超深高温高压井APR测试工具失效分析与措施研究

彭永洪， 魏 波， 宋雷勇， 王甲昌， 薛 健， 陈 兵, 申川峡

(1中国石油塔里木油田分公司安全环保与工程监督中心 2中国石油塔里木油田分公司油气田产能建设事业部)

APR地层测试技术是库车山前评价油气层的重要手段，利用油管传输循环阀、封隔器、压力计等测试工具至预定位置，在不动管柱的情况下由环空压力控制循环阀实现井下关井，录取地层资料[1-6]。随着油气勘探迈向超深层，地层温度、压力不断升高，作业工况异常复杂，对压井液、工具及配套密封件的要求更高，测试工具的不适应也逐渐凸显，失败井次时有发生。例如：预探井克深902井和克深12井在地层测试时因测试阀破裂盘密封圈刺漏，循环孔提前打开，替液后关闭E型阀失败，导致测试失败，分别损失作业时间14 d和16 d。因此，有必要对发生的测试工具失效问题深入研究分析，提出技术保障措施，提高测试一次性成功率。

一、地层测试工具失效分析

收集整理库车山前近几年61口APR测试井，其中19口井测试工具失效，失效率占31%，且随着井深的增加，工具失效率也随之增加，尤其7 500 m以上的测试井，工具失效率高达60%。其中：循环阀RD、RDS失效率占94%，封隔器失效占6%。

1. 循环阀失效分析

循环阀正常工作状态是指在设计的环空操作压力控制范围内打开破裂盘，流体压力通过破裂孔作用剪切芯轴剪断限位销推动芯轴下行，下行同时启动弹性爪、连接杆、操作臂动作，关闭球阀，球阀完全关闭时弹性爪会在连接杆与差动外筒空隙内外张开，不再抓牢剪切芯轴，芯轴继续下行，使循环孔打开，实现井下关井和循环压井作业(如图1所示)。

图1 RDS循环阀工作原理

循环阀失效表现为：①破裂盘破裂，剪切芯轴未下行或下行不到位，球阀打开，循环孔关闭；②破裂盘未破，剪切芯轴提前下行，球阀关闭，循环孔打开。

1.1 测试压井液沉淀

库车山前超深高压气井井况恶劣，井温高达150℃以上，测试压井液密度需要达到1.80～2.20 g/cm3，在高温环境中长时间静置使压井液性能变差，形成老化沉淀，易出现沉淀物抱死芯轴或沉积在连接杆与差动外筒空隙内，阻碍芯轴下行。有时沉淀物会在测试阀破裂盘传压孔处沉实，使环空操作压力无法打开破裂盘。

1.2 密封圈失效

密封圈是测试工具保持密封的重要配件，一旦受损，就会失封，无法在剪切芯轴压差面积上形成有效压差，推动芯轴下行。总结密封圈失效有三种形式：地层温度超过或接近密封圈的耐温极限出现碳化而降低使用寿命、密封圈不具备防内爆性能出现鼓胀、密封圈安装时机械受损。

1.3 芯轴卡死

三口井RD阀在设计环空操作压力下未正常运行，起出检查发现芯轴、弹性爪卡死在差动外筒上，造成RD阀循环孔打开失败。分析认为：芯轴下行的启动速度太快、惯性力大，下行时未带弹性爪一起下行，而将弹性爪挤入芯轴与差动外筒的5 mm间隙内卡死，反向阻碍芯轴下行，使其下行不到位。

1.4 破裂盘密封件刺漏

克深902井、克深12井现场装配循环阀破裂盘时，破裂盘安装槽上存在肉眼难以发现的微小砂砾，使破裂盘密封件与安装槽之间存在间隙，替液时在高的环空压力下刺漏，使流体压力提前作用剪切芯轴下行，露出循环孔，投球关闭E型替液阀失败。

2. 封隔器失效分析

克深131井RDS循环阀井下关井后，地面采用Ø5 mm固定油嘴控压反循环脱气，反循环至进出口密度一致时，油压突然下降为0。继续反循环，泵压3 MPa，油压0 MPa，此时地面的供液管线崩开，地面紧急关井，油压由0 MPa缓慢涨至20 MPa，套压0 MPa，后油套压同时上涨，油压由20 MPa升至56 MPa，套压由0 MPa涨至40 MPa，判断油套窜通。起出工具检查，封隔器水力锚两处锚爪和本体刺损严重，水力锚密封圈碳化变硬，试水压漏水明显。现场分析：反循环脱气时，水力锚锚爪处于收缩状态，油压突然下降为0，此时水力锚承受33 MPa压差，瞬间伸出，且在井温176℃环境下，密封圈碳化变硬，使密封性降低，造成刺漏水力锚锚爪。

