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,国际高温高压井协会、中国石油天然气集团公司将高温高压井定义为:井口压力大于70MPa(或井底压力大于105MPa)、井底温度高于150℃的井。油气井地层压力和温度的准确性直接影响到油藏评价工程师对地层的评价结果的可靠性和对生产指导的正确性。存储式电子压力计测试技术已属成熟技术,深井中应用这一技术,可充分发挥其高精度、高分辨率、长时效、连续可靠等优点。与常规井相比,高温高压井试油、完井作业难度大,井下工作环境复杂,资料录取要求严格,给高温电子压力计的资料录取工作带来了很大的困难,对电子压力计的性能指标提出了更高的要求[1]。
1 电子压力计测试工艺
电子压力计按下井方式不同可分成四种不同的作业工艺:压力计托筒下井,钢丝作业下井,电缆作业下井,永久式压力计。目前我们常用压力计托筒携带电子压力计或是射流泵排液时泵芯携带电子压力计下井。压力计托筒下井测试工艺是在地面编好录取数据程序,用计算机通过接口传送给电子压力计,接上压力计工作高温锂电池,然后将压力计装到压力计托筒上,与地层测试工具一起下到井下进行地层测试,然后同地层联作测试管柱起出,将压力计拆下,通过接口与计算机连接,回放所存储的数据到计算机进行数据处理。在压力计托筒工艺中,压力计托筒一般处于封隔器之上测试阀之下,有时也为了更加真实地取得测试层的地层资料而将压力计托筒下到封隔器之下。压力计托筒有两种不同的形式:内置式和外置式。
1.1 内置式
压力计置于压力计托筒内部空间,可以安装两支压力计,压力计托筒与地层测试工具串连下井。这种压力计托筒的优点是:由于有外筒保护,压力计不会受到井壁的碰撞,配备有防震装置,防止压力计在射孔和其它机械震动时损坏压力计。缺点:只能测内压不能测外压,由于受内外径限制,外筒壁不能做得太厚。
1.2 外置式
两支压力计置于托筒外槽内,托筒上部有卡环,将压力计卡住,下部其中两个位置有导压孔,可测管柱内部压力。压力计上部接一般胶圈,起减震作用,这种压力计托筒的优点是既可测管柱内压力,又可测管柱外压力,投棒和钢丝作业对压力计完全没有影响。缺点是对压力计保护不够,压力计容易受到井壁撞击而损坏,减震性能与内置式相比要差些。压力计托筒下井测试工艺的特点:施工工艺简单,需要的相关设备少,因此工作可靠易行。缺点:灵活性差,录取数据程序是在地面编好设定的,压力计一旦下井无法改变,无法实时做出压力导数曲线,关井时间长短要靠经验判断。
2 高温高压地层测试电子压力计出现的问题
2.1 无法通讯
电子压力计和回放软件无法建立信息通道,压力计存储芯片内采集的数据无法通过正常渠道发送到电脑上进行资料处理。无法通讯通常造成两种结果:一是存储芯片损坏,数据破坏丢失;二是通讯渠道损坏,可以重新建立通讯渠道从而获得芯片内的数据,但此数据多为不完全数据。
2.2 数据非点
电子压力计的少数或部分采点完全失真,大幅度地偏离正常值,造成整个压力计曲线变形。非点有两种情况,一是少数非点,可以通过修改、删除非点,获得正常测试曲线;二是大量点,修改、删除后测试曲线失真,不能准确解释地层参数。
2.3 没有采点或采点不全
有时为了生产需要,电子压力计需要长时间处于地层高温条件下,高温条件很容易造成电子压力计的转换器、电路板、存储系统的损坏,或者电池电量不足造成压力计无法采集数据。
2.4 数据漂移
一般来说,电子压力计在地层温度下比在常温条件下走得要慢。电子压力计的时间误差随试油时间的延长而增大,高温造成压力计只能采集到部分有效数据,不能真实地体现地层参数[2]。
3 高温高压地层电子压力计测试工艺影响因素
3.1 井筒因素
高压油气井测试作业对井筒条件有两个方面的特殊要求:其一,套管应具备较高的气密封能力和抗外挤强度。高压油气井为控制合理的测试压差,一般都需要降低压井液密度后再射孔-测试联作试油,在顶替压井液的过程中有可能发生气层窜入井筒或套管在地层高压作用下外挤变形;特别是在求产过程中若因封隔器或管柱漏失造成气流窜入井筒,再经套管窜入浅表地层,其后果更为严重。其二,要求测试作业时的压井液的热稳定性、悬浮性及流动性能适应高温深井长时间求产测试的要求,避免卡封隔器的事故[3]。
