Oilfield Review

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1 2013年秋季刊 内部资料 仅供赠阅 酸化技术的新发展 套管腐蚀监测 地磁测量系统 太阳风暴

2 发布 油田新技术 电子书 油田新技术 电子书 斯伦贝谢公司发布的 油田新技术 电子书将在苹果音乐软件商店免费提供 油田新技术 杂志为油田专业人员提供开发和生产油气的最新技术 油田新技术 免费电子版中的内容只是杂志中的一部分, 并允许查阅新的或以往的期刊 很多文章都扩增了更丰富的内容, 如动画和视频, 这有助于解释静态图像无法说明的概念和理论 电子版以压缩的形式提供了近几年内发布的期刊, 保留了和印刷版本一样高品质的图像和内容 通过在 ipad 上搜索 斯伦贝谢公司油田新技术, 或扫描下面的 QR 码, 可以从苹果音乐软件商店下载并安装电子书 Apple ipad 和 itunes 是苹果公司在美国和其他国家注册的商标

3 用于确定井位的地磁测量系统 大位移钻井被广泛誉为一种突破性的技术, 可以从岸上位置和位于海陆中间的钻井平台, 经济有效地开发海上油气藏 此外, 这项技术还实现了与油气藏最大的接触面积, 可以用单一井孔连接多个油气藏 对于埃尼美国作业公司而言, 大位移钻井技术在开发美国阿拉斯加州北坡 Nikaichuq 油田的过程中发挥了重要的作用 这一油田的海上位置 井下温度和复杂的地质条件等特征给钻井技术带来了相当大的挑战 我们租赁的海上油田位于北冰洋和北极圈北部的波弗特海 为了便于接近油气藏, 我们已经在距离海上设施几英里 水深不到 10 ft(3 m) 的海上修建了一座小岛 我们计划在人造岛上的钻井现场钻出 30 口油井, 现在我们已经钻出了 17 口井 我们还在位于 Oliktok 位置的陆上钻井现场钻出了 22 口井 除了获取经济利益以外, 将钻井现场限制在两处位置也最大限度地减少了对环境的影响 我们的目标油气藏深度较浅, 温度较低, 这使得石油的粘度更高 该油气藏是通过行列注水进行石油开采的 这种开采方案的特点是交错使用水平注水井和水平生产井, 到 2014 年将完成总共 52 口井的钻井工作 注入水由更深 温度更高的地层产生 我们的钻井都是浅层大位移井 这些井的深度为 3200 ft(1000 m) 到 4200 ft(1300 m) 之间, 有些井的长度超过了 ft(7000 m) 超过 90% 钻井的位移与垂深比在 4 以上, 有的甚至高达 6 钻井之间的间距, 在生产井段为 1200 ft(370 m), 有些井轨迹之间的间距是沿断层走向设计的 准确的井位是至关重要的, 以防止发生注水短路或无意间跨越大断层的情况 如果一口 ft 长的钻井出现 1% 的位置误差, 都会导致总深度出现 200 ft ( 60m ) 以上的不允许误差 与太阳相关的磁场风暴会在不可预知的情况下在北极纬度发生, 产生具有较大振幅波动的磁场强度和方向, 这一情况必须在构建模型时予以考虑 为了量化这些磁场干扰因素, 斯伦贝谢公司与美国地质调查局共同合作, 在阿拉斯加州 Deadhorse 地区附近建立了一个地磁观测台 该观测台可以为实时校正钻井方向和每个井底钻具组合在钻井结束时的明确测量提供了高质量的测量数据 我们正在采用地磁测量系统钻第 39 口油井 自从最早应用该技术进行钻井以来, 我们井孔位置的不确定性就在不断下降 而且因为我们充分确定井孔的位置, 我们正在将单支井改建为双支井 这一策略能够使井孔与油气藏的接触面积增加一倍, 从而提高生产效率 即使在提高生产率的情况下, 我们预计在该油田的开采时间仍会超过 30 年 Andrew Buchanan 高级作业地质学家埃尼美国作业公司美国阿拉斯加州安克雷奇市 Andrew Buchanan 是埃尼美国作业公司的高级作业地质学家, 自 2009 年以来一直在职 他曾在 ASRC 能源服务公司担任地质顾问 他毕业于加拿大萨斯喀彻温省的里贾纳大学, 获得过地质学学士学位 他曾担任安克雷奇市石油俱乐部的前任主席 这也是需要引入地磁测量系统的原因 虽然传统的陀螺仪测量可以获得质量优良的数据, 并找到所需的井孔位置, 但陀螺仪测量在我们的钻井环境下是不切实际的, 需要额外的费用和时间, 这对于该区域的钻井项目而言过于昂贵 地磁测量系统能够为我们提供实时和精确地定位, 并能在无需停止钻井过程的条件下掌握井孔的确切位置 通过采用地磁测量系统, 我们可以构建地球磁场的具体模型, 与钻井时获得的磁场测量值进行对比 ( 见 地磁测量 : 定向钻井工程师的实时指南, 第 32 页 ) 该模型由地球主磁场 地壳岩石引起的局部磁场变化和太阳活动引起的随时间变化的磁场干扰等因素构建而成

4 斯伦贝谢公司 新 郭洪志, 耿淦, 李挺房殿波, 王维侃, 纪佳佳油田服务 1 用于确定井位的地磁测量系统 由埃尼美国作业公司的高级作业地质学家 Andrew Buchanan 编写 传神 ( 中国 ) 网络科技有限公司 北京博艺信达图文设计有限公司 Lawrence Chou 油田服务斯伦贝谢中国公司 李冬松油藏服务斯伦贝谢中国公司 曾维忠油田服务斯伦贝谢中国公司 钱海燕油田服务斯伦贝谢中国公司 4 天然裂缝性碳酸盐岩储层的增产技术随着创新型含有可降解纤维的酸化液的应用, 天然裂缝性碳酸盐岩储层的增产技术已经得到了显著地改良 酸化液中的纤维会聚集形成屏障, 阻止酸化液流向裂缝, 将酸性液引入具有渗透率较低的区域 这种提高增产效率的方式使得跨多个油层的开采生产更均衡, 也显著提高了全球范围内许多油气田的产量 Tee Chew Poh 油田服务斯伦贝谢中国公司 李道君钻井与测量斯伦贝谢中国公司 刘海油井服务斯伦贝谢中国公司 18 测量套管腐蚀以延长其使用寿命井下管材的腐蚀可能会缩短钻井的开采期, 并给运营商造成重大损失 井底腐蚀监测是防止套管腐蚀的第一道防线 赵刚电缆测井斯伦贝谢中国公司 张艾谦钻井与测量斯伦贝谢中国公司 鲜成钢电缆测井斯伦贝谢中国公司 关于 油田新技术 杂志 油田新技术 是斯伦贝谢公司出版的杂志, 旨在为客户 员工和其他油田专业人员提供勘探和生产油气的最新技术信息 文章的作者包括业内专业人士和来自世界各地的专家, 其中标明地理位置的是斯伦贝谢公司或其附属公司的员工 访问网站 可以查阅文章的电子版, 包含英文版 西班牙语版 中文版和俄语版 也可以在 ipad 上免费下载电子版 斯伦贝谢公司 该公司保留所有版权 严禁在未经许可的情况下复制该杂志 关于油田术语的综合词典, 可以访问网站 o i l - field.slb.com., 查阅斯伦贝谢公司的油田术语表

5 内部资料, 仅供赠阅 Lisa Stewart 32 地磁测量系统 : 定向钻井工程师的实时指南近年来, 对于精确井位定位的需求推动了钻井引导技术的发展 本文探讨了运用地磁测量法提高实时测量精度的技术, 使钻井工程师能够经济有效地实现钻井目标 Matt Varhaug Rick von Flatern Richard Nolen-Hoeksema Tony Smithson Ginger Oppenheimer Michael Oristaglio Rana Rottenerg Herring Design Mike Messinger 48 太阳风 : 太阳黑子 太阳活动周期与地球上的生命太空气象会影响陆地生态系统, 这对于现代社会至关重要 本文介绍了会产生太空气象 引发电磁脉冲可能扰乱和破坏地球上和太空中的电子 电力 通讯 交通和其他基础设施的太阳活动 同时也探讨了太阳黑子周期及其对太阳和地球气候的影响 Chris Lockwood Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Gretchen M. Gillis Aramco 服务公司美国得克萨斯州休斯敦 Roland Hamp Woodside 能源有限公司澳大利亚珀斯 Dilip M. Kale ONGC 能源中心印度德里 61 投稿人 George King 阿帕奇公司美国得克萨斯州休斯敦 Alexander Zazovsky 雪佛龙公司美国得克萨斯州休斯敦 英文版咨询处 中文版咨询处 Matt Varhaug 油田新技术 5599 San Felipe Houston, TX 美国 (1) 电子邮箱 : DistributionOR@slb.com 北京市朝阳区酒仙桥路 14 号兆维华灯大厦斯伦贝谢公司电话 : 电子邮箱 : marketingcha@slb.com

6 天然裂缝性碳酸盐岩储层的增产技术 天然裂缝性碳酸盐岩储层很难增产的原因在于增产施工液体容易进入裂缝, 而无 Francoise Allioli Valentin Cretoiu Marie-Laure Mauborgne 法国克拉玛特 Mike Evan 美国得克萨斯州舒格兰 法进入渗透性较弱的区域 通常有必要采取有效的转向导流技术, 以确保增产液能够接触到尽可能大的储层面积 工程师和化学家们已经研制了一种新型的酸化液, 其中的可降解纤维能暂时阻塞渗透性裂缝, 迫使酸液流向渗透性较低的区域 一些石油公司已经将含有纤维的酸化液应用到了很难实现完整的增产区域覆盖的天然裂缝性油气藏中, 因而实现了产量的大幅度提升 Roger Griffiths 马来西亚八打零查 Fabien Haranger Christian Stoller 美国新泽西州普林斯顿 Doug Murray 阿联酋阿布扎比 Nicole Reichel 挪威斯塔万格 2013 年秋季刊 :25 卷, 第 2 期 2013 斯伦贝谢版权所有 鸣谢得克萨斯州舒格兰 Doug Aitken 协助编撰本篇 EcoScop 与 NeoScope 为斯伦贝谢产品标志 1. Crowe C Masmonteil J Touboul E 与 Thomas R: 基质酸化趋势, 油田新技术 4, 第 4 期 (1992 年 10 月 ): R obert JA 与 Rossen WR : 酸液位置和泵送策略, Economides MJ 与 Nolte KG 著 油藏增产措施, 第三版 Chichester, West Sussex, 英格兰 : John Wiley & Sons 公司 (2000):

7 自从石油和天然气行业发展以来, 石油公司一直在努力采用各种技术最大限度地提高油井的产能 例如, 早在 19 世纪, 工程师们就开始采用向井内泵送酸液的方法来提高产能 酸化处理液能够溶解和去除钻井和完井作业过程中造成的储层损害, 并能在生产层创建新的生产通道 酸化处理分为两类 基质酸化是以不会导致储层被压裂的速率和压力向储层泵送酸液的过程 这种处理过程将使井筒周围 1 m(3 ft) 的区域增产 压裂酸化是在水力压裂施工过程中至少泵注一段酸液 增产范围比基质酸化可能会更深入储层一个或两个数量级的距离 酸化液的成分取决于需要实现增产的储层的类型 碳酸盐岩地层主要由石灰岩 ( 碳酸钙 [CaCO 3 ]) 或白云石 ( 碳酸钙镁 [CaMg(CO 3 ) 2 ]) 构成, 采用盐酸 [HCl] 各种有机酸或其组合酸进行处理 砂岩地层通常由石英 [ S i O 2 ] 或长石 [KAlSi 3 O 8 NaAlSi 3 O 8 CaAl 2 - Si 2 O 6 ] 粒子结合碳酸盐或粘土矿物构成 硅酸盐矿物不与盐酸反应, 而与含有氢氟酸 [HF] 或氟硼酸 [HBF 4 ] 的增产液进行反应 1 尽管酸化液的化学性质存在差异, 碳酸盐和砂岩酸化处理在工程学方面是基本相似的 但是, 这篇文章主要关注的是与碳酸盐岩地层酸化处理相关的研究进展 碳酸盐岩地层酸化处理的基本原理石灰石和白云石能迅速溶于盐酸, 形成水溶性的反应产物, 主要为氯化钙和氯化镁, 并且释放出二氧化碳 溶解速率受到盐酸被送往岩石表面的速度的限制 这种溶解过程会迅速形成不规则形状的通道, 称为酸蚀孔洞 ( 右上图 ) 酸蚀孔洞以树枝状形式向外辐射, 从酸液离开井筒和进入储层的地方开始 酸蚀孔洞一旦形成, 就将成为连通储层的最佳渗透通道, 在生产过程中运送几乎所有的流量 为了实现高效地增产, 酸蚀孔洞应深入均匀地渗透整个生产层段 上图为酸蚀孔洞, 是在实验室对一块碳酸盐岩地层样品进行基质酸化处理时形成的复杂孔洞 孔洞的长度 方向和数量取决于地层的反应和酸化液进入地层的速率 酸蚀孔洞一旦形成, 将在生产过程中运送几乎所有的流量 当酸化处理的生产层段存在较大的 工程师通过采用机械或化学方法或 渗透率差别时, 就很难实现增产的均 两者同时使用以实现酸化液的转向 2 衡性 当酸液渗透储层时, 酸液将首 采用钻杆或连续油管传送的机械封隔 先流入渗透性最大的路径 高渗透区 器工具将酸化液隔离并转向低渗透区, 就会接收大部分的液流, 导致增产液 实现处理液的机械转移过程 或者在 无法到达需要实现增产的低渗透区 增产液注入井底时, 将封堵球投入增 为了解决这个问题, 工程师和化学家 产液中, 这样可以在个别射孔孔眼封 们已经研究出了一些将酸化液从高渗 堵液体 封堵球会停留在接收最大液 透层段转向导流到低渗透区的方法 体流量的孔眼上 在酸化处理之后, 封堵球会坠落, 或被机械瓦解或溶解 ( 如上图 ) 2013 年秋季刊

8 封堵球 跨式双封隔器 当生产过程开始时,VDA 酸化液与油气接触, 改变了离子环境, 并导致胶束成为球形 绞结停止, 胶团自由游动, 同时酸液粘度显著降低, 从而实现了有效地增产后返排清理 与聚合物酸液不同的是, 粘弹性表面活性剂几乎不会留下任何可能会影响油井产能的有害残余物 上图为机械导流方法 在增产处理过程中, 封堵球 ( 绿球 ) 被泵入井内 ( 如左图 ) 封堵球 会优先封堵那些吸收大量处理液的射孔孔眼, 因而发挥机械导流的作用 跨式双封隔器也可以 用在连续油管上, 用来隔离优先被酸蚀的层段 ( 如右图 ) 在上面的例图中, 工程师们已经完 成了底层的增产, 并将封隔器向上移动准备用于下一层的增产 增产液中掺入的化学转向导流剂可以分为两类, 即颗粒物和增粘剂 颗粒物包含苯甲酸片和盐颗粒等封堵剂, 其大小可以封堵地层的孔隙 泡沫酸由于两相流特征也可以达到类似的封堵效果 增粘剂包括水溶性聚合物 交联聚合物凝胶和粘弹性表面活性剂 (VES) 3 十年前, 斯伦贝谢公司的科学家和工 VDA 体系中的表面活性剂分子是从长链脂肪酸衍生而来的, 是一种两性离子 即一个中性分子在不同位置上带有正电荷和负电荷 5 当被泵入井下时, VDA 酸化液, 即盐酸 粘弹性表面活性剂和常见酸处理添加剂的混合物, 保持着低粘度 当酸液在地层中被消耗时, 表面活性剂分子开始聚集成细长的胶 程师将粘弹性表面活性剂应用到了酸化 束 6 胶束绞结在一起, 使得酸液的粘 增产中, 并引进了粘弹性表面活性剂转向酸体系 (VDA) VDA 酸化液在全球范围内的基质与压裂酸化应用中都取得了很大的成功 4 度增大 ( 见下图 ) 较高粘度的酸液会形成一层临时的屏障, 迫使新鲜的酸液流向其他区域 除了具有导流效果以外, 粘度会降低酸与地层反应的速率, 从而 允许用更多的时间产生更深入和更复杂 的孔洞 对于碳酸盐岩地层酸化过程而言, 天然裂缝性储层是最具挑战性的作业环境, 因为这种储层具有较大的渗透率差异 含裂缝区域的渗透率可能比不含裂缝的层段高出几个数量级 直到最近, 该行业的所有导流技术在该环境下都无法取得很好的效果 即使采用诸如 VDA 制剂的自转向酸, 工程师们仍然难以封堵裂缝以便增产其余储层 因此, 石油公司不得不向井内泵送大量的酸化液来实现增产, 从而导致酸化处理的成本增加, 但也无法达到最佳的效果 但是, 斯伦贝谢公司的工程师和化学家发现, 通过在 VDA 酸化液中添加可降解纤维, 可以显著提高导流的效果 当含有纤维的导流酸进入裂缝时, 纤维开始聚集 绞结并形成限制液体流入的结构 该新产品, 即 MaxCO 3 可降解转向酸化体系, 已在全球出了名的难度大的碳酸盐岩储层成功有效地应用于增产 废酸 油气 表面活性剂分子 细长的胶束 球形胶团 上图中显示了粘弹性表面活性剂 (VES) 在酸化处理过程中的各种形式 最初, 当表面活性剂溶于酸中时, 每个分子在酸中自由移动 ( 见图左边部 分 ) 当酸与碳酸盐矿物进行反应时, 表面活性剂分子开始聚集并形成细长的胶束 ( 见图中间部分 ) 胶束进行绞结, 阻碍酸液流动, 从而产生更高的酸液粘度 当在酸化处理后开始油气开采时, 细长的胶束就会转变成球状 ( 见图右边部分 ), 从而显著降低酸液粘度, 便于有效的返排清理

