呂秀梅, 劉繼生

(大慶油田股份有限公司測試技術(shù)服務(wù)分公司, 黑龍江 大慶 163153)

0 引 言

生產(chǎn)井套管損壞是國內(nèi)外油田普遍存在的重大工程問題。套管損壞不僅直接影響本井生產(chǎn),還會造成井組注采關(guān)系不完善,嚴(yán)重時對井組甚至區(qū)域生產(chǎn)井的安全構(gòu)成威脅[1]。截至2013年10月底,大慶油田累積套損18 649口井,2013年新發(fā)現(xiàn)套損井1 308口,套損形勢較為嚴(yán)峻。套損監(jiān)測是防治套管損壞的基礎(chǔ),查清查全套損井及根源井,為套損防控、修復(fù)與報廢措施方案提供有效依據(jù)[2-3]。為滿足套損監(jiān)測需求,大慶油田發(fā)展了多種可準(zhǔn)確檢測套管損壞狀況的方法[4],逐步形成了針對套管狀況檢測的工程測井技術(shù)系列,常規(guī)的檢測手段是機(jī)械井徑系列,可提供套管內(nèi)徑的變化情況;聲波測井系列包括2個方面,井壁超聲成像測井可提供直觀、全面的套損狀況,噪聲測井用于判斷已經(jīng)形成的管漏和竄槽;方位測井系列用于確定套管變形及損壞的方位角度;電磁測井系列檢查套管變形、錯斷以及內(nèi)、外壁腐蝕及射孔質(zhì)量[5];可見光電視測井系列可以直接“看到”魚頂形狀,為修井作業(yè)提供明確指導(dǎo),這些套損檢測技術(shù)從不同側(cè)面反映了油水井井身狀況。針對具體情況制定合理方案、選準(zhǔn)檢測技術(shù)準(zhǔn)確解決問題,對于一些疑難問題需要使用多種方法多次測試,并將測試結(jié)果與地質(zhì)等手段結(jié)合得出準(zhǔn)確判斷,為套損治理時機(jī)和手段的選取提供依據(jù)。

大慶油田套損防控總體上可概括為查、治、監(jiān)、調(diào)4個方面[6],套損檢測技術(shù)為防控全過程提供信息。本文在介紹大慶油田套損檢測技術(shù)的基礎(chǔ)上,針對查套變、查竄漏及指導(dǎo)修井等具體工程問題,總結(jié)形成與檢測技術(shù)特點(diǎn)有機(jī)結(jié)合的技術(shù)優(yōu)選方法。通過技術(shù)優(yōu)選后得到大量準(zhǔn)確、有效的套損檢測資料,為油田套損防控措施提供了決策依據(jù)。

1 大慶油田套管損壞檢測技術(shù)

套損檢測發(fā)展形成5個測井技術(shù)系列:機(jī)械井徑系列、聲波系列、方位系列、電磁系列以及可見光電視測井系列。機(jī)械井徑系列采用井徑臂與套管內(nèi)壁接觸測量方式直接確定套管內(nèi)徑。隨著井徑臂增加周向分辨能力提高,常用40臂井徑儀在Φ139.7 mm套管中可檢測到Φ10 mm的射孔孔眼。接觸測量方式受到的限制是套管內(nèi)壁清潔程度,如有蠟、垢附著,測井解釋結(jié)果就會出現(xiàn)偏差。

聲波測井系列在套損檢測中有噪聲測井和井壁超聲成像測井。噪聲測井通過監(jiān)測流體流過阻流位置時產(chǎn)生的噪聲定性分析流體竄槽和漏失[7],一般與井溫儀組合使用;超聲成像測井儀采用旋轉(zhuǎn)掃描的方式檢測套管內(nèi)徑及壁厚,換能器每周至少發(fā)射接收100點(diǎn)超聲波,周向分辨率很高。超聲波測量在井內(nèi)介質(zhì)衰減較大時(如重泥漿、氣體),儀器接收到的回波較弱,使用受限。

方位測井系列測量方位和井斜2個參數(shù)。在套損檢測中,方位短節(jié)與井徑儀組合形成方位井徑測井儀,對受異常應(yīng)力作用造成的套管變形進(jìn)行全面描述[8],確定變形程度、受力方位以及變形點(diǎn)深度,方位信息對套損機(jī)理分析和防控措施決策非常重要。

