渤海油田无人平台批量修井敏感性研究

孟凡贵，王晓雷，刘永勤

(1.中海油田服务股份有限公司天津分公司 天津300450；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津300450)

0 引 言

随着渤海油田开发深入，边际油田开发成为增储上产的重要措施，无人简易平台的数量也随之增加。简易平台是指油气井数不多、不安装修井机、上部设施较少的生产平台[1]。为降低开发成本、减少人员操作及设备维修费用，利用现代技术将这种平台的海上生产设计为无人化生产模式[2]。目前渤海无人平台动管柱修井作业主要靠自升式钻井平台实施。自升式钻井平台修井具有资源少、动复员费用高的特点，由此造成无人平台修井作业费用高。油水井修井作业费作为油田生产操作费的重要组成部分，在无人平台方案中占比可达1/4 左右，对项目的投资收益率有重要的影响。长期以来无人平台动管柱修井作业大多采用批量修井的作业方式。尽管批量修井能够均摊自升式钻井平台的动复员费，但往往造成油水井躺井时间延长，影响了原油产量。

截止到2017 年，渤海油区无人平台共有24 个，其中渤南区块有12 个，占48%。据统计，渤海无人平台油井平均躺井时间约为363 d，平均单井损失的原油产量达万吨。本文通过分析批量修井造成的原油产量损失以及自升式钻井平台的修井费用，提出无人平台批量修井敏感性分析方法。

1 批量修井敏感性分析方法

无人平台修井采用自升式平台修井，自升式平台是一种具备自升能力的平台，已经广泛应用于钻修井作业，在边际油田的开发中体现了巨大的优势，极大地提升了边际油田的边际效益。由于自升式平台需要进行动复员、就位、插桩、拔桩等操作过程，需要船舶辅助，单次作业成本较大。[3]

批量修井能够均摊自升式钻井平台的动复员费，但也造成油水井躺井时间延长，影响平台原油产量，降低油田的生产时率。因此，在油田开发前期研究阶段，为了保证油田原油配产指标，修井作业往往按照一口井一修的作业模式来计算。这种方法能够最大限度减少油井躺井时间，降低故障井对平台原油产量的影响，与此同时造成修井费用居高不下，对某些经济效益一般甚至较差的边际油田影响尤为突出。

1.1 渤海油田修井频率

修井作业根据作业方式可分为动管柱修井作业和不动管柱修井作业。动管柱修井作业主要包括检泵、大修井、动管柱井筒措施。无人平台动用自升式钻井平台修井主要针对动管柱修井作业，因此针对动管柱修井方式进行修井频率统计分析(本文根据渤海2014—2016 年修井作业数据进行统计分析)。

1.1.1 不同类型的修井频率

根据统计分析，得到渤海不同井别的修井频率以及采油井不同类型的动管柱修井作业频率，如图1、图2 所示。

图1 渤海不同井别修井频率(井次/年)Fig.1 Workover frequencies of different wells in Bohai Sea(well times/year)

图2 渤海采油井动管柱作业频率(井次/年)Fig.2 Operation frequency of moving string in Bohai oil production wells(well times/year)

通过图1、图2 可以看出：

①检泵作业频率最高，占比59%；动管柱作业作业频率次之，占比30%；大修作业频率最低，占比11%。

②采油井检泵作业频率为0.244 4 井次/年，动管柱措施作业频率为0.126 井次/年，大修作业频率为0.044 井次/年。

图3 渤海采油井动管柱修井频率Fig.3 Workover frequency of moving string in Bohai oil production wells

③渤海油区采油井动管柱修井频率平均值为0.414 4 井次/年。

④采油井动管柱修井作业频率最高，为0.414 4 井次/年；注水井次之，为0.122 4 井次/年；水源井最低，为0.014 6 井次/年。

1.1.2 修井频率与油田投产年限的关系

根据渤海2014—2016 年期间修井作业数据，按照投产年的井进行统计分析，得到修井频率与投产年限的曲线图，见图3。

通过图3 可以初步看出：

①按照作业类型来看，检泵作业修井频率最高，动管柱措施次之，大修作业频率最低；

②动管柱修井作业频率在投产第1 年较低，从第2 年开始修井频率提高，在第3 年到第9 年修井频率虽有波动但仍处于较高水平，从第9 年开始到第13 年，修井评率呈现下降趋势，第13 年以后，修井频率又呈现上升趋势，但总体上比投产前期修井频率略低。

1.2 批量修井敏感系数(S)

