袁東方，李治，張彩榮，于曉明，薛偉，付江龍，張英東（1.西安石油大學(xué)，陜西西安　71001；.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司儲(chǔ)氣庫(kù)管理處，陜西靖邊　718500；.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊　718500）

天然氣儲(chǔ)氣庫(kù)老井井身質(zhì)量檢測(cè)與再利用

袁東方1，2，李治2，張彩榮3，于曉明2，薛偉2，付江龍2，張英東2
（1.西安石油大學(xué)，陜西西安710021；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司儲(chǔ)氣庫(kù)管理處，陜西靖邊718500；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊718500）

長(zhǎng)慶氣田在某含硫氣區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)中，結(jié)合中石油儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)相關(guān)指導(dǎo)意見(jiàn)，采用MIT+MTT、聲幅-變密度和超聲波成像等技術(shù)，對(duì)G2×開(kāi)發(fā)老井開(kāi)展了管柱腐蝕和固井質(zhì)量檢測(cè)評(píng)價(jià)，為老井再利用和短期注采試驗(yàn)提供了依據(jù)；并對(duì)比分析了相關(guān)檢測(cè)技術(shù)，為油（氣）井井身質(zhì)量檢測(cè)提供參考性的意見(jiàn)和建議。同時(shí)在G2×井修井后進(jìn)行的周期10個(gè)月注采試驗(yàn)表明：該井井筒狀態(tài)良好，達(dá)到了注采平衡，滿足短期注采試驗(yàn)要求。

儲(chǔ)氣庫(kù)；含硫氣區(qū)；老井再利用；測(cè)井儀器；井身質(zhì)量；注采試驗(yàn)

1　儲(chǔ)氣庫(kù)老井利用要求和再利用井現(xiàn)狀

由于不同季節(jié)天然氣需求量不同，天然氣供應(yīng)有大幅量的變化。長(zhǎng)慶油田作為天然氣主要供應(yīng)區(qū)之一，為緩解天然氣供應(yīng)矛盾將在某含硫氣區(qū)建設(shè)儲(chǔ)氣庫(kù)。1.1儲(chǔ)氣庫(kù)老井利用要求

儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)相關(guān)指導(dǎo)意見(jiàn)對(duì)老井的再利用條件進(jìn)行了規(guī)定：（1）儲(chǔ)氣層級(jí)頂部以上蓋層段水泥環(huán)連續(xù)優(yōu)質(zhì)膠結(jié)井段長(zhǎng)度不少于25 m，且以上固井段合格膠結(jié)段長(zhǎng)度不小于70％；（2）套管強(qiáng)度校核結(jié)果應(yīng)滿足實(shí)際運(yùn)行工況要求；（3）生產(chǎn)套管需采用清水介質(zhì)試壓，試壓至儲(chǔ)氣庫(kù)井口運(yùn)行上限壓力的1.1倍，30 min壓降不大于0.5 MPa為合格。

1.2再利用老井現(xiàn)狀

為加快儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)步伐，選取了部分老井進(jìn)行再利用，其中G2×井具體情況如下所述：

G2×井完鉆層位為奧陶系馬家溝組，人工井底3 544 m，采用分級(jí)固井方式完井，完井時(shí)固井質(zhì)量合格率69％，套管采用Φ177.8 mm×9.17 mm規(guī)格，從井口到井底為AC80+N80+P110鋼級(jí)組合，油管為Φ73.02 mm×5.51 mm的KO80SS油管。

G2×井投產(chǎn)已9年，隨著逐年的開(kāi)采，初期油、套壓從22.8 MPa和30 MPa，降至5.14 MPa和7.43 MPa，產(chǎn)氣量由初期的20×104m3/d降至5.0×104m3/d。累計(jì)產(chǎn)氣2.323 4×108m3，產(chǎn)水0.227 7×104m3。CO2平均含量5.97％，H2S平均含量610.4 mg/m3，平均產(chǎn)水1.2 m3/d，產(chǎn)出水pH值5.49，CaCl2水型，Cl-含量為25.063 2 g/L，與H2S和CO2等酸性氣體并存，易導(dǎo)致氣井管柱腐蝕。

