何漢平

(中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

油氣井井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險評估方法

何漢平

(中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

常規(guī)油氣井井筒完整性風(fēng)險性評價方法只是針對單一工況的，目前還沒有油氣井整個壽命周期內(nèi)井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險評價方法。為此，將油氣井井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)(如完井油套管柱、水泥環(huán)等)完整性風(fēng)險評估和考慮多種工況的井筒綜合完整性評估相結(jié)合，提出了油氣井整個壽命周期(包括鉆井、完井、生產(chǎn)、棄井等4種工況)的井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險定量評估方法，建立了油氣井井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險定量評估模型和評價指標(biāo)。利用該風(fēng)險評估方法對普光氣田氣井整個壽命周期內(nèi)的井筒完整性風(fēng)險進(jìn)行了評估，結(jié)果發(fā)現(xiàn)該氣田氣井井筒完整性風(fēng)險較高，與現(xiàn)場情況相符。研究表明，利用提出的油氣井井筒完整性系統(tǒng)評估方法可以評估油氣井整個壽命周期內(nèi)的井筒完整性風(fēng)險，為降低油氣井井筒完整性風(fēng)險提供依據(jù)。

井筒完整性；風(fēng)險評估；數(shù)學(xué)模型；普光氣田

井筒完整性可定義為應(yīng)用技術(shù)、操作和措施降低開采風(fēng)險，保證油氣井尤其是高壓油氣井在整個壽命期間處于安全狀態(tài)[1]。其內(nèi)涵為：井筒在物理和功能上是完整的；井筒處于受控狀態(tài)；井筒操作者已經(jīng)并繼續(xù)不斷采取措施防止發(fā)生井筒事故。在油氣井生產(chǎn)過程中，影響井筒完整性的因素主要有環(huán)空持續(xù)帶壓、完井管柱泄漏和腐蝕、固井套管柱腐蝕、水泥環(huán)剝落、套管頭發(fā)生移動及采油樹與套管頭連接處密封性不好等。環(huán)空持續(xù)帶壓會給油氣井生產(chǎn)帶來安全隱患，因此在20世紀(jì)80年代，國外就開始進(jìn)行油氣井井筒完整性管理與設(shè)計方面的研究和應(yīng)用，并形成了相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范[1]。近幾年來，我國對油氣井井筒完整性的重視程度逐漸提高，并開始了油氣井井筒完整性研究和應(yīng)用[2-5],但目前井筒完整性風(fēng)險評價研究只是針對單一工況進(jìn)行的[6-10]，還未見到針對油氣井整個壽命周期(包括鉆井、完井、生產(chǎn)和棄井)完整性定量評估的文獻(xiàn)及報道。為此，筆者在全方位考慮影響油氣井井筒完整性因素的基礎(chǔ)上，提出了一套新的油氣井井筒完整性定量評估方法，即油氣井井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險評估方法。該方法通過建立油氣井在多種工況下整個壽命周期內(nèi)的完整性風(fēng)險評價模型和相應(yīng)的評價指標(biāo)，評估油氣井井筒的完整性及失效風(fēng)險。

1 井筒完整性評估方法與模型

1.1 井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)完整性失效風(fēng)險評估

常規(guī)高壓油氣井的管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示，其井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)完整性失效風(fēng)險評估主要包括油管與A環(huán)空的密封失效風(fēng)險評估及B環(huán)空與C環(huán)空的密封失效風(fēng)險評估2方面，是油氣井井筒綜合完整性評估的基礎(chǔ)。評估流程見圖2。

圖1 常規(guī)高壓油氣井管柱結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Conventional casing program of high-pressure oil & gas wells

1.1.1 油管和A環(huán)空完整性評估

油管和A環(huán)空的密封失效主要包括完井管柱連接部位絲扣密封失效和管體腐蝕(主要為油管)導(dǎo)致破裂失效2種情況。

目前油氣井完井管柱均采用螺紋連接。實踐表明，完井管柱的完整性直接受連接部位可靠性的控制[11]。據(jù)統(tǒng)計，約80%以上失效的完井管柱都是在螺紋連接處失效[12]。