9 裸眼井酸化处理 套管井酸化处理 酸蚀孔洞 酸蚀孔洞 射孔 井筒壁 套管 滤饼 滤饼 处理液 处理液 滤饼 射孔 滤饼 井筒 井筒 套管 上图显示的是纤维沉积和导流情况 在裸眼井酸化过程中 ( 顶部和底部左 ), 纤维会形成滤饼并覆盖在套管井酸化过程中 ( 顶部和底部右侧 ), 纤维在射孔上形成滤饼 本文介绍了 MaxCO 3 酸化体系在实验室的研制和在油田的应用情况 在墨西哥 沙特阿拉伯和巴西的应用案例表明, 这种新型的酸化体系能够显著地提高油井的产能 含纤维酸的实验室研究 20 多年以来, 化学家和工程师们都在探讨如何将纤维用于提高修井作业效 率的方法 在研究矿物纤维和聚合物纤维的过程中, 他们发现了在泵注过程中和过程后控制液体和固体悬浮物流动的技术 该研究产生了一系列的创新成果, 包括钻井和固井过程中限制井漏 改善固井水泥的柔韧性和耐用性 在水力压裂作业时协助支撑剂的运送, 以及在压裂作业之后防止支撑剂回流到井中等方法 研究纤维在酸化处理中的应用是近年来才开始的 2007 年, 斯伦贝谢公司的科学家开始研究在裸眼井和套管井 ( 如上图 ) 两种情况下运用纤维提高导流效率的能力 这两种情况的主要区别在于, 对于裸眼完井而言, 纤维必须沿着整个井筒表面聚集才能产生导流效果 ; 但对于套管井而言, 纤维沉积的范围可能仅局限于射孔位置 3. 关于水溶性聚合物和粘弹性表面活性剂的更多信息, 可参考 Gulbis J 与 Hodge RM, 压裂液化学和支撑剂,Economides MJ 与 Nolte KG 著, 油藏增产措施 第三版,Chichester, West Sussex, England:John Wiley & Sons 公司 (2000): Al-Anzi E Al-Mutawa M Al-Habib N Al-Mumen A Nasr-El-Din H Alvarado O Brady M Davies S Fredd C Fu D Lungwitz B Chang F Huidobro E Jemmali M Samuel M 和 Sandhu D: 碳酸盐岩储层增产的积极反应, 油田新技术 第 15 卷, 第 4 期 (2003/2004 冬季版 )28 45 Lungwitz B Fredd C Brady M Miller M Ali S 和 Hughes K: 粘弹性表面活性剂的导流和清理研究 : 基于自转向酸, 石油工程师协会生产和操作 第 22 卷, 第 1 期 (2007 年 2 月 ) : Sullivan P Nelson EB Anderson V 和 Hughes T: 大型胶团在油田的应用,Zana R 和 Kaler EW 著, 大型胶团: 性质和应用,Boca Raton, Florida, 美国 :CRC 出版社 (2007) : 胶束是表面活性剂分子的胶状聚集物 在酸化液的含水环境中, 表面活性剂分子的这种排列使得胶束内部为疏水性, 胶束外部为亲水性 蠕虫状胶束可以达到微米长, 横截面也有几纳米 工程师们发现, 向常规的盐酸溶液简单添加纤维并不能产生稳定的纤维悬浮液 加入后不久, 纤维就会聚集, 形成块状并与酸液分离 而向 V D A 酸化液添加纤维可以达到成功的效果 由此产生的高粘度酸液可以使离散纤维产生更好的悬浮效果 2013 年秋季刊

10 裸眼井模拟 压力 酸液与纤维 压力容器 滤饼 岩心 反压力调节器 套管井模拟 滤液 泵 压力传感器 酸蚀孔洞几何尺寸 天平 活塞 孔口 酸液与纤维 液体流动 裂缝的几何尺寸 孔口 滤饼 孔口 上图显示了采用实验室设备检测酸液漏失和滤饼沉积的过程 工程师们使用常规的过滤装置来模拟裸眼井增产的过程 ( 顶部 ) 技术人员首先在压力 容器下方放置了一个碳酸盐岩心, 然后将含纤维酸液倒入容器中 在密封压力容器以后, 他们在岩心上施加了压力差, 并用天平称量穿过岩心的滤液量 对于套管井的模拟试验 ( 底部 ), 工程师使用了一个桥接装置 该装置主要包括一根装有活塞的 300mL 导管 高效液相色谱泵 (HPLC) 和一个节流孔 ( 左 ) 圆形孔口用于模拟酸蚀孔洞( 右上 ), 矩形孔口用于模拟裂缝 ( 右下 ) 技术人员在盛装含纤维酸的导管上方安装了一个活塞 酸液从导管中流出, 穿过节流孔 技术人员通过测量在不同流速条件下的滤液体积 纤维滤饼体积和泵送压力, 来估算纤维的转向导流能力 工程师然后开始利用实验室的设备进行实验, 模拟酸液滤失和纤维沉积的过程 ( 如上图 ) 主要模拟器是一个具有各种孔口的桥接器, 含纤维酸能以不同的流速通过这些孔口 圆形孔口的直径在 1 到 2mm[0.04 至 0.08 in.] 之间, 模拟的是酸蚀孔洞 矩形孔口的宽度在 2 到 6mm[0.08 至 0.24 in.] 之间, 与裂缝类似 工程师们对纤维封堵地层的过程进行了观察, 并记录下了当含纤维酸穿过孔口时相应的系统压力 模拟器内的压强变化遵循统一的规律 ( 下一页, 上图左 ) 最初, 压强没有增加, 但在几秒钟内, 随着纤维形成桥塞并开始填充孔口, 压强就迅速上升 结果表明, 在含纤维酸最初到达射孔时, 酸液渗透储层的过程几乎不会受到纤维的影响 然后, 随着纤维的桥塞作用, 纤维会在射孔的内部聚集, 形成滤饼 接下来, 纤维堵塞射孔, 减少注入量, 促使酸液流向其他射孔 工程师们还发现, 实现桥塞作用所需的纤维浓度随着酸化液注入速率的增加而增加 ( 下一页, 上图右 ) 在实验室中, 在将含纤维酸泵入并穿出孔口之后, 工程师们进行了清水冲洗处理 随着粘性酸不断地流出装置, 泵送压力逐渐减小, 并最终稳定下来 每次试验结束时, 一个稳定的纤维塞就会留在孔内 测出了压强 流速 液体粘度和纤维塞长度之后, 工程师们就可以运用达西定律计算出纤维塞的渗透率 测量的渗透率取决于纤维的浓度和纤维沉积过程中液体的流速, 变化范围在 mD 之间 根据这些数据, 工程师得出结论, 纤维在渗透率超过 100 md 的地层将实现最有效的导流效果 ( 见左图 ) 7

11 线性酸液速度,ft/min 压强 (psi) 可降解纤维浓度 :lbm/1000 galus 桥塞区域 非桥塞区域 时间 :s 线性酸液速度,m/min 上图显示了槽流试验中压强与时间的关系曲线图 在本实验中, MaxCO3 酸化液由重量百分比为 15% 的 VDA 酸化液和 6 kg/m3 (50 lbm/1000 galus) 的可降解纤维组成 在第 0 阶段, MaxCO3 酸化液开始流过槽孔, 纤维尚未形成桥塞 在第 1 阶段, 随着纤维在槽孔聚集形成塞状, 压强也不断上升 压强继续上升, 直至酸的量被耗尽 在第 2 阶段, 随着清水进入槽孔并取代粘性酸, 压强逐渐降低 在第 3 阶段, 系统压力趋于稳定 白色的纤维塞仍然稳定地留在槽孔的内部 ( 照片 ) 上图显示的是可降解纤维的浓度对槽孔的桥塞能力 的影响 在槽流实验中, 工程师们发现, 实现桥塞作用和促使酸化液分流所需的纤维浓度随着酸化液注入速率的增加而增加 根据模拟试验所获得的数据, 科学家还可以构建用于预测裸眼井和套管井条件下含纤维酸液流动情况的数学模型, 该模型可用于优化酸化处理的设计 8 科学家们进行了 340 次的精准三维模拟, 对典型的射孔设计 纤维滤饼渗透率和地层渗透率进行了评估 通过所得的模型, 科学家可以追踪酸液和纤维穿过井孔 进入储层的流动情况, 以及当酸液与碳酸盐岩反应时产生的酸蚀孔洞的扩散情况 表观渗透率,mD 7. 很难想象比地层渗透率更高的纤维塞能够发挥显著地导流效果 但是, 在酸液流入射孔中时, 流动限制和压力降也可以实现显著地导流效果 8. Cohen CE Tardy PMJ Lesko T Lecerf B Pavlova S Voropaev S 和 Mchaweh A: 用于碳酸盐岩地层基质酸化的新型含纤维酸液体系的导流作用,SPE 文章 , 在 SPE 技术年会暨展览会上展出, 意大利佛罗伦萨,2010 年 9 月 19~22 日 岩心渗透率,mD 上图显示了用纤维堵塞射孔层段的表观渗透率 X 轴显示的是原 岩心渗透率,Y 轴显示的是纤维性滤饼形成以后的表观渗透率 结果显示, 在堵塞发生以后, 当岩心渗透率超过 1 md, 表观渗透率最终在 100 md 保持平稳状态, 并不再受到岩心渗透率的影响 2013 年秋季刊

12 储层表观渗透率,mD 储层渗透率,mD 纤维塞的渗透率 流速 时间 地层渗透率 上图显示了 MaxCO 3 酸化液模拟实验的导流预测结果 在模拟射孔的纤维沉积实验过程中, 所得纤维塞的渗透率的变化范围在 md ( 如左图 ) 该模拟装置预测了纤维塞降低储层表观渗透率和促进转向导流的过程 渗透率低的纤维塞能够达到更有效地导流效果 模拟研究 还表明, 纤维滤饼通过使酸化处理层段的渗透率趋于均衡, 来实现酸液转向导流的效果 例如, 如果某层段包含具有不同渗透率的四层地层, 那么在渗透率高的地层, 酸液流速会降低, 而在渗透率低的地层, 酸液流速会增加 最终, 各层的流速就会趋向于同一值, 该层段也表现出单 一的渗透率 ( 如右图 ) 流速趋同的现象在含有射孔的套管井中发生的速度更快, 原因是滤饼的表面积较小 上图显示了 MaxCO 3 酸化液模拟实验的导流预测结果 在模拟射孔的纤维沉积实验过程中, 所得纤维塞的渗透率的变化范围在 md ( 如左图 ) 该模拟装置预测了纤维塞降低储层表观渗透率和促进转向导流的过程 渗透率低的纤维塞能够达到更有效地导流效果 模拟研究还表明, 纤维滤饼通过使酸化处理层段的渗透率趋于均衡, 来实现酸液转向导流的效果 例如, 如果某层段包含具有不同渗透率的四层地层, 那么在渗透率高的地层, 酸液流速会降低, 而在渗透率低的地层, 酸液流速会增加 最终, 各层的流速就会趋向于同一值, 该层段也表现出单一的渗透率 ( 如右图 ) 流速趋同的现象在含有射孔的套管井中发生的速度更快, 原因是滤饼的表面积较小

13 另外, 该模型也对酸液转向导流的过程进行了预测 ( 上页顶部 ) 在实验室证明含纤维 VDA 酸化液的转向导流能力之后, 油气开发人员考虑到了纤维对于经过酸化处理的储层产能的影响 如果纤维无限期地残留在酸蚀孔洞上, 纤维的存在就会阻碍液体从储层向井筒的流动 由于这个原因, 可降解纤维被看作是一种有吸引力的选择 酸化处理后, 纤维会水解并在几天之内降解 纤维的消失使得酸蚀孔洞变得通畅, 并使地层的产能达到最大化 另外, 可降解纤维是由有机酸类聚合物组成的, 其降解产物是酸性的, 可以进一步达到增产的效果 ( 如右图 ) 9 实验室研究的结果充分地鼓舞工程师们进入下一个阶段的现场测试, 以证明含纤维的 MaxCO 3 酸化液能够安全有效地制备并泵入井内 验证现场交付性能 由于基质酸化处理消耗的酸液体积比其他增产技术消耗的更少, 工程师通常采用分批配液过程 相比之下, 压裂酸化通常需要较多的酸化液, 有必要通过连续配液来适应较高的泵速 因此, 工程师们需要研究在基质酸化和压裂酸化两种情况下混合 MaxCO 3 酸化液制剂的方法 要实现的主要目标是将纤维安全有效地分散在酸化液中, 以制备均匀的悬浮液 由于可降解纤维重量轻, 呈细碎状, 工程师们面临的挑战是设法将纤维浸入 VDA 酸化液, 以形成均匀的混合液 实验结果发现, 采用现有的设备进行分批配液, 可以得到均匀的 MaxCO 3 酸化混合液 ( 上一页下方 ) 该设备包含一个容器, 工程师向其中倒入 VDA 基液, 和一个容积为 8000 L(50 bbl) 配备旋转桨的循环搅拌罐 现场工作人员向酸化液中人工添加纤维材料, 进行连续搅拌以防止纤维和酸液分离, 直到酸化作业开始 可编程式最佳密度混合器 ( POD) 是斯伦贝谢公司生产的用于将固体材料如支撑剂连续分散在压裂液中的标准设备, 试验证明该设备也可以有效地制备 MaxCO 3 酸化混合液 但是, 酸液出口点必须是安全的, 以确保操作人员不会受到酸液泄漏和喷出的影响 对此, 工程师们设计了一种特殊的防溅保护套件由混合器下方的护堤和塑料侧壁组成 ( 左上图 ) 他们还研制了一种特殊的斜槽, 用于计量被分散到搅拌桶中的可降解纤维量 进行设计修改后的斜槽直接安装在搅拌桶的上方, 不会妨碍纤维的顺利流出 上图显示了可降解纤维的状态 工程师进行了静态瓶测试, 将可降解纤维浸 入反应过一部分的盐酸中 试验数据表明, 随着盐酸变为中性, 纤维的溶解速率会逐渐降低 尽管如此, 纤维溶解的整个过程只在几天之内就可以完成 ( 如上图 ) 对岩心的测试表明, 纤维降解的酸性产物可能会进一步促进地层的增产 ( 如下图 ) 工程师使用标准的岩心测试装置, 在温度为 115 C[239 F] 条件下, 首先将 2% KCl 溶液沿充注方向泵入石灰石岩心, 然后沿相反的方向泵入, 即生产方向 (K0 和 K1) 技术员记录下岩心上的压力, 并应用达西定律确定岩心的初始渗透率为 5.1 md 接着, 他们注入了部分反应的 含有可降解纤维的 20% 盐酸 (ph = 6.5)(N2) 随后再沿两个方向泵入 2% KCl 溶液, 结果表明岩心渗透率下降到了 3.5 md(k2 和 K3) 随后经过 16 h 的关井时间, 纤维已经开始降解, 岩心渗透率上升至约 4.8 md(k4 和 K5) 再经过 16 h 的关井时间, 纤维完全降解, 岩心渗透率上升至 5.5 md(k6 和 K7), 与初始渗透率 5.1 md 相比上升了 8% 9. 关于实验室中地层损害测试的更多信息可参考 :Hill DG Liétard OM Piot BM 和 King GE: 地层损害 : 起因 诊断和处理策略,Economides MJ 与 Nolte KG 著, 油藏增产措施 第三版,Chichester, West Sussex, England:John Wiley & Sons 公司 (2000): 年秋季刊

