CO2驱注入井井筒完整性分析与风险评价

张绍辉，张成明，潘若生，耿笑然，柏明星

(1.中国石油 勘探开发研究院，北京100083； 2.吉林油田 油气工程研究院，吉林 松原 138000；3.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

引 言

CO2驱油能够有效提高原油采收率和实现CO2地质埋存，具有良好和广泛的应用前景。CO2驱注采工程是一项十分庞大复杂的系统工程，涵盖专业领域范围广、种类多、技术性强，现场生产及安全风险控制和管理难度大[1-3]。若由于井筒完整性破坏使得井筒功能丧失，大大增加了井控难度，一旦发生事故，将会带来更加严重的生产安全问题及后果[4]。

国内外油气行业专家从行业发展及发生事故中认识到加强井筒完整性研究和应用的必要性，提出要从技术分析、现场操作、组织管理等方面加强对全生命周期井筒完整性的管理，相关学者在井筒完整性分析、评价及管理方面做了大量研究[5-8]。何汉平等[9]从液体屏障、机械屏障和操作管理等方面分析了井筒完整性风险，综合评价了管柱、密封性、腐蚀、水泥环、地层等多种因素及其耦合协同作用对高腐蚀性气井井筒完整性的影响。孙莉、李隽等[10-11]建立了生产气井完整性评价方法和体系，从完整性管理、屏障设备、监测状态等角度提出如何加强生产气井井筒完整性管理。张智、胡顺渠等[12-13]提出了从套管防磨、管柱防腐、井口装置等方面提高井筒完整性的设计和应用方法。国内外学者对井筒完整性的研究大多集中在高温、高压、高含硫生产气井方面，对CO2驱井筒完整性的研究较少，并且缺少定量的技术分析和评价指标。对于CO2驱来说，注入井井筒完整性风险控制和管理难度更大，目前仍未建立起有效的井筒完整性评价方法及管理体系。如何科学、合理地分析和评价注入井井筒完整性及其风险是提高CO2驱油技术安全管理的关键环节。

为此，本文对CO2驱注入井井筒完整性及其风险进行综合分析，提出了注入井井筒完整性评价指标，并利用层次分析法和风险矩阵方法，确定了注入井井筒完整性影响因素权重及风险等级，为CO2驱油安全风险管理与决策提供可靠依据。

1 CO2驱注入井井筒完整性评价

为便于进行CO2驱注入井井筒完整性评价，把注入井井筒分为井口、管柱及井筒3个完整性评价单元。井口单元包括采气树、套管头、油管挂、井口安全阀等，管柱单元包括油管、变扣短节、封隔器、其他井下工具和配件等，井筒单元包括套管、固井水泥、环空保护液等。

1.1 井口完整性评价

井口装置是阻止地下流体泄漏至地面的最后防线。井口完整性评价主要包括采气树、套管头、油管挂、井口安全阀、井口密封性等评价。

采气树压力级别应大于最高注气压力，应选择耐CO2腐蚀材质。套管头压力级别应大于最高注气压力，材质选择应满足抗CO2腐蚀要求。与套管头和碳钢连接的双公短节应考虑电偶腐蚀的可能性和腐蚀程度，螺纹部位在加工前应无隐蔽裂纹。油管挂的材质应与采气树的材质及连接油管的材质相匹配。油管挂螺纹应采用与油管螺纹类型一致的气密封螺纹。

井口安全阀的选择和安装应符合《石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树》的相关要求，承压、气密封和防腐性能不低于采气树整体性能要求。安全阀控制系统安装在安全阀要求的有效安全控制距离范围内。对井口安全阀应每6个月进行一次功能测试。

按照预计井口最大关井压力进行井口气密封试压，稳压30 min，压降≤0.7 MPa且表面无渗漏为合格。

1.2 管柱完整性评价

管柱完整性评价主要包括油管柱、变扣短节、封隔器、其他井下工具和配件等评价。

油管柱应选用气密封油管，可采用氦气对油管柱进行气密封检测。检测压力为按照油管抗内压最大载荷的80%，稳压15～20 s，泄漏速率应小于1.0×10-7Pa·m3/s。油管柱腐蚀速率应不超过0.076 mm/a。

井下封隔器应具有良好的坐封性、密封性、抗CO2腐蚀性，并应避免与井下管柱连接后的电偶腐蚀问题。封隔器选择液压座封可回收压缩式封隔器，座封、解封可靠，避免因压力波动而失效；封隔器主体采用耐腐蚀材质(13Cr及更高防腐等级材质)、耐高温120 ℃；要求封隔器座封位置井斜角不大于30°。

