CN109751038A - 一种定量评测油气井井筒完整性的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种定量评测油气井井筒完整性的方法，所述方法包括：定量计算井筒关键结构完整性失效风险参数；结合所述井筒关键结构完整性失效风险参数针对井筒的整个寿命周期定量计算井筒综合完整性风险因子，包括：分别针对所述井筒的整个寿命周期中的各个应用阶段定量计算井筒阶段性完整性风险因子；综合各个应用阶段的井筒阶段性完整性风险因子计算所述井筒综合完整性风险因子。根据本发明的方法，可以获取油气井井筒全局上的完整性定量评测结果，从而为维护井筒、消除安全隐患以及提高油气开采效率提供充分数据支持。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采领域，具体涉及一种定量评测油气井井筒完整性的方法。
背景技术
油气井井筒是油气开采系统中一个重要的组成部分，井筒的状态直接影响油气开采安全性以及开采进程的成败。为了提高油气开采安全系数，在现有技术中，在油气开采进程中会对油气井井筒完整性进行监控管理。
然而，及时的安全监控只能在油气井井筒产生异常时快速应对以控制影响范围、减少损失，并不能避免井筒异常的发生。因此，在现有技术中，在油气井井筒异常状态发生前评测油气井井筒完整性，以提早排除油气井井筒安全隐患。具体的，井筒完整性包括：井筒在物理上和功能是完整的；井筒处于受控状态；井筒操作者已经并继续不断采取措施防止发生井筒事故。
然而，由于油气井井筒是包含多个组成部分的复杂系统，其整个寿命周期持续时间很长。因此，在现有技术中，通常是针对单一组成部分在某一特定的运行阶段中的完整性进行评测。这种片面性的评测很难代表井筒的整体状态。
发明内容
本发明提供了一种定量评测油气井井筒完整性的方法，所述方法包括：
定量计算井筒关键结构完整性失效风险参数；
结合所述井筒关键结构完整性失效风险参数针对井筒的整个寿命周期定量计算井筒综合完整性风险因子，包括：
分别针对所述井筒的整个寿命周期中的各个应用阶段定量计算井筒阶段性完整性风险因子；
综合各个应用阶段的井筒阶段性完整性风险因子计算所述井筒综合完整性风险因子。
在一实施例中，定量计算井筒关键结构完整性失效风险参数，包括：
针对井筒内结构进行所述井筒关键结构完整性失效风险参数的计算，其中，计算完井管柱可靠性参数以及油套管管体破裂失效风险参数；
针对井筒外结构进行所述井筒关键结构完整性失效风险参数的计算，其中，计算环空流体泄漏风险系数。
在一实施例中，计算完井管柱可靠性参数，其中，根据完井管柱各连接部位的可靠性计算所述完井管柱可靠性参数。
在一实施例中，根据完井管柱各连接部位的可靠性计算所述完井管柱可靠性参数，其中，基于公式
R t＝R o e(-λt/c)
计算所述完井管柱可靠性参数，式中：
Ro为完井管柱各部分的可靠性估值；
λ为可靠常数，定义为最小失效时间的倒数；
t为时间，单位h；
Rt为完井管柱可靠性参数；
C为与完井管柱主要管材和各部件的来源相关的修正系数。
在一实施例中，计算油套管管体破裂失效风险参数，其中，采用强度对比方法，根据油套管管体腐蚀后剩余强度、剩余抗内压强度及剩余抗挤强度计算油套管管体破裂失效风险参数。
在一实施例中，采用强度对比方法，根据油套管管体腐蚀后剩余强度、剩余抗内压强度及剩余抗挤强度计算油套管管体破裂失效风险参数，其中，基于公式
R＝min(RT,RB,RC)
计算油套管管体破裂失效风险参数，式中：
R为油套管管体破裂失效风险参数，0～1；
RT为油套管管体剩余抗拉强度与额定抗拉强度之比；
RB为油套管管体剩余抗内压强度与额定抗内压强度之比；
RC为油套管管体剩余抗外挤强度与额定抗外挤强度之比。
在一实施例中，计算环空流体泄漏风险系数，其中，基于公式
