大庆喇嘛甸储气库L井的井筒安全评估

贺海军

(大庆油田有限责任公司采油工程研究院 黑龙江 大庆 163453)

0 引 言

喇嘛甸油田位于大庆长垣北端，是一个受构造控制的层状砂岩气顶油田。1973年，油藏部分全面投入开发，气藏部分为保持油气层压力平衡而暂缓开发。1975年为解决油田季节性用气不均衡的矛盾，建设了喇嘛甸储气库[1]，已安全运行44年。近年来，在注采过程中发现了CO2和H2S等腐蚀气体，注采井能否继续安全运行显得尤其重要。为此，根据国内外储气库安全评方法[2-5]，对L井进行了套管柱和固井水泥环的技术检测和安全性评估。

1 L井运行环境分析

1.1 井身结构

L井于1975年6月完钻，深度894.5 m，两层井身结构，表层套管为罗马产D钢级Φ273.1 mm×10 mm套管,下入深度105.9 m，水泥返至地面。油层套管为日本产JS钢级Φ139.7 mm套管，壁厚 6.98 mm套管下入深度为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套管下入井段为793.4～892.1 m。施工过程套管试压15 MPa，稳定30 min压力不降。下入Φ62 mm油管776.76 m，光油管完井。

1.2 生产状态分析

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

1.3 产出水分析

通过对L井产出水矿化度分析，产出水总矿化度在805.2-1 001.3 mg/L,不含Cl-，据此判断L井产出水为凝析水。

1.4 腐蚀介质分析

从L井2002～2016年的天然气样品组分分析可知，CO2含量呈现逐年递增的趋势，从2002年的1.7%增加到2016年的5.8%,CO2分压由0.143 MPa增加到0.493 MPa。按照CO2分压<0.02 MPa(属于轻微腐蚀)、0.02 MPa0.21 MPa(属于严重腐蚀)的划分标准，注采井在2005年以前属于中度腐蚀，2005年及以后属于严重腐蚀。在2005年以前，天然气组分中未发现H2S气体，2005年2017年H2S含量呈现不稳定变化，其含量在19.79～221.00 mg/m3范围内变化。H2S和CO2气体的同时存在加重了井下管柱的腐蚀。因此注采井注采管柱处于复杂的双重介质腐蚀工况下，存在较大安全风险[6-8]。

2 套管柱安全评估

2.1 CAST-V技术检测

2.1.1 技术原理

CAST-V是超声脉冲回波测井仪，有两种工作模式：(1)成像模式,成像模式利用超声波的传播和反射特性在套管中进行套管变形、错断、内壁腐蚀等内壁状况检测及射孔孔眼检测，在裸眼井中进行井周裂缝、孔洞检测及薄层探测；(2)套管模式，套管模式利用超声波透射和谐振特性进行固井质量评价，对接收的超声信号经过处理后，给出套管内径、壁厚和界面的胶结情况等。

2.1.2 测井仪器技术指标

耐温：175 ℃；

耐压：130 MPa；

适用条件：套管外径114.0～339.4 mm，井内流体密度1.0～1.6 g/cm3，且不含气体。

2.2 检测结果

通过CAST-V套管模式和成像模式解释结果看出，测量井段套管在303～306 m有异常显示，如图1所示。其余井段内径、壁厚在正常范围内，射孔井段射孔相位清晰。套管无变形、腐蚀显示。

图1 套管变形井段CAST-V测井结果

2.3 检测结果综合分析

套管设计外径为139.7 mm，内径为127.3 mm(井段12～793 m)和125.73 mm(井段793～892 )。依据CAST-V测井数据(图2)，在50～80 m、230～430 m、780～880 m等井段套管外径均有减小现象；在50～320 m、480～720 m井段存在内径扩大现象，并且在50～320 m井段内径扩大相对严重。

