喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)套管柱檢測(cè)技術(shù)研究

劉 偉，李東剛

(1.大慶油田采油工程研究院 黑龍江 大慶 163000；2.大慶油田采氣分公司 黑龍江 大慶 163000)

0 引 言

大慶油田喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)始建于1975年，是國(guó)內(nèi)建成最早的地下儲(chǔ)氣庫(kù)，期間經(jīng)過(guò)三次擴(kuò)建，庫(kù)容量達(dá)到35.7×108m3，儲(chǔ)氣庫(kù)日注氣能力由30×104m3增加至100×104m3，年注氣量可達(dá)1.5×108m3，全年可減少夏季溶解氣排放1×108m3以上[1]，該儲(chǔ)氣庫(kù)的建設(shè)有效緩解了冬季工業(yè)用氣和周邊居民用氣的緊張局面。

世界上建設(shè)最早的儲(chǔ)氣庫(kù)于1915年由加拿大建成，發(fā)展至今，全世界在用儲(chǔ)氣庫(kù)達(dá)到715座，總工作氣量3 930×108m3，儲(chǔ)氣庫(kù)已成為當(dāng)今世界上最主要的天然氣儲(chǔ)存方式和調(diào)峰手段[2]。喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)是國(guó)內(nèi)首次嘗試?yán)脷獠馗慕ǖ膬?chǔ)氣庫(kù)，真正意義上的國(guó)內(nèi)首座商業(yè)性?xún)?chǔ)氣庫(kù)是2000年11月建設(shè)的大港油田大張坨儲(chǔ)氣庫(kù)。隨著國(guó)內(nèi)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)力度的逐步增大，截至2017年底，我國(guó)已建成25座儲(chǔ)氣庫(kù)[3]。

依照當(dāng)前國(guó)內(nèi)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)顯然在固井、套管、油管、完井工具上存在較大差距，加之近年來(lái)地層壓力、CO2含量均呈現(xiàn)上漲趨勢(shì)，并且檢測(cè)出了H2S的存在，給井筒完整性和儲(chǔ)氣庫(kù)的長(zhǎng)期安全運(yùn)行帶來(lái)較大隱患。為此，從儲(chǔ)氣庫(kù)套管柱測(cè)井檢測(cè)入手，并進(jìn)行管柱剩余強(qiáng)度分析，以全面了解喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)井安全狀況。

1 儲(chǔ)氣庫(kù)基本概況

1.1 基本概況

喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)位于松遼盆地中央凹陷外大慶油田長(zhǎng)垣地帶上最北端的一個(gè)三級(jí)構(gòu)造，南與薩爾圖油田相接。注采層位為整個(gè)薩零組、薩Ⅰ組氣層，含氣面積為27.6 km2，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量為35.7×108m3，原始地層壓力為10.16 MPa，地層溫度為39.7 ℃。

該儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容范圍內(nèi)共有注采井14口，監(jiān)測(cè)井5口，19口井表層套管均為羅馬產(chǎn)D級(jí)鋼管，套管外徑為273.1 mm，壁厚為10 mm，油層套管為日本產(chǎn)JS級(jí)鋼管，套管外徑為139.7 mm，壁厚為6.98 mm，油管為玻璃鋼或普通碳鋼材質(zhì)，外徑為73 mm，壁厚為5.5 mm，采用光油管完井方式，各層管柱均不具有防腐性能。

1.2 天然氣組分分析

喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)注采天然氣中H2S含量為19.79 ～221 mg/m3，CO2含量為3%～5.8%，H2S和CO2分壓分別為1.26 kPa和0.5 MPa，高于行業(yè)嚴(yán)重腐蝕界限0.3 kPa和0.21 MPa，屬于嚴(yán)重腐蝕范疇，H2S和CO2組分變化如圖1所示。H2S和CO2雙重腐蝕下，給注采管柱造成了一定程度的腐蝕，導(dǎo)致套管存在穿孔的風(fēng)險(xiǎn)[4]。

圖1 CO2和H2S組分變化情況圖

1.3 歷史檢測(cè)情況

為客觀(guān)了解井下管柱的腐蝕狀況，2016年3月，對(duì)LQ103、LQ109井進(jìn)行油管(井底)取樣分析，LQ103、LQ109油管腐蝕形貌如圖2、圖3所示。碳鋼油管內(nèi)外表面可見(jiàn)明顯點(diǎn)狀腐蝕痕跡，在40倍顯微鏡下，最大腐蝕坑深度可達(dá)2 mm。對(duì)腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行成分分析，主要成分為C、O、S、Ca和Fe，說(shuō)明腐蝕產(chǎn)物層中有硫化物和Ca垢的存在[5]，是典型的S元素作用下的氧腐蝕，腐蝕產(chǎn)物成分分析如圖4所示。

