CN105239995A - 一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法 - Google Patents

Abstract

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三电极电位差式检测方法，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测试下电极和测试上电极之间的电位差，该电位差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三电极电位差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。

Description

一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法

技术领域

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三电极电位差式检测方法。

背景技术

针对高腐蚀油井的碳钢(符合API5CT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。

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。

常规井下电磁测厚技术无法对薄层有机涂层产生电磁信号反馈。

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。

井温测井主要对油井储层产出流体或上部地层侵入井内流体的流场温度变化判断，无法检测出油套管内涂层的存在。

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。

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。

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。

针对地面内涂层管道或油套管内涂层质量的检测，已有成熟有效的方法，如低压检漏法、在线电火花检漏法等；对于井下油套管内涂层质量的检测，直到目前尚未见到此类研究成果或专利发布。

发明内容

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。

为此，本发明提供了一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法，包括如下步骤：

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、测试下电极、测试上电极、马笼头，测井电缆的最底端连接扶正器，测井电缆在扶正器和磁定位器之间串联有加重杆，测井电缆的另外一端电连接有恒流源，恒流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，所述恒流源与接地电极电连接；

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、加重杆、磁定位器、正电极、测试下电极、测试上电极、马笼头，均位于油套管内，恒流源、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测试下电极和测试上电极之间的电位差；

步骤三：改变油套管的油套管内涂层的破损率，动力测井系统采集测试下电极和测试上电极之间的电位差，油套管内涂层的破损率范围是0～100％；

步骤四：改变油套管内的电解液电导率，动力测井系统采集测试下电极和测试上电极之间的电位差，电解液电导率的范围是0.0001s/m～1s/m；

步骤五：重复步骤三和步骤四，采集电位差数据，形成数据组；

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-电位差曲线图；

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测试下电极和测试上电极之间的电位差ΔU₂₀₈和井深，动力测井系统将采集到的电位差ΔU₂₀₈进行修正，并转换成步骤六中的同一电解液电导率下的电位差，绘制井深-电位差曲线图，与步骤六中的同一电解液电导率下油套管内涂层破损率-电位差曲线图对比，得到需要检测内涂层破损率的油套管的内涂层破损率。

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。

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。

所述动力测井系统采用SKD3000数控测井地面系统。

所述测试下电极和测试上电极之间至少相距0.5m。

本发明的有益效果：本发明提供的井下油套管内涂层的三电极电位差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。

以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。

附图说明

图1是井下仪器串下入油套管内的测井示意图。

图2是井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法的测井原理示意图。

图3是某油井的套管测井曲线图。

附图标记说明：100、扶正器；101、加重杆；102、磁定位器；103、电导率电极；104、正电极；105、测试下电极；106、马笼头；107、测试上电极；108、油套管内涂层；109、油套管；110、内涂层破损处；111、电解液；112、测井电缆；113、恒流源；114、接地电极；115、动力测井系统；201、正电极电阻；202、油套管内涂层电阻；203、接地电极电阻；204、电解液及油套管电阻；205、上下电极间电解液电阻；206、下电极电阻；207、上电极电阻；208、电位计。

具体实施方式

以下是本发明提供的井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法的原理：

基础数据：油套管109的电导率为7.4×10⁴s/m(1.35×10^-4Ω·m)；生产油套管109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109与地层水电导率相差10000倍，地层水与油套管109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。

采用一正电极104在充满电解液111(含油地层水)的油套管109井筒中供电，电源负电极即接地电极114接地。测井过程中，将井筒中正电极104从井底往上匀速上提。

若油套管内涂层108完好，因油套管内涂层108对电流完全绝缘，根据欧姆定律：则该正电极104发出的电流全部沿井筒电解液111流动，流经测试上电极107和测试下电极105的电流最大，测得上下电极间电解液电阻上的电位差ΔU₂₀₈最大。

