注水井井筒完整性設計方法

張智 楊昆 劉和興 李磊 梁繼文

1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室；2.中海油(中國)有限公司湛江分公司

提高原油采收率是石油開采歷史中一直面臨的問題，在利用天然能量采油階段結束之后，通常進行補充地層能量采油，其中最簡單高效的方法就是注水。注水開發有著低成本、技術簡單的特點，是目前普遍采用的補充地層能量方法。從開發方式上看，目前國內油田仍是以注水開發為主體，水驅油田所占有的儲量占目前國內油田總儲量的約80%［1］。注水井長期的生產和注水作業給井筒完整性帶來較大挑戰，塔河油田2010—2015年對注水井檢管26井次，其中井下事故3井次，存在穿孔等嚴重腐蝕23井次，占比88%。隨著注水開發的井越來越多，由于注水導致的井筒完整性失效問題也逐年上升，主要問題包括：注入水含腐蝕性介質導致井下管柱腐蝕嚴重，腐蝕后剩余強度難以滿足注水和生產要求；注采過程中溫度和壓力波動造成管柱承受較大的應力，易出現疲勞失效的情況；管柱受力導致封隔性能差、注水管柱得不到保護、工作壽命短、密封效果不好，甚至解封等后果［2-4］。

上述問題的出現會造成重大的井下事故和經濟損失，嚴重影響油田的生產開發。許多地區(如新疆、四川等地)的井下作業事故就是由于完井設備設計不合理、作業程序不規范導致。針對近年來井筒完整性問題日益突出的現狀，國內相關學者開始重點關注油氣井在各個階段的井筒完整性管理［5-10］、不同類型井的井筒完整性管理［11-16］、引發井筒完整性問題的因素［17-22］。就目前的研究來看，對注水井的研究多集中于注水驅油原理、提高采收率措施、注水新工藝、新方法等方面［23-29］，而針對注水井的井筒完整性設計研究相對較少。作為現在國際石油界推崇和認可的井筒完整性標準，NORSOK D-010［30］并未嚴格區分生產井與注水井，而對兩者用統一的井筒屏障劃分方法對待，存在一些不足。注水井井筒內流體流動方向與生產井具有較大差異，因此井下安全閥及其上部油管段的屏障劃分問題有待考究。注水井目的層壓力普遍較低，原油不具備自噴條件，井下安全閥的緊急關斷功能將不再是它成為第一級屏障部件的關鍵因素，其功能完全可以由井口采油樹主閥替代。注水井多為長期生產的老井轉注，井筒完整性問題逐漸顯露。對于注水井井筒完整性面臨的問題，從注水井的井屏障設置出發，展開了注水井井筒完整性設計方法探討。

1 NORSOK D-010的井屏障設置

挪威NORSOK D-010將井筒完整性定義為 “應用技術、操作和編制的解決方案來減少井的生命周期內不受控制的地層流體泄漏”。為了阻止這種不受控制的地層流體泄漏，在油氣井建井初期就需要設置若干層井筒屏障。井筒屏障定義為可有效阻止不希望出現的地層流動的井筒組件及所采取的技術，這些屏障的集合體稱之為井筒屏障系統。

1.1 設置原則

注水井由于注采工況復雜，井屏障的設置必須滿足以下原則：應具有較高的可靠性，可以承受周期注采工況下較大幅度的溫度壓力波動；各級屏障必須可以用相關的方法進行檢驗，如試壓、性能測試等；確保井屏障出現失效的可能性為最低，以保證井筒流體被有效封隔；當某級屏障失效時，可以對已失效的井屏障進行恢復或建立另一級替代井屏障；對可以進行監控的井屏障部件，能夠隨時確定井筒部件所處位置、運行狀態和完整性情況；對不同的井單獨設計有針對性的井屏障，盡可能地避免采用通用方法來進行設計。

注水井服役期間進行井筒完整性管理，針對井屏障應采取相應措施降低其失效風險：所有與井筒壓力直接接觸的井口設備，可遵循“雙重保障”原則，如2個生產主閥與井下安全閥串聯使用；當有管柱下入井中，油氣井屏障中至少有1個單元能夠剪斷該管柱，并且油氣井屏障能夠在管柱被切斷之后封閉井筒；明確下入井筒的管柱上不可剪切的部件；當有1組長的不可剪切部件組成的管柱下入井筒，應具備一個屏障單元(如環形防噴器)匹配下入井筒的不可剪切部件組成的管柱，完成對井筒的密封，同時應制定一個處理井控問題的程序或方案。

