基于多因素耦合的井筒完整性风险评价*

何汉平

(中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

0 引言

随着高温高压高酸性油气田开发力度的增加，为降低开采风险，保障油气井在整个生命周期的井筒完整性起着至关重要的作用。井筒完整性不仅需要在结构和功能上是完整的，而且要使井筒事故风险处于可控范围内，同时，操作者能够不断采取措施降低井筒事故发生的可能性。在油气井生产过程中，影响井筒完整性失效的主要因素有环空带压、完井管柱渗漏和腐蚀、套管柱腐蚀、水泥环和井口装置密封不良及套管头发生移动等[1-8]。对于井筒完整性来说，上述因素往往相互耦合共同影响井筒完整性。然而目前大多数学者只针对单因素进行了研究，而对井筒多因素风险综合评价较少。另外，针对井筒完整性风险评价，普遍采用的是定性分析方法，仅仅依靠专家的专业经验去确定井筒完整性风险因素指标权重，往往存在一定的局限性。为此，结合Borda序值法以及油套管定量评价等方法，开展了井筒完整性评价。

1 井屏障风险因素设置

按照油气井生产阶段的工艺和技术特点以及相关标准和规范，将油气生产风险成因性指标分为液体屏障因素、机械屏障因素以及操作管理屏障因素3大类[9-10]。机械屏障主要包括地层、油套管柱、水泥环、管柱密封等关键节点；液体屏障主要包括静液柱压力与液体腐蚀性因素；操作管理屏障主要包括环空带压管理、管理机构设置、管理制度以及风险教育与培训因素等。本文主要考虑管柱力学、管柱腐蚀、管柱密封、管柱附件密封、水泥环力学、地层以及油气井管理等关键节点及风险因素的相互耦合协同作用对井筒完整性的影响。对井筒完整性评价的主要因素划分如图1所示。

图1 井筒完整性屏障划分及影响因素Fig.1 The division of wellbore integrity barrier and its influencing factors

2 井筒完整性多因素耦合评价方法

油气井井筒关键节点比较多且各因素之间存在相互作用的特点。对于上述关键节点的评价，需要定性及定量相结合的方法。对于管柱力学及水泥环组合体力学等具有比较明确物理意义且有比较完善的标准或操作规范供参考，采用定量分析评价；对于操作管理等难以量化的因素采用定性评价，对于腐蚀环境因素采用定量与定性相结合的方法进行评价。在定性及定量评价的基础之上，对关键节点进行风险概率和风险影响程度的划分及量化，再基于层次分析及风险矩阵的方法建立井筒完整性评价模型。

2.1 风险因素风险影响程度与概率的划分

在评价风险因素的风险影响程度时，可根据风险因素影响程度的大小进行等级的划分，将某风险因素对井筒完整性造成影响的严重程度分为5个等级[11-13]，即：影响非常高、影响高、中等影响、影响低、影响非常低。为了使各级别更具体直观性以及方便评价，将5个级别分别给与赋值区间(4,5),(3,4],(2,3],(1,2],(0,1]。同样地将影响井筒完整性破坏因素发生的概率分为5个等级即：经常发生、发生的可能性比较大、可能发生、发生的可能性较小、几乎不发生；为了使各级风险更具有直观性以及方便评价，将5个可能性等级分别给与赋值区间(85,100),(60, 85],(40,60],(10,40],(0,10]。在此基础上参与评价的专家根据有关资料及经验进行对风险因素影响程度的划分和打分，根据评分结果通过科学的计算方法确定各项风险因素的影响等级，进而构建对应的风险矩阵。对与评价出来的风险影响比较高的因素，应进行有针对性的防范治理。

以螺纹密封以及套管柱腐蚀为例进行说明其风险影响程度以及风险发生概率的量化及等级的划分，具体量化及等级划分见表1至表4。对于其他风险因素依据其对应的标准、操作规范以及经验做参考划分其影响程度等级及风险发生的可能性。

表1 螺纹密封失效风险因素指标风险影响程度等级划分及量化

表2 螺纹密封失效概率指标量化及可能性划分

表3 套管柱腐蚀失效指标风险影响程度等级划分及量化

表4 套管柱腐蚀概率指标量化及可能性划分

2.2 风险等级量化

对于井筒完整性的风险等级的确定，为了比较直观的表示风险等级，把风险等级划分为5个等级区间，如表5所示。

表5 风险等级区间划分

采用差值的方法更加细致地表示风险等级：

(1)

式中：R*为当前评价评价因素的风险等级。

其原理是：假设某风险因素的影响程度S在[S1，S2]之间，RP为该因素发生的可能性，且RP在[RP1，RP2]区间内，用R*表示该因素的风险等级，且R*在[RR1，RR2]区间内，那么就存在一个与[RR1，RR2]线性相关的表达式且可以求出R*。

表6 风险等级量化

对于风险等级的确定，有时会有多个风险因素在一个风险等级的情况，这种情况对井筒完整性的评价是有影响的，引入了Borda序值法降低这种情况的影响[14]。Borda原理如下：

