注水井井筒完整性設(shè)計(jì)方法

張智 楊昆 劉和興 李磊 梁繼文

1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中海油(中國(guó))有限公司湛江分公司

提高原油采收率是石油開(kāi)采歷史中一直面臨的問(wèn)題，在利用天然能量采油階段結(jié)束之后，通常進(jìn)行補(bǔ)充地層能量采油，其中最簡(jiǎn)單高效的方法就是注水。注水開(kāi)發(fā)有著低成本、技術(shù)簡(jiǎn)單的特點(diǎn)，是目前普遍采用的補(bǔ)充地層能量方法。從開(kāi)發(fā)方式上看，目前國(guó)內(nèi)油田仍是以注水開(kāi)發(fā)為主體，水驅(qū)油田所占有的儲(chǔ)量占目前國(guó)內(nèi)油田總儲(chǔ)量的約80%［1］。注水井長(zhǎng)期的生產(chǎn)和注水作業(yè)給井筒完整性帶來(lái)較大挑戰(zhàn)，塔河油田2010—2015年對(duì)注水井檢管26井次，其中井下事故3井次，存在穿孔等嚴(yán)重腐蝕23井次，占比88%。隨著注水開(kāi)發(fā)的井越來(lái)越多，由于注水導(dǎo)致的井筒完整性失效問(wèn)題也逐年上升，主要問(wèn)題包括：注入水含腐蝕性介質(zhì)導(dǎo)致井下管柱腐蝕嚴(yán)重，腐蝕后剩余強(qiáng)度難以滿足注水和生產(chǎn)要求；注采過(guò)程中溫度和壓力波動(dòng)造成管柱承受較大的應(yīng)力，易出現(xiàn)疲勞失效的情況；管柱受力導(dǎo)致封隔性能差、注水管柱得不到保護(hù)、工作壽命短、密封效果不好，甚至解封等后果［2-4］。

上述問(wèn)題的出現(xiàn)會(huì)造成重大的井下事故和經(jīng)濟(jì)損失，嚴(yán)重影響油田的生產(chǎn)開(kāi)發(fā)。許多地區(qū)(如新疆、四川等地)的井下作業(yè)事故就是由于完井設(shè)備設(shè)計(jì)不合理、作業(yè)程序不規(guī)范導(dǎo)致。針對(duì)近年來(lái)井筒完整性問(wèn)題日益突出的現(xiàn)狀，國(guó)內(nèi)相關(guān)學(xué)者開(kāi)始重點(diǎn)關(guān)注油氣井在各個(gè)階段的井筒完整性管理［5-10］、不同類(lèi)型井的井筒完整性管理［11-16］、引發(fā)井筒完整性問(wèn)題的因素［17-22］。就目前的研究來(lái)看，對(duì)注水井的研究多集中于注水驅(qū)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(duì)注水井的井筒完整性設(shè)計(jì)研究相對(duì)較少。作為現(xiàn)在國(guó)際石油界推崇和認(rèn)可的井筒完整性標(biāo)準(zhǔn)，NORSOK D-010［30］并未嚴(yán)格區(qū)分生產(chǎn)井與注水井，而對(duì)兩者用統(tǒng)一的井筒屏障劃分方法對(duì)待，存在一些不足。注水井井筒內(nèi)流體流動(dòng)方向與生產(chǎn)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(wèn)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(guān)斷功能將不再是它成為第一級(jí)屏障部件的關(guān)鍵因素，其功能完全可以由井口采油樹(shù)主閥替代。注水井多為長(zhǎng)期生產(chǎn)的老井轉(zhuǎn)注，井筒完整性問(wèn)題逐漸顯露。對(duì)于注水井井筒完整性面臨的問(wèn)題，從注水井的井屏障設(shè)置出發(fā)，展開(kāi)了注水井井筒完整性設(shè)計(jì)方法探討。

1 NORSOK D-010的井屏障設(shè)置

挪威NORSOK D-010將井筒完整性定義為 “應(yīng)用技術(shù)、操作和編制的解決方案來(lái)減少井的生命周期內(nèi)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(shè)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(xiàn)的地層流動(dòng)的井筒組件及所采取的技術(shù)，這些屏障的集合體稱之為井筒屏障系統(tǒng)。