变扣短节、其他井下工具和配件(腐蚀测试筒、剪切球座、引鞋等)应具备服役环境下气密封、抗CO2腐蚀能力和避免电偶腐蚀，并按照要求连接。

1.3 井筒完整性评价

井筒完整性评价主要包括套管柱、固井质量、环空保护液等评价。

完井套管应选用气密封套管，油层顶界至油层上50 m的套管应选用耐CO2腐蚀的材质。套管柱的气密封评价方法和油管柱类似。固井时，应选用耐CO2腐蚀的水泥，且水泥返高至井口。对于转注气老井，注气时检测固井质量，水泥环无微裂缝，油层以上水泥胶结良好且连续分布的井段应大于150 m。套损、套变或落物鱼顶位置在水泥返高之下200 m，套变位置以上井筒无漏、无穿孔，井况良好。老井套管壁厚磨损应小于30%。

为防止渗漏到环空中的CO2腐蚀套管和油管外壁，在封隔器以上油套环空加满环空保护液。环空保护液性能应具备防CO2腐蚀和应力腐蚀能力。结合地层流体、地层温度、套管材质及环空保护液性能，进行套管抗腐蚀性能评价，管柱腐蚀速率应不超过0.076 mm/a。

2 CO2驱注入井井筒完整性影响因素分析

层次分析法是一种定性分析和定量分析相结合的决策分析方法，其核心是将与决策有关的元素分解成目标层、准则层、方案层等，构建层次结构模型，在此基础上实现定性分析和定量分析的完美结合。因此，本文利用层次分析法对CO2驱注入井井筒完整性影响因素进行分析。

2.1 层次结构模型的建立

在CO2驱注入井井筒完整性评价分析的基础上，考虑井筒完整性的影响因素，建立如图1所示的注入井井筒完整性风险评价层次结构模型。其中，目标层为注入井井筒完整性风险，准则层为影响注入井井筒完整性的井口、管柱和井筒评价单元；方案层为采气树、油管、封隔器、套管、固井水泥环等11种井筒完整性影响因素。

图1 CO2驱注入井井筒完整性风险评价层次结构模型Fig.1 Hierarchy structure model for integrity risk assessment of water injection wellbore in CO2 flooding

2.2 判断矩阵构建

在建立层次结构模型基础上，通过两两比较来确定评价因素间对总体目标的影响大小之比，并采用标度“1-9”进行赋值，具体含义见表1，全部比较结果形成判断矩阵。对判断矩阵进行求解，可获得各评价指标的相对权重。

按照已建立的CO2驱注入井井筒完整性层次结构模型，构建各层次的判断矩阵，见表2—表5。

表1 层次结构模型各标度的含义Tab.1 Meaning of scales in hierarchy structure model

表2 CO2驱注入井井筒完整性影响因素重要性判断矩阵Tab.2 Importance judgment matrix of integrity influence factors of water injection wellbore in CO2 flooding

表3 井口评价单元重要性判断矩阵Tab.3 Importance judgment matrix of wellhead assessment unit

表4 管柱评价单元重要性判断矩阵Tab.4 Importance judgment matrix of pipe string assessment unit

表5 井筒评价单元重要性判断矩阵Tab.5 Importance judgment matrix of wellbore assessment unit

2.3 判断矩阵一致性检验及影响因素相对权重计算

为判断专家对各指标相对权重的赋值是否合理，需对判断矩阵进行一致性检验，检验结果取决于随机一致性比值CR的大小。若CR等于0时，判断矩阵满足完全一致性；若CR在0和0.1之间时，判断矩阵满足一致性；若CR等于或大于0.1时，判断矩阵不满足一致性，应对其重新赋值，直到取得满意的一致性。

CR计算式为CR=CI/RI。式中：RI为平均随机一致性指标，与判断矩阵的阶数n有关，见表6；CI为一致性指标。

表6 平均随机一致性指标RITab.6 Average random consistency index RI

当判断矩阵满足一致性时，将其最大特征值对应的特征向量归一化作为各元素的相对权重。上述各判断矩阵的一致性检验结果和相对权重计算结果见表7。

表7 矩阵一致性检验和相对权重计算结果Tab.7 Matrix consistency checking and relative weight calculation results

2.4 影响因素合成权重计算

在确定准则层和方案层各因素的相对权重后，将方案层各因素的权重折算到目标层，即可求得方案层各因素对CO2驱注入井井筒完整性影响的合成权重，见表8。

表8 影响因素合成权重Tab.8 Synthetic weights of influence factors

对注入井井筒完整性影响因素进行排序，影响注入井完整性的主要风险因素为油管、套管、封隔器、环空保护液、采气树等。因此，在生产过程中应重点做好上述因素所带来的风险，并提前做好风险预防和控制措施。

