海上油气井完整性现状及解决方案*

时间：2024-09-03

李强曹砚锋刘书杰欧阳铁兵杨向前何保生周建良李玉斌范志利武治强

(1. 中海油研究总院有限责任公司北京 100028； 2. 中海石油巴西有限公司里约热内卢 22100000；3. 中国海洋石油有限公司北京 100010)

油气井完整性管理涵盖了钻井、完井、生产、修井直至弃置全过程，综合了技术和管理理念，是对所有影响油气井完整性的因素进行一体化全方位的管理[1-4]，其工作核心是以阻隔地层流体泄漏到地面的井屏障为基础，结合完整性检测与评价技术，对油气井开展风险分析，为管理者提供油气井全生命周期内的潜在风险识别及风险等级划分，并给出风险管控措施，以最终降低安全风险、环境风险和运营风险。通过对海上油气井完整性现状调研，发现存在环空带压、油套管腐蚀、井下阀门泄漏、封隔器密封失效、采油树阀门泄漏等一系列问题，其中油套管腐蚀和环空带压问题最为突出，安全生产形势严峻。为了保障海上油气井的安全生产，笔者密切跟踪研究国内外油气井完整性管理的最新进展，在全面系统研究NORSOK D-010、API RP90、OLF 117和ISO 16530-2等国际标准的基础上[1-7]，结合中国海油油气井完整性的实际情况和现有的管理规定[8-10]，提出了通过油气井分类的定性分析方法和以风险矩阵为基础的定量风险分析方法来评估在生产井安全，建立了一套针对在生产井的完整性管理解决方案，通过在试点油气田的应用，验证了该方案合理可行，对海上油气井的安全管理具有指导意义。

1 海上油气井完整性现状

由于海上油气田开采相比陆上油气田具有投资高、风险大的特殊性，一个平台造价高达几十亿元，多口丛式井集约化开采，油气生产处理设备众多，一旦发生油气井完整性问题，如油气泄漏，极易引起火灾爆炸事故，甚至造成平台损毁、人员伤亡及严重的环境污染。2010年墨西哥湾“深水地平线”事故就为海上油气井完整性管理敲响了警钟。未来随着中国海油深水超深水、高温高压、稠油热采的大规模开发，对油气井完整性管理的要求将越来越高。通过系统梳理海上油气井完整性现状，发现井筒完整性问题比较突出，存在油套管腐蚀、环空带压等问题。

1.1 油套管腐蚀

油套管腐蚀原因包括：井下存在腐蚀性流体(如CO2、H2S)，但由于腐蚀预测不准确导致选择的油管耐腐蚀等级不够；井下结垢形成腐蚀；油套管质量问题；井下工具耐腐蚀强度问题[11-12]。下面以LD油田A13井为例，说明油套管腐蚀问题的严重性。

A13井由于含有CO2气体，油管腐蚀问题比较严重。2012年10月通过找漏作业，发现生产管柱有2根油管被腐蚀穿孔(图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，泵挂深度1 570 m。纵向剖开其中一根油管，发现内壁腐蚀严重(图2)。这2根油管是2009年10月完井时下入的全新管柱，累计下井使用时间只有1 100 d。

图1 LD油田A13井油管腐蚀穿孔Fig .1 Well A13 tubing perforation by corrosion in LD oilfield

图2 LD油田A13井油管内壁腐蚀形貌Fig .2 Well A13 inwall morphology of corrosion tubing in LD oilfield

1.2 环空带压

环空压力通常分为持续环空压力、热诱导压力和外加压力等3类。其中，热诱导压力是环空流体热膨胀的结果，当井进行生产、注入或者停产、停注时，会对环空造成温度差，从而导致环空压力的产生；外加压力是由于某些原因，例如气举等需要给套管环空外加压力[1-2]。本文的环空带压指的是持续环空压力，它通常是井屏障单元泄漏使得流体流经井屏障进入环空引起的，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、固井质量差引起的水泥环气窜等，其中A、B、C环空分别指油管与生产套管之间的环空、生产套管与技术套管之间的环空、技术套管与表层套管之间的环空。