1.1 設(shè)置原則

注水井由于注采工況復(fù)雜，井屏障的設(shè)置必須滿足以下原則：應(yīng)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(dòng)；各級(jí)屏障必須可以用相關(guān)的方法進(jìn)行檢驗(yàn)，如試壓、性能測(cè)試等；確保井屏障出現(xiàn)失效的可能性為最低，以保證井筒流體被有效封隔；當(dāng)某級(jí)屏障失效時(shí)，可以對(duì)已失效的井屏障進(jìn)行恢復(fù)或建立另一級(jí)替代井屏障；對(duì)可以進(jìn)行監(jiān)控的井屏障部件，能夠隨時(shí)確定井筒部件所處位置、運(yùn)行狀態(tài)和完整性情況；對(duì)不同的井單獨(dú)設(shè)計(jì)有針對(duì)性的井屏障，盡可能地避免采用通用方法來(lái)進(jìn)行設(shè)計(jì)。

注水井服役期間進(jìn)行井筒完整性管理，針對(duì)井屏障應(yīng)采取相應(yīng)措施降低其失效風(fēng)險(xiǎn)：所有與井筒壓力直接接觸的井口設(shè)備，可遵循“雙重保障”原則，如2個(gè)生產(chǎn)主閥與井下安全閥串聯(lián)使用；當(dāng)有管柱下入井中，油氣井屏障中至少有1個(gè)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(dāng)有1組長(zhǎng)的不可剪切部件組成的管柱下入井筒，應(yīng)具備一個(gè)屏障單元(如環(huán)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(duì)井筒的密封，同時(shí)應(yīng)制定一個(gè)處理井控問(wèn)題的程序或方案。

1.2 井屏障設(shè)置

油田的注水進(jìn)行在油井的生產(chǎn)階段，NORSOK D-010標(biāo)準(zhǔn)將生產(chǎn)/注入階段的井筒屏障劃分為第一和第二井屏障，規(guī)定的第一井屏障為井下安全閥、閥下油管段、生產(chǎn)封隔器組成的封隔單元；第二井屏障規(guī)定為生產(chǎn)套管、生產(chǎn)套管水泥環(huán)、套管頭、油管掛及采油樹(shù)，如圖1所示?！禣LF井筒完整性推薦導(dǎo)則》［31］對(duì)這種劃分方法進(jìn)行了修正與完善，將尾管水泥環(huán)、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(tǒng)Fig.1 General well barrier system of water injector in NORSOK D-010

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

1.3 當(dāng)前屏障設(shè)置的局限性

注水期間，注入水從井口向井底流動(dòng)，若采油樹(shù)主閥與井下安全閥之間的油管段失效，井下安全閥的關(guān)閉并不能阻止流體流向第二道屏障，表示第一級(jí)井筒屏障已經(jīng)失效，故目前的注水井一級(jí)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(nèi)下有抽油泵、抽油桿等工具，使得注入水無(wú)法從油管內(nèi)注入。對(duì)于這類(lèi)注水井，通常采用油套環(huán)空注入，因此未下入生產(chǎn)封隔器，導(dǎo)致井筒一級(jí)屏障不完整，僅存在第二級(jí)屏障，NORSOK D-010標(biāo)準(zhǔn)的井筒屏障劃分方法將不再適用。

2 注水井井筒完整性設(shè)計(jì)

常規(guī)注水井的整個(gè)生命周期內(nèi)，將經(jīng)歷建井階段(包括鉆井、完井、測(cè)試)、生產(chǎn)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(biāo)準(zhǔn)分別對(duì)以上各個(gè)階段給出了油氣井井筒屏障的設(shè)置方法，而對(duì)生產(chǎn)與注水階段的井筒屏障劃分并未嚴(yán)格區(qū)分，但是對(duì)于注水井來(lái)說(shuō)，由于注水作業(yè)的特殊性，必須對(duì)注水階段特別考慮。將主要從注水對(duì)井筒完整性的影響出發(fā)，分析優(yōu)化注水階段的井筒屏障，在此基礎(chǔ)上給出注水井井筒完整性設(shè)計(jì)方法。

