注水井井筒完整性设计方法

张智 杨昆 刘和兴 李磊 梁继文

1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2.中海油(中国)有限公司湛江分公司

提高原油采收率是石油开采历史中一直面临的问题，在利用天然能量采油阶段结束之后，通常进行补充地层能量采油，其中最简单高效的方法就是注水。注水开发有着低成本、技术简单的特点，是目前普遍采用的补充地层能量方法。从开发方式上看，目前国内油田仍是以注水开发为主体，水驱油田所占有的储量占目前国内油田总储量的约80%［1］。注水井长期的生产和注水作业给井筒完整性带来较大挑战，塔河油田2010—2015年对注水井检管26井次，其中井下事故3井次，存在穿孔等严重腐蚀23井次，占比88%。随着注水开发的井越来越多，由于注水导致的井筒完整性失效问题也逐年上升，主要问题包括：注入水含腐蚀性介质导致井下管柱腐蚀严重，腐蚀后剩余强度难以满足注水和生产要求；注采过程中温度和压力波动造成管柱承受较大的应力，易出现疲劳失效的情况；管柱受力导致封隔性能差、注水管柱得不到保护、工作寿命短、密封效果不好，甚至解封等后果［2-4］。

上述问题的出现会造成重大的井下事故和经济损失，严重影响油田的生产开发。许多地区(如新疆、四川等地)的井下作业事故就是由于完井设备设计不合理、作业程序不规范导致。针对近年来井筒完整性问题日益突出的现状，国内相关学者开始重点关注油气井在各个阶段的井筒完整性管理［5-10］、不同类型井的井筒完整性管理［11-16］、引发井筒完整性问题的因素［17-22］。就目前的研究来看，对注水井的研究多集中于注水驱油原理、提高采收率措施、注水新工艺、新方法等方面［23-29］，而针对注水井的井筒完整性设计研究相对较少。作为现在国际石油界推崇和认可的井筒完整性标准，NORSOK D-010［30］并未严格区分生产井与注水井，而对两者用统一的井筒屏障划分方法对待，存在一些不足。注水井井筒内流体流动方向与生产井具有较大差异，因此井下安全阀及其上部油管段的屏障划分问题有待考究。注水井目的层压力普遍较低，原油不具备自喷条件，井下安全阀的紧急关断功能将不再是它成为第一级屏障部件的关键因素，其功能完全可以由井口采油树主阀替代。注水井多为长期生产的老井转注，井筒完整性问题逐渐显露。对于注水井井筒完整性面临的问题，从注水井的井屏障设置出发，展开了注水井井筒完整性设计方法探讨。

1 NORSOK D-010的井屏障设置

挪威NORSOK D-010将井筒完整性定义为 “应用技术、操作和编制的解决方案来减少井的生命周期内不受控制的地层流体泄漏”。为了阻止这种不受控制的地层流体泄漏，在油气井建井初期就需要设置若干层井筒屏障。井筒屏障定义为可有效阻止不希望出现的地层流动的井筒组件及所采取的技术，这些屏障的集合体称之为井筒屏障系统。

1.1 设置原则

注水井由于注采工况复杂，井屏障的设置必须满足以下原则：应具有较高的可靠性，可以承受周期注采工况下较大幅度的温度压力波动；各级屏障必须可以用相关的方法进行检验，如试压、性能测试等；确保井屏障出现失效的可能性为最低，以保证井筒流体被有效封隔；当某级屏障失效时，可以对已失效的井屏障进行恢复或建立另一级替代井屏障；对可以进行监控的井屏障部件，能够随时确定井筒部件所处位置、运行状态和完整性情况；对不同的井单独设计有针对性的井屏障，尽可能地避免采用通用方法来进行设计。

注水井服役期间进行井筒完整性管理，针对井屏障应采取相应措施降低其失效风险：所有与井筒压力直接接触的井口设备，可遵循“双重保障”原则，如2个生产主阀与井下安全阀串联使用；当有管柱下入井中，油气井屏障中至少有1个单元能够剪断该管柱，并且油气井屏障能够在管柱被切断之后封闭井筒；明确下入井筒的管柱上不可剪切的部件；当有1组长的不可剪切部件组成的管柱下入井筒，应具备一个屏障单元(如环形防喷器)匹配下入井筒的不可剪切部件组成的管柱，完成对井筒的密封，同时应制定一个处理井控问题的程序或方案。