G1气田因油管被CO2腐蚀，有8口井A环空和B环空长期带压，具体数据详见表1。其中5井A环空带压值高达19.2 MPa，比油压高0.2 MPa，如果环空阀门发生泄漏，将会带来严重的安全风险。

表1 G1气田井完整性问题统计Table 1 Well integrity problems statistics of G1 gas field

按照API RP 90[2]环空带压管理规定对G2气田12口井进行泄压/升压测试，结果发现部分井环空带压值大于0.69 MPa，且通过φ12.7 mm针型阀不能泄压至0，测试数据见表2。

例如，G2气田4井A环空带压6.53 MPa，超过油压6.42 MPa，且泄压后压力又回升到6.52 MPa；B环空带压2.7 MPa，泄压后压力又回升到2.4 MPa；且泄压/升压过程中观察A、B环空的压力响应情况发现A、B环空存在一定的连通。对该井进行生产管柱腐蚀检测，未发现生产管柱有漏点；对A环空气体进行取样分析，结果显示A环空气样与产出天然气组分基本一致。该井泄压/升压测试表明，A环空通过φ12.7 mm针型阀无法泄压到0，通过φ50.8 mm的放喷管线也无法泄压到0，判定为生产封隔器完全失效。

表2 环空带压大于0.69 MPa且不能泄压至零的井泄压/升压测试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气田没有修井机，通过压井泵注入封堵液封堵，2012年6月4日开始对4井进行环空堵漏作业，向油套环空注入堵漏材料、套管防腐液，6月10日作业结束。作业后，该井A环空压力降低至零，但压力很快又上升。通过后续观察，认为未能实现对该井封隔器失效位置的完全封堵，目前该井已经实施关井，长期能源隔离，要真正解除安全隐患只能动用钻井船修井更换生产封隔器，但动用钻井船修井费用昂贵。

2 海上油气井完整性解决方案

针对中国海油在生产井完整性管理现状及存在的问题，在全面收集国内外相关标准规范[1-10]基础上，结合中国海油4个分公司现有的相关管理规定，提出了一套适合中海油海上油气井完整性管理解决方案，其技术路线如图3所示，包括井移交管理、生产维护管理、弃置管理全过程，核心是风险管理，以完整性检测与评价技术作支撑，为管理者提供在生产井全过程的风险分析，并给出风险管控的措施，以降低安全风险、环境风险和运营风险。

2.1 定性分析

根据交通信号灯原理，以井屏障的完整性为基础，参考美国石油学会API RP90[2]和挪威石油协会OLF 117[4]，定性分析把在生产井分为红、橙、黄、绿四类，制定对应的解决措施，并列出了典型实例，详见表3。

图3 海上油气井完整性管理技术路线Fig .3 Technology route of offshore well integrity management表3 定性分析井分类Table 3 Well category of qualitative analysis

井分类分类原则解决措施典型实例红1) 一个屏障失效,另一个屏障退化或没有验证2) 已经泄漏至地面1) 立即开展详细的风险分析2) 及时开展维修或降低风险措施的作业a) 泄漏到地面b) 对于油套环空带压值基本相同且未验证是否连通的井,按油套连通处理,此情况考虑为第一道屏障失效,同时第二道屏障未验证c) 环空带压超过规定的压力上限,而且泄漏至环空的速率超过了可接受准则橙1) 一个屏障失效,另外一个屏障完好2) 单个危害会导致两道屏障同时失效3) 两个屏障均退化1) 计划开展风险分析2) 计划开展维修或降低风险措施3) 加强对屏障完整性的监控a) 采油树失效,没有补偿措施b) 油套窜通导致A环空持续带压,且泄漏超过可接受准则c) A和B环空间连通d) 对于油套环空带压值基本相同且未验证是否连通的井,按油套连通处理,此情况考虑为第一道屏障失效,同时第二道屏障完好e) 非热膨胀引起的环空持续带压,通过ϕ12.7 mm针型阀在24 h内能泄放至常压,且24 h内压力恢复至原值f) 第一道屏障失效;B环空不带压或带压低于0.69 MPa(100 psi)g) 一道屏障退化,一道屏障未验证黄1)一个屏障退化,另一个屏障完好2)两个屏障均未验证加强对屏障完整性的监控a) 浅层油气进入环空b) 采油树阀门内漏超过了可接受准则,但是采取了适当的补偿措施c) 非热膨胀引起的环空持续带压,通过ϕ12.7 mm针型阀在24 h内能泄放至常压,且24 h内压力未恢复至原值d) 两道屏障均未验证,且环空带压值低于1.38 MPa(200 psi)绿没有问题或只有微小问题按照井完整性管理相关规程执行,最低监管a) 生产封隔器以上没有固井或者固井质量差,但是外层套管外有足够的地层强度和良好的固井水泥环b) 两道屏障均未验证,同时环空不带压c) 两道屏障均未验证,环空带压是由于热膨胀引起d) 两道屏障均未验证,环空带压泄为0后,且24 h内压力不恢复

