WO2017050132A1 - 井下油套管内涂层破损率的检测方法及检测装置 - Google Patents

井下油套管内涂层破损率的检测方法及检测装置 Download PDF

Info

Publication number
WO2017050132A1
WO2017050132A1 PCT/CN2016/098389 CN2016098389W WO2017050132A1 WO 2017050132 A1 WO2017050132 A1 WO 2017050132A1 CN 2016098389 W CN2016098389 W CN 2016098389W WO 2017050132 A1 WO2017050132 A1 WO 2017050132A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
oil casing
coating
discharge electrode
detecting
inner coating
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/CN2016/098389
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
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
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Petrochina Co Ltd
Original Assignee
Petrochina Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Petrochina Co Ltd filed Critical Petrochina Co Ltd
Publication of WO2017050132A1 publication Critical patent/WO2017050132A1/zh
Priority to US15/927,779 priority Critical patent/US10641723B2/en
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E21B47/092—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting magnetic anomalies
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
    • G01N27/02—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance
    • G01N27/04—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance by investigating resistance
    • G01N27/20—Investigating the presence of flaws
    • G01N27/205—Investigating the presence of flaws in insulating materials
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
    • G01N27/02—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance
    • G01N27/04—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance by investigating resistance
    • G01N27/041—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance by investigating resistance of a solid body
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes

Definitions

  • the present invention provides a method for detecting the breakage rate of a coating in a downhole oil casing, comprising: filling an oil casing with an electrolyte; and obtaining a process of moving the discharge electrode from one end of the oil casing to the other end of the oil casing a well depth-detecting current on the discharge electrode; determining a well depth-breakage rate condition of the inner coating of the oil casing according to the well depth-detecting current.
  • the downhole instrument string includes a centralizer 100, a magnetic positioner 102, a discharge electrode 103, an insulating shield 114, a bridle 105 and a logging cable 110, and a logging cable 110 from bottom to top.
  • the centralizer 100 acts as a centering function for the downhole instrument.
  • the discharge electrode 103 adds positive or negative voltage to the electrolyte in the oil casing 107.
  • the horse head 105 acts as a well for logging conversion and safety, and insulation.
  • the shield 114 functions to fix the discharge electrode 103, shield the loop current, and conduct a flow to the electrolyte.
  • the inner coating sample tube with different known damage rate (ratio of bare metal area to full coating area) is produced.
  • the sample tube size is the same as that of the field casing.
  • the specific defect level is determined according to the actual needs.
  • the layer is intact, the damage rate is ⁇ 1%, 1 to 5%, 5 to 15%, 15 to 30%, 30% to 70%, >70% and 100% breakage rate (ie, the sample tube without the inner coating), and then
  • the inner coating sample tube is vertically connected in the experimental well, the experimental wellbore is filled with the electrolyte brine prepared according to the field conductivity, and the detecting device is connected, and the series connected variable resistor is adjusted so that the current under the uncoated layer is 100 mA, and then measured.
  • the experimental currents under the inner coating sample tube with different known breakage rates were taken.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

一种井下油套管内涂层破损率的检测方法，包括：将油套管注满电解液；获取将放电电极从油套管一端移动至油套管另一端过程中该放电电极上的井深-检测电流；根据井深-检测电流确定油套管内涂层的井深-破损率状况。该方法实现对井下油套管内涂层破损率的定量化判断，检测速度快、操作方便安全、检测成本低。此外还公开了一种井下油套管内涂层破损率的检测装置。