1.2 井屏障設置

油田的注水進行在油井的生產階段，NORSOK D-010標準將生產/注入階段的井筒屏障劃分為第一和第二井屏障，規定的第一井屏障為井下安全閥、閥下油管段、生產封隔器組成的封隔單元；第二井屏障規定為生產套管、生產套管水泥環、套管頭、油管掛及采油樹，如圖1所示。《OLF井筒完整性推薦導則》［31］對這種劃分方法進行了修正與完善，將尾管水泥環、尾管及尾管封隔器納入第一井屏障范疇，如圖2所示。

圖1 NORSOK D-010一般注水井井筒屏障系統Fig.1 General well barrier system of water injector in NORSOK D-010

圖2《OLF井筒完整性推薦導則》一般采油氣井井筒屏障系統Fig.2 General well barrier system of oil/gas producer in “Recommended Guidance on OLF Well Integrity”

1.3 當前屏障設置的局限性

注水期間，注入水從井口向井底流動，若采油樹主閥與井下安全閥之間的油管段失效，井下安全閥的關閉并不能阻止流體流向第二道屏障，表示第一級井筒屏障已經失效，故目前的注水井一級屏障劃分方法是不合理的。

受采油工藝的影響，部分注水井油管內下有抽油泵、抽油桿等工具，使得注入水無法從油管內注入。對于這類注水井，通常采用油套環空注入，因此未下入生產封隔器，導致井筒一級屏障不完整，僅存在第二級屏障，NORSOK D-010標準的井筒屏障劃分方法將不再適用。

2 注水井井筒完整性設計

常規注水井的整個生命周期內，將經歷建井階段(包括鉆井、完井、測試)、生產階段、注水階段以及修井、棄井階段。如圖3所示，圖中虛線框表示注水井可能不含采油階段。NORSOK D-010標準分別對以上各個階段給出了油氣井井筒屏障的設置方法，而對生產與注水階段的井筒屏障劃分并未嚴格區分，但是對于注水井來說，由于注水作業的特殊性，必須對注水階段特別考慮。將主要從注水對井筒完整性的影響出發，分析優化注水階段的井筒屏障，在此基礎上給出注水井井筒完整性設計方法。

圖3注水井全生命周期作業Fig.3 Whole-life-cycle operation of water injector

2.1 推薦的井屏障設置

針對NORSOK D-010 標準中注水井井屏障設置的局限性，將采油樹主閥及其下部與管內流體直接接觸的油管段劃為井筒屏障部件。由于注水多在地層能量枯竭后進行，因此注水井的地層壓力一般較小，此時的井多不具備自噴的條件，故用采油樹主閥替代一級屏障中的井下安全閥。如圖4所示為常規的生產/注入井井口裝置示意圖，考慮到一號主閥在生產及注水過程中處于開啟狀態，當二號主閥出現失效時，關閉一號主閥可達到關井目的，因此將二號主閥劃入第一井屏障、一號主閥劃入第二井屏障。基于上述特殊考慮，推薦的注水井井筒屏障如圖5所示。

圖4常規的生產/注入井井口裝置Fig.4 Conventional wellhead device of producer/injector

圖5推薦的注水井井筒屏障系統(帶封隔器)Fig.5 Recommended well barrier system of water injector (with packer)

受采油工藝影響，目前國內部分注水井采取反注或光油管柱的注水方式。這種注水井無生產封隔器，使得井筒僅存在一道屏障，將與注入水直接接觸的井筒部件歸為井屏障系統，如圖6所示。

圖6推薦的注水井井筒屏障系統(無封隔器)Fig.6 Recommended well barrier system of water injector (without packer)

NORSOK D-010標準中明確規定“有入流源和油氣層的油氣井應該有2道或更多道獨立的井筒機械屏障”，因此圖5所示的無生產封隔器的注水井不適用于生產，應作為單元注水井。對于這種只有1道機械屏障的井，需要在預定層位進行入流測試，以確認該井沒有入流［8］。需要指出的是，“第一”井屏障與“第二”井屏障是指阻止不受控制的地層流體泄漏的“第一道防線”和“第二道防線”，不代表其重要性［13］。井筒完整性管理理念應貫穿于整個油氣井的生命周期，包括建井前的井屏障設計與井筒壽命預測、油氣井投產后的作業參數設定與腐蝕控制、各階段的資料記錄等，下文將針對以上各方面討論注水井井筒完整性設計方法。

