賀海軍

(大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院 黑龍江 大慶 163453)

0 引 言

喇嘛甸油田位于大慶長垣北端，是一個受構(gòu)造控制的層狀砂巖氣頂油田。1973年，油藏部分全面投入開發(fā)，氣藏部分為保持油氣層壓力平衡而暫緩開發(fā)。1975年為解決油田季節(jié)性用氣不均衡的矛盾，建設(shè)了喇嘛甸儲氣庫[1]，已安全運行44年。近年來，在注采過程中發(fā)現(xiàn)了CO2和H2S等腐蝕氣體，注采井能否繼續(xù)安全運行顯得尤其重要。為此，根據(jù)國內(nèi)外儲氣庫安全評方法[2-5]，對L井進行了套管柱和固井水泥環(huán)的技術(shù)檢測和安全性評估。

1 L井運行環(huán)境分析

1.1 井身結(jié)構(gòu)

L井于1975年6月完鉆，深度894.5 m，兩層井身結(jié)構(gòu)，表層套管為羅馬產(chǎn)D鋼級Φ273.1 mm×10 mm套管,下入深度105.9 m，水泥返至地面。油層套管為日本產(chǎn)JS鋼級Φ139.7 mm套管，壁厚 6.98 mm套管下入深度為2.50～12.1 m；壁厚6.2 mm套管，下入深度12.1～793.4 m；壁厚6.98 mm套管下入井段為793.4～892.1 m。施工過程套管試壓15 MPa，穩(wěn)定30 min壓力不降。下入Φ62 mm油管776.76 m，光油管完井。

1.2 生產(chǎn)狀態(tài)分析

L井于1975年投產(chǎn)，1983～1985年只注不采，1986～1996年只采不注，1997～2017年周期性注采。目前井筒溫度為10～40 ℃，壓力在3.0～8.7 MPa,注采量在(5～15)×104m3/d。

1.3 產(chǎn)出水分析

通過對L井產(chǎn)出水礦化度分析，產(chǎn)出水總礦化度在805.2-1 001.3 mg/L,不含Cl-，據(jù)此判斷L井產(chǎn)出水為凝析水。

1.4 腐蝕介質(zhì)分析

從L井2002～2016年的天然氣樣品組分分析可知，CO2含量呈現(xiàn)逐年遞增的趨勢，從2002年的1.7%增加到2016年的5.8%,CO2分壓由0.143 MPa增加到0.493 MPa。按照CO2分壓<0.02 MPa(屬于輕微腐蝕)、0.02 MPa0.21 MPa(屬于嚴重腐蝕)的劃分標(biāo)準，注采井在2005年以前屬于中度腐蝕，2005年及以后屬于嚴重腐蝕。在2005年以前，天然氣組分中未發(fā)現(xiàn)H2S氣體，2005年2017年H2S含量呈現(xiàn)不穩(wěn)定變化，其含量在19.79～221.00 mg/m3范圍內(nèi)變化。H2S和CO2氣體的同時存在加重了井下管柱的腐蝕。因此注采井注采管柱處于復(fù)雜的雙重介質(zhì)腐蝕工況下，存在較大安全風(fēng)險[6-8]。

2 套管柱安全評估

2.1 CAST-V技術(shù)檢測

2.1.1 技術(shù)原理

CAST-V是超聲脈沖回波測井儀，有兩種工作模式：(1)成像模式,成像模式利用超聲波的傳播和反射特性在套管中進行套管變形、錯斷、內(nèi)壁腐蝕等內(nèi)壁狀況檢測及射孔孔眼檢測，在裸眼井中進行井周裂縫、孔洞檢測及薄層探測；(2)套管模式，套管模式利用超聲波透射和諧振特性進行固井質(zhì)量評價，對接收的超聲信號經(jīng)過處理后，給出套管內(nèi)徑、壁厚和界面的膠結(jié)情況等。

2.1.2 測井儀器技術(shù)指標(biāo)

耐溫：175 ℃；

耐壓：130 MPa；

適用條件：套管外徑114.0～339.4 mm，井內(nèi)流體密度1.0～1.6 g/cm3，且不含氣體。

2.2 檢測結(jié)果

通過CAST-V套管模式和成像模式解釋結(jié)果看出，測量井段套管在303～306 m有異常顯示，如圖1所示。其余井段內(nèi)徑、壁厚在正常范圍內(nèi)，射孔井段射孔相位清晰。套管無變形、腐蝕顯示。

圖1 套管變形井段CAST-V測井結(jié)果

2.3 檢測結(jié)果綜合分析

套管設(shè)計外徑為139.7 mm，內(nèi)徑為127.3 mm(井段12～793 m)和125.73 mm(井段793～892 )。依據(jù)CAST-V測井?dāng)?shù)據(jù)(圖2)，在50～80 m、230～430 m、780～880 m等井段套管外徑均有減小現(xiàn)象；在50～320 m、480～720 m井段存在內(nèi)徑擴大現(xiàn)象，并且在50～320 m井段內(nèi)徑擴大相對嚴重。