二、测试工具失效控制措施研究

1. 循环阀失效控制措施

1.1 测试压井液沉淀解决措施

针对测试压井液分层、沉淀使循环阀失效问题，决定从优选评价测试压井液性能、压井液易沉淀处填充高温高压黄油两个方法解决：

(1)目前采用的测试压井液主要为油基压井液、超微重晶石、有机盐压井液。下测试管柱前，对现场应用的压井液进行老化实验与配伍性实验评价其抗高温稳定性与沉降稳定性，满足高温(比地层温度高10℃～15℃)条件下静置烘烤15 d后，未形成老化分层、加重材料硬性沉淀，且满足密度、黏度、切力等指标要求为合格，三种压井液体系性能指标要求分别如表1～表3所示。

表1 油基压井液性能指标

表2 超微重晶石性能指标

表3 有机盐压井液性能指标

(2)加工注脂接头，在循环阀芯轴、连接杆与差动外筒空间内，压井液易沉淀处填充高温黄油，占满空间，防止压井液沉淀物或地层杂质进入外筒与芯轴间隙内造成堵塞。

1.2 密封圈失效控制措施

针对密封圈失效问题，从优选、评价再到保管、安装全面把关，确保密封圈的密封性。

(1)对于高温密封圈碳化问题，总结常用密封圈的耐温性能，根据地层温度、流体性质优选满足长期耐温条件的密封圈。温度低于177℃的井优选Viton600氟化橡胶密封圈，等于或高于177℃的井，优选Chemraz全氟醚密封圈。

(2)对于Chemraz密封圈不抗内爆鼓胀问题，通过实验评价与资料调研，发现使用的Chemraz555系列密封圈硬度较低(硬度80)、不抗内爆，系统突然减压，进入橡胶内部的气体分子逃逸形成鼓胀。优选高硬度(硬度95)、抗内爆的Chemraz 526系列密封圈，解决了密封圈不防内爆问题。

(3)对于密封圈机械刮伤问题，严格执行仓库密封件管理规定，要求密封圈在低温、避光、干燥环境下保存，不同规格的密封圈需分别存放，对过期的密封圈不再使用，确保密封圈在出库时的完好性。组装时安排专业、熟练人员安装，均匀涂抹好润滑脂，将缓冲垫套在芯轴密封圈上，以保护密封圈受外力损坏，同时平缓用力下压差动外筒，使均匀受力，通过密封圈时缓慢，上扣时保持芯轴处于居中位置。

1.3 芯轴卡死控制措施

(1)针对流体压力作用使芯轴下行的启动速度快、惯性力大造成的芯轴、弹性爪卡死在差动外筒的现象，经过多方研究决定对破裂盘传压孔倒角、孔径进行改进。具体方法：①倒角由90°改为45°，改变流体压力的作用方向，避免作用力直接作用芯轴，通过角度变化使作用力先向上，后向下，减缓流体压力对芯轴的冲击力和芯轴下行的撞击力;②孔径由9 mm改为3 mm，减小过流面积，有利于降低芯轴下行的启动速度和惯性力。

(2)采购工具时注意购置整套工具，避免循环阀芯轴与差动外筒不是同批次生产，造成加工误差。同时厂房保养维护时，注意不要混用部件，检查芯轴是否有变形情况。

1.4 破裂盘密封件刺漏控制措施

为防止破裂盘密封件装配不到位刺漏再发生，增加对破裂盘装配到位性检验与密封性检测。

(1)引进“塑性规”，由可塑性变形的特殊材质制成，通过预装标记检验破裂盘密封件是否装配到位的专用工具[7]，避免破裂盘安装槽面有微小砂砾等杂质存在，造成密封件安装不到位刺漏。

(2)为进一步验证破裂盘密封性，决定对破裂盘进行“两级试压”检测，在车间做氮气试压试验，入井前再试水压试验。

2. 封隔器失效控制方法

放喷排液、循环脱气时，地面采用可调式节流阀+动力油嘴组合控压方式，其中可调式节流阀控制圈数少，可起到固定油嘴控压作用，且具有可调节优势；动力油嘴控制圈数多，且抗刺能力强，可实行精细控压，这种控压组合方式可在井筒堵塞等异常情况下实现快速调节功能，降低压力波动，减小封隔器水力锚的动作次数。同时根据地层温度、流体性质选择密封圈，确保水力锚锚爪在多次动作后密封圈的完好性。

三、应用实例

1. 测试井概况

ZQ1井是塔里木盆地库车坳陷的一口风险探井，完钻井深6 316 m，完钻层位白恶系巴什基奇克组未穿。采用宝钢BG140V Ø127 mm封隔油层套管(5 563.73～6 316 m)，悬挂在Ø177.8 mm套管内，Ø177.8 mm套管未回接至井口，上部为Ø244.48 mm套管。根据钻井液密度、井漏、邻井情况及中途测试资料回归计算预测地层压力系数2.0，地层压力120.03 MPa，地层温度156℃。

