李 強(qiáng) 曹硯鋒 劉書(shū)杰 歐陽(yáng)鐵兵 楊向前 何保生 周建良 李玉斌 范志利 武治強(qiáng)

(1. 中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028； 2. 中海石油巴西有限公司 里約熱內(nèi)盧 22100000；3. 中國(guó)海洋石油有限公司 北京 100010)

油氣井完整性管理涵蓋了鉆井、完井、生產(chǎn)、修井直至棄置全過(guò)程，綜合了技術(shù)和管理理念，是對(duì)所有影響油氣井完整性的因素進(jìn)行一體化全方位的管理[1-4]，其工作核心是以阻隔地層流體泄漏到地面的井屏障為基礎(chǔ)，結(jié)合完整性檢測(cè)與評(píng)價(jià)技術(shù)，對(duì)油氣井開(kāi)展風(fēng)險(xiǎn)分析，為管理者提供油氣井全生命周期內(nèi)的潛在風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別及風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)劃分，并給出風(fēng)險(xiǎn)管控措施，以最終降低安全風(fēng)險(xiǎn)、環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)和運(yùn)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)。通過(guò)對(duì)海上油氣井完整性現(xiàn)狀調(diào)研，發(fā)現(xiàn)存在環(huán)空帶壓、油套管腐蝕、井下閥門泄漏、封隔器密封失效、采油樹(shù)閥門泄漏等一系列問(wèn)題，其中油套管腐蝕和環(huán)空帶壓?jiǎn)栴}最為突出，安全生產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。為了保障海上油氣井的安全生產(chǎn)，筆者密切跟蹤研究國(guó)內(nèi)外油氣井完整性管理的最新進(jìn)展，在全面系統(tǒng)研究NORSOK D-010、API RP90、OLF 117和ISO 16530-2等國(guó)際標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上[1-7]，結(jié)合中國(guó)海油油氣井完整性的實(shí)際情況和現(xiàn)有的管理規(guī)定[8-10]，提出了通過(guò)油氣井分類的定性分析方法和以風(fēng)險(xiǎn)矩陣為基礎(chǔ)的定量風(fēng)險(xiǎn)分析方法來(lái)評(píng)估在生產(chǎn)井安全，建立了一套針對(duì)在生產(chǎn)井的完整性管理解決方案，通過(guò)在試點(diǎn)油氣田的應(yīng)用，驗(yàn)證了該方案合理可行，對(duì)海上油氣井的安全管理具有指導(dǎo)意義。

1 海上油氣井完整性現(xiàn)狀

由于海上油氣田開(kāi)采相比陸上油氣田具有投資高、風(fēng)險(xiǎn)大的特殊性，一個(gè)平臺(tái)造價(jià)高達(dá)幾十億元，多口叢式井集約化開(kāi)采，油氣生產(chǎn)處理設(shè)備眾多，一旦發(fā)生油氣井完整性問(wèn)題，如油氣泄漏，極易引起火災(zāi)爆炸事故，甚至造成平臺(tái)損毀、人員傷亡及嚴(yán)重的環(huán)境污染。2010年墨西哥灣“深水地平線”事故就為海上油氣井完整性管理敲響了警鐘。未來(lái)隨著中國(guó)海油深水超深水、高溫高壓、稠油熱采的大規(guī)模開(kāi)發(fā)，對(duì)油氣井完整性管理的要求將越來(lái)越高。通過(guò)系統(tǒng)梳理海上油氣井完整性現(xiàn)狀，發(fā)現(xiàn)井筒完整性問(wèn)題比較突出，存在油套管腐蝕、環(huán)空帶壓等問(wèn)題。

1.1 油套管腐蝕

油套管腐蝕原因包括：井下存在腐蝕性流體(如CO2、H2S)，但由于腐蝕預(yù)測(cè)不準(zhǔn)確導(dǎo)致選擇的油管耐腐蝕等級(jí)不夠；井下結(jié)垢形成腐蝕；油套管質(zhì)量問(wèn)題；井下工具耐腐蝕強(qiáng)度問(wèn)題[11-12]。下面以LD油田A13井為例，說(shuō)明油套管腐蝕問(wèn)題的嚴(yán)重性。

