Q∕SY 01006-2016 二氧化碳驱注气井保持井筒完整性推荐作法

1、O/SY中国石酜麫詡饲企业标准Q/SY 010062016二氧化碳驱注气井保持井筒完整性推荐作法Recommendations for keeping inject wellbore integrity in CO, flooding2016 -10-27 发布2017-01-01 实施中囯石油天然气集团公司发布Q/SY 010062016Q/SY 010062016目 次 TOC o 1-5 h z 前ni細12规范性引用文件13术语和定义14井筒完整性资料收集15新钻注气井钻井完井要求16转注气井老井选井要求27注气工艺设计推荐作法28泄漏部位分析39环空带压风险分级评价推荐作法410注气

2、井环空带压控制推荐作法4Q/SY 010062016本标准按照GBrr 1.1-2009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则起 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会勘探与生产专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：吉林油田公司、勘探开发研究院。本标准主要起草人：张应安、吴春荣、路大凯、张德平、李清。Q/SY 010062016 二氧化碳驱注气井保持井筒完整性推荐作法1范围本标准规定了二氧化碳驱注气井资料收集、新钻井和转注气老井的要求、注气工艺设计推荐作法 及注气井环空带压分级及控制推

3、荐作法。本标准适用于陆上二氧化碳驱注气井井筒完整性管理。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。SY/T 6565油气田注二氧化碳安全规程API RP 90 海上油气井环空带压管理（Annular casing pressure management for offshore wells） API Spec 6A 井口和采油树设备规范（Specification for wellhead and Christmas tree equipment） 3术语和定义下

4、列术语和定义适用于本文件。3.1“A” 环空 A” annulus油管和生产套管之间的环空。3.2“B” 环空 “B annulus生产套管和与之相邻的上一层套管之间的环空。4井筒完整性资料收集每口注气井（新钻井、老井转注气井）应建立技术档案，收集记录以下主要资料：a）钻井井史、完井资料。b）老井转注气前生产资料。0）修井作业资料（详细记录作业过程）。d）注气前后井筒保护措施资料。e）注气后注气动态资料。5新钻注气井钻井完井要求主要包括以下内容:Q/SY 010062016a）套管头应选用耐二氧化碳腐蚀材质的标准气密封套管头。b）完井套管应选用气密封套管，油层顶界至油层上50m套管宜选用耐二氧

5、化碳腐蚀的材质。c）固井应选用耐二氧化碳腐蚀水泥，且水泥返高至井口。6转注气井老井选井要求主要包括以下内容：a）注水时检测固井质量，水泥环无微裂缝，且油层以上水泥胶结好且分布连续的段大于150m。b）套变或落物鱼顶位置在水泥返高之下200m,套变位置以上井筒无漏、无穿孔、井况良好，修 井前注水正常。c）套管壁厚磨损小于30%。7注气工艺设计推荐作法 7.1套管头选择主要包括以下内容：a）套管头压力级别应大于最高注气压力，其材质应选择满足抗二氧化碳防腐要求。b）与套管头和碳钢连接的双公短节应考虑电偶腐浊的可能性和腐蚀程度，螺纹部位在加工前应 无隐蔽裂纹。7.2采气树选择按照API Spec 6A

6、的要求，采气树压力级别应大于最髙注气压力，应选择耐二氧化碳腐蚀材质。 7.3油管挂选择主要包括以下内容：a）油管挂的材质应与采气树的材质和连接油管的材质匹配。b）油管挂螺纹应采用与油管螺纹类型一致的气密封螺纹。7.4油套管柱选择主要包括以下内容：a）油套管柱材料应选用耐二氧化碳腐蚀和低残余应力的材料。b）油套管柱强度的设计以井筒结构、注入工况为参考进行计算。c）油套管柱螺纹的选用气密封螺纹。7.5封隔器选择井下封隔器应选择具备良好的坐封性和密封性，以及抗二氧化碳腐蚀性，同时考虑与油管柱连接 后的电偶腐蚀作用。封隔器在选用和使用过程中应注意以下问题：a）胶筒挤压变形过大，温度或化学腐蚀共同作用下

7、丧失密封性。b）操作欠妥造成损害。c）封隔器卡瓦没有与套管牢固咬定。d）封隔器心轴定位错误，使密封元件失效。e）注人压力变化使卡瓦松动，或已溶胀胶筒卸压形成漏失通道。7.6密封件选择主要包括以下内容：a）注气井井口和井下非金属密封件应具备服役环境下的抗二氧化碳腐蚀能力。b）注气井井口和井下金属密封件应具备服役环境下的抗二氧化碳腐蚀能力。7.7其他井下工具和配件二氧化碳驱注气井使用的其他井下工具和配件，应具备服役环境下气密封和抗二氧化碳腐浊能 力，同时，应避免与井下管柱连接后的电偶腐蚀问题。7.8环空保护液选择“A”环空加注防二氧化碳腐蚀环空保护液，防止渗漏到环空中的二氧化碳腐蚀套管和油管外壁。