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

2.1 推薦的井屏障設(shè)置

針對(duì)NORSOK D-010 標(biāo)準(zhǔn)中注水井井屏障設(shè)置的局限性，將采油樹(shù)主閥及其下部與管內(nèi)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(jìn)行，因此注水井的地層壓力一般較小，此時(shí)的井多不具備自噴的條件，故用采油樹(shù)主閥替代一級(jí)屏障中的井下安全閥。如圖4所示為常規(guī)的生產(chǎn)/注入井井口裝置示意圖，考慮到一號(hào)主閥在生產(chǎn)及注水過(guò)程中處于開(kāi)啟狀態(tài)，當(dāng)二號(hào)主閥出現(xiàn)失效時(shí)，關(guān)閉一號(hào)主閥可達(dá)到關(guān)井目的，因此將二號(hào)主閥劃入第一井屏障、一號(hào)主閥劃入第二井屏障?；谏鲜鎏厥饪紤]，推薦的注水井井筒屏障如圖5所示。

圖4常規(guī)的生產(chǎn)/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(tǒng)(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(guó)內(nèi)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(wú)生產(chǎn)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(tǒng)，如圖6所示。

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

NORSOK D-010標(biāo)準(zhǔn)中明確規(guī)定“有入流源和油氣層的油氣井應(yīng)該有2道或更多道獨(dú)立的井筒機(jī)械屏障”，因此圖5所示的無(wú)生產(chǎn)封隔器的注水井不適用于生產(chǎn)，應(yīng)作為單元注水井。對(duì)于這種只有1道機(jī)械屏障的井，需要在預(yù)定層位進(jìn)行入流測(cè)試，以確認(rèn)該井沒(méi)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(yīng)貫穿于整個(gè)油氣井的生命周期，包括建井前的井屏障設(shè)計(jì)與井筒壽命預(yù)測(cè)、油氣井投產(chǎn)后的作業(yè)參數(shù)設(shè)定與腐蝕控制、各階段的資料記錄等，下文將針對(duì)以上各方面討論注水井井筒完整性設(shè)計(jì)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(xiàn)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(jié)為腐蝕因素和力學(xué)因素，這2個(gè)因素通常同時(shí)出現(xiàn)，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(dǎo)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(fā)生吸氧腐蝕。氧溶解在碳鋼表面水膜發(fā)生電化學(xué)腐蝕，其電極反應(yīng)為

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

氧的引入對(duì)腐蝕具有顯著加速作用，即使質(zhì)量分?jǐn)?shù)非常低(＜1 ppm)，也能導(dǎo)致嚴(yán)重的腐蝕。有研究表明，同等條件下，O2對(duì)碳鋼的腐蝕速率是CO2的80倍、H2S的400 倍。單位質(zhì)量的O2可使2.3~3.5倍的鐵腐蝕變?yōu)镕e2O3或FeO。

(2)溶解CO2影響。CO2腐蝕過(guò)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(chǎn)物膜容易破損或脫落形成點(diǎn)蝕坑，成為小的閉塞電池，隨著坑內(nèi)CO2消耗殆盡，使得點(diǎn)蝕坑內(nèi)金屬陽(yáng)離子不斷增加，其水解作用導(dǎo)致氫離子活度增加，即發(fā)生酸化作用，pH 值降低。為了維持點(diǎn)蝕坑內(nèi)溶液的電中性，點(diǎn)蝕坑外部的陰離子將向點(diǎn)蝕坑內(nèi)遷移，尤其是腐蝕介質(zhì)中的Cl?將優(yōu)先擴(kuò)散到點(diǎn)蝕坑內(nèi)部并富集，造成界面濃度差的電偶腐蝕及點(diǎn)蝕坑內(nèi)酸度增加，使點(diǎn)蝕坑內(nèi)腐蝕反應(yīng)加劇，類(lèi)似閉塞電池效應(yīng)。具體反應(yīng)過(guò)程見(jiàn)參考文獻(xiàn)[24]。

2.2.2 力學(xué)因素由于注水與生產(chǎn)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(xiàn)周期波動(dòng)，造成其受力非常復(fù)雜。如圖7 所示，分別模擬了國(guó)內(nèi)某注水井井筒溫度壓力場(chǎng)，發(fā)現(xiàn)溫度波動(dòng)范圍超過(guò)70℃，壓力波動(dòng)范圍超過(guò)20 MPa。

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

溫度壓力波動(dòng)給注水管柱帶來(lái)的受力與變形可總結(jié)為活塞效應(yīng)、螺旋彎曲效應(yīng)、鼓脹效應(yīng)、溫度效應(yīng)。4種效應(yīng)可能出現(xiàn)一個(gè)或多個(gè)，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(yīng)?；钊κ侵腹苤鶅?nèi)外壓力引起的管柱受力，而這種內(nèi)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(yīng)。

