0 引 言

钻杆(中途)测试是油气储层测试最古老的方法之一，早在1926年就申请了第1个关于钻杆(中途)测试的专利。近几十年来，为了满足未来深水、超深水油气储层测试的需要，石油工作者不断寻求更为高效和经济的新方法及工具。随着科技的不断进步，钻杆(中途)测试工具已成功实现了从机械操作的裸眼井工具向环空压力及环空低压遥测操作的套管井工具的转变。目前，已出现诸多环空压力和环空低压遥测操作的套管井工具，在钻杆(中途)测试中具有多功能性和极大的灵活性，可适应较为恶劣的井下环境。同时，随着钻井技术的不断进步，油气工业已经加快了向深部地层和深水、超深水进军的步伐，测试条件向低成本和环空压力限制提出了新的挑战。深水、超深水环境下钻杆(中途)测试作业固有的复杂性意味着相当数量的测试工具需要一些形式的环空压力操作，但仍存在高温、高压、H₂S与CO₂侵蚀、重钻井液中环空压力传递困难和低套压限制等诸多挑战。

无线声波遥测钻杆(中途)测试技术克服了传统钻杆(中途)测试技术的局限性，可实时测量井下数据，分析储层动态，控制井下测试工具并及时获取操作反馈，从而实时优化测试方案，节约钻机时间，实现快速决策。因此，开展无线声波遥测钻杆(中途)测试技术的研究具有重要意义。

中途测试方法包括钻杆(中途)测试和电缆(中途)测试。钻杆(中途)测试是使用钻杆或油管把带封隔器的地层测试器下入井中进行试油的一种先进技术，它既可以在已下入套管的井中进行测试，也可在未下入套管的裸眼井中进行测试；既可在钻井完成后进行测试，又可在钻井中途进行测试。钻杆(中途)测试可减少储层受污染的时间和多种后续井下工程对储层的影响，从而有效保护储层，是对低压低渗和易污染油气层提高勘探成功率的有效手段之一。

自20世纪20年代以来，钻杆(中途)测试作为评价地层的最有效和最经济的手段一直被石油工业广泛应用。多年来，为了适应日益复杂的地层测试环境，提高测量准确性，钻杆(中途)测试工具经过了多次革新，从第1代机械操作的裸眼井工具逐步发展到第4代环空低压遥测操作的套管井工具。

环空压力操作的井下测试工具直接依靠环空中的静液柱压力，而环空低压遥测操作的井下测试工具则依赖于钻井液压力脉冲，在钻杆(中途)测试中都具有多功能性和极大的灵活性，可适应较为恶劣的井下环境。深水钻杆(中途)测试作业固有的复杂性意味着相当数量的测试工具需要一些形式的环空压力操作，如油管柱测试阀、主循环阀和备份循环阀、井下取样器触发装置、油管输送射孔枪主点火头和备份点火头等。

但在深水和超深水环境下，利用环空压力和环空低压遥测操作井下测试工具进行钻杆(中途)测试仍面临以下挑战。

(1)工具中的电子设备和电池对高温极为敏感，弹性体选择和工具设计(由于工具中存在几个常压室)也受高温影响。

(2)高压井下环境下利用环空压力启动测试工具需要高压力值，但由于套压限制和多个工具导致的更小的作业范围阻碍了钻杆(中途)测试的正常进行。基于套压限制操作井下工具压力剖面如图 1所示。图中垂直线(约33 MPa)代表套压限制，可以看出，在不超过套压限制的情况下，不可能启动所有的测试工具。虽然取样器配置破裂盘可解决上述问题，但必须同时启动，缺乏灵活性。

图 1 基于套压限制操作井下工具压力剖面 Fig.1 Downhole tool pressure profile based on casing pressure restriction

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(3)某些测试必须在重钻井液环境下进行，但由于重钻井液中通常悬浮有较多的固相颗粒，从而会影响工具的力学性能、阻碍移动部件的正常移动和堵塞循环口。另外，如果钻井液密度等于或超过1.557 4 g/cm³，会引起压力传递问题，即地面钻井泵施加的压力在预定的时间内可能不会传递到预定的深度，测试工具因此不会接收到正确的压力信号按要求启动，从而导致过多的故障排除时间。

