王現(xiàn)彬

(大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163153)

·開發(fā)設(shè)計(jì)·

注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備研制與應(yīng)用

王現(xiàn)彬

(大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163153)

基于大慶油田注入井普遍采用可洗井封隔器封隔層位，可對注入井套管反注水，提出了從套管投源找漏，為此研制了注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備。應(yīng)用該設(shè)備已在多口注入井中取得成功，結(jié)果表明，該設(shè)備具有找漏施工作業(yè)時(shí)間短、成功率高、節(jié)約作業(yè)費(fèi)用等優(yōu)點(diǎn)。

注入剖面測井；找漏；反注；套漏識(shí)別井口設(shè)備

0 引 言

隨著大慶油田已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)后期，井下狀況日趨復(fù)雜，使得近些年套損井大量出現(xiàn)，特別是嫩二段區(qū)域套損較為嚴(yán)重，給油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)帶來了極大負(fù)面影響，油田迫切需要對區(qū)塊套損的主要形成原因進(jìn)行分析討論，從而提出更有針對性防治對策，充分發(fā)揮測試技術(shù)水

平，查清查全套損井及套損根源井，為今后套損防護(hù)工作提供理論依據(jù)，實(shí)現(xiàn)對套損井的控制和治理。自2008年以來，油田各采油廠均出現(xiàn)了大面積套損井，給油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)和高效開發(fā)造成了極大的負(fù)面影響，以采油三廠為例：采油三廠截止目前累計(jì)發(fā)現(xiàn)套損井1 334口，2014年發(fā)現(xiàn)套損井83口，綜合累計(jì)套損率16.18%，如圖1所示。

圖1 薩北油田開發(fā)區(qū)歷年套損指示變化曲線

目前第三大隊(duì)針對套損監(jiān)測技術(shù)主要為多臂井徑、電磁探傷測井、同位素找漏，多臂井徑對井筒的潔凈度有一定要求，測井時(shí)必須作業(yè)配合起出全部油管管柱，施工復(fù)雜且影響生產(chǎn)井的正常生產(chǎn)，電磁探傷測井可以在油管中測套管，不需要起下油管，節(jié)省了作業(yè)費(fèi)用，但該儀器分辨率較低只能定性地測出套管的損壞情況，同位素找漏受同位素沾污及下沉影響解釋判斷難度較大，對少量漏失不易發(fā)現(xiàn)。為了能夠不起油管又能準(zhǔn)確找到套損位置，第三大隊(duì)技術(shù)人員基于采油廠注入井普遍采用可洗井封隔器封隔層位，提出了從套管投源對注入井找漏，為此,研制了注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備。

1 注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備簡介

1.1 注入井套漏識(shí)別設(shè)備組成及工作原理

注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備由手搖液壓泵、井口液體源釋放器、井口連接器三部分組成，如圖2所示，其工作原理是采用液壓動(dòng)力在注入井套壓表處注入液體示蹤劑，對注入井進(jìn)行反洗井注水，利用注水動(dòng)力將液體示蹤劑打入油套環(huán)形空間，測井儀器在油管內(nèi)對液體示蹤劑追蹤記錄，計(jì)算出流體速度從而得流量并根據(jù)流量大小判斷注入井套管損毀位置，該設(shè)備的成功研制既可以減少員工套管找漏作業(yè)時(shí)間和勞動(dòng)強(qiáng)度，同時(shí)大大提高了注入井找漏成功率，又能夠?qū)σ汛笮藓筇讚p井套管補(bǔ)貼部位效果進(jìn)行評價(jià)。

1.2 注入井套漏識(shí)別設(shè)備技術(shù)指標(biāo)

1)手搖液壓泵 打壓指標(biāo)：0～6.5 MPa、長330 mm、寬170 mm、高242 mm，每抽一次可抽液體34 ml，如圖3所示(根據(jù)不同井況壓力情況可選擇不同型號(hào)液壓泵，最大打壓指標(biāo)可達(dá)40 MPa)。

圖2 注入井套漏識(shí)別設(shè)備構(gòu)成圖

圖3 手搖液壓泵結(jié)構(gòu)示意圖

2)文字“井”口液體源釋放器 由釋放器及防護(hù)體兩部分組成。釋放器耐壓15 MPa、長度370 mm、外徑Φ38 mm、內(nèi)徑Φ36 mm，容積30 ml，如圖4所示。防護(hù)體材質(zhì)為鉛，高500 mm，壁厚20 mm(通常情況下液體示蹤劑與聚合物裝配比例為2∶1裝滿可滿足測井需求，裝滿液體示蹤劑30 ml一次注入井口)。