1.2 井屏障设置

油田的注水进行在油井的生产阶段，NORSOK D-010标准将生产/注入阶段的井筒屏障划分为第一和第二井屏障，规定的第一井屏障为井下安全阀、阀下油管段、生产封隔器组成的封隔单元；第二井屏障规定为生产套管、生产套管水泥环、套管头、油管挂及采油树，如图1所示。《OLF井筒完整性推荐导则》［31］对这种划分方法进行了修正与完善，将尾管水泥环、尾管及尾管封隔器纳入第一井屏障范畴，如图2所示。

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

图2《OLF井筒完整性推荐导则》一般采油气井井筒屏障系统Fig.2 General well barrier system of oil/gas producer in “Recommended Guidance on OLF Well Integrity”

1.3 当前屏障设置的局限性

注水期间，注入水从井口向井底流动，若采油树主阀与井下安全阀之间的油管段失效，井下安全阀的关闭并不能阻止流体流向第二道屏障，表示第一级井筒屏障已经失效，故目前的注水井一级屏障划分方法是不合理的。

受采油工艺的影响，部分注水井油管内下有抽油泵、抽油杆等工具，使得注入水无法从油管内注入。对于这类注水井，通常采用油套环空注入，因此未下入生产封隔器，导致井筒一级屏障不完整，仅存在第二级屏障，NORSOK D-010标准的井筒屏障划分方法将不再适用。

2 注水井井筒完整性设计

常规注水井的整个生命周期内，将经历建井阶段(包括钻井、完井、测试)、生产阶段、注水阶段以及修井、弃井阶段。如图3所示，图中虚线框表示注水井可能不含采油阶段。NORSOK D-010标准分别对以上各个阶段给出了油气井井筒屏障的设置方法，而对生产与注水阶段的井筒屏障划分并未严格区分，但是对于注水井来说，由于注水作业的特殊性，必须对注水阶段特别考虑。将主要从注水对井筒完整性的影响出发，分析优化注水阶段的井筒屏障，在此基础上给出注水井井筒完整性设计方法。

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

2.1 推荐的井屏障设置

针对NORSOK D-010 标准中注水井井屏障设置的局限性，将采油树主阀及其下部与管内流体直接接触的油管段划为井筒屏障部件。由于注水多在地层能量枯竭后进行，因此注水井的地层压力一般较小，此时的井多不具备自喷的条件，故用采油树主阀替代一级屏障中的井下安全阀。如图4所示为常规的生产/注入井井口装置示意图，考虑到一号主阀在生产及注水过程中处于开启状态，当二号主阀出现失效时，关闭一号主阀可达到关井目的，因此将二号主阀划入第一井屏障、一号主阀划入第二井屏障。基于上述特殊考虑，推荐的注水井井筒屏障如图5所示。

图4常规的生产/注入井井口装置Fig.4 Conventional wellhead device of producer/injector

图5推荐的注水井井筒屏障系统(带封隔器)Fig.5 Recommended well barrier system of water injector (with packer)

受采油工艺影响，目前国内部分注水井采取反注或光油管柱的注水方式。这种注水井无生产封隔器，使得井筒仅存在一道屏障，将与注入水直接接触的井筒部件归为井屏障系统，如图6所示。

图6推荐的注水井井筒屏障系统(无封隔器)Fig.6 Recommended well barrier system of water injector (without packer)

NORSOK D-010标准中明确规定“有入流源和油气层的油气井应该有2道或更多道独立的井筒机械屏障”，因此图5所示的无生产封隔器的注水井不适用于生产，应作为单元注水井。对于这种只有1道机械屏障的井，需要在预定层位进行入流测试，以确认该井没有入流［8］。需要指出的是，“第一”井屏障与“第二”井屏障是指阻止不受控制的地层流体泄漏的“第一道防线”和“第二道防线”，不代表其重要性［13］。井筒完整性管理理念应贯穿于整个油气井的生命周期，包括建井前的井屏障设计与井筒寿命预测、油气井投产后的作业参数设定与腐蚀控制、各阶段的资料记录等，下文将针对以上各方面讨论注水井井筒完整性设计方法。

2.2 井屏障失效因素分析

注水井井筒完整性失效主要体现为井屏障部件的腐蚀、疲劳断裂、密封失效等形式，造成上述情况的原因可总结为腐蚀因素和力学因素，这2个因素通常同时出现，加剧井筒完整性失效。