2. 测试方案及工序

通过方案讨论与技术论证，决定采用APR测试工艺对井段6 073～6 182 m进行地层测试，落实ZQ1号构造白恶系巴什基奇克组流体性质、产能及温压资料。通刮洗井后，在密度2.05 g/cm3压井液中对井段6 073～6 182 m进行钻杆传输射孔，射孔跨度109 m，厚度84 m/5层。射孔后，下入Ø127 mm RTTS测试封隔器五阀一封测试管柱，环空操作循环阀对射孔段进行地层测试，录取地层资料。

3. 控制措施

(1)根据地层压力系数及平衡地层压力的要求，优选钻井时密度2.05 g/cm3一致的压井液，对2.05 g/cm3油基钻井液进行配伍性试验，发现所用的油基钻井液与测试工作液不配伍，决定采用2.05 g/cm3的超微重晶石替换油基钻井液作为测试压井液，并对超微重晶石压井液进行老化试验,评价压井液的抗高温稳定性和沉降稳定性，在比预测地层温度高10℃的保温箱内烘烤15 d，玻璃棒自由下落到底，有软性沉淀，无加重材料硬性沉淀，说明压井液性能稳定，满足下入测试管柱和操作测试工具的性能要求。

(2)优选具有良好作业记录的测试工具，根据地层温度及流体性质选用氟橡胶Viton600系列密封圈，能够满足该井的测试要求。组装时安排经验丰富人员按照工具装配图纸和说明将选用的密封圈和支撑环安装在规定的位置上，注意支撑环安装顺序，在芯轴的第二道密封圈和第三道密封圈涂抹硅油，其他密封圈和丝扣连接处涂抹适量的润滑脂。将上接头固定在虎钳上，擦拭上接头内部的密封面保持清洁干净，内部不涂抹润滑脂，将装好密封圈的剪切芯轴插入上接头，然后在芯轴和上接头上安装差动外筒。第三道密封圈与第四道密封圈之间的空气腔区域内禁止涂抹润滑脂，润滑脂会阻碍工具的正常运行，需保持空气腔的清洁，差动外筒安装到位后，在芯轴与差动外筒的空隙内填充高温高压黄油。用试压专业工具和试压泵在破裂盘传压孔处打压，观察芯轴下行时的压力，若压力大于21 MPa，拆开查找原因。芯轴运行正常后，安装弹性爪、操作臂、球阀、下接头等部件。

(3)工具组装完后，对工具内压和空气腔分别做氮气试压40 MPa，对破裂盘做氮气试压50 MPa，稳压15 min，观察各连接处、循环孔、破裂盘传压孔是否有气泡溢出。上井前在厂房进行试水压试验，循环阀打压至额定工作压力，稳压15 min，压降小于0.7 MPa为合格。单独对破裂盘打压至设定值的80%，压降小于0.7 MPa为合格。

(4)测试封隔器水力锚、密封圈也选用氟橡胶Viton600系列密封圈，满足该井测试的温度要求。地面流程选用140 MPa的超Ⅰ类双级多功能管汇组合，放喷排液时采用可调式节流阀+动力油嘴多级组合控压方式。入井前再次确认封隔器凸耳在J型槽短槽内，保证封隔器的坐封成功率。

(5)循环阀破裂盘选用倒角45°、孔径3 mm的改进破裂盘。现场安装时采用塑性规验证破裂盘安装的到位性，试水压再次确认破裂盘的密封性，满足测试工具的入井要求。

(6)为确保测试成功率，在测试管柱中配置两个RDS安全循环阀满足井下关井的双保险，增加液压循环阀作为RD循环阀的备用阀，若RD阀失效可以通过上提管柱打开液压循环阀的循环孔，实现循环压井、解封封隔器的作用[8]。

4. 应用成果

ZQ1井通过有效的技术保障措施，确保各工具的正常运行，成功完成地层流体性质、产能及温压资料的录取。电子压力计测点深度6 064.18 m，实测地层压力120.56 MPa、地层温度151.97℃。起出工具检查，RDS、RD循环阀芯轴间隙无压井液的硬性沉淀，芯轴下行到位，密封圈表面完好，封隔器水力锚、密封圈、胶筒完好。

建立的APR测试工具技术保障措施已成功支撑库车山前完成12口超深高温高压井的测试作业任务，测试工具成功率达到100%。

四、结论

(1)通过对库车山前61口测试井的工具失效统计分析，总结出测试压井液、工具密封圈、芯轴、破裂盘是时常造成循环阀失效的主要原因，封隔器水力锚是受内外压差控制进行动态伸缩，地面压力控制不稳易造成水力锚的多次伸缩，影响其密封性。

(2)根据工具失效原因，从工具购置、保养、安装、检测、压井液性能评估、密封圈选用、破裂盘改进等多个方面提出针对性技术控制措施，保障工具的可靠性；从工艺技术方面，管柱配置中增加RDS、RD循环阀的备用阀，提高一次测试成功率。

(3)现场应用表明，通过工具、工艺技术保障措施，使工具失效率由研究前的31%降低为0，有力支撑了研究后12口超深高温高压气井的测试任务。