于志剛,康 露,張德政,楊 志,韓云龍

(1.中海石油(中國)有限公司 湛江分公司,廣東 湛江 524057; 2.西南石油大學(xué),四川 成都 610500)

引言

氣舉工藝井口簡單、井下管柱無運動件、免修期長,被廣泛應(yīng)用于海上油田,但氣舉采油時井筒油套環(huán)空帶壓,這使其井筒的完整性面臨更大風(fēng)險[1-2],特別是油、套管柱已受到腐蝕的老井以及處于含CO2、H2S、Cl-等腐蝕環(huán)境的井,井筒的安全制約了氣舉工藝參數(shù)能否滿足全生命周期的提液需求,所以,對海上氣舉采油井筒完整性開展風(fēng)險評價十分必要。國外學(xué)者對井筒完整性的研究起步較早,通過風(fēng)險矩陣方法建立了井筒完整性管理系統(tǒng),對氣井整個生命周期內(nèi)的完整性進行了評價,并對油氣井生命周期每個階段的井筒內(nèi)管柱及附件進行了安全評價與校核[3-5]。近年來,國內(nèi)學(xué)者對海上油氣井的井筒完整性關(guān)注度高,結(jié)合經(jīng)典的專家調(diào)查法、層次分析法、模糊綜合評價法、風(fēng)險矩陣法等[6-12],提出了基于貝葉斯網(wǎng)絡(luò)的深水探井井筒風(fēng)險評估模型[13]、基于主成分分析和BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)的含硫氣井井筒風(fēng)險等級預(yù)測模型[14]等多種風(fēng)險評價模型,并研制了井筒風(fēng)險評價管理軟件[15-17],但研究主要聚焦在海上高溫高壓深水井和含硫氣井以及鉆完井階段,尚無對海上氣舉采油工藝井筒完整性風(fēng)險評價的研究。

本文提出一種新的風(fēng)險評價方法,并以海上典型的雙油管注氣氣舉為例開展井筒完整性評價,為海上氣舉采油井筒完整性的現(xiàn)場管理提供指導(dǎo)。

1 井筒完整性風(fēng)險評價模型

將井筒完整性風(fēng)險歸結(jié)于設(shè)計難度、井筒失效、影響程度3方面,結(jié)合設(shè)計之初面臨的風(fēng)險狀況和管理難度,建立設(shè)計難度評價指標體系;采用Bow-Tie模型將井筒失效形式分為井筒屏障失效和操作管理失效兩類,結(jié)合井筒屏障單元,分析導(dǎo)致井筒失效的影響因素及發(fā)展過程,建立井筒失效評價指標體系;同時,借鑒肯特風(fēng)險評價模型針對失效后果建立影響程度評價指標體系。結(jié)合文獻、標準、現(xiàn)場數(shù)據(jù)、室內(nèi)實驗、專家經(jīng)驗等,建立風(fēng)險因素評價標準,并基于油田和行業(yè)的井筒完整性失效大數(shù)據(jù),等比例確定各項評價指標的權(quán)重值。經(jīng)過對標評價,加權(quán)求和分別得到設(shè)計難度、井筒失效、影響程度的量化風(fēng)險值。引入設(shè)計風(fēng)險系數(shù)修正井筒失效風(fēng)險值,修正后的井筒失效風(fēng)險值與影響程度風(fēng)險值構(gòu)成風(fēng)險矩陣,從而確定風(fēng)險等級。風(fēng)險評價模型建立流程如圖1所示。

圖1 井筒完整性風(fēng)險評價流程

上述井筒完整性風(fēng)險評價方法綜合了Bow-Tie模型和肯特風(fēng)險評價模型,既考慮了井筒失效的可能性,又考慮了井筒失效后果的嚴重程度,同時引入設(shè)計難度因素對井筒失效可能性進行修正,使風(fēng)險評價更全面。該模型基于井筒完整性失效大數(shù)據(jù),按照等比例原則確定各項評價指標的權(quán)重值, 方便快捷,更適合油田現(xiàn)場應(yīng)用。

1.1 雙油管氣舉井筒屏障

雙油管氣舉即一根油管用來注氣,另一根油管安裝氣舉閥用來氣舉采油,是近年來海上油田常用的典型氣舉方式,其井筒結(jié)構(gòu)如圖2所示。根據(jù)井屏障定義[12],確定雙油管氣舉井筒屏障單元,見表1。

表1 雙油管氣舉井筒屏障單元

1.2 評價指標體系的建立

(1)井筒失效評價指標體系

根據(jù)雙油管氣舉井筒屏障,以井筒失效作為頂層風(fēng)險事件,識別導(dǎo)致井筒失效的風(fēng)險因素,將其分為井筒屏障失效和操作管理失效兩類,并建立Bow-Tie模型,如圖3所示。