Description

井下油套管内涂层破损率的检测方法及检测装置
优先权声明
本申请要求2015年09月25日递交的、申请号为CN201510621431.4、发明名称为“一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法”的中国发明专利的优先权，该发明专利的所有内容在此全部引入。
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破损率的检测方法及检测装置。
背景技术
在碳钢(符合API 5CT规定材质)油套管(油管和套管的简称)内涂有机防护涂层可以有效地延长碳钢油套管寿命，该涂层防护技术已被国内外油田广泛采用。内涂层油套管年应用达100万米以上。用于解决油套管本体内腐蚀、损伤和破漏等问题的测井技术众多，其中，已形成相对成熟的测井方法并在行业内广泛应用的主要有：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，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0.15mm～0.50mm(150μm～500μm)。油套管下井前，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是否存在质量问题，但油套管下井后，往往在数百米到数千米深的地下，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，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)，大于内涂层厚度，无法检测出井下油套管内涂层破损状况，而且油套管内壁的结垢、腐蚀产物或蜡等会进一步影响检测准确性。
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进行判断，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，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；侧向聚焦法测电阻率的原理可行，但电路复杂，机械成本高，采用点状发射源，结果为一个集总式检查，不能判断破损率。
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、内窥镜法等；对于井下油套管内涂层破损率的检测分析，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定量化检测判断井下油套管内涂层破损率的问题。
为此，本发明提供了一种井下油套管内涂层破损率的检测方法，包括：将油套管注满电解液；获取将放电电极从油套管一端移动至油套管另一端过程中所述放电电极上的井深-检测电流；根据所述井深-检测电流确定油套管内涂层的井深-破损率状况。
本发明还提供了一种井下油套管内涂层破损率的检测装置，包括：恒压源；与所述恒压源连接的放电电极，从油套管一端移动到所述油套管另一端；电解液，注入所述油套管内；动力测井系统，通过测井电缆与所述放电电极连接，用于获取井深-检测电流。
本发明还提供了一种井下油套管内涂层破损率的检测装置，包括：恒压源；与所述恒压源通过测井电缆连接的放电电极，从油套管一端移动到所述油套管另一端；电解液，注入所述油套管内；与所述恒压源连接的接地电极，其中，所述放电电极和所述接地电极之间经过电解液、所述油套管和大地形成回路；动力测井系统，通过测井电缆与所述放电电极连接，用于获取井深-检测电流。
本发明的有益效果：本发明提供的井下油套管内涂层破损率的检测方法及检测装置可在油水井内有导电介质情况下，通过对采集到的数据进行处理和解释，实现对井下油套管内涂层破损情况的定量化判断，测井快速，操作方便安全，检测成本低，技术可靠。可以在线检测井下油套管内涂层破损状况，解决在役油水井的油套管内涂层质量评价的问题，为井下环境的涂层抗磨损冲击等性能研究、跟踪内涂层防腐效果、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技术手段。
以下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1-1是井下仪器串下入油套管内的另一测井示意图。
图2是井下油套管内涂层破损率的检测方法的电路原理示意图。
图3为井下油套管内涂层破损率的检测方法实施的主要流程图。
附图标记说明：
100、扶正器；
101、加重杆；
102、磁定位器；
103、放电电极；
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、动力测井系统；
112、恒压源；
113、接地电极；
114、绝缘屏蔽体；
201、电流计；
202、放电电极缆芯电阻；
203、接地电极电阻；
204、电解液电阻；
205、油套管内涂层的电阻。
具体实施方式
结合图1～图3，以下是本发明提供的井下油套管内涂层破损率检测方法的原理：
基础数据：油套管107的电导率为7.4×104s/m(1.35×10-4Ω·m)；油套管107内电解液(地层水或注入水或混合液等)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，电解液与油套管107相比相当于绝缘体，正如有机内涂层与金属导体相比为绝缘体一样。根据公式