(4)H₂S和CO₂浓度过大会侵蚀工具的金属部件及弹性体，从而增加测试作业复杂性。

(5)测试工具和压力/温度计入井后，操作人员只能根据井口显示和经验来判断开关井操作是否成功，封隔器是否持续密封，一旦判断失误，只有返工，浪费钻机时间。即使测试操作一切正常，压力曲线是否满足地质设计要求，也要等到测试管柱起出后才知道，影响决策效率。

为了解决深水、超深水环境下钻杆(中途)测试难题，哈里伯顿公司对无线声波遥测钻杆(中途)测试技术进行了研究，研发了业界首个用于钻杆(中途)测试的完全声波遥测控制和工具状态反馈系统——RezConnect^TM油气井测试系统。RezConnect^TM油气井测试系统主要由DynaLink^®遥测系统、Armada^®流体取样系统和ProPhase^TM油气井测试阀组成(见图 2)，可实时测量井下数据，分析储层动态，控制井下测试工具并及时获取操作反馈，从而实时优化测试方案，节约钻机时间，实现快速决策^{[4, 5]}。

图 2 深水RezConnectTM油气井测试系统示意图 Fig.2 Schematic of RezConnectTM deepwater oil and gas well test system 1—电力脐带；2、4、5—DynaLink®中继器；3—VetoTM水下安全树；6—ProPhaseTM油气井测试阀；7—Armada®流体取样系统；8—DynaString®托筒；9—DynaGaugeTM温度/压力计；10—Champ®封隔器。

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从20世纪40年代开始，国外的几大石油公司就着眼于无线遥测技术的研究开发，出现了不同的无线遥测技术。由于低频宽和作业限制，钻井液脉冲遥测技术极少用于钻杆(中途)测试，而电磁波遥测技术虽然应用较早，但由于数据传输能力限制，无法在盐层应用。近些年来，通过油管或钻杆传输声波信号的无线遥测技术取得了重大研究进展，该技术具有双向传输的特点，传输速率可达5 121 m/s。

DynaLink^®遥测系统于2015年研发成功并开始应用，构建了RezConnect^TM油气井测试系统的核心。其采用模块化设计，减少了作业复杂性，必要时可使用电缆作业，功能强。中继器位于井下工具之间，通过夹具与油管实现金属对金属接触(见图 3)，因此，每个中继器产生的声波信号可传输至油管，然后通过油管传输至下一个中继器。声波沿油管柱传播过程中，沿油管柱间隔布置的中继器可克服衰减和失真，延长传播距离。中继器在油管柱上的位置取决于井深、井斜、套管柱结构、油管外径、井下工具配置、井下噪声、管柱拉伸和压缩及影响声波传输的其他因素。位于地面的接收器可接收到声波信号。

图 3 中继器与油管连接图 Fig.3 Schematic of repeater and tubing connection

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每个中继器都设置有DynaGauge^TM温度/压力计，可实现不同井深实时压力和温度数据的同时采集和监测，双传感器测量技术有助于实时数据质量保证和控制。

DynaLink^®遥测系统最高工作温度177 ℃，最大工作压力137.93 MPa，中继器长度1.57 m，中继器间隔距离通常为457.2 m，可为钻杆(中途)测试作业提供可靠和值得信赖的解决方案，在产生全面描述储层实时数据的同时，还可提供测试器/循环阀和取样器的控制能力。在钻杆(中途)测试中使用该系统具有以下优势：

(1)减少钻机运行时间、降低成本，提高测试效率；

(2)消除环空压力启动井下工具风险，克服套压限制；

(3)减少甚至消除钢缆干预作业；

(4)声波信号与钻井液密度无关；

(5)采集和监测实时数据，进行储层分析，有助于测试作业优化；

(6)提供即时准确的井下工具状态反馈和诊断，减少不确定性。

收集储层评价所需信息的关键步骤是采集和分析有代表性的流体样品。理想的流体样品从储层直接获得，并在分析过程开始前保持在储层压力下。目前主要有钢缆或钢丝绳输送和油管输送2种类型的取样器技术，可直接从储层采集流体样品。最初的油管输送取样工具只利用环空压力使破裂盘破裂的方式启动，但在某些情况下，由于套压限制影响了其应用。