14 伊朗 伊朗 沙特阿拉伯 南帕尔斯 巴林岛 北方气田 纤维送料装置 沙特阿拉伯 卡塔尔 上图显示了 MaxCO 3 酸化液的连续配液过程 POD 混合器配备一个特 殊的纤维送料装置 ( 右上方 ), 该装置没有阻挡或弯曲, 从而保证能够顺利地计量 现场工作人员将护堤 ( 左上方 ) 放在混合器下方, 以防止酸液泄漏 搅拌桶周围的塑料侧壁 ( 下方 ) 起到进一步遮挡配液过程的作用 上图显示的是卡塔尔北方气田的位置 该气田发现于 20 世纪 70 年代, 是世界上最大的天然气田, 估计储量高达 25.5 万亿立方米 [900 Tcf] 该油气藏在海上边界 ( 黑色虚线 ) 伊朗一侧被称为南帕尔斯油田 生产层的特点在于层间具有较大的渗透率差异, 比率高达 100:1 储层深度约为海底以下 3000 m[9800 ft], 静水压力的升高往往有利于底部储层的增产, 而不能实现上部储层的增产, 从而进一步增加了实现均匀增产的难度 美国 墨西哥 在验证 MaxCO 3 酸化液可以采用现有的油田设备进行可靠地制备以后, 项目小组前往卡塔尔进行实地测试 测试的主要目的之一就是评估酸液转向导流模拟软件的精确度 在卡塔尔进行的现场测试 Jujo-Tecominoacan 油田 塔巴斯科州 卡塔尔北方气田是一块海上天然气田, 在完井和增产 ( 右上图 ) 方面具有特殊的难度 该储层的厚度在 1000 到 1300 ft [ 300 至 400 m] 之间, 井筒可能有多达 55 的斜度, 长度可达到 2000 ft [610m] 该储层由石灰石岩层和白云石岩层交错叠加而成, 渗透率对比度高达 100:1 比亚埃尔莫萨市 10. 挤入压井法是将酸液从地表泵入井孔过程中, 不对接收酸液的 层段进行直接控制的方法 11. Thabet S Brady M Parsons C Byrne S Voropaev S Lesko T Tardy P Cohen C 和 Mchaweh A: 较厚碳酸盐岩气藏的增产方式的转变,IPTC 论文 13097, 在国际石油技术大会上展示, 卡塔尔多哈,2009 年 12 月 7~9 日 上图显示的 Jujo-Tecominoacán 油田区域 这个地区是墨西哥南部最丰富的石油和天然气产区之一 该储层为天然裂缝性储层, 难以实现均匀增产

15 设计和执行 MaxCO 3 酸化处理的典型工作流程包括几个步骤 为了建立油藏模型, 工程师首先准备了对候选井的完整描述 该描述包括完井图 岩石物性和压力测井测量以及作业前油气井生产数据等 模拟软件生成的泵注计划, 旨在达到最佳的区域覆盖率, 最大限度地提高储层处理后的渗透率 在酸化处理过程中工程师们测量了井底和井口的压力, 与预测结果进行了比较 酸化处理后的工作包括生产测井, 以进一步验证模拟的准确性 一口试验井有 290 ft[88 m] 长的射孔, 分 提高墨西哥南部油田的产能 Jujo-Tecominoacán 油田由墨西哥石油公司 (PEMEX) 经营, 距离墨西哥南部塔巴斯科州比亚埃尔莫萨市 60 km[40 mi]( 前一页, 下图 ) 该油田有 48 口生产井和 19 注入井, 以保持油藏的压力 生产层段的平均深度为 5000 m[16400 ft], 油层温度在 120 和 160 [250 F 和 320 F] 之间变化 布在测长为 f t[25 0 m ] 井段 ( 12270~13100 ft[3740~3990 m] 之间 ) 进行有效酸化处理的主要困难在于渗透率级差大, 以及静水压力的影响会使更深的高渗透区 ( 如右图 ) 优先增产 在进行现场测试之前, 首选的方法是安装桥塞来发挥转向导流的作用 斯伦贝谢公司的工程师在增产作业船上采用挤入泵注法进行了基质酸化处理 10 酸化处理过程中交替泵入 290 bbl[46 m 3 ]28% 的 HCl 溶液和 320 bbl[51 m 3 ] 含有 75 lbm/1000 galus[9.0 kg/m 3 ] 可降解纤维的 MaxCO 3 酸化液 为确保纤维悬浮液均匀性, 工程师们每次泵入 MaxCO 3 酸化液前后都间隔泵入 160 bbl[25 m 3 ]VDA 酸化液 在酸化处理过程中, 井底压力的模拟值和实测值非常匹配, 充分证实了模拟软件能很好的描述 MaxCO 3 酸化液的转向导流性 ( 如右图 ) 第一个试验井成功测试以后, 工程师们在该油田又进行了十多次酸化处理, 并得到了类似的结果 11 含纤维酸达到了预测的效果, 由于不必再依靠机械导流的方法, 而提高作业效率 对于 M axco 3 酸化液处理的油井而言, 所需的完井 射孔 增产和清理时间比传统的方法要缩短二至四天, 即每口井节省了 48 万美元至 96 万美元的费用 在环境效益方面, 由于燃烧量的减少, 温室气体的排放量将减少 72 % 继卡塔尔实地测试成功之后, 该石油公司在其他地区也应用了 MaxCO 3 酸化液技术 井底压力 :psi 测量深度 :ft 渗透率 :md 上图显示了渗透率剖面图 卡塔尔北方气田试验井的渗透率在四个数量级之间变化 时间,min 射孔处的液体 天然气盐酸 VDA 酸化液 MaxCO3 酸化液水 井底压力测量值井底压力模拟值泵速 上图显示了在卡塔尔北方气田进行现场试验时得到的井底压力模拟值和测量值 工程师分四个阶段泵入 28% HCl 和 MaxCO 3 酸化液 在每次泵入 MaxCO 3 酸化液前后都有一段 VDA 酸化液作间隔, 以保持纤维悬浮液的均匀性 井底压力 (BHP) 的测量值 ( 蓝色曲线 ) 和模拟值 ( 黑色曲线 ) 之间的良好吻合证实了 MaxCO 3 酸化液模型的有效性 泵速 :bbl/min 2013 年秋季刊

16 阶段液体预处理液芳烃溶剂酸液盐酸甲酸混合液转向导流剂 MaxCO 3 酸化液间隔液 3% NH 4 Cl 盐水预处理液芳烃溶剂酸液盐酸甲酸混合液转向导流剂 MaxCO 3 酸化液间隔液 3% NH 4 Cl 盐水预处理液芳烃溶剂酸液盐酸甲酸混合液顶替氮气 液体体积 m3 氮气泵速 :m3/min 该油井的最初产油率为 1278 bbl/d[ 上图显示了在 Jujo-Tecominoacán 油田进行基质酸化处理的泵送进度 表 在 11 个阶段的施工过程中, 工程师依次泵入芳烃溶剂清理射孔 盐酸甲酸混合液 MaxCO 3 酸化液和氯化铵盐水间隔液 最后一个阶段为泵入氮气, 以加速井的返排清理 该油田的油井一般从具有较大天然在 2005 年钻出的一口典型的油井裂缝密度差异的多个射孔段进行产油 有两个生产层段 : 从 5274 m 到 5294 这种情况导致了层段间存在较大的渗透 m [17303 至 ft], 和从 5308 m 到率级差, 甚至高达 1000:1 因此, 在增 5340 m[17415 至 ft] 的层段 产处理过程中实现各区域均匀覆盖成为油层温度和压力分别 137 C[279 F] 了一项重大挑战 和 22.8 Mpa [3300 psi] 孔隙率在 5% ~8% 之间 上部层段和下部层段的渗透率分别为 1000 md 和 3 md, 即渗透率差异为 333:1 m3/d] 2006 年至 2009 年, 墨西哥石油公司采用常规酸液和转向导流技术进行了若干次增产处理 每次作业之后, 生产率都会立即提高, 但不能保持平稳趋势, 然后就持续下滑 2009 年, 墨西哥石油公司的工程师决定对 MaxCO 3 酸化技术进行评估, 希望在这两个生产层段达到均匀和持久增产的效 果 12 斯伦贝谢公司的工程师对该井进行了基质酸化处理, 步骤包括依次泵入 30 m 3 [7800 galus] 芳烃溶剂对射孔进行预处理, 60 m3[15600 galus] 盐酸甲酸混合液, 包含 90 bbl /1000 galus [11 kg /m 3 ] 纤维的 10 m 3 [2600 galus] MaxCO 3 酸化液, 和 2 m 3 [520 galus] 氯化铵盐水间隔液 ( 左上图 ) 泵速的变化范围在 8.2~15bbl/min [1.3~2.4 m 3 / min] 之间 最后的施工阶段包含向酸化液注入氮气而加速井的返排清理 油气生产在三天以内开始 初始产油率为 3000 bbl/d[480 m 3 /d], 这一数值超过了墨西哥石油公司的预期 三个月后, 平均产油率稳定在 1600 bbl/d[250 m 3 /d]( 左下图 ) 在这次酸化处理取得成功之后, 墨西哥石油公司继续将 MaxCO 3 酸化技术应用在该油田的其他油井上, 也取得了良好的效果 产油率 :bbl/d 采油量 开始进行 MaxCO 3 酸化液处理 2009 年 1 月 2009 年 4 月 2009 年 7 月 2009 年 10 月 2010 年 1 月 2010 年 4 月 日期 上图显示了位于 Jujo-Tecominoacán 油田, 墨西哥石油公司开采的一口油井的生产历史 最初的石油产量为 1278 bbl/d[203 m 3 /d] 随后, 采用传统技术进行的基质酸化处理未能达到持续提高产量的效果 在 2009 年 12 月进行 MaxCO 3 酸化处理以后, 石油产量提高到 3000 bbl/d, 并稳定在 1600 bbl/d, 超过了原来的生产效率 12. Martin F Quevedo M Tellez F Garcia A Resendiz T Jimenez Bueno O 和 Ramirez G: 墨西哥深层碳酸盐岩储层的增产 : 基于含纤维自转向酸的新视角,SPE 论文 , 在 SPE 拉丁美洲和加勒比海石油工程会议上展示, 秘鲁利马, 2010 年 12 月 1~3 日 13. Rahim Z Al-Anazi HA Al-Kanaan AA 和 Aziz AAA: 通过优化开发战略对 Khuff-B 低渗透凝析气藏的成功开发, 沙特阿拉伯国家石油公司技术杂志,(2010 年冬季刊 ): Aviles I Baihly J 和 Liu GH: 非常规地层的多阶段增产, 油田新技术第 25 卷, 第 2 期 (2013 年夏季版 ): Jauregui JL Malik AR Solares JR Nunez Garcia W Bukovac T Sinosic B 和 Gürmen MN: 新型含纤维自转向酸系统在沙特阿拉伯天然裂缝性碳酸盐岩地层压裂作业中的成功应用,SPE 论文 , 在 SPE 中东石油和天然气展示会议上发布, 麦纳麦巴林,2011 年 9 月 25~28 日

17 提高沙特阿拉伯的产气量 沙特阿拉伯广阔的碳酸盐岩储层是采用酸化液系统进行增产处理的合适地点 从简单的酸洗到大型的酸化压裂作业, 每一种增产技术都可以应用在这一地区 伊朗 埃及 沙特阿拉伯 伊朗 沙特阿拉伯的大部分天然气产量来自 巴林岛 Khuff 地层, 位于该国的东部 ( 如右图 ) 南部加瓦尔油田 Khuff 地层具有高度非均质性, 地层渗透率变 化范围较大 (0.5 md 至 10 md), 孔隙率为 5% ~15% 主要由方解石和白云石组成, 夹有硬石膏条纹 地层的平均温度和压力分别为 280 F [138 C] 和 7500 psi[52 MPa] 卡塔尔 13 阿拉伯联合酋长国 沙特阿美公司的工程师在若干个基质酸化处理过程中应用了 MaxCO 3 酸化技术, 都取得良好的效果 在成功应用之后, 沙特阿美公司的工程师决定采用 MaxCO 3 酸化液进行 25 次酸化压裂处理 对采用裸眼多级压裂完井方式的三口井进行了八级酸化压裂作业 14 其余的作业, 在直井或斜井中进行的单级施工, 是在采用水泥固井和射孔的衬管中完成的 15 工程师们对具有 65 斜度的水泥固井射孔井进行了一次酸化处理 三层产油层分布于 240 ft[73 m] 长的井段, 处于油田中部 根据裸眼井测井获得的储层参数, 工程师们得出以下结论 : 为满足沙特阿美公司的期望产能, 有必要泵注一种能使其所有三个射孔层段同时增产的施工 工程师们设计了一种压裂处理方式, 包含 19 个液体注入阶段, 交替注入 35 lbm/ 1000 gal US[4.2kg / m 3 ] 硼酸盐交联的瓜尔胶压裂液 28% SXE superx 乳化酸以放缓酸的消耗速度 28% 盐酸和可降解纤维浓度为 75~175 lbm/1000galus[9~21kg/m 3 ] 的 15% MaxCO 3 酸化液 ( 如右图 ) 在酸化处理过程中, 当第一段 MaxCO 3 酸化液接触油层以后, 工程师们记录到井底压力上升了 4500 psi[31mpa], 这也是在该碳酸盐岩储层首次记录的最大上升压力, 表明已经达到了控制液体滤失和实现转向导流的目的 ( 如左图 ) 另外, 在施工的大部分阶段, 井底压力都超过压裂压力, 这是以前采用常规导流技术不可能达到的效果 石油 天然气 沙特阿拉伯 上图显示了在沙特阿拉伯东部的南部加瓦尔油田 Khuff 地层中的产油层由非均质性碳酸盐岩地层组成 在油层厚度 ft[3060 m] 间, 渗透率和孔隙度有很大的差异, 对酸液转向导流过程带来了很大的难度和挑战 阶段 前置液 酸液 1 前置液 转向导流剂 1 前置液 酸液 2 前置液 转向导流剂 2 前置液 酸液 3 前置液 转向导流剂 3 前置液 酸液 3 后置液 1 转向导流剂 4 酸液 4 后置液 2 顶替液 泵速 :bbl/min [m 3 / min] 20 [3.2] 20 [3.2] 30 [4.8] 30 [4.8] 30 [4.8] 30 [4.8] 35 [5.6] 35 [5.6] 40 [6.4] 40 [6.4] 40 [6.4] 40 [6.4] 40 [6.4] 40 [6.4] 40 [6.4] 10 [1.6] 10 [1.6] 10 [1.6] 10 [1.6] 施工计划 液体 35 lbm 交联冻胶液 SXE 乳化酸 35 lbm 交联冻胶液 MaxCO3 酸化液 35 lbm 交联冻胶液 SXE 乳化酸 35 lbm 交联冻胶液 MaxCO3 酸化液 35 lbm 交联冻胶液 SXE 乳化酸 35 lbm 交联冻胶液 MaxCO3 酸化液 35 lbm 交联冻胶液 SXE 乳化酸 后置液 MaxCO3 酸化液 28% 盐酸 后置液 水 液体体积 galus[m 3 ] 9,000 [34] 9,000 [34] 3,000 [11] 3,000 [11] 9,000 [34] 9,000 [34] 3,000 [11] 3,000 [11] 9,000 [34] 9,000 [34] 3,000 [11] 3,000 [11] 10,000 [38] 9,000 [34] 7,000 [26] 3,000 [11] 7,000 [26] 5,000 [19] 11,200 [42] 酸浓度 % 上图显示了在沙特阿拉伯油田进行酸化压裂处理的泵送进度表 总液体体积为 galus [2960 bbl,470 m 3 ], 可以在不用机械导流技术的情况下使三个油层同时实现增产 这种简洁的施工方式可以节省几天的井架时间, 显著地降低作业成本 年秋季刊

