基于多因素耦合的井筒完整性風險評價*

何漢平

(中國石化石油工程技術研究院，北京 100101)

0 引言

隨著高溫高壓高酸性油氣田開發力度的增加，為降低開采風險，保障油氣井在整個生命周期的井筒完整性起著至關重要的作用。井筒完整性不僅需要在結構和功能上是完整的，而且要使井筒事故風險處于可控范圍內，同時，操作者能夠不斷采取措施降低井筒事故發生的可能性。在油氣井生產過程中，影響井筒完整性失效的主要因素有環空帶壓、完井管柱滲漏和腐蝕、套管柱腐蝕、水泥環和井口裝置密封不良及套管頭發生移動等[1-8]。對于井筒完整性來說，上述因素往往相互耦合共同影響井筒完整性。然而目前大多數學者只針對單因素進行了研究，而對井筒多因素風險綜合評價較少。另外，針對井筒完整性風險評價，普遍采用的是定性分析方法，僅僅依靠專家的專業經驗去確定井筒完整性風險因素指標權重，往往存在一定的局限性。為此，結合Borda序值法以及油套管定量評價等方法，開展了井筒完整性評價。

1 井屏障風險因素設置

按照油氣井生產階段的工藝和技術特點以及相關標準和規范，將油氣生產風險成因性指標分為液體屏障因素、機械屏障因素以及操作管理屏障因素3大類[9-10]。機械屏障主要包括地層、油套管柱、水泥環、管柱密封等關鍵節點；液體屏障主要包括靜液柱壓力與液體腐蝕性因素；操作管理屏障主要包括環空帶壓管理、管理機構設置、管理制度以及風險教育與培訓因素等。本文主要考慮管柱力學、管柱腐蝕、管柱密封、管柱附件密封、水泥環力學、地層以及油氣井管理等關鍵節點及風險因素的相互耦合協同作用對井筒完整性的影響。對井筒完整性評價的主要因素劃分如圖1所示。

圖1 井筒完整性屏障劃分及影響因素Fig.1 The division of wellbore integrity barrier and its influencing factors

2 井筒完整性多因素耦合評價方法

油氣井井筒關鍵節點比較多且各因素之間存在相互作用的特點。對于上述關鍵節點的評價，需要定性及定量相結合的方法。對于管柱力學及水泥環組合體力學等具有比較明確物理意義且有比較完善的標準或操作規范供參考，采用定量分析評價；對于操作管理等難以量化的因素采用定性評價，對于腐蝕環境因素采用定量與定性相結合的方法進行評價。在定性及定量評價的基礎之上，對關鍵節點進行風險概率和風險影響程度的劃分及量化，再基于層次分析及風險矩陣的方法建立井筒完整性評價模型。

2.1 風險因素風險影響程度與概率的劃分

在評價風險因素的風險影響程度時，可根據風險因素影響程度的大小進行等級的劃分，將某風險因素對井筒完整性造成影響的嚴重程度分為5個等級[11-13]，即：影響非常高、影響高、中等影響、影響低、影響非常低。為了使各級別更具體直觀性以及方便評價，將5個級別分別給與賦值區間(4,5),(3,4],(2,3],(1,2],(0,1]。同樣地將影響井筒完整性破壞因素發生的概率分為5個等級即：經常發生、發生的可能性比較大、可能發生、發生的可能性較小、幾乎不發生；為了使各級風險更具有直觀性以及方便評價，將5個可能性等級分別給與賦值區間(85,100),(60, 85],(40,60],(10,40],(0,10]。在此基礎上參與評價的專家根據有關資料及經驗進行對風險因素影響程度的劃分和打分，根據評分結果通過科學的計算方法確定各項風險因素的影響等級，進而構建對應的風險矩陣。對與評價出來的風險影響比較高的因素，應進行有針對性的防范治理。

以螺紋密封以及套管柱腐蝕為例進行說明其風險影響程度以及風險發生概率的量化及等級的劃分，具體量化及等級劃分見表1至表4。對于其他風險因素依據其對應的標準、操作規范以及經驗做參考劃分其影響程度等級及風險發生的可能性。

表1 螺紋密封失效風險因素指標風險影響程度等級劃分及量化

表2 螺紋密封失效概率指標量化及可能性劃分

表3 套管柱腐蝕失效指標風險影響程度等級劃分及量化

表4 套管柱腐蝕概率指標量化及可能性劃分

2.2 風險等級量化

對于井筒完整性的風險等級的確定，為了比較直觀的表示風險等級，把風險等級劃分為5個等級區間，如表5所示。

表5 風險等級區間劃分

采用差值的方法更加細致地表示風險等級：

(1)

式中：R*為當前評價評價因素的風險等級。

其原理是：假設某風險因素的影響程度S在[S1，S2]之間，RP為該因素發生的可能性，且RP在[RP1，RP2]區間內，用R*表示該因素的風險等級，且R*在[RR1，RR2]區間內，那么就存在一個與[RR1，RR2]線性相關的表達式且可以求出R*。

表6 風險等級量化

對于風險等級的確定，有時會有多個風險因素在一個風險等級的情況，這種情況對井筒完整性的評價是有影響的，引入了Borda序值法降低這種情況的影響[14]。Borda原理如下：