图2 CAST-V井径分析图

2.4 套管柱剩余强度及安全运行年限

2.4.1 套管柱剩余强度分析

利用CAST-V数据计算套管抗外挤和内压强度，按照Q/SY1486-2012计算套管柱的抗内压强度和抗外挤强度，最小抗内压强度和最小抗外挤强度分别为18.06 MPa和24.10 MPa，最小抗内压和抗外挤安全系数分别为2.16和2.74，高于标准规定值1.6(图3)。

图3 套管安全系数分析图

2.4.2 套管柱安全运行年限分析

依据CAST-V测井数据中的内径、壁厚和外径数据，以及Q/SY 1486-2012标准计算目前JS钢级(喇嘛甸储气库套管使用)Φ139.70 mm×6.98 mm套管的抗内压和抗外挤强度，并推算套管安全使用年限。通过测井数据计算50～350 m井段最大折算腐蚀速率为0.1160 mm/a；745～850 m井段最大折算腐蚀速率为0.1660 mm/a。按照Q/SY 1486-2012腐蚀程度分类，见表1，属于中等腐蚀。

表1 Q/SY 1486-2012标准腐蚀程度分类

套管的安全使用年限主要受到腐蚀速率、套管壁厚、外径影响，采用Q/SY 1486-2012方法计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：套管实际剩余壁厚，mm；tcr：套管临界壁厚，mm；Vk：套管腐蚀速率，mm/a；Si：抗内压安全系数；Ko：套管试压时的过压系数，Ko=1.1；Pie：有效内压力，MPa；D：套管外径，mm；kt：套管壁厚偏差系数，kt=0.825；fymn：套管最小屈服强度，MPa；β：套管螺纹处衰减修正值，β=2 mm。

依据公式(1)和公式(2)计算不同井段的套管安全使用年限，见表2。按照1.2的安全系数计算，在745～800 m的安全使用年限为17.8年。

3 固井水泥评价

3.1 扇区水泥胶结技术检测

3.1.1 技术原理

扇区水泥胶结测井以套管波为测量对象，采用八发八收测量套管周围每45度角的套管波幅度曲线，可以指示套管周边的水泥胶结质量，利用2 ft幅度曲线做出的变幅度图可以直观显示水泥纵向缺失。这种仪器还同时挂接CBL/VDL探头，由于记录到的声波在井眼中有着不同的传播方式，综合分析使得固井质量评价结果更加准确。

3.2.2 技术指标

长度：3137 mm；外径：70 mm；耐温：175℃；耐压：137 MPa；测速：600 m/h；适应井眼范围：114.3～244.5 mm。

表2 套管安全使用年限

3.2 检测结果

通过扇区胶结检测获得了全井段固井水泥的胶结指数，在上部井段水泥胶结程度为差-中等，480 m以下井段胶结质量良好，见表3。

表3 扇区水泥胶结测井结果

3.3 盖层段固井水泥环密封性评价

《油气藏型储气库钻完井技术要求(试行)》规定：生产套管固井质量胶结合格段长度不小于70%；对于封固盖层的技术套管，盖层段固井质量连续优质水泥段不小于25 m，且胶结合格长度不小于70%。

萨尔图油层埋藏深度在766～920 m左右。萨零组储层以上发育200～250 m全区稳定分布的嫩一、二段黑色泥岩，是区域性的良好盖层。483.8 m以下井段盖层封固井段(除零星小段)水泥胶结良好，胶结指数大于0.8。具有较好的封闭能力。

4 结 论

1)通过对套管进行CAST-V测井曲线综合分析，可以判断注采井套管是否变形，并可检测套管的半径值，为安全评估提供基础数据。

2)通过固井水泥环进行扇区水泥胶结测井，在200～250 m厚的盖层段水泥环胶结质量均高于0.8，具有较好的密封条件。

3)大庆喇嘛甸储气库已运行44 a，井的技术检测及安全评估是继续延长储气库运行周期的关键保障措施。