1、书山有路勤为径 ， 学海无涯苦作舟 。
产井井下风险评估方法海洋石油开发是目前的重点开发对象 ， 而如何才能够评估产井井下风险呢 。
下面小编就为大家带来了 ， 感兴趣的朋友可以看一看哦 。
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 。
随着油气资源的持续开采 ， 海上井网 。

2、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小 ， 同样存在一定的局限性 。
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 。
在产井井 。

【井下|产井井下风险评估方法_0】3、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、管理制度与体系、人员技术与操作四方面 。
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 ， 定量的评估井下风险 。
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的大小 。
因此从油藏 。

4、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 。
.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 。

5、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 。
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 。
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 。
以井为例 ， 井油组静压测 。

6、试数据如表所示 。
表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 ， 按照每梳理对应的压力值 ， 结合测试的原始数据形成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 ， 如图所示 。
压力梯度值与深度的拟合曲线公式为：.（）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 。
（）将.×
、.&tim 。

7、es;
代入上面公式（）得出井筒的流体压力系数为. ， 而根据油藏测试的数据得出 ， 目前的地层压力系数在.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.之间 ， 最低的压力系数是. ， 如图所示 。
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. ， 油井几乎没有自溢能力；当地层压力系数在.之间 ， 油井自溢能力很小；当地层压 。

8、力系数高于.时 ， 油井自溢能力较大 。
.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 。

9、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（）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（. ， .） ， 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时属于低能量 ， 属于中等能量 ， 大于属于高能量 。
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 。

10、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；井下风险中等的井占；井下风险低的井占 。
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 。
结论及建议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 。
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 。
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稿源：(未知)

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标题：井下|产井井下风险评估方法_0