若油套管109内表面完全没有有机内涂层，则该正电极104产生的电流将沿着与正电极104旁最近的油套管109内表面区域流入油套管109(因为油套管109电导率远大于地层水，且电极距油套管109内壁距离＜0.04m)，相当于外加电源通过正电极104附近电解液111直接流入油套管109，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流经测试上电极107和测试下电极105的电流最大，测得上下电极间电解液电阻上的电位差ΔU₂₀₈最大。

若油套管内涂层108存在缺陷，相当于油套管109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109，因总电流恒定，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，流经测试上电极107和测试下电极105的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，上下电极间电解液电阻205上的电位差ΔU₂₀₈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。

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104的套管裸露内表面越多，油套管内涂层电阻202的阻值R₂₀₂越小，恒定电流下分流的电流越大，相应的流经测试上电极107和测试下电极105的电流分得越小，电位差ΔU₂₀₈越小，通过测试电位差ΔU₂₀₈达到检测油套管109是否有涂层或内涂层好坏的目的。

实施例1：

本发明提供了一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法，包括如下步骤：

步骤一：井下仪器串准备，所述的井下仪器串包括测井电缆112，测井电缆112的一端由下至上依次电连接有磁定位器102、正电极104、测试下电极105、测试上电极107、马笼头106，测井电缆112的最底端连接扶正器100，测井电缆112在扶正器100和磁定位器102之间串联有加重杆101，测井电缆112的另外一端电连接有恒流源113，恒流源113与动力测井系统115电连接，动力测井系统115与测井电缆112电连接，所述恒流源113与接地电极114电连接；

步骤二：制作内涂层存在破损的油套管109，向油套管109内充满电解液111，并向油套管109内下入一套井下仪器串，井下仪器串的扶正器100、加重杆101、磁定位器102、正电极104、测试下电极105、测试上电极107、马笼头106，均位于油套管107内，恒流源113、动力测井系统115均位于地面上，然后向上匀速上提测井电缆112，同时动力测井系统115采集测试下电极105和测试上电极107之间的电位差；

步骤三：改变油套管109的油套管内涂层108的破损率，动力测井系统115采集测试下电极105和测试上电极107之间的电位差，油套管内涂层108的破损率范围是0～100％；

步骤四：改变油套管109内的电解液电导率，动力测井系统115采集测试下电极105和测试上电极107之间的电位差，电解液电导率的范围是0.0001s/m～1s/m；

步骤五：重复步骤三和步骤四，采集电位差数据，形成数据组；

步骤六：根据数据组绘制油套管内涂层108在同一电解液电导率下油套管内涂层108破损率-电位差曲线图；

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109中，取样油套管109中的电解液111，并检测电解液111的电导率，然后向上匀速上提测井电缆112，同时动力测井系统115采集测试下电极105和测试上电极107之间的电位差ΔU₂₀₈和井深，动力测井系统115将采集到的电位差ΔU₂₀₈进行修正，并转换成步骤六中的同一电解液电导率下的电位差，绘制井深-电位差曲线图，与步骤六中的同一电解液电导率下油套管内涂层108破损率-电位差曲线图对比，得到需要检测内涂层破损率的油套管的内涂层破损率。

具体的，如图1所示，井下仪器串由下至上依次包括扶正器100、加重杆101、磁定位器102、正电极104、测试下电极105、测试上电极107、马笼头106和测井电缆112，测井电缆112采用标准七芯电缆，扶正器100和加重杆101对井下仪器串起扶正居中作用，磁定位器102为井下位置定位，正电极104对油套管109内的电解液加正电压，测试下电极105和测试上电极107用于检测该两电极之间地层水的电位差，马笼头106起测井转换及安全等作用；

地面系统包括恒流源113、正电极104和动力测井系统115，恒流源113提供恒定电压的电源，接地电极114接地，为负电极完成电路回路作用，动力测井系统115采集记录测试下电极105和测试上电极107之间的电位差、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115根据井下油套管109内不同介质的不同电导率对采集的电位差进行修正，转换成标准电导率介质条件下的电位差信号，绘制电解液电导率-电位差曲线图，然后根据标准电导率下的电位差与破损率模板，得到油套管内涂层108的破损率状况。

