深层气注产井高压密闭测井工艺及应用

路远涛，朱立江，马铭悦，姜岳庆

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163153)

·仪器设备与应用·

深层气注产井高压密闭测井工艺及应用

路远涛，朱立江，马铭悦，姜岳庆

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163153)

为解决深层气井在油田持续开发过程中出现的问题，采取高压密闭装置和有效测井方法组合检测井下动态情况。经过综合解释分析给出准确判断，采取措施达到深层气井有效治理和高效开发。实际应用验证了该工艺装置和测井检测方法的可行性、有效性。

高压密闭装置；气井测试；油套管检测；实际应用；资料分析

0 引 言

大庆油田油气当量再续稳产要求，需要大力挖潜气井产能。套管的损坏及破漏直接影响油水井的正常生产,甚至导致油水井的停产报废, 而随着油田开采时间延长，油水井套管变形损坏及破漏日趋严重。因此套管损坏、破漏的检测、修理工作是油田开发过程中必须解决的一个重要问题[1]。气井内的腐蚀性介质使井下管柱存在腐蚀、漏失等情况，使气井不能很好发挥作用。由于其压力大，温度高，风险高等原因，以往多数采用压井作业方法检测管柱问题。压井就是采用设备从地面往井里注入密度适当的液体(即压井液),使井筒内液柱在井底造成的回压与地层的压力平衡,恢复和重建压力平衡的作业[2]。压井作业不仅费用大，而且对射孔层污染严重，影响后续生产开发。因此一般不采用压井后测试，而要求带压测试，在不影响生产情况下把问题检查清楚。目前利用高压密闭放喷装置和多种过油管仪器组合测井方法既可以检查问题井，又不需要很高的费用。

1 深层气注产井高压密闭工艺测试技术

如何在井口密闭、带压条件下进行施工作业是实现真正意义上的井口带压测井的技术关键。测井仪器需要在密封状态下下井,不能像钻具一样通过旋转防喷器密封入井[3]。所以深层气注产井高压密闭存在一些具体问题。

1.1 高压密闭测试工艺技术难点

注产气井气体的主要成分为天然气，具有易渗漏、易燃易爆、无色无味等特点；注产气井井口压力一般都很高，且井内气体流速大，尤其是注气井，井口压力有时可达25 MPa，测试方面存在工艺难题。主要表现在以下几方面：

1)测井施工风险大。由于高温高压，井口防喷装置和下井仪器承受极限工作条件，设备可靠性受到限制，井口压力高，易发生井口失控和造成井喷事故。

2)高压条件下井口密封困难。由于所有的测井都伴有电缆的上下运动,井口的密封既不能限制电缆的正常运动，还要保证气体不能随电缆的移动而泄漏，动密封难度很大。电缆外皮是由细钢丝旋绕组成，表面不光滑，气体粘度小密度低，比液体更不易密封，进一步增加了密封的难度。

3)测试仪器的下井问题。注产气井井口压力高、井内气体流速大，仪器下井困难，需要合理配重，使测试仪器能克服阻力顺利下井，又不能使仪器串过长。因为井口防喷装置置于高空作业，对地面设施、测试仪器和地面控制设备构成直接威胁。

4)仪器井下适应性问题。深层气井井下温度高，压力大，下井仪器的温度压力指标及仪器在高温高压条件下仪器响应灵敏度至关重要。

1.2 高压密闭工艺技术

深层气井测井关键在于井口防喷装置及其辅助设施的承压配套和下井仪器的技术性能。

深层气井的井口密封一般采用高压密闭防喷注脂装置来保障施工人员和环境安全以及测试仪器顺利起下。高压密闭防喷注脂装置是通过气动注脂泵向防喷盒中注入高压高粘度的密封脂，实现测井过程中电缆处于静态和动态的状况下密封井口，或是在施工过程中井口有溢流不能控制及其它意外情况下关闭井口，防止井喷事故的发生。高压密闭防喷注脂装置按压力级别分类主要有35 MPa，70 MPa两种。气井使用的是70 MPa防喷装置，该防喷装置主要由高压防喷注脂系统、防喷管、捕捉器、封井器及密封系统等部分组成，如图1所示。

