基于FTA-AHP法的储气库封堵井气体泄漏风险评价

任 垒，陈元强，雷俊杰，黄 玲

(1.中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南濮阳 457001 2.中国石化中原油田分公司采油三厂，河南濮阳 457001)

1 前言

为了弥补区域天然气季节性缺口，我国自2007年起全面加快了地下储气库建设进程，其中，利用枯竭油气藏改建地下储气库是目前的主要趋势。相关事故统计结果表明，由封堵井引发的气体泄漏是该类储气库的主要事故类型之一。因此，封堵井的安全与否直接关系到整个储气库的运行安全。然而，现阶段国内外针对储气库井的完整性研究主要集中在注采井，封堵井因受井内灰塞的限制，无法像注采井一样通过下入监测工具测试获得井筒及储体的相关信息，故针对封堵井的完整性评价难度较大。目前，基于风险分析的封堵井完整性评价是一种相对成型技术手段，部分石油公司、科研人员在该领域已取得了一定的研究进展，如OXAND和Schlumberger提出的P&R法(Performance and Risk management)即在井数据搜集、分析的基础上利用SIMEOTMStor平台模拟封堵井气体泄漏事件的发展过程并采用风险图对封堵井泄漏风险等级进行判定[1,2]；加拿大C-FER Technologies公司采用故障树法(Fault Tree Analysis)建立了封堵井完整性失效模型并提出了失效风险和平均失效时间的计算公式[3]；Bert Metz等人[4]建立了一种特征(Features)、事件(Events)和过程(Processes)(简称FEP)方法的泄漏风险评估体系，通过构建FEP数据库，为潜在的风险提供相应的处置对策。此外，一些国内学者也提出了基于AHP法(Analytical Hierarchy Process)、模糊数学等理论的风险综合分析方法，如李琦等人[5]提出的CO2RISKEYE方法由修正后的Oldenburg筛选排序法、Bachu现场筛选法和层次分析法构成，用于不同阶段的CO2地质埋存风险分析。

但需指出的是，以上研究对象均为常规油气田封堵井或用于CO2地质封存的封堵井，与储气库封堵井相比在井筒所处地下环境、泄漏气体组分及泄漏产生机理等方面均存在较大差异。

近年来，国内也相继出台了相关的法规和监管体系以完善废弃井管理，如中国石化发布的Q/SH 0653-2015《废弃井封井处置规范》中对废弃井进行了风险分类划分[6]，但上述均为定性风险分析，可供借鉴的储气库封堵井风险量化评价案例鲜有报道。在此背景下，本文以W储气库为例，分别采用故障树法和层次分析法(Analytic Hierarchy Process)实现了对储气库封堵井的泄漏风险因素识别和井控风险量化评价，在确定封堵井泄漏风险等级的基础上，完善了相应的日常管理制度，以保障储气库的安全平稳运行。

2 封堵井气体泄漏途径

W储气库库区范围内共有44口废弃井，为了防止地层气体沿井筒和管外发生窜漏，废弃井封井时均采用了“地层+管外+井筒”的多级封堵模式，即对产层段挤注特殊堵剂封层；对管外固井质量差的井段锻铣套管或射孔后实施二次固井；对井筒注连续灰塞并上覆防腐重泥浆至井口。

尽管在封井过程中已对产层段实施了挤堵、对套管问题或固井质量差的井段实施了修套或二次固井等一系列措施且作业后试压结果均达到了施工要求，但考虑到封堵井井筒所处的环境较为复杂，如当临近的注采井大范围强注强采时，封堵井水泥环在交变载荷和温压交替等因素的作用下可能出现接触面胶结失效或在其内部产生微裂隙，从而引发地层气体泄漏[7]。结合目前封堵井的井筒工况，地层气体潜在的泄漏通道主要包括以下3条路径(图1)。

图1 地层气体泄漏通道示意

2.1 通过水泥环泄漏

目前，针对水泥环泄漏机理的研究已较为成熟，水泥环引发的气体泄漏可进一步细分至以下3种方式：经围岩和水泥环界面的微间隙①；经套管和水泥环界面的微间隙②；经水泥环本体内微裂缝③。

