高压深井测试前的井筒评价

高压深井测试前的井筒评价康健利姜学海季晓红（塔里木油田勘探事业部）摘要在高压深井测试前，井筒评价工作非常重要，对套管强度、固井质量、井口及钻井或固井期间的漏失情况等多项因素进行全面分析和评估，以确保测试工作在井筒安全的前提下实施。主题词塔里木油田高压深井井筒评价前言

近年来，塔里木油田先后顺利完成了多口高压高产气井的测试工作。针对每

一口高压高产气井的具体情况，试油工程技术人员分别从套管强度、固井质量、井口密封、

漏失情况等多方面进行了认真的分析和评估，保证了测试期间井筒的安全性。高压深井测试前的井筒评价1、井筒评价因素及目的井身结构对测试管柱的影响评价：分析井身结构对测试管柱内径尺寸的影响。套管抗外挤评价：分析可能引起套管变形的影响因素以确定井筒所能承受的最低液控压力。③④⑤⑥⑦⑧⑨⑩套管抗内压评价：分析井筒内的高压对套管的影响。射孔套管剩余强度评价：分析射孔孔眼对套管强度的影响。套管悬挂器评价：分析悬挂器的密封性和畅通性。套管腐蚀性评价：分析地层流体和完井液对套管的长期腐蚀性。井口密封性评价：分析油管头和套管头的长期密封性。固井质量评价：分析窜槽可能性及对测试工艺可能带来的风险。漏失评价：钻井和固井漏失对测试地面设备可能造成的风险。人工井底评价：人工井底的密封性。③④⑤⑥⑦⑧⑨⑩2、井筒评价因素分析①井身结构对测试管柱的影响评价井身结构的设计与钻探目的及钻井工艺等要求有关，直接影响了完井测试管柱的设计和工具的选择，对高压高产井来说，最终影响了产能评价。小井眼（如5”尾管）钻井完井工艺提高了钻井效率，但却造成了测