8、 环空保护液应具备防二氧化碳腐蚀和应力腐蚀。8泄漏部位分析主要包括以下内容：a）井口漏失包括套管挂、油管挂、套管头以及采气树阀门、法兰处漏失等。b）注气管柱完整性失效包括油管挂密封、油管腐浊穿孔、油管螺纹、封隔器泄漏等，导致完整 管柱完整性失效，“A”空压力升高，生产套管成为油气井完整性的第一道屏障，技术套管和 水泥环成为油气井完整性的第二道屏障（如图1所示）。1 一采气树密封：2套管头密封,3油管挂密封t 4一油管及螺纹.5变扣短节密封，6封隔器密封，7水泥环密封，8套管密封图1井筒完整性关键节点Q/SY 010062016c）“A”环空和“B”环空连通，套管螺纹漏失，套管鞋处泄漏，固井质量

9、不好，出现窜槽等。 注气井一般靠着生产套管承受压力，外面套管一般并不承受压力，完井管柱还是作为转注老 井完整性的最主要屏障，如果“A”环空出现带压情况，有可能引起“B”环空也出现带压情 况。d）套管与地层之间连通，套管螺纹或者是水泥环胶结固井质量达不到要求，引起地层流体窜人 地层或者沿着井筒上窜至地面。9环空带压风险分级评价推荐作法9.1注气井最大允许环空带压值按照API RP 90的内容，计算注气井最大允许环空带压值（见表1）。表1注气井最大允许环空带压值计算表项目套管最大允许 环空带压值MPa尺寸及材质抗内压强度MPa50%抗内 压强度MPa80%抗内 压强度MPa30%抗挤 强度MPa7

10、5%抗挤强度MPa“A”环空139.7，N8053.443.326.7042.7212.9932.4826念 139.7, J5536.733.918.3529.3610.1725.4318（1）139.7, P11087.176.543.5569.6822.9557.3843“B”环空0 273, H4015.729.587.8612.574.717.1879.2注气井环空带压风险分级按照API RP 90的内容，按环空带压的压力不同确定四个风险级别（见表2）。表2注气井环空带压风险级别判别标准风险级别判别标准I级（安全）环空带压值小于或等于0.69MPa时,环空带压值大于0.69MPa但小

11、于其最大允许带压值且卸压后环空关闭一段时间，环空压力为零或 一放即无n级环空带压值大于0.69MPa但小于其极大允许带压值且卸压后环空关闭一段时间，环空压力增长缓慢，（低风险）环空卸压时，油基环空保护液返出，且停注时，油压降幅低于套压降幅或套压降幅低于油压m级（较高风险）环空带压值大于0.69MPa但小于其最大允许带压值且卸压后环空关闭一段时间，环空压力迅速增加IV级 （高风险）环空带压值大于0.69MPa但小于其最大允许带压值，环空卸压时，环空压力无法降为零： 当环空带压值大于允许带压值*当油基环空保护液渗漏严重，且环空卸压时，环空压力无法降为零10注气井环空带压控制推荐作法10.1在方案设

12、计之初对转注老井、新井进行井筒检测，检查套管、水泥情况，如果不符合注二氧化碳要求，应调整：方案设计中应明确井口选择、油管选择、封隔器选择、压力表及阀门选择满足气密 封、安装步骤、上扣扭矩、气密检测等要求。10.2完井投产过程中应加强质量控制。加强现场作业监督管理，严格按照方案设计的要求进行施工 作业。重点监督上扣扭矩、气密检测是否达到设计要求，如果达不到，不得继续作业。在作业结束后 应进行管柱验封，确保井口、管柱、封隔器气密封性。10.3加强生产维护管理。严格按照操作规程进行操作。每天要及时录取注气井油压、套压：每天检 查井口、压力表、阀门是否完好，如发现有漏气、损坏时，及时进行更换或维修。在水气交替过程 中，套压始终接近油压时，应进行漏点检测，确定是否需要重新完井。10.4注二氧化碳安全技术要求按SY/T 6565的要求执行。10.5定期进行环空保护液液面测试、环空压力恢复测试，并按环空带压分级标准进行风险分级，并 根据不同的风险级别确定处理