Armada^TM流体取样系统(见图 4)于2010年研发成功并开始应用，通过DynaLink^®遥测系统控制的声波遥测触发装置启动，也可通过环空压力(备用)启动，适用于更为恶劣的井下环境，可避免复杂情况，减少非生产时间。应用该系统可进行重油/稠油取样，与其他取样工具相比，采集的流体样品更多，更具代表性，有助于快速制定下步措施和开发方案。

图 4 ArmadaTM流体取样系统 Fig.4 ArmadaTM fluid sampling system

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Armada^TM流体取样系统采用模块化设计，结构简单、可靠性强，设置有9个陶瓷涂层Inconel^®取样器、1个隔离器、1个氮气源和1个压力/温度计，取样总容积为3 600 mL。9个取样器平均分为3组，每组由声波信号单独触发，灵活性强，容易在地面得到验证，消除了破裂盘启动方式的不确定性。在地面可观察到每个触发装置的工具操作状态，减少了不确定性和潜在的故障排除时间。陶瓷涂层可防止吸入H₂S等有毒成分。隔离器可收集和隔离被碎屑污染的流体，确保流体样品的纯净度，极大提高了测试结果的可靠性和准确性。在回收至地面的过程中，氮气源可使样品保持在储层压力下。压力/温度计可精确测量取样时的温度和压力。Armada^TM流体取样系统回收至地面后，应用测量仪可确定流体样品的数量，也可通过检查氮气源的压力快速证实样品的数量，从而确定取样成功率。Armada^TM流体取样系统内壁光滑，有利于干预工具通过而不会损坏取样器。

目前，Armada^TM流体取样系统有2种规格，技术参数分别如下。

托筒尺寸：127.0、177.8 mm；

托筒长度：9.753 6、5.689 6 m；

托筒质量：515.70、464.94 kg；

托筒外径：136.53、178.56 mm；

托筒内径：57.15、88.90 mm；

地面最大氮气充气压力：79.293、103.425 MPa；

工具串连接螺纹：3.875CAS内螺纹×外螺纹、5.250CAS内螺纹×外螺纹；

最大压差：103.43 MPa；

最高工作温度：204.44 ℃。

取样器技术参数如下。

长度：4.737 1 m；

质量：16.56 kg；

外径：25.40 mm；

容积：400 mL；

最大工作压力：137.90 MPa；

最高工作温度：204.44 ℃。

ProPhase^TM油气井测试阀(见图 5)于2015年研发成功并开始应用，为遥测控制的电液伺服测试器/循环阀。该阀集Select Tester^®阀和OMNI^TM循环阀功能于一体，通过Dynalink^®遥测系统操作，实现开、关和循环位置的转换，并能将工具位置及井下温度、压力和电池状态等工具诊断信息反馈至地面(见图 6)。ProPhase^TM油气井测试阀也可通过环空低压遥测(备用)指令操作。低压遥测控制方法以用户自定义环空压力变化为基础，与静液柱压力无关，1次起下作业即可完成多层或负压测试。在声波遥测不可用的情况下，低压遥测可简化作业程序。

图 5 ProPhaseTM油气井测试阀 Fig.5 ProPhaseTM well testing valve

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图 6 声波遥测操作示意图 Fig.6 Schematic of acoustic telemetry operation

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Prophase^TM油气井测试阀具有以下优势：

(1)机械总成和电子控制器总成可在钻井现场进行保养和维修，并可单独进行功能测试；

(2)模块化即插即用电子总成可将电子设备与大型机械总成快速隔离开来，有助于优化钻机运行时间；

(3)独特的机械设计有助于防止循环端口和球阀同时开启，利用球阀进行反循环，可避免碎屑落在球顶部；

(4)循环速率业内领先，清洁液体流速高达4.8 m³/min，可大大节省钻机时间；

(5)如果对声波信号和环空低压遥测指令都无反应，使破裂盘破裂便可将测试阀移向“管子”状态，使其彻底丧失功能。

ProPhase^TM油气井测试阀外径133.35 mm，内径57.15 mm，循环流动面积23.29 cm²，额定工作压力103.425 MPa，额定工作温度160 ℃，1次入井可实现40次操作，能满足绝大部分实际应用需求，对于在重钻井液下进行测试而环空压力不易传导的井，以及因套管质量问题环空施压受限的井，具有无可比拟的优势。