2.2 通过灰塞泄漏

灰塞泄漏机理与水泥环泄漏机理类似，同样存在经接触界面微间隙④和灰塞本体内裂缝⑤两条途径。

2.3 通过套管泄漏

由于封堵井服役时间久，套管状况复杂，同时可能遭受电化学腐蚀，非均衡应力等方面的影响，破坏套管的密封性，引发地层气体经套管漏点散逸⑥。

3 封堵井气体泄漏风险主控因素识别

根据上述的3类气体泄漏途径可以看出水泥环密封失效、灰塞封堵失效及套管柱失效是导致地层气体泄漏的主要原因。为此，本文将地层气体泄漏至井筒作为顶事件(T)，将经水泥环泄漏(M1)、经灰塞泄漏(M2)及经套管柱泄漏(M3)作为中间事件，通过建立封堵井泄漏故障树模型[8,9]，得到了导致顶事件发生的10个基本事件，分别为：临井注采气活动X1；盐岩蠕动X2；高压注水X3；地震X4；挤堵施工X5；气层堵剂性能X6；水泥浆性能X7；注灰施工X8；套管腐蚀X9，螺纹失效X10，见图2。

图2 封堵井地层气体泄漏事故故障树模型

由于在封井施工前，开展了系统的气层堵剂、水泥浆性能室内实验，因此可以认为此次封井施工使用的气层堵剂、水泥浆指标均符合施工要求，进而筛选得到封堵井地层气体泄漏风险的8项主控因素：X1、X2、X3、X4、X5、X8、X9、X10。

4 封堵井泄漏风险量化评价

4.1 主控因素权重计算

为了更加客观地判定各主控因素对地层气体泄漏风险的影响程度，首先依据8项主控因素的自身特点将其归纳为工程风险、地质风险、井筒风险和自然风险4类，在此基础上，建立了如图3所示的层次结构模型。

图3 层次结构模型

邀请8位储气库建设领域专家采用1～9数量标度对各项主控因素进行两两比较后构建了判断矩阵，并运用AHP法计算获得各层要素相对上层要素的相对概率值，通过将同类要素的概率值算术平均，最终得到反映专家群体意见的综合权重，结果如表1所示。

表1 各层要素权重计算结果

通过复合求解法[10]得出地层气体泄漏风险主控因素相对目标层的权重分布，见图4。

图4 各主控因素权重分布

4.2 主控因素考核指标筛选

考虑到部分主控因素的评价指标较多，为了简化分析，通过横向比较后优选出最佳指标用于主控因素量化考核，具体如下。

4.2.1注采气活动

注采气活动对封堵井的影响主要体现在注气压力和井距两个方面，考虑到W储气库目前仍处于垫底气注入阶段且注气时各注气井井口压力基本一致，因此，选取井距作为注采气活动的考核指标。

4.2.2高压注水

W储气库储气层位上部发育一套油层，目前主要通过水驱方式采油，注水压力约30 MPa，参考注采气活动指标筛选方法，选取注水井与封堵井井距作为该项考核指标。

4.2.3挤堵施工

W储气库挤堵施工时采用的低压挤注法，即控制挤注压力低于地层破裂压力，以避免挤堵过程中压开地层形成新的裂缝。若堵剂实际用量与设计用量存在较大偏差，很大程度上反映出堵剂未对炮眼孔道或人工裂缝深部实现有效封堵，因此，选取堵剂用量作为该项考核指标。

4.2.4注灰施工

灰塞跨度是衡量井筒封堵可靠与否的重要参数，故选其作为注灰施工的考核指标。

4.2.5盐岩蠕动

盐膏层蠕动是造成水泥环及套管挤毁事故的主要原因。通常认为盐膏层越厚，其对水泥环或套管的潜在危害越大，故选取封堵井钻遇的盐层厚度作为考核指标。

4.2.6井筒腐蚀

研究表明，套管腐蚀能够导致局部应力集中，特别是在非均衡应力的作用下，可能造成套管裂纹损坏或刺漏等。选取腐蚀速率作为考核指标，参考NACE的划分标准进行分级和评分。

