深層氣井生產管柱完整性檢測技術總結及評價

張 波 胥志雄 高文祥 劉洪濤 劉文超 王 磊 張宏強 徐鵬海 謝俊峰

中國石油塔里木油田公司, 新疆 庫爾勒 841000

0 前言

生產管柱完整性失效是深層氣井油套環空帶壓的主要誘因[1-5]。BP公司的調查顯示[6],生產管柱泄漏占所有井筒泄漏點的近50%,塔里木油田完整性失效的深層氣井中有84.38%存在著生產管柱泄漏的現象。深層氣井具有“超深、超高溫、超高壓”工況和“產能建設周期長、單井投資額度大”的特點,環空帶壓會引發井口上升[7]、水泥環密封失效[8]、封隔器密封失效[9]和油管柱斷裂[10]等風險,但由于缺乏對井下完整性情況的清晰認識,目前維護管理均是從經驗和定性、半定量角度出發的,有必要開展深層氣井生產管柱完整性檢測研究,為修井作業、日常管理、管柱設計和風險定量評價提供依據。

本文在總結生產管柱完整性失效特征和危害的基礎上,解析了現有檢測技術的作用機理、類別和典型技術,分析了深層氣井生產管柱完整性檢測的難點和技術需求,提出了地面診斷-井下檢測-風險預警-管理控制為一體的技術思路,評價了現有技術的適用性和改進方向,從而為深層氣井生產管柱的完整性檢測提供借鑒,實現潛在風險的“早發現、早治理”,對于深層氣井的長期穩產及生產管柱完整性設計、維修和風險控制具有重要指導意義和工程價值。

1 生產管柱完整性檢測的意義

生產管柱完整性失效的誘發因素可以分為載荷因素、外部環境因素和性能質量因素三部分[11-13]。在以上因素的疊加作用下,長期服役的生產管柱會發生腐蝕穿孔、絲扣密封失效、開裂、脫扣、擠壓變形和油管刺穿等。生產管柱泄漏引發的潛在風險包括水泥環密封完整性失效、環空帶壓和油管柱強度可靠性降低等[14-16]，見圖1。完整性檢測的目的就是在不上提生產管柱的情況下獲取生產管柱發生完整性失效的位置,其作用包括:風險定量評價,即定位生產管柱泄漏位置和泄漏點數量以后,定量評估氣體泄漏和環空帶壓的風險;管柱失效事故預測,即預測管柱強度變化和發生斷裂等事故的時間及條件;井完整性閉環設計,即分析生產管柱發生失效的形式及原因,改進生產管柱的材質和參數;不動管柱修井堵漏[17],大幅降低修井費用。

圖1 生產管柱泄漏的潛在風險圖Fig.1 Potential risk of production string leakage

2 生產管柱完整性檢測原理與技術

2.1 生產管柱完整性檢測原理

生產管柱泄漏后,井筒物理場特征會發生相應的變化,包括聲波場、壓力場、溫度場、流場和電磁場等,因此可將上述特征作為檢測生產管柱完整性的依據。

2.1.1 聲波場特征

流體自生產管柱中泄漏過程中會發出一定頻率范圍的聲波[18],流體聲波能譜和音量與所經過的孔徑大小、流體類型、壓力、溫度和流量密切相關。井筒內聲波場特征見圖2[19],由圖2可見生產管柱及其他完井原件,如管柱本體、絲扣、安全閥、封隔器、套管鞋、套管泄漏以及射孔孔眼引起的聲波,頻率一般在1～3 kHz之間。

圖2 井筒內聲波場特征圖Fig.2 Characteristics of wellbore sound filed

2.1.2 壓力場特征

生產管柱完整性失效后油套環空與生產管柱內部形成了U形管。壓力場變化特征見圖3,由圖3可知,當環空壓力保持穩定時,泄漏點兩側的壓力就處于平衡狀態。因此,通過解析井筒的壓力場分布,就可獲取泄漏點的位置[20-21]。此外,采用機械坐封試壓也可定位泄漏點位置,當壓力下降速率超過一定程度時認為該段生產管柱存在著泄漏情況。

圖3 生產管柱泄漏點內外壓力及環空壓力變化特征圖Fig.3 Variation characters of pressure inside and outside leakage point as well as annular pressure

2.1.3 溫度場特征

氣體通過泄漏點是由壓差驅動的,必然會引起溫度的變化,因此溫度場可作為定位泄漏點的依據。如公式(1)和(2)所示的Joule-Thompson效應,可通過對比發生泄漏前后的溫度場來確定泄漏點的位置。溫度波動與氣體性質和兩側壓差有關[22],要識別泄漏點處發生的溫度變化就要建立合適的壓差。這一原理也被應用到了鉆井液漏失層位的判斷中[23]。實現手段包括井下微溫差測井和分布式光纖實時監測。

