海上油氣井完整性現狀及解決方案*

李 強 曹硯鋒 劉書杰 歐陽鐵兵 楊向前 何保生 周建良 李玉斌 范志利 武治強

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

油氣井完整性管理涵蓋了鉆井、完井、生產、修井直至棄置全過程，綜合了技術和管理理念，是對所有影響油氣井完整性的因素進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，結合完整性檢測與評價技術，對油氣井開展風險分析，為管理者提供油氣井全生命周期內的潛在風險識別及風險等級劃分，并給出風險管控措施，以最終降低安全風險、環境風險和運營風險。通過對海上油氣井完整性現狀調研，發現存在環空帶壓、油套管腐蝕、井下閥門泄漏、封隔器密封失效、采油樹閥門泄漏等一系列問題，其中油套管腐蝕和環空帶壓問題最為突出，安全生產形勢嚴峻。為了保障海上油氣井的安全生產，筆者密切跟蹤研究國內外油氣井完整性管理的最新進展，在全面系統研究NORSOK D-010、API RP90、OLF 117和ISO 16530-2等國際標準的基礎上[1-7]，結合中國海油油氣井完整性的實際情況和現有的管理規定[8-10]，提出了通過油氣井分類的定性分析方法和以風險矩陣為基礎的定量風險分析方法來評估在生產井安全，建立了一套針對在生產井的完整性管理解決方案，通過在試點油氣田的應用，驗證了該方案合理可行，對海上油氣井的安全管理具有指導意義。

1 海上油氣井完整性現狀

由于海上油氣田開采相比陸上油氣田具有投資高、風險大的特殊性，一個平臺造價高達幾十億元，多口叢式井集約化開采，油氣生產處理設備眾多，一旦發生油氣井完整性問題，如油氣泄漏，極易引起火災爆炸事故，甚至造成平臺損毀、人員傷亡及嚴重的環境污染。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。未來隨著中國海油深水超深水、高溫高壓、稠油熱采的大規模開發，對油氣井完整性管理的要求將越來越高。通過系統梳理海上油氣井完整性現狀，發現井筒完整性問題比較突出，存在油套管腐蝕、環空帶壓等問題。

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)，但由于腐蝕預測不準確導致選擇的油管耐腐蝕等級不夠；井下結垢形成腐蝕；油套管質量問題；井下工具耐腐蝕強度問題[11-12]。下面以LD油田A13井為例，說明油套管腐蝕問題的嚴重性。

A13井由于含有CO2氣體，油管腐蝕問題比較嚴重。2012年10月通過找漏作業，發現生產管柱有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。縱向剖開其中一根油管，發現內壁腐蝕嚴重(圖2)。這2根油管是2009年10月完井時下入的全新管柱，累計下井使用時間只有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井油管內壁腐蝕形貌Fig .2 Well A13 inwall morphology of corrosion tubing in LD oilfield

1.2 環空帶壓

環空壓力通常分為持續環空壓力、熱誘導壓力和外加壓力等3類。其中，熱誘導壓力是環空流體熱膨脹的結果，當井進行生產、注入或者停產、停注時，會對環空造成溫度差，從而導致環空壓力的產生；外加壓力是由于某些原因，例如氣舉等需要給套管環空外加壓力[1-2]。本文的環空帶壓指的是持續環空壓力，它通常是井屏障單元泄漏使得流體流經井屏障進入環空引起的，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、固井質量差引起的水泥環氣竄等，其中A、B、C環空分別指油管與生產套管之間的環空、生產套管與技術套管之間的環空、技術套管與表層套管之間的環空。

G1氣田因油管被CO2腐蝕，有8口井A環空和B環空長期帶壓，具體數據詳見表1。其中5井A環空帶壓值高達19.2 MPa，比油壓高0.2 MPa，如果環空閥門發生泄漏，將會帶來嚴重的安全風險。

表1 G1氣田井完整性問題統計Table 1 Well integrity problems statistics of G1 gas field

按照API RP 90[2]環空帶壓管理規定對G2氣田12口井進行泄壓/升壓測試，結果發現部分井環空帶壓值大于0.69 MPa，且通過φ12.7 mm針型閥不能泄壓至0，測試數據見表2。

例如，G2氣田4井A環空帶壓6.53 MPa，超過油壓6.42 MPa，且泄壓后壓力又回升到6.52 MPa；B環空帶壓2.7 MPa，泄壓后壓力又回升到2.4 MPa；且泄壓/升壓過程中觀察A、B環空的壓力響應情況發現A、B環空存在一定的連通。對該井進行生產管柱腐蝕檢測，未發現生產管柱有漏點；對A環空氣體進行取樣分析，結果顯示A環空氣樣與產出天然氣組分基本一致。該井泄壓/升壓測試表明，A環空通過φ12.7 mm針型閥無法泄壓到0，通過φ50.8 mm的放噴管線也無法泄壓到0，判定為生產封隔器完全失效。

