海上双油管气举井筒完整性风险评价研究

2023-12-06于志刚张德政韩云龙

西安石油大学学报（自然科学版） 2023年6期

于志刚,康露,张德政,杨志,韩云龙

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江 524057; 2.西南石油大学,四川成都 610500)

引言

气举工艺井口简单、井下管柱无运动件、免修期长,被广泛应用于海上油田,但气举采油时井筒油套环空带压,这使其井筒的完整性面临更大风险[1-2],特别是油、套管柱已受到腐蚀的老井以及处于含CO2、H2S、Cl-等腐蚀环境的井,井筒的安全制约了气举工艺参数能否满足全生命周期的提液需求,所以,对海上气举采油井筒完整性开展风险评价十分必要。国外学者对井筒完整性的研究起步较早,通过风险矩阵方法建立了井筒完整性管理系统,对气井整个生命周期内的完整性进行了评价,并对油气井生命周期每个阶段的井筒内管柱及附件进行了安全评价与校核[3-5]。近年来,国内学者对海上油气井的井筒完整性关注度高,结合经典的专家调查法、层次分析法、模糊综合评价法、风险矩阵法等[6-12],提出了基于贝叶斯网络的深水探井井筒风险评估模型[13]、基于主成分分析和BP神经网络的含硫气井井筒风险等级预测模型[14]等多种风险评价模型,并研制了井筒风险评价管理软件[15-17],但研究主要聚焦在海上高温高压深水井和含硫气井以及钻完井阶段,尚无对海上气举采油工艺井筒完整性风险评价的研究。

本文提出一种新的风险评价方法,并以海上典型的双油管注气气举为例开展井筒完整性评价,为海上气举采油井筒完整性的现场管理提供指导。

1 井筒完整性风险评价模型

将井筒完整性风险归结于设计难度、井筒失效、影响程度3方面,结合设计之初面临的风险状况和管理难度,建立设计难度评价指标体系;采用Bow-Tie模型将井筒失效形式分为井筒屏障失效和操作管理失效两类,结合井筒屏障单元,分析导致井筒失效的影响因素及发展过程,建立井筒失效评价指标体系;同时,借鉴肯特风险评价模型针对失效后果建立影响程度评价指标体系。结合文献、标准、现场数据、室内实验、专家经验等,建立风险因素评价标准,并基于油田和行业的井筒完整性失效大数据,等比例确定各项评价指标的权重值。经过对标评价,加权求和分别得到设计难度、井筒失效、影响程度的量化风险值。引入设计风险系数修正井筒失效风险值,修正后的井筒失效风险值与影响程度风险值构成风险矩阵,从而确定风险等级。风险评价模型建立流程如图1所示。

图1 井筒完整性风险评价流程

上述井筒完整性风险评价方法综合了Bow-Tie模型和肯特风险评价模型,既考虑了井筒失效的可能性,又考虑了井筒失效后果的严重程度,同时引入设计难度因素对井筒失效可能性进行修正,使风险评价更全面。该模型基于井筒完整性失效大数据,按照等比例原则确定各项评价指标的权重值, 方便快捷,更适合油田现场应用。

1.1 双油管气举井筒屏障

双油管气举即一根油管用来注气,另一根油管安装气举阀用来气举采油,是近年来海上油田常用的典型气举方式,其井筒结构如图2所示。根据井屏障定义[12],确定双油管气举井筒屏障单元,见表1。

表1 双油管气举井筒屏障单元

1.2 评价指标体系的建立

(1)井筒失效评价指标体系

根据双油管气举井筒屏障,以井筒失效作为顶层风险事件,识别导致井筒失效的风险因素,将其分为井筒屏障失效和操作管理失效两类,并建立Bow-Tie模型,如图3所示。

图3 双油管气举井筒失效的Bow-Tie模型

井筒屏障中不同位置的同一风险因素所处的工况不同,风险评价值也不同,因此结合井筒屏障单元建立井筒失效评价指标体系,见表2。

表2 井筒失效评价指标体系

(2)影响程度评价指标体系

图3中,左侧是导致顶层风险事件发生的风险因素,右侧是顶层风险事件发生的后果。后果的严重程度与介质危害的大小、泄漏速度的快慢、周围环境的重要性有关,因此借鉴肯特风险评价模型建立影响程度评价指标体系,见表3。