18 压力 :psi 井底压力泵速 压裂压力 施工时间 :min 上图显示的是压力和温度的数据 沙特阿美公司在一次酸化压裂施工过程中, 泵速 ( 蓝线 ) 的变化范围在 10~40 bbl/min[ m 3 /min], 而井底压力 ( 红线 ) 在施工的大部分阶段都超过了地层的破裂压力 ( 黑色虚线 ) 垂直的蓝色条表示 MaxCO 3 酸化液进入射孔的阶段 泵速 :bbl/min 经过酸化处理之后, 该井的清理返排过程在不到三天的时间内就可以完成了, 在这之前必须要四到五天才能完成 酸化处理之前, 在井口压力为 2060 psi [14.2 MPa] 的条件下, 产气率为 8 MMcf/d[ m 3 /d] 酸化处理后, 在井口压力为 2230 psi[15.4 MPa] 的条件下, 产气率达到了 23 MMcf/d [ m 3 /d], 比处理前提高了近三倍 在这口油井取得良好的增产效果以后, 该地区其他大部分的油井也采用了含纤维酸化液进行了酸化处理, 并取得了良好的效果 不使用机械导流技术将完井和增产的时间缩短了高达六天, 从而节省了 48 万美元至 60 万美元的费用 因此,MaxCO 3 酸化体系现在已经成为了沙特阿美公司增产策略中的一个重要组成部分 南美洲 覆盖层 巴西 圣埃斯皮里图盆地 深度 (m) 盐 里约热内卢 库里奇巴 圣保罗 坎普斯盆地 盐下油藏 桑托斯盆地 上图显示的是巴西的盐下油藏 主要生产油田位于海上 ( 如左图 ) 该油藏在碳酸盐岩地层中, 位于一层厚厚的蒸发岩下方 ( 如右图 ) 储层深度在 4500~6500 m[14800~21300 ft] 之间

19 盐酸与互溶剂 15% 盐酸 VDA 酸液 MaxCO 3 酸化液 井口压力 :psi 泵速 :bbl/min 井底压力 :psi 时间 : 秒 上图显示的是基质酸化处理的流程 在巴西近海的盐下层中, 工程师们分 13 阶段向其中泵入了酸液, 以不同的泵速 ( 蓝色曲线 ) 交替注入了 15% 盐酸 VDA 酸液和 MaxCO 3 酸化液 在酸化处理前后注入了 15% 盐酸和互溶剂的混合液 在施工过程中, 井口压力 ( 红色曲线 ) 和井底压力 ( 绿色曲线 ) 不断上升, 这说明纤维可以有效地将处理液转向导流到低渗透区域 巴西海上油田的增产 巴西国家石油公司的工程师决定在 改善 MaxCO 3 酸化技术 南美洲的盐下层区域由位于巴西海岸近海区域中的含油碳酸盐岩地层组成 ( 上一页, 下图 ) 16 生产层的深度在 4500 ~ 6500 m [14800 ~ f t ] 之间, 位于一层 2000 m [ 6500 f t ] 厚的蒸发岩下方 储层温度的变化范围在 60 ~133 [140 F~272 F] 之间 该碳酸盐岩生产储层是软体动物沉积成岩作用的结果 这种储层, 被称为 贝壳灰岩, 在物性方面具有较大的差异 孔隙率的变化范围在 5%~18%, 渗透性在不到 md 至几十 md 之间变化 这种不均匀性对增产处理时的酸液转向导流过程带来了很大的困难和挑战 16. Beasley CJ Fiduk JC Bize E Boyd A Frydman M Zerilli A Dribus JR Moreira JLP 和 Pinto ACC: 巴西的盐下油层, 油井新技术 第 22 卷, 第 3 期,2010 年秋季刊 : 第 28~37 页 17. 互溶剂是一种水性和非水性的化合物可混溶的化学溶液 这些溶剂可用于防止乳化 降低表面张力和润湿地层表面 Pirambu 油田的一口新油井中 MaxCO 3 酸化导流技术进行评估 斯伦贝谢公司的工程师采用酸化液导流模拟软件, 为 4500m~4570 m[14800 到 ft] 的生产层段设计了一套基质酸化处理方案 模拟软件采用了 790 bbl[12.6m 3 ] 酸液, 分 13 个阶段进行泵注, 交替注入 15% 盐酸 VDA 酸液和纤维浓度在 100~120 lbm/ 1000 galus[12~14 kg/m 3 ] 的 MaxCO 3 酸化液 在酸化处理之前, 先注入含有单丁醚互溶剂的盐水和盐酸混合液 17 酸化处理之后, 工程师们又泵注了含互溶剂的盐酸, 然后泵注柴油, 以加速井的返排清理 泵速的变化范围在 5 bbl/min[0.8 m 3 /min]( 在泵入 MaxCO 3 酸化液时 ) 到 10 bbl/min [1.6 m 3 /min]( 在注入盐酸时 ), 到 20 bbl/min[3.2 m 3 /min]( 在注入 VDA 酸液时 )( 如上图 ) 返排清理油井以后, 巴西国家石油公司的工程师们通过生产测井评估了试验的结果 测井结果显示, 如模拟软件预测, 油井的所有被施工油层都能实现增产 自从这次酸化处理之后, 巴西国家石油公司继 到本文撰写为止, 世界各地已经采用 MaxCO 3 酸化增产技术进行了 300 多次酸化处理 除了本文中的例子以外, 这种酸化处理技术还在哈萨克斯坦 安哥拉 加拿大 美国 科威特和里海进行了应用 随着施工次数的增加, 可以建立更大的酸化施工数据库, 对模拟软件进行持续改善, 并提高在天然裂缝性碳酸盐岩储层的增产效果 该技术还可以使石油公司减少或不使用封堵球或封隔器, 从而降低成本和作业风险 目前, 将 MaxCO 3 酸化技术与 ACTive 连续油管井下实时测量技术相结合的研究正在进行 工程师将采用分布式温度传感器对酸液位置进行实时监测, 并在作业过程中随时更改施工方案 这种灵活性将进一步增强采用含纤维酸化液导流技术进行酸化处理的有效性 EBN 续指定使用 MaxCO 3 酸化液 2013 年秋季刊

20 测量套管腐蚀以延长其使用寿命 Dalia Abdallah Mohamed Fahim 阿布扎比陆上石油作业公司阿拉伯联合酋长国, 阿布扎比 Khaled Al-Hendi Mohannad Al-Muhailan Ram Jawale 科威特石油公司科威特, 艾哈迈迪 Adel Abdulla Al-Khalaf 卡塔尔石油公司卡塔尔, 多哈 Zaid Al-Kindi 阿拉伯联合酋长国, 阿布扎比 对于石油天然气行业, 腐蚀问题已经不是一项新的挑战, 油气生产者正在不断的寻找新的方法控制腐蚀 专家们在腐蚀监测的几个方面都取得了新的进展 这些新技术的应用将可帮助油气作业者优化基础设施的使用, 使产量达到最大化, 并使得对环境的影响达到最小化 油气公司通常需要达成两项指标 一方面, 盈利性决定了油气生产公司需要在降低运营成本的同时, 使得长期产量最大化 另一方面, 环保规章要求油气公司以安全环保的方式进行油气勘探和开发 Abdulmohsen S. Al-Kuait Hassan B. Al-Qahtani Karam S. Al-Yateem 沙特阿拉伯石油公司 ( 沙特阿美 ) 沙特阿拉伯, 宰赫兰 Nausha Asrar 美国, 德克萨斯州, 舒格兰 Syed Aamir Aziz J.J. Kohring 沙特阿拉伯, 宰赫兰 冶炼过程中增加的能量 Abderrahmane Benslimani 科威特, 艾哈迈迪 M. Aiman Fituri 卡塔尔, 多哈 Mahmut Sengul 德克萨斯州, 休斯敦 铁矿石 ( 氧化铁 ) 和腐蚀产物 冶炼金属或合金 油田新技术 2013 秋季刊 : 第 25 卷,3 期 2013 版权由斯伦贝谢公司所有 感谢法国 Ram Sunder Kalyanaraman, Clamart 在本文编写中提供的帮助 Avocet,EM Pipe Scanner,FloView, Petrel,PipeView,PS Platform,Techlog, UCI 和 USI 都是斯伦贝谢公司的商标 腐蚀释放能量 典型的金属冶炼 - 腐蚀循环 在金属从自然存在状态 ( 例如铁矿石 ) 冶炼为合金时能量 存储在金属中 腐蚀会自发地发生, 释放出存储的能量, 使得金属重新回到低能态 通过应用基于现场的一项或多项抑制措施, 可以减缓这个过程

21 两项指标都有一个共同的敌人 : 腐蚀 腐蚀是材料通过与周围环境中的化学物质反应, 从而回到热力学最为稳定状态的自然趋势, 腐蚀几乎会侵蚀井内所有的部件 油井主要采用钢材料建造, 而钢材料是由自然存在的铁矿石冶炼而成 将铁矿冶炼为适用于油气井钻井和生产的钢合金的过程将铁矿提升到了一个更高的能态 腐蚀与这个过程相反, 将金属带回到了其最初的低能态 ( 前一页 ) 1 腐蚀的过程, 从钢铁铸造开始, 在油田使用中由于地层流体中存在酸类物质例如硫化氢 (H 2 S) 或二氧化碳, 或者由于产层中的高温高压条件而发生加速 腐蚀所造成的后果包括, 壁厚变薄, 和制造井下管柱 井口 地面管线和下游工艺设备的钢材的强度 韧性和冲击强度的降低 ( 右 ) 不能在早期解决腐蚀问题, 会对油井的盈利性造成影响, 因为作业者必须采取可能更昂贵, 范围可能更大的抑制腐蚀措施 腐蚀抑制措施不但会增加运营成本, 而且有时还会迫使作业者关井一段时间 最糟的情况, 未被注意到的腐蚀可能会引发泄漏或断裂, 而这可能会威胁到油田作业人员的人身安全, 造成生产损失, 油气和其他储层流体会侵入环境造成污染 在美国, 预计每年仅腐蚀造成的损失就达到了 14 亿美元, 其中地面管线和设施损失为 5.89 亿美元, 井下管柱损失 4.63 亿美元, 资本支出 3.2 亿美元 2 该估算费用还不包括政府管理机构对作业者因其将腐蚀性采出液排入环境中而开出的罚款 在更复杂性的环境中, 例如在温度和压力更高, 含有更高浓度酸性气体的更深的储层中开采烃类资源, 此类环境中腐蚀环境更强, 损失和风险也会加大 问题 腐蚀原因 氧腐蚀 含氧水 内部侵蚀 外部侵蚀 硫化氢腐蚀麻点 生产含水层或其他深水层的水被汽提气或气举气污染的水 硫酸盐还原细菌 (SRB) 二氧化碳腐蚀 生产含水层或其他深水层的水被汽提气或气举气污染的水 硫化氢应力腐蚀开裂氢致腐蚀 含硫化氢的产出液被硫酸盐还原细菌污染了的厌氧系统环境 控制方法 耐蚀材料除氧剂脱氧改良密封设计涂层阴极保护 低压下脱气污染空气控制使用耐蚀材料 低压下脱气污染空气控制使用耐蚀材料 监测 水和氧取样离子计量腐蚀探针氧传感器试样测量壁厚测量内部目测目测 探针离子计量壁厚测量 探针离子计量壁厚测量 合适的材料材料质量控制 酸腐蚀增产和清洁酸酸缓蚀剂酸缓蚀剂检查 电偶腐蚀 ( 双金属 ) 在腐蚀性介质中离子势能不同的两种金属 麻点腐蚀 ( 在惰性表面膜瑕疵处的快速腐蚀 ) 厌氧流体滞留流体结垢或其他沉积物条件下的水 浸没惰性表面膜 沉积腐蚀 湿的固体沉积物生物膜多孔垫圈 裂缝腐蚀 设计不良 金属瑕疵 杀菌剂氯化处理 金属的电绝缘 ( 阴极保护膜 ) 改良设计 材料选择 清管杀菌剂改良密封和设计最低速度设计 改良设计材料选择 厌氧细菌计数氯残留测量 设计审查 设备检查 设备检查细菌计数 设备拆卸和检查泄漏检测 1. 更多腐蚀过程方面的信息, 请参阅 :Brondel D,Edwards R, Hayman A,Hill D,Mehta S 和 Semerad T 油田新技术 : 第 6 卷,2 期 (1994 年 4 月 ):4-18 页 氯化物腐蚀 ( 接触到热的氯化物介质后快速破裂 ) 盐溶液氧气和热 材料选择 设备检查 氧分析 2. Koch GH,Brongers MPH,Thompson NG,Virmani YP 和 Payer JH 美国的腐蚀损失和预防策略, 华盛顿, 美国联邦公路管理局运输部, 基础设施研究发展办公室, 出版号 FHWA-RD ,2001 年 9 月 疲劳 旋转设备 波动 风或电 流引起的载荷 振动设计设备检查 腐蚀问题和解决方案总结 在油田, 腐蚀以多种形式普遍存在 通过正确识别腐蚀产生的根源, 作业者可采取合适的腐蚀监测和控制方案 2013 年秋季刊