3)井口連接器 長度266 mm、最大通徑Φ27 mm、高壓球閥耐壓15 MPa，如圖5所示。

圖4 井口液體源釋放器結(jié)構(gòu)示意圖

圖5 井口連接器結(jié)構(gòu)示意圖

手搖液壓泵、井口液體源釋放器、井口連接器之間采用高壓軟管與快速接頭進(jìn)行連接，耐壓指標(biāo)為15 MPa，該設(shè)備完全能夠做到放射源井口無泄露，液體示蹤劑注入套管后用伽馬槍測量符合安全環(huán)保要求，不會(huì)對井口操作人員造成二次照射。注水井套漏識(shí)別井口設(shè)備裝配示意圖如圖6所示。

圖6 注水井套漏識(shí)別井口設(shè)備裝配示意圖

2 測井實(shí)例

第三大隊(duì)研制的注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備可以對注入井淺層、最上一級(jí)封隔器以上層段及目前較關(guān)注的嫩二段的套管漏失情況進(jìn)行定性找漏，同時(shí)還能夠?qū)Υ笮藓筇讚p井套管補(bǔ)貼部位進(jìn)行效果評價(jià)。采用該方式與傳統(tǒng)找漏進(jìn)行對比，傳統(tǒng)找漏技術(shù)完成一口井測試大約需要4～5 h，有時(shí)還很難確定套漏位置，采用該方式對套管淺層找漏作業(yè)時(shí)間僅為40 min左右，對嫩二段及嫩二段以下套管找漏大約需要作業(yè)時(shí)間2 h左右，節(jié)省了工人的作業(yè)時(shí)間和勞動(dòng)強(qiáng)度，提高了注入井找漏一次成功率。目前第三大隊(duì)?wèi)?yīng)用注水井套漏識(shí)別井口設(shè)備已對采油三廠9口注入井進(jìn)行了套管找漏，其中淺層成功找漏4口井、嫩二段成功找漏2口井、套管補(bǔ)貼評價(jià)1口井、套管未漏2口井，具體采用該設(shè)備找漏情況統(tǒng)計(jì)見表1。

2.1 注入井淺層找漏實(shí)例

某井3為3級(jí)分層配注井，油壓1 MPa， 套壓0 MPa，壓力異常關(guān)井，地質(zhì)人員懷疑該井套管存在漏失，班組于2015年7月21日采用注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備進(jìn)行找漏，首先操作人員關(guān)閉生產(chǎn)閘門并擰下堵頭將測井儀器通過井口下入油管內(nèi)10 m等待液體示蹤劑，其次將套漏識(shí)別井口設(shè)備與套壓表進(jìn)行連接并將液體示蹤劑通過液壓泵打入油套環(huán)形空間，打開反注水閘門，對該井進(jìn)行反洗井注水，日注水20 m3/d，同時(shí)油管內(nèi)儀器對環(huán)套空間內(nèi)的液體示蹤劑進(jìn)行追蹤記錄，發(fā)現(xiàn)液體示蹤劑隨著注水不斷向下移動(dòng)，最終停留在油套環(huán)形空間60 m附近處，如圖7所示，液體示蹤劑未向下繼續(xù)進(jìn)入射孔層，通過流量計(jì)算油套環(huán)形空間流量從井口處20 m3/d，60 m油套環(huán)形空間流量為0 m3/d，以此推斷該井60 m附近套管存在漏點(diǎn)，通過基線測量，如圖8所示，發(fā)現(xiàn)該井發(fā)現(xiàn)該井50～65 m處存在大量放射性源，因此判斷在50～65 m處存在套管漏失解釋成果圖，圖9所示，成果表見表2。

表1 測試三大隊(duì)注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備找漏統(tǒng)計(jì)表

