Risk evaluation method for converting previous water injection wells to CCUS injection wells

碳捕获、利用与封存(CCUS)是应对全球气候变化的关键技术之一，受到世界各国的高度重视^[1]。按照中国石油部署，2025年将建设松辽盆地年埋存CO₂ 260万吨CCUS工业化示范基地，首先选择在敖南区块开展CO₂驱工业化试验，开发方式由水驱调整为CO₂驱^[2]。水驱老井已服役多年，且均采用普通碳钢套管，水泥环在长期运行后易产生微间隙，导致密封失效，且后续面临的井下二氧化碳腐蚀进一步加剧水泥环密封失效风险^[3]。转注CO₂井后井筒强度与密封性不明确，井筒面临极高的失效风险，急需确定套管及水泥环安全状况，并对水驱老井进行风险量化分级，合理确定利用与处置措施^[4-5]。

在CO₂驱井完整性评价方面，王润刚针对姬源油田黄3区块水驱油藏转注CO₂的工程现场试验情况，对水井转注CO₂驱井潜在安全风险进行隐患分析，但是未对影响安全的因素给出量化手段^[6]。张绍辉对CO₂驱油藏注入井开展了井筒完整性分析，利用风险矩阵法建立了井筒完整性风险评价模型，但是对于井筒完整性失效风险与严重程度采用专家判别法进行确定，受人为因素影响较大^[7]。廖加栋针对CO₂注入工况开展了管柱腐蚀失效风险评价与管柱力学校核评估，采用风险矩阵评级法进行风险评价，但是对于失效可能性仍未给出合理的量化方法^[8]。笔者针对水驱老井井筒失效主要影响因素，包括管柱腐蚀、管柱强度、水泥环密封性等建立了单个因素风险量化判别方法，与目前已有研究成果相比，最大限度降低了人为因素对评价结果的影响，结合模糊综合评价方法，实现了对CCUS试验区老井的合理评价。

CCUS试验区水驱开发20余年，开发方式逐渐由水驱调整为CO₂驱，CO₂驱井水气交替注入，CO₂对完井套管及水泥环安全存在腐蚀影响，亟需开展井筒安全评估^[9-10]。将影响井筒安全的因素分为2个层级，第1个层级包括强度、腐蚀失效以及气密封性^[11-13]。在第1个层级基础上细分第2个层级，第2个层级包括油套管剩余强度、井下工具强度、选用管材CO₂腐蚀耐蚀性、水泥环耐腐蚀性能、采油树密封性、油套管及工具气密封、固井质量以及水泥胶结程度^[14-16]。通过层次分析法确定出两个层级各因素对井筒安全状况的影响权重，见图1^[17]。

Figure 1.  Calculated weights of indexes via the analytical hierarchy process

首先构造判断矩阵，对同一层级指标相对重要程度进行判别，第i个指标对第j个指标的相对重要程度用u_ij来表示，然后构造判断矩阵R。

计算判断矩阵R的每一行元素的乘积M_i

计算M_i的n次方根

将向量$\overline {\boldsymbol{W}} = {\left( {\overline {{W_1}} }, \right._{}}\;{\overline {{W_2}} _{}} ,\cdots, {\left. {\overline {{W_{{n}}}} } \right)^{\rm{T}}}$进行归一化

${\boldsymbol{W}} ={\left({ {{W_1}} }, \;\right._{}}{ {{W_2}} _{}}, \cdots, {\left. { {{W_{{n}}}} } \right)^{\rm{T}}}$即为所求的特征向量，各个元素则为权重系数。

试验区井口CO₂密相(相对密度0.87~0.94)注入压力上限为15.3~17.6 MPa，井筒则以超临界CO₂为主体相态，由于其同时具有气液性质，井筒内温度、压力及流体密度分布与常规液体及注气驱有较大差异性，因此，首先要明确井筒流体温压特征，量化不同井筒深度流体密度变化，为井筒安全评估提供关键参数^[18]。为提高分析的准确性，采用OLGA瞬态多相流模拟软件，流体模型采用组分模拟方法，对试验区实际井况下井筒参数进行动态模拟，见图2。

Figure 2.  Temperature and pressure profiles in the well during CO₂ injection

在平均注入压力16 MPa、注入温度5 ℃条件下，井底压力为27.4 MPa，井底温度56.5 ℃，井筒内温压分布整体呈现线性分布特征，注入流体密度由井口的976 kg/m³降至814 kg/m³，在井口附近下降趋势更明显。与注入的CO₂从井口到井底由密相到超临界态的相态转变趋势相符合。

根据NACE SP 0775腐蚀分类标准，将CO₂注入井腐蚀风险按照腐蚀速率值分为4个等级，即轻微腐蚀(小于0.025 mm/a)、适度腐蚀(0.025~0.125 mm/a)、严重腐蚀(0.125~0.254 mm/a)和极严重腐蚀(大于0.254 mm/a)。

由于试验区未正式运行，应用ECE软件对CO₂注入井井筒腐蚀速率进行分析，整个井筒腐蚀速率剖面呈现先增大后减小的趋势(图3)，腐蚀敏感深度为1 000 m，分析其原因为CO₂在井筒内呈超临界态以及在水存在的条件下出现较为复杂的腐蚀机理，当CO₂注入量在10~30 t/d范围内，年腐蚀速率最大达0.48~0.53 mm/a，整体腐蚀风险较高，属于严重腐蚀。

Figure 3.  Well corrosion rates in cases of varied volumes of injected CO₂

老井转注CO₂的重要风险因素之一就是油套管承压能力不足，根据试验区水气交替注入、腐蚀后套管承压性能降低等特点，综合考虑超临界CO₂注入后井筒温度、压力变化规律，采用Wellcat软件建立个性化管柱力学分析模型。基于井筒数据及工况信息，校核分析各工况下油套管三轴安全系数是否满足井筒完整性需要，根据前期调研试验区管柱腐蚀情况，确定对原始壁厚7.72、7、6.2、5、4 mm管柱进行力学校核，应用wellcat软件建立油套管壁厚减薄后模型，计算分析结果见图4。