電磁測井系列有套管檢測儀(PIT)和電磁探傷測井儀。套管檢測儀(PIT)通過測量渦流和漏磁通2個參數(shù)明確判斷套管內(nèi)表面、外表面的缺陷;電磁探傷測井儀利用在鋼管內(nèi)產(chǎn)生的渦流判斷管柱裂縫,利用感應(yīng)電動勢隨時間衰減速度計算油管、套管壁厚,過油管的同時可檢測儀器外2層鋼管損壞情況,成為對井身狀況進(jìn)行普查的主導(dǎo)技術(shù)[9]。

可見光電視測井系列通過實(shí)時視頻圖像實(shí)現(xiàn)對井眼環(huán)境的觀測,具有直觀、準(zhǔn)確等優(yōu)點(diǎn),可進(jìn)行魚頂形狀及套損狀況檢查,能夠更好地指導(dǎo)復(fù)雜井修井作業(yè)?？梢姽怆娨暅y井對探頭附近流體介質(zhì)的透明度要求較高,在水中測井時需要特別的施工工藝配合以滿足對透明度的要求。

2 套損檢測方案制定及監(jiān)測實(shí)施

套管技術(shù)狀況監(jiān)測是套損防控工作的基礎(chǔ),有針對性地安排套損監(jiān)測內(nèi)容,包括套管狀況、突發(fā)異?，F(xiàn)象、井下工具狀況等。在生產(chǎn)發(fā)現(xiàn)異常后制定個性化測試方案,以套損檢測技術(shù)為主,輔以流量測井,明確井身技術(shù)狀況,為套損防控工作提供真實(shí)、準(zhǔn)確、有效的資料。

2.1 生產(chǎn)井發(fā)現(xiàn)異常時套損、竄漏技術(shù)診斷

2.1.1 油水井竄漏技術(shù)診斷

油水井生產(chǎn)發(fā)現(xiàn)冒、漏等異常,懷疑套管或油管出現(xiàn)問題,需要針對具體問題進(jìn)行個性化方案設(shè)計。

(1) 地面冒水、注水井壓力突降或采油井產(chǎn)液含水異常,可能是油管、套管破漏或管外竄槽,選用井溫/噪聲測井、流量測井等進(jìn)行初步的判斷,注意測井遇阻深度。

(2) 確定了套管漏液并初步明確了漏液井段,如果要明確具體的漏點(diǎn)位置和套損狀況,選用多臂井徑測井、超聲成像測井等精度較高的檢測技術(shù)。

圖1 井口附近地面冒漏問題診斷方案設(shè)計流程圖

生產(chǎn)井井口附近地面冒漏流體可能原因有3個:①地面管線滲漏;②該井套損漏失;③周圍井套損影響,應(yīng)逐一按順序排查。圖1為地面冒漏問題診斷方案設(shè)計,首先觀察冒漏流體含油氣情況,確定工作方向是檢測油管線、油井還是水管線、注水井,在保持冒漏的狀態(tài)下,進(jìn)行井溫噪聲測井,初步明確流體竄漏點(diǎn),利用套損檢測技術(shù)對漏點(diǎn)進(jìn)行詳細(xì)描述。

工程作業(yè)過程中有時會突發(fā)一些與套損相關(guān)的異常問題,需利用檢測技術(shù)及時、準(zhǔn)確判斷,指導(dǎo)問題的解決。L1平×水平井在水力輸送射孔中出現(xiàn)泵入流體無法推動射孔槍問題,利用40臂井徑測井,檢測到水平井段1 861.4 m處套損點(diǎn)(見圖2),在套損點(diǎn)上、下輔以電磁流量測井(見表1),資料顯示套損點(diǎn)上、下流量有明顯差異,發(fā)現(xiàn)套損點(diǎn)漏液,且隨著泵入流量增加,套損點(diǎn)漏失量增大,套損點(diǎn)下方壓力達(dá)不到要求,無力推動射孔槍等工具,檢測結(jié)果為下一步措施提供了指導(dǎo)。