表3 影响程度评价指标体系

(3)设计难度评价指标体系

油气井的地层条件和环境工况不同, 设计阶段面临的难度也不同,因此建立设计难度评价指标体系,见表4。

表4 设计难度评价指标体系

1.3 风险因素评价标准的建立

三大评价指标体系对应的井筒失效包含25个风险因素,设计难度包含5个风险因素,影响程度包含5个风险因素,结合文献、标准、现场数据、室内实验和专家经验建立风险因素的评价标准。例如,根据行业内关于钻井井深的定义, 制定设计难度评价指标体系中井深的评价标准,见表5。当评价井的井深小于3 000 m时,则该项的风险值为0.2,代表最小风险。根据Q/HS 14031—2017《海上油气井完整性要求》[18],制定影响程度评价指标体系中泄漏速度的评价标准,见表6。当评价井的天然气泄漏速度大于等于10 kg/s,或者原油泄漏速度大于等于100 kg/s,则泄漏速度的风险值为5,代表最大风险。根据《管道风险管理手册》[19],制定操作规程的评价标准,见表7。当评价井有操作规程并严格执行,则该项的风险值为0,代表无风险。

表5 井深评价标准

表6 泄漏速度评价标准

表7 操作规程评价标准

1.4 评价指标权重的确定

根据油田现场实际情况给定风险评价指标权重,其中井筒屏障各评价指标的权重根据油田现场失效样本数据统计来确定,原则是各指标权重之比与对应的风险因素失效概率之比保持一致,即

(1)

式中:λi为某末级第i个指标的权重值,无量纲;m为某末级评价指标的个数,无量纲;ωi为某末级第i个指标对应的风险因素失效概率占比,%。

若油田无样本统计数据,则可参考挪威国家石油与天然气协会完整性失效案例数据[16],以及WellMaster、OREDA和SINTEF等油气行业公布的失效数据库。若某级评价指标由套管、水泥环、封隔器等3项组成,在挪威国家石油与天然气协会完整性失效案例数据(图4)中, 套管、水泥环、封隔器的失效概率占比分别为12 %、12 %、6 %,那么这3项在该级评价中的权重分配分别为0.4、0.4、0.2。

图4 挪威国家石油与天然气协会完整性失效案例

1.5 设计风险系数的确定

设计难度不随时间变化,不受其他因素干扰,于是引入设计风险系数用于修正井筒失效风险值,计算公式为

(2)

式中:α为风险设计系数,无量纲;μ为专家修正因子,无量纲;σ为设计导致井筒完整性失效的占比,无量纲;n为设计难度的风险指标个数,无量纲;Qi为第i个指标的风险值,无量纲;λi为第i个指标的权重值,无量纲。

1.6 风险等级的确定

经过对标评价、加权求和分别得到设计难度、井筒失效、影响程度的风险值,进而得到设计风险系数。将井筒失效风险值乘以风险设计系数进行修正后,与影响程度风险值构成风险矩阵,见表8。根据风险矩阵,按照风险等级划分标准(表9)确定评价井的井筒完整性风险等级以及处理要求。

表8 风险矩阵

2 风险评价方法的应用

2.1 案例井井筒完整性风险评价

涠洲12-1油田A井计划由电泵井转为双油管注气气举井,采用建立的风险评价方法开展气举井筒完整性风险评价,得到设计难度、井筒失效、影响程度的评价结果,分别见表10—表12。

表10 设计难度各指标的风险值

表11 井筒失效各级指标的风险值

表12 影响程度各级指标的风险值

表10—表12数据经过加权求和得到设计难度的风险值为0.52,井筒失效的风险值为2.20,影响程度的风险值为4.24。根据图4取设计失效概率占比3%,专家修正因子1,代入式(2)得到设计风险系数为1,进而得到修正后的井筒失效风险值仍为2.20。根据表8、表9判断涠洲12-1油田A井为Ⅱ类井,需要根据油田最低合理可行原则采取预防和降低风险的控制措施。

2.2 案例井井筒完整性主要风险因素及对策

井筒完整性的设计难度、井筒失效、影响程度三大风险因素中,井筒失效因素是可以干预的。根据2.1小节案例井井筒完整性风险评价数据,计算得到案例井井筒失效各指标对井筒失效风险值2.20的贡献值(图5),贡献值为0的指标未列入图中。

图5 井筒失效各指标风险贡献值

由图5可知,生产油管、生产套管、生产套管水泥环、注气油管的风险贡献值比其他指标高很多,由此判断该井井筒失效的高风险因素即为油管、生产套管以及生产套管水泥环。究其原因是A井是一口生产了十几年的老井,套管材质为N80,工程测井资料显示其水泥胶结情况较差,井下管柱已受到不同程度的腐蚀,且地层产出水Cl-含量高,计划注入的气源含CO2和H2S,该井转气举后将处于强腐蚀环境中。因此,针对上述高风险因素,可通过合理设计气举注气压力,油套环空采用防腐工作液,更换油、套管柱并采用防腐材质,生产套管与技术套管之间的环空挤注水泥至井口等措施降低风险,建议油田结合经济评价采取相应措施。