A13井由于含有CO2氣體，油管腐蝕問(wèn)題比較嚴(yán)重。2012年10月通過(guò)找漏作業(yè)，發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)管柱有2根油管被腐蝕穿孔(圖1)，其中上部油管穿孔深度1 200 m，下部油管穿孔深度1 250 m，泵掛深度1 570 m?？v向剖開(kāi)其中一根油管，發(fā)現(xiàn)內(nèi)壁腐蝕嚴(yán)重(圖2)。這2根油管是2009年10月完井時(shí)下入的全新管柱，累計(jì)下井使用時(shí)間只有1 100 d。

圖1 LD油田A13井油管腐蝕穿孔Fig .1 Well A13 tubing perforation by corrosion in LD oilfield

圖2 LD油田A13井油管內(nèi)壁腐蝕形貌Fig .2 Well A13 inwall morphology of corrosion tubing in LD oilfield

1.2 環(huán)空帶壓

環(huán)空壓力通常分為持續(xù)環(huán)空壓力、熱誘導(dǎo)壓力和外加壓力等3類。其中，熱誘導(dǎo)壓力是環(huán)空流體熱膨脹的結(jié)果，當(dāng)井進(jìn)行生產(chǎn)、注入或者停產(chǎn)、停注時(shí)，會(huì)對(duì)環(huán)空造成溫度差，從而導(dǎo)致環(huán)空壓力的產(chǎn)生；外加壓力是由于某些原因，例如氣舉等需要給套管環(huán)空外加壓力[1-2]。本文的環(huán)空帶壓指的是持續(xù)環(huán)空壓力，它通常是井屏障單元泄漏使得流體流經(jīng)井屏障進(jìn)入環(huán)空引起的，原因包括油套管泄漏、封隔器密封失效、插入密封失效、井下工具故障、固井質(zhì)量差引起的水泥環(huán)氣竄等，其中A、B、C環(huán)空分別指油管與生產(chǎn)套管之間的環(huán)空、生產(chǎn)套管與技術(shù)套管之間的環(huán)空、技術(shù)套管與表層套管之間的環(huán)空。

G1氣田因油管被CO2腐蝕，有8口井A環(huán)空和B環(huán)空長(zhǎng)期帶壓，具體數(shù)據(jù)詳見(jiàn)表1。其中5井A環(huán)空帶壓值高達(dá)19.2 MPa，比油壓高0.2 MPa，如果環(huán)空閥門發(fā)生泄漏，將會(huì)帶來(lái)嚴(yán)重的安全風(fēng)險(xiǎn)。

表1 G1氣田井完整性問(wèn)題統(tǒng)計(jì)Table 1 Well integrity problems statistics of G1 gas field

按照API RP 90[2]環(huán)空帶壓管理規(guī)定對(duì)G2氣田12口井進(jìn)行泄壓/升壓測(cè)試，結(jié)果發(fā)現(xiàn)部分井環(huán)空帶壓值大于0.69 MPa，且通過(guò)φ12.7 mm針型閥不能泄壓至0，測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

例如，G2氣田4井A環(huán)空帶壓6.53 MPa，超過(guò)油壓6.42 MPa，且泄壓后壓力又回升到6.52 MPa；B環(huán)空帶壓2.7 MPa，泄壓后壓力又回升到2.4 MPa；且泄壓/升壓過(guò)程中觀察A、B環(huán)空的壓力響應(yīng)情況發(fā)現(xiàn)A、B環(huán)空存在一定的連通。對(duì)該井進(jìn)行生產(chǎn)管柱腐蝕檢測(cè)，未發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)管柱有漏點(diǎn)；對(duì)A環(huán)空氣體進(jìn)行取樣分析，結(jié)果顯示A環(huán)空氣樣與產(chǎn)出天然氣組分基本一致。該井泄壓/升壓測(cè)試表明，A環(huán)空通過(guò)φ12.7 mm針型閥無(wú)法泄壓到0，通過(guò)φ50.8 mm的放噴管線也無(wú)法泄壓到0，判定為生產(chǎn)封隔器完全失效。

表2 環(huán)空帶壓大于0.69 MPa且不能泄壓至零的 井泄壓/升壓測(cè)試Table 2 Bleed-down/build-up test of the wells’ SCP are greater than 0.69 MPa and cannot bleed to zero

