路遠濤，朱立江，馬銘悅，姜岳慶

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

·儀器設(shè)備與應(yīng)用·

深層氣注產(chǎn)井高壓密閉測井工藝及應(yīng)用

路遠濤，朱立江，馬銘悅，姜岳慶

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

為解決深層氣井在油田持續(xù)開發(fā)過程中出現(xiàn)的問題，采取高壓密閉裝置和有效測井方法組合檢測井下動態(tài)情況。經(jīng)過綜合解釋分析給出準確判斷，采取措施達到深層氣井有效治理和高效開發(fā)。實際應(yīng)用驗證了該工藝裝置和測井檢測方法的可行性、有效性。

高壓密閉裝置；氣井測試；油套管檢測；實際應(yīng)用；資料分析

0 引 言

大慶油田油氣當量再續(xù)穩(wěn)產(chǎn)要求，需要大力挖潛氣井產(chǎn)能。套管的損壞及破漏直接影響油水井的正常生產(chǎn),甚至導致油水井的停產(chǎn)報廢, 而隨著油田開采時間延長，油水井套管變形損壞及破漏日趨嚴重。因此套管損壞、破漏的檢測、修理工作是油田開發(fā)過程中必須解決的一個重要問題[1]。氣井內(nèi)的腐蝕性介質(zhì)使井下管柱存在腐蝕、漏失等情況，使氣井不能很好發(fā)揮作用。由于其壓力大，溫度高，風險高等原因，以往多數(shù)采用壓井作業(yè)方法檢測管柱問題。壓井就是采用設(shè)備從地面往井里注入密度適當?shù)囊后w(即壓井液),使井筒內(nèi)液柱在井底造成的回壓與地層的壓力平衡,恢復和重建壓力平衡的作業(yè)[2]。壓井作業(yè)不僅費用大，而且對射孔層污染嚴重，影響后續(xù)生產(chǎn)開發(fā)。因此一般不采用壓井后測試，而要求帶壓測試，在不影響生產(chǎn)情況下把問題檢查清楚。目前利用高壓密閉放噴裝置和多種過油管儀器組合測井方法既可以檢查問題井，又不需要很高的費用。

1 深層氣注產(chǎn)井高壓密閉工藝測試技術(shù)

如何在井口密閉、帶壓條件下進行施工作業(yè)是實現(xiàn)真正意義上的井口帶壓測井的技術(shù)關(guān)鍵。測井儀器需要在密封狀態(tài)下下井,不能像鉆具一樣通過旋轉(zhuǎn)防噴器密封入井[3]。所以深層氣注產(chǎn)井高壓密閉存在一些具體問題。

1.1 高壓密閉測試工藝技術(shù)難點

注產(chǎn)氣井氣體的主要成分為天然氣，具有易滲漏、易燃易爆、無色無味等特點；注產(chǎn)氣井井口壓力一般都很高，且井內(nèi)氣體流速大，尤其是注氣井，井口壓力有時可達25 MPa，測試方面存在工藝難題。主要表現(xiàn)在以下幾方面：

1)測井施工風險大。由于高溫高壓，井口防噴裝置和下井儀器承受極限工作條件，設(shè)備可靠性受到限制，井口壓力高，易發(fā)生井口失控和造成井噴事故。

2)高壓條件下井口密封困難。由于所有的測井都伴有電纜的上下運動,井口的密封既不能限制電纜的正常運動，還要保證氣體不能隨電纜的移動而泄漏，動密封難度很大。電纜外皮是由細鋼絲旋繞組成，表面不光滑，氣體粘度小密度低，比液體更不易密封，進一步增加了密封的難度。

3)測試儀器的下井問題。注產(chǎn)氣井井口壓力高、井內(nèi)氣體流速大，儀器下井困難，需要合理配重，使測試儀器能克服阻力順利下井，又不能使儀器串過長。因為井口防噴裝置置于高空作業(yè)，對地面設(shè)施、測試儀器和地面控制設(shè)備構(gòu)成直接威脅。

4)儀器井下適應(yīng)性問題。深層氣井井下溫度高，壓力大，下井儀器的溫度壓力指標及儀器在高溫高壓條件下儀器響應(yīng)靈敏度至關(guān)重要。

1.2 高壓密閉工藝技術(shù)

深層氣井測井關(guān)鍵在于井口防噴裝置及其輔助設(shè)施的承壓配套和下井儀器的技術(shù)性能。

深層氣井的井口密封一般采用高壓密閉防噴注脂裝置來保障施工人員和環(huán)境安全以及測試儀器順利起下。高壓密閉防噴注脂裝置是通過氣動注脂泵向防噴盒中注入高壓高粘度的密封脂，實現(xiàn)測井過程中電纜處于靜態(tài)和動態(tài)的狀況下密封井口，或是在施工過程中井口有溢流不能控制及其它意外情況下關(guān)閉井口，防止井噴事故的發(fā)生。高壓密閉防噴注脂裝置按壓力級別分類主要有35 MPa，70 MPa兩種。氣井使用的是70 MPa防噴裝置，該防噴裝置主要由高壓防噴注脂系統(tǒng)、防噴管、捕捉器、封井器及密封系統(tǒng)等部分組成，如圖1所示。