22 井设计钻完井生产期递减期退役期 产量 油藏建模 选择合适的钻井液 使用腐蚀监测工具和作业 进行更严格, 更广泛的设备完好性评估 确保弃井长效封闭 取芯分析 选择合适的管道和设备合金 使用腐蚀抑制技术 ( 腐蚀抑制剂, 防砂系统和除氧剂 ) 进行或推广油水分离作业 确保遵守环境法规 材料选择 选择合适的除氧剂脱硫剂 评估基础设施状况, 跟踪腐蚀速率 根据需要执行维修和更换策略 风险分析 > 设备生命周期各阶段的腐蚀考虑因素 在油气井各阶段, 工程师必须对操作因素进行考虑, 确保有效控制腐蚀, 使产出液泄漏到周围环境中的危险降到最低 业内有几种先进的方法抑制腐蚀问题, 延长油气井的使用寿命 这些方法大体可以分为四大类 : 冶金法 将传统的井筒管柱替换为耐蚀合金 (CRA) 制造的 化学法 改变产出液, 降低腐蚀强度, 或者通过保护性涂层形成屏障, 将金属与产出液隔离 注入法 泵入表面活性剂为主的流体, 使其在金属表面聚集, 阻断金属和水的接触, 进而抑制腐蚀 阴极保护法 通直流电形成外加阴极 3 保护第一种方法 大规模地升级为耐蚀合金管柱可能花费太高而不现实 仅在美国就有超过 口要用到套管 油管 井口装置 处理设备和集输管线的油气井 制造商可以选择另一种抑制腐蚀的方法 : 使用永久性涂层, 在腐蚀性流体介质和金属表面间形成耐蚀屏障而减缓腐蚀 现在已有多种类型的涂层, 通常可分类如下 : 金属类 锌 铬和铝 无机类 珐琅 玻璃 陶瓷和玻璃加强内衬 有机类 环氧树脂 丙烯酸树脂和 4 聚氨酯 与耐蚀合金类似, 施加涂层可确保较长的使用寿命, 减少维护次数, 但会增加额外的成本费用 5 在油气井生产阶段, 作业者可通过化学方法抑制对管道和设备内部表面的腐蚀 常用的缓蚀剂是表面活性基化学试剂, 其被加入到采出液流, 浓度范围在几十个至数百个 p p m 抑制剂分子转移聚集在表面 ; 在油气井生产设施中, 分子聚集在金属表面, 在金属表面和腐蚀流体相之间形成一道屏障 通过这种方式, 以类似于涂层的方法发挥作用, 但与采用永久涂层或耐蚀合金方法相比成本更低 与涂层不同的是, 缓蚀剂必须重复施加, 以弥补缓蚀剂膜的劣化或被产出液流动冲走 6 阴极保护防腐的原理是将那些易于腐蚀的金属阳极区域变成阴极或不被腐蚀区域 为实现这一目的, 作业者向金属通入直流电, 抵消腐蚀电流 这一技术也被称为外加阴极保护 (ICP) 或使用牺牲阳极, 牺牲阳极则由腐蚀趋势比被保护金属更强的金属构成 7 本文的重点是生产期间井下设施的腐蚀监测技术 中东的案例研究展示了腐蚀监测工具和抑制腐蚀的技术是如何帮助作业者确认井下设施腐蚀的位置和严重性的, 告知了每个公司所采取的腐蚀抑制方案 腐蚀和油气井生命周期腐蚀是油气井整个生命周期的主要问题, 在各阶段需要予以具体考虑, 制定相应腐蚀抑制策略 作业者通常在钻井前开始确定腐蚀抑制方案 在油井设计期间, 作业者进行全面的油藏研究, 包括邻井的油藏模拟建模 岩心分析和流体分析 工程师使用这类研究获得的信息以开展油井后续阶段的腐蚀风险评估 而后工程师制定并执行腐蚀抑制策略, 包括 : 合适的材料选择 最佳的产率 监测方案和缓蚀剂处理 ( 如上图 ) 钻井过程中, 作业者抑制腐蚀策略的重点放在延长钻杆工作寿命上, 这些钻杆暴露在高作业压力下, 并有可能暴露于腐蚀性钻井泥浆和地层流体中 钻杆可能会以某种方式被腐蚀, 包括局部麻点, 其中水基钻井泥浆中的硫化氢 氯化盐或氧气造成的腐蚀速率可能会超过每年 25 cm 9.8 in. 8 其他腐蚀根源包括分压 20~200 kpa 3~30 psi 或更高的 CO 2 存在, 产出液中某些细菌 ( 微生物 ) 造成的微生物腐蚀 (MIC ), 以及裂缝腐蚀, 在裂缝腐蚀中, 联接器或衬垫处金属与金属之间或金属与非金属之间的局部腐蚀速率过快而导致麻点或裂缝 9 20

23 这些腐蚀情况中有一个共同的因素就是钻井泥浆 为了避免钻井泥浆产生腐蚀性, 泥浆工程师对泥浆进行专门的化学处理 这些处理方法的重点是保持泥浆的 ph 范围在一个合理的水平内, 通常在 9.5~12 之间, 通过加入碱性成分或除氧剂来降低溶氧量, 使之低于 1ppm, 或添加脱硫剂来消除泥浆系统中的硫化氢 10 油气公司采用各种类型的腐蚀监测技术 选择技术的依据部分来自于系统是否易于用于生产系统的特定用途或在特定位置处使用, 是否便于结果解读, 以及腐蚀程度的相对严重性 有些腐蚀测量 技术采用直接安装在生产系统上的在线检测仪器 ; 这类仪器暴露在流动的采出流中 ; 其他一些技术通过事后实验室分析给出腐蚀的影响 13 水汲护层 完井阶段是指井下管柱和设备的装配总成, 例如封隔器和人工举升泵系统 在井设计阶段收集的信息包括储层的温度和压力和产出液的成分, 有助于帮助作业者在完井阶段采取腐蚀抑制措施方案 例如, 如果预期会产出硫化氢或二氧化碳, 则作业者可能会采用耐蚀合金材质的完井套管柱 控制阀 永久性井下压力计和液压及电力控制线 11 在油气井生命周期的末期, 油气产量水平下降至油气井已无盈利空间 此间通常伴随着水产量的上升, 作业者必须将其封堵废弃 作业者抑制腐蚀的策略转移到在长时间弃井后, 永久性的避免储层流体流入环境 封堵弃井作业的基本程序包括拆除完井设备 坐封封隔塞 将水泥注入不同深度的环形空间, 永久性的封隔产层和含水层 12 腐蚀造成的裂缝含水砂岩封隔器射孔油砂岩 封堵弃井是一项纯支出性作业, 这将促使作业者以最快速有效的方式完成此类作业 同时封堵弃井作业必须严格遵照政府法规要求 此类政策的严厉程度和惩罚措施差别很大, 如果监督人员发现先前的弃井存在泄漏, 作业者必须返回进行必要的修理和重新封堵, 所产生的费用往往显著高于最初的封堵弃井作业费用 在油气井生产阶段, 作业者可获得收益, 这个过程可能持续几年到几十年不等 在此阶段抑制腐蚀的工作通常集中在控制腐蚀速率避免泄漏等工作上 ( 如下图 ) 作业者必须持续对设施进行监测和检查, 以衡量井下和地面管线和设备的完整性, 以及抑制腐蚀工作的有效性 > 腐蚀对套管完整性的影响 套管漏失通常是由生产系统的过度腐蚀引起的 事实证明, 这类漏失所带来的损失巨大, 并会破坏环境, 会致使额外的地层水和砂进入井中的生产管柱 ( 蓝色箭头 ); 或者, 会造成窜流 ( 绿色箭头 ), 这是难于表征和处理的, 在严重情况下, 作业者需要起出并更换整个套管柱 3. Nalli K: 石油天然气行业的腐蚀现象及其缓解措施概述, 8. 腐蚀速率是指金属在一年时间里由于腐蚀而损失的厚度 这 石油管道,2010 年 1~3 月 : 第 10~16 页 个速率清楚地表明, 钻杆壁在不到一年的时间里就会产生一 4. Heim G 与 Schwenk W: 腐蚀防护涂层,von Baekman W, 个腐蚀孔洞 Shwenk W 和 Prinz W 著 : 阴极腐蚀保护手册, 第三版, 9. 关于微生物腐蚀的更多信息, 可参考 :Augustinovic Z, 休斯顿, 墨西哥湾沿岸出版公司,(1997): 第 153~178 Birketveit O,Clements K,Freeman M,Gopi S, 页 Ishoey T,Jackson G,Kubala G,Larsen J, 5. Craig BD,Lane RA 和 Rose DH: 腐蚀预防与控制: 材 Marcotte BWG,Scheie J,Skovhus TL 和 Sunde E: 料选择管理指南 第二版, 美国纽约, 先进材料制造和测试 微生物 : 油田的敌人还是盟友?, 油田新技术 第 24 信息分析中心,Alion 科技公司,2006 年 9 月 : 第 40 页 卷, 第 2 期,2012 年夏季刊 : 第 4~17 页 6. 抗腐蚀剂要么以稳定的速率连续注入井内或油管, 以维持所 10. Sloat B 和 Weibel J: 氧腐蚀对钻杆的影响, 油气需的浓度, 要么采用批量注入的方法, 将较大量 ( 批量 ) 的杂志 第 68 卷, 第 24 期,1970 年 6 月 : 第 77~79 页 抗腐蚀剂定期注入井内 连续注入的好处在于可以在不关井 11. Saldanha S: 智能井为下第三系油田提供的完井方案 的条件下注入抗腐蚀剂, 近海杂志 第 72 卷, 第 8 期,2012 年 8 月 1 日 : 第 7. 关于外加电流阴极防护的信息见文献 1:Brondel 等 54~57 页 12. 关于封堵和弃井操作的更多信息见 :Abshire LW, Desai P,Mueller D,Paulsen WB,Robertson RDB 和 Solheim T: 近海永久弃井作业, 油田新技术 第 24 卷, 第 1 期,2012 年春季刊 : 第 42~50 页 2013 年秋季刊 21

24 > 传感器超声波信号 振幅 套管时间振幅半径厚度 上图显示了 UCI 超声波套管成像仪的基本原理 UCI 采用聚焦传感器发 射频率为 2MHz 的超声波信号以提高分辨率 传感器同时接收反射信号, 并记录信号的振幅和到达时间 发射的 ( 或脉冲 ) 信号穿过井液进入套管 ( 上图 ) 在信号遇到不连续区域时, 例如套管的内壁或外壁 ( 中心 ), 一部分信号将被反射回来, 可用于确定套管的半径和厚度 ( 左下方 ) 由于泥浆和钢材的阻抗具有很大差异, 大部分能量在套管与泥浆的接触面以初始回波 ( 右下方 ) 的形式反射回来 传递到套管内的其余能量进入套管中在套管外表面时被反射 波前两个反射波的时差用于确定套管厚度 相比之下, 通常使用的 USI 检测套管技术状况时使用 kHz 的非聚焦超声传感器, 通过激发套管共振模式, 从共振频率得到套管厚度 注 :( 改编内容是描述 USI 测量水泥固井质量, 而本文是讨论 UCI 测量套管腐蚀,UCI 只能评价套管腐蚀, 不能评价固井质量,UCI 和 USI 使用不同的探头 ), 所以不能改编 采用取样片的重量损失测量法是一生产体系中时发生了腐蚀破裂情况, 例种直接的视觉鉴定方法, 也是一种熟知如漏洞, 作业者仅采用取样片就不能精的简单监测方法 这种测量法将一块材确地查明泄漏发生的时间 另外, 取样料样品 取样片放入试验环境中 经片测量法也只能适用于能够采用简单实历一段时间后, 技术人员将其从生产体际的方法将取样片放入或取出的生产体系中取出, 分析其物理状况和重量损失系 量 14 取样片测量法的优点在于, 取由于这第二项限制条件, 取样片测量法样片可以由构成生产体系的同种合金制或任何目视检查技术基本上不可能用于作而成, 腐蚀速率可以容易地通过取样监测井下管柱和套管柱的腐蚀情况 剩片在一段时间内的重量损失量计算出来 下的选择就是采用间接的测量技术, 将这种方法还可以对腐蚀沉积物或局部腐一种或多种测井仪器结合起来, 通过电蚀进行视觉验证 但是, 如果取样片在缆 爬行器或连续油管下入井内 井下腐蚀监测技术的进展用于监测井下腐蚀的测井技术包括超声波 电磁和机械方法, 这些测量方法可以提供关于腐蚀的位置和程度等详细信息 超声波监测采用浸在井液中的居中的仪器主体和一个包含传感器的旋转探头进行测量 15 大多数超声波工具的工作原理为脉冲回波测量原理 作业者应选择符合测量要求的传感器 测量内容包括水泥评估 裸眼成像和腐蚀成像 超声波成像传感器 (USI) 能够发出, 频率范围为 200~700 khz 的超声波信号使套管产生共振 这是专为水泥评估和套管检验而设计的测井仪器 水泥胶结的质量与套管共振的程度直接相关 良好的水泥胶结会使声信号衰减, 并产生低振幅的二次信号返回给传感器 如果固井质量较差或自由套管, 套管就会发出回响, 并返回具有更高振幅的回波信号 此外,USI 测量还包括套管的二维内半径成像 ( 根据主回波从内表面返回的传播时间得出 ) 和二维套管厚度 ( 根据频率响应得出 ) 采用超声波套管成像仪 (UCI) 可以得到更高分辨率的套管测量图像 该仪器采用的是比 USI 分辨率更高的 2 MHz 聚焦传感器 ( 左图 ) 16 UCI 记录两次回波, 即从套管内表面反射的主回波和从套管外表面反射的较小回波 套管的半径和厚度根据这两次回波的到达时间来计算 两次回波的相对大小或振幅是检测套管状况的定性指标 虽然 UCI 比 USI 能更好地显示套管的状况,UCI 只能在井液由盐水 油 轻油基或水基泥浆组成的条件下才能使用 加重泥浆产生的声波衰减强度过大, 不利于得到有意义的测量结果 作为腐蚀测量的仪器, 超声检测具有几个优点, 包括其对套管内部和外部缺陷的敏感性 以及在遇到缺陷时现场能及时通报 此外, 该技术只需要进入材料的一侧, 就可以测量整个物体的状况, 并获得该物体详细的外部和内部影像 但是, 对于成分不均匀 形状不规则或较薄的材料而言, 超声检测的难度较大 为提高检测的效果, 技术人员必须在检测之前刮掉内表面的结垢或其他碎屑 22

25 作业者还可以采用另一种腐蚀监测方法 : 电磁 (EM) 检测法 这种技术的基本原理是测量穿过金属物体时的磁场变化 这种变化与材料的状况有关, 例如其厚度和电磁特性等 业内目前采用两种电磁腐蚀监测仪器 一种是磁漏仪器, 采用电磁铁将金属物体磁化 当磁通量遇到材料中的破损部分或孔洞时, 部分磁通量将从金属中泄漏出来, 该仪器上的传感器线圈会检测出这一泄漏 该方法可用于检测管壁厚度的突变情况, 例如内管柱的凹陷或孔洞及其位置 但是不能有效地监测腐蚀程度逐步加深的情况, 或管柱和同心套管上某一节管段的腐蚀变化情况 另一种电磁腐蚀监测技术 远场涡流测量仪器 其不仅测量主电磁场的信号, 还测量管柱周围的感应涡电流产生的的二次场信号 17 电磁套管检测仪主要进行四个方面的测量 电磁套管检测仪采用一个具有三种工作频率的发射器和两个接收器, 对阻抗 (Z) 进行测量, 阻抗的大小取决于套管的电磁特性 采用一个处于中间位置的低频信号发射器和两个接收器, 其中一个位于发射器的上方, 另一个位于其下方, 对具有标准趋肤深度的金属的平均厚度进行测量 18 二维鉴别 T H R P T L R LS R LL R Z R Z T Z R LL T H RP R LS 感应极板 RP P 检测仪的外径鉴频发射器 H R P T L R Z R Z 二维厚度 R LL R LS T L R LS R LL R P 平均厚度 管柱 趋肤深度衰减 阻抗特性 d 1 1 μ τ= μ0 ID ωσ T Z > 左图显示的是电磁套管检测仪 该检测仪进 行四个方面的测量 对于阻抗特性的测量 ( 右 下方 ), 采用了一个具有三种工作频率的发射器 (Tz) 和两个接收器 (Rz) 中的一个进行测量 阻抗响应信号主要取决于无量纲量 τ, 即套管内径 (ID) 角频率 ω 和套管金属电磁特性 ( 包括磁导率 μ 和电导率 σ) 的函数 μ 0 是自由空间的恒定磁导率 平均管壁厚 d 采用该检测仪中间的低频发射器 (TL) 和分别位于其上方和下方的两个接收器进行测量 ( 中间右侧 ) 两台低频接收器(RLL) 被称为长间距接收器, 另外两个被称为短间距接收器 ( RLS) 随着信号从发射器穿过套管再返回到接收器上, 信号的相位位移 ( 趋肤深度 δ 的函数 ) 被用于确定套管的厚度 d/δ 在检测仪的顶端附近,18 条径向臂将感应极板 (RP) 贴靠在套管的内部 ( 右上方 ) 这些感应极板的测量结果与该仪器中间的发射器 (TL) 发出的低频信号相结合, 就可以得出二维厚度的测量结果 18 个感应极板也与位于该仪器芯轴上的高鉴频发射器 (TH) 一同使用 ( 左上图 ) 高频信号不会穿透管壁, 能提供用于分辨内外管壁损坏情况的二维图像 另外两个方面的测量将提供管柱的二维图像 该仪器将感应极板贴靠在管柱的内壁来进行测量 一方面, 采用低频信号获得二维厚度图像 ; 另一方面, 使用位于该仪器轴心的高鉴频发射器产生不会穿透管壁的信号, 从而产生分辨内外管壁之间损坏情况的二维图像 金属几何性质的变化, 如厚度或直径, 将改变由套管缺陷产生的互阻抗 2009 年以来, 电磁套管检测仪被广泛应用于世界各地的油气井, 对大孔洞 套管开裂和套管内外表面的与腐蚀相关的金属损失进行检测 该检测仪还 可以在多层套管柱存在的情况下对外层套管柱的腐蚀情况进行检测 该检测仪由 18 个带感应极板的径向臂组成, 固定在细长的芯轴周围 感应极板可以检测 13. 腐蚀监测介绍, 金属试样: 腐蚀监测系统, 自 2013 年 3 月 20 日开始访问 14. 腐蚀监测介绍, 参考文献 Hayman AJ,Hutin R 和 Wright PV: 胶结和腐蚀的高分辨率超声成像, 测井分析家协会第 32 届测井年度研讨会, 巴黎,1991 年 6 月 16~19 日, 论文 KK 16. Hayman AJ,Parent P,Rouault G,Zurquiyah S, Verges P,Liang K,Stanke FE 和 Herve P: 采用超声成像法进行腐蚀测井的进展, 测井分析家协会第 36 届测井年度研讨会, 巴黎,1995 年 6 月 26~29 日, 论文 W 生产管柱的内表面和局部厚度 芯轴测量帮助确定套管的平均金属损失量 破损和开裂情况 ( 如上图 ) 17. 关于应用电磁感应进行腐蚀监测的更多信息可参考 :Acuña IA,Monsegue A,Brill TM,Graven H,Mulders F, Le Calvez J-L,Nichols EA,Zapata Bermudez F, Notoadinegoro DM 和 Sofronov I: 井下腐蚀检测, 油田新技术 第 22 卷, 第 1 期,2010 年春季刊 : 第 42~50 页 Brill TM,Le Calvez JL,Demichel C,Nichols E 和 Zapata Bermudez F: 用于腐蚀评估的电磁套管检测仪 IPTC 论文 14865, 在国际石油技术大会上发布, 泰国曼谷,2012 年 2 月 7~9 日 18. 当电磁场遇到导电材料, 例如套管金属, 电磁场的振幅呈指数形式减小, 根据趋肤深度确定的特性率减小 对于导电性和磁性材料, 例如套管, 趋肤深度很浅 除真空以外的所有介质在较高频率条件下具有较浅的趋肤深度 2013 年秋季刊 23

