深层气井生产管柱完整性检测技术总结及评价

张 波 胥志雄 高文祥 刘洪涛 刘文超 王 磊 张宏强 徐鹏海 谢俊峰

中国石油塔里木油田公司, 新疆 库尔勒 841000

0 前言

生产管柱完整性失效是深层气井油套环空带压的主要诱因[1-5]。BP公司的调查显示[6],生产管柱泄漏占所有井筒泄漏点的近50%,塔里木油田完整性失效的深层气井中有84.38%存在着生产管柱泄漏的现象。深层气井具有“超深、超高温、超高压”工况和“产能建设周期长、单井投资额度大”的特点,环空带压会引发井口上升[7]、水泥环密封失效[8]、封隔器密封失效[9]和油管柱断裂[10]等风险,但由于缺乏对井下完整性情况的清晰认识,目前维护管理均是从经验和定性、半定量角度出发的,有必要开展深层气井生产管柱完整性检测研究,为修井作业、日常管理、管柱设计和风险定量评价提供依据。

本文在总结生产管柱完整性失效特征和危害的基础上,解析了现有检测技术的作用机理、类别和典型技术,分析了深层气井生产管柱完整性检测的难点和技术需求,提出了地面诊断-井下检测-风险预警-管理控制为一体的技术思路,评价了现有技术的适用性和改进方向,从而为深层气井生产管柱的完整性检测提供借鉴,实现潜在风险的“早发现、早治理”,对于深层气井的长期稳产及生产管柱完整性设计、维修和风险控制具有重要指导意义和工程价值。

1 生产管柱完整性检测的意义

生产管柱完整性失效的诱发因素可以分为载荷因素、外部环境因素和性能质量因素三部分[11-13]。在以上因素的叠加作用下,长期服役的生产管柱会发生腐蚀穿孔、丝扣密封失效、开裂、脱扣、挤压变形和油管刺穿等。生产管柱泄漏引发的潜在风险包括水泥环密封完整性失效、环空带压和油管柱强度可靠性降低等[14-16]，见图1。完整性检测的目的就是在不上提生产管柱的情况下获取生产管柱发生完整性失效的位置,其作用包括:风险定量评价,即定位生产管柱泄漏位置和泄漏点数量以后,定量评估气体泄漏和环空带压的风险;管柱失效事故预测,即预测管柱强度变化和发生断裂等事故的时间及条件;井完整性闭环设计,即分析生产管柱发生失效的形式及原因,改进生产管柱的材质和参数;不动管柱修井堵漏[17],大幅降低修井费用。

图1 生产管柱泄漏的潜在风险图Fig.1 Potential risk of production string leakage

2 生产管柱完整性检测原理与技术

2.1 生产管柱完整性检测原理

生产管柱泄漏后,井筒物理场特征会发生相应的变化,包括声波场、压力场、温度场、流场和电磁场等,因此可将上述特征作为检测生产管柱完整性的依据。

2.1.1 声波场特征

流体自生产管柱中泄漏过程中会发出一定频率范围的声波[18],流体声波能谱和音量与所经过的孔径大小、流体类型、压力、温度和流量密切相关。井筒内声波场特征见图2[19],由图2可见生产管柱及其他完井原件,如管柱本体、丝扣、安全阀、封隔器、套管鞋、套管泄漏以及射孔孔眼引起的声波,频率一般在1～3 kHz之间。

图2 井筒内声波场特征图Fig.2 Characteristics of wellbore sound filed

2.1.2 压力场特征

生产管柱完整性失效后油套环空与生产管柱内部形成了U形管。压力场变化特征见图3,由图3可知,当环空压力保持稳定时,泄漏点两侧的压力就处于平衡状态。因此,通过解析井筒的压力场分布,就可获取泄漏点的位置[20-21]。此外,采用机械坐封试压也可定位泄漏点位置,当压力下降速率超过一定程度时认为该段生产管柱存在着泄漏情况。

图3 生产管柱泄漏点内外压力及环空压力变化特征图Fig.3 Variation characters of pressure inside and outside leakage point as well as annular pressure

2.1.3 温度场特征

气体通过泄漏点是由压差驱动的,必然会引起温度的变化,因此温度场可作为定位泄漏点的依据。如公式(1)和(2)所示的Joule-Thompson效应,可通过对比发生泄漏前后的温度场来确定泄漏点的位置。温度波动与气体性质和两侧压差有关[22],要识别泄漏点处发生的温度变化就要建立合适的压差。这一原理也被应用到了钻井液漏失层位的判断中[23]。实现手段包括井下微温差测井和分布式光纤实时监测。

