天然氣儲氣庫老井井身質量檢測與再利用

袁東方，李治，張彩榮，于曉明，薛偉，付江龍，張英東（1.西安石油大學，陜西西安　71001；.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊　718500；.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊　718500）

天然氣儲氣庫老井井身質量檢測與再利用

袁東方1，2，李治2，張彩榮3，于曉明2，薛偉2，付江龍2，張英東2
（1.西安石油大學，陜西西安710021；2.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊718500；3.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊718500）

長慶氣田在某含硫氣區儲氣庫建設中，結合中石油儲氣庫建設相關指導意見，采用MIT+MTT、聲幅-變密度和超聲波成像等技術，對G2×開發老井開展了管柱腐蝕和固井質量檢測評價，為老井再利用和短期注采試驗提供了依據；并對比分析了相關檢測技術，為油（氣）井井身質量檢測提供參考性的意見和建議。同時在G2×井修井后進行的周期10個月注采試驗表明：該井井筒狀態良好，達到了注采平衡，滿足短期注采試驗要求。

儲氣庫；含硫氣區；老井再利用；測井儀器；井身質量；注采試驗

1　儲氣庫老井利用要求和再利用井現狀

由于不同季節天然氣需求量不同，天然氣供應有大幅量的變化。長慶油田作為天然氣主要供應區之一，為緩解天然氣供應矛盾將在某含硫氣區建設儲氣庫。1.1儲氣庫老井利用要求

儲氣庫建設相關指導意見對老井的再利用條件進行了規定：（1）儲氣層級頂部以上蓋層段水泥環連續優質膠結井段長度不少于25 m，且以上固井段合格膠結段長度不小于70％；（2）套管強度校核結果應滿足實際運行工況要求；（3）生產套管需采用清水介質試壓，試壓至儲氣庫井口運行上限壓力的1.1倍，30 min壓降不大于0.5 MPa為合格。

1.2再利用老井現狀

為加快儲氣庫建設步伐，選取了部分老井進行再利用，其中G2×井具體情況如下所述：

G2×井完鉆層位為奧陶系馬家溝組，人工井底3 544 m，采用分級固井方式完井，完井時固井質量合格率69％，套管采用Φ177.8 mm×9.17 mm規格，從井口到井底為AC80+N80+P110鋼級組合，油管為Φ73.02 mm×5.51 mm的KO80SS油管。

G2×井投產已9年，隨著逐年的開采，初期油、套壓從22.8 MPa和30 MPa，降至5.14 MPa和7.43 MPa，產氣量由初期的20×104m3/d降至5.0×104m3/d。累計產氣2.323 4×108m3，產水0.227 7×104m3。CO2平均含量5.97％，H2S平均含量610.4 mg/m3，平均產水1.2 m3/d，產出水pH值5.49，CaCl2水型，Cl-含量為25.063 2 g/L，與H2S和CO2等酸性氣體并存，易導致氣井管柱腐蝕。

采用氣田比較成熟的間歇加注方式減緩管柱腐蝕，即首次油、套管預膜后，結合不同生產階段產氣量的調整，月度補加200升/次～70升/次的油溶水分散型緩蝕劑，已累計加注緩蝕劑8.69 m3。

2　檢測技術簡介

G2×采用聲幅-變密度和超聲波成像技術檢測固井質量；采用多臂井徑儀MIT+磁測厚儀MTT、電磁探傷儀MID-K、超聲波成像測井技術等檢測管柱腐蝕情況。技術原理（見表1）。

測井儀器組合特點和經濟指標（見表2）。

3　固井質量檢測與評價

G2×井氣層段位于3 463.1 m～3 477.4 m段，通過聲幅-變密度和超聲波成像測井發現，G2×井固井質量合格率為27.95％～28.03％，低于完井時所測的固井質量合格率69％。

表1　檢測技術原理示意

表2　測井儀器組合特點和經濟指標

聲幅-變密度測井固井質量較好的井段為2 094 m～2 303 m、2 682 m～2 730 m、3 120 m～3 442 m；超聲波成像測井固井質量較好的井段為1 395 m～1 435 m、2 090 m～2 301 m、2 887 m～2 975 m、3 115 m～3 432 m，兩者存在一定的相符性。

聲幅-變密度測井可清晰的分辨第一和第二界面固井質量（見圖1）。

3.1聲幅-變密度測井

G2×井聲幅-變密度測井檢測結果（見表3）。

表3　聲幅-變密度固井質量評價表

由檢測結果可以看出：聲幅-變密度測井可以清晰的分辨第一界面和第二界面的固井質量，G2×井第一界面固井質量合格率為28.03％，第二界面固井質量合格率為19.02％。G2×井氣層段上部25 m井段第一和第二界面固井質量為優，氣層蓋層段固井質量良好。

3.2超聲波成像測井

超聲波成像測井固井質量評價（見表4）。

表4　氣層段上部聲幅-變密度固井質量評價示意圖

由表4可以看出：G2×井二級固井質量合格率為20.50％，一級固井質量合格率為42.93％，一級固井質量明顯優于二級固井質量，全井段固井質量合格率為27.95％，檢測結果與聲幅-變密度第一界面固井質量合格率基本相符。G2×井氣層段上部25 m井段固井質量較好，存在極少部分的液體和氣體縫隙，與聲幅-變密度測井結果相符。

4　G2×井管柱腐蝕檢測與評價

G2×井采用了24臂MIT+MTT對油管腐蝕情況進行檢測，并通過起出油管壁厚測試和重點段取樣檢測進行了對比驗證；采用MID-K、新型超聲波成像測井技術和60臂MIT+MTT檢測技術確定了套管腐蝕現狀。