2.2 井屏障失效因素分析

注水井井筒完整性失效主要體現為井屏障部件的腐蝕、疲勞斷裂、密封失效等形式，造成上述情況的原因可總結為腐蝕因素和力學因素，這2個因素通常同時出現，加劇井筒完整性失效。

2.2.1 腐蝕因素(1)溶解氧影響。注水井不密閉流程導致注入水中含有一定量的溶解氧，井筒受到含有飽和溶解氧的注入水影響發生吸氧腐蝕。氧溶解在碳鋼表面水膜發生電化學腐蝕，其電極反應為

碳鋼表面形成腐蝕產物膜Fe(OH)2較為疏松，氯離子半徑小，向腐蝕坑內遷移，發生水解，孔內pH 值下降，酸度增加，促進Fe 不斷腐蝕溶解，隨著反應進行，坑內溶解氧濃度降低，腐蝕產物不斷形成堆積在碳鋼表面，OH?減少，坑內呈正電荷，氯離子不斷進入坑內以平衡電位，不斷水解使得陽極溶解加速，腐蝕坑不斷加深，坑內外溶解氧呈現一定的濃度差，腐蝕產物起到閉塞作用，形成自催化氧濃差閉塞電池。通過研究表明，吸氧腐蝕速率與氧濃度在一定范圍內正相關。

氧的引入對腐蝕具有顯著加速作用，即使質量分數非常低(＜1 ppm)，也能導致嚴重的腐蝕。有研究表明，同等條件下，O2對碳鋼的腐蝕速率是CO2的80倍、H2S的400 倍。單位質量的O2可使2.3~3.5倍的鐵腐蝕變為Fe2O3或FeO。

(2)溶解CO2影響。CO2腐蝕過程為氣相CO2遇水形成酸，酸電離出的H+的濃度較大并被還原成H原子，形成的FeS、FeCO3腐蝕產物膜容易破損或脫落形成點蝕坑，成為小的閉塞電池，隨著坑內CO2消耗殆盡，使得點蝕坑內金屬陽離子不斷增加，其水解作用導致氫離子活度增加，即發生酸化作用，pH 值降低。為了維持點蝕坑內溶液的電中性，點蝕坑外部的陰離子將向點蝕坑內遷移，尤其是腐蝕介質中的Cl?將優先擴散到點蝕坑內部并富集，造成界面濃度差的電偶腐蝕及點蝕坑內酸度增加，使點蝕坑內腐蝕反應加劇，類似閉塞電池效應。具體反應過程見參考文獻[24]。

2.2.2 力學因素由于注水與生產等不同工況的周期交替，注水井井筒屏障部件所處的溫度壓力將出現周期波動，造成其受力非常復雜。如圖7 所示，分別模擬了國內某注水井井筒溫度壓力場，發現溫度波動范圍超過70℃，壓力波動范圍超過20 MPa。

圖7塔河油田某注水井井筒溫度壓力場模擬結果Fig.7 Simulated wellbore temperature and pressure fields in one certain water injector of Tahe Oilfield

溫度壓力波動給注水管柱帶來的受力與變形可總結為活塞效應、螺旋彎曲效應、鼓脹效應、溫度效應。4種效應可能出現一個或多個，共同作用下形成井筒載荷。井筒載荷與腐蝕耦合作用，影響井筒完整性，制約著井筒服役壽命［32-35］。

(1)活塞效應。活塞力是指管柱內外壓力引起的管柱受力，而這種內外壓力作用于管柱變徑處或密封端面造成的管柱變形稱為活塞效應。

(2)螺旋彎曲效應。注入水的壓力作用在注水管柱上，會形成一個沿管柱徑向的內壓力，而環空內同時存在一個與其相反的外擠力，對于帶封隔器的井，當封隔器上部某點外擠力小于內壓力，注水管柱將發生螺旋彎曲效應。

(3)鼓脹效應。注水管柱內壓力與外壓力不平衡造成的管柱擴徑或縮徑現象稱為鼓脹效應。需要注意的是，當管柱的直徑發生變化時，勢必會對管柱長度造成影響，若管柱兩端固定，這種軸向形變趨勢將轉變為軸向受力，對封隔器、井口裝置、管柱及其連接件產生影響。

(4)溫度效應。溫度的改變將造成井筒部件產生形變，這種形變轉化為管柱受力，稱為溫度效應。

2.3 關鍵部件設計

研究建立的注水井井屏障組件如表1所示。

表1注水井井屏障部件Table 1 Well barrier components of water injector

井屏障組件可以歸納為油套管柱、井口裝置、封隔器、懸掛、水泥環、采油樹、各類密封裝置等，NORSOK D-010中對井筒屏障組件的驗收標準給出了59個表格。考慮到注水作業的特殊性，從注水井應重點關注的生產封隔器、套管柱、環空閥門、采油樹4個關鍵井屏障部件的設計展開討論。