2.2.1 腐蚀因素(1)溶解氧影响。注水井不密闭流程导致注入水中含有一定量的溶解氧，井筒受到含有饱和溶解氧的注入水影响发生吸氧腐蚀。氧溶解在碳钢表面水膜发生电化学腐蚀，其电极反应为

碳钢表面形成腐蚀产物膜Fe(OH)2较为疏松，氯离子半径小，向腐蚀坑内迁移，发生水解，孔内pH 值下降，酸度增加，促进Fe 不断腐蚀溶解，随着反应进行，坑内溶解氧浓度降低，腐蚀产物不断形成堆积在碳钢表面，OH−减少，坑内呈正电荷，氯离子不断进入坑内以平衡电位，不断水解使得阳极溶解加速，腐蚀坑不断加深，坑内外溶解氧呈现一定的浓度差，腐蚀产物起到闭塞作用，形成自催化氧浓差闭塞电池。通过研究表明，吸氧腐蚀速率与氧浓度在一定范围内正相关。

氧的引入对腐蚀具有显著加速作用，即使质量分数非常低(＜1 ppm)，也能导致严重的腐蚀。有研究表明，同等条件下，O2对碳钢的腐蚀速率是CO2的80倍、H2S的400 倍。单位质量的O2可使2.3~3.5倍的铁腐蚀变为Fe2O3或FeO。

(2)溶解CO2影响。CO2腐蚀过程为气相CO2遇水形成酸，酸电离出的H+的浓度较大并被还原成H原子，形成的FeS、FeCO3腐蚀产物膜容易破损或脱落形成点蚀坑，成为小的闭塞电池，随着坑内CO2消耗殆尽，使得点蚀坑内金属阳离子不断增加，其水解作用导致氢离子活度增加，即发生酸化作用，pH 值降低。为了维持点蚀坑内溶液的电中性，点蚀坑外部的阴离子将向点蚀坑内迁移，尤其是腐蚀介质中的Cl−将优先扩散到点蚀坑内部并富集，造成界面浓度差的电偶腐蚀及点蚀坑内酸度增加，使点蚀坑内腐蚀反应加剧，类似闭塞电池效应。具体反应过程见参考文献[24]。

2.2.2 力学因素由于注水与生产等不同工况的周期交替，注水井井筒屏障部件所处的温度压力将出现周期波动，造成其受力非常复杂。如图7 所示，分别模拟了国内某注水井井筒温度压力场，发现温度波动范围超过70℃，压力波动范围超过20 MPa。

图7塔河油田某注水井井筒温度压力场模拟结果Fig.7 Simulated wellbore temperature and pressure fields in one certain water injector of Tahe Oilfield

温度压力波动给注水管柱带来的受力与变形可总结为活塞效应、螺旋弯曲效应、鼓胀效应、温度效应。4种效应可能出现一个或多个，共同作用下形成井筒载荷。井筒载荷与腐蚀耦合作用，影响井筒完整性，制约着井筒服役寿命［32-35］。

(1)活塞效应。活塞力是指管柱内外压力引起的管柱受力，而这种内外压力作用于管柱变径处或密封端面造成的管柱变形称为活塞效应。

(2)螺旋弯曲效应。注入水的压力作用在注水管柱上，会形成一个沿管柱径向的内压力，而环空内同时存在一个与其相反的外挤力，对于带封隔器的井，当封隔器上部某点外挤力小于内压力，注水管柱将发生螺旋弯曲效应。

(3)鼓胀效应。注水管柱内压力与外压力不平衡造成的管柱扩径或缩径现象称为鼓胀效应。需要注意的是，当管柱的直径发生变化时，势必会对管柱长度造成影响，若管柱两端固定，这种轴向形变趋势将转变为轴向受力，对封隔器、井口装置、管柱及其连接件产生影响。

(4)温度效应。温度的改变将造成井筒部件产生形变，这种形变转化为管柱受力，称为温度效应。

2.3 关键部件设计

研究建立的注水井井屏障组件如表1所示。

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

井屏障组件可以归纳为油套管柱、井口装置、封隔器、悬挂、水泥环、采油树、各类密封装置等，NORSOK D-010中对井筒屏障组件的验收标准给出了59个表格。考虑到注水作业的特殊性，从注水井应重点关注的生产封隔器、套管柱、环空阀门、采油树4个关键井屏障部件的设计展开讨论。