试管柱在选择上的局限性，致使管柱通径小，带来高产情况下的管柱磨阻

增大等不利因素。相比大井眼（如7”套管）情况下所选择的大通径测试管

柱，高产情况下的管柱磨阻较小，便于取得地层的真实产能。塔里木油田

的高压深井多米用前一种完井方式（表1）。塔里木油田部分高压高产气井井身结构和管柱情况表1井号套管结构不同井身结构下的管柱情况13-3/8”(m)9-5/8” (m)7” (m)5” (m)油管组合最小内径（mm）封隔器外径（mm）克拉203105.223149.733810.422-7/8+3-1/238（钻铤）103.1(RTTS)克拉2052589.303753.14(9-7/8”)4050.004-1/270（球座）147.0(HSB)柯深101300.004100.006428.222-7/8+3-1/245.7(RD阀)103.1(RTTS)迪那11349.314185.325057.612-7/8+3-1/245.7(RD阀)103.1(RTTS)迪那22203.293496.414649.182-7/8+3-1/245.7(RD阀)102.0(RTTS)迪那202208.003726.004747.382-7/8+3-1/245.7(RD阀)102.0(RTTS)迪那2013498.374597.925134.972-7/8+3-1/245.7(RD阀)102.0(RTTS)②套管抗外挤评价长期的钻井作业会对套管造成磨损，使套管抗外挤强度降低，并在一定程度上影响了测试工艺对压力变化的要求。套管磨损主要来自三方面原因：一是井斜较大的拐点部位；二是钻头或磨鞋在处理事故或钻水泥塞期间对套管的磨损；三是井口不正的情况下钻具对井口套管的磨损。被磨损的套管由于壁厚的降低，强度自然降低，测试压差、射孔环空打压或使用压控测试工具等原因会造成井筒压力的变化。这种压力变化对套管强度有较大的影响。因此，科学地评价套管的磨损情况，以尽量避免测试期间套管变形情况的发生。塔里木油田阳霞1井在长期的钻井过程中，95/8”套管严重磨损，由于未进行有效的套管磨损评价，在用清水替出井内泥浆的过程中，95/8”套管在4200m左右变形，造成全井报废。迪那202井7”套管在井口偏磨，壁厚由原来的12.6mm降到10.0mm,由此可见套管磨损的严重性。迪那气田的几口高压高产气井在完井测试前，对套管磨损情况进行了详细的评价工作。迪那202井（井身结构见表1）通过对钻井期间的纯钻进时间、起下钻次数、井斜、双层套管等多方面的因素分析之后，提出了确定套管内允许替浆的最低密度（表2），达到测试期间井筒安全的目的。迪那202井3504m-4478m套管磨损程度及剩余强度分析 表2井深井斜角方位角全角变化率磨损深度剩余强度系数容许替浆最低密度3874m1.96°191°0.75°/25m2.9mm77%掏空4199m1.15°309°0.95°/25m3.5mm72%掏空4274m0.39°329°2.15°/25m7.4mm41%11KN/m3注：套管内容许替浆的最低密度为 1.1g/cm3套管抗内压评价套管抗内压评价是对套管丝扣密封性及套管本体抗内压强度评价。为验证套管的抗内压能力，常规作法是做全井筒试压，试压值的确定应综合考虑当前的泥浆密度、钻井循环时的井口泵压和管外磨阻、钻井期间已有的试压数据、套管实际抗内压强度分析结果等多种因素并结合测试过程中对环空压力的要求而定。套管抗内压强度是对套管薄弱点的强度校核。柯深101井（井身结构见表1）套管薄弱点有三个部位，5”套管悬挂器6259・89m；设计封隔器的坐封位置6600m；井底套管6850m。该井的危险工况有两种。一是用密度1.98g/cm牝浆循环压井时和用密度1・45g/cm3E浆打开RD循环阀时。计算中，有效内压力P有效二套管内压力P内一套管外压力P外。套管外压力系数保守选择1・15,用密度1・98g/cm3泥浆循环压井时，井口压力设计30Mpa,RD循环阀的最高开启压力32.86Mpa。经过计算，得出这两种情况下套管薄弱点的安全系数（表3）。数据表明，在用重泥浆反压井时，封隔器处的套管和井底套管的安全系数较低，应予以充分重视。6259.89m6600.00m6850.00m套管外压力系数选择1.15，用密度1.98g/cm3泥浆循环压井时最咼有效内压Mpa80.983.785.7套管抗内压Mpa112.596.196.1安全系数1.391.151.12套管外压力系数选择1.15，用密度1.45g/cm3泥浆打开RD循环阀时最咼有效内压Mpa51.3-52.3--套管抗内压Mpa112.596.1--安全系数2.191.84--射孔套管剩余强度评价由于射孔孔眼的存在，与未射孔套管相比，射孔段套管的承载能力会有所降低根据壳体力学理论，可以计算套管承载能力降低系数。