Figure PCTCN2016098389-appb-000001
油水井井筒内一段长L、横截面积S、电阻率ρ水(即电导率导数)的电解液水柱的电阻为R水，在油套管内建立流经内涂层的电流回路，通过分析因地层水电阻R水的存在而产生的回路上电流的变化来判断套管内涂层状况，这是本发明原理基础。
具体方法是采用一放电电极103在充满电解液109的油套管107井筒中供电，电源另一电极即接地电极113接地。测井过程中，将井筒中放电电极103从井底往上匀速上提。
若贴近放电电极103区域的油套管内涂层106完好，因油套管内涂层106对电流完全绝缘，贴近放电电极103区域的油套管内涂层的电阻最大，该 放电电极103产生的电流将主要通过电极区域外的井筒高阻电解液109流动，整个回路电阻最大，根据欧姆定律：
Figure PCTCN2016098389-appb-000002
流过放电电极103的电流最小。
若贴近放电电极103区域的油套管107内表面完全没有内涂层106，则放电电极103产生的电流将通过贴近放电电极103区域的电解液109直接流入油套管107(因为油套管107电导率远大于电解液，且电极贴近油套管107内涂层，间距＜0.02m)，在电极区域以外的电解液中没有电流流动，放电电极103处的油套管内涂层的电阻最小，回路电阻也最小，电流增到最大。
若贴近放电电极103区域的油套管内涂层106存在破损、电阻率下降等缺陷，相当于油套管107内表面的涂层面存在程度不同的金属裸露面积，则电流将通过缺陷处流入油套管107，回路电阻介于最大值与最小值之间，因电源电压恒定，流经放电电极103电流亦介于最大值与最小值之间；若内涂层破损处108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负相关，与回路电流成正相关关系。
在油套管内移动放电电极103，可以测得井下井筒中油套管内涂层纵向上的不同井深位置对应的破损率状况(即井深-内涂层破损率曲线)。
由于井下井筒中电解液电导率(即电阻率倒数)和放电电极尺寸影响涂层破损率与电流的函数关系，因此在现场检测和标定实验时采用同一尺寸放电电极，同时按现场相同电导率的电解液进行标定实验求得涂层破损率与电流的函数关系。
本发明提供了一种井下油套管内涂层破损率的检测方法，结合实施的主要流程图图3，详细步骤如下：
步骤一：检测装置连接。准备井下仪器串，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、放电电极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，所述接地电极113的接地位置距离井口距离>20m。
步骤二：油套管内注满电导率小于2000μs/cm电解液，将井下仪器串下入待测的油套管107中，先下至井底，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、放电电极103、内涂层破损处108、电解液109与接地电极113组成的现场回路电流，以及井深和电导率，同时测取油套管无涂层状态下的电流(即最大电流)，得到井深-现场回路电流数据。
步骤三：配制实验用电解液，使其电导率与现场检测的井筒中的电解液电导率相等(井筒全段电解液性质一致，可视定值)。
步骤四：制作实验用的已知内涂层破损率的样管，样管尺寸与待测油套管相同，向样管内充满步骤三配制的实验用电解液，将井下仪器串下入样管中，井下仪器串的扶正器100、磁定位器102、放电电极103、马笼头105均位于样管内(若样管长度有限，可简化，只需放入放电电极103并保证居中即可)，恒压源112、动力测井系统111均位于地面上，检测装置连接回路与步骤一相同，只是本步骤的回路中需额外串接一个可变电阻器，调节可变电阻器，使样管无涂层下的电流等于待测油套管无涂层下的电流(此步确保现场检测与标定实验的电路参数一致)，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、放电电极103、内涂层破损处108、电解液109与接地电极113组成的实验回路电流。
步骤五：改变样管内涂层的已知破损率，动力测井系统111采集恒压源112、放电电极103、内涂层破损处108、电解液109与接地电极113组成的实验回路电流，重复本步骤得到不同的已知破损率对应不同的实验回路电流的数据组。
步骤六：根据步骤五的已知破损率与实验回路电流数据组得到在同一电解液电导率下内涂层的破损率-电流的函数关系。
步骤七：根据步骤二现场检测的井深-现场回路电流数据和步骤六得到的内涂层的破损率-电流函数关系，转换获得油套管107的井深-内涂层破损率关系曲线。
如图1、图1-1所示，井下仪器串由下至上依次包括扶正器100、磁定位器102、放电电极103、绝缘屏蔽体114、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，放电电极103对油套管107内的电解液加正电压或负电压，马笼头105起测井转换及安全等作用，绝缘屏蔽体114起固定放电电极103、屏蔽回路电流及对电解液导流作用。
地面系统包括恒压源112、放电电极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，为放电电极103完成电路回路作用，动力测井系统111采集记录电路的回路电流、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根据现场检测的井深-现场回路电流数据和实验得到的内涂层破损率-电流函数关系，获得现场油套管的井深-内涂层破损率关系数据，绘制出井深-内涂层破损率关系的曲线图。
