Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY 01006—2016
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, flooding
2016—10—27发布
2017－01—01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY 01006—2016
目 次
前言· 范围
I
1
规范性引用文件 3 术语和定义 4 井筒完整性资料收集
2
新钻注气井钻井完井要求转注气井老井选井要求注气工艺设计推荐作法 8 泄漏部位分析环空带压风险分级评价推荐作法
5
6
7
2
9
10 注气井环空带压控制推荐作法 Q/SY01006—2016
前言
本标准按照GB/T1.1一2009《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
草。
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。
II Q/SY01006—2016
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。
规范性引用文件
2
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/T6565油气田注二氧化碳安全规程 APIRP90 海上油气井环空带压管理（Annularcasingpressuremanagementforoffshorewells） APISpec6A井口和采油树设备规范（Specificationforwellhead andchristmastreeequipment）
术语和定义
3
下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。
井筒完整性资料收集
4
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。 c）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
5
主要包括以下内容：
1 Q/SY01006—2016
a）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
福
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蚀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APISpec6A的要求，采气树压力级别应大于最高注气压力，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。
2 Q/SY 01006—2016
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蚀能力，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。 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、油管腐蚀穿孔、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）。
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2
4
5 7
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1一采气树密封；2一套管头密封；3一油管挂密封；4一油管及螺纹；5一变扣短节密封；
6一封隔器密封；7一水泥环密封；8一套管密封
图1井筒完整性关键节点
3 Q/SY 01006—2016
c）“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，引起地层流体窜入
地层或者沿着井筒上窜至地面。
环空带压风险分级评价推荐作法
9
9.1 注气井最大允许环空带压值
按照APIRP90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
套管
抗内压 抗挤 50%抗内 80%抗内 30%抗挤 75%抗 最大允许
强度 强度 压强度 压强度 强度 挤强度 环空带压值
项目
尺寸及材质
MPa 26 18 43 7
MPa MPa MPa MPa MPa MPa 53.4
43.3
26.70
42.72
12.99 32.48
Φ139.7,N80
“A”环空 Φ139.7，J55 36.7 33.9 18.35 29.36 10.17 25.43
Φ 139.7,P110
87.1
76.5
43.55
69.68 12.57
22.95 57.38 4.71
“B”环空 Φ273, H40 15.72 9.58 7.86
7.18
9.2 注气井环空带压风险分级
按照APIRP90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 I级
判别标准
环空带压值小于或等于0.69MPa时；
(安全) 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，环空压力为零或
放即无环空带压值大于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，环空压力增长缓慢；
Ⅱ级 (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 Ⅲ级
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
（较高风险）
IV级 (高风险)
10 注气井环空带压控制推荐作法
10.1 在方案设计之初对转注老井、新井进行井简检测，检查套管、水泥情况，如果不符合注二氧化
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