一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法 |
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| 申请号 | CN201510621431.4 | 申请日 | 2015-09-25 | 公开(公告)号 | CN105156095A | 公开(公告)日 | 2015-12-16 |
| 申请人 | 中国石油天然气股份有限公司; | 发明人 | 李琼玮; 程碧海; 唐泽玮; 薛建强; 付彩利; 杨会丽; 何治武; 杨立华; 张鑫柱; 孙雨来; | ||||
| 摘要 | 本 发明 属于防腐涂层检测领域，提供了一种井下油 套管 内涂层的单 电极 电流 式检测方法，在油套管内下入正电极以及辅助配套的仪器串，对正电极通以恒定 电压 ，仪器串从井底上提过程中采集正电极、 电解 液、涂层破损处和 接地电极 组成的回路的电流，该电流反映了油套管内涂层的 质量 。本发明提供的井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法可在油 水 井内有油、水等导 电介质 情况下，通过对采集到的数据进行处理和解释，实现对井下的油套管内涂层进行准确的定性化判断和定量化判断，具有较好的精确度， 测井 快速，操作方便安全，检测成本低。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法，其特征在于，包括如下步骤： |
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| 说明书全文 | 一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法技术领域[0001] 本发明属于防腐涂层检测技术领域，具体涉及一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法。 背景技术[0002] 针对高腐蚀油井的碳钢(符合API 5CT规定材质)油套管(油管和套管的简称)，内涂有机涂层防护技术可以有效地延长套管寿命，已被诸多国内外油田规模采用。内涂层油套管年应用100万米以上。针对油套管本体内腐蚀、损伤和破漏等问题的测井技术众多，已形成系列相对成熟的测井方法并在行业内广泛应用，主要有井下电磁测厚、多臂井径和井温、光学电视成像和超声波成像等类型。 [0003] 油套管内涂层原料主要为改性环氧或环氧酚醛等有机涂料，其原料主要为改性环氧树脂或环氧酚醛树脂等有机涂料，通过常温、高温固化在内壁形成致密涂层，且厚度较薄，一般为0.15～0.50mm(150～500μm)。油井套管下井完井前，在地面可以通过目视、内窥镜和漏点、绝缘检测仪等方式确定内涂层的存在与否或质量问题，但油套管下井后，往往在数百米到数千米深，油套管内还存在着完井液、油气水等复杂介质。随井深加大，井内有一定的温度和压力。此时，要判断和检测油套管是否采用内涂层、内涂层段长及其质量则存在很大难度。 [0005] 多臂井径测井系统能检测到油套管内径的变化，但当前最先进的Sondex多臂井径测井系统对油套管内的径向检测精度最高，也仅为±0.762mm(±762μm)，无法检测出井下油套管内涂层，而且油套管内壁的结垢、腐蚀产物或蜡等会进一步造成检出精度降低。 [0007] 光学电视成像测井系统受油井内部油套管表面清洁程度、光照度和有限空间仪器视角的影响，很难准确定性判断是否存在油套管内涂层。 [0008] 超声波成像测井系统虽然可用于套管及固井质量评价的仪器，相关公开资料中的碳钢套管壁厚径向分辨率最高可达0.05mm(50μm)，但测井和解释程序复杂，成本高，且未见在油井内涂层油套管检测中应用。 [0009] 常规电阻率测井方法在裸眼井完井中应用较广，主要目的是对不同物性的井下岩石地层进行层序判断和划分。现有方法无法在碳钢油套管内进行有效的检测，采用内涂层套管的油井往往在井口以下特定段为无内涂层套管，井底部以上局部段为内涂层套管，准确检测判断难度大。 