圖2 油氣井井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)完整性風(fēng)險定量評估流程 Fig.2 Quantitative evaluation of integrity of key borehole structures and certain positions in oil & gas wells

基于Woodyard可靠性計算公式[13]，考慮完井管柱主要管材和各部件的來源，完井管柱完整性的可靠程度Rt的計算公式為：

(1)

式中：Rt為完井管柱完整性的可靠程度，0.01～1.00；Ro為完井管柱各部分的可靠性估值，介于0～1，其初始狀態(tài)一般取0.99；λ為可靠性常數(shù)，定義為最小失效時間(MTTF)的倒數(shù)；t為時間，h；c為修正系數(shù)，取0.5～1.0，與完井管柱主要管材和各部件的來源有關(guān)。

一般情況下，Rt低于0.6時，認(rèn)為完井管柱密封失效。另外，根據(jù)文獻(xiàn)和完井失效統(tǒng)計數(shù)據(jù)[14]，確定了目前國際上較為認(rèn)可的最小失效時間(見表1)。

表1 主要管材與部件的最小失效時間

油套管管體因腐蝕導(dǎo)致的破裂失效風(fēng)險程度采用強(qiáng)度對比方法進(jìn)行評價，油套管管體腐蝕風(fēng)險分析采用普遍應(yīng)用且準(zhǔn)確率較高的ECE腐蝕預(yù)測模型[15-17]。

油套管管體腐蝕后的剩余抗拉強(qiáng)度、剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度及剩余抗擠強(qiáng)度[18]分別為：

(2)

(3)

(4)

式中：T為油套管剩余抗拉強(qiáng)度，kN；t1為油套管服役時間，a；v為油套管腐蝕速率，mm/a；roi為原始油套管外徑，mm；rii為原始油套管內(nèi)徑，mm；σy為油套管屈服強(qiáng)度，MPa；δ為油套管名義壁厚，mm；pbo為油套管的抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa；pco為油套管剩余抗擠強(qiáng)度，MPa；R為油套管管體破裂失效風(fēng)險程度。

油套管管體破裂失效風(fēng)險程度預(yù)測模型為：

R=min(RT,RB,RC)

(5)

式中：RT為油套管管體剩余抗拉強(qiáng)度與額定抗拉強(qiáng)度之比；RB為油套管管體剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度與額定抗內(nèi)壓強(qiáng)度之比；RC為油套管管體剩余抗外擠強(qiáng)度與額定抗外擠強(qiáng)度之比。

油套管管體破裂失效風(fēng)險程度分別為0≤R≤0.8，0.8

1.1.2 B環(huán)空和C環(huán)空完整性評估

在固井壓穩(wěn)系數(shù)基礎(chǔ)上[19]，考慮了泄漏、水泥漿和施工工藝等因素的影響，提出了評估B環(huán)空和C環(huán)空完整性的流體(主要為氣體)泄漏風(fēng)險預(yù)測方法，其預(yù)測模型為：

(6)

式中：Lc為B環(huán)空和C環(huán)空流體泄漏風(fēng)險系數(shù)；G為壓穩(wěn)系數(shù)，當(dāng)G小于1時，取1；C為影響因子。

Lc的計算式為：

Lc=GC1C2C3C4C5C6C7C8

(7)

式中：C1為溫度影響因子；C2為腐蝕流體影響因子；C3為水泥漿影響因子；C4為井漏影響因子；C5為固井施工工藝影響因子；C6為修井作業(yè)影響因子；C7為壓裂作業(yè)影響因子；C8為地質(zhì)因素(如地震)影響因子。