圖3 雙油管氣舉井筒失效的Bow-Tie模型

井筒屏障中不同位置的同一風(fēng)險因素所處的工況不同,風(fēng)險評價值也不同,因此結(jié)合井筒屏障單元建立井筒失效評價指標體系,見表2。

表2 井筒失效評價指標體系

(2)影響程度評價指標體系

圖3中,左側(cè)是導(dǎo)致頂層風(fēng)險事件發(fā)生的風(fēng)險因素,右側(cè)是頂層風(fēng)險事件發(fā)生的后果。后果的嚴重程度與介質(zhì)危害的大小、泄漏速度的快慢、周圍環(huán)境的重要性有關(guān),因此借鑒肯特風(fēng)險評價模型建立影響程度評價指標體系,見表3。

表3 影響程度評價指標體系

(3)設(shè)計難度評價指標體系

油氣井的地層條件和環(huán)境工況不同, 設(shè)計階段面臨的難度也不同,因此建立設(shè)計難度評價指標體系,見表4。

表4 設(shè)計難度評價指標體系

1.3 風(fēng)險因素評價標準的建立

三大評價指標體系對應(yīng)的井筒失效包含25個風(fēng)險因素,設(shè)計難度包含5個風(fēng)險因素,影響程度包含5個風(fēng)險因素,結(jié)合文獻、標準、現(xiàn)場數(shù)據(jù)、室內(nèi)實驗和專家經(jīng)驗建立風(fēng)險因素的評價標準。例如,根據(jù)行業(yè)內(nèi)關(guān)于鉆井井深的定義, 制定設(shè)計難度評價指標體系中井深的評價標準,見表5。當評價井的井深小于3 000 m時,則該項的風(fēng)險值為0.2,代表最小風(fēng)險。根據(jù)Q/HS 14031—2017《海上油氣井完整性要求》[18],制定影響程度評價指標體系中泄漏速度的評價標準,見表6。當評價井的天然氣泄漏速度大于等于10 kg/s,或者原油泄漏速度大于等于100 kg/s,則泄漏速度的風(fēng)險值為5,代表最大風(fēng)險。根據(jù)《管道風(fēng)險管理手冊》[19],制定操作規(guī)程的評價標準,見表7。當評價井有操作規(guī)程并嚴格執(zhí)行,則該項的風(fēng)險值為0,代表無風(fēng)險。

表5 井深評價標準

表6 泄漏速度評價標準

表7 操作規(guī)程評價標準

1.4 評價指標權(quán)重的確定

根據(jù)油田現(xiàn)場實際情況給定風(fēng)險評價指標權(quán)重,其中井筒屏障各評價指標的權(quán)重根據(jù)油田現(xiàn)場失效樣本數(shù)據(jù)統(tǒng)計來確定,原則是各指標權(quán)重之比與對應(yīng)的風(fēng)險因素失效概率之比保持一致,即

(1)

式中:λi為某末級第i個指標的權(quán)重值,無量綱;m為某末級評價指標的個數(shù),無量綱;ωi為某末級第i個指標對應(yīng)的風(fēng)險因素失效概率占比,%。

若油田無樣本統(tǒng)計數(shù)據(jù),則可參考挪威國家石油與天然氣協(xié)會完整性失效案例數(shù)據(jù)[16],以及WellMaster、OREDA和SINTEF等油氣行業(yè)公布的失效數(shù)據(jù)庫。若某級評價指標由套管、水泥環(huán)、封隔器等3項組成,在挪威國家石油與天然氣協(xié)會完整性失效案例數(shù)據(jù)(圖4)中, 套管、水泥環(huán)、封隔器的失效概率占比分別為12 %、12 %、6 %,那么這3項在該級評價中的權(quán)重分配分別為0.4、0.4、0.2。

圖4 挪威國家石油與天然氣協(xié)會完整性失效案例

1.5 設(shè)計風(fēng)險系數(shù)的確定

設(shè)計難度不隨時間變化,不受其他因素干擾,于是引入設(shè)計風(fēng)險系數(shù)用于修正井筒失效風(fēng)險值,計算公式為

(2)

式中:α為風(fēng)險設(shè)計系數(shù),無量綱;μ為專家修正因子,無量綱;σ為設(shè)計導(dǎo)致井筒完整性失效的占比,無量綱;n為設(shè)計難度的風(fēng)險指標個數(shù),無量綱;Qi為第i個指標的風(fēng)險值,無量綱;λi為第i個指標的權(quán)重值,無量綱。