如图2所示，恒压源112提供系统恒定电压，接地电极电阻203、放电电极缆芯电阻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是贴近放电电极103区域的油套管内涂层的破损率改变时的表征电阻。
图2中回路电流反映内涂层破损率的原理是：
若贴近放电电极103区域的油套管内涂层106完全损坏，破损率为100％，油套管内涂层的电阻205的阻值R内涂层(即图2中的R205)为零欧姆，放电电极103的电流直接经贴近放电电极103区域的电解液回到油套管107，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(虽然电流可随电路参数而改变，但在现场检测和标定实验时都统一了这些电路参数)。
若贴近放电电极103区域的油套管内涂层106完好，破损率为零，油套管内涂层的电阻205的阻值R内涂层为极大(如兆欧级以上)，放电电极103的电流通过井筒中电解液109、油套管107流回恒压源112，电流计201测得电流的最小值Imin。
若贴近放电电极103区域的油套管内涂层106存在一定破损率，破损率为K，油套管内涂层的电阻205的阻值R内涂层反映了涂层破损率K大小(R内涂层∝K，二者几乎成正比)，放电电极103的电流分别加到井筒电解液109和涂层破损处108处，根据电路的串并电阻计算规则，电路的总电阻主要取决于贴近放电电极103区域的油套管内涂层电阻205的阻值R内涂层，恒压源电压U恒定下，总电流I仅随K变化，故I反映破损率K。
实施例1：
利用本发明提供的井下油套管内涂层破损率检测方法，对某井进行检测：
某井套管材料为碳钢，外径139.7mm，壁厚7.72mm，套管记录的资料显示套管无内涂层段是井口～911.7m，套管有内涂层段是911.7m～井底，内涂层属环氧酚醛高温烧结固化涂层，短套管位置1435m～1438.5m，检测前该井套管内涂层已服役1年8个月。
采用本发明装置，恒压源电压取U＝30V，采集回路电流方法为取样电阻法，电阻阻值20Ω。
现场检测准备：查待测井井史，制定测井方案、HSE(健康、安全、环保)预案，修井机、动力和测井车及仪器人员归位。起油管和泵，通井规通井，用电导率小于1000μs/cm的注入水充分洗井，替换出原原井筒液，以保证井筒清洁和井筒全段电解液状态一致(即电导率恒定)。探测液面，若不足需备足注入水，加注至井口。
现场检测：连接井下仪器串，注意每段之间的密封及上扣连接，防止液体进入，上扣适度防止仪器串落井。要求放电电极与套管绝缘。调试地面系统至正常，完成参数设置，校准井深。仪器串先下至井底，然后边提边测，速度＜1000m/hr，在重点段降速及必要时复测，测井系统采集井深、回路电流和电导率数据，绘制井深-检测电流曲线，测得在井筒上部无涂层段和井底射孔段的电流均为100mA(此电流作为标定实验时统一电路参数的最大电流)。
标定实验：制作不同已知破损率(金属裸露面积与全涂层面积之比)的内涂层样管，样管尺寸与现场套管相同，具体缺陷等级根据实际需要确定，分别为样管内涂层完好、破损率＜1％、1～5％、5～15％、15～30％、30％～70％、＞70％和100％破损率(即没有内涂层的样管)，然后在实验井中垂直连接内涂层样管，实验井井筒充满按现场电导率配制的电解液盐水，连接检测装置，调节串接的可变电阻器，使无涂层下的电流为100mA，之后测取不同已知破损率的内涂层样管下的实验电流。
结果处理输出：根据标定实验获取的已知破损率和实验电流数据组，拟合出现场电导率下的已知破损率-实验电流函数关系，根据已知破损率-实验电流函数关系，将某井现场采集的井深-检测电流数据转换成井深-内涂层破损率数据并绘制成井深-内涂层破损率曲线图，数据结果见表1。
表1
Figure PCTCN2016098389-appb-000003
测量结果与套管记录的资料对比，具有一致性，通过测井直观反映了井下在役内涂层防腐井的质量状况，为应用评价内涂层技术提供了数据支持。
实施例2：
在所述一种井下油套管内涂层破损率的检测方法步骤中，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。步骤一中所述的放电电极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。
在所述一种井下油套管内涂层破损率的检测方法步骤中，也可采用如下标定实验方法：所述步骤三中配制不同电导率的电解液，所述步骤四中实验获取不同电导率电解液、不同内涂层破损率下的不同电流，以此获得三个相关联参数的数据组：电导率、内涂层破损率和电流，采用公知的数值计算方法推导求得任一电导率下的内涂层破损率-电流函数关系，据此关系将现场检测的任一电导率下的井深-电流关系转换为井深-内涂层破损率关系，绘制得曲线图。
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定量化判断，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，为跟踪内涂层防腐效果、优化油套管内涂层设计和进行油套管服役寿命预测评估等提供技术手段。
以上列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 (15)