由于G2氣田沒(méi)有修井機(jī)，通過(guò)壓井泵注入封堵液封堵，2012年6月4日開(kāi)始對(duì)4井進(jìn)行環(huán)空堵漏作業(yè)，向油套環(huán)空注入堵漏材料、套管防腐液，6月10日作業(yè)結(jié)束。作業(yè)后，該井A環(huán)空壓力降低至零，但壓力很快又上升。通過(guò)后續(xù)觀察，認(rèn)為未能實(shí)現(xiàn)對(duì)該井封隔器失效位置的完全封堵，目前該井已經(jīng)實(shí)施關(guān)井，長(zhǎng)期能源隔離，要真正解除安全隱患只能動(dòng)用鉆井船修井更換生產(chǎn)封隔器，但動(dòng)用鉆井船修井費(fèi)用昂貴。

2 海上油氣井完整性解決方案

針對(duì)中國(guó)海油在生產(chǎn)井完整性管理現(xiàn)狀及存在的問(wèn)題，在全面收集國(guó)內(nèi)外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范[1-10]基礎(chǔ)上，結(jié)合中國(guó)海油4個(gè)分公司現(xiàn)有的相關(guān)管理規(guī)定，提出了一套適合中海油海上油氣井完整性管理解決方案，其技術(shù)路線如圖3所示，包括井移交管理、生產(chǎn)維護(hù)管理、棄置管理全過(guò)程，核心是風(fēng)險(xiǎn)管理，以完整性檢測(cè)與評(píng)價(jià)技術(shù)作支撐，為管理者提供在生產(chǎn)井全過(guò)程的風(fēng)險(xiǎn)分析，并給出風(fēng)險(xiǎn)管控的措施，以降低安全風(fēng)險(xiǎn)、環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)和運(yùn)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)。

2.1 定性分析

根據(jù)交通信號(hào)燈原理，以井屏障的完整性為基礎(chǔ)，參考美國(guó)石油學(xué)會(huì)API RP90[2]和挪威石油協(xié)會(huì)OLF 117[4]，定性分析把在生產(chǎn)井分為紅、橙、黃、綠四類，制定對(duì)應(yīng)的解決措施，并列出了典型實(shí)例，詳見(jiàn)表3。

圖3 海上油氣井完整性管理技術(shù)路線Fig .3 Technology route of offshore well integrity management表3 定性分析井分類Table 3 Well category of qualitative analysis

井分類分類原則解決措施典型實(shí)例紅1) 一個(gè)屏障失效,另一個(gè)屏障退化或沒(méi)有驗(yàn)證2) 已經(jīng)泄漏至地面1) 立即開(kāi)展詳細(xì)的風(fēng)險(xiǎn)分析2) 及時(shí)開(kāi)展維修或降低風(fēng)險(xiǎn)措施的作業(yè)a) 泄漏到地面b) 對(duì)于油套環(huán)空帶壓值基本相同且未驗(yàn)證是否連通的井,按油套連通處理,此情況考慮為第一道屏障失效,同時(shí)第二道屏障未驗(yàn)證c) 環(huán)空帶壓超過(guò)規(guī)定的壓力上限,而且泄漏至環(huán)空的速率超過(guò)了可接受準(zhǔn)則橙1) 一個(gè)屏障失效,另外一個(gè)屏障完好2) 單個(gè)危害會(huì)導(dǎo)致兩道屏障同時(shí)失效3) 兩個(gè)屏障均退化1) 計(jì)劃開(kāi)展風(fēng)險(xiǎn)分析2) 計(jì)劃開(kāi)展維修或降低風(fēng)險(xiǎn)措施3) 加強(qiáng)對(duì)屏障完整性的監(jiān)控a) 采油樹(shù)失效,沒(méi)有補(bǔ)償措施b) 油套竄通導(dǎo)致A環(huán)空持續(xù)帶壓,且泄漏超過(guò)可接受準(zhǔn)則c) A和B環(huán)空間連通d) 對(duì)于油套環(huán)空帶壓值基本相同且未驗(yàn)證是否連通的井,按油套連通處理,此情況考慮為第一道屏障失效,同時(shí)第二道屏障完好e) 非熱膨脹引起的環(huán)空持續(xù)帶壓,通過(guò)?12.7 mm針型閥在24 h內(nèi)能泄放至常壓,且24 h內(nèi)壓力恢復(fù)至原值f) 第一道屏障失效;B環(huán)空不帶壓或帶壓低于0.69 MPa(100 psi)g) 一道屏障退化,一道屏障未驗(yàn)證黃1)一個(gè)屏障退化,另一個(gè)屏障完好2)兩個(gè)屏障均未驗(yàn)證加強(qiáng)對(duì)屏障完整性的監(jiān)控a) 淺層油氣進(jìn)入環(huán)空b) 采油樹(shù)閥門內(nèi)漏超過(guò)了可接受準(zhǔn)則,但是采取了適當(dāng)?shù)难a(bǔ)償措施c) 非熱膨脹引起的環(huán)空持續(xù)帶壓,通過(guò)?12.7 mm針型閥在24 h內(nèi)能泄放至常壓,且24 h內(nèi)壓力未恢復(fù)至原值d) 兩道屏障均未驗(yàn)證,且環(huán)空帶壓值低于1.38 MPa(200 psi)綠沒(méi)有問(wèn)題或只有微小問(wèn)題按照井完整性管理相關(guān)規(guī)程執(zhí)行,最低監(jiān)管a) 生產(chǎn)封隔器以上沒(méi)有固井或者固井質(zhì)量差,但是外層套管外有足夠的地層強(qiáng)度和良好的固井水泥環(huán)b) 兩道屏障均未驗(yàn)證,同時(shí)環(huán)空不帶壓c) 兩道屏障均未驗(yàn)證,環(huán)空帶壓是由于熱膨脹引起d) 兩道屏障均未驗(yàn)證,環(huán)空帶壓泄為0后,且24 h內(nèi)壓力不恢復(fù)