4.2.7螺纹失效

W储气库封堵井普遍服役年限时间久，套管接箍螺纹随时间推移可能出现螺纹失效，破坏套管的密封性。

4.2.8地震

通常而言，6级以下地震对套管柱及水泥环完整性影响不大，W储气库所属地区地震峰值加速度介于0.15～0.2 g，抗震设防烈度为7度，该地区近30年发生的地震均小于4级，因此认为受地震影响较小。

各主控因素分级标准及对应取值见表2。

表2 主控因素分级标准及对应取值

4.3 泄漏风险算例分析

结合W储气库44口封堵井实际情况，根据表2的评分标准对各单井主控因素进行量化打分，并按下式计算得到各单井的最终泄漏风险评价值。

S=P1·Q1+Pi·Qi+…+Pn·Qn

(1)

式中：S——泄漏风险评价最终得分；

Pi——第i项主控因素对于泄漏风险的概率值；

Qi——第i项主控因素量化考核得分；

n——参与计算的主控因素个数，n=7。

计算结果显示：44口封堵井中，泄漏风险评价分值大于0.8的封堵井数为5口，处于该水平的封堵井安全等级相对较高，泄漏风险最低；分值介于0.6～0.8的封堵井数为26口，该类井安全等级处于中等水平；安全等级较低即评价分值小于0.6的封堵井数为13口，该类井普遍服役年限久，且与注采井井距较小，泄漏风险等级相对较高。

5 日常管理制度优化

结合封堵井泄漏风险量化评价结果，对于安全等级较高的井，可以适当延长巡检时间间隔；对于安全等级较低的气井，当临井有注采气或注水活动时，应当加大巡检频次，密切关注井口压力变化，对于异常井况问题(如起压或渗漏等)应做好相关记录并及时通知封堵井所属场站管理人员。

6 结论

本文通过采用FTA和AHP法分别实现了W储气库封堵井泄漏风险主控因素识别和量化考核评价，结果表明，地层气体泄漏风险受注采气活动影响最为明显，受地震影响最弱；44口封堵井中泄漏风险较高的井数为13口，应加强对该类井的日常管理，及时发现并合理处置异常井况问题，确保储气库运行安全。

7 参考文献

[1] Le Guen Y, Huot H, Loizzo M, et al. Well integrity risk assessment of Ketzin injection well (ktzi-201) over a prolonged sequestration period[J].Energy Procedia, 4:4076- 4083．

[2] Le Guen Y, Le Gouevec J, Chammas R. CO2Storage: Managing the risk associated with well leakage over long time scale[J]. SPE Projects，Facilities & Construction，4(3): 87-96．

[3] 李琼玮,刘故箐,陆梅,等. 阿尔伯达省的油气井废弃管理和长期安全风险评估[J]. 国外油田工程,2007,23(5):34-36.

[4] Bert Metz, Ogun lade D, Heleen D C, et al.IPCC special report on CO2capture and storage[M]. England:Cambridge University Press, 2005：195-276.

[5] Li Q, Liu G. Risk assessment of the geological storage of CO2:A review[C]. In: Vishal V., Singh T. (eds) Geologic Carbon Sequestration. Springer, Cham, 2016: 249-284.

[6] Q/SH 0653-2015 废弃井封井处置规范[S].

[7] 许红林,张智,熊继有. 高温高压气井自由套管对水泥环应力和完整性的影响[J].钻采工艺,2014,37(2):75-78.

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[9] 常云海. 两种安全评价方法在某汽油储罐区中的应用[J]. 安全、健康和环境,2016,16(4):44-46.

[10] 刘强,尹同舟,唐秀山,等. 掘进机截割系统的故障树-层次分析法诊断分析[J].煤炭科学技术,2017,45(3):123-127.