圖1 測井現(xiàn)場、注脂系統(tǒng)、打氣泵、高壓連接管線

高壓防噴注脂系統(tǒng)是高壓防噴裝置最關(guān)鍵的部件。它由阻流管和密封控制頭兩部分組成。井口防噴盒的上部是密封控制頭，由缸體活塞、壓蓋、半封橡膠塊、彈簧組成。電纜從中間穿過，缸體開孔接頭通過高壓軟管與地面手壓泵相接。手壓泵加壓時，壓力通過液壓油作用到橡膠半封上，橡膠半封受擠壓抱住電纜，起到密封作用。阻流管部分用來實現(xiàn)電纜行走時的動態(tài)密封。

防噴管主要為整個下井儀器串提供存放空間，原則上防噴管的長度略大于儀器串的長度。密封系統(tǒng)主要由氣動注脂泵、高壓注脂管線、回流管線機密封脂等組成。氣動注脂泵通過注脂管線將密封脂填充到電纜和阻流管之間，起到高壓密封作用。密封脂的粘度較高，確保氣體沿電纜不慎不漏。在冬季和夏季應(yīng)選用不同粘度的密封脂。

捕捉器相當于儀器在防噴管中的單流閥，儀器可向上移動通過捕捉器到達防噴管中，但不能在防噴管中通過捕捉器向下移動。捕捉器安裝在封井器之上，防噴管之下，防止上提電纜無意碰掉井中，通過手柄的翻轉(zhuǎn)顯示儀器是否進入到防噴管中。

封井器主要用于意外井噴時密封井口。70 MPa高壓密封裝置采用雙翼液壓封井器，其上下兩級均有特殊的耐壓密封墊，可承受井內(nèi)約70 MPa的壓力。正常情況下，封井器處于打開狀態(tài)，當遇到特殊情況需要封井時，由液壓泵控制關(guān)閉封井器實現(xiàn)封井作用。70 MPa高壓密封裝置的通徑為62 mm，它限制了使用儀器的外徑。

2 氣井測井測試方法

深層氣井存在壓力大(40 MPa以上)，溫度高，腐蝕嚴重，風險大等。為確保正常測試及生產(chǎn)安全,需要從設(shè)備工具的材質(zhì)、管柱結(jié)構(gòu)、配套工藝等方面進行科學論據(jù)和不斷改進[4]。因此測井下井儀器技術(shù)指標是測井成功關(guān)鍵因素。

綜合大慶油田目前測井儀器和方法，用于測量天然氣井注產(chǎn)剖面主要使用生產(chǎn)測井組合儀(簡稱PLT，下同)，用于測量二氧化碳的注氣剖面主要使用中子氧活化儀器，而用于測量氣井管柱方面的測井方法主要有多臂井徑(MIT)、管子分析儀(PIT)、井周環(huán)形聲波掃描儀(CAST-V)、井溫噪聲、電磁探傷及PLT，詳見表1。MIT、PIT和CAST-V三種測井方法測井結(jié)果比較直觀，但由于測井儀器外徑都大于70 mm，不能通過高壓密閉防噴裝置(62 mm內(nèi)徑)或過油管進行測量，需要壓井作業(yè)后，在光套管氣井中使用。而井溫噪聲、電磁探傷及PLT外徑均小于43 mm可過防噴管和油管測量，不影響正常生產(chǎn)狀態(tài)。大慶油田氣井中有CO2氣體的存在，部分井含量較高，伴隨地層水存在導致井下管柱腐蝕或損壞嚴重，采用一種測井方法往往很難給出準確判斷，為更好地發(fā)現(xiàn)井下管柱問題，做出準確判斷，需結(jié)合多種測井方法進行綜合分析。

表1 大慶油田目前氣井測井儀器種類及指標

3 油套管檢測方法實際應(yīng)用及資料分析

套管技術(shù)狀況測井又稱為工程測井,它是指油、水井在全部生產(chǎn)過程中,有關(guān)套管技術(shù)狀況的測井[5]。

3.1 套管漏失問題

3.1.1 徐深X-平X井不壓井檢查管柱漏失問題

徐深X-平X井是大慶油田目前為止最深的一口水平井。該井位于松遼盆地東南斷陷區(qū)徐家圍子斷陷徐東斜坡帶，造斜點深度為3 070 m，實際井深4 625 m。該井采用6級壓裂管柱進行壓裂。

完成三個層段壓裂后，進行第四個層壓裂作業(yè)，反復加壓也達不到設(shè)計壓力，無法進行壓裂，只能先行完井，完井后日產(chǎn)氣30×105m3。為了弄清楚問題所在進行不壓井找漏。該井井深4 400 m，井口壓力33 MPa，井底溫度高達157℃，電磁探傷和井溫噪聲儀器溫度壓力指標都達不到該井要求，針對這種情況只能采用引進的生產(chǎn)測井組合儀(PLT)在油管中進行高壓密閉測井，現(xiàn)場測井曲線如圖2所示。