(2)螺旋彎曲效應(yīng)。注入水的壓力作用在注水管柱上，會(huì)形成一個(gè)沿管柱徑向的內(nèi)壓力，而環(huán)空內(nèi)同時(shí)存在一個(gè)與其相反的外擠力，對(duì)于帶封隔器的井，當(dāng)封隔器上部某點(diǎn)外擠力小于內(nèi)壓力，注水管柱將發(fā)生螺旋彎曲效應(yīng)。

(3)鼓脹效應(yīng)。注水管柱內(nèi)壓力與外壓力不平衡造成的管柱擴(kuò)徑或縮徑現(xiàn)象稱為鼓脹效應(yīng)。需要注意的是，當(dāng)管柱的直徑發(fā)生變化時(shí)，勢(shì)必會(huì)對(duì)管柱長(zhǎng)度造成影響，若管柱兩端固定，這種軸向形變趨勢(shì)將轉(zhuǎn)變?yōu)檩S向受力，對(duì)封隔器、井口裝置、管柱及其連接件產(chǎn)生影響。

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

2.3 關(guān)鍵部件設(shè)計(jì)

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(huán)、采油樹(shù)、各類(lèi)密封裝置等，NORSOK D-010中對(duì)井筒屏障組件的驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)給出了59個(gè)表格?？紤]到注水作業(yè)的特殊性，從注水井應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注的生產(chǎn)封隔器、套管柱、環(huán)空閥門(mén)、采油樹(shù)4個(gè)關(guān)鍵井屏障部件的設(shè)計(jì)展開(kāi)討論。

(1)生產(chǎn)封隔器。生產(chǎn)封隔器是注水井一級(jí)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(shù)量，進(jìn)而決定了該井能否用于生產(chǎn)。較之生產(chǎn)井，注水井的封隔器受到的來(lái)自其下部的壓力更大，下部壓力除了油管內(nèi)液柱的壓力之外，還受到井口的注水泵壓影響，若A 環(huán)空內(nèi)無(wú)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(chǎn)階段會(huì)更低，周期注采會(huì)導(dǎo)致井筒的溫度周期波動(dòng)，除了溫度效應(yīng)引起管柱受力變化導(dǎo)致的封隔器膠筒密封性能改變，環(huán)空內(nèi)溫度壓力波動(dòng)導(dǎo)致封隔器受力更為復(fù)雜。因此，應(yīng)找出封隔器主體及其密封件承受最大壓差的工況，計(jì)算最大壓差值，并按照ISO 14310標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的方法進(jìn)行測(cè)試。驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)中要求“封隔器的安裝深度應(yīng)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(tǒng)控制”，結(jié)合圖5注水井屏障的劃分可以看出，封隔器應(yīng)安裝于生產(chǎn)套管水泥返深點(diǎn)以下(建議自封隔器安裝深度向上，生產(chǎn)套管應(yīng)具有25 m 以上連續(xù)優(yōu)質(zhì)固井段)。除此之外，對(duì)于注水井，還應(yīng)從注水層位及注水替油效率等方面來(lái)確定封隔器安裝深度。

(2)套管。套管是封隔井筒內(nèi)流體(包括井內(nèi)產(chǎn)出/注入流體、環(huán)空流體)與地層流體的一道機(jī)械屏障，尾管屬于第一井屏障，生產(chǎn)套管屬于第二井屏障(尾管懸掛封隔器與生產(chǎn)封隔器之間的生產(chǎn)套管屬于第一井屏障)。對(duì)于正注的注水井，這類(lèi)井多帶有生產(chǎn)封隔器，封隔器以下生產(chǎn)套管段及尾管段與注入水直接接觸，注入水中的腐蝕介質(zhì)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(nèi)注采流體溫度壓力的周期波動(dòng)影響，容易造成A 環(huán)空帶壓。對(duì)于反注的注水井，由于這類(lèi)井僅有第二級(jí)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?？梢钥闯觯坠茉谧⑺邪缪葜种匾慕巧?，而其服役環(huán)境又較為惡劣，因此必須重點(diǎn)考慮?；谏鲜龇治?，結(jié)合驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)，注水井的套管設(shè)計(jì)必須遵循以下要求：管體和管柱連接件應(yīng)考慮整個(gè)生命周期內(nèi)可能受到的最大載荷，管柱在服役中的溫度效應(yīng)、腐蝕、磨損等影響應(yīng)在設(shè)計(jì)之初按最嚴(yán)苛條件予以考慮，并進(jìn)行壽命預(yù)測(cè)；關(guān)于管柱的抗外擠、抗內(nèi)壓及抗拉強(qiáng)度應(yīng)明確記錄，管柱的強(qiáng)度設(shè)計(jì)可以基于確定性或概率性模型進(jìn)行；與管內(nèi)流體直接接觸的管段應(yīng)具有氣密封螺紋。