圖2 L1平×井40臂井徑測井成果圖

圖3 B1-1井井徑和產(chǎn)出剖面測井結(jié)果

泵入流量/(m3·min-1)套損點(diǎn)上部流量/(m3·min-1)套損點(diǎn)下部流量/(m3·min-1)套損點(diǎn)漏失量/(m3·min-1)漏失流體占總流量百分比/%06864057472894334807100806518356235340811520704344773886

注入/產(chǎn)出剖面測井是確定注入井分層注入量和油井產(chǎn)出量的常用測井方法,根據(jù)流量變化確定分層注入和產(chǎn)出量。在套損檢測中,利用這2種技術(shù)根據(jù)流量變化判斷套管損壞產(chǎn)生漏失的位置。

B1-1井在生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)異常,井徑測井在543 m節(jié)箍位置處發(fā)現(xiàn)較小異常[見圖3(a)],在其他井段井徑均無異常,懷疑該位置可能存在漏點(diǎn)。為進(jìn)一步準(zhǔn)確判斷套損程度,判斷井口返出液體來源,進(jìn)行了產(chǎn)出剖面五參數(shù)測井。測井解釋結(jié)果[見圖3(b)]中第2道的微差井溫曲線(紅線)在543 m位置出現(xiàn)異常,流量測井解釋結(jié)果表明該處有大量流體產(chǎn)出,流量達(dá)到128.6 m3/d。由井徑和產(chǎn)出剖面測井綜合分析認(rèn)為在543 m節(jié)箍位置的小損傷造成了大量的流體竄流。

井溫噪聲測井也是判斷油水井漏失非常有效的方法,為油水井找漏、找竄、確定堵水層位及檢查堵水效果提供可靠的資料。

B1-2井在生產(chǎn)過程中發(fā)現(xiàn)異常,懷疑有流體漏失,遂進(jìn)行了井徑和井溫/噪聲測井(見圖4)。圖4(a)方位井徑測井結(jié)果顯示在73～77 m井徑異常,該位置套管損壞。圖4(b)是井溫/噪聲測井結(jié)果,第2道井溫測井結(jié)果中梯度井溫曲線在74～75 m位置偏離地溫梯度,微差井溫曲線在該位置有明顯的負(fù)異常。第3道噪聲測井結(jié)果中不同頻率的噪聲曲線在65～80 m井段位置均出現(xiàn)幅度異常,由井溫和噪聲曲線判斷該套損位置有流體漏失。

圖4 B1-2井井溫/噪聲和井徑測井結(jié)果

圖5 B4-3井PIT測井結(jié)果

2.1.2 油水井套管腐蝕情況檢查

油水井套管在生產(chǎn)中有時會由于流體中含有酸性氣體等原因產(chǎn)生腐蝕,腐蝕發(fā)生在套管內(nèi)壁或套管外壁都有可能,腐蝕嚴(yán)重時對生產(chǎn)造成較大影響。圖5為B4-3井的PIT測井腐蝕檢測結(jié)果。圖5中第3道8條渦流曲線顯示套管內(nèi)壁檢測結(jié)果,第4道8條漏磁通曲線檢測套管壁的整體損傷,第5道是套管內(nèi)外壁損傷檢測解釋結(jié)果。圖5顯示該井在1 025～1 050 m渦流曲線光滑無異常,套管內(nèi)壁無腐蝕、無損傷;漏磁通曲線有較小連續(xù)異常顯示,套管外壁有輕度腐蝕。在1 050～1 075 m段井段渦流曲線有較小異常,內(nèi)壁有輕微腐蝕,漏磁通曲線有明顯異常,說明在該井段外壁腐蝕嚴(yán)重。該井其他井段檢測結(jié)果均是外壁腐蝕嚴(yán)重。根據(jù)測井結(jié)果對該井實(shí)施了報廢。

2.2 在套損嚴(yán)重區(qū)塊開展套損普查監(jiān)測

區(qū)域性套管損壞對油田開發(fā)和穩(wěn)產(chǎn)造成極大威脅,需要系統(tǒng)設(shè)計監(jiān)測方案,包括查明套損原因、確定套損區(qū)邊界、在套損區(qū)內(nèi)進(jìn)行普查等。