如图2所示，恒流源113提供系统恒定电压，接地电极电阻203、正电极电阻201和电解液及油套管电阻204的阻值R₂₀₃、R₂₀₁、R₂₀₄为近似恒定值，上下电极间电解液电阻205相当测取流过电流的取样电阻，上电极电阻207和下电极电阻206的阻值R₂₀₇、R₂₀₆为恒定，电位计208相当于采集仪或电压表，油套管内涂层电阻202是油套管内涂层破损率改变的电阻。

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109，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109)，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，若测油管内涂层则利用老井筒换相应段旧油管即可)中连接标准缺陷涂层油套管109，若在新钻井上试验则每2根套管间相隔3根正常油套管109为宜，也可以5种缺陷油套管109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位差。根据结果拟合相同油套管涂层缺陷下不同电导率的电位差关系式，以及标准电导率电解液条件下不同油套管缺陷的电位差关系式，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位差对应的实际油套管涂层破损率，或者绘制电解液电导率-电位差曲线图，破损率-电位差曲线图。

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。

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109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，动力测井系统115采集实际深度与测试上电极107和测试下电极105间电位差信号，绘制电解液电导率－电位差曲线图，或电解液电导率－涂层破损率曲线图，确定井下油套管109内涂层损伤状况。

进一步的，如下例所示：油套管109外径139.7mm，壁厚7.72mm，测试下电极105和测试上电极107的间距为2.5m，套管内截面积S＝3.14×(0.1397-0.00772×2)²/4＝0.01212m²，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，上电极与下电极间电阻R₂₀₅＝(ρ×L)/S＝(0.2936×2.5)/0.01212＝60.56Ω；电源电压U＝30V，恒流源113输出电流I＝100mA。

若油套管内涂层108完全损坏，破损率为100％，油套管内涂层电阻202的阻值R₂₀₂为零欧姆，正电极104的电流通过正电极104旁油套管109内壁直接流回电源，不流经测试上电极107和测试下电极105之间的电解液111，电位计208测得电压差ΔU₂₀₈为零，表示套管无内涂层或内涂层完全损坏。

若油套管内涂层108完好，破损率为0，油套管内涂层电阻202的阻值R₂₀₂为无穷大，正电极104的电流只能通过井筒中电解液流回电源，在上下电极间电解液电阻205上产生电位差ΔU₂₀₈，电位计208测得电压为ΔU＝I×R₂₀₅(I为恒流源电流，R₂₀₅为上下电极间电解液电阻)，ΔU₂₀₈为最大值，ΔU＝I×R₂₀₅＝100mA×60.56Ω＝6.08V，表示套管内涂层完好，不存在漏点。

若油套管内涂层108存在一定破损率，破损率＝K，油套管内涂层电阻202的阻值R₂₀₂反映了涂层破损率K大小(R₂₀₂∝K)，正电极104发出的电流I分成I₁、I₂两部分流回电源(I＝I₁+I₂)，一部分电流I₁通过正电极104旁套管内壁流回电源，另一部分电流I₂通过井筒中电解液流回电源，在上下电极间电阻205间产生电位差，电位计208测得电压为ΔU＝I×R₂₀₅＝(I-I₁)×R₂₀₅＝20mA×60.56Ω＝1.21V(I为恒流源电流，R₂₀₅为上下电极间电解液电阻，是一恒定值)，式中I₁随套管内涂层破损率K而改变，I₁∝K，亦即ΔU对应破损率K(ΔU∝K)。

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10倍，为340.58μs/cm，则上下电极间电解液电阻205的阻值R₂₀₅增大10倍，为600Ω，相应的系统将电位差ΔU₂₀₈＝I₂×R₂₀₅乘以系数0.1，确保电位差ΔU₂₀₈不随外界电解液电导率而改变。