图1 测井现场、注脂系统、打气泵、高压连接管线

高压防喷注脂系统是高压防喷装置最关键的部件。它由阻流管和密封控制头两部分组成。井口防喷盒的上部是密封控制头，由缸体活塞、压盖、半封橡胶块、弹簧组成。电缆从中间穿过，缸体开孔接头通过高压软管与地面手压泵相接。手压泵加压时，压力通过液压油作用到橡胶半封上，橡胶半封受挤压抱住电缆，起到密封作用。阻流管部分用来实现电缆行走时的动态密封。

防喷管主要为整个下井仪器串提供存放空间，原则上防喷管的长度略大于仪器串的长度。密封系统主要由气动注脂泵、高压注脂管线、回流管线机密封脂等组成。气动注脂泵通过注脂管线将密封脂填充到电缆和阻流管之间，起到高压密封作用。密封脂的粘度较高，确保气体沿电缆不慎不漏。在冬季和夏季应选用不同粘度的密封脂。

捕捉器相当于仪器在防喷管中的单流阀，仪器可向上移动通过捕捉器到达防喷管中，但不能在防喷管中通过捕捉器向下移动。捕捉器安装在封井器之上，防喷管之下，防止上提电缆无意碰掉井中，通过手柄的翻转显示仪器是否进入到防喷管中。

封井器主要用于意外井喷时密封井口。70 MPa高压密封装置采用双翼液压封井器，其上下两级均有特殊的耐压密封垫，可承受井内约70 MPa的压力。正常情况下，封井器处于打开状态，当遇到特殊情况需要封井时，由液压泵控制关闭封井器实现封井作用。70 MPa高压密封装置的通径为62 mm，它限制了使用仪器的外径。

2 气井测井测试方法

深层气井存在压力大(40 MPa以上)，温度高，腐蚀严重，风险大等。为确保正常测试及生产安全,需要从设备工具的材质、管柱结构、配套工艺等方面进行科学论据和不断改进[4]。因此测井下井仪器技术指标是测井成功关键因素。

综合大庆油田目前测井仪器和方法，用于测量天然气井注产剖面主要使用生产测井组合仪(简称PLT，下同)，用于测量二氧化碳的注气剖面主要使用中子氧活化仪器，而用于测量气井管柱方面的测井方法主要有多臂井径(MIT)、管子分析仪(PIT)、井周环形声波扫描仪(CAST-V)、井温噪声、电磁探伤及PLT，详见表1。MIT、PIT和CAST-V三种测井方法测井结果比较直观，但由于测井仪器外径都大于70 mm，不能通过高压密闭防喷装置(62 mm内径)或过油管进行测量，需要压井作业后，在光套管气井中使用。而井温噪声、电磁探伤及PLT外径均小于43 mm可过防喷管和油管测量，不影响正常生产状态。大庆油田气井中有CO2气体的存在，部分井含量较高，伴随地层水存在导致井下管柱腐蚀或损坏严重，采用一种测井方法往往很难给出准确判断，为更好地发现井下管柱问题，做出准确判断，需结合多种测井方法进行综合分析。

表1 大庆油田目前气井测井仪器种类及指标

3 油套管检测方法实际应用及资料分析

套管技术状况测井又称为工程测井,它是指油、水井在全部生产过程中,有关套管技术状况的测井[5]。

3.1 套管漏失问题

3.1.1 徐深X-平X井不压井检查管柱漏失问题

徐深X-平X井是大庆油田目前为止最深的一口水平井。该井位于松辽盆地东南断陷区徐家围子断陷徐东斜坡带，造斜点深度为3 070 m，实际井深4 625 m。该井采用6级压裂管柱进行压裂。

完成三个层段压裂后，进行第四个层压裂作业，反复加压也达不到设计压力，无法进行压裂，只能先行完井，完井后日产气30×105m3。为了弄清楚问题所在进行不压井找漏。该井井深4 400 m，井口压力33 MPa，井底温度高达157℃，电磁探伤和井温噪声仪器温度压力指标都达不到该井要求，针对这种情况只能采用引进的生产测井组合仪(PLT)在油管中进行高压密闭测井，现场测井曲线如图2所示。