(1)生產封隔器。生產封隔器是注水井一級屏障的組成部分，一口注水井是否下入封隔器直接決定了該井的井屏障數量，進而決定了該井能否用于生產。較之生產井，注水井的封隔器受到的來自其下部的壓力更大，下部壓力除了油管內液柱的壓力之外，還受到井口的注水泵壓影響，若A 環空內無液體存在，封隔器上下壓差將更大。此外，注水階段的井筒溫度較之生產階段會更低，周期注采會導致井筒的溫度周期波動，除了溫度效應引起管柱受力變化導致的封隔器膠筒密封性能改變，環空內溫度壓力波動導致封隔器受力更為復雜。因此，應找出封隔器主體及其密封件承受最大壓差的工況，計算最大壓差值，并按照ISO 14310標準規定的方法進行測試。驗收標準中要求“封隔器的安裝深度應確保封隔器下方套管的任何泄漏都將由套管外的井屏障系統控制”，結合圖5注水井屏障的劃分可以看出，封隔器應安裝于生產套管水泥返深點以下(建議自封隔器安裝深度向上，生產套管應具有25 m 以上連續優質固井段)。除此之外，對于注水井，還應從注水層位及注水替油效率等方面來確定封隔器安裝深度。

(2)套管。套管是封隔井筒內流體(包括井內產出/注入流體、環空流體)與地層流體的一道機械屏障，尾管屬于第一井屏障，生產套管屬于第二井屏障(尾管懸掛封隔器與生產封隔器之間的生產套管屬于第一井屏障)。對于正注的注水井，這類井多帶有生產封隔器，封隔器以下生產套管段及尾管段與注入水直接接觸，注入水中的腐蝕介質將直接作用于管柱，加之井底的高溫高壓，腐蝕將被加劇；封隔器以上的套管段，受油管內注采流體溫度壓力的周期波動影響，容易造成A 環空帶壓。對于反注的注水井，由于這類井僅有第二級屏障，因此只能用作單注井，受注水排量、注水壓力、地層吸水能力等因素的影響，全井段均可能與注入水直接接觸，并可能受較大的壓力。可以看出，套管在注水井中扮演著十分重要的角色，而其服役環境又較為惡劣，因此必須重點考慮。基于上述分析，結合驗收標準，注水井的套管設計必須遵循以下要求：管體和管柱連接件應考慮整個生命周期內可能受到的最大載荷，管柱在服役中的溫度效應、腐蝕、磨損等影響應在設計之初按最嚴苛條件予以考慮，并進行壽命預測；關于管柱的抗外擠、抗內壓及抗拉強度應明確記錄，管柱的強度設計可以基于確定性或概率性模型進行；與管內流體直接接觸的管段應具有氣密封螺紋。

(3)環空閥門。采用反注的注水井，注入水從油套環空進入井筒，井內無生產封隔器，井筒僅有一道屏障。井口處的A 環空閥門不僅可用以注水及套壓監測，更是井屏障的重要組成部分。由于此類井僅作單元注水井，作為注入閥，A 環空閥門長期與注入水接觸，因此在服役初期必須每1個月進行一次泄漏測試，直到連續3 次測試為合格后，可改為每3個月測試一次，在此基礎之上再連續3次測試合格后，便可每6個月進行一次測試，最終的測試頻率可維持在6個月。此外，作為注水井唯一屏障的部件，環空閥門的緊急關閉功能務必保持正常，其緊急關閉功能應每年測試一次，并驗證對閥門關閉信號的響應及關閉時間是否在可接受范圍。

(4)采油樹。采油樹作為與注入水最先接觸的井筒屏障部件，其設計與選擇應符合ISO 10423標準要求。目前國內的油氣井一般在采油樹的主通道上串聯有2個主閥，下部為1號手動主閥，上部為2號液動主閥。在油氣井生產或注水過程中，2號液動主閥用以調節井筒的開關狀態，1號手動主閥用以緊急關斷。注水井井筒屏障將采油樹2號主閥納入一級屏障范疇，因此需要特別考慮。主閥屬于采油樹的組件，NORSOK D-010給出了采油樹的驗收標準，其中對液動主閥和手動主閥提出了明確要求，應嚴格執行。

