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井控趋势与缓解措施:一次技术升级

井控趋势与缓解措施:一次技术升级

本文介绍了有可能将全球作业者作业风险降至最低的四种井控风险趋势与缓解措施,并改变了这些风险的分析与管理方法。

来自丨World Oil
编译丨Tom

油价的上涨带来了钻井与采油作业量的增加,但由于质量控制的下降与人才的短缺导致了大量井控失败案例。从这些事件中吸取经验教训,并综合利用技术与专业知识,可以减少井控风险。本文介绍了有可能将全球作业者作业风险降至最低的四种井控风险趋势与缓解措施,并改变了这些风险的分析与管理方法。

“井工厂”设计风险

井控趋势与缓解措施:一次技术升级

图1. 美国已钻探但未完井的井的数量不断增加。资料来源:EIA。

石油价格的下滑推动了作业者采用集中的井工厂设计,可使钻井效率最大化,同时使动员成本最小。在Opec 2016年第三季度初步减产之后,美国国内48个州大量涌现了已钻探但未完井的井(DUCs),如图1所示。但是,随着这些井投入生产,需要更加关注井控并增加井控开支,以解决与增产、生产和其他交叉作业有关的风险。这意味着油价下降期间,作业效率将不得不适应钻井目标的变化。因此,井工厂本身的设计理念就需要包含额外的风险缓解措施。

由于考虑降低建井成本以及减少对环境的影响,井工厂设计通常会在最小化的占地面积与作业规模要求之间妥协,这样的话,井控风险往往就得不到充分的考虑。这些井工厂的井间距很小,会加剧井控事故对资产完整性、人员安全以及作业连续性的影响。一个关键的问题就是将这种影响限制在事故井内,而不会对周围的井造成附带损害,如图2中展示的“约束笼”设计。

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图2. 在交叉作业与井控应急作业中,对井工厂设计进行井控风险评估的图解说明。

另一个普遍的问题是实施井控应急措施所需的通道与井距,例如哈里伯顿Athey Wagon设备作业所需的尺寸与空间如图所示。其他问题包括布置控制屏障与建立合适的交叉作业程序,以及事故期间井内产出流体与压井液导致的相关危险。这些问题可以通过在井工厂设计阶段,进行充分的预先规划与因地制宜的评估来确定与解决。重要的是,要让优秀的井控专业人员提供关键的经验与技术来开发合适的设计。

建井风险

在非常规页岩地层中,大部分目标地层是致密的或低渗透的。通常情况下,如果没有大规模的人工增产措施,比如水力压裂,地层流体就不能流动。因此,在目前的低成本环境下,井控风险并不总能在井设计与作业时得到适当的关注。设计上的妥协通常包括减小下套管的深度或数量。这将大大降低处理井溢流的能力,特别是发生在意料外或未被套管封固的渗透层的溢流。在某些情况下,来自这类区域的溢流可能被另一个区域的井漏所掩盖,而在为时已晚之前,都无法发现溢流,通常就是因为“这类井不会溢流”的假设。

为了用可持续的解决方案应对这些挑战,因此需要建立一个井控风险管理方案来识别、分析和缓解这些问题。这样的方案也可以制定指导方针,作为其他类似的井、地层或井工厂的长期实施准则。例如,多相流体溢流模型(图3)可以用来评估套管下入深度与套管柱数量是否足够,以应对可能发生的溢流。当窜流成为问题时,或者当溢流压破套管座时,额外的模拟,如图4所示,可以用来评估这些风险以及开发所需的缓解措施。这些工具有助于评估井设计的适宜性与维持适当的井控所需的设备,从而不会低估或高估所涉及的风险与成本。

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图3. 运用溢流模拟的来评估井控方案的示例

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图4. 储层流体对裂缝延伸的影响(窜流)的示例

井位风险

最近涌现越来越多的运用高密度井间距的井工厂,这些井工厂通常含有高达40余口的页岩油井,大大增加了井位问题的风险。若长水平段的井间距过小,则需要整个井眼从跟部至趾部的精确定位。这使得非常规井只有很少或根本没有机会进行中期调整,但常规井具有谨慎的靶点,因此可以进行调整。这些风险包括从没有钻至油藏靶点到生产井的意外碰撞等问题,通常都可以归因于钻井过程中管理井眼位置的问题。

有许多情况下,作业者在钻井时可能会无意碰到从同一个平台或附近的平台钻出来的自喷油井。其他情况则包括意料外压裂到正在钻进的井中,或钻入一口井压裂出的裂缝中。在这两种情况下,正在钻进的裸眼井段通常并不能处理大规模压裂或采油自喷压力。这就会导致井发生溢流,并可能压破套管鞋,然后导致地下井喷至地面。通过运用现有的井位技术,对井眼几何形状进行设计并保持恰当控制,可以显著降低这些风险。

当需要钻救援井时,这些井位风险就显得更为复杂。因为过度的破坏或地面上的碎屑阻塞,因此在无法封住地面通道或重新进入发生井喷的井时,才会需要救援井。在这种情况下,与任何目标井或邻井有关的井位不确定性,都会引起严重的复杂情况,这会增加救援井的作业时间与成本。在建井的设计与执行阶段可以很容易地解决这样的井位不确定性,成本远远低于任何由此引起的复杂情况,这些都是救援井所需要的。

同样的技术也可以应用于设计救援井的井眼形状与最佳的钻井地面位置。对于水平井来说,救援井最有效的交汇点是在井眼的跟部。图5展示了一个井间距小、多井与多平台的油田的一口救援井的计划地面位置研究结果。它提供的设计,如果需要的话,可以使救援井达到井眼的跟部并能够对油田内所有井进行压井。

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图5. 图为利用油田其他现有井平台,对井间距小的井工厂的救援井的地面位置进行可行性研究。

水力压裂风险

大型水力压裂在页岩油中的运用,为这些井的套管设计带来了新的认识。传统的因素,如允许的最大井口压力,通常都包括在大多数作业者使用的设计中。有一个方面可能并不总能够得到充分解决,这就是复杂的热量、压力与张力循环,以及它对套管的影响。这种循环发生在钻井、固井、压裂、返排与采油作业中。在返排、采油或其它作业过程中出现套管损坏的情况相当多,会导致套管后压力连通,或扩眼,或井喷,或通过上述所有情况逐步升级。对大多数套管损坏的情况进行后期的分析表明,胶结分离的原因是由于过度的张力,而不是套管本身被压裂。

目前可以利用现有的技术,进行工程分析与模拟,以评估这些复杂的加载循环,并建立适当的套管设计。这主要是运用计算流体动力学(CFD)与有限元分析(FEA)模型中的最新技术进行的,这些模型非常适合在需要的情况下对井的整个生命周期进行分析。

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图6. 这个整合了计算流体动力学与有限元分析的模型,展示了水力压裂作业过程中压力与力的分布,及其对井口机械完整性的影响。

结论

石油价格的回升使得钻井与采油作业增加,因此井控失败也随之增加。其中大部分是因为降低了质量保证与作业控制引起的机械问题,或由于缺乏合格的人员与适当的设备。井的整个生命周期,从设计、执行到结束,Wild Well正努力从这些事故中吸取经验教训。综合运用技术手段与专业知识可以减轻重大的井控风险,从而降低整体作业成本。

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