蘇橋儲氣庫老井評估及利用工藝初探

楊艷（河北華北石油天成實業集團有限公司，河北 任丘 062552）

潘眾 丁建東（中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北 任丘 062552）

孫兆海（中國石油華北油田公司二連分公司，河北 任丘 062552）

蘇橋地區位于京、津、冀中心區，臨近陜京二、三線，為應對京津冀地區季節調峰和事故應急供氣，經過多輪地質、工藝、安全等的論證，將已投產近30年的5個油氣藏改建為儲氣庫。在對老井各項資料進行評估過后，形成一套老井評估及利用技術方案。

1 老井利用的評估工藝

有效的老井初選能夠減少評估作業工作量。通過研究老井鉆井井史、老井固井質量綜合解釋圖、老井試油及修井作業資料，初步排除那些蓋層井段固井套管變形嚴重、套管腐蝕嚴重、井筒情況復雜的老井，再對其它擬利用老井進行評估。

老井能否利用，主要是對老井生產套管的質量和套管外環空的密封性的評估。評估的主要方法是測井：全井段高靈敏度井溫+持水率+壓力+流體密度+自然伽馬+磁定位組合測井。了解儲層段井溫、壓力及井下管串情況，判斷井下可能存在的竄、漏等情況。

2 油層套管剩余強度計算

2.1 抗有效內壓強度計算

對于油層套管發生腐蝕的井段，可得內壓Ps?：Ps?=К2×Ps

К2為腐蝕蝕管柱抗內壓承載能力降低系數；Ps為新管柱最大應力等于管材屈服極限時的有效內壓。對于管柱內表面有普遍腐蝕損傷的有層套管，К2由下面的公式【1】確定：

?d為測試井段的最大腐蝕磨損量；? d=dn-df；A、B、C、D為系數；dn為額定壁厚；df為剩余壁厚。

對于比值δn/Φ≤0.06的管柱，只有當u的取值滿足0.5≤u≤70%,δn的條件時此公式才正確；而對于比值δn/Φ＞0.06的管柱，只有當u的取值滿足0.5≤u≤80%δn的條件時此公式才正確。Φ為管柱外徑；u為所測試井段內的最大腐蝕量：u=δnδf。

計算油層套管剩余強度時需滿足以下條件0.1≤К2≤1.0。

Ps的數值根據API標準中的公式【2】確定。抗內壓強度安全系數(n2)根據下列關系式確定：n2=Ps? /Pie，其中：Pie為有效內壓。

Pie=P2i-P2o，其中：P2i為內壓力；P2o為外壓力。

內壓力(P2i)可確定為井口最大工作壓力。而外壓力(P2o)的取值，在無水泥固井區域等于到指定深度的鉆井液液柱壓力，而在水泥固井區域則等于到指定深度的水柱壓力。在缺少有關油層套管外物體密度數據的情況下，外壓力(P2o)按照比重為1.08×103kg/m3的液體的靜液柱壓力計算。

2.2 抗有效外壓強度計算

對于油層套管發生腐蝕的井段，由以下公式確定腐蝕的油層套管的極限壓力PL?[1]。

該極限壓力根據API標準中的公式【2】確定。抗外壓強度安全系數(n1)根據下列關系式確定:n1=PL?/Poe，其中：Poe為有效外壓，

Poe=P1o-P1i，其中：P1o為外壓力；P1i為內壓力。

外壓力(P1o)在無水泥固井區域等于與水泥環等高的鉆井液液柱壓力，而在水泥固井區域則等于與水泥環等高的水柱壓力。在缺少有關油層套管外物體密度數據的情況下，外壓力(P1o)按照比重為1.08×103kg/m3的液體的靜液柱壓力計算。內壓力(P1i)等于在強度計算深度處的氣液混合物壓力。

3 老井利用工藝方案

3.1 利用老井的分類

根據油層套管完好程度，氣密性，腐蝕性、變形情況，固井質量及所處不同構造部位，把老井分為不同的類型：注采氣井，采氣井，觀察井，蓋層監測井。

3.2 封隔器座封井段的優選

封隔器座封井段的選擇關系到油套環空的密封性和管柱的安全性。封隔器座封井段最好能同時滿足以下條件：油層套管的腐蝕小，座封井段外固井質量優質，座封井段位于蓋層內且位于連續的優質蓋層段。

3.3 管柱設計及封隔器類型優選

根據老井的特點考慮到再次修井作業的可能性，建議老井采用回收式封隔器完井管柱，管柱上配套有井下安全閥、滑套、帶安全接頭的回收式封隔器、棘爪式球座、坐落短節等工具。

4 結語

4.1 老井降低了建庫的成本，在整個儲氣庫生產運行階段發揮著重要的作用，因此老井的評估及利用評估方法必須科學，施工過程必須嚴格。

4.2 老井利用必須考慮到再次修井作業的可能性，建議采用回收式封隔器完井管柱。

4.3 老井在利用后，必須加強環空壓力、油層套管腐蝕情況等監測。

[1]北高加索天然氣科學研究院，特殊生產條件下受損套管的計算規則，俄羅斯天然氣工業股份公司企業標準СТО，2007.

[2]A.I.薩諾揚娜主編，石油行業用管手冊，礦藏出版社，1987年.