26 > 实际垂直深度 :ft 0 1,000 2,000 电磁套管检测仪测量的总厚度 双层套管金属损耗率为 65% 3,000 4,000 实际垂直深度 :ft 电磁套管检测仪测量的总厚度 实际垂直深度 :ft 电磁套管检测仪测量的总厚度 实际垂直深度 :ft 电磁套管检测仪测量的总厚度 in in in in /8-in. 模板 1,000 2,000 双层套管金属损耗率为 62% 3,000 4,000 5, /8-in. 模板 1,000 2,000 双层套管金属损耗率为 65% 3,000 4,000 5, /8-in. 模板 1,000 2,000 双层套管金属损耗率为 63% 3,000 4,000 5, /8-in. 模板 上图显示了电磁套管检测仪的检测结果 沙特阿美公司四口油气井的检测结果显示了不同程度的金属损耗 ( 红色 ) 剩余的公称厚度( 灰色 ) 和实测总厚度 ( 绿色 ) 这些油气井具有明显的型态相关性, 且总厚度均随深度的增加出现类似的减小 在深度约为 2500 ft 的位置, 所有油气井的外部的双层套管金属损耗率在 62% 至 65% 之间 根据这一信息, 作业者预测邻近油气井存在类似的金属损耗规律和同样严重的腐蚀程度 作业公司在不必将完井管柱起出的情况下就可以得到腐蚀测量的结果, 从而节省了钻井时间和相关费用 当工程师通过电缆 爬行器或连续油管将电磁套管检测仪下入井内时, 该检测仪开始进行初始高速检测, 标记重要区域, 便于在上测返回地表的过程中进行详细的诊断扫描 该检测仪会记录平均套管内径和总金属厚度的连续测量结果, 用于腐蚀评估 该检测仪能鉴定油管或套管后外层套管的腐蚀情况, 在存在大多数种类的结垢情况下确定油套管的实际内半径 该检测仪的直径为 2 1 / 8 in., 可以通过严格的最小内径限制下入井内 该仪器可以在气体或液体环境中进行操作 有备无患 2011 年, 沙特阿美公司在包含陆上和海上油气井的油田, 采用电磁套管检测仪进行了一次井下套管腐蚀监测活动 对七口陆上油气井的初始扫描结果显示金属损耗量相对较少, 确认了现有的 ICP 系统运作状态良好 由于缺乏足够的电源供应, 将 ICP 系统用于海上油气井受到了很大的限制, 这也加大了产生更高腐蚀率的可能性 该公司采用电磁套管检测仪来确定海上油气井套管的金属损耗程度, 并帮助作业者找到腐蚀最严重的油气井的地理位置 在一次监测活动过程中, 对于在 1976 年完井的四口相邻油气井, 沙特阿美公司对含有同心的多层套管的油气井是否会更快发生泄漏进行了检查和确定 19 如果工程师观察到金属腐蚀, 他们会对腐蚀情况进行分析, 以查找和预测周围油气井套管腐蚀的可能性 该电磁套管检测仪的记录显示, 这四口油气井都出现了不同程度的腐蚀, 而且这些油气井发生腐蚀的深度具有明显的相关性 其中非常明显的腐蚀深度在 ~ 2 800ft 760~850 m 之间, 这四口油气井的套管腐蚀率在 62% 至 65% 之间 ( 如左图 ) 作业者认为, 在这块区域附近的其他油气井都可能发生了严重的腐蚀, 并在这一深度的层段存在套管泄漏的风险这一结论可以为将来在这一区域钻井和完井提供指导, 包括将最外层的套管柱 ( 直径通常为 13 3 / 8 in.) 下入比以前油气井更深的深度 将原先的下入深度 700 ft 213 m 延伸至 3000 ft 914 m, 以便为内层管柱提供额外的腐蚀防护 作业者还将 13 3 / 8 in. 的铬合金套管下入到了 1000 ft 305 m 至 3000 ft 914m 的深度, 以提供进一步的防护 24

27 这些油气井的金属腐蚀情况也会影响到作业者在修补泄漏时的决定, 以便实施更具成本效益和高效率的修井作业 例如, 作业者可以仅在腐蚀严重的层段挤水泥, 而非在较长井段上进行套管补贴或加固衬管等通常建议的作业, 从而降低修井成本 20 除了上述的声学和电磁监测技术以外, 机械方法同样有效 一种多臂机械式井径仪采用了完全不同的方法 井径仪凭借与管壁的直接接触来进行测量, 并检测管壁发生的变化, 如结垢产生的变形或腐蚀产生的金属损失 虽然井径仪可以很好地用于评估管柱内部问题, 却不能提供有关外壁状况的任何数据 机动扶正器 斯伦贝谢公司生产测井平台中的 Pipe- View 多臂井径仪已经用于检测各类油气井的腐蚀情况, 尤其是那些结垢过多和腐蚀严重而声学检测仪不能下入的油气井 该井径仪具有 或 60 个臂, 用于检测直径范围在 1 3 / 4 in. 至 14 in. 的套管 采用三维分析和可视化软件可以得到套管内部腐蚀的图像 ( 如右图 ) 时间推移测量 测量臂 阿布扎比陆上石油作业公司 (ADCO) 采用 PipeView 井径仪, 在成熟高产的油田上监测一段时间内油气井的腐蚀情况 该油气井在 1969 年钻成, 已经修井了许多次 在 2006 年最近的一次修井中, 一根 7 in. 的衬管被回接到地面并固井, 以覆盖 9 5 / 8 in. 套管的腐蚀部分 作业者然后钻了一个 5 7 / 8 in. 的水平井进入到先前漏失的的碳酸盐岩地层 该水平井采用气举完井管柱 21 机动扶正器 19. 由于这些油气井中的生产液是非腐蚀性的, 油管套管环形空间中包含柴油和缓蚀剂, 测得的任何金属损耗都被视为是外部的腐蚀 20. 挤水泥作业是一种修井作业, 设计原理为迫使水泥流入井筒管柱和套管柱的泄漏部分 挤水泥作业用于修复固井作业效果较差的区域 隔离射孔段或修复损坏的套管或衬管 PMIT24 臂井径成像仪 A PMIT40 臂井径成像仪 B > 上图显示的是多臂井径仪 多臂井径仪测量的是套管的内径 紧贴在 管壁上的测量臂用于检测套管内径的细小变化, 包括磨损或腐蚀 一般情况下, 该井径仪具有多个测量臂 套管内径越大, 需要的测量臂也就越多 生产测井平台的新一代 Pipeview 多臂井径成像仪 A( 如左图 ) 包含 24 个测量臂, 并需要机动扶正器 ( 未显示 ) PipeView 多臂井径成像仪 B( 如右图 ) 包含机动扶正器和 40 个测量臂 第三种井径仪 ( 未显示 ) 有 60 个测量臂 2013 年秋季刊 25

28 X, 年平均金属损失率 2010 年平均金属损失率 2011 年平均金属损耗率 深度 :ft 深度 :ft X,550 Y,000 Y,050 平均金属损失率 :% 平均金属损失率 :% ,000 ft 深度 2009 年平均金属损失率 2010 年平均金属损失率 2011 年平均金属损耗率 ft Depth > 上图显示了采用井径仪测量得到的腐蚀结果 在油管上的气体注入点记录了 和 2011 年的 PipeView 测量数据 ( 左上图 ) 和平均金属损 耗率与深度的关系曲线 ( 右上图 ) 第一道的记录( 左上图和左下图 ) 包括气体注入点上方和下方 ( 分别为左上图和左下图 ) 的公称内半径 ( 黑色虚线 ) 公称外半径( 绿色虚线 ) 偏心距( 红色虚线 ) 最小内半径( 蓝色实线 ) 最大内半径( 红色实线 ) 和平均内半径 ( 黑色实线 ) 第二道的记录为每个井径仪的轨迹 第三道的记录为套管厚度损失的图像记录 深蓝色表示存在结垢现象, 蓝色到白色表示厚度损失率为 0%~20%, 白色至粉红色表示厚度损失率为 20%~40%, 橙色至红色表示厚度损失率为 40%~80% 纯红色( 未标出 ) 表示金属损失率为 100%, 且套管中存在孔洞 在这三年中, 气体注入点以上的平均金属损耗率 ( 右上图 ) 没有发生显著的变化, 这表明气体的存在可以起到减缓腐蚀的效果 气体注入点以下的油管监测结果 ( 右下图 ) 表明, 油管产生了较大的金属损失, 在这三年期间腐蚀程度不断加深 该公司的工程师将不含缓蚀剂的天然气作为注入气, 通过偏心气举阀工作筒进入生产体系中 考虑到注入气可能产生腐蚀的影响,ADCO 公司的工程师采用多臂井径成像仪进行时间推移监测, 以识别 量化和跟踪油管内部腐蚀的情况, 并估计腐蚀速率和失效时间 ADCO 公司采用 1 11 / 16 in. 24 臂井径仪进行了长达三年 (2009 年 ~2011 年 ) 的监测 井径测井图显示, 油管柱的两段出现了不同程度的腐蚀, 其中一段位于注入气进入点的下方, 另一段位于其上方 ( 如上图 ) 下面的一段, 即从油管底部到气体注入点的部分, 受到了严重的腐蚀, 在 2009 至 2011 年之间, 金属损失率不断增加 上面的一段, 即从气举阀工作筒到油管柱顶部的部分, 在相同的时间段内受到的腐蚀程度较小, 并保持了原先的制造尺寸 作业者推测, 从气举阀工作筒位置进入产出的油水流体中, 然后向上流动的注入气对产液产生缓蚀作用 这种作用降低了上部油管的腐蚀速率, 但是由于工作筒下方的产液不含气举气, 下部油管就具有较高的腐蚀速率 ADCO 公司的工程师还在对确切的缓蚀机制进行推断 一项看似合理的理论认为, 注入气扰乱了产出液的流动, 改变了产液的流态, 从而降低了持水率和与油管内表面接触的水量 在井径仪测量的其它气举井中也观察到了同样的现象, 即气体注入点以上部分的油气井腐蚀速率更慢 类似油气井的井径测井图和 FloView 持水率测量的结果证实了该理论的正确性, 即注入气可能会减少与油管接触的水量 ( 下一页 ) 该作业者计划利用这些测量结果来改进今后的气举完井设计, 以充分利用这一效应的优势 26

29 伽马 年平均金属损失率 深度, ft 0 gapi % 100 伽马 年平均金属损失率 0 gapi 伽马 gapi % 年平均金属损失率 % 持水率图像 根据流量校正的持水率 流态 横截面持水率分布 D,500 E,000 E,500 F,000 F,500 在偏心工作筒上方, 气体阻碍了水与金属的接触 G,000 气体注入 G,500 H,000 H,500 I,000 I,500 在偏心工作筒下方, 水与金属保持稳定接触 J,000 > 上图显示的是持水率的变化曲线 在 ADCO 公司的一口油气井中, 采用井径仪和 FloView 持水率探测仪的测量结果显示, 气 体注入点下方的腐蚀过程随着时间推移不断加深 ( 第 2 道 ), 但在气体注入点上方的腐蚀程度较小 产生这种现象的原因在于气体注入点上方的持水率的降低 分析人士认为, 流态中的气体量增加 ( 右图中红点 ), 流体中还包括大量的水 ( 蓝点 ) 和油 ( 绿点 ) 根据流量校正后的持水率( 第 4 道 ) 在上部区段不断减少, 上部区段的腐蚀速率也小于气体量少的下部区段 持水率的成像见第 3 道, 其中蓝色代表水, 红色代表油和气 结合多种测量方式提高腐蚀监测结果的准确度作业者可以将多种测量仪器结合使用, 得出井下套管腐蚀的准确位置和程度 科威特石油公司 (KOC) 对其陆上油田的一口油气井就这样进行了测试 该油田的有些油气井已经开采了 60 多年 多个因素 ( 包括年代 ) 增加了地层出水的合采量以及产出液中 CO 2 与 H 2 S 浓度, 这些都促使了 KOC 公司对油气井的腐蚀情况进行检验 在对一口油气井 ( 于 2001 年 9 月钻完井 ) 的现有射孔进行挤水泥维修作业时, 工程师们发现在井筒内有一处泄漏 为了测量 3 1 / 2 in. 油管和 7 in. 9 5 / 8 in. 套管柱的金属损失量来找到泄漏区域, 作业者考虑将油管从井口中拉出, 对套管进行压力试验 但是, 这种做法将会大大提高维修成本, 并使油气井在几个星期之内都无法进行生产 21. 气举法是将气体注入生产油管, 以降低井内流体柱的流体静压力和井底压力的人工举升完井方法 此方法可以使储层流体以更快的流速进入井筒 2013 年秋季刊 27

30 3 1 / 2 in. 和 9 5 / 8 in. 套管段 PipeView 多臂井径仪 电磁套管检测仪 深度 :ft 油气井示意图套管接箍定位深度 3 1 / 2 in. 油管厚度 最大内半径 1.4 in. 1.9 最小内半径 总金属损失量 1.4 in. 1.9 油管加上套管厚度 公称内半径 0 in in /2 in. 油管金属损耗量 公称总厚度 9 5 /8-in. 套管的金属损失量 公称外半径 油管虚厚度 in. 外套管厚度 1.4 in. 1.9 半径减去平均值 0.2 in. 0.4 双线圈 B, 0 in. 平均内半径 油管公称厚度 长间距段相位 外套管厚度的基准线 8 V in in in. 0 度 in. 1 X,000 Y, % 金属损失 Z,000 > 上图显示了并排式的对比情况 PipeView 多臂井径仪和电磁套管检测仪在 3 1 / 2 -in. 油管和 9 5 / 8 -in. 套管柱的井段的测井图, 显示出了 3 1 / 2 -in. 油管 的破损和孔洞和 9 5 / 8 - in. 套管的金属损失情况 ( 第 4 5 和 6 道, 绿色阴影部分 ), 其中一段的金属损失率为 100% 科威特石油公司的工程师决定采用 PipeView 多臂井径仪和电磁套管检测仪来评估油管和套管柱的完整性 测井计划包含两个部分, 即采用 PipeView 井径仪来评估油管的金属损失量, 和采用电磁套管检测仪来测量套管柱的总厚度 用初始的油管和套管柱总厚度减去油管的金属损失量, 工程师们就能够得出套管柱的金属损失量 测井作业根据套管设计分为三段 第一段包含 3 1 / 2 - in. 和 9 5 / 8 -in. 的套管 ; 第二段包含 3 1 / 2 -in. 7 in. 和 9 5 / 8 -in. 的套管 ; 第三段包含 7-in. 的套管 井径仪的测量结果显示, 在 3 1 / 2 -in. 和 9 5 / 8 -in. 套管的层段出现了油管破损的情况, 表明存在孔洞 ( 如上图 ) 同样在第一段中, 电磁套管检测仪检测到的平均厚度值表明, 外层 9 5 / 8 -in. 套管发生了金属损失的情况 基于这些测量结果, 科威特石油公司将油管拔出以确认损坏的情况 经处理的井径测井图和油管受损的照片显示, 腐蚀测量的情况和受损的位置具有直接关联性 ( 下一页, 左图 ) 这次测量的结果使科威特石油公司更有信心将来在无需拔出油管的情况下, 就能精确地测量腐蚀的状况和确定油管后的泄漏层段 卡塔尔石油公司也对海上油田的油气井实施了组合型的腐蚀测量策略 该油气井于 1998 年开钻, 包含 9 5 / 8 -in / 8 -in. 和 20-in. 的套管柱,7-in. 的衬管和 3 1 / 2 - in. 的油管柱 ( 如下图 ) 2011 年, 作业者在井口观测到 13 3 / 8 - in. 套管产生了沉降 为检查每个套管柱的完整性而设计的压力测试结果表明,9 5 / 8 - in. 和 13 3 / 8 -in. 套管柱之间的环形空隙 以及 13 3 / 8 -in. 和 20-in. 套管柱之间的环形空隙中有液体流动 这表明 13 3 / 8 -in. 套管柱产生了泄漏 28