3 CO2驱注入井井筒完整性风险评价

在CO2驱注入井井筒完整性评价及影响因素分析基础上，考虑每种井筒完整性风险发生的可能性和发生破坏后果的严重程度，应用风险矩阵方法对注采井筒完整性风险进行评价。

楚墨买下一朵玫瑰。玫瑰沾着虚假的露水，却并不影响它在阳光下愈发鲜艳娇美。楚墨将玫瑰递给静秋，静秋微微一怔，说：“还是送给念蓉吧！”楚墨说：“一会儿经过别的花店，我再给她买一枝好了。”“可是就算你送给我，我也没地方放。”静秋伸出手，却不是接过玫瑰，而是用手掌往外推了推，“能放在哪里呢？家里？茶馆里？”她笑笑，笑出一条皱纹。她收住笑，然那皱纹，却永远留在脸上。

3.1 确定井筒完整性风险发生的概率

利用风险矩阵方法对井筒完整性进行风险评价时，首先需要确定井筒完整性风险发生的概率。确定每种井筒完整性风险发生的可能性，将可能性分析结果制成“井筒完整性风险发生概率表”。将井筒完整性发生破坏的概率分为5个等级，见表9。

表9 井筒完整性风险发生概率等级划分Tab.9 Probability levels of wellbore integrity risk

3.2 确定井筒完整性风险带来的后果及严重性

在确定井筒完整性风险等级时，还需要确定井筒完整性风险破坏后果的严重程度。对其风险发生带来的后果及严重性进行分析，包括对注采井生产、自然环境、人身安全、资产损失等方面的危害，危害程度可以用“井筒完整性风险影响程度评价表”来表示。井筒完整性风险影响程度可用数字1～20表示，数字“1”表示该井筒完整性风险因素带来危害影响最轻，数字“20”表示该井筒完整性风险因素带来危害影响最重。

同样的，将井筒完整性风险因素对完整性造成影响的严重程度分为5个等级，即为可忽略影响、微小影响、一般影响、严重影响、非常严重影响，见表10。

表10 井筒完整性风险影响程度等级划分Tab.10 Levels of wellbore integrity risk influence factors

3.3 确定单井井筒完整性风险等级

井筒完整性风险等级是由完整性风险发生的可能性和风险发生带来后果的严重性共同决定的。以井筒完整性破坏发生的可能性和破坏后果的严重性分析为基础，结合井筒完整性影响因素权重分析，确定单井井筒完整性风险值和风险等级。

单井井筒完整性风险值R的计算式为

式中：W为井筒完整性风险因素权重值；P为井筒完整性风险因素发生可能性；S为井筒完整性风险因素影响程度。

4 现场应用

利用以上方法对吉林油田某CO2驱注气井进行井筒完整性风险评价。该井2012年7月开始注气，初期油套压平稳，2014年10月开始出现环空带压现象，并持续至今，最高套压15.5 MPa，最低套压13 MPa，一般套压在13～14 MPa。2017年6月进行泄压测试和压力恢复测试，测试前套压为10.6 MPa、油压为14.2 MPa，泄压时返出油水，泄压后套压降为0.2 MPa，无法降为零，油压为13.7 MPa，2 d后套压值恢复到9.4 MPa。

对该注气井井口、油管柱、套管柱、封隔器、管柱强度、密封性、水泥环、环空保护液等因素进行分析，风险因素发生的可能性及其影响程度见表11。

表11 井筒完整性风险因素发生可能性及影响程度Tab.11 Probability and influence degree of wellbore integrity risk influence factors

经计算，该井的风险值为：

由风险等级划分标准可知，该井属于高风险井，存在着较大的生产安全风险。经分析，判断该井井下存在微渗，后期封隔器出现疲劳磨损和腐蚀，导致封隔器密封性降低，油套连通，套压持续升高。建议对该井进行放套压处理并补加环空保护液，观察该井套压恢复情况及环空液面变化情况。

5 结 论

(1)CO2驱注入井井筒完整性评价可分为井口、管柱及井筒3个评价单元，包括采气树、套管头、油管挂、井口安全阀、油管、变扣短节、封隔器、套管、固井水泥环、环空保护液、其他井下工具等方面，在此基础上给出了井筒完整性评价指标。

(2)利用层次分析法，建立了CO2驱注入井井筒完整性风险评价层次结构模型，确定了各完整性风险影响因素的权重。对注入井井筒完整性影响较大的因素包括油管、套管、封隔器、环空保护液和采气树。

(3)利用风险矩阵法，确定CO2注入井井筒完整性风险数值和风险等级，风险等级可划分为高风险、较高风险、中等风险和低风险4个等级。

(4)现场应用结果表明，利用本文方法能够对CO2驱注入井井筒完整性进行评价，确定井筒完整性主要风险因素和风险等级，有助于降低注入井安全事故风险，能够有效指导CO2驱注入井安全施工及完整性风险管理。