这个系数与射孔孔眼直径、相位、管径、壁厚、管材屈服强度等参数有关。表4是通过计算得出的柯深101井5”P110S9.19套管射孔后承载能力降低系数。结合数据，通过控制井口压力达到保护射孔部位套管的目的。柯深101井5”P110S9.19套管射孔后承载能力降低系数 表4孔径（mm）9.0孔距（mm）66.7相位（度）90承载能力降低系数0.89668射孔段套管剩余最大抗外挤强度（Mpa）83.3套管腐蚀性评价完井液和地层流体会对套管造成腐蚀，因此，必须做套管腐蚀性评价。优选缓蚀性能较好的缓蚀剂并通过改变缓蚀剂浓度和延长时间进行缓蚀效果评价。柯深101井就采用氯化钙完井液对套管的腐蚀性做了大量的研究工作（表5），数据表明，缓蚀剂起到良好的缓蚀效果。并且，随着缓蚀剂用量的增加，缓蚀效果并不能得到明显的改善；随着时间延长，腐蚀速率明显下降并逐步趋于稳定；腐蚀深度的增加也趋于缓慢。另外，固井水泥并不能彻底阻挡地层流体对套管的接触，因此，地层流体对套管外表面的腐蚀性评价也应予以重视。柯深101井就采用氯化钙完井液对套管的腐蚀性 表5编号腐蚀介质缓蚀剂腐蚀时间（h）腐蚀速率（mm/a）平均腐蚀速率（mm/a）缓蚀率（%）1氯化钙完井液未加缓蚀剂242.5502.5392242.5283力口2%HTD100240.6990.71671.704240.733套管悬挂器评价套管悬挂器的评价主要是悬挂器的密封性评价，由于固井工艺或其它原因，在固井质量测井图上往往反映出双层套管的固井质量不好。因此，必须对悬挂器的密封性有一个可靠的判断。如克拉203和迪那202井通过对5”套管悬挂器的测试，验证了悬挂器的密封性，保证了替入低密度压井液时该部位密封的可靠性。另外，套管悬挂器由于多次起下钻的原因，钻头或钻具会对它造成损害，使悬挂器喇叭口不规则，影响了管柱起下，塔里木油田曾多次出现过这种情况。为解决这一问题，一般要做好两方面的工作，一是用标准铣锥对悬挂器进行磨铣；二是在管柱底部连接圆头引鞋。固井质量评价对高压高产气井来说，良好的固井质量非常重要。既要保证高压储层的流体或气体不会窜至可能并不密封的悬挂器部位，又要确保良好的气水隔离效果，避免底水上窜对测试工作造成麻烦。克拉203井通过对主力气层下部低产层的测试结果表明，低产层与上部主力气层在管外有良好的不连通性，表明管外固井质量良好。同样，克拉205井的固井质量从测井曲线上来看很差,仅在主力气层以下4000米处有10米水泥,测试后发现下限层为干层，证明了10米水泥对上部主力气层起到了良好的隔离作用。在迪那201井和迪那202井也都出现了类似的情况，并采用同样的方法有效判断了管外固井质量情况。由此可见，高压高产气井的固井质量不能简单地用测井资料来判断，即使测井曲线反映固井质量不好也不能盲目封窜，以免给后面的测试工作带来不便；当然，也不能因为测井曲线反映固井效果好而忽视可能存在的问题，应综合考虑各方面的因素。井筒漏失评价在高压高产气井的风险因素中，排污是主要的风险之一，流体或气体中的固相成分在经过油嘴后的高速流期间会给地面设备造成很大的风险。由于在完井测试中液垫多采用无固相，因此，在排液初期，固相含量较少，压差相对较小，流速相对较低，风险因此较小。而在排污末期，由于地层低密度流体或气体进入井筒，油嘴前后的压差随着增大，封隔器以下少量的泥浆尤其是钻井或固井期间漏失的泥浆或水泥浆与低密度流体或气体一起排出，这时低压区的流速可能达到300m/s以上，破坏力非常强，风险也非常大。因此，在高压高产气井测试前，对井筒的漏失情况进行全面分析十分必要。迪那11、迪那202等井均出现了不同程度的钻井泥浆或固井水泥浆的漏失，地面设备被刺严重，迪那11井地面油嘴管汇刺坏两套，分离器旁通管线严重被刺，分离器出口弯头刺穿两个。井口密封及密封的长期性评价一般采油井口的密封件多采用橡胶件，由于外部环境温度的变化以及某些介质对橡胶性能的影响，加速了橡胶的老化，在长期承压的情况下，这种密封非常危险，塔里木油田轮古12井就曾出现过井口刺爆的情况。针对高压气井井口密封的长期性，建议做好以下几方面的工作。采用全金属密封的采油井口。全面分析介质（CO2；H2S;CL-等）在不同温度条件下对金属腐蚀性。作业结束后环空用N2填充。人工井底评价对高压深井,人工井底水泥塞的预留高度同样应引起重视，既要满足测试工艺要求，又要确保人工井底密封可靠。以柯深101井为例，该井完井套管下深6850・00m,钻灰塞至钻井深度6841・00m,预设水泥塞9m以满足高压封堵和工程要求，通过管柱校深结合固井质量测井图及套管记录得到的真实水泥塞厚度只有2.37m。这就大大增加了替轻泥浆的风险，分析原因为，套管深度、钻具深度、测井深度的误差所致。建议1、套管磨损的理论评价