31 偏心距 :in. 0 in. 1 平均内半径 2 in. 3 最大内半径 2 in. 3 最小内半径 20 in. 套管鞋 2 in. 3 偏心系数 半径减去平均值 0 in. 1 公称外半径 2 in. 3 多臂井径测井图 相对方位 0 度 /8 in. 套管鞋 3 1 /2 in. 油管 套管接箍 9 5 /8 in. 套管鞋 3 1 /2-in. 油管厚度最大内半径最小内半径公称外半径平均内半径 内半径减去 PMIT-A 测量的平均值 0.08 in 半径减去平均值 > 7 in. 衬管鞋上图显示的是井身结构 卡塔尔石油公司 海上油田的主油气井包含 3 1 / 2 - in. 油管 7- in. 衬管, 以及 9 5 / 8 -in / 8 -in. 和 20- in. 的同心套管柱 井径 : 英寸 三维图像中的可见孔洞 1.4 in in 卡塔尔石油公司的工程师们实施了修井作业, 开始评估水泥的完整性和 7-in. 衬管和 9 5 / 8 -in. 套管是否存在腐蚀现象 超声波探伤试验对 9 5 / 8 - in. 套管背后的水泥返高面进行了鉴定, 确定 7- in. 衬管和 9 5 / 8 -in. 套管没有产生严重的腐蚀或出现使流体窜槽的孔洞 基于水泥返高面的位置 ( 采用 USI 超声波成像仪进行水泥测井确定 ), 卡塔尔石油公司的工程师们可以确定取套时的间距 ( 如下图 ), 然后直接评估 13 3 / 8 -in. 套管的腐蚀情况 > 上图显示的是经处理的井径测井图 PipeView 多臂井径仪在 3 1 / 2 in. 油管和 9 5 / 8 in. 套管井段 ( 顶部 ) 的现场记录结果与观察到的油管拔出 后可见的损坏图像 ( 右下方 ) 是完全吻合的 左上方的井径测井图包含偏心距 ( 红色虚线 ) 平均内半径( 黑色实线 ) 最大内半径( 红色实线 ) 最小内半径 ( 蓝色实线 ) 偏心系数( 黑色虚线 ) 和公称外半径 ( 绿色虚线 ) 顶部中间的井径测井图显示了三条套管接箍的痕迹( 水平红线 ) 套管中的成像 ( 右上方 ) 显示了厚度损失的情况 深蓝色表示存在结垢现象, 蓝色到白色表示厚度损失率为 0%~20%, 白色至粉红色表示厚度损失率为 20%~40%, 橙色至红色表示厚度损失率为 40%~80% 红色( 圈出 ) 表示损失率为 100%, 且套管中存在孔洞 基于多臂井径仪测量数据得到的三维处理图像 ( 左下方 ) 也显示观察到的油管可见损坏与经处理的井径测井图 ( 底部中间 ) 之间具有很大的关联性 ( 注 : 右下图图头少中文翻译 ) 2013 年秋季刊 29

32 水 水 超声波方位 度 电缆速度 0 ft/h 1, db 0.5 探头转速 波幅减去最大波幅 最大波幅 最大内半径 5 环形 套管 最大内半径 in 最小内半径 环形 套管 最大内半径 5 in 最小内半径 胶结好水泥 微环隙 液体 水泥胶结指数 6 RPM 8 0 db in in in 最小厚度 1 0 偏心幅度 最低幅度 平均内半径平均内半径平均内半径 0.1 in 水泥测量总数 深度 :ft 0 in. 0.5 套管接箍定位超声波 0 db 100 平均波幅 4.2 in 最小内半径 5 in. 3.5 平均外半径 5 in 平均外半径 内半径减去平均内半径 最大厚度 0.1 in 平均厚度 平均套管厚度 水泥声阻抗 1 气体指数 0 微环隙 20 in db in in in in Mrayl Mrayl 未发现严重的金属损失现象 水泥返高面 > 上图显示了水泥返高面的情况 工程师使用 USI 超声波成像仪对 9 5 / 8 -in. 套管后的水泥返高面 ( 第 10 和 11 道 ) 进行了准确定位 USI 超声波成像仪 提供的标准数据表明,7-in. 衬管和 9 5 / 8 -in. 套管没有出现严重的腐蚀情况 接下来, 工程师们采用了电磁套管检测仪来评估外部套管柱腐蚀的情况 尽管测量已经超出了推荐的测量范围, 该检测仪在海床上方的某一深度检测出了异常区域 异常区域的振幅较高, 相位较低, 这表明异常区域比正常区域的金属厚度小 这一信息进一步肯定了对环空压力测试数据的解释, 并对 13 3 / 8 - in. 套管上孔洞的准确位置进行了定位 然后采用 PipeView 多臂井径仪来评估 13 3 / 8 - in. 套管的腐蚀情况 该井径仪显示, 套管已腐蚀断裂, 与电磁套管检测仪检测到的金属损失深度相同 ( 下一页 ) 这些测量数据为卡塔尔石油公司提供了关于腐蚀损坏位置和程度的具体信息, 以便该公司的工程师制定合适的策略来拔出 13 3 / 8 - in. 套管和进行套管补贴作业 卡塔尔石油公司对该油田的另一海上油气井进行了多次修井作业, 并将该井作为转储井 ( 将采出水注入另外的油层中 ) 由于注入水未经处理, 生产套管自然会受到腐蚀 该油气井起初有三套钢套管, 即 20- in. 的表层套管 13 3 / 8 -in. 的中间套管和 9 5 / 8 - in. 的生产套管 在 2002 年检测到腐蚀问题以后, 工程师为生产套管增加了一层 7-in. 的套管 该油气井的射孔位置在深度为 ~6320ft 1918 至 1926m 的油层和 6523~7030 ft 1988 至 2143 m 的油层 两个油层中的采出水被注入到深度为 7492~7690ft 2284 至 2344 m 的地层中 30

33 在对该油气井进行定期监测和评估时, 半径 : in. 卡塔尔石油公司的工程师们采用了电磁套 管检测仪来评估井内的腐蚀情况 检测结果显示,7 -in. 和 9 5 / 8 - in. 套管出现了严重的金属损失现象 在深度约为 6250 f t 1900 m 的位置, 该检测仪测量的厚度约为 0.28-in cm, 远低于预计 20-in. 套管 13 3 /8-in. 套管 9 5 /8-in. 套管 金属损失 长间距双线圈 B 相位 40 度 400 长间距双线圈 B 幅度 的公称厚度 in cm, 这意味着金属损失率在 65% 左右 井史和作业者的当地油田经验表明, 整个 9 5 / 8 in. 套管已经被完全腐蚀,7 in. 套管受到了部分腐蚀, 金属损失率为 10% 左右 电磁套管检测仪的高频图像证实 7 in. 套管尚未完全腐蚀穿透, 这表明该套管的内壁状况良好 通过加强管理提高抑制腐蚀的效果 深度 : ft db 0 半径, in 深度 :ft 井下腐蚀监测工具可以帮助工程师了解 油管和套管柱的腐蚀情况 然后作业者可 以做出更明智和经济有效的缓蚀和修井的 决定 但随着作业公司继续寻找更精简和 全面的方法来保护他们的资产和延长其油 气井的生产时间, 服务提供商一直在努力 提高监测能力 例如, 在线和近实时的测量能力促进了腐蚀监测工作流程和软件平台的发展进步, 以最大限度地利用记录数据 这种平台采用先进的信息和通信技术提高石油和天然气的勘探开发效率, 以达到优化油田的运作和避免非生产时间的目标 斯伦贝谢公司的工程师正在努力将腐蚀测量数据整合到整个油田的运作过程中, 主要通过建立三个软件管理平台来实现 Petrel 勘探开发软件平台向作业者和服务公司提供了油田的油藏图像, 允许资产小组建立基于地质力学 地球化学和储层流体性质的联合工作流程 除了提供油藏温度和压力, 以及产出液的预期腐蚀特征等信息, Petrel 软件还有助于指导油气井规划者作出正确的决策, 用合适的合金构造更高完整性的井筒 > 上图显示严重的金属损失情况 尽管电磁套管检测仪在规定的振幅和相位范围以外进行操作, 该检测仪仍然检测到了三个套管柱 ( 红色虚线方块, 左上图 ) 出现的严重金属损失情况 PipeView 多臂井径仪产生的三维 ( 顶部中间 ) 和二维 ( 右上 ) 图像显示,13 3 / 8 -n. 套管在某一深度已经腐蚀到脱节的地步 ( 下图左和右 ), 而电磁套管检测仪在这一深度也检测到了金属损失 Techlog 井筒软件平台通过提供以井随着石油天然气行业逐渐进入到更具筒为中心的工作流程, 进一步推进了腐蚀评腐蚀性的环境中进行开发, 以及对生产估和腐蚀风险识别技术的进展 这些工作流领域技术要求的不断提高, 腐蚀监测技程包含了对流体组成和流速数据的测量, 以术必须继续得到发展和改进, 只有这样标记任何可能产生腐蚀的井筒问题, 使作业作业者才能获得更大的经济效益, 并减者能够在最大限度地减少腐蚀影响的前提下轻对环境的影响 作出建井和完井的决策 Avocet 生产 TM 运营软件平台将油气井的运营和生产数据管理系统结合起来, 在地面提供清晰和全面的运作图像 Avocet 软件接收各种监测技术记录的腐蚀数据, 并分析其对生产的影响 该软件会对具有较高腐蚀速率或发生过腐蚀情况的区域进行标记, 因此, 作业者可以优先对这些区域采取减缓腐蚀的措施和实施适当的预防措施 2013 年秋季刊 31

34 地磁测量 定向井工程师的实时指南针 Andrew Buchanan 意大利埃尼集团美国运营公司美国阿拉斯加州安克雷奇 Carol A. Finn Jeffrey J. Love E. William Worthington 美国地质调查局美国科罗拉多州丹佛 Fraser Lawson 图洛石油加纳公司加纳阿克拉 Stefan Maus 磁变服务公司科罗拉多州博尔德 Shola Okewunmi 雪佛龙公司美国德克萨斯州休斯顿 Benny Poedjono 德克萨斯州舒格兰 油田新技术,2013 年秋季刊 : 第 25 卷, 第 3 期 2013 斯伦贝谢公司版权所有以下人员和机构为本文的编写准备工作提供了帮助, 特此表示感谢 : 阿曼马斯喀特 Essam Adly; 德克萨斯州伍德兰兹市 Goke Akinniranye; 宾夕法尼亚州通用能源公司 ( 美国宾夕法尼亚州沃伦市 )James Ashbaugh 和 Robert Kuntz; 安克雷奇市 Nathan Beck; 埃尼美国运营公司 ( 安克雷奇市 ) Luca Borri,Jason Brink 和 Joseph Longo; 加拿大纽芬兰省圣约翰 Daniel Cardozo; 雪佛龙能源技术公司 ( 休斯顿 )Pete Clark; 图洛石油加纳公司 ( 加纳阿克拉市 ) Steve Crozier; 切萨皮克能源公司 ( 美国俄克拉荷马州俄克拉何马城 )Mike Hollis; 阿帕奇石油公司 ( 塔尔萨 ) Christopher Jamerson;CGG GravMag 解决方案 ( 休斯顿 )Xiong Li; 阿伯丁 Ross Lowdon; 哥伦比亚波哥大 Diana Montenegro Cuellar; 壳牌尼日利亚公司 ( 尼日利亚哈科特港 )Ismail Bolaji Olalere; 休斯顿市 Irina Shevchenko,Michael Terpening 和 John Zabaldano; 美国地质调查局 ( 丹佛市 )Tim White, 以及加拿大纽芬兰省政府 纽芬兰省圣约翰市自然资源部 PowerDrive 商标归斯仑贝谢公司所有 1. 井眼在井下的位置一般用井斜角和井斜方位两个量进行阐述 井斜角是指沿重力方向视为下行方向测得的垂直角, 下行方向 水平方向和上行方向的井斜角分别为 0 90 和 180 井斜方位是指从地理北方向顺时针测得的方位角, 北 东 南 西各方向的井斜方位分别为 0,90,180 和 270 欲了解更多有关井眼定位的信息, 请参阅 Jamieson AL: 井眼定位简介 苏格兰因弗内斯市 : 高地与群岛大学,2012 年, bore-positioning-download( 访问日期 :2013 年 6 月 18 日 ) 2.Griswold EH: 井下测井的氢氟酸瓶测斜法及其应用, 美国机械工程师学会阅读内容摘录 第 82 卷, 第 1 期 (1929 年 12 月 ): 第 41 至 49 页 为精准确定地下井眼的位置和方向, 定向井工程师要依靠重力计 磁力计和陀螺仪的测量数据 在过去, 要通过中断钻井作业来获得高精度的定向测量数据 如今, 地磁测量方面技术的发展使得在钻井过程中获得的实时数据来精准定位水平井, 缩小井口距离, 在有限的地表位置进行多井钻探成为可能 由于种种原因, 各钻井公司在实施钻井作业时需要知道井眼在井下的位置 如今许多斜井和水平井都不再只是简单地穿透储油层, 而是在储油层中延着油层钻井, 尽可能扩大与油层的接触面 为优化储层开采, 需要对井眼轨迹进行精确定位, 确定每口井相对于储层的位置, 避免井与井之间相碰 为完成这些任务, 钻井人员要求方向性精度要精确到零点几度 要达到这样的精度水平, 钻井人员使用随钻测量 (MWD) 工具, 通过工具内的重力计和磁力计来计算地球重力场和磁场的方向并采用复杂的方法对测量干扰进行校正 在钻井人员使用这类工具不断取得成功, 并且在井眼设计中变得更加依赖此类工具的同时, 对定位不确定性的精确量化, 期间对所有测量误差进行量化的需求也不断增加 在有些情况中, 不确定性的量化与精确定位本身一样重要 本文对井眼勘测进行了全面评述, 并重点阐述了通过采用 MWD 工具进行地磁测量的新技术 为了解地磁测量工具的有关操作和该类工具的相关不确定性, 我们对地球磁场及其测量的重要方面进行了分析研究 美国 加拿大 巴西海上油田和加纳海上油田提供的实例表明, 新技术的应用提高了测量精度, 因此很大程度地减少了地磁测量工具的测量误差 测锤 指示盘 时钟 井斜指示盘 钻孔标记显示 3.5 倾斜 > 机械式测斜仪 这种井下装置利用摆锤或 测锤 原理, 测量偏离垂直方向的偏差或偏角 下调摆锤至指示盘上, 在指示盘上打出两个孔洞, 作为初始测量和验证测量的标记 在该例中, 井斜角为 3.5 这种方法无法测出井斜方位角, 但对于表层井段或对井斜不敏感的, 造斜率要求低的浅层直井, 则不失为一种可靠的方法 摘自 Gatlin C: 石油工程 钻井与完井 Englewood Cliffs, 美国新泽西州, 普林提斯 霍尔出版有限公司 (1960 年 ) 第 143 页 32

