天然气储气库老井井身质量检测与再利用

袁东方，李治，张彩荣，于晓明，薛伟，付江龙，张英东（1.西安石油大学，陕西西安　71001；.中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边　718500；.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边　718500）

天然气储气库老井井身质量检测与再利用

袁东方1，2，李治2，张彩荣3，于晓明2，薛伟2，付江龙2，张英东2
（1.西安石油大学，陕西西安710021；2.中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边718500；3.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边718500）

长庆气田在某含硫气区储气库建设中，结合中石油储气库建设相关指导意见，采用MIT+MTT、声幅-变密度和超声波成像等技术，对G2×开发老井开展了管柱腐蚀和固井质量检测评价，为老井再利用和短期注采试验提供了依据；并对比分析了相关检测技术，为油（气）井井身质量检测提供参考性的意见和建议。同时在G2×井修井后进行的周期10个月注采试验表明：该井井筒状态良好，达到了注采平衡，满足短期注采试验要求。

储气库；含硫气区；老井再利用；测井仪器；井身质量；注采试验

1　储气库老井利用要求和再利用井现状

由于不同季节天然气需求量不同，天然气供应有大幅量的变化。长庆油田作为天然气主要供应区之一，为缓解天然气供应矛盾将在某含硫气区建设储气库。1.1储气库老井利用要求

储气库建设相关指导意见对老井的再利用条件进行了规定：（1）储气层级顶部以上盖层段水泥环连续优质胶结井段长度不少于25 m，且以上固井段合格胶结段长度不小于70％；（2）套管强度校核结果应满足实际运行工况要求；（3）生产套管需采用清水介质试压，试压至储气库井口运行上限压力的1.1倍，30 min压降不大于0.5 MPa为合格。

1.2再利用老井现状

为加快储气库建设步伐，选取了部分老井进行再利用，其中G2×井具体情况如下所述：

G2×井完钻层位为奥陶系马家沟组，人工井底3 544 m，采用分级固井方式完井，完井时固井质量合格率69％，套管采用Φ177.8 mm×9.17 mm规格，从井口到井底为AC80+N80+P110钢级组合，油管为Φ73.02 mm×5.51 mm的KO80SS油管。

G2×井投产已9年，随着逐年的开采，初期油、套压从22.8 MPa和30 MPa，降至5.14 MPa和7.43 MPa，产气量由初期的20×104m3/d降至5.0×104m3/d。累计产气2.323 4×108m3，产水0.227 7×104m3。CO2平均含量5.97％，H2S平均含量610.4 mg/m3，平均产水1.2 m3/d，产出水pH值5.49，CaCl2水型，Cl-含量为25.063 2 g/L，与H2S和CO2等酸性气体并存，易导致气井管柱腐蚀。

采用气田比较成熟的间歇加注方式减缓管柱腐蚀，即首次油、套管预膜后，结合不同生产阶段产气量的调整，月度补加200升/次～70升/次的油溶水分散型缓蚀剂，已累计加注缓蚀剂8.69 m3。

2　检测技术简介

G2×采用声幅-变密度和超声波成像技术检测固井质量；采用多臂井径仪MIT+磁测厚仪MTT、电磁探伤仪MID-K、超声波成像测井技术等检测管柱腐蚀情况。技术原理（见表1）。

测井仪器组合特点和经济指标（见表2）。

3　固井质量检测与评价

G2×井气层段位于3 463.1 m～3 477.4 m段，通过声幅-变密度和超声波成像测井发现，G2×井固井质量合格率为27.95％～28.03％，低于完井时所测的固井质量合格率69％。

表1　检测技术原理示意

表2　测井仪器组合特点和经济指标

声幅-变密度测井固井质量较好的井段为2 094 m～2 303 m、2 682 m～2 730 m、3 120 m～3 442 m；超声波成像测井固井质量较好的井段为1 395 m～1 435 m、2 090 m～2 301 m、2 887 m～2 975 m、3 115 m～3 432 m，两者存在一定的相符性。

声幅-变密度测井可清晰的分辨第一和第二界面固井质量（见图1）。

3.1声幅-变密度测井

G2×井声幅-变密度测井检测结果（见表3）。

表3　声幅-变密度固井质量评价表

由检测结果可以看出：声幅-变密度测井可以清晰的分辨第一界面和第二界面的固井质量，G2×井第一界面固井质量合格率为28.03％，第二界面固井质量合格率为19.02％。G2×井气层段上部25 m井段第一和第二界面固井质量为优，气层盖层段固井质量良好。

3.2超声波成像测井

超声波成像测井固井质量评价（见表4）。

表4　气层段上部声幅-变密度固井质量评价示意图

由表4可以看出：G2×井二级固井质量合格率为20.50％，一级固井质量合格率为42.93％，一级固井质量明显优于二级固井质量，全井段固井质量合格率为27.95％，检测结果与声幅-变密度第一界面固井质量合格率基本相符。G2×井气层段上部25 m井段固井质量较好，存在极少部分的液体和气体缝隙，与声幅-变密度测井结果相符。

4　G2×井管柱腐蚀检测与评价

G2×井采用了24臂MIT+MTT对油管腐蚀情况进行检测，并通过起出油管壁厚测试和重点段取样检测进行了对比验证；采用MID-K、新型超声波成像测井技术和60臂MIT+MTT检测技术确定了套管腐蚀现状。