  1. 一种井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，该方法包括：
    将油套管注满电解液；
    获取将放电电极从油套管一端移动至油套管另一端过程中所述放电电极上的井深-检测电流；以及
    根据所述井深-检测电流确定油套管内涂层的井深-破损率状况。
  2. 如权利要求1所述的井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，根据所述井深-检测电流确定油套管内涂层的井深-破损率状况的步骤之前，该方法还包括：
    实验获取样管内涂层的实验电流与样管内涂层的已知破损率之间的函数关系式。
  3. 如权利要求2所述的井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，实验获取样管内涂层的实验电流与样管内涂层的已知破损率之间的函数关系式的步骤之后，该方法还包括：
    根据所述井深-检测电流数据和所述函数关系式获取油套管内涂层的井深-内涂层破损率曲线。
  4. 如权利要求1所述的井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，所述井深-检测电流I的计算公式具体为：
    Figure PCTCN2016098389-appb-100001
    其中，U为恒压源的电压；I为放电电极上的井深-检测电流；R电缆为测井电缆的电阻；R接地为接地电阻；R内涂层为贴近放电电极区域的内涂层电阻；R电解液从贴近放电电极区域外电流经电解液流回油套管的表征电阻。
  5. 如权利要求1所述的井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，所述放电电极的移动速度小于1000m/h。
  6. 如权利要求1所述的井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，所述电解液为地面水或者为地面水与地层水的混合水，所述电解液的电导率小于2000μs/cm。
  7. 如权利要求1所述的井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，所述放电电极为外引导线的惰性不活泼金属环，惰性不活泼金属环两端表面和内环表面均涂绝缘涂层，惰性不活泼金属环的外环表面距离所述油套管内壁的距离均小于0.02m。
  8. 如权利要求1所述的井下油套管内涂层破损率的检测方法，其特征在于，所述油套管的材质为碳钢；所述油套管内涂层的材质为有机绝缘涂层。
  9. 一种井下油套管内涂层破损率的检测装置，其特征在于，该装置包括：
    恒压源(112)；
    与所述恒压源(112)连接的放电电极(103)，从油套管(107)一端移动到所述油套管(107)另一端；
    电解液(109)，注入所述油套管(107)内；以及
    动力测井系统(111)，通过测井电缆(110)与所述放电电极(103)连接，用于获取井深-检测电流。
  10. 如权利要求9所述的井下油套管内涂层破损率的检测装置，其特征在于，该装置还包括：
    扶正器(100)，通过测井电缆(110)与所述放电电极(103)连接，用于保持所述放电电极(103)始终位于所述油套管(107)的中央。
  11. 如权利要求9所述的井下油套管内涂层破损率的检测装置，其特征在于，该装置还包括：
    磁定位器(102)，设置于所述放电电极(103)和所述扶正器(100)之间，用于获取所述油套管(107)的接箍、短套位置从而定位所述放电电极(103)的位置。
  12. 如权利要求9所述的井下油套管内涂层破损率的检测装置，其特征在于，该装置还包括：
    加重杆(101)，设置于所述放电电极(103)和所述扶正器(100)之间，用于使所述测井电缆(110)处于伸直状态以便所述扶正器(100)在油套管内运动顺畅。
  13. 如权利要求9所述的井下油套管内涂层破损率的检测装置，其特征在于，该装置还包括：
    马笼头(105)，设置于所述放电电极(103)和所述动力测井系统(111)之间，用于测井接头转换及检测作业安全。
  14. 如权利要求9所述的井下油套管内涂层破损率的检测装置，其特征在于，该装置还包括：
    电导率电极(104)，设置于所述放电电极(103)和所述马笼头(105)之间，用于检测电解液(109)的电导率，以取得在标定实验时配制实验电解液时所需的电导率参数。
  15. 如权利要求9所述的井下油套管内涂层破损率的检测装置，其特征在于，所述油套管(107)的油套管内涂层(106)完好时，所述放电电极(103)和所述接地电极(113)之间经过所述电解液(109)、油套管(107)形成电流回路；
    与所述放电电极(103)贴近区域的油套管内涂层(106)破损时，所述放电电极(103)和所述接地电极(113)之间经过所述电解液(109)、油套管内涂层(106)破损处和所述油套管(107)形成电流回路。
PCT/CN2016/098389 2015-09-25 2016-09-08 井下油套管内涂层破损率的检测方法及检测装置 Ceased WO2017050132A1 (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/927,779 US10641723B2 (en) 2015-09-25 2018-03-21 Method and device for detecting damage rate of an inner coating of a downhole oil casing