圖2 LQ103井油管外表面腐蝕形貌圖

圖3 LQ109井油管腐蝕坑形貌圖

圖4 腐蝕產(chǎn)物成分分析圖

2 測(cè)井檢測(cè)技術(shù)

測(cè)井檢測(cè)是了解油氣井管柱使用狀況的重要手段，也是開(kāi)展儲(chǔ)氣庫(kù)套管柱安全評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)。我國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)起步較晚，目前國(guó)內(nèi)氣藏儲(chǔ)氣庫(kù)井還沒(méi)有專(zhuān)門(mén)的管理規(guī)范來(lái)指導(dǎo)井筒檢測(cè)工作[6]，只在QS/Y 1486《地下儲(chǔ)氣庫(kù)套管柱安全評(píng)價(jià)方法》中，對(duì)檢測(cè)對(duì)象及檢測(cè)技術(shù)可選范圍和方向給出一些指導(dǎo)性意見(jiàn)，目前國(guó)內(nèi)已建成的儲(chǔ)氣庫(kù)中，只有大港儲(chǔ)氣庫(kù)開(kāi)展過(guò)井筒檢測(cè)方面的工作，應(yīng)用的是俄羅斯的檢測(cè)和評(píng)估技術(shù)[7]。

2.1 測(cè)井技術(shù)優(yōu)選

參照儲(chǔ)氣庫(kù)套管柱安全評(píng)估相關(guān)規(guī)范，對(duì)包括大慶油田在內(nèi)的國(guó)內(nèi)測(cè)井技術(shù)進(jìn)行了歸納和總結(jié)，見(jiàn)表1。對(duì)比可知，起油管檢測(cè)技術(shù)在壁厚測(cè)量精度上更精確一些，但該技術(shù)要求對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)井進(jìn)行壓井作業(yè)，作業(yè)周期長(zhǎng)、成本高、對(duì)儲(chǔ)層傷害大；而過(guò)油管檢測(cè)技術(shù)(電磁探傷技術(shù))對(duì)雙層管柱解釋精度較低。為了解各項(xiàng)常規(guī)測(cè)井技術(shù)在套管柱檢測(cè)上的準(zhǔn)確度和適應(yīng)性，在喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)全庫(kù)容范圍內(nèi)開(kāi)展注采井、監(jiān)測(cè)井測(cè)井實(shí)踐。

表1 套管柱檢測(cè)技術(shù)對(duì)比表

2.2 測(cè)井檢測(cè)實(shí)踐

2.2.1 起油管測(cè)井檢測(cè)

喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)建成以來(lái)未開(kāi)展過(guò)井筒檢測(cè)和安全評(píng)估工作，為初步了解注采井套管柱使用狀況，2016年選取生產(chǎn)時(shí)率長(zhǎng)、作業(yè)頻繁的LQ103、LQ109井，開(kāi)展了過(guò)油管測(cè)井技術(shù)檢測(cè)，即PIT、CAST-V、MIT組合測(cè)井方式。從檢測(cè)結(jié)果來(lái)看，LQ109井套管柱無(wú)明顯腐蝕或變形情況。而從CAST-V 測(cè)井檢測(cè)結(jié)果來(lái)看，LQ103井308～310 m井段可見(jiàn)輕微腐蝕或變形，如圖5所示，同時(shí)PIT測(cè)井也證明LQ103井在308～310 m磁通量、渦流量有明顯異常顯示。

選取LQ109井，對(duì)CAST-V、MIT等2項(xiàng)可定量檢測(cè)測(cè)井技術(shù)的套管壁厚解釋結(jié)果進(jìn)行了對(duì)比分析，并繪制了套管壁厚剖面圖，如圖6所示。從壁厚解釋結(jié)果看，2種測(cè)井技術(shù)的壁厚解釋結(jié)果差異性較大，不能很好地顯示套管柱腐蝕、變形的程度和深度等共性問(wèn)題。

圖5 LQ103井CAST-V檢測(cè)異常井段檢測(cè)圖

圖6 LQ109井套管壁厚剖面曲線(xiàn)圖

2.2.2 過(guò)油管測(cè)井檢測(cè)

