CN111287732A - 一种油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法，包括第一直径套管，第一直径套管套装在第二直径套管内，位于第二直径套管的中心位置，第一直径套管和第二直径套管之间设置有固井水泥，第二直径套管的一端设置有堵头，另一端设置有推板，第二直径套管与第一液压系统连接，第一直径套管经推板与第二液压系统连接，第一直径套管和第二直径套管之间位于推板的一侧与温控系统连接。本发明操作简单，可以较好的实现分段固井工艺技术，优化固井泥浆的选用和工艺设计，为保证油气井井筒完整性提供技术支撑。

Description

一种油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法
技术领域
本发明属于石油管实物试验检测技术领域，具体涉及一种油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法。
背景技术
目前油气资源勘探与开发向“深、低、海、非”等方向发展，涉及到非常规领域中井筒环空带压问题无法彻底解决，环空带压区域包括A环空、B环空和C环空等。第一胶结面和第二胶结面的密封特性好坏与否将直接影响固井质量，同时套管服役状态造成极大的影响，且无法保证井筒完整性。
现有的检测装置主要是针对深水固井水泥环封割特性进行了测试，只从封割特性着手，未考虑固井工艺、密封效果等。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法，通过全尺寸实物试验模拟现场不同井深位置处温度、压力工况下第一胶结面和第二胶结面的密封性能，同时可模拟分段压裂工况下固井效果，为固井工艺中分段固井工艺优化提供技术支撑。
本发明采用以下技术方案：
一种油气井水泥环密封性能检测评价装置，包括第一直径套管，第一直径套管套装在第二直径套管内，位于第二直径套管的中心位置，第一直径套管和第二直径套管之间设置有固井水泥，第二直径套管的一端设置有堵头，另一端设置有推板，第二直径套管与第一液压系统连接，第一直径套管经推板与第二液压系统连接，第一直径套管和第二直径套管之间位于推板的一侧与温控系统连接。
具体的，第一直径套管和第二直径套管包括l2、l3和l4三部分，在第一直径套管的l2和l4长度中间位置的截面环向开有多个第一直径套管螺纹孔；在第二直径套管的l2、l3和l4长度中间位置的截面环向开多个第二直径套管螺纹孔。
进一步的，第一直径套管螺纹孔和第二直径套管螺纹孔均间隔45°设置。
进一步的，第一直径套管螺纹孔连接可溶普通螺栓；第二直径套管螺纹孔连接密封螺栓，外接第一液压系统。
具体的，固井水泥包括第一类固井水泥和第二类固井水泥，第一类固井水泥设置在推板的一端，第二类固井水泥设置在堵头的一端。
本发明的另一个技术方案是，一种油气井水泥环密封性能检测评价评价方法，利用所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置，包括以下步骤：
S1、将第一直径套管和第二直径套管等距依次划分为l2、l3和l4三部分，在第一直径套管的l2和l4长度中间位置截面环向开8个间隔为45°的第一直径套管螺纹孔，并与可溶普通螺栓紧密连接；在第二直径套管的l2、l3和l4长度中间位置截面环向开8个间隔为45°的第二直径套管螺纹孔，并与密封螺栓紧密连接；
S2、将第二直径套管与堵头密封连接并固定于地面，将第一直径套管放置于第二直径套管的中心位置，保证其中心线重合，第一直径套管的端部距堵头(l1-l)位置处固定，使得两套管另一端平齐，进行分段水泥凝固试验；
S3、待水泥环固结后，且可溶普通螺栓完全溶解后，进行水泥环密封性能检测；
S4、水泥环密封性能评价。
具体的，步骤S2中，分段固井三段长度分别为l2、l3和l4，计算三段注浆环空体积，第二段为纯液体，先将准备好的l2段水泥浆由第一直径套管内部注入，接着注入l3段纯液体，再次注入l4段水泥浆，调整第二液压系统使得调压阀压力值与井底实际工况相同；调整温控系统使得系统温度与井底实际工况相同；用推板将第一直径套管内的固井水泥推入到两层套管环空位置，静置15天凝固。