Lc＝GC1C2C3C4C5C6C7C8
计算环空流体泄漏风险系数，式中：
Lc为环空流体泄漏风险系数；
G为压稳系数；
C1为温度影响因子；
C2为腐蚀流体影响因子；
C3为水泥浆影响因子；
C4为井漏影响因子；
C5为固井施工工艺影响因子；
C6为修井作业影响因子；
C7为压裂作业影响因子；
C8为地质因素影响因子。
在一实施例中，所述应用阶段包括钻井、完井、生产以及弃井，其中，基于公式
Fw＝(Fd+Fc+Fp+Fa)D
计算所述井筒综合完整性风险因子，式中：
Fw为井筒综合完整性风险因子；
Fd，Fc，Fp和Fa分别为钻井、完井、生产和弃井应用阶段下井筒阶段性完整性风险因子；
D为代表不确定因素的修正系数。
在一实施例中，分别针对所述井筒的整个寿命周期中的各个应用阶段定量计算井筒阶段性完整性风险因子，包括：
计算单一应用阶段下井筒完整性失效严重度；
计算单一应用阶段下井筒完整性失效发生频度；
根据所述井筒完整性失效严重度以及所述井筒完整性失效发生频度计算单一应用阶段下井筒阶段性完整性风险因子。
在一实施例中，计算单一应用阶段下井筒完整性失效严重度，其中，基于公式
S＝F1F2F3F4F5
计算所述井筒完整性失效严重度，式中：
S为单一工况下井筒完整性失效严重度；
F1为完整性失效影响参数；
F2为对井设备及井筒的影响参数；
F3为失效处理难易程度参数；
F4为安全措施采用程度参数；
F5为工艺熟悉程度参数。
根据本发明的方法，可以获取油气井井筒全局上的完整性定量评测结果，从而为维护井筒、消除安全隐患以及提高油气开采效率提供充分数据支持。
本发明的其它特征或优点将在随后的说明书中阐述。并且，本发明的部分特征或优点将通过说明书而变得显而易见，或者通过实施本发明而被了解。本发明的目的和部分优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的步骤来实现或获得。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是根据本发明一实施例的方法流程图；
图2是根据本发明一实施例的井筒关键结构完整性失效风险参数分析逻辑示意图
图3是根据本发明一实施例的井筒综合完整性风险因子的分析逻辑示意图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此本发明的实施人员可以充分理解本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程并依据上述实现过程具体实施本发明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
在现有技术中，在油气井井筒异常状态发生前评测油气井井筒完整性，以提早排除油气井井筒安全隐患。
然而，由于油气井井筒是包含多个组成部分的复杂系统，其整个寿命周期持续时间很长。因此，在现有技术中，通常是针对单一组成部分在某一特定的运行阶段中的完整性进行评测。这种片面性的评测很难代表井筒的整体状态。
针对上述问题，本发明提出了一种定量评测油气井井筒完整性的方法。在本发明的方法中，不仅针对井筒的所有关键结构点进行井筒完整性评测，而且从井筒的整个寿命周期的角度上进行完整性评测。根据本发明的方法，可以获取油气井井筒全局上的完整性定量评测结果，从而为维护井筒、消除安全隐患以及提高油气开采效率提供充分数据支持。
接下来基于流程图详细描述本发明实施例的实施过程。附图的流程图中示出的步骤可以在包含诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。虽然在流程图中示出了各步骤的逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
