油气井井筒完整性系统风险评估方法
何汉平
【摘 要】常规油气井井筒完整性风险性评价方法只是针对单一工况的，目前还没有油气井整个寿命周期内井筒完整性系统风险评价方法。为此，将油气井井筒关键结构(点)(如完井油套管柱、水泥环等)完整性风险评估和考虑多种工况的井筒综合完整性评估相结合，提出了油气井整个寿命周期(包括钻井、完井、生产、弃井等4种工况)的井筒完整性系统风险定量评估方法，建立了油气井井筒完整性系统风险定量评估模型和评价指标。利用该风险评估方法对普光气田气井整个寿命周期内的井筒完整性风险进行了评估，结果发现该气田气井井筒完整性风险较高，与现场情况相符。研究表明，利用提出的油气井井筒完整性系统评估方法可以评估油气井整个寿命周期内的井筒完整性风险，为降低油气井井筒完整性风险提供依据。 【期刊名称】石油钻探技术 【年(卷),期】2017(045)003 【总页数】5
【关键词】井筒完整性；风险评估；数学模型；普光气田
井筒完整性可定义为应用技术、操作和措施降低开采风险，保证油气井尤其是高压油气井在整个寿命期间处于安全状态[1]。其内涵为：井筒在物理和功能上是完整的；井筒处于受控状态；井筒操作者已经并继续不断采取措施防止发生井筒事故。在油气井生产过程中，影响井筒完整性的因素主要有环空持续带压、完井管柱泄漏和腐蚀、固井套管柱腐蚀、水泥环剥落、套管头发生移动及采油树与套管头连接处密封性不好等。环空持续带压会给油气井生产带来安全隐患，
因此在20世纪80年代，国外就开始进行油气井井筒完整性管理与设计方面的研究和应用，并形成了相关的标准和规范[1]。近几年来，我国对油气井井筒完整性的重视程度逐渐提高，并开始了油气井井筒完整性研究和应用[2-5],但目前井筒完整性风险评价研究只是针对单一工况进行的[6-10]，还未见到针对油气井整个寿命周期(包括钻井、完井、生产和弃井)完整性定量评估的文献及报道。为此，笔者在全方位考虑影响油气井井筒完整性因素的基础上，提出了一套新的油气井井筒完整性定量评估方法，即油气井井筒完整性系统风险评估方法。该方法通过建立油气井在多种工况下整个寿命周期内的完整性风险评价模型和相应的评价指标，评估油气井井筒的完整性及失效风险。
1 井筒完整性评估方法与模型
1.1 井筒关键结构完整性失效风险评估
常规高压油气井的管柱结构如图1所示，其井筒关键结构(点)完整性失效风险评估主要包括油管与A环空的密封失效风险评估及B环空与C环空的密封失效风险评估2方面，是油气井井筒综合完整性评估的基础。评估流程见图2。 1.1.1 油管和A环空完整性评估
油管和A环空的密封失效主要包括完井管柱连接部位丝扣密封失效和管体腐蚀(主要为油管)导致破裂失效2种情况。
目前油气井完井管柱均采用螺纹连接。实践表明，完井管柱的完整性直接受连接部位可靠性的控制[11]。据统计，约80%以上失效的完井管柱都是在螺纹连接处失效 [12]。
基于Woodyard可靠性计算公式[13]，考虑完井管柱主要管材和各部件的来源，完井管柱完整性的可靠程度Rt的计算公式为：
(1)
式中：Rt为完井管柱完整性的可靠程度，0.01～1.00；Ro为完井管柱各部分的可靠性估值，介于0～1，其初始状态一般取0.99；λ为可靠性常数，定义为最小失效时间(MTTF)的倒数；t为时间，h；c为修正系数，取0.5～1.0，与完井管柱主要管材和各部件的来源有关。
一般情况下，Rt低于0.6时，认为完井管柱密封失效。另外，根据文献和完井失效统计数据[14]，确定了目前国际上较为认可的最小失效时间(见表1)。 油套管管体因腐蚀导致的破裂失效风险程度采用强度对比方法进行评价，油套管管体腐蚀风险分析采用普遍应用且准确率较高的ECE腐蚀预测模型[15-17]。 油套管管体腐蚀后的剩余抗拉强度、剩余抗内压强度及剩余抗挤强度[18]分别为： (2) (3) (4)
式中：T为油套管剩余抗拉强度，kN；t1为油套管服役时间，a；v为油套管腐蚀速率，mm/a；roi为原始油套管外径，mm；rii为原始油套管内径，mm；σy为油套管屈服强度，MPa；δ为油套管名义壁厚，mm；pbo为油套管的抗内压强度，MPa；pco为油套管剩余抗挤强度，MPa；R为油套管管体破裂失效风险程度。
油套管管体破裂失效风险程度预测模型为： R=min(RT,RB,RC) (5)
油气井井筒完整性系统风险评估方法