4.1管柱腐蝕情況G2×井油管和套管腐蝕檢測結果（見表5和表6）。由表5和表6可以看出：

（1）在加注緩蝕劑措施保護下，生產9年后G2×井油管和套管整體腐蝕輕微，均勻腐蝕深度在0.22 mm～0.368 mm。個別井段存在局部腐蝕現象，油管在3129m～井底存在點蝕，最大腐蝕深度3.967 mm；套管在217 m～606 m井段存在點蝕，最大腐蝕深度2.332 mm。

（2）油管腐蝕規律：通過測量起出油管壁厚發現24臂MIT+MTT檢測結果和起出油管壁厚縱向分布規律基本相符，腐蝕程度有隨井深逐步加深的趨勢（見圖2）。

（3）套管腐蝕規律：60臂MIT+MTT、IBC和MID-K 等3種檢測結果均顯示套管內壁在606 m以上井段出現點蝕，其中60臂MIT+MTT為217 m～605.84 m，IBC 為300 m～410 m，MID-K顯示在537.80 m處出現點腐蝕，結果差異較大。

60臂MIT+MTT和IBC均可測出套管分級箍位置，60臂MIT+MTT顯示在2 301.48 m～2 302.48 m，IBC顯示在2 996.8 m～2 997.8 m，深度相差5 m，分析認為與測試儀器的校深和電纜的延長有關。

4.2油管腐蝕產物認識

起出油管后查看油管內壁腐蝕情況，對相對嚴重腐蝕段的331根和350根油管截取了管樣。油管內壁出現點蝕，直徑小于10 mm，深度在0.28 mm～1.74 mm。根據國標GB/T 18590-2001《金屬與合金的腐蝕點蝕評定方法》規定，G2×井內壁點蝕為寬淺型。

表5 油管腐蝕檢測情況

其中第331根油管最大腐蝕深度1.74 mm，腐蝕速率達0.193 mm/a，其腐蝕產物采用布魯克 D8 ADVANCE X射線衍射儀分析，主要為FeCO3，由此可見此段主要發生CO2腐蝕（見圖3）。

圖3　331根根油管內壁腐蝕示意圖

4.3腐蝕機理認識

據NACE SP0106-2006標準中規定當CO2分壓＞0.021 MPa時即發生CO2腐蝕，按目前G2×井井口油管壓力5.14 MPa計算，CO2分壓達到0.31MPa，超過了閾值。Pots等人分析認為當PCO2/PH2S分壓比在20～500范圍時，以CO2和H2S混合型腐蝕為主。G2×井PCO2/PH2S= 148.46，屬CO2和H2S混合型腐蝕區域。采用抗硫油套管后，避免了硫化物應力開裂SSC，主要存在CO2-H2O電化學腐蝕。

5　G2×井試壓和注采試驗

完成G2×井井身質量檢測和評價工作后，對0 m～3 440 m井段套管進行了試壓，壓力25 MPa，30 min壓降為0 MPa，試壓合格，表明G2×井井身質量較好，滿足老井利用要求。于2012年8月17日至9月8日更換防腐油管，安裝注采井口后，開展了一輪注采試驗。

該井原始試氣無阻流量65.291 0×104m3/d，原始地層壓力30.40 MPa，氣井采出程度63.6％，注氣前地層壓力10.82 MPa。該井于2012年9月26日開始注氣試驗，12月16日停注，累計注氣614.833 6×104m3。2012 年12月26日開始采氣，日配產7×104m3，2013年3月29日采氣結束，累計產氣616.743 3×104m3，注采氣量達到平衡。注采試驗期間，井筒運行良好（見圖4）。

圖4　G2×井注采試驗期注采曲線圖

6　認識及建議

（1）再利用老井G2×井經過井身質量檢測、評價與試壓表明：該井采用加注緩蝕劑的防護措施，生產9年之后，G2×井套管整體腐蝕輕微，最大壁厚損失小于2.332 mm。井身質量較好，可滿足儲氣庫短期注采試驗要求。

（2）通過對G2×井進行聲幅-變密度和超聲波成像固井質量檢測，發現該井固井質量合格率為27.95％～28.03％，低于完井時的固井質量合格率69％。

（3）井身質量檢測技術評價：針對固井質量檢測技術：超聲波成像測井技術可清晰的檢測出水泥環中氣體、液體竄槽現象，同時可測出分級箍位置，在固井質量檢測精度與聲幅-變密度測井相符，但存在無法分辨水泥第一、二交界面等不足，因此聲幅-變密度測井可滿足注采再利用氣井的固井質量檢測要求。

氣井管柱腐蝕檢測技術中，多臂MIT+MTT測井組合可對管柱內外腐蝕情況進行定位和定量，結果準確；MID-K在不影響氣井正常生產的情況下定性多層管柱的腐蝕情況，壁厚檢測精度較低，可定性套管腐蝕；超聲波成像檢測技術管柱壁厚精度高，但存在施工要求高、費用高昂且無法分辨管柱內外腐蝕情況等局限性。

（4）目前G2×井已開展注采試驗，安全運行10個月，井筒狀況良好，但其固井質量達不到儲氣庫建設相關技術要求的合格率70％，因此該井僅可進行短期試驗，試驗完成后需及時封堵。

［1］唐宇編譯，王環審校.斯倫貝謝公司套后成像測井技術Isolation Scanner（IBC）［J］.測井技術，2011，35（4）：307.

［2］洪有密.測井原理與綜合解釋［M］.山東：石油大學，2005.

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.013

TE26

A

1673-5285（2015）01-0047-05

2014-10-29

2014-12-11

袁東方，男（1985-），現供職于中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，政工師，主要研究領域為地下儲氣庫鉆井工藝技術應用等方面。