永久式生产封隔器完井管柱井下加装安全阀除此之外，还要考虑以下几个方面： 选择合理的油管尺寸，避免油管发生冲蚀； 管柱扣型的选择； 管柱的材质选择。58一、完井管柱

45、设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计1生产管柱尺寸 产产 量量 井井 深深 15015010010010104 4m m3 3/d/d100100808010104 4m m3 3/d/d8080505010104 4m m3 3/d/d505010104 4m m3 3/d/d3000m3000m114.30mm114.30mm101.60mm101.60mm88.90mm88.90mm73.02mm73.02mm或或88.90mm88.90mm300030003500m3500m同上同上同上同上同上同上同上同上350035004000m4000m同上同上同上同上同上同上同上同上400

46、040004500m4500m114.3mm114.3mm各种壁厚各种壁厚或与或与101.60mm101.60mm组合组合101.60mm101.60mm各种壁各种壁厚或与厚或与88.90mm 88.90mm 组合组合88.90mm88.90mm各种各种壁厚组合壁厚组合73.02mm73.02mm88.9mm88.9mm或各种壁厚组合或各种壁厚组合59一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计1生产管柱尺寸避免油管发生冲蚀：采用API RPl4E标准 计算，结合克拉2气田冲蚀研究的成果： C150 60一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计1生产管柱尺寸气藏冲蚀临界

47、流量曲线图61一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计2油管扣型采用气密封性好的如VAM、FOX、3SB、SEC等金属密封扣。在大斜度、水平井中推荐采用VAM TOP扣。62一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择对待腐蚀环境中的油管腐蚀常采用以下四种方式： 采用耐腐蚀的玻璃钢内衬油管采用耐腐蚀的玻璃钢内衬油管 不采取任何防腐措施，而是直接更换，把油管作为消耗品；不采取任何防腐措施，而是直接更换，把油管作为消耗品； 采用采用“免疫免疫”材料材料耐腐蚀合金；耐腐蚀合金； 阻止或降低腐蚀速率，注入缓蚀剂。阻止或降低腐蚀速率，注入缓蚀剂。63一、完井管柱设计

48、一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择1）玻璃钢内衬油管64一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择1）玻璃钢内衬油管65一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择2）高抗硫碳钢油管66一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择2）高抗硫碳钢油管7.57.67.77.87.988.10500100015002000250030003488H(m)Vg(m/s)114.3mm(150*104m3/d)67一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择2）高抗硫碳钢油管68一、完井管

49、柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择3）耐蚀合金钢油管的选择69一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择3）耐蚀合金钢油管的选择 罗家寨气田气井的井底压力43MPa，井底温度90 ，H2S分压4.4MPa，CO2分压4.5MPa，在开发当中有硫沉积的可能。 渡口河气田，气井平均地层压力45.55MPa，平均地层温度为113，H2S分压7.39MPa，CO2分压3.795MPa，在开发当中有硫沉积的可能。70一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3）耐蚀合金钢油管的选择Alloy 825及825以上材质均可以满足川东北高含硫气藏的

50、要求，由于在开发过程当中存在单质硫的可能性，所以综合考虑选用比Alloy 825材质高一级的G3材质71一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （二）、管柱安全设计3油管材质选择材质选用的原则 重点高产气井：耐蚀合金钢油管重点高产气井：耐蚀合金钢油管低产气井：普通材质配合加注缓蚀剂工艺。借鉴俄罗斯阿斯特拉罕高含硫气田完井管柱低产气井：普通材质配合加注缓蚀剂工艺。借鉴俄罗斯阿斯特拉罕高含硫气田完井管柱的做法，的做法，油管材质分段考虑油管材质分段考虑，封隔器以上，封隔器以上3根油管到井底采用耐蚀合金钢材质如根油管到井底采用耐蚀合金钢材质如G3等，等，封隔器以上封隔器以上3根油管至井口抗硫根油管至井口抗硫

51、SS碳钢油管，碳钢油管，SS碳钢油管外壁采用油套环空保护液加以保碳钢油管外壁采用油套环空保护液加以保护，内壁通过毛细管加注缓蚀剂达到防腐的目的。护，内壁通过毛细管加注缓蚀剂达到防腐的目的。 72一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （三）、管柱功能设计 根据不同的需要，完井管柱主要有以下几大功能，如果井筒中有硫沉积发生，管柱要具备加注硫溶剂的功能；如果井筒中有硫沉积发生，管柱要具备加注硫溶剂的功能；管柱如果需要缓蚀剂保护，要具备加注缓蚀剂的功能；管柱如果需要缓蚀剂保护，要具备加注缓蚀剂的功能；由于由于H2S的影响，产量低的气井有可能在井筒中产生冰堵，需要考虑加注防冻剂的功能；的影响，产量低的气井有

52、可能在井筒中产生冰堵，需要考虑加注防冻剂的功能；为了对气藏动态进行有效的监测，在气藏有代表性的井应具备井下压力、温度监测的功为了对气藏动态进行有效的监测，在气藏有代表性的井应具备井下压力、温度监测的功能。能。 两大类：即化学剂加注系统和井下永置式压力、温度监测系统。73一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （三）、管柱功能设计推荐毛细管注入阀加注系统1化学剂加注系统为了防止井下注入阀失效，天然气窜入注入管线，注入管线采用抗硫的1/4” 825材质连续管线。74一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （三）、管柱功能设计1化学剂加注系统75一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （三）、管柱功能设计1化学剂加注