2.2 定量评价

在通过井分类方法进行定性分析的基础上，再对红色、橙色井进行定量风险评价。定量风险评价使用统一的风险矩阵，根据泄漏可能性和泄漏安全后果综合评定，泄漏可能性分级与泄漏安全后果分级分别见表4、5。量化分析得到的风险矩阵见表6，根据风险矩阵值的大小又分为四类井(见表7)，其中P1类井应及时采取降低风险的措施，P2类井根据最低合理可行原则(ALARP)，应采取预防和降低风险的控制措施。

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

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

表6 风险矩阵Table 6 Risk matrix

表7 风险等级Table 7 Risk grade

最低合理可行原则(ALARP)的意义是：任何工业系统都是存在风险的，不可能通过预防措施来彻底消风险；当系统的风险水平越低，要进一步降低就越困难，其成本往往呈指数曲线上升[13]。因此，必须在工业系统的风险水平和成本之间做出一个平衡。

对于量化分析结果中的P2类井，应用最低合理可行原则(ALARP)采取预防和降低风险的控制措施，细化分析结果如图4所示。其中，对处在风险不可接受的红色区域，立即高度关注并根据风险程度采取相应的风险管控措施；对处在需分析的橙色区域，如果在当前的技术条件下进一步降低风险不可行，或者降低风险所需的成本远远大于降低风险所获得的收益，那么可保持井现状并加强监控管理。

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

3 实例验证

C10井是G3气田的一口生产井，A环空带压10.6 MPa，通过φ9.525 mm针形阀泄压12 h压力基本不降低,环空气体取样分析发现其组分与产层气体基本一致,因此该井第一屏障单元发生了失效。B环空带压8.6 MPa，泄压/升压测试表明A和B环空之间存在连通，但连通较小，因此该井第二屏障单元发生了退化。

3.1 定性分析

油管挂密封腔试压表明油管挂本体密封失效，O圈密封良好。由于没有进一步的数据显示泄漏的尺寸和泄漏量的大小，假设油管挂本体密封发生退化。生产套管挂密封腔试压表明套管挂本体密封失效，且泄漏较小，O圈密封完好，因此生产套管挂本体密封发生退化。井下安全阀和采油树阀门在生产过程没有定期测试，因此认为井下安全阀和采油树阀门未验证。C10井屏障单元可靠性现状如表8所示。

根据井屏障原理，画出C10井的屏障图，如图5所示。C10井可能的泄漏途径包括：封隔器泄漏、封隔器以上管柱泄漏、水泥环气窜、井下安全阀泄漏、井下安全阀以上管柱泄漏等，如图5中的红色箭头所示。

表8 G3气田C10井屏障单元可靠性现状Table 8 Well barrier element reliability status of Well C10 in G3 gas field

图5 G3气田C10井屏障图及可能的泄漏途径Fig .5 Well barrier schematic and possible leakage channels of Well C10 in G3 gas field