(1) 對注入井,利用電磁探傷測井技術(shù)進(jìn)行普查;發(fā)現(xiàn)異常井,及時進(jìn)行方位井徑測井進(jìn)行確認(rèn)。

(2) 對集中關(guān)控調(diào)查區(qū)發(fā)現(xiàn)套損井,對相鄰注水井進(jìn)行電磁探傷測井,相鄰產(chǎn)出井在檢泵等作業(yè)間隙進(jìn)行方位井徑測井,明確套損是否區(qū)域行為。

(3) 在套損較為嚴(yán)重區(qū)域,在作業(yè)間隙利用多臂井徑測井進(jìn)行普查,及時發(fā)現(xiàn)套損井。

某油田L(fēng)7-30井區(qū)出現(xiàn)成片套損后,在套損核心區(qū)應(yīng)用方位井徑測井等技術(shù),明確了套損的主要形式為嫩2段油頁巖滑動剪斷套管,利用作業(yè)方法及電磁探傷測井技術(shù)確定套損區(qū)邊界;L8-PX井起油管作業(yè)出現(xiàn)拔不動情況,懷疑是套管變形嚴(yán)重夾住油管;電磁探傷測井發(fā)現(xiàn)806～813 m段測井曲線異常(見圖6),解釋為套管嚴(yán)重變形,深度位置正與嫩2段油頁巖對應(yīng)。

圖6 L8-PX井806～813 m井段電磁探傷測井曲線

2.3 套損井集中區(qū)域分析套損原因

小區(qū)域內(nèi)套損井集中出現(xiàn)往往是由于相同因素引起的。方位井徑、方位磁記憶等可以確定力源方向的測井有助于分析確定套損井的受力方位,從而進(jìn)行套損原因分析,為治理提供依據(jù)。

圖7為某套損區(qū)內(nèi)1口停用井(Z1-××)周圍5口標(biāo)準(zhǔn)層套損井的方位井徑測井的受力方位信息,幾口井的變形方位均以停用井為中心指向外部。分析認(rèn)為,水井與停用井竄通導(dǎo)致注入水竄槽到標(biāo)準(zhǔn)層,造成周圍井套變。測井結(jié)果表明停用井、報廢不徹底的報廢井都可能導(dǎo)致流體竄通,從而產(chǎn)生較嚴(yán)重的區(qū)域性套損。

圖7 套損井套損受力方位

2.4 多井時間推移測井分析套損發(fā)展趨勢

套損除流體腐蝕和起管柱作業(yè)造成的機(jī)械損傷外,大多與井周的地應(yīng)力變化有關(guān)。無論是注入產(chǎn)出引起的壓力變化還是泥巖層進(jìn)水導(dǎo)致井周地層的彈性模量變化,最終都會導(dǎo)致作用在套管上的應(yīng)力變化。對于區(qū)域性套損,如果引起套損的因素沒有消除,修復(fù)的套損井和測斜或更新井都會進(jìn)一步的套損。在區(qū)域內(nèi)部和邊部選擇一些井進(jìn)行時間推移測井,可以了解區(qū)域應(yīng)力變化,指導(dǎo)套損修復(fù)和更新、測斜時機(jī)。

表2為大慶油田某套損區(qū)部分重點(diǎn)井時間推移監(jiān)測結(jié)果,區(qū)域內(nèi)套損井在1年內(nèi)變形基本穩(wěn)定,沒有出現(xiàn)新的套損井。有2口井穩(wěn)定沒有變化,可以修井生產(chǎn);有3口井井變徑略有變化,需要再進(jìn)行一次測井確定修井時機(jī)。該區(qū)域的測井結(jié)果表明套損治理取得較好的效果,基本控制了套損發(fā)展。

3 套損井修復(fù)與報廢監(jiān)測及技術(shù)優(yōu)選

生產(chǎn)井套損需要修復(fù),修復(fù)不成功要報廢,修井方案制定以及報廢決策都需套損檢測資料作為重要依據(jù)。套損檢測技術(shù)既可為套管損壞井修井作業(yè)提供直觀的資料,為修井質(zhì)量提供檢查,也用于為套管嚴(yán)重?fù)p壞井報廢作業(yè)提供詳實(shí)可靠的資料。