(2)

式中：B11為當前風險因素的Borda序值；當k=1時，RR111表示比當前風險因素的風險影響程度等級高的因素個數；當k=2時，RR112表示比當前因素風險發生可能性更大的因素個數。

2.3 井筒完整性評價的綜合風險計算

對于1口井不僅需對單個因素進行風險分析評價，往往這些因素是相互協同作用共同影響著井筒的完整性。井筒完整性綜合風險評價計算公式如下：

(3)

式中：RRij為風險等級量化值；uij為風險因素權重。

3 實例應用分析

3.1 實例井概況及風險分析

3.1.1 實例井地層基本概況

實例井區塊地層構造平緩，低幅度構造，斷裂不發育，斷層數量少，延伸短，斷距小、傾角陡。該實例井氣層中部溫度為157℃，溫度梯度介于1.9～2.1℃之間，為低地溫梯度；氣層中部壓為69 MPa，壓力系數介于1～1.11之間，為正常壓力系統。根據對儲層、構造及溫壓系統的介紹可知該氣藏屬于高含硫、地層構造簡單、正常壓力、低地溫梯度類型。

另外，該井儲層主要產出天然氣，甲烷平均含量為83%，CO2平均含量為8%，H2S平均含量為5%。根據標準SY/T 6168-2009對含硫氣藏分類的規定，該氣藏為高含H2S、中含CO2氣藏。

3.1.2 環空保護液性能

所用環空保護液性能為添加了緩蝕劑、抑制劑及其他試劑的無固相有機酸鹽，對油套管具有防腐的作用。環空保護液的具體性能要求：pH大于9.5，凝點不大于-17℃，密度為1.3 g/cm3，對碳鋼的腐蝕速率不大于0.076 mm/a；

3.1.3 完井管柱設計

根據選材圖版和該井腐蝕分壓預測，結合前期完成的腐蝕試驗評價結果，該井完井管柱材質選擇4C及以上材質油管；該井綜合考慮產能、沖蝕、攜液及儲層改造等因素，選擇φ89 mm+73 mm組合油管；按施工要求，生產管柱抗拉安全系數應不小于1.8，抗內壓和抗外擠安全系數均不小于1.25，為了保證井口油管的抗內壓強度，滿足長期安全生產要求，采用4C及以上125鋼級的φ88.9 mm×7.34 mm+φ88.9 mm×6.45 mm+φ73 mm×5.51 mm復合油管。油管所用鋼級為125，扣型為VAM TOP氣密封扣。

3.1.4 實例井管柱強度校核

校核發現抗內壓的最小安全系數為1.59，抗擠的最小安全系數為1.24，抗拉的最小安全系數為1.82，三軸的最小安全系數為1.71，說明套管柱強度在安全范圍之內。

3.2 井筒完整性評價結果

依據前文所述風險評價方法，編制相應計算軟件，對于實例井的風險因素排序結果見圖2所示，由圖2中排序結果可以看出，對于管柱強度來說，抗拉失效最容易出現；對于水泥環風險失效來說，固井質量影響著水泥環的完整性，在固井質量良好的情況下，水泥環最容易出現抗拉失效。對于實例井來說，氣層中部溫度為157℃，氣層中部壓力為69 MPa，H2S平均含量5%，其腐蝕環境比較嚴重，所以評價出來的其腐蝕環境因素排序值比較高。

圖2 風險因素排序結果Fig. 2 Ranking results of risk factors

由圖2可以看出，對實例井井筒完整性影響最大的因素為腐蝕環境，其次為材料的適用性、地層溫度以管柱的抗拉失效因素，較為安全的因素為水泥環的力學完整性及管柱強度。

對于1口井，不僅需要對單個因素進行風險分析評價，這些因素往往是相互協同作用共同影響著井筒的完整性，實例井綜合評價結果如圖3所示。

圖3 井筒完整性綜合風險結果Fig.3 Results of wellbore integrity risk

由圖3可以看出，生產階段該井井筒完整性存在的風險級別為一般風險，其綜合風險值為2.095 9。在所有評價的風險因素中，酸性氣體腐蝕最容易造成該井井筒完整性失效，該風險評價研究結果與文獻中該區塊井筒發生的失效相類似[15]，驗證了本文所建井筒完整性評價方法具有一定的合理性。依據評價結果，對于該井日后的生產管理，應及時監測及監測井筒的腐蝕狀況，預防重大事故的發生。

4 結論

1)基于風險矩陣評價方法及層次分析法建立了綜合考慮了管柱力學、管柱腐蝕、管柱密封、管柱附件密封、水泥環力學、地層以及油氣井管理等多因素的井筒完整性評價方法。

2)依據實例井的基本情況，對其進行了完整性風險分析。評價結果表明，對井筒完整性影響最大的因素為腐蝕環境，其次為材料的適用性、地層溫度以管柱的抗拉失效因素對井筒造成風險也是可觀的。該風險評價結果與文獻中該區塊井筒發生的失效類似，驗證了風險矩陣方法在井筒完整性風險評價方面的可行性和適用性。

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