如图1所示，在一实施例中，方法包括：
定量计算井筒关键结构完整性失效风险参数(S110)；
结合井筒关键结构完整性失效风险参数针对井筒的整个寿命周期定量计算井筒综合完整性风险因子(S120)，包括：
分别针对井筒的整个寿命周期中的各个应用阶段定量计算井筒阶段性完整性风险因子(S121)；
综合各个应用阶段的井筒阶段性完整性风险因子计算井筒综合完整性风险因子(S122)。
具体的，井筒完整性包括：井筒在物理上和功能是完整的；井筒处于受控状态；井筒操作者已经并继续不断采取措施防止发生井筒事故。在油气井生产过程中，影响井筒完整性的因素主要有环空持续带压、完井管柱泄漏和腐蚀、固井套管柱腐蚀、水泥环剥落、套管头发生移动及采油树与套管头连接处密封性不好等。尤其的，在气层埋藏深、气层压力和温度高、H2S和CO2含量高的情况下，更易出现油套环空、技术套管和表层套管带压现象，其中油套环空带压占比最大。并且，在油套环空带压井中，部分井是由油管渗漏导致油套环空带压的。
综合上述分析，在一实施例中，定量计算井筒关键结构完整性失效风险参数，包括：
(1)针对井筒内结构进行井筒关键结构完整性失效风险参数的计算。
具体的，在一实施例中，井筒内结构包括油管以及A环空。针对井筒内结构进行井筒关键结构完整性失效风险参数的计算为针对井筒内结构(油管、A环空)、的密封失效风险参数计算。
具体的，油管和A环空的密封失效包括完井管柱连接部位丝扣密封失效和管体腐蚀(主要为油管)导致破裂失效2种情况。因此，在一实施例中，针对井筒内结构进行井筒关键结构完整性失效风险参数的计算包括计算完井管柱可靠性参数以及油套管管体破裂失效风险参数。
进一步的，由于完井管柱的完整性直接受连接部位的可靠性控制。因此，在一实施例中，根据完井管柱各连接部位的可靠性计算所述完井管柱可靠性参数。
具体的，在一实施例中，基于Woodyard可靠性计算公式，考虑完井管柱主要管材和各部件的来源，完井管柱可靠性参数Rt(介于0～1之间)采用下式计算：
R t＝R o e(-λt/c) (1)
式1中：
Ro为完井管柱各部分的可靠性估值，具体的，在一实施例中，其介于0～1之间，初始状态取0.99；
λ为可靠常数，定义为最小失效时间(MTTF)的倒数；
t为时间，单位h；
C为与完井管柱主要管材和各部件的来源相关的修正系数，具体的，在一实施例中，其取0.5～1.0。
进一步的，在一实施例中，完井管柱可靠性参数Rt低于0.6时认为完井管柱密封失效。
具体的，在一实施例中，采用强度对比方法，根据油套管管体腐蚀后剩余强度、剩余抗内压强度及剩余抗挤强度计算油套管管体破裂失效风险参数。
具体的，在一实施例中，油套管管体腐蚀后剩余强度(轴向拉力)、剩余抗内压强度及剩余抗挤强度分别为：
式中：
T为油套管轴向拉力，kN；
t为油套管服役时间，a；
v为油套管腐蚀速率，mm/a；
roi为原始油套管外径，mm；
rii为原始油套管内径，mm；
σy为油套管屈服强度，MPa；
δ为油套管名义壁厚，mm；
pbo为油套管的抗内压强度，MPa；
pco为油套管剩余抗挤强度，MPa；
R为油套管管体破裂失效风险参数，0～1。
进一步的，在一实施例中，基于公式
R＝min(RT,RB,RC) (5)
计算油套管管体破裂失效风险参数，式中：
R为油套管管体破裂失效风险参数，0～1；
RT为油套管管体剩余抗拉强度与额定抗拉强度之比；
RB为油套管管体剩余抗内压强度与额定抗内压强度之比；
RC为油套管管体剩余抗外挤强度与额定抗外挤强度之比。
进一步的，在一实施例中，油套管管体破裂失效风险参数0≤R≤0.8，0.8＜R≤0.9和0.9＜R≤1.0时，对应的风险级别为高、中和低。
(2)针对井筒外结构进行井筒关键结构完整性失效风险参数的计算。