采用氣田比較成熟的間歇加注方式減緩管柱腐蝕，即首次油、套管預(yù)膜后，結(jié)合不同生產(chǎn)階段產(chǎn)氣量的調(diào)整，月度補(bǔ)加200升/次～70升/次的油溶水分散型緩蝕劑，已累計(jì)加注緩蝕劑8.69 m3。

2　檢測(cè)技術(shù)簡(jiǎn)介

G2×采用聲幅-變密度和超聲波成像技術(shù)檢測(cè)固井質(zhì)量；采用多臂井徑儀MIT+磁測(cè)厚儀MTT、電磁探傷儀MID-K、超聲波成像測(cè)井技術(shù)等檢測(cè)管柱腐蝕情況。技術(shù)原理（見(jiàn)表1）。

測(cè)井儀器組合特點(diǎn)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)（見(jiàn)表2）。

3　固井質(zhì)量檢測(cè)與評(píng)價(jià)

G2×井氣層段位于3 463.1 m～3 477.4 m段，通過(guò)聲幅-變密度和超聲波成像測(cè)井發(fā)現(xiàn)，G2×井固井質(zhì)量合格率為27.95％～28.03％，低于完井時(shí)所測(cè)的固井質(zhì)量合格率69％。

表1　檢測(cè)技術(shù)原理示意

表2　測(cè)井儀器組合特點(diǎn)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

聲幅-變密度測(cè)井固井質(zhì)量較好的井段為2 094 m～2 303 m、2 682 m～2 730 m、3 120 m～3 442 m；超聲波成像測(cè)井固井質(zhì)量較好的井段為1 395 m～1 435 m、2 090 m～2 301 m、2 887 m～2 975 m、3 115 m～3 432 m，兩者存在一定的相符性。

聲幅-變密度測(cè)井可清晰的分辨第一和第二界面固井質(zhì)量（見(jiàn)圖1）。

3.1聲幅-變密度測(cè)井

G2×井聲幅-變密度測(cè)井檢測(cè)結(jié)果（見(jiàn)表3）。

表3　聲幅-變密度固井質(zhì)量評(píng)價(jià)表

由檢測(cè)結(jié)果可以看出：聲幅-變密度測(cè)井可以清晰的分辨第一界面和第二界面的固井質(zhì)量，G2×井第一界面固井質(zhì)量合格率為28.03％，第二界面固井質(zhì)量合格率為19.02％。G2×井氣層段上部25 m井段第一和第二界面固井質(zhì)量為優(yōu)，氣層蓋層段固井質(zhì)量良好。

3.2超聲波成像測(cè)井

超聲波成像測(cè)井固井質(zhì)量評(píng)價(jià)（見(jiàn)表4）。

表4　氣層段上部聲幅-變密度固井質(zhì)量評(píng)價(jià)示意圖

由表4可以看出：G2×井二級(jí)固井質(zhì)量合格率為20.50％，一級(jí)固井質(zhì)量合格率為42.93％，一級(jí)固井質(zhì)量明顯優(yōu)于二級(jí)固井質(zhì)量，全井段固井質(zhì)量合格率為27.95％，檢測(cè)結(jié)果與聲幅-變密度第一界面固井質(zhì)量合格率基本相符。G2×井氣層段上部25 m井段固井質(zhì)量較好，存在極少部分的液體和氣體縫隙，與聲幅-變密度測(cè)井結(jié)果相符。

4　G2×井管柱腐蝕檢測(cè)與評(píng)價(jià)

G2×井采用了24臂MIT+MTT對(duì)油管腐蝕情況進(jìn)行檢測(cè)，并通過(guò)起出油管壁厚測(cè)試和重點(diǎn)段取樣檢測(cè)進(jìn)行了對(duì)比驗(yàn)證；采用MID-K、新型超聲波成像測(cè)井技術(shù)和60臂MIT+MTT檢測(cè)技術(shù)確定了套管腐蝕現(xiàn)狀。