表2 環空帶壓大于0.69 MPa且不能泄壓至零的 井泄壓/升壓測試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氣田沒有修井機，通過壓井泵注入封堵液封堵，2012年6月4日開始對4井進行環空堵漏作業，向油套環空注入堵漏材料、套管防腐液，6月10日作業結束。作業后，該井A環空壓力降低至零，但壓力很快又上升。通過后續觀察，認為未能實現對該井封隔器失效位置的完全封堵，目前該井已經實施關井，長期能源隔離，要真正解除安全隱患只能動用鉆井船修井更換生產封隔器，但動用鉆井船修井費用昂貴。

2 海上油氣井完整性解決方案

針對中國海油在生產井完整性管理現狀及存在的問題，在全面收集國內外相關標準規范[1-10]基礎上，結合中國海油4個分公司現有的相關管理規定，提出了一套適合中海油海上油氣井完整性管理解決方案，其技術路線如圖3所示，包括井移交管理、生產維護管理、棄置管理全過程，核心是風險管理，以完整性檢測與評價技術作支撐，為管理者提供在生產井全過程的風險分析，并給出風險管控的措施，以降低安全風險、環境風險和運營風險。

2.1 定性分析

根據交通信號燈原理，以井屏障的完整性為基礎，參考美國石油學會API RP90[2]和挪威石油協會OLF 117[4]，定性分析把在生產井分為紅、橙、黃、綠四類，制定對應的解決措施，并列出了典型實例，詳見表3。

圖3 海上油氣井完整性管理技術路線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例紅1) 一個屏障失效,另一個屏障退化或沒有驗證2) 已經泄漏至地面1) 立即開展詳細的風險分析2) 及時開展維修或降低風險措施的作業a) 泄漏到地面b) 對于油套環空帶壓值基本相同且未驗證是否連通的井,按油套連通處理,此情況考慮為第一道屏障失效,同時第二道屏障未驗證c) 環空帶壓超過規定的壓力上限,而且泄漏至環空的速率超過了可接受準則橙1) 一個屏障失效,另外一個屏障完好2) 單個危害會導致兩道屏障同時失效3) 兩個屏障均退化1) 計劃開展風險分析2) 計劃開展維修或降低風險措施3) 加強對屏障完整性的監控a) 采油樹失效,沒有補償措施b) 油套竄通導致A環空持續帶壓,且泄漏超過可接受準則c) A和B環空間連通d) 對于油套環空帶壓值基本相同且未驗證是否連通的井,按油套連通處理,此情況考慮為第一道屏障失效,同時第二道屏障完好e) 非熱膨脹引起的環空持續帶壓,通過?12.7 mm針型閥在24 h內能泄放至常壓,且24 h內壓力恢復至原值f) 第一道屏障失效;B環空不帶壓或帶壓低于0.69 MPa(100 psi)g) 一道屏障退化,一道屏障未驗證黃1)一個屏障退化,另一個屏障完好2)兩個屏障均未驗證加強對屏障完整性的監控a) 淺層油氣進入環空b) 采油樹閥門內漏超過了可接受準則,但是采取了適當的補償措施c) 非熱膨脹引起的環空持續帶壓,通過?12.7 mm針型閥在24 h內能泄放至常壓,且24 h內壓力未恢復至原值d) 兩道屏障均未驗證,且環空帶壓值低于1.38 MPa(200 psi)綠沒有問題或只有微小問題按照井完整性管理相關規程執行,最低監管a) 生產封隔器以上沒有固井或者固井質量差,但是外層套管外有足夠的地層強度和良好的固井水泥環b) 兩道屏障均未驗證,同時環空不帶壓c) 兩道屏障均未驗證,環空帶壓是由于熱膨脹引起d) 兩道屏障均未驗證,環空帶壓泄為0后,且24 h內壓力不恢復

2.2 定量評價

在通過井分類方法進行定性分析的基礎上，再對紅色、橙色井進行定量風險評價。定量風險評價使用統一的風險矩陣，根據泄漏可能性和泄漏安全后果綜合評定，泄漏可能性分級與泄漏安全后果分級分別見表4、5。量化分析得到的風險矩陣見表6，根據風險矩陣值的大小又分為四類井(見表7)，其中P1類井應及時采取降低風險的措施，P2類井根據最低合理可行原則(ALARP)，應采取預防和降低風險的控制措施。

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

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

表6 風險矩陣Table 6 Risk matrix

表7 風險等級Table 7 Risk grade

最低合理可行原則(ALARP)的意義是：任何工業系統都是存在風險的，不可能通過預防措施來徹底消風險；當系統的風險水平越低，要進一步降低就越困難，其成本往往呈指數曲線上升[13]。因此，必須在工業系統的風險水平和成本之間做出一個平衡。