(3)環(huán)空閥門(mén)。采用反注的注水井，注入水從油套環(huán)空進(jìn)入井筒，井內(nèi)無(wú)生產(chǎn)封隔器，井筒僅有一道屏障。井口處的A 環(huán)空閥門(mén)不僅可用以注水及套壓監(jiān)測(cè)，更是井屏障的重要組成部分。由于此類(lèi)井僅作單元注水井，作為注入閥，A 環(huán)空閥門(mén)長(zhǎng)期與注入水接觸，因此在服役初期必須每1個(gè)月進(jìn)行一次泄漏測(cè)試，直到連續(xù)3 次測(cè)試為合格后，可改為每3個(gè)月測(cè)試一次，在此基礎(chǔ)之上再連續(xù)3次測(cè)試合格后，便可每6個(gè)月進(jìn)行一次測(cè)試，最終的測(cè)試頻率可維持在6個(gè)月。此外，作為注水井唯一屏障的部件，環(huán)空閥門(mén)的緊急關(guān)閉功能務(wù)必保持正常，其緊急關(guān)閉功能應(yīng)每年測(cè)試一次，并驗(yàn)證對(duì)閥門(mén)關(guān)閉信號(hào)的響應(yīng)及關(guān)閉時(shí)間是否在可接受范圍。

(4)采油樹(shù)。采油樹(shù)作為與注入水最先接觸的井筒屏障部件，其設(shè)計(jì)與選擇應(yīng)符合ISO 10423標(biāo)準(zhǔn)要求。目前國(guó)內(nèi)的油氣井一般在采油樹(shù)的主通道上串聯(lián)有2個(gè)主閥，下部為1號(hào)手動(dòng)主閥，上部為2號(hào)液動(dòng)主閥。在油氣井生產(chǎn)或注水過(guò)程中，2號(hào)液動(dòng)主閥用以調(diào)節(jié)井筒的開(kāi)關(guān)狀態(tài)，1號(hào)手動(dòng)主閥用以緊急關(guān)斷。注水井井筒屏障將采油樹(shù)2號(hào)主閥納入一級(jí)屏障范疇，因此需要特別考慮。主閥屬于采油樹(shù)的組件，NORSOK D-010給出了采油樹(shù)的驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)，其中對(duì)液動(dòng)主閥和手動(dòng)主閥提出了明確要求，應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行。

2.4 腐蝕控制

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

SY/T 5329—2012標(biāo)準(zhǔn)要求注入水溶解氧含量小于0.10 mg/L，見(jiàn)表3。其中，侵蝕性二氧化碳含量等于0時(shí)注入水穩(wěn)定；大于0時(shí)此水可溶解碳酸鈣并對(duì)注水設(shè)施有腐蝕作用；小于0時(shí)有碳酸鹽沉淀出現(xiàn)。水中含亞鐵時(shí)，由于鐵細(xì)菌作用可將二價(jià)鐵轉(zhuǎn)化為三價(jià)鐵而生成氫氧化鐵沉淀。當(dāng)水中含硫化物(S2?)時(shí)，可生成FeS沉淀，使水中懸浮物增加。

油田在注水之前，多會(huì)對(duì)注入水進(jìn)行處理，但是在注入水的管線或運(yùn)水車(chē)運(yùn)輸途中，難免會(huì)溶入一定量的O2和CO2。生產(chǎn)階段，受產(chǎn)出流體影響，管柱受CO2、H2S等介質(zhì)的腐蝕較為嚴(yán)重；注水階段，由于注入水很難避免O2的溶入，管柱還將發(fā)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(tuán)隊(duì)有研究結(jié)果顯示，注水井的不同時(shí)期，井筒腐蝕規(guī)律有所不同，生產(chǎn)階段主要為CO2/H2S等介質(zhì)產(chǎn)生的腐蝕，注水階段主要為溶解氧腐蝕，從總體來(lái)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(dá)總腐蝕量90%以上)。因此，必須嚴(yán)格控制注入水腐蝕介質(zhì)含量，應(yīng)在井口處設(shè)置溶解氧含量檢測(cè)裝置，對(duì)注入水中氧含量進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)控。