具体的，步骤S3中，将第二直径套管的24个密封螺栓分别连接第一液压系统，并注入蓝色示踪剂；在第一直径套管内注入含红色示踪剂的清水，通过第二液压系统控制套管内压力为井筒内的最大压力P1，调整第二直径套管外24个密封螺栓处第一液压系统压力为P2，保压。
具体的，步骤S4具体为：
S401、当套管内外压分别是P1和P2时，保压t min后，卸压后剖开第二直径套管以及水泥环，检测蓝色示踪剂和红色示踪剂的扩散面积，建立压力与示踪剂扩散面积的关系，确定水泥环的密封特性；
S402、增加套管内外压到P1+ΔP和P2+ΔP时，保压t min后，卸压后剖开第二直径套管以及水泥环，检测蓝色示踪剂和红色示踪剂的扩散面积，建立内外压力与示踪剂扩散面积的关系，确定水泥环的密封特性；
S403、持续增加套管内外压力，当液压系统压力出现突降波动后，停止试验，确定固井工艺下最大密封压力；
S404、重复该试验，确定l3段纯液体固井效果、密封影响范围，优化多段组合固井工艺技术。
与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：
本发明一种油气井水泥环密封性能检测评价装置，测试井筒系统第一胶结面和第二胶结面密封性能，为固井工艺的优化及有效控制提供试验数据支撑；同时，考虑到非常规油气井复杂压裂套管变形严重的问题，采用分段不固井方式可有效防治套变，本发明为分段不固井工艺的实现提供技术支撑，可模拟分段固井密封效果，确定分段不固井影响范围及工艺要求，为非常规油气井分段不固井技术的实现提供技术支撑；可同时评价第一胶结面和第二胶结面的密封特性，可根据现场密封性能要求，优选固井水泥组成及固井工艺。
进一步的，设置三段的顺序为固井段、纯液体段、固井段，三段式设置为现场分段不固井工艺的实现提供试验手段支撑，即采用分段不固井方式既可以防治套管变形也可以保证井筒的密封完整性。
进一步的，为了实施监测胶结面密封性能，环绕一圈布置8个监测点均布45°，可实现监测结果准确。
本发明一种油气井水泥环密封性能检测评价评价方法，可实现一定温度、压力工况下的固井，评价分段固井密封效果和优化分段固井工艺，为保证井筒完整性提供技术支撑，同时填补了现有评价装置及技术方法的空白，固井水泥在一定的温度、压力下力学性质易发生改变，充分考虑该特性，固井过程能较好的模拟井下温度和压力工况，保证试验结果的准确性。
进一步的，通过步骤S2可以模拟分段固井和分段不固井工况。
进一步的，通过步骤S3便于监测两个胶结面的密封压力，且容易区分密封失效位置和区域。
进一步的，通过步骤S4可以量化密封压力和密封失效时间。
综上所述，本发明操作简单，可以较好的实现分段固井工艺技术，优化固井泥浆的选用和工艺设计，为保证油气井井筒完整性提供技术支撑。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
图1为油气井水泥环密封性能检测评价装置示意图；
图2为螺纹孔位置处截面示意图。
其中：1.第一直径套管；2.第二直径套管；3.第一类固井水泥；4.第二类固井水泥；5.堵头；6.第一直径套管螺纹孔；7.第一液压系统；8.温控系统；9.推板；10.第二液压系统；11.第二直径套管螺纹孔。
具体实施方式
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“一侧”、“一端”、“一边”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
请参阅图1，本发明提供了一种油气井水泥环密封性能检测评价装置，包括：
第二直径套管1(包含24个螺纹孔)、第一直径套管2(包含16个螺纹孔)、固井水泥、堵头5、第一液压系统7、第二液压系统10、温控系统8、推板9、24个密封螺栓、16个可溶普通螺栓、数据采集装置、调压阀、红色示踪剂和蓝色示踪剂。
第一直径套管1套装在第二直径套管2内，位于第二直径套管2的中心位置，第一直径套管1和第二直径套管2之间设置有固井水泥，第二直径套管2的一端设置有堵头5，另一端设置有推板9，第二直径套管2与第一液压系统7连接，第一直径套管1与第二液压系统10连接，第一直径套管1和第二直径套管2之间位于推板9的一侧与温控系统8连接。