B環(huán)空和C環(huán)空流體泄漏風(fēng)險系數(shù)分別為1≤Lc≤3，38時，對應(yīng)的風(fēng)險級別為低、中和高。

影響因子C1—C8的取值：當(dāng)溫度為常溫、中溫和高溫時，C1分別取1，2和3；當(dāng)產(chǎn)出流體不含CO2和H2S、含CO2或H2S及含CO2和H2S時，C2分別取1，2和3；當(dāng)采用常規(guī)水泥漿、防氣竄和優(yōu)質(zhì)防氣竄水泥漿時，C3分別取3,2和1；當(dāng)無井漏和有井漏發(fā)生時，C4分別取1和3；當(dāng)采用常規(guī)固井施工工藝和非常規(guī)施工工藝時，C5分別取1和2；當(dāng)修井對儲層的傷害為輕微、中等和嚴(yán)重時，C6分別取1，2和3；當(dāng)壓裂對儲層的傷害為為輕微、中等和嚴(yán)重時，C7分別取1，2和3；當(dāng)無地震和有地震發(fā)生時，C8分別取1和3。

1.2 井筒綜合完整性評估

油氣井井筒綜合完整性風(fēng)險包括油氣井鉆井、完井、生產(chǎn)、棄井4種工況下的完整性風(fēng)險，涉及油氣井整個壽命周期內(nèi)的完整性風(fēng)險，通過定量計算完整性風(fēng)險因子來進(jìn)行完整性評估，具體評估方法為：首先計算出油氣井鉆井、完井、生產(chǎn)和棄井4種工況下的完整性風(fēng)險因子，再通過幾何模型獲得油氣井井筒完整性風(fēng)險因子，根據(jù)井筒完整性風(fēng)險因子的值及風(fēng)險級別劃分標(biāo)準(zhǔn)，確定油氣井井筒完整性風(fēng)險級別。油氣井井筒綜合完整性評估需在油氣井井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)完整性風(fēng)險評估的基礎(chǔ)上進(jìn)行。評估流程見圖3。

圖3 油氣井井筒綜合完整性風(fēng)險定量評估框圖Fig.3 Quantitative evaluation for overall integrity of boreholes in oil & gas wells

計算單一工況下井筒完整性風(fēng)險因子時，引入井筒完整性失效嚴(yán)重度S和井筒完整性失效發(fā)生頻度P這2個參數(shù)[20]。井筒完整性失效嚴(yán)重度S采用失效類型及致命度分析方法確定。失效類型及致命度分析方法采用系統(tǒng)分割方法將系統(tǒng)劃分成若干子系統(tǒng)，然后對可能發(fā)生的各種失效及失效的程度進(jìn)行分析，確定失效嚴(yán)重度。綜合考慮各種因素對失效嚴(yán)重度的影響，計算不同類型失效的嚴(yán)重度：

S=F1F2F3F4F5

(8)

式中：S為單一工況下的井筒完整性失效嚴(yán)重度，取值范圍0.001～50；F1為完整性失效影響的大小，取值范圍1～10；F2為對設(shè)備及井筒造成的影響，取值范圍1～5；F3為處理失效的難易程度，取值范圍0.1～1.0；F4為采取安全措施的程度，取值范圍0.1～1.0；F5為是否為新技術(shù)、新設(shè)備或新工藝及熟悉程度，取值范圍0.1～1.0。

井筒完整性失效發(fā)生頻度P(即失效發(fā)生的概率)取值范圍為0.1～1.0。根據(jù)鉆井、完井、生產(chǎn)和棄井4種工況的完整性風(fēng)險識別結(jié)果，采用事故樹分析(fault tree analysis,FTA)方法[16]分別建立4種工況下的完整性失效樹，通過分析頂上事件、中間事件和基本事件，建立邏輯樹圖，確定事故樹的最小割集及各基本事件的結(jié)構(gòu)重要度，以此來計算頂上事件發(fā)生的概率，亦即4種工況下井筒完整性失效發(fā)生的概率。