(1)

(2)

式中:h為函值,J;T為溫度,K;p為壓強,Pa;ρ為密度,kg/m3;Cp為定壓摩爾比熱容,J/(kg·K);v為氣體比容,m3/kg。

2.1.4 流場特征

生產管柱泄漏過程中會引起井筒內的流場發生變化:泄漏點處會產生紊流效應,紊流會影響渦輪片旋轉速率,同時還會形成推力或者拉力;自泄漏點至井口形成氣體運移通道,可以采用同位素示蹤結合數學方法獲取運移線路,如式(3)所示[24];泄漏點具有分流效應,導致泄漏點下方的流量發生變化。但是,在微小泄漏的情況下,流場變化不明顯,同位素受沾污影響嚴重(管壁沾污、接箍沾污),導致精確度較低。

(3)

式中：h為泄漏點深度,m;dc為套管直徑,m;dt為油管直徑,m;N為分段數量;Qinj為示蹤劑注入速度,m3/s;Tci為環空溫度,K;p0為標況壓力,Pa;Zci為示蹤劑壓縮因子;T0為標況溫度,K;pci為環空壓力,Pa;Qsc為天然氣產量,m3/s;Tti為生產管柱內溫度,K;Zti為天然氣壓縮因子;pti為生產管柱內壓力,Pa。

2.1.5 電磁場特征

生產管柱本體受到損傷或者腐蝕,貫穿油管和外側油套環空,則意味著出現了金屬缺失。可通過捕捉電磁脈沖的衰減情況識別油管或套管的金屬損失情況,通過壁厚計算分別確定內層及外層管柱的腐蝕或損傷情況,壁厚顯著變薄的位置即可認為是泄漏發生的位置。但電磁探傷只能檢測到較大的腐蝕孔洞,常與多臂井徑配合檢測套管損傷[25],對于裂紋和接箍等微小泄漏的檢測效果不佳。

2.2 生產管柱完整性檢測技術

根據檢測作業是否需要開展井下作業,檢測技術可以分為井下檢測、地面檢測和地面-井下聯合檢測。根據是否需要向井下施加外界干預,如主動發射信號、施加壓力或注入物質,檢測技術可分為主動檢測和被動檢測。根據是否能連續檢測多個泄漏點,檢測技術可分為單點檢測和多點檢測。

相關技術的分類見表1,由表1可知,井下檢測方式中分布式光纖可預置在井下,而其他檢測技術均需在作業時現場下放儀器。檢測能力上,電磁腐蝕探傷僅適合于孔徑較大的泄漏點。被動接收聲波的檢測方式容易受到井下和近地面噪音的干擾,微溫差測井的檢測能力取決于傳感器靈敏度和泄漏程度。壓力平衡反算法和同位素示蹤則主要依賴于數學方法。同位素示蹤、截面流量檢測和螺旋測井/馬尾巴等方法目前尚未成熟。

表1 檢測方法分類表

2.2.1 井下聲波+溫度聯合測井技術

單一檢測方法存在著誤差和不足,因此發展出井下聲波和溫度信號聯合的測井技術[26]。該技術通過在生產管柱內下入測量短節,接收井下的聲波信號并記錄溫度剖面。TGT[27]、Archer[28]、Tecwel[29]和Gowell[30]等均可提供檢測設備,設備耐溫性能一般在150 ℃,耐壓為100 MPa,所能識別的最小泄漏量可達0.02 L/min,聲波頻率覆蓋1～60 000 Hz,分為存儲式和實時傳輸兩種方式,外徑一般在40 mm左右。同時,該技術需配合建模和實驗來實現井下信號的準確識別,還可穿過生產管柱檢測外層套管和水泥環的完整性及氣體運移通道。

某口氣井生產管柱泄漏點識別結果見圖4[31]。在作業時需要通過放噴油套環空來構建壓差,從而使泄漏點處的氣體流動,產生聲波和溫度波動,通過對比放噴前后的聲波和溫度剖面來定位泄漏點,所能檢測的泄漏點與泄漏量和壓差有關[32],因此至少需要兩趟井下作業。此外還可采用連續上提和定點測量結合、控制設備上提速度和多個儀器串列的方式提高檢測能力[33]。