发明内容[0011] 本发明的目的是解决现有技术无法定性检测和定量化检测判断井下油套管内涂层破损率或破损等级的问题。 [0012] 为此，本发明提供了一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法，包括如下步骤： [0013] 步骤一：井下仪器串准备，所述的井下仪器串包括测井电缆，测井电缆的一端由下至上依次电连接有磁定位器、正电极、马笼头，测井电缆的最底端连接扶正器，测井电缆的另外一端电连接有恒压源，恒压源与动力测井系统电连接，动力测井系统与测井电缆电连接，所述恒压源与接地电极电连接； [0014] 步骤二：制作内涂层存在破损的油套管，向油套管内充满电解液，并向油套管内下入一套井下仪器串，井下仪器串的扶正器、磁定位器、正电极、马笼头均位于油套管内，恒压源、动力测井系统均位于地面上，然后向上匀速上提测井电缆，同时动力测井系统采集恒压源、正电极、内涂层破损处、电解液与接地电极组成的回路电流； [0015] 步骤三：改变油套管的油套管内涂层的破损率，动力测井系统采集恒压源、正电极、内涂层破损处、电解液与接地电极组成的回路电流，油套管内涂层的破损率范围是0～100％； [0016] 步骤四：改变油套管内的电解液电导率，动力测井系统采集恒压源、正电极、内涂层破损处、电解液与接地电极组成的回路电流，电解液电导率的范围是0.0001s/m～1s/m； [0017] 步骤五：重复步骤三和步骤四，采集电流数据，形成数据组； [0018] 步骤六：根据数据组绘制油套管内涂层在同一电解液电导率下油套管内涂层破损率-电流曲线图； [0019] 步骤七：将一套井下仪器串下入需要检测内涂层破损率的油套管中，取样油套管中的电解液，并检测电解液的电导率，然后向上匀速上提测井电缆，同时动力测井系统采集恒压源、正电极、内涂层破损处、电解液与接地电极组成的回路电流和井深，动力测井系统将采集到的电流进行修正，并转换成步骤六中的同一电解液电导率下的电流，绘制井深-电流曲线图，与步骤六中的同一电解液电导率下油套管内涂层破损率-电流曲线图对比，得到需要检测内涂层破损率的油套管的内涂层破损率。 [0020] 所述扶正器和磁定位器之间连接有加重杆。 [0021] 步骤一中所述的正电极和马笼头之间连接有用于检测电解液电导率的电导率电极。 [0022] 步骤二和步骤七中所述的向上匀速上提测井电缆的速度小于1000m/hr。 [0023] 所述动力测井系统采用SKD3000数控测井地面系统。 [0024] 本发明的有益效果：本发明提供的井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法可在油水井内有油、水等导电介质情况下，通过对采集到的数据进行处理和解释，实现对井下的油套管内涂层进行准确的定性化判断和定量化判断，具有较好的精确度，测井快速，操作方便安全，检测成本低。解决在役油水井的油套管内涂层质量评价的问题，填补防腐涂层检测领域在井下油套管内涂层状况在线检测的空白。测井操作方便、测井时间较短、费用较低和技术可靠，为跟踪掌握内涂层防腐效果、优化油套管内涂层设计和开展油套管服役寿命预测评估等提供依据和技术手段。 附图说明[0026] 图1是井下仪器串下入油套管内的测井示意图。 [0027] 图2是井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法的测井原理示意图。 [0028] 附图标记说明：100、扶正器；101、加重杆；102、磁定位器；103、正电极；104、电导率电极；105、马笼头；106、油套管内涂层；107、油套管；108、内涂层破损处；109、电解液；110、测井电缆；111、动力测井电缆；112、恒压源；113、接地电极；201、电流计；202、正电极缆芯电阻；203、接地电极电阻；204、电解液电阻；205、套管涂层电阻。 具体实施方式[0029] 以下是本发明提供的井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法的原理： [0030] 基础数据：油套管107的电导率为7.4×104s/m(1.35×10-4Ω·m)；生产油套管107内含油地层水或注入水的电导率：在矿化度50g/l(50000ppm)下电导率约8s/m(80000us/cm)。