單一工況下井筒完整性風(fēng)險因子的計算公式為：

Fs=SP

(9)

式中：Fs為單一工況下井筒完整性風(fēng)險因子；P為單一工況下井筒完整性失效發(fā)生的頻度。

單一工況下井筒完整性風(fēng)險級別劃分標(biāo)準(zhǔn)為：23

油氣井井筒綜合完整性風(fēng)險因子為鉆井、完井、生產(chǎn)和棄井4種工況下井筒完整性風(fēng)險因子之和乘以修正系數(shù)，其計算式為：

(10)

式中：Fw為油氣井井筒綜合完整性風(fēng)險因子；Fd，F(xiàn)c，F(xiàn)p和Fa分別為鉆井、完井、生產(chǎn)和棄井4種工況下的井筒完整性風(fēng)險因子；D為修正系數(shù)(不確定因素)，取值范圍為0.5～5.0。

油氣井井筒完整性風(fēng)險等級劃分標(biāo)準(zhǔn)為：92

2 實例驗證

普光氣田主力氣層埋深5 000.00～6 000.00 m，氣層壓力系數(shù)1.2～1.3，氣層溫度120～135 ℃，產(chǎn)出氣中CO2含量高達(dá)10%，H2S含量高達(dá)17%，日產(chǎn)氣(30～60)×104m3。完井管柱由國產(chǎn)合金油管、進(jìn)口井下安全閥、封隔器和滑套組成，要求10年內(nèi)不動完井管柱。

首先評估氣井井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)的完整性風(fēng)險，包括完井管柱完整性可靠程度Rt、油管管體破裂失效程度R和井筒外流體泄漏風(fēng)險系數(shù)Lc。由于油套環(huán)空的密閉空間注了環(huán)空保護(hù)液，生產(chǎn)套管不直接和腐蝕性流體接觸，可以不考慮生產(chǎn)套管管體強(qiáng)度的變化。計算得到氣井所用國產(chǎn)合金油管的完整性可靠程度在單井投產(chǎn)2～3年后從1.0降至0.6，表明氣井在投產(chǎn)2～3年后可能會出現(xiàn)油管絲扣密封失效的問題。由于采用了合金油管，油管的腐蝕速率可以設(shè)為0 mm/a，其強(qiáng)度不受腐蝕流體的影響，油管管體破裂失效風(fēng)險程度R為1，即油管管體破裂失效風(fēng)險級別為低級。計算出氣井井筒外流體泄漏風(fēng)險系數(shù)Lc為72，表明氣井井筒外流體泄漏風(fēng)險高。計算井筒外流體泄漏風(fēng)險系數(shù)時，用到的參數(shù)為：壓穩(wěn)系數(shù)G=1；溫度影響因子C1=2；腐蝕流體影響因子C2=3；水泥漿影響因子C3=2；井漏影響因子C4=1；固井施工工藝影響因子C5=2；修井作業(yè)影響因子C6=1；壓裂作業(yè)影響因子C7=1；地質(zhì)因素(如地震)影響因子C8=3。

在評估氣井井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)完整性風(fēng)險的基礎(chǔ)上，對其井筒綜合完整性進(jìn)行評估。在識別氣井在鉆井、完井、生產(chǎn)和棄井4種工況下的井筒完整性風(fēng)險的基礎(chǔ)上，分別繪制完整性失效事故樹，確定完整性失效發(fā)生頻度P。事故樹基本事件的概率通過統(tǒng)計數(shù)據(jù)和井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)完整性風(fēng)險評估結(jié)果獲得。將完整性失效發(fā)生頻度P與完整性失效嚴(yán)重度S結(jié)合，最終確定氣井井筒綜合完整性風(fēng)險因子Fw，計算結(jié)果見表2。