為避免起油管測(cè)井檢測(cè)壓井帶來(lái)的儲(chǔ)層傷害，降低測(cè)井成本，同時(shí)也為了檢驗(yàn)過(guò)油管檢測(cè)技術(shù)測(cè)量套管壁厚的準(zhǔn)確性，2017年在LQ105、LQ109井開(kāi)展了過(guò)油管電磁探傷測(cè)井檢測(cè)，從檢測(cè)結(jié)果看LQ105井87～93 m井段套管有輕微彎曲變形，如圖7所示。LQ109井套管柱無(wú)明顯腐蝕、變形情況。

圖7 LQ105井電磁探傷檢測(cè)曲線(xiàn)圖

通過(guò)2口井的壁厚解釋井深剖面曲線(xiàn)圖(圖8、圖9)，可以看出：過(guò)油管電磁探傷檢測(cè)技術(shù)給出的解釋壁厚普遍有超出套管設(shè)計(jì)壁厚的情況，說(shuō)明過(guò)油管檢測(cè)技術(shù)的雙層套管壁厚測(cè)量精度確實(shí)存在較大不足；從圖9來(lái)看，同一口井的不同測(cè)井解釋結(jié)果也不具有一致性。

電磁探傷測(cè)井檢測(cè)既可以進(jìn)行單層套管檢測(cè)(起油管檢測(cè)套管)，也可以進(jìn)行雙層套管檢測(cè)(過(guò)油管檢測(cè)套管)，應(yīng)用該測(cè)井技術(shù)的這一特性，探索了通過(guò)過(guò)油管電磁檢測(cè)實(shí)現(xiàn)起油管電磁探傷檢測(cè)精度的可行性，2018年在LQ108井應(yīng)用電磁探傷測(cè)井技術(shù)分別進(jìn)行了起油管檢測(cè)套管、過(guò)油管檢測(cè)套管的探索，從兩項(xiàng)技術(shù)的檢測(cè)結(jié)果來(lái)看，套管柱均未見(jiàn)明顯變形異常。

圖8 LQ105井套管壁厚剖面曲線(xiàn)圖

圖9 LQ109井套管壁厚解釋結(jié)果對(duì)比曲線(xiàn)圖

對(duì)壁厚解釋結(jié)果進(jìn)行了對(duì)比分析，如圖10所示，電磁探傷測(cè)井技術(shù)的壁厚解釋結(jié)果仍然普遍高于套管設(shè)計(jì)壁厚，無(wú)法滿(mǎn)足套管壁厚檢測(cè)需求。對(duì)起油管電磁探傷測(cè)井壁厚解釋結(jié)果和過(guò)油管電磁探傷壁厚解釋結(jié)果進(jìn)行線(xiàn)性回歸分析，相關(guān)系數(shù)僅為0.15，說(shuō)明兩種測(cè)井技術(shù)的套管壁厚解釋結(jié)果不一致，不能綜合反映套管柱壁厚損失情況，如圖11所示。

圖10 LQ108井電磁探傷測(cè)井曲線(xiàn)圖

圖11 起/過(guò)油管電磁探傷檢測(cè)結(jié)果分析圖

2.2.3 測(cè)井檢測(cè)技術(shù)分析

測(cè)井檢測(cè)作為了解井下套管柱安全使用狀況的重要手段，在起油管檢測(cè)的情況下，采用多測(cè)井技術(shù)組合的方式可檢測(cè)出套管柱的腐蝕、變形情況，并讀取不同深度套管壁厚損失情況，實(shí)現(xiàn)定量檢測(cè)的目的；而限于過(guò)油管檢測(cè)技術(shù)測(cè)量精度不足，雖然也能及時(shí)發(fā)現(xiàn)套管柱可能存在的變形損傷情況，但壁厚解釋結(jié)果上存在較大誤差，測(cè)量精度有待提高。

準(zhǔn)確的套管壁厚檢測(cè)是開(kāi)展管柱剩余強(qiáng)度分析和了解套管腐蝕狀況的基礎(chǔ)，為指導(dǎo)大慶油田在役及在建儲(chǔ)氣庫(kù)套管柱安全評(píng)估，在國(guó)內(nèi)外油田范圍內(nèi)開(kāi)展了測(cè)井檢測(cè)技術(shù)的相關(guān)調(diào)研，比較先進(jìn)和有代表性的是俄羅斯的電磁探傷成像測(cè)井技術(shù)(MID-K)和美國(guó)斯倫貝謝的電磁套管壁厚測(cè)井(MTT)、套后成像測(cè)井(IBC),見(jiàn)表2所示。其中，過(guò)油管檢測(cè)技術(shù)中，MID-K雙層套管檢測(cè)精度高于MTT，而MTT單層套管檢測(cè)精度高于MID-K[8]。IBC套后成像測(cè)井技術(shù)能同時(shí)檢測(cè)套管柱損傷、水泥環(huán)固井質(zhì)量，其中套管損傷評(píng)價(jià)中的識(shí)別精度可達(dá)到0.005 mm±2%[9]。