2.2.2 分布式光纖檢測技術

分布式光纖檢測技術通過井下光纖接收并分析散射回的光信號[34],將整條光纖轉化為成千上萬的監測點,代替傳感器接收井下聲波和溫度信號,從而實時監測井下生產動態或定位井下泄漏點的位置,其部署方式可分為由油管內下入的可回收式和安裝于油套管外壁永久式。HALLIBURTON公司推出了該項技術服務,并在東南亞海域對海上油氣井完整性進行了檢測[35],定位了875 m和 1 555 m 的兩個漏點。此外,德國地學研究中心還應用該技術實時監測地熱井水泥環的完整性[36]。該技術預先部署于井下則能夠實現實時監測,且耐溫性能較好(最高350 ℃),但由于受光纖強度限制,其下深一般在 5 000 m以內。

圖4 氣井生產管柱泄漏點識別結果圖Fig.4 Leak Detection by Temperature and Noise Logging

2.2.3 機械坐封試壓檢測技術

Peak Well System推出了基于坐封試壓的完整性檢測工具——泄漏檢測工具(Leak Detection Tool,LDT)[37]。LDT由油管內下入并錨定在油管內壁,形成暫時的密封空間,進而通過壓力測試來確定泄漏油管和環空之間的泄漏途徑。不需要將檢測工具上提到地面即可重復布置,直到確認泄漏途徑為止。該工具主要由機械結構構成,可靠性較好。其參數見表2。需要注意的是,由于工具外徑與油管內徑差距并不顯著,對于變徑和存在變形的生產管柱,該工具可能無法順利下入。

表2 LDT主要參數表

2.2.4 基于壓力平衡反算的定位技術

壓力平衡反算法需要獲取穩壓狀態下的環空壓力、井口壓力及溫度、氣體性質和環空液面高度,還需要預判生產管柱的完整性,排除液體熱膨脹[38]和水泥環-套管體系密封失效[39]等造成油套環空帶壓的可能性,方法包括氣體組分測試和壓力恢復測試等。地面檢測診斷系統[40]和泄漏計量系統均整合了井口溫壓測量、氣體組分測試、壓力恢復測試和超聲波液面定位模塊,可滿足上述要求。環空帶壓檢測系統開發了基于半穩態傳熱和垂直管內氣液兩相流壓降模型,利用井口數據獲取溫壓分布的迭代算法來定位壓力平衡點[41-42]。需要注意的是,當生產管柱存在多個不同位置的泄漏點時,該技術會出現較大偏差,因此還需要進一步研究泄漏點數量和分布對環空壓力的影響,從而預判泄漏點數量。

2.2.5 井口接收泄漏聲波技術

該技術是基于泄漏點聲波頻率和傳播特性提出的。泄漏點發出的聲波信號一方面從泄漏點沿管柱井口傳播,另一方面從泄漏點位置向井底傳播,當到達環空液面時發生反射,繼而向井口傳播。因此利用兩種路徑之間的接收時間差和環空內聲速即可判斷出泄漏點位置[43]。該技術在原理上是可行的,但也存在顯著不足:僅能定位液面以上泄漏點;聲波信號存在衰減且管柱結構干擾聲波傳輸[44],長距離傳播后信號存在弱化難以接收識別的問題。

3 檢測技術在深層氣井中的適用性評價

3.1 深層氣井生產管柱完整性檢測難點

深層氣井井身結構復雜,相關完整性檢測案例較少[45]。因此,以KS 501井為例,對深層氣井生產管柱完整性檢測的難點進行分析。該井具有四層套管結構,井深達 6 590 m。

3.1.1 高溫高壓環境,氣相液相共存

深層氣井井下溫壓環境苛刻。以案例井為例,產層中部溫度為147 ℃,井底壓力近110 MPa,油套環空內注入了密度為1.40 g/cm3的完井液,初期產氣速度接近30×104m3/d,最高日產氣量接近50 m3/d,修井前累計產氣量為1.89×108m3。以上客觀條件為生產管柱泄漏定位提出了要求。首先,定位方法及設備必須能夠在高溫高壓環境下發揮作用,目前國內深層氣井已突破 8 000 m,這對耐溫耐壓性能提出了更高的要求,且定位過程中要有足夠的風險應對措施,防止發生氣體泄漏、設備掉落和安全生產事故。其次,油套環空內存在氣相和液相,定位技術需要確定液面上下的泄漏點位置。