Figure 4.  Safety factors for tri-axial casing strength review in cases of different wall thicknesses

确立原始壁厚7.72 mm条件下管柱三轴安全系数为2.116，壁厚减薄后管柱三轴安全系数分别为1.894、1.847、1.73、1.344，再按照目前安全系数与原始设计安全系数比值判断强度衰减程度。

水泥环密封性失效也是老井转注CO₂的重要风险因素之一，评价水泥环密封性的主要指标就是其密封承压能力。根据试验区生产工况建立单位长度水泥环密封能力有限元模型，通过该模型计算出不同时刻水泥环的刚度退化程度及孔隙压力，明确水泥环的界面损伤状态及水泥环孔隙内的承压情况，见图5。

Figure 5.  Damage to cement sheath interfaces and pore pressure during fluid injection

通过计算最终可以得到孔隙压力曲线(图6)，曲线中最高值即为水泥环密封能力，二氧化碳流体开始注入水泥环内部后，初期由于第一胶结界面尚未被破坏，气体只对水泥环表层产生影响，因此孔隙压力迅速升高，随后第一胶结界面发生破坏，孔隙压力出现下降，当气体完全窜通后，孔隙压力有上升趋势。根据孔隙压力的变化即可判断出水泥环密封失效情况。

Figure 6.  Pore pressure variation pattern

基于套管-水泥环-地层耦合有限元模型，计算不同水泥胶结长度条件下水泥环的密封能力，水泥环长度从1 m增至111 m时，对应的密封能力从8.6 MPa增至75 MPa，密封能力增长的趋势呈现逐渐变缓的特点。

根据模拟结果，对于特定的一口评价井计算出其水泥环密封能力，密封能力与注入压力的比值即为水泥环量化得分数值，最大值为1。

井口装置密封性等其他4项评价指标整体权重相对较低，通过现场试压测试等手段即可进行量化评价。对于油套管及工具密封性可以通过现场井筒试压确定密封性能，水泥环防腐蚀性能根据水泥配方及室内腐蚀实验可以量化确定，井下工具强度可按照壁厚腐蚀减薄后结合油套管力学校核方法进行量化评价。

模糊综合评价方法是一种基于模糊数学原理从多个因素对被评判事物的隶属度等级状况进行综合评判，将定性评价转化为定量评价的方法^[19]。通过定量计算方法确定井筒完整性指标体系中各因素对井筒安全风险的影响权重，根据各影响因素的指标量化结果建立隶属度函数，形成模糊综合评价模型，将井筒完整性风险影响因素量化为数字，建立模糊矩阵，进行模糊矩阵复合运算，确定完整性风险值和风险等级，依据大庆敖南油田CCUS试验区现场生产情况将井筒完整性因素带来的风险分为4级，依次为轻微(0~0.4)、中等(0.4~0.6)、较严重(0.6~0.8)和严重(0.8~1.0)。

由于完整性影响因素量纲不同，引入阶梯型隶属度函数对各因素进行归一化计算^[20]。通过分析可知随腐蚀速率增加，井筒风险增加，因此选用偏大型函数，通过式(5)求解管材耐CO₂腐蚀性隶属度。随着油套管目前安全系数与原始设计安全系数比值的降低，井筒风险增加，水泥环承压能力与注入压力比值越小，井筒风险增加，因此选用偏小型函数，通过式(6)求解油套管剩余强度、固井质量及水泥胶结程度隶属度。

式中，a、b分别为风险量化指标的临界值；x为风险量化结果。

计算出各完整性影响因素的隶属度后，可以构造出各风险因素隶属度矩阵A

式中，A为各风险因素隶属度矩阵；a₁、a₂、···、a_n为各风险因素隶属度。

井筒完整性风险值由各影响因素权重和指标风险程度归一化的量化结果共同决定，井筒风险数值为

利用式(8)可以得到井筒完整性风险值，数值越大表明井筒风险程度越高。根据风险值分布得到井筒完整性风险等级。

选取大庆敖南油田CCUS试验区某井进行井筒完整性风险评价，该井2004年11月投产，采用双层套管井身结构，表层套管和生产套管均采用J55钢级、套管壁厚7.72 mm，完钻井深1 290 m，日注入量5 m³/d，注入压力12.4 MPa。对该井强度、腐蚀失效以及气密封性等风险因素进行分析，量化结果如表1所示。

通过对井筒风险数值进行计算，该井井筒完整性风险值为0.59，为中等风险井。

对大庆敖南油田CCUS试验区361口井进行井筒完整性风险评价，通过对该试验区的井筒强度、腐蚀失效以及气密封性因素进行安全风险分析，其中严重井20口，需要立即采取报废措施，较严重井39口，需要全面排查井筒各部位状态，开展井筒完整性监测，中等风险井88口，需要加强日常巡检工作，轻微井214口，满足水驱老井转CCUS注入井再利用要求，可以继续生产。

(1)明确了构成安全风险评价体系的7种影响因素，通过层次分析法，确定出各因素对井筒安全状况的影响权重，后续影响注入井完整性的主要因素包括管柱腐蚀、水泥环密封性与管柱强度。

(2)确定了影响注入井完整性的主要因素的量化评价方法，有效解决了专家打分法对于单一影响因素风险程度判断的主观性，对于合理确定水驱老井转注CO₂井具有重要指导意义，建议在国内各大CCUS试验区推广应用注入井风险评价方法及管理理念，为水驱老井安全运行提供保障。