(1)

(2)

式中:h为函值,J;T为温度,K;p为压强,Pa;ρ为密度,kg/m3;Cp为定压摩尔比热容,J/(kg·K);v为气体比容,m3/kg。

2.1.4 流场特征

生产管柱泄漏过程中会引起井筒内的流场发生变化:泄漏点处会产生紊流效应,紊流会影响涡轮片旋转速率,同时还会形成推力或者拉力;自泄漏点至井口形成气体运移通道,可以采用同位素示踪结合数学方法获取运移线路,如式(3)所示[24];泄漏点具有分流效应,导致泄漏点下方的流量发生变化。但是,在微小泄漏的情况下,流场变化不明显,同位素受沾污影响严重(管壁沾污、接箍沾污),导致精确度较低。

(3)

式中：h为泄漏点深度,m;dc为套管直径,m;dt为油管直径,m;N为分段数量;Qinj为示踪剂注入速度,m3/s;Tci为环空温度,K;p0为标况压力,Pa;Zci为示踪剂压缩因子;T0为标况温度,K;pci为环空压力,Pa;Qsc为天然气产量,m3/s;Tti为生产管柱内温度,K;Zti为天然气压缩因子;pti为生产管柱内压力,Pa。

2.1.5 电磁场特征

生产管柱本体受到损伤或者腐蚀,贯穿油管和外侧油套环空,则意味着出现了金属缺失。可通过捕捉电磁脉冲的衰减情况识别油管或套管的金属损失情况,通过壁厚计算分别确定内层及外层管柱的腐蚀或损伤情况,壁厚显著变薄的位置即可认为是泄漏发生的位置。但电磁探伤只能检测到较大的腐蚀孔洞,常与多臂井径配合检测套管损伤[25],对于裂纹和接箍等微小泄漏的检测效果不佳。

2.2 生产管柱完整性检测技术

根据检测作业是否需要开展井下作业,检测技术可以分为井下检测、地面检测和地面-井下联合检测。根据是否需要向井下施加外界干预,如主动发射信号、施加压力或注入物质,检测技术可分为主动检测和被动检测。根据是否能连续检测多个泄漏点,检测技术可分为单点检测和多点检测。

相关技术的分类见表1,由表1可知,井下检测方式中分布式光纤可预置在井下,而其他检测技术均需在作业时现场下放仪器。检测能力上,电磁腐蚀探伤仅适合于孔径较大的泄漏点。被动接收声波的检测方式容易受到井下和近地面噪音的干扰,微温差测井的检测能力取决于传感器灵敏度和泄漏程度。压力平衡反算法和同位素示踪则主要依赖于数学方法。同位素示踪、截面流量检测和螺旋测井/马尾巴等方法目前尚未成熟。

表1 检测方法分类表

2.2.1 井下声波+温度联合测井技术

单一检测方法存在着误差和不足,因此发展出井下声波和温度信号联合的测井技术[26]。该技术通过在生产管柱内下入测量短节,接收井下的声波信号并记录温度剖面。TGT[27]、Archer[28]、Tecwel[29]和Gowell[30]等均可提供检测设备,设备耐温性能一般在150 ℃,耐压为100 MPa,所能识别的最小泄漏量可达0.02 L/min,声波频率覆盖1～60 000 Hz,分为存储式和实时传输两种方式,外径一般在40 mm左右。同时,该技术需配合建模和实验来实现井下信号的准确识别,还可穿过生产管柱检测外层套管和水泥环的完整性及气体运移通道。

某口气井生产管柱泄漏点识别结果见图4[31]。在作业时需要通过放喷油套环空来构建压差,从而使泄漏点处的气体流动,产生声波和温度波动,通过对比放喷前后的声波和温度剖面来定位泄漏点,所能检测的泄漏点与泄漏量和压差有关[32],因此至少需要两趟井下作业。此外还可采用连续上提和定点测量结合、控制设备上提速度和多个仪器串列的方式提高检测能力[33]。