圖2 徐深X-平X井現(xiàn)場測井曲線

測井曲線顯示，在3 754 m井溫發(fā)生明顯變化，溫度由154 ℃升至155 ℃。此深度溫度異常表明可能有流體進入套管。結(jié)合流量曲線在3 775～3 799 m有流量顯示，重復曲線在此處井溫也發(fā)生明顯變化，但重復時渦輪在此段卡住，沒有流量顯示。利用壓力積分的方法解釋的結(jié)果也確定該深度處有明顯的壓力變化。最后確定3 754 m處套管漏失。采氣分公司依據(jù)測試結(jié)果對該段進行有效封隔，順利完成了全井的壓裂施工任務(wù)。

3.1.2 升深X井井下管柱漏失檢查

該井是1994年投產(chǎn)的氣井，人工井底2 928.67 m，地層溫度111.65℃(2 625 m)，截至目前已累計產(chǎn)氣11 545×104m3，為保證長期的工業(yè)氣量，要求進行常規(guī)井下生產(chǎn)管柱排查。優(yōu)選井溫噪聲和電磁探傷兩種儀器進行測井，測井曲線如圖3所示。

圖3 升深X井井溫和電磁探傷測井曲線

從溫度曲線上看，在深度為183、333、615、855、1 065 m等多處存在溫度異常，但噪聲曲線并沒有顯示，為了進一步驗證管柱狀況進行電磁探傷測井，仍然沒有探測到異常情況，并且每個項目都進行了重復測量，測量結(jié)果一致，最后通過三條曲線進行綜合解釋給出全井未發(fā)現(xiàn)管柱異常。

3.2 油管脫落問題

徐深X井2005年7月投產(chǎn),人工井底3 694.43 m，油管下入深度3 479.05 m(噴嘴)，油壓22.7 MPa，目前處于設(shè)備檢修關(guān)井狀態(tài)，為了檢測井下管柱狀況，進行電磁探傷測井。該井射開層段為3 542.0～3 534.0 m、對應(yīng)地層溫度136.7℃，根據(jù)甲方的要求進行了生產(chǎn)測井組合儀(PLT)測井，測井曲線如圖4所示。

圖4 徐深X井電磁探傷、PLT測井曲線

從PLT測井曲線的磁定位曲線的管柱長短和接箍幅度大小上可以判斷，從1 522 m到1 673 m之間為套管管柱，其他部分為油管管柱。懷疑油管脫落，脫落長度達151 m，從施工設(shè)計得知該井油管下入深度3 479.05 m(噴嘴)加上脫落151 m，現(xiàn)油管脫落到3 630 m位置處，為了證實PLT測井結(jié)果，對1 720 m以上井段進行了電磁探傷測井，從對比資料可以看到，兩次測井結(jié)果一致。后經(jīng)作業(yè)施工驗證完全符合測井結(jié)果。

4 結(jié) 論

深層氣井測試中，采用不壓井狀態(tài)下多種測試方法綜合分析能替代常規(guī)測井項目，做出問題精準判斷。

因深層氣注產(chǎn)井井下條件、管柱復雜性和安全特別要求，采用高壓密閉防噴裝置測試工藝可成功完成測試任務(wù)，做到不關(guān)井、不泄壓、井口不滲漏、安全高效優(yōu)質(zhì)地錄取各項測井資料。

[1] 孫樹強.井下作業(yè)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2009:247.

[2] 王 林.井下作業(yè)井控技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2007:26.

[3] 趙政璋,吳 奇,張國珍.測井監(jiān)督[M].北京:石油工業(yè)出版社,2011:329.

[4] 唐瑞江，李文錦.元壩氣田超深高含硫氣井測試及儲層改造關(guān)鍵技術(shù)[J].天燃氣工業(yè)，2011,31(10):32-35.

[5] 《測井學》編寫組.測井學[M].北京:石油工業(yè)出版社,2011:547.

Logging Technology in the Deep Gas Injection Production Well with High Pressure Sealing Device

LU Yuantao, ZHU Lijiang, MA Mingyue, JIANG Yueqing

(Logging&TestingTechnologyServicesBranchCompanyofDaqingOilfieldCo.Ltd.，Daqing,Heilongjiang163153,China)

To solve the problems of deep gas wells in the process of continuous oilfield development, high-pressure sealing device and effective logging method are used to detect the underground dynamic situation. Accurate judgments are given through comprehensive interpretation and analysis. Measures are taken to achieve effective management of deep gas wells and efficient development. The feasibility of the device and logging detection method are verified by the actual application.

high pressure sealing device; gas well logging; oil casing detection; actual application; data analysis

路遠濤，男，1979年生，工程師，2006年7月畢業(yè)于東北石油大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)在大慶油田測試技術(shù)服務(wù)分公司從事現(xiàn)場技術(shù)工作。E-mail: dlts_luyt@petrochina.com.cn

TE357

A

2096-0077(2017)03-0054-05

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.03.011

2016-06-23 編輯：韓德林)