4.1管柱腐蝕情況G2×井油管和套管腐蝕檢測(cè)結(jié)果（見(jiàn)表5和表6）。由表5和表6可以看出：

（1）在加注緩蝕劑措施保護(hù)下，生產(chǎn)9年后G2×井油管和套管整體腐蝕輕微，均勻腐蝕深度在0.22 mm～0.368 mm。個(gè)別井段存在局部腐蝕現(xiàn)象，油管在3129m～井底存在點(diǎn)蝕，最大腐蝕深度3.967 mm；套管在217 m～606 m井段存在點(diǎn)蝕，最大腐蝕深度2.332 mm。

（2）油管腐蝕規(guī)律：通過(guò)測(cè)量起出油管壁厚發(fā)現(xiàn)24臂MIT+MTT檢測(cè)結(jié)果和起出油管壁厚縱向分布規(guī)律基本相符，腐蝕程度有隨井深逐步加深的趨勢(shì)（見(jiàn)圖2）。

（3）套管腐蝕規(guī)律：60臂MIT+MTT、IBC和MID-K 等3種檢測(cè)結(jié)果均顯示套管內(nèi)壁在606 m以上井段出現(xiàn)點(diǎn)蝕，其中60臂MIT+MTT為217 m～605.84 m，IBC 為300 m～410 m，MID-K顯示在537.80 m處出現(xiàn)點(diǎn)腐蝕，結(jié)果差異較大。

60臂MIT+MTT和IBC均可測(cè)出套管分級(jí)箍位置，60臂MIT+MTT顯示在2 301.48 m～2 302.48 m，IBC顯示在2 996.8 m～2 997.8 m，深度相差5 m，分析認(rèn)為與測(cè)試儀器的校深和電纜的延長(zhǎng)有關(guān)。

4.2油管腐蝕產(chǎn)物認(rèn)識(shí)

起出油管后查看油管內(nèi)壁腐蝕情況，對(duì)相對(duì)嚴(yán)重腐蝕段的331根和350根油管截取了管樣。油管內(nèi)壁出現(xiàn)點(diǎn)蝕，直徑小于10 mm，深度在0.28 mm～1.74 mm。根據(jù)國(guó)標(biāo)GB/T 18590-2001《金屬與合金的腐蝕點(diǎn)蝕評(píng)定方法》規(guī)定，G2×井內(nèi)壁點(diǎn)蝕為寬淺型。

表5 油管腐蝕檢測(cè)情況

其中第331根油管最大腐蝕深度1.74 mm，腐蝕速率達(dá)0.193 mm/a，其腐蝕產(chǎn)物采用布魯克 D8 ADVANCE X射線衍射儀分析，主要為FeCO3，由此可見(jiàn)此段主要發(fā)生CO2腐蝕（見(jiàn)圖3）。

圖3　331根根油管內(nèi)壁腐蝕示意圖

4.3腐蝕機(jī)理認(rèn)識(shí)

據(jù)NACE SP0106-2006標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定當(dāng)CO2分壓＞0.021 MPa時(shí)即發(fā)生CO2腐蝕，按目前G2×井井口油管壓力5.14 MPa計(jì)算，CO2分壓達(dá)到0.31MPa，超過(guò)了閾值。Pots等人分析認(rèn)為當(dāng)PCO2/PH2S分壓比在20～500范圍時(shí)，以CO2和H2S混合型腐蝕為主。G2×井PCO2/PH2S= 148.46，屬CO2和H2S混合型腐蝕區(qū)域。采用抗硫油套管后，避免了硫化物應(yīng)力開(kāi)裂SSC，主要存在CO2-H2O電化學(xué)腐蝕。

5　G2×井試壓和注采試驗(yàn)

完成G2×井井身質(zhì)量檢測(cè)和評(píng)價(jià)工作后，對(duì)0 m～3 440 m井段套管進(jìn)行了試壓，壓力25 MPa，30 min壓降為0 MPa，試壓合格，表明G2×井井身質(zhì)量較好，滿足老井利用要求。于2012年8月17日至9月8日更換防腐油管，安裝注采井口后，開(kāi)展了一輪注采試驗(yàn)。

