王禹川

(中海油安全技术服务有限公司，天津 300456)

海上长期关停井风险评估及治理对策*

王禹川

(中海油安全技术服务有限公司，天津300456)

通过风险识别和评估指标的筛选，初步建立了海上长停井的风险评估及分级方法，并通过现状分析，从管理和技术方面提出了相应的措施建议，对海上长停井的有效治理以及相关制度和标准的制定具有一定的参考价值。

长停井 风险识别 风险评估 治理

1 中国海上油田长期关停井现状

依据相关调研资料。截至2014年底，我国海上油气井关井时间在1年以上的达到183口，其中以渤海地区最多(约占64%)，其次为南海西部区域(约占22%)和南海东部区域(约占13%)。

造成油气井关停的原因有多方面，但总体上可以归结为工程原因和地质油藏原因两大类[1]。前者包括井身结构因素(如管柱问题、井下设备失效)，地面设备因素(如地面控制设备故障、气举管线泄漏)，以及计划关停(如油田电力调配、开发计划调整)；后者多是产层状况不佳导致，如产层高含水、出砂、污染结垢、高气液比、无产能等。其中，地质油藏原因导致的关停占比更大。

目前，我国的石油行业标准SY/T6646-2006[2]对陆地油田长停井已有所定义，并提出了相应的管理及处置要求，但对于海上油气田长期关停井业界尚没有统一的定义和明确的管控程序。对于海上长停井的风险管理基本还是采取人员定期巡检的被动管理方式，对油气井的风险状况没有清晰的认识和准确把控，难以制定出基于风险的切实有效的管理措施。

2 海上长期关停井风险评估

海上关停井在长期关停或监控管理不善情况下将面临很高的风险，一旦发生油气泄漏，可能引发火灾爆炸、油气扩散、地层污染、H2S中毒、人员伤亡及海洋环境污染等事故，给井口平台、设备设施、人员及环境造成灾难性的后果[3]。鉴于此，建立一套行之有效的风险评估方法，开展海上油田长停井风险评估和分级管理尤为重要。

2.1 风险识别

根据海上长期关停井的特点，油气泄漏是最主要的风险因素，按照泄漏途径可以归结为两种类型：一种是油气从井口、采油树泄漏，造成井涌、井喷、海洋污染、人员伤害、火灾爆炸等；另一种是油气在井下泄漏并侵入地层，造成地层污染、淡水层污染、海底土壤甚至海水污染等。表1对海上油气田长期关停井风险进行了系统识别。

表1 海上油气田长期关停井风险识别

2.2 定性风险评估与分级方法

在充分考虑井的完整性条件[4]及外部环境条件因素下，根据我国海上油气井生产的实际情况和环境特点，将“环境敏感度”等7项指标作为评估指标，将风险程度总体划分为“低风险”、“中等风险”和“高风险”3个等级(见表2)。为方便操作，单井综合风险等级划分以各指标中最高者确定。

该方法简便易行，可实现对长期关停井进行快速的筛选分析，风险分级结果可作为生产管理者对油气井的安全状态进行分析判断的初步参考。

2.3 风险评估实例

依据本文所建立的海上长期关停井风险评估原则，对我国某海上油气田各长期关停井进行风险评估，结果如表3所示。

依据统计结果，该区块油田长期关停井共14口，其中5口为高风险，主要原因为井下无安全阀；8口为中等风险，主要原因为井口带压；其余1口为低风险井。

3 海上长期关停井治理措施

总体而言，我国对于海上油气田长期关停井的管理，目前主要存在以下几方面不足：①行业内缺乏针对性的管控和处置规范，海上长停井的管理缺乏明确定义和依据；②对海上长停井的风险管理主要采取腐蚀监测等被动管理方式；③目前大部分关停井采取的是关闭井下安全阀和油嘴阀门等临时性措施，风险较高；④由于地质情况或作业井自身情况的复杂性，大部分关停井的处置措施难以明确，得不到及时有效的治理[5,6]；⑤海上油气井的报废制度还不健全，废弃条件和实施流程尚未明确。

表3 我国某海上油气田长期关停井风险评估结果

注：表中“-”表示未提供数据统计，风险等级视为“低”。

针对以上问题的治理策略，应从管理和技术两方面着手，前者主要依靠建立和完善海上长停井的相关管理制度和操作程序，为油气井的有效治理提供有力的组织及制度保证；后者可通过开展相应的监测、评估、复产或报废技术研究，为海上长停井治理提供科学、合理的方法和工具。