2.2 定量評(píng)價(jià)

在通過(guò)井分類方法進(jìn)行定性分析的基礎(chǔ)上，再對(duì)紅色、橙色井進(jìn)行定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)。定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)使用統(tǒng)一的風(fēng)險(xiǎn)矩陣，根據(jù)泄漏可能性和泄漏安全后果綜合評(píng)定，泄漏可能性分級(jí)與泄漏安全后果分級(jí)分別見(jiàn)表4、5。量化分析得到的風(fēng)險(xiǎn)矩陣見(jiàn)表6，根據(jù)風(fēng)險(xiǎn)矩陣值的大小又分為四類井(見(jiàn)表7)，其中P1類井應(yīng)及時(shí)采取降低風(fēng)險(xiǎn)的措施，P2類井根據(jù)最低合理可行原則(ALARP)，應(yīng)采取預(yù)防和降低風(fēng)險(xiǎn)的控制措施。

表4 泄漏可能性分級(jí)Table 4 Classification of leak probability

表5 泄漏安全后果分級(jí)Table 5 Classification of leak consequences

表6 風(fēng)險(xiǎn)矩陣Table 6 Risk matrix

表7 風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)Table 7 Risk grade

最低合理可行原則(ALARP)的意義是：任何工業(yè)系統(tǒng)都是存在風(fēng)險(xiǎn)的，不可能通過(guò)預(yù)防措施來(lái)徹底消風(fēng)險(xiǎn)；當(dāng)系統(tǒng)的風(fēng)險(xiǎn)水平越低，要進(jìn)一步降低就越困難，其成本往往呈指數(shù)曲線上升[13]。因此，必須在工業(yè)系統(tǒng)的風(fēng)險(xiǎn)水平和成本之間做出一個(gè)平衡。

對(duì)于量化分析結(jié)果中的P2類井，應(yīng)用最低合理可行原則(ALARP)采取預(yù)防和降低風(fēng)險(xiǎn)的控制措施，細(xì)化分析結(jié)果如圖4所示。其中，對(duì)處在風(fēng)險(xiǎn)不可接受的紅色區(qū)域，立即高度關(guān)注并根據(jù)風(fēng)險(xiǎn)程度采取相應(yīng)的風(fēng)險(xiǎn)管控措施；對(duì)處在需分析的橙色區(qū)域，如果在當(dāng)前的技術(shù)條件下進(jìn)一步降低風(fēng)險(xiǎn)不可行，或者降低風(fēng)險(xiǎn)所需的成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于降低風(fēng)險(xiǎn)所獲得的收益，那么可保持井現(xiàn)狀并加強(qiáng)監(jiān)控管理。

圖4 最低合理可行原則(ALARP)Fig .4 As low as reasonable practicable(ALARP)