表2 某套損區(qū)多臂井徑時間推移測井結(jié)果

3.1 指導(dǎo)修井等作業(yè)、檢測施工效果

在套損井修復(fù)技術(shù)中,對套管損壞部位實(shí)施補(bǔ)貼是較為常用的工藝,根據(jù)各工作環(huán)節(jié)對套損資料的需求,如波紋管加固方式需定深度、要測磁性定位進(jìn)行校深等。

(1) 補(bǔ)貼前確定套損段深度、井徑大小、形狀、長度等對井徑測量精度要求不高的情況選用X-Y井徑測井、16臂井徑測井;對于損壞情況復(fù)雜、井徑測量精度要求較高的情況選用40臂井徑測井、超聲成像測井。

(2) 補(bǔ)貼后核定波紋管深度、檢查補(bǔ)貼井段內(nèi)徑選用16臂井徑測井。

圖8為北1-42-X井修井前、修井后16臂井徑測井成果圖,修井前確定套損位置在903～906 m、1 003～1 007 m的2個井段,依據(jù)套損段深度范圍、井徑大小確定修井方案;修井后,核定波紋管深度、檢查補(bǔ)貼井段內(nèi)徑,表明補(bǔ)貼位置正確、內(nèi)壁規(guī)整,達(dá)到了修復(fù)目的。

大慶油田套損井修復(fù)作業(yè)前井徑測井均加方位短接,一方面為修井方案制定提供依據(jù);另一方面留存以備將來進(jìn)行機(jī)理分析。對于套管周向整體擴(kuò)徑、縮徑,變形方向無需確定;對于成片油、水井套管被剪切變形或錯斷情況,局部破損方向角的確定,對套損機(jī)理分析及預(yù)防具有重要的意義。

3.2 為嚴(yán)重套損井報廢施工提供決策依據(jù)

對于套損嚴(yán)重或環(huán)境復(fù)雜難以修復(fù)的生產(chǎn)井,準(zhǔn)備執(zhí)行報廢,為報廢前的套損程度和井下狀況檢提供報廢決策依據(jù)。

圖8 北1-42-×井16臂井徑測井成果圖

(1) 對于腐蝕類型套損井,無變形或變形較小,要明確套管腐蝕程度、腐蝕段長度、區(qū)分內(nèi)壁腐蝕或外壁腐蝕,為修井技術(shù)選擇及修復(fù)價值評價提供依據(jù)——套管檢測儀(PIT)測井。

(2) 在修井過程中,井下魚頂形狀不明確,需要通過魚頂形狀檢測,判斷套損井是否具有修復(fù)的可能性——光纖電視測井。

套損井井下魚頂形狀不明確是影響修井成功率和時效的主要原因。光纖電視測井可明確魚頂形狀,為選擇修井技術(shù)提供指導(dǎo),也為難以修復(fù)需要報廢井提供決策依據(jù)。圖9是2口套損井井下光纖電

圖9 光纖電視測井觀測井下魚頂情況

視測井結(jié)果,圖9(a)顯示1 056 m處觀測到封隔器損壞,殘余膠皮封堵在中心管處,可用公錐打撈技術(shù)修復(fù);圖9(b)顯示2 188 m處套管損壞嚴(yán)重,向內(nèi)翻張,下部管柱無法打撈,修復(fù)不成功,遂實(shí)施報廢。

4 總 結(jié)

(1) 大慶油田著力發(fā)展套損檢測技術(shù),形成機(jī)械井徑、聲波測井、方位測井、電磁測井、可見光電視測井等5個技術(shù)系列,利用不同測井原理從不同側(cè)面描述井身技術(shù)狀況,為套損防控全過程提供信息。

(2) 針對生產(chǎn)中與套損相關(guān)的異常問題以及區(qū)域套損普查問題,總結(jié)了系統(tǒng)化、個性化測試方案,制定方法,以套損檢測技術(shù)為主,輔以流量測井等技術(shù),具體問題具體分析,為套損防控工作提供真實(shí)、準(zhǔn)確、有效的資料。

(3) 應(yīng)用套損檢測技術(shù)指導(dǎo)修井作業(yè)、檢查修井效果,為報廢決策提供依據(jù);針對各種修復(fù)措施的實(shí)際需求,結(jié)合各檢測技術(shù)特點(diǎn),形成經(jīng)濟(jì)、有效的技術(shù)優(yōu)選方法。

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