1.6 風(fēng)險等級的確定

經(jīng)過對標評價、加權(quán)求和分別得到設(shè)計難度、井筒失效、影響程度的風(fēng)險值,進而得到設(shè)計風(fēng)險系數(shù)。將井筒失效風(fēng)險值乘以風(fēng)險設(shè)計系數(shù)進行修正后,與影響程度風(fēng)險值構(gòu)成風(fēng)險矩陣,見表8。根據(jù)風(fēng)險矩陣,按照風(fēng)險等級劃分標準(表9)確定評價井的井筒完整性風(fēng)險等級以及處理要求。

表8 風(fēng)險矩陣

2 風(fēng)險評價方法的應(yīng)用

2.1 案例井井筒完整性風(fēng)險評價

潿洲12-1油田A井計劃由電泵井轉(zhuǎn)為雙油管注氣氣舉井,采用建立的風(fēng)險評價方法開展氣舉井筒完整性風(fēng)險評價,得到設(shè)計難度、井筒失效、影響程度的評價結(jié)果,分別見表10—表12。

表10 設(shè)計難度各指標的風(fēng)險值

表11 井筒失效各級指標的風(fēng)險值

表12 影響程度各級指標的風(fēng)險值

表10—表12數(shù)據(jù)經(jīng)過加權(quán)求和得到設(shè)計難度的風(fēng)險值為0.52,井筒失效的風(fēng)險值為2.20,影響程度的風(fēng)險值為4.24。根據(jù)圖4取設(shè)計失效概率占比3%,專家修正因子1,代入式(2)得到設(shè)計風(fēng)險系數(shù)為1,進而得到修正后的井筒失效風(fēng)險值仍為2.20。根據(jù)表8、表9判斷潿洲12-1油田A井為Ⅱ類井,需要根據(jù)油田最低合理可行原則采取預(yù)防和降低風(fēng)險的控制措施。

2.2 案例井井筒完整性主要風(fēng)險因素及對策

井筒完整性的設(shè)計難度、井筒失效、影響程度三大風(fēng)險因素中,井筒失效因素是可以干預(yù)的。根據(jù)2.1小節(jié)案例井井筒完整性風(fēng)險評價數(shù)據(jù),計算得到案例井井筒失效各指標對井筒失效風(fēng)險值2.20的貢獻值(圖5),貢獻值為0的指標未列入圖中。

圖5 井筒失效各指標風(fēng)險貢獻值

由圖5可知,生產(chǎn)油管、生產(chǎn)套管、生產(chǎn)套管水泥環(huán)、注氣油管的風(fēng)險貢獻值比其他指標高很多,由此判斷該井井筒失效的高風(fēng)險因素即為油管、生產(chǎn)套管以及生產(chǎn)套管水泥環(huán)。究其原因是A井是一口生產(chǎn)了十幾年的老井,套管材質(zhì)為N80,工程測井資料顯示其水泥膠結(jié)情況較差,井下管柱已受到不同程度的腐蝕,且地層產(chǎn)出水Cl-含量高,計劃注入的氣源含CO2和H2S,該井轉(zhuǎn)氣舉后將處于強腐蝕環(huán)境中。因此,針對上述高風(fēng)險因素,可通過合理設(shè)計氣舉注氣壓力,油套環(huán)空采用防腐工作液,更換油、套管柱并采用防腐材質(zhì),生產(chǎn)套管與技術(shù)套管之間的環(huán)空擠注水泥至井口等措施降低風(fēng)險,建議油田結(jié)合經(jīng)濟評價采取相應(yīng)措施。

3 結(jié) 論

(1)綜合Bow-Tie模型、肯特風(fēng)險評價模型以及風(fēng)險矩陣建立了新的井筒完整性風(fēng)險評價方法,結(jié)合雙油管氣舉井筒屏障單元,構(gòu)建了設(shè)計難度、井筒失效、影響程度三大評價指標體系,從而確定了導(dǎo)致雙油管氣舉井筒完整性失效的35個風(fēng)險因素,并制定了各項風(fēng)險因素評價標準。

(2)基于新建的井筒完整性風(fēng)險評價方法,經(jīng)對標評價、加權(quán)求和實現(xiàn)了對潿洲12-1油田雙油管氣舉案例井井筒完整性風(fēng)險的定量評價,明確了該井的風(fēng)險等級和主要風(fēng)險因素,通過風(fēng)險原因分析,有針對性地給出了風(fēng)險處理措施,能夠為該井轉(zhuǎn)氣舉生產(chǎn)的井筒完整性現(xiàn)場管理提供參考。