3 實(shí)例驗(yàn)證

C10井是G3氣田的一口生產(chǎn)井，A環(huán)空帶壓10.6 MPa，通過(guò)φ9.525 mm針形閥泄壓12 h壓力基本不降低,環(huán)空氣體取樣分析發(fā)現(xiàn)其組分與產(chǎn)層氣體基本一致,因此該井第一屏障單元發(fā)生了失效。B環(huán)空帶壓8.6 MPa，泄壓/升壓測(cè)試表明A和B環(huán)空之間存在連通，但連通較小，因此該井第二屏障單元發(fā)生了退化。

3.1 定性分析

油管掛密封腔試壓表明油管掛本體密封失效，O圈密封良好。由于沒(méi)有進(jìn)一步的數(shù)據(jù)顯示泄漏的尺寸和泄漏量的大小，假設(shè)油管掛本體密封發(fā)生退化。生產(chǎn)套管掛密封腔試壓表明套管掛本體密封失效，且泄漏較小，O圈密封完好，因此生產(chǎn)套管掛本體密封發(fā)生退化。井下安全閥和采油樹(shù)閥門在生產(chǎn)過(guò)程沒(méi)有定期測(cè)試，因此認(rèn)為井下安全閥和采油樹(shù)閥門未驗(yàn)證。C10井屏障單元可靠性現(xiàn)狀如表8所示。

根據(jù)井屏障原理，畫(huà)出C10井的屏障圖，如圖5所示。C10井可能的泄漏途徑包括：封隔器泄漏、封隔器以上管柱泄漏、水泥環(huán)氣竄、井下安全閥泄漏、井下安全閥以上管柱泄漏等，如圖5中的紅色箭頭所示。

表8 G3氣田C10井屏障單元可靠性現(xiàn)狀Table 8 Well barrier element reliability status of Well C10 in G3 gas field

圖5 G3氣田C10井屏障圖及可能的泄漏途徑Fig .5 Well barrier schematic and possible leakage channels of Well C10 in G3 gas field

對(duì)于C10氣井，根據(jù)井屏障的狀態(tài)，第一屏障失效，第二屏障發(fā)生了退化；根據(jù)井分類原則，該井定性為紅色井，需要立即開(kāi)展定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)。

根據(jù)C10井的井屏障圖和采油樹(shù)結(jié)構(gòu)圖，識(shí)別了地層流體從油氣藏通過(guò)屏障泄漏至環(huán)境的各種可能途徑，包括地層流體通過(guò)完井管柱泄漏至A環(huán)空的泄漏途徑，地層流體從A環(huán)空經(jīng)過(guò)井口裝置泄漏至環(huán)境的泄漏途徑，如圖6所示。

圖6 G3氣田C10井可能的泄漏通道Fig .6 Possible leak channels of Well C10 in G3 gas field

3.2 定量評(píng)價(jià)

3.2.1故障樹(shù)分析

參照文獻(xiàn)[3]，根據(jù)所識(shí)別的井流物從油氣藏泄漏至環(huán)境的主要泄漏途徑，建立了C10井的故障樹(shù)分析(FTA)模型，其中從采油樹(shù)泄漏的故障樹(shù)模型如圖7所示。通過(guò)故障樹(shù)中各底事件發(fā)生的概率，計(jì)算出頂事件發(fā)生的概率。

C10井的故障樹(shù)模型的頂事件為天然氣泄漏至環(huán)境，計(jì)算時(shí)作如下假設(shè)：

1) 只考慮產(chǎn)層的油氣作為泄漏源；

2) 兩層同時(shí)開(kāi)采，層與層之間的互相竄流只影響生產(chǎn)，因此產(chǎn)層間的封隔器不是井屏障單元；

3) 氣舉工況和生產(chǎn)工況的屏障圖一致，其故障樹(shù)分析圖一樣，而且失效后果比生產(chǎn)井后果低，因此本次分析按照生產(chǎn)井來(lái)分析。

對(duì)于井泄漏事件，通常需要2個(gè)條件同時(shí)滿足才會(huì)發(fā)生。一是主要井屏障單元的失效，如生產(chǎn)油管的破損導(dǎo)致氣體從油氣藏泄漏至井口裝置以下的A環(huán)空中；二是井口裝置的設(shè)備部件發(fā)生外部泄漏，如采油樹(shù)上閥門/法蘭或環(huán)空閥門/法蘭等處發(fā)生外部泄漏，這樣才會(huì)導(dǎo)致天然氣泄漏事件的發(fā)生。表9為C10井外泄的可能性及評(píng)級(jí)，表明在目前第一屏障失效及第二屏障退化的情況下，井發(fā)生外泄事故的概率增加了20倍以上。