(1)生产封隔器。生产封隔器是注水井一级屏障的组成部分，一口注水井是否下入封隔器直接决定了该井的井屏障数量，进而决定了该井能否用于生产。较之生产井，注水井的封隔器受到的来自其下部的压力更大，下部压力除了油管内液柱的压力之外，还受到井口的注水泵压影响，若A 环空内无液体存在，封隔器上下压差将更大。此外，注水阶段的井筒温度较之生产阶段会更低，周期注采会导致井筒的温度周期波动，除了温度效应引起管柱受力变化导致的封隔器胶筒密封性能改变，环空内温度压力波动导致封隔器受力更为复杂。因此，应找出封隔器主体及其密封件承受最大压差的工况，计算最大压差值，并按照ISO 14310标准规定的方法进行测试。验收标准中要求“封隔器的安装深度应确保封隔器下方套管的任何泄漏都将由套管外的井屏障系统控制”，结合图5注水井屏障的划分可以看出，封隔器应安装于生产套管水泥返深点以下(建议自封隔器安装深度向上，生产套管应具有25 m 以上连续优质固井段)。除此之外，对于注水井，还应从注水层位及注水替油效率等方面来确定封隔器安装深度。

(2)套管。套管是封隔井筒内流体(包括井内产出/注入流体、环空流体)与地层流体的一道机械屏障，尾管属于第一井屏障，生产套管属于第二井屏障(尾管悬挂封隔器与生产封隔器之间的生产套管属于第一井屏障)。对于正注的注水井，这类井多带有生产封隔器，封隔器以下生产套管段及尾管段与注入水直接接触，注入水中的腐蚀介质将直接作用于管柱，加之井底的高温高压，腐蚀将被加剧；封隔器以上的套管段，受油管内注采流体温度压力的周期波动影响，容易造成A 环空带压。对于反注的注水井，由于这类井仅有第二级屏障，因此只能用作单注井，受注水排量、注水压力、地层吸水能力等因素的影响，全井段均可能与注入水直接接触，并可能受较大的压力。可以看出，套管在注水井中扮演着十分重要的角色，而其服役环境又较为恶劣，因此必须重点考虑。基于上述分析，结合验收标准，注水井的套管设计必须遵循以下要求：管体和管柱连接件应考虑整个生命周期内可能受到的最大载荷，管柱在服役中的温度效应、腐蚀、磨损等影响应在设计之初按最严苛条件予以考虑，并进行寿命预测；关于管柱的抗外挤、抗内压及抗拉强度应明确记录，管柱的强度设计可以基于确定性或概率性模型进行；与管内流体直接接触的管段应具有气密封螺纹。

(3)环空阀门。采用反注的注水井，注入水从油套环空进入井筒，井内无生产封隔器，井筒仅有一道屏障。井口处的A 环空阀门不仅可用以注水及套压监测，更是井屏障的重要组成部分。由于此类井仅作单元注水井，作为注入阀，A 环空阀门长期与注入水接触，因此在服役初期必须每1个月进行一次泄漏测试，直到连续3 次测试为合格后，可改为每3个月测试一次，在此基础之上再连续3次测试合格后，便可每6个月进行一次测试，最终的测试频率可维持在6个月。此外，作为注水井唯一屏障的部件，环空阀门的紧急关闭功能务必保持正常，其紧急关闭功能应每年测试一次，并验证对阀门关闭信号的响应及关闭时间是否在可接受范围。

(4)采油树。采油树作为与注入水最先接触的井筒屏障部件，其设计与选择应符合ISO 10423标准要求。目前国内的油气井一般在采油树的主通道上串联有2个主阀，下部为1号手动主阀，上部为2号液动主阀。在油气井生产或注水过程中，2号液动主阀用以调节井筒的开关状态，1号手动主阀用以紧急关断。注水井井筒屏障将采油树2号主阀纳入一级屏障范畴，因此需要特别考虑。主阀属于采油树的组件，NORSOK D-010给出了采油树的验收标准，其中对液动主阀和手动主阀提出了明确要求，应严格执行。

2.4 腐蚀控制

注水井的腐蚀控制主要体现在注入水水质指标的控制，SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》给出了注入水的水质控制指标［36-37］，如表2所示(1＜n＜10；清水水质指标中去掉含油量)。

