苏桥储气库老井评估及利用工艺初探

杨艳（河北华北石油天成实业集团有限公司，河北 任丘 062552）

潘众 丁建东（中国石油华北油田公司采油工程研究院，河北 任丘 062552）

孙兆海（中国石油华北油田公司二连分公司，河北 任丘 062552）

苏桥地区位于京、津、冀中心区，临近陕京二、三线，为应对京津冀地区季节调峰和事故应急供气，经过多轮地质、工艺、安全等的论证，将已投产近30年的5个油气藏改建为储气库。在对老井各项资料进行评估过后，形成一套老井评估及利用技术方案。

1 老井利用的评估工艺

有效的老井初选能够减少评估作业工作量。通过研究老井钻井井史、老井固井质量综合解释图、老井试油及修井作业资料，初步排除那些盖层井段固井套管变形严重、套管腐蚀严重、井筒情况复杂的老井，再对其它拟利用老井进行评估。

老井能否利用，主要是对老井生产套管的质量和套管外环空的密封性的评估。评估的主要方法是测井：全井段高灵敏度井温+持水率+压力+流体密度+自然伽马+磁定位组合测井。了解储层段井温、压力及井下管串情况，判断井下可能存在的窜、漏等情况。

2 油层套管剩余强度计算

2.1 抗有效内压强度计算

对于油层套管发生腐蚀的井段，可得内压Ps⊄：Ps⊄=К2×Ps

К2为腐蚀蚀管柱抗内压承载能力降低系数；Ps为新管柱最大应力等于管材屈服极限时的有效内压。对于管柱内表面有普遍腐蚀损伤的有层套管，К2由下面的公式【1】确定：

∆d为测试井段的最大腐蚀磨损量；∆ d=dn-df；A、B、C、D为系数；dn为额定壁厚；df为剩余壁厚。

对于比值δn/Φ≤0.06的管柱，只有当u的取值满足0.5≤u≤70%,δn的条件时此公式才正确；而对于比值δn/Φ＞0.06的管柱，只有当u的取值满足0.5≤u≤80%δn的条件时此公式才正确。Φ为管柱外径；u为所测试井段内的最大腐蚀量：u=δnδf。

计算油层套管剩余强度时需满足以下条件0.1≤К2≤1.0。

Ps的数值根据API标准中的公式【2】确定。抗内压强度安全系数(n2)根据下列关系式确定：n2=Ps⊄ /Pie，其中：Pie为有效内压。

Pie=P2i-P2o，其中：P2i为内压力；P2o为外压力。

内压力(P2i)可确定为井口最大工作压力。而外压力(P2o)的取值，在无水泥固井区域等于到指定深度的钻井液液柱压力，而在水泥固井区域则等于到指定深度的水柱压力。在缺少有关油层套管外物体密度数据的情况下，外压力(P2o)按照比重为1.08×103kg/m3的液体的静液柱压力计算。

2.2 抗有效外压强度计算

对于油层套管发生腐蚀的井段，由以下公式确定腐蚀的油层套管的极限压力PL⊄[1]。

该极限压力根据API标准中的公式【2】确定。抗外压强度安全系数(n1)根据下列关系式确定:n1=PL⊄/Poe，其中：Poe为有效外压，

Poe=P1o-P1i，其中：P1o为外压力；P1i为内压力。

外压力(P1o)在无水泥固井区域等于与水泥环等高的钻井液液柱压力，而在水泥固井区域则等于与水泥环等高的水柱压力。在缺少有关油层套管外物体密度数据的情况下，外压力(P1o)按照比重为1.08×103kg/m3的液体的静液柱压力计算。内压力(P1i)等于在强度计算深度处的气液混合物压力。

3 老井利用工艺方案

3.1 利用老井的分类

根据油层套管完好程度，气密性，腐蚀性、变形情况，固井质量及所处不同构造部位，把老井分为不同的类型：注采气井，采气井，观察井，盖层监测井。

3.2 封隔器座封井段的优选

封隔器座封井段的选择关系到油套环空的密封性和管柱的安全性。封隔器座封井段最好能同时满足以下条件：油层套管的腐蚀小，座封井段外固井质量优质，座封井段位于盖层内且位于连续的优质盖层段。

3.3 管柱设计及封隔器类型优选

根据老井的特点考虑到再次修井作业的可能性，建议老井采用回收式封隔器完井管柱，管柱上配套有井下安全阀、滑套、带安全接头的回收式封隔器、棘爪式球座、坐落短节等工具。

4 结语

4.1 老井降低了建库的成本，在整个储气库生产运行阶段发挥着重要的作用，因此老井的评估及利用评估方法必须科学，施工过程必须严格。

4.2 老井利用必须考虑到再次修井作业的可能性，建议采用回收式封隔器完井管柱。

4.3 老井在利用后，必须加强环空压力、油层套管腐蚀情况等监测。

[1]北高加索天然气科学研究院，特殊生产条件下受损套管的计算规则，俄罗斯天然气工业股份公司企业标准СТО，2007.

[2]A.I.萨诺扬娜主编，石油行业用管手册，矿藏出版社，1987年.