圖7 某井3連續(xù)相關(guān)測井圖

圖8 某井3基線測井圖

2.2 注入井嫩二段找漏實(shí)例

某井1為2級(jí)分層配注井，油壓4.5 MPa， 套壓3.9 MPa，壓力異常關(guān)井，壓力異常關(guān)井，地質(zhì)人員懷疑該井套管存在漏失，班組于2015年7月10日采用注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備進(jìn)行找漏，對該井進(jìn)行反洗井注水，日注水：110 m3/d，通過油管內(nèi)測井儀器對環(huán)套空間內(nèi)液體示蹤劑追蹤記錄發(fā)現(xiàn)，在710 m處環(huán)套空間流量從110 m3/d降到66 m3/d，如圖10所示，剩余66 m3/d水進(jìn)入射孔層，通過基線測量發(fā)現(xiàn)該井發(fā)現(xiàn)該井710 m處存在大量放射性源，如圖11所示，因此判斷該井在710 m處存在套管漏失,漏失量44 m3/d，射孔層合層解釋吸66 m3/d，解釋成果圖，如圖12所示，成果表見表3。

圖9 某井3解釋成果圖

序號(hào)層段測點(diǎn)深度油套向上油管向下絕對注入量/m3·d-1相對注入量/%150-654920020100265以下650000

圖10 某井1連續(xù)相關(guān)測井圖

圖11 某井1基線測井圖

序號(hào)層段測點(diǎn)深度油套向上油管向下絕對注入量/m3·d-1相對注入量/%1710m以下//6644402P21-G21//06660

2.3 注入井套管補(bǔ)貼評價(jià)實(shí)例

某5井為籠統(tǒng)正注井，油壓7.8 MPa， 套壓6.7 MPa，2015年4月3日注入壓力異常，該井4月18日起套損關(guān)井，懷疑在密封加固段845～852 m處不密封或者套管存在漏失。為了找到漏點(diǎn)，采取了兩種注源方式進(jìn)行施工，分別采用注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備在油套環(huán)形空間注入液體示蹤劑和常規(guī)在油管內(nèi)注入液體示蹤劑的方式進(jìn)行測井，日注105 m3/d，通過分析得出結(jié)論為喇叭口到井口套管沒有漏點(diǎn)，密封加固段845～852 m密封完好，測井曲線如圖13所示，成果表見表4。

圖12 某井1解釋成果圖

圖13 某5井連續(xù)相關(guān)測井圖

序號(hào)層段測點(diǎn)深度油套向上油管向下絕對注入量/m3·d-1相對注入量/%1845～852m780/103002852m以下//0103100

3 結(jié) 論

1)采用注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備可以對注入井淺層、最上一級(jí)封隔器以上層段及目前較關(guān)注的嫩二段的套管漏失情況進(jìn)行定性找漏，大大提高了注水井找漏一次成功率，還能對大修后套損井套管補(bǔ)貼部位進(jìn)行效果評價(jià)。

2)采用注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備從套管注源，完全能夠做到放射源無泄露、無污染，注完放射性源不會(huì)造成井口及操作人員二次污染及照射。

3)采用注入井套漏識(shí)別井口設(shè)備找漏與傳統(tǒng)找漏方式相比，大大節(jié)省了作業(yè)時(shí)間和勞動(dòng)強(qiáng)度，淺層找漏僅為40 min左右，對嫩二段及嫩二段以下套管找漏需要作業(yè)時(shí)間2 h左右，同時(shí)采用該設(shè)備還可以對大慶油田部分雙管合注井進(jìn)行測試。

[1] 姜文達(dá).放射性同位素示蹤劑注水剖面測井[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997.

[2] 張耀文,王金鐘,夏慧玲,等.注入剖面放射性相關(guān)流量方法研究[J].測井技術(shù), 2004, 28(S1):57-60.

[3] 任建華.脈沖中子水流測井技術(shù)及其應(yīng)用[J].油氣地質(zhì)與采收率,2006, 13(03):91-93.

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《石油管材與儀器》編輯部

Development and Application of Injection Well Casing Leak Identification Device

WANG Xianbin

(DaqingLoggingandTestingServicesCompany,Daqing,Heilongjiang163153,China)

In the Daqing oilfield, the injection well is widely used in the well packer, which can inject water in the injector well. It is proposed to find the leak from casing source, and the leak detection equipment used in the injection well was developed. Application of the equipment has been successful to find the leak points in several injection wells. The results showed that the equipment has many advantages, such as short-time operation, high success rate, and operating costs saving, etc.

injection profile logging；leakage detection；reverse injection；leak detection device

王現(xiàn)彬，男，1983年生,工程師，2007年畢業(yè)于哈爾濱理工大學(xué)自動(dòng)化專業(yè)，現(xiàn)主要從事技術(shù)服務(wù)工作。E-mail：397233832@qq.com.cn

P631.8+1

A

2096-0077(2017)02-0018-05

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.02.005

2014-12-08 編輯：馬小芳)