35 历史回顾过去习惯钻垂直井, 井口分布稀疏 随着油田开发管理逐渐成熟化 规范化和严格化, 布井井口距离不断缩小而储层靶点却不断远移 久而久之, 在单个井场上进行从式水平井钻井成为一种惯常做法 目前, 经单个海上钻井平台或陆上钻井井场进入油层的井孔可能有十几个 批钻 ( 井口集中分布在指定位置区域 ) 钻机移动少, 地面干扰面积更小, 降低了完井和油气采收的难度和成本 但这种水平钻井和缩小井眼间距的方法, 对井眼精准定位以及钻头和邻井防碰技术提出更高要求 在采用现代可旋转井下动力钻具和先进工具进行井斜角和井斜方位测量以前, 定向钻井或水平钻井的速度要远远慢于垂直钻井, 因为需要定期停工, 花时间进行测斜 测斜时定向钻机需要停止钻井, 以便于井斜角和井斜方位的测量 1 最古老的测量方法是将装有氢氟酸的玻璃瓶下降到井底, 保持瓶身静止不动, 直至酸在瓶内壁上蚀刻出一圈水平环形蚀痕 将氢氟酸瓶取出, 就可以按照环形蚀痕的位置判断井斜 2 还有另一种简易测量工具, 即机械式单点测斜仪 ( 见上页 ) 磁性单点测斜法(MSS) 和磁性多点测斜法 (MMS) 也被用于记录井斜和磁方位 这两种测斜法均利用工具在井下对罗经刻度盘进行拍照或摄像, 同时钻具在井口卡瓦内固定不动 井下角度或方向变化较为频繁时, 每隔 27 m(90 ft) 拍摄一次照片 ; 当正常钻进时, 每隔 60 至 90 m(200 至 300 ft) 拍摄一次照片 到了 20 世纪 70 年代, 随着井底动力钻具的使用以及 MWD 数据加固传感器和泥浆脉冲遥测技术的发展, 数字测量法不断更新, 并用于近乎实时的井眼轨迹调整 现在, 大多数油井都是通过利用现代 MWD 工具获得的测量数据完成钻井作业 2013 年秋季刊

36 东 P X D Y I 西 H F 磁场矢量 地理北 磁北 Z 下 > 磁场方向 在任一点 P 上, 磁场矢量 ( 红线 ) 通常用其方向 在该方向上的总值 F 以及 H 和 Z,F 的局部水平分量和垂直分量表示 角 D 和 I 表示磁场矢量的定向 磁偏角 D 为水平面上 H 和地理北之间的夹角 磁倾角 I 为磁场矢量和 H 所在水平面之间的夹角 在这些测量数据中,D 和 I 为必要值, 用于将井筒的罗盘方位转换成地理方位 F, Z 或 H 的绝对值用于质量控制和校准 在有些井段, 由于临井的磁干扰, 无法实现地磁精确测量 为破除这一局限因素, 科学家们研究出了随钻陀螺仪 工具设计工程师们正在打破一些商业随钻陀螺仪测斜系统的操作限制, 使之适用于全范围井斜的测量 在某些情况下, 测量工程师将陀螺测斜法和地磁测量法结合使用 井下测量作为一种结合型技术, 结合高精度陀螺仪在浅井段的测量值和磁感应在深井段的测量, 进行优化调整 7 在大斜度 大位移井的应用中, 这种方法的精准度可与电缆陀螺仪测斜法相媲美, 而且不增加作业时间和成本 此类井下测量系统中, 陀螺仪测斜法被用于套管附近近乎垂直的浅井段井斜的测量, 直至到高井斜井段,MWD 磁感应工具不再受磁干扰为止同时采用陀螺仪 MWD 测量的另一好处是, 两个工具可以互相校对误差 测井要点目前, 定向钻井工程师主要依靠用 MWD 内的加固型三轴加速计和磁力计对重磁场进行的实时测量 其他种类的测量工具, 包括磁性多点测斜工具 单纯测斜工具以及基于陀螺仪或回转仪使用的一系列工具, 3 与 MWD 测斜工具不同, 许多这类专用工具通过电缆传输使用, 因此使用时需中断钻井过程 陀螺仪测斜工具逐渐被合并到井下导向测量工具中, 随钻使用 三轴加速计沿三条正交轴测量局部重力场 根据这些测量值可以确定工具轴线沿井筒方向的偏斜度, 这个和通过工具高边确定工具面的原理类似 4 类似地, 三轴磁力计沿三条正交轴测量地球磁场强度 根据所测结果和加速计的测量值, 确定工具轴线相对于磁北方向的方位定向 将地磁测量结果转换成地理方位是进行 MWD 井下测量的关键 主要测量值有磁倾角 ( 也叫磁倾斜 ) 总磁场和磁偏角 ( 见上图 ) 5 有多种工具都采用了陀螺测斜仪的原理 这些工具不受铁磁材料的影响, 在某些钻井场合具有磁力测量工具所不具备的优势 有些工具沿井眼轨迹在不连续测深 (MD ) 内实施静态测斜, 其他工具则在连续测斜模式下工作 寻北陀螺罗盘 (NSG) 利用陀螺仪和地球旋转自动找到地理北 速率陀螺仪测量的结果与仪器的转速成正比, 当测量工具不断穿过井眼轨迹时可用于确定方位 测量工程师也在陀螺罗盘模式下使用速率陀螺仪, 在这种模式下静止工具对地球转速的水平分量作出响应 速率陀螺仪的使用减少了传统陀螺仪使用时产生的误差, 如地理参考误差和不明原因的测量偏差 但遗憾的是, 由于在工具静止时使用速率陀螺仪, 陀螺仪测量延长钻井时间, 增加井下作业风险 6 位置不确定性钻井人员利用位置不确定性进行判断, 确定命中地质目标或与其他井筒相碰的几率 他们根据工具误差模型预测进行分析判断, 模型预测本身有赖于对测量数据的质量控制 (QC) 测量工具质量检查有助于确认误差源, 通常进行冗余测量, 作为独立交互检查 对于大多数测量工具而言, 输出量为井斜方位 井斜角和实测井深 由于测量工具和测量环境两方面的原因, 每次测量都会出现误差 利用标准 MWD 工具进行的静态测量, 其有效精度大约为 : 井斜角 ±0.1, 井斜方位 ±0.5, 工具面 ±1.0 34

37 测量工程师能否确定井眼轨迹取决于从井口到井底的累积误差 测量工程师将井筒位置放在不确定性椭球模型 (EOU) 中进行考虑, 而不是单纯指定 1,000 ft 200 ft 1,000 ft 空间中的一点 一般来说, 横向的不确定性要大于 垂直方向或井桶方向的不确定性 沿井筒方向连续 展示 EOU, 呈现的是形状类似压扁的锥体, 环绕在 预测井眼曲线周围 ( 见右图 ) 累积误差的综合影 响值可达实测井深的 1%, 对于较长井筒, 该值可能 相当巨大 9 井筒测量精度工业指导委员会 (ISCWSA), 现 称美国石油工程师学会 (SPE) 井筒定位技术分会 (WPTS), 推动了纯数学方法的发展, 这种方法 将各种误差源整合入一个不确定性 3D 椭圆模型 10 精度的外部影响因素包括轴向对中偏差 BHA 偏转 未建模地磁场变化和钻具自身产生的干扰 后两项 因素对磁力测量工具的性能及其误差模型有决定性 的影响 磁力测量工具的误差模型取决于所用地磁 测量模型的分辨率 地磁场 X Y Z 采用磁测法寻找方位, 必须考虑地磁场的复杂性 地磁场环绕在地球周围, 并延伸到邻近空间内 12 在地球表面附近测得的总磁场是大量时变物理过程产生的磁场的叠加, 时变物理过程可分为四大组成部分 : 主磁场 地壳磁场 外部干扰磁场和局部磁干扰 13 这几大因素对总磁场方向 强度和稳定性的影响因地理区域和地磁测量方向的不同而有强有弱 各因素在对测量影响的程度取决于测量的目的和要求的精度 > 显示标准 MWD( 蓝色 ) 和高精度 MWD( 红色 ) 不确定性椭球模型 (EOU) 切片的设计井眼轨迹 方位和井斜角不确定性位于垂直井眼的 XY 平面上 井深不确定性位于沿着井眼的 Z 轴上 当沿井眼轨迹以一系列密集点表示时, 这些不确定因素构成一个 不确定性锥体 高精度测量法测出的井筒位置不确定性更小 ( 摘自 Poedjono et al, 见参考文献 32 ) 3. 该系列包括传统陀螺仪 速率陀螺仪 寻北陀螺仪 6. 在裸井段通过电缆进行陀螺仪测井存在测量工具 9. 对于一般井深和扩边或水平位移, 不确定性包络 机械式惯性陀螺仪和环形激光惯性陀螺仪 了解 被卡住的风险 在停止钻井的情况下, 通过钻杆 曲线尺寸约大于等于 100 ft(30 m), 除非采取 更多有关陀螺仪的内容, 请参阅 :Jamieson AL: 进行测井存在钻杆被卡住的风险 此外, 现场人 措施纠正误差, 或进行高精度测量 否则可能测 认识钻孔测量精度, 详细摘要, 第 75 届 SEG 员通常在钻井作业停止后循环泥浆清理井筒 这 量值超过目标储层的大小, 增加了井下定向失败 国际博览会, 休斯顿 (2005 年 11 月 6 日至 11 日 ) 些作业会浪费大量作业时间 的风险 了解更多有关位置不确定性的计算 程 : 第 页 Jamieson, 参考文献 1 7. Thorogood JL,Knott DR: 使用固态磁性多 度和致因的内容, 请参阅 Jamieson, 参考文献 1 4. 重力或高边 工具面为测量工具在井孔内相对于上 点测量仪的测量技术,SPE 钻井工程, 第 5 卷, 和参考文献 3 方的方位 磁性测量工具面为测量工具相对于磁北 第 3 期 (1990 年 9 月 ): 第 页 10. 了解更多工具误差模型选择以及公认行业标准 的方位, 根据所选的参照坐标北或真北进行修正 8. Ekseth R,Torkildsen T,Brooks A,Weston ISCWSA 磁力测量工具误差模型的相关内容, 请 对于大多数 MWD 系统, 一旦井斜角超过预设临界 J,Nyrnes E,Wilson H,Kovalenko K: 高 参阅 :Williamson HS: 随钻方向测量的精度预 值 ( 一般设在 3 到 8 之间 ), 即从磁力工具面转 完整性井筒测量,SPE 钻井与完井, 第 25 卷, 测,SPE 钻井与完井, 第 15 卷, 第 4 期 (2000 至高边工具面 ( 重力工具面 ) 了解更多有关工具 第 4 期 (2010 年 12 月 ): 第 页 年 12 月 ): 第 页 方位的内容, 请参阅 Jamieson, 参考文献 了解更多陀螺仪测井工具误差模型相关内容, 请 5. 按照国际协定, 磁场方向可用磁倾角 ( 也称为 磁 参阅 Torkildsen T,Havardstein ST,Weston 倾 ) 和磁偏角来表示 从水平方向向正下方测量 JL,Ekseth R: 使用陀螺测井工具测量时井眼 磁倾角, 下方 水平方向和上方的磁倾角分别为 位置精确度的预测,SPE90408 号论文, 发布 90,0 和 90 磁偏角的定义同井眼方位角 于 SPE 年度技术大会, 休斯顿,2004 年 9 月 26 日 的定义类似 了解更多有关磁场方向的内容, 请参 至 29 日 阅 Campbell WH: 地磁场简介 第 2 版, 剑桥, 12. Williamson, 参考文献 10 英格兰, 剑桥大学出版社,2003 年 13. Love JJ: 地球和空间的磁场监测, 今日物 理 第 61 卷, 第 2 期 (2008 年 2 月 ), 第 页 2013 年秋季刊 35

38 轨道面上的线 N 磁极轴线 S 地球自转轴 物理学家已经得出结论 : 地球主磁场在地球液体外核内通过自激发电作用产生 约 95% 地球表面测得总磁场的 95% 左右来自这一主磁场, 可将很大一部分主磁场描述为位于地心处 相对地球自转轴倾斜大约 11 的偶极的磁场 ( 见左图 ) 主磁场强度在两极附近约为 nt, 在赤道附近约为 nt 14 但另一方面, 在主磁场的形成中还存在显著的非偶极作用因素, 这使得主磁场的数学表示和图解表示变得复杂化 ( 见左下图 ) 这里还存在另一复杂情况 : 地核内部变化导致的主磁场变化缓慢 非偶极分量相对强度发生变化, 磁偶极轴极位置本身随时间发生漂移 ( 见上图 ) 15 > 地磁场简化图 地球主磁场被描述为磁极位于地核 ( 棕色底纹标示部位 ) 的地心倾斜偶极的理想化磁场 磁通线 ( 红线 ) 从靠近地理南极的地方向外发散, 穿过地球表面, 再从靠近地理北极的地方进入地球 偶极轴线上的这些位置点即为磁南极和磁北极, 但内部偶极的极性是相反的 地理北极和南极位于地球自转轴 两条轴线与地球自转轨道平面相对倾斜 13. Akasofu S-I,Lanzerotti LJ: 地球磁层, 今日地理 第 28 卷, 第 12 期 (1975 年 12 月 ) : 第 页 Jacobs JA (ed): 地磁学 第 1 册, 美国弗罗里达州奥兰多市 : 美国学术出版社,1987 年 Jacobs JA (ed): 地磁学 第 3 册, 美国加利福尼亚州圣地亚哥市 : 美国学术出版社,1989 年 Merrill RT,McElhinny MW, McFadden PL: 地球磁场: 古地磁学 地核和深部地幔, 美国加利福尼亚州圣地亚哥市 : 美国学术出版社, 国际地球物理学系列, 第 63 册,1996 年 Campbell, 见参考文献 5 Lanza R,Meloni A: 地磁学: 地质学者入门知识, 柏林 : 施普林格出版集团,2006 年 Auster H-U: 如何测量地磁场, 今日地理 第 61 卷, 第 2 期 (2008 年 2 月 ): 第 页 Love, 见参考文献 > 地球磁场等赤纬圈线 ( 等偏线 ) 上磁偏角的值 在被红线 ( 或等正赤纬线 ) 包围的区域内, 罗盘指向真北偏东 等负赤纬线为蓝线, 在该线包围的区域内罗盘指向真北偏西 在绿色无 偏角线上, 磁偏角为零, 指向磁北和真北的方向是同一个方向 图上所示磁场为 2010 年国际 地磁参考场 摘自 历史上的主要磁场变化及磁偏角, 环境科学协作研究所 (CIRES) 地磁学, 访问日期 :2013 年 6 月 24 日 ) 通常用符号 B 表示磁感应强度, 用磁力计检测磁感应强度 B 的 SI( 国际单位制 ) 单位为特斯拉 (T ), 厘米克秒 (CGS) 单位制单位为高斯 (G) ; 常用单位为伽马, 即 10 9 T=1 nt 15. 时间变化, 也称为长期变化, 要求必须对磁场图和磁场模型进行定期更新 这种变化由两种地心运动过程引起 第一种过程与主偶极磁场有关, 以数百年甚或数千年为时间尺度进行运作 第二种过程与非偶极磁场变化有关, 运作的时间尺度约为数十年 更多有关长期变化的内容, 详见 Lanza 和 Meloni, 参考文献 岩石形成过程中, 岩石中的磁性物质受到地磁场的作用, 造成岩石剩磁 火成岩冷却时保留了热剩余磁性 有些岩石通过化学反应形成磁性晶粒而产生剩磁 当磁性晶粒在沉积物沉降过程中与磁场相互作用时, 沉积岩即保留了剩余磁性 剩磁现象同样会出现在铁磁质上, 例如套管或钻杆内的钢材因受到地磁场或工业磁场源的作用, 就会产生剩磁 36