具体的，在一实施例中，井筒外结构包括B环空和C环空。在一实施例中，采用流体(主要为气体)泄漏风险预测方法针对井筒外结构进行所述井筒关键结构完整性失效风险参数的计算，其包括计算环空流体泄漏风险系数。
具体的，在一实施例中，流体(主要为气体)泄漏风险预测方法，是在固井压稳系数基础上提出的，考虑了泄漏、水泥浆和施工工艺等因素的影响，其预测模型为：
Lc＝f(G,C) (6)
式6中：
Lc为B环空和C环空流体泄漏风险系数；
G为压稳系数，当G小于1时，取1；
C为影响因子。
进一步的，在一实施例中，基于公式
Lc＝GC1C2C3C4C5C6C7C8 (7)
计算环空流体泄漏风险系数，式中：
Lc为环空流体泄漏风险系数；
G为压稳系数，具体的，在一实施例中，当G小于1时，取1；
C1为温度影响因子，具体的，在一实施例中，将温度分高中常三等，常温为1，中温为2，高温为3；
C2为腐蚀流体影响因子，具体的，在一实施例中，不含腐蚀流体为1，含CO2或H2S为2，含CO2和H2S为3；
C3为水泥浆影响因子，具体的，在一实施例中，将水泥浆状态分常规、防气窜以及优质防气窜三类，常规为3，防气窜为2，优质防气窜为1；
C4为井漏影响因子，具体的，在一实施例中，无井漏为1，井漏为3；
C5为固井施工工艺影响因子，具体的，在一实施例中，正常施工为1，非正常施工为2；
C6为修井作业影响因子，具体的，在一实施例中，将损害状态分轻微、中等以及严重三类，损害轻微为1，损害中等为2，损害严重为3；
C7为压裂作业影响因子，具体的，在一实施例中，将损害状态分轻微、中等以及严重三类，损害轻微为1，损害中等为2，损害严重为3；
C8为地质因素影响因子，具体的，在一实施例中，以地震为地质影响因素，无地震为1，有地震为3。
进一步的，在一实施例中，B环空和C环空流体泄漏风险系数1≤Lc≤3，3＜Lc≤8和Lc＞8时，对应的风险级别为低、中和高。
进一步的，在一实施例中，井筒关键结构完整性失效风险参数分析逻辑示意图如图2所示。
进一步的，在一实施例中，在分应用阶段计算井筒阶段性完整性风险因子的过程中，应用阶段包括钻井、完井、生产以及弃井。
具体的，在一实施例中，首先计算出油气井钻井、完井、生产、弃井4种应用阶段下的井筒阶段性完整性风险因子，再通过几何模型获得油气井井筒完整性风险因子，根据井筒完整性风险因子的值及风险级别划分标准，确定油气井井筒完整性风险级别。油气井井筒综合完整性风险因子的计算在井筒关键结构完整性失效风险参数计算的基础上进行。
具体的，井筒综合完整性风险因子的分析逻辑如图3所示。
具体的，在一实施例中，在分别针对所述井筒的整个寿命周期中的各个应用阶段定量计算井筒阶段性完整性风险因子的过程中，引入井筒完整性失效严重度S和井筒完整性失效发生频度P这2个参数。
具体的，在一实施例中：
计算单一应用阶段下井筒完整性失效严重度；
计算单一应用阶段下井筒完整性失效发生频度；
根据井筒完整性失效严重度以及井筒完整性失效发生频度计算单一应用阶段下井筒综合完整性风险因子。
进一步的，在一实施例中，井筒完整性失效严重度S采用失效类型及致命度分析方法确定。失效类型及致命度分析方法采用系统分割方法将系统划分成若干子系统，然后对可能发生的各种失效及失效的程度进行分析，确定失效严重度。综合考虑各种因素对失效严重度的影响，计算不同类型失效的严重度。
具体的，在一实施例中，基于公式
S＝F1F2F3F4F5 (8)
计算井筒完整性失效严重度，式中：
S为单一工况下井筒完整性失效严重度，具体的，在一实施例中，取值范围0.001～50；
F1为完整性失效影响参数，具体的，在一实施例中，取值范围1～10；
F2为对井设备及井筒的影响参数，具体的，在一实施例中，取值范围1～5；
F3为失效处理难易程度参数，具体的，在一实施例中，取值范围0.1～1.0；