表2 套管柱檢測(cè)技術(shù)對(duì)比表

2.3 套管柱安全評(píng)估

區(qū)別于天然氣開(kāi)發(fā)井，儲(chǔ)氣庫(kù)注采井采用交替注采的方式進(jìn)行生產(chǎn)，周期注采產(chǎn)生的交變載荷作用對(duì)套管柱的性能提出較高的要求。對(duì)于喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)來(lái)講，套管柱為JS普通碳鋼材質(zhì)，投產(chǎn)43年以來(lái)未采取封隔器、緩蝕劑等防腐措施，存在很大安全隱患。2018年6月監(jiān)測(cè)井L5-232井套管發(fā)生泄漏，進(jìn)行了緊急封堵處理。

雖然通過(guò)以上測(cè)井檢測(cè)實(shí)踐證明，大慶油田當(dāng)前檢測(cè)手段尚無(wú)法實(shí)現(xiàn)套管柱的精確測(cè)量，但在檢測(cè)套管輕微腐蝕、變形等方面仍然具有不可替代的作用。為全面了解喇嘛甸儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容范圍內(nèi)注采井、監(jiān)測(cè)井套管柱使用狀況，2018年對(duì)包括LQ108井在內(nèi)的14口井開(kāi)展了過(guò)油管電磁探傷測(cè)井，綜合前期檢測(cè)的LQ103、LQ105、LQ109井，利用套管壁厚解釋結(jié)果對(duì)套管柱剩余強(qiáng)度、安全系數(shù)、磨蝕速率等進(jìn)行評(píng)估，見(jiàn)表3。根據(jù)SY/T 7370《地下儲(chǔ)氣庫(kù)注采管柱選用與設(shè)計(jì)推薦做法》，注采管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)的最小安全系數(shù)：抗內(nèi)壓系數(shù)為1.15，抗擠系數(shù)為1.10，按照此標(biāo)準(zhǔn)，17口儲(chǔ)氣庫(kù)井套管柱當(dāng)前抗內(nèi)壓、抗外擠強(qiáng)度及安全系數(shù)滿(mǎn)足當(dāng)前運(yùn)行要求。

表3 套管柱安全評(píng)價(jià)結(jié)果對(duì)照表

3 結(jié) 論

1)PIT、CAST-V、MIT等起油管檢測(cè)技術(shù)具有精度相對(duì)較高、可選技術(shù)范圍廣的特點(diǎn)，能定性檢測(cè)套管柱腐蝕、變形情況，但需要進(jìn)行壓井和起油管作業(yè)，對(duì)儲(chǔ)層傷害大、投入成本高、檢測(cè)周期長(zhǎng)。

2)過(guò)油管檢測(cè)技術(shù)可在不起出油管的前提下檢測(cè)套管柱的腐蝕、變形情況，但較單層管柱而言，檢測(cè)精度低，壁厚測(cè)量誤差大，尚無(wú)法滿(mǎn)足套管柱剩余強(qiáng)度分析的需求。

3)建議建立儲(chǔ)氣庫(kù)定期測(cè)井檢測(cè)的相關(guān)制度，及時(shí)掌握井下管柱安全狀況，對(duì)于已發(fā)現(xiàn)腐蝕、變形或者有其他有監(jiān)測(cè)要求的老井實(shí)踐應(yīng)用MID-K、MTT、IBC等國(guó)外先進(jìn)測(cè)井技術(shù)，進(jìn)行重點(diǎn)監(jiān)測(cè)與評(píng)估。

4)套管柱和水泥環(huán)作為井筒完整性系統(tǒng)的重要組成部分，是保障儲(chǔ)氣庫(kù)安全注采的重要屏障，有必要針對(duì)水泥環(huán)開(kāi)展固井質(zhì)量和井筒密封性檢測(cè)，以全面保障儲(chǔ)氣庫(kù)的安全運(yùn)行。