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13m³/d，含水86％，为跟踪检查套管内涂层的防腐效果情况，采用三电极电流法对午*-*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、图3，图3为某一套管测井曲线图，如图3所示，由上部无涂层套管段301、下部有涂层段302、涂层较好段303、下部局部无涂层段304和涂层较差段305组成。

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。

表1

实施例2：

在实施例1的基础上，步骤一中所述的正电极104和马笼头106之间设有用于检测电解液电导率的电导率电极103。步骤二和步骤七中所述的向上匀速上提测井电缆112的速度小于1000m/hr。所述动力测井系统115采用SKD3000数控测井地面系统。所述测试下电极105和测试上电极107之间至少相距0.5m。

本发明提供的井下油套管内涂层的三电极电位差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。

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。

Claims (5)

1.一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤一：井下仪器串准备，所述的井下仪器串包括测井电缆(112)，测井电缆(112)的一端由下至上依次电连接有磁定位器(102)、正电极(104)、测试下电极(105)、测试上电极(107)、马笼头(106)，测井电缆(112)的最底端连接扶正器(100)，测井电缆(112)在扶正器(100)和磁定位器(102)之间串联有加重杆(101)，测井电缆(112)的另外一端电连接有恒流源(113)，恒流源(113)与动力测井系统(115)电连接，动力测井系统(115)与测井电缆(112)电连接，所述恒流源(113)与接地电极(114)电连接；

步骤二：制作内涂层存在破损的油套管(109)，向油套管(109)内充满电解液(111)，并向油套管(109)内下入一套井下仪器串，井下仪器串的扶正器(100)、加重杆(101)、磁定位器(102)、正电极(104)、测试下电极(105)、测试上电极(107)、马笼头(106)，均位于油套管(107)内，恒流源(113)、动力测井系统(115)均位于地面上，然后向上匀速上提测井电缆(112)，同时动力测井系统(115)采集测试下电极(105)和测试上电极(107)之间的电位差；

步骤三：改变油套管(109)的油套管内涂层(108)的破损率，动力测井系统(115)采集测试下电极(105)和测试上电极(107)之间的电位差，油套管内涂层(108)的破损率范围是0～100％；

步骤四：改变油套管(109)内的电解液电导率，动力测井系统(115)采集测试下电极(105)和测试上电极(107)之间的电位差，电解液电导率的范围是0.0001s/m～1s/m；

步骤五：重复步骤三和步骤四，采集电位差数据，形成数据组；

步骤六：根据数据组绘制油套管内涂层(108)在同一电解液电导率下油套管内涂层(108)破损率-电位差曲线图；

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(109)中，取样油套管(109)中的电解液(111)，并检测电解液(111)的电导率，然后向上匀速上提测井电缆(112)，同时动力测井系统(115)采集测试下电极(105)和测试上电极(107)之间的电位差ΔU₂₀₈和井深，动力测井系统(115)将采集到的电位差ΔU₂₀₈进行修正，并转换成步骤六中的同一电解液电导率下的电位差，绘制井深-电位差曲线图，与步骤六中的同一电解液电导率下油套管内涂层(108)破损率-电位差曲线图对比，得到需要检测内涂层破损率的油套管的内涂层破损率。

2.如权利要求1所述的一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法，其特征在于，步骤一中所述的正电极(104)和马笼头(106)之间连接有用于检测电解液电导率的电导率电极(103)。

3.如权利要求1所述的一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法，其特征在于，步骤二和步骤七中所述的向上匀速上提测井电缆(112)的速度小于1000m/hr。

4.如权利要求1所述的一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法，其特征在于，所述动力测井系统(115)采用SKD3000数控测井地面系统。

5.如权利要求1所述的一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法，其特征在于，所述测试下电极(105)和测试上电极(107)之间至少相距0.5m。