4.1管柱腐蚀情况G2×井油管和套管腐蚀检测结果（见表5和表6）。由表5和表6可以看出：

（1）在加注缓蚀剂措施保护下，生产9年后G2×井油管和套管整体腐蚀轻微，均匀腐蚀深度在0.22 mm～0.368 mm。个别井段存在局部腐蚀现象，油管在3129m～井底存在点蚀，最大腐蚀深度3.967 mm；套管在217 m～606 m井段存在点蚀，最大腐蚀深度2.332 mm。

（2）油管腐蚀规律：通过测量起出油管壁厚发现24臂MIT+MTT检测结果和起出油管壁厚纵向分布规律基本相符，腐蚀程度有随井深逐步加深的趋势（见图2）。

（3）套管腐蚀规律：60臂MIT+MTT、IBC和MID-K 等3种检测结果均显示套管内壁在606 m以上井段出现点蚀，其中60臂MIT+MTT为217 m～605.84 m，IBC 为300 m～410 m，MID-K显示在537.80 m处出现点腐蚀，结果差异较大。

60臂MIT+MTT和IBC均可测出套管分级箍位置，60臂MIT+MTT显示在2 301.48 m～2 302.48 m，IBC显示在2 996.8 m～2 997.8 m，深度相差5 m，分析认为与测试仪器的校深和电缆的延长有关。

4.2油管腐蚀产物认识

起出油管后查看油管内壁腐蚀情况，对相对严重腐蚀段的331根和350根油管截取了管样。油管内壁出现点蚀，直径小于10 mm，深度在0.28 mm～1.74 mm。根据国标GB/T 18590-2001《金属与合金的腐蚀点蚀评定方法》规定，G2×井内壁点蚀为宽浅型。

表5 油管腐蚀检测情况

其中第331根油管最大腐蚀深度1.74 mm，腐蚀速率达0.193 mm/a，其腐蚀产物采用布鲁克 D8 ADVANCE X射线衍射仪分析，主要为FeCO3，由此可见此段主要发生CO2腐蚀（见图3）。

图3　331根根油管内壁腐蚀示意图

4.3腐蚀机理认识

据NACE SP0106-2006标准中规定当CO2分压＞0.021 MPa时即发生CO2腐蚀，按目前G2×井井口油管压力5.14 MPa计算，CO2分压达到0.31MPa，超过了阈值。Pots等人分析认为当PCO2/PH2S分压比在20～500范围时，以CO2和H2S混合型腐蚀为主。G2×井PCO2/PH2S= 148.46，属CO2和H2S混合型腐蚀区域。采用抗硫油套管后，避免了硫化物应力开裂SSC，主要存在CO2-H2O电化学腐蚀。

5　G2×井试压和注采试验

完成G2×井井身质量检测和评价工作后，对0 m～3 440 m井段套管进行了试压，压力25 MPa，30 min压降为0 MPa，试压合格，表明G2×井井身质量较好，满足老井利用要求。于2012年8月17日至9月8日更换防腐油管，安装注采井口后，开展了一轮注采试验。

该井原始试气无阻流量65.291 0×104m3/d，原始地层压力30.40 MPa，气井采出程度63.6％，注气前地层压力10.82 MPa。该井于2012年9月26日开始注气试验，12月16日停注，累计注气614.833 6×104m3。2012 年12月26日开始采气，日配产7×104m3，2013年3月29日采气结束，累计产气616.743 3×104m3，注采气量达到平衡。注采试验期间，井筒运行良好（见图4）。

图4　G2×井注采试验期注采曲线图

6　认识及建议

（1）再利用老井G2×井经过井身质量检测、评价与试压表明：该井采用加注缓蚀剂的防护措施，生产9年之后，G2×井套管整体腐蚀轻微，最大壁厚损失小于2.332 mm。井身质量较好，可满足储气库短期注采试验要求。

（2）通过对G2×井进行声幅-变密度和超声波成像固井质量检测，发现该井固井质量合格率为27.95％～28.03％，低于完井时的固井质量合格率69％。

（3）井身质量检测技术评价：针对固井质量检测技术：超声波成像测井技术可清晰的检测出水泥环中气体、液体窜槽现象，同时可测出分级箍位置，在固井质量检测精度与声幅-变密度测井相符，但存在无法分辨水泥第一、二交界面等不足，因此声幅-变密度测井可满足注采再利用气井的固井质量检测要求。

气井管柱腐蚀检测技术中，多臂MIT+MTT测井组合可对管柱内外腐蚀情况进行定位和定量，结果准确；MID-K在不影响气井正常生产的情况下定性多层管柱的腐蚀情况，壁厚检测精度较低，可定性套管腐蚀；超声波成像检测技术管柱壁厚精度高，但存在施工要求高、费用高昂且无法分辨管柱内外腐蚀情况等局限性。

（4）目前G2×井已开展注采试验，安全运行10个月，井筒状况良好，但其固井质量达不到储气库建设相关技术要求的合格率70％，因此该井仅可进行短期试验，试验完成后需及时封堵。

［1］唐宇编译，王环审校.斯伦贝谢公司套后成像测井技术Isolation Scanner（IBC）［J］.测井技术，2011，35（4）：307.

［2］洪有密.测井原理与综合解释［M］.山东：石油大学，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

袁东方，男（1985-），现供职于中国石油长庆油田分公司储气库管理处，政工师，主要研究领域为地下储气库钻井工艺技术应用等方面。