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产井井下风险评估方法

 论文栏目:风险评估论文     更新时间:2018/7/18 16:48:07   

摘要:目前海洋石油开发时间长,调整井数量多,海上油气产出量大,井下风险难以评估,海洋石油开采的安全问题受到极大的挑战。针对上述问题,采用PHAST软件计算油藏能量进行油井自溢能力分析;在分析海上油田井下风险影响因素的基础上,综合油藏能量和自溢能力分析,提出一种适用于在产井井下风险定性定量评估方法。该方法可进行井下风险等级划分,提出了对应的控制措施。将该方法成功应用于海上某油田,为该油田的安全开发提供了保障。

关键词:井下风险;风险评估;油藏能量;定量评估

随着油气资源的持续开采,海上井网密集,井下油气压力海上石油开采的安全形势越发严峻。国家关于海洋石油勘探开发作业的法规不断更新,对安全提出了更高更远的要求。海上油气开采主要风险主要来自地层油藏特点、井下流体性质。目前多采用一或两个指标简单判断风险等级,这样往往会导致高估或低估事故风险。而采用风险定义的评价方法,利用事故发生频率和事故严重程度的乘积来判断风险的大。嬖谝欢ǖ木窒扌。针对这一问题,笔者认为需要从在产井井下风险最根本的因素考虑,研究最本质的影响因素,更好的控制风险源头。因此需要建立一种定量划分井下风险等级方法,对不同的生产井进行风险等级划分,根据风险等级合理配置井控设备和工具,避免浪费巨大的人力和物力。

1在产井井下风险因素

对生产油气井进行井下风险影响调研和分析,按照类型分为油藏地质条件、设备设施[1]、管理制度与体系、人员技术与操作[2~5]四方面。目前影响井下风险的主要因素有:油藏地层压力系数、油气比、井网开发方式、油藏温度、储层深度等油藏地质条件因素,以及井口装置功能失效、套管环空封隔失效、安全仪表失效、井下安全阀、过电缆封隔器失效、井控系统失效等设备设施因素。从最根本的因素评估井下风险,要评估油藏自身的风险状况,因此选取地层压力、地层压力系数、油气比、产气量、油藏温度、井筒流体压力系数等主要影响因素[6],定量的评估井下风险。

2定量评估井下风险

油气井能否发生自溢或自喷,本质上主要是取决于油井的自溢能量[7]的大小。因此从油藏能量角度出发,研究井下风险。在流体上升过程中,由于压力的降低,不可避免的会有油藏气体的析出,气窜是发生井喷事故的主要因素之一,因而在确定井下风险影响因素时,选定在产井自溢能量和油井油藏气体能量为主要影响因素,综合评定井下风险。

2.1自溢能力的确定

自溢能量主要是流体从井底运移到井口过程中,井底流体克服自身重力和运移过程中的阻力需要的最小能量。影响自溢能量的因素主要是油藏压力系数和井筒流体的压力系数。自溢能力反映了地层压力系数与流体压力系数的差值。地层压力在相对一定时间内保持稳定,井筒流体压力系数越低,自溢能力相对越强。因此计算井筒流体压力系数是研究的关键。油藏开采过程中,整个井筒的压力系数根据流体的流动状态和组成不同而异,主要的影响因素为开采过程中的含水率、气油比、开采类型、地层压力[8~9]。随着开采的进行,地层压力下降,含水率升高,井筒中的压力梯度值相应增加。整个井筒的流体压力随着井深不同而变化,因此要收集和整理整个井筒流体压力,寻找其变化规律。油井流体自溢能量的计算主要是根据静压测试报告、产能试井和压力恢复测试成果报告,静压测试反映了井筒不同深度的静压梯度,通过静压梯度实质反映了不同井深流体的静压系数。资料梳理和计算的步骤如图1。通过不同区域的几口井的自溢能量的计算,得出不同区域油井的流体压力系数,结合地层压力系数衡量自溢能力。下面通过一口井的例子,说明如何计算自溢能力。以XX井为例,XX井Ⅰ油组静压测试数据如表1所示。+表1反映了油层段静压流体的分布和特点,数据中只反映了油层段的静压力梯度值,并不能反映全井筒不同深度的压力梯度值。为了了解全井井筒静压梯度变化趋势,需要对测试的原始数据进行整理,按照每100m梳理对应的压力值,结合测试的原始数据形成50~1650m井段的流体状态的数据。将不同井深的压力梯度值与对应的井深进行线性拟合,通过拟合曲线可以反映井筒流体压力梯度的变化规律,如图2所示。压力梯度值与深度的拟合曲线公式为:y=-0.129x3+0.317x2-0.082x+0.822R2=0.984(1)根据公式计算井筒流体的相对均值压力系数,由于特定的井深对应相应的压力梯度值,通过对拟合曲线的积分,然后与垂深、清水的压力进行比值,得出了全井筒流体的权重压力系数。(2)将H0=51.5×10-3、H1=1651.5×10-3代入上面公式(2)得出井筒的流体压力系数为0.893,而根据油藏测试的数据得出,目前的地层压力系数在0.8~0.84之间变化,地层压力系数低于井筒的流体压力系数。根据此方法对某油田100余口井的的井筒流体压力系数进行统计、计算,从而寻找油田区块的流体压力系数分布状态。通过对在产井井筒流体压力系数进行计算,经统计后发现大多数的井筒压力系数在0.85~0.90之间,最低的压力系数是0.8,如图3所示。综合油田区域油井自溢能量计算结果和统计的结果,发现目前的地层压力随开发的时间逐渐降低,开发过程的含水量也在逐渐升高。根据风险“二八”定律原则分析得出:当油井的地层压力系数低于0.80,油井几乎没有自溢能力;当地层压力系数在0.8~0.905之间,油井自溢能力很。坏钡夭阊沽ο凳哂冢埃梗埃凳,油井自溢能力较大。