3.1.2 生產管柱部件多,泄漏途徑多樣

深層氣井生產管柱的組成部件多。以KS 501井為例,其生產管柱從井口延伸至位于 6 500～6 562 m的產層中部,包含600余根油管,及油管掛、封隔器、安全閥、堵塞器、壓裂閥和球座等部件,因此生產管柱上的泄漏點數量和形式不唯一。案例井上提管柱后發現,生產管柱存在封隔器上方 1 910 m處生產管柱穿孔、6 093.86 m處接箍以下油管破損、6 381 m處封隔器下油管接箍縱向開裂、6 381～6 391 m位置的油管本體縱向開裂。生產管柱泄漏點照片見圖5。

a)油管穿孔 a)Tubing perforation

b)油管破損變形 b)Tubing deformation

c)油管接箍開裂 c)Tubing coupling crack

d)油管本體開裂 d)Tubing body crack

以上特點說明,檢測技術需能夠檢測多個泄漏點并準確定位,下入深度應超過封隔器位置,并且能夠識別不同類型的泄漏點(接箍泄漏、腐蝕穿孔、裂紋和封隔器等部件失效)引起的氣體泄漏。不同于穿孔或斷裂等失效形式,絲扣泄漏較多且泄漏微小,定位難度高。

3.1.3 井筒結構復雜,多重環空帶壓

深層氣井水泥環和套管完整性失效會形成聯通的氣體運移通道[46],深層氣井油套環空也具備了產生熱膨脹壓力的條件[47]。因此,即使生產管柱完好，油套環空也會產生高壓,造成生產管柱失效假象。道達爾石油公司歐洲北海地區高溫高壓氣井A環空的壓力即由接箍氣密封失效引起,因此針對生產管柱采取的措施未起到預期作用。案例井A、B和C環空均帶壓且超壓,其中A環空壓力值高達76.6 MPa。

綜上所述,完整性檢測還需滿足以下要求:快速定性判別生產管柱完整性,避免誤判;多層環空帶壓情況下,能夠準確分別生產管柱泄漏點位置,排除外層氣體泄漏和運移通道的干擾,盡量探明其他安全屏障的完整性和氣體運移通道,避免在修復生產管柱后,外層運移通道再次造成環空帶壓;需要放噴氣體時,應考慮到環空壓力波動所帶來的風險。

3.2 完整性檢測技術適用性評價與建議

根據上述分析,應建立地面診斷-井下檢測-風險預警-管理控制為一體的深層氣井生產管柱完整性檢測技術體系,見圖6。該體系通過地面診斷初步判斷泄漏來源和泄漏速率,然后選取適當的技術手段開展完整性檢測,在獲取泄漏點關鍵參數基礎上預測環空壓力和井下安全屏障完整性演化趨勢,在此基礎上進行風險定量分析,最后對于潛在風險較大、會出現超壓和管柱斷裂等惡性情況的氣井,提早采取控制措施,優化生產運行、制定管理預案。

圖6 深層高溫高壓氣井生產管柱完整性檢測技術體系圖Fig.6 Technology system of production string integrity detection for deep gas well

結合上述分析可知以下五點。

1)地面檢測診斷系統和泄漏計量系統適用于地面診斷。

2)井下聲波+溫度聯合測井技術和分布式光纖檢測技術適用于完整性檢測。

3)聲波+溫度聯合測井技術需要進一步提高耐溫耐壓性能,分布式光纖檢測技術則需要提高下入深度。重點氣井可預置分布式光纖,實時監測氣井動態。條件允許情況下,應配合開展電磁腐蝕探傷檢測,從而確定生產管柱的具體失效形式和原因。

4)機械坐封試壓需要逐段封隔測試,在深井中分段多、作業過程繁雜,不適用于深井環境。

5)完整性檢測可為風險預警和管理控制提供數據基礎,應開展相關研究完善技術體系。

4 結論

1)載荷因素、外部環境因素和性能質量因素是造成生產管柱完整性失效的因素,所產生的風險主要體現在水泥環密封完整性失效、環空帶壓和油管柱強度可靠性降低三方面。生產管柱完整性檢測可為風險定量評價、管柱失效事故預測、井完整性閉環設計和不動管柱修井堵漏提供依據。

2)井下物理場特征是檢測生產管柱完整性的主要依據,不同檢測方法在能否檢測微小泄漏、液面下泄漏和多點泄漏方面具有差異性。深層氣井應采用地面診斷和井下檢測方式開展完整性評價,地面檢測診斷系統和泄漏計量系統適用于深層氣井完整性的地面診斷,基于聲波和溫度原理的井下聲波+溫度聯合測井技術和分布式光纖檢測技術適用于定量檢測。

3)重點深層氣井可預置分布式光纖實時監測,提高檢測效率,條件允許情況下,應配合開展電磁腐蝕探傷檢測,從而確定生產管柱的具體失效形式和原因。應進一步提高檢測設備耐溫耐壓性能,從而適應井下深層高溫高壓環境。在完整性檢測的基礎上,開展風險預警和管理控制研究,形成地面診斷-井下檢測-風險預警-管理控制為一體的技術體系。