2013年11月至2014年1月，深水环境下首次全声波遥测控制和监测实时钻杆(中途)测试取得了圆满成功。RezConnect^TM显著降低了作业风险，实现了测试方案优化和快速决策，提高了作业效率，节约了钻机时间。

作业区域为巴西东南部，测试地层为盐下系层，测试水深为2 149.75 m，测试井深为5 364.48 m。测试管柱(见图 7)中设置了多个Dynalink^®中继器，DynaGauge^TM温度/压力计、ProPhase^TM油气井测试阀和Armada^TM流体取样系统等井下工具,布置在5 273.04 m以下。

图 7 钻杆(中途)测试管柱 Fig.7 Drill stem test string 1—水下测试树；2、6—油管+中继器；3—压力保持阀；4—水下安全树；5—槽形悬挂器；7—上部管柱测试阀；8、9—管柱+中继器；10—中间管柱测试阀；11—备用循环阀；12—泄油阀；13、16—温度/压力计托筒；14—ProPhaseTM测试阀；15—排气阀；17—ArmadaTM取样系统；18—存储式温度/压力计托筒；19—下部管柱测试阀；20—震击器；21—安全接头；22—封隔器；23—油管；24—机械点火头；25—射孔枪；26—液压点火头。

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测试过程中，完全用声波控制ProPhase^TM油气井测试阀的多次开井、关井和循环洗井。利用声波控制ProPhase^TM油气井测试阀具有里程碑式的意义。图 8显示的是ProPhase^TM测试阀第1次移位前后环空压力和测试阀之上的油管压力变化。从图可以看出，地面发送声波指令之前，环空压力和测试阀之上的油管压力没有波动。2013年11月21日9：10，地面发送声波指令，将ProPhase^TM油气井测试阀移向循环位置，此时，环空压力等于球阀之上的油管压力，证实ProPhase^TM测试阀移位成功。几分钟后，工具位置信息反馈至位于地面的计算机。

图 8 ProPhaseTM测试阀第1次移位压力变化图 Fig.8 The first shift change of the ProPhaseTM pressure test valve

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在用声波控制ProPhase^TM油气井测试阀的开井、关井和循环洗井之后，又用声波启动Armada^TM流体取样系统进行了流体样品采集。共下入了3个触发装置，每个触发装置负责启动3个取样器，共采集了3个流动段的流体样品。作业者可同时或分时采集所有流体样品，具有极大的灵活性。

与此同时，7个DynaGauge^TM温度/压力计记录了测试阀之上和之下的压力/温度数据，这些数据有助于快速决策，减少不确定性。图 9为第1次压力恢复曲线。从图可以看出，在第1次压力恢复过程中，测试阀之下的压力出现了异常，疑似球阀发生泄漏。核实结果证实压力下降是储层的一个响应，而不是阀泄漏，从而减少了故障排除时间，消除了不确定性。

图 9 第1次压力恢复曲线 Fig.9 The first pressure recovery curve

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本次测试作业的另一个创新点是首次跨过水下测试树及其部件遥测操作井下工具。位于压力保持阀之上的中继器可传输声波信号至安装在水下安全树之下的中继器(见图 7)，从而在测试的各个阶段都实现了声波通信。由于天气状况不佳，可能出现水下安全树分离的情形。完全无线操作的最大优势就是即使在水下安全树重新连接之后，通过声波通信仍能继续实现实时数据采集和井下工具控制。

(1)RezConnect^TM油气井测试系统集无线声波遥测技术和智能井下工具为一体，可有效解决深水、超深水环境下高温、高压、H₂S与CO₂侵蚀、重钻井液中环空压力传递困难和低套压限制等诸多测试难题。

(2)无线声波遥测钻杆(中途)测试技术是一项革新技术，可优化钻机时间、降低环境风险、确保人员安全。应用该技术可实时测量井下数据，分析储层动态，控制井下测试工具并及时获取操作反馈，从而实时优化测试方案，实现快速决策。

(3)DynaLink^®遥测系统是井下工具网络系统的核心，可提供地面和井下之间的双向通信，对井下工具的影响是全方位的，可催生许多井下工具和技术。建议开展基于无线声波遥测技术的新型井下工具和技术研究，为我国油气工业向深部复杂地层及深水、超深水领域进军提供更多的技术储备。