2.2.2 分布式光纤检测技术

分布式光纤检测技术通过井下光纤接收并分析散射回的光信号[34],将整条光纤转化为成千上万的监测点,代替传感器接收井下声波和温度信号,从而实时监测井下生产动态或定位井下泄漏点的位置,其部署方式可分为由油管内下入的可回收式和安装于油套管外壁永久式。HALLIBURTON公司推出了该项技术服务,并在东南亚海域对海上油气井完整性进行了检测[35],定位了875 m和 1 555 m 的两个漏点。此外,德国地学研究中心还应用该技术实时监测地热井水泥环的完整性[36]。该技术预先部署于井下则能够实现实时监测,且耐温性能较好(最高350 ℃),但由于受光纤强度限制,其下深一般在 5 000 m以内。

图4 气井生产管柱泄漏点识别结果图Fig.4 Leak Detection by Temperature and Noise Logging

2.2.3 机械坐封试压检测技术

Peak Well System推出了基于坐封试压的完整性检测工具——泄漏检测工具(Leak Detection Tool,LDT)[37]。LDT由油管内下入并锚定在油管内壁,形成暂时的密封空间,进而通过压力测试来确定泄漏油管和环空之间的泄漏途径。不需要将检测工具上提到地面即可重复布置,直到确认泄漏途径为止。该工具主要由机械结构构成,可靠性较好。其参数见表2。需要注意的是,由于工具外径与油管内径差距并不显著,对于变径和存在变形的生产管柱,该工具可能无法顺利下入。

表2 LDT主要参数表

2.2.4 基于压力平衡反算的定位技术

压力平衡反算法需要获取稳压状态下的环空压力、井口压力及温度、气体性质和环空液面高度,还需要预判生产管柱的完整性,排除液体热膨胀[38]和水泥环-套管体系密封失效[39]等造成油套环空带压的可能性,方法包括气体组分测试和压力恢复测试等。地面检测诊断系统[40]和泄漏计量系统均整合了井口温压测量、气体组分测试、压力恢复测试和超声波液面定位模块,可满足上述要求。环空带压检测系统开发了基于半稳态传热和垂直管内气液两相流压降模型,利用井口数据获取温压分布的迭代算法来定位压力平衡点[41-42]。需要注意的是,当生产管柱存在多个不同位置的泄漏点时,该技术会出现较大偏差,因此还需要进一步研究泄漏点数量和分布对环空压力的影响,从而预判泄漏点数量。

2.2.5 井口接收泄漏声波技术

该技术是基于泄漏点声波频率和传播特性提出的。泄漏点发出的声波信号一方面从泄漏点沿管柱井口传播,另一方面从泄漏点位置向井底传播,当到达环空液面时发生反射,继而向井口传播。因此利用两种路径之间的接收时间差和环空内声速即可判断出泄漏点位置[43]。该技术在原理上是可行的,但也存在显著不足:仅能定位液面以上泄漏点;声波信号存在衰减且管柱结构干扰声波传输[44],长距离传播后信号存在弱化难以接收识别的问题。

3 检测技术在深层气井中的适用性评价

3.1 深层气井生产管柱完整性检测难点

深层气井井身结构复杂,相关完整性检测案例较少[45]。因此,以KS 501井为例,对深层气井生产管柱完整性检测的难点进行分析。该井具有四层套管结构,井深达 6 590 m。

3.1.1 高温高压环境,气相液相共存

深层气井井下温压环境苛刻。以案例井为例,产层中部温度为147 ℃,井底压力近110 MPa,油套环空内注入了密度为1.40 g/cm3的完井液,初期产气速度接近30×104m3/d,最高日产气量接近50 m3/d,修井前累计产气量为1.89×108m3。以上客观条件为生产管柱泄漏定位提出了要求。首先,定位方法及设备必须能够在高温高压环境下发挥作用,目前国内深层气井已突破 8 000 m,这对耐温耐压性能提出了更高的要求,且定位过程中要有足够的风险应对措施,防止发生气体泄漏、设备掉落和安全生产事故。其次,油套环空内存在气相和液相,定位技术需要确定液面上下的泄漏点位置。