F4为安全措施采用程度参数，具体的，在一实施例中，取值范围0.1～1.0；
F5为工艺熟悉程度参数(是否为新技术、新设备或新工艺及熟悉程度)，具体的，在一实施例中，取值范围0.1～1.0。
井筒完整性失效发生频度P即失效发生的概率,是发生失效可能性的大小，取值范围为0.1～1.0。根据钻井、完井、生产、弃井4种工况的完整性风险识别结果，采用事故树分析方法分别建立4种工况下的完整性失效树，通过分析顶上事件、中间事件和基本事件，建立逻辑树图，确定事故树的最小割集及各基本事件的结构重要度，以此来计算顶上事件发生的概率，亦即4种工况下井筒完整性失效发生概率。
进一步的，在一实施例中，单一工况下井筒完整性风险因子的计算公式为：
Fs＝SP (9)
式中：P为单一工况下井筒完整性失效发生的频度。
在一实施例中，单一工况下井筒完整性风险级别划分标准为：23<Fs≤50时为极高；9<Fs≤23时为高；3<Fs≤9时为中偏高；Fs＝3时为中；0.6≤Fs<3时为中偏低；0.1≤Fs<0.6时为低；Fs<0.1时为极低。
进一步的，在一实施例中，油气井井筒综合完整性风险因子为钻井、完井、生产、弃井4种应用阶段下井筒阶段性完整性风险因子的和乘以修正系数
具体的，在一实施例中，基于公式
Fw＝(Fd+Fc+Fp+Fa)D (10)
计算所述井筒综合完整性风险因子，式中：
Fw为井筒综合完整性风险因子；
Fd，Fc，Fp和Fa分别为钻井、完井、生产和弃井应用阶段下井筒阶段性完整性风险因子；
D为代表不确定因素的修正系数，在一实施例中，取值范围为0.5～5.0。
在一实施例中，油气井井筒完整性风险等级划分标准为：92<Fw≤200时为极高；36<Fw≤92时为高；12<Fw≤36时为中偏高；Fw＝12时为中；2.4≤Fw<12时为中偏低；0.4≤Fw<2.4时为低；Fw<0.4时为极低。
进一步具体的，在一具体应用场景中，首先收集井的基础信息，对钻井、完井、生产和弃井等四种工况，从设计、施工管理、井筒关键结构(点)和地面等四个方面结合完整性失效方面统计数据，进行完整性风险识别。在此基础上，分别绘制钻井、完井、生产和弃井完整性失效事故树，确定四种工况完整性失效发生频度P(概率)；通过定量评估完整性失效影响大小、对井设备及井筒造成的影响、处理失效的难易程度、采用安全措施的程度、是否为新技术新设备或新工艺及熟悉程度等五种因数，计算完整性失效严重度S。结合完整性失效发生频度P(概率)与完整性失效严重度S，分别确定上述四种工况完整性风险因子Fs。将四种工况完整性风险因子Fs累加，并乘以修正系数，最终计算该井的系统风险因子Fw,对照给出指标确定该井的综合风险程度。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。本发明所述的方法还可有其他多种实施例。在不背离本发明实质的情况下，熟悉本领域的技术人员当可根据本发明做出各种相应的改变或变形，但这些相应的改变或变形都应属于本发明的权利要求的保护范围。
Claims (10)
1.一种定量评测油气井井筒完整性的方法，其特征在于，所述方法包括：
定量计算井筒关键结构完整性失效风险参数；
结合所述井筒关键结构完整性失效风险参数针对井筒的整个寿命周期定量计算井筒综合完整性风险因子，包括：
分别针对所述井筒的整个寿命周期中的各个应用阶段定量计算井筒阶段性完整性风险因子；
综合各个应用阶段的井筒阶段性完整性风险因子计算所述井筒综合完整性风险因子。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，定量计算井筒关键结构完整性失效风险参数，包括：
针对井筒内结构进行所述井筒关键结构完整性失效风险参数的计算，其中，计算完井管柱可靠性参数以及油套管管体破裂失效风险参数；