3.1 管理措施

a)建立长期关停井关停期间的日常管理制度。长期关停井关停期间日常管理制度应考虑但不限于：详细的巡检要求、监测要求、井口管理要求、应急管理要求、设备设施维保要求，并充分考虑无人平台的特殊性和适用性。

b)建立长期关停井风险评估及分级管理制度。长期关停井风险评估和分级管理制度应考虑风险分级标准、分级管理要求等内容。

c)建立长期关停井再启用管理制度。长期关停井重新启用管理制度应考虑地质油藏情况、井口及井下设备、井下管柱状况、压力参数等，并制定相应的操作规程。

d)建立长期关停井报废管理制度。目前，SY/T6845-2011《海洋弃井作业规范》对临时弃井、永久弃井的封堵措施做了相关规定，但对于油气井报废条件和报废程序并未提及。

3.2 技术措施

a)高风险井专项评估。在长停井风险初步评估和分级的基础上，针对高含H2S、井口设备腐蚀严重、隔水套管下沉错位、油套窜通、套管带压等高风险井，需要进一步开展专项评估，为下一步措施提供明确的技术参考。

b)腐蚀监测。对于计划或已经关停时间较长，且没有进一步计划措施的长期关停井应开展必要的腐蚀监测。

c)临时封堵。通过开展海上油气井临时封堵技术研究，以对长期关停井采取有效可行的封堵措施。

d)设备维修及更换。针对套管或采油树腐蚀严重、井下无安全阀或井下安全阀、封隔器失效等长期关停井，应研究合理可行的维修更换措施，以确保相应屏障设备的完好性和有效性。

e)复产研究。海上油气井的长期闲置不仅造成设备设施资源的浪费，同时也面临很高的社会与环境风险，对于具备一定生产和利用价值的长停井，应积极开展防沙固沙、调堵技术、酸化、压裂、转注等复产方案研究。

4 结语

开展海上长期关停井风险评估是实现有效治理的重要基础，首先应在风险辨识的基础上，依据建立的评估体系，采用定性分析方法进行初步的风险评定和等级划分，对于高风险井还应开展进一步的专项评估或定量分析。本文针对海上长停井提出了一套简单实用的定性分析方法，而对于风险的量化评估还有待进一步研究。同时鉴于我国海上长停井的管理还存在制度空白，业界相关部门和企业应尽快建立并完善包括长停井日常管理、风险评估、处置、报废在内的管理制度及作业规范，并积极开展针对海上长停井的腐蚀监测、临时封堵、复产方案等技术研究与应用。

[1] NORSOK STANDARD D-010 Well integrity in drilling and well operations[S]. Rev.4, 2013.

[2] SY/T 6646-2006．废弃井及长停井处置指南[S]．

[3] 李志楠．基于故障树分析的储气井风险评价方法[D]．大连：大连理工大学，2012．

[4] 郑有成，张果，游晓波，等．油气井完整性与完整性管理[J]．钻采工艺，2008，31(5)：6-9．

[5] 孙超，王军，刘成双，等．扶余油田废弃井处置基础研究与应用[J]．特种油气藏，2011，18(4)：126-128．

[6] 宁永庚，张绍广．渤中BZ28-1油气田关停井的改造利用[J]．石油天然气学报(江汉石油学院学报)，2008，30(6)：352-353．

MaritimeLongStopWellRiskAssessmentandManagementCountermeasures

Wang Yuchuan

(CNOOC Safety Technology Service Co. Ltd.，Tianjing，300456)

This paper initially established a maritime long stop well risk assessment and classification methods by screening for risk identification and assessment indicators, and through the status analysis，puts forward the corresponding measures from the aspects of management and technical advice respectively, which has a certain reference value to maritime long stop well effective governance and related system and standard formulation.

long stop well；risk identification；risk assessment；countermeasure

2016-04-19

王禹川，工程师，2012年硕士毕业于西南石油大学海洋油气工程专业，现主要从事设备设施完整性管理方向的研究工作。

中海石油(中国)有限公司重点科研项目《长期关停井管理调研分析》(PJ-WZ-2015-006)