基于故障树的海上老井泄漏风险分析

＊吴小龙 胡军 袁征* 葛伟凤 雷正 唐浩瑞

（1.中海油安全技术服务有限公司海南分公司 海南 570105 2.中海油安全技术服务有限公司 天津 300456 3.中海油能源发展股份有限公司安全环保分公司 天津 300456）

随着油气井服役时间增长，油气产量逐渐递减、开采难度增大、经济效益减小，突破“老井困局”是油气田现阶段发展的必经之路，主流的再利用方式之一是利用老井回注CO2，提高采收率。然而，老井经过长时间服役，井筒屏障单元失效概率急剧升高，存在较大的泄漏风险。如何识别老井泄漏途径、定量评估老井泄漏风险、制定老井泄漏风险等级是目前老井再利用亟需解决的关键问题。

国内外已有学者针对老井/封存井的泄漏风险评估问题进行了研究。包括2021年，Parimal A Patil等[1]研究了枯竭油气藏的废弃井泄漏风险，评估其作为CO2封存井的可能性；2021年，赵敏[2]介绍了如何利用带压堵漏技术解决老井井口泄漏。但在现有研究中，大部分学者都聚集于钻井或生产阶段油气井以及CO2封存井的泄漏，对老井尤其是海上老井泄漏的研究较少，识别的泄漏途径不够全面细致，而且未考虑到老井屏障单元功能随时间的衰退，无法提供针对性的措施。在分析方法上，大部分学者倾向于采用故障树分析法，由于其因果关系清晰、灵活、通用性强，在油气行业风险评估领域存在明显优势。如2017年，Pedram Fanailoo等[3]介绍了基于故障树等风险方法的废弃井防漏设计；2020年，张智等[4]基于故障树模型，分析了井下安全阀的失效概率。近几年的成功应用案例表明了故障树分析在油气井泄漏研究的可行性。

为解决现有研究在老井泄漏的研究不足及针对性措施较少的问题，本文基于故障树分析法，识别海上老井的泄漏途径，划分海上老井的井筒屏障单元，并分析不同屏障单元的失效模式和概率，对目前生产状况下的泄漏后果进行了分析，并划分了风险等级。

1.故障树分析法

故障树分析（FTA）是一种结构化程序，用于识别内部和外部原因，可以识别潜在的系统故障，并对设计方案进行评估，先确定研究对象，将相关事件划分为底事件、中间事件和顶事件，再通过故障树开展定性和定量分析，得到屏障单元可靠度，最终确定顶事件风险值，并制定管控措施[5]。基本事件都可靠，顶事件才可靠，则基本事件之间由“与门”连接，而任意一个基本事件可靠，顶事件就可靠，表明基本事件由“并门”连接。

①对于“或门”连接的事件，计算公式为：

②对于“与门”连接的事件，其计算公式为：

式中：PO—或门事件的概率，无量纲；

PA—与门事件的概率，无量纲；

Pi—第i个事件的概率，无量纲；

n—输入事件数，个。

2.老井泄漏风险评估

(1)老井故障树模型

针对目前泄漏途径识别的不足，根据现场老井服役情况，结合专家经验，建立了新的老井泄漏故障树分析（FTA）模型。顶事件为烃类泄漏至地面，根据泄漏途径，先分为从采油树泄漏（A1）、从A环空泄漏（A2）、从B环空泄漏（A3）、从C环空泄漏（A4）4个主要泄漏途径，继续往下细分泄漏路径，最终得到32种完整性失效泄漏的底事件（X1～X32），FTA模型如图1所示[6]。

