KT1井井下工具复杂情况原因分析和处理.pdf
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1、26石油化工KT1井位于滩海东部葵花岛构造带,钻探主要目的层为古生界,同时兼探东营组和沙河街组。完钻井深5835m,最大井斜24.76,井深结构如图1。地质设计预测本井地层压力系数为1.56,为高压井。根据电测温度数据本井5819m处实测温度为191,预计实际储层温度超过195,属高温井。试油层数三层,第一层采用“四阀一封”坐套测裸高温高压测试工艺,第二层采用正压射孔测射联作工艺,第三层采用了N阀负压测射联作工艺、负压诱喷测试工艺、解堵排液测试工艺。图1KT1井完钻井身结构图一、RDS安全循环阀密封失效导致关井后油压上升该井第一层测试工艺为:四阀一封坐套测裸测试工艺。管柱结构为RDS阀RD阀E
2、型替液阀RTTS安全接头CHAMP封隔器筛管捕球器压力计托筒笔尖(如图1)。采用地层测试工具等级:下井测试工具压力级别为105MPa,温度级别204,压力计参数30K/210。试油情况:开井见天然气,8mm油嘴放喷求产,油压13.5MPa,日产气量约20104m3/d。测试层中部深度约5746m,垂深约5632m,测试完成后折算地层压力90.42MPa,压力系数1.65;地层温度180.66/垂深5632.09m,地温梯度3.21/100m,属于高温高压系统。环空打压操作RDS循环阀进行井下关井,后发现油压持续上升,经地面流程放压点火,现场初步判断RDS循环阀失封。对压力计数据分析发现,RDS
3、循环阀关井后45分钟后失封,判断为球阀失封,后对RDS循环阀拆解检查(如图2、3),原因分析为裸眼段试油施工且预测地层压力大,采用的泥浆比重较大固相含量较高,高压气体、泥浆固相颗粒等导致球座胶圈损坏,使得环空打压操作后,RDS虽有关闭动作,但球阀与球座的密封面损伤,导致密封失效。图2RDS拆解后发现球座损坏图3RDS拆解后发现球阀划伤严重为在日后作业中避免此类问题,有针对性提出以下KT1井井下工具复杂情况原因分析和处理王骏琛许京涛刘保连张奉喜解义中国石油集团海洋工程有限公司井下作业事业部【摘要】KT1井为中石油集团公司重点风险探井,由中石油海洋工程公司井下作业事业部完成试油及地层测试施工。该井
4、试油测试施工周期长、层位深、压力高、工艺难度大,因此在施工过程中碰到了诸多复杂情况。基于此,对该井地层测试施工过程中井下工具出现的复杂情况原因分析与处理进行总结,为以后施工起到借鉴作用。【关键词】井下工具;地层测试;复杂情况;分析处理【DOI】10.12316/j.issn.1674-0831.2023.16.00927石油化工方案:第一,组装工具前要对检查胶圈情况,且尽量避免在低温情况下安装胶圈,防止胶圈弹性下降导致安装时损坏,安装时要避免丝扣对胶圈的摩擦伤害;第二,对于高压低渗气井,采取地面关井的方式求取资料,将RDS安全循环阀作为更换井口时的机械屏障,RD循环阀仅作为RDS安全循环阀失效
5、后的备用阀,正常情况下不做操作;第三,要充分考虑到RDS安全循环阀的环空打压时套管和油管间的压差,必要时可以油管打压,保证油套连通时的油管压力;第四,循环排气时用2mm油嘴放喷,保证球阀上部有一定的油管压力,减少球阀的下压差。二、射孔传压管密封失效导致油套连通KT1井第三层第一次地层测试,采用环空打压射孔-LPR-N阀地层测试连续油管氮气排液联作测试工艺,环空打压16MPa,稳压6min后射孔枪响,枪响后地面观察环空压力持续下降,多次尝试环空补压开井,环空累计打入9m3后见返液,见少量天然气,无油,现场判断为管柱发生渗漏,油套发生连通。图4KT1井第三层第一次测试管柱图管柱结构(如图4)为RD
6、阀LPR-N阀压力计托筒+液压循环阀RTTS安全接头传压接头+RTTS封隔器+筛管接头减震器2个73mmEUEP110油管9根点火头射孔枪。随后现场人员针对已发生的情况进行如下分析:第一,射孔前16MPa能稳压,判断封隔器以上工具和管柱密封,漏点在封隔器以下;第二,枪响后导致油套连通,判断漏点在密封接头和传压管之间;第三,在射孔工具管串中,配备有两个纵向减震器,其减震行程为22cm,共44cm,位移会导致传压管与密封接头发生88cm相对位移,从而导致管串中出现密封失效,造成油套连通。现场决定进行洗压井作业,起出测试射孔联作管柱进行检查,重新下入测试排液管柱。取出射孔测试联作管柱后,分析压力计数
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