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。

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。

图 1 常规高压油气井管柱结构示意 Fig.1 Conventional casing program of high-pressure oil & gas wells

图选项

图 2 油气井井筒关键结构(点)完整性风险定量评估流程 Fig.2 Quantitative evaluation of integrity of key borehole structures and certain positions in oil & gas wells

图选项

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R_t的计算公式为：

(1)

式中：R_t为完井管柱完整性的可靠程度，0.01~1.00；R_o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，R_t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)。

表 1 主要管材与部件的最小失效时间 Table 1 Minimum failure time of main tubulars and parts

表选项

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；r_oi为原始油套管外径，mm；r_ii为原始油套管内径，mm；σ_y为油套管屈服强度，MPa；δ为油套管名义壁厚，mm；p_bo为油套管的抗内压强度，MPa；p_co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：

(5)

式中：R_T为油套管管体剩余抗拉强度与额定抗拉强度之比；R_B为油套管管体剩余抗内压强度与额定抗内压强度之比；R_C为油套管管体剩余抗外挤强度与额定抗外挤强度之比。

油套管管体破裂失效风险程度分别为0≤R≤0.8，0.8＜R≤0.9和0.9＜R≤1.0时，对应的风险级别为高、中和低。

在固井压稳系数基础上^[19]，考虑了泄漏、水泥浆和施工工艺等因素的影响，提出了评估B环空和C环空完整性的流体(主要为气体)泄漏风险预测方法，其预测模型为：

(6)

式中：L_c为B环空和C环空流体泄漏风险系数；G为压稳系数，当G小于1时，取1；C为影响因子。

L_c的计算式为：

(7)

式中：C₁为温度影响因子；C₂为腐蚀流体影响因子；C₃为水泥浆影响因子；C₄为井漏影响因子；C₅为固井施工工艺影响因子；C₆为修井作业影响因子；C₇为压裂作业影响因子；C₈为地质因素(如地震)影响因子。

B环空和C环空流体泄漏风险系数分别为1≤L_c≤3，3＜L_c≤8和L_c＞8时，对应的风险级别为低、中和高。

影响因子C₁—C₈的取值：当温度为常温、中温和高温时，C₁分别取1，2和3；当产出流体不含CO₂和H₂S、含CO₂或H₂S及含CO₂和H₂S时，C₂分别取1，2和3；当采用常规水泥浆、防气窜和优质防气窜水泥浆时，C₃分别取3, 2和1；当无井漏和有井漏发生时，C₄分别取1和3；当采用常规固井施工工艺和非常规施工工艺时，C₅分别取1和2；当修井对储层的伤害为轻微、中等和严重时，C₆分别取1，2和3；当压裂对储层的伤害为为轻微、中等和严重时，C₇分别取1，2和3；当无地震和有地震发生时，C₈分别取1和3。

油气井井筒综合完整性风险包括油气井钻井、完井、生产、弃井4种工况下的完整性风险，涉及油气井整个寿命周期内的完整性风险，通过定量计算完整性风险因子来进行完整性评估，具体评估方法为：首先计算出油气井钻井、完井、生产和弃井4种工况下的完整性风险因子，再通过几何模型获得油气井井筒完整性风险因子，根据井筒完整性风险因子的值及风险级别划分标准，确定油气井井筒完整性风险级别。油气井井筒综合完整性评估需在油气井井筒关键结构(点)完整性风险评估的基础上进行。评估流程见图 3。

图 3 油气井井筒综合完整性风险定量评估框图 Fig.3 Quantitative evaluation for overall integrity of boreholes in oil & gas wells

图选项

计算单一工况下井筒完整性风险因子时，引入井筒完整性失效严重度S和井筒完整性失效发生频度P这2个参数^[20]。井筒完整性失效严重度S采用失效类型及致命度分析方法确定。失效类型及致命度分析方法采用系统分割方法将系统划分成若干子系统，然后对可能发生的各种失效及失效的程度进行分析，确定失效严重度。综合考虑各种因素对失效严重度的影响，计算不同类型失效的严重度：

(8)

式中：S为单一工况下的井筒完整性失效严重度，取值范围0.001~50；F₁为完整性失效影响的大小，取值范围1~10；F₂为对设备及井筒造成的影响，取值范围1~5；F₃为处理失效的难易程度，取值范围0.1~1.0；F₄为采取安全措施的程度，取值范围0.1~1.0；F₅为是否为新技术、新设备或新工艺及熟悉程度，取值范围0.1~1.0。

井筒完整性失效发生频度P(即失效发生的概率)取值范围为0.1~1.0。根据钻井、完井、生产和弃井4种工况的完整性风险识别结果，采用事故树分析(fault tree analysis, FTA)方法^[16]分别建立4种工况下的完整性失效树，通过分析顶上事件、中间事件和基本事件，建立逻辑树图，确定事故树的最小割集及各基本事件的结构重要度，以此来计算顶上事件发生的概率，亦即4种工况下井筒完整性失效发生的概率。