请参阅图1和图2，第一直径套管1和第二直径套管2包括l2、l3和l4三部分，在第一直径套管1的l2和l4长度中间位置截面环向开有8个间隔为45°的第一直径套管螺纹孔6，并与可溶普通螺栓紧密连接；在第二直径套管2的l2、l3和l4长度中间位置截面环向开8个间隔为45°的第二直径套管螺纹孔11，并与密封螺栓紧密连接，外接第一液压系统7。
固井水泥包括第一类固井水泥3和第二类固井水泥4，第一类固井水泥3设置在推板9的一端，第二类固井水泥4设置在堵头5的一端，第一直径套管1和第二直径套管2的中间段不设置固井水泥。
本发明评价装置适用于《API Spec 5CT套管和油管规范》中规定的所有规格套管、任意配方固井水泥。此试验装置长度为l1，套管长度为l；液压系统可实时控制系统所需压力，P≤300MPa；温控系统可实时控制系统环境所需温度，T≤300℃；密封螺栓须在压力P、温度T工况下保持密封特性。
本发明一种油气井水泥环密封性能检测评价方法，包括以下步骤：
S1、试验准备
将第一直径套管和第二直径套管等距依次划分为l2、l3和l4三部分，在第一直径套管的l2和l4长度中间位置截面环向开8个间隔为45°的第一直径套管螺纹孔，并与可溶普通螺栓紧密连接；在第二直径套管的l2、l3和l4长度中间位置截面环向开8个间隔为45°的第二直径套管螺纹孔，并与密封螺栓紧密连接。
S2、分段水泥凝固试验
将第二直径套管与堵头密封连接并固定于地面，将第一直径套管放置于第二直径套管的中心位置，保证其中心线重合，第一直径套管的端部距堵头(l1-l)位置处固定，使得两套管另一端平齐。
分段固井三段长度分别为l2、l3和l4，计算三段注浆环空体积，其中第二段为纯液体，先将准备好的l2段水泥浆由第一直径套管内部注入，接着注入l3段纯液体，再次注入l4段水泥浆。调整第二液压系统使得调压阀压力值与井底实际工况相同；调整温控系统使得系统温度与井底实际工况相同。用推板将第一直径套管内的固井水泥推入到两层套管环空位置，静置15天凝固。
S3、水泥环密封性能检测
待水泥环固结后，且可溶普通螺栓完全溶解后，将第二直径套管的24个密封螺栓分别连接第一液压系统，并注入蓝色示踪剂；在第一直径套管内注入含红色示踪剂的清水，通过第二液压系统控制套管内压力为P1(井筒内的最大压力)，调整第二直径套管外24个密封螺栓处第一液压系统压力为P2，保压一段时间。
S4、水泥环密封性能评价
S401、当套管内外压分别是P1和P2时，保压t min后，卸压后剖开第二直径套管以及水泥环，检测蓝色示踪剂和红色示踪剂的扩散面积，建立压力与示踪剂扩散面积的关系，确定水泥环的密封特性；
水泥环密封压力P密封具体为：
P密封＝Pmax-P(P1,P2,A)
其中：P密封为水泥环密封压力，Pmax为最大密封压力，A为示踪剂扩散面积。
S402、增加套管内外压到P1+ΔP和P2+ΔP时，保压t min后，卸压后剖开第二直径套管以及水泥环，检测蓝色示踪剂和红色示踪剂的扩散面积，建立内外压力与示踪剂扩散面积的关系，确定水泥环的密封特性；
S403、持续增加套管内外压力，当液压系统压力出现突降波动后，停止试验，确定该固井工艺下最大密封压力Pmax，Pmax等于压力监测曲线的最大值；
S404、重复该试验，确定l3段纯液体固井效果、密封影响范围，优化多段组合固井工艺技术，为现场下井试验提供技术支撑。
非常规油气井复杂压裂套管变形严重现场作业，究其原因，即为储层发生滑动导致套管变形，研究表明，当储层滑移段井筒不固井情况下套管变形较小；现有的固井工艺不足以保证分段不固井段密封性能，该装置可为该工艺的实现提供试验数据支撑，有效控制套管变形。
以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种油气井水泥环密封性能检测评价装置，其特征在于，包括第一直径套管(1)，第一直径套管(1)套装在第二直径套管(2)内，位于第二直径套管(2)的中心位置，第一直径套管(1)和第二直径套管(2)之间设置有固井水泥，第二直径套管(2)的一端设置有堵头(5)，另一端设置有推板(9)，第二直径套管(2)与第一液压系统(7)连接，第一直径套管(1)经推板(9)与第二液压系统(10)连接，第一直径套管(1)和第二直径套管(2)之间位于推板(9)的一侧与温控系统(8)连接。