2.2油藏气体能量的确定

随着流体减压,在产井中的气体逐渐脱离而出,气体本身具有压缩性,在开采过程中蕴含中巨大的破坏力,也是井控破坏的主要原因之一。因此我们也要计算油藏气体能量。通过梳理生产资料,目前油井的产油量和产气量在逐渐减少,油水比越来越高。因此只要利用近年来日常生产时产气量最大的数据,不但代表气体的最大量,也代表了近年来气体最大破坏风险。将油田的压力、温度、产油量、产气量、油层套管尺寸等参数输入到PHAST软件中,采用泄漏模型进行气体的能量计算,根据各个油井的参数计算油井气体的喷发的动力能,动能的大小就反映了油井气体本身的破坏能力。油井气体的能量主要跟油井油藏压力、产气量、油井的温度、泄漏的尺寸等参数相关,通过定量计算软件(PHAST)算出气体的做功能量。统计在产井的气体做功能量变化区间为(7956.55,215954.57)MJ,按照风险“二八”定律理论要求和风险等级划分要求,指定当油井气体能量小于26000MJ时属于低能量,26000~50000MJ属于中等能量,大于50000MJ属于高能量。

3井下风险判别

油井井下井控风险评估从井控的本质安全因素—油井地层能量着手研究,通过计算油井自溢能力和油井油藏气体能量,综合评定井下井控的风险。以自溢能量为主,结合油藏气体做功能量形成风险矩阵,从而对在产井井下风险进行等级划分。图4为井下井控风险评判矩阵图,红色的区域代表高风险,黄色代表中风险,绿色的代表低风险。根据风险矩阵图的要求,按照上述方法算出地层压力系数和含气油井的油藏气体做功能量,根据风险矩阵原则综合判定在产井井下井控风险等级。海上某油田有100余口在产井,并进行井下风险等级划分。按照高、中、低等级进行统计分析:油田井下风险高的井占24%;井下风险中等的井占47%;井下风险低的井占29%。针对高风险井,企业要进行高投入,列入日常生产重点关注井,定期监测并记录井底压力、井口压力、温度等生产参数,参数波动大时缩短监测周期,掌握井底压力、环空带压状况和发展趋势变化,确保井上井下井控设备完好。针对中、低风险井,了解井底压力状况和发展趋势,监测并记录井底压力、井口压力、温度等生产参数,若井口装置、安全仪表、井下安全阀等井控设施失效,适时维修或更换。

4结论及建议

①分析了影响在产井井下风险的多种因素,从基于本质安全角度出发,建立在产井井下风险分析评估方法。②提出的评估方法综合地层压力系数、油藏汽油比、油气生产量等因素,建立在产井井下风险评估分级模型。从本质安全出发,得出井下风险状况,并划分了风险等级,该评估方法在实际应用时简单有效,对现场的井下风险管理工作有很好的指导意义。

作者:马海峰 张志华 单位:中海石油有限公司蓬勃作业公司

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