2.4 腐蝕控制

注水井的腐蝕控制主要體現在注入水水質指標的控制，SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》給出了注入水的水質控制指標［36-37］，如表2所示(1＜n＜10；清水水質指標中去掉含油量)。

SY/T 5329—2012標準要求注入水溶解氧含量小于0.10 mg/L，見表3。其中，侵蝕性二氧化碳含量等于0時注入水穩定；大于0時此水可溶解碳酸鈣并對注水設施有腐蝕作用；小于0時有碳酸鹽沉淀出現。水中含亞鐵時，由于鐵細菌作用可將二價鐵轉化為三價鐵而生成氫氧化鐵沉淀。當水中含硫化物(S2?)時，可生成FeS沉淀，使水中懸浮物增加。

油田在注水之前，多會對注入水進行處理，但是在注入水的管線或運水車運輸途中，難免會溶入一定量的O2和CO2。生產階段，受產出流體影響，管柱受CO2、H2S等介質的腐蝕較為嚴重；注水階段，由于注入水很難避免O2的溶入，管柱還將發生氧腐蝕；若流體中還溶入了Cl?，腐蝕將被加劇。作者所在的研究團隊有研究結果顯示，注水井的不同時期，井筒腐蝕規律有所不同，生產階段主要為CO2/H2S等介質產生的腐蝕，注水階段主要為溶解氧腐蝕，從總體來看，注水井腐蝕主要為注水井階段的氧腐蝕(注水半年以上注水井，注水腐蝕量達總腐蝕量90%以上)。因此，必須嚴格控制注入水腐蝕介質含量，應在井口處設置溶解氧含量檢測裝置，對注入水中氧含量進行實時監控。

表2推薦水質主要控制指標Table 2 Recommended main water quality control indicators

表 3推薦水質輔助性控制指標Table 3 Recommended auxiliary water quality indicators

2.5 壽命預測

應考慮注水井的歷史注采參數，對注水井井筒進行壽命預測。注水井井筒的壽命預測是基于管柱的腐蝕展開的，所以必須對注水管柱進行腐蝕預測，腐蝕預測可以使用經驗證可靠的腐蝕預測模型進行，模型可靠性的驗證可通過實驗數據校驗、現場數據對比完成。此外，可直接模擬注水井井下環境，開展室內實驗，利用實驗數據預測注水管柱腐蝕情況，實驗的進行可參考NACE RP0775標準。

2.6 作業參數控制及井資料記錄

2.6.1 作業參數控制注水井的基本操作參數應保持在井的完井設計參數界限以內，應確定注水井在注水、生產、關井、修井等不同服役工況下的極限載荷，將其融入到建井設計之中。若在注水井的生命周期內，出現操作參數超過設計參數的情況，應參照相關標準進行重新驗證，以確定當前的設計是否能滿足井的安全運行要求，并進行記錄。

2.6.2 注水井資料記錄注水井的資料必須詳細記錄在移交文件中，當注水井服役工況產生變化時，交接人員務必提供完整的移交文件。生產/注水-修井作業移交文件所包含的內容如表4所示。注水井服役工況主要為鉆井、生產、注水，移交文件內容如表5所示。

表 4生產/注水-修井作業移交文件Table 4 Production/water injection-workover operation handover file

3 設計流程

研究建立的注水井井筒完整性設計流程如圖8所示，主要包含井屏障設置、腐蝕控制與壽命預測、作業參數及移交文件這3個主要部分。

表 5鉆井-生產-注水作業移交文件Table 5 Drilling-production-water injection operation handover file

圖8注水井完整性設計流程Fig.8 Design process of water injector integrity

4 結論

(1)參考挪威NORSOK D-010標準，結合生產實際及已有研究成果，建立了注水井井屏障系統，將井下安全閥劃出第一級井屏障，將井下安全閥以上油管柱及部件、采油樹二號主閥劃入第一級井屏障。對于無生產封隔器的注水井，其井筒屏障不適用于生產，應僅用于單元注水，并確認無入流源。

(2)注水井腐蝕主要為注水井階段的氧腐蝕，建議嚴格控制注水水質，對溶解氧含量應重點監測；應將井筒完整性管理理念貫穿于井的整個生命周期，建議在建井之初進行井筒服役壽命預測；對作業參數應形成一定標準，并嚴格執行，井史資料及修井記錄必須完整記錄。

(3)給出了注水井井筒完整性設計方法，形成了包含井屏障部件設計、腐蝕控制、壽命預測、作業參數控制、井資料記錄與移交共5個方面的注水井井筒完整性設計流程，為注水井井筒完整性管理提供了技術參考和指導。