圖7 G3氣田C10井從采油樹(shù)泄漏的故障樹(shù)模型Fig .7 Fault tree of Christmas tree of Well C10 in G3 gas field表9 G3氣田C10井泄漏可能性及評(píng)級(jí)Table 9 Leak possibility of Well C10 in G3 gas field

評(píng)級(jí)階段泄漏可能性泄漏可能性評(píng)級(jí)設(shè)計(jì)3.27×10-4中等(3)現(xiàn)狀7.11×10-3高(4)

3.2.2泄漏安全后果評(píng)價(jià)

C10井A環(huán)空通過(guò)φ9.525 mm的泄壓管線泄壓12 h，環(huán)空壓力基本不降低，可以認(rèn)為井下泄漏量等同于φ9.525 mm泄壓管線的泄放量。根據(jù)嘴流公式(式(1))[14]計(jì)算井下泄漏量，結(jié)果見(jiàn)表10。

(1)

式(1)中：qsc為通過(guò)油嘴的體積流量(標(biāo)況)，104m3/d；

表10 G3氣田C10井泄漏結(jié)果Table 10 Leak consequences of Well C10 in G3 gas field

p1為壓力，MPa；d為嘴眼直徑，mm；γg為天然氣相對(duì)密度；T為溫度，K；Z為天然氣壓縮因子；k為氣體絕熱指數(shù)，對(duì)于天然氣一般取1.25；p2/p1為壓力比，下標(biāo)1、2分別表示嘴前、嘴后位置。

3.2.3風(fēng)險(xiǎn)矩陣

根據(jù)C10井的屏障現(xiàn)狀，通過(guò)故障樹(shù)分析和對(duì)井泄漏后果的評(píng)估，該井在設(shè)計(jì)階段和現(xiàn)階段的風(fēng)險(xiǎn)分析結(jié)果如表11所示,可見(jiàn)由于屏障失效，該井的風(fēng)險(xiǎn)由低風(fēng)險(xiǎn)上升為中風(fēng)險(xiǎn)，屬于P2類井，因此應(yīng)當(dāng)盡量采取措施，根據(jù)最低合理可行的ALARP原則降低風(fēng)險(xiǎn)。

表11 G3氣田C10井風(fēng)險(xiǎn)矩陣Table 11 Risk matrix of Well C10 in G3 gas field

ALARP分析發(fā)現(xiàn)，動(dòng)用模塊鉆機(jī)修井費(fèi)用昂貴，超過(guò)1 000萬(wàn)元人民幣。目前該井第一屏障失效，第二屏障退化，但只要保證井口采油樹(shù)的完整性，天然氣就不會(huì)泄漏到地面，風(fēng)險(xiǎn)就可控。所以，目前可通過(guò)加強(qiáng)對(duì)該井的監(jiān)控管理，特別是做好井口區(qū)天然氣泄漏的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和采油樹(shù)的日常維保工作來(lái)確保井口采油樹(shù)完整性。

在對(duì)C10井開(kāi)展定性的井分類基礎(chǔ)上開(kāi)展定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)，制定詳細(xì)解決方案。從2015年至今，C10井一直按照該方案執(zhí)行，嚴(yán)格落實(shí)第二屏障的監(jiān)控和管理，未出現(xiàn)井完整性事故，驗(yàn)證了該方案合理可行。通過(guò)保障第二屏障的完整性來(lái)保障油氣井的安全，可避免盲目的修井作業(yè)，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

4 結(jié)論

通過(guò)分析油套管腐蝕、環(huán)空帶壓等油氣井完整性問(wèn)題，提出了通過(guò)井分類的定性分析方法和以風(fēng)險(xiǎn)矩陣為基礎(chǔ)的定量風(fēng)險(xiǎn)分析方法來(lái)評(píng)估在生產(chǎn)井安全，建立了一套適合中國(guó)海油在生產(chǎn)井的完整性管理解決方案，并通過(guò)實(shí)例分析驗(yàn)證了該方案合理可行，可為海上油氣井完整性管理提供參考。