表2推薦水質(zhì)主要控制指標(biāo)Table 2 Recommended main water quality control indicators

表 3推薦水質(zhì)輔助性控制指標(biāo)Table 3 Recommended auxiliary water quality indicators

2.5 壽命預(yù)測(cè)

應(yīng)考慮注水井的歷史注采參數(shù)，對(duì)注水井井筒進(jìn)行壽命預(yù)測(cè)。注水井井筒的壽命預(yù)測(cè)是基于管柱的腐蝕展開(kāi)的，所以必須對(duì)注水管柱進(jìn)行腐蝕預(yù)測(cè)，腐蝕預(yù)測(cè)可以使用經(jīng)驗(yàn)證可靠的腐蝕預(yù)測(cè)模型進(jìn)行，模型可靠性的驗(yàn)證可通過(guò)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)校驗(yàn)、現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)對(duì)比完成。此外，可直接模擬注水井井下環(huán)境，開(kāi)展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，利用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)注水管柱腐蝕情況，實(shí)驗(yàn)的進(jìn)行可參考NACE RP0775標(biāo)準(zhǔn)。

2.6 作業(yè)參數(shù)控制及井資料記錄

2.6.1 作業(yè)參數(shù)控制注水井的基本操作參數(shù)應(yīng)保持在井的完井設(shè)計(jì)參數(shù)界限以內(nèi)，應(yīng)確定注水井在注水、生產(chǎn)、關(guān)井、修井等不同服役工況下的極限載荷，將其融入到建井設(shè)計(jì)之中。若在注水井的生命周期內(nèi)，出現(xiàn)操作參數(shù)超過(guò)設(shè)計(jì)參數(shù)的情況，應(yīng)參照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行重新驗(yàn)證，以確定當(dāng)前的設(shè)計(jì)是否能滿足井的安全運(yùn)行要求，并進(jìn)行記錄。

2.6.2 注水井資料記錄注水井的資料必須詳細(xì)記錄在移交文件中，當(dāng)注水井服役工況產(chǎn)生變化時(shí)，交接人員務(wù)必提供完整的移交文件。生產(chǎn)/注水-修井作業(yè)移交文件所包含的內(nèi)容如表4所示。注水井服役工況主要為鉆井、生產(chǎn)、注水，移交文件內(nèi)容如表5所示。

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

3 設(shè)計(jì)流程

研究建立的注水井井筒完整性設(shè)計(jì)流程如圖8所示，主要包含井屏障設(shè)置、腐蝕控制與壽命預(yù)測(cè)、作業(yè)參數(shù)及移交文件這3個(gè)主要部分。

表 5鉆井-生產(chǎn)-注水作業(yè)移交文件Table 5 Drilling-production-water injection operation handover file

圖8注水井完整性設(shè)計(jì)流程Fig.8 Design process of water injector integrity

4 結(jié)論

(1)參考挪威NORSOK D-010標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際及已有研究成果，建立了注水井井屏障系統(tǒng)，將井下安全閥劃出第一級(jí)井屏障，將井下安全閥以上油管柱及部件、采油樹(shù)二號(hào)主閥劃入第一級(jí)井屏障。對(duì)于無(wú)生產(chǎn)封隔器的注水井，其井筒屏障不適用于生產(chǎn)，應(yīng)僅用于單元注水，并確認(rèn)無(wú)入流源。

(2)注水井腐蝕主要為注水井階段的氧腐蝕，建議嚴(yán)格控制注水水質(zhì)，對(duì)溶解氧含量應(yīng)重點(diǎn)監(jiān)測(cè)；應(yīng)將井筒完整性管理理念貫穿于井的整個(gè)生命周期，建議在建井之初進(jìn)行井筒服役壽命預(yù)測(cè)；對(duì)作業(yè)參數(shù)應(yīng)形成一定標(biāo)準(zhǔn)，并嚴(yán)格執(zhí)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(shè)計(jì)方法，形成了包含井屏障部件設(shè)計(jì)、腐蝕控制、壽命預(yù)測(cè)、作業(yè)參數(shù)控制、井資料記錄與移交共5個(gè)方面的注水井井筒完整性設(shè)計(jì)流程，為注水井井筒完整性管理提供了技術(shù)參考和指導(dǎo)。