3.1.2 生产管柱部件多,泄漏途径多样

深层气井生产管柱的组成部件多。以KS 501井为例,其生产管柱从井口延伸至位于 6 500～6 562 m的产层中部,包含600余根油管,及油管挂、封隔器、安全阀、堵塞器、压裂阀和球座等部件,因此生产管柱上的泄漏点数量和形式不唯一。案例井上提管柱后发现,生产管柱存在封隔器上方 1 910 m处生产管柱穿孔、6 093.86 m处接箍以下油管破损、6 381 m处封隔器下油管接箍纵向开裂、6 381～6 391 m位置的油管本体纵向开裂。生产管柱泄漏点照片见图5。

a)油管穿孔 a)Tubing perforation

b)油管破损变形 b)Tubing deformation

c)油管接箍开裂 c)Tubing coupling crack

d)油管本体开裂 d)Tubing body crack

以上特点说明,检测技术需能够检测多个泄漏点并准确定位,下入深度应超过封隔器位置,并且能够识别不同类型的泄漏点(接箍泄漏、腐蚀穿孔、裂纹和封隔器等部件失效)引起的气体泄漏。不同于穿孔或断裂等失效形式,丝扣泄漏较多且泄漏微小,定位难度高。

3.1.3 井筒结构复杂,多重环空带压

深层气井水泥环和套管完整性失效会形成联通的气体运移通道[46],深层气井油套环空也具备了产生热膨胀压力的条件[47]。因此,即使生产管柱完好，油套环空也会产生高压,造成生产管柱失效假象。道达尔石油公司欧洲北海地区高温高压气井A环空的压力即由接箍气密封失效引起,因此针对生产管柱采取的措施未起到预期作用。案例井A、B和C环空均带压且超压,其中A环空压力值高达76.6 MPa。

综上所述,完整性检测还需满足以下要求:快速定性判别生产管柱完整性,避免误判;多层环空带压情况下,能够准确分别生产管柱泄漏点位置,排除外层气体泄漏和运移通道的干扰,尽量探明其他安全屏障的完整性和气体运移通道,避免在修复生产管柱后,外层运移通道再次造成环空带压;需要放喷气体时,应考虑到环空压力波动所带来的风险。

3.2 完整性检测技术适用性评价与建议

根据上述分析,应建立地面诊断-井下检测-风险预警-管理控制为一体的深层气井生产管柱完整性检测技术体系,见图6。该体系通过地面诊断初步判断泄漏来源和泄漏速率,然后选取适当的技术手段开展完整性检测,在获取泄漏点关键参数基础上预测环空压力和井下安全屏障完整性演化趋势,在此基础上进行风险定量分析,最后对于潜在风险较大、会出现超压和管柱断裂等恶性情况的气井,提早采取控制措施,优化生产运行、制定管理预案。

图6 深层高温高压气井生产管柱完整性检测技术体系图Fig.6 Technology system of production string integrity detection for deep gas well

结合上述分析可知以下五点。

1)地面检测诊断系统和泄漏计量系统适用于地面诊断。

2)井下声波+温度联合测井技术和分布式光纤检测技术适用于完整性检测。

3)声波+温度联合测井技术需要进一步提高耐温耐压性能,分布式光纤检测技术则需要提高下入深度。重点气井可预置分布式光纤,实时监测气井动态。条件允许情况下,应配合开展电磁腐蚀探伤检测,从而确定生产管柱的具体失效形式和原因。

4)机械坐封试压需要逐段封隔测试,在深井中分段多、作业过程繁杂,不适用于深井环境。

5)完整性检测可为风险预警和管理控制提供数据基础,应开展相关研究完善技术体系。

4 结论

1)载荷因素、外部环境因素和性能质量因素是造成生产管柱完整性失效的因素,所产生的风险主要体现在水泥环密封完整性失效、环空带压和油管柱强度可靠性降低三方面。生产管柱完整性检测可为风险定量评价、管柱失效事故预测、井完整性闭环设计和不动管柱修井堵漏提供依据。

2)井下物理场特征是检测生产管柱完整性的主要依据,不同检测方法在能否检测微小泄漏、液面下泄漏和多点泄漏方面具有差异性。深层气井应采用地面诊断和井下检测方式开展完整性评价,地面检测诊断系统和泄漏计量系统适用于深层气井完整性的地面诊断,基于声波和温度原理的井下声波+温度联合测井技术和分布式光纤检测技术适用于定量检测。

3)重点深层气井可预置分布式光纤实时监测,提高检测效率,条件允许情况下,应配合开展电磁腐蚀探伤检测,从而确定生产管柱的具体失效形式和原因。应进一步提高检测设备耐温耐压性能,从而适应井下深层高温高压环境。在完整性检测的基础上,开展风险预警和管理控制研究,形成地面诊断-井下检测-风险预警-管理控制为一体的技术体系。