圖2 CAST-V井徑分析圖

2.4 套管柱剩余強度及安全運行年限

2.4.1 套管柱剩余強度分析

利用CAST-V數(shù)據(jù)計算套管抗外擠和內(nèi)壓強度，按照Q/SY1486-2012計算套管柱的抗內(nèi)壓強度和抗外擠強度，最小抗內(nèi)壓強度和最小抗外擠強度分別為18.06 MPa和24.10 MPa，最小抗內(nèi)壓和抗外擠安全系數(shù)分別為2.16和2.74，高于標(biāo)準規(guī)定值1.6(圖3)。

圖3 套管安全系數(shù)分析圖

2.4.2 套管柱安全運行年限分析

依據(jù)CAST-V測井?dāng)?shù)據(jù)中的內(nèi)徑、壁厚和外徑數(shù)據(jù)，以及Q/SY 1486-2012標(biāo)準計算目前JS鋼級(喇嘛甸儲氣庫套管使用)Φ139.70 mm×6.98 mm套管的抗內(nèi)壓和抗外擠強度，并推算套管安全使用年限。通過測井?dāng)?shù)據(jù)計算50～350 m井段最大折算腐蝕速率為0.1160 mm/a；745～850 m井段最大折算腐蝕速率為0.1660 mm/a。按照Q/SY 1486-2012腐蝕程度分類，見表1，屬于中等腐蝕。

表1 Q/SY 1486-2012標(biāo)準腐蝕程度分類

套管的安全使用年限主要受到腐蝕速率、套管壁厚、外徑影響，采用Q/SY 1486-2012方法計算套管的安全使用年限：

(1)

(2)

其中：Te：套管安全使用年限，年；tcmn：套管實際剩余壁厚，mm；tcr：套管臨界壁厚，mm；Vk：套管腐蝕速率，mm/a；Si：抗內(nèi)壓安全系數(shù)；Ko：套管試壓時的過壓系數(shù)，Ko=1.1；Pie：有效內(nèi)壓力，MPa；D：套管外徑，mm；kt：套管壁厚偏差系數(shù)，kt=0.825；fymn：套管最小屈服強度，MPa；β：套管螺紋處衰減修正值，β=2 mm。

依據(jù)公式(1)和公式(2)計算不同井段的套管安全使用年限，見表2。按照1.2的安全系數(shù)計算，在745～800 m的安全使用年限為17.8年。

3 固井水泥評價

3.1 扇區(qū)水泥膠結(jié)技術(shù)檢測

3.1.1 技術(shù)原理

扇區(qū)水泥膠結(jié)測井以套管波為測量對象，采用八發(fā)八收測量套管周圍每45度角的套管波幅度曲線，可以指示套管周邊的水泥膠結(jié)質(zhì)量，利用2 ft幅度曲線做出的變幅度圖可以直觀顯示水泥縱向缺失。這種儀器還同時掛接CBL/VDL探頭，由于記錄到的聲波在井眼中有著不同的傳播方式，綜合分析使得固井質(zhì)量評價結(jié)果更加準確。

3.2.2 技術(shù)指標(biāo)

長度：3137 mm；外徑：70 mm；耐溫：175℃；耐壓：137 MPa；測速：600 m/h；適應(yīng)井眼范圍：114.3～244.5 mm。

表2 套管安全使用年限

3.2 檢測結(jié)果

通過扇區(qū)膠結(jié)檢測獲得了全井段固井水泥的膠結(jié)指數(shù)，在上部井段水泥膠結(jié)程度為差-中等，480 m以下井段膠結(jié)質(zhì)量良好，見表3。

表3 扇區(qū)水泥膠結(jié)測井結(jié)果

3.3 蓋層段固井水泥環(huán)密封性評價

《油氣藏型儲氣庫鉆完井技術(shù)要求(試行)》規(guī)定：生產(chǎn)套管固井質(zhì)量膠結(jié)合格段長度不小于70%；對于封固蓋層的技術(shù)套管，蓋層段固井質(zhì)量連續(xù)優(yōu)質(zhì)水泥段不小于25 m，且膠結(jié)合格長度不小于70%。

薩爾圖油層埋藏深度在766～920 m左右。薩零組儲層以上發(fā)育200～250 m全區(qū)穩(wěn)定分布的嫩一、二段黑色泥巖，是區(qū)域性的良好蓋層。483.8 m以下井段蓋層封固井段(除零星小段)水泥膠結(jié)良好，膠結(jié)指數(shù)大于0.8。具有較好的封閉能力。

4 結(jié) 論

1)通過對套管進行CAST-V測井曲線綜合分析，可以判斷注采井套管是否變形，并可檢測套管的半徑值，為安全評估提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

2)通過固井水泥環(huán)進行扇區(qū)水泥膠結(jié)測井，在200～250 m厚的蓋層段水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量均高于0.8，具有較好的密封條件。

3)大慶喇嘛甸儲氣庫已運行44 a，井的技術(shù)檢測及安全評估是繼續(xù)延長儲氣庫運行周期的關(guān)鍵保障措施。