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201510621431.4 2015-09-25
CN201510621431.4A CN105156095B (zh) 2015-09-25 2015-09-25 一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US15/927,779 Continuation US10641723B2 (en) 2015-09-25 2018-03-21 Method and device for detecting damage rate of an inner coating of a downhole oil casing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017050132A1 true WO2017050132A1 (zh) 2017-03-30

Family

ID=54797097

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/CN2016/098389 Ceased WO2017050132A1 (zh) 2015-09-25 2016-09-08 井下油套管内涂层破损率的检测方法及检测装置

Country Status (3)

Country Link
US (1) US10641723B2 (zh)
CN (1) CN105156095B (zh)
WO (1) WO2017050132A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113417627A (zh) * 2021-07-09 2021-09-21 中国石油天然气股份有限公司 一种油田套管外涂层质量的测量方法

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105156095B (zh) * 2015-09-25 2018-01-05 中国石油天然气股份有限公司 一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法
CN108562619B (zh) * 2018-03-28 2021-01-29 中国石油天然气股份有限公司 一种井下套管内涂层质量检测装置及检测方法
KR102578194B1 (ko) * 2018-06-20 2023-09-13 현대자동차주식회사 자동차의 손상 검출 장치 및 방법
CN109488889B (zh) * 2018-11-09 2023-05-12 上海金艺检测技术有限公司 在役金属管道绝缘内衬层状况的在线检测方法
CN114144571B (zh) * 2019-07-22 2025-04-18 沙特阿拉伯石油公司 确定井筒完整性的方法
CN110596204A (zh) * 2019-09-18 2019-12-20 岭澳核电有限公司 一种核电站管道内衬胶层破损情况检测方法和系统
JP6801805B1 (ja) * 2020-06-22 2020-12-16 マツダ株式会社 計測方法及び計測装置、並びに、被覆金属材の耐食性試験方法及び耐食性試験装置
CN112946025B (zh) * 2021-01-11 2023-04-25 中国石油天然气股份有限公司 一种基于阻容振荡的井下套管内涂层检测仪及其检测方法
CN114033360B (zh) * 2021-11-15 2023-05-26 西南石油大学 一种全生命周期井筒密封完整性评价装置及方法
CN116792075A (zh) * 2022-03-15 2023-09-22 中国石油天然气集团有限公司 一种油井套管内壁防腐层检测仪及检测方法
US12534960B2 (en) * 2023-04-04 2026-01-27 Helmerich & Payne Technologies, Llc Systems and methods for delivery of goods
CN116519574B (zh) * 2023-04-12 2024-07-30 宁夏长鑫防腐工程有限公司 一种油管数控湿海绵检测装置及检测方法

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000019155A (ja) * 1998-06-30 2000-01-21 Nkk Corp 埋設塗覆装鋼管の塗膜損傷検出方法及び装置
WO2000079308A1 (en) * 1999-06-23 2000-12-28 Baker Hughes Incorporated Simultaneous current injection for measurement of formation resistance through casing
CN101313128A (zh) * 2005-09-19 2008-11-26 普拉德研究及开发股份有限公司 用于小装置的保护隔层
CN201241694Y (zh) * 2008-08-22 2009-05-20 贵州航天凯山石油仪器有限公司 一种用于测量井下流量的直读式流量计
CN101782553A (zh) * 2010-02-26 2010-07-21 中国特种设备检测研究院 储气井井筒壁厚及腐蚀检测系统与检测方法
CN102549236A (zh) * 2009-10-05 2012-07-04 雪佛龙美国公司 检测液位的系统和方法
CN104763409A (zh) * 2015-03-03 2015-07-08 西安威盛电子科技股份有限公司 一种石油井下流量测量装置及测量方法
CN105156095A (zh) * 2015-09-25 2015-12-16 中国石油天然气股份有限公司 一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6230800B1 (en) * 1999-07-23 2001-05-15 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for long term monitoring of a hydrocarbon reservoir
BRPI0517533B1 (pt) * 2004-10-04 2016-09-20 Hexion Inc método para determinar a geometria de fratura de uma fratura subterrânea
US9423524B2 (en) * 2010-04-07 2016-08-23 Baker Hughes Incorporated Oil-based mud imager with a line source
US9983173B2 (en) * 2013-04-22 2018-05-29 Obschestvo S Ogranichennoy Otvetstvennostiu “Miks” Method and device for multi-sensor electromagnetic defectoscopy of well casings
CN104345077B (zh) * 2013-07-31 2016-12-28 上海图博可特石油管道涂层有限公司 石油管材内涂层漏点检测装置和检测方法
CN204060675U (zh) * 2014-09-26 2014-12-31 北京捷威思特科技有限公司 π生产井测井系统