对于C10气井，根据井屏障的状态，第一屏障失效，第二屏障发生了退化；根据井分类原则，该井定性为红色井，需要立即开展定量风险评价。

根据C10井的井屏障图和采油树结构图，识别了地层流体从油气藏通过屏障泄漏至环境的各种可能途径，包括地层流体通过完井管柱泄漏至A环空的泄漏途径，地层流体从A环空经过井口装置泄漏至环境的泄漏途径，如图6所示。

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

3.2 定量评价

3.2.1故障树分析

参照文献[3]，根据所识别的井流物从油气藏泄漏至环境的主要泄漏途径，建立了C10井的故障树分析(FTA)模型，其中从采油树泄漏的故障树模型如图7所示。通过故障树中各底事件发生的概率，计算出顶事件发生的概率。

C10井的故障树模型的顶事件为天然气泄漏至环境，计算时作如下假设：

1) 只考虑产层的油气作为泄漏源；

2) 两层同时开采，层与层之间的互相窜流只影响生产，因此产层间的封隔器不是井屏障单元；

3) 气举工况和生产工况的屏障图一致，其故障树分析图一样，而且失效后果比生产井后果低，因此本次分析按照生产井来分析。

对于井泄漏事件，通常需要2个条件同时满足才会发生。一是主要井屏障单元的失效，如生产油管的破损导致气体从油气藏泄漏至井口装置以下的A环空中；二是井口装置的设备部件发生外部泄漏，如采油树上阀门/法兰或环空阀门/法兰等处发生外部泄漏，这样才会导致天然气泄漏事件的发生。表9为C10井外泄的可能性及评级，表明在目前第一屏障失效及第二屏障退化的情况下，井发生外泄事故的概率增加了20倍以上。

图7 G3气田C10井从采油树泄漏的故障树模型Fig .7 Fault tree of Christmas tree of Well C10 in G3 gas field表9 G3气田C10井泄漏可能性及评级Table 9 Leak possibility of Well C10 in G3 gas field

评级阶段泄漏可能性泄漏可能性评级设计3.27×10-4中等(3)现状7.11×10-3高(4)

3.2.2泄漏安全后果评价

C10井A环空通过φ9.525 mm的泄压管线泄压12 h，环空压力基本不降低，可以认为井下泄漏量等同于φ9.525 mm泄压管线的泄放量。根据嘴流公式(式(1))[14]计算井下泄漏量，结果见表10。

(1)

式(1)中：qsc为通过油嘴的体积流量(标况)，104m3/d；

表10 G3气田C10井泄漏结果Table 10 Leak consequences of Well C10 in G3 gas field

p1为压力，MPa；d为嘴眼直径，mm；γg为天然气相对密度；T为温度，K；Z为天然气压缩因子；k为气体绝热指数，对于天然气一般取1.25；p2/p1为压力比，下标1、2分别表示嘴前、嘴后位置。

3.2.3风险矩阵

根据C10井的屏障现状，通过故障树分析和对井泄漏后果的评估，该井在设计阶段和现阶段的风险分析结果如表11所示,可见由于屏障失效，该井的风险由低风险上升为中风险，属于P2类井，因此应当尽量采取措施，根据最低合理可行的ALARP原则降低风险。

表11 G3气田C10井风险矩阵Table 11 Risk matrix of Well C10 in G3 gas field

ALARP分析发现，动用模块钻机修井费用昂贵，超过1 000万元人民币。目前该井第一屏障失效，第二屏障退化，但只要保证井口采油树的完整性，天然气就不会泄漏到地面，风险就可控。所以，目前可通过加强对该井的监控管理，特别是做好井口区天然气泄漏的实时监测和采油树的日常维保工作来确保井口采油树完整性。

在对C10井开展定性的井分类基础上开展定量风险评价，制定详细解决方案。从2015年至今，C10井一直按照该方案执行，严格落实第二屏障的监控和管理，未出现井完整性事故，验证了该方案合理可行。通过保障第二屏障的完整性来保障油气井的安全，可避免盲目的修井作业，经济效益显著。