批量修井方式主要是有两个特点：一是均摊动复员费，二是躺井时间过长，影响原油产量。通过对比因批量修井造成停井而损失的原油产量与自升式钻井平台动复员费，得到批量修井的敏感系数。

批量修井敏感系数(S)是因批量修井造成油井躺井而影响的原油价值(取净现值)与自升式钻井平台动复员费用的比值，其公式如下：

其中，S 为批量修井敏感系数；P 为在油田投产年限内，因批量修井造成油井躺井时间内原油产量损失的价值折算净现值，单位为万元；W 为渤海常用自升式钻井平台动复员费用，暂取800 万元；NPV 取净现值函数，按照固定折现率取值；k 为原油价格，按照参数油价，本文取值50 美元/桶；m 为单井日原油产量，由油藏配产数据提供；t 为因批量修井造成的油井停产天数。

1.2.1 修井批量

修井批量(i)是指自升式钻井平台动复员一次修井的数量。修井批量越大，单井均摊的动复员费用越低。当i＝1 时，表示一口井发生故障，自升式钻井平台动复员进行修井作业；当i＝2 时，表示一口井发生故障暂时不修井，等到第二口井发生故障时，自升式钻井平台动复员对两口井进行修井作业。这意味着在修井批量i＝2 时，有1 口故障井处于停井状态。依此类推，当i＝3 时，最多有2 口井处于停井状态。通过分析可知，修井批量i 越大，意味着越多的故障井处于停井状态，对原油产量影响也越大。

1.1.2 停井天数(t)

停井天数(t)是指因批量修井造成油水井躺井待修的天数。通过对油田或周边油田修井作业数据的统计分析，得到油田动管柱作业的单井修井频率。结合修井频率以及修井批量(i)，根据油田井数以及投产年限，进行分年停井天数划分。由于修井作业工期与是否批量修井无关，因此停井天数未考虑修井作业工期。

例如，某油田为 3 口井平台，其修井频率为881 d/a，则每口井折合修井频率为881/3＝294 d/a。该油田的停产天数划分见表1。

表1 油田停产天数分年划分表Tab.1 Annual division of oilfield shutdown days

1.2.3 批量修井敏感系数的意义

批量修井敏感系数需要针对具体油田进行具体分析，一般来说：

当S＞1 时，批量修井损失的原油价值大于自升式钻井平台动复员费，采用1 口井一修的修井模式。

当0.5＜S＜1 时，批量修井损失的原油价值为自升式钻井平台动复员费的1/2，采用2 口井一修的修井模式。

当S＜0.33 时，批量修井损失的原油价值为自升式钻井平台动复员费的1/3，采用3 口井一修的修井方式。

2 批量修井敏感性分析方法应用

以渤海某3 口油井的油田为例，该油田设计投产年限17 年，其油藏配产指标见表2。

2.1 确定停井天数

通过统计分析周边油田的修井频率，得到采油井动管柱作业修井频率为0.414 4 井次/年。根据修井频率计算在投产年限内分年停井天数见表3。

表2 油田原油配产指标Tab.2 Crude oil production allocation index

表3 分年停井天数Tab.3 Annual shutdown days

2.2 确定停井影响的原油价值

根据分年停井天数以及油田原油配产指标，计算每个投产年原油损失的原油产量。见图4、图5。

图4 修井批量i＝2时原油产量影响Fig.4 Effect of workover batch i＝2 on crude oil production

图5 修井批量i＝3时原油产量影响Fig.5 Effect of workover batch i＝3 on crude oil production

2.3 确定批量修井敏感系数(S)

根据表3 的数据，通过与自升式钻井平台动复员费进行比较，计算批量修井敏感系数，见图6。

图6 3口井平台批量修井敏感系数Fig.6 Sensitivity coefficient of batch workover for three well platform

通过图6 可以看出，该油田在投产前9 年适宜一口井一修的作业方式，在第9 至15 年间适合2 口井一修，在投产15 年以后适合3 口井一修。

3 结 论

根据渤海油田钻修井设备现状，设备待命每天损失达20 余万元[4]，由于集中批次修井是连续修井，不存在设备待命情况，减少了修井的总体成本。无人平台批量修井敏感性分析方法从对原油产量影响的角度提出了修井敏感系数，由于兼顾考虑了批量修井模式减少的自升式钻井平台动复员费与躺井影响的原油产量之间的关系，能够科学指导前期研究阶段无人平台批量修井的作业模式，从而合理计算油水井作业费。对在生产的海上无人平台的批量修井方式，该方法也能够提供参考指导意见。■