從表2可以看出：該氣田氣井生產(chǎn)工況下的完整性風(fēng)險因子最高，為18.00，風(fēng)險級別為高；井筒綜合完整性風(fēng)險因子Fw為28.39，風(fēng)險級別為中偏高。該氣田氣井井筒綜合完整性評估結(jié)果與現(xiàn)場實際情況相符，即具體風(fēng)險為井筒內(nèi)油管絲扣密封失效和井筒外水泥石封固密封失效，且這些風(fēng)險主要存在于生產(chǎn)過程中。

表2 單一工況和綜合完整性風(fēng)險評估結(jié)果

Table 2 Results of risk assessments under one certain condition and overall integrity

類別鉆井完井生產(chǎn)棄井綜合風(fēng)險因子0 169 6018 000 6328 39發(fā)生頻度0 400 600 900 30嚴(yán)重度0 4116 0020 002 10

該氣田投產(chǎn)以來，通過監(jiān)測發(fā)現(xiàn)井口存在異常帶壓的問題，油套環(huán)空、B環(huán)空和C環(huán)空均存在該問題。其中油套環(huán)空帶壓井33口，B環(huán)空帶壓井17口，C環(huán)空帶壓井11口。33口油套環(huán)空帶壓井中，25口井是因熱脹效應(yīng)導(dǎo)致環(huán)空帶壓，其余8口井均為油管絲扣出現(xiàn)泄漏滲漏導(dǎo)致環(huán)空帶壓。B環(huán)空和C環(huán)空帶壓主要是上部氣層和淺氣層未封固好引起的，部分為地質(zhì)原因(該氣田所在地區(qū)曾發(fā)生過地震)引起的。

3 結(jié) 論

1) 基于油氣井井筒關(guān)鍵結(jié)構(gòu)(點)完整性風(fēng)險評估和油氣井井筒綜合完整性評估，提出了一種油氣井井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險評估方法，建立了油氣井井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險定量評估模型和評價指標(biāo)。

2) 實例驗證表明，油氣井井筒完整性系統(tǒng)風(fēng)險評估方法可用來評估油氣井整個壽命周期內(nèi)井筒的完整性。

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[編輯 劉文臣]

Techniques for Systematic Risk Assessment of Borehole Integrity of Oil and Gas Wells

HE Hanping

(SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101，China)

Risk assessments of wellbore integrity of conventional oil and gas wells are predominantly performed in one certain working condition at one specific time without systematic risk assessment method for wellbore integrity of oil and gas wells throughout the well life cycle.To correct the deficiency,systematic and quantitative assessment techniques were proposed for drilling,completion,production,plugging and abandoning. Thus,four kinds of conditions in the whole life cycle of oil and gas wells and they constitute a comprehensive evaluation of the wellbore. In this way,systematic risk quantitative assessment models and evaluation indicatorsfor oil and gas wells wellbore integrity were established.Risks in wellbore integrity in the whole life cycle of the Puguang Gas Field were estimated by using aproposed risk assessment method. Assessment results showed that the integrity of the wellbores in the field were operating at a higher risk level and it was verified with actual conditions on site. Research results showed that wellbore integrity evaluation method can evaluate the risk of wellbore integrity in the whole life cycle of oil and gas wells,and can provide valuable references for minimizing the risk of wellbore integrity of oil and gas wells.

borehole integrity;risk assessment;numerical model;Puguang Gas Field

2017-02-14；改回日期：2017-05-05。

何漢平(1966—)，男，湖北黃岡人，1989年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)基礎(chǔ)課部，2005年獲中國石油大學(xué)(華東)油氣井工程專業(yè)工程碩士學(xué)位，高級工程師，主要從事油氣井完井工藝方面的研究工作。E-mail:hehp.sripe@sinopec.com。

中國石化科技攻關(guān)項目“油氣井完整性評價技術(shù)研究”(編號：P15021)資助。

10.11911/syztjs.201703013

TE243

A

1001-0890(2017)03-0072-05