SY/T 5329—2012标准要求注入水溶解氧含量小于0.10 mg/L，见表3。其中，侵蚀性二氧化碳含量等于0时注入水稳定；大于0时此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用；小于0时有碳酸盐沉淀出现。水中含亚铁时，由于铁细菌作用可将二价铁转化为三价铁而生成氢氧化铁沉淀。当水中含硫化物(S2−)时，可生成FeS沉淀，使水中悬浮物增加。

油田在注水之前，多会对注入水进行处理，但是在注入水的管线或运水车运输途中，难免会溶入一定量的O2和CO2。生产阶段，受产出流体影响，管柱受CO2、H2S等介质的腐蚀较为严重；注水阶段，由于注入水很难避免O2的溶入，管柱还将发生氧腐蚀；若流体中还溶入了Cl−，腐蚀将被加剧。作者所在的研究团队有研究结果显示，注水井的不同时期，井筒腐蚀规律有所不同，生产阶段主要为CO2/H2S等介质产生的腐蚀，注水阶段主要为溶解氧腐蚀，从总体来看，注水井腐蚀主要为注水井阶段的氧腐蚀(注水半年以上注水井，注水腐蚀量达总腐蚀量90%以上)。因此，必须严格控制注入水腐蚀介质含量，应在井口处设置溶解氧含量检测装置，对注入水中氧含量进行实时监控。

表2推荐水质主要控制指标Table 2 Recommended main water quality control indicators

表 3推荐水质辅助性控制指标Table 3 Recommended auxiliary water quality indicators

2.5 寿命预测

应考虑注水井的历史注采参数，对注水井井筒进行寿命预测。注水井井筒的寿命预测是基于管柱的腐蚀展开的，所以必须对注水管柱进行腐蚀预测，腐蚀预测可以使用经验证可靠的腐蚀预测模型进行，模型可靠性的验证可通过实验数据校验、现场数据对比完成。此外，可直接模拟注水井井下环境，开展室内实验，利用实验数据预测注水管柱腐蚀情况，实验的进行可参考NACE RP0775标准。

2.6 作业参数控制及井资料记录

2.6.1 作业参数控制注水井的基本操作参数应保持在井的完井设计参数界限以内，应确定注水井在注水、生产、关井、修井等不同服役工况下的极限载荷，将其融入到建井设计之中。若在注水井的生命周期内，出现操作参数超过设计参数的情况，应参照相关标准进行重新验证，以确定当前的设计是否能满足井的安全运行要求，并进行记录。

2.6.2 注水井资料记录注水井的资料必须详细记录在移交文件中，当注水井服役工况产生变化时，交接人员务必提供完整的移交文件。生产/注水-修井作业移交文件所包含的内容如表4所示。注水井服役工况主要为钻井、生产、注水，移交文件内容如表5所示。

表 4生产/注水-修井作业移交文件Table 4 Production/water injection-workover operation handover file

3 设计流程

研究建立的注水井井筒完整性设计流程如图8所示，主要包含井屏障设置、腐蚀控制与寿命预测、作业参数及移交文件这3个主要部分。

表 5钻井-生产-注水作业移交文件Table 5 Drilling-production-water injection operation handover file

图8注水井完整性设计流程Fig.8 Design process of water injector integrity

4 结论

(1)参考挪威NORSOK D-010标准，结合生产实际及已有研究成果，建立了注水井井屏障系统，将井下安全阀划出第一级井屏障，将井下安全阀以上油管柱及部件、采油树二号主阀划入第一级井屏障。对于无生产封隔器的注水井，其井筒屏障不适用于生产，应仅用于单元注水，并确认无入流源。

(2)注水井腐蚀主要为注水井阶段的氧腐蚀，建议严格控制注水水质，对溶解氧含量应重点监测；应将井筒完整性管理理念贯穿于井的整个生命周期，建议在建井之初进行井筒服役寿命预测；对作业参数应形成一定标准，并严格执行，井史资料及修井记录必须完整记录。

(3)给出了注水井井筒完整性设计方法，形成了包含井屏障部件设计、腐蚀控制、寿命预测、作业参数控制、井资料记录与移交共5个方面的注水井井筒完整性设计流程，为注水井井筒完整性管理提供了技术参考和指导。