针对井筒外结构进行所述井筒关键结构完整性失效风险参数的计算，其中，计算环空流体泄漏风险系数。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，计算完井管柱可靠性参数，其中，根据完井管柱各连接部位的可靠性计算所述完井管柱可靠性参数。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，根据完井管柱各连接部位的可靠性计算所述完井管柱可靠性参数，其中，基于公式
Rt＝Roe(-λt/c)
计算所述完井管柱可靠性参数，式中：
Ro为完井管柱各部分的可靠性估值；
λ为可靠常数，定义为最小失效时间的倒数；
t为时间，单位h；
Rt为完井管柱可靠性参数；
C为与完井管柱主要管材和各部件的来源相关的修正系数。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，计算油套管管体破裂失效风险参数，其中，采用强度对比方法，根据油套管管体腐蚀后剩余强度、剩余抗内压强度及剩余抗挤强度计算油套管管体破裂失效风险参数。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，采用强度对比方法，根据油套管管体腐蚀后剩余强度、剩余抗内压强度及剩余抗挤强度计算油套管管体破裂失效风险参数，其中，基于公式
R＝min(RT,RB,RC)
计算油套管管体破裂失效风险参数，式中：
R为油套管管体破裂失效风险参数，0～1；
RT为油套管管体剩余抗拉强度与额定抗拉强度之比；
RB为油套管管体剩余抗内压强度与额定抗内压强度之比；
RC为油套管管体剩余抗外挤强度与额定抗外挤强度之比。
7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，计算环空流体泄漏风险系数，其中，基于公式
Lc＝GC1C2C3C4C5C6C7C8
计算环空流体泄漏风险系数，式中：
Lc为环空流体泄漏风险系数；
G为压稳系数；
C1为温度影响因子；
C2为腐蚀流体影响因子；
C3为水泥浆影响因子；
C4为井漏影响因子；
C5为固井施工工艺影响因子；
C6为修井作业影响因子；
C7为压裂作业影响因子；
C8为地质因素影响因子。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述应用阶段包括钻井、完井、生产以及弃井，其中，基于公式
Fw＝(Fd+Fc+Fp+Fa)D
计算所述井筒综合完整性风险因子，式中：
Fw为井筒综合完整性风险因子；
Fd，Fc，Fp和Fa分别为钻井、完井、生产和弃井应用阶段下井筒阶段性完整性风险因子；
D为代表不确定因素的修正系数。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，分别针对所述井筒的整个寿命周期中的各个应用阶段定量计算井筒阶段性完整性风险因子，包括：
计算单一应用阶段下井筒完整性失效严重度；
计算单一应用阶段下井筒完整性失效发生频度；
根据所述井筒完整性失效严重度以及所述井筒完整性失效发生频度计算单一应用阶段下井筒阶段性完整性风险因子。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，计算单一应用阶段下井筒完整性失效严重度，其中，基于公式
S＝F1F2F3F4F5
计算所述井筒完整性失效严重度，式中：
S为单一工况下井筒完整性失效严重度；
F1为完整性失效影响参数；
F2为对井设备及井筒的影响参数；
F3为失效处理难易程度参数；
F4为安全措施采用程度参数；
F5为工艺熟悉程度参数。
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