单一工况下井筒完整性风险因子的计算公式为：

(9)

式中：F_s为单一工况下井筒完整性风险因子；P为单一工况下井筒完整性失效发生的频度。

单一工况下井筒完整性风险级别划分标准为：23 < F_s≤50时为极高；9 < F_s≤23时为高；3 < F_s≤9时为中偏高；F_s=3时为中；0.6≤F_s < 3.0时为中偏低；0.1≤F_s < 0.6时为低；F_s < 0.1时为极低。

油气井井筒综合完整性风险因子为钻井、完井、生产和弃井4种工况下井筒完整性风险因子之和乘以修正系数，其计算式为：

(10)

式中：F_w为油气井井筒综合完整性风险因子；F_d，F_c，F_p和F_a分别为钻井、完井、生产和弃井4种工况下的井筒完整性风险因子；D为修正系数(不确定因素)，取值范围为0.5~5.0。

油气井井筒完整性风险等级划分标准为：92 < F_w≤200时井筒完整性风险为极高；36 < F_w≤92时为高；12 < F_w≤36时为中偏高；F_w=12时为中；2.4≤F_w < 12.0时为中偏低；0.4≤F_w < 2.4时为低；F_w < 0.4时为极低。

普光气田主力气层埋深5 000.00~6 000.00 m，气层压力系数1.2~1.3，气层温度120~135 ℃，产出气中CO₂含量高达10%，H₂S含量高达17%，日产气(30~60)×10⁴ m³。完井管柱由国产合金油管、进口井下安全阀、封隔器和滑套组成，要求10年内不动完井管柱。

首先评估气井井筒关键结构(点)的完整性风险，包括完井管柱完整性可靠程度R_t、油管管体破裂失效程度R和井筒外流体泄漏风险系数L_c。由于油套环空的密闭空间注了环空保护液，生产套管不直接和腐蚀性流体接触，可以不考虑生产套管管体强度的变化。计算得到气井所用国产合金油管的完整性可靠程度在单井投产2~3年后从1.0降至0.6，表明气井在投产2~3年后可能会出现油管丝扣密封失效的问题。由于采用了合金油管，油管的腐蚀速率可以设为0 mm/a，其强度不受腐蚀流体的影响，油管管体破裂失效风险程度R为1，即油管管体破裂失效风险级别为低级。计算出气井井筒外流体泄漏风险系数L_c为72，表明气井井筒外流体泄漏风险高。计算井筒外流体泄漏风险系数时，用到的参数为：压稳系数G=1；温度影响因子C₁=2；腐蚀流体影响因子C₂=3；水泥浆影响因子C₃=2；井漏影响因子C₄=1；固井施工工艺影响因子C₅=2；修井作业影响因子C₆=1；压裂作业影响因子C₇=1；地质因素(如地震)影响因子C₈=3。

在评估气井井筒关键结构(点)完整性风险的基础上，对其井筒综合完整性进行评估。在识别气井在钻井、完井、生产和弃井4种工况下的井筒完整性风险的基础上，分别绘制完整性失效事故树，确定完整性失效发生频度P。事故树基本事件的概率通过统计数据和井筒关键结构(点)完整性风险评估结果获得。将完整性失效发生频度P与完整性失效严重度S结合，最终确定气井井筒综合完整性风险因子F_w，计算结果见表 2。

表 2 单一工况和综合完整性风险评估结果 Table 2 Results of risk assessments under one certain condition and overall integrity

表选项

从表 2可以看出：该气田气井生产工况下的完整性风险因子最高，为18.00，风险级别为高；井筒综合完整性风险因子F_w为28.39，风险级别为中偏高。该气田气井井筒综合完整性评估结果与现场实际情况相符，即具体风险为井筒内油管丝扣密封失效和井筒外水泥石封固密封失效，且这些风险主要存在于生产过程中。

该气田投产以来，通过监测发现井口存在异常带压的问题，油套环空、B环空和C环空均存在该问题。其中油套环空带压井33口，B环空带压井17口，C环空带压井11口。33口油套环空带压井中，25口井是因热胀效应导致环空带压，其余8口井均为油管丝扣出现泄漏渗漏导致环空带压。B环空和C环空带压主要是上部气层和浅气层未封固好引起的，部分为地质原因(该气田所在地区曾发生过地震)引起的。

1) 基于油气井井筒关键结构(点)完整性风险评估和油气井井筒综合完整性评估，提出了一种油气井井筒完整性系统风险评估方法，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。

2) 实例验证表明，油气井井筒完整性系统风险评估方法可用来评估油气井整个寿命周期内井筒的完整性。