海上雙油管氣舉井筒完整性風險評價研究

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,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,被廣泛應用于海上油田,但氣舉采油時井筒油套環空帶壓,這使其井筒的完整性面臨更大風險[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-等腐蝕環境的井,井筒的安全制約了氣舉工藝參數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險評價十分必要。國外學者對井筒完整性的研究起步較早,通過風險矩陣方法建立了井筒完整性管理系統,對氣井整個生命周期內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管柱及附件進行了安全評價與校核[3-5]。近年來,國內學者對海上油氣井的井筒完整性關注度高,結合經典的專家調查法、層次分析法、模糊綜合評價法、風險矩陣法等[6-12],提出了基于貝葉斯網絡的深水探井井筒風險評估模型[13]、基于主成分分析和BP神經網絡的含硫氣井井筒風險等級預測模型[14]等多種風險評價模型,并研制了井筒風險評價管理軟件[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險評價的研究。

本文提出一種新的風險評價方法,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場管理提供指導。

1 井筒完整性風險評價模型

將井筒完整性風險歸結于設計難度、井筒失效、影響程度3方面,結合設計之初面臨的風險狀況和管理難度,建立設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,結合井筒屏障單元,分析導致井筒失效的影響因素及發展過程,建立井筒失效評價指標體系;同時,借鑒肯特風險評價模型針對失效后果建立影響程度評價指標體系。結合文獻、標準、現場數據、室內實驗、專家經驗等,建立風險因素評價標準,并基于油田和行業的井筒完整性失效大數據,等比例確定各項評價指標的權重值。經過對標評價,加權求和分別得到設計難度、井筒失效、影響程度的量化風險值。引入設計風險系數修正井筒失效風險值,修正后的井筒失效風險值與影響程度風險值構成風險矩陣,從而確定風險等級。風險評價模型建立流程如圖1所示。

圖1 井筒完整性風險評價流程

上述井筒完整性風險評價方法綜合了Bow-Tie模型和肯特風險評價模型,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,同時引入設計難度因素對井筒失效可能性進行修正,使風險評價更全面。該模型基于井筒完整性失效大數據,按照等比例原則確定各項評價指標的權重值, 方便快捷,更適合油田現場應用。

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,其井筒結構如圖2所示。根據井屏障定義[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

根據雙油管氣舉井筒屏障,以井筒失效作為頂層風險事件,識別導致井筒失效的風險因素,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險因素所處的工況不同,風險評價值也不同,因此結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,左側是導致頂層風險事件發生的風險因素,右側是頂層風險事件發生的后果。后果的嚴重程度與介質危害的大小、泄漏速度的快慢、周圍環境的重要性有關,因此借鑒肯特風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)設計難度評價指標體系

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

表4 設計難度評價指標體系

1.3 風險因素評價標準的建立

三大評價指標體系對應的井筒失效包含25個風險因素,設計難度包含5個風險因素,影響程度包含5個風險因素,結合文獻、標準、現場數據、室內實驗和專家經驗建立風險因素的評價標準。例如,根據行業內關于鉆井井深的定義, 制定設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,則該項的風險值為0.2,代表最小風險。根據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,則泄漏速度的風險值為5,代表最大風險。根據《管道風險管理手冊》[19],制定操作規程的評價標準,見表7。當評價井有操作規程并嚴格執行,則該項的風險值為0,代表無風險。

表5 井深評價標準

表6 泄漏速度評價標準

表7 操作規程評價標準

1.4 評價指標權重的確定

根據油田現場實際情況給定風險評價指標權重,其中井筒屏障各評價指標的權重根據油田現場失效樣本數據統計來確定,原則是各指標權重之比與對應的風險因素失效概率之比保持一致,即

(1)

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

若油田無樣本統計數據,則可參考挪威國家石油與天然氣協會完整性失效案例數據[16],以及WellMaster、OREDA和SINTEF等油氣行業公布的失效數據庫。若某級評價指標由套管、水泥環、封隔器等3項組成,在挪威國家石油與天然氣協會完整性失效案例數據(圖4)中, 套管、水泥環、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會完整性失效案例

1.5 設計風險系數的確定

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

(2)

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

1.6 風險等級的確定

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

表8 風險矩陣

2 風險評價方法的應用

2.1 案例井井筒完整性風險評價

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

表10 設計難度各指標的風險值

表11 井筒失效各級指標的風險值

表12 影響程度各級指標的風險值

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

2.2 案例井井筒完整性主要風險因素及對策

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

圖5 井筒失效各指標風險貢獻值

由圖5可知,生產油管、生產套管、生產套管水泥環、注氣油管的風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險因素即為油管、生產套管以及生產套管水泥環。究其原因是A井是一口生產了十幾年的老井,套管材質為N80,工程測井資料顯示其水泥膠結情況較差,井下管柱已受到不同程度的腐蝕,且地層產出水Cl-含量高,計劃注入的氣源含CO2和H2S,該井轉氣舉后將處于強腐蝕環境中。因此,針對上述高風險因素,可通過合理設計氣舉注氣壓力,油套環空采用防腐工作液,更換油、套管柱并采用防腐材質,生產套管與技術套管之間的環空擠注水泥至井口等措施降低風險,建議油田結合經濟評價采取相應措施。

3 結 論

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

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