图2 徐深X-平X井现场测井曲线

测井曲线显示，在3 754 m井温发生明显变化，温度由154 ℃升至155 ℃。此深度温度异常表明可能有流体进入套管。结合流量曲线在3 775～3 799 m有流量显示，重复曲线在此处井温也发生明显变化，但重复时涡轮在此段卡住，没有流量显示。利用压力积分的方法解释的结果也确定该深度处有明显的压力变化。最后确定3 754 m处套管漏失。采气分公司依据测试结果对该段进行有效封隔，顺利完成了全井的压裂施工任务。

3.1.2 升深X井井下管柱漏失检查

该井是1994年投产的气井，人工井底2 928.67 m，地层温度111.65℃(2 625 m)，截至目前已累计产气11 545×104m3，为保证长期的工业气量，要求进行常规井下生产管柱排查。优选井温噪声和电磁探伤两种仪器进行测井，测井曲线如图3所示。

图3 升深X井井温和电磁探伤测井曲线

从温度曲线上看，在深度为183、333、615、855、1 065 m等多处存在温度异常，但噪声曲线并没有显示，为了进一步验证管柱状况进行电磁探伤测井，仍然没有探测到异常情况，并且每个项目都进行了重复测量，测量结果一致，最后通过三条曲线进行综合解释给出全井未发现管柱异常。

3.2 油管脱落问题

徐深X井2005年7月投产,人工井底3 694.43 m，油管下入深度3 479.05 m(喷嘴)，油压22.7 MPa，目前处于设备检修关井状态，为了检测井下管柱状况，进行电磁探伤测井。该井射开层段为3 542.0～3 534.0 m、对应地层温度136.7℃，根据甲方的要求进行了生产测井组合仪(PLT)测井，测井曲线如图4所示。

图4 徐深X井电磁探伤、PLT测井曲线

从PLT测井曲线的磁定位曲线的管柱长短和接箍幅度大小上可以判断，从1 522 m到1 673 m之间为套管管柱，其他部分为油管管柱。怀疑油管脱落，脱落长度达151 m，从施工设计得知该井油管下入深度3 479.05 m(喷嘴)加上脱落151 m，现油管脱落到3 630 m位置处，为了证实PLT测井结果，对1 720 m以上井段进行了电磁探伤测井，从对比资料可以看到，两次测井结果一致。后经作业施工验证完全符合测井结果。

4 结 论

深层气井测试中，采用不压井状态下多种测试方法综合分析能替代常规测井项目，做出问题精准判断。

因深层气注产井井下条件、管柱复杂性和安全特别要求，采用高压密闭防喷装置测试工艺可成功完成测试任务，做到不关井、不泄压、井口不渗漏、安全高效优质地录取各项测井资料。

[1] 孙树强.井下作业[M].北京:石油工业出版社,2009:247.

[2] 王 林.井下作业井控技术[M].北京:石油工业出版社,2007:26.

[3] 赵政璋,吴 奇,张国珍.测井监督[M].北京:石油工业出版社,2011:329.

[4] 唐瑞江，李文锦.元坝气田超深高含硫气井测试及储层改造关键技术[J].天燃气工业，2011,31(10):32-35.

[5] 《测井学》编写组.测井学[M].北京:石油工业出版社,2011:547.

Logging Technology in the Deep Gas Injection Production Well with High Pressure Sealing Device

LU Yuantao, ZHU Lijiang, MA Mingyue, JIANG Yueqing

(Logging&TestingTechnologyServicesBranchCompanyofDaqingOilfieldCo.Ltd.，Daqing,Heilongjiang163153,China)

To solve the problems of deep gas wells in the process of continuous oilfield development, high-pressure sealing device and effective logging method are used to detect the underground dynamic situation. Accurate judgments are given through comprehensive interpretation and analysis. Measures are taken to achieve effective management of deep gas wells and efficient development. The feasibility of the device and logging detection method are verified by the actual application.

high pressure sealing device; gas well logging; oil casing detection; actual application; data analysis

路远涛，男，1979年生，工程师，2006年7月毕业于东北石油大学石油工程专业，现在大庆油田测试技术服务分公司从事现场技术工作。E-mail: dlts_luyt@petrochina.com.cn

TE357

A

2096-0077(2017)03-0054-05

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.03.011

2016-06-23 编辑：韩德林)