該井原始試氣無(wú)阻流量65.291 0×104m3/d，原始地層壓力30.40 MPa，氣井采出程度63.6％，注氣前地層壓力10.82 MPa。該井于2012年9月26日開(kāi)始注氣試驗(yàn)，12月16日停注，累計(jì)注氣614.833 6×104m3。2012 年12月26日開(kāi)始采氣，日配產(chǎn)7×104m3，2013年3月29日采氣結(jié)束，累計(jì)產(chǎn)氣616.743 3×104m3，注采氣量達(dá)到平衡。注采試驗(yàn)期間，井筒運(yùn)行良好（見(jiàn)圖4）。

圖4　G2×井注采試驗(yàn)期注采曲線圖

6　認(rèn)識(shí)及建議

（1）再利用老井G2×井經(jīng)過(guò)井身質(zhì)量檢測(cè)、評(píng)價(jià)與試壓表明：該井采用加注緩蝕劑的防護(hù)措施，生產(chǎn)9年之后，G2×井套管整體腐蝕輕微，最大壁厚損失小于2.332 mm。井身質(zhì)量較好，可滿足儲(chǔ)氣庫(kù)短期注采試驗(yàn)要求。

（2）通過(guò)對(duì)G2×井進(jìn)行聲幅-變密度和超聲波成像固井質(zhì)量檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)該井固井質(zhì)量合格率為27.95％～28.03％，低于完井時(shí)的固井質(zhì)量合格率69％。

（3）井身質(zhì)量檢測(cè)技術(shù)評(píng)價(jià)：針對(duì)固井質(zhì)量檢測(cè)技術(shù)：超聲波成像測(cè)井技術(shù)可清晰的檢測(cè)出水泥環(huán)中氣體、液體竄槽現(xiàn)象，同時(shí)可測(cè)出分級(jí)箍位置，在固井質(zhì)量檢測(cè)精度與聲幅-變密度測(cè)井相符，但存在無(wú)法分辨水泥第一、二交界面等不足，因此聲幅-變密度測(cè)井可滿足注采再利用氣井的固井質(zhì)量檢測(cè)要求。

氣井管柱腐蝕檢測(cè)技術(shù)中，多臂MIT+MTT測(cè)井組合可對(duì)管柱內(nèi)外腐蝕情況進(jìn)行定位和定量，結(jié)果準(zhǔn)確；MID-K在不影響氣井正常生產(chǎn)的情況下定性多層管柱的腐蝕情況，壁厚檢測(cè)精度較低，可定性套管腐蝕；超聲波成像檢測(cè)技術(shù)管柱壁厚精度高，但存在施工要求高、費(fèi)用高昂且無(wú)法分辨管柱內(nèi)外腐蝕情況等局限性。

（4）目前G2×井已開(kāi)展注采試驗(yàn)，安全運(yùn)行10個(gè)月，井筒狀況良好，但其固井質(zhì)量達(dá)不到儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)相關(guān)技術(shù)要求的合格率70％，因此該井僅可進(jìn)行短期試驗(yàn)，試驗(yàn)完成后需及時(shí)封堵。

［1］唐宇編譯，王環(huán)審校.斯倫貝謝公司套后成像測(cè)井技術(shù)Isolation Scanner（IBC）［J］.測(cè)井技術(shù)，2011，35（4）：307.

［2］洪有密.測(cè)井原理與綜合解釋［M］.山東：石油大學(xué)，2005.

［3］李玉寧，李強(qiáng)，安秀榮，等.MIT-MTT組合套損檢查技術(shù)在長(zhǎng)慶油田的應(yīng)用［J］.測(cè)井技術(shù)，2006，30（5）：449-453.

［4］李強(qiáng)，許慶英，劉東明，等.MID-K電磁探傷成像測(cè)井儀在長(zhǎng)慶油田的應(yīng)用［J］.測(cè)井技術(shù)，2007，31（4）：373-379.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.013

TE26

A

1673-5285（2015）01-0047-05

2014-10-29

2014-12-11

袁東方，男（1985-），現(xiàn)供職于中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司儲(chǔ)氣庫(kù)管理處，政工師，主要研究領(lǐng)域?yàn)榈叵聝?chǔ)氣庫(kù)鉆井工藝技術(shù)應(yīng)用等方面。