图1 海上老井泄漏故障树图

(2)泄漏风险等级划分

风险矩阵法是一种定性的风险评估分析方法，通过将风险的可能性和后果严重性分别赋值，然后相乘得到风险值，再根据风险值的大小划分风险等级。风险矩阵法可以帮助识别和比较油气井中的不同风险点，从而制定合适的应对措施。油气泄漏至环境的泄漏速率为正常生产日产量的10%，根据高（A）、中（B）、低（C）可燃截止泄漏速率，可将风险划分为5个等级：轻微（1）、一般（2）、中等（3）、重大（4）及灾难（5），轻微对应的泄漏量为A＜0.01kg/s；B＜0.1kg/s；C＜1kg/s；一般对应的泄漏量为A：0.01～0.1kg/s；B：0.1～1kg/s；C：1～10kg/s；中等对应的泄漏量为A：0.1～1kg/s；B：1～10kg/s；C：10～100kg/s；重大对应的泄漏量为A：1～10kg/s；B：10～100kg/s；C：100～1000kg/s；灾难对应的泄漏量为A＞10kg/s；B＞100kg/s；C＞1000kg/s[7]。

而风险发生可能性分为非常低、低、中等、高、非常高，对应量化值为1、2、3、4、5。基于风险矩阵法，结合泄漏后果与风险发生可能性，即可得到风险值。当风险值在0～4之间为低风险，5～10之间为中等风险，10～15之间为高风险，15～25为特高风险。

3.实例计算

(1)X井基础信息

X井为一水平生产井，2002年6月18日开钻钻至井深2327m完钻。现场开展了采气树测试，发现采气树液动主阀、手动主阀、及清蜡阀存在内漏。同时于2021年6月对X井进行井下安全阀测试，测试结果显示，X井井下安全阀泄漏速率为0.23m3/min；根据ISO16350-2标准规定井下安全阀失效的临界泄漏速率为0.43m3/min，由此判断X井下安全阀退化。

X井9-5/8”套管由两种材质组合而成，生产封隔器上部（井口至1546m）为1CR材质，1546m以下为13CR材质，因此生产封隔器以上9-5/8”套管受腐蚀影响较小。目前生产封隔器处于完好状态，同时X井A环空压力0.2MPa。通过测试，发现X井9-5/8”套管初始壁厚为11.99mm，腐蚀最严重的点出现在1695m处，目前剩余壁厚为11.85mm；油管初始壁厚为6.88mm，腐蚀最严重的点出现在1654m处，目前剩余壁厚为6.74mm。

(2)X井泄漏风险分析

①目前生产阶段X井的可靠性数据。基于X井现场实际情况，对X井失效的井屏障单元进行分析，结合X井及同井场其他井的修井记录与挪威OREDA完整性失效数据库，获取相应井屏障单元的可靠性数据，如表1所示。可知，对于X井，表中加粗表示的三处井屏障发生退化，应当加强对液动主阀、液动翼阀及井下安全阀的监测，并及时检修。

表1 可靠性数据表

②泄漏风险。生产记录显示该井日产气量72043 m3/d，甲烷含量66%，为高可燃介质；计算结果显示该井天然气泄漏速率为0.033kg/s，泄漏安全后果分类一般。回注状态下二氧化碳含量大于80%，日注气20万方/天，计算结果显示回注条件下泄漏速率为0.153kg/s，泄漏后果分类中等。

(3)综合风险分析

根据X井的最新生产记录及预估回注状态，可以得到X井的风险值，可知生产末期泄漏后果量化值为2，发生可能性量化值为4，泄漏风险等级为8，对于此类井“进行验证除井屏障单元外的控制措施有效性，也可采取预防和降低风险的控制措施”。回注状态下泄漏可能性高4，泄漏危害后果中等3，泄漏风险等级为12，对于此类井“采取预防和降低风险的控制措施”。

4.结论

针对老井服役时间长、服役环境恶劣，井筒屏障单元易退化，地层流体存在泄漏风险等问题，本文基于故障树模型开展了老井的泄漏风险评价，得到了以下结论：（1）本文识别了老井的采油树泄漏、从A环空泄漏、B环空泄漏、C环空泄漏4个主要泄漏途径，再分析不同泄漏途径对应的屏障单元，绘制了全面的老井泄漏故障树图。（2）本文将泄漏后果划分为了5个等级，量化的泄漏风险值在0～25间，被分为了4类风险，并提出了每类风险对应的解决措施。（3）X井正常生产时天然气泄漏速率为0.033kg/s，泄漏安全后果为2级，风险为8级，回注条件下泄漏速率为0.153kg/s，泄漏后果为3级，风险为12级。