2.根据权利要求1所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置，其特征在于，第一直径套管(1)和第二直径套管(2)包括l2、l3和l4三部分，在第一直径套管(1)的l2和l4长度中间位置的截面环向开有多个第一直径套管螺纹孔(6)；在第二直径套管(2)的l2、l3和l4长度中间位置的截面环向开多个第二直径套管螺纹孔(11)。
3.根据权利要求2所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置，其特征在于，第一直径套管螺纹孔(6)和第二直径套管螺纹孔(11)均间隔45°设置。
4.根据权利要求2所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置，其特征在于，第一直径套管螺纹孔(6)连接可溶普通螺栓；第二直径套管螺纹孔(11)连接密封螺栓，外接第一液压系统(7)。
5.根据权利要求1所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法，其特征在于，固井水泥包括第一类固井水泥(3)和第二类固井水泥(4)，第一类固井水泥(3)设置在推板(9)的一端，第二类固井水泥(4)设置在堵头(5)的一端。
6.一种油气井水泥环密封性能检测评价评价方法，其特征在于，利用权利要求1至5中任一项所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置，包括以下步骤：
S1、将第一直径套管和第二直径套管等距依次划分为l2、l3和l4三部分，在第一直径套管的l2和l4长度中间位置截面环向开8个间隔为45°的第一直径套管螺纹孔，并与可溶普通螺栓紧密连接；在第二直径套管的l2、l3和l4长度中间位置截面环向开8个间隔为45°的第二直径套管螺纹孔，并与密封螺栓紧密连接；
S2、将第二直径套管与堵头密封连接并固定于地面，将第一直径套管放置于第二直径套管的中心位置，保证其中心线重合，第一直径套管的端部距堵头(l1-l)位置处固定，使得两套管另一端平齐，进行分段水泥凝固试验；
S3、待水泥环固结后，且可溶普通螺栓完全溶解后，进行水泥环密封性能检测；
S4、水泥环密封性能评价。
7.根据权利要求6所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法，其特征在于，步骤S2中，分段固井三段长度分别为l2、l3和l4，计算三段注浆环空体积，第二段为纯液体，先将准备好的l2段水泥浆由第一直径套管内部注入，接着注入l3段纯液体，再次注入l4段水泥浆，调整第二液压系统使得调压阀压力值与井底实际工况相同；调整温控系统使得系统温度与井底实际工况相同；用推板将第一直径套管内的固井水泥推入到两层套管环空位置，静置15天凝固。
8.根据权利要求6所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法，其特征在于，步骤S3中，将第二直径套管的24个密封螺栓分别连接第一液压系统，并注入蓝色示踪剂；在第一直径套管内注入含红色示踪剂的清水，通过第二液压系统控制套管内压力为井筒内的最大压力P1，调整第二直径套管外24个密封螺栓处第一液压系统压力为P2，保压。
9.根据权利要求6所述的油气井水泥环密封性能检测评价装置及评价方法，其特征在于，步骤S4具体为：
S401、当套管内外压分别是P1和P2时，保压t min后，卸压后剖开第二直径套管以及水泥环，检测蓝色示踪剂和红色示踪剂的扩散面积，建立压力与示踪剂扩散面积的关系，确定水泥环的密封特性；
S402、增加套管内外压到P1+ΔP和P2+ΔP时，保压t min后，卸压后剖开第二直径套管以及水泥环，检测蓝色示踪剂和红色示踪剂的扩散面积，建立内外压力与示踪剂扩散面积的关系，确定水泥环的密封特性；
S403、持续增加套管内外压力，当液压系统压力出现突降波动后，停止试验，确定固井工艺下最大密封压力；
S404、重复该试验，确定l3段纯液体固井效果、密封影响范围，优化多段组合固井工艺技术。
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