對于量化分析結果中的P2類井，應用最低合理可行原則(ALARP)采取預防和降低風險的控制措施，細化分析結果如圖4所示。其中，對處在風險不可接受的紅色區域，立即高度關注并根據風險程度采取相應的風險管控措施；對處在需分析的橙色區域，如果在當前的技術條件下進一步降低風險不可行，或者降低風險所需的成本遠遠大于降低風險所獲得的收益，那么可保持井現狀并加強監控管理。

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

3 實例驗證

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

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。由于沒有進一步的數據顯示泄漏的尺寸和泄漏量的大小，假設油管掛本體密封發生退化。生產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，因此生產套管掛本體密封發生退化。井下安全閥和采油樹閥門在生產過程沒有定期測試，因此認為井下安全閥和采油樹閥門未驗證。C10井屏障單元可靠性現狀如表8所示。

根據井屏障原理，畫出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

對于C10氣井，根據井屏障的狀態，第一屏障失效，第二屏障發生了退化；根據井分類原則，該井定性為紅色井，需要立即開展定量風險評價。

根據C10井的井屏障圖和采油樹結構圖，識別了地層流體從油氣藏通過屏障泄漏至環境的各種可能途徑，包括地層流體通過完井管柱泄漏至A環空的泄漏途徑，地層流體從A環空經過井口裝置泄漏至環境的泄漏途徑，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 定量評價

3.2.1故障樹分析

參照文獻[3]，根據所識別的井流物從油氣藏泄漏至環境的主要泄漏途徑，建立了C10井的故障樹分析(FTA)模型，其中從采油樹泄漏的故障樹模型如圖7所示。通過故障樹中各底事件發生的概率，計算出頂事件發生的概率。

C10井的故障樹模型的頂事件為天然氣泄漏至環境，計算時作如下假設：

1) 只考慮產層的油氣作為泄漏源；

2) 兩層同時開采，層與層之間的互相竄流只影響生產，因此產層間的封隔器不是井屏障單元；

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

對于井泄漏事件，通常需要2個條件同時滿足才會發生。一是主要井屏障單元的失效，如生產油管的破損導致氣體從油氣藏泄漏至井口裝置以下的A環空中；二是井口裝置的設備部件發生外部泄漏，如采油樹上閥門/法蘭或環空閥門/法蘭等處發生外部泄漏，這樣才會導致天然氣泄漏事件的發生。表9為C10井外泄的可能性及評級，表明在目前第一屏障失效及第二屏障退化的情況下，井發生外泄事故的概率增加了20倍以上。

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

評級階段泄漏可能性泄漏可能性評級設計3.27×10-4中等(3)現狀7.11×10-3高(4)

3.2.2泄漏安全后果評價

C10井A環空通過φ9.525 mm的泄壓管線泄壓12 h，環空壓力基本不降低，可以認為井下泄漏量等同于φ9.525 mm泄壓管線的泄放量。根據嘴流公式(式(1))[14]計算井下泄漏量，結果見表10。

(1)

式(1)中：qsc為通過油嘴的體積流量(標況)，104m3/d；

表10 G3氣田C10井泄漏結果Table 10 Leak consequences of Well C10 in G3 gas field

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

3.2.3風險矩陣

根據C10井的屏障現狀，通過故障樹分析和對井泄漏后果的評估，該井在設計階段和現階段的風險分析結果如表11所示,可見由于屏障失效，該井的風險由低風險上升為中風險，屬于P2類井，因此應當盡量采取措施，根據最低合理可行的ALARP原則降低風險。

表11 G3氣田C10井風險矩陣Table 11 Risk matrix of Well C10 in G3 gas field

ALARP分析發現，動用模塊鉆機修井費用昂貴，超過1 000萬元人民幣。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的完整性，天然氣就不會泄漏到地面，風險就可控。所以，目前可通過加強對該井的監控管理，特別是做好井口區天然氣泄漏的實時監測和采油樹的日常維保工作來確保井口采油樹完整性。

在對C10井開展定性的井分類基礎上開展定量風險評價，制定詳細解決方案。從2015年至今，C10井一直按照該方案執行，嚴格落實第二屏障的監控和管理，未出現井完整性事故，驗證了該方案合理可行。通過保障第二屏障的完整性來保障油氣井的安全，可避免盲目的修井作業，經濟效益顯著。

4 結論

通過分析油套管腐蝕、環空帶壓等油氣井完整性問題，提出了通過井分類的定性分析方法和以風險矩陣為基礎的定量風險分析方法來評估在生產井安全，建立了一套適合中國海油在生產井的完整性管理解決方案，并通過實例分析驗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。