53、系统毛细管加注工艺设计毛细管加注工艺设计缓蚀剂连续加注缓蚀剂连续加注 76一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （三）、管柱功能设计化学剂地面加注系统1/20.136储罐加注泵防爆开关普通加注泵过滤器放液口泄压口进液口77一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （三）、管柱功能设计2永置式井下压力、温度监测系统78一、完井管柱设计一、完井管柱设计 （三）、管柱功能设计2永置式井下压力、温度监测系统79二、完井管柱系列二、完井管柱系列 （一）、分段材质完井管柱1加注缓蚀剂、防冻剂完井管柱80二、完井管柱系列二、完井管柱系列 （一）、分段材质完井管柱2加注硫溶剂完井管柱81二、完井管柱系列二、完井管柱系列

54、（一）、分段材质完井管柱3永置式井下压力、温度监测管柱 82二、完井管柱系列二、完井管柱系列 （二）、耐蚀合金钢油管完井管柱1基本完井管柱83二、完井管柱系列二、完井管柱系列 （二）、耐蚀合金钢油管完井管柱2加注硫溶剂完井管柱84二、完井管柱系列二、完井管柱系列 （二）、耐蚀合金钢油管完井管柱3永置式井下压力、温度监测管柱85二、完井管柱系列二、完井管柱系列 （二）、耐蚀合金钢油管完井管柱3永置式井下压力、温度监测管柱86三、高含硫气田完井管柱推荐三、高含硫气田完井管柱推荐 推荐采用G3耐蚀合金钢油管完井管柱。 没有硫沉积：耐蚀合金钢油管基本完井管柱没有硫沉积：耐蚀合金钢油管基本完井管柱 有硫

55、沉积：加注硫溶剂耐蚀合金钢油管完井管柱有硫沉积：加注硫溶剂耐蚀合金钢油管完井管柱 推荐在一个气藏选择一口有代表性的气井实施永置式井下压力温度监推荐在一个气藏选择一口有代表性的气井实施永置式井下压力温度监测工艺，根据井筒中是否有硫沉积采用两种管柱组合测工艺，根据井筒中是否有硫沉积采用两种管柱组合 。87u前 言u产能与压力恢复测试有机结合取准取全资料u高温高压测试技术u完井管柱u高产能气井测试井口压力异常分析u水合物预测与防治 88高产能气井测试井口压力异常分析高产能气井测试井口压力异常分析 u对于常规、低含水、中小产能的气井测试，采用井口测压换算的测试方式uX6井在二次完井测试时专门安排井口、

56、井底同时测试u考察井口测压分析的可行性u结果发现井口压力表现极其异常89高产能气井测试井口压力异常分析高产能气井测试井口压力异常分析 u井口压力异常开井开井“跳跃下降跳跃下降-上升上升-下降下降”，关井关井“跳跃上升跳跃上升-下降下降”l关井后可能出现油管内的液体、硫化氢、二氧化碳组分沉降，关井后可能出现油管内的液体、硫化氢、二氧化碳组分沉降，l这些因素不能解释开关井的全过程现象这些因素不能解释开关井的全过程现象X6井修正等时试井测试对比井修正等时试井测试对比井口压力、温度 井底压力、温度 90高产能气井测试井口压力异常分析高产能气井测试井口压力异常分析u井口压力异常的机理井筒的温度效应井筒的

57、温度效应l开井井口压力突降，地层流体产出并加热井筒，使井筒流体平均开井井口压力突降，地层流体产出并加热井筒，使井筒流体平均密度降低，动气柱压差变小，井口压力上升，当流压下降幅度超密度降低，动气柱压差变小，井口压力上升，当流压下降幅度超过加热效应时，井口压力才开始下降；过加热效应时，井口压力才开始下降；l关井井底压力快速回升，井筒热气柱压差小使井口压力随之跃升，关井井底压力快速回升，井筒热气柱压差小使井口压力随之跃升，随后井筒热损失使流体温度下降，气柱密度增加，井口压力开始随后井筒热损失使流体温度下降，气柱密度增加，井口压力开始下降，当井底压力上升幅度超过热效应时，井口压力才转变为上下降，当井底

58、压力上升幅度超过热效应时，井口压力才转变为上升趋势。升趋势。91高产能气井测试井口压力异常分析uX6井修正等时试井各关井阶段井口压力变化产量越高 - 井筒的加热作用越显著 - 井筒流体温度越高，井筒气柱压差越小 - 关井初期井口压力上冲幅度越大预见高产能气井测试中，从井口到某个深度范围内的压力受温度影响均会表现出异常92uL2-12井产能试井压恢测试井产能试井压恢测试本井测试实施前，编制了试井设计：本井测试实施前，编制了试井设计：a、根据本井实际情况选择井口压力计采用井口压力监测方式对本井进、根据本井实际情况选择井口压力计采用井口压力监测方式对本井进行产能试井压恢测试；行产能试井压恢测试；b、

59、本井、本井KH值较高且能量充足，产能试井采用常规回压试井方式进行；值较高且能量充足，产能试井采用常规回压试井方式进行；c、根据当前产量情况产能试井依次选用、根据当前产量情况产能试井依次选用80104m3/d、120104m3/d、160104m3/d、200104m3/d产量进行测试；产量进行测试；d、因井口压力较高，选择压力量程为、因井口压力较高，选择压力量程为15000Psi的压力计。的压力计。高产能气井测试井口压力异常分析93uL2-12井产能试井压恢测试井产能试井压恢测试55565758596061Pr essur e MPa312031303140315031603170318031

60、90Pressure M Pa vs Ti m e hr5657585960Pr essur e MPa2800282028402860288029002920294029602980Pressure M Pa vs Ti m e hr图图1、产能试井过程示意图、产能试井过程示意图 图图2、压降测试曲线放大图、压降测试曲线放大图565758596061Pr essur e M Pa300030103020303030403050306030703080309031003110Pressure M Pa vs Ti m e hr图图3、压恢测试实测曲线图、压恢测试实测曲线图 高产能气井测试井口压