即油套管107与地层水电导率相差10000倍，地层水与油套管107相比相当于绝缘体，正如有机内涂层与良导体相比为绝缘体一样。根据公式 油井井筒内一段长L、横截面积S、电导率ρ水的地层水柱的电阻为R水，通过分析因地层水电阻R水上产生电信号的变化信息来判断套管内涂层状况，这是本发明原理基础。 [0031] 采用一正电极103在充满电解液109(含油地层水)的油套管107井筒中供电，电源负电极即接地电极113接地。测井过程中，将井筒中正电极103从井底往上匀速上提。 [0032] 若油套管内涂层106完好，因油套管内涂层106对电流完全绝缘，该正电极103端的外电压将持续地施加在电极区域的井筒高阻电解液109中，整个回路电阻最大，根据欧姆定律： 流过正电极103的电流最小。 [0033] 若油套管107内表面完全没有有机内涂层，则该正电极103电压产生的电流将沿着与正电极103旁最近的油套管107内表面区域流入油套管107(因为油套管107电导率远大于地层水，且电极距油套管107内壁距离＜0.04m)，相当于外加电源通过正电极103附近电解液109直接流入油套管107，回路电阻最小，电流增到最大，在电极区域以外电解液内没有电流流动。 [0034] 若油套管内涂层106存在缺陷，相当于油套管107内表面存在程度不同的裸露面积，则一部分电流将通过缺陷处流入油套管107，测试电回路的总电阻介于最大值与最小值之间，因电源电压恒定，流经正电极103电流亦介于最大值与最小值之间；若内涂层破损处106越大或破损点越多，回路电阻越小，宏观上反映出内涂层缺陷与电阻成反比，与回路电流成正比。 [0035] 由于井筒中电解液存在一定电导率(电阻率)，依据 距离正电极103的套管裸露内表面越近越多，系统回路的电阻越小，恒定电压下产生的电流越大，通过测试流经正电极103的回路电流，达到检测油套管107是否有涂层或内涂层好坏的目的。 [0036] 实施例1： [0037] 本发明提供了一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法，包括如下步骤： [0038] 步骤一：井下仪器串准备，所述的井下仪器串包括测井电缆110，测井电缆110的一端由下至上依次电连接有磁定位器102、正电极103、马笼头105，测井电缆110的最底端连接扶正器100，测井电缆110的另外一端电连接有恒压源112，恒压源112与动力测井系统111电连接，动力测井系统111与测井电缆110电连接，所述恒压源112与接地电极113电连接； [0039] 步骤二：制作内涂层存在破损的油套管107，向油套管107内充满电解液109，并向油套管107内下入一套井下仪器串，井下仪器串的扶正器100、磁定位器102、正电极103、马笼头105均位于油套管107内，恒压源112、动力测井系统111均位于地面上，然后向上匀速上提测井电缆110，同时动力测井系统111采集恒压源112、正电极103、内涂层破损处108、电解液109与接地电极113组成的回路电流； [0040] 步骤三：改变油套管107的油套管内涂层106的破损率，动力测井系统111采集恒压源112、正电极103、内涂层破损处108、电解液109与接地电极113组成的回路电流，油套管内涂层106的破损率范围是0～100％； [0041] 步骤四：改变油套管107内的电解液电导率，动力测井系统111采集恒压源112、正电极103、内涂层破损处108、电解液109与接地电极113组成的回路电流，电解液电导率的范围是0.0001s/m～1s/m； [0042] 步骤五：重复步骤三和步骤四，采集电流数据，形成数据组； [0043] 步骤六：根据数据组绘制油套管内涂层106在同一电解液电导率下油套管内涂层106破损率-电流曲线图； [0044] 步骤七：将一套井下仪器串下入需要检测内涂层破损率的油套管107中，取样油套管107中的电解液109，并检测电解液109的电导率，然后向上匀速上提测井电缆110，同时动力测井系统111采集恒压源112、正电极103、内涂层破损处108、电解液109与接地电极113组成的回路电流和井深，动力测井系统111将采集到的电流进行修正，并转换成步骤六中的同一电解液电导率下的电流，绘制井深-电流曲线图，与步骤六中的同一电解液电导率下油套管内涂层106破损率-电流曲线图对比，得到需要检测内涂层破损率的油套管的内涂层破损率。 [0045] 如图1所示，井下仪器串由下至上依次包括扶正器100、磁定位器102、正电极103、马笼头105和测井电缆110，测井电缆110采用标准七芯电缆，扶正器100对井下仪器串起扶正居中作用，正电极103对油套管107内的电解液加正电压，马笼头105起测井转换及安全等作用； [0046] 地面系统包括恒压源112、正电极103和动力测井系统111，恒压源112提供恒定电压的电源，接地电极113接地，为负电极完成电路回路作用，动力测井系统111采集记录电路回路的总电流、提供连接电缆动力、校正井深及信号转换等作用，同时动力测井系统111根据井下油套管107内不同介质的不同电导率对采集的电流进行修正，转换成标准电导率介质条件下的电流信号，绘制电导率—电流关系曲线，然后根据统一电导率下的电流与破损率模板，得到油套管107内涂层的破损率状况。其中，所谓的修正和转换是指最终转换为同一电导率下破损率与电流之间的关系，如电导率增加(或减小)10倍，则测出的电流增加了10倍，相应的修正方法是将电流必须减小(或增加)10倍，确保同一涂层破损率在不同电导率介质中得到的最终电流是唯一的。 [0047] 如图2所示，恒压源112提供系统恒定电压，接地电极电阻203、正电极缆芯电阻202和电解液电阻204的电阻值R203、R202、R204为近似恒定值，电流计201相当于采集仪或电流表，油套管内涂层电阻205是油套管内涂层破损率改变时的表征电阻。 [0048] 利用本发明提供的井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法检测油套管内涂层破损率，检测过程如下： [0049] 系统标定：在涂层防腐厂预先制作不同破损率(金属裸露面积与全表面积之比)的标准缺陷涂层油套管107，具体缺陷等级根据实际需要确定，如分别为油套管内涂层完好、＜1％破损率、1～5％破损率、＞10％破损率和100％破损(即未内涂油套管107)，甚至更多缺陷等级管子。然后在模拟试验井(也可以在已完钻新井，油管则用老井)中连接标准缺陷涂层油套管107，若在新钻井上试验则每2根套管间相隔3根正常油套管107为宜，也可以5种缺陷油套管107分别下5口井试验，试验井井筒必须充满盐水，由低到高增加井筒内盐分浓度(相当于依次增加电导率)，连接好测试仪，测取不同破损率缺陷套管在不同电导率下的电流。根据结果拟合相同油套管涂层缺陷下不同电导率的电流关系式，以及标准电导率电解液条件下不同油套管缺陷的电流关系式，此两个关系式用于修正现场油井测试中不同电导率含油地层水下电流对应的实际油套管涂层破损率，或者绘制电解液电导率-电流曲线图，破损率-电流曲线图。 [0050] 测井准备：查待测井井史，制定测井方案、HSE预案，修井机、动力和测井车及仪器人员归位。油井起油管起泵，通井规通井，充分洗井保证井筒清洁。探测液面，若不足需备水，加注至井口。 [0051] 现场测试分析：关于井下仪器串的连接，注意每段之间的密封及上扣连接，防止液体进入，上扣不紧可能导致仪器串落井故障发生。要求正电极与与油套管107绝缘。调试地面系统至正常，完成参数设置，校准井深。先下至井底，然后边提边测，速度＜1000m/hr，在重点段降速及必要时复测，计算机采集实际深度与电极间电流信号，绘制井深－电流曲线图，或井深－涂层破损率曲线图，确定井下油套管107内涂层损伤状况。 [0052] 进一步的，如下例所示：油套管107外径139.7mm，壁厚7.72mm，套管内截面积S2 2 ＝3.14×(0.1397-0.00772×2)/4＝0.01212m，含油地层水矿化度20182mg/l，电导率ρ地层水＝34058μs/cm，电阻率ρ地层水＝1/σ＝1/3.4058＝0.2936Ω·m，碳钢套管电阻-4 率ρ套管＝1.35×10 Ω·m，1000m井深的油套管107内电解液电阻R204＝(ρ×L)/S＝(0.2936×1000)/0.01212＝24.2KΩ，恒压源电压U＝30V。 [0053] 若油套管内涂层106完全损坏，破损率为100％，套管涂层电阻205的阻值R205为零欧姆，正电极103的电压直接加在正电极103与正电极103最近的油套管107内表面，不流经油套管107内其它区域的电解液109，电流计201测得电流最大值Imax(具体以回路的电路参数而改变)，表示油套管107无内涂层或内涂层完全损坏。 [0054] 若油套管内涂层106完好，破损率为0，套管涂层电阻205的阻值R205为无穷大，正电极103的电压通过井筒中电解液109流回电源，电流计201测得电流的最小值Imin，表示油套管内涂层106完好，不存在漏点，Imin随实际电路参数而改变。 [0055] 若油套管内涂层106存在一定破损率，破损率＝K，套管涂层电阻205的阻值R205反映了涂层破损率K大小(R205∝K)，正电极103的电压分别施加给井筒电解液109和涂层破损处108处套管表面，根据电路的串并电阻计算规则，本系统电路的总电阻主要取决于套管涂层电阻205的阻值R205，恒压源电压U恒定下，总电流I∝K，故I反映破损率K。 [0056] 若井筒中测得的电解液电导率较标准电解液的电导率降低100倍，为340.58μs/cm，则正电极103到涂层缺陷处电阻205的阻值R205相应增大，相应的系统将修正电流，确保电流不随外界电解液电导率而改变。 [0057] 午*-*井用外径51/2″、壁厚7.72mm的套管完井，井深1580m，无内涂层套管段是井口～911.7m，911.7m～井底为内涂层套管，内涂层为环氧酚醛高温烧结固化涂层，短套3 管位置1435～1438.5m。在该井生产1年8个月后，井筒地层水矿化度34g/l，产液13m/d，含水86％，为跟踪检查套管内涂层的防腐效果情况，采用单电极电流法对午*-*井进行套管内涂层检测，先下井下仪至井底，后往上边提边测。测量结果见表1，经与实际套管对比，一致性较好，通过测井直观反映了井下在役内涂层防腐井的效果变化情况，为应用评价内涂层技术提供了数据手段和技术支持，解决了油田长期以来套管下入井后无法判断实施内涂层效果的问题。 [0058] 表1 [0059] [0060] 实施例2： [0061] 在实施例1的基础上，所述扶正器100和磁定位器102之间连接有加重杆101，扶正器100和加重杆101对井下仪起扶正居中作用。步骤一中所述的正电极103和马笼头105之间设有用于检测电解液电导率的电导率电极104。步骤二和步骤七中所述的向上匀速上提测井电缆110的速度小于1000m/hr。所述动力测井系统111采用SKD3000数控测井地面系统。 [0062] 需要说明的是，正电极也可以由供电正极和供电负极替代，具体的是，供电正极连接在磁定位器和马笼头之间，供电负极连接在供电正极和马笼头之间，其他的连接关系不做改变，而动力测井系统则采集恒压源、供电正极、内涂层破损处、电解液、供电负极组成的回路的电流，其他步骤不做改变，仍然可以达到检测油套管的内涂层破损率的目的。 [0063] 本发明提供的井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法可在油水井内有油、水等导电介质情况下，通过对采集到的数据进行处理和解释，实现对井下的油套管内涂层进行准确的定性化判断和定量化判断，具有较好的精确度，测井快速，操作方便安全，检测成本低。解决在役油水井的油套管内涂层质量评价的问题，填补防腐涂层检测领域在井下油套管内涂层状况在线检测的空白。测井操作方便、测井时间较短、费用较低和技术可靠，为跟踪掌握内涂层防腐效果、优化油套管内涂层设计和开展油套管服役寿命预测评估等提供依据和技术手段。 [0064] 以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。 |
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