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000019155A (ja) * 1998-06-30 2000-01-21 Nkk Corp 埋設塗覆装鋼管の塗膜損傷検出方法及び装置
WO2000079308A1 (en) * 1999-06-23 2000-12-28 Baker Hughes Incorporated Simultaneous current injection for measurement of formation resistance through casing
CN101313128A (zh) * 2005-09-19 2008-11-26 普拉德研究及开发股份有限公司 用于小装置的保护隔层
CN201241694Y (zh) * 2008-08-22 2009-05-20 贵州航天凯山石油仪器有限公司 一种用于测量井下流量的直读式流量计
CN102549236A (zh) * 2009-10-05 2012-07-04 雪佛龙美国公司 检测液位的系统和方法
CN101782553A (zh) * 2010-02-26 2010-07-21 中国特种设备检测研究院 储气井井筒壁厚及腐蚀检测系统与检测方法
CN104763409A (zh) * 2015-03-03 2015-07-08 西安威盛电子科技股份有限公司 一种石油井下流量测量装置及测量方法
CN105156095A (zh) * 2015-09-25 2015-12-16 中国石油天然气股份有限公司 一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113417627A (zh) * 2021-07-09 2021-09-21 中国石油天然气股份有限公司 一种油田套管外涂层质量的测量方法
CN113417627B (zh) * 2021-07-09 2024-05-28 中国石油天然气股份有限公司 一种油田套管外涂层质量的测量方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20180209928A1 (en) 2018-07-26
CN105156095A (zh) 2015-12-16
CN105156095B (zh) 2018-01-05
US10641723B2 (en) 2020-05-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2017050132A1 (zh) 井下油套管内涂层破损率的检测方法及检测装置
RU2398963C2 (ru) Устройство и способ для измерения удельного сопротивления флюидов
US20200182830A1 (en) Artifact Identification and Removal Method for Electromagnetic Pipe Inspection
US9528369B2 (en) Production logging tool and method for analyzing a produced fluid
BR112019021303A2 (pt) método e sistema de detecção de corrosão
US20220390641A1 (en) Downhole Tubular Inspection Combining Partial Saturation And Remote Field Eddy Currents
NO20170721A1 (en) Formation monitoring through the casing
RU2600806C2 (ru) Способы и системы для определения зазора между скважинным прибором и геологической формацией
CN105239995B (zh) 一种井下油套管内涂层的三电极电位差式检测方法
WO2018084862A1 (en) Detection of pipe characteristics with a remote field eddy current
EP2989490A1 (en) Measuring fluid conductivity
BR112019011401A2 (pt) avaliação de propriedades físicas de um material atrás de um revestimento utilizando ondas acústicas guiadas
CN104847335A (zh) 油水井瞬变电磁探伤仪
CN108562619B (zh) 一种井下套管内涂层质量检测装置及检测方法
CN113417627B (zh) 一种油田套管外涂层质量的测量方法
Guo et al. Instrument design for detecting the inner damage of casing
Rouhiainen et al. Forsmark site investigation: Difference flow logging in borehole KFM06A
CN207660597U (zh) 一种非集流产液剖面测井仪
CN113417626B (zh) 一种油田浅层井套管外涂层缺陷的井口激励式检测方法
CN210666050U (zh) 一种探测套管的损伤信息的装置及系统
CN105568295B (zh) 一种油水井套管外锌阳极剩余量的检测评价方法
Pöllänen et al. Difference flow measurements in Greenland, drillhole DH-GAP04 in July 2011
CN105298474B (zh) 一种音标器
US20250369949A1 (en) Water/oil emulsion sensor and downhole tool including such sensors
WO2016085506A1 (en) Systems and methods for reducing casing noise effects

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 16848014

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 16848014

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1