(2)

式中：B11为当前风险因素的Borda序值；当k=1时，RR111表示比当前风险因素的风险影响程度等级高的因素个数；当k=2时，RR112表示比当前因素风险发生可能性更大的因素个数。

2.3 井筒完整性评价的综合风险计算

对于1口井不仅需对单个因素进行风险分析评价，往往这些因素是相互协同作用共同影响着井筒的完整性。井筒完整性综合风险评价计算公式如下：

(3)

式中：RRij为风险等级量化值；uij为风险因素权重。

3 实例应用分析

3.1 实例井概况及风险分析

3.1.1 实例井地层基本概况

实例井区块地层构造平缓，低幅度构造，断裂不发育，断层数量少，延伸短，断距小、倾角陡。该实例井气层中部温度为157℃，温度梯度介于1.9～2.1℃之间，为低地温梯度；气层中部压为69 MPa，压力系数介于1～1.11之间，为正常压力系统。根据对储层、构造及温压系统的介绍可知该气藏属于高含硫、地层构造简单、正常压力、低地温梯度类型。

另外，该井储层主要产出天然气，甲烷平均含量为83%，CO2平均含量为8%，H2S平均含量为5%。根据标准SY/T 6168-2009对含硫气藏分类的规定，该气藏为高含H2S、中含CO2气藏。

3.1.2 环空保护液性能

所用环空保护液性能为添加了缓蚀剂、抑制剂及其他试剂的无固相有机酸盐，对油套管具有防腐的作用。环空保护液的具体性能要求：pH大于9.5，凝点不大于-17℃，密度为1.3 g/cm3，对碳钢的腐蚀速率不大于0.076 mm/a；

3.1.3 完井管柱设计

根据选材图版和该井腐蚀分压预测，结合前期完成的腐蚀试验评价结果，该井完井管柱材质选择4C及以上材质油管；该井综合考虑产能、冲蚀、携液及储层改造等因素，选择φ89 mm+73 mm组合油管；按施工要求，生产管柱抗拉安全系数应不小于1.8，抗内压和抗外挤安全系数均不小于1.25，为了保证井口油管的抗内压强度，满足长期安全生产要求，采用4C及以上125钢级的φ88.9 mm×7.34 mm+φ88.9 mm×6.45 mm+φ73 mm×5.51 mm复合油管。油管所用钢级为125，扣型为VAM TOP气密封扣。

3.1.4 实例井管柱强度校核

校核发现抗内压的最小安全系数为1.59，抗挤的最小安全系数为1.24，抗拉的最小安全系数为1.82，三轴的最小安全系数为1.71，说明套管柱强度在安全范围之内。

3.2 井筒完整性评价结果

依据前文所述风险评价方法，编制相应计算软件，对于实例井的风险因素排序结果见图2所示，由图2中排序结果可以看出，对于管柱强度来说，抗拉失效最容易出现；对于水泥环风险失效来说，固井质量影响着水泥环的完整性，在固井质量良好的情况下，水泥环最容易出现抗拉失效。对于实例井来说，气层中部温度为157℃，气层中部压力为69 MPa，H2S平均含量5%，其腐蚀环境比较严重，所以评价出来的其腐蚀环境因素排序值比较高。

图2 风险因素排序结果Fig. 2 Ranking results of risk factors

由图2可以看出，对实例井井筒完整性影响最大的因素为腐蚀环境，其次为材料的适用性、地层温度以管柱的抗拉失效因素，较为安全的因素为水泥环的力学完整性及管柱强度。

对于1口井，不仅需要对单个因素进行风险分析评价，这些因素往往是相互协同作用共同影响着井筒的完整性，实例井综合评价结果如图3所示。

图3 井筒完整性综合风险结果Fig.3 Results of wellbore integrity risk

由图3可以看出，生产阶段该井井筒完整性存在的风险级别为一般风险，其综合风险值为2.095 9。在所有评价的风险因素中，酸性气体腐蚀最容易造成该井井筒完整性失效，该风险评价研究结果与文献中该区块井筒发生的失效相类似[15]，验证了本文所建井筒完整性评价方法具有一定的合理性。依据评价结果，对于该井日后的生产管理，应及时监测及监测井筒的腐蚀状况，预防重大事故的发生。

4 结论

1)基于风险矩阵评价方法及层次分析法建立了综合考虑了管柱力学、管柱腐蚀、管柱密封、管柱附件密封、水泥环力学、地层以及油气井管理等多因素的井筒完整性评价方法。

2)依据实例井的基本情况，对其进行了完整性风险分析。评价结果表明，对井筒完整性影响最大的因素为腐蚀环境，其次为材料的适用性、地层温度以管柱的抗拉失效因素对井筒造成风险也是可观的。该风险评价结果与文献中该区块井筒发生的失效类似，验证了风险矩阵方法在井筒完整性风险评价方面的可行性和适用性。

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